【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明はＣＯ２ （二酸化炭素）を船で運搬する技術、並びに、パイプを流体貯蔵部となし、パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクに、圧縮ＣＯ２ ガスや液体ＣＯ２ 、ＬＰＧ（液化石油ガス）、ＣＮＧ（圧縮天然ガス）、ＬＮＧ（液化天然ガス）等の流体を貯蔵する技術に関する。
【０００２】
【従来の技術】
地球温暖化対策として、ＣＯ２ ガス（炭酸ガス）を発電所等の発生源から回収する技術、並びに、回収したＣＯ２ ガスを処分する技術（ＥＯＲ（Ｅｎｈａｎｃｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ：石油増進回収法）への利用や地中隔離、海洋隔離など）については、既に運用及び研究開発が開始されている。
【０００３】
ここで、ＥＯＲ及び地中隔離技術について説明する。
【０００４】
高圧でＣＯ２ ガスを石油貯留層に注入すると、石油を膨張させて地中の隙間から追い出すことができる。そして、高圧ＣＯ２ ガスと水を交互に注入することにより、生産井に向かって石油を追い出すことが可能となる。この方法を採用しなければ貯留層中に残って回収することができない１５〜２０％の石油を、この方法により余分に回収することができる。貯留層に注入されたＣＯ２ ガスの一部は、残りの石油や地層水、あるいは空になった空隙や空洞中に残る。残りのＣＯ２ ガスは生産される石油と一緒になって地表に戻ってくる。石油が地表に到達して減圧された時、ＣＯ２ ガスが溶解液から出てくるが、これを回収して再度地中に注入することができる。このようにして、最終的には、ＣＯ２ ガスの大部分を永久的に地中に貯留して隔離することができる。従って、石油貯留層へのＣＯ２ ガス注入法は、ＥＯＲとしての魅力ある実現可能な技術であるばかりでなく、温室効果ガスとして最も代表的なＣＯ２ ガスの利用と地中隔離に関する展望をも提供するものである。
【０００５】
地中隔離技術としては、上記の他、石油が枯渇した場所など、地中の適宜な隙間にＣＯ２ ガスを貯蔵して隔離する方法が考えられている。
【０００６】
海洋隔離技術としては、海底の窪み部分などにＣＯ２ ガスを貯蔵して隔離することが考えられている。
【０００７】
しかし、回収したＣＯ２ ガスについてＥＯＲ処理や地中隔離処分、海洋隔離処分を行うには、その処理を行うことができる設備までＣＯ２ ガスを運搬するための技術開発を行う必要がある。
【０００８】
ＣＯ２ ガスを長いパイプラインにより輸送する考えがあるが、設備投資に大きな費用が生じること、また、パイプラインの建設には資材の製造を含めて多大なエネルギが必要であり、これによって新たにＣＯ２ ガスが発生することを考慮すると、日本のような狭い国土ではＣＯ２ ガス処理地までのパイプラインが長くなることから現実的でない。
【０００９】
一方、図１に示すような、液化石油ガス（Ｌｉｑｕｉｄ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇａｓ、以下、ＬＰＧ） を輸送するＬＰＧ船１が知られている。図１中、２はＬＰＧ貯蔵用タンクである。また、例えば１５０〜２２０気圧といった圧縮天然ガス（Ｃｏｍｐｒｅｓｓｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ、以下、ＣＮＧ） を輸送するＣＮＧ船のタンクとして有望視されている（特表２０００−５００５５０号公報、特開２００２−１２０７９２号公報、実用新案第３０３６５８８号公報参照）。ＣＮＧ船では、ＣＮＧ貯蔵用に図３に示すようなタンク４が使用される。このタンク４は、タンクとしての必要な容積分の長さを持つ細く長いパイプ４ａを例えばループ状に巻いたものであり、パイプ４ａが流体貯蔵部であるため、高圧流体の貯蔵に適したタンクとして有用である。即ち、パイプ４ａの径に対する肉厚の比を設定することにより、高圧に耐えるタンク４を容易に作製することができる。図３中、５はタンク入口弁、６はタンク出口弁である。
【００１０】
そこで、ＬＰＧ船やＣＮＧ船に準じて、ＣＯ２ 専用輸送船を新規に建造することが考えられるが、設備投資に大きな費用が生じること、また、ＣＯ２ 専用輸送船の新造には資材の製造を含めて多大なエネルギが必要であり、これによって新たにＣＯ２ ガスが発生することを考慮すると、やはり現実的でない。
【００１１】
しかも、タンク４を用いる場合、同一のタンク４に異なる流体を交換して貯蔵する技術も、また、異なる流体を分離して貯蔵する技術も、現在知られていない。
【００１２】
【特許文献１】
実用新案第３０３６５８８号公報
【特許文献２】
特表２０００−５００５５０号公報
【特許文献３】
特開２００２−１２０７９２号公報
【００１３】
【発明が解決しようとする課題】
本発明は上記に鑑みてなされたものであり、その課題は、パイプラインやＣＯ２ 専用輸送船を用いることなく、ＣＯ２ ガスや液体ＣＯ２ を運搬することができる技術を提供することである。
また、本発明の他の課題は、パイプを流体貯蔵部となす同一のタンクに、異なる流体を交換して貯蔵することが可能な技術を提供することである。
更に、本発明の他の課題は、パイプを流体貯蔵部となす同一のタンクに、異なる流体を分離して貯蔵することが可能な技術を提供することである。
【００１４】
【課題を解決するための手段】
第１発明は、上記課題を解決するＣＯ２ 運搬方法であり、ＣＯ２ （二酸化炭素）を、ＣＯ２ 専用輸送船以外の既存ガス輸送船を利用して運搬することを特徴としている。
【００１５】
第２発明は、第１発明のＣＯ２ 運搬方法において、前記既存ガス輸送船が液化石油ガスを輸送するＬＰＧ船であることを特徴とする。
【００１６】
第３発明は、第２発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＬＰＧ船が加圧式ＬＰＧ船であることを特徴とする。
【００１７】
第４発明は、第２発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＬＰＧ船からそれに搭載済みの液化石油ガスを石油ガス受け入れ基地にて積み下ろし、その後、ＣＯ２ ガス搭載基地にてＬＰＧ船にＣＯ２ ガスを搭載し、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地まで運搬することを特徴とする。
【００１８】
第５発明は、第４発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＣＯ２ ガス搭載基地にＣＯ２ ガスを貯蔵するタンクと、ガス圧縮ポンプとを備えておき、タンクに貯蔵されているＣＯ２ ガスをガス圧縮ポンプにより圧縮してＬＰＧ船に搭載することを特徴とする。
【００１９】
第６発明は、第４発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＣＯ２ ガス搭載基地に液体ＣＯ２ を貯蔵するタンクと、気化器と、圧力調整弁とを備えておき、タンクに貯蔵されている液体ＣＯ２ を気化器により気化してＬＰＧ船の貯蔵圧より大きな充填圧を発生させ、圧力調整弁でＣＯ２ ガスの圧力を調整してＬＰＧ船に搭載することを特徴とする。
【００２０】
第７発明は、第４発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地にガス輸送ポンプと、ＣＯ２ ガスを貯蔵するタンクとを備えておき、ＬＰＧ船に搭載されているＣＯ２ ガスをガス輸送ポンプでタンクに送ることを特徴とする。
【００２１】
第８発明は、第４発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地にガス圧縮ポンプと、液化器と、液体ＣＯ２ を貯蔵するタンクを備えておき、ＬＰＧ船に搭載されているＣＯ２ ガスをガス圧縮ポンプで液化器に送り、液化器で液化してタンクに送ることを特徴とする。
【００２２】
第９発明は、第１発明のＣＯ２ 運搬方法において、前記既存ガス輸送船が圧縮天然ガスを輸送するＣＮＧ船であることを特徴とする。
【００２３】
第１０発明は、第９発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＣＮＧ船からそれに搭載済みの圧縮天然ガスを天然ガス受け入れ基地にて積み下ろし、その後、液体ＣＯ２ 搭載基地にてＣＮＧ船に液体ＣＯ２ を搭載し、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地まで運搬することを特徴とする。
【００２４】
第１１発明は、第１０発明のＣＯ２ 運搬方法において、液体ＣＯ２ 搭載基地にＣＯ２ ガスを貯蔵するタンクと、ガス圧縮ポンプとを備えておき、タンクに貯蔵されているＣＯ２ ガスをガス圧縮ポンプにより常温のまま加圧して液化し、ＣＮＧ船に搭載することを特徴とする。
【００２５】
第１２発明は、第１０発明のＣＯ２ 運搬方法において、液体ＣＯ２ 搭載基地に液体ＣＯ２ を貯蔵するタンクと、液体圧縮ポンプを備えておき、タンクに貯蔵されている液体ＣＯ２ を液体圧縮ポンプで圧送してＣＮＧ船に搭載することを特徴とする。
【００２６】
第１３発明は、第１０発明のＣＯ２ 運搬方法において、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地に気化器と、圧力調整弁と、ＣＯ２ ガスを貯蔵するタンクとを備えておき、ＣＮＧ船に搭載されている液体ＣＯ２ を気化器で気化し、圧力調整弁でＣＯ２ ガスの圧力を調整してタンクに送ることを特徴とする。
【００２７】
第１４発明は、第１０発明のＣＯ２ 運搬方法において、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地に液体輸送ポンプと、液体ＣＯ２ を貯蔵するタンクとを備えておき、ＣＮＧ船に搭載されている液体ＣＯ２ を液体輸送ポンプでタンクに送ることを特徴とする。液体輸送ポンプを液体ＣＯ２ で送る際、好ましくは、液体輸送ポンプから液体ＣＯ２ タンクへ至る流路に減圧弁と冷凍機とを順に備える。これにより、ＣＮＧ船と液体ＣＯ２ タンクとの貯蔵圧及び温度の差を調整することができる。また、好ましくは、背圧弁を途中に配置した帰還流路で、液体輸送ポンプと減圧弁との間をＣＮＧ船のタンクに結ぶ。これにより、液体輸送ポンプと減圧弁との間がＣＮＧ船の貯蔵圧よりも高圧になるのを防止することができる。
【００２８】
第１５発明は、第２発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＬＰＧ船の液化石油ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、液化石油ガス及びＣＯ２ ガスのうちタンクに搭載されている方の流体（以下、第１流体）をＬＰＧ船から積み下ろした後、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、液化石油ガス及びＣＯ２ ガスのうちタンクに搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクに残留している第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンクに残留する第１流体を第２流体に交換して第２流体をＬＰＧ船に搭載することを特徴とする。
【００２９】
第１６発明は、第１５発明のＣＯ２ 運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの残留する第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とする。
【００３０】
第１７発明は、第２発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＬＰＧ船の液化石油ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、液化石油ガス及びＣＯ２ ガスのうちＬＰＧ船に搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射、及び、液化石油ガス及びＣＯ２ ガスのうちＬＰＧ船に搭載されている方の流体（以下、第１流体）の前記タンクからの取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンク内の第１流体を第２流体に交換して第１流体の積み下ろしと第２流体の搭載を同時に行うことを特徴とする。
【００３１】
第１８発明は、第１７発明のＣＯ２ 運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とする。
【００３２】
第１９発明は、第９発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＣＮＧ船の圧縮天然ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２ のうちタンクに搭載されている方の流体（以下、第１流体）をＣＮＧ船から積み下ろした後、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２ のうちタンクに搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクに残留している第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンクに残留する第１流体を第２流体に交換して第２流体をＬＰＧ船に搭載することを特徴とする。
【００３３】
第２０発明は、第１９発明のＣＯ２ 運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの残留する第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とする。
【００３４】
第２１発明は、第９発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＣＮＧ船の圧縮天然ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２ のうちＣＮＧ船に搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射、及び、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２ のうちＣＮＧ船に搭載されている方の流体（以下、第１流体）の前記タンクからの取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンク内の第１流体を第２流体に交換して第１流体の積み下ろしと第２流体の搭載を同時に行うことを特徴とする。
【００３５】
第２２発明は、第２１発明のＣＯ２ 運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とする。
【００３６】
第２３発明は、上記課題を解決する流体貯蔵装置であり、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクと、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを具備することを特徴としている。
【００３７】
第２４発明は、第２３発明の流体貯蔵装置において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有することを特徴とする。
【００３８】
第２５発明は、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンク内に、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を発射するプラグ発射装置であり、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通する流体出口流路と、前記流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを具備することを特徴としている。
【００３９】
第２６発明は、第２５発明のプラグ発射装置において、前記流体出口弁と前記タンク入口弁とを着脱可能に接続する接続手段を有することを特徴とする。
【００４０】
第２７発明は、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンク内から、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を回収するプラグ回収装置であり、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けた流体出口流路と、前記流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパを具備すること特徴とするしている。
【００４１】
第２８発明は、第２７発明のプラグ回収装置において、前記プラグ取出口が前記プラグ回収部を前記タンク出口弁側と前記流体閉鎖弁側とに２分するフランジであることを特徴とする。
【００４２】
第２９発明は、第２３発明の流体貯蔵装置を使用する流体貯蔵方法であり、この流体貯蔵装置内の流体（以下、第１流体）を第１流体とは別の流体（以下、第２流体）に交換する際に、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、前記プラグ発射装置に第２流体を導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とを具備することを特徴とする。
【００４３】
第３０発明は、第２４発明の流体貯蔵装置を使用する流体貯蔵方法であり、この流体貯蔵装置内の流体（以下、第１流体）を第１流体とは別の流体（以下、第２流体）に交換する際に、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じる第１工程と、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とを具備することを特徴としている。
【００４４】
第３１発明は、第２５発明のプラグ発射装置を使用する流体貯蔵方法であり、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクに第１流体から第ｎ（ｎは２以上の整数）流体を貯蔵する際に、前記タンク入口弁、前記流体出口弁及び前記流体入口弁を開き、前記流体入口弁から前記タンク内に前記第１流体を充填する第１工程と、前記タンク入口弁、前記流体出口弁及び前記流体入口弁を閉じ、前記プラグ挿入口を開いて前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じる第２工程と、前記流体入口弁を開き、前記プラグ挿入部に次の流体（以下、次流体）を導入する第３工程と、前記タンク入口弁を開き、前記タンク内への前記次流体の充填及び前記タンク内への前記プラグの発射を行う第４工程とを具備し、ｎが３以上の場合、前記第２工程、前記第３程及び前記第４工程を第ｎ流体まで繰り返し、最後に前記タンク入口弁を閉じることを特徴としている。
【００４５】
第３２発明は、第２７発明のプラグ回収装置を使用する流体貯蔵方法であり、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクから、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を間に挟んで順に貯蔵された第１流体から第ｎ（ｎは２以上の整数）流体を取り出す際に、前記流体閉鎖弁の出口側に切り替え弁を介して第１取出用タンクから第ｎ取出用タンクを接続する第１工程と、ｊを１からｎまでの整数とするとき、各第ｊ流体について、前記切り替え弁の順次切り替えと、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁の開閉とにより、第ｊ取出用タンクに取り出す第２工程と、第１流体から第ｎ−１流体までの取出については、前記プラグが前記プラグ回収部に達したとき毎に前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを取り出し、その後、前記プラグ取出口を閉じる第３工程とを具備することを特徴としている。
【００４６】
第３３発明は、第３２発明の流体貯蔵方法であり、前記第３工程に代えて、第１流体から第ｎ−１流体までの取出については、前記プラグが前記プラグ回収部に達したとき毎に前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、第ｎ流体の取り出し後に、前記プラグ取出口を開いて前記プラグ回収部に達した全てのプラグを取り出す工程を具備することを特徴とする。
【００４７】
【発明の実施の形態】
以下、図面を参照しながら本発明の実施の形態を説明する。
【００４８】
図１に、ＣＯ２ 専用輸送船以外の既存ガス輸送船の例として、液化石油ガス（以下、ＬＰＧ）を輸送するＬＰＧ船１を示す。図１中、２はＬＰＧを貯蔵するタンクである。ＬＰＧは天然ガスやガソリンを製造する時の副産物であり、主成分はプロパンとブタンの混合物であって、常温で、圧力５〜８ｋｇ／ｃｍ２ で液体として貯蔵できる。
【００４９】
ＬＰＧ船１には、石油ガスを常温で加圧して液化する「加圧式」のものと、石油ガスを常圧で冷却して液化する「冷却式」のものと、これらの折衷方式である「加圧低温式」のものとの３種類がある。
【００５０】
加圧式ＬＰＧ船の場合、タンク２の貯蔵圧は１５ｋｇ／ｃｍ２ 程度まで高めているのが一般的である。
【００５１】
図２にＣＯ２ の状態図を示す。図２より判るように、ＣＯ２ は常圧ではいくら低温化しても液化せず、約−８０°以下で固体化（ドライアイス化）する。
【００５２】
従って、図２中に太線３で示すように、加圧式ＬＰＧ船のタンク圧下（１５ｋｇ／ｃｍ２ ）では、常温（例えば０〜３０°Ｃ）において、ＣＯ２ は圧縮ＣＯ２ ガスの状態であるから、加圧式ＬＰＧ船をそのまま利用してＣＯ２ ガスを運搬することができる。
