WO2010013303A1 - ガス供給システムと供給方法 - Google Patents

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WO2010013303A1
WO2010013303A1 PCT/JP2008/063519 JP2008063519W WO2010013303A1 WO 2010013303 A1 WO2010013303 A1 WO 2010013303A1 JP 2008063519 W JP2008063519 W JP 2008063519W WO 2010013303 A1 WO2010013303 A1 WO 2010013303A1
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methane
gas supply
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浦邊　安彦
石倉　威文
行麿 村田
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東京瓦斯株式会社
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    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/30—Use of alternative fuels, e.g. biofuels

Definitions

  • the present invention relates to a gas supply system and a supply method, and in particular, for a gas consuming device affected by a methane number, even if the gas composition fluctuates, only gases within a predetermined methane number range are supplied to those gases.
  • the present invention relates to a technology for ensuring and stabilizing the operation of a device by supplying the device group.
  • the methane number of the fuel gas affects the operation of the equipment.
  • a gas engine is a typical example. When a gas having a low methane number is supplied, so-called knocking is likely to occur, and the operation of the equipment becomes unstable.
  • the methane number is standardized by AVL as an index indicating resistance to knocking corresponding to the octane number of a gasoline engine, and was reported to the American Society of Mechanical Engineers in 1973.
  • the methane number is defined as 100 for methane and 0 for hydrogen, and a mixed gas having a methane number exceeding 100 can be adjusted by mixing a gas that does not easily cause knocking.
  • Such an agent is called a “methane value adjusting gas”, and an example thereof is CO 2 .
  • Patent Document 1 describes a technique for increasing the output without causing knocking in a gas engine.
  • the methane number of the fuel gas is increased to suppress the occurrence of knocking.
  • the amount of fuel gas supplied to the engine body is increased to improve the engine output.
  • Patent Document 2 describes a technique in which CO 2 in exhaust gas from a gas engine is recovered, and a gas reformed by reacting CO 2 with methane gas as a main fuel is used as fuel.
  • the technique described in Patent Document 2 aims to increase the amount of heat, but it can also be understood that the methane number of the fuel gas is increased by the addition of CO 2 .
  • Patent Document 3 describes a fuel supply device for a gas engine.
  • the mixing ratio of each gas contained in the fuel gas is calculated, Based on the information, the total amount of heat of the gaseous fuel to be supplied is controlled. If necessary, it is also described that CO 2 , compressed hydrogen, LPG, and butane are added to adjust the combustion rate and methane number (anti-knock property).
  • Patent Document 4 in view of the fact that a gas having a high methane number is effective in a gas engine, the city gas is converted into a first gas having a high methane number and a methane number by pressure swing adsorption (PSA).
  • PSA pressure swing adsorption
  • An apparatus is described that separates into a second gas having a low gas content.
  • a technique for increasing the methane number of the fuel gas As described above, as a countermeasure against knocking of a gas engine, a technique for increasing the methane number of the fuel gas, a technique for adding CO 2 to the fuel gas for that purpose, and further, a gas separator is used to convert the fuel gas that is city gas into methane.
  • the technology that separates the first gas having a higher valence and the second gas having the lower methane number, supplying the first gas having a higher methane number to the gas engine, and supplying the second gas having a higher calorific value to the combustor such as a boiler Are known. However, each of them focuses on a specific gas consuming device (for example, a gas engine) and a fuel gas flow supplied to the specific gas consuming device, and attempts to adjust a methane number or the like of the gas flow. .
  • the city gas refers to a hydrocarbon gas whose type is determined by the combustion speed and the Wobbe index, and is classified into 13A, 12A, 6A, etc. depending on the combustibility classification.
  • 13A gas that is generally supplied at present is a city gas having a Wobbbe index in the range of 52.7-57.8 and a combustion rate MCP in the range of 35-47. Are strictly managed.
  • combustion speed MCP refers to a numerical value obtained by the calculation formula shown in Equation 1
  • Wobbbe index WI means a numerical value obtained by the calculation equation shown in Equation 2.
  • MCP ⁇ (Si ⁇ fi ⁇ Ai) / ⁇ (fi ⁇ Ai) ⁇ (1 ⁇ K)
  • Si is a burning rate of each combustible gas in gas, and is 282 for hydrogen, 36 for methane, 41 for ethane, 41 for propane, and 38 for butane.
  • fi is a coefficient relating to each combustible gas in the gas, and is 1.00 for hydrogen, 8.72 for methane, 16.6 for ethane, 24.6 for propane, and 32.7 for butane.
  • Ai is the content (percentage by volume) of each combustible gas in the gas.
  • K is an attenuation coefficient.
  • the definition thereof has a wide range as described above, and thus the gas composition satisfies the conditions of the combustion speed and the Wobbe index. It changes with.
  • a gas supply company that supplies city gas with a methane value that falls within the standard value range may have a gas other than the gas supply company (for example, biogas) Even when surplus gas can be supplied, the methane number of the gas flowing through the main gas supply line varies.
  • the present invention has been made in view of the circumstances as described above, and even when a gas having any gas composition of any methane number flows in a gas supply pipeline (main gas supply line), at the customer site or It is desirable to control the methane number at an intermediate point close to the customer and supply high methane number fuel gas to the gas consuming equipment group where it is desirable to supply high methane number fuel gas, and other gas consuming equipment group (for example, it is an object of the present invention to provide a gas supply system and a gas supply method that can reliably supply a low methane number fuel gas to a combustor.
  • the first invention for solving the above-described problems is A gas supply system for supplying a gas flowing through a main gas supply line to a first gas consuming device group via a first branch path and to a second gas consuming device group via a second branch path, Methane number measuring means for measuring the methane number of the gas flowing through the main gas supply line, A comparing means for comparing the methane value measured by the methane number measuring means with a predetermined threshold; A gas flow path switching means provided in the main gas supply line between a position of the methane number measuring means and a branch point of the first branch path and the second branch path; A branch gas supply line for supplying the gas flow switched by the gas flow path switching means to the first gas consuming device group and the second gas consuming device group; When the comparison means determines that the measured methane number value exceeds the threshold value, the gas flowing through the main gas supply line is supplied to the first branch path and the second branch path as it is, and the methane number A switching control means for switching the gas flow path switching means
  • a gas supply system comprising at least a second bypass line that supplies the second gas having a low methane value separated by the gas separation device to the second gas consuming device group.
  • a buffer tank for the first gas having a high methane number may be provided downstream of the first bypass line.
  • the second gas buffer tank having a low methane number may be provided downstream of the second bypass line.
  • the gas supply system may supply a methane number adjusting gas to the gas flowing through the first bypass line when the comparing means determines that the measured methane number value does not exceed a predetermined threshold value.
  • a methane number adjustment gas supply means that can be further provided.
  • the first gas consuming device group includes a gas engine
  • the second gas consuming device group includes a combustor.
  • the gas supply system according to the present invention further includes means for separating CO 2 contained in the exhaust gas from the gas engine, and the methane number adjustment gas supply The means is means for supplying the CO 2 separated by the CO 2 separation means into the first bypass line.
  • the second invention for solving the above-mentioned problem is A gas supply method for supplying a gas flowing through a main gas supply line to a first gas consuming device group via a first branch path and to a second gas consuming device group via a second branch path, A measurement process for measuring the methane number of the gas flowing through the main gas supply line; A comparison step of comparing the measured methane value with a predetermined threshold, When the measured value exceeds the threshold value, the gas flowing through the main gas supply line is supplied as it is to the first gas consuming device group and the second branch via the first and second branches.
  • the gas flowing through the main gas supply line is separated from a first gas having a high methane value whose methane value exceeds the threshold value and a second gas having a low methane value that is less than or equal to the threshold value.
  • the gas supply method is characterized in that the first gas having a high methane number after separation is supplied to a first gas consuming equipment group, and the second gas having a low methane number is supplied to a second gas consuming equipment group. is there.
  • the gas supply method may further include a step of temporarily storing the first gas having a high methane number downstream of the first pipeline. Further, the method may further include a step of temporarily storing the second gas having a low methane number downstream of the second pipeline.
  • the methane number adjustment gas is supplied to the gas flowing through the first bypass line when it is determined in the comparison step that the measured methane number value does not exceed a predetermined threshold value. It is also possible to further comprise a chemical adjustment gas supply step.
  • the first gas consuming device group includes a gas engine
  • the second gas consuming device group includes a combustor.
  • the methanation adjustment gas is CO 2 contained in the exhaust gas from the gas engine.
  • the main gas supply line is a gas supply line to the first gas consuming device group, and the gas supply line to the second gas consuming device group.
