JP6870624B2 - 多成分系液化ガスの成分調整装置 - Google Patents
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Description
本発明は、例えば天然ガスを液化したＬＮＧのような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、多成分系液化ガスラインに設けられて該多成分系液化ガスに特定成分が濃縮された濃縮ガスを混合する気液混合装置と、該気液混合装置の下流側に設けられて該気液混合装置で前記濃縮ガスが混合された混合液を昇圧する昇圧ポンプと、該昇圧ポンプの下流側に設けられて混合液を気化する気化器と、前記気化器の下流側に設けられて前記気化器によって気化されたガスの一部から特定成分を分離する膜分離装置と、該膜分離装置で分離されて特定成分が希薄になったガスを特定成分希薄ガスとして送出する第一ラインと、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を前記気液混合装置に供給するリサイクルラインと、前記気化器と前記膜分離装置の間から分岐して前記気化器で気化されたガスの一部を特定成分が濃縮された特定成分濃縮ガスとして送出するための第二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、前記多成分系液化ガスラインにおける前記昇圧ポンプの下流側に熱交換器を設け、前記リサイクルラインを流れる濃縮ガスを前記熱交換器によって前記多成分系液化ガス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。
（３）また、上記（１）又は（２）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気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と前記気液混合装置の上流側の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、前記気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記気液混合装置で液化するように前記制御弁を制御する第１の制御装置とを備えたことを特徴とするものである。
（４）また、上記（１）又は（２）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気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記気液混合装置の下流側において前記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。
（５）本発明に係る多成分系液化ガスの成分調整装置は、多成分系液化ガスラインに設けられて多成分液化ガスを昇圧する昇圧ポンプと、該昇圧ポンプの下流側に設けられて多成分液化ガスを気化する気化器と、前記気化器の下流側に設けられて前記気化器によって気化されたガスの一部から特定成分を分離する膜分離装置と、該膜分離装置で分離されて特定成分が希薄になったガスを特定成分希薄ガスとして送出する第一ラインと、
前記気化器と前記膜分離装置の間から分岐して前記気化器で気化されたガスの一部を特定成分が濃縮された特定成分濃縮ガスとして送出するための第二ラインと、
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、
前記第二ラインは、該第二ラインに送られた前記気化器で気化されたガスに前記濃縮ガス分離供給ラインから供給される分離液を混合する第二気液混合装置を有し、
前記濃縮ガス分離供給ラインは、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記気液分離装置に供給するリサイクルラインと、該リサイクルラインに設けられて多成分液化ガス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の前記第二気液混合装置に供給する分離液供給ラインとを有することを特徴とするものである。
前記気化器と前記膜分離装置の間から分岐して前記気化器で気化されたガスの一部を特定成分が濃縮された特定成分濃縮ガスとして送出するための第二ラインと、
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、
前記第二ラインは、該第二ラインに送られた前記気化器で気化されたガスに前記濃縮ガス分離供給ラインから供給される分離液を混合する第二気液混合装置を有し、
前記濃縮ガス分離供給ラインは、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記気液分離装置に供給するリサイクルラインと、該リサイクルラインに設けられて多成分液化ガス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の前記第二気液混合装置に供給する分離液供給ラインとを有することを特徴とするものである。
（６）また、上記（５）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多成分液化ガスラインに供給する分離ガス供給ラインを有し、
前記多成分液化ガスラインは、前記昇圧ポンプの上流側に、前記多成分系液化ガス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。
前記多成分液化ガスラインは、前記昇圧ポンプの上流側に、前記多成分系液化ガス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気液混合装置を有することを特徴とするものである。
（７）また、上記（５）に記載のものにおいて、前記リサイクルラインにおいて熱交換器を設ける代わりに、前記多成分系液化ガスラインを流れる多成分系液化ガスの一部を前記昇圧ポンプの下流側から前記気液分離装置に供給する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。
（８）また、上記（６）に記載のものにおいて、前記リサイクルラインにおいて熱交換器を設ける代わりに、前記多成分系液化ガスラインを流れる多成分系液化ガスの一部を前記昇圧ポンプの下流側から前記気液分離装置に供給する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。
（９）また、上記（６）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気液混合装置に供給される分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記リサイクルラインに設けられて前記気液分離装置に供給される濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に分離液を供給すると共に供給する分離液の量を調整する分離液ポンプと、
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、前記気液混合装置に供給される分離ガスの全量が前記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制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第３の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
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、前記気液混合装置に供給される分離ガスの全量が前記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制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第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（６）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気液混合装置に供給される分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記リサイクルラインに設けられて前記気液分離装置に供給される濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に分離液を供給すると共に供給する分離液の量を調整する分離液ポンプと、