【００５３】
圧縮ＣＯ２ ガスを輸送する場合、液体輸送に比べて、同じ容積であれば輸送量が小さいが、加圧式ＬＰＧ船をそのまま使用できるという利点がある。
【００５４】
加圧冷却式ＬＰＧ船もＣＯ２ ガスの運搬に利用することができるが、この場合は、ＣＯ２ ガスを冷却しても意味がないので、冷却設備を動作させる必要はない。
【００５５】
冷却式ＬＰＧ船では、ＣＯ２ ガスは圧縮されないため輸送量が少なくなるが、ＣＯ２ ガスの運搬に利用することは可能である。
【００５６】
一方、液化天然ガス（以下、ＬＮＧ）の輸送に関して、天然ガスを常温下で、高圧で圧縮し、液体の圧縮天然ガス（Ｃｏｍｐｒｅｓｓｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ：以下、ＣＮＧ）として輸送するＣＮＧ船が世界的に検討されている。
【００５７】
ＣＮＧ船は、天然ガスを常温下で１５０〜２２０気圧に加圧することで液化して高圧タンクに貯蔵し輸送するものであり、通常のＬＮＧ船が冷凍設備で天然ガスを液化することに比べ、冷凍設備を搭載設置する必要がないという利点がある。
【００５８】
図２より判るように、ＣＯ２ は常温下であっても、１５０〜２２０気圧で加圧されると、いわゆる超臨界状態となり、液化する。
【００５９】
従って、ＣＮＧ船のタンク圧下では、ＣＯ２ は液体ＣＯ２ の状態であるから、ＣＮＧ船船をそのまま利用して液体ＣＯ２ を運搬することができる。この場合、液体ＣＯ２ を運搬するので、気体輸送に比べて同じ容積であれば輸送量が大きいという利点がある。
【００６０】
図３に、ＣＮＧ船に用いて有用なタンクの例を示す。図３に示すタンク４は細く長いパイプ４ａを用いたものであり、パイプ４ａはタンク４として必要な容積分の長さで、例えばループ状にパイプ４ａを巻かれて使用される。パイプ４ａが流体貯蔵部となしているため、パイプ４ａの径に対する肉厚の比を設定することにより、１５０〜２２０気圧といった高圧に耐えるタンク４を容易に作製することができる。図３中、５はタンク入口弁、６はタンク出口弁である。
【００６１】
なお、冷凍設備を有するＬＮＧ船では、ＣＯ２ ガスが圧縮されないため輸送量が大幅に少なくなるが、ＣＯ２ ガスの運搬に利用することができる。この場合、ＣＯ２ ガスを常圧下で冷却しても意味がないので、冷却設備を動作させる必要はない。
【００６２】
［第１実施例：ＬＰＧ船によるＬＰＧとＣＯ２ ガスの併用運搬］
図４を参照して、本発明の第１実施例として、ＬＰＧ船１をＬＰＧの運搬とＣＯ２ ガスの運搬に併用する例を説明する。本第１実施例では、ＣＯ２ ガスの輸送量を大きく確保するため、ＬＰＧ船１として加圧式ＬＰＧ船を使用している。
【００６３】
図４において、ＬＰＧ船１は、通常、例えば石油生産地（油田）の石油ガス搭載設備７からＬＰＧ（液化石油ガス）を搭載し、例えば日本国内の石油ガス受け入れ備蓄基地８へ運搬し、ここで積み下ろす。積み下ろしたＬＰＧが消費されることにより、ＣＯ２ ガスが発生する。
【００６４】
ＬＰＧを積み下したＬＰＧ船１は石油生産地へ戻るが、その際、空になったタンクにＣＯ２ ガス搭載基地９にて圧縮ＣＯ２ ガスを搭載し、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地１０まで運搬し、そこで積み下ろされる。ＣＯ２ ガス搭載基地９は石油ガス受け入れ備蓄基地８とは異なった場所でも、同じ場所であっても良い。
【００６５】
ＣＯ２ ガス搭載基地９にはＣＯ２ がガスまたは液体の状態で貯蔵されている。このＣＯ２ は、ＬＰＧの消費あるいは他の化石燃料の消費により発生したＣＯ２ ガスが回収されたものである。
【００６６】
ＣＯ２ ガス積み下ろし基地１０はＣＯ２ ガス処理設備の近くにあり、積み下ろしたＣＯ２ ガスは、例えば、石油ガス生産地でのＥＯＲ（石油増進回収）への利用１１、あるいは、他の地中隔離処理や海中隔離処理１２に供される。
【００６７】
ＣＯ２ ガス積み下ろし基地１０からＣＯ２ ガス処理設備へのＣＯ２ ガスの運搬には、両者を近くに設けることができるから、短いパイプライン等の通常手段により容易に運搬できる。
【００６８】
ＣＯ２ ガスを積み下ろしたＬＰＧ船１は、石油ガス搭載設備７にてＬＰＧを搭載し、再度石油ガス受け入れ備蓄基地８へ運搬する。
【００６９】
このように、ＬＰＧ船１をＬＰＧの運搬とＣＯ２ ガスの運搬とに併用することにより、ＬＰＧ船の利用効率が良い。また、長いパイプラインを建設したり、ＣＯ２ 専用輸送船を建造する必要がない。
【００７０】
次に、図５〜図８により、ＣＯ２ ガス搭載の例及びＣＯ２ ガス積み下ろしの例を説明する。
【００７１】
［ＣＯ２ ガス搭載例その１］
図５は、ＬＰＧ船１にＣＯ２ ガスを搭載する方法の一例を示し、回収したＣＯ２ ガスを貯蔵するタンク（以下、ＣＯ２ ガスタンク）１３と、ガス圧縮ポンプ１４とをＣＯ２ ガス搭載基地に備えておく。１は加圧式のＬＰＧ船である。
【００７２】
ＣＯ２ ガス搭載基地では、ＣＯ２ ガスタンク１３に貯蔵されているＣＯ２ ガスをガス圧縮ポンプ１４により常温（例えば０〜３０°Ｃ）でＬＰＧ船１の貯蔵圧に圧縮して、ＬＰＧ船１（常温例えば０〜３０°Ｃ、貯蔵圧１５ｋｇ／ｃｍ２ ）に搭載する。
【００７３】
ＣＯ２ ガスタンク１３及びガス圧縮ポンプ１４にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えば通常のＣＯ２ ガス製造工程やＣＯ２ ガス貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【００７４】
［ＣＯ２ ガス搭載例その２］
図６は、ＬＰＧ船１にＣＯ２ ガスを搭載する方法の他の例を示し、回収したＣＯ２ ガスを液体ＣＯ２ として貯蔵するタンク（以下、液体ＣＯ２ タンク）１５と、気化器１６と、圧力調整弁１７とをＣＯ２ ガス搭載基地に備えておく。１８は逆止弁である。この例では、一例として液体ＣＯ２ タンク１５には、貯蔵圧２０ｋｇ／ｃｍ２ 、温度−２０°Ｃで、液体ＣＯ２ が貯蔵されているものとする。
【００７５】
ＣＯ２ ガス搭載基地では、液体ＣＯ２ タンク１５に貯蔵されている液体ＣＯ２ を逆止弁１８を介して気化器１６に与え、圧縮ＣＯ２ ガスとする。気化器１６は、ＬＰＧ船１の貯蔵圧１５ｋｇ／ｃｍ２ より大きな充填圧を発生するので、圧力調整弁１７により圧力を調整してＬＰＧ船１（常温０〜３０°Ｃ、貯蔵圧１５ｋｇ／ｃｍ２ ）に搭載する。
【００７６】
圧力調整弁１７には、圧力調整減圧弁や背圧調整弁を使用することができる。圧力調整減圧弁は、気化器１６で発生した圧縮ＣＯ２ ガスの圧力を一定値（ＬＰＧ船１の貯蔵圧１５ｋｇ／ｃｍ２ ）に減圧する。背圧調整弁を使用する場合は、気化器１６で発生した圧縮ＣＯ２ ガスの圧力をＬＰＧ船１の実際のタンク内圧力に応じて減圧するので、貯蔵圧１５ｋｇ／ｃｍ２ に達したところで、停止する。
【００７７】
液体ＣＯ２ タンク１５、気化器１６、圧力調整弁１７及び逆止弁１８にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えば通常のＣＯ２ ガス製造工程や液体ＣＯ２ 貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。また、気化により生じる圧力を充填圧に利用できるので、ガス圧縮ポンプが不要になる。
【００７８】
［ＣＯ２ ガス積み下ろし例その１］
図７は、ＬＰＧ船１からＣＯ２ ガスを積み下ろす方法の一例を示し、ガス輸送ポンプ１９と、ＣＯ２ ガスタンク１３とをＣＯ２ ガス積み下ろし基地に備えておく。
【００７９】
ＣＯ２ ガス積み下ろし基地では、ＬＰＧ船１に搭載されているＣＯ２ ガスをガス輸送ポンプ１９でＣＯ２ ガスタンク１３に送り、貯蔵する。
【００８０】
ＣＯ２ ガスタンク１３及びガス輸送ポンプ１９にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えば通常のＣＯ２ ガス製造工程やＣＯ２ ガス貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【００８１】
［ＣＯ２ ガス積み下ろし例その２］
図８は、ＬＰＧ船１からＣＯ２ ガスを積み下ろす方法の他の例を示し、ガス圧縮ポンプ１４と、液化器（冷凍機）２０と、液体ＣＯ２ タンク１５とをＣＯ２ ガス積み下ろし基地に備えておく。
【００８２】
ＣＯ２ ガス積み下ろし基地では、ＬＰＧ船１に搭載されているＣＯ２ ガスをガス圧縮ポンプ１４で圧縮して液化器２０に送り、液化器２０で液体ＣＯ２ として液体ＣＯ２ タンク１５に送り、貯蔵する。この例では、一例として液体ＣＯ２ タンク１５には、貯蔵圧２０ｋｇ／ｃｍ２ 、温度−２０°Ｃで、液体ＣＯ２ を貯蔵するものとしている。
【００８３】
ガス圧縮ポンプ１４、液体ＣＯ２ タンク１５及び液化器２０にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えば通常の液体ＣＯ２ 製造工程や液体ＣＯ２ 貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【００８４】
［第２実施例：ＣＮＧ船によるＣＮＧと液体ＣＯ２ の併用運搬］
図９を参照して、本発明の第２実施例として、ＣＮＧ船をＣＮＧの運搬と液体ＣＯ２ の運搬に併用する例を説明する。
【００８５】
図９において、ＣＮＧ船２１は、通常、例えば石油生産地の天然ガス搭載設備２２からＣＮＧ（圧縮天然ガス：液体）を０〜３０°Ｃなどの常温で搭載し、例えば日本国内の天然ガス受け入れ備蓄基地２３へ運搬し、ここで積み下ろす。積み下ろしたＣＮＧが消費されることにより、ＣＯ２ ガスが発生する。
【００８６】
ＣＮＧを積み下ろしたＣＮＧ船２１は天然ガス搭載設備２２へ戻るが、その際、空になったタンクに液体ＣＯ２ 搭載基地２４にて液体ＣＯ２ を搭載し、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地２５まで運搬し、そこで積み下ろされる。液体ＣＯ２ 搭載基地２４は天然ガス受け入れ備蓄基地２３とは異なった場所でも、同じ場所であっても良い。
【００８７】
液体ＣＯ２ 搭載基地２４にはＣＯ２ がガスまたは液体の状態で貯蔵されている。このＣＯ２ は、ＣＮＧの消費あるいは他の化石燃料の消費により発生したＣＯ２ ガスが回収されたものである。
【００８８】
液体ＣＯ２ 積み下ろし基地２５はＣＯ２ ガス処理設備の近くにあり、積み下ろした液体ＣＯ２ は、例えば、石油生産地でのＥＯＲ（石油増進回収）への利用１１、あるいは、他の地中隔離処理や海中隔離処理１２に供される。
【００８９】
液体ＣＯ２ 積み下ろし基地２５からＣＯ２ ガス処理設備への運搬には、両者を近くに設けることができるから、短いパイプライン等の通常手段により容易に運搬できる。
【００９０】
液体ＣＯ２ を積み下ろしたＣＮＧ船２１は、天然ガス搭載設備２２にてＣＮＧを搭載し、再度天然ガス受け入れ備蓄基地２３へ運搬する。
【００９１】
このように、ＣＮＧ船２１をＣＮＧの運搬と液体ＣＯ２ の運搬とに併用することにより、ＣＮＧ船の利用効率が良い。また、長いパイプラインを建設したり、ＣＯ２ 専用輸送船を建造する必要がない。
【００９２】
次に、図１０〜図１３により、液体ＣＯ２ 搭載の例及び液体ＣＯ２ 積み下ろしの例を説明する。
【００９３】
［液体ＣＯ２ 搭載例その１］
図１０は、ＣＮＧ船２１に液体ＣＯ２ を搭載する方法の一例を示し、回収したＣＯ２ ガスを貯蔵するＣＯ２ ガスタンク１３と、ガス圧縮ポンプ１４とを液体ＣＯ２ 搭載基地に備えておく。２１はＣＮＧ船である。
【００９４】
液体ＣＯ２ 搭載基地では、ＣＯ２ ガスタンク１３に貯蔵されているＣＯ２ ガスをガス圧縮ポンプ１４により、常温（例えば０〜３０°Ｃ）のまま、ＣＮＧ船２１の貯蔵圧に加圧して液化し、ＣＮＧ船２１（０〜３０°Ｃなどの常温、貯蔵圧１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２ ）に搭載する。つまり、ＣＮＧ船２１のタンクには１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２ 程度の貯蔵圧があるため、ＣＯ２ ガスをガス圧縮ポンプ１４で加圧するだけで、常温のままＣＯ２ ガスを液化することができる。ＣＯ２ ガスタンク１３及びガス圧縮ポンプ１４にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えばＣＮＧ設備で使用されるガス圧縮ポンプを流用したり、通常のＣＯ２ ガス製造工程やＣＯ２ ガス貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【００９５】
［液体ＣＯ２ 搭載例その２］
図１１は、ＣＮＧ船１に液体ＣＯ２ を搭載する方法の他の例を示し、回収したＣＯ２ ガスを液体ＣＯ２ として貯蔵する液体ＣＯ２ タンク１５と、液体圧縮ポンプ２６とを液体ＣＯ２ 搭載基地に備えておく。この例では、液体ＣＯ２ タンク１５には、一例として貯蔵圧２０ｋｇ／ｃｍ２ 、温度−２０°Ｃで、液体ＣＯ２ が貯蔵されているものとする。
【００９６】
液体ＣＯ２ 搭載基地では、液体ＣＯ２ タンク１５に貯蔵されている液体ＣＯ２ を液体圧縮ポンプ２６により、ＣＮＧ船２１の貯蔵圧に加圧し、ＣＮＧ船２１（０〜３０°Ｃなどの常温、貯蔵圧１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２ ）に搭載する。液体ＣＯ２ タンク１５及び液体圧縮ポンプ２６にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えばＣＮＧ設備で使用される流体圧縮ポンプを流用したり、通常の液体ＣＯ２ 製造工程や液体ＣＯ２ 貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【００９７】
［液体ＣＯ２ 積み下ろし例その１］
図１２は、ＣＮＧ船２１から液体ＣＯ２ を積み下ろす方法の一例を示し、気化器１６と、圧力調整弁１７と、ＣＯ２ ガスタンク１３とを液体ＣＯ２ 積み下ろし基地に備えておく。１８は逆止弁である。
【００９８】
液体ＣＯ２ 積み下ろし基地では、ＣＮＧ船２１に搭載されている液体ＣＯ２ を逆止弁１８を介して気化器１６に与え、圧縮ＣＯ２ ガスとする。この圧縮ＣＯ２ ガスの圧力を圧力調整弁１７により調整してＣＯ２ ガスタンク１３に貯蔵する。
【００９９】
圧力調整弁１７には、圧力調整減圧弁や背圧調整弁を使用することができる。圧力調整減圧弁は、気化器１６で発生した圧縮ＣＯ２ ガスの圧力を一定値（ＣＯ２ ガスタンク１３の貯蔵圧）に減圧する。背圧調整弁を使用する場合は、気化器１６で発生した圧縮ＣＯ２ ガスの圧力をＣＯ２ ガスタンク１３内の実際の圧力に応じて減圧するので、貯蔵圧に達したところで、停止する。
【０１００】
ＣＯ２ ガスタンク１３、気化器１６、圧力調整弁１７及び逆止弁１８にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えば通常のＣＯ２ ガス製造工程やＣＯ２ ガス貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【０１０１】
［ＣＯ２ ガス積み下ろし例その２］
図１３は、ＣＮＧ船２１から液体ＣＯ２ を積み下ろす方法の他の例を示し、液体輸送ポンプ２７と、液体ＣＯ２ タンク１５とを液体ＣＯ２ 積み下ろし基地に備えておく。これに加えて、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地では、液体輸送ポンプ２７から液体ＣＯ２ タンク１５へ至る流路に、減圧弁２８と冷凍機２９とを順に備えている。更に、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地では、背圧弁３０ａを途中に配置した帰還流路（フィードバック流路）３０で、液体輸送ポンプ２７と減圧弁２８との間をＣＮＧ船２１のタンクに結ぶようにしている。
【０１０２】
液体ＣＯ２ 積み下ろし基地では、ＣＮＧ船２１に搭載されている液体ＣＯ２ を液体輸送ポンプ２７で液体ＣＯ２ タンク１５に送り、貯蔵する。この例では、ＣＮＧ船２１には貯蔵圧１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２ 、常温で液体ＣＯ２ が搭載されており、一例として液体ＣＯ２ タンク１５に、貯蔵圧２０ｋｇ／ｃｍ２ 、温度−２０°Ｃで、液体ＣＯ２ を貯蔵するものとする。減圧弁２８は、液体輸送ポンプ２７により送られてくる高圧（１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２ ）の液体ＣＯ２ を、液体ＣＯ２ タンク１５の貯蔵圧（１５ｋｇ／ｃｍ２ ）まで減圧し、減圧弁２８を出たＣＯ２ の温度を冷凍機２９で液体ＣＯ２ タンク１５の貯蔵温度（−２０°Ｃ）まで下げることにより、液体ＣＯ２ タンク１５にＣＯ２ を液体として貯蔵する。帰還流路３０を設けたのは、減圧弁２８の上流側と液体輸送ポンプ２７との間がＣＮＧ船２１のタンク貯蔵圧以上の高圧になるのを防止するためである。即ち、帰還流路３０に背圧弁３０ａを設置し、液体輸送ポンプ２７により高圧になったＣＯ２ の一部をＣＮＧ船２１のタンクに戻す。このとき、背圧弁３０ａの設定をＣＮＧ船２１のタンク貯蔵圧と同圧（１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２ ）程度にすることにより、液体輸送ポンプ２７と減圧弁２８との間で背圧弁３０ａの設定圧より高い圧力となった分を、ＣＮＧ船２１のタンクに戻すことができる。言い換えれば、背圧弁３０ａを配置した帰還流路３０は、レギュレータ回路を構成し、液体輸送ポンプ２７によりＣＮＧ船２１から液体ＣＯ２ タンク１５に液体ＣＯ２ を安全に送ることができる。液体ＣＯ２ タンク１５、液体輸送ポンプ２７、減圧弁２８、冷凍機２９、帰還流路３０及び背圧弁３０ａにはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えばＣＮＧ設備で使用される液体輸送ポンプを流用したり、通常の液体ＣＯ２ 製造工程や液体ＣＯ２ 貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【０１０３】
［高品位な流体交換］
上述したＣＯ２ 運搬方法では、同一のタンクにＬＰＧと圧縮ＣＯ２ ガスとを相互に交換して搭載したり、ＣＮＧと液体ＣＯ２ とを相互に交換して搭載するため、先に積み下ろし流体が残留して後に搭載する流体に混入しなように、流体交換の都度タンクを清掃して高品質な流体搭載を確保する必要がある。
【０１０４】
図１４に示すプラグ３０、プラグ発射装置３１及びプラグ回収装置３２を用いることにより、図３に示したようなパイプ４ａを流体貯蔵部とする同一のタンク４に、異なる流体を交換して貯蔵することができる。以下、詳細に説明する。
【０１０５】
［第３実施例：流体貯蔵装置の基本的構成］
図１４は、本発明の第３実施例に係る流体貯蔵装置を示す。この流体貯蔵装置はタンク４と、プラグ３１と、プラグ発射装置３２と、プラグ回収装置３３とを具備している。
【０１０６】
タンク４は、パイプ４ａを流体貯蔵部となし、パイプ４の一端にタンク入口弁５を有し、他端にタンク出口弁６を有している。タンク４は、ＣＮＧ貯蔵用にＣＮＧ船２１に装備されるだけでなく、ＬＰＧ船１のＬＰＧ貯蔵用タンク２として使用することができ、更には、船舶や地上設備等に限らず、任意の流体貯蔵に使用することができる。
【０１０７】
プラグ３１は、パイプ４ａの内径よりも大きな外径を持ち、タンク４内に挿入される弾性体である。プラグ３１は例えば発砲ウレタンで作製されるが、これに限定されるものではない。本例のプラグ３１は、図１５示すように、円柱形状の本体部と、それに続く半球形状などの流線型をした先頭部を有している。上記先頭部形状によりパイプ４ａを通過し易くなり、上記本体部形状によりパイプ４ａの内周と密着するようになっている。
【０１０８】
パイプ４ａの角部はプラグ３１が通過し易いような曲率半径にしている。また、プラグ３１の外径はタンク入口弁５及びタンク出口弁６を抵抗なく通過できるように、タンク入口弁５及びタンク出口弁６の内径より小さくしている。
【０１０９】
プラグ発射装置３２は、プラグ３１を流体圧によってタンク４内に発射する装置である。
【０１１０】
プラグ回収装置３３は、プラグ３１をタンク４から回収する装置である。
【０１１１】
［第４実施例：流体貯蔵方法］
次に、図１４に示す流体貯蔵装置（タンク４、プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３）を用いて、流体貯蔵装置内の第１流体（以下、ガスＡ）をこれとは異なる別の第２流体（以下、ガスＢ）に交換する際の流体貯蔵方法を説明する。但し、ガスＡはタンク４内に充填されているものでも、タンク４からガスＡを取り出した後に残存するガスであっても良い。
【０１１２】
図１４において、初期状態では、タンク入口弁５及びタンク出口弁６は閉じているものとする。また、プラグ発射装置３２には図示しないガスＢ源が接続されており、タンク４にはプラグ回収装置３３を介して図示しないガスＡ取出用タンクが接続されているものとする
（１） 第１工程：まず、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填する。
（２） 第２工程：次に、プラグ発射装置３２にガスＡよりも高い圧力でガスＢを導入する。
（３） 第３工程：次に、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内にガスＢを充填する。このとき、ガスＢに押されてプラグ３１が圧縮した状態でタンク４内に発射され、パイプ４ａの内壁に密着してパイプ４ａ内を通り、同時に、プラグ３１に押されてガスＡがタンク４外へ取り出される。
