JP6881329B2 - 多成分系液化ガスの成分調整装置 - Google Patents
多成分系液化ガスの成分調整装置 Download PDFInfo
- Publication number
- JP6881329B2 JP6881329B2 JP2018009494A JP2018009494A JP6881329B2 JP 6881329 B2 JP6881329 B2 JP 6881329B2 JP 2018009494 A JP2018009494 A JP 2018009494A JP 2018009494 A JP2018009494 A JP 2018009494A JP 6881329 B2 JP6881329 B2 JP 6881329B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- component
- line
- concentrated
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Images
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Description
本発明は、例えば天然ガスを液化したＬＮＧのような多成分系液化ガスの成分調整装置に関する。
多成分系液化ガスの例として、液化天然ガス（ＬＮＧ）を挙げて説明する。
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と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と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。
上記のような課題は、ＬＮＧを気化して熱量調整する場合に限られず、例えば多成分系液化ガスである液体空気から酸素濃縮ガスをバーナーやボイラなどで支燃性ガスとして用いるような場合にも生ずる課題である。
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、多成分系液化ガスから特定成分を膜分離装置で分離し、分離された特定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特定成分を分離して混合調整することができる多成分系液化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）本発明に係る多成分系液化ガスの成分調整装置は、多成分系液化ガスにおける特定成分を希薄化した特定成分希薄ガスを供給するための第一ラインと、多成分系液化ガスにおける特定成分を濃縮化した特定成分濃縮ガスを供給するための第二ラインとを備え、
前記第一ラインにおいて、多成分系液化ガスを昇圧する第一ポンプと、昇圧された多成分系液化ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから特定成分を分離する膜分離装置とを有し、
前記第二ラインにおいて、前記膜分離装置で分離された特定成分が濃縮された濃縮ガスを多成分系液化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有し、
前記膜分離装置で分離された特定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。
前記第一ラインにおいて、多成分系液化ガスを昇圧する第一ポンプと、昇圧された多成分系液化ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから特定成分を分離する膜分離装置とを有し、
前記第二ラインにおいて、前記膜分離装置で分離された特定成分が濃縮された濃縮ガスを多成分系液化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有し、
前記膜分離装置で分離された特定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）また、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、多成分系液化ガスが流れる多成分系液化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（１）又は（２）に記載のものにおいて、前記第一ラインにおける前記第一ポンプの上流側に設けた第一気液混合装置と、前記濃縮ガス供給ラインから分岐して、前記膜分離装置で分離されて特定成分が濃縮された濃縮ガスの一部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。
（４）また、上記（１）又は（２）に記載のものにおいて、前記第一ラインにおける前記第一ポンプの上流側に設けた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特定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。
（５）また、上記（１）又は（２）に記載のものにおいて、前記第一ラインにおける前記第一ポンプの下流側に設けた加熱器と、該加熱器の下流側に設けた気液分離装置と、該気液分離装置で分離された分離液を前記第二ラインの前記第二ポンプの下流側に供給する分離液供給ラインとを備えたことを特徴とするものである。
（６）また、上記（１）又は（２）に記載のものにおいて、前記第一ラインにおける前記第一ポンプの下流側に熱交換器を設け、前記濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスを前記熱交換器によって前記第一ラインを流れる多成分系液化ガスの冷熱で冷却して前記第二気液混合装置に供給するようにしたことを特徴とするものである。
（７）また、上記（１）、（２）、（５）又は（６）に記載ものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに供給さ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多成分系液化ガスの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記第二気液混合装置で液化するように前記第二制御弁を制御する第１の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（８）また、上記（１）、（２）、（５）又は（６）に記載ものにおいて、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、前記第二気液混合装置の下流側において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第二制御弁を制御する第２の制御装置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、前記リサイクルラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第一制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに供給される前記濃縮ガスの温度及び組成と、前記第二気液混合装置に供給される前記濃縮ガスの圧力及び流量と、前記第二気液混合装置に供給される多成分系液化ガスの圧力、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前記濃縮ガスの圧力及び流量と、前記第一気液混合装置に供給される多成分系液化ガスの圧力、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及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスのそれぞれ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第一制御弁及び前記第二制御弁を制御する第３の制御装置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、前記リサイクルラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第一制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、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、温度及び組成と、前記第二気液混合装置の下流側において該第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成とを検出して、これら混合液の相状態を判定して、前記混合液がそれぞれ液相状態になるように前記第一制御弁及び前記第二制御弁を制御する第４の制御装置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、前記リサイクルラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第一制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに供給さ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多成分系液化ガスの圧力、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多成分系液化ガスの圧力、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及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスのそれぞれ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第一制御弁及び前記第二制御弁を制御する第５の制御装置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、前記リサイクルラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第一制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、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、温度及び組成と前記第二気液混合装置の下流側において前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成とを検出して、これら混合液の相状態を判定して、前記混合液がそれぞれ液相状態になるように前記第一制御弁及び前記第二制御弁を制御する第６の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（１３）また、本発明に係る多成分系液化ガスの成分調整装置は、多成分系ガスにおける特定成分を希薄化した特定成分希薄ガスを供給するための第一ラインと、多成分系液化ガスにおける特定成分を濃縮化した特定成分濃縮ガスを供給するための第二ラインとを備え、
前記第一ラインにおいて、前記多成分系ガスから特定成分を分離する膜分離装置を有し、
前記第二ラインにおいて、前記膜分離装置で分離された特定成分が濃縮された濃縮ガスを前記多成分系液化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有し、
前記膜分離装置で分離された特定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。
前記第一ラインにおいて、前記多成分系ガスから特定成分を分離する膜分離装置を有し、
前記第二ラインにおいて、前記膜分離装置で分離された特定成分が濃縮された濃縮ガスを前記多成分系液化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有し、
前記膜分離装置で分離された特定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。
（１４）また、多成分系液化ガスの成分調整装置は、多成分系液化ガスにおける特定成分を希薄化した特定成分希薄ガスを供給するための第一ラインと、多成分系液化ガスにおける特定成分を濃縮化した特定成分濃縮ガスを供給するための第二ラインと、
前記第一ラインを流れる多成分系液化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する濃縮ガス分離供給ラインとを備え、
前記第一ラインにおいて、多成分系液化ガスを昇圧する第一ポンプと、昇圧された多成分系液化ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから特定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において、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多成分系液化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を有し、
前記第二ラインにおいて、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。
前記第一ラインを流れる多成分系液化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する濃縮ガス分離供給ラインとを備え、
前記第一ラインにおいて、多成分系液化ガスを昇圧する第一ポンプと、昇圧された多成分系液化ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから特定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において、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多成分系液化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を有し、
前記第二ラインにおいて、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。
（１５）また、上記（１４）に記載のものにおいて、前記濃縮ガス分離供給ラインは、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に供給する分離ガス供給ラインを有し、
前記第一ラインは、前記第一ポンプの上流側に、該第一ラインを流れる多成分系液化ガスに前記分離ガスを混合する第一気液混合装置を有することを特徴とするものである。
前記第一ラインは、前記第一ポンプの上流側に、該第一ラインを流れる多成分系液化ガスに前記分離ガスを混合する第一気液混合装置を有することを特徴とするものである。
（１６）また、上記（１４）又は（１５）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、第一ラインを流れる多成分系液化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多成分系液化ガス供給ラインを設けたことを特徴とするものである。
（１７）また、上記（１４）又は（１５）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多成分系液化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多成分系液化ガス供給ラインと、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多成分系液化ガスを供給する第一多成分系液化ガス分岐ラインを設けたことを特徴とするものである。
（１８）また、上記（１）乃至（１７）のいずれかに記載のものにおいて、前記多成分系液化ガスが液化天然ガスであり、前記第一ラインが発電用の低発熱量ガスを供給するラインであり、前記第二ラインが都市ガス用の高発熱量ガスを供給するラインであることを特徴とするものである。
（１９）また、上記（１５）に記載のものにおいて、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第二制御弁と、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、
前記分離ガス供給ラインに供給される前記分離ガスの圧力、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多成分系液化ガスの圧力、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第二制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第７の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記分離ガス供給ラインに供給される前記分離ガスの圧力、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多成分系液化ガスの圧力、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第二制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第７の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（２０）また、上記（１５）に記載のものにおいて、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第二制御弁と、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第二制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第８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第二制御弁及び前記分離液制御弁を制御する第８の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（２１）また、上記（１６）に記載のもののうち上記（１５）を前提とするものにおいて、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第二制御弁と、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、第一多成分系液化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多成分系液化ガス量を調整する第１多成分系液化ガス制御弁と、
