(57)【要約】【課題】不純物濃度が比較的高い場合も所望の低濃度まで不純物濃度を低下させることが可能であるとともに、当該所望の低濃度まで不純物濃度を低下される場合に、熱交換器内での閉塞を出来るだけ長期に渡って回避することが可能で、設備の精製運転効率を高く維持することができる燃料ガス精製方法及び燃料ガス精製設備を提供する。【解決手段】燃料ガスＢＧ１を第１多管式熱交換器１０に導入して１次精製を行うとともに、第１多管式熱交換器１０により１次精製された１次精製燃料ガスＰＧ１を第２多管式熱交換器２０に導入し、第２多管式熱交換器２０において、１次精製燃料ガスＰＧ１を第２多管式熱交換器２０の管内に、液化天然ガスＮＧ１を第２多管式熱交換器２０の胴２０ａと管１２ａとの間に流して２次精製を行い、液化天然ガスＮＧ１の冷熱により、燃料ガスＢＧ１に含まれる不純物を燃料ガスＢＧ１から分離して精製する。【選択図】図４
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
多管式熱交換器内において、液化天然ガスの冷熱により、燃料ガスに含まれる不純物を固体状又は液体状の凝縮物として燃料ガスから分離し、前記燃料ガスを精製するとともに、前記液化天然ガスを昇温する燃料ガスの精製方法であって、
前記燃料ガスを第１多管式熱交換器に導入して１次精製を行うとともに、前記第１多管式熱交換器により１次精製された１次精製燃料ガスを第２多管式熱交換器に導入して２次精製する構成で、前記第２多管式熱交換器において、前記１次精製燃料ガスを第２多管式熱交換器の管内に、前記液化天然ガスを第２多管式熱交換器の胴と管との間に流して、前記２次精製を行う燃料ガスの精製方法。
【請求項２】
前記第１多管式熱交換器において、前記燃料ガスを第１多管式熱交換器の胴と管との間に、前記液化天然ガスを第１多管式熱交換器の管内に流して、前記１次精製を行う請求項１記載の燃料ガスの精製方法。
【請求項３】
前記１次精製燃料ガスの不純物濃度を、前記２次精製に関して、当該２次精製に予定される単位精製時間において、前記第２多管式熱交換器の管内における前記１次精製燃料ガスの流動が確保される不純物濃度とする請求項１又は２記載の燃料ガスの精製方法。
【請求項４】
前記第１多管式熱交換器及び前記第２多管式熱交換器において、全管内の流路断面積の和である統括管内流路断面積が、胴と管との間に形成される流路の断面積である統括管外流路断面積より小さい請求項１〜３の何れか一項記載の燃料ガスの精製方法。
【請求項５】
前記多管式熱交換器がフィン管式熱交換器であり、管外に形成されているフィンの高さが、管径より大きい請求項１〜４の何れか一項記載の燃料ガスの精製方法。
【請求項６】
前記多管式熱交換器が多数の平滑管を備えて構成され、平滑管の中心間距離が、平滑管の外径に対して、当該外径の３倍以上に選択されている請求項１〜４の何れか一項記載の燃料ガスの精製方法。
【請求項７】
前記第２多管式熱交換器において、前記１次精製燃料ガスが流れる管に関して、当該管の入口側の流路断面積が出口側の流路断面積より大きい請求項１〜６の何れか一項記載の燃料ガスの精製方法。
【請求項８】
前記第１多管式熱交換器及び前記第２多管式熱交換器として、同一形状の一対の熱交換器を使用する請求項１〜７の何れか一項記載の燃料ガスの精製方法。
【請求項９】
前記第２多管式熱交換器において、冷熱供給源として使用した液化天然ガスを、前記第１多管式熱交換器の冷熱供給源とする請求項１〜８の何れか一項記載の燃料ガスの精製方法。
【請求項１０】
前記１次精製及び前記２次精製を停止した後、前記凝縮物を気化する温度の凝縮物用再生ガスを、前記第１多管式熱交換器及び前記第２多管式熱交換器に供給して、前記凝縮物を各熱交換器から気体として放出させ、各熱交換器を再生する請求項１〜９の何れか一項に記載の燃料ガス精製方法。
【請求項１１】
多管式熱交換器内において、液化天然ガスの冷熱により、燃料ガスに含まれる不純物を固体状又は液体状の凝縮物として燃料ガスから分離し、前記燃料ガスを精製するとともに、前記液化天然ガスを昇温する燃料ガスの精製設備であって、
前記多管式熱交換器として、前記燃料ガスが導入されて１次精製される第１多管式熱交換器と、前記第１多管式熱交換器により１次精製された１次精製燃料ガスが導入されて２次精製される第２多管式熱交換器を備え、
前記第２多管式熱交換器において、前記１次精製燃料ガスを第２多管式熱交換器の管内に、前記液化天然ガスを第２多管式熱交換器の胴と管との間に流して、２次精製を行う燃料ガスの精製設備。
【請求項１２】
前記第１多管式熱交換器において、前記燃料ガスを第１多管式熱交換器の胴と管との間に、前記液化天然ガスを第１多管式熱交換器の管内に流して、１次精製を行う請求項１１記載の燃料ガスの精製設備。
【請求項１３】
前記第１多管式熱交換器及び前記第２多管式熱交換器において、全管内の流路断面積の和である統括管内流路断面積が、胴と管との間に形成される流路の面積である統括管外流路断面積より小さい請求項１１又は１２記載の燃料ガスの精製設備。
【請求項１４】
前記多管式熱交換器がフィン管式熱交換器であり、管外に形成されているフィンの高さが、管径より大きい請求項１１〜１３の何れか一項記載の燃料ガスの精製設備。
【請求項１５】
前記多管式熱交換器が多数の平滑管を備えて構成され、平滑管の中心間距離が、平滑管の外径に対して、当該外径の３倍以上に選択されている請求項１１〜１３の何れか一項記載の燃料ガスの精製設備。
【請求項１６】
前記第２多管式熱交換器において、前記１次精製燃料ガスが流れる管に関して、当該管の入口側の流路断面積が出口側の流路断面積より大きい請求項１１〜１５の何れか一項記載の燃料ガスの精製設備。
【請求項１７】
前記第１多管式熱交換器及び前記第２多管式熱交換器として、同一形状の一対の熱交換器を使用する請求項１１〜１６の何れか一項記載の燃料ガスの精製設備。
【請求項１８】
前記第２多管式熱交換器において、冷熱供給源として使用した液化天然ガスを、前記第１多管式熱交換器の冷熱供給源とする請求項１１〜１７の何れか一項記載の燃料ガスの精製設備。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、多管式熱交換器内において、液化天然ガスの冷熱により、燃料ガスに含まれる不純物を固体状又は液体状の凝縮物として燃料ガスから分離し、前記燃料ガスを精製するとともに、前記液化天然ガスを昇温する燃料ガス精製方法及び燃料ガス精製設備に関する。
【背景技術】
【０００２】
例えば、下水および工場排水を嫌気性メタン発酵または熱分解することにより得られる燃料ガスを、燃料電池、ＲＸガス発生設備等のガス消費機器に使用する場合、あるいは都市ガス導管に受け入れて都市ガスとして使用する場合、その燃料ガス中に含まれる不純物（例えば二酸化炭素）の濃度を所定値以下に低減する必要がある。
【０００３】
そのような燃料ガス中に含まれる不純物を除去することができる燃料ガス精製設備として、発明者らは、特許文献１において、液化天然ガスによって燃料ガスを冷却することで燃料ガス中に含まれる不純物を液体化および固体化させて分離する技術を提案している。
特許文献１に開示される熱交換器としては、多管式熱交換器を提案しており、多数の伝熱管の内側を液化天然ガスが流れる天然ガス流路とするとともに、熱交換器内における多数の伝熱管の外側の一体的な空間を燃料ガス流路としている。そして、燃料ガス中の不純物は、伝熱管の内側を流れる液化天然ガスの冷熱により伝熱管の外側に固体状物または液体状物として付着する状態で凝縮することで燃料ガスから分離される。
【０００４】
また、この伝熱管は、その外周部にフィンが形成されており、材質が熱伝導性の高いアルミニウム合金とされているため、伝熱管内を流れる液化天然ガスの冷熱が伝熱管の外側に固着されたフィンに伝熱し、伝熱管の外側を流れる燃料ガス中の不純物が液化天然ガスの冷熱により液体化および固体化して、伝熱管の外周部に設けられたフィンに付着する。これにより燃料ガスを精製することができるとされる。
特許文献１に開示の技術は、燃料ガスの主成分はメタンを主体とする炭化水素ガスであり、濃度を所定値以下に制御したい不純物に二酸化炭素が含まれる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１１−６６１７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、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バイオガスのような燃料ガス中には、不純物として４０％以上もの二酸化炭素が含有される場合があり、これを特許文献１に開示の燃料ガス精製設備において、液化天然ガスの冷熱で液体状および固体状の凝縮物として除去しようとすると、熱交換器内において液体状および固体状の凝縮物が大量に堆積し、熱交換器が閉塞された状態となるという問題が発生することがある。そして、熱交換器が完全な閉塞或いは完全な閉塞に至らないまでも部分的な閉塞が発生した場合、一旦、精製運転状態を停止し、不純物を気化させて熱交換器外に排出する再生運転を行う必要が生じるが、精製運転の時間が制限されるため、実際の設備の精製運転効率が低下するという問題が発生する。
