(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
有機物を嫌気性発酵または熱分解することにより得られた燃料ガスの精製方法であって、
フィン管式熱交換器のフィン管内に液化天然ガスが流れる状態で、精製前燃料ガスを前記フィン管式熱交換器のフィン管外に導き、前記フィン管外を流れる燃料ガスであって、前記フィン管式熱交換器の出口近傍に位置する燃料ガスの温度制御による当該燃料ガスの不純物濃度制御を伴って、前記精製前燃料ガス中の不純物を前記液化天然ガスの冷熱を利用して凝縮し、前記不純物を固体状物または液体状物として前記精製前燃料ガスから除去する不純物処理工程を実行して、当該不純物処理工程で、前記不純物が除去されたガスを精製済燃料ガスとして分離回収するとともに、前記精製前燃料ガスとの熱交換により気化される天然ガスを回収し、
前記不純物処理工程を行った後、前記精製前燃料ガス及び前記液化天然ガスの前記フィン管式熱交換器への供給を停止するとともに、前記フィン管式熱交換器のフィン管外に前記不純物を気化する温度の再生ガスを導入し、当該再生ガスをフィン表面の不純物に接触させ、気化させて、前記精製済燃料ガスとは別に放出又は回収して前記フィン表面から除去する再生工程を含むことを特徴とする燃料ガス精製方法。
【請求項２】
前記不純物処理工程で処理された前記精製済燃料ガスの温度を測定し、測定された前記温度が一定以下になるように、前記不純物処理工程で処理する前記精製前燃料ガスの流量及び前記液化天然ガスの流量の少なくともいずれか一方を調整することを特徴とする請求項１に記載の燃料ガス精製方法。
【請求項３】
請求項１又２に記載の燃料ガス精製方法を実行し、
前記不純物が除去されて分離回収される前記精製済燃料ガスと、前記精製前燃料ガスとの熱交換により気化されて回収される前記天然ガスとを混合して製品ガスを得る製品ガス製造方法。
【請求項４】
有機物を嫌気性発酵または熱分解することにより得られた燃料ガスを精製する燃料ガス精製システムであって、
伝熱面の一方の流路に燃料ガスが流れる燃料ガス流路を、前記伝熱面の他方の流路に天然ガスが流れる天然ガス流路を備えた熱交換器を備え、
前記燃料ガス流路に、精製前燃料ガスを導入する燃料ガス導入部と、前記燃料ガス流路において精製された精製済燃料ガスを導出する燃料ガス導出部とを備えるとともに、
前記天然ガス流路に、液化天然ガスを導入する天然ガス導入部と、前記天然ガス流路において気化された天然ガスを導出する天然ガス導出部とを備え、
前記燃料ガス流路を流れる燃料ガスであって、前記熱交換器の出口近傍に位置する燃料ガスの温度制御による当該燃料ガスの不純物濃度制御を伴って、
前記精製前燃料ガス中の不純物を、前記液化天然ガスの冷熱による熱交換により凝縮し、固体状物または液体状物として前記伝熱面の前記燃料ガス流路側表面に付着させて、前記熱交換器を、不純物処理部として働かせる構成で、
前記伝熱面の一方に付着した前記固体状物または液体状物を、前記精製済燃料ガスとは別に分離回収する不純物分離回収機構を備え、
前記熱交換器がフィン管式熱交換器で構成されており、前記フィン管式熱交換器のフィン管内を前記天然ガス流路とし、前記フィン管式熱交換器のフィン管外を前記燃料ガス流路として構成され、
前記フィン管式熱交換器が、前記不純物を気化する温度の再生ガスを前記フィン管外に導入する再生ガス導入部を前記燃料ガス導入部とは別に、さらに、前記再生ガスの導入により気化した不純物を含有するガスを放出又は回収する不純物導出部を前記燃料ガス導出部とは別に備え、前記不純物分離回収機構が構成されていることを特徴とする燃料ガス精製システム。
【請求項５】
前記精製済燃料ガスの温度を測定する燃料ガス温度測定部を備え、かつ、
前記燃料ガス温度測定部で測定された前記精製済燃料ガスの温度が、予め設定された一定の温度以下になるように、前記不純物処理部で不純物処理を行う前記精製前燃料ガスの流量を調整する燃料ガス流量調整部、または、前記液化天然ガスの流量を調整する液化天燃ガス流量調整部、の少なくともいずれか一方を備えることを特徴とする請求項４に記載の燃料ガス精製システム。
【請求項６】
請求項４又は５に記載の燃料ガス精製システムから得られる、前記不純物が除去されて分離回収される前記精製済燃料ガスと、前記精製前燃料ガスとの熱交換により気化されて回収される前記天然ガスとを混合して製品ガスを得るガス混合調整システムを、前記燃料ガス精製システムの下流側に備えた製品ガス製造システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、有機物を嫌気性発酵または熱分解することにより得られた燃料ガスの精製方法に関するとともに、その精製方法を実施することができる燃料ガス精製システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
下水および工場排水を嫌気性メタン発酵することにより得られるバイオガスを燃料電池、ＲＸガス発生設備、ガスエンジン発電機、等のガス消費機器に使用する場合、バイオガスの不純物を高度に除去する必要がある。除去する不純物の例として、二酸化炭素、シロキサンが挙げられる。二酸化炭素は燃料電池、ＲＸガス発生設備などをトラブルなく使用するには、０．５％以下にすることが望ましい。また、シロキサンは、ガスエンジンなどをトラブルなく使用するには一例として０．５ｍｇ／ｍ3Ｎ以下にすることが望ましい。
【０００３】
これらを同時に除去する方法として、下記特許文献１のような高圧水で吸収する技術がある。また、高圧水で吸収する技術を用いてバイオガスを精製した実験例として、下記非特許文献１および下記非特許文献２がある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００８−６３３９３号公報
【非特許文献】
【０００５】
【非特許文献１】（社）日本下水道協会、第４４回下水道研究発表会講演集（平成１９年度）、ｐ．８５３
【非特許文献２】同、ｐ．８６８
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかし、前記非特許文献１では、表−３、図−３、図−４に示されているように、メタン濃度は８８．４％〜９７．１％と純度は高くなく、特に水温が２９℃以上になると大きく低下している（水温が２９℃で９２．０％、水温２９．５℃で８８．４％、水温３４℃で８５．６％）。その理由として「水温の上昇によりガスの溶解度が低下し、吸収されない二酸化炭素（ＣＯ2）が多くなったためと考えられる」と述べている。つまり、精製されたガスの二酸化炭素（ＣＯ2）濃度は、数％〜１０数％レベルと考えるのが妥当である。
【０００７】
また、前記非特許文献２では、図２に示されるように、実際の消化ガス（バイオガス）中のシロキサン濃度範囲において、最大０．８ｍｇ／ｍ3Ｎになり、例えばガスエンジンの燃料として使用する場合、天然ガスと同程度に安全に使用できる０．５ｍｇ／ｍ3Ｎ以下のレベルに維持できていない。よって、ガスエンジンの損傷の危険性があるため、これを回避するには、別途、シロキサン除去装置が必要になる。
即ち、特許文献１、非特許文献１、２に開示の高圧水を使用する技術では、到達できるメタン濃度に限界があるとともに、シロキサン除去に関しても改善の余地がある。
本願の目的は、有機物を嫌気性発酵または熱分解することにより得られた燃料ガスの精製を、比較的簡易な設備構成で、高効率で行うことができる精製方法を得るとともに、その精製方法を実施する精製システムを得ることにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上記目的を達成するための本発明に係る燃料ガス精製方法の特徴構成は、
有機物を嫌気性発酵または熱分解することにより得られた燃料ガスの精製方法であって、