（４） 第４工程：次に、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。この場合、プラグ３１が発射されてプラグ回収装置３３に達する間、プラグ３１が圧縮してパイプ４ａの内壁に密着した状態でタンク４を通過するので、ガスＡをタンク４外に完全に押し出し、タンク４内を清掃する。従って、ガスＡが混入することなく、ガスＢをタンク４に充填することができ、ガスＡがガスＢに交換される。
（５） タンク入口弁５を閉じる時期は、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、ガスＢを必要量充填した任意の時点で良い。
【０１１３】
［第５実施例：ＬＰＧ船によるガス併用運搬への適用例］
上記第４実施例の流体貯蔵方法をＬＰＧ船１によるガス併用運搬に適用することにより、ＬＰＧとＣＯ２ ガスとを相互に交換することができる。この場合、加圧式ＬＰＧ船１のＬＰＧ貯蔵用タンク２として、タンク４（流体貯蔵部をなすパイプ４ａと、パイプ４ａの一端に設けたタンク入口弁５と、パイプ４ａの他端に設けたタンク出口弁６とを有するタンク）を用い、このタンク４に、図１４に示したようにプラグ３１、プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３を組み合わせて用いる。プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３は、タンク４に着脱可能に接続されても、あるいは、固定的に接続されていても良い。
【０１１４】
先に図４を参照して説明したように、加圧式ＬＰＧ船１をＬＰＧ運搬と圧縮ＣＯ２ ガス運搬とに併用する場合、石油ガス受け入れ備蓄基地８にてＬＰＧを積み下ろした後、ＣＯ２ ガス搭載基地９にて圧縮ＣＯ２ ガスを搭載し、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地１０へ運搬する。また、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地１０にて圧縮ＣＯ２ ガスを積み下ろした後、石油ガス搭載設備７にてＬＰＧを搭載し、石油ガス受け入れ備蓄基地８へ運搬する。
【０１１５】
そこで、ＣＯ２ ガス搭載基地９では、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＣＯ２ ガス（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＯ２ ガスの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射及びタンク４に残留しているＬＰＧ（第１流体）の取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３０をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＬＰＧが一部残留していても、ＬＰＧをＣＯ２ ガスに完全に交換してＬＰＧ船１に搭載することができる。つまり、ＬＰＧ船１をＬＰＧ運搬とＣＯ２ ガス運搬とに併用する場合、ＣＯ２ ガス搭載基地９では、ＬＰＧを積み下ろしたタンク４内にＬＰＧの一部が残留しているが、上述した第４実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留したＬＰＧまたは石油ガスがガスＡとなり、ＣＯ２ ガスがガスＢとなるので、ＬＰＧまたは石油ガスが排除され、ＬＰＧが混入することなく高品位に、ＣＯ２ ガスをＬＰＧ船１のタンク４に搭載することができる。
【０１１６】
同様に、石油ガス搭載設備７では、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＬＰＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＬＰＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射及びタンク４に残留しているＣＯ２ ガス（第１流体）の取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＣＯ２ ガスが一部残留していても、ＣＯ２ ガスをＬＰＧに完全に交換してＬＰＧ船１に搭載することができる。つまり、石油ガス搭載設備７では、ＣＯ２ ガスを積み下ろしたタンク４内にＣＯ２ ガスの一部が残留しているが、上述した第４実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留したＣＯ２ ガスがガスＡとなり、ＬＰＧがガスＢとなるので、ＣＯ２ ガスが排除され、ＣＯ２ ガスが混入することなく高品位に、ＬＰＧをＬＰＧ船１のタンク４に搭載することができる。
【０１１７】
上記ではタンク４内に残留した第１流体を第２流体に交換しているが、タンク４、プラグ３１、プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３を用いることにより、ＬＰＧとＣＯ２ ガスとを直接相互に交換して、ＬＰＧ船１からのＬＰＧの積み下ろしとＬＰＧ船１へのＣＯ２ ガスの搭載を同時に行い、また、ＬＰＧ船１からのＣＯ２ ガスの積み下ろしとＬＰＧ船１へのＬＰＧの搭載を同時に行うことも可能である。この方法を以下に説明する。なお、この方法は、石油ガス受け入れ備蓄基地８とＣＯ２ ガス搭載基地９とが同じ場所にある場合、また、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地１０と石油ガス搭載設備７とが同じ場所にある場合に、特に有用である。
【０１１８】
ＬＰＧ（第１流体）をＬＰＧ船１から積み下ろす際、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＣＯ２ ガス（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＯ２ ガスの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＬＰＧの取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＬＰＧをＣＯ２ ガスに直接高品位に交換してＬＰＧの積み下ろしとＣＯ２ ガスの搭載を同時に行うことができる。同様に、ＣＯ２ ガス（第１流体）をＬＰＧ船１から積み下ろす際には、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＬＰＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＬＰＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＣＯ２ ガスの取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＣＯ２ ガスをＬＰＧに直接高品位に交換してＣＯ２ の積み下ろしとＬＰＧの搭載を同時に行うことができる。
【０１１９】
［第６実施例：ＣＮＧ船によるガス併用運搬への適用例］
ＣＮＧ船２１によるガス併用運搬においても、第５実施例と同様に、上記第４実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、ＣＮＧと液体ＣＯ２ とを相互に交換することができる。ＣＮＧ船２１の場合、ＣＮＧ貯蔵用タンクとして、タンク４（流体貯蔵部をなすパイプ４ａと、パイプ４ａの一端に設けたタンク入口弁５と、パイプ４ａの他端に設けたタンク出口弁６とを有するタンク）を用い、このタンク４に図１４に示したようにプラグ３１、プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３を組み合わせて用いる。プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３は、タンク４に着脱可能に接続されても、あるいは、固定的に接続されていても良い。
【０１２０】
先に図９を参照して説明したように、ＣＮＧ船１をＣＮＧ運搬と液体ＣＯ２ 運搬とに併用する場合、天然ガス受け入れ備蓄基地２３にてＣＮＧを積み下ろした後、液体ＣＯ２ 搭載基地２４にて液体ＣＯ２ を搭載し、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地２５へ運搬する。また、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地２５にて液体ＣＯ２ を積み下ろした後、天然ガス搭載設備２２にてＣＮＧを搭載し、天然ガス受け入れ備蓄基地２３へ運搬する。
【０１２１】
そこで、液体ＣＯ２ 搭載基地２４では、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、液体ＣＯ２ （第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内への液体ＣＯ２ の充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留しているＣＮＧ（第１流体）の取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＣＮＧまたは天然ガスが一部残留していても、ＣＮＧを液体ＣＯ２ に完全に交換してＣＮＧ船２１に搭載することができる。つまり、ＣＮＧ船２１をＣＮＧ運搬と液体ＣＯ２ 運搬とに併用する場合、液体ＣＯ２ 搭載基地２４では、ＣＮＧを積み下ろしたタンク４内にＣＮＧの一部が残留しているが、上述した第４実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、ＣＮＧまたは天然ガスがガスＡとなり、液体ＣＯ２ がガスＢとなるので、ＣＮＧまたは天然ガスがが排除され、ＣＮＧが混入することなく高品位に、液体ＣＯ２ をＣＮＧ船２１のタンク４に搭載することができる。
【０１２２】
同様に、天然ガス搭載設備２２では、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＣＮＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＮＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留している液体ＣＯ２ （第１流体）の取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４に液体ＣＯ２ またはＣＯ２ ガスが一部残留していても、液体ＣＯ２ をＣＮＧに完全に交換してＣＮＧ船２１に搭載することができる。つまり、天然ガス搭載設備２２では、液体ＣＯ２ を積み下ろしたタンク４内に液体ＣＯ２ の一部が残留しているが、上述した第４実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、液体ＣＯ２ またはＣＯ２ ガスがガスＡとなり、ＣＮＧがガスＢとなるので、液体ＣＯ２ またはＣＯ２ ガスが排除され、液体ＣＯ２ が混入することなく高品位に、ＣＮＧをＣＮＧ船２１のタンク４に搭載することができる。
【０１２３】
上記ではタンク４内に残留した第１流体を第２流体に交換しているが、タンク４、プラグ３１、プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３を用いることにより、ＣＮＧと液体ＣＯ２ とを直接相互に交換して、ＣＮＧ船２１からのＣＮＧの積み下ろしとＣＮＧ船２１への液体ＣＯ２ の搭載を同時に行い、また、ＣＮＧ船１からの液体ＣＯ２ の積み下ろしとＣＮＧ船２１へのＣＮＧの搭載を同時に行うことも可能である。この方法を以下に説明する。なお、この方法は、天然ガス受け入れ備蓄基地２３と液体ＣＯ２ 搭載基地２４とが同じ場所にある場合、また、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地２５と天然ガス搭載設備２２とが同じ場所にある場合に、特に、有用である。
【０１２４】
ＣＮＧ（第１流体）をＣＮＧ船２１から積み下ろす際、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、液体ＣＯ２ （第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内への液体ＣＯ２ の充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＣＮＧの取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＣＮＧを液体ＣＯ２ に直接交換してＣＮＧの積み下ろしと液体ＣＯ２ の搭載を同時に行うことができる。同様に、液体ＣＯ２ （第１流体）をＣＮＧ船２１から積み下ろす際には、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＣＮＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＮＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からの液体ＣＯ２ の取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク１内の液体ＣＯ２ をＣＮＧに直接交換して液体ＣＯ２ の積み下ろしとＣＮＧの搭載を同時に行うことができる。
【０１２５】
［第７実施例：流体貯蔵装置の具体例］
本発明の第７実施例として、プラグ発射装置３１の具体的な構造を図１６を参照して、また、プラグ回収装置３２の具体的な構造を図１７を参照して説明する。
【０１２６】
図１６において、プラグ発射装置３２は、タンク入口弁５に接続される流体出口弁３４と、流体出口流路（プラグ発射装置側流体出口流路）３５と、流体出口流路３５に連通したプラグ挿入部３６と、開閉可能なプラグ挿入口３７と、流体入口弁３８とを有している。流体出口弁３４の内径はプラグ３１が抵抗なく通過できるように、プラグ３１の外径より大きくしている。
【０１２７】
流体出口流路３５は流体出口弁３４に、該流体出口弁３４の上流側で連通しており、その内径はパイプ４ａと同じにしている。
【０１２８】
プラグ挿入部３６はその内部にプラグ挿入用空間を形成したものであり、流体出口流路３５にその上流側で連通している。
【０１２９】
プラグ挿入用空間は流体出口流路３５側ではパイプ４ａと同内径であるが、流体出口流路３５から離れるほど内径が広がるテーパ形状にしてプラグ３１の挿入を容易にしている。
【０１３０】
プラグ挿入口３７はプラグ挿入部３６のうち、流体出口流路３５とは反対側に設けている。本例では、プラグ挿入口３７にフランジを用いている。流体入口弁３８はプラグ挿入部３６のうち、流体出口流路３５とプラグ挿入口３７との間にて、プラグ挿入部３６に設けている。
【０１３１】
更に、本例のプラグ発射装置３２では、流体出口弁３４とタンク入口弁５との接続用パイプ３９にフランジ４０を備え、このフランジ４０を接続手段として、流体出口弁３４とタンク入口弁５とを着脱可能に接続するようにしている。これにより、必要なときにプラグ発射装置３２をタンク４に装着することができる。流体出口弁３４をタンク入口弁５に固定的に接続しても良いことはいうまでもない。
【０１３２】
次に、図１７において、プラグ回収装置３３は、プラグ回収部４１と、開閉可能なプラグ取出口４２と、流体出口流路（プラグ回収装置側流体出口流路）４３と、流体閉鎖弁４４と、プラグ用ストッパ４５とを有している。
【０１３３】
プラグ回収部４１はその内部にプラグ回収用空間を形成したものであり、タンク出口弁６に接続用パイプ４６を介して着脱可能に接続される。これにより、必要なときに、プラグ回収装置３３をタンク４に装着することができる。プラグ回収装置３３をタンク出口弁６に固定的に接続しても良いことはいうまでもない。プラグ回収部４１はプラグ３１より十分内径が大きい円筒形状をしている。接続用パイプ４６の内径はプラグ３１が通過し易いように、プラグ３１の外径より大きくしている。
【０１３４】
本例では、プラグ回収部４１の内部を目視できるように、一部を透明部材にしている。
【０１３５】
プラグ取出口４２はプラグ回収部４１の周囲に設けてある。
【０１３６】
流体出口流路４３は、接続用パイプ４６に対して丁度反対側にて、プラグ回収部４１に設けている。
【０１３７】
流体閉鎖弁４４は流体出口流路４３の出口に設けている。
【０１３８】
ストッパ４５は流体出口流路４３の入口に設けている。ストッパ４５は流体は通すが、プラグ３１の通過を阻止するためのものであり、本例では、棒を流体出口流路４３の入口に設けることでストッパ４５としている。
【０１３９】
ストッパ４５によりプラグ３１の通過を阻止できるので、流体出口流路４３及び流体閉鎖弁４４の内径はプラグ３１の外径より大きくても構わない。
【０１４０】
更に、本例のプラグ回収装置３３では、プラグ取出口４２として、プラグ回収部４１をタンク出口弁６側と流体閉鎖弁４４側とに２分するフランジを用いている。これにより、プラグの取出が容易である。
【０１４１】
［第８実施例：流体貯蔵方法］
次に、タンク４、図１６のプラグ発射装置３２及び図１７のプラグ回収装置３３からなる流体貯蔵装置を用いて、流体貯蔵装置内の第１流体（以下、ガスＡ）をこれとは異なる別の第２流体（以下、ガスＢ）に交換する際の流体貯蔵方法を説明する。この例でも、ガスＡはタンク４内に充填されているもの、あるいは、タンク４からガスＡを取り出した後に残存するガスであっても良い。
【０１４２】
図１６、図１７において、初期状態では、タンク入口弁５、タンク出口弁６、流体出口弁３４、プラグ挿入口３７、流体入口弁３８、プラグ取出口４２及び流体閉鎖弁４４は閉じているものとする。また、プラグ挿入部３６には流体入口弁３８を介して図示しないガスＢ源が接続されており、プラグ回収部４１には流体閉鎖弁４４を介して図示しないガスＡ取出用タンクが接続されているものとする。
（１） 第１工程：まず、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じる。
（２） 第２工程：次に、流体入口弁３８を開き、ガスＡよりも高い圧力でガスＢをプラグ発射装置３２（プラグ挿入部３６）に導入する。
（３） 第３工程：次に、流体出口弁３４、タンク入口弁５、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を開き、タンク４内にガスＢを充填する。このとき、ガスＢに押されてプラグ３１が圧縮した状態でタンク４内に発射され、同時に、プラグ３１に押されてガスＡがタンク４外へ取り出される。
この場合、流体出口弁３４、タンク入口弁５、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を開く順序は特に限定されないが、流体出口弁３４を開いてからタンク入口弁５を開き、タンク入口弁５を開くと同時またはその後にタンク出口弁６と流体閉鎖弁４４を同時に開くことにより、スムーズにガスＡが取り出される。
（４） 第４工程：次に、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３（プラグ回収部４１）から取り出す。この場合、プラグ３１が発射されてプラグ回収装置３３に達する間、プラグ３１が圧縮した状態でタンク４を通過するので、ガスＡをタンク４外に完全に押し出し、タンク４内を清掃する。従って、ガスＡが混入することなく、ガスＢをタンク４に充填することができ、ガスＡがガスＢに交換される。
（５） タンク入口弁５は、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、ガスＢを必要量充填した任意の時点で閉じれば良い。
（６） プラグ取出口４２は、プラグ３１を取り出した後の任意の時点で閉じれば良い。
【０１４３】
［第９実施例：ＬＰＧ船によるガス併用運搬への適用例］
上記第８実施例の流体貯蔵方法をＬＰＧ船１によるガス併用運搬に適用することで、ＬＰＧとＣＯ２ ガスとを相互に交換することができる。この場合、加圧式ＬＰＧ船１のＬＰＧ貯蔵用タンク２として、タンク４（流体貯蔵部をなすパイプ４ａと、パイプ４ａの一端に設けたタンク入口弁５と、パイプ４ａの他端に設けたタンク出口弁６とを有するタンク）を用い、このタンク４に、プラグ３１、図１６に示したプラグ発射装置３２、及び、図１７に示したプラグ回収装置３３を組み合わせて用いる。プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３は、タンク４に着脱可能に接続されても、あるいは、固定的に接続されていても良い。
【０１４４】
先にも述べたが、図４を参照して説明したように、加圧式ＬＰＧ船１をＬＰＧ運搬と圧縮ＣＯ２ ガス運搬とに併用する場合、石油ガス受け入れ備蓄基地８にてＬＰＧを積み下ろした後、ＣＯ２ ガス搭載基地９にて圧縮ＣＯ２ ガスを搭載し、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地１０へ運搬する。また、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地１０にて圧縮ＣＯ２ ガスを積み下ろした後、石油ガス搭載設備７にてＬＰＧを搭載し、石油ガス受け入れ備蓄基地８へ運搬する。
【０１４５】
そこで、ＣＯ２ ガス搭載基地９では、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることで、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填する。次に、流体入口弁３８を開き、ＣＯ２ ガス（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＯ２ ガスの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留しているＬＰＧ（第１流体）の取出を行う。プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＬＰＧが一部残留していても、ＬＰＧをＣＯ２ ガスに完全に交換してＬＰＧ船１に搭載することができる。つまり、ＬＰＧ船１をＬＰＧ運搬とＣＯ２ ガス運搬とに併用する場合、ＣＯ２ ガス搭載基地９では、ＬＰＧを積み下ろしたタンク４内にＬＰＧの一部が残留しているが、上述した第８実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留したＬＰＧまたは石油ガスがガスＡとなり、ＣＯ２ ガスがガスＢとなるので、ＬＰＧまたは石油ガスが排除され、ＬＰＧが混入することなく高品位に、ＣＯ２ ガスをＬＰＧ船１のタンク４に搭載することができる。
