JP6852684B2 - 液化燃料ガスの成分調整装置 - Google Patents
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Description
本発明は、例えば天然ガスを液化したＬＮＧのような液化燃料ガスの成分調整装置に関する。
液化燃料ガスの例として、液化天然ガス（ＬＮＧ）を例に挙げて説明する。
ＬＮＧ基地においては、ＬＮＧを気化させて都市ガス向けの燃料ガス、および発電向けの燃料ガスが製造されている。
都市ガス向けの燃料ガスは、都市ガスとして規定された熱量範囲を満足するように熱量を調整して供給する必要がある。ＬＮＧを気化させたＮＧ（天然ガス）の熱量は上述した規定熱量範囲より低い場合が多く、通常、増熱剤（ＬＰＧ等）を混合して熱量調整する。
他方、発電向けの燃料ガスは、都市ガス向けのように熱量範囲が規定されているわけではなく、通常は熱量調整を行わずに供給されている。
ＬＮＧ基地においては、ＬＮＧを気化させて都市ガス向けの燃料ガス、および発電向けの燃料ガスが製造されている。
都市ガス向けの燃料ガスは、都市ガスとして規定された熱量範囲を満足するように熱量を調整して供給する必要がある。ＬＮＧを気化させたＮＧ（天然ガス）の熱量は上述した規定熱量範囲より低い場合が多く、通常、増熱剤（ＬＰＧ等）を混合して熱量調整する。
他方、発電向けの燃料ガスは、都市ガス向けのように熱量範囲が規定されているわけではなく、通常は熱量調整を行わずに供給されている。
都市ガス向けの燃料ガスに混合される増熱剤はＬＮＧとは別途調達する必要があり、そのコスト削減には大きなニーズがある。混合する増熱剤量を低減するための一方策として、熱量調整が要求されない発電向け燃料ガスからプロパン、ブタン等の重質成分を分離回収し、熱量調整に用いる技術が例えば特許文献１に開示されている。
特許文献１においては、ＬＮＧを気化させたＮＧから重質成分を分離回収する分離回収装置として蒸留装置、ガス分離装置、吸着装置が実施の形態に開示されている。
しかし、蒸留装置は設備構成が複雑でありコストが高くなるし、吸着装置はバッチ式であるため、連続処理を行うには複数の吸着装置を組み合わせる必要があり構成が複雑でコストが高くなるという問題がある。
他方、ガス分離膜装置は装置構造が単純でコストが低いという利点がある。なお、ガス分離装置に使用される分離膜は、ガスの種類によって透過しやすさが異なる性質を利用して多成分系ガスから特定成分のガスを分離するものであり、例えばゴム状高分子膜やガラス状高分子膜などがある。膜を透過して流出してくるガス（透過ガス）には、透過しやすいガス成分が濃縮されている。一方、膜を透過しないで流出してくるガス（非透過ガス）には、逆に透過しにくいガス成分が濃縮されている。膜を透過する際には圧力損失が生じ、透過ガスの圧力は、分離膜に供給される供給ガスの圧力より低下することになる。非透過ガスも多少の圧力低下は生じるが、その程度は透過ガスの圧力低下に比較して非常に小さい。
しかし、蒸留装置は設備構成が複雑でありコストが高くなるし、吸着装置はバッチ式であるため、連続処理を行うには複数の吸着装置を組み合わせる必要があり構成が複雑でコストが高くなるという問題がある。
他方、ガス分離膜装置は装置構造が単純でコストが低いという利点がある。なお、ガス分離装置に使用される分離膜は、ガスの種類によって透過しやすさが異なる性質を利用して多成分系ガスから特定成分のガスを分離するものであり、例えばゴム状高分子膜やガラス状高分子膜などがある。膜を透過して流出してくるガス（透過ガス）には、透過しやすいガス成分が濃縮されている。一方、膜を透過しないで流出してくるガス（非透過ガス）には、逆に透過しにくいガス成分が濃縮されている。膜を透過する際には圧力損失が生じ、透過ガスの圧力は、分離膜に供給される供給ガスの圧力より低下することになる。非透過ガスも多少の圧力低下は生じるが、その程度は透過ガスの圧力低下に比較して非常に小さい。
ここで、特許文献１に記載された膜分離によるガス分離装置に関する第５実施の形態について検討する。
特許文献１の第５実施の形態では、特許文献１の図５に示されるように、気化器で気化したガスを分岐して、一方はガス分離装置に他方は熱量調整装置に流し、ガス分離装置で膜分離されたガスは一旦ガスタンクに貯留して熱量調整装置に増熱剤として供給するようになっている。
特許文献１の第５実施の形態では、特許文献１の図５に示されるように、気化器で気化したガスを分岐して、一方はガス分離装置に他方は熱量調整装置に流し、ガス分離装置で膜分離されたガスは一旦ガスタンクに貯留して熱量調整装置に増熱剤として供給するようになっている。
特許文献１のガス分離装置を用いたプロセスは、特許文献１の図５に示されるようにガスの送出圧力において重質成分を分離し、概略同一圧力の送出ラインに混合している。ガス分離装置においてガスを膜分離するためには、透過側の圧力を装置入口より低くする必要がある。
メタンを透過しやすい分離膜を使用した場合、発電用ガスとして送出されるメタンガスは６１のラインより必ず低圧である。発電用ガスとして要求される圧力を確保するためには、６１のライン圧をその要求圧力より高くする必要がある。ここで、６１のラインは、そのまま都市ガス向けラインに接続されている。一般に、発電用ガスと都市ガス向けガスの要求圧力は概略同じ場合が多い。都市ガス向けラインの圧力が、その要求圧力を満足するようにするためには、高圧状態の６１のライン圧から減圧する必要があり、ＬＮＧポンプ１７ａ、１７ｂの昇圧動力の一部が無駄となり損失が生じていた。
逆に、プロパン、ブタン等の重質成分を透過しやすい分離膜を使用した場合、４１のラインを通る透過ガスは６１のラインより必ず低圧である。この透過ガスを特許文献１の図５の６３に示される熱量調整装置にて６１のラインを通る被混合ガスに混合して熱量調整に用いるには、透過ガスの圧力を被混合ガス以上にする必要があり、６２に示される弁で６１のラインを減圧せざるを得ず、損失が生じていた。
メタンを透過しやすい分離膜を使用した場合、発電用ガスとして送出されるメタンガスは６１のラインより必ず低圧である。発電用ガスとして要求される圧力を確保するためには、６１のライン圧をその要求圧力より高くする必要がある。ここで、６１のラインは、そのまま都市ガス向けラインに接続されている。一般に、発電用ガスと都市ガス向けガスの要求圧力は概略同じ場合が多い。都市ガス向けラインの圧力が、その要求圧力を満足するようにするためには、高圧状態の６１のライン圧から減圧する必要があり、ＬＮＧポンプ１７ａ、１７ｂの昇圧動力の一部が無駄となり損失が生じていた。
逆に、プロパン、ブタン等の重質成分を透過しやすい分離膜を使用した場合、４１のラインを通る透過ガスは６１のラインより必ず低圧である。この透過ガスを特許文献１の図５の６３に示される熱量調整装置にて６１のラインを通る被混合ガスに混合して熱量調整に用いるには、透過ガスの圧力を被混合ガス以上にする必要があり、６２に示される弁で６１のラインを減圧せざるを得ず、損失が生じていた。
もっとも、５７のガス分離装置の上流もしくは下流にコンプレッサーを設けることで、弁６２における減圧操作無しに、膜分離に必要な圧力差を確保した上で透過ガスの圧力を被混合ガス以上にできるが、この場合にはガスの昇圧に伴う消費動力が大きいという問題がある。
なお、分離膜を用いたガス分離装置に関し、膜透過の差圧を確保する手段として、もともと圧力の低い昇圧装置のサクション側に透過ガスを戻すことが考えられ、そのようなプロセスの例が特許文献２に開示されている。
しかし、特許文献２に開示されているような気体の混合では昇圧装置（図２の７）としてコンプレッサーを用いる他無く、やはり大きな消費動力がかかる。
しかし、特許文献２に開示されているような気体の混合では昇圧装置（図２の７）としてコンプレッサーを用いる他無く、やはり大きな消費動力がかかる。
また、特許文献１においてＢＯＧ（ボイルオフガス）はＢＯＧコンプレッサ５３で昇圧されて発電所に送出されているが、この点でもガスの昇圧に伴う消費動力が大きいという問題がある。
本発明はかかる課題を解決するためになされたものであり、液化燃料ガスから重質成分を膜分離装置で分離し、分離された重質成分を混合することで成分調整するに際して消費動力が大きくなることなく効率的に重質成分を分離して混合調整することができ、かつＢＯＧの送出にかかる消費電力も低減できる液化燃料ガスの成分調整装置を提供することを目的としている。
（１）本発明に係る液化燃料ガスの成分調整装置は、液化燃料ガスにおける重質成分が希薄となった低発熱量ガスを供給するための第一ラインと、液化燃料ガスにおける重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するための第二ラインと、液化燃料タンクで発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ラインとを備え、
前記第一ラインは、前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する第一気液混合装置と、該第一気液混合装置で混合された第一混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
前記第二ラインは、前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記液化燃料ガスに混合する第二気液混合装置と、該第二気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有し、
前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガス供給ラインとを備えたことを特徴とするものである。
前記第一ラインは、前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する第一気液混合装置と、該第一気液混合装置で混合された第一混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
前記第二ラインは、前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記液化燃料ガスに混合する第二気液混合装置と、該第二気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有し、
前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガス供給ラインとを備えたことを特徴とするものである。
（２）上記（１）に記載のものにおいて、前記第一ライン及び前記第二ラインは、液化燃料タンクから送出された液化燃料ガスが流れる液化燃料ガスラインが分岐したものであることを特徴とするものである。
（３）また、上記（２）に記載のものにおいて、前記膜分離装置の下流側に設けた第２膜分離装置と、該第２膜分離装置で分離されて重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記ＢＯＧ再液化ライン又は前記第一気液混合装置に供給するリサイクルラインとを備えたことを特徴とするものである。
（４）本発明に係る液化燃料ガスの成分調整装置は、液化燃料タンクから送出された液化燃料ガスが流れる液化燃料ガスラインと、該液化燃料ガスラインが分岐した、重質成分が希薄となった低発熱量ガスを供給するための第一ラインと、重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するための第二ラインと、前記液化燃料タンクで発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ラインとを備え、
前記液化燃料ガスラインは前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する分岐前気液混合装置を有し、
前記第一ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
前記第二ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有し、
前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記ＢＯＧ再液化ライン又は前記分岐前気液混合装置に供給する濃縮ガス供給ラインとを備えたことを特徴とするものである。
前記液化燃料ガスラインは前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する分岐前気液混合装置を有し、
前記第一ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
前記第二ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有し、
前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記ＢＯＧ再液化ライン又は前記分岐前気液混合装置に供給する濃縮ガス供給ラインとを備えたことを特徴とするものである。
（５）また、上記（４）に記載のものにおいて、前記第一ラインは、前記第一ポンプの上流側に前記混合液に重質成分が濃縮された濃縮ガスを混合する第一気液混合装置と、前記膜分離装置の下流側に設けた第２膜分離装置と、該第２膜分離装置で分離されて重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記第一気液混合装置に供給するリサイクルラインとを備えたことを特徴とするものである。
（６）本発明に係る液化燃料ガスの成分調整装置は、液化燃料タンクから送出された液化燃料ガスが流れる液化燃料ガスラインと、該液化燃料ガスラインが分岐した、重質成分が希薄となった低発熱量ガスを供給するための第一ラインと、重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するための第二ラインと、前記液化燃料タンクで発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ラインとを備え、
前記液化燃料ガスラインは前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する分岐前気液混合装置を有し、
前記第一ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置と、該膜分離装置の下流側に設けられて前記膜分離装置を通過した重質成分が希薄となったガスから重質成分を分離する第２膜分離装置とを有し、
前記第二ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液に前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを混合する第二気液混合装置と、第二気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有し、
前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガス供給ラインと、
前記第２膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記ＢＯＧ再液化ライン又は前記分岐前気液混合装置に供給するリサイクルラインとを備えたことを特徴とするものである。
前記液化燃料ガスラインは前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する分岐前気液混合装置を有し、
前記第一ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置と、該膜分離装置の下流側に設けられて前記膜分離装置を通過した重質成分が希薄となったガスから重質成分を分離する第２膜分離装置とを有し、
前記第二ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液に前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを混合する第二気液混合装置と、第二気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有し、
前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガス供給ラインと、
前記第２膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記ＢＯＧ再液化ライン又は前記分岐前気液混合装置に供給するリサイクルラインとを備えたことを特徴とするものである。
（７）また、上記（２）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第１の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第１の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（８）また、上記（２）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第２の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第２の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（９）また、上記（３）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガス、及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第３の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガス、及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第３の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（１０）また、上記（３）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第４の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第４の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（１１）また、上記（４）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガスの全量が前記分岐前気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第５の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガスの全量が前記分岐前気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第５の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（１２）また、上記（４）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記分岐前気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第６の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記分岐前気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第６の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（１３）また、上記（５）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置に供給される前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記第一気液混合装置に供給される混合液の圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガス、及び前記第一気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記分岐前気液混合装置及び前記第一気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第７の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置に供給される前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記第一気液混合装置に供給される混合液の圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガス、及び前記第一気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記分岐前気液混合装置及び前記第一気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第７の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（１４）また、上記（５）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置及び前記第一気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置及び前記第一気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第８の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置及び前記第一気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置及び前記第一気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第８の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（１５）また、上記（６）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置に供給される前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記第二気液混合装置に供給される混合液の圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガス、及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記分岐前気液混合装置及び前記第二気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第９の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置に供給される前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記第二気液混合装置に供給される混合液の圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガス、及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記分岐前気液混合装置及び前記第二気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第９の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（１６）また、上記（６）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置及び前記第二気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置及び前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第１０の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置及び前記第二気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置及び前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第１０の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（１７）また、上記（１）乃至（１６）のいずれか一項に記載のものにおいて、濃縮ガス供給ラインにおいて、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記第一ライン又は前記第二ラインを流れる多成分系液化ガスの冷熱で冷却する熱交換器を設けたことを特徴とするものである。
（１８）本発明に係る液化燃料ガスの成分調整装置は、液化燃料ガスにおける重質成分が希薄となった低発熱量ガスを供給するための第一ラインと、液化燃料ガスにおける重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するための第二ラインと、液化燃料タンクで発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ラインと、前記第一ラインを流れる液化燃料ガスの特定成分が濃縮された濃縮ガスを気液分離装置で気液分離して、分離された分離液を前記第二ラインに供給し、分離された分離ガスを前記第一ラインに供給する濃縮ガス分離供給ラインとを備え、
前記第一ラインは、前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する第一気液混合装置と、該第一気液混合装置で混合された第一混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
濃縮ガス分離供給ラインは、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記気液分離装置に供給する濃縮ガス供給ラインと、該濃縮ガス供給ラインに設けられて第一ライン又は前記第二ラインを流れる液化燃料ガスの冷熱で前記濃縮ガスを冷却する熱交換器と、前記気液分離装置で分離された分離液を前記第二ラインに供給する分離液供給ラインと、前記気液分離装置で分離された分離ガスを前記第一ラインの第一気液混合装置に供給する分離ガス供給ラインとを有し、
前記第二ラインは、前記分離液供給ラインから供給された分離液が混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器と有することを特徴とするものである。
前記第一ラインは、前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する第一気液混合装置と、該第一気液混合装置で混合された第一混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
濃縮ガス分離供給ラインは、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記気液分離装置に供給する濃縮ガス供給ラインと、該濃縮ガス供給ラインに設けられて第一ライン又は前記第二ラインを流れる液化燃料ガスの冷熱で前記濃縮ガスを冷却する熱交換器と、前記気液分離装置で分離された分離液を前記第二ラインに供給する分離液供給ラインと、前記気液分離装置で分離された分離ガスを前記第一ラインの第一気液混合装置に供給する分離ガス供給ラインとを有し、
前記第二ラインは、前記分離液供給ラインから供給された分離液が混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器と有することを特徴とするものである。
（１９）また、上記（１８）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインにおいて熱交換器を設ける代わりに、前記第一ラインを流れる液化燃料ガスの一部を前記第一ポンプの下流側から前記気液分離装置に供給する第一液化燃料ガス供給ラインを設けたことを特徴とするものである。
（２０）また、上記（１８）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインにおいて熱交換器を設ける代わりに、前記第二ラインを流れる液化燃料ガスの一部を第二ポンプの下流側から前記気液分離装置に供給する第二液化燃料ガス供給ラインと、第一ラインにおける第一ポンプの下流側から前記第二ラインの前記第二ポンプの上流側に液化燃料ガスを供給する第一液化燃料ガス分岐ラインを設けたことを特徴とするものである。