前記気液混合装置の下流側において前記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制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第４の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記気液混合装置の下流側において前記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制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第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（８）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気液混合装置に供給される分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記リサイクルラインに設けられて前記気液分離装置に供給される濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記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液化ガスの量を調整する多成分液化ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に分離液を供給すると共に供給する分離液の量を調整する分離液ポンプと、
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、前記気液混合装置に供給される分離ガスの全量が前記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制御弁、前記多成分液化ガス制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第５の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
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、前記気液混合装置に供給される分離ガスの全量が前記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制御弁、前記多成分液化ガス制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第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（８）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気液混合装置に供給される分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記リサイクルラインに設けられて前記気液分離装置に供給される濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記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液化ガスの量を調整する多成分液化ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に分離液を供給すると共に供給する分離液の量を調整する分離液ポンプと、
前記気液混合装置の下流側において前記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制御弁、前記多成分液化ガス制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第６の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
前記気液混合装置の下流側において前記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制御弁、前記多成分液化ガス制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第６の制御装置を備えたことを特徴とするものである。
本発明においては、多成分系液化ガスラインで昇圧して気化した多成分系液化ガスを第一ラインの膜分離装置に供給し、分離された濃縮ガスを昇圧前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、多成分系液化ガスラインによる昇圧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、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と、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、液化燃料ガスライン５には、重質成分が濃縮された濃縮ガスをＬＮＧに混合する気液混合装置１１と、気液混合装置１１で混合された混合液を昇圧する昇圧ポンプ１３と、昇圧されたＬＮＧを気化する気化器１５とを設けている。
また、第一ライン７には、気化器１５によって気化されたＮＧ（天然ガス）から重質成分を分離する膜分離装置１７が設けられている。
さらに、第二ライン９には、第二ライン９に流れる流量を調整する流量調整弁１９が設けられている。
またさらに、膜分離装置１７で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを気液混合装置１１に供給するリサイクルライン２１を設けている。
また、第一ライン７には、気化器１５によって気化されたＮＧ（天然ガス）から重質成分を分離する膜分離装置１７が設けられている。
さらに、第二ライン９には、第二ライン９に流れる流量を調整する流量調整弁１９が設けられている。
またさらに、膜分離装置１７で分離された重質成分が濃縮された濃縮ガスを気液混合装置１１に供給するリサイクルライン２１を設けている。
また、昇圧ポンプ１３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、リサイクルライン２１に制御弁２３を設けると共に、気液混合装置１１に供給される濃縮ガスが気液混合装置１１で全量液化するように制御弁２３を制御する第１の制御装置２５を設けている。
なお、本実施の形態の各機器類、例えば昇圧ポンプ１３等は第１の制御装置２５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、本実施の形態の各機器類、例えば昇圧ポンプ１３等は第１の制御装置２５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。
＜液化燃料ガスラインに設置される機器＞
《気液混合装置》
気液混合装置１１は、膜分離装置１７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。
《気液混合装置》
気液混合装置１１は、膜分離装置１７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。
気液混合装置１１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、気液混合装置１１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、気液混合装置１１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。
《昇圧ポンプ》
昇圧ポンプ１３は、液化燃料ガスライン５を流れるＬＮＧを昇圧するためのポンプである。昇圧ポンプ１３によってＬＮＧは例えば7.0MPaGに昇圧される。
昇圧ポンプ１３は、液化燃料ガスライン５を流れるＬＮＧを昇圧するためのポンプである。昇圧ポンプ１３によってＬＮＧは例えば7.0MPaGに昇圧される。
《気化器》
気化器１５は、昇圧ポンプ１３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１５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。
気化器１５は、昇圧ポンプ１３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１５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。
＜第一ラインに設置される機器＞
《膜分離装置》
本実施例では、LNGを構成する成分のうち、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１７は、気化器１５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、リサイクルライン２１に送られる。
