(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不純物を含む燃料ガスを精製する燃料ガス精製部を備えた燃料ガス精製システムであって、
前記燃料ガス精製部には、伝熱管の内側を前記燃料ガスが流れる燃料ガス流路とするとともに、前記伝熱管の外側を液化天然ガスが流れる天然ガス流路とする複数の前記伝熱管が備えられ、前記燃料ガスと前記液化天然ガスとの間で熱交換する熱交換部と、
前記燃料ガス流路に前記燃料ガスを導入する燃料ガス導入部と、前記燃料ガスから前記不純物が除去された精製ガスが前記燃料ガス流路から導出される精製ガス導出部と、
前記天然ガス流路に前記液化天然ガスを導入する天然ガス導入管と、前記熱交換後の天然ガスが前記天然ガス流路から導出される天然ガス導出管とを備え、
前記燃料ガス導入部と前記熱交換部とが、前記天然ガス導出管と複数の前記伝熱管とを貫通支持する支持板によって仕切られて、前記燃料ガス導入部には、前記熱交換部を通過するとともに前記支持板を貫通した複数の前記伝熱管の伝熱管端部開口が配設されるとともに、前記熱交換部には前記燃料ガス導入部を通過するとともに前記支持板を貫通した前記天然ガス導出管の導出管端部開口が配設され、
前記燃料ガス導入部において、前記燃料ガスが通過することで前記燃料ガスの流量を当該燃料ガス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が、前記天然ガス導出管と非接触状態とされるとともに、複数の前記伝熱管の伝熱管端部開口の上流側に設けられ、
前記燃料ガスに含まれる前記不純物を、前記熱交換部において前記液化天然ガスの冷熱により液体状物または固体状物として前記伝熱管の内側に付着させる状態で分離して、
前記付着させた前記不純物を、前記精製ガスとは別に回収する不純物回収機構を備える燃料ガス精製システム。
【請求項２】
前記整流部材は、断熱性およびガス透過性を有する材質で形成された多孔質板、不織布または網状織物の積層体で構成された請求項１に記載の燃料ガス精製システム。
【請求項３】
前記燃料ガス導入部において、前記燃料ガスが導入される複数の前記伝熱管の伝熱管端部開口が、前記整流部材を通過した前記燃料ガスの流れ方向に直交する方向に均等に分散配置して設けられるとともに、前記整流部材から複数の前記伝熱管の伝熱管端部開口までの距離を同一に形成した請求項１または２に記載の燃料ガス精製システム。
【請求項４】
前記不純物回収機構が、前記伝熱管の内部に付着させた前記不純物を気化する温度の再生ガスを前記伝熱管に供給する再生ガス供給流路と、前記伝熱管を通過した再生ガスを再度前記伝熱管に供給する再生ガス循環流路と、前記不純物が気化して前記再生ガスと混合した不純物混合ガスを前記燃料ガス精製部から外部に排出する不純物混合ガス排出流路とを有する請求項１〜３のいずれか一項に記載の燃料ガス精製システム。
【請求項５】
前記精製ガスの温度を測定する精製ガス温度測定部を備え、前記精製ガス温度測定部で測定された前記精製ガスの温度が、予め設定された一定の温度以下になるように、前記燃料ガス精製部に導入される前記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請求項１〜４のいずれか一項に記載の燃料ガス精製システム。
【請求項６】
請求項１〜５のいずれか一項記載の燃料ガス精製システムから得られる、前記燃料ガスから前記不純物が分離された前記精製ガスと、前記燃料ガスとの熱交換が行われた前記熱交換後の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不純物を含む燃料ガスを精製する燃料ガス精製部を備えた燃料ガス精製システム及び製品ガス製造システムに関する。
【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、ガスエンジン発電機、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、燃料ガスの不純物の濃度を低減する必要がある。不純物の例として、二酸化炭素、窒素およびシロキサンが挙げられる。二酸化炭素については、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く、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０．１ｍｇ／ｍ3Ｎ以下にすることが望ましい。さらに、窒素濃度については、燃料電池および水素発生装置用の原料に使用する場合は１％以下にすることが適切であり、また、都市ガス導管に受け入れる場合では、都市ガスの圧力を考慮して燃料ガスの露点は−５０℃以下にすることが適切である。
【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システムとして、例えば、特許文献１には、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燃料ガス精製部を備えた燃料ガス精製システムが開示されている。
この燃料ガス精製部は、燃料ガスと液化天然ガスとの間で熱交換を行う多数の伝熱管が備えられた熱交換器として構成されている。この熱交換器では、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、多数の伝熱管の外側を燃料ガスが流れる燃料ガス流路とする構成が採用されている。つまり、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が燃料ガス流路とされている。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。
【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である二酸化炭素が１０％〜４５％と大量に含有されており、これを液化天然ガスの冷熱で固体状物として除去する場合、熱交換器内において燃料ガスに流量分布があると、燃料ガスの流量が多い部分において固体状物が局所的に大量に堆積し、熱交換器が閉塞された状態となる。
【０００７】
特許文献１に開示の燃料ガス精製部では、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が燃料ガス流路とされており、多数の伝熱管に沿う燃料ガス流路方向に直交する方向から燃料ガスが導入されている。そのため、燃料ガス流路において多数の伝熱管の外周部に沿って均等に燃料ガスが接触する燃料ガスの流れが形成されず、燃料ガスの流量が多い部分において固体状物が局所的に大量に堆積して熱交換器が閉塞されるという問題があった。
【０００８】
また、特許文献１に開示の伝熱管はフィンを有するため、不純物の除去性能を一定のレベルに維持しようとすると、フィンの面積が広く形成されて外径寸法や長さが大きくなった多数の伝熱管を燃料ガス精製部に収容する必要があるため、周方向および長さ方向において大きな燃料ガス精製部が必要になるため、装置が大型化するという問題があった。