  • the methane number of the gas flowing through the main gas supply line is measured on the upstream side of the branch point at which the second branch is branched. When the measured methane value exceeds a predetermined threshold value, even if a gas consuming device (first gas consuming device group) that affects the operation of the device is connected downstream, the methane number of the fuel gas is connected Since the gas consuming equipment is not adversely affected, the gas supply is continued as it is.
  • the gas flowing through the main gas supply line is separated into a first gas having a high methane number that exceeds the threshold value and a second gas having a low methane number that is less than or equal to the threshold value.
  • the first gas having a high methane number is supplied to a first gas consuming device group, and the second gas having a low methane number is supplied to a second gas consuming device group.
  • the process of separating the gas flowing through the main gas supply line from the first gas having a methane value exceeding the threshold value and the second gas having the threshold value equal to or less than the threshold value may be performed only when necessary, and the processing cost can be reduced.
  • the fuel gas to be supplied in the large gas supply system in which a large number of different types of gas combustion devices are connected downstream of the main gas supply line.
  • the fuel gas to be supplied in the large gas supply system in which a large number of different types of gas combustion devices are connected downstream of the main gas supply line.
  • the gas engine used in the cogeneration system is not only made in Japan but also many imported products are distributed in Japan.
  • the specifications of gas engines produced in Europe are determined according to the fuel gas with a high methane number (methane number: 70), but if it is used as it is in Japan, a gas with a low methane number (methane No. 66) becomes the fuel and there is a concern about the occurrence of knocking, so the specification is currently being changed to lower the rated output.
  • Japanese city gas users who have a low methane number compared to natural gas in Europe can use high methane number gas.
  • any conventionally known gas separation method can be used for the process of separating the gas.
  • the pressure swing adsorption method (PSA) described in Patent Document 4 is raised.
  • a membrane separation method, an absorption separation method, a cryogenic separation method, a gas hydride separation method, and the like can be used.
  • Gas Separation / Purification Technology issued by Toray Research Center, Inc., April 2007 is referred to.
  • the first gas having a high methane number is separated from the 13A gas that is city gas.
  • the high methane number gas is separated from the 13A gas, as a result, the remaining gas has a high composition ratio of propane, butane or the like that causes the methane number to decrease. Since propane and butane have a higher calorie than methane, the calorific value of the remaining gas (second methane number second gas) is higher than that of the separated high methane number gas.
  • a high methane number gas (first gas) is supplied to, for example, a gas engine to improve engine output, while a low methane number gas (second gas) is supplied to a combustion heat utilization system such as a boiler, thereby The overall efficiency of the engine cogeneration system can be improved. Further, since propane and butane are more reducible to nitrogen oxides than methane, a low methane number gas (second gas) can be suitably applied to the denitration treatment. Furthermore, if the high methane number gas (first gas) is supplied to the gas engine, the output of the gas engine is improved and an output margin is generated. Therefore, the fuel efficiency can be further improved by controlling the output of the gas engine. .
  • methanation adjustment gas when used, conventionally known methane number adjustment gas can be appropriately used.
  • Representative examples include CO 2 and nitrogen gas.
  • Table 1 methane and CO 2 Table 2 shows an example of a methane number of variations in the case of changing the mixing ratio of methane and nitrogen gas. The table shows the effectiveness of adding the methane number adjusting gas to the mixed gas in the present invention.
  • the methanation adjustment gas when used, in addition to CO 2 contained in the exhaust gas from the gas engine, the methanation adjustment gas is discharged from other combustion equipment or the like. CO 2 can also be used. CO 2 emitted from various combustors and the like is one of the greenhouse gases, and it is currently required to reduce them. As described above, in the present invention, the use of exhausted CO 2 as the methane number adjusting gas is not possible. It will also contribute to the preservation of the global environment.
  • any conventionally known appropriate means can be used as the methane number meter, that is, the means for measuring the methane number.
  • examples include a means using a calorimeter GasPT (manufactured by Advantica), a means for quantitatively analyzing a gas composition by a mass spectrometer or gas chromatography, and calculating by a software Methane from AVL.
  • FIG. 1 is a system diagram illustrating a gas supply system and a gas supply method according to the present invention.
  • FIG. 2 is a flowchart for explaining an operation process of the system of FIG.
  • FIG. 3 is a diagram for explaining an example of gas separation by a pressure swing adsorption method (PSA).
  • FIG. 4 is a graph showing a result of separating the city gas 13A into a high methane number first gas and a low methane number second gas by the pressure swing adsorption method.
  • PSA pressure swing adsorption method
  • low methane number gas buffer tank 35 ... computer, 36 ... methane number threshold storage section, 37 ... comparator, 38 ... CPU (control means), 40 ... CO 2 separation device, 50 ... CO 2 adding device, A B, C, D ... customer
  • FIG. 1 is a system diagram for explaining a gas supply system and a gas supply method according to the present invention.
  • reference numeral 1 denotes a main gas supply line, and a mixed gas of a gas having a high methane number and a gas having a low methane number, which is appropriately mixed by a gas supplier, flows through the main gas supply line 1.
  • the methane number of the mixed gas is within a certain range, as described above, it is inevitable that the mixed gas varies depending on the time or region.
  • a gas having a low calorie but a high methane number may enter from the auxiliary line 2 like biogas. This also changes the methane number of the mixed gas flowing through the main gas supply line 1.
  • gas consuming devices are connected to the downstream side of the main gas supply line 1, and are roughly classified into, for example, a gas consuming device group 10 such as a gas engine in which the methane number of the fuel gas affects the operation of the device. (In the present invention, these are collectively referred to as “first gas consuming equipment group”) and, for example, a gas consuming equipment group 20 represented by a combustor in which the methane number of the fuel gas does not affect the operation of the equipment. (In the present invention, they are collectively referred to as “second gas consuming equipment group”).
  • first gas consuming equipment group such as a gas engine in which the methane number of the fuel gas affects the operation of the device.
  • second gas consuming equipment group represented by a combustor in which the methane number of the fuel gas does not affect the operation of the equipment.
  • each customer uses the first gas consuming device group 10 and the second gas consuming device group 20 described above. It is normal to have.
  • the customer A includes a gas engine as the first gas consuming device group 10, a combustor and a denitration catalyst as the second gas consuming device group 20, and the customer B has the first gas consuming device group 10.
  • the customer A and the customer B may have the same or different methane numbers for fuel gas supplied to their own gas engines. The same is true between customer C and customer D.
  • the main gas supply line 1 includes a first branch 4 for supplying gas to the first gas consuming device group 10 and a second gas consuming device at a gas branch point 3 provided at each customer or a place close thereto.
  • a branch is made to the second branch path 5 that supplies gas to the group 20, and gas is supplied from the branch paths 4 and 5 to the gas consuming devices 10 and 20.
  • Such a gas piping system is the same as the conventional one.
  • a methane number meter 6 is provided upstream of the branch point 3, and a switching valve 7 for switching a gas flow path is provided between the position of the methane number meter 6 and the branch point 3.
  • the switching valve 7 has a first position for continuously flowing the mixed gas flow down to the main gas supply line 1 and a second position for switching the mixed gas flow to the branch gas supply line 8 branched from the main gas supply line 1. Positions can be taken selectively.
  • a gas separation device 30 as described in, for example, Patent Document 4 is disposed.
  • the mixed gas flowing through the branch gas supply line 8 by the gas separator 30 includes a first gas (high methane number gas) having a methane value exceeding a predetermined threshold value and a second gas (low methane number gas) having a threshold value or less. ) And are separated.
  • the high methane number first gas separated by the gas separation device 30 is supplied to the first gas consuming device group 10 through the first bypass line 31, and at the same time, the low methane number second gas is supplied to the second bypass.
  • the gas is supplied to the second gas consuming equipment group 20 through the line 32.
  • the measured value of the methane number meter 6 is sent to the computer 35.
  • the computer 35 has a methane number threshold storage means 36, a comparison means 37, and a control means (CPU) 38.
  • the threshold value of the methane number stored in the threshold value storage means 36 is determined by the fuel gas supplied to the first gas consuming equipment group 10 (gas engine) owned by each customer A, B, C, D,. Usually, the lowest methane value is determined, but a higher value or a lower value may be set as a threshold value.
  • the comparison unit 37 compares the methane value measured by the methane number meter 6 with the threshold value of the methane number stored in the threshold value storage unit 36, and the control unit 38 transmits the result to the switching valve 7.
  • a buffer tank 33 for high methane number gas that temporarily stores a high methane number first gas is disposed in the first bypass line 31, and
  • the second bypass line 32 is provided with a low methane number gas buffer tank 34 for temporarily storing the second gas having a low methane number.
  • the buffer tanks 33 and 34 are arranged is a matter of choice.
  • the customer B does not have such a buffer tank. Only one of the buffer tanks may be arranged.
  • the customer A's piping system is provided with a CO 2 separation device 40 and a CO 2 addition device 50 that constitute an example of the “methane number adjusting gas supply means” in the present invention.
  • the CO 2 separation device 40 is for separating CO 2 contained in the exhaust gas from the gas engine which is the first gas consuming equipment group 10, and any conventionally known CO 2 separation device is used. Can be used.
  • a chemical absorption method, the amine method, pressure swing adsorption (PSA: Pressure Swing Adsorption) by gas separation method, membrane separation method, absorption separation method, examples cryogenic separation method, the CO 2 separation device by gas hydrate separation method Can be mentioned.
  • CO 2 separated by the CO 2 separation device 40 as one of the methane number conditioning gas through the CO 2 adding device 50 is added to the high methane number of the gas flowing through the first bypass line 31.
  • CO 2 separation device may be arranged towers for storing the CO 2 separated. Note that whether or not the CO 2 separation device 40 and the CO 2 addition device 50 are provided, that is, whether or not the “methane number adjustment gas supply means” is provided is a matter of choice. In the example of FIG. No adjustment gas supply means ”is provided.
  • FIG. 2 is a flow for explaining the operation process of the above system at the customer A.
  • the customer A starts supplying gas to the gas consuming devices (the first gas consuming device group 10 and the second gas consuming device group 20) managed by the customer A (s101).
  • the supplied mixed gas is preferably a mixed gas of a methane value gas exceeding the methane number threshold value stored in the threshold value storage means 36 and a methane value gas less than that.
  • the switching valve 7 is set to the first position.
  • the methane number meter 6 starts measuring the methane value of the mixed gas (s102).
  • the measured value is sent to the computer 35, and the comparing means 37 compares whether or not the measured methane value exceeds the methane number threshold value stored in the threshold value storing means 36 (s103).
  • the gas engine which is the first gas consuming device group 10 When the measured value exceeds the threshold value, the gas engine which is the first gas consuming device group 10 is in a state where it can operate without causing knocking, and the control means 38 sends a switching signal to the switching valve 7. Do not send. Therefore, the mixed gas is continuously sent to the main gas supply line 1 (s104).
  • the mixed gas is branched into the first branch path 4 and the second branch path 5 at the gas branch point 3, and the branch paths 4 and 5 are connected to the gas consuming devices 10 and 20 (gas engine, combustor, etc.). Is supplied (s105).
  • the control means 38 of the computer 35 starts the gas separation device 30 (s106) and sends a switching signal to the switching valve 7.
  • the switching valve 7 is switched to the second position, and the mixed gas is sent to the gas separation device 30 (s107).
  • the gas separation device 30 separates the mixed gas into a first gas having a high methane value that has a methane value exceeding a predetermined threshold value and a second gas having a low methane value that is less than or equal to the threshold value.
  • the gas is supplied to the gas engine which is the first gas consuming equipment group 10 and the second gas having a low methane number is supplied to the combustor or the like (s108).
  • the high methane number first gas is temporarily stored in the high methane number gas buffer tank 33, and the low methane number second gas is temporarily stored in the low methane number gas buffer tank 34.
  • the first bypass line 31 or the second bypass line 32 is supplied.
  • the methane value measurement of the mixed gas supplied by the methane number meter 6 is continuously performed, and the process after s103 is executed according to the change of the methane number of the mixed gas.
  • the above processing can be performed independently for each of the customers B, C, D,..., By setting different methane number threshold values individually, that is, separately from the customer A. Therefore, even if the methane number changes in the mixed gas supplied to the main gas supply line 1, only customers who have gas consuming equipment (first gas consuming equipment group 10) affected by the fluctuation range. However, it is only necessary to take necessary measures, and the gas piping system as a whole can be operated at low cost and with high efficiency.
  • whether the mixed gas is separated into the first gas having a high methane number and the second gas having a low methane number that is equal to or lower than the threshold by the gas separation device 30 depends on whether the mixed gas is the first gas. Judgment is made based on whether or not the methane number is suitable for the consumer equipment group 10, and a gas amount corresponding to the demand of the first gas consumer equipment group 10 is supplied. Therefore, there may be a case where the amount of the second gas having a low methane number obtained from the separated gas is smaller than the demand of the second gas consuming equipment group 20.
  • a bypass line (not shown) is provided, and when necessary, a part of the mixed gas of the main gas supply line 1 is directly supplied to the second gas consuming device group 20 through the bypass line. it can.
  • the “methane number adjusting gas supply means” provided by the customer A that is, the CO 2 separation device 40 and the CO 2 addition device 50 are used as follows. That is, when the gas engine is operating, the exhaust gas is captured, CO 2 in the exhaust gas is separated, and stored in a tank (not shown) as necessary. By adding the separated CO 2 to the first branch 4, the methane number of the fuel gas flowing therethrough can be further increased. Further, when the gas engine is operated by the first gas having a high methane number separated by the gas separation device 30 disposed in the branch gas supply line 8, the separated CO 2 is added into the first bypass line 31. By doing so, the methane number of the fuel gas flowing therethrough can be further increased. In either case, it is possible to prevent the CO 2 in the exhaust gas from being released to the atmosphere.
  • the mixed gas is a mixed gas having a methane number equal to or lower than the methane number threshold stored in the threshold storage means 36, and the methane number of the first gas having a high methane number separated by the CO 2 separation device 40 is stored as the threshold. Even if the methane number threshold value stored in the means 36 is not exceeded, the threshold value was exceeded by adding separated CO 2 into the first bypass line 31 or the first branch 4. It is also possible to supply methane number gas to the gas engine.
  • city gas called 13A is methane (CH 4 ) 87.7%, ethane (C 2 H 6 ) 6%, propane (C 3 H 8 ) 4.9%, butane (C 4 H 10 ) Having an average composition of 1.4%.
  • Each gas has an adsorption pressure dependency of the amount adsorbed on an adsorbent (for example, activated carbon).
  • adsorbent for example, activated carbon.
  • methane, ethane, propane, and butane there is a great difference in the pressure dependency of the adsorbed amount between methane gas and butane gas. . That is, the amount of butane gas adsorbed is much larger than that of methane gas.
  • the methane number of the passing gas is controlled by swinging the pressure of the 13A gas passing through the adsorption tower filled with the adsorbent and repeating adsorption and regeneration (the adsorbent is regenerated to some extent by reducing the pressure). It becomes possible to make it. Since the butane gas adsorbed during the regeneration is released, the methane number of the passing gas decreases. Thereby, the gas separation which uses a methane number as a parameter is realizable.
  • FIG. 3 shows an example of an apparatus capable of constantly separating and taking out a mixed gas into a high methane number gas and a low methane number gas using two of such adsorption towers.
  • one of the adsorption towers A takes a flow of pressurization ⁇ adsorption ⁇ desorption ⁇ desorption
  • the adsorption tower B correspondingly takes a flow of desorption ⁇ desorption ⁇ pressure increase ⁇ adsorption.
  • a “pressure increase” process is provided, and the gas is desorbed when the pressure is decreased.
  • suction is performed with a vacuum pump or the like.
  • FIG. 4 shows the results of experiments conducted by the present inventors, focusing on the adsorption tower A on the left side in FIG.
  • the high methane number gas and the low methane number gas do not flow in the pressure increasing process of (i).
  • a high methane number gas (HG) in which a heavy component (for example, butane) is adsorbed flows out, and a low methane gas does not flow.
  • low methane gas (LG) containing a large amount of heavy components (for example, butane) is discharged as desorption gas, and high methane number gas (HG) does not flow.
  • the 13A gas described above is converted into a high methane number gas having a methane number exceeding 70 (first gas having a high methane number in the present invention) and a methane number of 65 or less. It turns out that it can isolate
  • the separated second gas having a low methane number can be used as a reducing agent in the exhaust gas denitration treatment facility of the gas engine. That is, in the denitration process using the silver-alumina catalyst, it is possible to use hydrocarbon gas as a reducing agent, and the second gas having a low methane number separated by the gas separation device 30 is more than methane gas. It contains a lot of propane gas and butane gas, which have excellent reducing properties. Therefore, if the second gas having a low composition ratio of propane gas or butane gas is used, an efficient denitration process can be performed.
  • the customer A incorporates a denitration catalyst as one of the second gas consuming equipment group 20 and uses the low methane number gas separated by the gas separation device 30 as the reducing agent.
  • the CO 2 contained in the exhaust gas from the gas engine is used as the methane number adjusting gas, which is one example, and CO 2 discharged from other combustion equipment or the like is used. You can also. In that case, CO 2 discharged from another combustion device or the like can be stored in a tank (not shown). In any case, the use of exhausted CO 2 as the methane number adjusting gas as described above can contribute to the preservation of the global environment.

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Abstract

　ガス供給システムにおいて、上流側（主ガス供給ライン１）に供給される混合ガスのメタン価が変動する場合でも、各顧客における所定のガス機器群において、所定のメタン価の範囲のガスのみをそれらのガス機器群に供給することにより、機器動作を保障し安定させることができるようにする。 　そのために、顧客側に近い箇所において主ガス供給ライン１を流れるガスのメタン価をメタン価計６で測定し、測定されたメタン価値が閾値以下の場合には、主ガス供給ライン１を流れるガスをガス分離装置３０を用いてメタン価値が前記閾値を越える第１ガスと前記閾値以下である第２ガスとに分離する。分離後の前記第１ガスを第１ガス消費機器群（例えばガスエンジン）１０へ供給し、前記第２ガスを第２ガス消費機器群（例えば燃焼器）２０へ供給する。

Description

ガス供給システムと供給方法
　本発明は、ガス供給システムと供給方法に関し、特に、メタン価が影響するガス消費機器に対して、ガス組成が変動する場合であっても、所定のメタン価の範囲のガスのみをそれらのガス機器群に供給することにより機器動作を保障し安定させることができるようにするための技術に関する。
　都市ガスを燃料とするガス消費機器の中には、燃料ガスのメタン価が機器の運転に影響を与えるものがある。ガスエンジンはその代表例であり、メタン価の低いガスが供給されると、いわゆるノッキングを発生しやすくなり、機器動作が不安定になる。
　ここで、メタン価とは、ガソリンエンジンのオクタン価に対応するノッキングに対する抵抗値を示す指標として、ＡＶＬ社によって規格化されたものであり、１９７３年に the American Society of Mechanical Engineers に報告されている。一般に、メタン価は、メタンを１００、水素を０として定義されており、ノッキングを起こしにくいガスを混合することによりメタン価が１００を越える混合ガスを調整することができる。そのような剤は「メタン価調整ガス」と呼ばれており、一例としてＣＯ２が挙げられる。
　例えば、特許文献１には、ガスエンジンにおいてノッキングを起こすことなく出力を上げる技術が記載されており、燃料ガスにＣＯ２を混合させることで、燃料ガスのメタン価を上げてノッキングの発生を抑制し、それによりエンジン本体への燃料ガス供給量を増加させて、エンジンの出力を向上させるようにしている。
　特許文献２には、ガスエンジンの排気ガス中のＣＯ２を回収し、このＣＯ２と主燃料であるメタンガスとを反応させて改質したガスを燃料とする技術が記載されている。特許文献２に記載の技術は熱量を上げることを目的としているが、ＣＯ２の添加により燃料ガスのメタン価も高くなっていると解することもできる。
　特許文献３には、ガスエンジンに対する燃料供給装置が記載されており、低カロリーガス燃料を用いてガスエンジンの運転を可能とするために、燃料ガスに含まれる各ガスの混合率を算出し、その情報に基づいて供給する気体燃料のトータル熱量を制御するようにしている。必要な場合には、ＣＯ２、圧縮水素やＬＰＧ、ブタンを添加し燃焼速度やメタン価（アンチノック性）の調整を行なうことも記載されている。
　一方、特許文献４には、ガスエンジンにおいてメタン価の高いガスが有効であることに鑑みて、圧力スイング吸着法（ＰＳＡ：Pressure Swing Adsorption）により都市ガスをメタン価の高い第１ガスとメタン価の低い第２ガスとに分離する装置が記載されている。ガスエンジンコジェネレーションシステムにこのガス分離装置を採用し、メタン価の高い第１ガスをガスエンジンに供給し、熱量の高い第２ガスをボイラーに供給することによって、システム全体の出力増加とエネルギー効率の改善を可能としている。
特開２００２－１８０９０９号公報 特開２００２－１３４４７号公報 特開２００４－２７８４６８号公報 特開２００６－３２６５４５号公報
　上記のように、ガスエンジンのノッキング対策として燃料ガスのメタン価を高くする技術、そのために燃料ガスにＣＯ２を添加する技術、さらには、ガス分離装置を用いて都市ガスである燃料ガスをメタン価の高い第１ガスとメタン価の低い第２ガスとに分離し、メタン価の高い第１ガスをガスエンジンに供給し、熱量の高い第２ガスをボイラー等の燃焼器に供給する技術は知られている。しかし、いずれも特定のガス消費機器（例えば、ガスエンジン）と、該特定のガス消費機器に供給される燃料ガス流に注目して、そのガス流のメタン価等を調整しようとするものである。
　現実の都市ガスの供給は、主ガス供給ラインの下流に種類の異なる形態の多数のガス燃焼機器が接続しており、そのようなシステム全体におけるガス消費機器を、高メタン価の燃料ガスが供給されることが望ましいガス消費機器群（例えば、ガスエンジン）と、その他のガス消費機器群（例えば、燃焼器）とに区別し、主ガス供給ラインのガス流を中断することなく、それぞれに対して、それぞれに適した燃料ガスを継続的に供給できるようにすることが、システム全体を効率的に運用するためには求められるが、従来技術では、ガス供給システム内において、効率的にメタン価を制御しつつ、消費機器群の安定した動作を保障するような各消費機器群に見合った適切なガスを供給する技術については、特に配慮がなされていない。
　なお、ここで、都市ガスとは、その種類が燃焼速度とウオッベ指数とで決定されている炭化水素系ガスをいい、燃焼性の類別によって１３Ａ、１２Ａ、６Ａ等に分けられる。例えば、現在一般に供給されている１３Ａガスは、ウオッベ指数が５２．７～５７．８の範囲にあり、燃焼速度ＭＣＰが３５～４７の範囲にある都市ガスであって、その指標に基づいて品質が厳格に管理されている。
　なお、燃焼速度ＭＣＰは数１に示す計算式によって得られる数値をいい、ウオッベ指数ＷＩは数２に示す計算式によって得られる数値をいう。
（数１）ＭＣＰ＝Σ（Ｓｉ×ｆｉ×Ａｉ）／Σ（ｆｉ×Ａｉ）×（１－Ｋ）
　ただし、Ｓｉはガス中の各可燃性ガスの燃焼速度であって、水素は２８２、メタンは３６、エタンは４１、プロパンは４１、ブタンは３８である。ｆｉはガス中の各可燃性ガスに係る係数であって、水素は１．００、メタンは８．７２、エタンは１６．６、プロパンは２４．６、ブタンは３２．７である。Ａｉはガス中の各可燃性ガスの含有率（体積百分率）である。Ｋは減衰係数である。
（数２）ＷＩ＝Ｈ／√ａ
　ただし、ａはガスの空気に対する比重である。Ｈはガスの熱量（メガジュール）である。
　都市ガスは、例えば１３Ａに分類される都市ガス（以下１３Ａガスという）ではあっても、前記の通りその定義に幅があるので、そのガス組成は前記燃焼速度とウオッベ指数の条件を満足する範囲で変化する。
　一方、都市ガスにおいて、時期によってメタン価の異なる産地の天然ガス（注１）がラインに流れるのを避けることはできず、前記燃焼速度とウオッベ指数の条件を満足する都市ガスであっても、例えば平均組成では６６であるメタン価がある程度の幅で変動する。また、欧州における実際の国際ガスパイプラインのように、さまざまな産地からの天然ガス（注２）が同じバイプラインに流れ込むような場合も、メタン価が変動するのを避けられない。さらに、ガス供給事業者が基準値範囲内のメタン価の都市ガスを供給している主ガス供給ラインに、ガス供給事業者以外の者が異なったメタン価のガス（例えば、バイオガス等）や余剰のガスを供給することが可能となった場合にも、主ガス供給ラインを流れるガスのメタン価は変動する。
（注１）ブルネイ産天然ガスのメタン価は６６．６，インドネシア産天然ガスのメタン価は６６．７，マレーシア産天然ガスのメタン価７０．７である。
（注２）ロシア産天然ガスなどもメタン濃度が９０％以上あり非常にメタン価の高いガスである。一方、アルジェリア産天然ガスはそれよりもメタン濃度は低くなっている。
　そのようなケースにおいても、メタン価が影響する消費機器を使用する顧客先にとっては、自己のガス消費機器に適したメタン価の燃料ガスが供給されることが望ましいが、主ガス供給ライン中のガスのメタン価を一律にあるいは個々の顧客の要求に応じて制御することは事実上困難であり、現実的な解決策が求められている。
　本発明は上記のような事情に鑑みてなされたものであり、ガス供給用のパイプライン（主ガス供給ライン）にいかなるメタン価のガス組成のガスが流れる場合であっても、顧客先でもしくは顧客先に近い中間地点で所望にメタン価を制御して、高メタン価の燃料ガスが供給されることが望ましいガス消費機器群には高メタン価の燃料ガスを、その他のガス消費機器群（例えば、燃焼器）には低メタン価の燃料ガスを、確実に供給できるようにした、ガス供給システムとガス供給方法と提供することを課題とする。
　上記課題を解決するための第１の発明は、
　主ガス供給ラインを流れるガスを第１の分岐路を介して第１ガス消費機器群に、また第２の分岐路を介して第２ガス消費機器群に供給するガス供給システムであって、
　主ガス供給ラインを流れるガスのメタン価を測定するメタン価測定手段と、
　前記メタン価測定手段が測定したメタン価値を予め定めた閾値と比較する比較手段と、
　前記メタン価測定手段の位置と前記第１の分岐路と第２の分岐路の分岐点との間において前記主ガス供給ラインに備えられたガス流路切り替え手段と、
　前記ガス流路切り替え手段によって切り替えられたガス流を前記第１ガス消費機器群および第２ガス消費機器群に供給する分岐ガス供給ラインと、
　前記比較手段が前記メタン価測定値が前記閾値を越えていると判断した場合には主ガス供給ラインを流れるガスを前記第１の分岐路と第２の分岐路にそのまま供給し、前記メタン価測定値が前記閾値以下であると判断した場合には主ガス供給ラインを流れるガスを前記分岐ガス供給ラインに供給するように前記ガス流路切り替え手段を切り替える切り替え制御手段と、
　前記分岐ガス供給ラインに備えられており、供給されるガスをメタン価値が前記閾値を越える高メタン価の第１ガスと前記閾値以下である低メタン価の第２ガスとに分離するガス分離装置と、
　前記ガス分離装置が分離した前記高メタン価の第１ガスを前記第１ガス消費機器群へ供給する第１のバイパスラインと、
　前記ガス分離装置が分離した前記低メタン価の第２ガスを前記第２ガス消費機器群へ供給する第２のバイパスラインと、を少なくとも備えることを特徴とするガス供給システムである。
　上記のガス供給システムにおいて、前記第１のバイパスラインの下流に、前記高メタン価の第１ガス用のバッファタンクを備えることもできる。また、上記のガス供給システムにおいて、前記第２のバイパスラインの下流に、前記低メタン価の第２ガスバッファタンクを備えることもできる。
　さらに、上記のガス供給システムは、前記比較手段が前記メタン価測定値が所定閾値を越えていないと判断した場合に、前記第１のバイパスラインを流れるガスにメタン価調整ガスを供給することができるメタン価調整ガス供給手段をさらに備えることもできる。
　上記のガス供給システムの好ましい態様において、前記第１ガス消費機器群はガスエンジンを含み、前記第２ガス消費器群は燃焼器を含む。この態様において前記第１ガス消費機器群がガスエンジンの場合、本発明によるガス供給システムは前記ガスエンジンからの排気ガスに含まれるＣＯ２を分離する手段をさらに備えるとともに、前記メタン価調整ガス供給手段は前記ＣＯ２分離手段で分離されたＣＯ２を前記第１のバイパスライン中に供給する手段である。
　上記課題を解決するための第２の発明は、
　主ガス供給ラインを流れるガスを第１の分岐路を介して第１ガス消費機器群に、また第２の分岐路を介して第２ガス消費機器群に供給するガス供給方法であって、
　主ガス供給ラインを流れるガスのメタン価を測定する測定工程と、
　測定されたメタン価値を予め定めた閾値と比較する比較工程と、を備え、
　前記測定値が前記閾値を越えている場合には、主ガス供給ラインを流れるガスを第１および第２の分岐路を介して前記第１ガス消費機器群および第２の分岐路へそのまま供給し、
　前記測定値が前記閾値以下の場合には、主ガス供給ラインを流れるガスをメタン価値が前記閾値を越える高メタン価の第１ガスと前記閾値以下である低メタン価の第２ガスと分離し、分離後の前記高メタン価の第１ガスを第１ガス消費機器群へ供給し、前記低メタン価の第２ガスを第２ガス消費機器群へ供給することを特徴とするガス供給方法である。
　上記のガス供給方法において、前記第１のパイプランの下流において前記高メタン価の第１ガスを一時的に保管する工程をさらに備えることもできる。また、前記第２のパイプランの下流において前記低メタン価の第２ガスを一時的に保管する工程をさらに備えることもできる。
　さらに、上記のガス供給方法は、前記比較工程において、前記メタン価測定値が所定閾値を越えていないと判断した場合には前記第１のバイパスラインを流れるガスにメタン価調整ガスを供給するメタン化調整ガス供給工程をさらに備えることもできる。
　上記のガス供給方法の１つの態様において、前記第１ガス消費機器群はガスエンジンを含み、前記第２ガス消費器群は燃焼器を含む。この態様において前記第１ガス消費機器群がガスエンジンの場合、前記メタン化調整ガスは前記ガスエンジンからの排気ガスに含まれるＣＯ２である。
　上記の本発明によるガス供給システムおよびガス供給方法では、主ガス供給ラインが、第１ガス消費機器群へのガス供給ラインである第１の分岐路と第２ガス消費機器群へのガス供給ラインである第２の分岐路に分岐する分岐点よりも上流側において、主ガス供給ラインを流れるガスのメタン価を測定する。測定したメタン価値が予め定めた閾値を越えている場合には、下流側に燃料ガスのメタン価が機器の運転に影響を与えるガス消費機器（第１ガス消費機器群）が接続していても、当該ガス消費機器に悪影響を与えないので、そのままガスの供給を継続する。
　測定したメタン価値が前記閾値以下の場合には、下流側に接続したガス消費機器（第１ガス消費機器群、例えばガスエンジン）に悪影響を与える恐れがある。そのために、主ガス供給ラインを流れるガスをメタン価値を、前記閾値を越える高メタン価の第１ガスと前記閾値以下である低メタン価の第２ガスとに分離する処理を行い、分離後の前記高メタン価の第１ガスを第１ガス消費機器群へ供給し、前記低メタン価の第２ガスを第２ガス消費機器群へ供給する。それにより、主ガス供給ラインを流れるガスのメタン価が変動する場合であっても、第１ガス消費機器群と第２ガス消費機器群の双方に、機器作動に適したガスを供給することができる。また、主ガス供給ラインを流れるガスをメタン価値が前記閾値を越える第１ガスと前記閾値以下である第２ガスと分離する処理も、必要なときにのみ行えばよく、処理コストも低減できる。
　上記のように、本発明によるガス供給システムおよびガス供給方法では、主ガス供給ラインの下流に種類の異なる多数のガス燃焼機器が接続している大きなガス供給系において、供給されるべき燃料ガスのメタン価の最適値が異なっている複数個のガス消費機器が接続されている場合であっても、個々のガス消費機器ごとに、上記したメタン価測定処理とガス分離処理を行うことによって、すべてのガス消費機器に対して好適なガスの供給を継続して行うとことができる。すなわち、上流側（主ガス供給ライン）に供給される混合ガスのメタン価が変動しても、各顧客における所定のガス機器群において、所定のメタン価の範囲のガスのみをそれらのガス機器群に供給することが可能となり、すべての機器動作を保障し安定化させることができる。
　具体的一例として、コジェネレーションシステムに用いられるガスエンジンは、日本製のものと共に、輸入品も多く日本国内に流通している。例えば欧州で生産されたガスエンジンは高いメタン価（メタン価：７０）の燃料ガスにあわせて仕様が決定されているが、それをそのまま日本で使用する場合には、メタン価の低いガス（メタン価：６６）が燃料となりノッキングの発生が懸念されるので、定格出力を低くする仕様変更が行われているのが現状である。しかし、本発明によるガス供給システムおよびガス供給方法を用いることにより、欧州の天然ガスに比較してメタン価の低い日本の都市ガスユーザも、高メタン価のガスが利用可能になるので、メタン価６６程度の燃料ガスを前提とする日本向け仕様のガスエンジンのみならず、たとえばヨーロッパ向け仕様のガスエンジンを選択できる可能性が広がる。これによってガスエンジンの出力を上げることが可能となり、結果として初期投資の低減などを見込むことができる。
　本発明によるガス供給システムおよびガス供給方法において、前記ガスを分離する処理には、従来知られた任意のガス分離法を用いることができる。一例として、前記特許文献４に記載される圧力スイング吸着法（ＰＳＡ：Pressure Swing Adsorption）が上げられる。他に、膜分離法、吸収分離法、深冷分離法、ガスハイドレード分離法などを利用することもできる。そのような技術については、例えば株式会社東レリサーチセンター、２００７年４月発行の「ガス分離・精製技術」が参照される。
　本発明によるガス供給システムおよびガス供給方法におけるガス分離処理の１つの具体例として、都市ガスである１３Ａガスから高メタン価の第１ガスを分離する態様が挙げられる。１３Ａガスから高メタン価ガスが分離されると、結果として、残るガスにはメタン価を下げる要因となっているプロパン、ブタン等の組成比が高くなる。プロパン、ブタンはメタンより熱量が高いので残るガス（低メタン価の第２ガス）の熱量は分離された高メタン価ガスのそれより高くなっている。そのために、高メタン価ガス（第１ガス）を例えばガスエンジンに供給してエンジン出力を向上させる一方、低メタン価ガス（第２ガス）をボイラー等燃焼熱利用系に供給することにより、ガスエンジンコジェネレーションシステム全体の効率向上を図ることができる。また、プロパンやブタンはメタンよりも窒素酸化物に対する還元性が高いので低メタン価ガス（第２ガス）を脱硝処理に好適に適用することができる。さらに、高メタン価ガス（第１ガス）をガスエンジンに供給すればガスエンジンの出力が向上して出力余裕が生じるので、ガスエンジンの出力制御等を行えば、燃料効率さらに向上させることができる。
　本発明によるガス供給システムおよびガス供給方法において、メタン化調整ガスを用いる場合、メタン価調整ガスには、従来知られたものを適宜用いることができる。代表例として、ＣＯ２、窒素ガスが例示できる。表１はメタンとＣＯ２、表２はメタンと窒素ガスの混合比を変えた場合でメタン価の変動の一例を示している。表から、本発明において、混合ガスにメタン価調整ガスを添加することの有効性が示される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000002
　さらに、本発明によるガス供給システムおよびガス供給方法において、メタン化調整ガスを用いる場合、メタン化調整ガスとして、ガスエンジンからの排気ガスに含まれるＣＯ２に加えて、他の燃焼機器等から排出されるＣＯ２を用いることもできる。種々の燃焼器等から排出するＣＯ２は温室効果ガスの１つであり、削減することが求められている現在、上記のように本発明において、メタン価調整ガスとして排出ＣＯ２を用いることは、地球環境の保全にも寄与することとなる。
　なお、本発明によるガス供給システムおよびガス供給方法において、メタン価計、すなわちメタン価を計測する手段には、従来知られた適宜の手段を用いることができる。例として、例えば熱量計ＧａｓＰＴ（Ａｄｖａｎｔｉｃａ社製）を用いる手段、質量分析計あるいはガスクロマトグラフィーによってガス組成を定量分析し、ＡＶＬ社ソフトウエアＭｅｔｈａｎｅによって算出する手段、等を挙げることができる。
図１は、本発明によるガス供給システムおよびガス供給方法を説明するシステム図。 図２は、図１のシステムの運転プロセスを説明するフロー。 図３は、圧力スイング吸着法（ＰＳＡ：Pressure Swing Adsorption）によってガスを分離する一例を説明するための図。 図４は、都市ガス１３Ａを圧力スイング吸着法により高メタン価の第１ガスと低メタン価の第２ガスとに分離した結果を示すグラフ。
符号の説明
１…主ガス供給ライン、２…副ライン、３…ガス分岐点、４…第１の分岐路、５…第２の分岐路、６…メタン価計、７…ガス流路切替弁、８…分岐ガス供給ライン、１０…ガスエンジンに代表される燃料ガスのメタン価が機器の運転に影響を与えるガス消費機器群（第１ガス消費機器群）、２０…燃焼器に代表される燃料ガスのメタン価が機器の運転に影響を与えることのないガス消費機器群（第２ガス消費機器群）、３０…ガス分離装置、３１…第１のバイパスライン、３２…第２のバイパスライン、３３…高メタン価ガス用バッファタンク、３４…低メタン価ガス用バッファタンク、３５…コンピュータ、３６…メタン価閾値格納手段、３７…比較手段、３８…ＣＰＵ（制御手段）、４０…ＣＯ２分離装置、５０…ＣＯ２添加装置、Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｄ…顧客
発明を実施するための形態
　以下、図面を参照して本願の各発明を実施態様に基づき説明する。
　図１は、本発明によるガス供給システムおよびガス供給方法を説明するシステム図である。図で、１は主ガス供給ラインであり、主ガス供給ライン１には、ガス供給事業者が適宜混合した、高メタン価であるガスと低メタン価であるガスの混合ガスが流れている。混合ガスのメタン価は一定の範囲内であることが望ましいが、前記したように、時期によってあるいは地域によって変動するのを避けられない。また、副ライン２からバイオガスのように低カロリーであるがメタン価の高いガスが入り込むことも起こり得る。それによっても主ガス供給ライン１を流れる混合ガスのメタン価は変動する。
　主ガス供給ライン１の下流には、多くのガス消費機器が接続しており、大別して、例えばガスエンジンに代表される、燃料ガスのメタン価が機器の運転に影響を与えるガス消費機器群１０（本発明ではそれらを総称して「第１ガス消費機器群」という）と、例えば燃焼器に代表される、燃料ガスのメタン価が機器の運転に影響を与えることのないガス消費機器群２０（本発明ではそれらを総称して「第２ガス消費機器群」という）とに、分けられる。
　ガス供給事業者からの混合ガスの供給を受ける顧客は多数であり、各顧客（例えば、複数の工場等）は、それぞれ前記した第１ガス消費機器群１０と第２ガス消費機器群２０とを備えているのが普通である。図１の例では、顧客Ａは、第１ガス消費機器群１０としてガスエンジンを、第２ガス消費機器群２０として燃焼器と脱硝触媒を備えており、顧客Ｂは第１ガス消費機器群１０としてガスエンジンを、第２ガス消費機器群２０として燃焼器を備えている。顧客Ａと顧客Ｂにおいて、自己の保有するガスエンジンに供給される燃料ガスに求めるメタン価は、同じ場合もあり異なっている場合もある。同じことは、顧客Ｃ，顧客Ｄの間にも当てはまる。
　主ガス供給ライン１は、各顧客先あるいはそこに近い場所に設けられたガス分岐点３において、第１ガス消費機器群１０にガスを供給する第１の分岐路４と、第２ガス消費機器群２０にガスを供給する第２の分岐路５に分岐され、各分岐路４，５からそれぞれのガス消費機器１０，２０にガスが供給される。このようなガス配管系は従来と同じものである。
　本発明において、前記分岐点３よりも上流側にメタン価計６が備えられ、かつメタン価計６の位置と前記分岐点３との間に、ガス流路を切り替える切替弁７が備えられる。前記切替弁７は、混合ガス流をそのまま主ガス供給ライン１に継続して流下させる第１のポジションと、混合ガス流を主ガス供給ライン１から分岐した分岐ガス供給ライン８に切り替える第２のポジションとを選択的に取ることのできるようになっている。
　前記分岐ガス供給ライン８には、前記した例えば特許文献４に記載したようなガス分離装置３０が配置されている。ガス分離装置３０によって、分岐ガス供給ライン８を流れる混合ガスは、予め定めた閾値を越えたメタン価値である第１ガス（高メタン価ガス）と閾値以下である第２ガス（低メタン価ガス）とに分離される。そして、ガス分離装置３０が分離した高メタン価の第１ガスは第１のバイパスライン３１を通して前記第１ガス消費機器群１０へ供給され、同時に、低メタン価の第２ガスは第２のバイパスライン３２を通して前記第２ガス消費機器群２０へ供給される。
　上記のシステムにおいて、メタン価計６の測定値はコンピュータ３５に送られる。コンピュータ３５はメタン価の閾値格納手段３６と比較手段３７と制御手段（ＣＰＵ）３８を持つ。閾値格納手段３６に格納されるメタン価の閾値は、各顧客Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｄ，・・が自己の保有する第１ガス消費機器群１０（ガスエンジン）に供給される燃料ガスに求める最も低いメタン価値として通常は定められるが、より高い値あるいはより低い値を閾値として設定してもよい。比較手段３７はメタン価計６が測定したメタン価値と閾値格納手段３６に格納されているメタン価の閾値とを比較し、制御手段３８はその結果を切替弁７に向けて送信する。
　図１に示す例において、顧客Ａの配管系には、前記第１のバイパスライン３１には高メタン価の第１ガスを一時的に貯留する高メタン価ガス用バッファタンク３３が配置され、また第２のバイパスライン３２には低メタン価の第２ガスを一時的に貯留する低メタン価ガス用バッファタンク３４が配置される。なお、バッファタンク３３，３４を配置するかどうかは選択事項であり、図１の例において、顧客Ｂはそのようなバッファタンクを備えない。また、いずれか一方のバッファタンクのみを配置するようにしてもよい。
　さらに、顧客Ａの配管系には、本発明でいう「メタン価調整ガス供給手段」の一例を構成するＣＯ２分離装置４０とＣＯ２添加装置５０が備えられる。ここでＣＯ２分離装置４０は、第１ガス消費機器群１０であるガスエンジンからの排気ガス中に含まれるＣＯ２を分離するためのものであり、従来知られた任意のＣＯ２分離装置を用いることができる。例えば、化学吸収法・アミン法・圧力スイング吸着法（ＰＳＡ：Pressure Swing Adsorption）によるガス分離法、膜分離法、吸収分離法、深冷分離法、ガスハイドレード分離法によるＣＯ２分離装置を例として挙げることができる。
　ＣＯ２分離装置４０によって分離されたＣＯ２は、メタン価調整ガスの１つとして、ＣＯ２添加装置５０を介して、前記第１のバイパスライン３１を流れる高メタン価ガス中に添加される。図示しないが、必要な場合には、ＣＯ２分離装置が分離したＣＯ２を貯留する塔を配置してもよい。なお、ＣＯ２分離装置４０およびＣＯ２添加装置５０を備えるかどうか、すなわちは「メタン価調整ガス供給手段」を備えるかどうかは選択事項であり、図１の例において、顧客Ｂは「メタン価調整ガス供給手段」を備えない。
　図２は、顧客Ａにおいての、上記システムの運転プロセスを説明するフローである。顧客Ａは、自己が管理するガス消費機器（第１ガス消費機器群１０と第２ガス消費機器群２０）にガス供給を開始する（ｓ１０１）。なお、供給される混合ガスは、閾値格納手段３６に格納されているメタン価閾値を越えるメタン価値のガスと、それ以下のメタン価値のガスの混合ガスであることが望ましい。また、開始当初は前記切替弁７を前記第１のポジションにセットしておく。
　ガス供給開始と同時に、メタン価計６は混合ガスのメタン価値の測定を開始する（ｓ１０２）。測定値はコンピュータ３５に送られ、比較手段３７は測定されたメタン価値が閾値格納手段３６に格納されているメタン価閾値を越えているかどうかを比較する（ｓ１０３）。
　測定値が閾値を越えている場合は、第１ガス消費機器群１０であるガスエンジンはノッキングを起こすことなく作動することができる状態であり、制御手段３８は切替弁７に対して切り替え信号を発信しない。そのために、混合ガスは継続して主ガス供給ライン１に送られる（ｓ１０４）。混合ガスは前記ガス分岐点３において第１の分岐路４と第２の分岐路５に分岐され、各分岐路４，５からそれぞれのガス消費機器１０，２０（ガスエンジン、燃焼器等）に供給される（ｓ１０５）。
　測定値が閾値以下の場合には、コンピュータ３５の制御手段３８はガス分離装置３０を始動させ（ｓ１０６）、かつ切替弁７に対して切り替え信号を発信する。切替弁７は前記第２のポジションに切り替わり、混合ガスはガス分離装置３０へ送られる（ｓ１０７）。ガス分離装置３０は、混合ガスを予め定めた閾値を越えたメタン価値である高メタン価の第１ガスと閾値以下である低メタン価の第２ガスとに分離し、高メタン価の第１ガスを第１ガス消費機器群１０であるガスエンジンへ、低メタン価の第２ガスを燃焼器等へ供給する（ｓ１０８）。必要に応じて、高メタン価の第１ガスは高メタン価ガス用バッファタンク３３に一時的に貯留され、低メタン価の第２ガスは低メタン価ガス用バッファタンク３４に一時的に貯留され、必要とされるときに、前記第１のバイパスライン３１または第２のバイパスライン３２に供給される。
　以下、ガス消費機器の運転中、メタン価計６による供給ガスされる混合ガスのメタン価値測定を継続して行い、混合ガスのメタン価の変動に応じて、前記ｓ１０３以下のプロセスを実行する。
　上記の処理は、顧客Ｂ，Ｃ，Ｄ・・において、それぞれ異なったメタン価閾値を設定して、個々に独立して、すなわち顧客Ａとは別個に行うことができる。そのために、主ガス供給ライン１に供給される混合ガスにメタン価の変動が生じても、その変動幅に影響を受けるガス消費機器（第１ガス消費機器群１０）を有している顧客のみが、所要の対応を行えばよく、ガス配管系全体として、低コストでかつ高効率な運転が可能となる。
　上記のように、本発明において、混合ガスをガス分離装置３０によって高メタン価の第１ガスと閾値以下である低メタン価の第２ガスとに分離するかどうかは、混合ガスが第１ガス消費機器群１０に適したメタン価であるかどうかで判断しており、第１ガス消費機器群１０の需要に応じたガス量を供給するようになる。そのために、分離後のガスから得られる低メタン価である第２ガスの量が第２ガス消費機器群２０の需要に比較して少ない場合も起こり得る。それに対処するために、バイパスライン（不図示）を設け、必要時に、該バイパスラインを通して主ガス供給ライン１の混合ガスの一部を直接第２ガス消費機器群２０に供給するようにすることもできる。
　なお、図１において、顧客Ａが備える「メタン価調整ガス供給手段」、すなわちＣＯ２分離装置４０とＣＯ２添加装置５０は次のようにして用いられる。すなわち、ガスエンジンを運転しているときに、その排気ガスを捕捉して、排気ガス中のＣＯ２を分離し、必要に応じて図示しないタンクに貯留しておく。分離したＣＯ２を第１の分岐路４に添加することにより、そこを流れる燃料ガスのメタン価をさらに高いものとすることができる。また、分岐ガス供給ライン８に配置したガス分離装置３０によって分離された高メタン価の第１ガスによってガスエンジンを運転しているときには、前記第１のバイパスライン３１中に分離したＣＯ２を添加することにより、そこを流れる燃料ガスのメタン価をさらに高いものとすることもできる。いずれの場合も、排気ガス中のＣＯ２が大気に放出されるのを阻止することができる。
　さらに、混合ガスが、閾値格納手段３６に格納されているメタン価閾値以下のメタン価である混合ガスであり、ＣＯ２分離装置４０が分離した高メタン価の第１ガスのメタン価が閾値格納手段３６に格納されているメタン価閾値を越えない場合であっても、分離したＣＯ２を前記第１のバイパスライン３１または第１の分岐路４中に添加することにより、前記閾値を越えたメタン価のガスをガスエンジンに供給することも可能となる。
　次に、前記分岐ガス供給ライン８を流れるガスをメタン価値が前記閾値を越える高メタン価の高い第１ガスと前記閾値以下である低メタン価の第２ガスとに分離する方法および装置の１つの具体例を、日本において１３Ａと称されている都市ガスを前記特許文献４に記載される圧力スイング吸着法（ＰＳＡ：Pressure Swing Adsorption）によって分離する場合を例に取り説明する。
　日本において１３Ａと称されている都市ガスは、メタン（ＣＨ４）８７．７％、エタン（Ｃ２Ｈ６）６％、プロパン（Ｃ３Ｈ８）４．９％、ブタン（Ｃ４Ｈ１０）１．４％の平均組成を有する。それぞれのガスは吸着材（たとえば活性炭）への吸着量の吸着圧力依存性を有し、メタン、エタン、プロパン、ブタンにおいて、メタンガスとブタンガスとでは、その吸着量の圧力依存性に大きな相違がある。すなわち、ブタンガスの吸着量はメタンガスのそれより格段に大きい。メタンガス、ブタンガスの双方は吸着圧力の増加に従い吸着量が増加するが、単位圧力増加に対する吸着量の増加はメタンガスに比較してブタンガスの方が大きくなる圧力範囲が存在する。また、プロパンガスはブタンガスとほぼ同様な特性を示す。
　活性炭が充填された吸着塔に１３Ａガスを導入し通過させると、メタンガスより多くのブタンガスが吸着し、投入ガスのブタンガス比に対して通過ガスのブタンガス比が小さくなる。つまり通過ガスのメタン価が大きくなる。このブタンガスの吸着量は吸着圧力が大きくなるほど大きいので、１３Ａガスを吸着塔に通過処理する際の処理圧力が大きいほど通過ガスのメタン価は大きくなる。すなわち、吸着材が充填された吸着塔を通過させる１３Ａガスの圧力をスイングさせ、吸着および再生（圧力を低下することによりある程度吸着材が再生する）を繰り返すことにより、通過ガスのメタン価を制御させることが可能になる。再生時には吸着していたブタンガスが放出されるため通過ガスのメタン価は低下する。これにより、メタン価をパラメータとするガス分離を実現できる。
　図３は、そのような吸着塔の２個を利用して、定常的に混合ガスを高メタン価ガスと低メタン価ガスとに分離して取り出すことのできる装置の一例であり、図３において、一方の吸着塔Ａは、（ｉ）～（ｉｖ）ように、昇圧→吸着→脱着→脱着の流れを取り、吸着塔Ｂは、それに対応して、脱着→脱着→昇圧→吸着の流れをとる。吸着塔内の圧力を上げると、吸着しやすいガスとしにくいガスの吸着量の差を大きく取ることができるので、「昇圧」プロセスを設けており、また、圧力を下げるとガスが脱着するために、「脱着」プロセスでは真空ポンプなどで吸引することが行われる。
　図４は、本発明者らが行った実験結果を、図３で左側の吸着塔Ａに注目して、その時間経過とともに示している。図３および図４に示すように、（ｉ）の昇圧プロセスでは、高メタン価ガスおよび低メタン価ガスは流れない。（ｉｉ）の吸着プロセスでは重質成分（例えばブタン）が吸着された高メタン価ガス（ＨＧ）が流れ出てきており、低メタンガスは流れない。（ｉｉｉ）（ｉｖ）の脱着プロセスでは重質成分（例えばブタン）を多く含んだ低メタンガス（ＬＧ）が脱着ガスとして排出され、高メタン価ガス（ＨＧ）は流れない。このように、このプロセスを反復することにより、前記した１３Ａガスを、メタン価が７０を超える高メタン価ガス（本発明でいう高メタン価の第１ガス）と、メタン価が６５以下である低メタン価ガス（本発明でいう低メタン価の第２ガス）とに分離できることがわかる。
　また、ガスエンジンコジェネレーションシステムにおいて、分離した前記低メタン価の第２ガスを、ガスエンジンの排気ガス脱硝処理設備における還元剤として利用することができる。すなわち、銀―アルミナ触媒を用いた脱硝処理では、炭化水素ガスを還元剤として利用することが可能であり、前記したガス分離装置３０で分離された低メタン価の第２ガスは、メタンガスよりも還元性に優れたプロパンガスやブタンガスを多く含んでいる。従って、プロパンガスやブタンガスの組成比率の高い前記低メタン価の第２ガスを用いれば、効率の良い脱硝処理が行える。また、炭化水素ガスを還元剤とすれば、高コストのアンモニアや尿素を用いる必要がなくなり、コストの削減も図ることができる。従って、顧客Ａでは、第２ガス消費機器群２０の１つとして脱硝触媒を組み込み、ガス分離装置３０が分離した低メタン価ガスをその還元剤として利用している。
　なお、上記のシステムにおいて、メタン価調整ガスとして、ガスエンジンからの排気ガスに含まれるＣＯ２を用いたのは、一つの例であって、他の燃焼機器等から排出されるＣＯ２を用いることもできる。その場合、図示しないタンク内に、他の燃焼機器等から排出されるＣＯ２を貯留しておくこともできる。いずれにおいても、上記のようにして排出ＣＯ２をメタン価調整ガスとして用いることにより、地球環境の保全にも寄与することができる。

Claims (12)

  1. 　主ガス供給ラインを流れるガスを第１の分岐路を介して第１ガス消費機器群に、また第２の分岐路を介して第２ガス消費機器群に供給するガス供給システムであって、
    　主ガス供給ラインを流れるガスのメタン価を測定するメタン価測定手段と、
    　前記メタン価測定手段が測定したメタン価値を予め定めた閾値と比較する比較手段と、
    　前記メタン価測定手段の位置と前記第１の分岐路と第２の分岐路の分岐点との間において前記主ガス供給ラインに備えられたガス流路切り替え手段と、
    　前記ガス流路切り替え手段によって切り替えられたガス流を前記第１ガス消費機器群および第２ガス消費機器群に供給する分岐ガス供給ラインと、
    　前記比較手段が前記メタン価測定値が前記閾値を越えていると判断した場合には主ガス供給ラインを流れるガスを前記第１の分岐路と第２の分岐路にそのまま供給し、前記メタン価測定値が前記閾値以下であると判断した場合には主ガス供給ラインを流れるガスを前記分岐ガス供給ラインに供給するように前記ガス流路切り替え手段を切り替える切り替え制御手段と、
    　前記分岐ガス供給ラインに備えられており、供給されるガスをメタン価値が前記閾値を越える高メタン価の第１ガスと前記閾値以下である低メタン価の第２ガスとに分離するガス分離装置と、
    　前記ガス分離装置が分離した前記高メタン価の第１ガスを前記第１ガス消費機器群へ供給する第１のバイパスラインと、
    　前記ガス分離装置が分離した前記低メタン価の第２ガスを前記第２ガス消費機器群へ供給する第２のバイパスラインと、
    　を少なくとも備えることを特徴とするガス供給システム。
  2. 　前記第１のバイパスプランの下流に、前記高メタン価の第１ガス用のバッファタンクを有することを特徴とする請求項１記載のガス供給システム。
  3. 　前記第２のバイパスプランの下流に、前記低メタン価の第２ガスバッファタンクを有することを特徴とする請求項１に記載のガス供給システム。
  4. 　前記比較手段が前記メタン価測定値が所定閾値を越えていないと判断した場合に、前記第１のバイパスラインを流れるガスにメタン価調整ガスを供給することができるメタン価調整ガス供給手段をさらに備えることを特徴とする請求項１ないし３のいずれか１項に記載のガス供給システム。
  5. 　前記第１ガス消費機器群はガスエンジンを含み、前記第２ガス消費器群は燃焼器を含むことを特徴とする請求項１に記載のガス供給システム。
  6. 　前記第１ガス消費機器群がガスエンジンであり、前記ガスエンジンからの排気ガスに含まれるＣＯ２を分離する手段をさらに備え、メタン価調整ガス供給手段は前記ＣＯ２分離手段で分離されたＣＯ２を前記第１のバイパスライン中に供給する手段であることを特徴とする請求項５に記載のガス供給システム。
  7. 　主ガス供給ラインを流れるガスを第１の分岐路を介して第１ガス消費機器群に、また第２の分岐路を介して第２ガス消費機器群に供給するガス供給方法であって、
    　主ガス供給ラインを流れるガスのメタン価を測定する測定工程と、
    　測定されたメタン価値を予め定めた閾値と比較する比較工程と、を備え、
    　前記測定値が前記閾値を越えている場合には、主ガス供給ラインを流れるガスを第１および第２の分岐路を介して前記第１ガス消費機器群および第２の分岐路へそのまま供給し、
    　前記測定値が前記閾値以下の場合には、主ガス供給ラインを流れるガスをメタン価値が前記閾値を越える高メタン価の第１ガスと前記閾値以下である低メタン価の第２ガスと分離し、分離後の前記高メタン価の第１ガスを第１ガス消費機器群へ供給し、前記低メタン価の第２ガスを第２ガス消費機器群へ供給することを特徴とするガス供給方法。
  8. 　前記第１のパイプランの下流において前記高メタン価の第１ガスを一時的に保管する工程をさらに有することを特徴とする請求項７記載のガス供給方法。
  9. 　前記第２のパイプランの下流において前記低メタン価の第２ガスを一時的に保管する工程をさらに有することを特徴とする請求項７記載のガス供給方法。
  10. 　前記比較工程において、前記メタン価測定値が所定閾値を越えていないと判断した場合には前記第１のバイパスラインを流れるガスにメタン価調整ガスを供給するメタン価調整ガス供給工程をさらに備えることを特徴とする請求項７ないし９いずれか１項に記載のガス供給方法。
  11. 　前記第１ガス消費機器群はガスエンジンを含み、前記第２ガス消費器群は燃焼器を含むことを特徴とする請求項７に記載のガス供給方法。
  12. 　前記第１ガス消費機器群がガスエンジンであり、前記メタン価調整ガスが前記ガスエンジンからの排気ガスに含まれるＣＯ２であることを特徴とする請求項７に記載のガス供給方法。
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