《膜分離装置》
本実施例では、LNGを構成する成分のうち、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１７は、気化器１５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、リサイクルライン２１に送られる。
＜第二ラインに設置される機器＞
第二ライン９には、第二ライン９に流れる流量を調整する流量調整弁１９が設けられている。流量調整弁１９により流量調整することで、第二ライン９に流れる気体の流量が調整される。第二ラインの流量調整と同時に第一ライン７に流れる気体流量が変化するので、送出ポンプ３により送液量を調整することで、第一ライン７に流れる気体流量が調整される。
第二ライン９には、第二ライン９に流れる流量を調整する流量調整弁１９が設けられている。流量調整弁１９により流量調整することで、第二ライン９に流れる気体の流量が調整される。第二ラインの流量調整と同時に第一ライン７に流れる気体流量が変化するので、送出ポンプ３により送液量を調整することで、第一ライン７に流れる気体流量が調整される。
＜リサイクルラインに設置される機器＞
《制御弁》
制御弁２３は、リサイクルライン２１に設けられ、第１の制御装置２５に制御されて、気液混合装置１１に供給する濃縮ガスの量を調整するものである。
《制御弁》
制御弁２３は、リサイクルライン２１に設けられ、第１の制御装置２５に制御されて、気液混合装置１１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２５は、制御弁２３を制御して、気液混合装置１１に供給される濃縮ガス量を気液混合装置１１で全量が液化する量に調整するものであり、リサイクルライン２１における制御弁２３の下流側及び液化燃料ガスライン５における気液混合装置１１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２７と、第１演算部２７の演算結果に基づいて気液混合装置１１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制御弁２３を制御する第１制御部２９とを備えている。
第１の制御装置２５は、制御弁２３を制御して、気液混合装置１１に供給される濃縮ガス量を気液混合装置１１で全量が液化する量に調整するものであり、リサイクルライン２１における制御弁２３の下流側及び液化燃料ガスライン５における気液混合装置１１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２７と、第１演算部２７の演算結果に基づいて気液混合装置１１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制御弁２３を制御する第１制御部２９とを備えている。
第１演算部２７は、気液混合装置１１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に熱量調整装置を設けるようにしてもよい。
また、リサイクルライン２１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、リサイクルライン２１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。
気液混合装置１１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（昇圧ポンプ１３）を用いることが可能になる。
なお、図１においては、気液混合装置１１の上流側に圧力検出器（Ｐ）を設置しているが、気液混合装置１１における圧力損失を考慮する場合には、気液混合装置１１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２５に入力するようにすればよい。もっとも、気液混合装置１１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２５に入力してもよい。
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、気液混合装置１１で濃縮ガスが混合され、重質成分が増加した混合液は昇圧ポンプ１３で例えば7.0MPaGに昇圧され、気化器１５で気化される。
昇圧ポンプ１３は液ポンプであり、混合液に気相が混入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２５によって制御弁２３が制御され、全量が液化できる量に濃縮ガスの供給量が制御される。
ＬＮＧタンク（図示なし）から送出されたＬＮＧは、気液混合装置１１で濃縮ガスが混合され、重質成分が増加した混合液は昇圧ポンプ１３で例えば7.0MPaGに昇圧され、気化器１５で気化される。
昇圧ポンプ１３は液ポンプであり、混合液に気相が混入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２５によって制御弁２３が制御され、全量が液化できる量に濃縮ガスの供給量が制御される。
気化器１５で気化されたガスの一部は第一ライン７に送られて膜分離装置１７によっ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、濃縮ガスはリサイクルライン２１に送られる。
リサイクルライン２１に送られた濃縮ガスは、気液混合装置１１に供給されてＬＮＧに混合される。このとき、膜分離装置１７に供給されるＮＧは昇圧ポンプ１３でLNG送出ポンプ３の吐出圧より昇圧されており、他方、気液混合装置１１に供給される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１７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、昇圧ポンプ１３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。
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。
気化器１５で気化されたガスの一部は、重質成分が濃縮された高発熱量ガスとして都市ガスユーザに供給される。
以上のように、本実施の形態では、液化ガス供給ラインで昇圧して気化したＮＧを膜分離装置１７に供給し、分離された濃縮ガスを昇圧ポンプ１３による昇圧前のＬＮＧに供給するようにしたことで、膜分離装置１７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、液化燃料ガスライン５による昇圧ポンプ１３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２５によって、気液混合装置１１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、昇圧ポンプ１３で効率的に送液することができる。
しかも、液化燃料ガスライン５による昇圧ポンプ１３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２５によって、気液混合装置１１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、昇圧ポンプ１３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２５は、制御弁２３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２５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制御弁２３の制御を行う第２の制御装置３１を適用してもよい。
第２の制御装置３１は、気液混合装置１１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３３と、第２演算部３３の演算結果に基づいて制御弁２３を制御する第２制御部３５とを備えている。第２制御部３５は、第２演算部３３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、制御弁２３を絞って気液混合装置１１に供給される濃縮ガス量を少なくする。
第２の制御装置３１は、気液混合装置１１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３３と、第２演算部３３の演算結果に基づいて制御弁２３を制御する第２制御部３５とを備えている。第２制御部３５は、第２演算部３３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、制御弁２３を絞って気液混合装置１１に供給される濃縮ガス量を少なくする。