【０１４６】
同様に、石油ガス搭載設備７では、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることで、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填する。次に、流体入口弁３８を開き、ＬＰＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＬＰＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留しているＣＯ２ ガス（第１流体）の取出を行う。プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＣＯ２ ガスが一部残留していても、ＣＯ２ ガスをＬＰＧに完全に交換してＬＰＧ船１に搭載することができる。つまり、石油ガス搭載設備７では、ＣＯ２ ガスを積み下ろしたタンク４内にＣＯ２ ガスの一部が残留しているが、上述した第８実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留したＣＯ２ ガスがガスＡとなり、ＬＰＧがガスＢとなるので、ＣＯ２ ガスが混入することなく高品位に、ＬＰＧをＬＰＧ船１のタンク４に搭載することができる。
【０１４７】
上記ではタンク４内に残留した第１流体を第２流体に交換しているが、タンク４、プラグ３１、図１６のプラグ発射装置３２及び図１７のプラグ回収装置３２を用いることにより、ＬＰＧとＣＯ２ ガスとを直接相互に交換して、ＬＰＧ船１からのＬＰＧの積み下ろしとＬＰＧ船１へのＣＯ２ ガスの搭載を同時に行い、また、ＬＰＧ船１からのＣＯ２ ガスの積み下ろしとＬＰＧ船１へのＬＰＧの搭載を同時に行うことも可能である。この方法を以下に説明する。この方法は、石油ガス受け入れ備蓄基地８とＣＯ２ ガス搭載基地９とが同じ場所にある場合、また、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地１０と石油ガス搭載設備７とが同じ場所にある場合に、特に有用である。
【０１４８】
ＬＰＧ（第１流体）をＬＰＧ船１から積み下ろす際、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることにより、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填すれる。次に、流体入口弁３８を開いてＣＯ２ ガス（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＯ２ ガスの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＬＰＧの取出を行う。そして、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＬＰＧをＣＯ２ ガスに直接高品位に交換してＬＰＧの積み下ろしとＣＯ２ ガスの搭載を同時に行うことができる。同様に、ＣＯ２ ガス（第１流体）をＬＰＧ船１から積み下ろす際には、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることにより、プラグ３１をプラグ発射装置３３に装填する。次に、流体入口弁３８を開いてＬＰＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＬＰＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＣＯ２ ガスの取出を行う。そして、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＣＯ２ ガスをＬＰＧに高品位に直接交換してＣＯ２ の積み下ろしとＬＰＧの搭載を同時に行うことができる。
【０１４９】
［第１０実施例：ＣＮＧ船によるガス併用運搬への適用例］
ＣＮＧ船２１によるガス併用運搬においても、第９実施例と同様に、上記第８実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、ＣＮＧと液体ＣＯ２ とを相互に交換することができる。ＣＮＧ船２１の場合、ＣＮＧ貯蔵用タンクとして、タンク４（流体貯蔵部をなすパイプ４ａと、パイプ４ａの一端に設けたタンク入口弁５と、パイプ４ａの他端に設けたタンク出口弁６とを有するタンク）を用い、このタンク４にプラグ３１、図１６のプラグ発射装置３２及び図１７プラグ回収装置３３を組み合わせて用いる。プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３は、タンク４に着脱可能に接続されても、あるいは、固定的に接続されていても良い。
【０１５０】
先に図９を参照して説明したように、ＣＮＧ船２１をＣＮＧ運搬と液体ＣＯ２ 運搬とに併用する場合、天然ガス受け入れ備蓄基地２３にてＣＮＧを積み下ろした後、液体ＣＯ２ 搭載基地２４にて液体ＣＯ２ を搭載し、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地２５へ運搬する。また、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地２５にて液体ＣＯ２ を積み下ろした後、天然ガス搭載設備２２にてＣＮＧを搭載し、天然ガス受け入れ備蓄基地２３へ運搬する。
【０１５１】
そこで、液体ＣＯ２ 搭載基地２４では、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることで、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填する。次に、流体入口弁３８を開き、液体ＣＯ２ （第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内への液体ＣＯ２ の充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留しているＣＮＧ（第１流体）の取出を行う。プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＣＮＧが一部残留していても、ＣＮＧを液体ＣＯ２ に完全に交換してＣＮＧ船２１に搭載することができる。つまり、ＣＮＧ船１をＣＮＧ運搬と液体ＣＯ２ 運搬とに併用する場合、液体ＣＯ２ 搭載基地２４では、ＣＮＧを積み下ろしたタンク４内にＣＮＧの一部が残留しているが、上述した第８実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留したＣＮＧまたは天然ガスがガスＡとなり、液体ＣＯ２ がガスＢとなるので、ＣＮＧまたは天然ガスが排除され、ＣＮＧが混入することなく高品位に、液体ＣＯ２ をＣＮＧ船２１のタンク４に搭載することができる。
【０１５２】
同様に、天然ガス搭載設備２２では、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることで、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填する。次に、流体入口弁３８を開き、ＣＮＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＮＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留している液体ＣＯ２ （第１流体）の取出を行う。プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４に液体ＣＯ２ またはＣＯ２ ガスが一部残留していても、液体ＣＯ２ をＣＮＧに完全に交換してＣＮＧ船２１に搭載することができる。つまり、天然ガス搭載設備２２では、液体ＣＯ２ を積み下ろしたタンク４内に液体ＣＯ２ またはＣＯ２ ガスが一部残留しているが、上述した第８実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留した液体ＣＯ２ またはＣＯ２ ガスがガスＡとなり、ＣＮＧがガスＢとなるので、液体ＣＯ２ またはＣＯ２ ガスが排除され、液体ＣＯ２ が混入することなく高品位に、ＣＮＧをＣＮＧ船２１のタンク４に搭載することができる。
【０１５３】
上記ではタンク４内に残留した第１流体を第２流体に交換しているが、タンク４、プラグ３１、図１６のプラグ発射装置３２及び図１７のプラグ回収装置３２を用いることにより、ＣＮＧとＣＯ２ ガスとを直接相互に交換して、ＣＮＧ船２１からのＣＮＧの積み下ろしとＣＮＧ船２１への液体ＣＯ２ の搭載を同時に行い、また、ＣＮＧ船２１からの液体ＣＯ２ の積み下ろしとＣＮＧ船２１へのＣＮＧの搭載を同時に行うことも可能である。この方法を以下に説明する。この方法は、天然ガス受け入れ備蓄基地２３と液体ＣＯ２ 搭載基地２４とが同じ場所にある場合、また、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地２５と天然ガス搭載設備２２とが同じ場所にある場合に、特に有用である。
【０１５４】
ＣＮＧ（第１流体）をＣＮＧ船２１から積み下ろす際、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることにより、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填すれる。次に、流体入口弁３８を開いて液体ＣＯ２ （第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内への液体ＣＯ２ の充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＣＮＧの取出を行う。そして、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＣＮＧを液体ＣＯ２ に直接高品位に交換してＣＮＧの積み下ろしと液体ＣＯ２ の搭載を同時に行うことができる。同様に、液体ＣＯ２ （第１流体）をＣＮＧ船１から積み下ろす際には、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることにより、プラグ３１をプラグ発射装置３３に装填する。次に、流体入口弁３８を開いてＣＮＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＮＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からの液体ＣＯ２ の取出を行う。そして、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内の液体ＣＯ２ をＣＮＧに高品位に直接交換して液体ＣＯ２ の積み下ろしとＣＮＧの搭載を同時に行うことができる。
【０１５５】
［第１１実施例：流体貯蔵方法］
次に、図１８を参照して、図１６のプラグ発射装置３２を使用して、タンク４に第１流体、第２流体及び第３流体を充填する流体貯蔵方法を本発明の第１１実施例として説明する。本例ではｎは３で、第１流体をガスＡ、第２流体をガスＢ、第３流体をガスＣとする。
【０１５６】
図１６、図１８において、初期状態では、タンク入口弁５、タンク出口弁６、流体出口弁３４、プラグ挿入口３７、流体入口弁３８は閉じているものとする。また、プラグ挿入部３６には、流体入口弁３８と、図示しない切り替え弁とを介して、図示しないガスＡ源、ガスＢ源、ガスＣ源が接続されているものとする。
（１） 第１工程：まず、切り替え弁によりガスＡ源を選択し、タンク入口弁５、流体出口弁３４及び流体入口弁３８を開き、流体入口弁３８からタンク４内にガスＡを必要な量充填する。
（２） 第２工程：次に、タンク入口弁５、流体出口弁３４及び流体入口３８を閉じ、プラグ挿入口３７を開いてプラグ挿入部３６を通してプラグ３１Ａを流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じる。
（３） 第３工程：次に、切り替え弁によりガスＢ源を選択し、流体入口弁３８を開き、プラグ挿入部３６にガスＡよりも高い圧力で次の流体（ガスＢ）を導入する。
（４） 第４工程：次に、タンク入口弁５と流体出口弁３４を開き、タンク４内へガスＢを必要な量充填する。このとき、ガスＢに押されてプラグ３１Ａが圧縮された状態でタンク４内に発射され、同時に、プラグ３１Ａに押されてガスＡの体積が小さくなり、やがて、ガスＡの圧力がガスＢの圧力とバランスし、プラグ３１Ａがタンク４内で停止する。
（５） 本例ではｎが３であるから、上記第２工程、第３程及び第４工程をガスＣ（第３流体）まで繰り返し、最後にタンク入口弁５を閉じる。流体出口弁３４及び流体入口３８も閉じる。即ち、タンク入口弁５、流体出口弁３４及び流体入口３８を閉じ、プラグ挿入口３７を開いてプラグ挿入部３６を通してプラグ３１Ｂを流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じる。次に、切り替え弁によりガスＣ源を選択し、流体入口弁３８を開き、プラグ挿入部３６にタンク内のガスＡ、Ｂの圧力よりも高い圧力で次の流体（ガスＣ）を導入する。タンク入口弁５と流体出口弁３４を開き、タンク４内へガスＣを必要な量充填し、タンク入口弁５、流体出口弁３４及び流体入口３８を閉じる。このとき、ガスＣに押されてプラグ３１Ｂが圧縮された状態でタンク４内に発射され、同時に、プラグ３１Ｂに押されてガスＡ、ガスＢの体積が小さくなり、やがて、タンク内圧（ガスＡ、Ｂの圧力）がガスＣの圧力とバランスし、プラグ３１Ｂがタンク４内で停止する。
【０１５７】
このように、タンク４内ではプラグ３１Ａ、３１Ｂが圧縮されてパイプ４ａの内壁に密着した状態なので、ガスＡ、ガスＢ、ガスＣを分離して貯蔵することができる。
【０１５８】
［第１２実施例：流体貯蔵方法］
次に、図１９を参照して、図１７のプラグ回収装置３３を使用して、タンク４から第１流体、第２流体及び第３流体を取り出す流体貯蔵方法を本発明の第１２実施例として説明する。本例ではｎは３で、第１流体をガスＡ、第２流体をガスＢ、第３流体をガスＣとし、これらは第１１実施例の流体貯蔵方法により予めタンク４に充填されているものとする。
【０１５９】
図１７、図１９において、初期状態では、タンク入口弁５、タンク出口弁６、プラグ取出口４２及び流体閉鎖弁４４は閉じているものとする。
（１） 第１工程：流体閉鎖弁４４の出口側に切り替え弁４７を介して第１取出用タンク４８Ａ、第２取出用タンク４８Ｂ、第３取出用タンク４８Ｃを接続する。ここで、第１取出用タンク４８ＡはガスＡを取り出すためのもの、第２取出用タンク４８ＢはガスＢを取り出すためのものであり、第３取出用タンク４８ＣはガスＣを取り出すためのものとする。
（２） 第２工程：切り替え弁４７で第１取出用タンク４８Ａを選択し、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を開いてガスＡを第１取出用タンク４８Ａに取り出し、その後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じる。次に、切り替え弁４７で第２取出用タンク４８Ｂを選択し、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を開いてガスＢを第２取出用タンク４８Ｂに取り出し、その後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じる。次に、切り替え弁４７で第３取出用タンク４８Ｃを選択し、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を開いてガスＣを第３取出用タンク４８Ｃに取り出し、その後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じる。要するに、ガスＡ、ガスＢ及びガスＣ（ｊを１からｎ（本例ではｎ＝３）までの整数とするとき、各第ｊ流体）について、切り替え弁４７の順次切り替えと、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４の開閉とにより、第ｊ取出用タンク４８Ａ、４８Ｂ、４８Ｃに夫々に対応するガスＡ、ガスＢ、ガスＣを取り出す。
（３） 第３工程：ガスＡの取出の際、プラグ３１Ａがプラグ回収部４１に達したときタンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１Ａを取り出し、その後、プラグ取出口４２を閉じる。同様に、ガスＢの取出の際、プラグ３１Ｂがプラグ回収部４１に達したときタンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１Ｂを取り出し、その後、プラグ取出口４２を閉じる。要するに、ガスＡとガスＢ（第１流体から第ｎ−１流体まで）の取出については、プラグ３１Ａ、３１Ｂがプラグ回収部４１に達したとき毎に、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１Ａ、３１Ｂを取り出し、その後、プラグ取出口４２を閉じる。
【０１６０】
従って、タンク４内のガスＡ、ガスＢ、ガスＣを分離して取り出すことができる。
【０１６１】
［第１３実施例：流体貯蔵方法］
次に、本発明の第１３実施例に係る流体貯蔵方法を説明する。本例の流体貯蔵方法は、第１２実施例と比べると、プラグ３１Ａ、３１Ｂの取出方法が異なり、他は同じである。
【０１６２】
即ち、上記第１２実施例では第３工程にて、ガスＡとガスＢを取り出す毎に、プラグ３１Ａ、３１Ｂを取り出しているが、本例ではこれに代えて、ガスＡの取出の際、プラグ３１Ａがプラグ回収部４１に達したときタンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じるだけで、プラグ３１Ａを取り出さない。同様に、ガスＢの取出の際、プラグ３１Ｂがプラグ回収部４１に達したときタンク出口弁５及び流体閉鎖弁４４を閉じるだけで、プラグ３１Ｂを取り出さない。そして、最後のガスＣの取出後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いて全てのプラグ３１Ａ、３１Ｂをまとめて取り出す。プラグ取出口４２はその後閉じる。
【０１６３】
要するに、ガスＡとガスＢ（第１流体から第ｎ−１流体まで）の取出については、プラグ３１Ａ、３１Ｂがプラグ回収部４１に達したとき毎に、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、ガスＣ（第ｎ流体）の取り出し後に、プラグ取出口４２を開いてプラグ回収部４１に達した全てのプラグ３１Ａ、３１Ｂをまとめて取り出す。この場合も、タンク４内のガスＡ、ガスＢ、ガスＣを分離して取り出すことができる。
【０１６４】
以上の説明では流体をガスとしたが、液体等、任意の流体の貯蔵に本発明を適用することができる。
【０１６５】
【発明の効果】
第１発明のＣＯ２ 運搬方法は、ＣＯ２ を、ＣＯ２ 専用輸送船以外の既存ガス輸送船を利用して運搬するので、長いパイプラインを建設したり、ＣＯ２ 専用輸送船を建造することなく、ＣＯ２ を運搬することができる。
【０１６６】
第２発明のＣＯ２ 運搬方法は、第１発明において、前記既存ガス輸送船が液化石油ガスを輸送するＬＰＧ船なので、ＣＯ２ ガスを運搬することができる。
【０１６７】
第３発明のＣＯ２ 運搬方法は、第２発明において、ＬＰＧ船が加圧式ＬＰＧ船であるので、冷却式ＬＰＧ船に比べて、タンクの容積が同一であれば多量のＣＯ２ ガスを運搬することができる。
【０１６８】
第４発明のＣＯ２ 運搬方法は、第２発明において、ＬＰＧ船からそれに搭載済みの液化石油ガスを石油ガス受け入れ基地にて積み下ろし、その後、ＣＯ２ ガス搭載基地にてＬＰＧ船にＣＯ２ ガスを搭載し、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地まで運搬するので、ＬＰＧ船の利用効率が良い。
【０１６９】
第５発明のＣＯ２ 運搬方法は、第４発明において、ＣＯ２ ガス搭載基地にＣＯ２ ガスを貯蔵するタンクと、ガス圧縮ポンプとを備えておき、タンクに貯蔵されているＣＯ２ ガスをガス圧縮ポンプにより圧縮してＬＰＧ船に搭載するので、ＣＯ２ ガスタンク及びガス圧縮ポンプには通常の技術で製造されるものを使用することができ、ＣＯ２ ガス搭載に要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７０】
第６発明のＣＯ２ 運搬方法は、第４発明において、ＣＯ２ ガス搭載基地に液体ＣＯ２ を貯蔵するタンクと、気化器と、圧力調整弁とを備えておき、タンクに貯蔵されている液体ＣＯ２ を気化器により気化してＬＰＧ船の貯蔵圧より大きな充填圧を発生させ、圧力調整弁でＣＯ２ ガスの圧力を調整してＬＰＧ船に搭載するので、液体ＣＯ２ タンク、気化器及び圧力調整弁には通常の技術で製造されるものを使用することができ、ＣＯ２ ガス搭載に要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７１】
第７発明のＣＯ２ 運搬方法は、第４発明において、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地にガス輸送ポンプと、ＣＯ２ ガスを貯蔵するタンクとを備えておき、ＬＰＧ船に搭載されているＣＯ２ ガスをガス輸送ポンプでタンクに送るので、ガス輸送ポンプ及びＣＯ２ ガスタンクには通常の技術で製造されるものを使用することができ、ＣＯ２ ガス積み下しに要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７２】