【０００７】
また、不純物としての二酸化炭素の除去性能を一定の高いレベルに維持しようとすると、伝熱管におけるフィンの面積を広く形成することが必要となり、外径寸法や長さが大きな多数の伝熱管が必要となるため、周方向および長さ方向において大きな熱交換器が必要となるという問題があった。
【０００８】
本発明は、かかる事情に鑑みてなされたものであり、その目的は、不純物濃度が比較的高い場合も所望の低濃度まで不純物濃度を低下させることが可能であるとともに、当該所望の低濃度まで不純物濃度を低下される場合に、熱交換器内での閉塞を出来るだけ長期に渡って回避することが可能で、設備の精製運転効率を高く維持することができる燃料ガス精製方法及び燃料ガス精製設備を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
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は、
多管式熱交換器内において、液化天然ガスの冷熱により、燃料ガスに含まれる不純物を固体状又は液体状の凝縮物として燃料ガスから分離し、前記燃料ガスを精製するとともに、前記液化天然ガスを昇温する燃料ガスの精製方法であって、その特徴構成は、
前記燃料ガスを第１多管式熱交換器に導入して１次精製を行うとともに、前記第１多管式熱交換器により１次精製された１次精製燃料ガスを第２多管式熱交換器に導入して２次精製する構成で、前記第２多管式熱交換器において、前記１次精製燃料ガスを第２多管式熱交換器の管内に、前記液化天然ガスを第２多管式熱交換器の胴と管との間に流して、前記２次精製を行う点にある。
【００１０】
上記特徴構成によれば、燃料ガスに含まれる不純物を、第１多管式熱交換器及び第２多管式熱交換器において、液化天然ガスによる冷却により凝縮物として分離することができるので、燃料ガスに含まれる不純物を第１多管式熱交換器及び第２多管式熱交換器によって段階的に分離することができ、その結果、第１多管式熱交換器および第２多管式熱交換器のそれぞれにおいて分離する凝縮物の量を少なくすることができる。よって、それぞれの多管式熱交換器が凝縮物により閉塞することを防止することができる。
また、第２多管式熱交換器において、管内を流れる１次精製燃料ガスに含まれる不純物を、胴と管との間、即ち、管の全外周に存在し、その部位を流れる液化天然ガスによって均等且つ安定的に冷却し、管内の表面に不純物を凝縮させる状態で２次精製を行うことができる。結果、比較的低濃度となっている不純物濃度を、当該第２多管式熱交換器において可能となる低濃度まで良好に低下させることができ、同時に、管内に不純物をある程度含む燃料ガスを流しても、管入口部位で、不純物の凝固物が大量に形成され、管が閉塞されるような問題の発生を回避できる。また、上記の燃料ガス精製方法を使用する燃料ガスの精製設備は、当該方法の作用を奏する。
【００１１】
本発明に係る燃料ガス精製方法の更なる特徴構成は、
前記第１多管式熱交換器において、前記燃料ガスを第１多管式熱交換器の胴と管との間に、前記液化天然ガスを第１多管式熱交換器の管内に流して、前記１次精製を行う点にある。
【００１２】
上記特徴構成によれば、第１多管式熱交換器において、胴と管との間を流れる１次精製燃料ガスに含まれる不純物を、管内を流れる液化天然ガスによって確実に冷却し、管の外側表面に凝集物を凝集させる状態で１次精製を行うことができる。また、上記の燃料ガス精製方法を使用する燃料ガスの精製設備は、当該方法の作用を奏する。
【００１３】
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１次精製燃料ガスの不純物濃度を、前記２次精製に関して、当該２次精製に予定される単位精製時間において、前記第２多管式熱交換器の管内における前記１次精製燃料ガスの流動が確保される不純物濃度とする点にある。
【００１４】
上記特徴構成によれば、１次精製燃料ガスの不純物濃度を、第２多管式熱交換器による２次精製に予定される単位精製時間内において、第２多管式熱交換器の管内において不純物が凝縮して閉塞が発生しない程度の不純物濃度とすることで、第２多管式熱交換器における１次精製燃料ガスの流動を確保することができる。つまり、第２多管式熱交換器の管内が１次精製燃料ガスに含まれる不純物の凝縮によって閉塞することを防止して２次精製を行なうことができる。
【００１５】
本発明に係る燃料ガス精製方法の更なる特徴構成は、
前記第１多管式熱交換器及び前記第２多管式熱交換器において、全管内の流路断面積の和である統括管内流路断面積が、胴と管との間に形成される流路の断面積である統括管外流路断面積より小さい点にある。
【００１６】
上記特徴構成によれば、第１多管式熱交換器において、不純物を含む燃料ガスが流れる胴と管との間に形成される流路の断面積である統括管外流路断面積を、液化天然ガスが流れる全管内の流路断面積の和である統括管内流路断面積より大きくすることで、胴と管との間に形成される流路が、凝縮物により閉塞することを防止することができるとともに、より多くの凝縮物を堆積させることができる。
一方、第２多管式熱交換器において、統括管外流路断面積を、統括管内流路断面積より大きくすることで、胴と管との間に形成される流路により多くの液化天然ガスを流すことができ、管内を流れる１次精製ガスを確実且つ安定的に冷却して、１次精製ガス中の不純物を凝縮させ、不純物濃度を所望の濃度まで低下させることができる。また、上記の燃料ガス精製方法を使用する燃料ガスの精製設備は、当該方法の作用を奏する。
【００１７】
本発明に係る燃料ガス精製方法の更なる特徴構成は、
前記多管式熱交換器がフィン管式熱交換器であり、管外に形成されているフィンの高さが、管径より大きい点にある。
【００１８】
上記の特徴構成によれば、フィン管式熱交換器を用い、管外に形成されているフィンの高さが、管径より大きく形成されているので、燃料ガスと液化天然ガスとの熱交換を行う表面積を大きくすることができる。これにより、第１多管式熱交換器及び第２多管式熱交換器において、効率よく熱交換を行うことが可能であり、第１多管式熱交換器では多くの不純物除去が可能となり、第２多管式熱交換器では、管内での不純物の凝縮除去を限界まで安定的に行うことができる。
また、フィン管外に燃料ガスが流れる第１多管式熱交換器では、伝熱面であるフィンに付着した固体状または液体状の凝縮物の厚みを小さくすることが可能なため、付着した凝縮物による伝熱特性の低下を防止できる。その結果、長時間にわたって効率よく不純物を除去できる。また、隣接するフィン管との距離を大きくしても効率よく熱交換しつつ、凝縮物による閉塞を防止することができる。また、上記の燃料ガス精製方法を使用する燃料ガスの精製設備は、当該方法の作用を奏する。
【００１９】
本発明に係る燃料ガス精製方法の更なる特徴構成は、
前記多管式熱交換器が多数の平滑管を備えて構成され、平滑管の中心間距離が、平滑管の外径に対して、当該外径の３倍以上に選択されている点にある。
【００２０】
上記特徴構成によれば、平滑管の中心間距離が、平滑管の外径に対して、当該外径の３倍以上に選択されているので、
第１多管式熱交換器においては、不純物を含む燃料ガスが流れる胴と平滑管との間に形成される流路の断面積である統括管外流路断面積を、液化天然ガスが流れる全ての平滑管の管内の流路断面積の和である統括管内流路断面積より大きくして、胴と平滑管との間に形成される流路が、凝縮物により閉塞することを防止することができるとともに、より多くの凝縮物を凝縮させることができる。
一方、第２多管式熱交換器においては、統括管外流路断面積を、統括管内流路断面積より大きくして、胴と平滑管との間に形成される流路により多くの液化天然ガスを流すことができ、平滑管内を流れる１次精製ガスをより冷却して、１次精製燃料ガス中の不純物を平滑管内に凝縮させることができる。また、上記の燃料ガス精製方法を使用する燃料ガスの精製設備は、当該方法の作用を奏する。
【００２１】
本発明に係る燃料ガス精製方法の更なる特徴構成は、
前記第２多管式熱交換器において、前記１次精製燃料ガスが流れる管に関して、当該管の入口側の流路断面積が出口側の流路断面積より大きい点にある。
【００２２】
上記特徴構成によれば、第２多管式熱交換器において、１次精製燃料ガスが流れる管の入口側の流路断面積が出口側の流路断面積より大きいので、入口側で１次精製燃料ガスに含まれる不純物が凝縮しても、凝縮物により管内が閉塞されることを防止することができる。
また、管内を流れる１次精製燃料ガスは、管外を流れる液化天然ガスの冷却により入口側から出口側に進むにつれて、体積が小さくなるので、管の出口側の流路断面積が入口側の流路断面積より小さくされることで、１次精製燃料ガスの体積の縮小に伴って流路断面積も小さくなり、管内における入口側から出口側までの流速を一定の状態に近づけることができる。また、上記の燃料ガス精製方法を使用する燃料ガスの精製設備は、当該方法の作用を奏する。
【００２３】
本発明に係る燃料ガス精製方法の更なる特徴構成は、
前記第１多管式熱交換器及び前記第２多管式熱交換器として、同一形状の一対の熱交換器を使用する点にある。
【００２４】
