JP7199537B2 - 天然ガス前処理システム及び天然ガスの前処理方法 - Google Patents

Description

本発明は、二酸化炭素を含む天然ガスを処理する技術に関する。

天然ガスの液化を行う液化天然ガス（ＬＮＧ: Liquefied Natural Gas）プラントや、天然ガスからＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）や重質分の分離・回収などを行う分離回収プラントには、処理対象の天然ガスから各種の不純物を除去する前処理を行う前処理設備が設けられている。前処理設備においては、液化処理や分離・回収処理の際に冷却される天然ガスが設備内で閉塞することなどを防止するため、二酸化炭素や水分などが除去される。

例えば特許文献１には、天然ガスをアミン吸収液に接触させて、硫化水素や二酸化炭素を吸収して除去するアミン洗浄工程と、合成ゼオライトを充填した吸着塔に天然ガスを通流させて、水分などを吸着除去する水分除去工程とを連続して実施する技術が記載されている。
一方で、特許文献１には、アミン洗浄工程にて変動が発生することを考慮して水分除去工程を設計する技術は記載されていない。

国際公開第２０１７／０３３２１７号

本発明は、このような背景の下になされたものであり、吸収液を用いて天然ガスに含まれる二酸化炭素を除去する二酸化炭素除去部にて運転変動があった場合でも、運転変動に伴って流出した二酸化炭素を天然ガスから除去する技術を提供する。

本発明の天然ガス前処理システムは、天然ガスの液化プラント、または分離回収プラント用の天然ガス前処理システムであって、
吸収液と前記天然ガスとを接触させて、前記天然ガスに含まれる二酸化炭素を除去すると共に二酸化炭素を吸収した後の前記吸収液を加熱して再生し、前記天然ガスと接触させる吸収液として循環供給する二酸化炭素除去部と、
前記二酸化炭素除去部にて前記吸収液と接触した後の天然ガスを、水分吸着剤を含む充填層に流通させて、当該天然ガスに含まれる水分を除去する水分除去部と、を備え、
前記充填層には、前記二酸化炭素除去部にて除去し切れなかった二酸化炭素を吸着除去するための二酸化炭素吸着剤が含まれていることと、
前記水分除去部の入口側にて、前記天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度を測定する入口側二酸化炭素測定部、及び前記水分除去部の出口側にて、前記天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度を測定する出口側二酸化炭素測定部が設けられていることと、
前記入口側二酸化炭素測定部にて測定した天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度が、当該入口側二酸化炭素測定部について予め設定された管理値を上回ると共に、前記出口側二酸化炭素測定部にて測定した天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度が当該出口側二酸化炭素測定部について予め設定された管理値を上回り、前記出口側二酸化炭素測定部の管理値を上回っている時間が予め設定された設定時間以上継続した場合に、前記二酸化炭素除去部の吸収液循環量を増加する、もしくは前記天然ガスの処理量を低減する制御部を備えたことと、を特徴とする。

前記天然ガス前処理システムは以下の特徴を備えてもよい。
（ａ）前記水分吸着剤及び前記二酸化炭素吸着剤はモレキュラーシーブであり、前記二酸化炭素吸着剤は、前記水分吸着剤よりもモレキュラーシーブの平均細孔径が大きいこと。
（ｂ）（ａ）において、前記水分吸着剤を構成するモレキュラーシーブが３Ａ型のゼオライトであるとき、前記二酸化炭素吸着剤を構成するモレキュラーシーブは、４Ａ型、５Ａ型、１０Ｘ型、１３Ｘ型から選択された少なくとも一つのゼオライトを含み、前記水分吸着剤を構成するモレキュラーシーブが４Ａ型のゼオライトであるとき、前記二酸化炭素吸着剤を構成するモレキュラーシーブは、５Ａ型、１０Ｘ型、１３Ｘ型から選択された少なくとも一つのゼオライトを含むこと。
（ｃ）（ａ）において前記充填層内には、前記水分吸着剤と前記二酸化炭素吸着剤とが異なる層に分かれて充填され、前記天然ガスの流れ方向に沿って見たとき、前記二酸化炭素吸着剤の層は、前記水分吸着剤の層よりも下流側に配置されていること。

本技術は、水分除去部を構成する水分吸着剤の充填層に加えて、前段の二酸化炭素除去部にて除去し切れなかった二酸化炭素を吸着除去するための二酸化炭素吸着剤の充填層をさらに設け、水分除去部の出口側にて天然ガスに含まれる二酸化炭素の濃度を測定する。この構成により、前段の二酸化炭素除去部側にて運転変動が発生し、管理値以上の二酸化炭素を含む天然ガスが流出した場合であっても、水分除去部の下流側への二酸化炭素の流出を抑えることができる。