第８発明のＣＯ２ 運搬方法は、第４発明において、ＣＯ２ ガス積み下ろし基地にガス圧縮ポンプと、液化器と、液体ＣＯ２ を貯蔵するタンクを備えておき、ＬＰＧ船に搭載されているＣＯ２ ガスをガス圧縮ポンプで液化器に送り、液化器で液化してタンクに送るので、ガス圧縮ポンプ、気化器及び液体ＣＯ２ タンクには通常の技術で製造されるものを使用することができ、ＣＯ２ ガス積み下しに要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７３】
第９発明のＣＯ２ 運搬方法は、第１発明において、前記既存ガス輸送船が圧縮天然ガスを輸送するＣＮＧ船であり、液体ＣＯ２ をＣＮＧ船で運搬するので、気体輸送に比べて、タンク容積が同一であれば多量のＣＯ２ を運搬することができる。ことを特徴とする。
【０１７４】
第１０発明のＣＯ２ 運搬方法は、第９発明において、ＣＮＧ船からそれに搭載済みの圧縮天然ガスを天然ガス受け入れ基地にて積み下ろし、その後、液体ＣＯ２ 搭載基地にてＣＮＧ船に液体ＣＯ２ を搭載し、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地まで運搬するので、ＣＮＧ船の利用効率が良い。
【０１７５】
第１１発明のＣＯ２ 運搬方法は、第１０発明において、液体ＣＯ２ 搭載基地にＣＯ２ ガスを貯蔵するタンクと、ガス圧縮ポンプとを備えておき、タンクに貯蔵されているＣＯ２ ガスをガス圧縮ポンプにより常温のまま加圧して液化し、ＣＮＧ船に搭載するので、ＣＯ２ ガスタンク及びガス圧縮ポンプには通常の技術で製造されるものを使用することができ、液体ＣＯ２ 搭載に要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７６】
第１２発明のＣＯ２ 運搬方法は、第１０発明において、液体ＣＯ２ 搭載基地に液体ＣＯ２ を貯蔵するタンクと、液体圧縮ポンプを備えておき、タンクに貯蔵されている液体ＣＯ２ を液体圧縮ポンプで圧送してＣＮＧ船に搭載するので、液体ＣＯ２ タンク及び液体圧縮ポンプには通常の技術で製造されるものを使用することができ、液体ＣＯ２ 搭載に要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７７】
第１３発明のＣＯ２ 運搬方法は、第１０発明において、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地に気化器と、圧力調整弁と、ＣＯ２ ガスを貯蔵するタンクとを備えておき、ＣＮＧ船に搭載されている液体ＣＯ２ を気化器で気化し、圧力調整弁でＣＯ２ ガスの圧力を調整してタンクに送るので、気化器、圧力調整弁及びＣＯ２ ガスタンクには通常の技術で製造されるものを使用することができ、液体ＣＯ２ 積み下しに要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７８】
第１４発明のＣＯ２ 運搬方法は、第１０発明において、液体ＣＯ２ 積み下ろし基地に液体輸送ポンプと、液体ＣＯ２ を貯蔵するタンクとを備えておき、ＣＮＧ船に搭載されている液体ＣＯ２ を液体輸送ポンプでタンクに送るので、液体輸送ポンプ及び液体ＣＯ２ タンクには通常の技術で製造されるものを使用することができ、液体ＣＯ２ 積み下しに要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７９】
第１５発明は、第２発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＬＰＧ船の液化石油ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、液化石油ガス及びＣＯ２ ガスのうちタンクに搭載されている方の流体（以下、第１流体）をＬＰＧ船から積み下ろした後、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、液化石油ガス及びＣＯ２ ガスのうちタンクに搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクに残留している第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンクに残留する第１流体を第２流体に交換して第２流体をＬＰＧ船に搭載するので、タンクに残留した液化石油ガスまたはＣＯ２ ガスを排除し、液化石油ガスまたはＣＯ２ ガスが混入することなく高品位に、ＣＯ２ ガスまたは液化石油ガスをＬＰＧ船に搭載することができる。
【０１８０】
第１６発明は、第１５発明のＣＯ２ 運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの残留する第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すので、タンクに残留した液化石油ガスまたはＣＯ２ ガスを排除し、液化石油ガスまたはＣＯ２ ガスが混入することなく高品位に、ＣＯ２ ガスまたは液化石油ガスをＬＰＧ船に搭載することができる。
【０１８１】
第１７発明は、第２発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＬＰＧ船の液化石油ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、液化石油ガス及びＣＯ２ ガスのうちＬＰＧ船に搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射、及び、液化石油ガス及びＣＯ２ ガスのうちＬＰＧ船に搭載されている方の流体（以下、第１流体）の前記タンクからの取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンク内の第１流体を第２流体に交換して第１流体の積み下ろしと第２流体の搭載を同時に行うので、液化石油ガスまたはＣＯ２ ガスをタンクに残留することなく取り出し、液化石油ガスまたはＣＯ２ ガスが混入することなく高品位に、ＣＯ２ ガスまたは液化石油ガスをＬＰＧ船に搭載することができる。
【０１８２】
第１８発明は、第１７発明のＣＯ２ 運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すので、液化石油ガスまたはＣＯ２ ガスをタンクに残留することなく取り出し、液化石油ガスまたはＣＯ２ ガスが混入することなく高品位に、ＣＯ２ ガスまたは液化石油ガスをＬＰＧ船に搭載することができる。
【０１８３】
第１９発明は、第９発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＣＮＧ船の圧縮天然ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２ のうちタンクに搭載されている方の流体（以下、第１流体）をＣＮＧ船から積み下ろした後、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２ のうちタンクに搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクに残留している第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンクに残留する第１流体を第２流体に交換して第２流体をＬＰＧ船に搭載するので、タンクに残留した圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２ を排除し、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２ が混入することなく高品位に、液体ＣＯ２ または圧縮天然ガスをＣＮＧ船に搭載することができる。
【０１８４】
第２０発明は、第１９発明のＣＯ２ 運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの残留する第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すので、タンクに残留した圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２ を排除し、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２ が混入することなく高品位に、液体ＣＯ２ または圧縮天然ガスをＣＮＧ船に搭載することができる。
【０１８５】
第２１発明は、第９発明のＣＯ２ 運搬方法において、ＣＮＧ船の圧縮天然ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２ のうちＣＮＧ船に搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射、及び、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２ のうちＣＮＧ船に搭載されている方の流体（以下、第１流体）の前記タンクからの取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンク内の第１流体を第２流体に交換して第１流体の積み下ろしと第２流体の搭載を同時に行うので、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２ をタンクに残留することなく取り出し、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２ が混入することなく高品位に、液体ＣＯ２ または圧縮天然ガスをＣＮＧ船に搭載することができる。
【０１８６】
第２２発明は、第２１発明のＣＯ２ 運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すので、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２ をタンクに残留することなく取り出し、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２ が混入することなく高品位に、液体ＣＯ２ または圧縮天然ガスをＣＮＧ船に搭載することができる。
【０１８７】
第２３発明の流体貯蔵装置は、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクと、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを具備するので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、交換したり、分離して貯蔵することができる。
【０１８８】
第２４発明は、第１発明の流体貯蔵装置において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有するので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、交換したり、分離して貯蔵することができる。
【０１８９】
第２５発明は、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンク内に、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を発射するプラグ発射装置であり、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通する流体出口流路と、前記流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを具備するので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、分離して貯蔵することができる。
【０１９０】
第２６発明は、第２５発明のプラグ発射装置において、前記流体出口弁と前記タンク入口弁とを着脱可能に接続する接続手段を有するので、必要なときにプラグ発射装置をタンクに装着することができる。
【０１９１】
第２７発明は、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンク内から、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を回収するプラグ回収装置であり、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けた流体出口流路と、前記流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパを具備するので、同一のタンクに貯蔵されている異なる流体を混入することなく、分離して取り出すことができる。
【０１９２】
第２８発明は、第２７発明のプラグ回収装置において、前記プラグ取出口が前記プラグ回収部を前記タンク出口弁側と前記流体閉鎖弁側とに２分するフランジであるので、プラグの取出が容易である。
【０１９３】
第２９発明は、第２３発明の流体貯蔵装置を使用する流体貯蔵方法であり、この流体貯蔵装置内の流体（以下、第１流体）を第１流体とは別の流体（以下、第２流体）に交換する際に、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、前記プラグ発射装置に第２流体を導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とを具備するので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、交換したり、分離して貯蔵することができる。
【０１９４】
第３０発明は、第２４発明の流体貯蔵装置を使用する流体貯蔵方法であり、この流体貯蔵装置内の流体（以下、第１流体）を第１流体とは別の流体（以下、第２流体）に交換する際に、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じる第１工程と、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とを具備するので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、交換したり、分離して貯蔵することができる。
【０１９５】
第３１発明は、第２５発明のプラグ発射装置を使用する流体貯蔵方法であり、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクに第１流体から第ｎ（ｎは２以上の整数）流体を貯蔵する際に、前記タンク入口弁、前記流体出口弁及び前記流体入口弁を開き、前記流体入口弁から前記タンク内に前記第１流体を充填する第１工程と、前記タンク入口弁、前記流体出口弁及び前記流体入口弁を閉じ、前記プラグ挿入口を開いて前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じる第２工程と、前記流体入口弁を開き、前記プラグ挿入部に次の流体（以下、次流体）を導入する第３工程と、前記タンク入口弁を開き、前記タンク内への前記次流体の充填及び前記タンク内への前記プラグの発射を行う第４工程とを具備し、ｎが３以上の場合、前記第２工程、前記第３程及び前記第４工程を第ｎ流体まで繰り返し、最後に前記タンク入口弁を閉じるので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、分離して貯蔵することができる。
【０１９６】
第３２発明は、第２７発明のプラグ回収装置を使用する流体貯蔵方法であり、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクから、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を間に挟んで順に貯蔵された第１流体から第ｎ（ｎは２以上の整数）流体を取り出す際に、前記流体閉鎖弁の出口側に切り替え弁を介して第１取出用タンクから第ｎ取出用タンクを接続する第１工程と、ｊを１からｎまでの整数とするとき、各第ｊ流体について、前記切り替え弁の順次切り替えと、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁の開閉とにより、第ｊ取出用タンクに取り出す第２工程と、第１流体から第ｎ−１流体までの取出については、前記プラグが前記プラグ回収部に達したとき毎に前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを取り出し、その後、前記プラグ取出口を閉じる第３工程とを具備するので、同一のタンクから異なる流体を混入することなく、取り出すことができる。
【０１９７】
第３３発明は、第３２発明の流体貯蔵方法であり、前記第３工程に代えて、第１流体から第ｎ−１流体までの取出については、前記プラグが前記プラグ回収部に達したとき毎に前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、第ｎ流体の取り出し後に、前記プラグ取出口を開いて前記プラグ回収部に達した全てのプラグを取り出す工程を具備するので、同一のタンクから異なる流体を混入することなく、取り出すことができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明で使用するＬＰＧ船の一例を示す図。
【図２】ＣＯ２ 状態図。
【図３】パイプを流体貯蔵部としたタンクの一例を示す図。
【図４】本発明により、ＬＰＧ船をＬＰＧの運搬とＣＯ２ ガスの運搬とに併用する例を示す図。
【図５】ＬＰＧ船へＣＯ２ ガスを搭載する一例を示す図。
【図６】ＬＰＧ船へＣＯ２ ガスを搭載する他の例を示す図。
【図７】ＬＰＧ船からＣＯ２ ガスを積み下ろす一例を示す図。
【図８】ＬＰＧ船からＣＯ２ ガスを積み下ろす他の例を示す図。
【図９】本発明により、ＣＮＧ船をＣＮＧの運搬と液体ＣＯ２ の運搬とに併用する例を示す図。
【図１０】ＣＮＧ船へ液体ＣＯ２ を搭載する一例を示す図。
【図１１】ＣＮＧ船へ液体ＣＯ２ を搭載する他の例を示す図。
【図１２】ＣＮＧ船から液体ＣＯ２ を積み下ろす一例を示す図。
【図１３】ＣＮＧ船から液体ＣＯ２ を積み下ろす他の例を示す図。
【図１４】本発明による流体貯蔵装置の基本的構成と２つの流体を交換して貯蔵する方法を示す図。
【図１５】プラグの一例を示す図。
【図１６】本発明によるプラグ発射装置の具体的構成を示す。
【図１７】本発明によるプラグ回収装置の具体的構成を示す。
【図１８】複数の流体をパイプを流体貯蔵部としたタンクに分離して貯蔵する方法を示す図。
【図１９】パイプを流体貯蔵部としたタンクに分離して貯蔵されている複数の流体を取り出す方法を示す図。
【符号の説明】
１ ＬＰＧ船
２ ＬＰＧ船のタンク
３ 加圧式ＬＰＧ船のタンク圧（１５ｋｇ／ｃｍ２ ）と温度（常温：２０±２０°Ｃ）を示す線
４ パイプを流体貯蔵部とするタンク
４ａ パイプ
５ タンク入口弁
６ タンク出口弁
７ 石油ガス搭載設備
８ 石油ガス受け入れ備蓄基地
９ ＣＯ２ ガス搭載基地
１０ ＣＯ２ ガス積み下ろし基地
１１ ＥＯＲ（石油増進回収）への利用
１２ 地中隔離処理や海中隔離処理
１３ ＣＯ２ ガスタンク
１４ ガス圧縮ポンプ
１５ 液体ＣＯ２ タンク
１６ 気化器
１７ 圧力調整弁
１８ 逆止弁
１９ ガス輸送ポンプ
２０ 液化器（冷凍機）
２１ ＣＮＧ船
２２ 天然ガス搭載設備
２３ 天然ガス受け入れ備蓄基地
２４ 液体ＣＯ２ 搭載基地
２５ 液体ＣＯ２ 積み下ろし基地
２６ 液体圧縮ポンプ
２７ 液体輸送ポンプ
２８ 減圧弁
２９ 冷凍機
３０ 帰還流路
３０ａ 排圧弁
３１、３１Ａ、３１Ｂ プラグ
３２ プラグ発射装置
３３ プラグ回収装置
３４ 流体出口弁
３５ 流体出口流路（プラグ発射装置側流体出口流路）
３６ プラグ挿入部
３７ プラグ挿入口
３８ 流体入口弁
３９ 接続用パイプ
４０ フランジ
４１ プラグ回収部
４２ プラグ取出口
４３ 流体出口流路（プラグ回収装置側流体出口流路）
４４ 流体閉鎖弁
４５ ストッパ
４６ 接続用パイプ
４７ 切り替え弁
４８Ａ、４８Ｂ、４８Ｃ 取出用タンク
Ａ、Ｂ、Ｃ ガス[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to CO 2 (Carbon dioxide) transported by ship, and a pipe with a fluid storage unit, a tank with a tank inlet valve at one end of the pipe and a tank outlet valve at the other end. 2 Gas or liquid CO 2 , LPG (liquefied petroleum gas), CNG (compressed natural gas), and LNG (liquefied natural gas).
[0002]
[Prior art]
As a measure against global warming, CO 2 Technology for recovering gas (carbon dioxide) from sources such as power plants, and recovered CO 2 The operation and research and development of gas disposal technologies (such as use in EOR (Enhanced Oil Recovery), underground sequestration, and ocean sequestration) have already been started.
[0003]
Here, the EOR and the underground isolation technology will be described.