上記特徴構成によれば、第１多管式熱交換器及び第２多管式熱交換器は、同一形状の熱交換器が使用されるので、これらの熱交換器の設計及び製造を共通として行うことができるので、熱交換器の設計及び製作を容易にすることができるとともに、熱交換器内を流れるガスの流速等の把握が容易となる。さらに、本願に係る燃料ガス精製方法を使用する設備コストを低減できる。
さらに、燃料ガス及び、その精製により得られる１次精製燃料ガスを、第１多管式熱交換器では胴と管との間に、第２多管式熱交換器では管内に流すとともに、液化天然ガスを、第１多管式熱交換器では管内に、第２多管式熱交換器では胴と管との間に流すことで、多管式熱交換器に導入されるそれぞれの流体の流路を、第１多管式熱交換器と第２多管式熱交換器とで交代させる簡単な設備構成で、良好に燃料ガス精製及び液化天然ガスの気化を行うことができる。また、上記の燃料ガス精製方法を使用する燃料ガスの精製設備は、当該方法の作用を奏する。
【００２５】
本発明に係る燃料ガス精製方法の更なる特徴構成は、
前記第２多管式熱交換器において、冷熱供給源として使用した液化天然ガスを、前記第１多管式熱交換器の冷熱供給源とする点にある。
【００２６】
上記特徴構成によれば、第２多管式熱交換器において使用した液化天然ガスを、第１多管式熱交換器において使用するので燃料ガスとの熱交換において、液化天然ガスの冷熱を有効に使用することができるとともに、その液化天然ガスが気化して気体の天然ガスを得ることができる。
また、第１多管式熱交換器に、第２多管式熱交換器で使用した液化天然ガスが供給されるので、第２多管式熱交換器に比べて高い温度の液化天然ガスが供給される。よって、第２多管式熱交換器に比べて高い温度で燃料ガスを冷却することができる。これにより、第１多管式熱交換器において、燃料ガスが過剰に冷却されて、不純物が大量に凝縮されることを防止して、不純物を含む燃料ガスが流れる胴と管との間に形成される流路が凝縮物によって閉塞されることを防止することができる。一方、第２多管式熱交換器では、熱交換に使用されていない液化天然ガスを使用して、より低温で１次精製燃料ガスを冷却することができるので、１次精製燃料ガス中に残存する不純物を凝縮させることができる。また、上記の燃料ガス精製方法を使用する燃料ガスの精製設備は、当該方法の作用を奏する。
【００２７】
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１次精製及び前記２次精製を停止した後、前記凝縮物を気化する温度の凝縮物用再生ガスを、前記第１多管式熱交換器及び前記第２多管式熱交換器に供給して、前記凝縮物を各熱交換器から気体として放出させ、各熱交換器を再生する点にある。
【００２８】
上記特徴構成によれば、第１多管式熱交換器及び第２多管式熱交換器の内部に付着した固体状または液体状の凝集物が気化する温度の凝縮物用再生ガスを、それぞれの熱交換器に個別に供給して凝縮物を気化させて除去することができる。そして、気化した凝縮物を各熱交換器から外部に排出することで熱交換器の燃料ガス精製機能を回復できる。
また、第１多管式熱交換器及び第２多管式熱交換器に供給する凝縮物用再生ガスの温度を、第１多管式熱交換器及び第２多管式熱交換器の内部に付着した凝縮物の気化温度に応じた温度として、それぞれの多管式熱交換器に供給することで、凝縮物用再生ガスを加熱するためのエネルギーを低減することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２９】
【図１】燃料ガス精製システムの構成図である。
【図２】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構成図である。
【図３】第１実施形態に係る熱交換器に設けられたフィン管の構成を示す図である。
【図４】燃料ガス精製システムの熱交換器の内部構成を示す図である。
【図５】燃料ガス精製システムにおいて、精製運転時の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、再生運転時のガスの流れを示す図である。
【図７】第２実施形態に係る平滑管を備えた熱交換器の構成図である。
【図８】別実施形態（Ｂ）における第２熱交換器の構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００３０】
本願において紹介する製品ガス製造システムは、図１に示す燃料ガス精製システム１（燃料ガス精製設備の一例）の下流側に、図２に示すガス混合調整システム２を備えて構成されている。
図１に示した燃料ガス精製システム１は、液化天然ガスＮＧ１が有する冷熱を利用して有機物由来の燃料ガスＢＧ１（燃料ガスに相当）の精製が行われ、燃料ガスＢＧ１から不純物としての二酸化炭素が除去された２次精製燃料ガスＰＧ２を得ることができるとともに、二酸化炭素除去のための冷熱供与により液化天然ガスＮＧ１が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。
そして、図２に示した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、２次精製燃料ガスＰＧ２と気化された気化天然ガスＮＧ２とを受入れて、両ガスを混合し、ＬＰＧ熱量調整装置７１０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。
【００３１】
〔第１実施形態〕
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〕
本願発明の第１実施形態に係る燃料ガス精製システム１は、図１に示すように、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ＢＧ１を、熱交換器１０、２０内において、液化天然ガスＮＧ１の冷熱により、燃料ガスＢＧ１に含まれる不純物としての二酸化炭素を固体状又は液体状の凝縮物として燃料ガスＢＧ１から分離し、燃料ガスＢＧ１を精製するとともに、液化天然ガスＮＧ１を昇温するものである。そして、熱交換器１０、２０として、燃料ガスＢＧ１が導入されて１次精製される第１熱交換器１０と、第１熱交換器１０により１次精製された１次精製燃料ガスＰＧ１が導入されて２次精製して２次精製燃料ガスＰＧ２を精製する第２熱交換器２０を備えている。
【００３２】
〔不純物処理に関係する機能構成〕
第１熱交換器１０及び第２熱交換器２０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。燃料ガス系統として、第１熱交換器１０の上流側に燃料ガス供給管１２０が接続されており、燃料ガス供給管１２０には、図示しない燃料ガスタンクから燃料ガスＢＧ１を燃料ガス供給管１２０に受け入れる燃料ガス供給路開閉弁ＶＢと、燃料ガスＢＧ１を水にバブリングさせて加湿する加湿装置１００、加湿装置１００への燃料ガスＢＧ１の流量を調整する流量調整弁Ｖ１００、燃料ガスＢＧ１の流量を測定する流量計ＦＭ１１０、燃料ガスＢＧ１の流量を調整する燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０、及び燃料ガスＢＧ１中の水分を除去する除湿装置１０５が備えられている。
【００３３】
そして、第１熱交換器１０の燃料ガスＢＧ１の流れ方向の下流側には、燃料ガス流通路１８０が設けられ、この燃料ガス流通路１８０によって第２熱交換器２０と接続されている。これにより、第１熱交換器１０に流入する燃料ガスＢＧ１が、第１熱交換器１０で１次精製されて１次精製燃料ガスＰＧ１となり、その１次精製燃料ガスが第２熱交換器２０に流入して２次精製されて２次精製燃料ガスＰＧ２となる。
そして、第２熱交換器２０の下流側には、精製ガス排出管１７０が接続されており、その精製ガス排出管１７０には、加温器１６０が備えられている。
【００３４】
一方、天然ガス系統には、第２熱交換器２０の上流側に天然ガス供給管２２０が接続されており、天然ガス供給管２２０には、液化天然ガスタンク２０１が備えられ、この液化天然ガスタンク２０１から液化天然ガス導入バルブＶ２０１を介して液化天然ガスＮＧ１を第２熱交換器２０に導入可能に構成されている。
第２熱交換器２０の液化天然ガスＮＧ１の流れ方向の下流側には、液化天然ガス流通路１９０が設けられ、この液化天然ガス流通路１９０は、第１熱交換器１０と接続されている。
【００３５】
これにより、第２熱交換器２０に流入した液化天然ガスＮＧ１が、第２熱交換器２０内を流通して１次精製燃料ガスＰＧ１と第２熱交換器２０内において熱交換した後に、第１熱交換器１０に流入されるので、第２熱交換器２０において、冷熱供給源として使用した液化天然ガスＮＧ１を、第１熱交換器１０の冷熱供給源とすることができる。
また、天然ガス系統において、第１熱交換器１０の下流側には天然ガス排出管２７０が接続されており、この天然ガス排出管２７０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気化天然ガス流量制御弁Ｖ２７０が備えられている。また、液化天然ガスタンク２０１から流出する液化天然ガスＮＧ１は、その一部が熱交換器１０、２０で気化されて気化天然ガスＮＧ２となるが、この温水式気化器２６０で完全に気体の気化天然ガスＮＧ２となる。よって、第２熱交換器２０から温水式気化器２６０までの天然ガス排出管２７０には、気液混合状態の天然ガスＮＧ１、ＮＧ２が流通する。
