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技術 ガス供給システム

出願人 東京瓦斯株式会社
発明者 小森光徳鍵屋慎一黒川英人富永直人五味保城中里直人
出願日 2016年3月29日 (4年8ヶ月経過) 出願番号 2016-065857
公開日 2017年10月5日 (3年2ヶ月経過) 公開番号 2017-180573
状態 特許登録済
技術分野 半透膜を用いた分離 ガス燃料 管路系
主要キーワード 高圧パイプライン 加熱用装置 高圧幹線 分離製造 分離膜方式 熱量調整装置 ガス本管 近隣地域
関連する未来課題
重要な関連分野

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図面 (7)

課題

LPGを容易に輸送できるガス供給システムを提供する。

解決手段

ガス供給システムは、メタンガスと、炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスとを含む第1都市ガスを輸送するガス本管と、前記ガス本管に接続され、前記第1都市ガスを、前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスと前記第1都市ガスから前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスを分離除去した第2都市ガスとに分離する分離器とを含む。

概要

背景

従来より、少なくともメタンとメタンより低揮発性炭化水素とを含む原料ガスを、蒸留塔を用いて、メタンが富化されかつメタンより低揮発性の炭化水素がより薄い残留ガスと、メタンがより薄くかつメタンより低揮発性の炭化水素が富化された重質留分とに分離する炭化水素の分離方法において、
(a)該原料ガスを冷却し、その一部を凝縮させて気液分離する工程;
(b)工程(a)で得られた液を蒸留塔に供給する工程;
(c)工程(a)で得られたガスエキスパンダーにより膨張させ、その一部を凝縮させ
て気液分離する工程;
(d)工程(c)で得られた液を該蒸留塔に供給する工程;
(e)工程(c)で得られたガスを第1の部分と第2の部分に分岐する工程;
(f)該第1の部分を該蒸留塔に供給する工程;
(g)該第2の部分を圧縮しかつ冷却して凝縮させた後減圧して該蒸留塔にリフラックス
として供給する工程;
(h)該蒸留塔の塔頂部から該残留ガスを得、該蒸留塔の塔底部から該重質留分を得る工
程を有することを特徴とする炭化水素の分離方法がある(例えば、特許文献1参照)。

概要

LPGを容易に輸送できるガス供給システムを提供する。ガス供給システムは、メタンガスと、炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスとを含む第1都市ガスを輸送するガス本管と、前記ガス本管に接続され、前記第1都市ガスを、前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスと前記第1都市ガスから前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスを分離除去した第2都市ガスとに分離する分離器とを含む。

目的

そこで、LPGを容易に輸送できるガス供給システムを提供することを目的とする

効果

実績

技術文献被引用数
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牽制数
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請求項1

メタンガスと、炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスとを含む第1都市ガス輸送するガス本管と、前記ガス本管に接続され、前記第1都市ガスを、前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスと前記第1都市ガスから前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスを分離除去した第2都市ガスとに分離する分離器とを含む、ガス供給システム

請求項2

前記ガス本管と前記分離器との間に設けられ、前記ガス本管によって輸送される前記第1都市ガスの流量を調整する流量調整装置をさらに含む、請求項1記載のガス供給システム。

請求項3

前記ガス本管と前記分離器との間に設けられ、前記ガス本管によって輸送される前記第1都市ガスを減圧する減圧装置をさらに含む、請求項1又は2記載のガス供給システム。

請求項4

互いに直列に接続される前記減圧装置及び前記分離器の組を複数組含み、前記複数組の前記減圧装置及び前記分離器は、前記ガス本管に対して並列に接続されており、複数の減圧装置は、減圧後の圧力設定値が異なり、前記第1都市ガスの流量の増大に応じて、前記圧力設定値が高い減圧装置に直列に接続される前記分離器から順番稼働する、請求項3記載のガス供給システム。