フィン管式熱交換器のフィン管内に液化天然ガスが流れる状態で、精製前燃料ガスを前記フィン管式熱交換器のフィン管外に導き、前記フィン管外を流れる燃料ガスであって、前記フィン管式熱交換器の出口近傍に位置する燃料ガスの温度制御による当該燃料ガスの不純物濃度制御を伴って、前記精製前燃料ガス中の不純物を前記液化天然ガスの冷熱を利用して凝縮し、前記不純物を固体状物または液体状物として前記精製前燃料ガスから除去する不純物処理工程を実行して、当該不純物処理工程で、前記不純物が除去されたガスを精製済燃料ガスとして分離回収するとともに、前記精製前燃料ガスとの熱交換により気化される天然ガスを回収し、
前記不純物処理工程を行った後、前記精製前燃料ガス及び前記液化天然ガスの前記フィン管式熱交換器への供給を停止するとともに、前記フィン管式熱交換器のフィン管外に前記不純物を気化する温度の再生ガスを導入し、当該再生ガスをフィン表面の不純物に接触させ、気化させて、前記精製済燃料ガスとは別に放出又は回収して前記フィン表面から除去する再生工程を含む点にある。
【０００９】
上記の特徴構成によれば、液化天然ガス（ＬＮＧ）は圧力に依存するが、−１４０℃〜−１６０℃の極低温であるため、その冷熱を利用することにより有機物を嫌気性発酵または熱分解することにより得られた燃料ガス中の不純物を凝縮し、固体状物または液体状物として除去することが可能である。
すなわち、有機物を嫌気性発酵して得られた燃料ガス中の不純物である二酸化炭素、シロキサン、水分、油分、メタン以外の炭化水素類などを十分に除去でき、メタンの純度を高めることが可能である。
また、有機物を熱分解することにより得られた燃料ガス中の不純物である二酸化炭素、水分、油分、メタン以外の炭化水素類などを除去でき、燃料ガスの構成成分である水素、一酸化炭素およびメタンの純度を高めることができる。
さらに、液化天然ガスは燃料ガスと熱交換する時に燃料ガスの顕熱および不純物の凝縮時の潜熱を液化天然ガスを気化させるための加熱源として利用することができ、気化した天然ガスは燃料として有効に利用することができる。従って、この燃料ガスの精製方法を実施する場合に、例えば、従来の液化天然ガスの気化設備が設置されている気化天然ガス製造工場において、従来気化のために使用されていた海水の代わりに燃料ガスを使用すると、液化天然ガスの気化と生物処理由来のバイオガスの精製を同一工程で実現できる。
【００１１】
上記の特徴構成によれば、フィン管式熱交換器を用い、フィン管内にＬＮＧを流し、フィン管外に燃料ガスを流すことにより、フィン表面に不純物を凝縮させて付着させることで精製を実現できる。即ち、不純物をフィン表面に付着させて精製前燃料ガスから除去し、残ガスを精製済燃料ガスとして回収することができる。ここで、フィン管式熱交換器は不純物と液化天然ガスとの熱交換を行う表面積を大きく取ることが可能であり、伝熱面であるフィンに付着した固体状物または液体状物の厚みを小さくすることが可能なため、付着物による伝熱特性の低下を防止できる。その結果、長時間効率よく不純物を除去できる。また間接的に燃料ガスとＬＮＧを熱交換できるので、ＬＮＧ中に燃料ガスを流すような直接熱交換の場合に生じる不純物のＬＮＧ中への蓄積というような問題が生じることがない。
【００１３】
上記の特徴構成によれば、フィン表面に不純物を凝縮させて付着させる不純物処理工程を行った後、固体状物または液体状物の状態にある不純物を気化する温度（比較的高温）の再生ガスを流してフィン表面の固体状物または液体状物を気化させて除去する工程を実行することにより、フィン表面に付着した不純物の厚みが過大になって伝熱特性が低下することを防止することができ、不純物の除去率を高い状態に維持することが可能になる。
なお、フィン管式熟交換器は複数使用することが好ましい。これにより、燃料ガス中の不純物を液化天然ガス（ＬＮＧ）の冷熱を利用して凝縮し、固体状物または液体状物として除去する工程と、高温の再生ガスを所定時間流してフィン表面の固体状物または液体状物を気化させて除去する工程を同時に行うことができる。
【００１４】
本発明に係る燃料ガス精製方法の更なる特徴構成は、前記不純物処理工程で処理された前記精製済燃料ガスの温度を測定し、測定された前記温度が一定以下になるように、前記不純物処理工程で処理する前記精製前燃料ガスの流量及び前記液化天然ガスの流量の少なくともいずれか一方を調整する点にある。
【００１５】
本願方法で実施するように、熱交換により不純物を凝縮させて除去する場合、熱交換器で伝熱される熱量が増大すると精製済燃料ガスの温度が上昇する。ここで、このような温度の上昇は、燃料ガスの組成、液化天然ガスの組成が安定していることを考えると、予め予定している燃料ガスの精製量と冷熱源としての液化天然ガスの量とのバランスがくずれ、回収される精製済燃料ガスの精製度合い（組成）が変化していることを意味する。そこで、前記不純物処理工程で処理された燃料ガスの温度を測定し、その温度が一定以下になるように不純物処理工程で処理する燃料ガスの流量及びＬＮＧの流量の少なくともいずれか一方を調整することにより、燃料ガス中の特定の不純物の濃度が所定以上に上昇しないように管理することができる。そのためには、燃料ガスの温度と燃料ガス中の特定の不純物の濃度の関係を事前に把握しておくことが好ましい。好ましい温度の条件として、例えば大気圧レベルの燃料ガスを処理する場合で、かつ二酸化炭素の濃度を例に挙げると、二酸化炭素の濃度を１％以下にするには−１２５℃以下に維持し、０．５％以下にするには−１３０℃以下に維持する。
【００１６】
また、本発明に係る製品ガス製造方法の特徴構成は、前記燃料ガス精製方法を実行し、前記不純物が除去されて分離回収される前記精製済燃料ガスと、前記精製前燃料ガスとの熱交換により気化されて回収される前記天然ガスとを、混合して製品ガスを得る点にある。
【００１７】
上記の特徴構成によれば、バイオ由来の燃料ガスであって、不純物成分が除かれた精製済燃料ガスと気化済みの天然ガスとを同一の工程で得て、さらにこれらのガスを混合するとともに、熱量調整することで、所望の性状の製品ガスを容易に得ることができる。
さらに、精製済燃料ガスの熱量を天然ガスの熱量に近づけることができるので、天然ガス用の消費機器をそのまま使用できるようになるか、あるいはそのまま使用できるようにするための熱量調整に添加する他の燃料（例えばプロパン、ブタン）の使用量を低減できる。
また、天然ガス中の不純物の濃度は低いので製品ガスの不純物濃度は精製済燃料ガスのそれよりも小さくなるという効果がある。
【００１８】
また、上記目的を達成するための本発明に係る燃料ガス精製システムの特徴構成は、
有機物を嫌気性発酵または熱分解することにより得られた燃料ガスを精製する燃料ガス精製システムであって、
伝熱面の一方の流路に燃料ガスが流れる燃料ガス流路を、前記伝熱面の他方の流路に天然ガスが流れる天然ガス流路を備えた熱交換器を備え、
前記燃料ガス流路に、精製前燃料ガスを導入する燃料ガス導入部と、前記燃料ガス流路において精製された精製済燃料ガスを導出する燃料ガス導出部とを備えるとともに、
前記天然ガス流路に、液化天然ガスを導入する天然ガス導入部と、前記天然ガス流路において気化された天然ガスを導出する天然ガス導出部とを備え、
前記燃料ガス流路を流れる燃料ガスであって、前記熱交換器の出口近傍に位置する燃料ガスの温度制御による当該燃料ガスの不純物濃度制御を伴って、
前記精製前燃料ガス中の不純物を、前記液化天然ガスの冷熱による熱交換により凝縮し、固体状物または液体状物として前記伝熱面の前記燃料ガス流路側表面に付着させて、前記熱交換器を、不純物処理部として働かせる構成で、
前記伝熱面の一方に付着した前記固体状物または液体状物を、前記精製済燃料ガスとは別に分離回収する不純物分離回収機構を備え、