前記分離ガス供給ラインに供給される前記分離ガスの圧力、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多成分系液化ガスの圧力、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第二制御弁、前記分離液制御弁及び前記第１多成分系液化ガス制御弁を制御する第９の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記分離ガス供給ラインに供給される前記分離ガスの圧力、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多成分系液化ガスの圧力、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第二制御弁、前記分離液制御弁及び前記第１多成分系液化ガス制御弁を制御する第９の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（２２）また、上記（１６）に記載のもののうち上記（１５）を前提とするものにおいて、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第二制御弁と、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、第一多成分系液化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多成分系液化ガス量を調整する第１多成分系液化ガス制御弁と、
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第二制御弁、前記分離液制御弁及び前記第１多成分系液化ガス制御弁を制御する第１０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第二制御弁、前記分離液制御弁及び前記第１多成分系液化ガス制御弁を制御する第１０の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
（２３）また、上記（１７）に記載のもののうち上記（１５）を前提とするものにおいて、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第二制御弁と、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、前記第二多成分系液化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多成分系液化ガス量を調整する第２多成分系液化ガス制御弁と、前記第一多成分系液化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多成分系液化ガス量を調整する第３多成分系液化ガス制御弁と、
前記分離ガス供給ラインに供給される前記分離ガスの圧力、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多成分系液化ガスの圧力、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第二制御弁及び前記分離液制御弁を制御し、前記第一多成分系液化ガス分岐ラインを流れる多成分系液化ガスの流量が前記第二多成分系液化ガス供給ラインを流れる多成分系液化ガスの流量以上になるように前記第３多成分系液化ガス制御弁を制御する第１１の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記分離ガス供給ラインに供給される前記分離ガスの圧力、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多成分系液化ガスの圧力、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第二制御弁及び前記分離液制御弁を制御し、前記第一多成分系液化ガス分岐ラインを流れる多成分系液化ガスの流量が前記第二多成分系液化ガス供給ラインを流れる多成分系液化ガスの流量以上になるように前記第３多成分系液化ガス制御弁を制御する第１１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（１７）に記載のもののうち上記（１５）を前提とするものにおいて、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第二制御弁と、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、前記第二多成分系液化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多成分系液化ガス量を調整する第２多成分系液化ガス制御弁と、前記第一多成分系液化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多成分系液化ガス量を調整する第３多成分系液化ガス制御弁と、
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第二制御弁及び前記分離液制御弁を制御し、前記第一多成分系液化ガス分岐ラインを流れる多成分系液化ガスの流量が前記第二多成分系液化ガス供給ラインを流れる多成分系液化ガスの流量以上になるように前記第３多成分系液化ガス制御弁を制御する第１２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第二制御弁及び前記分離液制御弁を制御し、前記第一多成分系液化ガス分岐ラインを流れる多成分系液化ガスの流量が前記第二多成分系液化ガス供給ラインを流れる多成分系液化ガスの流量以上になるように前記第３多成分系液化ガス制御弁を制御する第１２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、第一ラインで昇圧して気化した多成分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多成分系液化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。
［実施の形態１］
本発明の多成分系液化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が本発明の多成分系液化ガスに相当する。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、重質成分が本発明の特定成分に相当し、重質成分が希薄となった低発熱量ガスが本発明の特定成分希薄ガスに相当する。また、重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスが本発明の特定成分濃縮ガスに相当する。
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。
本発明の多成分系液化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が本発明の多成分系液化ガスに相当する。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、重質成分が本発明の特定成分に相当し、重質成分が希薄となった低発熱量ガスが本発明の特定成分希薄ガスに相当する。また、重質成分が濃縮された都市ガス用の高発熱量ガスが本発明の特定成分濃縮ガスに相当する。
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。
本実施の形態の多成分系液化ガスの成分調整装置１は、図１に示すように、ＬＮＧ送出ポンプ３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５が分岐した、低発熱量ガスを供給する第一ライン７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９とを備えている。
そして、第一ライン７には、ＬＮＧを昇圧する第一ポンプ１１と、昇圧されたＬＮＧを気化する第一気化器１３と、気化されたＮＧ（天然ガス）から重質成分を分離する膜分離装置１５とを設けている。
そして、第一ライン７には、ＬＮＧを昇圧する第一ポンプ１１と、昇圧されたＬＮＧを気化する第一気化器１３と、気化されたＮＧ（天然ガス）から重質成分を分離する膜分離装置１５とを設けている。
また、第二ライン９には、膜分離装置１５で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスをＬＮＧに混合する第二気液混合装置１７と、第二気液混合装置１７で混合された混合液を昇圧する第二ポンプ１９と、昇圧された混合液を気化する第二気化器２１とを設けている。
さらに、第一ライン７と第二ライン９との間において、膜分離装置１５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１７に供給する濃縮ガス供給ライン２３を設けている。
さらに、第一ライン７と第二ライン９との間において、膜分離装置１５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１７に供給する濃縮ガス供給ライン２３を設けている。
またさらに、本実施の形態では、第二ポンプ１９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、濃縮ガス供給ライン２３に第二制御弁２５を設けると共に、第二気液混合装置１７に供給される濃縮ガスが第二気液混合装置１７で全量液化するように第二制御弁２５を制御する第１の制御装置２７を設けている。
なお、本実施の形態の例えば第一ポンプ１１等の各機器類は、第１の制御装置２７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１１等の各機器類は、第１の制御装置２７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＞
《第一ポンプ》
第一ポンプ１１は、第一ライン７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。第一ポンプによってＬＮＧは例えば7.0MPaGに昇圧される。
《第一ポンプ》
第一ポンプ１１は、第一ライン７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１３は、第一ポンプ１１から送出されるＬＮＧを完全に気化させる装置である。気化器には、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１３は、第一ポンプ１１から送出されるＬＮＧを完全に気化させる装置である。気化器には、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１５は、第一気化器１３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２３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１５は、第一気化器１３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２３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１７は、膜分離装置１５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、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。
《第二気液混合装置》
第二気液混合装置１７は、膜分離装置１５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、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。
第二気液混合装置１７においては、被混合液の過冷度（顕熱）が、混合ガスである濃縮ガスの凝縮潜熱を上回っている場合に、濃縮ガスが完全に液化する。本実施の形態ではＬＮＧ送出ポンプ３によって混合前の第二ライン９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３を省略してもよい。
また、第二気液混合装置１７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、第二気液混合装置１７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。
《第二ポンプ》
第二ポンプ１９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１９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２１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１３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２１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１３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＞
《第二制御弁》
第二制御弁２５は、濃縮ガス供給ライン２３に設けられ、第１の制御装置２７に制御されて、第二気液混合装置１７に供給する濃縮ガスの量を調整するものである。
《第二制御弁》
第二制御弁２５は、濃縮ガス供給ライン２３に設けられ、第１の制御装置２７に制御されて、第二気液混合装置１７に供給する濃縮ガスの量を調整するものである。
＜第１の制御装置＞
第１の制御装置２７は、第二制御弁２５を制御して、第二気液混合装置１７に供給される濃縮ガス量を第二気液混合装置１７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２３における第二制御弁２５の下流側及び第二ライン９における第二気液混合装置１７の上流側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濃縮ガスの最大混合可能量を演算する第１演算部２９と、第１演算部２９の演算結果に基づいて第二気液混合装置１７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第二制御弁２５を制御する第１制御部３１とを備えている。
第１の制御装置２７は、第二制御弁２５を制御して、第二気液混合装置１７に供給される濃縮ガス量を第二気液混合装置１７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２３における第二制御弁２５の下流側及び第二ライン９における第二気液混合装置１７の上流側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濃縮ガスの最大混合可能量を演算する第１演算部２９と、第１演算部２９の演算結果に基づいて第二気液混合装置１７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第二制御弁２５を制御する第１制御部３１とを備えている。
第１演算部２９は、第二気液混合装置１７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。
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、第二ライン９における第二気液混合装置１７の下流に熱量調整装置を設けるようにしてもよい。
また、濃縮ガス供給ライン２３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２３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。
第二気液混合装置１７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（第二ポンプ１９）を用いることが可能になる。
なお、図１においては、第二気液混合装置１７の上流側に圧力検出器（Ｐ）を設置しているが、第二気液混合装置１７における圧力損失を考慮する場合には、第二気液混合装置１７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２７に入力するようにすればよい。もっとも、第二気液混合装置１７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２７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（図示なし）から送出されたＬＮＧは、その一部が第一ライン７に流れ、残りが第二ライン９に流れる。第一ライン７に流れたＬＮＧは第一ポンプ１１で例えば7.0MPaGに昇圧され、第一気化器１３に供給されて全量が気化される。第一気化器１３で気化されたＮＧは膜分離装置１５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２３に送られる。