請求項5

前記分離器を複数含むとともに、前記複数の分離器にそれぞれ並列に接続される複数のバイパス管と、前記複数のバイパス管にそれぞれ直列に挿入される複数の遮断弁とを含み、前記複数の分離器は、直列に接続されており、前記第1都市ガスの流量の増大に応じて、前記遮断弁の開閉を制御して、稼働する前記分離器の数を増大させる、請求項1乃至3のいずれか一項記載のガス供給システム。

請求項6

前記分離器の前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスを出力する出力口に接続され、前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスを液化する液化装置をさらに含む、請求項1乃至5のいずれか一項記載のガス供給システム。

請求項7

前記ガス本管の前記分離器が接続される第1端部とは反対の第2端部には、気化器が接続される、請求項1乃至6のいずれか一項記載のガス供給システム。

技術分野

0001

本発明は、ガス供給システムに関する。

背景技術

0002

従来より、少なくともメタンとメタンより低揮発性炭化水素とを含む原料ガスを、蒸留塔を用いて、メタンが富化されかつメタンより低揮発性の炭化水素がより薄い残留ガスと、メタンがより薄くかつメタンより低揮発性の炭化水素が富化された重質留分とに分離する炭化水素の分離方法において、
(a)該原料ガスを冷却し、その一部を凝縮させて気液分離する工程;
(b)工程(a)で得られた液を蒸留塔に供給する工程;
(c)工程(a)で得られたガスエキスパンダーにより膨張させ、その一部を凝縮させ
て気液分離する工程;
(d)工程(c)で得られた液を該蒸留塔に供給する工程;
(e)工程(c)で得られたガスを第1の部分と第2の部分に分岐する工程;
(f)該第1の部分を該蒸留塔に供給する工程;
(g)該第2の部分を圧縮しかつ冷却して凝縮させた後減圧して該蒸留塔にリフラックス
として供給する工程;
(h)該蒸留塔の塔頂部から該残留ガスを得、該蒸留塔の塔底部から該重質留分を得る工
程を有することを特徴とする炭化水素の分離方法がある(例えば、特許文献1参照)。

先行技術

0003

特許4452239号公報

発明が解決しようとする課題

0004

ところで、従来の炭化水素の分離方法は、約−162℃という超低温を利用してLNG(Liquefied Natural Gas:液化天然ガス)のような原料ガスからエタンLPG(liquefied petroleum gas:液化石油ガス)を深冷分離するため、従来の炭化水素の分離方法を実現する分離装置を設置できる場所は、LNG基地内、もしくは隣接地域になる。

0005

このため、例えば、LNG基地と石化学プラントとが離れているケースでは、分離装置と石油化学プラントの間でLPGを輸送する手段が必要となる。LPGは、都市ガスとは異なり、単独では高圧パイプラインでの長距離輸送に適していないため、タンクローリーで輸送することになる。

0006

また、LPGの約80%は、海外からの輸入で賄っており、湾地区にある輸入基地で受け入れている。また、残りの約20%は、国内の原油精製装置で原油を精製する際に取り出されているが、原油も輸入で賄っているため、ほぼすべての原油精製装置も湾岸地区に配備されており、原油から得られるLPGも湾岸地区の基地に貯蔵される。

0007

上述したように、LPGは、単独では高圧パイプラインでの長距離輸送には適していない。これは、プロパンブタンを主成分とする液化した状態のLPGは、1MPaを超えると液化することと、パイプラインで単独で輸送すると、圧損等で圧力が低下した場合に気化するおそれがあるからである。

0008

従って、LPGは、湾岸地区の輸入基地等で貯蔵されており、国内の各地に輸送する場合は、タンクローリーで輸送することになる。

0009

このため、従来の炭化水素の分離方法では、LPGの輸送効率が悪く手間がかかるという課題がある。

0010

そこで、LPGを容易に輸送できるガス供給システムを提供することを目的とする。

課題を解決するための手段

0011

本発明の実施の形態のガス供給システムは、メタンガスと、炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスとを含む第1都市ガスを輸送するガス本管と、前記ガス本管に接続され、前記第1都市ガスを、前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスと前記第1都市ガスから前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスを除去した第2都市ガスとに分離する分離器とを含む。