ＬＮＧプラントの概要を示すブロック図である。 酸性ガス除去部の構成図である。 水分除去部の構成図である。 吸着塔内の吸着剤の充填構造を示す模式図である。 前記水分除去部の作用図である。 前記酸性ガス除去部及び水分除去部の動作フローである。 スパイク発生時の天然ガス中の二酸化炭素濃度の変化を示す図である。

初めに、図１を参照しながら液化天然ガス（ＬＮＧ）プラント１にて実施される天然ガスの処理の流れについて説明する。
本例のＬＮＧプラント１にて取り扱われる天然ガスには、水分や二酸化炭素（ＣＯ_２）などの不純物が含まれている。

図１に示すように、例えば天然ガス井にて産出され、パイプラインなどを介して輸送されてきた天然ガスは、気液分離部１１にて液体が分離された後、水銀除去部１２にて水銀が除去される。続く酸性ガス除去部１３では、ＣＯ_２や硫化水素（Ｈ_２Ｓ）など（これらをまとめて「酸性ガス」と呼ぶ場合がある）の除去が行われ、天然ガスから分離された硫化水素は焼却部１５にて焼却される。

さらに、水分除去部１４にて天然ガス中の水分が除去されることにより、液化前の不純物の除去が完了する。後述するように、天然ガス中の水分の除去は、複数基、例えば３基の吸着塔３１ａ～３１ｃを用いて行われる。これらの吸着塔３１ａ～３１ｃは、後述の水分除去ゼオライト３１３を用いて水分除去を実行する吸着塔１４１と、加熱により吸着した水分を脱着させて水分除去ゼオライト３１３を再生する吸着塔１４２との間で切り替えられる。
気液分離部１１、水銀除去部１２、酸性ガス除去部１３及び水分除去部１４は、前処理設備１０１にて実施される。なお、水銀除去部１２は、水分除去部１４と分離・液化部１６との間に設けてもよい。

前処理設備１０１にて不純物が除去された天然ガスは、分離・液化部１６にて冷却され、ＬＰＧや重質分などのＮＧＬ（Natural Gas Liquid）が分離される。ＮＧＬが分離された天然ガスは、さらに冷却液化されて液化天然ガス（ＬＮＧ）となる。分離・液化部１６は、冷媒を用いて天然ガスを冷却し、液化する熱交換器や、冷媒の圧縮を行う圧縮機、ＬＰＧ、重質分の蒸留分離を行う蒸留塔などを備えているが、その詳細な説明は省略する。
分離・液化部１６にて液化されたＬＮＧは、ＬＮＧタンクにより構成される貯蔵部１７を経てＬＮＧタンカーやパイプラインへと出荷される。

上述のように、前処理設備１０１に設けられている気液分離部１１、水銀除去部１２、酸性ガス除去部１３、及び水分除去部１４は、各々、特定の不純物を天然ガスから除去するように設計されている。一方で、本願発明者らは吸収液を用いて酸性ガス（ＣＯ_２やＨ_２Ｓなど）の除去を行う酸性ガス除去部１３にて、処理後の天然ガス中のＣＯ_２濃度が短時間、急激に上昇する現象が散発的に発生する場合があることを把握している（以下、この現象を「ＣＯ_２スパイク」とも呼ぶ）。

ＣＯ_２スパイクは、天然ガスの処理量が酸性ガス除去部１３の処理上限に近づくに連れて発生頻度が高くなる傾向があるため、ＣＯ_２スパイクの発生するＬＮＧプラント１においては、ＬＮＧの生産量を上限近くに維持することが困難な場合がある。
そこで本例のＬＮＧプラント１は、酸性ガス除去部１３だけでなく、水分除去部１４にもＣＯ_２の除去機能を設け、酸性ガス除去部１３、水分除去部１４からなる前処理システムにて、分離・液化部１６へ供給される天然ガス中のＣＯ_２濃度を管理する構成となっている。
以下、図２、図３を参照しながら、酸性ガス除去部１３及び水分除去部１４の具体的な構成について説明する。

図２は、酸性ガス除去部１３設備構成の例を示している。
天然ガスは、前段の水銀除去部１２にて、水銀除去剤により水銀の含有量が例えば５ナノグラム／Ｎｍ^３以下まで低減された後、酸性ガス除去部１３に供給される。

酸性ガス除去部１３は、天然ガスと吸収液とを接触させて、当該天然ガス中に含まれる酸性ガスを吸収液に吸収させる吸収塔２１と、酸性ガスを吸収した吸収液を再生する再生塔２２とを備える。
吸収塔２１においては、塔頂側からアミン化合物を含む吸収液を、例えば液滴の状態で分散供給する一方、塔底側から水銀除去後の天然ガスを供給する。この結果、吸収塔２１内では吸収液と天然ガスとが向流接触し、液化の際にＬＮＧ中で固化するおそれのある酸性ガスであるＣＯ_２が、天然ガスから吸収液へと吸収、除去される。