【０００９】
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、装置をコンパクトにするとともに、不純物の部分的な凝縮を防止して不純物を分離する性能を維持することができる燃料ガス精製システム及び製品ガス製造システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
上記目的を達成するための本発明に係る燃料ガス精製装置は、
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不純物を含む燃料ガスを精製する燃料ガス精製部を備えた燃料ガス精製システムであって、その特徴構成は、
前記燃料ガス精製部には、伝熱管の内側を前記燃料ガスが流れる燃料ガス流路とするとともに、前記伝熱管の外側を液化天然ガスが流れる天然ガス流路とする複数の前記伝熱管が備えられ、前記燃料ガスと前記液化天然ガスとの間で熱交換する熱交換部と、
前記燃料ガス流路に前記燃料ガスを導入する燃料ガス導入部と、前記燃料ガスから前記不純物が除去された精製ガスが前記燃料ガス流路から導出される精製ガス導出部と、
前記天然ガス流路に前記液化天然ガスを導入する天然ガス導入管と、前記熱交換後の天然ガスが前記天然ガス流路から導出される天然ガス導出管とを備え、
前記燃料ガス導入部と前記熱交換部とが、前記天然ガス導出管と複数の前記伝熱管とを貫通支持する支持板によって仕切られて、前記燃料ガス導入部には、前記熱交換部を通過するとともに前記支持板を貫通した複数の前記伝熱管の伝熱管端部開口が配設されるとともに、前記熱交換部には前記燃料ガス導入部を通過するとともに前記支持板を貫通した前記天然ガス導出管の導出管端部開口が配設され、
前記燃料ガス導入部において、前記燃料ガスが通過することで前記燃料ガスの流量を当該燃料ガス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が、前記天然ガス導出管と非接触状態とされるとともに、複数の前記伝熱管の伝熱管端部開口の上流側に設けられ、
前記燃料ガスに含まれる前記不純物を、前記熱交換部において前記液化天然ガスの冷熱により液体状物または固体状物として前記伝熱管の内側に付着させる状態で分離して、
前記付着させた前記不純物を、前記精製ガスとは別に回収する不純物回収機構を備える点にある。
【００１１】
上記特徴構成によれば、熱交換部内に設けられた伝熱管の内側を燃料ガスが流れる燃料ガス流路とするとともに、熱交換部内で伝熱管の外側を液化天然ガスが流れる天然ガス流路として構成し、燃料ガス導入部から燃料ガス流路に燃料ガスを導入するとともに、天然ガス導入管によって天然ガス流路に液化天然ガスを導入して、熱交換部内において伝熱管を介して燃料ガスと液化天然ガスとの間で熱交換させることができる。この構成は、特許文献１に開示の技術と比較すると、伝熱管の内外を流れる流体種が逆転している。
そして、熱交換により加熱されて気化した天然ガスを天然ガス流路から天然ガス導出管に導出させることができるとともに、熱交換により冷却されて燃料ガス中の不純物が凝縮されて分離された精製ガスを燃料ガス流路から精製ガス導出部に導出させることができる。
【００１２】
また、燃料ガス導入部には、熱交換部を通過するとともに支持板を貫通した複数の伝熱管の伝熱管端部開口が配設されているので、燃料ガス導入部に供給された燃料ガスを伝熱管の伝熱管端部開口から伝熱管の内側である燃料ガス流路に導入して熱交換部を通過させることができる。従って、熱交換部において伝熱管の外側である天然ガス流路を流れる液化天然ガスと混合されることがない。そして、燃料ガス導入部と熱交換部とが伝熱管を支持する支持板によって仕切られているので、支持板によって伝熱管を固定支持するとともに、ガス導入部を流れる燃料ガスと熱交換部を流れる液化天然ガスとが混合されない状態を維持することが可能となる。さらに、熱交換部には燃料ガス導入部を通過するとともに支持板を貫通した天然ガス導出管の導出管端部開口が配設されているので、熱交換部において熱交換した天然ガスを、燃料ガスと液化天然ガスとが混合されない状態を維持して、熱交換部から燃料ガス導入部を通過させて燃料ガス精製部の外部へ導くことができる。
【００１３】
また、燃料ガス導入部において、複数の伝熱管の伝熱管端部開口の上流側に設けられた整流部材によって燃料ガスの流量が流れ方向に直交する方向において均一に調整されるので、燃料ガス導入部に設けられた複数の伝熱管の伝熱管端部開口に流入する燃料ガスの流量を均一にすることができる。これにより、伝熱管の内側に付着する固体状物または液体状物の厚みが各伝熱管の内側において均一に形成されるため、不純物の部分的な凝縮を防止して長時間効率よく不純物を除去することができる。また、不純物が伝熱管の内側において均一に形成されることから、伝熱管の径を小さく構成することも可能となる。この場合、不純物を分離する性能を維持しつつ熱交換部をコンパクトにすることが可能である。
そして、整流部材は天然ガス導出管と非接触状態とされているので、天然ガス導出管の内部を流通する低温の天然ガスの冷熱が整流部材に伝わりにくく、燃料ガスの不純物が分離して付着することなく、整流部材において不純物が凝縮してガス透過性が失われるのを防止することができる。
【００１４】
また、燃料ガスに含まれる不純物を、熱交換部において液化天然ガスの冷熱により液体状物または固体状物として伝熱管の内側に付着させる状態で分離するので、一般に、−１４０℃〜−１６０℃の極低温とされる液化天然ガスによって、その温度域に液化点または凝固点を有する、例えば、二酸化炭素、シロキサン、水分、油分およびメタン以外の炭化水素類などの不純物を固体状物または液体状物として分離して燃料ガスを精製することができる。一方、液化天然ガスについても、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、その気化した天然ガスを気体燃料として有効に利用できる。
【００１５】
そして、付着させた不純物を、精製ガスとは別に回収する不純物回収機構を備えるので、伝熱管の内側に付着する不純物が堆積して、燃料ガス流路が閉塞される状態となる前に、伝熱管の内側に付着した不純物を回収することで、不純物の堆積層による熱伝達率の低下および燃料ガス流路断面積の縮小による熱交換効率の低下を防止することができ、不純物の除去率が高く維持された状態で燃料ガスの精製を続けて行なうことができる。
【００１６】
本発明に係る燃料ガス精製装置の更なる特徴構成は、前記整流部材は、断熱性およびガス透過性を有する材質で形成された多孔質板、不織布または網状織物の積層体で構成された点にある。
【００１７】