ＬＮＧタンク（図示なし）から送出されたＬＮＧは、その一部が第一ライン７に流れ、残りが第二ライン９に流れる。第一ライン７に流れたＬＮＧは第一ポンプ１１で例えば7.0MPaGに昇圧され、第一気化器１３に供給されて全量が気化される。第一気化器１３で気化されたＮＧは膜分離装置１５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２３に送られる。
濃縮ガス供給ライン２３に送られた濃縮ガスは、第二制御弁２５の開度に応じた量が第二ライン９の第二気液混合装置１７に供給される。
第二ライン９では、ＬＮＧが第二気液混合装置１７に供給されており、このＬＮＧに濃縮ガス供給ライン２３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１５に供給されるＮＧは第一ポンプ１１でＬＮＧ送出ポンプ３の吐出圧より昇圧されており、他方、第二ライン９の第二気液混合装置１７を流れるＬＮＧはＬＮＧ送出ポンプ３の吐出圧である。このため、膜分離装置１５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１１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９では、ＬＮＧが第二気液混合装置１７に供給されており、このＬＮＧに濃縮ガス供給ライン２３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１５に供給されるＮＧは第一ポンプ１１でＬＮＧ送出ポンプ３の吐出圧より昇圧されており、他方、第二ライン９の第二気液混合装置１７を流れるＬＮＧはＬＮＧ送出ポンプ３の吐出圧である。このため、膜分離装置１５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１１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１７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１９で昇圧され、第二気化器２１で気化されて高発熱量ガスとして都市ガスユーザに供給される。
第二ポンプ１９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２７によって第二制御弁２５が制御される。
第二ポンプ１９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２７によって第二制御弁２５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７で昇圧して気化したＮＧを膜分離装置１５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９のＬＮＧに供給するようにしたことで、膜分離装置１５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７による第一ポンプ１１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、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２７によって、第二気液混合装置１７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１９で効率的に送液することができる。
また、第１の制御装置２７によって、第二気液混合装置１７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１９で効率的に送液することができる。
上記の第１の制御装置２７は、第二制御弁２５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２７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第二制御弁２５の制御を行う第２の制御装置３３を適用してもよい。
第２の制御装置３３は、第二気液混合装置１７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３５と、第２演算部３５の演算結果に基づいて第二制御弁２５を制御する第２制御部３７とを備えている。第２制御部３７は、第２演算部３５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、第二制御弁２５を絞って第二気液混合装置１７に供給される濃縮ガス量を少なくする。
第２の制御装置３３は、第二気液混合装置１７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３５と、第２演算部３５の演算結果に基づいて第二制御弁２５を制御する第２制御部３７とを備えている。第２制御部３７は、第２演算部３５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、第二制御弁２５を絞って第二気液混合装置１７に供給される濃縮ガス量を少なくする。
また、第二制御弁２５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２７の図示を省略すると共に、多成分系液化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３によって送られてきた190.9t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、67.5t/hが第一ライン７に流れて、膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.4MJ/Nm3、C1:91.5%,C2:5.5%,C3:2.4%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。膜分離装置１５で分離された17.5t/hの濃縮ガス（熱量：46.7MJ/Nm3、C1:85.6%,C2:7.4%,C3:4.8%,C4:2.2%）が第二気液混合装置１７に供給され、混合液（熱量：44.5MJ/Nm3、C1:89.4%,C2:6.2%,C3:3.2%,C4:1.2%）となって、第二ポンプ１９で昇圧されて第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器３８によって9.1t/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%,C2:6.0%,C3:5.4%,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１５を用いないで、熱量調整器３８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9.1t/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１５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１５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１５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１５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。
［実施の形態２］
実施の形態２に係る多成分系液化ガスの成分調整装置３９を図４に基づいて説明する。なお、図４において、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に係る多成分系液化ガスの成分調整装置３９は、実施の形態１のものに、第一ライン７における第一ポンプ１１の上流側に設けた第一気液混合装置４１と、濃縮ガス供給ライン２３から分岐して、膜分離装置１５で分離された特定成分が濃縮された濃縮ガスの一部を第一気液混合装置４１に供給するリサイクルライン４３とをさらに備えている。
実施の形態２に係る多成分系液化ガスの成分調整装置３９を図４に基づいて説明する。なお、図４において、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に係る多成分系液化ガスの成分調整装置３９は、実施の形態１のものに、第一ライン７における第一ポンプ１１の上流側に設けた第一気液混合装置４１と、濃縮ガス供給ライン２３から分岐して、膜分離装置１５で分離された特定成分が濃縮された濃縮ガスの一部を第一気液混合装置４１に供給するリサイクルライン４３とをさらに備えている。
リサイクルライン４３の分岐位置は、濃縮ガス供給ライン２３における第二制御弁２５より上流側が望ましい。リサイクルライン４３には第一制御弁４５および流量検出器（Ｆ）が設けられ、さらに圧力検出器（Ｐ）が第一制御弁４５の下流側に設けられている。濃縮ガス供給ライン２３において圧力検出器（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。圧力検出器（Ｐ）は第二制御弁２５の下流側に設置される。流量検出器（Ｆ）の設置位置は第二制御弁２５の下流側が望ましい。温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）の設置位置は任意で構わない。
また、本実施の形態では、第二気液混合装置１７と第一気液混合装置４１に供給される濃縮ガスの量を全量が液化できる量に調整するために、第一制御弁４５と第二制御弁２５を制御する第３の制御装置４７が設けられている。
また、本実施の形態では、第二気液混合装置１７と第一気液混合装置４１に供給される濃縮ガスの量を全量が液化できる量に調整するために、第一制御弁４５と第二制御弁２５を制御する第３の制御装置４７が設けられている。
第３の制御装置４７は、濃縮ガス供給ライン２３における第二制御弁２５の上流側に設置された温度検出器（Ｔ）及び組成検出器（Ａ）、濃縮ガス供給ライン２３における第二制御弁２５の下流側に設置された圧力検出器（Ｐ）及び流量検出器（Ｆ）、リサイクルライン４３における第一制御弁４５の下流側に設置された流量検出器（Ｆ）及び圧力検出器（Ｐ）、第二ライン９における第二気液混合装置１７の上流側及び第一気液混合装置４１の上流側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４１及び第二気液混合装置１７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４９と、第３演算部４９の演算結果に基づいて第一気液混合装置４１及び第二気液混合装置１７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第一制御弁４５及び第二制御弁２５を制御する第３制御部５１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４に基づいて説明する。
実施の形態１と異なる点は、ＬＮＧタンク（図示なし）から送出されて、第一ライン７に流れたＬＮＧにリサイクルライン４３から供給される濃縮ガスが第一気液混合装置４１によって混合されて第一ポンプ１１に送られる点である。
このように、リサイクルライン４３を経て濃縮ガスを第一ポンプ１１昇圧前のＬＮＧに混合することにより、膜分離装置１５に供給するＮＧの重質成分を濃縮することができる。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。
実施の形態１と異なる点は、ＬＮＧタンク（図示なし）から送出されて、第一ライン７に流れたＬＮＧにリサイクルライン４３から供給される濃縮ガスが第一気液混合装置４１によって混合されて第一ポンプ１１に送られる点である。
このように、リサイクルライン４３を経て濃縮ガスを第一ポンプ１１昇圧前のＬＮＧに混合することにより、膜分離装置１５に供給するＮＧの重質成分を濃縮することができる。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１５におけ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。
上記の第３の制御装置４７は、第一制御弁４５及び第二制御弁２５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制御装置に代えて、図５に示すように、フィードバック制御によって第一制御弁４５及び第二制御弁２５の制御を行う第４の制御装置５３を適用してもよい。
第４の制御装置５３は、第一気液混合装置４１及び第二気液混合装置１７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ＬＮＧの相状態を判定する第４演算部５５と、第４演算部５５の演算結果に基づいて第一制御弁４５及び第二制御弁２５を制御する第４制御部５７とを備えている。第４制御部５７は、第４演算部５５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、第一制御弁４５及び第二制御弁２５を絞って第一気液混合装置４１及び第二気液混合装置１７に供給される濃縮ガス量を少なくする。
第４の制御装置５３は、第一気液混合装置４１及び第二気液混合装置１７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ＬＮＧの相状態を判定する第４演算部５５と、第４演算部５５の演算結果に基づいて第一制御弁４５及び第二制御弁２５を制御する第４制御部５７とを備えている。第４制御部５７は、第４演算部５５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、第一制御弁４５及び第二制御弁２５を絞って第一気液混合装置４１及び第二気液混合装置１７に供給される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３によって送られてきた191.4t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、72.8t/hが第一ライン７に流れて、膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:91.8%,C2:5.4%,C3:2.2%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置１５で分離された35.9t/hの濃縮ガス（熱量：46.8MJ/Nm3、C1:85.5%,C2:7.5%,C3:4.8%,C4:2.2%）のうち13.2t/hが第一気液混合装置４１に、22.7t/hが第二気液混合装置１７にそれぞれ供給される。
第一ライン７では、第一気液混合装置４１によって混合液（熱量：44.6MJ/Nm3、C1:89.3%,C2:6.2%,C3:3.3%,C4:1.2%）となって第一ポンプ１１、第一気化器１３、膜分離装置１５に供給される。第二ライン９では、第二気液混合装置１７によって混合液（熱量：44.6MJ/Nm3、C1:89.3%,C2:6.2%,C3:3.3%,C4:1.2%）となって、第二ポンプ１９で昇圧されて第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために9.1t/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、C1:87.1%,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。
図６に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた191.4t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、72.8t/hが第一ライン７に流れて、膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:91.8%,C2:5.4%,C3:2.2%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置１５で分離された35.9t/hの濃縮ガス（熱量：46.8MJ/Nm3、C1:85.5%,C2:7.5%,C3:4.8%,C4:2.2%）のうち13.2t/hが第一気液混合装置４１に、22.7t/hが第二気液混合装置１７にそれぞれ供給される。
第一ライン７では、第一気液混合装置４１によって混合液（熱量：44.6MJ/Nm3、C1:89.3%,C2:6.2%,C3:3.3%,C4:1.2%）となって第一ポンプ１１、第一気化器１３、膜分離装置１５に供給される。第二ライン９では、第二気液混合装置１７によって混合液（熱量：44.6MJ/Nm3、C1:89.3%,C2:6.2%,C3:3.3%,C4:1.2%）となって、第二ポンプ１９で昇圧されて第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために9.1t/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、C1:87.1%,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9.1t/hであったが、実施の形態２では8.6t/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４３を設けたことにより、第一ライン７の重質成分が濃縮され、膜分離装置１５で分離された濃縮ガスの熱量が増加したことによる（熱量を比較すれば46.7→46.8MJ/Nm3に増加）。つまり、この熱量が増加した分、第二ライン９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３］
実施の形態３に係る多成分系液化ガスの成分調整装置５９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３に係る多成分系液化ガスの成分調整装置５９は、膜分離装置１５の下流側に第２膜分離装置６１を設け、実施の形態２のリサイクルライン４３に代えて、第２膜分離装置６１で分離された濃縮ガスを第一気液混合装置４１に供給するリサイクルライン６３を設けたものである。