発明の効果

0012

LPGを容易に輸送できるガス供給システムを提供することができる。

図面の簡単な説明

0013

ガス供給システム100とLNG基地10を示す図である。
分離装置110及びその周辺の構成を示す図である。
石油化学プラント80におけるエネルギーの流れを説明する図である。
比較用に、ガス供給システム100を備えない石油化学プラント80Aにおけるエネルギーの流れを説明する図である。
実施の形態2のガス供給システム100A、100Bを示す図である。
実施の形態2のガス供給システム100A、100Bを示す図である。

実施例

0014

以下、本発明のガス供給システムを適用した実施の形態について説明する。

0015

<実施の形態1>
図1は、ガス供給システム100とLNG基地10を示す図である。

0016

LNG基地10は、タンク11A、11B、熱量調整装置12、及び気化器13を含む。一例として、LNG基地10は、湾岸部に位置し、タンカー輸送によって輸入されるLNG及びLPGをそれぞれタンク11A及び11Bに貯蔵する。ここで、湾岸部とは、タンカーが接岸でき、タンカーからタンク11A及び11BにLNG及びLPGを移送できるようなエリアをいう。また、内陸部とは、湾岸部よりも内陸側のエリアをいう。

0017

熱量調整装置12は、タンク11A及び11Bと気化器13との間に接続されており、タンク11Aから供給されるLNGに、タンク11Bから供給されるLPGを追加することにより、混合されるガスの熱量を調整する。

0018

気化器13は、熱量調整装置12で熱量が調整された混合ガスを気化してパイプライン120に出力する。

0019

ここで、LNG(Liquefied Natural Gas:液化天然ガス)は、天然ガスであるため、メタン、エタン、プロパン、又はブタン等の炭化水素系ガスを含む。また、LPG(liquefied petroleum gas:液化石油ガス)は、プロパンとブタンを主成分とするガスであり、プロパンとブタン以外の炭化水素系ガスを含み得る。

0020

一例として、LNGとLPGの混合ガスに占めるLPGの割合は、5%未満である。LNGとLPGの混合ガスは、都市ガスAとしてパイプライン120によって輸送されるガスである。都市ガスAには、熱量調整のために、LPG成分が数%程度含まれている。LNGとLPGの混合ガスは、第1都市ガスの一例である。

0021

なお、ここでは、都市ガスAが、LNGとLPGの混合ガスである形態について説明するが、都市ガスAは、メタンガスと、炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスとを含むガスであればよい。

0022

ただし、ガスの利用形態によっては、LNGにLPGを混合しないガス(未熱調のガス)を供給するケースもまれに発生する。

0023

ガス供給システム100は、分離装置110とパイプライン120を有する。分離装置110は、一例として、湾岸部から離れた内陸部、又は、湾岸部に位置する。 分離装置110が内陸部にある場合は、例えば、分離装置110は、LPGの生成基地の中に配置される。また、分離装置110が湾岸部にある場合は、例えば、分離装置110は、石油化学プラントの中又は近隣に位置する。

0024

分離装置110は、パイプライン120を介して、沿岸部のLNG基地10の気化器13に接続されている。分離装置110は、都市ガスAを都市ガスBとLPGとに分離する装置である。

0025

都市ガスBは、都市ガスAよりもメタンの比率が高いC1(メタン)リッチガスである。分離装置110で分離された都市ガスBは、第2都市ガスの一例である。

0026

分離装置110としては、例えば、都市ガスAからLPGを分離する分離膜を有する分離装置を用いることができる。その他に、分離装置110としては、PSA(Pressure Swing Adsorption:圧力変動吸着)装置のような分離装置を用いてもよい。

0027

パイプライン120は、内陸部の分離装置110と、湾岸部のLNG基地10の気化器13とを接続するガス本管である。一例として、LNG基地10が東京湾に位置する場合において、分離装置110が内陸部に配備される場合には、分離装置110は、関東に位置する。