上記特徴構成によれば、整流部材を多孔質板、不織布または網状織物の積層体として、容易な構成で燃料ガス導入部における燃料ガスの流れを、その流れ方向に直交する方向において均一に調整することができ、複数の伝熱管に流入するガス燃料の流量を均一にすることができる。そして、その材質が断熱性を有する材質とされるので、燃料ガスが通過する整流部材に液化天然ガスの冷熱が伝わりにくく、整流部材において不純物が凝縮して、整流部材のガス透過性が失われるのを防止することができる。
【００１８】
本発明に係る燃料ガス精製装置の更なる特徴構成は、前記燃料ガス導入部において、前記燃料ガスが導入される複数の前記伝熱管の伝熱管端部開口が、前記整流部材を通過した前記燃料ガスの流れ方向に直交する方向に均等に分散配置して設けられるとともに、前記整流部材から複数の前記伝熱管の伝熱管端部開口までの距離を同一に形成した点にある。
【００１９】
上記特徴構成によれば、複数の伝熱管の伝熱管端部開口が、燃料ガスの流れ方向に直交する方向に均等に分散配置して設けられるので、上流側に設けられた整流部材によって燃料ガスの流量が流れ方向に直交する方向において同一に調整されているところ、複数の伝熱管の伝熱管端部開口に燃料ガスを均等に流入させることができる。また、整流部材から複数の伝熱管の伝熱管端部開口までの距離が一定の距離となるように形成されているので、複数の伝熱管の伝熱管端部開口に流入する燃料ガスの流量をより均一にすることができる。
【００２０】
本発明に係る燃料ガス精製装置の更なる特徴構成は、前記不純物回収機構が、前記伝熱管の内部に付着させた前記不純物を気化する温度の再生ガスを前記伝熱管に供給する再生ガス供給流路と、前記伝熱管を通過した再生ガスを再度前記伝熱管に供給する再生ガス循環流路と、前記不純物が気化して前記再生ガスと混合した不純物混合ガスを前記燃料ガス精製部から外部に排出する不純物混合ガス排出流路とを有する点にある。
【００２１】
上記の特徴構成によれば、伝熱管内に付着した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の再生ガスを伝熱管に供給し、さらに循環させることで、伝熱管内に堆積した不純物である固体状物または液体状物を気化させて除去することができる。これにより熱交換器の精製機能を回復できる。また、不純物が気化して再生ガスと混合した不純物混合ガスを燃料ガス精製部から外部に排出することができる。
【００２２】
本発明に係る燃料ガス精製装置の更なる特徴構成は、前記精製ガスの温度を測定する精製ガス温度測定部を備え、前記精製ガス温度測定部で測定された前記精製ガスの温度が、予め設定された一定の温度以下になるように、前記燃料ガス精製部に導入される前記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。
【００２３】
上記の特徴構成によれば、熱交換により不純物を凝縮させて除去する場合、熱交換部で伝熱される熱量が増大すると精製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、燃料ガス精製部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燃料ガス精製部で処理する燃料ガスの流量及び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。
【００２４】
本発明に係る製品ガス製造システムの特徴構成は、上記記載の燃料ガス精製システムから得られる、前記燃料ガスから前記不純物が分離された前記精製ガスと、前記燃料ガスとの熱交換が行われた前記熱交換後の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。
【００２５】
上記の特徴構成によれば、有機物由来の燃料ガスから不純物成分が除かれた精製ガスと気化した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。
また、精製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、さらに、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ガスのそれよりも小さくなるという効果を得ることができる。
【図面の簡単な説明】
【００２６】
【図１】燃料ガス精製システムの構成図である。
【図２】燃料ガスの精製を行う燃料ガス精製部の構成図である。
【図３】ガス導入部支持板における伝熱管の配列状態を示す図である。
【図４】整流部材における貫通穴の配列状態を示す図である。
【図５】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６】燃料ガス精製システムにおいて、不純物分離時の各ガスの流れを示す図である。
【図７】燃料ガス精製システムにおいて、不純物回収時の各ガスの流れを示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００２７】
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の下流側に、図５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。
図５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、精製ガスＢＧ２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。
【００２８】
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の構成図であり、図２は、燃料ガス精製システム１において、燃料ガスＢＧ１の精製を行うガス精製部１０（燃料ガス精製部に相当）の構成図である。
図１および図２に示すように、本発明に係る燃料ガス精製システム１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不純物を含む燃料ガスＢＧ１を精製するガス精製部１０を備えており、ガス精製部１０には、伝熱管１１の内側を燃料ガスＢＧ１が流れる燃料ガス流路１３０とするとともに、伝熱管１１の外側を液化天然ガスＮＧ１が流れる天然ガス流路２３０とする複数の伝熱管１１を備えられ、燃料ガスＢＧ１と液化天然ガスＮＧ１との間で熱交換する熱交換部１２が設けられている。
ここで、熱交換部１２は、燃料ガスＢＧ１中の不純物を、液化天然ガスＮＧ１の冷熱により凝縮または凝固させて、液体状物または固体状物として燃料ガス流路１３０である伝熱管１１の内側に付着させる状態で分離することが可能な構成を有している。さらに、本願に係る本発明に係る燃料ガス精製システム１は、その付着した不純物を、精製ガスＢＧ２とは別に回収する不純物回収機構３０が備えられている（図１）。
【００２９】
〔不純物処理に関係する機能構成〕
図１に示すように、ガス精製部１０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。
燃料ガス系統には、ガス精製部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。
一方、ガス精製部１０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。ガス精製部１０より上流側には、精製前の燃料ガスＢＧ１が流れ、下流側には精製済の燃料ガスである精製ガスＢＧ２が流れることとなる。
【００３０】
一方、天然ガス系統には、ガス精製部１０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から天然ガス導入バルブＶ２１０を介して液化天然ガスＮＧ１をガス精製部１０に導入可能に構成されている。一方、ガス精製部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、その一部がガス精製部１０で気化されて気化天然ガスＮＧ２となり、温水式気化器２６０で完全に気体の気化天然ガスＮＧ２となる。ガス精製部１０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。
【００３１】
ガス精製部１０には、図１および図２に示すように、伝熱管１１の内側流路である燃料ガス流路１３０に精製前の燃料ガスＢＧ１を導入する燃料ガス導入部１１０と、燃料ガスＢＧ１から不純物が除去された精製ガスＢＧ２が燃料ガス流路１３０から導出される精製ガス導出部１５０と、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管２４０と、熱交換部１２における熱交換後の気液混合状態の天然ガスＮＧ１、ＮＧ２を天然ガス流路２３０から導出する天然ガス導出管２５０とを備えて構成している。従って、燃料ガスＢＧ１と液化天然ガスＮＧ１は伝熱管１１を介して間接形態で熱交換を行う。また、図１に示すように、燃料ガス導入部１１０と燃料ガス供給管１２０、および、精製ガス導出部１５０と精製ガス排出管１７０が接続されており、天然ガス導入管２４０と天然ガス供給管２２０、および、天然ガス導出管２５０と天然ガス排出管２７０が接続されている。
【００３２】
〔不純物回収に関係する構成〕
図１に示すように、ガス精製部１０には、不純物回収機構３０として、燃料ガス流路１３０としての伝熱管１１の内部に付着させた不純物を気化する温度の燃料ガスＢＧ１（再生ガスに相当）を伝熱管１１に供給する燃料ガス供給管１２０（再生ガス供給流路に相当）と、伝熱管１１を通過した燃料ガスＢＧ１を再度伝熱管１１に供給する燃料ガス循環流路３２０（再生ガス循環流路に相当）と、不純物が気化して燃料ガスＢＧ１と混合した不純物混合ガスをガス精製部１０から外部に排出する不純物混合ガス排出流路３５０とが備えられている。ここで、燃料ガス循環流路３２０は、ガス精製部１０内の伝熱管１１から導出された不純物回収用の燃料ガスＢＧ１を、精製ガス導出部１５０から導出させるとともに加熱して、再度燃料ガス導入部１１０に導入するように設けられている。
【００３３】
そして、不純物の回収のために使用する燃料ガスＢＧ１の加熱は、図１に示すように、精製ガスＢＧ２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、燃料ガス循環流路３２０に設けられた燃料ガス加熱用熱交換器３０４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での気化の用、及び精製ガス排出管１７０の加温器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、燃料ガス循環流路３２０には、燃料ガス加熱用熱交換器３０４と熱交換部１２とに不純物の回収用の燃料ガスＢＧ１を循環させるための循環ポンプ３０２が設けられている。また、不純物が気化して混入した燃料ガスＢＧ１を、ガス精製部１０内から外部に放出する不純物混合ガス排出流路３５０は精製ガス導出部１５０において、精製ガス排出管１７０および燃料ガス循環流路３２０とは別に備えられている。
【００３４】
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、ガス精製部１０の燃料ガス導入部１１０に送られる。
【００３５】
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、ガス精製部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、熱交換部１２の伝熱管１１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）伝熱管１１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、熱交換部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。
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。
【００３６】
また、燃料ガス流量制御弁Ｖ１１０（燃料ガス温度測定部に相当）は、図１および図２に示すように、ガス精製部１０の精製ガス導出部１５０において、精製済の燃料ガスである精製ガスＢＧ２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で測定された精製ガスＢＧ２の温度が、予め設定された一定の温度以下になるように、ガス精製部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の開度は燃料ガス流量制御器ＣＴＲ１１０によって制御されている。そして、この燃料ガス流量制御器ＣＴＲ１１０によって、伝熱管１１から導出された精製ガスＢＧ２の温度が−１３０℃〜−１３８℃以下になるように、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。
【００３７】
続いて、ガス精製部１０の構成について詳細に説明する。図２に示すように、ガス精製部１０は、燃料ガスＢＧ１の流れの上流側から順に、ガス精製部１０への導入部である燃料ガス導入部１１０、この燃料ガス導入部１１０から導入された燃料ガスのガス精製部１０内での流路である熱交換部１２、熱交換部１２において熱交換されて不純物が分離した精製ガスＢＧ２が燃料ガス流路１３０である伝熱管１１の内側から導出される精製ガス導出部１５０で構成されている。