なお、本実施の形態の膜分離装置１５及び第２膜分離装置６１は共に実施の形態１，２で用いた膜分離装置１５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３に係る多成分系液化ガスの成分調整装置５９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３に係る多成分系液化ガスの成分調整装置５９は、膜分離装置１５の下流側に第２膜分離装置６１を設け、実施の形態２のリサイクルライン４３に代えて、第２膜分離装置６１で分離された濃縮ガスを第一気液混合装置４１に供給するリサイクルライン６３を設けたものである。
なお、本実施の形態の膜分離装置１５及び第２膜分離装置６１は共に実施の形態１，２で用いた膜分離装置１５と同一の構造であるが、サイズが小さいものである。
リサイクルライン６３には、第一制御弁４５が設けられ、第一制御弁４５の下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。
また、本実施の形態では、第二気液混合装置１７と第一気液混合装置４１に供給される濃縮ガスの量を調整する第５の制御装置６５が設けられている。
また、本実施の形態では、第二気液混合装置１７と第一気液混合装置４１に供給される濃縮ガスの量を調整する第５の制御装置６５が設けられている。
第５の制御装置６５は、濃縮ガス供給ライン２３における第二制御弁２５の下流側、第二ライン９における第二気液混合装置１７の上流側、第一気液混合装置４１の上流側及びリサイクルライン６３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４１及び第二気液混合装置１７でそれぞれ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５演算部６７と、第５演算部６７の演算結果に基づいて第一気液混合装置４１及び第二気液混合装置１７それぞれ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第一制御弁４５及び第二制御弁２５をそれぞれ制御する第５制御部６９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。
実施の形態２と異なる点は、第一気液混合装置４１に供給する濃縮ガスが、実施の形態２では膜分離装置１５で分離された濃縮ガスであったが、本実施の形態では膜分離装置１５の下流側に設けられた第２膜分離装置６１で分離された濃縮ガスである点である。
ただ、本実施の形態の効果は、基本的には実施の形態２と同様である。すなわち、実施の形態１の効果に加えて、膜分離装置１５におけ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。
実施の形態２と異なる点は、第一気液混合装置４１に供給する濃縮ガスが、実施の形態２では膜分離装置１５で分離された濃縮ガスであったが、本実施の形態では膜分離装置１５の下流側に設けられた第２膜分離装置６１で分離された濃縮ガスである点である。
ただ、本実施の形態の効果は、基本的には実施の形態２と同様である。すなわち、実施の形態１の効果に加えて、膜分離装置１５におけ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。
上記の第５の制御装置６５は、第二制御弁２５及び第一制御弁４５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６５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第一制御弁４５及び第二制御弁２５の制御を行う第６の制御装置７１を適用してもよい。
第６の制御装置７１は、第一気液混合装置４１及び第二気液混合装置１７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６演算部７３と、第６演算部７３の演算結果に基づいて第一制御弁４５及び第二制御弁２５を制御する第６制御部７５とを備えている。第６制御部７５は、第６演算部７３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、第一制御弁４５及び第二制御弁２５を絞って第一気液混合装置４１及び第二気液混合装置１７に供給される濃縮ガス量を少なくする。
第６の制御装置７１は、第一気液混合装置４１及び第二気液混合装置１７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６演算部７３と、第６演算部７３の演算結果に基づいて第一制御弁４５及び第二制御弁２５を制御する第６制御部７５とを備えている。第６制御部７５は、第６演算部７３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、第一制御弁４５及び第二制御弁２５を絞って第一気液混合装置４１及び第二気液混合装置１７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３によって送られてきた191.4t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、71.3t/hが第一ライン７に流れて、膜分離装置１５によって分離された濃縮ガス（熱量：47.1MJ/Nm3、C1:85.2%,C2:7.6%,C3:5.0%,C4:2.2%）が第二気液混合装置１７に供給され、混合液（熱量：44.6MJ/Nm3、C1:89.3%,C2:6.2%,C3:3.2%,C4:1.2%）となって、第二ポンプ１９で昇圧されて第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために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。
膜分離装置１５で分離された重質成分が希薄になったガスはさらに第２膜分離装置６１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:91.8%,C2:5.4%,C3:2.2%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。第２膜分離装置６１で分離された11.6t/hの濃縮ガス（熱量：45.8MJ/Nm3、C1:87.0%,C2:7.2%,C3:4.2%,C4:1.6%）が第一気液混合装置４１に供給される。
図９に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた191.4t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、71.3t/hが第一ライン７に流れて、膜分離装置１５によって分離された濃縮ガス（熱量：47.1MJ/Nm3、C1:85.2%,C2:7.6%,C3:5.0%,C4:2.2%）が第二気液混合装置１７に供給され、混合液（熱量：44.6MJ/Nm3、C1:89.3%,C2:6.2%,C3:3.2%,C4:1.2%）となって、第二ポンプ１９で昇圧されて第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために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。
膜分離装置１５で分離された重質成分が希薄になったガスはさらに第２膜分離装置６１によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:91.8%,C2:5.4%,C3:2.2%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。第２膜分離装置６１で分離された11.6t/hの濃縮ガス（熱量：45.8MJ/Nm3、C1:87.0%,C2:7.2%,C3:4.2%,C4:1.6%）が第一気液混合装置４１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9.1t/hであったが、実施の形態３では8.6t/hとなっており、添加量が減少している。これは実施の形態２と同様に、リサイクルライン６３を設けたことにより、第一ライン７の重質成分が濃縮され、膜分離装置１５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２では１基の膜分離装置１５で膜分離を行っていたが、本実施の形態３では実施の形態２の膜分離装置１５よりもサイズの小さな膜分離装置を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４］
実施の形態４に係る多成分系液化ガスの成分調整装置７７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４に係る多成分系液化ガスの成分調整装置７７は、第一ライン７の第一ポンプ１１と第一気化器１３の間に加熱器７９と気液分離装置８１を設け、気液分離装置８１で分離された分離液を分離液供給ライン８３によって第二ライン９の第二ポンプ１９の下流側に供給するようにしたものである。分離液供給ライン８３には液供給ポンプ８５が設けられている。
実施の形態４に係る多成分系液化ガスの成分調整装置７７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４に係る多成分系液化ガスの成分調整装置７７は、第一ライン７の第一ポンプ１１と第一気化器１３の間に加熱器７９と気液分離装置８１を設け、気液分離装置８１で分離された分離液を分離液供給ライン８３によって第二ライン９の第二ポンプ１９の下流側に供給するようにしたものである。分離液供給ライン８３には液供給ポンプ８５が設けられている。
本実施の形態によれば、第一ライン７の第一ポンプ１１で昇圧されたＬＮＧを加熱器７９で加熱し、部分的に気化させた状態で気液分離装置８１で気液分離をすることにより、沸点の差による重質成分の粗分離（気液分離）を簡易的に行える。熱量の高いプロパンやブタンは高沸点であり、気液分離を行うと液相に濃縮分離される。この分離液は第一ポンプ１１による昇圧後の高い圧力を有しているため、第二ライン９の第二ポンプ１９昇圧後の混合液に混合することで、第二ポンプ１９の送液量を低減し、プロセスの消費動力を低く抑えられる。
なお、気液分離装置８１は膜分離装置１５の補助的な役割であり、簡易なものでよい。
また、第二制御弁２５の制御に関しては実施の形態１と同様である。
なお、気液分離装置８１は膜分離装置１５の補助的な役割であり、簡易なものでよい。
また、第二制御弁２５の制御に関しては実施の形態１と同様である。
以上のように、本実施の形態によれば、実施の形態１の効果に加えて、気液分離装置８１で分離した液状態の重質成分を第二ライン９に供給することができ、熱量調整に添加するＬＰＧの量をより低減することができる。
図１０に示した第１の制御装置２７は、第二制御弁２５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、図２に示したものと同様に、図１１に示すように、フィードバック制御を行う第２の制御装置３３を適用して第二制御弁２５の制御を行うようにしてもよい。
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３）によって送られてきた192.3t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、71.9t/hが第一ライン７に流れて、気液分離装置８１で分離された5.0t/hの分離液（熱量：69.5MJ/Nm3、C1:48.3%,C2:16.4%,C3:22.0%,C4:13.3%）が第二ライン９に供給される。気液分離装置８１を通過した分離液以外のものは第一気化器１３で気化された後、膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.6MJ/Nm3、C1:92.9%,C2:5.1%,C3:1.7%,C4:0.3%）が発電所等へ供給される。膜分離装置１５で分離された16.8t/hの濃縮ガス（熱量：44.8MJ/Nm3、C1:88.6%,C2:7.0%,C3:3.5%,C4:0.9%）が第二気液混合装置１７に供給され、混合液（熱量：44.3MJ/Nm3、C1:89.8%,C2:6.1%,C3:3.1%,C4:1.0%）となって、第二ポンプ１９で昇圧される。第二ポンプ１９で昇圧された混合液には気液分離装置８１で分離された分離液が供給されて濃縮液（熱量：44.8MJ/Nm3、C1:89.0%,C2:6.3%,C3:3.5%,C4:1.2%）となり、これが第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために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。
図１２に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３）によって送られてきた192.3t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、71.9t/hが第一ライン７に流れて、気液分離装置８１で分離された5.0t/hの分離液（熱量：69.5MJ/Nm3、C1:48.3%,C2:16.4%,C3:22.0%,C4:13.3%）が第二ライン９に供給される。気液分離装置８１を通過した分離液以外のものは第一気化器１３で気化された後、膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.6MJ/Nm3、C1:92.9%,C2:5.1%,C3:1.7%,C4:0.3%）が発電所等へ供給される。膜分離装置１５で分離された16.8t/hの濃縮ガス（熱量：44.8MJ/Nm3、C1:88.6%,C2:7.0%,C3:3.5%,C4:0.9%）が第二気液混合装置１７に供給され、混合液（熱量：44.3MJ/Nm3、C1:89.8%,C2:6.1%,C3:3.1%,C4:1.0%）となって、第二ポンプ１９で昇圧される。第二ポンプ１９で昇圧された混合液には気液分離装置８１で分離された分離液が供給されて濃縮液（熱量：44.8MJ/Nm3、C1:89.0%,C2:6.3%,C3:3.5%,C4:1.2%）となり、これが第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために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。
本実施の形態では、上記の実施の形態１〜３に比較して添加するＬＰＧの量をより低減することができる。これは、気液分離装置８１により高沸点成分であるC3,C4を液相に濃縮し、その分離液を第二ライン９の高圧部に混合して増熱するようにしたためである。
なお、上記の実施の形態１〜４では、多成分系液化ガスの例としてＬＮＧを例示して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したが、本発明の多成分系液化ガスはＬＮＧに限られるものではなく種々の多成分系液化ガスを対象とすることができる。例えば、多成分系液化ガスとしての液体空気からの酸素濃縮ガス製造プロセスなどに適用することも可能である。酸素濃縮ガスは例えばバーナーやボイラなどの支燃性ガスに用いられる。通常の空気を用いた場合に比べ、燃焼効率の向上、排ガス量の低減などの効果が得られる。
［実施の形態５］
実施の形態５に係る多成分系液化ガスの成分調整装置８７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５に係る多成分系液化ガスの成分調整装置８７は、第一ライン７の第一ポンプ１１と第一気化器１３の間に熱交換器８９を設け、濃縮ガス供給ライン２３を流れる濃縮ガスを第一ポンプ１１で昇圧された後のＬＮＧの冷熱を利用して冷却するようにしたものである。
実施の形態５に係る多成分系液化ガスの成分調整装置８７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５に係る多成分系液化ガスの成分調整装置８７は、第一ライン７の第一ポンプ１１と第一気化器１３の間に熱交換器８９を設け、濃縮ガス供給ライン２３を流れる濃縮ガスを第一ポンプ１１で昇圧された後のＬＮＧの冷熱を利用して冷却するようにしたものである。
本実施の形態によれば、実施の形態１の効果に加えて、第二気液混合装置１７に供給される濃縮ガスの液化が促進され、濃縮ガスの混合可能量が増加する。すなわち、重質成分回収量が増し、その結果、熱量調整のために添加するＬＰＧの削減を実現できる。
なお、濃縮ガス供給ライン２３を流れる濃縮ガスの冷却には、第二ライン９の第二ポンプ１９と第二気化器２１の間に熱交換器を設け、第二ポンプ１９で昇圧された後のＬＮＧの冷熱を用いても良い。また、第一ポンプ１１で昇圧された後のＬＮＧの冷熱と、第二ポンプ１９で昇圧された後のＬＮＧの冷熱の両方を用いてもよい。
なお、濃縮ガス供給ライン２３を流れる濃縮ガスの冷却には、第二ライン９の第二ポンプ１９と第二気化器２１の間に熱交換器を設け、第二ポンプ１９で昇圧された後のＬＮＧの冷熱を用いても良い。また、第一ポンプ１１で昇圧された後のＬＮＧの冷熱と、第二ポンプ１９で昇圧された後のＬＮＧの冷熱の両方を用いてもよい。
図１３に示した第１の制御装置２７は、第二制御弁２５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、図２に示したものと同様に、図１４に示すように、フィードバック制御を行う第２の制御装置３３を適用して第二制御弁２５の制御を行うようにしてもよい。