0028

このため、パイプライン120は、一例として、東京湾から北関東までを接続するガス本管である。なお、ガス本管とは、道路に平行して埋設されているガス管で、高圧幹線導管、又は、本支管と称される場合もある。

0029

なお、LNG基地10が東京湾の湾岸部に位置する場合において、分離装置110も湾岸部に配備される場合には、分離装置110は、例えば、東京湾の湾岸部に位置する。この場合に、パイプライン120は、東京湾の湾岸部でLNG基地10と分離装置110を接続するガス本管である。

0030

図2は、分離装置110及びその周辺の構成を示す図である。

0031

分離装置110は、分離器111、ガス管120A、120B、120C、減圧装置131、圧力計132、流量調整装置133、遮断弁134、バイパスライン135、遮断弁135A、圧力計136、流量計137、減圧装置138、逆止弁139、圧力計151、遮断弁152、ガス管153、GC(Gas Chromatograph:ガスクロマトグラフ)154、バルブ155、バルブ156、ガス管157、及びバルブ158を含む。

0032

分離器111は、一例として、分離膜を有するタイプのものである。このため、分離器111に分離膜(Membrane)と記す。分離器111は、都市ガスAを都市ガスBとLPGとに分離する分離器である。

0033

分離器111とパイプライン120の間には、ガス管120Aが設けられており、ガス管120Aには、減圧装置131、圧力計132、流量調整装置133、及び遮断弁134が設けられている。また、分離器111にはバイパスライン135が並列に接続されており、バイパスライン135には遮断弁135Aが設けられている。

0034

分離器111は、2つの出力口を有し、一方にはガス管120Bを介して、ボイラ140が接続されている。ガス管120Bには、圧力計136、流量計137、減圧装置138、逆止弁139が設けられている。

0035

分離器111の他方の出力口には、ガス管120Cを介して、液化装置150が接続されている。ガス管120Cには、圧力計151と遮断弁152が設けられている。

0036

また、流量調整装置133には、ガス管153を介してGC(Gas Chromatograph:ガスクロマトグラフ)154が接続されている。流量調整装置133とGC154との間のガス管153には、バルブ155が設けられている。

0037

また、ガス管120Cとガス管153との間を接続するガス管153Aには、バルブ156が設けられており、ガス管120CとGC154との間を接続するガス管157には、バルブ158が設けられている。

0038

減圧装置131は、パイプライン120を輸送される都市ガスAを分離器111に投入する前に、圧力を下げる装置である。都市ガスAは、パイプライン120によってLNG基地10(図1参照)から輸送される都市ガスであり、熱量調整のために、LPGを数パーセント(約5%未満)含むガスである。

0039

圧力計132は、減圧装置131によって減圧された都市ガスAの圧力を計測する。流量調整装置133は、減圧装置131によって減圧された都市ガスAの流量を調整する装置である。

0040

遮断弁134は、流量調整装置133と分離器111との間に設けられており、分離器111とバイパスライン135とを切り替える際に用いられる。分離器111を稼働する際には、遮断弁134は開放され、バイパスライン135の遮断弁135Aは遮断される。

0041

バイパスライン135は、分離器111と並列に接続されており、分離器111をバイパスする際に用いられる。バイパスライン135には、遮断弁135Aが設けられている。分離器111をバイパスする際には、遮断弁134が遮断され、遮断弁135Aが開放される。

0042

圧力計136は、分離器111の出力側で都市ガスBの圧力を計測する。都市ガスBは、分離器111で都市ガスAから精製され、LPGを殆ど含まないガス(C1 rich gas)である。都市ガスBは、メタンが主成分である。

0043

流量計137は、分離器111から出力される都市ガスBの流量を計測する。減圧装置138は、分離器111から出力される都市ガスBの圧力を減圧する。逆止弁139は、分離器111とボイラ140の間で逆流を防止するために設けられている。

0044

ボイラ140は、都市ガスBを利用する装置の一例である。

0045

液化装置150は、分離器111で分離されたLPGを液化するために設けられている。液化装置150は、LPGを常温加圧して液化する。液化装置150で液化されたLPGは、タンクローリーで輸送されるか、又は、プロパンガス用の容器に入れられて、石油化学プラント80の内部又は外部に供給される。