前記熱交換器がフィン管式熱交換器で構成されており、前記フィン管式熱交換器のフィン管内を前記天然ガス流路とし、前記フィン管式熱交換器のフィン管外を前記燃料ガス流路として構成され、
前記フィン管式熱交換器が、前記不純物を気化する温度の再生ガスを前記フィン管外に導入する再生ガス導入部を前記燃料ガス導入部とは別に、さらに、前記再生ガスの導入により気化した不純物を含有するガスを放出又は回収する不純物導出部を前記燃料ガス導出部とは別に備え、前記不純物分離回収機構が構成されている点にある。
【００１９】
上記の特徴構成によれば、伝熱面を挟んで、その一方に精製前燃料ガスを他方に液化天天然ガスを流すことにより、両ガス間で熱交換させることにより、本願に係る燃料ガス精製方法を実施して、燃料ガスの精製と天然ガスの気化とを実行できる。
また、上記の特徴構成により、燃料ガスの精製において前記伝熱面に付着した不純物の分離回収を行うこともできる。
【００２１】
上記の特徴構成によれば、汎用のフィン管式熱交換器を採用し、フィン管内外をそれぞれ、天然ガス流路及び燃料ガス流路として、燃料ガスの精製と天然ガスの気化とを実行できる。
【００２３】
上記の特徴構成によれば、再生ガス流路に再生ガスを流すことで、伝熱面から不純物を気化させて、熱交換器の精製機能を回復できる。
【００２４】
本発明に係る燃料ガス精製システムの更なる特徴構成は、前記精製済燃料ガスの温度を測定する燃料ガス温度測定部を備え、かつ、前記燃料ガス温度測定部で測定された前記精製済燃料ガスの温度が、予め設定された一定の温度以下になるように、前記不純物処理部で不純物処理を行う前記精製前燃料ガスの流量を調整する燃料ガス流量調整部、または、前記液化天然ガスの流量を調整する液化天燃ガス流量調整部、の少なくともいずれか一方を備える点にある。
【００２５】
上記の特徴構成によれば、先に燃料ガスの精製方法において説明した、燃料ガスの温度を予め設定された一定の温度以下になるように制御することにより得られる作用・効果を装置において得ることができる。即ち、燃料ガス中の特定の不純物の濃度が所定以上に上昇しないように管理することができる。
【００２６】
さらに、本発明に係る製品ガス製造システムの特徴構成は、前記いずれかの燃料ガス精製システムから得られる、前記不純物が除去されて分離回収される前記精製済燃料ガスと、前記精製前燃料ガスとの熱交換により気化されて回収される前記天然ガスとを混合して製品ガスを得るガス混合調整システムを、前記燃料ガス精製システムの下流側に備えた点にある。
【００２７】
上記の特徴構成によれば、先に製品ガスの製造方法において説明した、バイオ由来の燃料ガスであって、不純物成分が除かれた精製済燃料ガスと気化済みの天然ガスとを同一の工程で得て、さらにこれらのガスを混合するとともに、熱量調整することで、所望の性状の製品ガスを容易に得ることができるという作用・効果を、装置において得ることができる。
また、精製済燃料ガスの熱量を天然ガスの熱量に近づけることができるので、天然ガス用の消費機器をそのまま使用できるようになるか、あるいはそのまま使用できるようにするための熱量調整に添加する他の燃料（例えばプロパン、ブタン）の使用量を低減できるという効果、及び、天然ガス中の不純物の濃度は低いので、製品ガスの不純物濃度が精製済燃料ガスのそれよりも小さくなるという効果を、装置において得ることができる。
【図面の簡単な説明】
【００２８】
【図１】本発明に係る燃料ガス精製システムの実施形態を示す構成図である。
【図２】燃料ガス精製システムに採用される熱交換器に備えられるフィン管の構成を示す詳細図である。
【図３】図１に係る燃料ガス精製システムの下流側に備えられるガス混合調整システムの実施形態を示す構成図である。
【図４】燃料ガス精製システムにおいて、不純物処理工程での各ガスの流れを示す図である。
【図５】燃料ガス精製システムにおいて、再生工程での各ガスの流れを示す図である。
【図６】燃料ガス精製システムにおいて、不純物処理工程での燃料ガスの流れ方向を逆転させる構成を持たせた実施形態を示す構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００２９】
本願において紹介する設備は、図１に示す燃料ガス精製システム１の下流側に、図３に示すガス熱量のガス混合調整システム２を備えて構成されている。
燃料ガス精製システム１は、液化天然ガスが有する冷熱を利用して有機物由来の燃料ガスの精製を行うシステムであり、この燃料ガス精製システム１を運転することで、不純物が除去された精製済燃料ガスBG２を得ることができるとともに、不純物除去のための冷熱供与により暖められて気化した気化天然ガスＮＧ２を得ることができる。
ガス混合調整システム２では、燃料ガス精製システム１から、精製済燃料ガスＢＧ２と気化された天然ガスＮＧ２とを受入れて、両ガスを混合し、ＬＰＧ熱量調整装置でＬＰＧの添加量を制御することにより、熱量が所定の熱量範囲内の製品ガスＧＳを得ることができる。
【００３０】
以下、燃料ガス精製システム１、ガス混合調整システム２の順に説明する。
〔燃料ガス精製システムの構成〕
図１は、本発明に係る燃料ガス精製システム１の構成図である。
本願に係る燃料ガス精製システム１では、燃料ガスの精製を液化天然ガスの保有する冷熱により実行するため、両ガス間で熱交換を行う熱交換器１２を核として、この熱交換器１２の高温側流路及び低温側流路にそれぞれ接続される燃料ガス系統及び天然ガス系統を備えて構成されている。ここで、前記熱交換器１２は、精製前燃料ガスＢＧ１中の不純物を、液化天然ガスＮＧ１の冷熱による熱交換により凝縮し、固体状物または液体状物として伝熱面の燃料ガス流路側表面に付着させて除去することが可能な構成を有している。即ち、この熱交換器１２は燃料ガス精製システムにおいて不純物処理部１１として働くこととなる。
さらに、本願に係る熱交換器１２には、伝熱面に付着した固体状物または液体状物を、気化天然ガスＮＧ２とは別に分離回収する不純物分離回収機構３０が備えられている。
【００３１】
なお、本願において、燃料ガス精製部１０、不純物処理部１１、熱交換器１２は、実体的には全て熱交換器１２を指すが、「燃料ガス精製部１０」という表現は、燃料ガスを精製する機能部という側面から熱交換器１２を捉えるもの、「不純物処理部１１」という表現は、燃料ガス中の不純物を処理する機能部であるという側面から熱交換器１２を捉えるもの、「熱交換器１２」という表現は、「燃料ガスの精製を行う機器として実体的に熱交換器を用いている」ということ、あるいは、「燃料ガスの精製」が「熱交換」により行われているという側面から熱交換器１２を捉えるものである。
【００３２】
〔不純物処理に関係する機能構成〕
図１からも判明するように、熱交換器１２にはそれぞれ、燃料ガス系統及び天然ガス系統が接続される構成が採用されている。
燃料ガス系統には、熱交換器１２の上流側に、最上流側から燃料ガスを受入れる搬入部、搬入された燃料ガスの流量を測定する流量計ＦＭ１１０、流路を流れる燃料ガス量を調整する流量調整弁Ｖ１１０、及び燃料ガス中の水分を除去する除湿装置１０５が備えられている。熱交換器１２の下流側には、加温器１６０が備えられている。熱交換器１２より上流側には、本願にいう精製前燃料ガスＢＧ１が流れ、下流側には精製済燃料ガスＢＧ２が流れることとなる。
【００３３】
天然ガス系統には、熱交換器１２の上流側に、液化天然ガスタンク２０１を備え、このタンク２０１から液化天然ガスを熱交換器１２に導入可能に構成されている。熱交換器１２の下流側には、温水式気化器２６０、流量計ＦＭ２６０及び当該流量計ＦＭ２６０により計測される流量に従って、流路を開閉して流量を調整する流量調整弁Ｖ２７０を備えている。図１にも示すように、液化天然ガスタンク２０１から払い出される液化天然ガスは、その一部が熱交換器１２で気化されて気体状態の天然ガスとなり、温水式気化器２６０で完全に気化される。