【００３６】
図３は、燃料ガス精製システム１に設けられた第１熱交換器１０（第１多管式熱交換器の一例）及び第２熱交換器２０（第２多管式熱交換器の一例）の構成図である。
第１熱交換器１０及び第２熱交換器２０は、図３に示すフィン管式熱交換器で、同形に構成されている。図３に示す図は、管内を液化天然ガスが、管外を燃料ガスが流れる構成を示しており、先に示したシステム構成で、フィン管式熱交換器を第１熱交換器１０に採用している例を図示したものである。第２熱交換器２０では、管内、管外を流れる流体の関係は、これまで示したように、逆となる。
以下、管内、外を流れる流体に関しては、図３に示す構成を例に説明する。
第１熱交換器１０及び第２熱交換器２０は、それぞれ、３本のフィン管１２ａ、及び、フィン管１２ａが収納される熱交換器１０、２０の外周部１０ａ、２０ａ（胴の一例）から構成されている。そして、熱交換器１０、２０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、燃料ガスＢＧ１及び１次精製燃料ガスＰＧ１の不純物除去を行えるように構成されている。
【００３７】
また、図３に示すようにフィン管体１２は、下部集合管１２ｉ及び上部集合管１２ｏ、並びに、下部集合管１２ｉ及び上部集合管１２ｏに接合されたフィン管１２ａから構成され、例えば、各々のフィン管１２ａは、図３に示されるように、１つの伝熱管１２ｃと、等角度で伝熱管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、フィン管１２ａ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。ここで、伝熱管１２ｃの径方向に延びるフィン１２ｄの高さが、伝熱管１２ｃの管径より大きく形成されており、燃料ガスＢＧ１と液化天然ガスＮＧ１との熱交換又は１次精製燃料ガスＰＧ１と液化天然ガスＮＧ１との熱交換を行う表面積を大きくすることができる。
【００３８】
ここで、図３及び図４に示すように、第１熱交換器１０では、燃料ガスＢＧ１を燃料ガス流路１３０としてのフィン管１２ａと第１熱交換器１０の外周部１０ａとの間に形成される流路に流し、液化天然ガスを第１液化天然ガス流路３００としてのフィン管１２ａの管内に流して、１次精製を行って１次精製燃料ガスＰＧ１が精製される。そして、第１熱交換器１０では、フィン管体１２における下部集合管１２ｉは、第１天然ガス導入部３７０の一部を構成し、上部集合管１２ｏは、第１天然ガス導出部３８０の一部を構成している。
一方、第２熱交換器２０では、１次精製燃料ガスＰＧ１を１次精製燃料ガス流路１４０としてのフィン管１２ａの管内に、液化天然ガスＮＧ１を第２液化天然ガス流路３４０としての第２熱交換器２０の外周部２０ａとの間に形成される流路に流して、２次精製を行って２次精製燃料ガスＰＧ２が精製される。（図８参照）そして、第２熱交換器２０では、フィン管体１２における下部集合管１２ｉは、第２精製ガス導出部１５０の一部を構成し、上部集合管１２ｏは、第２燃料ガス導入部１１０の一部を構成している。
【００３９】
そして、フィン管内の流路断面積の和である統括管内流路断面積が、第１熱交換器１０の外周部１０ａとの間に形成される流路の面積である統括管外流路断面積より小さく構成されている。これにより、第１熱交換器１０においては、燃料ガスＢＧ１が流れる統括管外流路断面積が、液化天然ガスＮＧ１が流れる統括管内流路断面積より大きくなるので、より多くの凝縮物を堆積させることができるとともに、凝縮物により閉塞することを防止することができる。一方、第２熱交換器２０においては、液化天然ガスＮＧ１が流れる統括管外流路断面積が、燃料ガスＢＧ１が流れる統括管内流路断面積より大きくなるので、胴と管との間に形成される流路により多くの液化天然ガスを流すことができ、管内を流れる１次精製ガスをより冷却して、１次精製燃料ガスＰＧ１中の不純物を凝縮させることができる。
【００４０】
〔不純物回収に関係する構成〕
図４に示すように、燃料ガス精製システム１には、１次精製および２次精製を停止した後に、第１熱交換器１０及び第２熱交換器２０に堆積した凝縮物を熱交換器から除去する凝縮物除去機構３０、４０を備えている。
第１熱交換器１０には、第１凝縮物除去機構３０として、燃料ガス流路１３０の内部に堆積した凝縮物を気化する温度の第１再生ガスＲＧ１（凝縮物再生ガスの一例）を燃料ガス流路１３０に循環させる第１再生ガス循環流路３３０（再生ガス循環流路の一例）が設けられ、この第１再生ガス循環流路３３０には第１再生ガスＲＧ１を循環させる第１再生ガス循環ポンプ４０２、第１再生ガスＲＧ１を加熱する第１加熱手段４０４、及び、凝縮物が気化して第１再生ガスＲＧ１と混合した不純物混合ガスを第１再生ガス循環流路３３０から外部に放出する第１不純物混合ガス排出流路３６０とが備えられている。つまり、第１再生ガス循環流路３３０は、第１熱交換器１０から導出された不純物回収用の第１再生ガスＲＧ１を、第１精製ガス導出部２８０から導出させるとともに第１加熱手段４０４で加熱して、第１燃料ガス導入部２１０に導入する状態で循環させるように構成されている。ここで、第１再生ガスＲＧ１として１次精製燃料ガスＰＧ１を用いてもよい。
【００４１】
また、第２熱交換器２０には、第２不純物回収機構４０として、第１精製ガス流路１４０としての伝熱管１２ｃの内部に付着させた不純物を気化する温度の第２再生ガスＲＧ２（凝縮物再生ガスの一例）を伝熱管１２ｃに循環させる第２再生ガス循環流路３２０（再生ガス循環流路の一例）が設けられ、この第２再生ガス循環流路３２０には、第２再生ガスＲＧ２を循環させる第２循環ポンプ３０２、第２再生ガスＲＧ２を加熱する第２加熱手段３０４、及び、不純物が気化して第２再生ガスＲＧ２と混合した不純物混合ガスを第２再生ガス循環流路３２０から外部に排出する第２不純物混合ガス排出流路３５０とが備えられている。つまり、第２再生ガス循環流路３２０は、第２熱交換器２０内の伝熱管１２ｃから導出された不純物回収用の第２再生ガスＲＧ２を、第２精製ガス導出部１５０から導出させるとともに第２加熱手段３０４で加熱して、第２燃料ガス導入部１１０に導入する状態で循環させるように構成されている。ここで、第２再生ガスＲＧ２として２次精製燃料ガスＰＧ２を用いてもよい。
【００４２】
また、不純物の回収のために使用する第１再生ガスＲＧ１及び第２再生ガスＲＧ２の加熱は、２次精製燃料ガスＰＧ２を燃料として働く温水ボイラー３０３により発生される温水を利用して、第２再生ガス循環流路３２０に設けられた第２加熱手段３０４、及び、第１再生ガス循環流路３３０に設けられた第１加熱手段４０４によって行われる。また、温水ボイラー３０３により発生される温水は、天然ガス排出管２７０に備えられる温水式気化器２６０での液化天然ガスＮＧ１の気化の用、及び精製ガス排出管１７０の加温器１６０での２次精製燃料ガスＰＧ２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。
【００４３】
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、燃料ガスの流れ、および、天然ガスの流れに沿って詳細に説明する。まず、燃料ガスの流れに沿ってその構成と運転形態に関して図１及び図４に基づいて説明する。
上述の如く、図示しない燃料ガスボンベから燃料ガス供給管１２０に供給された燃料ガスＢＧ１は、燃料ガス供給路開閉弁ＶＢ、加湿装置１００、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、第１熱交換器１０の第１燃料ガス導入部２１０に送られる。
【００４４】
加湿装置１００は、燃料ガスＢＧ１に水分を付加するための水の入った容器（例えば、水温２５℃）とされ、燃料ガスＢＧ１の一部をバブリングさせるように構成されている。加湿は必要に応じて行なうこととされ、加湿装置１００に流入させる燃料ガスＢＧ１の流量は、流量調整弁Ｖ１００によって、調整することができる。
除湿装置１０５は、燃料ガスＢＧ１中の水分除去を行うものである。このように、加湿装置１００と除湿装置１０５を組み合わせることで、燃料ガスＢＧ１の湿度を所望の湿度に設定することができる。そして、第１熱交換器１０への導入前に燃料ガスＢＧ１中の水分を除去することにより、第１熱交換器１０の燃料ガス流路１３０及び第２熱交換器２０の１次精製燃料ガス流路１４０のフィン管１２ａ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）フィン管１２ａの伝熱特性の低下を抑制し、かつ、（ｉｉｉ）不純物回収工程で水分が液体状になり、熱交換器１０、２０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。
加湿装置１００と除湿装置１０５の使い分けは、後述するように、処理対象である燃料ガスＢＧ１の状態（水分量、乾燥度合）によって、使い分ける。
【００４５】