（２１）本発明に係る液化燃料ガスの成分調整装置は、液化燃料タンクから送出された液化燃料ガスが流れる液化燃料ガスラインと、該液化燃料ガスラインが分岐した、重質成分が希薄となった低発熱量ガスを供給するための第一ラインと、重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するための第二ラインと、前記液化燃料タンクで発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ラインと、前記第一ラインを流れる液化燃料ガスの特定成分が濃縮された濃縮ガスを気液分離装置で気液分離して、分離された分離液を前記第二ラインに供給し、分離された分離ガスを前記液化燃料ガスラインに供給する濃縮ガス分離供給ラインとを備え、
前記液化燃料ガスラインは前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧと前記濃縮ガス分離供給ラインから供給される前記分離ガスを混合する分岐前気液混合装置を有し、
前記第一ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
濃縮ガス分離供給ラインは、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記気液分離装置に供給する濃縮ガス供給ラインと、該濃縮ガス供給ラインに設けられて第一ライン又は前記第二ラインを流れる液化燃料ガスの冷熱で前記濃縮ガスを冷却する熱交換器と、前記気液分離装置で分離された分離液を前記第二ラインに供給する分離液供給ラインと、前記気液分離装置で分離された分離ガスを前記分岐前気液混合装置に供給する分離ガス供給ラインとを有し、
前記第二ラインは、前記分離液供給ラインから供給された分離液が混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有することを特徴とするものである。
前記液化燃料ガスラインは前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧと前記濃縮ガス分離供給ラインから供給される前記分離ガスを混合する分岐前気液混合装置を有し、
前記第一ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
濃縮ガス分離供給ラインは、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記気液分離装置に供給する濃縮ガス供給ラインと、該濃縮ガス供給ラインに設けられて第一ライン又は前記第二ラインを流れる液化燃料ガスの冷熱で前記濃縮ガスを冷却する熱交換器と、前記気液分離装置で分離された分離液を前記第二ラインに供給する分離液供給ラインと、前記気液分離装置で分離された分離ガスを前記分岐前気液混合装置に供給する分離ガス供給ラインとを有し、
前記第二ラインは、前記分離液供給ラインから供給された分離液が混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有することを特徴とするものである。
（２２）また、上記（２１）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインにおいて熱交換器を設ける代わりに、第二ラインを流れる液化燃料ガスの一部を前記第二ポンプの下流側から前記気液分離装置に供給する第二液化燃料ガス供給ラインを設けたことを特徴とするものである。
（２３）また、上記（１８）に記載のものにおいて、前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、前記分離ガス供給ラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二ラインに供給する分離液の量を調整する分離液制御弁と、
前記第一気液混合装置に供給される液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記分離ガス供給ラインを流れる分離ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び前記分離ガスの全量が前記第一気液混合装置で液化するように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第１３の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記第一気液混合装置に供給される液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記分離ガス供給ラインを流れる分離ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び前記分離ガスの全量が前記第一気液混合装置で液化するように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第１３の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（２４）また、上記（１８）に記載のものにおいて、前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、前記分離ガス供給ラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二ラインに供給する分離液の量を調整する分離液制御弁と、
前記第一気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第１４の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記第一気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第１４の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（２５）また、上記（１９）に記載のものにおいて、前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、前記分離ガス供給ラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、前記第一液化燃料ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する液化燃料ガス量を調整する第１液化燃料ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二ラインに供給する分離液の量を調整する分離液制御弁と、
前記第一気液混合装置に供給される液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記分離ガス供給ラインを流れる前記ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び前記分離ガスの全量が前記第一気液混合装置で液化するように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第１液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第１５の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記第一気液混合装置に供給される液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記分離ガス供給ラインを流れる前記ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び前記分離ガスの全量が前記第一気液混合装置で液化するように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第１液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第１５の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（２６）また、上記（１９）に記載のものにおいて、前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、前記分離ガス供給ラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、前記第一液化燃料ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する液化燃料ガス量を調整する第１液化燃料ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二ラインに供給する分離液の量を調整する分離液制御弁と、
前記第一気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第１液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第１６の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記第一気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第１液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第１６の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（２７）また、上記（２０）に記載のものにおいて、前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、前記分離ガス供給ラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二ラインに供給する分離液の量を調整する分離液制御弁と、前記第二液化燃料ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する液化燃料ガス量を調整する第２液化燃料ガス制御弁と、前記第一液化燃料ガス分岐ラインに設けられて前記第二ラインに供給する液化燃料ガス量を調整する第３液化燃料ガス制御弁と、
前記第一気液混合装置に供給される液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記分離ガス供給ラインを流れる前記分離ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び前記分離ガスの全量が前記第一気液混合装置で液化するように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第２液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御し、前記第一液化燃料ガス分岐ラインを流れる液化燃料ガスの流量が前記第二液化燃料ガス供給ラインを流れる液化燃料ガスの流量以上になるように前記第３液化燃料ガス制御弁を制御する第１７の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記第一気液混合装置に供給される液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記分離ガス供給ラインを流れる前記分離ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び前記分離ガスの全量が前記第一気液混合装置で液化するように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第２液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御し、前記第一液化燃料ガス分岐ラインを流れる液化燃料ガスの流量が前記第二液化燃料ガス供給ラインを流れる液化燃料ガスの流量以上になるように前記第３液化燃料ガス制御弁を制御する第１７の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（２８）また、上記（２０）に記載のものにおいて、前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、前記分離ガス供給ラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二ラインに供給する分離液の量を調整する分離液制御弁と、前記第二液化燃料ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する液化燃料ガス量を調整する第２液化燃料ガス制御弁と、前記第一液化燃料ガス分岐ラインに設けられて前記第二ラインに供給する液化燃料ガス量を調整する第３液化燃料ガス制御弁と、
前記第一気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第２液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御し、前記第一液化燃料ガス分岐ラインを流れる液化燃料ガスの流量が前記第二液化燃料ガス供給ラインを流れる液化燃料ガスの流量以上になるように前記第３液化燃料ガス制御弁を制御する第１８の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記第一気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第２液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御し、前記第一液化燃料ガス分岐ラインを流れる液化燃料ガスの流量が前記第二液化燃料ガス供給ラインを流れる液化燃料ガスの流量以上になるように前記第３液化燃料ガス制御弁を制御する第１８の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（２９）また、上記（２１）に記載のものにおいて、前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、前記分離ガス供給ラインに設けられて前記分岐前気液混合装置に供給する分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二ラインに供給する分離液の量を調整する分離液制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記分離ガス供給ラインを流れる前記分離ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び分離ガスの全量が前記分岐前気液混合装置で液化するように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第２１の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記分離ガス供給ラインを流れる前記分離ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び分離ガスの全量が前記分岐前気液混合装置で液化するように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第２１の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（３０）また、上記（２１）に記載のものにおいて、前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、前記分離ガス供給ラインに設けられて前記分岐前気液混合装置に供給する分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二ラインに供給する分離液の量を調整する分離液制御弁と、
前記分岐前気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第２２の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記分岐前気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第２２の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（３１）また、上記（２２）に記載のものにおいて、前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、前記分離ガス供給ラインに設けられて前記分岐前気液混合装置に供給する分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二ラインに供給する分離液の量を調整する分離液制御弁と、前記第二液化燃料供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する液化燃料ガス量を調整する第２液化燃料制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記分離ガス供給ラインを流れる前記分離ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び分離ガスの全量が前記分岐前気液混合装置で液化するように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第２液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第２３の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記分離ガス供給ラインを流れる前記分離ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び分離ガスの全量が前記分岐前気液混合装置で液化するように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第２液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第２３の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（３２）また、上記（２２）に記載のものにおいて、前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、前記分離ガス供給ラインに設けられて前記分岐前気液混合装置に供給する分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二ラインに供給する分離液の量を調整する分離液制御弁と、前記第二液化燃料供給ラインに設けられて前記気液分離装置に供給する液化燃料ガス量を調整する第２液化燃料制御弁と、
前記分岐前気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第２液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第２４の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記分岐前気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記分離ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御し、前記気液分離装置内の圧力、温度及び液面レベルを検出して前記気液分離装置内の圧力及び液面レベルが所定の範囲内になるように前記濃縮ガス制御弁、前記第２液化燃料ガス制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第２４の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
本発明においては、第一ラインの第一気液混合装置でＢＯＧを液化燃料ガスに混合し、混合液を第一昇圧ポンプで昇圧して気化した燃料ガスを膜分離装置に供給し、分離された濃縮ガスを昇圧されていない第二ラインの液化燃料ガスに供給するようにしたことで、膜分離装置における供給側と透過側で差圧を十分とることができ、膜分離圧力差が十分に確保され、分離効率を向上することができる。しかも、第一ラインによる第一ポンプでの昇圧は液状態での昇圧であり、流体の昇圧動力はガス状態より液状態の方がはるかに小さいため、ガス圧縮機を用いる場合に比べてプロセスの消費動力を低く抑えられる。
また、ＢＯＧを第一ラインに設置した第一気液混合装置で液化してから第一ポンプによって昇圧して送出するようにしているので、ＢＯＧを圧縮する圧縮機が小型でよく、ＢＯＧの圧縮にかかる消費動力を低く抑えられている。
また、ＢＯＧを第一ラインに設置した第一気液混合装置で液化してから第一ポンプによって昇圧して送出するようにしているので、ＢＯＧを圧縮する圧縮機が小型でよく、ＢＯＧの圧縮にかかる消費動力を低く抑えられている。
［実施の形態１］
本発明の液化燃料ガスの成分調整装置（以下、単に「成分調整装置」という場合あり）を、貯留槽（ＬＮＧタンク）に貯留されたＬＮＧを液化燃料ガスとして送出するラインを例に挙げて説明する。
したがって、本実施の形態では、ＬＮＧが本発明の液化燃料ガスに相当する。ＬＮＧはメタンを主成分とし、この他に重質成分としてエタン、プロパン、ブタン等が含まれている。よって、重質成分が希薄となったガスが低発熱量ガスであり、逆に重質成分が濃縮されたものが都市ガス用の高発熱量ガスである。
そして、第一ラインは重質成分が希薄となった低発熱量ガスを発電所等へ供給するラインであり、第二ラインは重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するラインである。
本発明の液化燃料ガスの成分調整装置（以下、単に「成分調整装置」という場合あり）を、貯留槽（ＬＮＧタンク）に貯留されたＬＮＧを液化燃料ガスとして送出するラインを例に挙げて説明する。
したがって、本実施の形態では、ＬＮＧが本発明の液化燃料ガスに相当する。ＬＮＧはメタンを主成分とし、この他に重質成分としてエタン、プロパン、ブタン等が含まれている。よって、重質成分が希薄となったガスが低発熱量ガスであり、逆に重質成分が濃縮されたものが都市ガス用の高発熱量ガスである。
そして、第一ラインは重質成分が希薄となった低発熱量ガスを発電所等へ供給するラインであり、第二ラインは重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するラインである。
本実施の形態の液化燃料ガスの成分調整装置１は、図１に示すように、液化燃料タンクとしてのＬＮＧタンク３からＬＮＧ送出ポンプ５によって例えば1.0MPaGに昇圧されて送出されたＬＮＧが流れる液化燃料ガスライン７と、液化燃料ガスライン７が分岐した、低発熱量ガスを供給する第一ライン９と、重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給する第二ライン１１と、ＬＮＧタンク３で発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ライン１３とを備えている。
そして、第一ライン９には、ＬＮＧにＢＯＧ再液化ライン１３から供給されるＢＯＧを混合する第一気液混合装置１５と、第一気液混合装置１５で混合された混合液を昇圧する第一ポンプ１７と、昇圧された混合液を気化する第一気化器１９と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置２１とを設けている。
また、第二ライン１１には、膜分離装置２１で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを液化燃料ガスに混合する第二気液混合装置２３と、第二気液混合装置２３で混合された混合液を昇圧する第二ポンプ２５と、昇圧された混合液を気化する第二気化器２７とを設けている。
さらに、第一ライン９と第二ライン１１との間において、膜分離装置２１で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを第二気液混合装置２３に供給する濃縮ガス供給ライン２９を設けている。
また、第二ライン１１には、膜分離装置２１で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを液化燃料ガスに混合する第二気液混合装置２３と、第二気液混合装置２３で混合された混合液を昇圧する第二ポンプ２５と、昇圧された混合液を気化する第二気化器２７とを設けている。
さらに、第一ライン９と第二ライン１１との間において、膜分離装置２１で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを第二気液混合装置２３に供給する濃縮ガス供給ライン２９を設けている。
またさらに、本実施の形態では、第一ポンプ１７及び第二ポンプ２５に供給される混合液に気相が存在しないことが好ましいことに鑑みて、ＢＯＧ再液化ライン１３にＢＯＧ制御弁３１を、濃縮ガス供給ライン２９に濃縮ガス制御弁３３をそれぞれ設け、第一気液混合装置１５に供給されるＢＯＧ及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガスがそれぞれ第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３で全量液化するようにＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御する第１の制御装置３５を設けている。
なお、本実施の形態の例えば第一ポンプ１７等の各機器類は第１の制御装置３５又は図示しない制御装置によって運転制御される。
以下、各機器を詳細に説明する。
なお、本実施の形態の例えば第一ポンプ１７等の各機器類は第１の制御装置３５又は図示しない制御装置によって運転制御される。
以下、各機器を詳細に説明する。
＜第一ラインに設置される機器＞
《第一気液混合装置》
第一気液混合装置１５は、第一ライン９のＬＮＧにＢＯＧを混合するものであり、液体に気体を直接接触させて前記液体に前記気体を混合、溶解、あるいは前記気体を液化させるものであればその形態は特に限定されない。
《第一気液混合装置》
第一気液混合装置１５は、第一ライン９のＬＮＧにＢＯＧを混合するものであり、液体に気体を直接接触させて前記液体に前記気体を混合、溶解、あるいは前記気体を液化させるものであればその形態は特に限定されない。
第一気液混合装置１５においては、被混合液の過冷度（顕熱）が、混合ガスであるＢＯＧの凝縮潜熱を上回っている場合に、ＢＯＧが完全に液化する。本実施の形態ではＬＮＧ送出ポンプ５によって混合前の第二ライン１１のＬＮＧの過冷度を増加させているが、ＬＮＧが予め十分な過冷度を持っている場合はＬＮＧ送出ポンプ５を省略してもよい。
また、第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３として、液化を促進するような機構の混合装置を用いてもよい。
また、第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３として、液化を促進するような機構の混合装置を用いてもよい。
《第一ポンプ》
第一ポンプ１７は、第一ライン９を流れるＬＮＧを発電所等に向けて送出するために昇圧するポンプである。第一ポンプ１７によってＬＮＧは例えば7.0MPaGに昇圧される。
第一ポンプ１７は、第一ライン９を流れるＬＮＧを発電所等に向けて送出するために昇圧するポンプである。第一ポンプ１７によってＬＮＧは例えば7.0MPaGに昇圧される。
《第一気化器》
第一気化器１９は、第一ポンプ１７から送出されるＬＮＧを完全に気化させる装置である。第一気化器１９には、例えば海水を加熱媒体とするものが使用できるが、特にその形式は問われない。
第一気化器１９は、第一ポンプ１７から送出されるＬＮＧを完全に気化させる装置である。第一気化器１９には、例えば海水を加熱媒体とするものが使用できるが、特にその形式は問われない。
《膜分離装置》
本実施例では、ＬＮＧを構成する成分ガスのうち、エタン、プロパン、ブタン等の重質成分が透過しやすい膜を使用した場合を示す。
膜分離装置２１は、第一気化器１９で気化されたＮＧ（天然ガス）を、ガス分離膜を介することで、非透過側で得られるメタンリッチの低発熱量ガスと、透過側で得られるエタン、プロパン、ブタン等の重質成分が濃縮された濃縮ガスとに分離する。分離されたメタンリッチの低発熱量ガスは発電所等へ供給され、濃縮ガスは、濃縮ガス供給ライン２９に送られる。
本実施例では、ＬＮＧを構成する成分ガスのうち、エタン、プロパン、ブタン等の重質成分が透過しやすい膜を使用した場合を示す。
膜分離装置２１は、第一気化器１９で気化されたＮＧ（天然ガス）を、ガス分離膜を介することで、非透過側で得られるメタンリッチの低発熱量ガスと、透過側で得られるエタン、プロパン、ブタン等の重質成分が濃縮された濃縮ガスとに分離する。分離されたメタンリッチの低発熱量ガスは発電所等へ供給され、濃縮ガスは、濃縮ガス供給ライン２９に送られる。
＜第二ラインに設置される機器＞
《第二気液混合装置》
第二気液混合装置２３は、膜分離装置２１で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスをＬＮＧに混合するものであり、第一気液混合装置１５と同様のものが適用できる。
《第二気液混合装置》
第二気液混合装置２３は、膜分離装置２１で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスをＬＮＧに混合するものであり、第一気液混合装置１５と同様のものが適用できる。
《第二ポンプ》
第二ポンプ２５は、混合液を昇圧して都市ガスの需要者に向けて送出するためのポンプである。
第二ポンプ２５は、混合液を昇圧して都市ガスの需要者に向けて送出するためのポンプである。
《第二気化器》
第二気化器２７は混合液を気化するための装置であり、例えば第一気化器１９と同様に海水を加熱媒体とするものが使用できるが、特にその形式は問わない。
第二気化器２７は混合液を気化するための装置であり、例えば第一気化器１９と同様に海水を加熱媒体とするものが使用できるが、特にその形式は問わない。
＜濃縮ガス供給ラインに設置される機器＞
《濃縮ガス制御弁》
濃縮ガス制御弁３３は、濃縮ガス供給ライン２９に設けられ、第１の制御装置３５に制御されて、第二気液混合装置２３に供給する濃縮ガスの量を調整するものである。
《濃縮ガス制御弁》
濃縮ガス制御弁３３は、濃縮ガス供給ライン２９に設けられ、第１の制御装置３５に制御されて、第二気液混合装置２３に供給する濃縮ガスの量を調整するものである。
＜ＢＯＧ再液化ラインに設置される機器＞
《圧縮機》
ＢＯＧ再液化ライン１３には、ＬＮＧタンク３で発生したＢＯＧを第一気液混合装置１５に供給するために昇圧する圧縮機３７が設けられている。この圧縮機３７は、第一気液混合装置１５に供給されるＬＮＧと同等程度の圧力に昇圧できればよく、特許文献１のＢＯＧコンプレッサーのように発電所に送出するためのものに比較して極めて小形のものでよく、そのため消費電力が低減されている。
《圧縮機》
ＢＯＧ再液化ライン１３には、ＬＮＧタンク３で発生したＢＯＧを第一気液混合装置１５に供給するために昇圧する圧縮機３７が設けられている。この圧縮機３７は、第一気液混合装置１５に供給されるＬＮＧと同等程度の圧力に昇圧できればよく、特許文献１のＢＯＧコンプレッサーのように発電所に送出するためのものに比較して極めて小形のものでよく、そのため消費電力が低減されている。
＜第１の制御装置＞
第１の制御装置３５は、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御して、第一気液混合装置１５に供給されるＢＯＧ及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量をそれぞれ第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３で全量が液化する量に調整するものであり、濃縮ガス供給ライン２９、ＢＯＧ再液化ライン１３及び液化燃料ガスライン７のそれぞれに設置された圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して全量が液化する混合可能なＢＯＧ及び濃縮ガスの最大混合可能量を演算する第１演算部３９と、第１演算部３９の演算結果に基づいて第一気液混合装置１５に供給されるＢＯＧ及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量が最大混合可能量以下になるように濃縮ガス制御弁３３を制御する第１制御部４１とを備えている。
第１の制御装置３５は、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御して、第一気液混合装置１５に供給されるＢＯＧ及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量をそれぞれ第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３で全量が液化する量に調整するものであり、濃縮ガス供給ライン２９、ＢＯＧ再液化ライン１３及び液化燃料ガスライン７のそれぞれに設置された圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して全量が液化する混合可能なＢＯＧ及び濃縮ガスの最大混合可能量を演算する第１演算部３９と、第１演算部３９の演算結果に基づいて第一気液混合装置１５に供給されるＢＯＧ及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量が最大混合可能量以下になるように濃縮ガス制御弁３３を制御する第１制御部４１とを備えている。
第１演算部３９は、第一気液混合装置１５に流入するＬＮＧとＢＯＧそれぞれの圧力、温度、流量、組成を基に、ＬＮＧの過冷度およびＢＯＧの凝縮潜熱を求め、ＢＯＧの最大混合可能量を計算する。
また、第１演算部３９は、第二気液混合装置２３に流入するＬＮＧと濃縮ガスそれぞれの圧力、温度、流量、組成を基に、ＬＮＧの過冷度および濃縮ガスの凝縮潜熱を求め、濃縮ガスの最大混合可能量を計算する。
なお、濃縮ガスの混合量は、混合液の熱量が都市ガスの規定する熱量範囲の上限を超えないように制御する。
また、第１演算部３９は、第二気液混合装置２３に流入するＬＮＧと濃縮ガスそれぞれの圧力、温度、流量、組成を基に、ＬＮＧの過冷度および濃縮ガスの凝縮潜熱を求め、濃縮ガスの最大混合可能量を計算する。
なお、濃縮ガスの混合量は、混合液の熱量が都市ガスの規定する熱量範囲の上限を超えないように制御する。
濃縮ガスを混合可能な最大量混合したとしても混合液の熱量が都市ガスで要求される規定値よりも低い場合もあり得ることから、第二ライン１１における第二気液混合装置２３の下流に熱量調整装置を設けるようにしてもよい。この点は以下の実施の形態においても同様である。
また、濃縮ガス供給ライン２９の途中にバッファタンクを設けることで、濃縮ガスの分離量と混合量に差をつけられる緩衝作用を持たせるようにしてもよい。
また、濃縮ガス供給ライン２９を、第一ポンプ１７昇圧後の第一ラインを流れるLNG及び/又は第二ポンプ２５昇圧後の第二ラインを流れるLNGと熱交換させることで濃縮ガスを冷却し、濃縮ガスの凝縮に必要な熱量を低減することで第二気液混合装置２３での濃縮ガスの最大混合可能量が増加するようにしてもよい。この点についても以下の実施の形態において同様である。
また、濃縮ガス供給ライン２９の途中にバッファタンクを設けることで、濃縮ガスの分離量と混合量に差をつけられる緩衝作用を持たせるようにしてもよい。
また、濃縮ガス供給ライン２９を、第一ポンプ１７昇圧後の第一ラインを流れるLNG及び/又は第二ポンプ２５昇圧後の第二ラインを流れるLNGと熱交換させることで濃縮ガスを冷却し、濃縮ガスの凝縮に必要な熱量を低減することで第二気液混合装置２３での濃縮ガスの最大混合可能量が増加するようにしてもよい。この点についても以下の実施の形態において同様である。
第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３によって混合後の流体が液体になることで、混合後の昇圧に液ポンプ（第一ポンプ１７及び第二ポンプ２５）を用いることが可能になる。
なお、図１においては、第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３の上流側に圧力検出器（Ｐ）を設置しているが、第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３における圧力損失を考慮する場合には、第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３の下流側にも圧力検出器（Ｐ）を設置して検出値を第１の制御装置３５に入力するようにすればよい。もっとも、第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３の圧力損失が推定できる場合には、圧力検出器（Ｐ）を設けることなく、推定値を第１の制御装置３５に入力してもよい。
この点は、以下の実施の形態においても同様である。
この点は、以下の実施の形態においても同様である。
上記のように構成された本実施の形態の動作を、図１に基づいて説明する。
ＬＮＧタンク３からはＬＮＧ送出ポンプ５によってＬＮＧが送出され、またＢＯＧがＢＯＧ再液化ライン１３に抜き出されて圧縮機３７で圧縮されて第一ライン９の第一気液混合装置１５に供給される。前述したように、ＢＯＧの圧縮は第一気液混合装置１５に供給されるＬＮＧの圧力と同程度か少し高い程度でよいため、消費電力は従来例に比較すると大幅に低減されている。
また、ＢＯＧはメタンリッチな低発熱量ガスであり、低発熱量ガスを発電所等へ供給する第一ライン９側に供給することで、合理的なシステムとなっている。
ＬＮＧタンク３からはＬＮＧ送出ポンプ５によってＬＮＧが送出され、またＢＯＧがＢＯＧ再液化ライン１３に抜き出されて圧縮機３７で圧縮されて第一ライン９の第一気液混合装置１５に供給される。前述したように、ＢＯＧの圧縮は第一気液混合装置１５に供給されるＬＮＧの圧力と同程度か少し高い程度でよいため、消費電力は従来例に比較すると大幅に低減されている。
また、ＢＯＧはメタンリッチな低発熱量ガスであり、低発熱量ガスを発電所等へ供給する第一ライン９側に供給することで、合理的なシステムとなっている。
ＬＮＧタンク３から送出されたＬＮＧは、その一部が第一ライン９に流れ、残りが第二ライン１１に流れる。第一ライン９に流れたＬＮＧには、第一気液混合装置１５によってＢＯＧが混合される。ＢＯＧが混合された混合液は第一ポンプ１７で例えば7.0MPaGに昇圧され、第一気化器１９に供給されて全量が気化される。第一気化器１９で気化されたＮＧは膜分離装置２１に供給されて、メタンリッチの低発熱量ガスと、エタン、プロパン、ブタン等の重質成分が濃縮された濃縮ガスに分離される。そして、低発熱量ガスは発電所等へ供給され、濃縮ガスは濃縮ガス供給ライン２９に送られる。
濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスは、濃縮ガス制御弁３３の開度に応じた量が第二ライン１１の第二気液混合装置２３に供給される。
第二ライン１１では、ＬＮＧが第二気液混合装置２３に供給されており、このＬＮＧに濃縮ガス供給ライン２９から送られた濃縮ガスが供給されて混合される。このとき、膜分離装置２１に供給されるＮＧは第一ポンプ１７でLNG送出ポンプ５の吐出圧より昇圧されており、他方、第二ライン１１の第二気液混合装置２３を流れるＬＮＧはＬＮＧ送出ポンプ５の吐出圧である。このため、膜分離装置２１の供給側と透過側で差圧を十分とることができ、膜分離効率を向上することができる。すなわち、第一ポンプ１７による昇圧分の圧力差を膜分離に利用でき、従来技術より大きな膜分離圧力差を確保できるようになっている。
そして、膜分離は圧力差が大きいほど物質の透過速度が上昇するため、膜面積あたりの重質成分回収量の増大や透過ガス量あたりの必要膜面積の縮小が可能になる。
第二ライン１１では、ＬＮＧが第二気液混合装置２３に供給されており、このＬＮＧに濃縮ガス供給ライン２９から送られた濃縮ガスが供給されて混合される。このとき、膜分離装置２１に供給されるＮＧは第一ポンプ１７でLNG送出ポンプ５の吐出圧より昇圧されており、他方、第二ライン１１の第二気液混合装置２３を流れるＬＮＧはＬＮＧ送出ポンプ５の吐出圧である。このため、膜分離装置２１の供給側と透過側で差圧を十分とることができ、膜分離効率を向上することができる。すなわち、第一ポンプ１７による昇圧分の圧力差を膜分離に利用でき、従来技術より大きな膜分離圧力差を確保できるようになっている。
そして、膜分離は圧力差が大きいほど物質の透過速度が上昇するため、膜面積あたりの重質成分回収量の増大や透過ガス量あたりの必要膜面積の縮小が可能になる。
第二気液混合装置２３でＬＮＧに濃縮ガスが混合され、重質成分が増加した混合液は第二ポンプ２５で昇圧され、第二気化器２７で気化されて高発熱量ガスとして都市ガス需要者に供給される。
第一ポンプ１７及び第二ポンプ２５は液ポンプであり、混合液に気相が残留しないことが望ましく、そのため、本実施の形態では、前述したように第１の制御装置３５によってＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３が制御される。
第一ポンプ１７及び第二ポンプ２５は液ポンプであり、混合液に気相が残留しないことが望ましく、そのため、本実施の形態では、前述したように第１の制御装置３５によってＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３が制御される。
以上のように、本実施の形態では、第一ライン９で昇圧して気化したＮＧを膜分離装置２１に供給し、分離された濃縮ガスを昇圧されていない第二ライン１１のＬＮＧに供給するようにしたことで、膜分離装置２１における供給側と透過側で差圧を十分とることができ、膜分離圧力差が十分に確保され、分離効率を向上することができる。
しかも、第一ライン９による第一ポンプ１７での昇圧は液状態での昇圧であり、流体の昇圧動力はガス状態より液状態の方がはるかに小さいため、ガス圧縮機を用いる場合に比べてプロセスの消費動力を低く抑えられる。
また、第１の制御装置３５によって、第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガスの全量が液化して混合液には気相が残留しないようにしているので、第二ポンプ２５で効率的に送液することができる。
さらに、ＢＯＧを第一ライン９に設置した第一気液混合装置１５で液化してから第一ポンプ１７によって昇圧して送出するようにしているので、ＢＯＧを圧縮する圧縮機３７が小型でよく、特許文献１に比較して消費動力を低く抑えられている。
しかも、第一ライン９による第一ポンプ１７での昇圧は液状態での昇圧であり、流体の昇圧動力はガス状態より液状態の方がはるかに小さいため、ガス圧縮機を用いる場合に比べてプロセスの消費動力を低く抑えられる。
また、第１の制御装置３５によって、第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガスの全量が液化して混合液には気相が残留しないようにしているので、第二ポンプ２５で効率的に送液することができる。
さらに、ＢＯＧを第一ライン９に設置した第一気液混合装置１５で液化してから第一ポンプ１７によって昇圧して送出するようにしているので、ＢＯＧを圧縮する圧縮機３７が小型でよく、特許文献１に比較して消費動力を低く抑えられている。
上記の第１の制御装置３５は、濃縮ガス制御弁３３の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第１の制御装置３５に代えて、図２に示すように、フィードバック制御によって濃縮ガス制御弁３３の制御を行う第２の制御装置４３を適用してもよい。
第２の制御装置４３は、第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３の下流側に設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第２演算部４５と、第２演算部４５の演算結果に基づいてＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御する第２制御部４７とを備えている。第２制御部４７は、第２演算部４５の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を絞って第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量を少なくする。
第２の制御装置４３は、第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３の下流側に設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第２演算部４５と、第２演算部４５の演算結果に基づいてＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御する第２制御部４７とを備えている。第２制御部４７は、第２演算部４５の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を絞って第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量を少なくする。
また、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３の制御に関しては、フィードフォワード、フィードバックの他に両者を組み合わせて制御を行うようにしてよい。この点は、以下の実施の形態においても同様である。
実施の形態１による熱量調整の具体例について、図３に基づいて概説する。なお、図３は、図１から各検出器と第１の制御装置３５の図示を省略すると共に、液化燃料ガスの成分調整装置１の各位置を流れる流体の流量、熱量及び含有成分量（物質量％）を付記している。図３におけるＣ１はメタン、Ｃ２はエタン、Ｃ３はプロパン、Ｃ４はブタンであるが、いずれも参考値である。
図３に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって182.0t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100.0%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、53.6t/hが第一ライン９に流れて、第一気液混合装置１５によってＢＯＧが混合された混合液（熱量：43.6MJ/Nm3、C1:91.4%,C2:5.2%,C3:2.6%,C4:0.8%）となり、膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:92.3%,C2:4.9%,C3:2.2%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、53.6t/hが第一ライン９に流れて、第一気液混合装置１５によってＢＯＧが混合された混合液（熱量：43.6MJ/Nm3、C1:91.4%,C2:5.2%,C3:2.6%,C4:0.8%）となり、膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:92.3%,C2:4.9%,C3:2.2%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置２１で分離された11.2t/hの濃縮ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.2%,C2:6.5%,C3:4.3%,C4:2.0%）が第二気液混合装置２３に供給され、混合液（熱量：44.3MJ/Nm3、C1:89.9%,C2:6.0%,C3:3.1%,C4:1.0%）となって、第二ポンプ２５で昇圧されて第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって10.4t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.1%,C2:5.9%,C3:5.6%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
比較例として、膜分離装置２１を用いないで、熱量調整器４８のみによって熱量調整した場合の具体例を図１６に示す。この場合には、熱量調整器４８によって11.1t/hのＬＰＧの添加が必要であり、本実施の形態の10.4t/hに比較してＬＰＧの添加量が増加する。
このことから、本実施の形態によれば、膜分離装置２１を一つ追加するだけのシンプルな構成によってＬＰＧの添加量を少なくできるという効果が得られていることが分かる。
なお、上記の例では、膜分離装置２１を一つ用いているが、膜分離装置を複数並列に配置する構成も考えられ、そのようにすれば膜分離装置のメンテナンスの際、一基を停止しても他の装置を運転することでプロセスを停止せずにメンテナンスを行うことが可能となるという効果が得られる。
このことから、本実施の形態によれば、膜分離装置２１を一つ追加するだけのシンプルな構成によってＬＰＧの添加量を少なくできるという効果が得られていることが分かる。
なお、上記の例では、膜分離装置２１を一つ用いているが、膜分離装置を複数並列に配置する構成も考えられ、そのようにすれば膜分離装置のメンテナンスの際、一基を停止しても他の装置を運転することでプロセスを停止せずにメンテナンスを行うことが可能となるという効果が得られる。
また、上記の実施の形態１においては、第一ライン９及び第二ライン１１は、ＬＮＧが流れる液化燃料ガスライン７が分岐したものである場合について説明した。
しかし、本発明においては、第一ライン及び第二ラインは液化燃料ガスラインが分岐したものである場合に限定されるものではなく、例えば第一ラインとび第二ラインがそれぞれ別々のＬＮＧタンクに接続されているような場合であってもよい。
なお、この点は、後述する実施の形態６〜９においても同様である。
しかし、本発明においては、第一ライン及び第二ラインは液化燃料ガスラインが分岐したものである場合に限定されるものではなく、例えば第一ラインとび第二ラインがそれぞれ別々のＬＮＧタンクに接続されているような場合であってもよい。
なお、この点は、後述する実施の形態６〜９においても同様である。
［実施の形態２］
実施の形態２に係る液化燃料ガスの成分調整装置４９を図４に基づいて説明する。なお、図４において、実施の形態１を示した図１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態２に係る液化燃料ガスの成分調整装置４９は、実施の形態１のものに、膜分離装置２１の下流側に設けられて膜分離装置２１を通過した重質成分が希薄となったガスから重質成分を分離する第２膜分離装置５１と、第２膜分離装置５１で分離されて重質成分が濃縮された濃縮ガスをＢＯＧ再液化ライン１３に供給するリサイクルライン５３とをさらに備えている。
リサイクルライン５３にはリサイクル制御弁５５が設けられ、リサイクル制御弁５５の下流側に圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）が設けられている。
なお、本実施の形態の膜分離装置２１及び第２膜分離装置５１は共に実施の形態１で用いた膜分離装置２１と同一の構造であるが、サイズが小さいものである。
実施の形態２に係る液化燃料ガスの成分調整装置４９を図４に基づいて説明する。なお、図４において、実施の形態１を示した図１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態２に係る液化燃料ガスの成分調整装置４９は、実施の形態１のものに、膜分離装置２１の下流側に設けられて膜分離装置２１を通過した重質成分が希薄となったガスから重質成分を分離する第２膜分離装置５１と、第２膜分離装置５１で分離されて重質成分が濃縮された濃縮ガスをＢＯＧ再液化ライン１３に供給するリサイクルライン５３とをさらに備えている。
リサイクルライン５３にはリサイクル制御弁５５が設けられ、リサイクル制御弁５５の下流側に圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）が設けられている。
なお、本実施の形態の膜分離装置２１及び第２膜分離装置５１は共に実施の形態１で用いた膜分離装置２１と同一の構造であるが、サイズが小さいものである。
また、本実施の形態では、ＢＯＧに加えてリサイクルライン５３からＢＯＧ再液化ライン１３を介して濃縮ガスが第一気液混合装置１５に供給されるので、第一気液混合装置１５に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガスの全量が液化できる量に調整するために、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５が第３の制御装置５７によって制御される。
第３の制御装置５７は、液化燃料ガスライン７、濃縮ガス供給ライン２９、ＢＯＧ再液化ライン１３及びリサイクルライン５３のそれぞれに設置された圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して、第一気液混合装置１５で全量が液化する混合可能な濃縮ガス、ＢＯＧの最大混合可能量及び第二気液混合装置２３で全量が液化する混合可能な濃縮ガスの最大混合可能量を演算する第３演算部５９と、第３演算部５９の演算結果に基づいて第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガス量が最大混合可能量以下になるように濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を制御する第３制御部６１とを備えている。
上記のように構成された本実施の形態が、実施の形態１と異なる点は、膜分離装置２１の下流側に膜分離装置２１を通過した重質成分が希薄となったガスから重質成分を分離する第２膜分離装置５１を設け、第２膜分離装置５１で分離された濃縮ガスがＢＯＧ再液化ライン１３を介して第一気液混合装置１５に供給される点である。このように、リサイクルライン５３およびＢＯＧ再液化ライン１３を経て濃縮ガスを第一ポンプ１７昇圧前のＬＮＧに混合することにより、実施の形態１と比較して膜分離装置２１に供給するＮＧの重質成分を濃くすることができる。膜分離は分離する物質の入口分圧が高いほど透過速度が上昇するため、膜面積あたりの重質成分回収量の増加、重質成分回収率の向上、透過ガス量あたりの必要膜面積の縮小が可能になる。
本実施の形態によれば、実施の形態１の効果に加えて、膜分離装置２１を直列に２台配置したことにより、膜分離装置２１による膜面積あたりの重質成分回収量の増加、重質成分回収率の向上、透過ガス量あたりの必要膜面積の縮小が可能になる。
また、膜分離装置２１に供給するＮＧの重質成分を濃くする効果は、実施の形態１において濃縮ガス供給ライン２９の一部を分岐させて、ＢＯＧ再液化ライン１３に接続されるリサイクルラインを設け、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスが該ラインを介して第一気液混合装置１５に供給されることでも達成できる。この場合、膜分離装置２１のサイズは装置を直列に２台配置した場合に比べて大きくなるが、膜分離装置の設置数が１台で済む。
リサイクルライン５３を、第一ポンプ１７昇圧後の第一ラインを流れるLNG及び/又は第二ポンプ２５昇圧後の第二ラインを流れるLNGと熱交換させることで濃縮ガスを冷却し、濃縮ガスの凝縮に必要な熱量を低減することで第一気液混合装置１５での濃縮ガスの最大混合可能量が増加するようにしてもよい。
本実施の形態によれば、実施の形態１の効果に加えて、膜分離装置２１を直列に２台配置したことにより、膜分離装置２１による膜面積あたりの重質成分回収量の増加、重質成分回収率の向上、透過ガス量あたりの必要膜面積の縮小が可能になる。
また、膜分離装置２１に供給するＮＧの重質成分を濃くする効果は、実施の形態１において濃縮ガス供給ライン２９の一部を分岐させて、ＢＯＧ再液化ライン１３に接続されるリサイクルラインを設け、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスが該ラインを介して第一気液混合装置１５に供給されることでも達成できる。この場合、膜分離装置２１のサイズは装置を直列に２台配置した場合に比べて大きくなるが、膜分離装置の設置数が１台で済む。
リサイクルライン５３を、第一ポンプ１７昇圧後の第一ラインを流れるLNG及び/又は第二ポンプ２５昇圧後の第二ラインを流れるLNGと熱交換させることで濃縮ガスを冷却し、濃縮ガスの凝縮に必要な熱量を低減することで第一気液混合装置１５での濃縮ガスの最大混合可能量が増加するようにしてもよい。
上記の第３の制御装置５７は、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第３の制御装置５７に代えて、図５に示すように、フィードバック制御によって濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５の制御を行う第４の制御装置６３を適用してもよい。
第４の制御装置６３は、第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３の下流側にそれぞれ設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力してそれぞれの混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第４演算部６５と、第４演算部６５の演算結果に基づいて濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を制御する第４制御部６７とを備えている。第４制御部６７は、第４演算部６５の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を絞って第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３に供給されるＢＯＧ量及び濃縮ガス量を少なくする。
第４の制御装置６３は、第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３の下流側にそれぞれ設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力してそれぞれの混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第４演算部６５と、第４演算部６５の演算結果に基づいて濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を制御する第４制御部６７とを備えている。第４制御部６７は、第４演算部６５の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を絞って第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３に供給されるＢＯＧ量及び濃縮ガス量を少なくする。
実施の形態２による熱量調整の具体例について図６に基づいて概説する。
図６に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって182.3t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、52.6t/hが第一ライン９に流れて、第一気液混合装置１５によってＢＯＧが混合された混合液（熱量：43.6MJ/Nm3、C1:91.4%,C2:5.2%,C3:2.6%,C4:0.8%）となり、膜分離装置２１及び第２膜分離装置５１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:92.3%,C2:4.9%,C3:2.2%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。
第２膜分離装置５１によって分離された1.7t/hの濃縮ガス（熱量：45.6MJ/Nm3、C1:87.8%,C2:6.4%,C3:4.0%,C4:1.8%）はＢＯＧ再液化ライン１３に戻され、ＢＯＧと共に第一気液混合装置１５に供給される。
図６に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって182.3t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、52.6t/hが第一ライン９に流れて、第一気液混合装置１５によってＢＯＧが混合された混合液（熱量：43.6MJ/Nm3、C1:91.4%,C2:5.2%,C3:2.6%,C4:0.8%）となり、膜分離装置２１及び第２膜分離装置５１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:92.3%,C2:4.9%,C3:2.2%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。
第２膜分離装置５１によって分離された1.7t/hの濃縮ガス（熱量：45.6MJ/Nm3、C1:87.8%,C2:6.4%,C3:4.0%,C4:1.8%）はＢＯＧ再液化ライン１３に戻され、ＢＯＧと共に第一気液混合装置１５に供給される。
膜分離装置２１で分離された10.2t/hの濃縮ガス（熱量：46.1MJ/Nm3、C1:87.2%,C2:6.5%,C3:4.3%,C4:2.0%）が第二気液混合装置２３に供給され、混合液（熱量：44.4MJ/Nm3、C1:89.9%,C2:6.0%,C3:3.1%,C4:1.0%）となって、第二ポンプ２５で昇圧されて第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって10.1t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.2%,C2:5.9%,C3:5.5%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態１では熱量調整のために熱量調整器４８によって添加したＬＰＧの量が10.4t/hであったが、実施の形態２では、10.1t/hとなっており、添加量が減少している。これは、リサイクルライン５３を設けたことにより、第一ライン９の重質成分が濃縮され、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスの熱量が増加したことによる。
もっとも、実施の形態１では１基の膜分離装置２１で膜分離を行っていたが、本実施の形態２では実施の形態１の膜分離装置２１よりもサイズの小さな膜分離装置２１を２台使用したものであり、膜分離装置２１の小型化を図っている。
もっとも、実施の形態１では１基の膜分離装置２１で膜分離を行っていたが、本実施の形態２では実施の形態１の膜分離装置２１よりもサイズの小さな膜分離装置２１を２台使用したものであり、膜分離装置２１の小型化を図っている。
なお、リサイクルライン５３によって戻される濃縮ガスを第一気液混合装置１５に直接供給するようにしてもよい。
［実施の形態３］
ＬＮＧ基地には、ＢＯＧを処理するために、液化燃料ガスラインに既に気液混合装置が設置され、ＢＯＧを液化して送出することが行われている施設がある。
このような施設において、既に設置されている気液混合装置を利用して成分調整を行うようにすれば、気液混合装置を新たに設置する必要がなく合理的である。
そこで、本実施の形態は、液化燃料ガスラインに気液混合装置が既に設置されている場合に好適な液化燃料ガスの成分調整装置を提供するものである。
ＬＮＧ基地には、ＢＯＧを処理するために、液化燃料ガスラインに既に気液混合装置が設置され、ＢＯＧを液化して送出することが行われている施設がある。
このような施設において、既に設置されている気液混合装置を利用して成分調整を行うようにすれば、気液混合装置を新たに設置する必要がなく合理的である。
そこで、本実施の形態は、液化燃料ガスラインに気液混合装置が既に設置されている場合に好適な液化燃料ガスの成分調整装置を提供するものである。
実施の形態３に係る液化燃料ガスの成分調整装置６９を図７に基づいて説明する。なお、図７において、実施の形態１を示した図１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
本実施の形態では、液化燃料ガスライン７にのみ分岐前気液混合装置７１を設け、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスを、濃縮ガス供給ライン７２を介してＢＯＧ再液化ライン１３に戻している点が実施の形態１と異なる点である。
なお、分岐前気液混合装置７１は上述した液化燃料ガスライン７にＢＯＧの液化のために既に設置されている気液混合装置を適用することができる。
本実施の形態では、液化燃料ガスライン７にのみ分岐前気液混合装置７１を設け、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスを、濃縮ガス供給ライン７２を介してＢＯＧ再液化ライン１３に戻している点が実施の形態１と異なる点である。
なお、分岐前気液混合装置７１は上述した液化燃料ガスライン７にＢＯＧの液化のために既に設置されている気液混合装置を適用することができる。
また、本実施の形態では、分岐前気液混合装置７１に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガスの全量が液化できる量に調整するために、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３が第５の制御装置７３によって制御される。
第５の制御装置７３は、液化燃料ガスライン７における分岐前気液混合装置７１の上流側、濃縮ガス供給ライン７２及びＢＯＧ再液化ライン１３のそれぞれに設置された圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して分岐前気液混合装置７１で全量が液化する混合可能な濃縮ガス、ＢＯＧの最大混合可能量を演算する第５演算部７５と、第５演算部７５の演算結果に基づいて分岐前気液混合装置７１に供給される濃縮ガス量、ＢＯＧ量が最大混合可能量以下になるように濃縮ガス制御弁３３及びＢＯＧ制御弁３１を制御する第５制御部７７とを備えている。
上記のように構成された本実施の形態の動作を図７に基づいて説明する。
本実施の形態では、分岐前の液化燃料ガスライン７に設けた分岐前気液混合装置７１によってＢＯＧ及び濃縮ガスを液化燃料ガスに混合している。すなわち、分岐前気液混合装置７１は、ＢＯＧの再液化に加えて液化燃料ガスの混合を行っており、実施の形態１の第一気液混合装置１５と第二気液混合装置２３の役割を担っている。
本実施の形態では、分岐前の液化燃料ガスライン７に設けた分岐前気液混合装置７１によってＢＯＧ及び濃縮ガスを液化燃料ガスに混合している。すなわち、分岐前気液混合装置７１は、ＢＯＧの再液化に加えて液化燃料ガスの混合を行っており、実施の形態１の第一気液混合装置１５と第二気液混合装置２３の役割を担っている。
もっとも、ＢＯＧはメタンが主成分な低発熱量ガスであるため、液化燃料ガスに重質成分を添加して熱量を増加させるための成分調整という目的からは逆行するものであるが、ＢＯＧの供給量を考慮して濃縮ガスの供給量を増やすことで、目的とする成分調整を実現できる。
そして、本実施の形態によれば、気液混合装置を１台にすることができ、特にＢＯＧの再液化のために既設の気液混合装置がある場合にはそれを分岐前気液混合装置７１として利用することで設備費用を低減できるという効果がある。
そして、本実施の形態によれば、気液混合装置を１台にすることができ、特にＢＯＧの再液化のために既設の気液混合装置がある場合にはそれを分岐前気液混合装置７１として利用することで設備費用を低減できるという効果がある。
上記の第５の制御装置７３は、濃縮ガス制御弁３３及びＢＯＧ制御弁３１の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第５の制御装置７３に代えて、図８に示すように、フィードバック制御によって濃縮ガス制御弁３３及びＢＯＧ制御弁３１の制御を行う第６の制御装置７９を適用してもよい。
第６の制御装置７９は、分岐前気液混合装置７１の下流側に設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第６演算部８１と、第６演算部８１の演算結果に基づいて濃縮ガス制御弁３３及びＢＯＧ制御弁３１を制御する第６制御部８３とを備えている。第６制御部８３は、第６演算部８１の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、濃縮ガス制御弁３３及びＢＯＧ制御弁３１を絞って分岐前気液混合装置７１に供給される濃縮ガス量を少なくする。
第６の制御装置７９は、分岐前気液混合装置７１の下流側に設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第６演算部８１と、第６演算部８１の演算結果に基づいて濃縮ガス制御弁３３及びＢＯＧ制御弁３１を制御する第６制御部８３とを備えている。第６制御部８３は、第６演算部８１の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、濃縮ガス制御弁３３及びＢＯＧ制御弁３１を絞って分岐前気液混合装置７１に供給される濃縮ガス量を少なくする。
実施の形態３による熱量調整の具体例について、図９に基づいて概説する。
図９に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって181.0t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前気液混合装置７１によって7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）と11.6t/hの濃縮ガス（熱量：46.9MJ/Nm3、C1:85.4%,C2:7.3%,C3:4.9%,C4:2.4%）が混合され、混合液（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.2%,C2:5.8%,C3:3.0%,C4:1.0%）となりその一部である61.6t/hが第一ライン９に供給され、残りが第二ライン１１に供給される。
図９に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって181.0t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前気液混合装置７１によって7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）と11.6t/hの濃縮ガス（熱量：46.9MJ/Nm3、C1:85.4%,C2:7.3%,C3:4.9%,C4:2.4%）が混合され、混合液（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.2%,C2:5.8%,C3:3.0%,C4:1.0%）となりその一部である61.6t/hが第一ライン９に供給され、残りが第二ライン１１に供給される。
第一ライン９に供給された混合液は、第一ポンプ１７、第一気化器１９、膜分離装置２１に供給され、膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.6MJ/Nm3、C1:91.1%,C2:5.5%,C3:2.6%,C4:0.8%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置２１によって分離された11.6t/hの濃縮ガス（熱量：46.9MJ/Nm3、C1:85.4%,C2:7.3%,C3:4.9%,C4:2.4%）はＢＯＧ再液化ライン１３に戻され、ＢＯＧと共に分岐前気液混合装置７１に供給される。
膜分離装置２１によって分離された11.6t/hの濃縮ガス（熱量：46.9MJ/Nm3、C1:85.4%,C2:7.3%,C3:4.9%,C4:2.4%）はＢＯＧ再液化ライン１３に戻され、ＢＯＧと共に分岐前気液混合装置７１に供給される。
一方、第二ライン１１に供給された混合液は、第二ポンプ２５で昇圧されて第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって11.4t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.3%,C2:5.6%,C3:5.7%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
比較例として、膜分離装置２１を用いないで、熱量調整器４８のみによって熱量調整した場合の具体例を図１７に示す。この場合には、熱量調整器４８によって12.3t/hのＬＰＧの添加が必要であり、本実施の形態の11.4t/hに比較してＬＰＧの添加量が増加する。
このことから、本実施の形態によれば、膜分離装置２１を一つ追加するだけのシンプルな構成によってＬＰＧの添加量を少なくできるという効果が得られていることが分かる。
このことから、本実施の形態によれば、膜分離装置２１を一つ追加するだけのシンプルな構成によってＬＰＧの添加量を少なくできるという効果が得られていることが分かる。
なお、実施の形態１では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が10.4t/hであったが、実施の形態３では11.4t/hとなっており、添加量が増加している。これは、第二ライン１１に供給する混合ガスにＢＯＧを混合しているために、濃縮ガスによる濃縮の効果が低減したことによる。
しかし、本実施の形態では、前述したように気液混合装置として分岐前気液混合装置７１を１台設置するだけでよく、しかもＢＯＧを液化するために既設の気液混合装置がある場合にはこれを適用できるので設備費用を低減できるという効果がある。
しかし、本実施の形態では、前述したように気液混合装置として分岐前気液混合装置７１を１台設置するだけでよく、しかもＢＯＧを液化するために既設の気液混合装置がある場合にはこれを適用できるので設備費用を低減できるという効果がある。
なお、濃縮ガス供給ライン７２によって戻される濃縮ガスを分岐前気液混合装置７１に直接供給するようにしてもよい。この点は、後述の実施の形態４、５においても同様である。
また、濃縮ガス供給ライン７２を、第一ポンプ１７昇圧後の第一ラインを流れるLNG及び/又は第二ポンプ２５昇圧後の第二ラインを流れるLNGと熱交換させることで濃縮ガスを冷却し、濃縮ガスの凝縮に必要な熱量を低減することで分岐前気液混合装置７１での濃縮ガスの最大混合可能量が増加するようにしてもよい。
また、濃縮ガス供給ライン７２を、第一ポンプ１７昇圧後の第一ラインを流れるLNG及び/又は第二ポンプ２５昇圧後の第二ラインを流れるLNGと熱交換させることで濃縮ガスを冷却し、濃縮ガスの凝縮に必要な熱量を低減することで分岐前気液混合装置７１での濃縮ガスの最大混合可能量が増加するようにしてもよい。
［実施の形態４］
実施の形態４に係る液化燃料ガスの成分調整装置８５を図１０に基づいて説明する。なお、図１０において、実施の形態３を示した図７、実施の形態２を示した図４と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態４に係る液化燃料ガスの成分調整装置８５は、実施の形態３のものに、第一ライン９における第一ポンプ１７の上流側に設けた第一気液混合装置１５と、膜分離装置２１の下流側に設けた第２膜分離装置５１と、第２膜分離装置５１で分離されて重質成分が濃縮された濃縮ガスを第一気液混合装置１５に供給するリサイクルライン８７とをさらに備えている。
リサイクルライン８７にはリサイクル制御弁５５が設けられ、リサイクル制御弁５５の下流側に圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）が設けられている。
また、第一ライン９における第一気液混合装置１５の上流側には圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）が設けられている。
なお、本実施の形態の膜分離装置２１及び第２膜分離装置５１は共に実施の形態３で用いた膜分離装置２１と同一の構造であるが、サイズが小さいものである。
実施の形態４に係る液化燃料ガスの成分調整装置８５を図１０に基づいて説明する。なお、図１０において、実施の形態３を示した図７、実施の形態２を示した図４と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態４に係る液化燃料ガスの成分調整装置８５は、実施の形態３のものに、第一ライン９における第一ポンプ１７の上流側に設けた第一気液混合装置１５と、膜分離装置２１の下流側に設けた第２膜分離装置５１と、第２膜分離装置５１で分離されて重質成分が濃縮された濃縮ガスを第一気液混合装置１５に供給するリサイクルライン８７とをさらに備えている。
リサイクルライン８７にはリサイクル制御弁５５が設けられ、リサイクル制御弁５５の下流側に圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）が設けられている。
また、第一ライン９における第一気液混合装置１５の上流側には圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）が設けられている。
なお、本実施の形態の膜分離装置２１及び第２膜分離装置５１は共に実施の形態３で用いた膜分離装置２１と同一の構造であるが、サイズが小さいものである。
また、本実施の形態では、分岐前気液混合装置７１に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガスの全量、及び第一気液混合装置１５に供給される濃縮ガスの全量が液化できる量に調整するために、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５が第７の制御装置８９によって制御される。
第７の制御装置８９は、液化燃料ガスライン７における分岐前気液混合装置７１の上流側、濃縮ガス供給ライン７２、ＢＯＧ再液化ライン１３、第一ライン９における第一気液混合装置１５の上流側及びリサイクルライン８７のそれぞれに設置された圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して分岐前気液混合装置７１で全量が液化する混合可能な濃縮ガス、ＢＯＧの最大混合可能量、及び第一気液混合装置１５で全量が液化する混合可能な濃縮ガスの最大混合可能量を演算する第７演算部９１と、第７演算部９１の演算結果に基づいて分岐前気液混合装置７１に供給される濃縮ガス量、ＢＯＧ量が最大混合可能量以下になるように濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を制御する第７制御部９３とを備えている。
本実施の形態が実施の形態３と異なる点は、第２膜分離装置５１で分離された濃縮ガスが第一気液混合装置１５に供給される点である。このように、リサイクルライン８７を経て濃縮ガスを第一ポンプ１７昇圧前のＬＮＧに混合することにより、実施の形態３と比較して膜分離装置２１に供給するＮＧの重質成分を濃くすることができる。膜分離は分離する物質の入口分圧が高いほど透過速度が上昇するため、膜面積あたりの重質成分回収量の増加、重質成分回収率の向上、透過ガス量あたりの必要膜面積の縮小が可能になる。
本実施の形態においては膜分離装置２１、及び第２膜分離装置５１を直列に２台配置したことにより、膜分離装置による膜面積あたりの重質成分回収量の増加、重質成分回収率の向上、透過ガス流量あたりの必要膜面積の縮小が可能になる。
このため、実施の形態３よりも膜分離装置で分離される濃縮ガスの重質成分の割合が増加し、その結果、第二ライン１１において熱量調整のために添加するＬＰＧの量を低減できる。
なお、本実施の形態でも実施の形態３と同様に燃料ガス供給ラインに分岐前気液混合装置７１を設けているので、これを既設のＢＯＧ再液化に使用されている気液混合装置で代用することができ、設備費用の低減の効果もある。
また、膜分離装置２１に供給するＮＧの重質成分を濃くする効果は、実施の形態３において濃縮ガス供給ライン７２の一部を分岐させて、第一気液混合装置１５に接続されるリサイクルラインを設け、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスが該ラインを介して第一気液混合装置１５に供給されることでも達成できる。この場合、膜分離装置２１のサイズは装置を直列に２台配置した場合に比べて大きくなるが、膜分離装置の設置数が１台で済む。
また、リサイクルライン８７を、第一ポンプ１７昇圧後の第一ラインを流れるLNG及び/又は第二ポンプ２５昇圧後の第二ラインを流れるLNGと熱交換させることで濃縮ガスを冷却し、濃縮ガスの凝縮に必要な熱量を低減することで第一気液混合装置１５での濃縮ガスの最大混合可能量が増加するようにしてもよい。
本実施の形態においては膜分離装置２１、及び第２膜分離装置５１を直列に２台配置したことにより、膜分離装置による膜面積あたりの重質成分回収量の増加、重質成分回収率の向上、透過ガス流量あたりの必要膜面積の縮小が可能になる。
このため、実施の形態３よりも膜分離装置で分離される濃縮ガスの重質成分の割合が増加し、その結果、第二ライン１１において熱量調整のために添加するＬＰＧの量を低減できる。
なお、本実施の形態でも実施の形態３と同様に燃料ガス供給ラインに分岐前気液混合装置７１を設けているので、これを既設のＢＯＧ再液化に使用されている気液混合装置で代用することができ、設備費用の低減の効果もある。
また、膜分離装置２１に供給するＮＧの重質成分を濃くする効果は、実施の形態３において濃縮ガス供給ライン７２の一部を分岐させて、第一気液混合装置１５に接続されるリサイクルラインを設け、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスが該ラインを介して第一気液混合装置１５に供給されることでも達成できる。この場合、膜分離装置２１のサイズは装置を直列に２台配置した場合に比べて大きくなるが、膜分離装置の設置数が１台で済む。
また、リサイクルライン８７を、第一ポンプ１７昇圧後の第一ラインを流れるLNG及び/又は第二ポンプ２５昇圧後の第二ラインを流れるLNGと熱交換させることで濃縮ガスを冷却し、濃縮ガスの凝縮に必要な熱量を低減することで第一気液混合装置１５での濃縮ガスの最大混合可能量が増加するようにしてもよい。
上記の第７の制御装置８９は、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第７の制御装置８９に代えて、図１１に示すように、フィードバック制御によって濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５の制御を行う第８の制御装置９５を適用してもよい。
第８の制御装置９５は、分岐前気液混合装置７１及び第一気液混合装置１５の下流側にそれぞれ設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第８演算部９７と、第８演算部９７の演算結果に基づいて濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を制御する第８制御部９９とを備えている。第８制御部９９は、第８演算部９７の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を絞って分岐前気液混合装置７１及び第一気液混合装置１５に供給される濃縮ガス量を少なくする。
第８の制御装置９５は、分岐前気液混合装置７１及び第一気液混合装置１５の下流側にそれぞれ設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第８演算部９７と、第８演算部９７の演算結果に基づいて濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を制御する第８制御部９９とを備えている。第８制御部９９は、第８演算部９７の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を絞って分岐前気液混合装置７１及び第一気液混合装置１５に供給される濃縮ガス量を少なくする。
実施の形態４による熱量調整の具体例について、図１２に基づいて概説する。
図１２に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって181.2t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前気液混合装置７１によって7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）と11.8t/hの濃縮ガス（熱量：47.1MJ/Nm3、C1:85.3%,C2:7.3%,C3:5.0%,C4:2.4%）が混合され、混合液（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.2%,C2:5.8%,C3:3.0%,C4:1.0%）となりその一部である61.8t/hが第一ライン９に供給され、残りが第二ライン１１に供給される。
図１２に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって181.2t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前気液混合装置７１によって7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）と11.8t/hの濃縮ガス（熱量：47.1MJ/Nm3、C1:85.3%,C2:7.3%,C3:5.0%,C4:2.4%）が混合され、混合液（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.2%,C2:5.8%,C3:3.0%,C4:1.0%）となりその一部である61.8t/hが第一ライン９に供給され、残りが第二ライン１１に供給される。
第一ライン９に供給された混合液には第一気液混合装置１５において3.0t/hの濃縮ガス（熱量：46.4MJ/m3、C1:86.3%,C2:7.1%,C3:4.6%,C4:2.0%）が混合され、混合液は第一ポンプ１７、第一気化器１９に供給され、その後、膜分離装置２１及び第２膜分離装置５１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.6MJ/Nm3、C1:91.2%,C2:5.5%,C3:2.5%,C4:0.8%）が発電所等へ供給される。
第２膜分離装置５１によって分離された3.0t/hの濃縮ガス（熱量：46.4MJ/Nm3、C1:86.3%,C2:7.1%,C3:4.6%,C4:2.0%）は第一気液混合装置１５に供給される。
また、膜分離装置２１によって分離された11.8t/hの濃縮ガス（熱量：47.1MJ/Nm3、C1:85.3%,C2:7.3%,C3:5.0%,C4:2.4%）はＢＯＧ再液化ライン１３に戻されてＢＯＧと共に分岐前気液混合装置７１に供給される。
第２膜分離装置５１によって分離された3.0t/hの濃縮ガス（熱量：46.4MJ/Nm3、C1:86.3%,C2:7.1%,C3:4.6%,C4:2.0%）は第一気液混合装置１５に供給される。
また、膜分離装置２１によって分離された11.8t/hの濃縮ガス（熱量：47.1MJ/Nm3、C1:85.3%,C2:7.3%,C3:5.0%,C4:2.4%）はＢＯＧ再液化ライン１３に戻されてＢＯＧと共に分岐前気液混合装置７１に供給される。
一方、第二ライン１１に供給された混合液は、第二ポンプ２５で昇圧されて第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって11.2t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.3%,C2:5.6%,C3:5.7%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態３では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が11.4t/hであったが、実施の形態４では11.2t/hとなっており、添加量が減少している。これはリサイクルライン８７を設けたことにより、第一ライン９の重質成分が濃縮され、膜分離装置２１、及び第２膜分離装置５１で分離された濃縮ガスの熱量が増加したことによる。もっとも、実施の形態３では１基の膜分離装置２１で膜分離を行っていたが、本実施の形態４では実施の形態３の膜分離装置２１よりもサイズの小さな膜分離装置２１、及び第２膜分離装置５１を２台使用したものであり、膜分離装置の小型化を図っている。
［実施の形態５］
実施の形態５に係る液化燃料ガスの成分調整装置１０１を図１３に基づいて説明する。なお、図１３において、実施の形態４を示した図１０、実施の形態２を示した図４と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態５に係る液化燃料ガスの成分調整装置１０１は、実施の形態４において第一ライン９に設置していた第一気液混合装置１５に代えて、第二ライン１１に第二気液混合装置２３を設置している。そして、第二気液混合装置２３に膜分離装置２１で分離された濃縮ガスを供給すると共に第２膜分離装置５１で分離された濃縮ガスを、リサイクルライン５３を介してＢＯＧ再液化ライン１３に戻すようにしている。
また、第一気液混合装置１５の上流側に代えて第二気液混合装置２３の上流側に圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）が設けられている。
実施の形態５に係る液化燃料ガスの成分調整装置１０１を図１３に基づいて説明する。なお、図１３において、実施の形態４を示した図１０、実施の形態２を示した図４と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態５に係る液化燃料ガスの成分調整装置１０１は、実施の形態４において第一ライン９に設置していた第一気液混合装置１５に代えて、第二ライン１１に第二気液混合装置２３を設置している。そして、第二気液混合装置２３に膜分離装置２１で分離された濃縮ガスを供給すると共に第２膜分離装置５１で分離された濃縮ガスを、リサイクルライン５３を介してＢＯＧ再液化ライン１３に戻すようにしている。
また、第一気液混合装置１５の上流側に代えて第二気液混合装置２３の上流側に圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）が設けられている。
また、本実施の形態では、分岐前気液混合装置７１に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガスの全量、及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガスの全量が液化できる量に調整するために、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５が第９の制御装置１０３によって制御される。
第９の制御装置１０３は、液化燃料ガスライン７における分岐前気液混合装置７１の上流側、濃縮ガス供給ライン２９、ＢＯＧ再液化ライン１３、第二ライン１１における第二気液混合装置２３の上流側及びリサイクルライン５３のそれぞれに設置された圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して分岐前気液混合装置７１で全量が液化する混合可能な濃縮ガス、ＢＯＧの最大混合可能量、及び第二気液混合装置２３で全量が液化する混合可能な濃縮ガスの最大混合可能量を演算する第９演算部１０５と、第９演算部１０５の演算結果に基づいて分岐前気液混合装置７１に供給される濃縮ガス量、ＢＯＧ量が最大混合可能量以下になるように濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を制御する第９制御部１０７とを備えている。
本実施の形態が実施の形態４と異なる点は、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスが第二気液混合装置２３に供給される点と、第２膜分離装置５１で分離された濃縮ガスがＢＯＧ再液化ライン１３に戻される点である。
そして、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスを第二ライン１１に設置された第二気液混合装置２３に供給されるようにしたことで、第二ライン１１の重質成分をより増加することができ、第二ライン１１で添加するＬＰＧの量をより低減することができる。
すなわち、本実施の形態によれば、実施の形態４の効果に加えて、第二ライン１１で添加するＬＰＧの量をより低減できるという効果が得られる。
また、本実施形態において第２膜分離装置５１およびリサイクルライン５３を無くし、その代わりに濃縮ガス供給ライン２９の一部が分岐してＢＯＧ再液化ライン１３に接続されるリサイクルラインを設ける実施例も考えられる。この場合、膜分離装置２１のサイズは装置を直列に２台配置した場合に比べて大きくなるが、膜分離装置の設置数が１台で済む。
そして、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスを第二ライン１１に設置された第二気液混合装置２３に供給されるようにしたことで、第二ライン１１の重質成分をより増加することができ、第二ライン１１で添加するＬＰＧの量をより低減することができる。
すなわち、本実施の形態によれば、実施の形態４の効果に加えて、第二ライン１１で添加するＬＰＧの量をより低減できるという効果が得られる。
また、本実施形態において第２膜分離装置５１およびリサイクルライン５３を無くし、その代わりに濃縮ガス供給ライン２９の一部が分岐してＢＯＧ再液化ライン１３に接続されるリサイクルラインを設ける実施例も考えられる。この場合、膜分離装置２１のサイズは装置を直列に２台配置した場合に比べて大きくなるが、膜分離装置の設置数が１台で済む。
上記の第９の制御装置１０３は、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第９の制御装置１０３に代えて、図１４に示すように、フィードバック制御によって濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５の制御を行う第１０の制御装置１０９を適用してもよい。
第１０の制御装置１０９は、分岐前気液混合装置７１及び第二気液混合装置２３の下流側にそれぞれ設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第１０演算部１１１と、第１０演算部１１１の演算結果に基づいて濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を制御する第１０制御部１１３とを備えている。第１０制御部１１３は、第１０演算部１１１の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を絞って分岐前気液混合装置７１及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量を少なくする。
第１０の制御装置１０９は、分岐前気液混合装置７１及び第二気液混合装置２３の下流側にそれぞれ設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第１０演算部１１１と、第１０演算部１１１の演算結果に基づいて濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を制御する第１０制御部１１３とを備えている。第１０制御部１１３は、第１０演算部１１１の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、濃縮ガス制御弁３３、ＢＯＧ制御弁３１及びリサイクル制御弁５５を絞って分岐前気液混合装置７１及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量を少なくする。
実施の形態５による熱量調整の具体例について、図１５に基づいて概説する。
図１５に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって181.4t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前混合装置によって7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1: 100%）と4.4t/hの濃縮ガス（熱量：46.2MJ/Nm3、C1:86.5%,C2:7.0%,C3:4.5%,C4:2.0%）が混合され、混合液となりその一部である63.4t/hが第一ライン９に供給され、残りが第二ライン１１に供給される。
図１５に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって181.4t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前混合装置によって7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1: 100%）と4.4t/hの濃縮ガス（熱量：46.2MJ/Nm3、C1:86.5%,C2:7.0%,C3:4.5%,C4:2.0%）が混合され、混合液となりその一部である63.4t/hが第一ライン９に供給され、残りが第二ライン１１に供給される。
第一ライン９に供給された混合液は第一ポンプ１７、第一気化器１９に供給され、その後、膜分離装置２１及び第２膜分離装置５１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.5MJ/Nm3、C1:91.5%,C2:5.4%,C3:2.5%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。
第２膜分離装置５１によって分離された4.4t/hの濃縮ガス（熱量：46.2MJ/Nm3、C1:86.5%,C2:7.0%,C3:4.5%,C4:2.0%）はＢＯＧ再液化ライン１３に戻されてＢＯＧと共に分岐前気液混合装置７１に供給される。
また、膜分離装置２１によって分離された9.0t/hの濃縮ガス（熱量：46.8MJ/Nm3、C1:85.7%,C2:7.3%,C3:4.8%,C4:2.2%）は第二ライン１１の第二気液混合装置２３に供給される。
第２膜分離装置５１によって分離された4.4t/hの濃縮ガス（熱量：46.2MJ/Nm3、C1:86.5%,C2:7.0%,C3:4.5%,C4:2.0%）はＢＯＧ再液化ライン１３に戻されてＢＯＧと共に分岐前気液混合装置７１に供給される。
また、膜分離装置２１によって分離された9.0t/hの濃縮ガス（熱量：46.8MJ/Nm3、C1:85.7%,C2:7.3%,C3:4.8%,C4:2.2%）は第二ライン１１の第二気液混合装置２３に供給される。
一方、第二ライン１１に供給された混合液には、第二気液混合装置２３によって濃縮ガスが混合され、第二ポンプ２５で昇圧されて第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって11.0t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.2%,C2:5.7%,C3:5.7%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態４では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が11.2t/hであったが、実施の形態５では11.0t/hとなっており、添加量が減少している。これは膜分離装置２１によって分離した濃縮ガスを第二ライン１１の第二気液混合装置２３に供給するようにしたことにより、第二ライン１１の重質成分が多くなったことによる。
［実施の形態６］
実施の形態６に係る液化燃料ガスの成分調整装置１１５を図１８に基づいて説明する。なお、図１８において、実施の形態１を示した図１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態６に係る液化燃料ガスの成分調整装置１１５は、実施の形態１のものに、第二ポンプ２５の下流側に熱交換器１１７を設け、濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスを熱交換器１１７を通過させ、第二ライン１１の低温のＬＮＧと高温の濃縮ガスの間で熱交換して濃縮ガスを冷却するようにしている。
濃縮ガスが冷却されることで、気液混合装置２３にて液化できるガス量がより多くなる。
なお、熱交換器１１７で冷却された濃縮ガスは、気液混合相になってもかまわない。
また、ここでは熱交換器１１７は第二ポンプ２５の下流に配置されているが、第一ポンプ１７の下流に配置して、第一ライン９のＬＮＧの冷熱によって濃縮ガスを冷却するようにしてもよい。この点は、同様の熱交換器１１７を第二ライン１１に設置している実施の形態７、１０、１１においても同様である。
実施の形態６に係る液化燃料ガスの成分調整装置１１５を図１８に基づいて説明する。なお、図１８において、実施の形態１を示した図１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態６に係る液化燃料ガスの成分調整装置１１５は、実施の形態１のものに、第二ポンプ２５の下流側に熱交換器１１７を設け、濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスを熱交換器１１７を通過させ、第二ライン１１の低温のＬＮＧと高温の濃縮ガスの間で熱交換して濃縮ガスを冷却するようにしている。
濃縮ガスが冷却されることで、気液混合装置２３にて液化できるガス量がより多くなる。
なお、熱交換器１１７で冷却された濃縮ガスは、気液混合相になってもかまわない。
また、ここでは熱交換器１１７は第二ポンプ２５の下流に配置されているが、第一ポンプ１７の下流に配置して、第一ライン９のＬＮＧの冷熱によって濃縮ガスを冷却するようにしてもよい。この点は、同様の熱交換器１１７を第二ライン１１に設置している実施の形態７、１０、１１においても同様である。
また、本実施の形態では、第一ライン９における第一気液混合装置１５の上流側及び第二ライン１１における第二気液混合装置２３の上流側に、圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）をそれぞれ設置している。
そして、これらの検出器の検出値に基づいてＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御する第１１の制御装置１１９が設けられている。
第１１の制御装置１１９は、実施の形態１の第１の制御装置３５と同様に、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御して、第一気液混合装置１５に供給されるＢＯＧ及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量をそれぞれ第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３で全量が液化する量に調整するものであり、濃縮ガス供給ライン２９、ＢＯＧ再液化ライン１３、第一ライン９及び第二ライン１１のそれぞれに設置された圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して全量が液化する混合可能なＢＯＧ及び濃縮ガスの最大混合可能量を演算する第１１演算部１２１と、第１１演算部１２１の演算結果に基づいて第一気液混合装置１５に供給されるＢＯＧ及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量が最大混合可能量以下になるように濃縮ガス制御弁３３を制御する第１１制御部１２３とを備えている。
そして、これらの検出器の検出値に基づいてＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御する第１１の制御装置１１９が設けられている。
第１１の制御装置１１９は、実施の形態１の第１の制御装置３５と同様に、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御して、第一気液混合装置１５に供給されるＢＯＧ及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量をそれぞれ第一気液混合装置１５及び第二気液混合装置２３で全量が液化する量に調整するものであり、濃縮ガス供給ライン２９、ＢＯＧ再液化ライン１３、第一ライン９及び第二ライン１１のそれぞれに設置された圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して全量が液化する混合可能なＢＯＧ及び濃縮ガスの最大混合可能量を演算する第１１演算部１２１と、第１１演算部１２１の演算結果に基づいて第一気液混合装置１５に供給されるＢＯＧ及び第二気液混合装置２３に供給される濃縮ガス量が最大混合可能量以下になるように濃縮ガス制御弁３３を制御する第１１制御部１２３とを備えている。
第１１演算部１２１は、第一気液混合装置１５に流入するＬＮＧとＢＯＧそれぞれの圧力、温度、流量、組成を基に、ＬＮＧの過冷度およびＢＯＧの凝縮潜熱を求め、ＢＯＧの最大混合可能量を計算する。
また、第１１演算部１２１は、第二気液混合装置２３に流入するＬＮＧと濃縮ガスそれぞれの圧力、温度、流量、組成を基に、ＬＮＧの過冷度および濃縮ガスの凝縮潜熱を求め、濃縮ガスの最大混合可能量を計算する。
なお、濃縮ガスの混合量は、混合液の熱量が都市ガスの規定する熱量範囲の上限を超えないように制御する。
また、第１１演算部１２１は、第二気液混合装置２３に流入するＬＮＧと濃縮ガスそれぞれの圧力、温度、流量、組成を基に、ＬＮＧの過冷度および濃縮ガスの凝縮潜熱を求め、濃縮ガスの最大混合可能量を計算する。
なお、濃縮ガスの混合量は、混合液の熱量が都市ガスの規定する熱量範囲の上限を超えないように制御する。
本実施の形態においては、熱交換器１１７を設け、濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスを熱交換器１１７で冷却して第二気液混合装置２３に供給するようにしているので、第二気液混合装置２３にて液化できるガス量がより多くなるという効果が得られる。
上記の第１１の制御装置１１９は、濃縮ガス制御弁３３の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第１１の制御装置１１９に代えて、図１９に示すように、フィードバック制御によって濃縮ガス制御弁３３の制御を行う第１２の制御装置１２５を適用してもよい。
なお、第１２の制御装置１２５の機能については、図２に示した第２の制御装置４３と同様である。
なお、第１２の制御装置１２５の機能については、図２に示した第２の制御装置４３と同様である。
実施の形態６による熱量調整の具体例について図２０に基づいて概説する。
図２０に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって183.5t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100.0%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、79.6t/hが第一ライン９に流れ、第一気液混合装置１５によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧが混合された混合液（熱量：43.8MJ/Nm3、C1:90.9%,C2:5.4%,C3:2.7%,C4:1.0%）となり、膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.6MJ/Nm3、C1:93.0%,C2:4.7%,C3:1.9%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
図２０に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって183.5t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100.0%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、79.6t/hが第一ライン９に流れ、第一気液混合装置１５によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧが混合された混合液（熱量：43.8MJ/Nm3、C1:90.9%,C2:5.4%,C3:2.7%,C4:1.0%）となり、膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.6MJ/Nm3、C1:93.0%,C2:4.7%,C3:1.9%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置２１で分離された37.2t/hの濃縮ガス（熱量：45.6MJ/Nm3、C1:87.8%,C2:6.4%,C3:4.0%,C4:1.8%）は熱交換器１１７で冷却されたのち、第二気液混合装置２３によって第二ライン１１に流れる103.9t/hのＬＮＧとの混合液（熱量：44.6MJ/Nm3、C1:89.5%,C2:6.1%,C3:3.2%,C4:1.2%）となり第二ポンプ２５により昇圧される。その後第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって8.9t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.2%,C2:6.0%,C3:5.4%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態１では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が10.4t/hであったが、実施の形態６では8.9t/hとなっており、添加量が減少している。これは、熱交換器１１７を設け、濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスを熱交換器１１７で冷却して第二気液混合装置２３に供給するようにしたことで、第二気液混合装置２３にて液化できるガス量が増加したことによる。
本実施の形態によれば、実施の形態１に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
本実施の形態によれば、実施の形態１に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
［実施の形態７］
実施の形態７に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１３１を図２１に基づいて説明する。なお、図２１において、実施の形態６を示した図１８と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態７に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１３１が実施の形態６と異なる主な点は、第一ライン９を流れるＬＮＧの特定成分が濃縮された濃縮ガスを気液分離して、分離された分離液を第二ライン１１に供給し、分離された分離ガスを第一ライン９に供給する濃縮ガス分離供給ライン１３２を設けた点である。
濃縮ガス分離供給ライン１３２を設けたことに伴い、実施の形態６の第二気液混合装置２３に代えて気液分離装置１３３を設けると共に、濃縮ガス分離供給ライン１３２には、膜分離装置で分離された濃縮ガスを第二ライン１１に設けた熱交換器１１７で冷却して気液分離装置１３３に供給する濃縮ガス供給ライン２９と、気液分離装置１３３で分離された分離液を第二ライン１１に供給する分離液供給ライン１３４と、気液分離装置１３３で分離された分離ガスを第一ライン９の第一気液混合装置１５に供給する分離ガス供給ライン１３５とを設けている。
実施の形態７に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１３１を図２１に基づいて説明する。なお、図２１において、実施の形態６を示した図１８と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態７に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１３１が実施の形態６と異なる主な点は、第一ライン９を流れるＬＮＧの特定成分が濃縮された濃縮ガスを気液分離して、分離された分離液を第二ライン１１に供給し、分離された分離ガスを第一ライン９に供給する濃縮ガス分離供給ライン１３２を設けた点である。
濃縮ガス分離供給ライン１３２を設けたことに伴い、実施の形態６の第二気液混合装置２３に代えて気液分離装置１３３を設けると共に、濃縮ガス分離供給ライン１３２には、膜分離装置で分離された濃縮ガスを第二ライン１１に設けた熱交換器１１７で冷却して気液分離装置１３３に供給する濃縮ガス供給ライン２９と、気液分離装置１３３で分離された分離液を第二ライン１１に供給する分離液供給ライン１３４と、気液分離装置１３３で分離された分離ガスを第一ライン９の第一気液混合装置１５に供給する分離ガス供給ライン１３５とを設けている。
上記の構成により、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスは熱交換器１１７を通過して気液分離装置１３３に供給され、気液分離装置１３３で分離された分離液が分離液供給ライン１３４を介して第二ライン１１の第二ポンプ２５の上流側に供給される。
また、気液分離装置１３３で分離された分離ガスは、分離ガス供給ライン１３５を介して第一気液混合装置１５に供給され、第一ライン９を流れるＬＮＧに混合される。
第一気液混合装置１５によって混合後の流体が液体になることで、混合後の昇圧に液ポンプ（第一ポンプ１７）を用いることが可能になる。
また、気液分離装置１３３で分離された分離ガスは、分離ガス供給ライン１３５を介して第一気液混合装置１５に供給され、第一ライン９を流れるＬＮＧに混合される。
第一気液混合装置１５によって混合後の流体が液体になることで、混合後の昇圧に液ポンプ（第一ポンプ１７）を用いることが可能になる。
そして、分離液供給ライン１３４には分離液制御弁１３６が、分離ガス供給ライン１３５には分離ガス制御弁１３７がそれぞれ設けられている。
また、気液分離装置１３３には、圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び液面レベル検出器（Ｌ）が設けられ、第一ライン９、分離ガス供給ライン１３５及びＢＯＧ再液化ライン１３における第一気液混合装置１５の上流側には、圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）がそれぞれ設けられている。
さらに、本実施の形態では、分離液制御弁１３６、分離ガス制御弁１３７、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御して、第二ライン１１に供給する分離液量、第一気液混合装置１５に供給する分離ガス量及びＢＯＧ量、気液分離装置１３３に供給する濃縮ガス量を制御する第１３の制御装置１３９が設けられている。
また、気液分離装置１３３には、圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び液面レベル検出器（Ｌ）が設けられ、第一ライン９、分離ガス供給ライン１３５及びＢＯＧ再液化ライン１３における第一気液混合装置１５の上流側には、圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）がそれぞれ設けられている。
さらに、本実施の形態では、分離液制御弁１３６、分離ガス制御弁１３７、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御して、第二ライン１１に供給する分離液量、第一気液混合装置１５に供給する分離ガス量及びＢＯＧ量、気液分離装置１３３に供給する濃縮ガス量を制御する第１３の制御装置１３９が設けられている。
第１３の制御装置１３９は、第１３演算部１４１と第１３制御部１４３を備えている。
第一ポンプ１７は液ポンプであり、混合液に気相が残留しないことが望ましく、そのため第１３演算部１４１は、第一ライン９、分離ガス供給ライン１３５及びＢＯＧ再液化ライン１３における第一気液混合装置１５の上流側に設けられた、圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して、第一気液混合装置１５で全量が液化する混合可能なガスの最大混合可能量を演算する。
そして、第１３制御部１４３は、第１３演算部１４１の演算結果に基づいて分離ガス制御弁１３７を制御する。
第一ポンプ１７は液ポンプであり、混合液に気相が残留しないことが望ましく、そのため第１３演算部１４１は、第一ライン９、分離ガス供給ライン１３５及びＢＯＧ再液化ライン１３における第一気液混合装置１５の上流側に設けられた、圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）、流量検出器（Ｆ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して、第一気液混合装置１５で全量が液化する混合可能なガスの最大混合可能量を演算する。
そして、第１３制御部１４３は、第１３演算部１４１の演算結果に基づいて分離ガス制御弁１３７を制御する。
また、第１３制御部１４３は、分離液制御弁１３６及び濃縮ガス制御弁３３の制御を行う。以下、分離液制御弁１３６及び濃縮ガス制御弁３３の制御について具体的に説明する。
気液分離装置１３３では、液面レベルをある一定範囲内に制御して運用するが、分離液制御弁１３６は液レベルを一定に保つように開度を調整する。すなわち、液面レベルが高くなりすぎる場合は分離液制御弁１３６の開度を大きくし、液面レベルが低くなりすぎる場合は分離液制御弁１３６の開度を小さくする調整を施す。
また、気液分離装置１３３では、圧力をある一定範囲内に制御して運用する。詳しくは、気液分離装置１３３の運用圧力はＬＮＧ送出ポンプ５の吐出圧よりわずかに高い程度で制御されるが、濃縮ガス制御弁３３によりその圧力を制御する。すなわち、圧力が高くなりすぎる場合は濃縮ガス制御弁３３の開度を小さくし、圧力が低くなりすぎる場合は濃縮ガス制御弁３３の開度を大きくする調整を施す。
気液分離装置１３３では、液面レベルをある一定範囲内に制御して運用するが、分離液制御弁１３６は液レベルを一定に保つように開度を調整する。すなわち、液面レベルが高くなりすぎる場合は分離液制御弁１３６の開度を大きくし、液面レベルが低くなりすぎる場合は分離液制御弁１３６の開度を小さくする調整を施す。
また、気液分離装置１３３では、圧力をある一定範囲内に制御して運用する。詳しくは、気液分離装置１３３の運用圧力はＬＮＧ送出ポンプ５の吐出圧よりわずかに高い程度で制御されるが、濃縮ガス制御弁３３によりその圧力を制御する。すなわち、圧力が高くなりすぎる場合は濃縮ガス制御弁３３の開度を小さくし、圧力が低くなりすぎる場合は濃縮ガス制御弁３３の開度を大きくする調整を施す。
上記のように構成された本実施の形態の動作を図２１に基づいて説明する。
ＬＮＧタンク３からはＬＮＧ送出ポンプ５によってＬＮＧが送出され、またＢＯＧがＢＯＧ再液化ライン１３に抜き出されて圧縮機３７で圧縮されて第一ライン９の第一気液混合装置１５に供給される。
ＬＮＧタンク３から送出されたＬＮＧは、その一部が第一ライン９に流れ、残りが第二ライン１１に流れる。第一ライン９に流れたＬＮＧには、第一気液混合装置１５によってＢＯＧが混合される。ＢＯＧが混合された混合液は第一ポンプ１７で例えば7.0MPaGに昇圧され、第一気化器１９に供給されて全量が気化される。第一気化器１９で気化されたＮＧは膜分離装置２１に供給されて、メタンリッチの低発熱量ガスと、エタン、プロパン、ブタン等の重質成分が濃縮された濃縮ガスに分離される。そして、低発熱量ガスは発電所等へ供給され、濃縮ガスは濃縮ガス供給ライン２９に送られる。
ＬＮＧタンク３からはＬＮＧ送出ポンプ５によってＬＮＧが送出され、またＢＯＧがＢＯＧ再液化ライン１３に抜き出されて圧縮機３７で圧縮されて第一ライン９の第一気液混合装置１５に供給される。
ＬＮＧタンク３から送出されたＬＮＧは、その一部が第一ライン９に流れ、残りが第二ライン１１に流れる。第一ライン９に流れたＬＮＧには、第一気液混合装置１５によってＢＯＧが混合される。ＢＯＧが混合された混合液は第一ポンプ１７で例えば7.0MPaGに昇圧され、第一気化器１９に供給されて全量が気化される。第一気化器１９で気化されたＮＧは膜分離装置２１に供給されて、メタンリッチの低発熱量ガスと、エタン、プロパン、ブタン等の重質成分が濃縮された濃縮ガスに分離される。そして、低発熱量ガスは発電所等へ供給され、濃縮ガスは濃縮ガス供給ライン２９に送られる。
濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスは、濃縮ガス制御弁３３の開度に応じた量が第二ライン１１の熱交換器１１７に供給される。熱交換器１１７では、低温のＬＮＧと高温の濃縮ガスの間で熱交換がなされ、濃縮ガスが冷却されることで気液混合状態となり、気液分離装置１３３に送られる。
気液分離装置１３３では、ガスと液が分離される。ここで、元の濃縮ガス供給ライン２９よりも分離液の熱量は更に高くなる。一方、分離ガスの熱量は濃縮ガス供給ライン２９よりも低くなる。
気液分離装置１３３で分離された分離ガスは分離ガス制御弁１３７を通して第一気液混合装置１５に送られ、更に熱量が高まった分離液は分離液制御弁１３６を通して第二ライン１１の第二ポンプ２５の上流に送られる。
気液分離装置１３３では、ガスと液が分離される。ここで、元の濃縮ガス供給ライン２９よりも分離液の熱量は更に高くなる。一方、分離ガスの熱量は濃縮ガス供給ライン２９よりも低くなる。
気液分離装置１３３で分離された分離ガスは分離ガス制御弁１３７を通して第一気液混合装置１５に送られ、更に熱量が高まった分離液は分離液制御弁１３６を通して第二ライン１１の第二ポンプ２５の上流に送られる。
なお、気液分離装置１３３で分離された高熱量の分離液を最大混合可能量混合したとしても混合液の熱量が都市ガスで要求される規定値よりも低い場合もあり得ることから、第二気化器２７の下流に熱量調整器４８を設けるようにしてもよい。この点は、以下の実施の形態においても同様である。
また、濃縮ガス供給ライン２９の途中にバッファタンクを設けることで、濃縮ガスの分離量と混合量に差をつけられる緩衝作用を持たせるようにしてもよい。この点は、以下の実施の形態においても同様である。
また、濃縮ガス供給ライン２９の途中にバッファタンクを設けることで、濃縮ガスの分離量と混合量に差をつけられる緩衝作用を持たせるようにしてもよい。この点は、以下の実施の形態においても同様である。
膜分離装置２１に供給されるＮＧは第一ポンプ１７でＬＮＧ送出ポンプ５の吐出圧より大幅に昇圧されており、気液分離装置１３３の運用圧力はＬＮＧ送出ポンプ５の吐出圧よりわずかに高い程度で制御される。また、熱交換器１１７の圧力損失は極わずかである。
このため、膜分離装置２１の供給側と透過側で差圧を十分とることができ、膜分離効率を向上することができる。すなわち、第一ポンプ１７による昇圧分の圧力差を膜分離に利用でき、従来技術より大きな膜分離圧力差を確保できるようになっている。
そして、膜分離は圧力差が大きいほど物質の透過速度が上昇するため、膜面積あたりの重質成分回収量の増大や透過ガス量あたりの必要膜面積の縮小が可能になる。
このため、膜分離装置２１の供給側と透過側で差圧を十分とることができ、膜分離効率を向上することができる。すなわち、第一ポンプ１７による昇圧分の圧力差を膜分離に利用でき、従来技術より大きな膜分離圧力差を確保できるようになっている。
そして、膜分離は圧力差が大きいほど物質の透過速度が上昇するため、膜面積あたりの重質成分回収量の増大や透過ガス量あたりの必要膜面積の縮小が可能になる。
以上のように、本実施の形態では、膜分離装置２１における供給側と透過側で差圧を十分とることができ、膜分離圧力差が十分に確保され、分離効率を向上することができる。
しかも、第一ライン９における第一ポンプ１７での昇圧と第二ライン１１における第二ポンプ２５の昇圧はともに液状態での昇圧であり、昇圧動力はガス状態より液状態の方がはるかに小さいため、結果として膜を透過した濃縮ガスの昇圧を、圧縮機を用いる場合に比べて消費動力を低く抑えられる。
また、第１３の制御装置１３９によって、第一気液混合装置１５に供給される分離ガスの全量が液化して混合液には気相が残留しないようにしているので、第一ポンプ１７で効率的に送液することができる。
また、気液分離装置１３３により、濃縮ガス供給ライン２９の濃縮ガスよりも更に高い熱量をもつ分離液を第二ライン１１に供給することが出来る。
しかも、第一ライン９における第一ポンプ１７での昇圧と第二ライン１１における第二ポンプ２５の昇圧はともに液状態での昇圧であり、昇圧動力はガス状態より液状態の方がはるかに小さいため、結果として膜を透過した濃縮ガスの昇圧を、圧縮機を用いる場合に比べて消費動力を低く抑えられる。
また、第１３の制御装置１３９によって、第一気液混合装置１５に供給される分離ガスの全量が液化して混合液には気相が残留しないようにしているので、第一ポンプ１７で効率的に送液することができる。
また、気液分離装置１３３により、濃縮ガス供給ライン２９の濃縮ガスよりも更に高い熱量をもつ分離液を第二ライン１１に供給することが出来る。
また、上記の第１３の制御装置１３９は、分離ガス制御弁１３７の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第１３の制御装置１３９に代えて、図２２に示すように、フィードバック制御によって分離ガス制御弁１３７の制御を行う第１４の制御装置１４５を適用してもよい。
第１４の制御装置１４５は、第一気液混合装置１５の下流側に設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第１４演算部１４７と、第１４演算部１４７の演算結果に基づいて分離ガス制御弁１３７を制御する第１４制御部１４９とを備えている。第１４制御部１４９は、第１４演算部１４７の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、分離ガス制御弁１３７を絞って第一気液混合装置１５に供給される分離ガス量を少なくする。
第１４の制御装置１４５は、第一気液混合装置１５の下流側に設けた圧力検出器（Ｐ）、温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の検出値を入力して混合後の液化燃料ガスの相状態を判定する第１４演算部１４７と、第１４演算部１４７の演算結果に基づいて分離ガス制御弁１３７を制御する第１４制御部１４９とを備えている。第１４制御部１４９は、第１４演算部１４７の判定結果によって気液混相、あるいは気相状態になるおそれがある場合には、分離ガス制御弁１３７を絞って第一気液混合装置１５に供給される分離ガス量を少なくする。
また、分離ガス制御弁１３７の制御に関しては、フィードフォワード、フィードバックの他に両者を組み合わせて制御を行うようにしてよい。この点は、以下の実施の形態でも同様である。
実施の形態７による熱量調整の具体例について図２３に基づいて概説する。
図２３に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって184.7t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100.0%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、78.8t/hが第一ライン９に流れ、第一気液混合装置１５によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと気液分離装置１３３によって分離された分離ガスが混合された混合液（熱量：43.3MJ/Nm3、C1:92.0%,C2:4.8%,C3:2.4%,C4:0.8%）となり、膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.0MJ/Nm3、C1:94.3%,C2:4.0%,C3:1.5%,C4:0.2%）が発電所等へ供給される。
図２３に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって184.7t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100.0%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、78.8t/hが第一ライン９に流れ、第一気液混合装置１５によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと気液分離装置１３３によって分離された分離ガスが混合された混合液（熱量：43.3MJ/Nm3、C1:92.0%,C2:4.8%,C3:2.4%,C4:0.8%）となり、膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.0MJ/Nm3、C1:94.3%,C2:4.0%,C3:1.5%,C4:0.2%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置２１で分離された47.4t/hの濃縮ガス（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.6%,C2:5.6%,C3:3.4%,C4:1.4%）は熱交換器１１７で冷却されたのち、気液分離装置１３３で気体と液体に分離される。
気液分離装置１３３で分離された11.0t/hの分離ガス（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:99.8%,C2:0.2%,C3:0.0%,C4:0.0%）は第一気液混合装置１５に供給され、36.4t/hの分離液（熱量：46.5MJ/Nm3、C1:85.8%,C2:7.6%,C3:4.6%,C4:2.0%）は第二ライン１１に流れる105.9t/hのＬＮＧに供給され濃縮液（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.0%,C2:6.4%,C3:3.4%,C4:1.2%）となり第二ポンプ２５により昇圧される。その後第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって7.7t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.2%,C2:6.2%,C3:5.2%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
気液分離装置１３３で分離された11.0t/hの分離ガス（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:99.8%,C2:0.2%,C3:0.0%,C4:0.0%）は第一気液混合装置１５に供給され、36.4t/hの分離液（熱量：46.5MJ/Nm3、C1:85.8%,C2:7.6%,C3:4.6%,C4:2.0%）は第二ライン１１に流れる105.9t/hのＬＮＧに供給され濃縮液（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.0%,C2:6.4%,C3:3.4%,C4:1.2%）となり第二ポンプ２５により昇圧される。その後第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって7.7t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.2%,C2:6.2%,C3:5.2%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態６では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が8.9t/hであったが、実施の形態７では7.7t/hとなっており、添加量が減少している。これは、第二気液混合装置２３に代えて気液分離装置１３３を設けたことにより、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスの熱量が気液分離装置１３３を通過することで増加したことによる。つまり、この熱量が増加した分、第二ライン１１で最後に熱量調整として加えるＬＰＧの必要量が減少する。
本実施の形態によれば、実施の形態６に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
本実施の形態によれば、実施の形態６に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
［実施の形態８］
実施の形態８に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１５１を図２４に基づいて説明する。なお、図２４において、実施の形態７を示した図２１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態８に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１５１は、実施の形態７における熱交換器１１７に代えて、第一ライン９における第一ポンプ１７の下流側から気液分離装置１３３にＬＮＧを供給する第一ＬＮＧ供給ライン１５２を設けたものである。第一ＬＮＧ供給ライン１５２には、ＬＮＧ供給量を調整するための第１ＬＮＧ制御弁１５３が設けられている。
実施の形態８に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１５１を図２４に基づいて説明する。なお、図２４において、実施の形態７を示した図２１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態８に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１５１は、実施の形態７における熱交換器１１７に代えて、第一ライン９における第一ポンプ１７の下流側から気液分離装置１３３にＬＮＧを供給する第一ＬＮＧ供給ライン１５２を設けたものである。第一ＬＮＧ供給ライン１５２には、ＬＮＧ供給量を調整するための第１ＬＮＧ制御弁１５３が設けられている。
また、本実施の形態では、分離液制御弁１３６、分離ガス制御弁１３７、第１ＬＮＧ制御弁１５３及び濃縮ガス制御弁３３を制御して、第二ライン１１に供給する分離液量、第一気液混合装置１５に供給する分離ガス量、気液分離装置１３３に供給するＬＮＧ量及び気液分離装置１３３に供給する濃縮ガス量を制御する第１５の制御装置１５５が設けられている。
第１５の制御装置１５５は、第１５演算部１５７と第１５制御部１５９を備えており、第１５演算部１５７の機能は第１３演算部１４１と同様であり、第１５制御部１５９は第１３制御部１４３の機能に加えて第１ＬＮＧ制御弁１５３を制御する機能を有している。
気液分離装置１３３では、温度をある一定範囲内に制御して運用するが、第１５制御部１５９は温度を一定に保つように第１ＬＮＧ制御弁１５３の開度を調整する。すなわち、温度が高くなりすぎる場合は第１ＬＮＧ制御弁１５３の開度を大きくし、温度が低くなりすぎる場合は第１ＬＮＧ制御弁１５３の開度を小さくする調整を施す。
気液分離装置１３３では、温度をある一定範囲内に制御して運用するが、第１５制御部１５９は温度を一定に保つように第１ＬＮＧ制御弁１５３の開度を調整する。すなわち、温度が高くなりすぎる場合は第１ＬＮＧ制御弁１５３の開度を大きくし、温度が低くなりすぎる場合は第１ＬＮＧ制御弁１５３の開度を小さくする調整を施す。
上記のように構成された本実施の形態の動作を図２４に基づいて説明する。
本実施の形態の動作は実施の形態７とほぼ同様であるが、実施の形態７では膜分離装置２１で分離された濃縮ガスを、熱交換器１１７を介して第二ライン１１のＬＮＧで冷却していたのに対して、本実施の形態では第一ライン９のＬＮＧの一部を気液分離装置１３３に供給することで冷却する点が異なるので、これに関連する点について以下説明する。
本実施の形態の動作は実施の形態７とほぼ同様であるが、実施の形態７では膜分離装置２１で分離された濃縮ガスを、熱交換器１１７を介して第二ライン１１のＬＮＧで冷却していたのに対して、本実施の形態では第一ライン９のＬＮＧの一部を気液分離装置１３３に供給することで冷却する点が異なるので、これに関連する点について以下説明する。
濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスは、濃縮ガス制御弁３３の開度に応じた量が気液分離装置１３３に送られる。また、第一ポンプ１７から送られたＬＮＧのうち一部は、第１ＬＮＧ制御弁１５３の開度に応じた量が気液分離装置１３３に送られる。
気液分離装置１３３では、ガスと液が分離される。ここで、元の濃縮ガス供給ライン２９よりも分離液の熱量は更に高くなる。一方、分離ガスの熱量は濃縮ガス供給ライン２９よりも低くなる。
分離ガスは分離ガス制御弁１３７を通して第一気液混合装置１５に送られ、更に熱量が高まった液は分離液制御弁１３６を通して第二ライン１１の第二ポンプ２５の上流に送られる。
気液分離装置１３３では、ガスと液が分離される。ここで、元の濃縮ガス供給ライン２９よりも分離液の熱量は更に高くなる。一方、分離ガスの熱量は濃縮ガス供給ライン２９よりも低くなる。
分離ガスは分離ガス制御弁１３７を通して第一気液混合装置１５に送られ、更に熱量が高まった液は分離液制御弁１３６を通して第二ライン１１の第二ポンプ２５の上流に送られる。
本実施の形態の作用効果については、実施の形態７と同様である。
なお、上記の第１５の制御装置１５５は、分離ガス制御弁１３７の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第１５の制御装置１５５に代えて、図２５に示すように、フィードバック制御によって分離ガス制御弁１３７の制御を行う第１６の制御装置１６１を適用してもよい。
実施の形態８による熱量調整の具体例について図２６に基づいて概説する。
図２６に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって183.1t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100.0%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、122.2t/hが第一ライン９に流れ、第一気液混合装置１５によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと気液分離装置１３３によって分離された分離ガスが混合された混合液（熱量：43.2MJ/Nm3、C1:92.2%,C2:4.7%,C3:2.3%,C4:0.8%）となり、第一ポンプ１７で昇圧されたのち90.0t/hは気液分離装置１３３に供給され、残りは膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.7MJ/Nm3、C1:93.2%,C2:4.4%,C3:2.0%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
図２６に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって183.1t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100.0%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、122.2t/hが第一ライン９に流れ、第一気液混合装置１５によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと気液分離装置１３３によって分離された分離ガスが混合された混合液（熱量：43.2MJ/Nm3、C1:92.2%,C2:4.7%,C3:2.3%,C4:0.8%）となり、第一ポンプ１７で昇圧されたのち90.0t/hは気液分離装置１３３に供給され、残りは膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.7MJ/Nm3、C1:93.2%,C2:4.4%,C3:2.0%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置２１で分離された13.7t/hの濃縮ガス（熱量：45.3MJ/Nm3、C1:88.8%,C2:5.7%,C3:3.7%,C4:1.8%）は気液分離装置１３３に供給される。気液分離装置１３３で分離された23.9t/hの分離ガス（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:99.8%,C2:0.2%,C3:0.0%,C4:0.0%）は第一気液混合装置１５に供給され、79.8t/hの分離液（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.0%,C2:6.4%,C3:3.4%,C4:1.2%）は第二ライン１１に供給される。第二ライン１１に流れる60.9t/hのＬＮＧは気液分離装置１３３より供給される分離液によって濃縮液（熱量：44.5MJ/Nm3、C1:89.4%,C2:6.2%,C3:3.2%,C4:1.2%）となり第二ポンプ２５により昇圧される。その後第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって9.3t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.1%,C2:6.1%,C3:5.4%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態１では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が10.4t/hであったが、実施の形態８では9.3t/hとなっており、ＬＰＧの添加量が減少している。これは、実施の形態７で述べたように、第二気液混合装置２３に代えて気液分離装置１３３を設けたことにより、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスの熱量が気液分離装置１３３を通過することで増加したことによる。
したがって、本実施の形態によれば、実施の形態１に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
したがって、本実施の形態によれば、実施の形態１に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
［実施の形態９］
実施の形態９に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１６７を図２７に基づいて説明する。なお、図２７において、実施の形態８を示した図２４と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態８では気液分離装置１３３に第一ＬＮＧ供給ライン１５２から第一ラインのＬＮＧの一部を供給していたが、実施の形態９に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１６７においては、第二ライン１１の第二ポンプ２５の下流側から第二ＬＮＧ供給ライン１６８を介して第二ライン１１のＬＮＧの一部を気液分離装置１３３に供給するようにしている。これに伴い、第一ライン９の第一ポンプ１７の下流側から第一ライン９のＬＮＧの一部を第二ライン１１の第二ポンプ２５の上流側に供給する第一ＬＮＧ分岐ライン１６９を設けている。
第二ＬＮＧ供給ライン１６８には、ＬＮＧ供給量を調整するための第２ＬＮＧ制御弁１７０が設けられ、第一ＬＮＧ分岐ライン１６９には第３ＬＮＧ制御弁１７１が設けられている。
実施の形態９に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１６７を図２７に基づいて説明する。なお、図２７において、実施の形態８を示した図２４と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態８では気液分離装置１３３に第一ＬＮＧ供給ライン１５２から第一ラインのＬＮＧの一部を供給していたが、実施の形態９に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１６７においては、第二ライン１１の第二ポンプ２５の下流側から第二ＬＮＧ供給ライン１６８を介して第二ライン１１のＬＮＧの一部を気液分離装置１３３に供給するようにしている。これに伴い、第一ライン９の第一ポンプ１７の下流側から第一ライン９のＬＮＧの一部を第二ライン１１の第二ポンプ２５の上流側に供給する第一ＬＮＧ分岐ライン１６９を設けている。
第二ＬＮＧ供給ライン１６８には、ＬＮＧ供給量を調整するための第２ＬＮＧ制御弁１７０が設けられ、第一ＬＮＧ分岐ライン１６９には第３ＬＮＧ制御弁１７１が設けられている。
また、本実施の形態では、分離液制御弁１３６、分離ガス制御弁１３７、第２ＬＮＧ制御弁１７０、第３ＬＮＧ制御弁１７１及び濃縮ガス制御弁３３を制御して、第二ライン１１に供給する分離液量、第一気液混合装置１５に供給する分離ガス量、気液分離装置１３３に供給するＬＮＧ量、第一ライン９から第二ライン１１に供給するＬＮＧ量及び気液分離装置１３３に供給する濃縮ガス量を制御する第１７の制御装置１７２が設けられている。
第１７の制御装置１７２は、第１７演算部１７３と第１７制御部１７５を備えており、第１７演算部１７３の機能は第１５演算部１５７と同様であり、第１７制御部１７５は第１５制御部１５９の機能に加えて第２ＬＮＧ制御弁１７０及び第３ＬＮＧ制御弁１７１を制御する機能を有している。
気液分離装置１３３では、温度をある一定範囲内に制御して運用するが、第１７制御部１７５は温度を一定に保つように第２ＬＮＧ制御弁１７０の開度を調整する。すなわち、温度が高くなりすぎる場合は第２ＬＮＧ制御弁１７０の開度を大きくし、温度が低くなりすぎる場合は第２ＬＮＧ制御弁１７０の開度を小さくする調整を施す。
また、第１７制御部１７５は、第一ＬＮＧ分岐ライン１６９に流れるＬＮＧの流量が、第二ＬＮＧ供給ライン１６８に流れるＬＮＧの流量と同じかやや大きくなるように、第３ＬＮＧ制御弁１７１の開度を調整する。
気液分離装置１３３では、温度をある一定範囲内に制御して運用するが、第１７制御部１７５は温度を一定に保つように第２ＬＮＧ制御弁１７０の開度を調整する。すなわち、温度が高くなりすぎる場合は第２ＬＮＧ制御弁１７０の開度を大きくし、温度が低くなりすぎる場合は第２ＬＮＧ制御弁１７０の開度を小さくする調整を施す。
また、第１７制御部１７５は、第一ＬＮＧ分岐ライン１６９に流れるＬＮＧの流量が、第二ＬＮＧ供給ライン１６８に流れるＬＮＧの流量と同じかやや大きくなるように、第３ＬＮＧ制御弁１７１の開度を調整する。
上記のように構成された本実施の形態の動作を図２７に基づいて説明する。
本実施の形態の動作は実施の形態８とほぼ同様であるが、実施の形態８では第一ライン９のＬＮＧの一部を気液分離装置１３３に供給していたのに対して、本実施の形態では第二ライン１１のＬＮＧの一部を気液分離装置１３３に供給している点が異なるので、これに関連する点について以下説明する。
本実施の形態の動作は実施の形態８とほぼ同様であるが、実施の形態８では第一ライン９のＬＮＧの一部を気液分離装置１３３に供給していたのに対して、本実施の形態では第二ライン１１のＬＮＧの一部を気液分離装置１３３に供給している点が異なるので、これに関連する点について以下説明する。
濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスは、濃縮ガス制御弁３３の開度に応じた量が気液分離装置１３３に送られる。また、第二ポンプ２５から送られたＬＮＧのうち一部は、第２ＬＮＧ制御弁１７０の開度に応じた量が気液分離装置１３３に送られる。さらに、第一ポンプ１７から送られたＬＮＧのうち一部は、第３ＬＮＧ制御弁１７１の開度に応じた量が第二ポンプ２５の上流側に送られる。
本実施の形態の作用効果については、実施の形態７、８と同様である。
なお、上記の第１７の制御装置１７２は、分離ガス制御弁１３７の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第１７の制御装置１７２に代えて、図２８に示すように、フィードバック制御によって分離ガス制御弁１３７の制御を行う第１８の制御装置１７７を適用してもよい。
実施の形態９による熱量調整の具体例について図２９に基づいて概説する。
図２９に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって183.5t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100.0%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、124.7t/hが第一ライン９に流れ、第一気液混合装置１５によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと気液分離装置１３３によって分離された分離ガスが混合された混合液（熱量：43.2MJ/Nm3、C1:92.3%,C2:4.6%,C3:2.3%,C4:0.8%）となり、第一ポンプ１７で昇圧されたのち90.0t/hは第二ライン１１に供給され、残りは膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.5MJ/Nm3、C1:93.4%,C2:4.3%,C3:1.9%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
図２９に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって183.5t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100.0%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧは、124.7t/hが第一ライン９に流れ、第一気液混合装置１５によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと気液分離装置１３３によって分離された分離ガスが混合された混合液（熱量：43.2MJ/Nm3、C1:92.3%,C2:4.6%,C3:2.3%,C4:0.8%）となり、第一ポンプ１７で昇圧されたのち90.0t/hは第二ライン１１に供給され、残りは膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.5MJ/Nm3、C1:93.4%,C2:4.3%,C3:1.9%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置２１で分離された18.3t/hの濃縮ガス（熱量：45.1MJ/Nm3、C1:88.9%,C2:5.7%,C3:3.6%,C4:1.8%）は気液分離装置１３３に供給される。気液分離装置１３３で分離された26.0t/hの分離ガス（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:99.8%,C2:0.2%,C3:0.0%,C4:0.0%）は第一気液混合装置１５に供給され、62.3t/hの分離液（熱量：47.2MJ/Nm3、C1:83.8%,C2:9.2%,C3:5.0%,C4:2.0%）は第二ライン１１に供給される。第二ライン１１に流れる58.8t/hのＬＮＧは第一ライン９より混合液が供給されたのち気液分離装置１３３より供給される分離液によって濃縮液（熱量：44.6MJ/Nm3、C1:89.3%,C2:6.3%,C3:3.2%,C4:1.2%）となり第二ポンプ２５により昇圧される。その後70.0t/hが気液分離装置１３３に供給され、残りが第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって8.9t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.1%,C2:6.1%,C3:5.4%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態１では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が10.4t/hであったが、実施の形態９では8.9t/hとなっており、添加量が減少している。この点は、実施の形態７で説明したように、第二気液混合装置２３に代えて気液分離装置１３３を設けたことにより、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスの熱量が気液分離装置１３３を通過することで増加したことによるものであり、この熱量が増加した分、第二ライン１１で最後に熱量調整として加えるＬＰＧの必要量が減少する。
本実施の形態によれば、実施の形態１に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
本実施の形態によれば、実施の形態１に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
［実施の形態１０］
実施の形態１０に係る液化燃料ガスの成分調整装置１８３を図３０に基づいて説明する。なお、図３０において、実施の形態３を示した図７と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態１０に係る液化燃料ガスの成分調整装置１８３は、実施の形態３のものに、第二ポンプ２５の下流側に熱交換器１１７を設け、濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスを熱交換器１１７を通過させ、第二ライン１１の低温のＬＮＧと高温の濃縮ガスの間で熱交換して濃縮ガスを冷却するようにしている。
濃縮ガスが冷却されることで、分岐前気液混合装置７１にて液化できるガス量がより多くなる。
なお、熱交換器１１７で冷却された濃縮ガスは、気液混合相になってもかまわない。
また、ここでは熱交換器１１７は第二ポンプ２５の下流に配置されているが、第一ポンプ１７の下流に配置して、第一ラインのＬＮＧの冷熱によって濃縮ガスを冷却するようにしてもよい。
実施の形態１０に係る液化燃料ガスの成分調整装置１８３を図３０に基づいて説明する。なお、図３０において、実施の形態３を示した図７と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態１０に係る液化燃料ガスの成分調整装置１８３は、実施の形態３のものに、第二ポンプ２５の下流側に熱交換器１１７を設け、濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスを熱交換器１１７を通過させ、第二ライン１１の低温のＬＮＧと高温の濃縮ガスの間で熱交換して濃縮ガスを冷却するようにしている。
濃縮ガスが冷却されることで、分岐前気液混合装置７１にて液化できるガス量がより多くなる。
なお、熱交換器１１７で冷却された濃縮ガスは、気液混合相になってもかまわない。
また、ここでは熱交換器１１７は第二ポンプ２５の下流に配置されているが、第一ポンプ１７の下流に配置して、第一ラインのＬＮＧの冷熱によって濃縮ガスを冷却するようにしてもよい。
本実施の形態１０の液化燃料ガスの成分調整装置１８３は、分岐前気液混合装置７１に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガスの全量が液化できる量に調整するために、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御する第１９の制御装置１８５を備えている。そして、第１９の制御装置１８５は、第１９演算部１８７及び第１９制御部１８９を備えているが、これらの機能は実施の形態３の第５演算部７５及び第５制御部７７と同様である。
なお、上記の第１９の制御装置１８５は、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第１９の制御装置１８５に代えて、図３１に示すように、フィードバック制御によってＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３の制御を行う第２０の制御装置１９１を適用してもよい。
なお、第２０の制御装置１９１の機能については、図８に示した第６の制御装置７９と同様である。
なお、第２０の制御装置１９１の機能については、図８に示した第６の制御装置７９と同様である。
実施の形態１０による熱量調整の具体例について図３２に基づいて概説する。
図３２に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって183.1t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前気液混合装置７１によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと熱交換器１１７で冷却された濃縮ガスが混合され、混合液（熱量：44.5MJ/Nm3、C1:89.6%,C2:6.0%,C3:3.2%,C4:1.2%）となり、そのうち104.5t/hが第一ライン９に供給され、140.7t/hが第二ライン１１に供給される。
図３２に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって183.1t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前気液混合装置７１によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと熱交換器１１７で冷却された濃縮ガスが混合され、混合液（熱量：44.5MJ/Nm3、C1:89.6%,C2:6.0%,C3:3.2%,C4:1.2%）となり、そのうち104.5t/hが第一ライン９に供給され、140.7t/hが第二ライン１１に供給される。
第一ライン９に供給された混合液は、第一ポンプ１７、第一気化器１９、膜分離装置２１に供給され、膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.7MJ/Nm3、C1:92.6%,C2:5.0%,C3:2.0%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置２１によって分離された54.5t/hの濃縮ガス（熱量：46.3MJ/Nm3、C1:86.5%,C2:7.0%,C3:4.5%,C4:2.0%）は熱交換器１１７で冷却されたのち、分岐前気液混合装置７１に供給される。
膜分離装置２１によって分離された54.5t/hの濃縮ガス（熱量：46.3MJ/Nm3、C1:86.5%,C2:7.0%,C3:4.5%,C4:2.0%）は熱交換器１１７で冷却されたのち、分岐前気液混合装置７１に供給される。
一方、第二ライン１１に供給された混合液は、第二ポンプ２５で昇圧されて第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって9.3t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.4%,C2:5.8%,C3:5.4%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態３では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が11.4t/hであったが、実施の形態１０では9.3t/hとなっており、添加量が減少している。これは、熱交換器１１７を設け、濃縮ガス供給ライン２９に送られた濃縮ガスを熱交換器１１７で冷却して分岐前気液混合装置７１に供給するようにしたことで、分岐前気液混合装置７１にて液化できるガス量が増加したことによる。
本実施の形態によれば、実施の形態３に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
本実施の形態によれば、実施の形態３に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
［実施の形態１１］
実施の形態１１に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１９７を図３３に基づいて説明する。なお、図３３において、実施の形態１０を示した図３０及び実施の形態７を示した図２１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態１１に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１９７が実施の形態１０と異なる主な点は、前述の実施の形態７が実施の形態６と異なる主な点として説明したのとほぼ同様であり、第一ライン９を流れるＬＮＧの特定成分が濃縮された濃縮ガスを気液分離して、分離された分離液を第二ライン１１に供給し、分離された分離ガスを分岐前気液混合装置７１に供給する濃縮ガス分離供給ライン１３２を設けた点である。
濃縮ガス分離供給ライン１３２を設けたことに伴い気液分離装置１３３を新たに設け、濃縮ガス分離供給ライン１３２には、膜分離装置で分離された濃縮ガスを第二ライン１１に設けた熱交換器１１７で冷却して気液分離装置１３３に供給する濃縮ガス供給ライン２９と、気液分離装置１３３で分離された分離液を第二ライン１１に供給する分離液供給ライン１３４と、気液分離装置１３３で分離された分離ガスを分岐前気液混合装置７１に供給する分離ガス供給ライン１３５とを設けている。
実施の形態１１に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１９７を図３３に基づいて説明する。なお、図３３において、実施の形態１０を示した図３０及び実施の形態７を示した図２１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態１１に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１９７が実施の形態１０と異なる主な点は、前述の実施の形態７が実施の形態６と異なる主な点として説明したのとほぼ同様であり、第一ライン９を流れるＬＮＧの特定成分が濃縮された濃縮ガスを気液分離して、分離された分離液を第二ライン１１に供給し、分離された分離ガスを分岐前気液混合装置７１に供給する濃縮ガス分離供給ライン１３２を設けた点である。
濃縮ガス分離供給ライン１３２を設けたことに伴い気液分離装置１３３を新たに設け、濃縮ガス分離供給ライン１３２には、膜分離装置で分離された濃縮ガスを第二ライン１１に設けた熱交換器１１７で冷却して気液分離装置１３３に供給する濃縮ガス供給ライン２９と、気液分離装置１３３で分離された分離液を第二ライン１１に供給する分離液供給ライン１３４と、気液分離装置１３３で分離された分離ガスを分岐前気液混合装置７１に供給する分離ガス供給ライン１３５とを設けている。
本実施の形態１１の液化燃料ガスの成分調整装置１９７は、分岐前気液混合装置７１に供給されるＢＯＧ及び分離ガスの全量が液化できる量に調整するために、ＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３を制御する第２１の制御装置１９９を備えている。そして、第２１の制御装置１９９は、第２１演算部２０１及び第２１制御部２０３を備えているが、これらの機能は実施の形態７の第１３演算部１４１及び第１３制御部１４３と同様である。
なお、上記の第２１の制御装置１９９は、ＢＯＧ制御弁３１及び分離ガス制御弁１３７の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第２１の制御装置１９９に代えて、図３４に示すように、フィードバック制御によってＢＯＧ制御弁３１及び濃縮ガス制御弁３３の制御を行う第２２の制御装置２０５を適用してもよい。
なお、第２２の制御装置２０５の機能については、図２２に示した第１４の制御装置１４５と同様である。
なお、第２２の制御装置２０５の機能については、図２２に示した第１４の制御装置１４５と同様である。
実施の形態１１による熱量調整の具体例について図３５に基づいて概説する。
図３５に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって184.7t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前気液混合装置７１によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと気液分離装置１３３で分離された分離ガスが混合され、混合液（熱量：43.4MJ/Nm3、C1:91.8%,C2:5.1%,C3:2.3%,C4:0.8%）となり、そのうち103.0t/hが第一ライン９に供給され、130.5t/hが第二ライン１１に供給される。
図３５に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって184.7t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前気液混合装置７１によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと気液分離装置１３３で分離された分離ガスが混合され、混合液（熱量：43.4MJ/Nm3、C1:91.8%,C2:5.1%,C3:2.3%,C4:0.8%）となり、そのうち103.0t/hが第一ライン９に供給され、130.5t/hが第二ライン１１に供給される。
第一ライン９に供給された混合液は、第一ポンプ１７、第一気化器１９、膜分離装置２１に供給され、膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.0MJ/Nm3、C1:94.2%,C2:4.2%,C3:1.4%,C4:0.2%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置２１によって分離された53.0t/hの濃縮ガス（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.3%,C2:6.0%,C3:3.3%,C4:1.4%）は熱交換器１１７で冷却されたのち、気液分離装置１３３で気体と液体に分離される。
気液分離装置１３３で分離された41.2t/hの分離ガス（熱量：40.5MJ/Nm3、C1:97.6%,C2:2.3%,C3:0.1%,C4:0.0%）は分岐前気液混合装置７１に供給される。
膜分離装置２１によって分離された53.0t/hの濃縮ガス（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.3%,C2:6.0%,C3:3.3%,C4:1.4%）は熱交換器１１７で冷却されたのち、気液分離装置１３３で気体と液体に分離される。
気液分離装置１３３で分離された41.2t/hの分離ガス（熱量：40.5MJ/Nm3、C1:97.6%,C2:2.3%,C3:0.1%,C4:0.0%）は分岐前気液混合装置７１に供給される。
一方、第二ライン１１に供給された混合液は、気液分離装置１３３で分離された11.8t/hの分離液（熱量：69.5MJ/Nm3、C1:35.0%,C2:30.3%,C3:24.3%,C4:10.4%）が供給され濃縮液（熱量：44.8MJ/Nm3、C1:89.1%,C2:6.3%,C3:3.4%,C4:1.2%）となり第二ポンプ２５で昇圧されて第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって7.7t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.1%,C2:6.2%,C3:5.3%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態１０では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が9.3t/hであったが、実施の形態１１では7.7t/hとなっており、添加量が減少している。これは気液分離装置１３３を設けたことにより、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスの熱量が気液分離装置１３３を通過することで増加し、この熱量が増加した分、第二ライン１１で最後に熱量調整として加えるＬＰＧの必要量が減少することによる。
本実施の形態によれば、実施の形態１０に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
本実施の形態によれば、実施の形態１０に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
［実施の形態１２］
実施の形態１２に係る多成分系液化ガスの成分調整装置２１１を図３６に基づいて説明する。なお、図３６において、実施の形態１１を示した図３３と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態１２に係る多成分系液化ガスの成分調整装置２１１は、実施の形態１１における熱交換器１１７に代えて、第二ライン１１における第二ポンプ２５の下流側から気液分離装置１３３にＬＮＧを供給する第二ＬＮＧ供給ライン１６８を設けたものである。第二ＬＮＧ供給ライン１６８には、ＬＮＧ供給量を調整するための第２ＬＮＧ制御弁１７０が設けられている。
実施の形態１２に係る多成分系液化ガスの成分調整装置２１１を図３６に基づいて説明する。なお、図３６において、実施の形態１１を示した図３３と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態１２に係る多成分系液化ガスの成分調整装置２１１は、実施の形態１１における熱交換器１１７に代えて、第二ライン１１における第二ポンプ２５の下流側から気液分離装置１３３にＬＮＧを供給する第二ＬＮＧ供給ライン１６８を設けたものである。第二ＬＮＧ供給ライン１６８には、ＬＮＧ供給量を調整するための第２ＬＮＧ制御弁１７０が設けられている。
本実施の形態の多成分系液化ガスの成分調整装置２１１は、ＢＯＧ制御弁３１、分離ガス制御弁１３７、分離液制御弁１３６、第２ＬＮＧ制御弁１７０及び濃縮ガス制御弁３３を制御して、分岐前気液混合装置７１に供給するＢＯＧ量、分離ガス量、気液分離装置１３３から第二ライン１１に供給する分離液量、第二ライン１１から気液分離装置１３３に供給するＬＮＧ量及び濃縮ガス供給ライン２９から気液分離装置１３３に供給する濃縮ガス量を制御する第２３の制御装置２１３を備えている。
そして、第２３の制御装置２１３は、第２３演算部２１５を備えているが、この機能は実施の形態１１の第２１演算部２０１と同様である。また、第２３の制御装置２１３は、第２３制御部２１７を備えているが、この機能は実施の形態１１の第２１制御部２０３の機能に加えて第２ＬＮＧ制御弁１７０を制御する機能を有している。
そして、第２３の制御装置２１３は、第２３演算部２１５を備えているが、この機能は実施の形態１１の第２１演算部２０１と同様である。また、第２３の制御装置２１３は、第２３制御部２１７を備えているが、この機能は実施の形態１１の第２１制御部２０３の機能に加えて第２ＬＮＧ制御弁１７０を制御する機能を有している。
なお、図３６に示している第２３の制御装置２１３は、ＢＯＧ制御弁３１及び分離ガス制御弁１３７の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第２３の制御装置２１３に代えて、図３７に示すように、フィードバック制御によってＢＯＧ制御弁３１及び分離ガス制御弁１３７の制御を行う第２４の制御装置２１９を適用してもよい。
実施の形態１２による熱量調整の具体例について図３８に基づいて概説する。
図３８に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって184.1t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前気液混合装置７１によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと気液分離装置１３３で分離された分離ガスが混合され、混合液（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:92.3%,C2:4.6%,C3:2.3%,C4:0.8%）となり、そのうち75.9t/hが第一ライン９に供給され、161.6t/hが第二ライン１１に供給される。
図３８に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ５によって184.1t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）が送出され、7.6t/hのＢＯＧ（熱量：39.8MJ/Nm3、C1:100%）が抜き出される。
ＬＮＧ送出ポンプ５によって送出されたＬＮＧには、分岐前気液混合装置７１によってＢＯＧ再液化ライン１３から送られるＢＯＧと気液分離装置１３３で分離された分離ガスが混合され、混合液（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:92.3%,C2:4.6%,C3:2.3%,C4:0.8%）となり、そのうち75.9t/hが第一ライン９に供給され、161.6t/hが第二ライン１１に供給される。
第一ライン９に供給された混合液は、第一ポンプ１７、第一気化器１９、膜分離装置２１に供給され、膜分離装置２１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.3MJ/Nm3、C1:93.8%,C2:4.1%,C3:1.7%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置２１によって分離された25.9t/hの濃縮ガス（熱量：44.9MJ/Nm3、C1:89.5%,C2:5.5%,C3:3.4%,C4:1.6%）は気液分離装置１３３で気体と液体に分離される。
気液分離装置１３３で分離された45.8t/hの分離ガス（熱量：39.9MJ/Nm3、C1:99.7%,C2:0.3%,C3:0.0%,C4:0.0%）は分岐前気液混合装置７１に供給される。
膜分離装置２１によって分離された25.9t/hの濃縮ガス（熱量：44.9MJ/Nm3、C1:89.5%,C2:5.5%,C3:3.4%,C4:1.6%）は気液分離装置１３３で気体と液体に分離される。
気液分離装置１３３で分離された45.8t/hの分離ガス（熱量：39.9MJ/Nm3、C1:99.7%,C2:0.3%,C3:0.0%,C4:0.0%）は分岐前気液混合装置７１に供給される。
一方、第二ライン１１に供給された混合液は、気液分離装置１３３で分離された70.1t/hの分離液（熱量：48.7MJ/Nm3、C1:80.5%,C2:11.0%,C3:6.1%,C4:2.4%）が供給され濃縮液（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.2%,C2:6.3%,C3:3.3%,C4:1.2%）となり第二ポンプ２５で昇圧される。その後90.0t/hが気液分離装置１３３に供給され、残りが第二気化器２７で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器４８によって8.3t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.1%,C2:6.2%,C3:5.3%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態１０では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が9.3t/hであったが、実施の形態１２では8.3t/hとなっており、添加量が減少している。これは気液分離装置１３３を設けたことにより、膜分離装置２１で分離された濃縮ガスの熱量が気液分離装置１３３を通過することで増加し、この熱量が増加した分、第二ライン１１で最後に熱量調整として加えるＬＰＧの必要量が減少することによる。
本実施の形態によれば、実施の形態１０に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
本実施の形態によれば、実施の形態１０に比較して、熱量調整に必要なＬＰＧの量を少なくできるというさらなる効果が得られている。
１ 成分調整装置（実施の形態１）
３ ＬＮＧタンク
５ ＬＮＧ送出ポンプ
７ 液化燃料ガスライン
９ 第一ライン
１１ 第二ライン
１３ ＢＯＧ再液化ライン
１５ 第一気液混合装置
１７ 第一ポンプ
１９ 第一気化器
２１ 膜分離装置
２３ 第二気液混合装置
２５ 第二ポンプ
２７ 第二気化器
２９ 濃縮ガス供給ライン
３１ ＢＯＧ制御弁
３３ 濃縮ガス制御弁
３５ 第１の制御装置
３７ 圧縮機
３９ 第１演算部
４１ 第１制御部
４３ 第２の制御装置
４５ 第２演算部
４７ 第２制御部
４８ 熱量調整器
４９ 成分調整装置（実施の形態２）
５１ 第２膜分離装置
５３ リサイクルライン
５５ リサイクル制御弁
５７ 第３の制御装置
５９ 第３演算部
６１ 第３制御部
６３ 第４の制御装置
６５ 第４演算部
６７ 第４制御部
６９ 成分調整装置（実施の形態３）
７１ 分岐前気液混合装置
７２ 濃縮ガス供給ライン
７３ 第５の制御装置
７５ 第５演算部
７７ 第５制御部
７９ 第６の制御装置
８１ 第６演算部
８３ 第６制御部
８５ 成分調整装置（実施の形態４）
８７ リサイクルライン
８９ 第７の制御装置
９１ 第７演算部
９３ 第７制御部
９５ 第８の制御装置
９７ 第８演算部
９９ 第８制御部
１０１ 成分調整装置（実施の形態５）
１０３ 第９の制御装置
１０５ 第９演算部
１０７ 第９制御部
１０９ 第１０の制御装置
１１１ 第１０演算部
１１３ 第１０制御部
１１５ 成分調整装置（実施の形態６）
１１７ 熱交換器
１１９ 第１１の制御装置
１２１ 第１１演算部
１２３ 第１１制御部
１２５ 第１２の制御装置
１２７ 第１２演算部
１２９ 第１２制御部
１３１ 成分調整装置（実施の形態７）
１３２ 濃縮ガス分離供給ライン
１３３ 気液分離装置
１３４ 分離液供給ライン
１３５ 分離ガス供給ライン
１３６ 分離液制御弁
１３７ 分離ガス制御弁
１３９ 第１３の制御装置
１４１ 第１３演算部
１４３ 第１３制御部
１４５ 第１４の制御装置
１４７ 第１４演算部
１４９ 第１４制御部
１５１ 成分調整装置（実施の形態８）
１５２ 第一ＬＮＧ供給ライン
１５３ 第１ＬＮＧ制御弁
１５５ 第１５の制御装置
１５７ 第１５演算部
１５９ 第１５制御部
１６１ 第１６の制御装置
１６３ 第１６演算部
１６５ 第１６制御部
１６７ 成分調整装置（実施の形態９）
１６８ 第二ＬＮＧ供給ライン
１６９ 第一ＬＮＧ分岐ライン
１７０ 第２ＬＮＧ制御弁
１７１ 第３ＬＮＧ制御弁
１７２ 第１７の制御装置
１７３ 第１７演算部
１７５ 第１７制御部
１７７ 第１８の制御装置
１７９ 第１８演算部
１８１ 第１８制御部
１８３ 成分調整装置（実施の形態１０）
１８５ 第１９の制御装置
１８７ 第１９演算部
１８９ 第１９制御部
１９１ 第２０の制御装置
１９３ 第２０演算部
１９５ 第２０制御部
１９７ 成分調整装置（実施の形態１１）
１９９ 第２１の制御装置
２０１ 第２１演算部
２０３ 第２１制御部
２０５ 第２２の制御装置
２０７ 第２２演算部
２０９ 第２２制御部
２１１ 成分調整装置（実施の形態１２）
２１３ 第２３の制御装置
２１５ 第２３演算部
２１７ 第２３制御部
２１９ 第２４の制御装置
２２１ 第２４演算部
２２３ 第２４制御部
３ ＬＮＧタンク
５ ＬＮＧ送出ポンプ
７ 液化燃料ガスライン
９ 第一ライン
１１ 第二ライン
１３ ＢＯＧ再液化ライン
１５ 第一気液混合装置
１７ 第一ポンプ
１９ 第一気化器
２１ 膜分離装置
２３ 第二気液混合装置
２５ 第二ポンプ
２７ 第二気化器
２９ 濃縮ガス供給ライン
３１ ＢＯＧ制御弁
３３ 濃縮ガス制御弁
３５ 第１の制御装置
３７ 圧縮機
３９ 第１演算部
４１ 第１制御部
４３ 第２の制御装置
４５ 第２演算部
４７ 第２制御部
４８ 熱量調整器
４９ 成分調整装置（実施の形態２）
５１ 第２膜分離装置
５３ リサイクルライン
５５ リサイクル制御弁
５７ 第３の制御装置
５９ 第３演算部
６１ 第３制御部
６３ 第４の制御装置
６５ 第４演算部
６７ 第４制御部
６９ 成分調整装置（実施の形態３）
７１ 分岐前気液混合装置
７２ 濃縮ガス供給ライン
７３ 第５の制御装置
７５ 第５演算部
７７ 第５制御部
７９ 第６の制御装置
８１ 第６演算部
８３ 第６制御部
８５ 成分調整装置（実施の形態４）
８７ リサイクルライン
８９ 第７の制御装置
９１ 第７演算部
９３ 第７制御部
９５ 第８の制御装置
９７ 第８演算部
９９ 第８制御部
１０１ 成分調整装置（実施の形態５）
１０３ 第９の制御装置
１０５ 第９演算部
１０７ 第９制御部
１０９ 第１０の制御装置
１１１ 第１０演算部
１１３ 第１０制御部
１１５ 成分調整装置（実施の形態６）
１１７ 熱交換器
１１９ 第１１の制御装置
１２１ 第１１演算部
１２３ 第１１制御部
１２５ 第１２の制御装置
１２７ 第１２演算部
１２９ 第１２制御部
１３１ 成分調整装置（実施の形態７）
１３２ 濃縮ガス分離供給ライン
１３３ 気液分離装置
１３４ 分離液供給ライン
１３５ 分離ガス供給ライン
１３６ 分離液制御弁
１３７ 分離ガス制御弁
１３９ 第１３の制御装置
１４１ 第１３演算部
１４３ 第１３制御部
１４５ 第１４の制御装置
１４７ 第１４演算部
１４９ 第１４制御部
１５１ 成分調整装置（実施の形態８）
１５２ 第一ＬＮＧ供給ライン
１５３ 第１ＬＮＧ制御弁
１５５ 第１５の制御装置
１５７ 第１５演算部
１５９ 第１５制御部
１６１ 第１６の制御装置
１６３ 第１６演算部
１６５ 第１６制御部
１６７ 成分調整装置（実施の形態９）
１６８ 第二ＬＮＧ供給ライン
１６９ 第一ＬＮＧ分岐ライン
１７０ 第２ＬＮＧ制御弁
１７１ 第３ＬＮＧ制御弁
１７２ 第１７の制御装置
１７３ 第１７演算部
１７５ 第１７制御部
１７７ 第１８の制御装置
１７９ 第１８演算部
１８１ 第１８制御部
１８３ 成分調整装置（実施の形態１０）
１８５ 第１９の制御装置
１８７ 第１９演算部
１８９ 第１９制御部
１９１ 第２０の制御装置
１９３ 第２０演算部
１９５ 第２０制御部
１９７ 成分調整装置（実施の形態１１）
１９９ 第２１の制御装置
２０１ 第２１演算部
２０３ 第２１制御部
２０５ 第２２の制御装置
２０７ 第２２演算部
２０９ 第２２制御部
２１１ 成分調整装置（実施の形態１２）
２１３ 第２３の制御装置
２１５ 第２３演算部
２１７ 第２３制御部
２１９ 第２４の制御装置
２２１ 第２４演算部
２２３ 第２４制御部
Claims (22)
- 液化燃料ガスにおける重質成分が希薄となった低発熱量ガスを供給するための第一ラインと、液化燃料ガスにおける重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するための第二ラインと、液化燃料タンクで発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ラインとを備え、
前記第一ラインは、前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する第一気液混合装置と、該第一気液混合装置で混合された第一混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
前記第二ラインは、前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記液化燃料ガスに混合する第二気液混合装置と、該第二気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有し、
前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガス供給ラインとを備えたことを特徴とする液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記第一ライン及び前記第二ラインは、液化燃料タンクから送出された液化燃料ガスが流れる液化燃料ガスラインが分岐したものであることを特徴とする請求項１記載の液化燃料ガスの成分調整装置。
- 前記膜分離装置の下流側に設けた第２膜分離装置と、該第２膜分離装置で分離されて重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記ＢＯＧ再液化ライン又は前記第一気液混合装置に供給するリサイクルラインとを備えたことを特徴とする請求項２記載の液化燃料ガスの成分調整装置。
- 液化燃料タンクから送出された液化燃料ガスが流れる液化燃料ガスラインと、該液化燃料ガスラインが分岐した、重質成分が希薄となった低発熱量ガスを供給するための第一ラインと、重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するための第二ラインと、前記液化燃料タンクで発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ラインとを備え、
前記液化燃料ガスラインは前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する分岐前気液混合装置を有し、
前記第一ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
前記第二ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有し、
前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記ＢＯＧ再液化ライン又は前記分岐前気液混合装置に供給する濃縮ガス供給ラインとを備えたことを特徴とする液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記第一ラインは、前記第一ポンプの上流側に前記混合液に重質成分が濃縮された濃縮ガスを混合する第一気液混合装置と、前記膜分離装置の下流側に設けた第２膜分離装置と、該第２膜分離装置で分離されて重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記第一気液混合装置に供給するリサイクルラインとを備えたことを特徴とする請求項４記載の液化燃料ガスの成分調整装置。
- 液化燃料タンクから送出された液化燃料ガスが流れる液化燃料ガスラインと、該液化燃料ガスラインが分岐した、重質成分が希薄となった低発熱量ガスを供給するための第一ラインと、重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するための第二ラインと、前記液化燃料タンクで発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ラインとを備え、
前記液化燃料ガスラインは前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する分岐前気液混合装置を有し、
前記第一ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置と、該膜分離装置の下流側に設けられて前記膜分離装置を通過した重質成分が希薄となったガスから重質成分を分離する第２膜分離装置とを有し、
前記第二ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液に前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを混合する第二気液混合装置と、第二気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有し、
前記膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガス供給ラインと、
前記第２膜分離装置で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを前記ＢＯＧ再液化ライン又は前記分岐前気液混合装置に供給するリサイクルラインとを備えたことを特徴とする液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第１の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項２記載の液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第２の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項２記載の液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第一気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガス、及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第３の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項３記載の液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置の下流側において前記第一気液混合装置及び前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第４の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項３記載の液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記液化燃料ガスラインを流れる前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガスの全量が前記分岐前気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第５の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項４記載の液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記分岐前気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁及び前記ＢＯＧ制御弁を制御する第６の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項４記載の液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置に供給される前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記第一気液混合装置に供給される混合液の圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガス、及び前記第一気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記分岐前気液混合装置及び前記第一気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第７の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項５記載の液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置及び前記第一気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置及び前記第一気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第８の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項５記載の液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置に供給される前記液化燃料ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記濃縮ガス供給ラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの圧力、温度、流量及び組成と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と、前記第二気液混合装置に供給される混合液の圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記分岐前気液混合装置に供給されるＢＯＧ及び濃縮ガス、及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記分岐前気液混合装置及び前記第二気液混合装置で液化するように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第９の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項６記載の液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインに設けられて該濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスの量を調整する濃縮ガス制御弁と、
前記ＢＯＧ再液化ラインに設けられて該ＢＯＧ再液化ラインを流れるＢＯＧの量を調整するＢＯＧ制御弁と、
前記リサイクルラインに設けられて該リサイクルラインを流れる濃縮ガスの量を調整するリサイクル制御弁と、
前記分岐前気液混合装置及び前記第二気液混合装置の下流側において前記分岐前気液混合装置及び前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成を検出して、該混合液の相状態を判定して、前記混合液が液相状態になるように前記濃縮ガス制御弁、前記ＢＯＧ制御弁及び前記リサイクル制御弁を制御する第１０の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項６記載の液化燃料ガスの成分調整装置。 - 濃縮ガス供給ラインにおいて、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記第一ライン又は前記第二ラインを流れる多成分系液化ガスの冷熱で冷却する熱交換器を設けたことを特徴とする請求項１乃至１６のいずれか一項に記載の液化燃料ガスの成分調整装置。
- 液化燃料ガスにおける重質成分が希薄となった低発熱量ガスを供給するための第一ラインと、液化燃料ガスにおける重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するための第二ラインと、液化燃料タンクで発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ラインと、前記第一ラインを流れる液化燃料ガスの特定成分が濃縮された濃縮ガスを気液分離装置で気液分離して、分離された分離液を前記第二ラインに供給し、分離された分離ガスを前記第一ラインに供給する濃縮ガス分離供給ラインとを備え、
前記第一ラインは、前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧを混合する第一気液混合装置と、該第一気液混合装置で混合された第一混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
濃縮ガス分離供給ラインは、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記気液分離装置に供給する濃縮ガス供給ラインと、該濃縮ガス供給ラインに設けられて第一ライン又は前記第二ラインを流れる液化燃料ガスの冷熱で前記濃縮ガスを冷却する熱交換器と、前記気液分離装置で分離された分離液を前記第二ラインに供給する分離液供給ラインと、前記気液分離装置で分離された分離ガスを前記第一ラインの第一気液混合装置に供給する分離ガス供給ラインとを有し、
前記第二ラインは、前記分離液供給ラインから供給された分離液が混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器と有することを特徴とする液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインにおいて熱交換器を設ける代わりに、前記第一ラインを流れる液化燃料ガスの一部を前記第一ポンプの下流側から前記気液分離装置に供給する第一液化燃料ガス供給ラインを設けたことを特徴とする請求項１８記載の液化燃料ガスの成分調整装置。
- 前記濃縮ガス供給ラインにおいて熱交換器を設ける代わりに、前記第二ラインを流れる液化燃料ガスの一部を第二ポンプの下流側から前記気液分離装置に供給する第二液化燃料ガス供給ラインと、第一ラインにおける第一ポンプの下流側から前記第二ラインの前記第二ポンプの上流側に液化燃料ガスを供給する第一液化燃料ガス分岐ラインを設けたことを特徴とする請求項１８記載の液化燃料ガスの成分調整装置。
- 液化燃料タンクから送出された液化燃料ガスが流れる液化燃料ガスラインと、該液化燃料ガスラインが分岐した、重質成分が希薄となった低発熱量ガスを供給するための第一ラインと、重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスを供給するための第二ラインと、前記液化燃料タンクで発生したＢＯＧを再液化するためのＢＯＧ再液化ラインと、前記第一ラインを流れる液化燃料ガスの特定成分が濃縮された濃縮ガスを気液分離装置で気液分離して、分離された分離液を前記第二ラインに供給し、分離された分離ガスを前記液化燃料ガスラインに供給する濃縮ガス分離供給ラインとを備え、
前記液化燃料ガスラインは前記液化燃料ガスに前記ＢＯＧ再液化ラインから供給されるＢＯＧと前記濃縮ガス分離供給ラインから供給される前記分離ガスを混合する分岐前気液混合装置を有し、
前記第一ラインは、前記分岐前気液混合装置で混合された混合液を昇圧する第一ポンプと、昇圧された液化燃料ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから重質成分を分離する膜分離装置とを有し、
濃縮ガス分離供給ラインは、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記気液分離装置に供給する濃縮ガス供給ラインと、該濃縮ガス供給ラインに設けられて第一ライン又は前記第二ラインを流れる液化燃料ガスの冷熱で前記濃縮ガスを冷却する熱交換器と、前記気液分離装置で分離された分離液を前記第二ラインに供給する分離液供給ラインと、前記気液分離装置で分離された分離ガスを前記分岐前気液混合装置に供給する分離ガス供給ラインとを有し、
前記第二ラインは、前記分離液供給ラインから供給された分離液が混合された混合液を昇圧する第二ポンプと、昇圧された混合液を気化する第二気化器とを有することを特徴とする液化燃料ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス供給ラインにおいて熱交換器を設ける代わりに、第二ラインを流れる液化燃料ガスの一部を前記第二ポンプの下流側から前記気液分離装置に供給する第二液化燃料ガス供給ラインを設けたことを特徴とする請求項２１記載の液化燃料ガスの成分調整装置。
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