【００３４】
〔不純物分離回収に関係する構成〕
図１からも判明するように、熱交換器１２には、熱交換器の再生処理である不純物の分離回収を実行する窒素ガス系統がさらに接続される構成が採用されている。
窒素ガス系統には、熱交換器１２の上流側に、最上流側から窒素ガスを発生するＰＳＡ式窒素ガス発生装置３０１が備えられている。熱交換器１２の下流側には、気化状態にある不純物と窒素ガスとの混合ガスを放出する不純物導出部３５０が備えられている。
【００３５】
図１に示すように、本願に係る燃料ガス精製システム１には、精製済燃料ガスＢＧ２を燃料として働く温水ボイラー３０３が備えられており、この温水ボイラー３０３により発生される温水を利用して、熱交換器１２に供給される空気を加熱するための外気加熱用熱交換器３０４が備えられるとともに、天然ガス系統の熱交換器１２より下流側に備えられる温水式気化器２６０での気化の用、及び燃料ガス系統の熱交換器１２より下流側に備えらえる加温器１６０での加温の用に供することができるように構成されている。また、図１において、３０２は、外気加熱用熱交換器３０４に空気を送るためのブロアーである。
【００３６】
以下、さらに詳細に、個々の機器（特に熱交換器）について説明する。
本願に係る燃料ガス精製システム１では、図１、図２に示すように、熱交換器１２はフィン管式熱交換器で構成されており、フィン管式熱交換器のフィン管１２ａを、天然ガス系統の一部を成す天然ガス流路２３０とし、フィン管式熱交換器のフィン管外を燃料ガス系統の燃料ガス流路１３０として構成している。
【００３７】
即ち、本願に係る熱交換器１２は、伝熱面の一方の流路に燃料ガスが流れる燃料ガス流路１３０を、伝熱面の他方の流路に天然ガスが流れる天然ガス流路２３０を備える構成とし、前記燃料ガス流路１３０に、精製前燃料ガスＢＧ１を導入する燃料ガス導入部１１０と、前記燃料ガス流路１３０において精製された精製済燃料ガスＢＧ２を導出する燃料ガス導出部１５０とを備えるとともに、前記天然ガス流路２３０に、液化天然ガスＮＧ１を導入する天然ガス導入部２１０と、前記天然ガス流路２３０において気化された気化天然ガスを導出する天然ガス導出部２５０とを備えて構成している。従って、燃料ガスと液化天然ガスは間接形態で熱交換を行う。
【００３８】
また、この熱交換器１２は、固体状物または液体状物の状態にある不純物１２ｚを気化する温度の再生ガスＲＧを伝熱面に伝熱可能な状態で流す、窒素ガス系統の一部を成す再生ガス流路３３０を備えている。
【００３９】
従って、この熱交換器１２に、燃料ガス流路１３０に連通接続される再生ガス導入部３１０を燃料ガス導入部１１０とは別に備えるとともに、燃料ガス流路１３０に連通接続される再生ガス導出部（不純物導出部）３５０を燃料ガス導出部１５０とは別に備え、この熱交換器１２では、燃料ガス導入部１１０からの精製前燃料ガスＢＧ１の供給を停止した状態で、再生ガス導入部３１０から燃料ガス流路１３０に再生ガスＲＧを導入するとともに、燃料ガス流路１３０内の再生ガスＲＧを再生ガス導出部３５０から導出する状態で、燃料ガス流路１３０が、再生ガス流路３３０となるように構成されている。
【００４０】
以上の構成を採用することにより、燃料ガス流路１３０に燃料ガスを流して精製前燃料ガスＢＧ１から不純物１２ｚを除去する不純物除去運転状態と、燃料ガス流路１３０に再生ガスＲＧを流して固体状物または液体状物として前記伝熱面の燃料ガス流路側表面に付着された状態にある不純物１２ｚを気化させて、再生ガス導出部（不純物導出部）３５０から導出する再生運転状態とにおいて、伝熱面に対する燃料ガスの流れ方向と、再生ガスの流れ方向とが同一方向となる。
【００４１】
さらに、図１から判るように、精製済燃料ガスBG２の温度を測定する燃料ガス温度測定部Ｔ１５０を備え、かつ、燃料ガス温度測定部Ｔ１５０で測定された燃料ガスの温度が、予め設定された一定の温度以下になるように、不純物処理部１１である熱交換器１２で不純物処理を行う燃料ガスの流量を調整する燃料ガス流量調整部である流量調整弁V１１０が、流量計ＦＭ１１０と除湿装置１０５との間に備えられている。この流量制御弁Ｖ１１０は、流量制御器ＣＴＲ１１０の制御を受ける。
【００４２】
以上が、本願に係る燃料ガス精製システム１の概略構成の説明であるが、以下、さらに詳細に、その構成と運転形態に関して説明する。
精製の対象となる燃料ガスＢＧ１は、例えば、本発明に係る燃料ガス精製システム１に含まれない燃料ガスボンベ（図示省略）に蓄えられている。前記燃料ガスボンベから導入された精製前燃料ガスＢＧ１は、精製前燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０、除湿装置１０５を経て、開閉制御が可能なバルブＶ１２０を介して、熱交換器１２内の燃料ガス流路１３０に送られる。
【００４３】
即ち、前記精製前燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０は、精製前燃料ガスＢＧ１の燃料ガス精製部１０への流量を制御するものである。前記精製前燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０は、精製前燃料ガス流量制御器ＣＴＲ１１０により制御されており、精製前燃料ガス流量制御器ＣＴＲ１１０は、燃料ガス精製部１０の不純物除去性能を維持するために、燃料ガス精製部１０の出口（燃料ガス導出部１５０）近傍の燃料ガスの温度を測定し、当該温度が−１３５℃以下になるように、前記精製前燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０を用いて精製前燃料ガスＢＧ１の流量を制御する。なお、このため、燃料ガス精製部１０の燃料ガス導出部１５０の近傍には、燃料ガスを測定する温度計Ｔ１５０が設置されている。
【００４４】
除湿装置１０５は、精製前燃料ガスＢＧ１中の水分除去を行うものである。不純物処理部１１への導入前に精製前燃料ガスＢＧ１中の水分を除去することにより、熱交換器１２のフィンに付着する水の量を低減することができる。これにより、（ｉ）燃料ガスの流れ
の上流側での燃料ガスの閉塞の危険性を低減することができ、また、（ｉｉ）フィンの伝熱特性の低下を抑制し、かつ、（ｉｉｉ）再生工程で水分が液体状になり、熱交換器１２の底部に蓄積した場合の蓄積量を低減することができる。
【００４５】
続いて、燃料ガス精製部１０である熱交換器１２の構成について説明する。
燃料ガス精製部１０は、上流から順に、燃料ガス精製部１０への導入部である燃料ガス導入部１１０、前記燃料ガス導入部１１０から導入された燃料ガスの燃料ガス精製部１０内での流路であり、熱交換器１２の一部でもある燃料ガス流路１３０、燃料ガス流路１３０で精製された精製済燃料ガスＢＧ２を燃料ガス精製部１０外へ導出する燃料ガス導出部１５０、で構成されており、この順で接続されている。
【００４６】
また、機器構成の観点から見れば、燃料ガス精製部１０は、不純物処理部１１を構成する熱交換器１２で構成されており、４本のフィン管１２ａ、及び、フィン管１２ａの収納容器１２ｂから構成されている。そして、熱交換器１２は、フィン管１２ａにより、フィン管内の媒体とフィン管外の媒体で熱交換を行い、不純物除去を行えるように構成されている。
【００４７】
図２に、本実施例においてフィン管１２ａを具体的に示す。フィン管１２ａは、図２に示されるように、入口集合管１２ｉ及び出口集合管１２ｏ、並びに、入口集合管１２ｉ及び出口集合管１２ｏに接合された４本のフィン管１２ａから構成されているが、各々のフィン管１２ａは、図２に示されるように、１つの伝熱管１２ｃと、等角度で前記伝熱管１２ｃに固着された８枚のフィン１２ｄから構成されている。本実施例では、熱交換器１２はアルミニュウム合金製であり、アルミニュウム合金の熱伝導性により、フィン管内の媒体とフィン管外の媒体が熱交換を行う。