また、制御弁２３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。
本実施の形態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２５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191.3t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）に、気液混合装置１１によってリサイクルライン２１から供給される36.1t/hの濃縮ガス（熱量：46.8MJ/Nm3、C1:85.4%,C2:7.5%,C3:4.9%,C4:2.2%）が混合される。混合液は、昇圧ポンプ１３で昇圧されて気化器１５で気化され、その一部は第一ライン７の膜分離装置１７に送られ、残りは第二ライン９に送られる。膜分離装置１７で分離された50t/hの低発熱量ガス（熱量：43.2MJ/Nm3、C1:91.8%,C2:5.4%,C3:2.2%,C4:0.6%）が発電所等へ供給される。他方、膜分離装置１７で分離された濃縮ガスは上述の通り気液混合装置１１に供給される。
第二ライン９に送られたガスは、さらに熱量調整のために熱量調整器３７によって8.7t/hのＬＰＧ（熱量：102MJ/Nm3、C3:90.0%,C4:10.0%）が添加され、150t/hの高発熱量ガス（熱量：46.0MJ/Nm3、C1:87.1%,C2:6.1%,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１７を用いないで、熱量調整器３７のみによって熱量調整した場合の具体例を図７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8.7t/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１７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１７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１７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１７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、実施の形態１を示した図１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態２に係る多成分系液化ガスの成分調整装置３９は、液化燃料ガスライン５の昇圧ポンプ１３と第一気化器１５の間に熱交換器４１を設け、リサイクルライン２１を流れる濃縮ガスを昇圧ポンプ１３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、実施の形態１を示した図１と同一部分には同一の符号を付して説明を省略する。
実施の形態２に係る多成分系液化ガスの成分調整装置３９は、液化燃料ガスライン５の昇圧ポンプ１３と第一気化器１５の間に熱交換器４１を設け、リサイクルライン２１を流れる濃縮ガスを昇圧ポンプ１３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、気液混合装置１１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。
図４に示した第１の制御装置２５は、制御弁２３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５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３１を適用して制御弁２３の制御を行うようにしてもよい。
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192.2t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）に、リサイクルライン２１から供給される59.7t/hの濃縮ガス（熱量：46.6MJ/Nm3、C1:85.9%,C2:7.4%,C3:4.7%,C4:2.0%）が熱交換器４１で冷却された後、気液混合装置１１によって混合される。混合液は、昇圧ポンプ１３で昇圧されて気化器１５で気化され、その一部は第一ライン７の膜分離装置１７に送られ、残りは第二ライン９に送られる。膜分離装置１７で分離された50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.8MJ/Nm3、C1:92.6%,C2:5.1%,C3:1.9%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。他方、膜分離装置１７で分離された濃縮ガスは上述の通り気液混合装置１１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192.2t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）に、リサイクルライン２１から供給される59.7t/hの濃縮ガス（熱量：46.6MJ/Nm3、C1:85.9%,C2:7.4%,C3:4.7%,C4:2.0%）が熱交換器４１で冷却された後、気液混合装置１１によって混合される。混合液は、昇圧ポンプ１３で昇圧されて気化器１５で気化され、その一部は第一ライン７の膜分離装置１７に送られ、残りは第二ライン９に送られる。膜分離装置１７で分離された50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.8MJ/Nm3、C1:92.6%,C2:5.1%,C3:1.9%,C4:0.4%）が発電所等へ供給される。他方、膜分離装置１７で分離された濃縮ガスは上述の通り気液混合装置１１に供給される。
第二ライン９に送られたガスは、さらに熱量調整のために熱量調整器３７によって7.8t/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、C1:87.1%,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４１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４３を図８に基づいて説明する。なお、図８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４３が実施の形態２と異なる主な点は、膜分離装置１７で分離されて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液化燃料ガスライン５に供給する濃縮ガス分離供給ライン４５を設けた点、及び第二ライン９に、第二ライン９に送られた気化器１５で気化されたガスに濃縮ガス分離供給ライン４５から供給される分離液を混合する第二気液混合装置４７を設けた点である。
実施の形態３に係る多成分系液化ガスの成分調整装置４３を図８に基づいて説明する。なお、図８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４３が実施の形態２と異なる主な点は、膜分離装置１７で分離されて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液化燃料ガスライン５に供給する濃縮ガス分離供給ライン４５を設けた点、及び第二ライン９に、第二ライン９に送られた気化器１５で気化されたガスに濃縮ガス分離供給ライン４５から供給される分離液を混合する第二気液混合装置４７を設けた点である。
そして、濃縮ガス分離供給ライン４５は、膜分離装置１７で分離された濃縮ガスを気液分離装置４９に供給するリサイクルライン２１と、リサイクルライン２１に設けられて液化燃料ガスライン５を流れる多成分系液化ガスの冷熱で濃縮ガスを冷却する熱交換器４１と、気液分離装置４９で分離された分離液を第二ライン９の第二気液混合装置４７に供給する分離液供給ライン５１と、気液分離装置４９で分離された分離ガスを液化燃料ガスライン５の気液混合装置１１に供給する分離ガス供給ライン５３とを有している。
また、分離液供給ライン５１には分離液ポンプ５５が、分離ガス供給ライン５３には分離ガス制御弁５７がそれぞれ設けられている。
さらに、気液分離装置４９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、分離ガス供給ライン５３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。
またさらに、本実施の形態では、分離液ポンプ５５、分離ガス制御弁５７及び制御弁２３を制御して、第二気液混合装置４７に供給する分離液量、気液混合装置１１に供給する分離ガス量及び気液分離装置４９に供給する濃縮ガス量を制御する第３の制御装置５９が設けられている。
さらに、気液分離装置４９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、分離ガス供給ライン５３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。
またさらに、本実施の形態では、分離液ポンプ５５、分離ガス制御弁５７及び制御弁２３を制御して、第二気液混合装置４７に供給する分離液量、気液混合装置１１に供給する分離ガス量及び気液分離装置４９に供給する濃縮ガス量を制御する第３の制御装置５９が設けられている。
第３の制御装置５９は、第３演算部６１と第３制御部６３を備えている。
昇圧ポンプ１３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３演算部６１は、液化燃料ガスライン５及び分離ガス供給ライン５３における気液混合装置１１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、気液混合装置１１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３制御部６３は、第３演算部６１の演算結果に基づいて分離ガス制御弁５７を制御する。
昇圧ポンプ１３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３演算部６１は、液化燃料ガスライン５及び分離ガス供給ライン５３における気液混合装置１１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、気液混合装置１１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３制御部６３は、第３演算部６１の演算結果に基づいて分離ガス制御弁５７を制御する。
また、第３制御部６３は、分離液ポンプ５５及び制御弁２３の制御を行う。以下、分離液ポンプ５５及び制御弁２３の制御について具体的に説明する。
気液分離装置４９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、分離液ポンプ５５は液レベルを一定に保つように送液量を調整する。すなわち、液面レベルが高くなりすぎる場合は分離液ポンプ５５の送液量を多くし、液面レベルが低くなりすぎる場合は分離液ポンプ５５の送液量を少なくする調整を施す。
また、気液分離装置４９では、圧力をある一定範囲内に制御して運用する。詳しくは、気液分離装置４９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、制御弁２３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制御弁２３の開度を小さくし、圧力が低くなりすぎる場合は制御弁２３の開度を大きくする調整を施す。
気液分離装置４９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、分離液ポンプ５５は液レベルを一定に保つように送液量を調整する。すなわち、液面レベルが高くなりすぎる場合は分離液ポンプ５５の送液量を多くし、液面レベルが低くなりすぎる場合は分離液ポンプ５５の送液量を少なくする調整を施す。
また、気液分離装置４９では、圧力をある一定範囲内に制御して運用する。詳しくは、気液分離装置４９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、制御弁２３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制御弁２３の開度を小さくし、圧力が低くなりすぎる場合は制御弁２３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８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は昇圧ポンプ１３で例えば7.0MPaGに昇圧され、気化器１５に供給されて全量が気化される。気化器１５で気化されたＮＧは膜分離装置１７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は昇圧ポンプ１３で例えば7.0MPaGに昇圧され、気化器１５に供給されて全量が気化される。気化器１５で気化されたＮＧは膜分離装置１７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。
リサイクルライン２１に送られた濃縮ガスは、制御弁２３の開度に応じた量が熱交換器４１に供給される。熱交換器４１では、低温のＬＮＧと高温の濃縮ガスの間で熱交換がなされ、濃縮ガスが冷却されることで気液混合状態となり、気液分離装置４９に送られる。
気液分離装置４９では、ガスと液が分離される。ここで、元のリサイクルライン２１よりも分離液の熱量は更に高くなる。一方、分離ガスの熱量はリサイクルライン２１よりも低くなる。
気液分離装置４９で分離された分離ガスは分離ガス制御弁５７を通して気液混合装置１１に送られ、更に熱量が高まった分離液は分離液ポンプ５５を通して第二ライン９の第二気液混合装置４７に送られる。第二気液混合装置４７では、分離液ポンプ５５で送った液と流量調整弁１９の下流のガスとが混合され、液部分は気化し、第二気液混合装置４７の下流はガス相となる。
気液分離装置４９では、ガスと液が分離される。ここで、元のリサイクルライン２１よりも分離液の熱量は更に高くなる。一方、分離ガスの熱量はリサイクルライン２１よりも低くなる。
気液分離装置４９で分離された分離ガスは分離ガス制御弁５７を通して気液混合装置１１に送られ、更に熱量が高まった分離液は分離液ポンプ５５を通して第二ライン９の第二気液混合装置４７に送られる。第二気液混合装置４７では、分離液ポンプ５５で送った液と流量調整弁１９の下流のガスとが混合され、液部分は気化し、第二気液混合装置４７の下流はガス相となる。
なお、気液分離装置４９で分離された高熱量の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、第二気液混合装置４７の下流に熱量調整器３７を設けるようにしてもよい（図１０参照）。この点は、以下の実施の形態においても同様である。
また、リサイクルライン２１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、リサイクルライン２１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１７に供給されるＮＧは昇圧ポンプ１３でＬＮＧ送出ポンプ３の吐出圧より大幅に昇圧されており、気液分離装置４９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、熱交換器４１の圧力損失は極わずかである。
このため、膜分離装置１７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、昇圧ポンプ１３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１７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、昇圧ポンプ１３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１７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、昇圧ポンプ１３での昇圧は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３の制御装置５９によって、気液混合装置１１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、昇圧ポンプ１３で効率的に送液することができる。
また、気液分離装置４９により、リサイクルライン２１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、昇圧ポンプ１３での昇圧は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３の制御装置５９によって、気液混合装置１１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、昇圧ポンプ１３で効率的に送液することができる。
また、気液分離装置４９により、リサイクルライン２１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、気液混合装置１１の上流側に圧力検出器（Ｐ）を設置しているが、気液混合装置１１における圧力損失を考慮する場合には、気液混合装置１１の下流側にも圧力検出器（Ｐ）を設置して検出値を第３の制御装置５９に入力するようにすればよい。
もっとも、気液混合装置１１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３の制御装置５９に入力するようにしてもよい。
もっとも、気液混合装置１１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３の制御装置５９に入力するようにしてもよい。
また、上記の第３の制御装置５９は、分離ガス制御弁５７の制御に関していわゆるフィードフォワード制御であったが、第３の制御装置５９に代えて、図９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５７の制御を行う第４の制御装置６５を適用してもよい。
第４の制御装置６５は、気液混合装置１１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４演算部６７と、第４演算部６７の演算結果に基づいて分離ガス制御弁５７を制御する第４制御部６９とを備えている。第４制御部６９は、第４演算部６７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５７を絞って気液混合装置１１に供給されるガス量を少なくする。
第４の制御装置６５は、気液混合装置１１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４演算部６７と、第４演算部６７の演算結果に基づいて分離ガス制御弁５７を制御する第４制御部６９とを備えている。第４制御部６９は、第４演算部６７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５７を絞って気液混合装置１１に供給されるガス量を少なくする。
また、分離ガス制御弁５７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３による熱量調整の具体例について図１０に基づいて概説する。
図１０に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた194.5t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）に、気液分離装置４９で分離された55.6t/hの分離ガス（熱量：40.5MJ/Nm3、C1:97.8%,C2:2.1%,C3:0.1%,C4:0.0%）が気液混合装置１１によって混合される。混合液（熱量：43.3MJ/Nm3、C1:91.8%,C2:5.1%,C3:2.3%,C4:0.8%）は、昇圧ポンプ１３で昇圧されて気化器１５で気化され、その一部は第一ライン７の膜分離装置１７に送られ、残りは第二ライン９に送られる。膜分離装置１７で分離された50t/hの低発熱量ガス（熱量：41.8MJ/Nm3、C1:94.6%,C2:4.0%,C3:1.2%,C4:0.2%）が発電所等へ供給される。他方、膜分離装置１７で分離された71.4t/hの濃縮ガス（熱量：44.4MJ/Nm3、C1:89.9%,C2:5.8%,C3:3.1%,C4:1.2%）はリサイクルライン２１により熱交換器４１に供給され冷却された後に気液分離装置４９に供給され、その分離ガスは上述の通り気液混合装置１１に供給される。
図１０に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた194.5t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）に、気液分離装置４９で分離された55.6t/hの分離ガス（熱量：40.5MJ/Nm3、C1:97.8%,C2:2.1%,C3:0.1%,C4:0.0%）が気液混合装置１１によって混合される。混合液（熱量：43.3MJ/Nm3、C1:91.8%,C2:5.1%,C3:2.3%,C4:0.8%）は、昇圧ポンプ１３で昇圧されて気化器１５で気化され、その一部は第一ライン７の膜分離装置１７に送られ、残りは第二ライン９に送られる。膜分離装置１７で分離された50t/hの低発熱量ガス（熱量：41.8MJ/Nm3、C1:94.6%,C2:4.0%,C3:1.2%,C4:0.2%）が発電所等へ供給される。他方、膜分離装置１７で分離された71.4t/hの濃縮ガス（熱量：44.4MJ/Nm3、C1:89.9%,C2:5.8%,C3:3.1%,C4:1.2%）はリサイクルライン２１により熱交換器４１に供給され冷却された後に気液分離装置４９に供給され、その分離ガスは上述の通り気液混合装置１１に供給される。
気液分離装置４９で分離された15.8t/hの分離液（熱量：70.6MJ/Nm3、C1:37.4%,C2:30.6%,C3:22.8%,C4:9.2%）は分離液ポンプ５５によって第二気液混合装置４７に送液され、第二ライン９に送られたガスと混合され、さらに熱量調整のために熱量調整器３７によって5.5t/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、C1:87.0%,C2:6.6%,C3:5.0%,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7.8t/hであったが、実施の形態３では5.5t/hとなっており、添加量が減少している。これは、気液分離装置４９を設けたことにより、膜分離装置１７で分離された濃縮ガスの熱量が気液分離装置４９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７１を図１１に基づいて説明する。なお、図１１において、実施の形態３を示した図８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７１は、実施の形態３における熱交換器４１に代えて、液化燃料ガスライン５における昇圧ポンプ１３の下流側から気液分離装置４９にＬＮＧを供給する多成分系液化ガス供給ラインとしてのＬＮＧ供給ライン７３を設けたものである。ＬＮＧ供給ライン７３には、ＬＮＧ供給量を調整するための多成分液化ガス制御弁としてのＬＮＧ制御弁７５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７１を図１１に基づいて説明する。なお、図１１において、実施の形態３を示した図８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７１は、実施の形態３における熱交換器４１に代えて、液化燃料ガスライン５における昇圧ポンプ１３の下流側から気液分離装置４９にＬＮＧを供給する多成分系液化ガス供給ラインとしてのＬＮＧ供給ライン７３を設けたものである。ＬＮＧ供給ライン７３には、ＬＮＧ供給量を調整するための多成分液化ガス制御弁としてのＬＮＧ制御弁７５が設けられている。
また、本実施の形態では、分離液ポンプ５５、分離ガス制御弁５７、ＬＮＧ制御弁７５及び制御弁２３を制御して、第二気液混合装置４７に供給する分離液量、気液混合装置１１に供給する分離ガス量、気液分離装置４９に供給するＬＮＧ量及び気液分離装置４９に供給する濃縮ガス量を制御する第５の制御装置７７が設けられている。
第５の制御装置７７は、第５演算部７９と第５制御部８１を備えており、第５演算部７９の機能は第４演算部６７と同様であり、第５制御部８１は第４制御部６９の機能に加えてＬＮＧ制御弁７５を制御する機能を有している。
気液分離装置４９では、温度をある一定範囲内に制御して運用するが、第５制御部８１は温度を一定に保つようにＬＮＧ制御弁７５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ＬＮＧ制御弁７５の開度を大きくし、温度が低くなりすぎる場合はＬＮＧ制御弁７５の開度を小さくする調整を施す。
気液分離装置４９では、温度をある一定範囲内に制御して運用するが、第５制御部８１は温度を一定に保つようにＬＮＧ制御弁７５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ＬＮＧ制御弁７５の開度を大きくし、温度が低くなりすぎる場合はＬＮＧ制御弁７５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１１に基づいて説明する。
本実施の形態の動作は実施の形態３とほぼ同様であるが、実施の形態３では膜分離装置１７で分離された濃縮ガスを、熱交換器４１を介して液化燃料ガスライン５のＬＮＧで冷却していたのに対して、本実施の形態では液化燃料ガスライン５のＬＮＧの一部を気液分離装置４９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３とほぼ同様であるが、実施の形態３では膜分離装置１７で分離された濃縮ガスを、熱交換器４１を介して液化燃料ガスライン５のＬＮＧで冷却していたのに対して、本実施の形態では液化燃料ガスライン５のＬＮＧの一部を気液分離装置４９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。
リサイクルライン２１に送られた濃縮ガスは、制御弁２３の開度に応じた量が気液分離装置４９に送られる。また、昇圧ポンプ１３から送られたＬＮＧのうち一部は、ＬＮＧ制御弁７５の開度に応じた量が気液分離装置４９に送られる。
気液分離装置４９では、ガスと液が分離される。ここで、元のリサイクルライン２１よりも分離液の熱量は更に高くなる。一方、分離ガスの熱量はリサイクルライン２１よりも低くなる。
分離ガスは分離ガス制御弁５７を通して気液混合装置１１に送られ、更に熱量が高まった分離液は分離液ポンプ５５を通して第二気液混合装置４７に送られる。
気液分離装置４９では、ガスと液が分離される。ここで、元のリサイクルライン２１よりも分離液の熱量は更に高くなる。一方、分離ガスの熱量はリサイクルライン２１よりも低くなる。
分離ガスは分離ガス制御弁５７を通して気液混合装置１１に送られ、更に熱量が高まった分離液は分離液ポンプ５５を通して第二気液混合装置４７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３と同様である。
なお、上記の第５の制御装置７７は、分離ガス制御弁５７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７７に代えて、図１２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５７の制御を行う第６の制御装置８３を適用してもよい。第６の制御装置８３は、第６演算部８５と第６制御部８７を備えている。
実施の形態４による熱量調整の具体例について図１３に基づいて概説する。
図１３に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた193.9t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）に、気液分離装置４９で分離された61.9t/hの分離ガス（熱量：39.9MJ/Nm3、C1:99.5%,C2:0.5%,C3:0.0%,C4:0.0%）が気液混合装置１１によって混合される。混合液（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:92.5%,C2:4.5%,C3:2.2%,C4:0.8%）は、昇圧ポンプ１３で昇圧された後、60.0t/hが気液分離装置４９に供給される。残りが気化器１５で気化され、その一部は第一ライン７の膜分離装置１７に送られ、残りは第二ライン９に送られる。膜分離装置１７で分離された50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.1MJ/Nm3、C1:94.4%,C2:3.9%,C3:1.5%,C4:0.2%）が発電所等へ供給される。他方、膜分離装置１７で分離された36.3t/hの濃縮ガス（熱量：44.6MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:5.4%,C3:3.2%,C4:1.4%）はリサイクルライン２１により気液分離装置４９に供給され、その分離ガスは上述の通り気液混合装置１１に供給される。
図１３に示す例では、ＬＮＧ送出ポンプ３によって送られてきた193.9t/hのＬＮＧ（熱量：44.2MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:6.0%,C3:3.0%,C4:1.0%）に、気液分離装置４９で分離された61.9t/hの分離ガス（熱量：39.9MJ/Nm3、C1:99.5%,C2:0.5%,C3:0.0%,C4:0.0%）が気液混合装置１１によって混合される。混合液（熱量：43.1MJ/Nm3、C1:92.5%,C2:4.5%,C3:2.2%,C4:0.8%）は、昇圧ポンプ１３で昇圧された後、60.0t/hが気液分離装置４９に供給される。残りが気化器１５で気化され、その一部は第一ライン７の膜分離装置１７に送られ、残りは第二ライン９に送られる。膜分離装置１７で分離された50t/hの低発熱量ガス（熱量：42.1MJ/Nm3、C1:94.4%,C2:3.9%,C3:1.5%,C4:0.2%）が発電所等へ供給される。他方、膜分離装置１７で分離された36.3t/hの濃縮ガス（熱量：44.6MJ/Nm3、C1:90.0%,C2:5.4%,C3:3.2%,C4:1.4%）はリサイクルライン２１により気液分離装置４９に供給され、その分離ガスは上述の通り気液混合装置１１に供給される。
気液分離装置４９で分離された34.4t/hの分離液（熱量：52.9MJ/Nm3、C1:71.8%,C2:15.8%,C3:9.0%,C4:3.4%）は分離液ポンプ５５によって第二気液混合装置４７に送液され、第二ライン９に送られたガスと混合され、さらに熱量調整のために熱量調整器３７によって6.1t/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、C1:86.9%,C2:6.7%,C3:5.0%,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7.8t/hであったが、実施の形態４では6.1t/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３と同様に、気液分離装置４９を設けたことにより、膜分離装置１７で分離された濃縮ガスの熱量が気液分離装置４９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３、４おいては、気液分離装置４９によって気液分離された分離ガスを第一ライン７の気液混合装置１１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、分離ガスを気液混合装置１１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する。
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 気液混合装置
１３ 昇圧ポンプ
１５ 気化器
１７ 膜分離装置
１９ 流量調整弁
２１ リサイクルライン
２３ 制御弁
２５ 第１の制御装置
２７ 第１演算部
２９ 第１制御部
３１ 第２の制御装置
３３ 第２演算部
３５ 第２制御部
３７ 熱量調整器
３９ 成分調整装置（実施の形態２）
４１ 熱交換器
４３ 成分調整装置(実施の形態３）
４５ 濃縮ガス分離供給ライン
４７ 第二気液混合装置
４９ 気液分離装置
５１ 分離液供給ライン
５３ 分離ガス供給ライン
５５ 分離液ポンプ
５７ 分離ガス制御弁
５９ 第３の制御装置
６１ 第３演算部
６３ 第３制御部
６５ 第４の制御装置
６７ 第４演算部
６９ 第４制御部
７１ 成分調整装置（実施の形態４）
７３ ＬＮＧ供給ライン
７５ ＬＮＧ制御弁
７７ 第５の制御装置
７９ 第５演算部
８１ 第５制御部
８３ 第６の制御装置
８５ 第６演算部
８７ 第６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 気液混合装置
１３ 昇圧ポンプ
１５ 気化器
１７ 膜分離装置
１９ 流量調整弁
２１ リサイクルライン
２３ 制御弁
２５ 第１の制御装置
２７ 第１演算部
２９ 第１制御部
３１ 第２の制御装置
３３ 第２演算部
３５ 第２制御部
３７ 熱量調整器
３９ 成分調整装置（実施の形態２）
４１ 熱交換器
４３ 成分調整装置(実施の形態３）
４５ 濃縮ガス分離供給ライン
４７ 第二気液混合装置
４９ 気液分離装置
５１ 分離液供給ライン
５３ 分離ガス供給ライン
５５ 分離液ポンプ
５７ 分離ガス制御弁
５９ 第３の制御装置
６１ 第３演算部
６３ 第３制御部
６５ 第４の制御装置
６７ 第４演算部
６９ 第４制御部
７１ 成分調整装置（実施の形態４）
７３ ＬＮＧ供給ライン
７５ ＬＮＧ制御弁
７７ 第５の制御装置
７９ 第５演算部
８１ 第５制御部
８３ 第６の制御装置
８５ 第６演算部
８７ 第６制御部
Claims (12)
- 多成分系液化ガスラインに設けられて該多成分系液化ガスに特定成分が濃縮された濃縮ガスを混合する気液混合装置と、該気液混合装置の下流側に設けられて該気液混合装置で前記濃縮ガスが混合された混合液を昇圧する昇圧ポンプと、該昇圧ポンプの下流側に設けられて混合液を気化する気化器と、前記気化器の下流側に設けられて前記気化器によって気化されたガスの一部から特定成分を分離する膜分離装置と、該膜分離装置で分離されて特定成分が希薄になったガスを特定成分希薄ガスとして送出する第一ラインと、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を前記気液混合装置に供給するリサイクルラインと、前記気化器と前記膜分離装置の間から分岐して前記気化器で気化されたガスの一部を特定成分が濃縮された特定成分濃縮ガスとして送出するための第二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。
- 前記多成分系液化ガスラインにおける前記昇圧ポンプの下流側に熱交換器を設け、前記リサイクルラインを流れる濃縮ガスを前記熱交換器によって前記多成分系液化ガス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気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記リサイクルラインを流れる前記濃縮ガスの圧力、温度、流量及び組成と前記気液混合装置の上流側の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、前記気液混合装置に供給される濃縮ガスの全量が前記気液混合装置で液化するように前記制御弁を制御する第１の制御装置とを備えたことを特徴とする請求項１又は２に記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記リサイクルラインに設けられて前記気液混合装置に供給する濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記気液混合装置の下流側において前記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又は２に記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 多成分系液化ガスラインに設けられて多成分液化ガスを昇圧する昇圧ポンプと、該昇圧ポンプの下流側に設けられて多成分液化ガスを気化する気化器と、前記気化器の下流側に設けられて前記気化器によって気化されたガスの一部から特定成分を分離する膜分離装置と、該膜分離装置で分離されて特定成分が希薄になったガスを特定成分希薄ガスとして送出する第一ラインと、
前記気化器と前記膜分離装置の間から分岐して前記気化器で気化されたガスの一部を特定成分が濃縮された特定成分濃縮ガスとして送出するための第二ラインと、
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、
前記第二ラインは、該第二ラインに送られた前記気化器で気化されたガスに前記濃縮ガス分離供給ラインから供給される分離液を混合する第二気液混合装置を有し、
前記濃縮ガス分離供給ラインは、前記膜分離装置で分離された濃縮ガスを前記気液分離装置に供給するリサイクルラインと、該リサイクルラインに設けられて多成分液化ガス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の前記第二気液混合装置に供給する分離液供給ラインとを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多成分液化ガスラインに供給する分離ガス供給ラインを有し、
前記多成分液化ガスラインは、前記昇圧ポンプの上流側に、前記多成分系液化ガス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気液混合装置を有することを特徴とする請求項５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おいて熱交換器を設ける代わりに、前記多成分系液化ガスラインを流れる多成分系液化ガスの一部を前記昇圧ポンプの下流側から前記気液分離装置に供給する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５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おいて熱交換器を設ける代わりに、前記多成分系液化ガスラインを流れる多成分系液化ガスの一部を前記昇圧ポンプの下流側から前記気液分離装置に供給する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６記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
- 前記分離ガス供給ラインに設けられて前記気液混合装置に供給される分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記リサイクルラインに設けられて前記気液分離装置に供給される濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に分離液を供給すると共に供給する分離液の量を調整する分離液ポンプと、
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、前記気液混合装置に供給される分離ガスの全量が前記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制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第３の制御装置を備えたことを特徴とする請求項６記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。 - 前記分離ガス供給ラインに設けられて前記気液混合装置に供給される分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記リサイクルラインに設けられて前記気液分離装置に供給される濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に分離液を供給すると共に供給する分離液の量を調整する分離液ポンプと、
前記気液混合装置の下流側において前記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制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第４の制御装置を備えたことを特徴とする請求項６記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。 - 前記分離ガス供給ラインに設けられて前記気液混合装置に供給される分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記リサイクルラインに設けられて前記気液分離装置に供給される濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記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液化ガスの量を調整する多成分液化ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に分離液を供給すると共に供給する分離液の量を調整する分離液ポンプと、
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、前記気液混合装置に供給される分離ガスの全量が前記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制御弁、前記多成分液化ガス制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第５の制御装置を備えたことを特徴とする請求項８記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。 - 前記分離ガス供給ラインに設けられて前記気液混合装置に供給される分離ガスの量を調整する分離ガス制御弁と、前記リサイクルラインに設けられて前記気液分離装置に供給される濃縮ガスの量を調整する制御弁と、前記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液化ガスの量を調整する多成分液化ガス制御弁と、前記分離液供給ラインに設けられて前記第二気液混合装置に分離液を供給すると共に供給する分離液の量を調整する分離液ポンプと、
前記気液混合装置の下流側において前記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制御弁、前記多成分液化ガス制御弁及び前記分離液ポンプを制御する第６の制御装置を備えたことを特徴とする請求項８記載の多成分系液化ガスの成分調整装置。
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