0046

圧力計151は、分離器111と液化装置150との間を結ぶガス管120Cに設けられており、分離器111で分離されたLPGの圧力を検出する。また、ガス管120Cには、遮断弁152が設けられている。

0047

ガス管153は、流量調整装置133とGC154との間を接続しており、バルブ155が設けられている。GC154が都市ガスAを分析するときには、バルブ155が開放されて都市ガスAがGC154に供給される。バルブ155は、それ以外の場合は遮断される。

0048

GC154は、ガスの同定、定量に用いられる分析機器である。GC154には、流量調整装置133からガス管153を介して供給される都市ガス、ガス管120Cからガス管153Aを介して供給されるLPGを追加、又は、ガス管157を介して供給される都市ガス(C1 rich gas)のいずれかが入力され、入力されたガスの同定、定量を行う。

0049

バルブ156は、ガス管120CとGC154との間を結ぶガス管153Aに設けられており、GC154でLPGを分析する際に開放され、それ以外の場合は遮断される。

0050

ガス管157は、ガス管120BとGC154との間を接続するガス管である。ガス管157には、バルブ158が設けられている。

0051

バルブ158は、GC154が都市ガスBを分析するときには、バルブ158が開放されて都市ガスBがGC154に供給される。バルブ158は、それ以外の場合は遮断される。

0052

分離器111を稼働して都市ガスAから都市ガスBを精製するとともに、LPGを分離する際には、遮断弁135Aを遮断し、バルブ155、156、158を遮断する。

0053

図3は、石油化学プラント80におけるエネルギーの流れを説明する図である。図3では、分離装置110が湾岸部の石油化学プラント80に組み込まれた場合のエネルギー利用の流れを説明する。

0054

図3では、石油化学プラント80には、ボイラ140に加えて、水素製造装置170及びエチレンプロピレン製造装置180を示し、ガス供給システム100の構成要素は、分離装置110とパイプライン120以外は省略する。

0055

図3では、石油化学プラント80には、原料として、LPG191とナフサ粗製ガソリン)192が供給されていることとする。LPG191及びナフサ192は、一例として、水素製造装置170及びエチレン・プロピレン製造装置180に供給されている。

0056

パイプライン120を介して分離装置110に供給される都市ガスAは、都市ガスBとLPGとに分離され、都市ガスBは、ボイラ140及び水素製造装置170に供給され、LPGは、LPG191とともに、水素製造装置170及びエチレン・プロピレン製造装置180に供給される。なお、都市ガスAは、分離装置110を経ずに、オフガス一緒にボイラ140に供給されてもよい。

0057

ここで、オフガスとは、エチレン・プロピレン製造装置において、原料・燃料として利用される以外に未利用で放出される炭化水素を含むガスのことをいう。

0058

脱硫用途の水素製造装置170が生成する水素は、例えば、石油化学プラント80の内部で、例えば、燃料電池で利用することができる。また、水素を石油化学プラント80の近隣の他社に販売してもよい。

0059

エチレン・プロピレン製造装置180がエチレン及び/又はプロピレン生成する過程で生じるオフガスは、ボイラ140と水素製造装置170に供給される。このオフガスは、パイプライン120で輸送される都市ガスAの一部と一緒にボイラ140に供給することができる。

0060

図4は、比較用に、ガス供給システム100を備えない石油化学プラント80Aにおけるエネルギーの流れを説明する図である。

0061

LPG191及びナフサ192は、水素製造装置170及びエチレン・プロピレン製造装置180に供給されている。

0062

エチレン・プロピレン製造装置180がエチレン及び/又はプロピレン生成する過程で生じるオフガスは、ボイラ140と水素製造装置170に供給される。

0063

水素製造装置170が生成する水素と、エチレン・プロピレン製造装置180から得られるオフガスは、石油化学プラント80Aの内部で利用される他に、石油化学プラント80Aの近隣の他社に販売することができる。