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３によって送られてきた191.6t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、79.6t/hが第一ライン７に流れて、膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.4MJ/Nm3、C1:92.1%,C2:5.3%,C3:2.2%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置１５で分離された29.6t/hの濃縮ガス（熱量：46.4MJ/Nm3、C1:85.1%,C2:7.3%,C3:4.6%,C4:2.0%）が熱交換器８９で冷却されて第二気液混合装置１７に供給され、混合液（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.2%,C2:6.3%,C3:3.3%,C4:1.2%）となって、第二ポンプ１９で昇圧されて第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器３８によって8.4t/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、C1:87.2%,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。
図１５に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた191.6t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、79.6t/hが第一ライン７に流れて、膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.4MJ/Nm3、C1:92.1%,C2:5.3%,C3:2.2%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置１５で分離された29.6t/hの濃縮ガス（熱量：46.4MJ/Nm3、C1:85.1%,C2:7.3%,C3:4.6%,C4:2.0%）が熱交換器８９で冷却されて第二気液混合装置１７に供給され、混合液（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.2%,C2:6.3%,C3:3.3%,C4:1.2%）となって、第二ポンプ１９で昇圧されて第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器３８によって8.4t/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、C1:87.2%,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。
本実施の形態では、上記の実施の形態１に比較して添加するＬＰＧの量をより低減することができる。これは、熱交換器８９により濃縮ガスの液化が促進され、濃縮ガスの混合可能量が増加したためである。
なお、上記の実施の形態１〜５においては、第一ライン７及び第二ライン９共に多成分系液化ガスの例としてＬＮＧが流れる液化燃料ガスライン５を例に挙げて説明した。
しかし、本発明においては、第一ラインを流れるものは必ずしも多成分液化ガスである必要はなく、地中から取り出される天然ガスのような多成分ガスであってもよい。
この場合、第一ラインには第一ポンプや第一気化器は不要となる。
しかし、本発明においては、第一ラインを流れるものは必ずしも多成分液化ガスである必要はなく、地中から取り出される天然ガスのような多成分ガスであってもよい。
この場合、第一ラインには第一ポンプや第一気化器は不要となる。
また、この場合の多成分系液化ガスの成分調整装置の具体的な構成は以下のようになる。
多成分系ガスにおける特定成分を希薄化した特定成分希薄ガスを供給するための第一ラインと、多成分系液化ガスにおける特定成分を濃縮化した特定成分濃縮ガスを供給するための第二ラインとを備え、
前記第一ラインにおいて、前記多成分系ガスから特定成分を分離する膜分離装置を有し、
前記第二ラインにおいて、前記膜分離装置で分離された特定成分が濃縮された濃縮ガスを前記多成分系液化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有し、
前記膜分離装置で分離された特定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ものである。
多成分系ガスにおける特定成分を希薄化した特定成分希薄ガスを供給するための第一ラインと、多成分系液化ガスにおける特定成分を濃縮化した特定成分濃縮ガスを供給するための第二ラインとを備え、
前記第一ラインにおいて、前記多成分系ガスから特定成分を分離する膜分離装置を有し、
前記第二ラインにおいて、前記膜分離装置で分離された特定成分が濃縮された濃縮ガスを前記多成分系液化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有し、
前記膜分離装置で分離された特定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ものである。
そして、第二気液混合装置で濃縮ガスが全量液化するための制御装置としては、実施の形態１で示した図１又は図２に記載のものを適用できる。
［実施の形態６］
実施の形態６に係る多成分系液化ガスの成分調整装置９１を図１７に基づいて説明する。なお、図１７において、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６に係る多成分系液化ガスの成分調整装置９１が実施の形態２と異なる主な点は、第一ライン７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９に供給し、分離された分離ガスを第一ライン７に供給する濃縮ガス分離供給ライン９２を設けた点である。
濃縮ガス分離供給ライン９２を設けたことに伴い、実施の形態２の第二気液混合装置１７に代えて第２気液分離装置９５を設けると共に、濃縮ガス分離供給ライン９２には、膜分離装置で分離された濃縮ガスを第二ライン９に設けた第２熱交換器９３で冷却して気液分離装置９５に供給する濃縮ガス供給ライン２３と、第２気液分離装置９５で分離された分離液を第二ライン９に供給する第２分離液供給ライン９７と、第２気液分離装置９５で分離された分離ガスを第一ライン７の第一気液混合装置４１に供給する分離ガス供給ライン９９とを設けている。
実施の形態６に係る多成分系液化ガスの成分調整装置９１を図１７に基づいて説明する。なお、図１７において、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６に係る多成分系液化ガスの成分調整装置９１が実施の形態２と異なる主な点は、第一ライン７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９に供給し、分離された分離ガスを第一ライン７に供給する濃縮ガス分離供給ライン９２を設けた点である。
濃縮ガス分離供給ライン９２を設けたことに伴い、実施の形態２の第二気液混合装置１７に代えて第２気液分離装置９５を設けると共に、濃縮ガス分離供給ライン９２には、膜分離装置で分離された濃縮ガスを第二ライン９に設けた第２熱交換器９３で冷却して気液分離装置９５に供給する濃縮ガス供給ライン２３と、第２気液分離装置９５で分離された分離液を第二ライン９に供給する第２分離液供給ライン９７と、第２気液分離装置９５で分離された分離ガスを第一ライン７の第一気液混合装置４１に供給する分離ガス供給ライン９９とを設けている。
上記の構成により、膜分離装置１５で分離された濃縮ガスは第２熱交換器９３を通過して第２気液分離装置９５に供給され、第２気液分離装置９５で分離された分離液が第２分離液供給ライン９７を介して第二ライン９の第二ポンプ１９の上流側に供給される。
また、第２気液分離装置９５で分離された分離ガスは、分離ガス供給ライン９９を介して第一気液混合装置４１に供給され、第一ライン７を流れるＬＮＧに混合される。
第一気液混合装置４１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１１）を用いることが可能になる。
また、第２気液分離装置９５で分離された分離ガスは、分離ガス供給ライン９９を介して第一気液混合装置４１に供給され、第一ライン７を流れるＬＮＧに混合される。
第一気液混合装置４１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１１）を用いることが可能になる。
そして、第２分離液供給ライン９７には分離液制御弁１０１が、分離ガス供給ライン９９には分離ガス制御弁１０３がそれぞれ設けられている。
また、第２気液分離装置９５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７及び分離ガス供給ライン９９における第一気液混合装置４１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。
また、本実施の形態では、分離液制御弁１０１、分離ガス制御弁１０３及び第二制御弁２５を制御して、第二ライン９に供給する分離液量、第一気液混合装置４１に供給する分離ガス量及び第２気液分離装置９５に供給する濃縮ガス量を制御する第７の制御装置１０５が設けられている。
また、第２気液分離装置９５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７及び分離ガス供給ライン９９における第一気液混合装置４１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。
また、本実施の形態では、分離液制御弁１０１、分離ガス制御弁１０３及び第二制御弁２５を制御して、第二ライン９に供給する分離液量、第一気液混合装置４１に供給する分離ガス量及び第２気液分離装置９５に供給する濃縮ガス量を制御する第７の制御装置１０５が設けられている。
第７の制御装置１０５は、第７演算部１０７と第７制御部１０９を備えている。
第一ポンプ１１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７演算部１０７は、第一ライン７及び分離ガス供給ライン９９における第一気液混合装置４１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４１で全量が液化する混合可能な分離ガスの最大混合可能量を演算する。
そして、第７制御部１０９は、第７演算部１０７の演算結果に基づいて分離ガス制御弁１０３を制御する。
第一ポンプ１１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７演算部１０７は、第一ライン７及び分離ガス供給ライン９９における第一気液混合装置４１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４１で全量が液化する混合可能な分離ガスの最大混合可能量を演算する。
そして、第７制御部１０９は、第７演算部１０７の演算結果に基づいて分離ガス制御弁１０３を制御する。
また、第７制御部１０９は、分離液制御弁１０１及び第二制御弁２５の制御を行う。以下、分離液制御弁１０１及び第二制御弁２５の制御について具体的に説明する。
第２気液分離装置９５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１０１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１０１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１０１の開度を小さくする調整を施す。
また、第２気液分離装置９５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、第２気液分離装置９５の運用圧力はＬＮＧ送出ポンプ３の吐出圧よりわずかに高い程度で制御されるが、第二制御弁２５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第二制御弁２５の開度を小さくし、圧力が低くなりすぎる場合は第二制御弁２５の開度を大きくする調整を施す。
第２気液分離装置９５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１０１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１０１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１０１の開度を小さくする調整を施す。
また、第２気液分離装置９５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、第２気液分離装置９５の運用圧力はＬＮＧ送出ポンプ３の吐出圧よりわずかに高い程度で制御されるが、第二制御弁２５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第二制御弁２５の開度を小さくし、圧力が低くなりすぎる場合は第二制御弁２５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１７に基づいて説明する。
ＬＮＧタンク（図示なし）から送出されたＬＮＧは、その一部が第一ライン７に流れ、残りが第二ライン９に流れる。第一ライン７に流れたＬＮＧは第一ポンプ１１で例えば7.0MPaGに昇圧され、第一気化器１３に供給されて全量が気化される。第一気化器１３で気化されたＮＧは膜分離装置１５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、ブタン等の重質分が濃縮された濃縮ガスに分離される。
ＬＮＧタンク（図示なし）から送出されたＬＮＧは、その一部が第一ライン７に流れ、残りが第二ライン９に流れる。第一ライン７に流れたＬＮＧは第一ポンプ１１で例えば7.0MPaGに昇圧され、第一気化器１３に供給されて全量が気化される。第一気化器１３で気化されたＮＧは膜分離装置１５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、ブタン等の重質分が濃縮された濃縮ガスに分離される。
濃縮ガス供給ライン２３に送られた濃縮ガスは、第二制御弁２５の開度に応じた量が第二ライン９の第２熱交換器９３に供給される。第２熱交換器９３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、第２気液分離装置９５に送られる。
第２気液分離装置９５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２３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２３よりも低くなる。
第２気液分離装置９５で分離された分離ガスは分離ガス制御弁１０３を通して第一気液混合装置４１に送られ、更に熱量が高まった分離液は分離液制御弁１０１を通して第二ライン９の第二ポンプ１９の上流に送られる。
第２気液分離装置９５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２３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２３よりも低くなる。
第２気液分離装置９５で分離された分離ガスは分離ガス制御弁１０３を通して第一気液混合装置４１に送られ、更に熱量が高まった分離液は分離液制御弁１０１を通して第二ライン９の第二ポンプ１９の上流に送られる。
なお、第２気液分離装置９５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２１の下流に熱量調整器３８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２３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２３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１５に供給されるＮＧは第一ポンプ１１でＬＮＧ送出ポンプ３の吐出圧より大幅に昇圧されており、第２気液分離装置９５の運用圧力はＬＮＧ送出ポンプ３の吐出圧よりわずかに高い程度で制御される。また、第２熱交換器９３の圧力損失は極わずかである。
このため、膜分離装置１５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１１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１５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１１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１５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７における第一ポンプ１１での昇圧と第二ライン９における第二ポンプ１９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７の制御装置１０５によって、第一気液混合装置４１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１１で効率的に送液することができる。
また、第２気液分離装置９５により、濃縮ガス供給ライン２３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９に供給することが出来る。
しかも、第一ライン７における第一ポンプ１１での昇圧と第二ライン９における第二ポンプ１９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７の制御装置１０５によって、第一気液混合装置４１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１１で効率的に送液することができる。
また、第２気液分離装置９５により、濃縮ガス供給ライン２３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９に供給することが出来る。
なお、上記の例では、第一気液混合装置４１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４１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４１の下流側にも圧力検出器（Ｐ）を設置して検出値を第７の制御装置１０５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４１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７の制御装置１０５に入力するようにしてもよい。