このとき、ＣＯ_２に加え、Ｈ_２Ｓ、メルカプタンなどの硫黄化合物の吸収も行うことが可能な吸収液（例えばＭＤＥＡ（Methyldiethanolamine））を選定し、液負荷（単位時間当たりの吸収塔２１への吸収液供給量）、吸収塔の段数の調節などを行うことにより、これらＨ_２Ｓなども吸収除去される。この結果、後段の水分除去部１４、分離・液化部１６の設備に対するＨ_２Ｓの影響や、製品ＬＮＧの硫黄化合物含有量も低減される。

吸収塔２１にてＣＯ_２やＨ_２Ｓなどを吸収した吸収液は送液ポンプ２１１により再生塔２２へ移送される。再生塔２２においては、塔頂側から酸性ガスを吸収した吸収液が、例えば液滴の状態で分散供給される一方、塔底側に設けられた２２１にて塔内の吸収液を加熱することにより、吸収液に吸収された酸性ガスを放散させる。

吸収液から放散された酸性ガス（ＣＯ_２やＨ_２Ｓなど）は、クーラー２２２にて冷却され、分離ドラム２２３にて気液分離された後、焼却部１５へと送られる。焼却部１５にてＨ_２Ｓやその他の硫黄化合物が焼却された酸性ガスは、必要な排ガス処理を経て大気へと排出される。
また、再生塔２２の塔頂から蒸気の状態で排出された吸収液の一部は、クーラー２２２により冷却されて凝縮し、分離ドラム２２３内で酸性ガスと気液分離された後、循環ポンプ２２４によって再生塔２２に戻される。

再生塔２２内で再生された吸収液は、再生塔２２の塔底部から抜き出され、送液ポンプ２１１により吸収塔２１へと戻される。このとき図２に示すように、熱交換器２１２を用いて、各々吸収塔２１、再生塔２２から抜き出された吸収液間の熱交換を行い、再生塔２２へ供給される前の吸収液の予熱を行ってもよい。

以上に説明した酸性ガス除去部１３は、吸収塔３１の出口の天然ガス中のＣＯ_２濃度が５０モルｐｐｍ以下、Ｈ_２Ｓやその他の硫黄化合物の濃度が３モルｐｐｍ以下まで除去される。
図３に示すように、酸性ガス除去部１３の出口側（水分除去部１４の入口側）にはＣＯ_２濃度計２３が設けられ、酸性ガス除去部１３にて処理された後の天然ガス中のＣＯ_２濃度を管理している。ＣＯ_２濃度計２３は、本例の入口側二酸化炭素測定部に相当する。

次いで図３を用い、水分除去部１４の構成例について説明する。酸性ガス除去部１３にて酸性ガスの除去が行われた天然ガスは、クーラー３２にて冷却され、分離ドラム３３にて凝縮水分が除去された後、吸着塔３１ａ～３１ｃに供給される。吸着塔３１ａ～３１ｃには、合成ゼオライトからなる水分吸着剤が充填されている。

図３に例示する水分除去部１４は、３基の吸着塔３１ａ～３１ｃを備え、２基の吸着塔３１ａ、３１ｂ（吸着塔３１ｂ、３１ｃまたは吸着塔３１ｃ、３１ａ）にて水分除去を実施している期間中（図１の吸着塔１４１）に、残る１基の吸着塔３１ｃ（吸着塔３１ａまたは吸着塔３１ｂ）では合成ゼオライトの再生を実施する（図１の吸着塔１４２）。

図３に示すように、酸性ガス除去部１３からの天然ガスの供給ライン３０１は分岐した後、各吸着塔３１ａ～３１ｃの入口部に接続されている。さらに、これら入口部には、水分を吸着した合成ゼオライトを加熱して再生する再生ガスを供給するための再生ガスライン３０３が接続されている。本例では、吸着塔３１ａ～３１ｃにて水分を除去した後の天然ガス（以下、「乾燥天然ガス」ともいう）が再生ガスとして用いられる。

各吸着塔３１ａ～３１ｃに接続された分岐後の供給ライン３０１には、開閉バルブＶ１ａ～Ｖ１ｃが設けられている。また再生ガスライン３０３の末端部から分岐して、各吸着塔３１ａ～３１ｃの入口部に接続される配管ラインには、開閉バルブＶ３ａ～Ｖ３ｃが設けられている。この構成により、各吸着塔３１ａ～３１ｃは、入口部に接続される配管ラインを、供給ライン３０１と再生ガスライン３０３との間で切り替えることができる。