また、燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０は、図１に示すように、第２熱交換器２０の第２精製ガス導出部１５０において、２次精製済の燃料ガスである２次精製燃料ガスＰＧ２の温度を測定する温度センサＴ１５０（燃料ガス温度測定部に相当）を備え、かつ、温度センサＴ１５０で測定された２次精製燃料ガスＰＧ２の温度が、予め設定された所定の温度以下になるように、第１熱交換器１０に流入する燃料ガスＢＧ１の流量を調整する。ここで、燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０の開度は流量制御器ＣＴＲ１１０によって制御されている。そして、この流量制御器ＣＴＲ１１０によって、第２精製ガス導出部１５０における２次精製燃料ガスＰＧ２の温度が−１３０℃〜−１３８℃以下となるように、燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０を用いて燃料ガスＢＧ１の流量を制御されている。
【００４６】
続いて、第１熱交換器１０及び第２熱交換器２０の運転形態について詳細に説明する。
図４に示すように、第１熱交換器１０は、上流から順に、第１熱交換器１０への導入部である第１燃料ガス導入部２１０、燃料ガス流路１３０、燃料ガス流路１３０で精製された１次精製燃料ガスＰＧ１を第１熱交換器１０から導出する第１精製ガス導出部２８０、で構成されており、この順で接続されている。
また、第２熱交換器２０は、上流から順に、第２熱交換器２０への導入部である第２燃料ガス導入部１１０、１次精製燃料ガス流路１４０、１次精製燃料ガス流路１４０で精製された２次精製燃料ガスＰＧ２を第２熱交換器２０から導出する第２精製ガス導出部１５０、で構成されており、この順で接続されている。
そして、第１精製ガス導出部２８０から第２燃料ガス導入部１１０に、１次精製ガスが流入される構成とされる。なお、第１熱交換器１０及び第２熱交換器２０の外周部１０ａ、２０ａは、例えばステンレス製とされている。
なお、第２熱交換器２０の第２精製ガス導出部１５０に設けられた温度センサＴ１５０は熱電対であり、例えば、低温測定用に適したＴタイプ（銅―コンスタンタン）とされている。
【００４７】
また、本実施例では、第１熱交換器１０では、図３及び図４に示すように、フィン管１２ａの外側を精製対象である燃料ガスＢＧ１が流れ、フィン管１２ａの内側を冷熱媒体である液化天然ガスＮＧ１が流れている。そして、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、フィン管内を流れる液化天然ガスＮＧ１の冷熱がフィン１２ｄに伝熱し、フィン管外を流れる燃料ガスＢＧ１中の不純物としての二酸化炭素が冷却されて液体化および固体化して凝縮し、フィン管１２ａ、すなわち、伝熱管１２ｃ及びフィン１２ｄに付着する。このように、フィン管外を流れる燃料ガスＢＧ１中の不純物は除去され、燃料ガスＢＧ１が１次精製されて１次精製燃料ガスＰＧ１となる。
一方、図４及び図８に示すように、第２熱交換器２０では、フィン管外を冷熱媒体である液化天然ガスＮＧ１が流れ、フィン管内を精製対象である１次精製燃料ガスＰＧ１が流れている。よって、フィン管外を流れる液化天然ガスＮＧ１の冷熱がフィン管１２ａ、すなわち、伝熱管１２ｃ及びフィン１２ｄを冷却し、その冷熱が伝熱してフィン管内が冷却されて、フィン管内を流れる１次精製燃料ガスＰＧ１中の不純物が凝縮し、液体化および固体化して、フィン管内に付着する。このように、フィン管内を流れる１次燃料ガスＰＧ１中の不純物が凝縮して、１次精製燃料ガスＰＧ１が２次精製されて２次精製燃料ガスＰＧ２となる。
ここで、第１熱交換器１０から第２熱交換器２０に流入する１次精製燃料ガスＰＧ１の二酸化炭素の濃度は、第２熱交換器２０における２次精製に関して、２次精製に予定される単位精製時間において、第２熱交換器２０のフィン管内における１次精製燃料ガスＰＧ１の流動が確保される二酸化炭素の濃度とされ、１次精製燃料ガスＰＧ１に含まれる二酸化炭素の好ましい濃度は、例えば、１５％以下であり、好ましくは１０％以下、さらに好ましくは７％以下である。
【００４８】
次に、第２熱交換器２０の下流側の構成を説明する。
第２精製ガス導出部１５０は、開閉制御が可能なバルブＶ３１０が設けられた精製ガス排出管１７０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の下流側のサンプリング弁Ｖ２８０が設けられた分岐流路には、図示しない不純物濃度測定のための装置、検知管を接続可能な構成とされている。
【００４９】
加温器１６０は、熱交換器１０、２０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２次精製燃料ガスＰＧ２を、需要箇所への供給に先立ち、常温に近づけるものであり、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、供給する２次精製燃料ガスＰＧ２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。
【００５０】
すなわち、本実施例は、第２精製ガス導出部１５０から導出される２次精製燃料ガスＰＧ２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、例えば、燃料ガス精製システム１の下流側に設けられたガス混合調整システム２などの需要箇所に提供することが可能な構成となっている。
【００５１】
次に、冷熱媒体である天然ガスの流れに沿って、上流側から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。
図１及び図４に示すように、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、天然ガス供給管２２０により、第２熱交換器２０に設けられた第２天然ガス導入部２４０を経て、第２液化天然ガス流路３４０に導入される。これらの配管の材質はステンレス製（ＳＵＳ３０４）とされている。
【００５２】
そして、液化天然ガスＮＧ１は、第２天然ガス導出部２５０から第２熱交換器２０を流出して、液化天然ガス流通路１９０を経て第１天然ガス導入部３７０から第１熱交換器１０に流入する。第１熱交換器１０に流入すると、第１液化天然ガス流路３００を経て、第１天然ガス導出部３８０から天然ガス排出管２７０に流出する。その後、天然ガス排出管２７０に設けられた温水式気化器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用の流量計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の下流側に設けられたガス混合調整システム２に接続される。
【００５３】
本実施例では、第２熱交換器２０における第２液化天然ガス流路３４０とは、上述の如く、フィン管１２ａの外側の部分に該当する。つまり、第２天然ガス導入部２４０から第２液化天然ガス流路３４０内に導入された液化天然ガスＮＧ１は、フィン管１２ａと接触することによりフィン管１２ａの内側を通る１次精製燃料ガスＰＧ１とフィン管１２ａを介して熱交換を行い加熱されて一部が気化する。
そして、熱交換器１０、２０において気化した気化天然ガスＮＧ２および気化しなかった液化天然ガスＮＧ１の混合ガスが第２天然ガス導出部２５０に導出され、液化天然ガス流通路１９０を経て第１天然ガス導入部３７０から第１熱交換器１０に流入する。
第１熱交換器１０における第１液化天然ガス流路３００とは、上述の如く、フィン管１２ａの内側の部分に該当する。つまり、第１天然ガス導入部３７０から第１液化天然ガス流路３００内に導入された液化天然ガスＮＧ１は、フィン管１２ａと接触することによりフィン管１２ａの外側を通る燃料ガスＢＧ１とフィン管１２ａを介して熱交換を行い加熱されて一部が気化する。
【００５４】
このように、本発明に係る燃料ガス精製システム１では、第１熱交換器１０における精製対象である燃料ガスＢＧ１と冷却媒体である液化天然ガスＮＧ１は物理的に分離された流路を通る構成となっている。また、第２熱交換器２０においても、精製対象である１次精製燃料ガスＰＧ１と冷却媒体である液化天然ガスＮＧ１とは物理的に分離された流路を通る構成となっている。よって、各々の熱交換器１０，２０の熱交換過程において、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、液化天然ガスＮＧ１または気化された気化天然ガスＮＧ２中に燃料ガスＢＧ１を流す直接熱交換の場合に生じる、不純物の液化天然ガスＮＧ１または気化天然ガスＮＧ２中への混入というような問題を生じることがない。
【００５５】
また、天然ガス排出管２７０に接続された温水式気化器２６０は、第２熱交換器２０を経て第１熱交換器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。なお、温水式気化器２６０の熱源は温水ボイラー３０３とし、８０℃の温水を温水式気化器２６０に供給する。
【００５６】