また、上記の例では第２熱交換器９３は第二ポンプ１９の下流に配置されているが、第一ポンプ１１の下流に配置してもかまわない。
もっとも、第一気液混合装置４１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７の制御装置１０５に入力するようにしてもよい。
また、上記の例では第２熱交換器９３は第二ポンプ１９の下流に配置されているが、第一ポンプ１１の下流に配置してもかまわない。
また、上記の第７の制御装置１０５は、分離ガス制御弁１０３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１０５に代えて、図１８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１０３の制御を行う第８の制御装置１１１を適用してもよい。
第８の制御装置１１１は、第一気液混合装置４１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８演算部１１３と、第８演算部１１３の演算結果に基づいてガス制御御弁１０３を制御する第８制御部１１５とを備えている。第８制御部１１５は、第８演算部１１３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１０３を絞って第一気液混合装置４１に供給される分離ガス量を少なくする。
第８の制御装置１１１は、第一気液混合装置４１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８演算部１１３と、第８演算部１１３の演算結果に基づいてガス制御御弁１０３を制御する第８制御部１１５とを備えている。第８制御部１１５は、第８演算部１１３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１０３を絞って第一気液混合装置４１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１０３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６による熱量調整の具体例について図１９に基づいて概説する。
図１９に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた194.8t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、88.2t/hが第一ライン７に流れて、膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：41.7MJ/Nm3、C1:95.0%,C2:3.6%,C3:1.2%,C4:0.2%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置１５で分離された65.8t/hの濃縮ガス（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.6%,C2:5.2%,C3:3.0%,C4:1.2%）は第２熱交換器９３で冷却されたのち、第２気液分離装置９５で気体と液体に分離される。第２気液分離装置９５で分離された38.2t/hの分離液（熱量：48.1MJ/Nm3、C1:82.2%,C2:9.7%,C3:5.7%,C4:2.4%）は第二ライン９に流れる106.6t/hのＬＮＧに供給され濃縮液（熱量：45.2MJ/Nm3、C1:88.0%,C2:6.9%,C3:3.7%,C4:1.4%）となり第二ポンプ１９により昇圧される。その後第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器３８によって5.2t/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、C1:86.9%,C2:6.8%,C3:4.9%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。第２気液分離装置９５で分離された27.6t/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４１に供給され、第一ライン７を流れるＬＮＧとの混合液（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:92.5%,C2:4.5%,C3:2.2%,C4:0.8%）となり、第一ポンプ１１、第一気化器１３、膜分離装置１５に供給される。
図１９に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた194.8t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、88.2t/hが第一ライン７に流れて、膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：41.7MJ/Nm3、C1:95.0%,C2:3.6%,C3:1.2%,C4:0.2%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置１５で分離された65.8t/hの濃縮ガス（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.6%,C2:5.2%,C3:3.0%,C4:1.2%）は第２熱交換器９３で冷却されたのち、第２気液分離装置９５で気体と液体に分離される。第２気液分離装置９５で分離された38.2t/hの分離液（熱量：48.1MJ/Nm3、C1:82.2%,C2:9.7%,C3:5.7%,C4:2.4%）は第二ライン９に流れる106.6t/hのＬＮＧに供給され濃縮液（熱量：45.2MJ/Nm3、C1:88.0%,C2:6.9%,C3:3.7%,C4:1.4%）となり第二ポンプ１９により昇圧される。その後第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器３８によって5.2t/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、C1:86.9%,C2:6.8%,C3:4.9%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。第２気液分離装置９５で分離された27.6t/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４１に供給され、第一ライン７を流れるＬＮＧとの混合液（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:92.5%,C2:4.5%,C3:2.2%,C4:0.8%）となり、第一ポンプ１１、第一気化器１３、膜分離装置１５に供給される。
実施の形態２では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が8.6t/hであったが、実施の形態６では5.2t/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１７に代えて第２気液分離装置９５を設けたことにより、膜分離装置１５で分離された濃縮ガスの熱量が第２気液分離装置９５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９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２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２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１１７を図２０に基づいて説明する。なお、図２０において、実施の形態６を示した図１７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１１７は、実施の形態６における第２熱交換器９３に代えて、第一ライン７における第一ポンプ１１の下流側から第２気液分離装置９５にＬＮＧを供給する第一ＬＮＧ供給ライン１１９を設けたものである。第一ＬＮＧ供給ライン１１９には、ＬＮＧ供給量を調整するための第１ＬＮＧ制御弁１２１が設けられている。
実施の形態７に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１１７を図２０に基づいて説明する。なお、図２０において、実施の形態６を示した図１７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１１７は、実施の形態６における第２熱交換器９３に代えて、第一ライン７における第一ポンプ１１の下流側から第２気液分離装置９５にＬＮＧを供給する第一ＬＮＧ供給ライン１１９を設けたものである。第一ＬＮＧ供給ライン１１９には、ＬＮＧ供給量を調整するための第１ＬＮＧ制御弁１２１が設けられている。
また、本実施の形態では、分離液制御弁１０１、分離ガス制御弁１０３、第１ＬＮＧ制御弁１２１及び第二制御弁２５を制御して、第二ライン９に供給する分離液量、第一気液混合装置４１に供給する分離ガス量、第２気液分離装置９５に供給するＬＮＧ量及び第２気液分離装置９５に供給する濃縮ガス量を制御する第９の制御装置１２３が設けられている。
第９の制御装置１２３は、第９演算部１２５と第９制御部１２７を備えており、第９演算部１２５の機能は第７演算部１０７と同様であり、第９制御部１２７は第７制御部１０９の機能に加えて第１ＬＮＧ制御弁１２１を制御する機能を有している。
第２気液分離装置９５では、温度をある一定範囲内に制御して運用するが、第９制御部１２７は温度を一定に保つように第１ＬＮＧ制御弁１２１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１２１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１２１の開度を小さくする調整を施す。
第２気液分離装置９５では、温度をある一定範囲内に制御して運用するが、第９制御部１２７は温度を一定に保つように第１ＬＮＧ制御弁１２１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１２１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１２１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２０に基づいて説明する。
本実施の形態の動作は実施の形態６とほぼ同様であるが、実施の形態６では膜分離装置１５で分離された濃縮ガスを、第２熱交換器９３を介して第二ライン９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７のＬＮＧの一部を第２気液分離装置９５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６とほぼ同様であるが、実施の形態６では膜分離装置１５で分離された濃縮ガスを、第２熱交換器９３を介して第二ライン９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７のＬＮＧの一部を第２気液分離装置９５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２３に送られた濃縮ガスは、第二制御弁２５の開度に応じた量が第２気液分離装置９５に送られる。また、第一ポンプ１１から送られたＬＮＧのうち一部は、第１ＬＮＧ制御弁１２１の開度に応じた量が第２気液分離装置９５に送られる。
第２気液分離装置９５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２３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２３よりも低くなる。
分離ガスは分離ガス制御弁１０３を通して第一気液混合装置４１に送られ、更に熱量が高まった分離液は分離液制御弁１０１を通して第二ライン９の第二ポンプ１９の上流に送られる。
第２気液分離装置９５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２３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２３よりも低くなる。
分離ガスは分離ガス制御弁１０３を通して第一気液混合装置４１に送られ、更に熱量が高まった分離液は分離液制御弁１０１を通して第二ライン９の第二ポンプ１９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６と同様である。
なお、上記の第９の制御装置１２３は、分離ガス制御弁１０３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１２３に代えて、図２１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１０３の制御を行う第１０の制御装置１２９を適用してもよい。
実施の形態７による熱量調整の具体例について図２２に基づいて概説する。
図２２に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた193.2t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、104.7t/hが第一ライン７に流れ第一ポンプ１１で昇圧されたのち70.0t/hが第２気液分離装置９５に供給され、それ以外は第一気化器１３によって気化されたのち膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.4MJ/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１５で分離された19.2t/hの濃縮ガス（熱量：44.9MJ/Nm3、C1:89.6%,C2:5.4%,C3:3.4%,C4:1.6%）は第２気液分離装置９５に供給される。第２気液分離装置９５で分離された54.7t/hの分離液（熱量：46.1MJ/Nm3、C1:86.2%,C2:7.9%,C3:4.3%,C4:1.6%）は第二ライン９に流れる88.5t/hのＬＮＧに供給され濃縮液（熱量：44.9MJ/Nm3、C1:88.6%,C2:6.7%,C3:3.5%,C4:1.2%）となり第二ポンプ１９により昇圧される。その後第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器３８によって6.8t/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、C1:86.9%,C2:6.6%,C3:5.1%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。第２気液分離装置９５で分離された34.5t/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４１に供給され、第一ライン７を流れるＬＮＧとの混合液（熱量：43.0MJ/Nm3、C1:92.6%,C2:4.4%,C3:2.2%,C4:0.8%）となり、第一ポンプ１１、第一気化器１３、膜分離装置１５に供給される。
図２２に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた193.2t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、104.7t/hが第一ライン７に流れ第一ポンプ１１で昇圧されたのち70.0t/hが第２気液分離装置９５に供給され、それ以外は第一気化器１３によって気化されたのち膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.4MJ/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１５で分離された19.2t/hの濃縮ガス（熱量：44.9MJ/Nm3、C1:89.6%,C2:5.4%,C3:3.4%,C4:1.6%）は第２気液分離装置９５に供給される。第２気液分離装置９５で分離された54.7t/hの分離液（熱量：46.1MJ/Nm3、C1:86.2%,C2:7.9%,C3:4.3%,C4:1.6%）は第二ライン９に流れる88.5t/hのＬＮＧに供給され濃縮液（熱量：44.9MJ/Nm3、C1:88.6%,C2:6.7%,C3:3.5%,C4:1.2%）となり第二ポンプ１９により昇圧される。その後第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器３８によって6.8t/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、C1:86.9%,C2:6.6%,C3:5.1%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。第２気液分離装置９５で分離された34.5t/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４１に供給され、第一ライン７を流れるＬＮＧとの混合液（熱量：43.0MJ/Nm3、C1:92.6%,C2:4.4%,C3:2.2%,C4:0.8%）となり、第一ポンプ１１、第一気化器１３、膜分離装置１５に供給される。