【００４８】
本実施例では、図２に示すように、フィン管内（伝熱管）を冷熱媒体である液化天然ガスＮＧ１が流れ、フィン管外を精製対象である燃料ガスが流れている。冷熱媒体である液化天然ガスＮＧ１が流れるのはフィン管内であるが、フィン管１２ａが熱伝導性の高いアルミニュウム合金で構成されているため、液化天然ガスＮＧ１の冷熱は伝熱管に固着されたフィン１２ｄに伝熱し、フィン管外を流れる精製前燃料ガスＢＧ１中の不純物１２ｚは、伝熱管を流れる液化天然ガスＮＧ１の冷熱により凝縮し、液体化および固体化して、フィン管１２ａ、すなわち、伝熱管１２ｃ及びフィン１２ｄに付着する。これによりフィン管外を流れる燃料ガスＢＧ１中の不純物１２ｚは除去され、燃料ガスＢＧ１が精製される。
【００４９】
すなわち、本実施例では、燃料ガス精製部１０における燃料ガス流路１３０とは、熱交換器１２の収納容器１２ｂ内で、熱交換器１２のフィン管１２ａ外の部分に該当する。つまり、燃料ガス導入部１１０から収納容器１２ｂ内に導入された精製前燃料ガスＢＧ１は、燃料ガス流路１３０である収容容器１２ｂ内において、熱交換器１２と接触することによりフィン管１２ａ内を通る天然ガスＮＧ１と熱交換を行い、上述のように精製される。
【００５０】
図１に戻り、燃料ガス精製部１０の下流の構成を説明する。
燃料ガス導出部１５０は、開閉制御が可能なバルブを介して、下流で加温器１６０に接続されている。また、加温器１６０の下流は、不純物濃度測定のための装置、検知管に接続が可能な構成とされている。
【００５１】
加温器１６０は、燃料ガス精製部１０における不純物除去のための熱交換により、低温となっている精製済燃料ガスＢＧ２を、需要箇所への供給に先立ち、常温に近づけるものである。
また、加温器１６０の下流に接続される不純物濃度測定のための装置、検知管は、需要箇所へ供給する精製済み燃料ガスＢＧ２の品質の確認、及び、品質に基づいた制御を可能とするために、品質の測定及び検知を行うものである。
【００５２】
すなわち、本実施例は、燃料ガス導出部１５０から導出される精製済燃料ガスＢＧ２について、加温器１６０で常温に近づけ、その後、品質の確認を行った上で、需要者に提供することが可能な構成となっている。
【００５３】
続いて、冷熱媒体である天然ガスの流れに沿って、本発明に係る燃料ガス精製システム１の構成を説明する。
冷熱媒体として使用される極低温の液化天然ガスＮＧ１は、液化天然ガスタンク２０１から受け入れられる。そして、液化天然ガスＮＧ１は、天然ガス導入部２１０により、燃料ガス精製部１０内の天然ガス流路２３０に導入される。燃料ガス精製部１０から外部へは、天然ガス導出部２５０を経て導出可能とされており、天然ガス導出部２５０の下流に接続された温水式気化器２６０、及び、温水式気化器２６０の下流に接続された気化天然ガス流量計ＦＭ２６０及び気化天然ガス流量制御弁Ｖ２７０を経て、本発明に係る燃料ガス精製システム１の外部へと接続される。
【００５４】
本実施例では、燃料ガス精製部１０における天然ガス流路２３０は、前記フィン管１２aの伝熱管１２ｃに該当する。また、不純物処理部１１の熱交換器１２で行われる熱交換については、図２に基づき、先に説明したとおりである。すなわち、天然ガス導入部２１０から熱交換器１２、すなわち、フィン管式熱交換器に導入された液化天然ガスＮＧ１は、天然ガス流路２３０である伝熱管１２ｃ内を流れる際、フィン管材質のアルミニュウム合金の熱伝導性により、フィン管外の精製前燃料ガスＢＧ１と熱交換を行う。そして、天然ガス流路２３０を通過して、天然ガス導出部２５０から熱交換器１２外に導出される。
【００５５】
すなわち、本発明に係る燃料ガス精製システム１では、精製対象である燃料ガスと冷却媒体である天然ガスは熱交換過程において、各々、熱交換器収納容器内１２ｂ、熱交換器１２のフィン管１２ａ内、という物理的に分離された流路を通る構成となっている。このように分離された構成で間接的に熱交換を行うため、天然ガス中に燃料ガスを流す直接熱交換の場合に生じる、不純物の天然ガス中への混入というような問題を生じることがない。
【００５６】
また、開閉制御が可能なバルブＶ２６０を介して、天然ガス導出部２５０の下流に接続された温水式気化器２６０は、燃料ガス精製部１０から導出された液化天然ガスＮＧ１及び気化天然ガスＮＧ２のうち、気化しなかった液化天然ガスＮＧ１を全て気化させるためのものである。
すなわち、天然ガス流路２３０に導入された前記液化天然ガスＮＧ１のうち、一部は天然ガス流路２３０での燃料ガスとの熱交換により気化され、気化天然ガスＮＧ２となるが、一部は気化せず、液化天然ガスＮＧ１のまま、天然ガス導出部２５０から燃料ガス精製部１０外へ導出される。そこで、燃料ガス精製部１０の下流は温水式気化器２６０を接続することにより、燃料ガス精製部１０から導出された天然ガスを全て気化し、全て気化天然ガスとしている。
【００５７】
そして、温水式気化器２６０を経て、全て気化された天然ガスＮＧ２は、気化天然ガス流量計ＦＭ２６０及び気化天然ガス流量制御弁Ｖ２７０を経て流量を制御され、本発明に係る燃料ガス精製システム１の外部へ提供される構成となっている。
【００５８】
本発明に係る燃料ガス精製システム１では、フィン管１２ａに付着した燃料ガス中の不純物である二酸化炭素の量が多くなると、二酸化炭素の熱伝導性能はフィン１２ｄよりも大幅に悪いため、熱交換器１２の伝熱特性が低下し、不純物を固体状物として除去する性能が徐々に低下する。この場合に、本願システムは、不純物分離回収機構３０により、フィン管１２ａに付着した前記固体状又は液体状の不純物を前記気化天然ガスＮＧ２とは別に分離回収することで、燃料ガス精製部１０の不純物除去性能を再生する。
【００５９】
不純物分離回収機構３０は、フィン管１２ａに付着した固体状又は液体状の不純物を分離回収するために、（ｉ）窒素ガスにより燃料ガス精製部１０内をパージする機能、及び
、（ｉｉ）加熱した空気を燃料ガス精製部１０内に導入することにより、熱交換器１２を昇温し、フィン管１２ａに付着した不純物を気化させる機能、を有している。
【００６０】
したがって、不純物分離回収機構３０は、（ｉ）燃料ガス精製部１０内をパージするた
めの窒素ガス、及び、（ｉｉ）不純物を気化させるための加熱した空気、を燃料ガス精製部１０内に導入するための再生ガス導入部３１０を備えている。また、不純物分離回収機構３０は、燃料ガス精製部１０内において、再生ガスを不純物に伝熱可能な状態で流す再生ガス流路３３０、及び、再生ガスにより分離された不純物を燃料ガス精製部１０外に導出する不純物導出部３５０、を備えている。
【００６１】
さらに、不純物分離回収機構３０は、前記再生ガス導入部３１０の上流に、（ｉ）燃料
ガス精製部１０内をパージするための窒素ガス、及び、（ｉｉ）不純物を気化させるための加熱した空気、を燃料ガス精製部１０内に導入するための構成として、（ｉ）再生ガス
として使用される窒素ガスを発生させるＰＳＡ式窒素ガス発生装置３０１と、（ｉｉ）不純物を気化させるために、加熱した空気を発生させるべく、外気を取り込むブロアー３０２、取り込んだ外気を加熱するための外気加熱用熱交換器３０４、外気加熱用熱交換器３０４に熱を提供するための温水ボイラー３０３、とを備えている。
また、（ｉ）ＰＳＡ式窒素ガス発生装置３０１と、（ｉｉ）ブロアー３０２、外気加熱
用熱交換器３０４、温水ボイラー３０３、は、前記再生ガス導入部３１０の上流に、各々、開閉制御が可能なバルブを介して、並列に接続されている。さらに、（ｉｉ）を構成する機器について、ブロアー３０２及び温水ボイラー３０３は、外気加熱用熱交換器３０４の上流に、並列に接続されている。
【００６２】
不純物導出部３５０は、開閉制御が可能なバルブＶ３６０を介して、不純物を放出又は回収することが可能に構成されている。
【００６３】