[0004]
CO at high pressure 2 Injecting gas into an oil reservoir can cause the oil to expand and be driven out of underground gaps. And high pressure CO 2 By alternately injecting gas and water, it is possible to drive off oil toward the production well. Unless this method is adopted, 15 to 20% of petroleum which remains in the reservoir and cannot be recovered can be recovered by this method. CO injected into the reservoir 2 Some of the gas remains in the remaining oil or formation water, or in vacated voids and cavities. Remaining CO 2 Gas returns to the surface with the oil produced. When oil reaches the surface and is depressurized, CO 2 The gas comes out of the solution, which can be recovered and injected back into the ground. Thus, finally, CO 2 2 Most of the gas can be permanently stored underground and sequestered. Therefore, CO into the oil reservoir 2 Gas injection is not only an attractive and feasible technology for EOR, but also the most representative CO2 as a greenhouse gas. 2 It also provides a perspective on gas use and underground sequestration.
[0005]
Underground sequestration techniques include, in addition to the above, CO 2 Methods of storing and isolating gas have been considered.
[0006]
As ocean separation technology, CO 2 It is considered to store and sequester gas.
[0007]
However, the recovered CO 2 In order to perform EOR treatment, underground sequestration, and marine sequestration on gas, the CO 2 It is necessary to develop technology for transporting gas.
[0008]
CO 2 Although there is a plan to transport gas through long pipelines, large costs are required for capital investment, and construction of pipelines requires a large amount of energy, including the production of materials. 2 Considering that gas is generated, in a small land like Japan, CO 2 It is not practical because the length of the pipeline to the gas treatment site is long.
[0009]
On the other hand, an LPG ship 1 that transports liquefied petroleum gas (Liquid Petroleum Gas; hereinafter, LPG) as shown in FIG. 1 is known. In FIG. 1, reference numeral 2 denotes an LPG storage tank. In addition, for example, it is considered promising as a tank of a CNG ship that transports compressed natural gas (CNG) having a pressure of 150 to 220 atm (Japanese Unexamined Patent Application Publication No. 2000-500550, Japanese Patent Application Laid-Open No. 2002-120792, See Japanese Utility Model No. 3036588). In a CNG ship, a tank 4 as shown in FIG. 3 is used for CNG storage. The tank 4 is formed, for example, by winding a thin and long pipe 4a having a length corresponding to a required volume as a tank in a loop shape. Since the pipe 4a is a fluid storage unit, the tank 4 is suitable for storing high-pressure fluid. Useful as That is, by setting the ratio of the thickness to the diameter of the pipe 4a, the tank 4 that can withstand high pressure can be easily manufactured. 3, reference numeral 5 denotes a tank inlet valve, and reference numeral 6 denotes a tank outlet valve.
[0010]
Therefore, according to LPG ships and CNG ships, CO 2 It is conceivable to construct a new dedicated transport vessel, but it will cause a large cost for capital investment, 2 A large amount of energy is required for the construction of a dedicated transport ship, including the production of materials. 2 Again, it is not realistic given the generation of gas.
[0011]
Moreover, when the tank 4 is used, neither a technique for exchanging and storing different fluids in the same tank 4 nor a technique for separating and storing different fluids is currently known.
[0012]
[Patent Document 1]
Japanese Utility Model No. 3036588
[Patent Document 2]
JP-T-2000-500550
[Patent Document 3]
JP-A-2002-120792
[0013]
[Problems to be solved by the invention]
The present invention has been made in view of the above, and its object is to provide a pipeline and a CO 2 Without using a dedicated transport ship, CO 2 Gas or liquid CO 2 It is to provide a technology capable of carrying the same.
Another object of the present invention is to provide a technique capable of exchanging and storing different fluids in the same tank that forms a pipe as a fluid storage unit.
Still another object of the present invention is to provide a technique capable of separately storing different fluids in the same tank in which a pipe serves as a fluid storage unit.
[0014]
[Means for Solving the Problems]
The first invention is a CO that solves the above problems. 2 It is a transportation method, CO 2 (Carbon dioxide) to CO 2 It is characterized by transport using existing gas transport vessels other than dedicated transport vessels.
[0015]
The second invention is directed to the CO 2 of the first invention. 2 In the transportation method, the existing gas transport ship is an LPG ship that transports liquefied petroleum gas.
[0016]
The third invention is the CO 2 of the second invention. 2 In the transportation method, the LPG ship is a pressurized LPG ship.
[0017]
The fourth invention is the CO2 of the second invention. 2 In the transportation method, liquefied petroleum gas loaded on the LPG ship is unloaded at the oil and gas receiving terminal, and then 2 CO on LPG ship at gas loading base 2 Equipped with gas, CO 2 It is transported to a gas unloading base.
[0018]
The fifth invention is the CO2 of the fourth invention. 2 In the transportation method, CO 2 CO on gas loading base 2 A tank for storing gas and a gas compression pump are provided, and the CO stored in the tank is stored. 2 The gas is compressed by a gas compression pump and mounted on an LPG ship.
[0019]
The sixth invention is directed to the CO invention of the fourth invention. 2 In the transportation method, CO 2 Liquid CO on gas loading base 2 Tank, a vaporizer, and a pressure regulating valve are provided, and the liquid CO stored in the tank is provided. 2 Is vaporized by a vaporizer to generate a filling pressure greater than the storage pressure of the LPG ship, and CO 2 The gas pressure is adjusted and installed on an LPG ship.
[0020]
The seventh invention is directed to the CO invention of the fourth invention. 2 In the transportation method, CO 2 Gas transport pump and CO at gas loading / unloading base 2 A tank for storing gas is provided, and the CO 2 The gas is sent to a tank by a gas transport pump.
[0021]
The eighth invention relates to the CO invention of the fourth invention. 2 In the transportation method, CO 2 A gas compression pump, a liquefier, and a liquid CO 2 Equipped with a tank for storing CO2, 2 The gas is sent to a liquefier by a gas compression pump, liquefied by the liquefier, and sent to a tank.
[0022]
The ninth invention is directed to the CO2 gas of the first invention. 2 In the transportation method, the existing gas transport ship is a CNG ship that transports compressed natural gas.
[0023]
A tenth aspect of the present invention is the ninth aspect of the present invention. 2 In the transportation method, the compressed natural gas loaded on the CNG ship is unloaded at the natural gas receiving terminal, and then the liquid CO 2 Liquid CO on CNG ship at loading base 2 With liquid CO 2 It is transported to the unloading base.
[0024]
The eleventh invention is directed to the CO of the tenth invention. 2 In the transportation method, the liquid CO 2 CO on loading base 2 A tank for storing gas and a gas compression pump are provided, and the CO stored in the tank is stored. 2 It is characterized in that gas is pressurized and liquefied at room temperature by a gas compression pump and mounted on a CNG ship.
[0025]
A twelfth invention is directed to the CO2 gas of the tenth invention. 2 In the transportation method, the liquid CO 2 Liquid CO on loading base 2 Tank and a liquid compression pump, and the liquid CO stored in the tank is provided. 2 Is loaded by a liquid compression pump and mounted on a CNG ship.
[0026]
A thirteenth invention is directed to the COth of the tenth invention. 2 In the transportation method, the liquid CO 2 Vaporizer, pressure regulating valve and CO at loading / unloading base 2 A tank for storing gas is provided, and the liquid CO 2 Is vaporized by a vaporizer, and CO 2 It is characterized in that the gas pressure is adjusted and sent to the tank.
[0027]
A fourteenth invention is directed to the tenth invention, 2 In the transportation method, the liquid CO 2 Liquid transport pump and liquid CO at loading / unloading base 2 And a tank for storing liquid CO that is mounted on a CNG ship. 2 Is sent to a tank by a liquid transport pump. Liquid transport pump with liquid CO 2 , Preferably from the liquid transport pump to the liquid CO 2 A pressure reducing valve and a refrigerator are sequentially provided in a flow path leading to the tank. With this, CNG ship and liquid CO 2 The difference between the storage pressure and the temperature with the tank can be adjusted. Preferably, a back flow valve is provided in the middle of the return flow passage and connects the liquid transport pump and the pressure reducing valve to the tank of the CNG ship. This can prevent the pressure between the liquid transfer pump and the pressure reducing valve from becoming higher than the storage pressure of the CNG ship.
[0028]
A fifteenth invention is directed to the second invention, 2 In the transportation method, a tank having a pipe in which a liquefied petroleum gas storage tank of an LPG ship forms a fluid storage unit, a tank inlet valve provided at one end of the pipe, and a tank outlet valve provided at the other end of the pipe. An elastic body (hereinafter referred to as a plug) having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, inserted into the tank, a plug firing device for firing the plug into the tank, and connecting the plug from the tank. Liquefied petroleum gas and CO 2 A first step of loading the plug into the plug firing device after unloading a fluid (hereinafter referred to as a first fluid) of a gas, which is mounted on a tank, from an LPG ship, and liquefied petroleum gas and CO 2 A second step of introducing a fluid (hereinafter, referred to as a second fluid) of the gas that is not mounted on the tank into the plug firing device, and opening the tank inlet valve and the tank outlet valve; A third step of charging two fluids, firing the plug into the tank and removing the first fluid remaining in the tank, and after the plug reaches the plug collecting device, the tank outlet valve Closing the plug and removing the plug from the plug recovery device, by replacing the first fluid remaining in the tank with a second fluid and mounting the second fluid on an LPG ship.
[0029]
A sixteenth aspect of the present invention is directed to the fifteenth aspect of the present invention. 2 In the transportation method, the plug firing device may include a fluid outlet valve connected to the tank inlet valve, a plug firing device-side fluid outlet channel communicating with the fluid outlet valve on an upstream side thereof, and the plug firing device-side fluid. A plug insertion portion communicating with the outlet flow passage and having a plug insertion space formed therein, an openable / closable plug insertion port provided in the plug insertion portion, and a fluid inlet valve provided in the plug insertion portion. A plug recovery unit connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein, an openable plug outlet provided in the plug recovery unit, and a plug recovery unit provided in the plug recovery unit; A plug recovery device-side fluid outlet channel, a fluid closing valve provided at the outlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel, and a plug stopper provided at an inlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel. In the first step, the plug insertion port is opened, the plug is pushed into the plug firing device side fluid outlet channel through the plug insertion portion, and then the plug insertion port is closed. In the second step, Opening the fluid inlet valve and introducing a second fluid into the plug firing device; in the third step, opening the fluid outlet valve, the tank inlet valve and the tank outlet valve, and opening a second fluid into the tank. Filling the fluid, firing the plug into the tank and removing the remaining first fluid from the tank, in the fourth step, after the plug reaches the plug collection device, the tank outlet The valve and the fluid shutoff valve are closed, the plug outlet is opened, and the plug is removed from the plug collecting device.
[0030]
The seventeenth invention is directed to the CO2 of the second invention. 2 In the transportation method, a tank having a pipe in which a liquefied petroleum gas storage tank of an LPG ship forms a fluid storage unit, a tank inlet valve provided at one end of the pipe, and a tank outlet valve provided at the other end of the pipe. An elastic body (hereinafter referred to as a plug) having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, inserted into the tank, a plug firing device for firing the plug into the tank, and connecting the plug from the tank. A first step of loading the plug into the plug firing device by using a plug recovery device for recovering the liquefied petroleum gas and CO 2 A second step of introducing a fluid (hereinafter, a second fluid) of the gas not mounted on the LPG ship into the plug firing device, and opening the tank inlet valve and the tank outlet valve, and Filling a second fluid, firing the plug into the tank, and liquefied petroleum gas and CO 2 A third step of taking out of the tank the fluid (hereinafter, the first fluid) of the gas which is mounted on the LPG ship, and, after the plug reaches the plug collecting device, the tank outlet valve. Closing the plug and removing the plug from the plug recovery device, by replacing the first fluid in the tank with a second fluid, and simultaneously loading and unloading the first fluid and mounting the second fluid. I do.
[0031]
The eighteenth invention is directed to the CO emission of the seventeenth invention. 2 In the transportation method, the plug firing device may include a fluid outlet valve connected to the tank inlet valve, a plug firing device-side fluid outlet channel communicating with the fluid outlet valve on an upstream side thereof, and the plug firing device-side fluid. A plug insertion portion communicating with the outlet flow passage and having a plug insertion space formed therein, an openable / closable plug insertion port provided in the plug insertion portion, and a fluid inlet valve provided in the plug insertion portion. A plug recovery unit connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein, an openable plug outlet provided in the plug recovery unit, and a plug recovery unit provided in the plug recovery unit; A plug recovery device-side fluid outlet channel, a fluid closing valve provided at the outlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel, and a plug stopper provided at an inlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel. In the first step, the plug insertion port is opened, the plug is pushed into the plug firing device side fluid outlet channel through the plug insertion portion, and then the plug insertion port is closed. In the second step, Opening the fluid inlet valve and introducing a second fluid into the plug firing device; in the third step, opening the fluid outlet valve, the tank inlet valve and the tank outlet valve, and opening a second fluid into the tank. Filling the fluid, firing the plug into the tank and removing the first fluid from the tank, in the fourth step, after the plug reaches the plug collection device, the tank outlet valve and The fluid closing valve is closed, the plug outlet is opened, and the plug is removed from the plug collecting device.
[0032]
The nineteenth invention is directed to the ninth invention of CO 2 In the transportation method, a tank having a compressed natural gas storage tank of a CNG ship serving as a fluid storage unit, a tank inlet valve provided at one end of the pipe, and a tank outlet valve provided at the other end of the pipe. An elastic body (hereinafter referred to as a plug) having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, inserted into the tank, a plug firing device for firing the plug into the tank, and connecting the plug from the tank. Compressed natural gas and liquid CO 2 A step of loading the plug into the plug firing device after unloading a fluid (hereinafter, a first fluid) mounted on a tank from a CNG ship, and compressing natural gas and liquid CO 2 A second step of introducing a fluid (hereinafter, referred to as a second fluid), which is not mounted on the tank, into the plug firing device, and opening the tank inlet valve and the tank outlet valve to form a second fluid into the tank A third step of filling the fluid, firing the plug into the tank and removing the first fluid remaining in the tank, and after the plug reaches the plug collection device, the tank outlet valve A fourth step of closing the plug and removing the plug from the plug recovery device replaces the first fluid remaining in the tank with a second fluid and mounts the second fluid on an LPG ship.
[0033]
The twentieth invention is directed to the CO invention of the nineteenth invention. 2 In the transportation method, the plug firing device may include a fluid outlet valve connected to the tank inlet valve, a plug firing device-side fluid outlet channel communicating with the fluid outlet valve on an upstream side thereof, and the plug firing device-side fluid. A plug insertion portion communicating with the outlet flow passage and having a plug insertion space formed therein, an openable / closable plug insertion port provided in the plug insertion portion, and a fluid inlet valve provided in the plug insertion portion. A plug recovery unit connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein, an openable plug outlet provided in the plug recovery unit, and a plug recovery unit provided in the plug recovery unit; A plug recovery device-side fluid outlet channel, a fluid closing valve provided at the outlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel, and a plug stopper provided at an inlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel. In the first step, the plug insertion port is opened, the plug is pushed into the plug firing device side fluid outlet channel through the plug insertion portion, and then the plug insertion port is closed. In the second step, Opening the fluid inlet valve and introducing a second fluid into the plug firing device; in the third step, opening the fluid outlet valve, the tank inlet valve and the tank outlet valve, and opening a second fluid into the tank. Filling the fluid, firing the plug into the tank and removing the remaining first fluid from the tank, in the fourth step, after the plug reaches the plug collection device, the tank outlet The valve and the fluid shutoff valve are closed, the plug outlet is opened, and the plug is removed from the plug collecting device.
[0034]
The twelfth invention is directed to the ninth invention of CO 2 In the transportation method, a tank having a compressed natural gas storage tank of a CNG ship serving as a fluid storage unit, a tank inlet valve provided at one end of the pipe, and a tank outlet valve provided at the other end of the pipe. An elastic body (hereinafter referred to as a plug) having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, inserted into the tank, a plug firing device for firing the plug into the tank, and connecting the plug from the tank. A first step of loading said plug into said plug firing device using a plug recovery device to recover, compressed natural gas and liquid CO 2 A second step of introducing a fluid (hereinafter, referred to as a second fluid) that is not mounted on the CNG ship into the plug firing device, and opening the tank inlet valve and the tank outlet valve, and Two-fluid filling, firing of the plug into the tank, and compressed natural gas and liquid CO 2 A third step of taking out the fluid (hereinafter, the first fluid), which is mounted on the CNG ship, from the tank, and closing the tank outlet valve after the plug reaches the plug collecting device. And a fourth step of removing the plug from the plug recovery device, wherein the first fluid in the tank is replaced with the second fluid, and the loading and unloading of the first fluid and the mounting of the second fluid are performed simultaneously. .
[0035]
The twenty-second invention is directed to the CO-light of the twenty-first invention. 2 In the transportation method, the plug firing device may include a fluid outlet valve connected to the tank inlet valve, a plug firing device-side fluid outlet channel communicating with the fluid outlet valve on an upstream side thereof, and the plug firing device-side fluid. A plug insertion portion communicating with the outlet flow passage and having a plug insertion space formed therein, an openable / closable plug insertion port provided in the plug insertion portion, and a fluid inlet valve provided in the plug insertion portion. A plug recovery unit connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein, an openable plug outlet provided in the plug recovery unit, and a plug recovery unit provided in the plug recovery unit; A plug recovery device-side fluid outlet channel, a fluid closing valve provided at the outlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel, and a plug stopper provided at an inlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel. In the first step, the plug insertion port is opened, the plug is pushed into the plug firing device side fluid outlet channel through the plug insertion portion, and then the plug insertion port is closed. In the second step, Opening the fluid inlet valve and introducing a second fluid into the plug firing device; in the third step, opening the fluid outlet valve, the tank inlet valve and the tank outlet valve, and opening a second fluid into the tank. Filling the fluid, firing the plug into the tank and removing the first fluid from the tank, in the fourth step, after the plug reaches the plug collection device, the tank outlet valve and The fluid closing valve is closed, the plug outlet is opened, and the plug is removed from the plug collecting device.
[0036]
A twenty-third aspect of the present invention is a fluid storage device that solves the above-mentioned problems, wherein the pipe is a fluid storage unit, a tank having a tank inlet valve at one end of the pipe and a tank outlet valve at the other end, An elastic body (hereinafter, plug) having a large outer diameter and inserted into the tank, a plug firing device for firing the plug into the tank, and a plug recovery device for recovering the plug from the tank. It is characterized by doing.