そして、熱交換部１２は、ガス精製部１０に覆われるように構成されている。つまり、熱交換部１２の熱交換部外周部１２ａは、例えば、ステンレス製とされ、外径は１６５．２ｍｍ（１５０Ａ）程度の大きさとされる。そして、熱交換部外周部１２ａの外面には断熱材１３として厚み２５ｍｍのグラスウールが巻かれており、その断熱材１３が巻かれた熱交換部１２が外径２１６．３ｍｍ（２００Ａ）のガス精製部１０の精製部外周部１０ａに収納されている。これにより、熱交換部１２において外部との断熱性が確保されている。
なお、ガス精製部１０の精製部外周部１０ａおよび外周部１０ａの上下開口部を塞ぐ上部フランジ１０ｂ、下部フランジ１０ｃは、例えばステンレス製とされ、上部フランジ１０ｂには観察用のガラス窓１４が備えられている。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。
【００３８】
ここで、燃料ガス導入部１１０と熱交換部１２とは、天然ガス導出管２５０と複数の伝熱管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、燃料ガス導入部１１０には、熱交換部１２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伝熱管１１の伝熱管導入部側開口１１ａ（伝熱管端部開口に相当）が配設さるとともに、熱交換部１２には燃料ガス導入部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天然ガス導出管２５０の天然ガス導出管開口２５０ａ（導出管端部開口に相当）が配設されている。ここで、貫通支持するとは、伝熱管１１がガス導入部支持板１５を貫通した状態で設けられ、伝熱管１１内を流れる流体は、ガス導入部支持板１５を超えてガス導入部支持板１５の反対側に流出されるとともに、伝熱管１１は、当該ガス導入部支持板１５により支持されていることを意味する。
また、燃料ガス導入部１１０において、燃料ガスＢＧ１が通過することで燃料ガスＢＧ１の流量を燃料ガスＢＧ１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、天然ガス導出管２５０と非接触状態とされるとともに、複数の伝熱管１１の伝熱管導入部側開口１１ａの上流側に設けられて構成されている。
【００３９】
一方、精製ガス導出部１５０と熱交換部１２とは、天然ガス導入管２４０と複数の伝熱管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、精製ガス導出部１５０には、熱交換部１２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伝熱管１１の伝熱管導出部側開口１１ｂが配設さるとともに、熱交換部１２には精製ガス導出部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天然ガス導入管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１２は、ガス導入部支持板１５、ガス導出部支持板１６および熱交換部外周部１２ａによって仕切られた密閉空間として形成されている。
【００４０】
そして、図３に示すように、燃料ガス導入部１１０において、燃料ガスＢＧ１が導入される複数の伝熱管１１の伝熱管導入部側開口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、複数の伝熱管１１は、その伝熱管導入部側開口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（図３中左右、上下方向）に、配列間隔（中心間距離）Ｄ２とした等間隔で配列されるように、ガス導入部支持板１５（支持板に相当）およびガス導出部支持板１６に支持されて設けられている。
【００４１】
ここで、伝熱管１１の外径Ｄ１は１０ｍｍ以上、１６ｍｍ以下、管壁１１ｃの厚さは１．２ｍｍ以下０．４ｍｍ以上として設計される。伝熱管１１の外径が１０ｍｍ未満の場合、付着した固体状物による閉塞が起こりやすく、それを回避しようとすると燃料ガスＢＧ１の処理量に応じて伝熱管１１の本数を増加させる必要があるので、熱交換部１２をコンパクトに形成できない。一方、伝熱管１１の外径が１６ｍｍを超えた場合では、熱交換部１２内において一定容積あたりの不純物の付着する伝熱管１１の管内の表面積が小さくなるため、燃料ガスＢＧ１の処理量が減少する。
【００４２】
また、伝熱管１１の燃料ガス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（図３中左右、上下方向）の配列間隔Ｄ２は、伝熱管１１の外径Ｄ１の１．１倍以上で、１．５倍以下として設計される。伝熱管１１の配列間隔Ｄ２が伝熱管１１の外径の１．１倍以上することにより、互いに近接する各伝熱管１１の伝熱管導入部側開口１１ａをガス導入部支持板１５およびガス導出部支持板１６に漏れなく、強固に溶接する作業が可能になり、また伝熱管１１の配列間隔Ｄ２を伝熱管１１の外径Ｄ１の１．５倍以下にすることにより、熱交換部１２をコンパクトに形成することができる。そして、コンパクトな熱交換部１２の実現により、熱交換部１２に充填される液化天然ガスＮＧ１の量が少なくて済み、また熱交換部１２の外部からの入熱で発生する液化天然ガスＮＧ１の蒸発による冷却損失を低減でき、さらに、熱交換部１２の重量も小さくできる。なお、ガス導入部支持板１５、ガス導出部支持板１６および伝熱管１１の材質は相互に溶接性に優れるステンレス（たとえばＳＵＳ３０４）が好ましい。
【００４３】
以上を考慮して、本実施形態では、伝熱管１１の外径Ｄ１は１３．８ｍｍ、管壁１１ｃの厚さは０．５ｍｍとされている。また、伝熱管導入部側開口１１ａから伝熱管導出部側開口１１ｂまでの長さは１．０ｍとされている。そして、熱交換部１２内に５２本が収容されている（図２では４本のみ示されている）。さらに、伝熱管１１の断面における中心間の距離である配列間隔Ｄ２は１７ｍｍとされている。
【００４４】
次に整流部材１７について説明する。図２に示すように、燃料ガス導入部１１０において、燃料ガスＢＧ１が通過することで燃料ガスＢＧ１の流量を燃料ガスＢＧ１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、天然ガス導出管２５０の外周部との間に間隔１７ａが設けられて、非接触状態とされるとともに、複数の伝熱管１１の伝熱管導入部側開口１１ａの上流側に設けられて構成されている。整流部材１７は、断熱性およびガス透過性を有する多孔質板で構成されている。
そして、図４に示すように、整流部材１７は、例えば、厚み３ｍｍの樹脂製の板に直径Ｄ３が２ｍｍとされた貫通穴１７ｃを、貫通穴１７ｃの中心間の配列間隔（中心間距離）Ｄ４が６ｍｍとなるように、上面視で前後および左右方向（図４中上下および左右方向）に均一に貫通穴１７ｃが設けられた多孔質板で形成されている。