実施の形態２では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が8.6t/hであったが、実施の形態７では6.8t/hとなっており、添加量が減少している。これは、実施の形態６と同様に、第二気液混合装置１７に代えて第２気液分離装置９５を設けたことにより、膜分離装置１５で分離された濃縮ガスの熱量が第２気液分離装置９５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９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２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２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１３５を図２３に基づいて説明する。なお、図２３において、実施の形態７を示した図２０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では第２気液分離装置９５に第一ＬＮＧ供給ライン１１９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８に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１３５においては、第二ライン９の第二ポンプ１９の下流側から第二ＬＮＧ供給ライン１３７を介して第二ライン９のＬＮＧの一部を第２気液分離装置９５に供給するようにしている。これに伴い、第一ライン７の第一ポンプ１１の下流側から第一ライン７のＬＮＧの一部を第二ライン９の第二ポンプ１９の上流側に供給する第一ＬＮＧ分岐ライン１３９を設けている。
第二ＬＮＧ供給ライン１３７には、ＬＮＧ供給量を調整するための第２ＬＮＧ制御弁１４１が設けられ、第一ＬＮＧ分岐ライン１３９には第３ＬＮＧ制御弁１４３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１３５を図２３に基づいて説明する。なお、図２３において、実施の形態７を示した図２０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では第２気液分離装置９５に第一ＬＮＧ供給ライン１１９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８に係る多成分系液化ガスの成分調整装置１３５においては、第二ライン９の第二ポンプ１９の下流側から第二ＬＮＧ供給ライン１３７を介して第二ライン９のＬＮＧの一部を第２気液分離装置９５に供給するようにしている。これに伴い、第一ライン７の第一ポンプ１１の下流側から第一ライン７のＬＮＧの一部を第二ライン９の第二ポンプ１９の上流側に供給する第一ＬＮＧ分岐ライン１３９を設けている。
第二ＬＮＧ供給ライン１３７には、ＬＮＧ供給量を調整するための第２ＬＮＧ制御弁１４１が設けられ、第一ＬＮＧ分岐ライン１３９には第３ＬＮＧ制御弁１４３が設けられている。
また、本実施の形態では、分離液制御弁１０１、分離ガス制御弁１０３、第２ＬＮＧ制御弁１４１、第３ＬＮＧ制御弁１４３及び第二制御弁２５を制御して、第二ラインに供給する分離液量、第一気液混合装置に供給する分離ガス量、第２気液分離装置９５に供給するＬＮＧ量、第一ライン７から第二ライン９に供給するＬＮＧ量及び第２気液分離装置９５に供給する濃縮ガス量を制御する第１１の制御装置１４５が設けられている。
第１１の制御装置１４５は、第１１演算部１４７と第１１制御部１４９を備えており、第１１演算部１４７の機能は第９演算部１２５と同様であり、第１１制御部１４９は第９制御部１２７の機能に加えて第２ＬＮＧ制御弁１４１及び第３ＬＮＧ制御弁１４３を制御する機能を有している。
第２気液分離装置９５では、温度をある一定範囲内に制御して運用するが、第１１制御部１４９は温度を一定に保つように第２ＬＮＧ制御弁１４１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１４１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１４１の開度を小さくする調整を施す。
また、第１１制御部１４９は、第一ＬＮＧ分岐ライン１３９に流れるＬＮＧの流量が、第二ＬＮＧ供給ライン１３７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１４３の開度を調整する。
第２気液分離装置９５では、温度をある一定範囲内に制御して運用するが、第１１制御部１４９は温度を一定に保つように第２ＬＮＧ制御弁１４１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１４１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１４１の開度を小さくする調整を施す。
また、第１１制御部１４９は、第一ＬＮＧ分岐ライン１３９に流れるＬＮＧの流量が、第二ＬＮＧ供給ライン１３７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１４３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２３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では第一ライン７のＬＮＧの一部を第２気液分離装置９５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９のＬＮＧの一部を第２気液分離装置９５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７とほぼ同様であるが、実施の形態７では第一ライン７のＬＮＧの一部を第２気液分離装置９５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９のＬＮＧの一部を第２気液分離装置９５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２３に送られた濃縮ガスは、第二制御弁２５の開度に応じた量が第２気液分離装置９５に送られる。また、第二ポンプ１９から送られたＬＮＧのうち一部は、第２ＬＮＧ制御弁１４１の開度に応じた量が第２気液分離装置９５に送られる。さらに、第一ポンプ１１から送られたＬＮＧのうち一部は、第３ＬＮＧ制御弁１４３の開度に応じた量が第二ポンプ１９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６、７と同様である。
なお、上記の第１１の制御装置１４５は、分離ガス制御弁１０３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１４５に代えて、図２４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１０３の制御を行う第１２の制御装置１５１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２５に基づいて概説する。
図２５に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた193.5t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、109.5t/hが第一ライン７に流れ第一ポンプ１１で昇圧されたのち70.0t/hが第二ライン９に供給され、それ以外は第一気化器１３によって気化されたのち膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.2MJ/Nm3、C1:94.0%,C2:4.0%,C3:1.6%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置１５で分離された25.8t/hの濃縮ガス（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.7%,C2:5.4%,C3:3.3%,C4:1.6%）は第２気液分離装置９５に供給される。第２気液分離装置９５で分離された36.3t/hの分離ガス（熱量：39.9MJ/Nm3、C1:99.7%,C2:0.3%,C3:0.0%,C4:0.0%）は第一気液混合器４１に供給され、第一ライン７を流れるＬＮＧとの混合液（熱量：43.0MJ/Nm3、C1:92.6%,C2:4.4%,C3:2.2%,C4:0.8%）となり、第一ポンプ１１、第一気化器１３、膜分離装置１５に供給される。第２気液分離装置９５で分離された59.5t/hの分離液（熱量：48.8MJ/Nm3、C1:80.4%,C2:11.1%,C3:6.1%,C4:2.4%）は第二ライン９に供給される。第二ライン９に流れる84.0t/hのＬＮＧは第一ライン７より昇圧された混合液、第２気液分離装置９５から分離液が供給され濃縮液（熱量：45.0MJ/Nm3、C1:88.6%,C2:6.7%,C3:3.5%,C4:1.2%）となり第二ポンプ１９により昇圧される。その後70.0t/hが第２気液分離装置９５に供給され、それ以外は第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器３８によって6.5t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加されたのち、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:86.9%,C2:6.6%,C3:5.1%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
図２５に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた193.5t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）は、109.5t/hが第一ライン７に流れ第一ポンプ１１で昇圧されたのち70.0t/hが第二ライン９に供給され、それ以外は第一気化器１３によって気化されたのち膜分離装置１５によって分離され、50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.2MJ/Nm3、C1:94.0%,C2:4.0%,C3:1.6%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。
膜分離装置１５で分離された25.8t/hの濃縮ガス（熱量：44.7MJ/Nm3、C1:89.7%,C2:5.4%,C3:3.3%,C4:1.6%）は第２気液分離装置９５に供給される。第２気液分離装置９５で分離された36.3t/hの分離ガス（熱量：39.9MJ/Nm3、C1:99.7%,C2:0.3%,C3:0.0%,C4:0.0%）は第一気液混合器４１に供給され、第一ライン７を流れるＬＮＧとの混合液（熱量：43.0MJ/Nm3、C1:92.6%,C2:4.4%,C3:2.2%,C4:0.8%）となり、第一ポンプ１１、第一気化器１３、膜分離装置１５に供給される。第２気液分離装置９５で分離された59.5t/hの分離液（熱量：48.8MJ/Nm3、C1:80.4%,C2:11.1%,C3:6.1%,C4:2.4%）は第二ライン９に供給される。第二ライン９に流れる84.0t/hのＬＮＧは第一ライン７より昇圧された混合液、第２気液分離装置９５から分離液が供給され濃縮液（熱量：45.0MJ/Nm3、C1:88.6%,C2:6.7%,C3:3.5%,C4:1.2%）となり第二ポンプ１９により昇圧される。その後70.0t/hが第２気液分離装置９５に供給され、それ以外は第二気化器２１で気化され、さらに熱量調整のために熱量調整器３８によって6.5t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加されたのち、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:86.9%,C2:6.6%,C3:5.1%,C4:1.4%）として都市ガス需要者に供給される。
実施の形態２では熱量調整のために添加したＬＰＧの量が8.6t/hであったが、実施の形態８では6.5t/hとなっており、添加量が減少している。これは、実施の形態６、７と同様に、第二気液混合装置１７に代えて第２気液分離装置９５を設けたことにより、膜分離装置１５で分離された濃縮ガスの熱量が第２気液分離装置９５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９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２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２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６〜８においては、気液分離装置９５によって気液分離された分離ガスを第一ライン７の第一気液混合装置４１に供給する例を示したが、本発明の多成分液化ガスの成分調整装置はこれに限定されるものではなく、分離ガスを第一気液混合装置４１に供給しない態様も含む。この場合、分離ガスは例えばガス燃焼ボイラなどガスの熱量の制約が緩やかな機器に供給するようにする。
また、上記の実施の形態１〜８では、多成分系液化ガスの例としてＬＮＧを例示して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したが、本発明の多成分系液化ガスはＬＮＧに限られるものではなく種々の多成分系液化ガスを対象とすることができる。例えば、多成分系液化ガスとしての液体空気からの酸素濃縮ガス製造プロセスなどに適用することも可能である。酸素濃縮ガスは例えばバーナーやボイラなどの支燃性ガスに用いられる。通常の空気を用いた場合に比べ、燃焼効率の向上、排ガス量の低減などの効果が得られる。
また、上記の実施の形態１〜８においては、第一ライン７及び第二ライン９は、ＬＮＧ（多成分系液化ガス）が流れる液化燃料ガスライン５（多成分系液化ガスライン）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多成分系液化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。
しかし、本発明においては、第一ライン及び第二ラインは多成分系液化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。
１ 成分調整装置（実施の形態１）
３ ＬＮＧ送出ポンプ
５ 液化燃料ガスライン
７ 第一ライン
９ 第二ライン
１１ 第一ポンプ
１３ 第一気化器
１５ 膜分離装置
１７ 第二気液混合装置
１９ 第二ポンプ
２１ 第二気化器
２３ 濃縮ガス供給ライン
２５ 第二制御弁
２７ 第１の制御装置
２９ 第１演算部
３１ 第１制御部
３３ 第２の制御装置
３５ 第２演算部
３７ 第２制御部
３８ 熱量調整器
３９ 成分調整装置（実施の形態２）
４１ 第一気液混合装置
４３ リサイクルライン
４５ 第一制御弁
４７ 第３の制御装置
４９ 第３演算部
５１ 第３制御部
５３ 第４の制御装置
５５ 第４演算部
５７ 第４制御部
５９ 成分調整装置（実施の形態３）
６１ 第２膜分離装置
６３ リサイクルライン
６５ 第５の制御装置
６７ 第５演算部
６９ 第５制御部
７１ 第６の制御装置
７３ 第６演算部
７５ 第６制御部
７７ 成分調整装置（実施の形態４）
７９ 加熱器
８１ 気液分離装置
８３ 分離液供給ライン
８５ 液供給ポンプ
８７ 成分調整装置（実施の形態５）
８９ 熱交換器
９１ 成分調整装置（実施の形態６）
９２ 濃縮ガス分離供給ライン
９３ 第２熱交換器
９５ 第２気液分離装置
９７ 第２分離液供給ライン
９９ 分離ガス供給ライン
１０１ 分離液制御弁
１０３ 分離ガス制御弁
１０５ 第７の制御装置
１０７ 第７演算部
１０９ 第７制御部
１１１ 第８の制御装置
１１３ 第８演算部
１１５ 第８制御部
１１７ 成分調整装置（実施の形態７）
１１９ 第一ＬＮＧ供給ライン
１２１ 第１ＬＮＧ制御弁
１２３ 第９の制御装置
１２５ 第９演算部
１２７ 第９制御部
１２９ 第１０の制御装置
１３１ 第１０演算部
１３３ 第１０制御部
１３５ 成分調整装置（実施の形態８）
１３７ 第二ＬＮＧ供給ライン
１３９ 第一ＬＮＧ分岐ライン
１４１ 第２ＬＮＧ制御弁
１４３ 第３ＬＮＧ制御弁
１４５ 第１１の制御装置
１４７ 第１１演算部
１４９ 第１１制御部
１５１ 第１２の制御装置
１５３ 第１２演算部
１５５ 第１２制御部
３ ＬＮＧ送出ポンプ
５ 液化燃料ガスライン
７ 第一ライン
９ 第二ライン
１１ 第一ポンプ
１３ 第一気化器
１５ 膜分離装置
１７ 第二気液混合装置
１９ 第二ポンプ
２１ 第二気化器
２３ 濃縮ガス供給ライン
２５ 第二制御弁
２７ 第１の制御装置
２９ 第１演算部
３１ 第１制御部
３３ 第２の制御装置
３５ 第２演算部
３７ 第２制御部
３８ 熱量調整器
３９ 成分調整装置（実施の形態２）
４１ 第一気液混合装置
４３ リサイクルライン
４５ 第一制御弁
４７ 第３の制御装置
４９ 第３演算部
５１ 第３制御部
５３ 第４の制御装置
５５ 第４演算部
５７ 第４制御部
５９ 成分調整装置（実施の形態３）
６１ 第２膜分離装置
６３ リサイクルライン
６５ 第５の制御装置
６７ 第５演算部
６９ 第５制御部
７１ 第６の制御装置
７３ 第６演算部
７５ 第６制御部
７７ 成分調整装置（実施の形態４）
７９ 加熱器
８１ 気液分離装置
８３ 分離液供給ライン
８５ 液供給ポンプ
８７ 成分調整装置（実施の形態５）
８９ 熱交換器
９１ 成分調整装置（実施の形態６）
９２ 濃縮ガス分離供給ライン
９３ 第２熱交換器
９５ 第２気液分離装置
９７ 第２分離液供給ライン
９９ 分離ガス供給ライン
１０１ 分離液制御弁
１０３ 分離ガス制御弁
１０５ 第７の制御装置
１０７ 第７演算部
１０９ 第７制御部
１１１ 第８の制御装置
１１３ 第８演算部
１１５ 第８制御部
１１７ 成分調整装置（実施の形態７）
１１９ 第一ＬＮＧ供給ライン
１２１ 第１ＬＮＧ制御弁
１２３ 第９の制御装置
１２５ 第９演算部
１２７ 第９制御部
１２９ 第１０の制御装置
１３１ 第１０演算部
１３３ 第１０制御部
１３５ 成分調整装置（実施の形態８）
１３７ 第二ＬＮＧ供給ライン
１３９ 第一ＬＮＧ分岐ライン
１４１ 第２ＬＮＧ制御弁
１４３ 第３ＬＮＧ制御弁
１４５ 第１１の制御装置
１４７ 第１１演算部
１４９ 第１１制御部
１５１ 第１２の制御装置
１５３ 第１２演算部
１５５ 第１２制御部
Claims (17)