〔燃料ガスの精製運転〕
続いて、図４に基づいて、本実施例における燃料ガスの精製運転について説明する。
前提となるガスの流路状況について、燃料ガスの精製の様子を示す概念図である図４では、精製対象である燃料ガス及び冷却媒体である天然ガスの、燃料ガス精製部１０への導入部及び導出部である、燃料ガス導入部１１０、天然ガス導入部２１０、燃料ガス導出部１５０、天然ガス導出部２５０、に関連するバルブＶ１１０、Ｖ１２０、Ｖ１６０、Ｖ２１０、Ｖ２６０、Ｖ２７０を開放する（中抜き白符号で示す）一方、不純物分離回収機構３０の導入部及び導出部である再生ガス導入部３１０、不純物導出部３５０、に関連するバルブＶ３１０，Ｖ３２０、Ｖ３６０は閉止している（黒塗り符号で示す）。
【００６４】
本実施例で精製する燃料ガスＢＧ１は、下水汚泥を嫌気性発酵して得られた消化ガスを模擬して製造したガスであり、例えば、メタン６０％、二酸化炭素４０％、デカメチルシクロペンタシロキサン８０ｍｇ／ｍ3Ｎ、酸素０．０６％、窒素１．４％から構成されており、本発明に係る燃料ガス精製システム１に接続された燃料ガスボンベ（図外）から供給される。
【００６５】
本実施例では、燃料ガス精製部１０の上流で、精製前燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０により、精製前燃料ガスＢＧ１の流量を制御している。具体的には、精製前燃料ガスＢＧ１の流量が平均０．２１ｍ3Ｎ／ｈとなるように制御している。
これは、精製済燃料ガス中の特定の不純物の濃度が所定値以上に上昇しないようにするために、精製対象とする精製前燃料ガスＢＧ１の流量を、燃料ガス精製部１０の上流で制御するものである。好ましい温度の条件として、例えば大気圧レベルの燃料ガスを処理する場合で、かつ、二酸化炭素の濃度を例に挙げれば、二酸化炭素の濃度を１％以下にするには−１２５℃以下に維持し、０．５％以下にするには−１３０℃以下に維持する必要がある。本実施例では、燃料ガス精製部温度計Ｔ１５０で測定される精製済燃料ガスＢＧ２の温度が−１３５℃以下になるように、精製前燃料ガスＢＧ１の流量を制御している。
【００６６】
また、本実施例では、燃料ガス精製部１０への導入前に、除湿装置１０５により、精製前燃料ガスＢＧ１の水分除去を行っている。具体的には、除湿装置１０５の入口では燃料ガスの温度は室温と同じ２５℃、湿度は６７％程度であるが、除湿装置１０５で燃料ガスを冷却し、燃料ガス中の水分を８℃の飽和状態まで除湿している。これにより、燃料ガス中の水分量は約半分に低減される。
燃料ガスの精製において、精製前燃料ガスＢＧ１は、上記水分除去を経て、燃料ガス導入部１１０より、燃料ガス精製部１０に導入される。
【００６７】
一方、本実施例において冷却媒体として用いられる液化天然ガスＮＧ１は温度が約−１４５℃のガスであり、液化天然ガスタンク２０１としての天然ガスボンベから供給される。天然ガスボンベ２０１は、一般的に使用されている容積１７５ＬのＬＮＧ可搬式容器を使用する。
液化天然ガスＮＧ１の送出は、ＬＮＧ可搬式容器の内圧を通常用いる方法で０．２ＭＰａ程度に昇圧して液化天然ガスＮＧ１を押し出すことにより行う。流量は気化後の天然ガス換算で１．５ｍ3Ｎ／ｈとする。
燃料ガスの精製において、送出された液化天然ガスＮＧ１は、天然ガス導入部２１０より、燃料ガス精製部１０に導入される。
【００６８】
燃料ガス精製部１０への導入後の、不純物処理部１１、熱交換器１２における燃料ガスと天然ガスの熱交換による燃料ガスの精製の仕組みについては、先に図２を用いて説明した通りである。
【００６９】
燃料ガス精製部１０で精製された精製済燃料ガスＢＧ２は、燃料ガス導出部１５０から燃料ガス精製部１０外へ導出され、燃料ガス導出部１５０の下流に設置された加温器１６０により、室温と同じ２５℃程度に昇温される。本実施例では、加温器１６０は、温水を熱源としている。
【００７０】
加温器１６０により昇温された精製済燃料ガスＢＧ２は、加温器１６０の下流に設置された不純物濃度測定のための装置により、不純物濃度を測定される。
本実施例では、不純物濃度は、（ｉ）二酸化炭素、酸素、窒素について、ＴＣＤ検出器
を用いたガスクロマトグラフ、（ｉｉ）デカメチルシクロペンタシロキサンについて、サンプリングガスをヘキサンに吸収し、この液をガスクロマトグラフ質量分析計で分析、（ｉｉｉ）水分について、露点計による測定、という一般的に用いられる測定方法で測定した。
その結果、本実施例における昇温後の精製済燃料ガスＢＧ２の不純物濃度は、二酸化炭素濃度が０．５％以下、デカメチルシクロペンタシロキサンが０．５ｍｇ／ｍ3Ｎ以下、水分の露点が−３０℃以下、酸素平均０．１％、窒素平均２．３％であり、当該不純物濃度は、ガスエンジン、ガスタービン、温水ボイラー、蒸気ボイラー等の主要なガス消費機器で使用しても問題がない十分に低いレベルであった。
【００７１】
また、本実施例では、燃料ガス精製部１０から導出された液化天然ガスＮＧ１と気化天然ガスＮＧ２の混合ガスについて、燃料ガス精製部１０の下流に温水式気化器２６０を設置し、これを通過させることにより、完全に気化した気化天然ガスＮＧ２とした後、流量を制御した上で本発明に係る燃料ガス精製システム１外に提供している。
本実施例において、温水式気化器２６０の熱源には温水ボイラー３０３を採用しており、８０℃の温水を供給している。また、気化した天然ガスＮＧ２の流量は、温水式気化器２６０の下流に敷設した気化天然ガス流量計ＦＭ２６０で計測し、気化天然ガスＮＧ２の流量が１．５ｍ3Ｎ／ｈとなるように気化天然ガス流量制御弁Ｖ２７０で制御している。
【００７２】
なお、図４に示される本実施例では、不純物処理部１１において、燃料ガスを流す方向と天然ガスを流す方向がフィン管に対して同一の方向に描かれているが、別実施形態として、図６に示すように、燃料ガスを逆方向に流すことも可能な構成を備えた燃料ガス精製システムとし、不純物処理工程の中間において、燃料ガスを流す方向をそれまで流していた方向と反対方向にする燃料ガス精製方法を採用してもよい。
【００７３】
上記の構成及び方法を採用することで、不純物処理工程でフィン１２ｄに付着する固体状物の量が、燃料ガス中の不純物濃度が高い燃料ガスの流れの上流側で極端に多くなることを回避できるので、不純物処理工程が終了した時点で燃料ガスの通路が狭くなる、もしくは、場合によっては閉塞してしまうという問題を解消できる。
【００７４】
〔精製済燃料ガスと天然ガスの混合〕
図３は、前記燃料ガス精製システム１の下流側に備えられるガス混合調整システム２を示す構成図である。
ガス混合調整システム２は燃料ガス精製システム１で得られた精製済燃料ガスＢＧ２と、前記燃料ガス精製システム１において、前記不純物との熱交換に使用され、気化されて回収される天然ガスＮＧ２とを、得られる製品ガスの熱量が所定の熱量範囲内の熱量となる割合で混合して製品ガスＧＳを得るものである。
【００７５】
以下、図３に基づいて、ガス混合調整システム２の機器構成を説明する。
ガス混合調整システム２は、前記燃料ガス精製システム１により精製を行った後の精製済燃料ガスＢＧ２と天然ガスＮＧ２を混合する機構であり、精製済燃料ガスＢＧ２の流路７１０に精製済燃料ガスＢＧ２の流量を計測する流量計ＦＭ６１０を、天然ガスＮＧ２の流路７２０に天然ガスＮＧ２の流量を計測する流量計ＦＭ６２０を設置し、かつ、天然ガスＮＧ２の流量計ＦＭ６２０の下流に天然ガス流量制御弁Ｖ６１０を設置している。そして、前記天然ガス流量制御弁Ｖ６１０の下流で精製済燃料ガスＢＧ２と天然ガスＮＧ２を混合している。精製済燃料ガスＢＧ２と天然ガスＮＧ２の混合割合は、天然ガス流量制御弁Ｖ６１０により天然ガスＮＧ２の流量を調整することで調整されている。
【００７６】