0064

図3図4を比べて分かるように、実施の形態1(図3)のシステムでは、分離装置110で都市ガスAから分離されるLPGがLPG191に加えられて水素製造装置170及びエチレン・プロピレン製造装置180に供給されるため、図4のケースに比べてLPG191の量を減らし、石油化学プラント80で精製したLPGを利用することができる。

0065

また、分離装置110で生成したLPGを利用できる分だけ、ナフサ192の量を図4のシステムに比べて減らすことができる。

0066

また、メタンリッチな都市ガスBを水素製造装置170に供給することができるので、水素の製造が容易になる。

0067

また、都市ガスAの一部をボイラ140の燃料に利用することができる。

0068

図3に示すシステムでは、水素製造装置170の原料ガスとして、C2(エタン)成分を含むオフガスと比較し、C1(メタン)リッチ分離ガス(都市ガスB)を使用することで、水素ガス製造効率が向上する。

0069

水素製造装置170の原料ガスとして、C1リッチ(メタン)な分離ガス(都市ガスB)を使用することで、オフガス量が変動しても、安定して水素を製造することができる。

0070

従来技術では、LPGを分離製造するために、LNGの冷熱が必要であることから、LPGの分離製造は、LNG基地に隣接するという立地制約を受ける。これに対して、分離膜方式の分離装置110を用いたLPGの分離製造であれば、冷熱は必要がないため、立地の制約がなく、LNGの需要が多い石油化学プラント内への設置が可能になる。

0071

そして、LPGの分離装置110の立地制約がなくなることから、分離装置110で分離したLPG(LPG成分ガス)を近隣の複数の石油化学プラントで専用導管を利用して融通することが可能となる。

0072

また、LNG基地10で製造され、石油化学プラント80までパイプライン120で輸送される都市ガスAを、石油化学プラント80内に設置した分離膜方式の分離装置110を利用して、C1(メタン)リッチな都市ガスAと、C3(プロパン)、C4(ブタン)リッチなLPG(LPG成分ガス)とに分離する。

0073

C1(メタン)リッチガスは、隣接する石油化学プラント80内の脱硫用途の水素製造装置に供給することで水素製造効率の向上を図る。また、周辺の工場におけるボイラ、加熱炉発電機にも供給する。一方で分離されたC3(プロパン)、C4(ブタン)リッチなLPG成分ガスは、エチレン・プロピレン製造装置180の原料ガス、及び、各種加熱用装置燃料ガスとして利用することができる。

0074

石油化学プラント80において、流量や性状の安定しないオフガスは、主にボイラ140への加熱用熱源の燃料ガスとして使用し、水素製造装置170には主に都市ガスAから分離したC1(メタン)リッチな都市ガスBを使用することで、水素ガスの製造効率向上が期待できる。

0075

図4に示す比較用の石油化学プラント80Aは、エチレン・プロピレン製造装置180の原料としてLPGやナフサが利用され、エチレン・プロピレン製造装置180から発生するオフガスを水素製造装置170の原料ガス、および加熱用の燃料ガスとして利用されている。

0076

図3に示す実施の形態1の石油化学プラント80では、都市ガスAから分離製造されたC1(メタン)リッチガス(都市ガスB)を水素製造装置170の原料ガス及びボイラ140の加熱用熱源の燃料ガスとして利用する。また、都市ガスAから分離されたもう一方の成分である、C3(プロパン)、C4(ブタン)リッチなLPG(LPGガス)をエチレン・プロピレン製造装置180の原料ガスとして利用する。

0077

また、以上では、熱量調整装置12で熱量を調整した都市ガスAをパイプライン120で輸送する形態について説明したが、LNG基地10が熱量調整装置12を含まない場合には、都市ガスAとして、熱量調整が行われていないガス(未熱調ガス)をパイプライン120で輸送してもよい。

0078

未熱調ガスであっても、メタン以外の成分(炭素原子数が2以上の炭化水素系ガス)を含むからである。未熱調ガスをオフガスラインに供給することで、水素製造装置170の原料ガス、およびボイラ140の燃料ガスとして利用することができる。