- 多成分系液化ガスにおける特定成分を希薄化した特定成分希薄ガスを供給するための第一ラインと、多成分系液化ガスにおける特定成分を濃縮化した特定成分濃縮ガスを供給するための第二ラインとを備え、
前記第一ラインにおいて、多成分系液化ガスを昇圧する第一ポンプと、昇圧された多成分系液化ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから特定成分を分離する膜分離装置とを有し、
前記第二ラインにおいて、前記膜分離装置で分離された特定成分が濃縮された濃縮ガスを多成分系液化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有し、
前記膜分離装置で分離された特定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多成分系液化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、多成分系液化ガスが流れる多成分系液化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記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記第一ラインにおける前記第一ポンプの上流側に設けた第一気液混合装置と、前記濃縮ガス供給ラインから分岐して、前記膜分離装置で分離されて特定成分が濃縮された濃縮ガスの一部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１又は２に記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記第一ラインにおける前記第一ポンプの上流側に設けた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特定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１又は２記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記第一ラインにおける前記第一ポンプの下流側に設けた加熱器と、該加熱器の下流側に設けた気液分離装置と、該気液分離装置で分離された分離液を前記第二ラインの前記第二ポンプの下流側に供給する分離液供給ラインとを備えたことを特徴とする請求項１又は２に記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記第一ラインにおける前記第一ポンプの下流側に熱交換器を設け、前記濃縮ガス供給ラインを流れる濃縮ガスを前記熱交換器によって前記第一ラインを流れる多成分系液化ガスの冷熱で冷却して前記第二気液混合装置に供給するようにしたことを特徴とする請求項１又は２に記載の多成分系液化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前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに供給さ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多成分系液化ガスの圧力、温度、流量及び組成とをそれぞれ検出して、前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記第二気液混合装置で液化するように前記第二制御弁を制御する第１の制御装置を備えたことを特徴とする請求項１、２、５又は６に記載の多成分系液化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前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、前記第二気液混合装置の下流側において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第二制御弁を制御する第２の制御装置を備えたことを特徴とする請求項１、２、５又は６に記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記リサイクルラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第一制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに供給される前記濃縮ガスの温度及び組成と、前記第二気液混合装置に供給される前記濃縮ガスの圧力及び流量と、前記第二気液混合装置に供給される多成分系液化ガスの圧力、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前記濃縮ガスの圧力及び流量と、前記第一気液混合装置に供給される多成分系液化ガスの圧力、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及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスのそれぞれ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第一制御弁及び前記第二制御弁を制御する第３の制御装置を備えたことを特徴とする請求項３記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記リサイクルラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第一制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、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、温度及び組成と、前記第二気液混合装置の下流側において該第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成とを検出して、これら混合液の相状態を判定して、前記混合液がそれぞれ液相状態になるように前記第一制御弁及び前記第二制御弁を制御する第４の制御装置を備えたことを特徴とする請求項３記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記リサイクルラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第一制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに供給さ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多成分系液化ガスの圧力、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多成分系液化ガスの圧力、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及び前記第二気液混合装置に供給される濃縮ガスのそれぞれ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第一制御弁及び前記第二制御弁を制御する第５の制御装置を備えたことを特徴とする請求項４記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記リサイクルラインに設けられて前記第一気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第一制御弁と、前記濃縮ガス供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する第二制御弁と、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、温度及び組成と前記第二気液混合装置の下流側において前記第二気液混合装置から排出される混合液の圧力、温度及び組成とを検出して、これら混合液の相状態を判定して、前記混合液がそれぞれ液相状態になるように前記第一制御弁及び前記第二制御弁を制御する第６の制御装置を備えたことを特徴とする請求項４記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 多成分系液化ガスにおける特定成分を希薄化した特定成分希薄ガスを供給するための第一ラインと、多成分系液化ガスにおける特定成分を濃縮化した特定成分濃縮ガスを供給するための第二ラインと、
前記第一ラインを流れる多成分系液化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する濃縮ガス分離供給ラインとを備え、
前記第一ラインにおいて、多成分系液化ガスを昇圧する第一ポンプと、昇圧された多成分系液化ガスを気化する第一気化器と、気化されたガスから特定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において、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多成分系液化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を有し、
前記第二ラインにおいて、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多成分系液化ガスの成分調整装置。 - 前記濃縮ガス分離供給ラインは、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に供給する分離ガス供給ラインを有し、
前記第一ラインは、前記第一ポンプの上流側に、該第一ラインを流れる多成分系液化ガスに前記分離ガスを混合する第一気液混合装置を有することを特徴とする請求項１３記載の多成分系液化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、第一ラインを流れる多成分系液化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多成分系液化ガス供給ラインを設けたことを特徴とする請求項１３又は１４に記載の多成分系液化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多成分系液化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多成分系液化ガス供給ラインと、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多成分系液化ガスを供給する第一多成分系液化ガス分岐ラインを設けたことを特徴とする請求項１３又は１４に記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記多成分系液化ガスが液化天然ガスであり、前記第一ラインが発電用の低発熱量ガスを供給するラインであり、前記第二ラインが都市ガス用の高発熱量ガスを供給するラインである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多成分系液化ガスの成分調整装置。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2017038091 | 2017-03-01 | ||
| JP2017038091 | 2017-03-01 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2018145404A JP2018145404A (ja) | 2018-09-20 |
| JP6881329B2 true JP6881329B2 (ja) | 2021-06-02 |
Family
ID=63590713
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2018009494A Active JP6881329B2 (ja) | 2017-03-01 | 2018-01-24 | 多成分系液化ガスの成分調整装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP6881329B2 (ja) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP6947140B2 (ja) * | 2018-08-31 | 2021-10-13 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 多成分系液化ガスの成分調整装置 |
| JP7156070B2 (ja) * | 2019-02-12 | 2022-10-19 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 燃料ガスの成分調整装置 |
| CN113090417B (zh) * | 2021-03-29 | 2022-07-22 | 招商局重工(深圳)有限公司 | 一种lpg气液分离罐以及燃料控制系统 |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS60262890A (ja) * | 1984-06-08 | 1985-12-26 | Osaka Gas Co Ltd | 液化天然ガスの組成調整方法 |
| JPH08269468A (ja) * | 1995-03-30 | 1996-10-15 | Osaka Gas Co Ltd | 分留機能付き液化天然ガス気化設備 |
| JP5653563B2 (ja) * | 2012-07-11 | 2015-01-14 | 中国電力株式会社 | Ｌｎｇ基地 |
-
2018
- 2018-01-24 JP JP2018009494A patent/JP6881329B2/ja active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2018145404A (ja) | 2018-09-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR101741741B1 (ko) | 연료가스 공급시스템 | |
| JP6881329B2 (ja) | 多成分系液化ガスの成分調整装置 | |
| US10415434B2 (en) | Integrated LNG gasification and power production cycle | |
| US20170291486A1 (en) | Hydrogen fuel supply system | |
| JP6678077B2 (ja) | 船舶 | |
| JP6852684B2 (ja) | 液化燃料ガスの成分調整装置 | |
| KR101984978B1 (ko) | 액화가스 추진선박 | |
| KR20150092771A (ko) | 액화가스 처리 시스템 | |
| JP6947140B2 (ja) | 多成分系液化ガスの成分調整装置 | |
| JP6870624B2 (ja) | 多成分系液化ガスの成分調整装置 | |
| JP4194325B2 (ja) | 高発熱量ｌｎｇの低カロリー化方法及びその装置 | |
| JP7156070B2 (ja) | 燃料ガスの成分調整装置 | |
| JP6904272B2 (ja) | ローリー出荷向け液化燃料ガスの成分調整装置 | |
| KR101995003B1 (ko) | 액화가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 | |
| JP2016216526A (ja) | 液化ガスの減熱方法及び装置 | |
| JP4194324B2 (ja) | 高発熱量ｌｎｇの低カロリー化方法及びその装置 | |
| JP2018112218A (ja) | Ｌｎｇ貯留設備のｂｏｇ圧縮機負荷制御装置 | |
| KR101945525B1 (ko) | 액화가스 연료 선박의 연료 공급시스템 | |
| KR101854229B1 (ko) | 선박의 연료가스 공급시스템 | |
| KR20160054747A (ko) | Lng 재기화 플랜트 및 lng 재기화 방법 | |
| JP2016089942A (ja) | 低温液化ガス設備 | |
| KR101291142B1 (ko) | 폐열회수장치 | |
| JP2014224204A (ja) | ガス製造方法及びガス製造設備 | |
| KR20130023329A (ko) | 선박의 연료가스 공급시스템 | |
| KR101995325B1 (ko) | 천연가스의 정압 및 폐압 발전과 병행하는 이산화탄소의 액화 시설 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20200207 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20210129 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20210202 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20210318 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20210406 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20210419 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6881329 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| S531 | Written request for registration of change of domicile |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313531 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |