JP7330446B2 - 液化天然ガス（ｌｎｇ）から天然ガス液（ｎｇｌ）を抽出する抽出システム - Google Patents

Description

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）から天然ガス液（ＮＧＬ）を抽出する抽出システムに関する。

近年、炭酸ガスや窒素酸化物の排出量の少ない天然ガス（ＮＧ）を、石油や石炭の代替燃料として利用する動きが強まっている。さらに、従来よりも小規模の天然ガス需要家も増加している。特に、パイプラインによる天然ガス供給や、送電線の設置が困難な地域では、小規模の液化天然ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ：ＬＮＧ）の受入基地（以下、「ＬＮＧサテライト基地」という。）を建設し、発電設備を併設することによって、エネルギー供給をする場合がある。
しかし、このようなパイプラインや送電線によるエネルギー供給が困難な地域では、天然ガス液（ＮＧＬ）の燃料需要が、熱量の大きさや貯蔵性の利便性により根強く存在する。例えば、ＬＰＧボンベによるエネルギー供給が従来から存在する。
なお、一般的に、天然ガス（Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）には、ドライガス、ＮＧＬ、ＬＰＧ、重質炭化水素系液またはガス（ｈｅａｖｉｅｒ ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｓ ｌｉｑｕｉｄｓ ｏｒ ｇａｓｅｓ）、非炭化水素系ガス（ｎｏｎ－ｈｙｄｏｒｏｃａｒｂｏｎ ｇａｓｅｓ）を含む。また、天然ガス液（ＮＧＬ）には、液化石油ガス（ＬＰＧ）を含む。

従来技術によれば、天然ガス液（ＮＧＬ）の製造は、エタンクラッカー需要が存在する大規模基地で行い、遠隔地の需要には船舶や車両で長距離輸送する必要があった。ここで、液化天然ガス（ＬＮＧ）と天然ガス液（ＮＧＬ）の両方の需要がある場合は、それぞれに輸送手段を備える必要があり、効率的ではなかった。無論、このような輸送手段は高額な設備や人手を必要とするし、エネルギー消費量も大きい。
また、従来型の天然ガス液の抽出装置は、最終的に天然ガスを高圧のパイプライン圧力（例えば５ＭＰａＧ）での供給を目的としているので、効率的に分離できる圧力（例えば２ＭＰａＧ）まで膨張タービンなどで減圧した後に、精留操作を行い、回収されたメタン富化ガスを圧縮機で再圧縮してパイプライン圧力（例えば５ＭＰａＧ）にまで再圧縮する必要があり、装置が複雑になって高コストになる傾向があった。

特許文献１は、圧縮機や膨張タービンを必要としない比較的簡素な装置構成の天然ガス分離方法を開示している。
特許文献２は、高圧化で、ＬＮＧからメタンリッチガスを抽出する装置を開示している。
特許文献３は、ＬＮＧと炭化水素ガスから、重質炭化水素を抽出する装置を開示している。
特許文献４は、液化天然ガスからエタンなどの炭化水素を分離する装置を開示している。
特許文献５は、原料ＬＮＧの寒冷を、精留塔に導入する前に利用する構成を開示している。

特開２０１３－６４０７７号公報 米国特許第３，８３７，１７２号公報 米国特許第８，７９４，０３０号公報 特開２００７－２４４８９号公報 特開２０１６－１５６５８１号公報

しかしながら、特許文献１の方法は、高圧天然ガスを分離する際に、精留分離に必要なガスの液化のための寒冷を膨張タービン等で供給する必要があって、液化天然ガスが対象となる場合にはその寒冷を有効に活用できるとは言えず、非効率で適切な方法とは言えない。
また、特許文献２～５とも異なる装置構成を採用することで、液化天然ガス（ＬＮＧ）から天然ガス液（ＮＧＬ）を抽出したい要望がある。

本願発明の第一の目的は、特許文献１とは異なり、液化天然ガスの寒冷を有効活用できるとともに、消費地の近くにあるＬＮＧサテライト基地から亜臨界圧で供給される液化天然ガス（ＬＮＧ）を使用して天然ガス液（ＮＧＬ）を抽出するシステムを提供することである。
また、第二の目的は、ＬＮＧサテライト基地の周辺の需要に対応すべく現地生産でき、天然ガス液（ＮＧＬ）を長距離輸送することがなく、さらに経済的現実性の観点から低コストかつ高効率に天然ガス液（ＮＧＬ）を製造可能なシステムを提供することである。
また、第三の目的は、特定の実施態様において、亜臨界圧の天然ガス供給を目的とした液化天然ガスから簡素かつ安価な構成で天然ガス液を抽出することができるシステムを提供することである。
また、第四の目的は、特定の実施態様において、亜臨界圧の天然ガス供給を前提とせずに、超臨界圧の天然ガス供給を目的とする設備にも適用することができるシステムを提供することである。
また、第五の目的は、特定の実施態様において、ランキンサイクルの作動流体を製造することができるシステムを提供することである。

本発明の天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
所定圧力の液化天然ガス（ＬＮＧ）が原料として供給される第一塔頂部（１１）と、第一蒸留（カラム）部（１２）と、第一リボイラ（１３１）を備える第一塔底部（１３）とを有する第一塔（脱メタン塔）（１）と、
第一コンデンサー（２１１）を備える第二塔頂部（２１）と、前記第一塔底部（１３）から導出される第一蒸留流体（エタン富化流体）がその中間段に供給される第二蒸留（カラム）部（２２）と、第二リボイラ（２３１）を備える第二塔底部（２３）とを有する第二塔（脱エタン塔）（２）と、を備える。
この構成によれば、液化天然ガスが原料として第一塔頂部（１１）に供給され、第一塔頂部（１１）からメタン富化ガスが回収され、第二塔頂部（２１）からエタン富化ガスが回収され、第二塔底部（２３）からプロパン富化流体が回収される。
原料の液化天然ガスの「所定圧力」は、例えば、１ＭＰａＧ未満である。
原料の液化天然ガス（ＬＮＧ）は、が第一塔（１）の第一塔頂部（１１）にのみ供給され、第一蒸留部（１２）または第一塔底部（１３）へは供給されない。
第一蒸留流体（エタン富化流体）は、ガス、液、またはガス・液の混合流体の状態である。
プロパン富化流体は、ガス、液、またはガス・液の混合流体の状態である。
第一コンデンサー（２１１）の冷熱源（冷媒）としては、例えば、液化天然ガス、空気、窒素ガスなどを利用してもよい。
第一リボイラ（１３１）および第二リボイラ（２３１）の熱源としては、例えば、電気ヒータ、蒸気であってもよい。

前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
前記第一コンデンサー（２１２）の冷熱源に、前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスを利用してもよい。
この構成によれば、第一コンデンサー（２１２）をメタン富化ガスで冷却することができる。液化天然ガス等を冷媒として使用する必要がなくなり、メタン富化ガスを加温することによって必要とされる天然ガス供給温度に近づけることができるし、ブタンなど高凝固点の物質が供給されて第一コンデンサー（２１２）内で凝固する危険性も低減される。

前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
前記第一塔（１）の一次側に熱交換器（１０１）をさらに備えてもよい。
前記第一塔頂部（１１）に供給される前に、液化天然ガス（ＬＮＧ）を前記熱交換器（ヒータ）（１０１）を通過させて温度上昇（加温）させてもよい。
この構成によれば、熱交換器（１０１）を第一塔（１）の一次側に配置し、低温の（サブクール状態の）液化天然ガス（ＬＮＧ）を加温させることができる。低温の液化天然ガスが第一塔（１）に供給された場合、その顕熱分に相当する熱負荷を第一リボイラ（１３１）によって供給する必要があり、蒸気流の増加を招く。この蒸気流の増加は、第一塔（１）の大きさ、特に塔径の拡大に寄与（影響）するので、設備投資の点で望ましくない。本発明では、原料の液化天然ガスを熱交換器（ヒータ）に通過させることで、液化天然ガスを飽和温度に近づけて、第一リボイラ（１３１）の熱負荷を低減し、結果的に第一塔（１）の塔径を縮小することができる。

前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
第二コンデンサーを備える第三塔頂部（３１）と、前記第二塔底部（２３）から導出される第二蒸留流体（プロパン富化流体）がその中間段に供給される第三蒸留（カラム）部（３２）と、第三リボイラ（３３１）を備える第三塔底部（３３）とを有する第三塔（プロパン回収塔）（３）と、さらに備えていてもよい。
第三塔頂部（３１）から高純度のプロパン富化流体が回収され、第三塔底部（３３）からブタン富化流体が回収される。
この構成によれば、ブタンなどプロパンより高沸点の成分を含む液化天然ガスから、高純度のプロパンを回収することができる。
第二コンデンサーの冷熱源に、例えば、液化天然ガス、空気、窒素ガス、冷却水などを利用してもよい。
また、前記第二コンデンサーの冷熱源に、前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスを利用してもよく、前記第一コンデンサー（２１２）を通過したメタン富化ガスを利用してもよい。
第二蒸留流体（プロパン富化流体）は、ガス、液、またはガス・液の混合流体の状態である。
第三塔頂部（３１）から回収される高純度のプロパン富化流体は、ガス、液、またはガス・液の混合流体の状態であってもよい。高純度のプロパン富化流体は、第二塔底部（２３）から導出される第二蒸留流体（プロパン富化流体）よりもプロパン濃度が高い。
ブタン富化流体は、ガス、液、またはガス・液の混合流体の状態であってもよい。
本発明において、プロパン富化流体、高純度のプロパン富化流体、ブタン富化流体などは、ガス、液いずれの状態でも取り出すことが可能である。使用用途に応じて、例えば、外部タンクなどに保存する場合は液として取り出す方が好ましく、熱量調整用に燃料ガスに混ぜる場合または後述するランキンサイクルの作動流体に混ぜる場合にはガスとして取り出す方が好ましい。

前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
内部ポンプ（５０２）を備えるＬＮＧタンク（５０１）と、
前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスと前記第二塔頂部（２１）から回収されるエタン富化ガスとからなる燃料ガス（Ｆｕｅｌ Ｇａｓ）と、ＬＮＧタンク（５０１）から取り出されたＢＯＧとの混合ガスを昇圧するコンプレッサー（５０３）と、を備えていてもよい。
前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される液化天然ガス（ＬＮＧ）の一部を、前記第一塔頂部（１１）に供給される前記原料に用いてもよい。
前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される液化天然ガス（ＬＮＧ）の一部を、蒸発して天然ガス（ＮＧ）にする蒸発器（５０６）をさらに備えていてもよい。
前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、前記蒸発器（５０６）に送る前に、前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される液化天然ガス（ＬＮＧ）の一部を昇圧する昇圧装置またはポンプ（５０５）をさらに備えていてもよい。
この構成では、亜臨界圧の天然ガス供給を前提とせず、超臨界圧の天然ガス供給する設備にも適用できることを例示している。例えば、天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、ＬＮＧタンクより導出された液化天然ガス（ＬＮＧ）を原料に使用できる。天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムで発生したメタン富化ガスとエタン富化ガスからなる燃料ガス（Ｆｕｅｌ Ｇａｓ）は、ＬＮＧタンクで発生したボイルオフガス（ＢＯＧ）と共にコンプレッサーによって昇圧する。昇圧された混合ガスはそのまま燃料として使用することができる。
ＬＮＧタンクから導出されたＬＮＧの一部は、天然ガス液抽出システムの原料となり、その他の一部は、液送ポンプまたは昇圧装置によって所望の圧力に昇圧された後で蒸発器で蒸発させて加温され、天然ガス（ＮＧ）として供給することができる。

前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
内部ポンプ（５０２）を備えるＬＮＧタンク（５０１）と、
前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスと前記第二塔頂部（２１）から回収されるエタン富化ガスとからなる燃料ガス（Ｆｕｅｌ Ｇａｓ）と、ＬＮＧタンク（５０１）から取り出されたＢＯＧとの混合ガスを昇圧するコンプレッサー（５０３）と、
前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される（内部ポンプ（５０２）により送られる）液化天然ガス（ＬＮＧ）を冷熱源として、コンプレッサー（５０３）で昇圧された昇圧混合ガスを再凝縮するリコンデンサー（５０４）をさらに備え、
前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出されるＬＮＧの一部を、前記第一塔頂部（１１）に供給される前記原料に用いる構成であってもよい。
前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
前記リコンデンサー（５０４）の下部から導出される液化天然ガスの全部またはその一部を、蒸発して天然ガス（ＮＧ）にする蒸発器（５０６）をさらに備えていてもよい。
前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、前記蒸発器（５０６）に送る前に、前記リコンデンサー（５０４）の下部から導出される液化天然ガスの全部またはその一部を昇圧する昇圧装置またはポンプ（５０５）をさらに備えていてもよい。
この構成では、亜臨界圧の天然ガス供給を前提とせず、超臨界圧の天然ガス供給する設備にも適用できることを例示している。例えば、天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、ＬＮＧタンクより導出された液化天然ガス（ＬＮＧ）を原料に使用できる。天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムで発生したメタン富化ガスとエタン富化ガスからなる燃料ガス（Ｆｕｅｌ Ｇａｓ）は、ＬＮＧタンクで発生したボイルオフガス（ＢＯＧ）と共にコンプレッサーによって昇圧され、さらに後段のリコンデンサーによってボイルオフガスと共に再凝縮される。
リコンデンサーの下部から導出される液化天然ガス（ＬＮＧタンクから導出されたＬＮＧおよび再凝縮されたＢＯＧと燃料ガスとの混合液）は、液送ポンプまたは昇圧装置によって所望の圧力に昇圧された後で蒸発器で蒸発させて加温され、天然ガス（ＮＧ）として供給することができる。

（ランキンサイクルを備えるシステム構成例１）
次に、ＬＮＧタンクから導出されたＬＮＧの一部を利用（ＬＮＧの冷熱を利用）して発電やガス圧縮を行うためのランキンサイクルを備えるシステムについて説明する。
天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムで抽出されたプロパン富化流体（所定温度範囲、例えば－４２℃から４０℃程度）の一部または全部を、ランキンサイクルの作動流体として利用する形態について説明する。
他の発明の天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
内部ポンプ（５０２）を備えるＬＮＧタンク（５０１）と、
前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される（内部ポンプ（５０２）により送られる）、所定圧力の液化天然ガス（ＬＮＧ）が原料として供給される第一塔頂部（１１）と、第一蒸留（カラム）部（１２）と、第一リボイラ（１３１）を備える第一塔底部（１３）とを有する第一塔（脱メタン塔）（１）と、
第一コンデンサー（２１１）を備える第二塔頂部（２１）と、前記第一塔底部（１３）から導出される第一蒸留流体（エタン富化流体）がその中間段に供給される第二蒸留（カラム）部（２２）と、第二リボイラ（２３１）を備える第二塔底部（２３）とを有する第二塔（脱エタン塔）（２）と、
前記メタン富化ガスと前記エタン富化ガスとからなる燃料ガス（Ｆｕｅｌ Ｇａｓ）と、ＬＮＧタンク（５０１）から取り出されたＢＯＧとの混合ガスを昇圧するコンプレッサー（５０３）と、
前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される（内部ポンプ（５０２）により送られた）ＬＮＧの全部またはその一部を昇圧する昇圧装置（５０５）と、
前記昇圧装置（５０５）で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を蒸発して天然ガス（ＮＧ）にする蒸発器（５０６）と、
前記昇圧装置（５０５）で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を冷熱源として、ランキンサイクル（６０）の作動流体を液化する作動流体熱交換器（６１）と、
前記作動流体熱交換器（６１）で液化された作動流体を昇圧する作動流体昇圧装置（６２）と、
作動流体昇圧装置（６２）で昇圧された作動流体を（例えば、海水やスチームなどを熱源として）蒸発させる作動流体蒸発器（６３）と、
前記作動流体蒸発器（６３）で蒸発された作動流体を膨張する膨張タービン（６４）と、
前記第二塔底部（２３）から回収されたプロパン富化流体が導入される、前記作動流体のランキンサイクル（６０）の作動流体ライン（Ｌ６０）と、を備える。
この構成によれば、ランキンサイクルの作動流体（プロパン）を天然ガス液抽出システムで、その場で製造できるため、外部から運搬する必要がなく、経済的である。

前記膨張タービンから取り出される仕事（動力）は、例えば、発電機やガス圧縮機で利用されうる。
前記プロパン富化流体は、例えば、作動流体熱交換器（６１）より上流側の作動流体ライン（Ｌ６０）に導入されてもよく、作動流体熱交換器（６１）と膨張タービン（６４）の間の作動流体ライン（Ｌ６０）に導入されてもよい。

原料の液化天然ガスの「所定圧力」は、例えば、１ＭＰａＧ未満である。
原料の液化天然ガス（ＬＮＧ）は、が第一塔（１）の第一塔頂部（１１）にのみ供給され、第一蒸留部（１２）または第一塔底部（１３）へは供給されない。
第一蒸留流体（エタン富化流体）は、ガス、液、またはガス・液の混合流体の状態である。
作動流体として供給されるプロパン富化流体は、ガス、液、またはガス・液の混合流体の状態であってもよい。
第一コンデンサー（２１１）の冷熱源（冷媒）としては、例えば、液化天然ガス、空気、窒素ガスなどを利用してもよい。
第一リボイラ（１３１）および第二リボイラ（２３１）の熱源としては、例えば、電気ヒータ、蒸気であってもよい。
前記第一コンデンサー（２１２）の冷熱源に、前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスを利用してもよい。
前記第一塔頂部（１１）に供給される前に、液化天然ガス（ＬＮＧ）を前記熱交換器（ヒータ）を通過させて温度上昇（加温）させてもよい。
プロパン富化流体を作動流体ライン（Ｌ６０）へ送るためにポンプ、ファンなどの輸送装置を備えていてもよい。プロパン富化流体はタンク等のバッファに一時的に貯蔵されてから作動流体ライン（Ｌ６０）に供給されてもよい。

（ランキンサイクルを備えるシステム構成例２）
他の発明の天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
内部ポンプ（５０２）を備えるＬＮＧタンク（５０１）と、
前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される（内部ポンプ（５０２）により送られる）、所定圧力の液化天然ガス（ＬＮＧ）が原料として供給される第一塔頂部（１１）と、第一蒸留（カラム）部（１２）と、第一リボイラ（１３１）を備える第一塔底部（１３）とを有する第一塔（脱メタン塔）（１）と、
第一コンデンサー（２１１）を備える第二塔頂部（２１）と、前記第一塔底部（１３）から導出される第一蒸留流体（エタン富化流体）がその中間段に供給される第二蒸留（カラム）部（２２）と、第二リボイラ（２３１）を備える第二塔底部（２３）とを有する第二塔（脱エタン塔）（２）と、
第二コンデンサー（３１２）を備える第三塔頂部（３１）と、前記第二塔底部（２３）から導出される第二蒸留流体（プロパン富化流体）がその中間段に供給される第三蒸留（カラム）部（３２）と、第三リボイラ（３３１）を備える第三塔底部（３３）とを有する第三塔（プロパン回収塔）（３）と、
前記メタン富化ガスと前記エタン富化ガスとからなる燃料ガス（Ｆｕｅｌ Ｇａｓ）と、ＬＮＧタンク（５０１）から取り出されたＢＯＧとの混合ガスを昇圧するコンプレッサー（５０３）と、
前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される（内部ポンプ（５０２）により送られる）ＬＮＧの全部またはその一部を昇圧する昇圧装置（５０５）と、
前記昇圧装置（５０５）で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を蒸発して天然ガス（ＮＧ）にする蒸発器（５０６）と、
前記昇圧装置（５０５）で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を冷熱源として、ランキンサイクル（６０）の作動流体を液化する作動流体熱交換器（６１）と、
前記作動流体熱交換器（６１）で液化された作動流体を昇圧する作動流体昇圧装置（６２）と、
作動流体昇圧装置（６２）で昇圧された作動流体を（例えば、海水やスチームなどを熱源として）蒸発させる作動流体蒸発器（６３）と、
前記作動流体蒸発器（６３）で蒸発された作動流体を膨張する膨張タービン（６４）と、
前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスの一部、前記第二塔頂部（２１）から回収されるエタン富化ガスの一部、前記第三塔頂部（３１）から回収されるプロパン富化流体の一部、前記第三塔底部（３３）から回収されるブタン富化流体の一部の内、１種または１種以上の混合流体が導入される、前記作動流体のランキンサイクル（６０）の作動流体ライン（Ｌ６０）と、を備える。
この構成によれば、天然ガス液抽出システムがメタン、エタン、プロパン、ブタン等を分離することができるので、これらの内、複数の炭化水素成分の混合流体をランキンサイクルの作動流体とすることで、ランキンサイクルの熱効率を向上させることができる。

前記膨張タービンから取り出される仕事（動力）は、例えば、発電機やガス圧縮機で利用されうる。
前記プロパン富化流体は、例えば、作動流体熱交換器（６１）より上流側の作動流体ライン（Ｌ６０）に導入されてもよく、作動流体熱交換器（６１）と膨張タービン（６４）の間の作動流体ライン（Ｌ６０）に導入されてもよい。

原料の液化天然ガスの「所定圧力」は、例えば、１ＭＰａＧ未満である。
原料の液化天然ガス（ＬＮＧ）は、第一塔（１）の第一塔頂部（１１）にのみ供給され、第一蒸留部（１２）または第一塔底部（１３）へは供給されない。
第一蒸留流体（エタン富化流体）は、ガス、液、またはガス・液の混合流体の状態である。
第二蒸留流体（プロパン富化流体）は、ガス、液、またはガス・液の混合流体の状態である。
作動流体として供給されるプロパン富化流体およびブタン富化流体は、ガス、液、またはガス・液の混合流体の状態であってもよい。
第一、第二コンデンサーの冷熱源（冷媒）としては、例えば、液化天然ガス、空気、窒素ガスなどを利用してもよい。
第一リボイラ（１３１）および第二リボイラ（２３１）の熱源としては、例えば、電気ヒータ、蒸気であってもよい。
前記第一、第二コンデンサー（２１２）（３１２）の冷熱源に、前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスを利用してもよい。
前記第一塔頂部（１１）に供給される前に、液化天然ガス（ＬＮＧ）を前記熱交換器（ヒータ）を通過させて温度上昇（加温）させてもよい。
前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスの一部、前記第二塔頂部（２１）から回収されるエタン富化ガスの一部、前記第三塔頂部（３１）から回収されるプロパン富化流体の一部、前記第三塔底部（３３）から回収されるブタン富化流体の一部を、作動流体ライン（Ｌ６０）へ送るためにポンプ、ファンなどの輸送装置を備えていてもよい。プロパン富化流体やブタン富化流体は、それぞれタンク等のバッファに一時的に貯蔵されてから作動流体ライン（Ｌ６０）に供給されてもよい。

（ランキンサイクルを備えるシステム構成例３）
ランキンサイクルを備えるシステム構成例１と２は、
前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される（内部ポンプ（５０２）により送られる）ＬＮＧを冷熱源として、コンプレッサー（５０３）で昇圧された昇圧混合ガスを再凝縮するリコンデンサー（５０４）を備えていてもよい。
前記リコンデンサー（５０４）の下部から導出されるＬＮＧが昇圧装置（５０５）を介して前記蒸発器（５０６）へ送られてもよい。
この構成によって、コンプレッサーの吐出圧力を低くすることができ、コンプレッサーのコストおよび動力を削減することができる。

ランキンサイクルを備えるシステムでは、第一塔（１）、第二塔（２）、第三塔（３）で回収される炭化水素成分を作動流体に使用することができる。すなわち、第一塔（１）と第二塔（２）を備える天然ガス液抽出システム、または第一塔（１）、第二塔（２）および第三塔（３）を備える天然ガス液抽出システムは、ランキンサイクルの作動流体を製造するシステムとして単独でまたは兼用として機能することができる。

実施形態１の天然ガス液抽出システムを示す図である。 実施形態２の天然ガス液抽出システムを示す図である。 実施形態３の天然ガス液抽出システムを示す図である。 実施形態４の天然ガス液抽出システムを示す図である。 実施形態５の天然ガス液抽出システムを示す図である。 実施形態６の天然ガス液抽出システムを示す図である。 実施形態７の天然ガス液抽出システムを示す図である。 実施形態８の天然ガス液抽出システムを示す図である。

以下に本発明のいくつかの実施形態について説明する。以下に説明する実施形態は、本発明の一例を説明するものである。本発明は以下の実施形態になんら限定されるものではなく、本発明の要旨を変更しない範囲において実施される各種の変形形態も含む。なお、以下で説明される構成の全てが本発明の必須の構成であるとは限らない。

（実施形態１）
実施形態１の天然ガス液抽出システムについて図１を用いて説明する。本システムは、第一塔１、第二塔２を少なくとも備える。

第一塔１は、第一塔頂部１１、第一蒸留部１２と、第一リボイラ１３１を備える第一塔底部１３とを有する。
原料である、所定圧力の液化天然ガスが第一塔頂部１１に供給される。「所定圧力」は、例えば、１ＭＰａＧ未満である。
第二塔２は、第一コンデンサー２１１を備える第二塔頂部２１と、第一塔底部１３から導出される第一蒸留流体（エタン富化流体）がその中間段に供給される第二蒸留部２２と、第二リボイラ２３１を備える第二塔底部２３とを有する。
天然ガス液抽出システムは、原料の液化天然ガスを第一塔１の第一塔頂部１１へ導入するための原料導入ラインＬ１と、第一塔頂部１１からメタン富化ガスを導出するためのメタン回収ラインＬ２と、第一塔底部１３から第一蒸留流体（エタン富化流体）を第二蒸留部２２へ導入するための第一蒸留液導入ラインＬ３と、第二塔頂部２１からエタン富化ガスを導出するためのエタン回収ラインＬ４と、第二塔底部２３からプロパン富化流体を導出するためのプロパン回収ラインＬ５と備える。

本実施形態１において、第一コンデンサー２１１の冷熱源（冷媒）としては、例えば、液化天然ガス、空気、窒素ガスなどを利用してもよい。また、第一リボイラ１３１および第二リボイラ２３１の熱源としては、例えば、電気ヒータ、蒸気であってもよい。

本実施形態１において、第二蒸留部２２に供給される第一蒸留流体（エタン富化流体）の温度は、例えば、－９０℃から－１０℃程度である。第一塔頂部１１から回収されるメタン富化ガスの温度は、原料の液化天然ガスＬＮＧの温度より高く、例えば、－１５０℃から－１２０℃程度である。第二塔頂部２１から回収されるエタン富化ガスの温度は、例えば、－９０℃から－２０℃程度である。第二塔底部２３から回収されるプロパン富化流体の温度は、例えば、－４２℃から４０℃程度である。メタン富化ガス、エタン富化ガス、第一蒸留流体、プロパン富化流体のそれぞれの圧力は、原料の液化天然ガスの圧力と同程度であり、例えば、１ＭＰａＧ未満である。

（作用説明）
原料の液化天然ガスは、第一塔頂部１１に供給され、第一リボイラ１３１から供給される蒸気流と接触して精留される。第一塔頂部１１ではメタン富化ガスが濃縮され、第一塔頂部１１からメタン富化ガスが回収される。第一塔底部１３ではエタン富化流体（第一蒸留流体）が濃縮され、第二塔２から導出される。
エタン富化流体は、ガス、液、またはガス液の混合流体の状態である。エタン富化流体は、第二塔２に水頭圧で供給してもよいし、ポンプを使用して供給してもよい。
導出されたエタン富化流体は、第二塔２の中間段に導入され、第二リボイラ２３１から供給される蒸気流と接触して精留され、第二塔底部２３にプロパン富化流体が（好ましくは液として）濃縮される。第二塔２内の蒸気流は、第一コンデンサー２１１によって凝縮され、還流液として第二塔頂部２１に返送される。第二塔頂部２１で濃縮されたエタン富化ガスは、第二塔頂部２１から導出される。
導出されたメタン富化ガスとエタン富化ガスは、燃料ガスとして別々に供給されても良いし、混合後に供給されても良い。本実施形態１では、メタン回収ラインＬ２とエタン回収ラインＬ４とを合流する一例を示しているが、これに制限されない。
第一塔１と第二塔２は、天然ガス需要家に圧縮機を使用せずとも効率的にメタン富化ガスおよびエタン富化ガスを供給できるように、同等の圧力で運転される。

（実施形態２）
実施形態２の天然ガス液抽出システムについて図２を用いて説明する。実施形態１と同じ符号の構成要素は同じ機能であるため、説明を省略または簡単にする。
第一コンデンサー２１２の冷熱源に、第一塔頂部１１から回収されるメタン富化ガスを利用する。メタン回収ラインＬ２２は、第一コンデンサー２１２の冷熱源として利用配置された後に、エタン回収ラインＬ４と合流する。

（実施形態３）
実施形態３の天然ガス液抽出システムについて図３を用いて説明する。実施形態１および２と同じ符号の構成要素は同じ機能であるため、説明を省略または簡単にする。
第一塔１の一次側に熱交換器１０１を備える。原料である液化天然ガスを熱交換器１０１に通過させて温度上昇（加温）させてから、第一塔頂部１１に供給する。
原料の液化天然ガスが、－１６２℃～－１３０℃程度であるときに、所望の温度設定範囲まで加温させることができる。温度設定範囲としては、例えば、ＬＮＧの飽和温度未満（ガス化温度未満）、ガス化温度の直前の温度、ガス化温度の１％から１０％低い値の温度などが挙げられる。なお、飽和温度であるため、圧力にも依存する。
熱交換器１０１は、例えば、電気ヒータ式熱交換器、蒸気式熱交換器、空冷式熱交換器であってもよい。
熱交換器１０１と第一塔頂部１１との間の原料導入ラインＬ１において、原料の液化天然ガスの温度を測定する温度計を設置してもよい。温度計の測定温度が所定範囲の温度（所望の温度設定範囲）になるように、熱交換器１０１の冷媒導入量あるいは導入速度または熱交換器の温度設定を制御する熱交換器制御部をさらに備えていてもよい。

（実施形態４）
実施形態４の天然ガス液抽出システムについて図４を用いて説明する。本システムは、第一塔１、第二塔２、第三塔３を少なくとも備える。実施形態１～３と同じ符号の構成要素は同じ機能であるため、説明を省略または簡単にする。
天然ガス液抽出システムは、第二コンデンサー３１２を備える第三塔頂部３１と、第二塔底部２３から導出される第二蒸留液（プロパン富化流体）が、第二蒸留液導入ラインＬ５４を介して、その中間段に供給される第三蒸留部３２と、第三リボイラ３３１を備える第三塔底部３３とを有する第三塔３を、さらに備える。
第三塔頂部３１から高純度プロパン回収ラインＬ６を介して高純度のプロパン富化流体（好ましくは高純度プロパンガス）が回収される。高純度のプロパン液体を回収したい場合には、第二コンデンサー３１２の下流側の循環ラインから液体を導出してもよい。
第三塔底部３３からブタン回収ラインＬ７を介してブタン富化流体（好ましくはブタン富化液体）が回収される。
第二コンデンサー３１２の冷熱源に第一塔頂部１１から回収されたメタン富化ガスを利用する。
メタン富化ガスは、メタン回収ラインＬ２４を介して、第一コンデンサー２１２、次いで、第二コンデンサー３１２に通過し、エタン回収ラインＬ４と合流する。
第三リボイラ３３１の熱源としては、例えば、電気ヒータ、蒸気であってもよい。
第二蒸留液（プロパン富化流体）は、ガス、液、またはガス液の混合流体の状態である。第二蒸留液（プロパン富化流体）は、第三蒸留部３２に水頭圧で供給してもよいし、ポンプを使用して供給してもよい。
第一塔１、第二塔２、第三塔３は、天然ガス需要家に圧縮機を使用せずとも効率的にメタン富化ガスおよびエタン富化ガス、高純度のプロパン富化流体、ブタン富化流体を供給できるように、同等の圧力で運転されてもよい。

（実施形態５）
実施形態５の天然ガス液抽出システムについて図５を用いて説明する。本システムは、第一塔１、第二塔２、第三塔３を少なくとも備える。実施形態４と同じ符号の構成要素は同じ機能であるため、説明を省略または簡単にする。
天然ガス液抽出システムは、内部ポンプ５０２を備えるＬＮＧタンク５０１と、第一塔頂部１１から回収されるメタン富化ガスと第二塔頂部２１から回収されるメタン富化ガスとからなる燃料ガスと、ＬＮＧタンク５０１からＢＯＧラインＬ５０２を介して取り出されたＢＯＧとの混合ガスを昇圧するコンプレッサー５０３と、内部ポンプ５０２によりＬＮＧライン５０１を介して送られたＬＮＧを冷熱源として、コンプレッサー５０３で昇圧された昇圧混合ガスを再凝縮するリコンデンサー５０４とを備える。
ＬＮＧタンク５０１からＬＮＧラインＬ５０１を介して導出される液化天然ガスの一部がＬＮＧラインＬ５０１から分岐する分岐ラインＬ５０３を介して第一塔頂部１１に供給され、天然ガス液抽出システムの原料に用いられる。
また、天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、ＬＮＧを蒸発して天然ガス（ＮＧ）にする蒸発器５０６を備えている。具体的には、リコンデンサー５０４の下部から導出される液化天然ガス（ＬＮＧと再液化されたＢＯＧと燃料ガスとの混合液）が供給ラインＬ５０４を介して、ＬＮＧを昇圧するポンプ５０５に送られ、次いで蒸発器５０６に送られる。
ＬＮＧタンク５０１の内圧は、例えば、大気圧と同程度である。ＢＯＧ（ボイルオフガス）の発生に伴い、内圧が閾値を超えると調整弁が作動し、コンプレッサー５０３に送られ昇圧されてもよい。
実施形態５の天然ガス液抽出システムでは、高純度のプロパン富化流体やブタン富化流体を得ることができる。また、抽出されたメタン富化ガスとエタン富化ガスからなる燃料ガス（Ｆｕｅｌ Ｇａｓ）は、ＬＮＧタンク５０１で発生したボイルオフガス（ＢＯＧ）と共にコンプレッサー５０３によって昇圧され、次いでリコンデンサー５０４によってボイルオフガスと共に再液化される。リコンデンサー５０４の下部から導出される一部は、ポンプ５０５によって所望の圧力に昇圧された後で、蒸発器で蒸発させて加温され、天然ガス（ＮＧ）として供給される。

（実施形態６）
実施形態６の天然ガス液抽出システムについて図６Ａを用いて説明する。
天然ガス液抽出システムは、第一塔１、第二塔２を少なくとも備える。
ＬＮＧタンク５０１は、内部ポンプ５０２を備える。
第一塔１は、内部ポンプ５０２により送られる、所定圧力の液化天然ガスが原料として供給される第一塔頂部１１と、第一蒸留部１２と、第一リボイラ１３１を備える第一塔底部１３とを有する。
ＬＮＧタンク５０１からＬＮＧラインＬ５０１を介して導出される液化天然ガスの一部がＬＮＧラインＬ５０１から分岐する分岐ラインＬ５０３を介して第一塔頂部１１に供給される。
第二塔２は、第一コンデンサー２１２を備える第二塔頂部２１と、第一塔底部１３から導出される第一蒸留流体（エタン富化流体）がその中間段に供給される第二蒸留部２２と、第二リボイラ２３１を備える第二塔底部２３とを有する。第一コンデンサー２１２の冷熱源は、第一塔頂部１１から回収されるメタン富化ガスである。
コンプレッサー５０３は、第一塔頂部１１から回収され、第一コンデンサー２１２を通過した後のメタン富化ガス（第一コンデンサー２１２を通過する前のメタン富化ガスであってもよい。）と第二塔頂部２１から回収されるエタン富化ガスとからなる燃料ガス（Ｆｕｅｌ Ｇａｓ）と、ＬＮＧタンク５０１からＢＯＧラインＬ５０２を介して取り出されたＢＯＧとの混合ガスを昇圧する。昇圧された混合ガスは、ＬＮＧライン５０１のガス化した天然ガス（ＮＧ）と合流して取り出すことができる。
ＬＮＧタンク５０１からＬＮＧライン５０１を介して導出されたＬＮＧは、昇圧装置５０５に送られ、昇圧装置５０５は、ＬＮＧを昇圧する。昇圧装置５０５は昇圧ポンプであってもよい。
蒸発器５０６は、昇圧装置５０５で昇圧されたＬＮＧ（「昇圧ＬＮＧ」と称することがある。）の一部を蒸発（ガス化）して天然ガス（ＮＧ）にする。

天然ガス液抽出システムは、ランキンサイクル６０を備える。
ランキンサイクル６０は、作動流体熱交換器６１と、作動流体昇圧装置６２と、作動流体蒸発器６３と、膨張タービン６４と、それらをその順に配置するように作動流体が移動する配管ラインである作動流体ラインＬ６０と有する。
作動流体熱交換器６１は、昇圧装置５０５で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を、ＬＮＧライン５０１から分岐した分岐ラインＬ５０５を介して取り出し冷熱源として利用し、ランキンサイクル６０の作動流体を液化する。分岐ラインＬ５０５の昇圧ＬＮＧは作動流体を液化したことによりガス化し、蒸発器５０６の下流で蒸発した天然ガスと合流して取り出すことができる。
作動流体昇圧装置６２は、作動流体熱交換器６１で液化された作動流体を昇圧する。
作動流体蒸発器６３は、作動流体昇圧装置６２で昇圧された作動流体を、例えば、海水やスチームなどを熱源に利用して蒸発（ガス化）させる。
膨張タービン６４は、作動流体蒸発器６３で蒸発された作動流体を膨張する。
作動流体ラインＬ６０には、第二塔底部２３から回収されたプロパン富化流体が導入される。プロパン富化流体は、例えば、作動流体熱交換器６１と膨張タービン６４の間の作動流体ラインＬ６０に、第二塔底部２３から導入ラインＬ５４を介して導入される。

原料の液化天然ガスの「所定圧力」は、例えば、１ＭＰａＧ未満である。
原料の液化天然ガスＬＮＧは、第一塔１の第一塔頂部１１にのみ供給され、第一蒸留部１２または第一塔底部１３へは供給されない。
ＬＮＧタンク５０１の内圧は、例えば、大気圧と同程度である。ＢＯＧ（ボイルオフガス）が発生に伴い、内圧が閾値を超えると調整弁が作動し、コンプレッサー５０３に送られ昇圧されてもよい。

（実施形態７）
実施形態７の天然ガス液抽出システムについて図６Ｂを用いて説明する。
天然ガス液抽出システムは、第一塔１、第二塔２、第三塔３を備える。
ＬＮＧタンク５０１は、内部ポンプ５０２を備える。
第一塔１は、内部ポンプ５０２により送られる、所定圧力の液化天然ガスが原料として供給される第一塔頂部１１と、第一蒸留部１２と、第一リボイラ１３１を備える第一塔底部１３とを有する。
ＬＮＧタンク５０１からＬＮＧラインＬ５０１を介して導出される液化天然ガスの一部がＬＮＧラインＬ５０１から分岐する分岐ラインＬ５０３を介して第一塔頂部１１に供給される。
第二塔２は、第一コンデンサー２１２を備える第二塔頂部２１と、第一塔底部１３から導出される第一蒸留流体（エタン富化流体）がその中間段に供給される第二蒸留部２２と、第二リボイラ２３１を備える第二塔底部２３とを有する。
第三塔３は、第二コンデンサー３１２を備える第三塔頂部３１と、第二塔底部２３から導出される第二蒸留流体（プロパン富化流体）がその中間段に供給される第三蒸留部３２と、第三リボイラ３３１を備える第三塔底部３３とを有する。
第一、第二コンデンサー２１２、３１２の冷熱源は、第一塔頂部１１から回収されるメタン富化ガスである。
コンプレッサー５０３は、第一塔頂部１１から回収され、第一、第二コンデンサー２１２、３１２を通過した後のメタン富化ガス（第一コンデンサー２１２を通過した後あるいは第一コンデンサー２０１を通過する前のメタン富化ガスでもよい。）と第二塔頂部２１から回収されるエタン富化ガスとからなる燃料ガス（Ｆｕｅｌ Ｇａｓ）と、ＬＮＧタンク５０１からＢＯＧラインＬ５０２を介して取り出されたＢＯＧとの混合ガスを昇圧する。昇圧された混合ガスは、ＬＮＧライン５０１のガス化した天然ガスと合流して取り出すことができる。
ＬＮＧタンク５０１からＬＮＧライン５０１を介して導出されたＬＮＧは、昇圧装置５０５に送られ、昇圧装置５０５は、内部ポンプ５０２により送られたＬＮＧの一部を昇圧する。昇圧装置５０５は昇圧ポンプであってもよい。
蒸発器５０６は、昇圧装置５０５で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を蒸発（ガス化）して天然ガス（ＮＧ）にする。

天然ガス液抽出システムは、ランキンサイクル６０を備える。
ランキンサイクル６０は、作動流体熱交換器６１と、作動流体昇圧装置６２と、作動流体蒸発器６３と、膨張タービン６４と、それらをその順に配置するように作動流体が移動する配管ラインである作動流体ラインＬ６０と有する。
作動流体熱交換器６１は、昇圧装置５０５で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を、ＬＮＧライン５０１から分岐した分岐ラインＬ５０５を介して取り出し冷熱源として利用し、ランキンサイクル６０の作動流体を液化する。分岐ラインＬ５０５の昇圧ＬＮＧは作動流体を液化したことによりガス化し、蒸発器５０６の下流で蒸発した天然ガスと合流して取り出すことができる。
作動流体昇圧装置６２は、作動流体熱交換器６１で液化された作動流体を昇圧する。
作動流体蒸発器６３は、作動流体昇圧装置６２で昇圧された作動流体を、例えば、海水やスチームなどを熱源に利用して蒸発（ガス化）させる。
膨張タービン６４は、作動流体蒸発器６３で蒸発された作動流体を膨張する。
作動流体ラインＬ６０には、第一塔頂部１１から回収されたメタン富化ガスの一部、第二塔頂部２１から回収されたエタン富化ガスの一部、第三塔頂部３１から回収されたプロパン富化流体の一部、第三塔底部３３から回収されたブタン富化流体の一部からなる混合流体が導入される。
混合流体の混合比率が一定範囲を維持できるようにあるいは任意の炭化水素成分同士を導入できるように、メイン配管または各分岐配管に配置された流量調節装置および／または圧力調整装置、制御弁などを、ランキンサイクルを制御する制御装置または天然ガス液抽出システムの制御装置が制御してもよい。

原料の液化天然ガスの「所定圧力」は、例えば、１ＭＰａＧ未満である。
原料の液化天然ガスＬＮＧは、が第一塔１の第一塔頂部１１にのみ供給され、第一蒸留部１２または第一塔底部１３へは供給されない。
ＬＮＧタンク５０１の内圧は、例えば、大気圧と同程度である。ＢＯＧ（ボイルオフガス）が発生に伴い、内圧が閾値を超えると調整弁が作動し、コンプレッサー５０３に送られ昇圧されてもよい。

（実施形態８）
実施形態８の天然ガス液抽出システムについて図６Ｃを用いて説明する。
天然ガス液抽出システムは、第一塔１、第二塔２、第三塔３を備える。リコンデンサー５０４に係る構成の実施形態５（図５）、実施形態７（図６Ｂ）と同じ符号は同じ機能を備えるので、その説明を省略または簡単にする。
実施形態８では、ＬＮＧタンク５０１からＬＮＧラインＬ５０１を介して取り出されたＬＮＧを冷熱源として、コンプレッサー５０３で昇圧された昇圧混合ガスを再凝縮するリコンデンサー５０４を備える。
コンプレッサー５０３で昇圧されるガス種は、実施形態７と同様である。
ＬＮＧタンク５０１からＬＮＧラインＬ５０１を介して導出される液化天然ガスの一部がＬＮＧラインＬ５０１から分岐する分岐ラインＬ５０３を介して第一塔頂部１１に供給され、天然ガス液抽出システムの原料に用いられる。
リコンデンサー５０４の下部から導出されるＬＮＧが供給ラインＬ５０４を介して、ＬＮＧを昇圧する昇圧装置５０５に送られ、次いで蒸発器５０６に送られる。
昇圧装置５０５は、ＬＮＧを昇圧する。蒸発器５０６は、昇圧装置５０５で昇圧されたＬＮＧ（「昇圧ＬＮＧ」と称することがある。）の一部を蒸発（ガス化）して天然ガス（ＮＧ）にする。
作動流体熱交換器６１は、昇圧装置５０５で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を、供給ラインＬ５０４から分岐した分岐ラインＬ５０５を介して取り出し冷熱源として利用し、ランキンサイクル６０の作動流体を液化する。分岐ラインＬ５０５の昇圧ＬＮＧは作動流体を液化したことによりガス化し、蒸発器５０６の下流で蒸発した天然ガスと合流して取り出すことができる。

（別実施形態）
（１）実施形態３～５において、第一コンデンサー２１２の冷熱源は、実施形態１と同じく、例えば、液化天然ガス、空気、窒素ガスなどを利用してもよい。
（２）実施形態４、５において、第一塔１の一次側に配置される熱交換器１０１が設置されていなくもよい。
（３）実施形態５は、実施形態４の構成の天然ガス液抽出システムの構成に限定されず、実施形態１から３のいずれの天然ガス液抽出システムの構成でも採用できる。
（４）実施形態５において、内部ポンプ５０２により送られたＬＮＧを冷熱源として、コンプレッサー５０３で昇圧された昇圧混合ガスを再凝縮するリコンデンサー５０４を備えていてもよい。
（５）実施形態５はリコンデンサー５０４を有する構成であったが、リコンデンサー５０４が省略された構成、例えば、図６Ａ、図６Ｂの構成であってもよい。
（６）実施形態６～８において、第一塔１の一次側に熱交換器１０１の機能が配置されていてもよい。さらに、熱交換器１０１と第一塔頂部１１との間の原料導入ラインＬ５０３において、原料の液化天然ガスの温度を測定する温度計を設置してもよい。温度計の測定温度が所定範囲の温度（所望の温度設定範囲）になるように、熱交換器１０１の冷媒導入量あるいは導入速度または熱交換器の温度設定を制御する熱交換器制御部をさらに備えていてもよい。
（７）実施形態７、８において、作動流体ラインＬ６０には、第一塔頂部１１から回収されたメタン富化ガスの一部、第二塔頂部２１から回収されたエタン富化ガスの一部、第三塔頂部３１から回収されたプロパン富化流体の一部、第三塔底部３３から回収されたブタン富化流体の一部からなる混合流体が導入されていたが、これに制限されず、プロパン富化流体および／またはブタン富化流体からなる流体を導入して、メタン富化ガスとエタン富化ガスは、ＢＯＧのコンプレッサー５０３へ送られる構成であってもよい。
（８）特に明示していないが、各ラインに圧力調整装置、流量制御装置などが設置され、圧力調整または流量調整が行われていてもよい。各ラインに液送りポンプ、ガス移動させるファンなどが配置されていてもよい。

（従来特許文献との対比）
（１）実施形態１（図１）と特許文献２（図１）とを比較する。
実施形態１では、すべての原料の液化天然ガス（ＬＮＧ）が第一塔の塔頂部に供給される点で特許文献２と異っている。特許文献２では精留塔の運転圧力が３．５ＭＰａＧであるのに対して、天然ガス圧力が４．１ＭＰａＧであるから、精留後に圧縮機で圧縮する構成であるのに対して、実施形態１では精留塔の運転圧力が天然ガス圧力と同等であるから、圧縮機を必要としない構成にできる。
（２）実施形態１（図１）と特許文献３（図６）とを比較する。
第二塔２の機能において、特許文献３では、２つの塔（Ａｂｓｏｒｂｅｒ ｃｏｌｕｍｎとＳｔｒｉｐｐｅｒ Ｃｏｌｕｍｎ）に分割構成されており、精留の機能自体は同一であるが、Ｓｔｒｉｐｐｅｒ ｃｏｌｕｍｎの塔頂部に液を供給し、塔頂部からのガスはＡｂｓｏｒｂｅｒ ｃｏｌｕｍｎに返送されている。一方、実施形態１では、第一塔底部１３の液は、第二塔２の中間段に供給し、第二塔頂部２１のガスは第一塔１に返送しない構成である。
（３）実施形態１（図１）と特許文献４とを比較する。
特許文献４では、原料のＬＮＧから天然ガス液を抽出した後、再度ＬＮＧを得ている。一方、実施形態１では原料のＬＮＧから天然ガスと天然ガス液とを得るという点において両者の目的が異なっている。さらに、特許文献４では、ＬＮＧを蒸発したのち、精留塔の中間部に供給しているが、実施形態１ではこのような構成ではない。

実施形態１は（および他の実施形態においても）原料となるすべてのＬＮＧを第一塔１の第一塔頂部１１に供給する構成である。この利点は、第一塔１の還流液を得るために必要な複雑な機器構成が不要になり、コスト削減が可能になることである。従来技術上の不利益としては、エタンがメタン富化ガス中に移動しやすくなることが挙げられるが、実施形態１は（および他の実施形態においても）、特に天然ガス液の回収を目的としているため、このことは不利益とはならない。

実施形態２（図２）は以下の優位性を有する。
第一塔頂部１１から得られるメタン富化ガスを第一コンデンサー２１２の冷媒として利用している。一方、特許文献４（図１～３）では、第一塔に相当する精留塔中間部の液を冷媒とする。特許文献５（図６～８）では、原料ＬＮＧが精留塔に導入される前の冷熱を利用する。実施形態２では、第一コンデンサー２１２の温度差を低く抑えることによって、凝縮側でブタン等高融点成分が固化し、熱交換機能の性能低下や流路閉塞の危険性を低下させることができる。

実施形態３（図３）は以下の優位性を有する。
熱交換器１０１を第一塔１の一次側に備えている。原料のＬＮＧを沸点に近づけることによって、第一リボイラ１３１の熱負荷を低減し、結果的に第一塔１の塔径を縮小することができる。例えば、－１５０℃のＬＮＧを１１ｂａｒＡで精留する場合、この圧力におけるＬＮＧ沸点である－１２０℃まで加温すると、第一塔１の塔径を約１１％削減することができ、コスト低減が可能になる。

実施形態４（図４）は以下の優位性を有する。
プロパン富化流体をさらに高純度のプロパン富化流体とブタン富化流体に分離する第三塔３を追加している。これにより、プロパンとブタンの製品品質を向上させることができる。

実施形態５（図５）は以下の優位性を有する。
ＮＧタンクと、ＢＯＧを昇圧するコンプレッサーと、ＢＯＧを再液化するリコンデンサーと、リコンデンサーから取り出したＬＮＧを蒸発させる蒸発器を備えたＮＧ製造設備に、本発明の天然ガス液抽出システムを適用した事例である。
コンプレッサーやリコンデンサーを備えたＮＧ製造設備は、一般的に高圧の天然ガス供給を目的とした中～大規模のＬＮＧターミナルで運用されるが、比較的少量の天然ガス液需要がある場合は、本発明の天然ガス液抽出システムの適用が経済的となる可能性がある。
中～大規模のＬＮＧターミナルに本発明の天然ガス液抽出システムを適用すると、発生される天然ガス圧力がパイプライン圧力に到達しないことがありうる。中～大規模のＬＮＧターミナルには、ほぼ大気圧で運用されるＬＮＧタンクが設置され、このＬＮＧタンクから発生するＢＯＧの処理のために、コンプレッサーやリコンデンサーが設置される。本発明の天然ガス液抽出システムで発生される天然ガス圧力は、これらＢＯＧ処理設備（コンプレッサーやリコンデンサー）で回収することができるので、天然ガスの損失なく天然ガス液を製造することが可能となる。
つまり、小規模のＮＧサテライト基地だけでなく、中～大規模のＬＮＧターミナルにおいても本発明の天然ガス液抽出システムを適用できる。

１ 第一塔
１１ 第一塔頂部
１２ 第一蒸留部
１３ 第一塔底部
２ 第二塔
２１ 第二塔頂部
２２ 第二蒸留部
２３ 第二塔底部
３ 第三塔
３１ 第三塔頂部
３２ 第三蒸留部
３３ 第三塔底部

Claims (9)

1. 所定圧力の液化天然ガスが原料として供給される第一塔頂部（１１）と、第一蒸留部（１２）と、第一リボイラ（１３１）を備える第一塔底部（１３）とを有する第一塔（１）と、
   第一コンデンサー（２１１）を備える第二塔頂部（２１）と、前記第一塔底部（１３）から導出される第一蒸留流体がその中間段に供給される第二蒸留部（２２）と、第二リボイラ（２３１）を備える第二塔底部（２３）とを有する第二塔（２）と、を備え、
   前記第一コンデンサー（２１２）の冷熱源に、前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスを利用する、天然ガス液抽出システム。
2. 前記天然ガス液抽出システムは、
   前記第一塔（１）の一次側に熱交換器（１０１）をさらに備える、請求項１記載の天然ガス液抽出システム。
3. 前記天然ガス液抽出システムは、
   第二コンデンサーを備える第三塔頂部（３１）と、前記第二塔底部（２３）から導出される第二蒸留流体がその中間段に供給される第三蒸留部（３２）と、第三リボイラ（３３１）を備える第三塔底部（３３）とを有する第三塔（３）と、さらに備える、請求項１または２に記載の天然ガス液抽出システム。
4. 前記天然ガス液抽出システムは、
   内部ポンプ（５０２）を備えるＬＮＧタンク（５０１）と、
   前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスと前記第二塔頂部（２１）から回収されるエタン富化ガスとからなる燃料ガスと、ＬＮＧタンク（５０１）から取り出されたボイルオフガスとの混合ガスを昇圧するコンプレッサー（５０３）と、
   前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される液化天然ガスの全部またはその一部を、蒸発して天然ガス（ＮＧ）にする蒸発器（５０６）と、を備え、
   前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される液化天然ガスの一部を、前記第一塔頂部（１１）に供給される前記原料に用いる、請求項１～３のいずれか１項に記載の天然ガス液抽出システム。
5. 前記天然ガス液（ＮＧＬ）抽出システムは、
   内部ポンプ（５０２）を備えるＬＮＧタンク（５０１）と、
   前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスと前記第二塔頂部（２１）から回収されるエタン富化ガスとからなる燃料ガス（Ｆｕｅｌ Ｇａｓ）と、ＬＮＧタンク（５０１）から取り出されたボイルオフガスとの混合ガスを昇圧するコンプレッサー（５０３）と、
   前記ＬＮＧタンク（５０１）から前記内部ポンプ（５０２）により送られた液化天然ガス（ＬＮＧ）を冷熱源として、前記コンプレッサー（５０３）で昇圧された昇圧混合ガスを再凝縮（液化）するリコンデンサー（５０４）と、
   前記リコンデンサー（５０４）の下部から導出される液化天然ガスの全部またはその一部を、蒸発して天然ガス（ＮＧ）にする蒸発器（５０６）と、を備え、
   前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される液化天然ガスの一部を、前記第一塔頂部（１１）に供給される前記原料に用いる、請求項１～３のいずれか１項に記載の天然ガス液抽出システム。
6. 前記天然ガス液抽出システムは、
   前記蒸発器（５０６）に送る前に、前記液化天然ガスの全部またはその一部を昇圧する昇圧装置またはポンプ（５０５）をさらに備える、請求項４または５に記載の天然ガス液抽出システム。
7. 内部ポンプ（５０２）を備えるＬＮＧタンク（５０１）と、
   前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される所定圧力の液化天然ガスが原料として供給される第一塔頂部（１１）と、第一蒸留部（１２）と、第一リボイラ（１３１）を備える第一塔底部（１３）とを有する第一塔（１）と、
   第一コンデンサー（２１１）を備える第二塔頂部（２１）と、前記第一塔底部（１３）から導出される第一蒸留流体がその中間段に供給される第二蒸留部（２２）と、第二リボイラ（２３１）を備える第二塔底部（２３）とを有する第二塔（２）と、
   前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスと前記第二塔頂部（２１）から回収されるエタン富化ガスとからなる燃料ガスと、ＬＮＧタンク（５０１）から取り出されたボイルオフガスとの混合ガスを昇圧するコンプレッサー（５０３）と、
   前記内部ポンプ（５０２）により送られたＬＮＧの全部またはその一部を昇圧する昇圧装置（５０５）と、
   前記昇圧装置（５０５）で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を蒸発して天然ガスにする蒸発器（５０６）と、
   前記昇圧装置（５０５）で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を冷熱源として、ランキンサイクル（６０）の作動流体を液化する作動流体熱交換器（６１）と、
   前記作動流体熱交換器（６１）で液化された作動流体を昇圧する作動流体昇圧装置（６２）と、
   作動流体昇圧装置（６２）で昇圧された作動流体を蒸発させる作動流体蒸発器（６３）と、
   前記作動流体蒸発器（６３）で蒸発された作動流体を膨張する膨張タービン（６４）と、
   前記第二塔底部（２３）から回収されたプロパン富化流体が導入される、前記作動流体のランキンサイクル（６０）の作動流体ライン（Ｌ６０）と、を備える、ランキンサイクルを備える天然ガス液抽出システム。
8. 内部ポンプ（５０２）を備えるＬＮＧタンク（５０１）と、
   前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出される所定圧力の液化天然ガスが原料として供給される第一塔頂部（１１）と、第一蒸留部（１２）と、第一リボイラ（１３１）を備える第一塔底部（１３）とを有する第一塔（１）と、
   第一コンデンサー（２１１）を備える第二塔頂部（２１）と、前記第一塔底部（１３）から導出される第一蒸留流体がその中間段に供給される第二蒸留（カラム）部（２２）と、第二リボイラ（２３１）を備える第二塔底部（２３）とを有する第二塔（脱エタン塔）（２）と、
   第二コンデンサー（３１２）を備える第三塔頂部（３１）と、前記第二塔底部（２３）から導出される第二蒸留流体がその中間段に供給される第三蒸留（カラム）部（３２）と、第三リボイラ（３３１）を備える第三塔底部（３３）とを有する第三塔（３）と、
   前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスと前記第二塔頂部（２１）から回収されるエタン富化ガスとからなる燃料ガスと、ＬＮＧタンク（５０１）から取り出されたボイルオフガスとの混合ガスを昇圧するコンプレッサー（５０３）と、
   前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出されるＬＮＧの全部またはその一部を昇圧する昇圧装置（５０５）と、
   前記昇圧装置（５０５）で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を蒸発して天然ガスにする蒸発器（５０６）と、
   前記昇圧装置（５０５）で昇圧された昇圧ＬＮＧの一部を冷熱源として、ランキンサイクル（６０）の作動流体を液化する作動流体熱交換器（６１）と、
   前記作動流体熱交換器（６１）で液化された作動流体を昇圧する作動流体昇圧装置（６２）と、
   作動流体昇圧装置（６２）で昇圧された作動流体を蒸発させる作動流体蒸発器（６３）と、
   前記作動流体蒸発器（６３）で蒸発された作動流体を膨張する膨張タービン（６４）と、
   前記第一塔頂部（１１）から回収されるメタン富化ガスの一部、前記第二塔頂部（２１）から回収されるエタン富化ガスの一部、前記第三塔頂部（３１）から回収されるプロパン富化流体の一部、前記第三塔底部（３３）から回収されるブタン富化流体の一部の内、１種または１種以上の混合流体が導入される、前記作動流体のランキンサイクル（６０）の作動流体ライン（Ｌ６０）と、を備える、ランキンサイクルを備える天然ガス液抽出システム。
9. 前記ＬＮＧタンク（５０１）から導出されるＬＮＧを冷熱源として、コンプレッサー（５０３）で昇圧された昇圧混合ガスを再凝縮するリコンデンサー（５０４）をさらに備える、請求項７または８に記載のランキンサイクルを備える天然ガス液抽出システム。

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