一方で、各吸着塔３１ａ～３１ｃの出口部には、乾燥天然ガスの払出しライン３０２が接続されている。これらの払出しライン３０２は、下流側で合流して分離・液化部１６へと接続されている。
さらに、前記合流位置の下流側の払出しライン３０２からは、乾燥天然ガスを再生ガスとして吸着塔３１ａ～３１ｃの入口部へ供給するための既述の再生ガスライン３０３が分岐している。

払出しライン３０２から分岐した再生ガスライン３０３には、流量調節弁ＣＶと、熱交換器により構成され、再生ガス（乾燥天然ガス）の加熱を行う加熱部３７とが設けられている。流量調節弁ＣＶは、その下流側に設けられた不図示の流量計の流量検出値に基づき、吸着塔３１ａ～３１ｃに供給される再生ガスの流量が予め設定された値となるように流量調節を行う。また加熱部３７は、その下流側に設けられた不図示の温度計の温度検出値に基づき、吸着塔３１ａ～３１ｃに供給される再生ガスの温度が予め設定された値となるように温度調節を行う。加熱部３７は、加熱炉によって構成してもよい。

これらに加え、各吸着塔３１ａ～３１ｃの出口部は、合成ゼオライトの再生を行った後の再生ガス（排ガス）を排出するための排ガスライン３０４に接続されている。排ガスライン３０４は、排ガスを冷却するためのクーラー３４を経て、凝縮した水分と排ガスとを分離する分離ドラム３５に接続されている。分離ドラム３５で排ガスから分離された水分は、必要な排水処理を行った後、外部へ排出される。一方で遊離水分を除去された排ガス（天然ガス）は、ＬＮＧプラント１内の燃料ガスとして利用される。

各吸着塔３１ａ～３１ｃに接続された払出しライン３０２には、開閉バルブＶ２ａ～Ｖ２ｃが設けられている。また、各吸着塔３１ａ～３１ｃの出口部に接続され、排ガスライン３０４へ向けて合流する配管ラインには開閉バルブＶ４ａ～Ｖ４ｃが設けられている。この構成により、各吸着塔３１ａ～３１ｃは、出口部に接続される配管ラインを、払出しライン３０２と排ガスライン３０４との間で切り替えることができる。

上述の構成を備える水分除去部１４において、吸着塔３１ａ～３１ｃ内は、天然ガスに含まれる水分を吸着除去する水分吸着剤に加えて、当該天然ガス中に含まれるＣＯ_２を吸着除去する二酸化炭素吸着剤を含む充填層が形成されている。

図４（ａ）、（ｂ）は、吸着塔３１（３１ａ～３１ｃ）内の充填層の構成例を模式的に示している。例えば充填層は、充填層支持用のセラミックボール３１１と、分離ドラム３３にて分離し切れなかった遊離水分を除去するためのシリカゲル３１２と、水分吸着剤である水分除去ゼオライト３１３と、二酸化炭素吸着剤であるＣＯ_２除去ゼオライト３１４との各層が積層された構造となっている。

上述のように、水分吸着剤及び二酸化炭素吸着剤はいずれも合成ゼオライトにより構成されている。一方で、ＣＯ_２除去ゼオライト３１４は、水分除去ゼオライト３１３よりも平均細孔径の大きなものを用いている点において、構造が相違する。

モレキュラーシーブである合成ゼオライトは、その細孔径よりも小さな分子を吸着除去する能力を有している。
有効直径が０．３ｎｍ未満である水分子は、平均細孔径が０．３ｎｍである３Ａ型のゼオライトにより、吸着除去することができる。このとき、天然ガス中に含まれる、水よりも有効直径の大きな他の成分の吸着に伴う水分除去能力の低下を抑制するため、水分除去ゼオライト３１３として３Ａ型のゼオライトを採用する場合がある。

一方で、ＣＯ_２の有効直径は０．３ｎｍよりも大きく、上述の３Ａ型ゼオライトでは殆ど吸着除去することができない。そこで、３Ａ型よりも平均細孔径の大きな４Ａ型（有効直径０．４ｎｍ）、５Ａ型（有効直径０．５）、１０Ｘ型（有効直径０．９ｎｍ）、１３Ｘ型（有効直径１．０ｎｍ）のゼオライトを二酸化炭素吸着剤として用いる。
以下の説明では、水分吸着剤よりも有効直径の大きなゼオライトを「大孔径ゼオライト」とも呼ぶ。

二酸化炭素吸着剤であるＣＯ_２除去ゼオライト３１４は、上述の各種大孔径ゼオライトから選択した１種を単独で用いて構成してもよいし、複数種の大孔径ゼオライトを混合して構成してもよい。さらには、３Ａ型のゼオライトと、１種または複数種の大孔径ゼオライトを混合してＣＯ_２除去ゼオライト３１４を構成してもよい。なお、ゼオライト以外のＣＯ_２吸着剤は、例えばシリカゲルまたは活性アルミナなどで構成してもよい。

また、一部の水分除去部１４においては、水分除去ゼオライト３１３として既述の３Ａ型よりも平均細孔径が大きい４Ａ型ゼオライトを選択する場合もある。４Ａ型ゼオライトは、若干量のＣＯ_２を吸着することができるが、その吸着可能量は少ない。
そこで、４Ａ型よりも平均細孔径の大きな５Ａ型、１０Ｘ型、１３Ｘ型のゼオライトを含むようにＣＯ_２除去ゼオライト３１４を構成する。

この場合においてＣＯ_２除去ゼオライト３１４は、上記の各種大孔径ゼオライトから選択した１種を用いて構成してもよいし、複数の大孔径ゼオライトを混合して構成してもよい。さらには、３Ａ型、４Ａ型ゼオライトの少なくとも一方と、１種または複数種の大孔径ゼオライトを混合してＣＯ_２除去ゼオライト３１４を構成してもよい。

図４中に白抜きの矢印で示した方向から天然ガスが供給されるとき、充填層は、上流側から順に、セラミックボール３１１、シリカゲル３１２、水分除去ゼオライト３１３、ＣＯ_２除去ゼオライト３１４及びセラミックボール３１１の各層を形成した構成としてもよい（図４（ａ））。この場合にはＣＯ_２除去ゼオライト３１４の上流側に水分除去ゼオライト３１３を配置することにより、水分吸着に伴うＣＯ_２除去ゼオライト３１４のＣＯ_２吸着能力の低下を抑制することができる。

また、同じく上流側から順に、セラミックボール３１１、シリカゲル３１２、ＣＯ_２除去ゼオライト３１４、水分除去ゼオライト３１３及びセラミックボール３１１の各層を形成した構成としてもよい（図４（ｂ））。
さらにまた、図４（ａ）、（ｂ）に示すように水分除去ゼオライト３１３、ＣＯ_２除去ゼオライト３１４を別々の層として充填することは必須の要件ではない。例えば水分除去ゼオライト３１３とＣＯ_２除去ゼオライト３１４とを混合して吸着塔３１内に充填層を形成してもよい。

各吸着塔３１（３１ａ～３１ｃ）におけるＣＯ_２除去ゼオライト３１４の充填量を決めるにあたっては、既設のＬＮＧプラント１の場合には、過去の運転実績に基づき、ＣＯ_２スパイク発生時のＣＯ_２濃度の上昇幅、ＣＯ_２スパイクの継続時間、発生頻度、再生の実施間隔などを考慮する。また、新設のＬＮＧプラント１の場合には、他のＬＮＧプラント１における運転実績を踏まえ、設計対象のＬＮＧプラント１におけるＬＮＧ生産量や処理される天然ガス中のＣＯ_２含有量の相違などを考慮する。

これらの事前検討により、各吸着塔３１について、天然ガスの処理を開始してから次の再生を行うまでに発生すると予想されるＣＯ_２スパイクの平均発生回数、ＣＯ_２スパイク発生時の各吸着塔３１へのＣＯ_２流入量を算出する。そして、ＣＯ_２スパイクが発生した場合であっても、管理値（既述の例では５０モルｐｐｍ）以上の濃度のＣＯ_２が分離・液化部１６へ流出することを回避することが可能な量のＣＯ_２除去ゼオライト３１４を充填する。

一方で、ＣＯ_２スパイクの発生は、発生頻度や酸性ガス除去部１３からの水分除去部１４へのＣＯ_２の流入量が想定以上となることもあり得る。この結果、例えばＣＯ_２除去ゼオライト３１４の吸着能力以上のＣＯ_２が吸着塔３１に流れ込むと、管理値以上の濃度のＣＯ_２を含む天然ガスが分離・液化部１６へと供給されてしまうおそれが生じる。

そこで図３に示すように、本例の水分除去部１４は、払出しライン３０２に、吸着塔３１ａ～３１ｃから流出した乾燥天然ガス中のＣＯ_２濃度を測定するＣＯ_２濃度計３６が設けられ、分離・液化部１６へ供給される天然ガス中のＣＯ_２濃度を管理している。ＣＯ_２濃度計３６は、本例の出口側二酸化炭素測定部に相当する。

ここで、水分除去部１４の出口側のＣＯ_２濃度計３６にて測定したＣＯ_２濃度の測定値は、ＬＮＧプラント１の制御室などに設けられた制御コンピュータである制御部１０２へと出力し、ＬＮＧプラント１の運転制御に活用してもよい。また、酸性ガス除去部１３の出口（水分除去部１４の入口）側に設けられた既述のＣＯ_２濃度計２３におけるＣＯ_２濃度の測定値は、ＣＯ_２スパイクの発生の把握や、ＣＯ_２スパイクの発生時における水分除去部１４へのＣＯ_２流入量の特定に活用することができる。

図３には２つのＣＯ_２濃度計２３、３６が別々に設けられているが、これらのＣＯ_２濃度計２３、３６を共通化してもよい。例えば、酸性ガス除去部１３の出口及び払出しライン３０２から各々サンプリングラインを分岐させ、これらのサンプリングラインを共通のＣＯ_２濃度計に接続してもよい。そして、例えばＣＯ_２濃度計に接続されるサンプリングラインを定期的に切り替えることにより、各サンプリング位置における天然ガス中のＣＯ_２濃度を監視してもよい。
また、ＣＯ_２スパイクの発生時においては、通常、上流側からＣＯ_２濃度が上昇するので、通常時は酸性ガス除去部１３の出口における天然ガス中のＣＯ_２濃度を監視し、ＣＯ_２スパイクの発生を確認したら、ＣＯ_２濃度の測定を行うサンプリング位置を払出しライン３０２側に切り替えて乾燥天然ガス中のＣＯ_２濃度を監視してもよい。

以上に説明した構成の酸性ガス除去部１３、水分除去部１４を備える天然ガス前処理システムの作用について、図５～図７を参照しながら説明する。
図５は、ある時点における水分除去部１４の稼働状態を示している。同図中に示した太い実線の矢印は、水分除去が行われる天然ガスの流れを示し、太い破線の矢印は、充填層内の水分除去ゼオライト３１３、ＣＯ_２除去ゼオライト３１４及びシリカゲル３１２の再生を行う再生ガスの流れを示している。当該図によると、吸着塔３１ａ、３１ｂを用いて天然ガス中の水分除去が行われ、吸着塔３１ｃにて再生ガスを用いた再生が行われている。

このとき、ＣＯ_２スパイクが発生した場合の水分除去部１４の動作について、図６を参照しながら説明する。
ＣＯ_２などの酸性ガスが除去された天然ガスが酸性ガス除去部１３から流出すると（スタート）、酸性ガス除去部１３の出口位置にてＣＯ_２濃度計２３により天然ガス中のＣＯ_２濃度が測定される（ステップＳ１０１）。ＣＯ_２濃度が管理値未満である場合には、そのままＣＯ_２濃度の監視を継続し（ステップＳ１０１；ＹＥＳ）、天然ガスは吸着塔３１ａ、３１ｂへ供給され、水分除去が行われる。

一方、図７（ａ）に示すように、酸性ガス除去部１３の出口側において、短時間、天然ガス中のＣＯ_２濃度が急激に上昇するＣＯ_２スパイクが発生すると、当該出口側のＣＯ_２濃度計３６にてＣＯ_２濃度が管理値以上になったことが検出される（ステップＳ１０１；ＹＥＳ）。
但し、既述のように吸着塔３１ａ、３１ｂにはＣＯ_２除去ゼオライト３１４が充填されているので、当該ＣＯ_２除去ゼオライト３１４にて天然ガス中に含まれるＣＯ_２を除去することが可能である。

そこで、払出しライン３０２に設けられたＣＯ_２濃度計３６により、水分除去部１４（吸着塔３１ａ、３１ｂ）出口における天然ガス流のＣＯ_２濃度の測定を行う（ステップＳ１０２）。吸着塔３１ａ、３１ｂに充填されているＣＯ_２除去ゼオライト３１４によってＣＯ_２を除去することがある場合、図７（ｂ）に示すように、分離・液化部１６へ供給される乾燥天然ガス中のＣＯ_２濃度を管理値未満に維持することができる。この場合は、そのままＣＯ_２濃度の監視を継続し（ステップＳ１０２；ＹＥＳ）、水分除去、及びＣＯ_２スパイクの発生に伴い流出したＣＯ_２の除去が行われた乾燥天然ガスは分離・液化部１６へ供給される。

一方、ＣＯ_２除去ゼオライト３１４にて除去可能な量を上回るＣＯ_２が流入した場合には、水分除去部１４の出口側のＣＯ_２濃度計３６にて天然ガス中のＣＯ_２濃度が管理値以上になったことが検出される（ステップＳ１０２；ＹＥＳ）。この場合には、ＣＯ_２濃度が管理値以上である状態が、１秒～１分程度、または５分～１５分程度の予め設定した時間以上継続するか確認する（ステップＳ１０３）。
瞬時の電圧変動などに伴う異常値の検出であった場合には、当該設定時間内にＣＯ_２濃度の検出値は復帰するので（ステップＳ１０３；ＮＯ）、再び水分除去部１４の出口側における天然ガス中のＣＯ_２濃度の監視を継続する（ステップＳ１０２）。

上記設定時間が継続し、実際に天然ガス中のＣＯ_２濃度が上昇している可能性が高い場合には（ステップＳ１０３；ＹＥＳ）、各種運転調整を実施する（ステップＳ１０４）。
運転調整の具体的な実施内容としては、酸性ガス除去部１３にて再生塔２２から吸収塔２１へ供給される吸収液の循環量を増加する場合、もしくは、ＬＮＧプラント１にて処理される天然ガスの処理量を低減する場合を例示することができる。当該運転調整は、制御部１０２により自動的に実行してもよいし、制御部１０２を介したアラームの発報などにより、オペレータが手動により調整してもよい。

当該運転調整の完了に伴い、水分除去部１４の出口側における天然ガス中のＣＯ_２濃度が管理値よりも低くなる。その後、時間が経過して当該管理値に対して余裕がある状態で安定したら、既述の運転調整（吸収液の循環量増や天然ガス処理量の低減）を元の状態に戻す運転調整を行ってもよい（ステップＳ１０５）。
酸性ガス除去部１３、水分除去部１４を含む前処理システムは、水分除去、再生を行う対象の吸着塔３１ａ～３１ｃを順次、切り替えながら、以上に説明した動作を実行する。

本実施の形態に係る天然ガス前処理システム（酸性ガス除去部１３、水分除去部１４）によれば、以下の効果がある。水分除去部１４を構成する水分吸着剤（水分除去ゼオライト３１３）の充填層に加えて、前段の水分除去部１４にて除去し切れなかったＣＯ_２を吸着除去するための二酸化炭素吸着剤（ＣＯ_２除去ゼオライト３１４）の充填層をさらに設け、水分除去部１４の出口側にて天然ガスに含まれるＣＯ_２の濃度を測定する。この構成により、前段の酸性ガス除去部１３側にて運転変動が発生し、管理値以上のＣＯ_２を含む天然ガスが流出した場合であっても、水分除去部１４の下流側（本例では分離・液化部１６）へのＣＯ_２の流出を抑えることができる。
この結果、実際に天然ガス中のＣＯ_２の濃度が上昇したやむを得ない場合にのみ吸収液の循環量増や天然ガス処理量減などの運転調整実施の機会を限定することができる。

ここで、上述の天然ガス前処理システム（酸性ガス除去部１３、水分除去部１４）を適用可能なプラントは、ＬＮＧプラント１に限定されない。天然ガスからＬＰＧや重質分である天然ガス液の分離・回収処理などを行う分離・回収プラントに対しても本技術は適用することができる。
この場合には、図１に示す分離・液化部１６に替えて、天然ガスを冷却してＬＰＧや重質分を分離・回収する一方、軽質の天然ガスは、パイプラインを介してガスの状態のまま出荷する分離・回収部が設けられる場合を例示できる。

１ ＬＮＧプラント
１３ 酸性ガス除去部
１４ 水分除去部
２３ ＣＯ_２濃度計
３１、３１ａ～３１ｃ
吸着塔
３１３ 水分除去ゼオライト
３１４ ＣＯ_２除去ゼオライト
３６ ＣＯ_２濃度計

Claims (8)