[0037]
A twenty-fourth invention is the fluid storage device according to the twenty-third invention, wherein the plug firing device is connected to the tank inlet valve with a fluid outlet valve, and the plug firing device-side fluid outlet communicates with the fluid outlet valve on an upstream side thereof. A flow passage, a plug insertion portion communicating with the plug launcher-side fluid outlet flow passage, and having a plug insertion space formed therein; a pluggable opening provided in the plug insertion portion, which can be opened and closed; A plug recovery unit connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein, and a plug that can be opened and closed provided in the plug recovery unit. An outlet, a plug recovery device-side fluid outlet channel provided in the plug recovery unit, a fluid shut-off valve provided at an outlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel, and a plug recovery device-side fluid outlet channel. entrance And having a stopper plug provided.
[0038]
According to a twenty-fifth aspect of the present invention, in a tank having a pipe as a fluid storage unit and having a tank inlet valve at one end of the pipe and a tank outlet valve at the other end, the pipe has an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, and A plug firing device for firing an inserted elastic body (hereinafter, plug), a fluid outlet valve connected to the tank inlet valve, a fluid outlet channel communicating with the fluid outlet valve on an upstream side thereof, A plug insertion portion communicating with the fluid outlet flow passage and having a plug insertion space formed therein, an openable / closable plug insertion port provided in the plug insertion portion, and a fluid inlet valve provided in the plug insertion portion. It is characterized by doing.
[0039]
A twenty-sixth aspect of the present invention is the plug firing device according to the twenty-fifth aspect, further comprising a connecting means for detachably connecting the fluid outlet valve and the tank inlet valve.
[0040]
A twenty-seventh aspect of the present invention provides a pipe as a fluid storage unit, from inside a tank having a tank inlet valve at one end of the pipe and a tank outlet valve at the other end, having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, and inside the tank. A plug recovery device for recovering an inserted elastic body (hereinafter referred to as a plug), connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein and a plug recovery portion provided in the plug recovery portion. A plug outlet, a fluid outlet channel provided in the plug recovery section, a fluid shutoff valve provided at the outlet of the fluid outlet channel, and a plug stopper provided at an inlet of the fluid outlet channel. It has a feature.
[0041]
A twenty-eighth invention is characterized in that, in the plug recovery device of the twenty-seventh invention, the plug outlet is a flange that divides the plug recovery part into the tank outlet valve side and the fluid shutoff valve side.
[0042]
A twenty-ninth invention is a fluid storage method using the fluid storage device of the twenty-third invention, wherein a fluid (hereinafter, a first fluid) in the fluid storage device is different from a first fluid (hereinafter, a second fluid). ), A first step of loading the plug into the plug firing device, a second step of introducing a second fluid into the plug firing device, and opening the tank inlet valve and the tank outlet valve. A third step of filling the tank with the second fluid, firing the plug into the tank and removing the first fluid from the tank, and after the plug reaches the plug recovery device, Closing the tank outlet valve and removing the plug from the plug collection device.
[0043]
A thirtieth invention is a fluid storage method using the fluid storage device of the twenty-fourth invention, wherein a fluid in the fluid storage device (hereinafter, a first fluid) is separated from a first fluid by a fluid (hereinafter, a second fluid). A first step of opening the plug insertion opening, pushing the plug into the plug launcher-side fluid outlet channel through the plug insertion portion, and then closing the plug insertion opening; Opening a valve to introduce a second fluid into the plug firing device; and opening the fluid outlet valve, the tank inlet valve and the tank outlet valve to fill the tank with the second fluid, the tank A third step of firing the plug into and removing the first fluid from the tank; and closing the tank outlet valve and the fluid shutoff valve after the plug reaches the plug collection device; Open the outlet It is characterized by comprising a fourth step of removing said plug from said plug collecting device Te.
[0044]
A thirty-first invention is a fluid storage method using the plug firing device of the twenty-fifth invention, wherein the pipe is a fluid storage part, and the pipe has a tank inlet valve at one end and a tank outlet valve at the other end. When storing an n-th fluid (n is an integer of 2 or more) from a fluid, the tank inlet valve, the fluid outlet valve, and the fluid inlet valve are opened, and the first fluid is supplied from the fluid inlet valve into the tank. A first step of filling, closing the tank inlet valve, the fluid outlet valve and the fluid inlet valve, opening the plug insertion port and pushing the plug through the plug insertion portion into the fluid outlet flow path; A second step of closing the plug insertion port, a third step of opening the fluid inlet valve, and introducing the next fluid (hereinafter, next fluid) into the plug insertion section, and opening the tank inlet valve to enter the tank The next stream of And filling the plug into the tank and firing the plug into the tank. When n is 3 or more, the second step, the third step, and the fourth step are repeated until the n-th fluid, Finally, the tank inlet valve is closed.
[0045]
A thirty-second invention is a fluid storage method using the plug recovery device of the twenty-seventh invention, wherein the pipe is a fluid storage part, and the pipe has a tank inlet valve at one end and a tank outlet valve at the other end. The first fluid to the n-th (n is an integer of 2 or more) fluid having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe and sequentially stored with an elastic body (hereinafter, plug) inserted into the tank interposed therebetween is used. When taking out, the first step of connecting the n-th take-out tank from the first take-out tank via the switching valve to the outlet side of the fluid shut-off valve, and when j is an integer from 1 to n, The second step of taking out the j-th fluid into the j-th taking-out tank by sequentially switching the switching valve and opening and closing the tank outlet valve and the fluid closing valve, and taking out the first fluid to the (n-1) th fluid About the plug A third step of closing the tank outlet valve and the fluid shutoff valve each time the plug collection portion is reached, opening the plug outlet and removing the plug, and then closing the plug outlet. It is characterized by.
[0046]
A thirty-third invention is the fluid storage method according to the thirty-second invention, wherein instead of the third step, the removal from the first fluid to the (n-1) th fluid is performed every time the plug reaches the plug recovery unit. And closing the tank outlet valve and the fluid closing valve, and after taking out the n-th fluid, opening the plug outlet and taking out all the plugs that have reached the plug collecting portion.
[0047]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
[0048]
FIG. 2 An LPG ship 1 that transports liquefied petroleum gas (hereinafter, LPG) is shown as an example of an existing gas transport ship other than the dedicated transport ship. In FIG. 1, reference numeral 2 denotes a tank for storing LPG. LPG is a by-product of producing natural gas and gasoline, and its main component is a mixture of propane and butane, at normal temperature and a pressure of 5 to 8 kg / cm. 2 And can be stored as a liquid.
[0049]
The LPG carrier 1 has a “pressurized type” in which oil gas is pressurized and liquefied at normal temperature, a “cooled type” in which petroleum gas is cooled and liquefied at normal pressure, and a combination of these “cooling type”. And low-pressure type.
[0050]
In the case of a pressurized LPG ship, the storage pressure of tank 2 is 15 kg / cm 2 It is common to raise to the extent.
[0051]
FIG. 2 shows CO 2 FIG. As can be seen from FIG. 2 Does not liquefy even at low temperatures at normal pressure, but solidifies (dry ice) at about -80 ° or less.
[0052]
Accordingly, as shown by the bold line 3 in FIG. 2, the tank pressure of the pressurized LPG ship is reduced to 15 kg / cm. 2 ) At normal temperature (for example, 0 to 30 ° C.) 2 Is compressed CO 2 Because it is in a gaseous state, using a pressurized LPG ship as it is 2 Can carry gas.
[0053]
Compressed CO 2 When transporting gas, compared to liquid transport, the transport volume is small if the volume is the same, but there is an advantage that a pressurized LPG ship can be used as it is.
[0054]
Pressurized and cooled LPG ship is also CO 2 It can be used to transport gas, but in this case, CO 2 There is no need to operate the cooling equipment, since cooling the gas is meaningless.
[0055]
In a cooled LPG ship, CO 2 Since the gas is not compressed, the transport amount is small, but CO 2 2 It can be used to carry gas.
[0056]
On the other hand, regarding the transportation of liquefied natural gas (hereinafter, LNG), a CNG ship that compresses natural gas at normal temperature and high pressure and transports it as compressed natural gas (CNG) will be studied worldwide. Have been.
[0057]
The CNG ship liquefies natural gas by pressurizing it to 150 to 220 atm at room temperature, stores it in a high-pressure tank, and transports it. Compared to a normal LNG ship that liquefies natural gas with refrigeration equipment, There is an advantage that it is not necessary to mount a refrigeration facility.
[0058]
As can be seen from FIG. 2 When pressurized at 150 to 220 atm even at normal temperature, it becomes a so-called supercritical state and liquefies.
[0059]
Therefore, under the tank pressure of a CNG ship, CO 2 Is liquid CO 2 , The CNG carrier is used as it is to 2 Can be transported. In this case, the liquid CO 2 Is transported, so that there is an advantage that the transport amount is large if the volume is the same as in the case of gas transport.
[0060]
FIG. 3 shows an example of a tank useful for a CNG ship. The tank 4 shown in FIG. 3 uses a thin and long pipe 4a. The pipe 4a has a length corresponding to the volume required for the tank 4, and is used by winding the pipe 4a in a loop shape, for example. Since the pipe 4a serves as a fluid storage unit, the tank 4 that can withstand a high pressure of 150 to 220 atm can be easily manufactured by setting the ratio of the wall thickness to the diameter of the pipe 4a. 3, reference numeral 5 denotes a tank inlet valve, and reference numeral 6 denotes a tank outlet valve.
[0061]
In the case of an LNG ship with refrigeration equipment, CO 2 Because the gas is not compressed, the transport volume is greatly reduced, 2 It can be used to carry gas. In this case, CO 2 There is no need to operate the cooling equipment since it is meaningless to cool the gas under normal pressure.
[0062]
[First Embodiment: LPG and CO by LPG Ship] 2 Combined transport of gas]
Referring to FIG. 4, as a first embodiment of the present invention, an LPG ship 1 is transported by LPG and CO 2 An example will be described in which the present invention is used for carrying gas. In the first embodiment, CO 2 2 In order to secure a large amount of gas transport, a pressurized LPG ship is used as the LPG ship 1.
[0063]
In FIG. 4, the LPG ship 1 usually loads LPG (liquefied petroleum gas) from, for example, an oil and gas loading facility 7 in an oil producing area (oil field) and transports it to, for example, an oil and gas receiving storage base 8 in Japan. And unload. As the unloaded LPG is consumed, CO2 2 Gas is generated.
[0064]
The LPG carrier 1 loaded with LPG returns to the oil producing area, but at this time, CO 2 Compressed CO at gas loading base 9 2 Equipped with gas, CO 2 It is transported to the gas unloading base 10 where it is unloaded. CO 2 The gas loading base 9 may be a different place from or the same place as the oil and gas receiving storage base 8.
[0065]
CO 2 CO is installed at the gas loading base 9 2 Are stored in gaseous or liquid form. This CO 2 Is the CO2 generated by the consumption of LPG or other fossil fuels 2 The gas has been recovered.
[0066]
CO 2 Gas loading / unloading base 10 is CO 2 Unloaded CO near gas processing equipment 2 The gas is used, for example, for utilization 11 for EOR (enhanced oil recovery) at an oil and gas producing area, or for other underground sequestration or undersea sequestration 12.
[0067]
CO 2 CO from gas unloading base 10 2 CO to gas processing equipment 2 The gas can be transported easily by ordinary means such as a short pipeline since both can be provided close to each other.
[0068]
CO 2 The LPG ship 1 on which the gas is unloaded mounts the LPG on the oil and gas loading facility 7 and transports it again to the oil and gas receiving storage base 8.
[0069]
Thus, LPG carrier 1 transports LPG and CO 2 The use efficiency of the LPG ship is good by using it together with gas transportation. You can also build long pipelines, 2 There is no need to build a dedicated transport ship.
[0070]
Next, referring to FIGS. 2 Gas loading example and CO 2 An example of gas unloading will be described.
[0071]
[CO 2 Gas mounting example 1]
FIG. 5 shows that LPG ship 1 has CO 2 An example of a method for mounting gas is shown, and the recovered CO 2 Tank for storing gas (hereinafter referred to as CO 2 (Gas tank) 13 and gas compression pump 14 2 Prepare for gas loading base. 1 is a pressurized LPG ship.
[0072]
CO 2 At the gas loading base, CO 2 CO stored in the gas tank 13 2 The gas is compressed by the gas compression pump 14 at normal temperature (for example, 0 to 30 ° C.) to the storage pressure of the LPG ship 1, and the LPG ship 1 (normal temperature, for example, 0 to 30 ° C., storage pressure of 15 kg / cm) 2 ).
[0073]
CO 2 Both the gas tank 13 and the gas compression pump 14 are manufactured by a usual technique, for example, a usual CO 2 Gas production process and CO 2 Facilities and equipment similar to a part of gas storage can be used. Therefore, there is no need to develop any special technology.
[0074]
[CO 2 Gas loading example 2]
FIG. 6 shows that LPG ship 1 has CO 2 Another example of the method of loading gas is shown, and the recovered CO 2 Gas to liquid CO 2 Tank (hereinafter referred to as liquid CO 2 Tank) 15, the vaporizer 16, and the pressure regulating valve 17 2 Prepare for gas loading base. 18 is a check valve. In this example, liquid CO is used as an example. 2 The tank 15 has a storage pressure of 20 kg / cm. 2 Liquid CO at a temperature of -20 ° C 2 Is stored.
[0075]
CO 2 At the gas loading base, liquid CO 2 Liquid CO stored in tank 15 2 Is supplied to the vaporizer 16 through the check valve 18 and the compressed CO 2 Gas. The vaporizer 16 has a storage pressure of the LPG ship 1 of 15 kg / cm. 2 Since a larger filling pressure is generated, the LPG ship 1 (normal temperature 0 to 30 ° C., storage pressure 15 kg / cm) 2 ).
[0076]
As the pressure adjusting valve 17, a pressure adjusting pressure reducing valve or a back pressure adjusting valve can be used. The pressure regulating pressure reducing valve is provided with a compressed CO 2 generated in the vaporizer 16. 2 Set the gas pressure to a constant value (the storage pressure of the LPG ship 1 is 15 kg / cm 2 ). If a back pressure regulating valve is used, the compressed CO 2 Since the gas pressure is reduced according to the actual tank pressure of the LPG ship 1, the storage pressure is 15 kg / cm. 2 Stop when you reach.
[0077]
Liquid CO 2 The tank 15, the vaporizer 16, the pressure regulating valve 17 and the check valve 18 are all manufactured by a conventional technique, for example, a conventional CO 2 2 Gas production process and liquid CO 2 Equipment and equipment similar to a part of storage can be used. Therefore, there is no need to develop any special technology. Further, since the pressure generated by vaporization can be used for the filling pressure, a gas compression pump is not required.
[0078]
[CO 2 Gas loading / unloading example 1]
FIG. 7 shows the LPG ship 1 2 An example of a method of loading and unloading gas is shown. 2 Gas tank 13 and CO 2 Prepare for the gas unloading base.
[0079]
CO 2 At the gas unloading base, the CO installed on the LPG ship 1 2 The gas is transferred to the CO 2 Send to gas tank 13 for storage.
[0080]
CO 2 Both the gas tank 13 and the gas transport pump 19 are manufactured by a usual technique, for example, a usual CO 2 Gas production process and CO 2 Facilities and equipment similar to a part of gas storage can be used. Therefore, there is no need to develop any special technology.
[0081]
[CO 2 Gas unloading example 2]
FIG. 8 shows the LPG ship 1 2 Another example of a method for unloading gas is shown, in which a gas compression pump 14, a liquefier (refrigerator) 20, a liquid CO 2 2 Tank 15 and CO 2 Prepare for the gas unloading base.
[0082]
CO 2 At the gas unloading base, the CO installed on the LPG ship 1 2 The gas is compressed by the gas compression pump 14 and sent to the liquefier 20 where the liquid CO 2 As liquid CO 2 Send to tank 15 for storage. In this example, liquid CO is used as an example. 2 The tank 15 has a storage pressure of 20 kg / cm. 2 Liquid CO at a temperature of -20 ° C 2 Shall be stored.
[0083]
Gas compression pump 14, liquid CO 2 Both the tank 15 and the liquefier 20 are manufactured by ordinary techniques, for example, ordinary liquid CO 2 Manufacturing process and liquid CO 2 Equipment and equipment similar to a part of storage can be used. Therefore, there is no need to develop any special technology.
[0084]
[Second embodiment: CNG and liquid CO by CNG ship 2 Combined transport]
Referring to FIG. 9, as a second embodiment of the present invention, a CNG ship is transported with CNG and liquid CO2. 2 An example will be described in which the present invention is used in combination with the transportation of a vehicle.
[0085]
In FIG. 9, a CNG ship 21 normally loads CNG (compressed natural gas: liquid) at a normal temperature such as 0 to 30 ° C. from a natural gas loading facility 22 in an oil producing area, for example, and receives natural gas in Japan. It is transported to the stockpiling base 23, where it is unloaded. As the unloaded CNG is consumed, CO2 2 Gas is generated.
[0086]
The CNG ship 21 having unloaded the CNG returns to the natural gas loading facility 22. At that time, the liquid CO is stored in the empty tank. 2 Liquid CO at loading base 24 2 With liquid CO 2 It is transported to the unloading base 25, where it is unloaded. Liquid CO 2 The loading base 24 may be a different place from or the same place as the natural gas receiving and storing base 23.
[0087]
Liquid CO 2 The loading base 24 has CO 2 Are stored in gaseous or liquid form. This CO 2 Is the CO2 generated by the consumption of CNG or other fossil fuels 2 The gas has been recovered.
[0088]
Liquid CO 2 Loading / unloading base 25 is CO 2 Liquid CO near the gas treatment facility and unloaded 2 Is used for, for example, utilization 11 for EOR (enhanced oil recovery) at an oil producing area, or another underground sequestration process or underwater sequestration process 12.
[0089]
Liquid CO 2 CO from unloading base 25 2 For transportation to the gas treatment facility, both can be provided close to each other, so that they can be easily transported by ordinary means such as a short pipeline.
[0090]
Liquid CO 2 The CNG ship 21 loaded with CNG carries CNG on the natural gas loading equipment 22 and transports it to the natural gas receiving and storing base 23 again.
[0091]
In this way, the CNG ship 21 is transported with CNG and liquid CO 2 The use efficiency of the CNG ship is good by using it together with the transportation of cargo. You can also build long pipelines, 2 There is no need to build a dedicated transport ship.