そして、温水式気化器２６０を経て、気化された気化天然ガスＮＧ２は、気化天然ガス用の流量計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の外部又は下流側に設けられたガス混合調整システム２などに提供される構成となっている。
【００５７】
なお、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ＢＧ１の不純物の量が多くなると、例えば、不純物である二酸化炭素の熱伝導性能はフィン管１２ａよりも大幅に悪いため、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、凝縮物除去機構３０、４０により、フィン管１２ａに付着した固体状又は液体状の凝縮物を気化天然ガスＮＧ２とは別に回収することで、本来のフィン管１２ａの伝熱特性が取り戻されて、熱交換器１０、２０の不純物除去性能を再生する。
【００５８】
〔燃料ガスの精製運転〕
続いて、図５に基づいて、本実施例における燃料ガスＢＧ１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ＢＧ１の精製の様子を示す概念図である図５では、熱交換器１０、２０に接続される、燃料ガス供給管１２０、天然ガス排出管２７０、天然ガス供給管２２０、天然ガス排出管２７０及び燃料ガス流通路１８０に関連するバルブＶＢ、Ｖ１００、Ｖ１２０、Ｖ１８０、Ｖ３１０、Ｖ２１０及びＶ２６０を開放する（中抜き白符号で示す）。一方、凝縮物除去機構３０、４０の再生ガス循環流路３２０、３３０、不純物混合ガス排出流路３５０、３６０に関連するバルブＶ３０４、Ｖ４０４、Ｖ３２０、Ｖ３３０、Ｖ３５０、Ｖ３６０は閉止している（黒塗り符号で示す）。
【００５９】
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。ここで、例えば、燃料ガスボンベは、容量４７ｌで、燃料供給圧力が１２ＭＰａとされるものである。
【００６０】
本実施例では、第１熱交換器１０の上流で、燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０により、燃料ガスＢＧ１の流量を制御している。具体的には、温度２５℃として、燃料ガスＢＧ１の流量が平均０．６ｍ3Ｎ／ｈとなるように制御している。
この流量制御は、２次精製燃料ガスＰＧ２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、精製対象とする燃料ガスＢＧ１の流量を、第１熱交換器１０の上流で制御するものである。
【００６１】
２次精製燃料ガスＰＧ２の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ＢＧ１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、２次精製燃料ガスＰＧ２の二酸化炭素の濃度を１％以下にするには、第２熱交換器２０の温度センサＴ１５０で測定される２次精製燃料ガスＰＧ２の温度を−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。
なお、−１２５℃以下または−１３０℃以下のいずれに維持する場合でも、第１熱交換器１０から第２熱交換器２０に流入する１次精製燃料ガスＰＧ１の二酸化炭素の濃度は、第２熱交換器２０における２次精製に関して、２次精製に予定される単位精製時間において、第２熱交換器２０のフィン管内における１次精製燃料ガスＰＧ１の流動が確保される二酸化炭素の濃度である７％以下となっている。
【００６２】
このように、本実施例では、第２熱交換器２０の温度センサＴ１５０で検出された温度に基づいて、流量制御器ＣＴＲ１１０によって燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０の開度を制御して燃料ガスＢＧ１の流量を調整し、２次精製燃料ガスＰＧ２の温度が所望の温度に維持することで、１次精製燃料ガスＰＧ１および２次精製燃料ガスＰＧ２に含まれる二酸化炭素濃度を凝集させて、１次精製燃料ガスＰＧ１および２次精製燃料ガスＰＧ２に残留する二酸化炭素の濃度が所望の濃度に調整されている。
【００６３】
また、本実施例では、第１熱交換器１０への導入前に、除湿装置１０５により、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ＢＧ１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ＢＧ１を冷却し、燃料ガスＢＧ１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ＢＧ１中の水分量が約半分に低減されて、第１熱交換器１０に導入される。
なお、燃料ガスＢＧ１の湿度が非常に低い場合は、加湿装置１００により、燃料ガスＢＧ１の一部をバイパスして水でバブリングさせて加湿させる。これにより、第１熱交換器１０に導入される燃料ガスＢＧ１の湿度を、常に安定した湿度に維持することができる。
【００６４】
一方、本実施例において冷却媒体として第２熱交換器２０に供給される液化天然ガスＮＧ１（発熱量は４５ＭＪ/ｍ3Ｎ）は温度が約−１４５℃のガスであり、液化天然ガスタンク２０１から供給されている。液化天然ガスタンク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（２機接続されてもよい）。液化天然ガスＮＧ１の送出は、液化天然ガスタンク２０１の内圧を用いる方法で０．２５ＭＰａ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、例えば、液化天然ガスＮＧ１の状態で２８×１０-3ｍ3／ｈ（気化後の天然ガス換算で約１６ｍ3Ｎ／ｈ）とされて、第２熱交換器２０に導入される（本実施例は小型の装置を用いているため熱ロスが大きくなるため燃料ガスＢＧ１の流量に対する気化後の天然ガス換算流量の比率２６．７（＝１６/０．６）は大きくなるが、規模の大きい装置の場合、この比率は大幅に小さくなる）。
【００６５】
第１熱交換器１０及び第２熱交換器２０への導入後の、燃料ガスＢＧ１又は１次精製燃料ガスＰＧ１と液化天然ガスＮＧ１の熱交換による不純物の精製の仕組みについては、先に図３、図４および図８を用いて説明した通りである。
【００６６】
第２熱交換器２０で２次精製された２次精製燃料ガスＰＧ２は、第２精製ガス導出部１５０から精製ガス排出管１７０へ導出され、第２精製ガス導出部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、温水ボイラー３０３によって供給される温水を熱源としている。
加温器１６０により昇温された２次精製燃料ガスＰＧ２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、不純物濃度が測定される。
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。ここで、２次精製燃料ガスＰＧ２の不純物濃度検出のためのサンプリングは、サンプリング弁Ｖ２８０より行なう。
【００６７】
その結果、本実施例における昇温後の２次精製燃料ガスＰＧ２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０．１ｍｇ／ｍ3Ｎ以下、水分の露点が−３０℃以下、平均酸素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。
【００６８】
また、本実施例では、第１熱交換器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、第１熱交換器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用の流量計ＦＭ２６０で計測し、気化天然ガスＮＧ２の流量が１６ｍ3Ｎ／ｈ程度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。
【００６９】
〔精製ガスと気化天然ガスの混合〕
上述の如く、図２は、本実施形態における製品ガス製造システムにおいて、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において、燃料ガスＢＧ１から不純物が分離された２次精製燃料ガスＰＧ２、燃料ガスＢＧ１及び１次精製燃料ガスＰＧ１との熱交換が行われた熱交換後の気化天然ガスＮＧ２と、熱量調整用のガスであるプロパンガスとを混合して製品ガスＧＳを得るシステムであり、燃料ガス精製システム１の下流側に備えられている。これにより、製品ガスＧＳの熱量が所定の熱量範囲内の熱量に調整された製品ガスＧＳを得ることができる。
【００７０】