精製済燃料ガスＢＧ２と天然ガスＮＧ２の混合箇所の下流には、混合状態の均一性を高めるべく、第１のスタティックミキサー６３０が設置され、その下流には、圧力変動と熱量変動幅を抑制する第１のクッションタンク６４０が設置されている。
第１のクッションタンク６４０の下流には、混合燃料ガスの流量を測定する流量計ＦＭ７１０が設定され、その下流にはＬＰＧ熱量調整装置７１０、さらにその下流には第２のスタティックミキサー７３０が設定されている。第２のスタティックミキサー７３０の下流には混合燃料ガス熱量測定装置７２０、第２のクッションタンク７４０が設置され、第２のクッションタンク７４０の下流には、付臭装置８１０が設置され、汎用の付臭剤により、付臭を行っている。
付臭装置８１０により付臭された熱量調整混合ガスＧＳは、需要箇所へ供給されるよう、都市ガス導管９１０や利用先に接続されている。
【００７７】
続いて、図３に基づいて、本実施例におけるガス混合熱量調整を説明する。
ガス混合調整システム２は、上述の機器構成に基づいて、精製済燃料ガスＢＧ２、天然ガスＮＧ２の流量を流量計ＦＭ６１０、ＦＭ６２０で測定し、本実施形態では、流量計ＦＭ６１０の測定値を流量計ＦＭ６２０に送信し、天然ガスＮＧ２の流量が精製済燃料ガスＢＧ２の流量の１２倍となるよう、天然ガス流量制御弁Ｖ６１０で天然ガスＮＧ２の流量を制御している。例えば、本実施形態では、精製済燃料ガスＢＧ２は約０．１３ｍ3Ｎ／ｈ、天然ガスＮＧ２は約１．５ｍ3Ｎ／ｈとなるよう、流量を制御している。
【００７８】
本実施例のガス混合調整システム２は、上述により得られた混合燃料ガスについて、第１のスタティックミキサー６３０により、混合状態の均―性を高めている。スタティックミキサーは一般的なものでよい。その後、第１のスタティックミキサー６３０を出た混合燃料ガスを第１のクッションタンク６４０に通すことにより、圧力変動と熱量変動幅を抑制する。本実施形態において、第1のクッションタンク６４０の容積は３０Ｌとしている。
【００７９】
第１のクッションタンク６４０を出た混合燃料ガスは、流量計ＦＭ７１０を経て、ＬＰＧ熱量調整装置７１０によりプロパンガスが添加され、熱量が調整される。熱量の調整は、混合燃料ガスの流量の流量計ＦＭ７１０による測定値と、熱量調整後、後述の第2のスタティックミキサー７３０を経て、混合状態の均一性を高めた後の燃料調整混合ガスの熱量の熱量測定装置７２０による測定値（すなわち、熱量測定装置７２０は、第２のスタティックミキサー７３０の下流で燃料調整混合ガスの熱量の測定を行う）に基づき、前記熱量が所定の範囲であるように行う。本実施形態では、所定の範囲として、都市ガスヘの注入を想定して４４．３Ｊ／ｍ３Ｎ〜４５．９ＭＪ／ｍ３Ｎとする。ＬＰＧ熱量調整装置７１０は一般的なものを使用する。
【００８０】
また、熱量調整混合ガスは、第２のスタティックミキサー７３０により、混合状態の均一性を高められる（なお、第2のスタティックミキサー７３０を経て、混合状態の均一性を高めた後の燃料調整混合ガスについて、熱量測定装置７２０で熱量の測定を行うのは上述の通りである）。そして、本願ガス混合調整システム２は、第２のスタティックミキサー７３０を出た混合燃料ガスを第２のクッションタンク７４０に通すことにより、圧力変動と熱量変動幅を抑制する。
加えて、本実施例では、上述により得られた熱量調整混合ガスに対して、安全のため、付臭剤で付臭する。付臭剤は汎用のものが選択される。付臭剤は一般的な付臭装置８１０を使用する。
【００８１】
さらに、第２のクッションタンク７４０を出た熱量調整混合ガスについて、酸素と窒素の濃度の測定を行う。測定方法は一般的に用いられているＴＣＤ検出器を用いたガスクロマトグラフの方法を用いる。熱量調整混合ガスの酸素と窒素の濃度は、酸素が平均０．００８％、窒素が平均０．１８％である。
【００８２】
天然ガス中の酸素および窒素の濃度が非常に小さいことはわかっているため、精製済燃料ガスＢＧ２に対して天然ガスを混合する前後で酸素と窒素の濃度は、天然ガスと精製済燃料ガスＢＧ２の流量倍率を１２倍とし、１３分の１の濃度レベルまで低減する。その結果、上記のように、酸素と窒素の温度は、都市ガス導管９１０に注入して使用する場合のガス事業者が決めている基準値の例である「酸素０．０１％以下、窒素１％以下」を満たすことができ、当該熱量調整混合ガスを都市ガス導管９１０に注入することが可能になる。
【００８３】
ただし、実際に都市ガス導管９１０に注入する前に、第２のクッションタンク７４０の下流において熱量調整混合のガス組成、付臭剤濃度の測定を行うことが好ましい。例えば、酸素と窒素の濃度に対するガス消費機器や都市ガス導管９１０に注入などの利用先の基準値が厳しい場合において、基準値を満足することをより確実にするには、これらの濃度の測定値に基づき、天然ガスと精製済燃料ガスの流量比率を流量計ＦＭ６１０、流量計ＦＭ６２０および流量制御弁Ｖ６１０を使用して調整すればよい。
さらに、他の特定の不純物についても、ガス消費機器や都市ガス導管９１０に注入などの利用先の基準値が厳しい場合については、同様にその不純物の濃度の測定値に基づき天然ガスと精製済燃料ガスの流量比率を流量計ＦＭ６１０、流量計ＦＭ６２０および流量制御弁を使用して調整することにより、基準値を満足させることができる。
【００８４】
〔燃料ガス精製部の再生について〕
図５は、本発明に係る燃料ガス精製システム１における、燃料ガス精製部１０の再生の様子を示す概念図である。以下、図５に基づいて、燃料ガス精製部１０の再生方法について説明する。
【００８５】
燃料ガス精製部１０の再生は、（１）窒素ガスによる燃料ガス精製部１０内のパージ、（２）加熱空気によるフィン管に付着した不純物の気化、（３）窒素ガスによる再度の燃料ガス精製部１０内のパージ、（４）燃料ガスによる燃料ガス流路のパージ、（５）少量の液化天然ガスによる熱交換器（天然ガス流路）の冷却、を、（１）〜（５）の順に行うことで実現される。以下、（１）〜（５）の各々について説明する。
【００８６】
（１）窒素ガスによる燃料ガス精製部１０内のパージ
燃料ガス精製部１０の再生を行う（１）〜（３）の工程では、燃料ガスの燃料ガス精製部１０への混入を避けるため、図５に示すように、燃料ガスの、燃料ガス精製部１０への導入部である燃料ガス導入バルブＶ１２０、天然ガス導入バルブＶ２１０、燃料ガス導出バルブＶ１６０を閉止する。
【００８７】
この窒素ガスによる燃料ガス精製部１０内のパージ処理では、前記バルブを閉止した後、窒素ガス導入バルブＶ３１０及び不純物導出バルブＶ３６０を開放し、ＰＳＡ式窒素ガス発生装置３０１を稼動させる。これにより、ＰＳＡ式窒素ガス発生装置３０１により発生した窒素ガスは、ＰＳＡ式窒素ガス発生装置３０１から燃料ガス精製部１０、燃料ガス精製部１０から不純物導出部３５０、不純物導出部３５０から放出又は回収、と流れ、燃料ガス精製部１０内に残留している燃料ガスを燃料ガス精製部１０外にパージする。
なお、このパージ処理は、以後の加熱空気による不純物の気化処理の安全性を高めることを目的としており、燃料ガス精製部１０内に残留している燃料ガスを、化学的に安定な窒素ガスにより燃料ガス精製部１０外へ導出する。
【００８８】
（２）加熱空気によるフィン管に付着した不純物の気化
この不純物の気化処理では、上記窒素ガスによる燃料ガス精製部１０内のパージ処理を行った後、加熱空気を再生ガスＲＧとして燃料ガス精製部１０内に導入することにより、フィン管１２ａに付着した不純物を、フィン管１２ａの昇温により気化し、不純物導出部３５０から燃料ガス精製部１０外に導出する。
【００８９】
加熱空気の流路は、加熱空気導入バルブＶ３２０を開放することで、外気用熱交換器３０４を経て加熱された外気の燃料ガス精製部１０への導入を可能にする。また、燃料ガス精製部１０に導入された加熱空気により気化された不純物の導出を可能とすべく、不純物導出バルブＶ３６０は上記パージ処理に引き続き開放しておく。これにより、本発明に係る燃料ガス精製システム１が、ブロアー３０２から外気を取り込み、不純物導出部３５０より不純物を導出することを可能とする。
【００９０】
燃料ガス精製部１０内に導入する加熱空気は、外気をブロアー３０２により外気用熱交換器３０４に取り込み、取り込んだ外気を外気加熱用熱交換器３０４において、温水ボイラー３０３で生成される温水と熱交換により加熱して生成する。
【００９１】
そして、フィン管１２aに付着した不純物１２ｚは、上記により生成した加熱空気を燃料ガス精製部１０内に導入し、熱交換器１２を昇温することにより気化させる。気化された不純物は、不純物導出部３５０より放出又は回収される。なお、加熱空気の温度は３０℃〜７０℃の範囲が好ましい。
【００９２】
（３）窒素ガスによる再度の燃料ガス精製部１０内のパージ
上記の加熱空気による不純物１２ｚの気化を行った後、再びＰＳＡ式窒素ガス発生装置３０１を稼動させ、窒素ガスにより燃料ガス精製部１０内をパージする。これは、加熱空気の導入だけではパージされずに燃料ガス精製部１０内に残留している気化した不純物１２ｚを、化学的に安定な窒素ガスにより、燃料ガス精製部１０外にパージするためである。
【００９３】
（４）燃料ガスによる燃料ガス流路のパージ
上記の、窒素ガスによる再度の燃料ガス精製部１０内のパージを行った後、燃料ガスＮＧ１により、燃料ガス流路１３０をパージする。このパージ処理では、燃料ガス導入バルブＶ１２０及び不純物導出バルブＶ３６０を開放し、燃料ガス導出バルブＶ１６０は閉止する。このようにバルブの開閉を制御しておけば、燃料ガス流路１３０に導入された燃料ガスは、燃料ガス導出部１５０ではなく、不純物導出部３５０から導出されるため、燃料ガス流路１３０のパージに用いられた燃料ガスが、誤って精製済燃料ガスＢＧ２として燃料ガス精製部１０から導出されることを防げるためである。
この処理は、この後の（５）の工程を終えることにより燃料ガス精製部１０の再生が終了し、燃料ガスの精製の再開が可能となることから、燃料ガスの精製の再開の際に、燃料ガス流路１３０内に再生時に流した窒素ガスが残留していないようにするためである。すなわち、この処理は、燃料ガスにより、燃料ガス流路１３０に残留している窒素ガスをパージする処理である。
【００９４】
（５）少量の液化天然ガスによる熱交換器（天然ガス流路）の冷却
上記の、燃料ガスによる燃料ガス流路１３０をパージした後、燃料ガス導入バルブＶ１２０を閉じ、燃料ガスが燃料ガス流路１３０内に流れない状態にした後、液化天然ガス導入バルブＶ２１０を開き、伝熱管１２ｃ（フィン管内）に少量の液化天然ガスを流すことにより、熱交換器１２を冷却する。不純物除去の際に昇温した熱交換器１２を冷却し、再生終了後の燃料ガスの精製の再開に備えるためである。また、この冷却処理に先立ち燃料ガス導入バルブＶ１２０を閉じておくのは、燃料ガス流路１３０に燃料ガスが流れていない状態にしておくことで、この冷却処理が、燃料ガスの精製の再開とならないことを保証するためである。
【００９５】
以上の（１）〜（５）の工程を経て、燃料ガス精製部１０の再生は終了する。再生の終了後、再度、精製前燃料ガスＢＧ１と液化天然ガスＮＧ１を燃料ガス精製部１０に流し、燃料ガスの精製を行う。
【００９６】
なお、上記の燃料ガス精製部１０の再生において、次のようにするとより好ましい。
（ｉ）燃料ガス精製部１０の再生処理を行う指標として、すなわち、フィン１２ｄに付着
した不純物１２ｚの量が増加し、不純物１２ｚを除去する性能が低下したことを検知する指標として、燃料ガスの流量や、燃料ガス導出部１５０の近傍の精製済燃料ガスの温度の上昇を検知するとよい。
（ｉｉ）前記「（２）加熱空気による、フィン管に付着した不純物の気化」における加熱空気を流す時間の後半では、加熱空気の温度を、例えば３０℃〜５０℃程度の低めの温度にするとよい。これにより加熱終了時の燃料ガス精製部１０内各部の温度を低めにすることができるため、「（５）少量の液化天然ガスによる、熱交換器（天然ガス流路）の冷却」で液化天然ガスＮＧ１を流したときにフィン管１２ａの冷却に要する冷熱量を低減できる。
【００９７】
また、別実施形態として、以下も考えられる。
（ｉｉｉ）ＰＳＡ式窒素ガス発生装置３０１に代えて、窒素ボンベを用いることもできる。
（ｉｖ）上記の実施の形態では、不純物除去において冷熱の供給源として使用する液化天然ガスに関しては、通常の液化天然ガスを想定し、その性状に関しては特に述べなかった。即ち、その出所、産地を問うことなく、任意の液化天然ガスを使用するものとした。
これに対して、本発明では、燃料ガス精製システムで得られる精製済み燃料ガスと、冷熱源として使用され、得られる気化天然ガスを混合して、熱量調整後、製品ガスを得るため、天然ガスの熱量を液化天然ガスの状態で予め調整しておくと、熱量調整の負荷を低減したり、無くしたりすることができる。
この構成では、不純物除去への使用後に精製済燃料ガスと混合し、製品ガスの製造に用いることを予定している液化天然ガスについて、予め原料である液化天然ガスを加熱しメタンを気化させメタン濃度を低減させるか、あるいは、液化石油ガスを添加することにより、前記液化天然ガスの熱量を高めておくこととなる。
このように液化天然ガスを高熱量化しておくことにより、製品ガスの熱量を高めることができる。また、製品ガスを熱量調整して製造する場合であっても、現地で熱量調整に必要となる液化石油ガス（プロパン、ブタンなど）の使用量を大幅に低減することができる。
本発明の燃料ガス精製システム或いは製品ガス製造システムは、海外等から液化天然ガスを輸入して都市ガス等を製造する都市ガス製造工場で採用できるほか、一般に、小規模で、内陸にある燃料ガス（バイオガス）製造設備が設けられている燃料ガス製造設備（例えばガスステーション）においても採用することができる。後者の場合、液化天然ガス及び液化石油ガスはガスステーションまで、タンクローリーにより輸送され、都市部にあるガスステーションのガス貯槽に供給されることとなる。しかしながら、液化ガスの輸送には輸送費用が掛かるため、両ガスを現地に輸送するとなると非常に高価になるが、上記のように高熱量化した液化天然ガスのみをガスステーションまで輸送すれば、問題となる輸送費用等を圧縮することができ、製品ガスの製造費用を低減することが可能になる。
【００９８】
以上、本発明の燃料ガス精製システム及び製品ガス製造システムについて、その実施例に基づいて説明したが、本発明は上記実施例に記載した構成に限定されるものでなく、その趣旨を逸脱しない範囲において、適宜その構成を変更することができるものである。
【産業上の利用可能性】
【００９９】
本発明によれば、液化天然ガスの冷熱を利用することにより、有機物を嫌気性発酵または熱分解することにより得られた燃料ガス中の不純物を凝縮し、固体状物または液体状物として除去する燃料ガス精製方法及びシステムを提供できる。
【符号の説明】
【０１００】
１      燃料ガス精製システム
２      ガス混合調整システム
１０    燃料ガス精製部
１１    不純物処理部
１２    熱交換器
１２ａ  フィン管
１２ｚ  不純物
１１０  燃料ガス導入部
１３０  燃料ガス流路
１５０  燃料ガス導出部
２１０  天然ガス導入部
２３０  天然ガス流路
２５０  天然ガス導出部
３０    不純物分離回収機構
３３０  再生ガス流路
ＢＧ１  精製前燃料ガス
ＢＧ２  精製済燃料ガス
ＮＧ１  液化天然ガス
ＮＧ２  気化天然ガス
ＲＧ    再生ガス
Ｖ１１０  精製前燃料ガス流量制御弁
Ｔ１５０  燃料ガス精製部温度計
ＣＴＲ１１０  精製前燃料ガス流量制御器
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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