0079

また、石油化学プラント80に設置した分離装置110で分離したC3(プロパン)、C4(ブタン)リッチなLPGを専用導管を使用してコンビナート地区の複数プラントに供給し、複数プラントで原料ガス、燃料ガスとして使用してもよい。

0080

また、専用導管で供給するC3(プロパン)、C4(ブタン)リッチなLPGの熱量を安定させる必要がある場合には、分離後のLPGの熱量測定装置と、C1(メタン)リッチガス(都市ガスB)の注入装置を組み合わせて、熱量が安定したLPGを専用導管で供給すればよい。

0081

また、C1(メタン)リッチガス(都市ガスB)を原料とする水素製造装置170で製造される水素ガスの純度をPSAや分離膜により高純度の水素ガスに精製し、燃料電池自動車用水素ステーションに供給してもよい。また、高純度の水素ガスを専用導管を利用して近隣の石油化学プラントに供給してもよい。

0082

以上、実施の形態1によれば、湾岸部のLNG基地10から、パイプライン120(ガス本管)でガス供給システム100に都市ガスAを輸送する。パイプライン120は、既存の設備であり、湾岸部のLNG基地10のある地域から、方々へ延在している。また、パイプライン120によって輸送される都市ガスAには、熱量調整のために、LPG成分が数%程度含まれている。

0083

このため、ガス供給システム100の分離装置110で都市ガスAを都市ガスBとLPGに分離すれば、内陸部でLPGを得ることができる。LPGは、例えば、ボンベ封入して近隣地域家庭等に販売してもよい。この場合は、分離装置110がある場所が、LPG生成基地になる。また、都市ガスBは、例えば、ボイラ140等で消費すればよい。

0084

また、LPGは、石油化学プラント80の内部で利用してもよいし、あるいは、石油化学プラント80が存在する地域で利用してもよい。石油化学プラント80が存在する地域で利用する場合には、その地域におけるLPG供給源としての役割を担うことが可能になる。

0085

従来は、タンクローリーでLPGを輸送して石油化学プラント80で利用するか、あるいは、タンクローリーでLPGを内陸部のLPG生成基地に輸送して家庭用のボンベに詰めて販売していた。

0086

これに対して、実施の形態1では、パイプライン120でどこにでも都市ガスAを輸送することができ、輸送先に設けた分離装置110で都市ガスAを都市ガスBとLPGに分離することができる。

0087

このため、分離装置110を用意すれば、パイプライン120が埋設されている地域であれば、どこでもLPGを入手することができる。パイプライン120で輸送するので、従来のようにタンクローリーでLPGを輸送する場合に比べて、LPGを容易に輸送することができる。

0088

<実施の形態2>
図5及び図6は、実施の形態2のガス供給システム100A、100Bを示す図である。

0089

図5に示すガス供給システム100Aは、分離装置110A、110B、110C、減圧装置(自力式)131A、131B、131C、圧力計132A、132B、132C、及び流量計201を含む。

0090

分離装置110A、110B、110Cは、互いに並列に接続されている。また、分離装置110A、110B、110Cは、それぞれ、減圧装置131A、131B、131C、圧力計132A、132B、132Cと直列に接続されている。

0091

流量計201は、3つの分離装置110A、110B、110Cに対して1つ設けられており、分離装置110A、110B、110Cから出力される都市ガスBの流量を検出する。なお、図5では、分離装置110A、110B、110Cが分離するLPGは図示を省略する。

0092

ガス供給システム100Aは、並列に接続した減圧装置(自力式)131A、131B、131Cの稼働を、都市ガスAの流量により制御することで、分離装置110A、110B、110Cを順番に稼働させるものである。減圧装置(自力式)を利用することで、特別な制御装置を必要としないことを特長とするシステムである。 ガス供給システム100Aでは、減圧装置(自力式)131A、131B、131Cがそれぞれ減圧する圧力範囲が、減圧装置131A、131B、131Cの順に大きくなるように設定されている。すなわち、減圧装置131Aが減圧する圧力範囲が最も低く、減圧装置131Cが減圧する圧力範囲が最も高く設定されている。