以下、図２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、燃料ガス精製システム１により精製を行った後の２次精製燃料ガスＰＧ２と気化天然ガスＮＧ２を混合する機構であり、２次精製燃料ガスＰＧ２の流路６１０に２次精製燃料ガスＰＧ２の流量を計測する流量計ＦＭ６１０を、気化天然ガスＮＧ２の流路６２０に気化天然ガスＮＧ２の流量を計測する流量計ＦＭ６２０を設置している。そして、流量計ＦＭ６１０および流量計ＦＭ６２０の下流で２次精製燃料ガスＰＧ２と気化天然ガスＮＧ２とが混合されて混合燃料ガスが得られている。そして、流量計ＦＭ６１０および流量計ＦＭ６２０による流量計測結果は流量制御器ＣＴＲ１１０（図１参照）に入力されるように構成されて、２次精製燃料ガスＰＧ２と気化天然ガスＮＧ２との流量比率が求められている。また、２次精製燃料ガスＰＧ２と気化天然ガスＮＧ２の流量比率は、ＣＴＲ１１０によって、燃料ガス精製システム１における燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０および気化天然ガス流量制御弁Ｖ２７０（図１参照）の開度制御による２次精製燃料ガスＰＧ２および気化天然ガスＮＧ２の流量調整により変更することが可能である。
【００７１】
２次精製燃料ガスＰＧ２と気化天然ガス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の熱量測定装置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により付臭された製品ガス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。
【００７２】
図２に基づいて、本実施例における混合燃料ガスの熱量調整について説明する。
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。
【００７３】
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、熱量が調整された熱量調整混合ガスとなる。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熱量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の下流で熱量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４４．５ＭＪ／ｍ3Ｎ〜４５．５ＭＪ／ｍ3Ｎとする。ＬＰＧ熱量調整装置７１０は一般的なものを使用する。
【００７４】
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熱量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、本実施例における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、付臭剤で付臭して製品ガスＧＳとされる。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。
【００７５】
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付臭した製品ガスＧＳ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。製品ガスＧＳの酸素と窒素の濃度は、酸素が平均０．００２％、窒素が平均０．０５％である。また、製品ガスＧＳの露点は−５０℃以下となる。これにより、上述の如く、ガスエンジン、ガスタービン、温水ボイラー、蒸気ボイラー、等での使用に加え、燃料電池および水素発生装置用の原料用として使用するのに適するものとなる。
【００７６】
気化天然ガスＮＧ２中の酸素および窒素の濃度は非常に低いものであるが、２次精製燃料ガスＰＧ２に対して気化天然ガスＮＧ２を混合する前後で酸素と窒素の濃度は、本実施例では気化天然ガスＮＧ２と２次精製燃料ガスＰＧ２の流量倍率を４４．４倍であるため、４５．４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、当該製品ガスＧＳを都市ガス導管９１０に注入することが可能になる。
【００７７】
このように、実際に都市ガス導管９１０に注入する前には、第２のクッションタンク７４０の下流において製品ガスＧＳのガス組成、付臭剤濃度の測定を行うことが好ましい。そして、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、その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が流量制御器ＣＴＲ１１０（図１参照）に入力されるように構成して、これらの測定値に基づき、気化天然ガスＮＧ２と２次精製燃料ガスＰＧ２の流量比率を燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０および気化天然ガス流量制御弁Ｖ２７０（図１参照）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気化天然ガスＮＧ２と２次精製燃料ガスＰＧ２の流量比率を燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０および気化天然ガス流量制御弁Ｖ２７０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。
【００７８】
〔燃料ガス精製部の再生処理について〕
図６は、本発明に係る燃料ガス精製システム１における、凝縮物除去機構３０、４０による熱交換器１０、２０の不純物回収処理（再生処理）の様子を示す概念図である。以下、図６に基づいて、熱交換器１０、２０の不純物回収方法について説明する。
【００７９】
熱交換器１０、２０の不純物回収処理は、フィン管１２ａに付着した不純物の量が増加し、不純物を除去する性能が低下したことを検知したときに開始される。それを検知する指標として、例えば、燃料ガス流路１３０および１次精製燃料ガス流路１４０（図４参照）における凝縮物の堆積による燃料ガスＢＧ１の流量の低下や、燃料ガス流路１３０に付着した不純物により熱伝導性が阻害されることによる第２精製ガス導出部１５０の２次精製燃料ガスＰＧ２の温度の上昇によって判断される。
【００８０】
燃料ガスＢＧ１中の不純物の除去処理を継続すると、燃料ガス流路１３０および１次精製燃料ガス流路１４０に付着する凝縮物の量が多くなり、新たに燃料ガスＢＧ１および１次精製燃料ガスＰＧ１から二酸化炭素やシロキサンなどの不純物を除去する性能が低下する。この時、燃料ガスＢＧ１と液化天然ガスＮＧ１の流れを停止し熱交換器１０、２０を再生処理する。再生方法は以下のようである。
【００８１】
先ず、燃料ガス供給管１２０、天然ガス排出管２７０、天然ガス供給管２２０、天然ガス排出管２７０及び燃料ガス流通路１８０に関連するバルブＶＢ、Ｖ１００、Ｖ１１０、Ｖ１２０、Ｖ１８０、Ｖ３１０、Ｖ２１０、Ｖ２６０を閉止する（黒塗り符号で示す）。次に、バルブＶ３５０、Ｖ３６０を開放した後、温水ボイラー３０３を作動させて製造した温水（８０℃程度）を加熱手段３０４、４０４に供給するとともに、再生ガス循環流路用バルブＶ３２０、Ｖ３３０、Ｖ３０４、Ｖ４０４を開放して循環ポンプ３０２、４０２により不純物回収のために再生ガスＲＧ１、ＲＧ２を循環加熱し、その加熱され再生ガスＲＧ１、ＲＧ２を夫々熱交換器１０、２０に循環させて熱交換器１０、２０内に付着した不純物を十分に気化させて脱着する。そして、例えば、再生ガスＲＧ１、ＲＧ２は５０℃程度に維持されている。気化して脱着した不純物は再生ガスＲＧ１、ＲＧ２とともに不純物混合ガス排出流路３５０、３６０から大気に放散する。ここで、再生ガスＲＧ１、ＲＧ２としては、燃料ガスＢＧ１の導入部側、導出部側および天然ガスの導出部側の各バルブＶ１２０、Ｖ１９０、Ｖ３１０、Ｖ２６０を閉止したときに、熱交換器１０、２０内に残留する燃料ガスＢＧ１、１次精製燃料ガスＰＧ１が使用されている。
第１熱交換器１０内の凝縮物は、二酸化炭素に加えて水分の凝縮物も含まれているので、その凝縮物を気化して放出するために、第１再生ガスＲＧ１を比較的高い温度とするとともに、第１再生ガスＲＧ１の循環流量を多くして、凝縮物を気化させる。一方、第２熱交換器２０内の凝縮物は、そのほとんどが二酸化炭素であるため、第２再生ガスＲＧ２は低い温度で十分であり、その循環流量も少量で、凝縮物を気化させることができる。
よって、第１再生ガスＲＧ１及び第２再生ガスＲＧ２の温度を、それぞれ第１熱交換器１０内の凝縮物及び第２熱交換器２０内の凝縮物を気化するために必要となる最低の温度として供給することで、再生処理のために必要となるエネルギーをできるだけ少なくすることができる。
【００８２】
以上の工程を経て、熱交換器１０、２０の再生処理は終了する。再生処理の終了後、再度、燃料ガスＢＧ１と液化天然ガスＮＧ１を燃料ガス精製システム１に流し、燃料ガスＢＧ１の精製を行う。
【００８３】
〔第２実施形態〕
上記第１実施形態では、第２熱交換器２０をフィン管１２ａにより構成したが、本第２実施形態では、図７に示すように、平滑管１１で第２熱交換器２０が構成されている点において第１実施形態と異なるものである。