また、多孔質板の材質は具体的には、ポリカーボネート、ポリエチレン、塩化ビニル、テフロン（登録商標）、ポリプロピレンなどで形成される。このように整流部材１７が樹脂製の多孔質板で構成されているので、断熱性を有して天然ガスＮＧ１の冷熱で冷却されにくい材質で形成されているので多孔質板が液化天然ガスＮＧ１の冷熱で冷却されることを防止できるので燃料ガスＢＧ１中の不純物が多孔質板で凝縮することを防止できる。また、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を通過した燃料ガスＢＧ１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、各伝熱管１１に流入する燃料ガスＢＧ１の流量を等しくすることができる。
そして、図２に示すように、整流部材１７下面側の周囲の６箇所において、例えば、厚み２ｍｍ、幅１０ｍｍ、長さＬが３０ｍｍの支持部材１７ｂが取り付けられて、その支持部材１７ｂがガス導入部支持板１５の上に載置されている。これにより、整流部材１７から複数の伝熱管１１の導入部側開口１１ａまでの距離が一定の距離となるように形成されている。ここで、支持部材１７ｂの長さＬは、整流部材１７により整流された燃料ガスＢＧ１の流れにおいて、良好な整流状態が維持される整流部材１７の厚みの１０〜２０倍の長さとされている。なお、図２に示す例では、理解を容易にするため、模式的に図示している。
【００４５】
ガス精製部１０は、このような構成とされて、熱交換部１２において伝熱管１１の外側を冷熱媒体である液化天然ガスＮＧ１が流れ、伝熱管１１の内側を精製対象である燃料ガスＢＧ１が流れている。液化天然ガスＮＧ１が流れるのは伝熱管１１の外側であるが、液化天然ガスＮＧ１の冷熱は伝熱管に伝熱し、伝熱管１１内を流れる燃料ガスＢＧ１中の不純物は、伝熱管１１の外側を流れる液化天然ガスＮＧ１の冷熱により凝縮または凝固して、液体化および固体化して、伝熱管１１の内側に付着する。これにより伝熱管１１内を流れる燃料ガスＢＧ１中の不純物は除去され、精製ガスＢＧ２が伝熱管１１から導出される。
【００４６】
図１に戻り、ガス精製部１０の下流側の構成を説明する。
精製ガス導出部１５０は、開閉制御が可能なバルブＶ３１０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。
【００４７】
加温器１６０は、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、需要箇所へ供給する精製ガス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。
【００４８】
すなわち、本実施例は、精製ガス導出部１５０から導出される精製ガス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。
【００４９】
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。
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、ガス精製部１０に設けられた天然ガス導入管２４０を経て、天然ガス流路２３０に導入される。なお、天然ガス供給管２２０は外径２１．７ｍｍ（１５Ａ）の配管とされる。そして、天然ガス導入管２４０においては、１本の外径２１．７ｍｍ（１５Ａ）の配管から、外径１３．９ｍｍ（８Ａ）の配管４本（前後・左右に各２本であり、左右方向に位置される図２では２本のみ示されている）に分岐させて熱交換部１２の天然ガス流路２３０に液化天然ガスＮＧ１が導入されるように構成されている。これらの配管の材質はステンレス製（ＳＵＳ３０４）とされている。
【００５０】
また、図１に示すように、ガス精製部１０から外部へは、天然ガス導出管２５０を経て導出可能とされている。この天然ガス導出管２５０にはフレキシブル管２５０ｂ（図２参照）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。そして、天然ガス導出管２５０の下流に接続された天然ガス排出管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の外部へと接続される。なお、天然ガス導出管２５０および天然ガス排出管２７０は外径２１．７ｍｍ（１５Ａ）の配管とされる。これらの配管の材質はステンレス製（ＳＵＳ３０４）とされている。
【００５１】
本実施例では、ガス精製部１０における天然ガス流路２３０とは、熱交換部１２内で、伝熱管１１の外側の部分に該当する。つまり、天然ガス導入管２４０から熱交換部１２内に導入された液化天然ガスＮＧ１は、天然ガス流路２３０において、伝熱管１１と接触することにより伝熱管１１の内側を通る燃料ガスＢＧ１とステンレス製の伝熱管１１を介して熱交換を行い加熱されて気化する。そして、熱交換部１２から気化した天然ガスＮＧ２および気化しなかった液化天然ガスＮＧ１の混合ガスが天然ガス導出管２５０に導出される。
【００５２】
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ＢＧ１と冷却媒体である液化天然ガスＮＧ１は熱交換過程において、各々、物理的に分離された燃料ガス流路１３０および天然ガス流路２３０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。
【００５３】
また、天然ガス排出管２７０に接続された温水式気化器２６０は、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ＢＧ１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、天然ガス導出管２５０から天然ガス排出管２７０へ流出する。そこで、ガス精製部１０の下流の天然ガス排出管２７０に温水式気化器２６０を接続することにより、ガス精製部１０から導出された液化天然ガスＮＧ１を全て気化し、全て気化天然ガスＮＧ２としている。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。
【００５４】
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の外部へ提供される構成となっている。
【００５５】
なお、本発明に係る燃料ガス精製システム１では、伝熱管１１の内側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伝熱管１１よりも大幅に悪いため、熱交換部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、不純物回収機構３０により、伝熱管１１に付着した固体状又は液体状の不純物を気化天然ガスＮＧ２とは別に回収することで、本来の熱交換部１２の伝熱特性が取り戻されて、ガス精製部１０の不純物除去性能を再生する。
【００５６】
〔燃料ガスの精製運転〕
続いて、図６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６では、ガス精製部１０に接続される、燃料ガス供給管１２０、天然ガス排出管２７０、及び天然ガス供給管２２０、天然ガス排出管２７０、に関連するバルブＶＢ、Ｖ１００、Ｖ１１０、Ｖ１２０、Ｖ３１０、Ｖ２１０、Ｖ２６０、Ｖ２７０を開放する（中抜き白符号で示す）一方、不純物回収機構３０の燃料ガス循環流路３２０、不純物混合ガス排出流路３５０、に関連するバルブＶ３２０、Ｖ３６０は閉止している（黒塗り符号で示す）。
【００５７】
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。
【００５８】
本実施例では、ガス精製部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、精製ガスＢＧ２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、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、ガス精製部１０内の温度センサＴ１５０で測定される精製ガスＢＧ２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。本実施例では、ガス精製部１０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、精製ガスＢＧ２の温度が所望の温度に維持されている。
【００５９】
また、本実施例では、ガス精製部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、ガス精製部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、ガス精製部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。
【００６０】
一方、本実施例において冷却媒体としてガス精製部１０に供給される液化天然ガスＮＧ１（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、ガス精製部１０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）。
【００６１】
ガス精製部１０への導入後の、熱交換部１２における燃料ガスＢＧ１と液化天然ガスＮＧ１の熱交換による燃料ガスＢＧ１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。
【００６２】
ガス精製部１０で精製された精製ガスＢＧ２は、精製ガス導出部１５０からガス精製部１０外へ導出され、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により昇温された精製ガス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。ここで、精製ガスＢＧ２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。
【００６３】
その結果、本実施例における昇温後の精製ガス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０．１ｍｇ／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。
【００６４】
また、本実施例では、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、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。
【００６５】
〔精製ガスと気化天然ガスの混合〕
図５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精製ガスＢＧ２、燃料ガスＢＧ１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。
【００６６】
以下、図５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ガスＢＧ２と気化天然ガスＮＧ２を混合する機構であり、精製ガスＢＧ２の流路６１０に精製ガスＢＧ２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の下流で精製ガスＢＧ２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、精製ガスＢＧ２と気化天然ガスＮＧ２との流量比率が求められている。また、精製ガスＢＧ２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）の開度制御による精製ガスＢＧ２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。
【００６７】
精製ガスＢＧ２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。
【００６８】
図５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。
【００６９】
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。
【００７０】
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。
【００７１】
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。
【００７２】
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、精製ガスＢＧ２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と精製ガスＢＧ２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。
【００７３】
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と精製ガスＢＧ２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と精製ガスＢＧ２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。
【００７４】
〔燃料ガス精製部の再生処理について〕
図７は、本発明に係る燃料ガス精製システム１における、不純物回収機構３０によるガス精製部１０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７に基づいて、ガス精製部１０の不純物回収方法について説明する。
【００７５】
ガス精製部１０の不純物回収処理は、伝熱管１１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、伝熱管１１の燃料ガス流路１３０の閉塞による燃料ガス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精製ガス導出部１５０の精製ガスＢＧ２の温度の上昇によって判断される。
【００７６】
燃料ガスＢＧ１中の不純物の除去処理を継続すると、伝熱管１１に付着した固体の二酸化炭素の量が多くなり、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の流れを停止しガス精製部１０を再生処理する。再生方法は以下のようである。
【００７７】
先ず、ガス精製部１０の燃料ガス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、Ｖ３１０、Ｖ２６０を閉止する（黒塗り符号で示す）。次に、バルブ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）を燃料ガス加熱用熱交換器３０４に供給するとともに、循環流路用バルブＶ３２０を開放して循環ポンプ３０２により不純物回収のために燃料ガスＢＧ１を循環加熱し、その加熱された燃料ガスＢＧ１（再生ガスに相当）をガス精製部１０に循環させて伝熱管１１の内面および天然ガス導入管２４０と天然ガス導出管２５０の配管の外表面に付着した不純物を十分に気化させて脱着する。ここで、燃料ガスＢＧ１は５０℃程度に維持されている。そして、気化して脱着した不純物は燃料ガスＢＧ１とともに不純物混合ガス排出流路３５０から大気に放散する。
【００７８】
以上の工程を経て、ガス精製部１０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をガス精製部１０に流し、燃料ガスの精製を行う。
【００７９】
〔別実施形態〕
（Ａ）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で得られる精製ガスＢＧ２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精製ガスＢＧ２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或いは製品ガス製造システムは、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。
【００８０】
（Ｂ）上記実施形態においては、整流部材１７は多孔質板で構成したが、これに限らず整流部材１７を不織布で構成してもよい。この場合、直径０．０５ｍｍ〜０．５ｍｍのステンレス長繊維または樹脂長繊維（ナイロン、ポリエステル、ポリエチレンなど）をタワシ状に堆積させたもので、厚み５ｍｍ〜５０ｍｍ、密度０．１〜０．３ｇ／ｃｍ3として構成される。また、整流部材１７を網状織物の積層体として構成してもよく、直径０．０５ｍｍ〜０．５ｍｍのステンレス長繊維または樹脂長繊維（ナイロン、ポリエステル、ポリエチレンなど）を目開き５ｍｍ〜３．０ｍｍに織ったものを複数枚積層し、厚み１ｍｍ〜１０ｍｍ、密度は０．２〜２．０ｇ／ｃｍ3（ステンレス長繊維の場合）、０．０５〜０．５ｇ／ｃｍ3（樹脂長繊維の場合）として構成される。さらに、整流部材１７を連続発泡体として構成してもよく、ポリウレタンまたはポリオレフィンを内部の空孔が連続するように発泡成形したもので、厚み５ｍｍ〜３０ｍｍ、密度０．１〜０．３ｇ／ｃｍ3として構成される。
【００８１】
（Ｃ）上記の実施の形態では、精製済の燃料ガスである精製ガスＢＧ２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で測定された精製ガスＢＧ２の温度が、予め設定された一定の温度以下になるように、ガス精製部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で測定された精製ガスＢＧ２の温度が、予め設定された一定の温度以下になるように、ガス精製部１０に流入する液化天然ガスＮＧ１の流量を調整してもよい。
【００８２】
（Ｄ）上記実施形態においては、整流部材１７は、厚み３ｍｍの樹脂製の板に直径Ｄ３を２ｍｍとした貫通穴１７ｃが、多孔質板の上面視で前後および左右方向に等間隔に多数設けられて形成されたが、これに限らず材質を金属製（たとえばステンレス製）としてもよく、貫通穴１７ｃの直径Ｄ３を１ｍｍ〜３ｍｍ、多孔質板の厚みを１ｍｍ〜３ｍｍの範囲内で変更されて設けられてもよい。
【００８３】
（Ｅ）上記実施形態においては、ガス精製部１０には、再生ガス供給流路としての燃料ガス供給管１２０と再生ガス循環流路としての燃料ガス循環流路３２０とが別々に接続されて設けられているが、これに限らず、再生ガス循環流路としての燃料ガス循環流路３２０に再生ガス供給流路が接続されて設けられていてもよい。
【００８４】
（Ｆ）上記実施形態においては、不純物回収処理の際に、再生ガスとして加熱された燃料ガスＢＧ１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。
【産業上の利用可能性】
【００８５】
本発明によれば、装置をコンパクトにするとともに、不純物の部分的な凝縮を防止して不純物を分離する性能を維持することができる燃料ガス精製システム及び製品ガス製造システムを提供することができた。
【符号の説明】
【００８６】
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      伝熱管
１１ａ    伝熱管導入部側開口（伝熱管端部開口）
１２      熱交換部
１５      ガス導入部支持板（支持板）
１７      整流部材
３０      不純物回収機構
１１０    燃料ガス導入部
１２０    再生ガス供給管（燃料ガス供給流路）
１３０    燃料ガス流路
１５０    精製ガス導出部
２３０    天然ガス流路
２４０    天然ガス導入管
２５０    天然ガス導出管
２５０ａ  天然ガス導出管開口（導出管端部開口）
３２０    再生ガス循環流路（燃料ガス循環流路）
３５０    不純物混合ガス排出流路
ＢＧ１    燃料ガス
ＢＧ２    精製ガス
ＧＳ      製品ガス
ＮＧ１    液化天然ガス
ＮＧ２    天然ガス（気化天然ガス）
Ｔ１５０  精製ガス温度測定部（温度センサ）
Ｖ１１０  燃料ガス流量調整部（燃料ガス流量制御弁）
【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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【図７】
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