0093

都市ガスAの流量が増加すると、減圧装置(自力式)の2次側に設置する圧力計132A、132B、132Cで検出される圧力が低下するため、減圧装置(自力式)の設定圧力を110A、110B、110Cの順に設定し、流量に応じた減圧装置(自力式)の稼働により、分離装置110A、110B、110Cを順番に稼働する。

0094

圧力計132Aで検出される圧力が、第1所定値未満の場合は、制御装置200Aは、分離装置110Aのみを稼働させるために、減圧装置131Aをオンにし、減圧装置131B、131Cをオフにする。

0095

圧力計132A及び132Bで検出される圧力が、第1所定値以上で第2所定値未満の場合は、制御装置200Aは、分離装置110A及び110Bを稼働させるために、減圧装置131A及び131Bをオンにし、減圧装置131Cをオフにする。

0096

圧力計132A及び132Bで検出される圧力が、第2所定値以上の場合は、制御装置200Aは、分離装置110A、110B、及び110Cを稼働させるために、減圧装置131A、131B、及び131Cをオンにする。

図6に示すガス供給システム100Bは、分離装置110A、110B、110C、バイパスライン161、162、163、遮断弁161A、161B、161C、制御装置200B、及び流量計201を含む。

0097

分離装置110A、110B、110Cは、互いに直列に接続されている。また、分離装置110A、110B、110Cには、それぞれ、バイパスライン161、162、163が並列に接続されている。バイパスライン161、162、163には、それぞれ、遮断弁161A、162A、163Aが設けられている。

0098

流量計201は、分離装置110Cの下流側に1つ設けられており、分離装置110A、110B、110Cから出力される都市ガスBの流量を検出する。なお、図6では、分離装置110A、110B、110Cが分離するLPGは図示を省略する。

0099

制御装置200Bは、コンピュータである。制御装置200Bは、流量計201で検出される都市ガスBの流量に基づき、分離装置110A、110B、110Cを順番に稼働する。

0100

ガス供給システム100Bは、遮断弁161A、161B、161Cを制御装置200Bで制御することにより、都市ガスBの流量に応じて分離装置110A、110B、100Cの数を調整できるシステムである。

0101

流量計201で検出される都市ガスBの流量が、第1所定値未満の場合は、制御装置200Bは、分離装置110Aのみを稼働させるために、遮断弁161Aを遮断するとともに、遮断弁162A、163Aを開放する。

0102

流量計201で検出される都市ガスBの流量が、第1所定値以上で第2所定値未満の場合は、制御装置200Bは、分離装置110A及び100Bを稼働させるために、遮断弁161Aと162Aを遮断するとともに、遮断弁163Aを開放する。

0103

流量計201で検出される都市ガスBの流量が、第2所定値以上の場合は、制御装置200Bは、分離装置110A、110B、及び100Cを稼働させるために、遮断弁161A、162A、及び163Aを遮断する。

0104

以上、本発明の例示的な実施の形態のガス供給システムについて説明したが、本発明は、具体的に開示された実施の形態に限定されるものではなく、特許請求の範囲から逸脱することなく、種々の変形や変更が可能である。

0105

10LNG基地
11A、11Bタンク
12熱量調整装置
13気化器
100、100A、100Bガス供給システム
110分離装置
120パイプライン
131減圧装置
132圧力計
133流量調整装置
134遮断弁
135バイパスライン
135A 遮断弁
136 圧力計
流量計137
減圧装置138
139逆止弁
140ボイラ
150液化装置
151 圧力計
152 遮断弁
153ガス管
154GC
155バルブ
156 バルブ
158 バルブ
157 ガス管
161、162、163 バイパスライン
161A、161B、161C 遮断弁
170水素製造装置
180エチレン・プロピレン製造装置
200A、200B制御装置
201 流量計

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