ここで、図７に示される第２燃料ガス導入部１１０と熱交換部１３とは、第２天然ガス導出部２５０と複数の平滑管１１とを貫通支持するガス導入部支持板１５によって仕切られて、第２燃料ガス導入部１１０には、熱交換部１３を通過するとともにガス導入部支持板１５を貫通して設けられた複数の平滑管１１の平滑管導入部側開口１１ａが配設さるとともに、熱交換部１３には第２燃料ガス導入部１１０を通過するとともにガス導入部支持板１５を貫通して設けられた第２天然ガス導出部２５０の天然ガス導出管開口２５０ａが配設されている。この第２天然ガス導出部２５０にはフレキシブル管２５０ｂが組込み込まれており、温度変化で生じる熱収縮・熱膨張による応力の発生を防ぐ構成となっている。
また、第２燃料ガス導入部１１０において、１次精製燃料ガスＰＧ１が通過することで１次精製燃料ガスＰＧ１の流量を１次精製燃料ガスＰＧ１の流れ方向に直交する方向において均一に調整する整流部材１７が、第２天然ガス導出部２５０と非接触状態とされるとともに、複数の平滑管１１の平滑管導入部側開口１１ａの上流側に設けられて構成されている。ここで、整流部材１７は、ガス導入部支持板１５に載置される支持部材１７ｂによって支持されて、第２天然ガス導出部２５０の外周部との間に間隔１７ａが設けられて、第２天然ガス導出部２５０の外周部と非接触状態で設けられている。
【００８４】
一方、第２精製ガス導出部１５０と熱交換部１３とは、第２天然ガス導入部２４０と複数の平滑管１１とを貫通支持するガス導出部支持板１６によって仕切られて、第２精製ガス導出部１５０には、熱交換部１３を通過するとともにガス導出部支持板１６を貫通して設けられた複数の平滑管１１の伝熱管導出部側開口１１ｂが配設されるとともに、熱交換部１３には第２精製ガス導出部１５０を通過するとともにガス導出部支持板１６を貫通して設けられた第２天然ガス導入部２４０のガス導入管開口２４０ａが配設されている。これにより、熱交換部１３は、ガス導入部支持板１５、ガス導出部支持板１６および外周部２０ａによって仕切られた密閉空間として形成されている。
【００８５】
そして、図７に示すように、第２燃料ガス導入部１１０において、１次精製燃料ガスＰＧ１が導入される複数の平滑管１１の平滑管導入部側開口１１ａが、整流部材１７を通過した燃料ガスＢＧ１の流れ方向に直交する方向に均一に分散配置して設けられている。つまり、複数の平滑管１１は、その平滑管導入部側開口１１ａが、燃料ガスＢＧ１の流れ方向に直交する方向における左右および前後方向に、等間隔で配列されている。例えば、平滑管１１の中心管距離が、平滑管１１の外径に対して、当該外径の３倍以上に選択されている。
【００８６】
また、整流部材１７は、整流部材１７は、均一に貫通穴１７ｃが設けられた断熱性を有する多孔質板で構成されている。このように、多孔質状に形成されることで適度の圧力損失を有しているので、整流部材１７を通過した１次精製燃料ガスＰＧ１の流速が流れ方向に直交する方向において均一に調整されて、各平滑管１１に流入する１次精製燃料ガスＰＧ１の流量を等しくすることができ、これにより、１次精製燃料ガスＰＧ１の不純物を各平滑管１１の夫々に均等に凝縮させることができる。
【００８７】
〔別実施形態〕
（Ａ）上記第２実施形態においては、第１熱交換器１０をフィン管１２ａで構成し、第２熱交換器２０を平滑管で構成したが、これに限らず、第１熱交換器１０及び第２熱交換器２０の両方を平滑管で構成してもよい。
【００８８】
（Ｂ）上記実施形態においては、１次精製燃料ガスＰＧ１が管内に流れる第２熱交換器において、入口側と出口側の管内の断面積が平滑管１１が使用されたが、当該管の入口側の流路断面積が出口側の流路断面積より大きく構成されていてもよい。
【００８９】
（Ｃ）上記実施形態においては、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ＮＧ１に関しては、通常の液化天然ガスＮＧ１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ＮＧ１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１で得られる２次精製燃料ガスＰＧ２と、冷熱源として使用され、得られる気化天然ガスＮＧ２を混合して、熱量調整後、製品ガスＧＳを得るため、気化天然ガスＮＧ２の熱量を液化天然ガスＮＧ１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２次精製燃料ガスＰＧ２と混合し、製品ガスＧＳの製造に用いることを予定している液化天然ガスＮＧ１について、予め原料である液化天然ガスＮＧ１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、液化天然ガスＮＧ１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ＮＧ１を高熱量化しておくことにより、製品ガスＧＳの熱量を高めることができる。また、製品ガスＧＳ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１或いはガス混合調整システム２は、海外等から液化天然ガスＮＧ１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ＮＧ１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ＮＧ１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。
【００９０】
（Ｄ）上記の実施の形態では、精製済の燃料ガスである２次精製燃料ガスＰＧ２の温度を測定する温度センサＴ１５０を備え、かつ、温度センサＴ１５０で測定された２次精製燃料ガスＰＧ２の温度が、予め設定された一定の温度以下になるように、第１熱交換器１０に流入する燃料ガスＢＧ１の流量を調整する燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０が備えられたが、これに限らず、気化天然ガス流量制御弁Ｖ２７０を用いて、温度センサＴ１５０で測定された２次精製燃料ガスＰＧ２の温度が、予め設定された一定の温度以下になるように、第１熱交換器１０に流入する液化天然ガスＮＧ１の流量を調整してもよい。
【００９１】
（Ｅ）上記実施形態においては、不純物回収処理の際に、再生ガスＲＧ１、ＲＧ２として加熱された燃料ガスＢＧ１、１次精製ガスＰＧ１を用いたが、これに限らず、再生ガスとして、加熱された空気または窒素を用いてもよい。この場合、再生ガス循環路３２０、３３０に外部から空気または窒素を供給する再生ガス導入部を設けてもよい。
【００９２】
（Ｆ）上記実施形態においては、燃料ガス精製システム１を、第１熱交換器及び第２熱交換器の２つの熱交換器で構成し、精製する燃料ガスＢＧ１を、第１熱交換器から第２熱交換器に流動させて燃料ガスＢＧ１に含まれる二酸化炭素を除去するように構成したが、これに限らず、３つ以上の熱交換器を設け、燃料ガスＢＧ１が夫々の熱交換器内を流動するように接続し、夫々の熱交換器において燃料ガスＢＧ１に含まれる二酸化炭素を除去する構成としてもよい。
【００９３】
（Ｇ）上記第１実施形態においては、３本のフィン管１２ａを熱交換器１０、２０の内部に備えて構成したが、これに限らず、２本のフィン管１２ａで構成してもよいし、４本以上のフィン管１２ａで構成してもよい。
【００９４】
（Ｈ）上記第２実施形態においては、４本の平滑管１１を熱交換器１０、２０の内部に備えて構成したが、これに限らず、２本又は３本の平滑管１１で構成してもよいし、５本以上の平滑管１１で構成してもよい。
【００９５】
（Ｉ）上記実施形態においては、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ＢＧ１を精製対象としたが、これに限らず、炭化水素を改質して得られた水素を主成分とする燃料ガスを精製対象としてもよい。
【産業上の利用可能性】
【００９６】
本発明によれば、不純物濃度が比較的高い場合も所望の低濃度まで不純物濃度を低下させることが可能であるとともに、当該所望の低濃度まで不純物濃度を低下させる場合に、熱交換器内での閉塞を出来るだけ長期に渡って回避することが可能で、設備の精製運転効率を高く維持することができる燃料ガス精製方法及び燃料ガス精製設備を提供することができた。
【符号の説明】
【００９７】
１        精製設備
１０      第１多管式熱交換器（第１熱交換器）
１１      平滑管
１２ｄ    フィン管（管）
２０      第２多管式熱交換器（第２熱交換器）
１０ａ    外周部（胴）
２０ａ    外周部（胴）
ＢＧ１    燃料ガス
ＮＧ１    液化天然ガス
ＰＧ１    １次精製燃料ガス
ＲＧ１    第１再生ガス（凝縮物用再生ガス）
ＲＧ２    第２再生ガス（凝縮物用再生ガス）
【図１】
2014009338.tif 000003
【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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【図７】
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【図８】
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