1. 天然ガスの液化プラント、または分離回収プラント用の天然ガス前処理システムであって、
   吸収液と前記天然ガスとを接触させて、前記天然ガスに含まれる二酸化炭素を除去すると共に二酸化炭素を吸収した後の前記吸収液を加熱して再生し、前記天然ガスと接触させる吸収液として循環供給する二酸化炭素除去部と、
   前記二酸化炭素除去部にて前記吸収液と接触した後の天然ガスを、水分吸着剤を含む充填層に流通させて、当該天然ガスに含まれる水分を除去する水分除去部と、を備え、
   前記充填層には、前記二酸化炭素除去部にて除去し切れなかった二酸化炭素を吸着除去するための二酸化炭素吸着剤が含まれていることと、
   前記水分除去部の入口側にて、前記天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度を測定する入口側二酸化炭素測定部、及び前記水分除去部の出口側にて、前記天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度を測定する出口側二酸化炭素測定部が設けられていることと、
   前記入口側二酸化炭素測定部にて測定した天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度が、当該入口側二酸化炭素測定部について予め設定された管理値を上回ると共に、前記出口側二酸化炭素測定部にて測定した天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度が当該出口側二酸化炭素測定部について予め設定された管理値を上回り、前記出口側二酸化炭素測定部の管理値を上回っている時間が予め設定された設定時間以上継続した場合に、前記二酸化炭素除去部の吸収液循環量を増加する、もしくは前記天然ガスの処理量を低減する制御部を備えたことと、を特徴とする天然ガス前処理システム。
2. 前記水分吸着剤及び前記二酸化炭素吸着剤はモレキュラーシーブであり、前記二酸化炭素吸着剤は、前記水分吸着剤よりもモレキュラーシーブの平均細孔径が大きいことを特徴とする請求項１に記載の天然ガス前処理システム。
3. 前記水分吸着剤を構成するモレキュラーシーブが３Ａ型のゼオライトであるとき、前記二酸化炭素吸着剤を構成するモレキュラーシーブは、４Ａ型、５Ａ型、１０Ｘ型、１３Ｘ型から選択された少なくとも一つのゼオライトを含み、
   前記水分吸着剤を構成するモレキュラーシーブが４Ａ型のゼオライトであるとき、前記二酸化炭素吸着剤を構成するモレキュラーシーブは、５Ａ型、１０Ｘ型、１３Ｘ型から選択された少なくとも一つのゼオライトを含むことを特徴とする請求項２に記載の天然ガス前処理システム。
4. 前記充填層内には、前記水分吸着剤と前記二酸化炭素吸着剤とが異なる層に分かれて充填され、前記天然ガスの流れ方向に沿って見たとき、前記二酸化炭素吸着剤の層は、前記水分吸着剤の層よりも下流側に配置されていることを特徴とする請求項２に記載の天然ガス前処理システム。
5. 天然ガスの液化処理、または分離回収処理を行う前に実施される天然ガスの前処理方法であって、
   吸収液と前記天然ガスとを接触させて、前記天然ガスに含まれる二酸化炭素を除去すると共に二酸化炭素を吸収した後の前記吸収液を加熱して再生し、前記天然ガスと接触させる吸収液として循環供給する工程と、
   前記吸収液と接触させた後の天然ガスを、水分吸着剤を含む充填層に流通させて、当該天然ガスに含まれる水分を除去する工程と、
   前記充填層は、二酸化炭素を吸着除去するための二酸化炭素吸着剤をさらに含み、水分を除去する工程における前記充填層への天然ガスの流通により、前記二酸化炭素除去する工程にて除去し切れなかった二酸化炭素を前記天然ガスから除去する工程と、
   前記二酸化炭素を除去する工程の実施後、水分を除去する工程の実施前に、前記吸収液と接触させた後の天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度を測定する工程、及び前記充填層を流通した後の天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度を測定する工程と、
   前記吸収液と接触させた後の天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度が、当該吸収液と接触後の天然ガスについて予め設定された管理値を上回ると共に、前記充填層を流通した後の天然ガスに含まれる二酸化炭素濃度が、当該充填層流通後の天然ガスについて予め設定された管理値を上回り、前記充填層流通後の天然ガスについての管理値を上回っている時間が予め設定された設定時間以上継続した場合に、前記天然ガスと接触させる吸収液として循環供給する吸収液の循環量を増加する、もしくは前記天然ガスの処理量を低減する運転調整を行う工程と、を含むことを特徴とする天然ガスの前処理方法。
6. 前記水分吸着剤及び前記二酸化炭素吸着剤はモレキュラーシーブであり、前記二酸化炭素吸着剤は、前記水分吸着剤よりもモレキュラーシーブの平均細孔径が大きいことを特徴とする請求項５に記載の天然ガスの前処理方法。
7. 前記水分吸着剤を構成するモレキュラーシーブが３Ａ型のゼオライトであるとき、前記二酸化炭素吸着剤を構成するモレキュラーシーブは、４Ａ型、５Ａ型、１０Ｘ型、１３Ｘ型から選択された少なくとも一つのゼオライトを含み、
   前記水分吸着剤を構成するモレキュラーシーブが４Ａ型のゼオライトであるとき、前記二酸化炭素吸着剤を構成するモレキュラーシーブは、５Ａ型、１０Ｘ型、１３Ｘ型から選択された少なくとも一つのゼオライトを含むことを特徴とする請求項６に記載の天然ガスの前処理方法。
8. 前記充填層内には、前記水分吸着剤と前記二酸化炭素吸着剤とが異なる層に分かれて充填され、前記天然ガスの流れ方向に沿って見たとき、前記二酸化炭素吸着剤の層は、前記水分吸着剤の層よりも下流側に配置されていることを特徴とする請求項６に記載の天然ガスの前処理方法。

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