[0092]
Next, referring to FIGS. 2 Example of mounting and liquid CO 2 An example of unloading will be described.
[0093]
[Liquid CO 2 Mounting example 1]
FIG. 10 shows the CNG ship 21 2 Shows an example of a method for mounting CO, and recovers CO 2 CO that stores gas 2 The gas tank 13 and the gas compression pump 14 are 2 Prepare for the mounting base. 21 is a CNG ship.
[0094]
Liquid CO 2 At the loading base, CO 2 CO stored in the gas tank 13 2 The gas is pressurized by the gas compression pump 14 at ordinary temperature (for example, 0 to 30 ° C.) to the storage pressure of the CNG ship 21 to be liquefied, and the CNG ship 21 (normal temperature such as 0 to 30 ° C., storage pressure 150 to 150 ° C.). 220kg / cm 2 ). That is, the tank of the CNG ship 21 has a capacity of 150 to 220 kg / cm. 2 CO2 2 Just pressurize the gas with the gas compression pump 14 and keep CO at room temperature. 2 The gas can be liquefied. CO 2 Both the gas tank 13 and the gas compression pump 14 may be manufactured by a conventional technique, for example, a gas compression pump used in a CNG facility may be used, or a normal CO 2 pump may be used. 2 Gas production process and CO 2 Facilities and equipment similar to a part of gas storage can be used. Therefore, there is no need to develop any special technology.
[0095]
[Liquid CO 2 Mounting example 2]
FIG. 11 shows that CNG ship 1 has liquid CO 2 Shows another example of the method of mounting CO, and recovers CO 2 Gas to liquid CO 2 Liquid CO stored as 2 The tank 15 and the liquid compression pump 26 2 Prepare for the mounting base. In this example, the liquid CO 2 The tank 15 has a storage pressure of 20 kg / cm as an example. 2 Liquid CO at a temperature of -20 ° C 2 Is stored.
[0096]
Liquid CO 2 At the loading base, liquid CO 2 Liquid CO stored in tank 15 2 Is pressurized to the storage pressure of the CNG ship 21 by the liquid compression pump 26, and the CNG ship 21 (normal temperature such as 0 to 30 ° C., storage pressure of 150 to 220 kg / cm. 2 ). Liquid CO 2 Both the tank 15 and the liquid compression pump 26 may be manufactured by a conventional technique, for example, a fluid compression pump used in a CNG facility, or may be a common liquid CO. 2 Manufacturing process and liquid CO 2 Equipment and equipment similar to a part of storage can be used. Therefore, there is no need to develop any special technology.
[0097]
[Liquid CO 2 Example of unloading 1]
FIG. 12 shows that the CNG ship 21 supplies liquid CO 2 Shows an example of a method for unloading CO, a vaporizer 16, a pressure regulating valve 17, CO 2 2 Gas tank 13 and liquid CO 2 Prepare for the unloading base. 18 is a check valve.
[0098]
Liquid CO 2 At the loading / unloading base, the liquid CO 2 Is supplied to the vaporizer 16 through the check valve 18 and the compressed CO 2 Gas. This compressed CO 2 The pressure of the gas is adjusted by the pressure adjusting valve 17 to reduce CO2. 2 Store in gas tank 13.
[0099]
As the pressure adjusting valve 17, a pressure adjusting pressure reducing valve or a back pressure adjusting valve can be used. The pressure regulating pressure reducing valve is provided with a compressed CO 2 generated in the vaporizer 16. 2 Gas pressure at a constant value (CO 2 (Storage pressure of the gas tank 13). If a back pressure regulating valve is used, the compressed CO 2 Gas pressure to CO 2 Since the pressure is reduced according to the actual pressure in the gas tank 13, the operation stops when the storage pressure is reached.
[0100]
CO 2 The gas tank 13, the carburetor 16, the pressure regulating valve 17, and the check valve 18 are all manufactured by a usual technique, for example, a usual CO2. 2 Gas production process and CO 2 Facilities and equipment similar to a part of gas storage can be used. Therefore, there is no need to develop any special technology.
[0101]
[CO 2 Gas unloading example 2]
FIG. 13 shows that the liquid CO 2 Another example of a method of loading and unloading a liquid CO is shown in FIG. 2 Tank 15 and liquid CO 2 Prepare for the unloading base. In addition to this, liquid CO 2 At the unloading station, the liquid CO 2 A pressure reducing valve 28 and a refrigerator 29 are sequentially provided in a flow path leading to the tank 15. Furthermore, liquid CO 2 In the loading / unloading base, a back flow valve (feedback flow path) 30 in which a back pressure valve 30a is arranged connects the liquid transport pump 27 and the pressure reducing valve 28 to the tank of the CNG ship 21.
[0102]
Liquid CO 2 At the loading / unloading base, the liquid CO 2 In the liquid transport pump 27 2 Send to tank 15 for storage. In this example, the CNG ship 21 has a storage pressure of 150 to 220 kg / cm. 2 Liquid CO at room temperature 2 Is installed, for example, liquid CO 2 Storage pressure of 20 kg / cm in tank 15 2 Liquid CO at a temperature of -20 ° C 2 Shall be stored. The pressure reducing valve 28 is provided with a high pressure (150 to 220 kg / cm) sent by the liquid transport pump 27. 2 ) Liquid CO 2 With liquid CO 2 Storage pressure of tank 15 (15 kg / cm 2 ), And the CO that has exited the pressure reducing valve 28 2 Temperature of the liquid CO in the refrigerator 29 2 By lowering the storage temperature of the tank 15 (−20 ° C.), the liquid CO 2 CO in tank 15 2 Is stored as a liquid. The reason for providing the return flow path 30 is to prevent the pressure between the upstream side of the pressure reducing valve 28 and the liquid transport pump 27 from becoming higher than the tank storage pressure of the CNG ship 21. That is, the back pressure valve 30 a is installed in the return flow path 30, and the pressure of the CO 2 Is returned to the tank of the CNG ship 21. At this time, the setting of the back pressure valve 30a is set to the same pressure as the tank storage pressure of the CNG ship 21 (150 to 220 kg / cm). 2 ), The pressure that is higher than the set pressure of the back pressure valve 30a between the liquid transport pump 27 and the pressure reducing valve 28 can be returned to the tank of the CNG ship 21. In other words, the return flow path 30 in which the back pressure valve 30a is arranged constitutes a regulator circuit, and the liquid transport pump 27 sends the liquid CO 2 Liquid CO in tank 15 2 Can be sent safely. Liquid CO 2 The tank 15, the liquid transport pump 27, the pressure reducing valve 28, the refrigerator 29, the return flow path 30, and the back pressure valve 30a are all manufactured by ordinary techniques, for example, a liquid transport pump used in CNG equipment. Or normal liquid CO 2 Manufacturing process and liquid CO 2 Equipment and equipment similar to a part of storage can be used. Therefore, there is no need to develop any special technology.
[0103]
[High quality fluid exchange]
CO mentioned above 2 In the transportation method, LPG and compressed CO are stored in the same tank. 2 Gas and gas exchange with each other, CNG and liquid CO 2 It is necessary to clean the tank every time the fluid is exchanged to ensure high-quality fluid loading so that the fluid to be loaded and unloaded will remain and mix with the fluid to be loaded later. .
[0104]
By using the plug 30, the plug firing device 31, and the plug recovery device 32 shown in FIG. 14, different fluids are exchanged and stored in the same tank 4 having the pipe 4a as a fluid storage unit as shown in FIG. be able to. The details will be described below.
[0105]
[Third Embodiment: Basic Configuration of Fluid Storage Device]
FIG. 14 shows a fluid storage device according to a third embodiment of the present invention. This fluid storage device includes a tank 4, a plug 31, a plug firing device 32, and a plug collecting device 33.
[0106]
The tank 4 has a pipe 4a as a fluid storage unit, a tank inlet valve 5 at one end of the pipe 4, and a tank outlet valve 6 at the other end. The tank 4 can be used as the LPG storage tank 2 of the LPG ship 1 as well as being equipped on the CNG ship 21 for CNG storage. Can be used for storage.
[0107]
The plug 31 is an elastic body having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe 4a and inserted into the tank 4. The plug 31 is made of, for example, urethane foam, but is not limited to this. As shown in FIG. 15, the plug 31 of the present example has a cylindrical main body and a streamlined head such as a hemispherical shape following the main body. The shape of the leading end makes it easier to pass through the pipe 4a, and the shape of the main body makes it adhere to the inner periphery of the pipe 4a.
[0108]
The corner of the pipe 4a has a radius of curvature such that the plug 31 can easily pass through. The outer diameter of the plug 31 is smaller than the inner diameter of the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 so that the plug 31 can pass through the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 without resistance.
[0109]
The plug firing device 32 is a device for firing the plug 31 into the tank 4 by fluid pressure.
[0110]
The plug collecting device 33 is a device for collecting the plug 31 from the tank 4.
[0111]
[Fourth embodiment: fluid storage method]
Next, the first fluid (hereinafter, referred to as gas A) in the fluid storage device is separated using another fluid storage device (the tank 4, the plug firing device 32, and the plug recovery device 33) illustrated in FIG. A method of storing fluid when exchanging with two fluids (hereinafter, gas B) will be described. However, the gas A may be one filled in the tank 4 or a gas remaining after the gas A is taken out from the tank 4.
[0112]
In FIG. 14, it is assumed that the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are closed in the initial state. Further, it is assumed that a gas B source (not shown) is connected to the plug firing device 32, and a gas A take-out tank (not shown) is connected to the tank 4 via a plug recovery device 33.
(1) First step: First, the plug 31 is loaded into the plug firing device 32.
(2) Second step: Next, the gas B is introduced into the plug firing device 32 at a higher pressure than the gas A.
(3) Third step: Next, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened to fill the tank 4 with the gas B. At this time, the gas A is fired into the tank 4 in a state where the plug 31 is compressed by being pressed by the gas B, and passes through the pipe 4a in close contact with the inner wall of the pipe 4a. It is taken out.
(4) Fourth step: Next, after the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 is closed, and the plug 31 is removed from the plug collecting device 33. In this case, while the plug 31 is fired and reaches the plug collecting device 33, the plug 31 is compressed and passes through the tank 4 in a state of being in close contact with the inner wall of the pipe 4a, so that the gas A is completely pushed out of the tank 4; Clean the inside of the tank 4. Therefore, the gas B can be filled in the tank 4 without mixing the gas A, and the gas A is exchanged for the gas B.
(5) The tank inlet valve 5 may be closed at any time after the plug 31 reaches the plug collecting device 33 and the required amount of gas B is filled.
[0113]
[Fifth embodiment: Example of application to combined gas transport by LPG ship]
By applying the fluid storage method of the fourth embodiment to the combined gas transport by the LPG ship 1, LPG and CO 2 Gas and gas can be interchanged. In this case, as the LPG storage tank 2 of the pressurized LPG ship 1, a tank 4 (a pipe 4a forming a fluid storage unit, a tank inlet valve 5 provided at one end of the pipe 4a, and a tank provided at the other end of the pipe 4a) A plug 31, a plug firing device 32, and a plug recovery device 33 are used in the tank 4 as shown in FIG. 14. The plug firing device 32 and the plug collecting device 33 may be detachably connected to the tank 4 or may be fixedly connected.
[0114]
As described above with reference to FIG. 4, the pressurized LPG ship 1 is transported by LPG and compressed CO2. 2 When combined with gas transport, after loading LPG at oil and gas receiving storage base 8, CO2 2 Compressed CO at gas loading base 9 2 Equipped with gas, CO 2 It is transported to the gas unloading base 10. Also, CO 2 Compressed CO at gas loading / unloading base 10 2 After unloading the gas, the LPG is loaded on the oil and gas loading facility 7 and transported to the oil and gas receiving stockpiling base 8.
[0115]
So, CO 2 At the gas loading base 9, the plug 31 is loaded into the plug firing device 32, and CO 2 is discharged. 2 A gas (second fluid) is introduced into the plug firing device 32, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and CO 2 After filling the gas, firing the plug 31 into the tank 4, and removing the LPG (first fluid) remaining in the tank 4, the tank outlet valve 6 is closed after the plug 31 reaches the plug collecting device 33. Then, the plug 30 is taken out from the plug collecting device 33. As a result, even if LPG partially remains in the tank 4, 2 The gas can be completely replaced and mounted on the LPG ship 1. In other words, LPG carrier 1 is transported by LPG and CO 2 When used together with gas transport, CO 2 In the gas loading base 9, a part of the LPG remains in the tank 4 on which the LPG is unloaded, but by applying the fluid storage method of the fourth embodiment described above, the remaining LPG or petroleum gas becomes gas A. And CO 2 Since the gas becomes gas B, LPG or petroleum gas is eliminated, and high-quality CO 2 Gas can be loaded in the tank 4 of the LPG ship 1.
[0116]
Similarly, in the oil and gas loading facility 7, the plug 31 is loaded into the plug firing device 32, LPG (second fluid) is introduced into the plug firing device 32, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and the tank 4 is opened. Into the tank, firing of the plug 31 into the tank 4 and CO remaining in the tank 4 2 After the gas (first fluid) is taken out and the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 is closed and the plug 31 is taken out from the plug collecting device 33. As a result, CO 2 Even if some gas remains, CO 2 The gas can be completely exchanged for the LPG and mounted on the LPG ship 1. In other words, in the oil and gas loading facility 7, the CO 2 CO in the tank 4 where the gas was unloaded 2 Part of the gas remains, but by applying the fluid storage method of the above-described fourth embodiment, the remaining CO 2 Since gas becomes gas A and LPG becomes gas B, CO 2 2 Gas is eliminated and CO 2 The LPG can be mounted on the tank 4 of the LPG ship 1 with high quality without mixing gas.
[0117]
In the above, the first fluid remaining in the tank 4 is exchanged for the second fluid. However, by using the tank 4, the plug 31, the plug firing device 32, and the plug recovery device 33, LPG and CO are removed. 2 Gas is directly exchanged with each other to load and unload LPG from LPG ship 1 and CO to LPG ship 1 2 Gas is loaded simultaneously, and CO from LPG ship 1 2 The loading and unloading of gas and the loading of LPG on the LPG ship 1 can be performed simultaneously. This method will be described below. In addition, this method uses the oil and gas receiving storage base 8 and the CO 2 If the gas loading base 9 is in the same place, 2 This is particularly useful when the gas unloading base 10 and the oil and gas loading facility 7 are at the same location.
[0118]
When loading or unloading LPG (first fluid) from the LPG ship 1, the plug 31 is loaded into the plug firing device 32, and the CO 2 A gas (second fluid) is introduced into the plug firing device 32, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and CO 2 After filling the gas, firing the plug 31 into the tank 4, and removing the LPG from the tank 4, after the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 is closed and the plug 31 is collected. Take it out of the device 33. As a result, the LPG in the tank 4 is 2 Directly exchange high-quality gas and unload LPG and CO 2 Gas loading can be performed simultaneously. Similarly, CO 2 When the gas (first fluid) is to be unloaded from the LPG ship 1, the plug 31 is loaded into the plug firing device 32, the LPG (second fluid) is introduced into the plug firing device 32, the tank inlet valve 5 and the tank outlet. Open the valve 6, fill the tank 4 with LPG, fire the plug 31 into the tank 4, and remove CO from the tank 4. 2 After the gas is taken out and the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 is closed, and the plug 31 is taken out from the plug collecting device 33. Thereby, the CO in the tank 4 2 Direct exchange of gas to LPG for high quality and CO 2 Loading and LPG loading can be performed simultaneously.
[0119]
[Sixth embodiment: Application example to gas combined transportation by CNG ship]
Also in the combined gas transport by the CNG ship 21, by applying the fluid storage method of the fourth embodiment, as in the fifth embodiment, CNG and liquid CO 2 And can be interchanged. In the case of the CNG ship 21, the CNG storage tank includes a tank 4 (a pipe 4a forming a fluid storage unit, a tank inlet valve 5 provided at one end of the pipe 4a, and a tank outlet valve 6 provided at the other end of the pipe 4a). A plug 31, a plug firing device 32, and a plug collecting device 33 are used in combination with the tank 4 as shown in FIG. The plug firing device 32 and the plug collecting device 33 may be detachably connected to the tank 4 or may be fixedly connected.
[0120]
As described above with reference to FIG. 9, the CNG ship 1 is 2 When combined with transportation, after loading and unloading CNG at the natural gas receiving storage base 23, 2 Liquid CO at loading base 24 2 With liquid CO 2 It is transported to the unloading base 25. In addition, liquid CO 2 Liquid CO at the unloading station 25 2 Then, the CNG is loaded on the natural gas loading facility 22 and transported to the natural gas receiving and storing base 23.
[0121]
So, liquid CO 2 At the mounting base 24, the plug 31 is loaded into the plug firing device 32, and the liquid CO 2 (Second fluid) is introduced into the plug firing device 32, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and the liquid CO 2 After the plug 31 reaches the plug collection device 33, the tank outlet valve 6 is closed. After the plug 31 reaches the plug collection device 33, the plug 31 is discharged into the tank 4 and the CNG (first fluid) remaining in the tank 4 is taken out. Close and take out the plug 31 from the plug collecting device 33. As a result, even if CNG or natural gas partially remains in the tank 4, CNG is converted into liquid CO2. 2 And can be completely mounted on the CNG ship 21. In other words, the CNG carrier 21 is transported by CNG and liquid CO 2 When used together with transportation, liquid CO 2 At the loading base 24, a part of the CNG remains in the tank 4 on which the CNG is unloaded. By applying the fluid storage method of the fourth embodiment, CNG or natural gas becomes gas A, CO 2 Becomes gas B, CNG or natural gas is eliminated, and high quality liquid CO 2 Can be mounted on the tank 4 of the CNG ship 21.
[0122]
Similarly, in the natural gas loading facility 22, the plug 31 is loaded into the plug firing device 32, CNG (second fluid) is introduced into the plug firing device 32, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and the tank 4 is opened. Of CNG into the tank, firing of the plug 31 into the tank 4, and liquid CO remaining in the tank 4 2 After the (first fluid) is taken out and the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 is closed and the plug 31 is taken out from the plug collecting device 33. Thereby, the liquid CO is stored in the tank 4. 2 Or CO 2 Even if some gas remains, liquid CO 2 Can be completely replaced with CNG and mounted on the CNG ship 21. That is, in the natural gas loading facility 22, the liquid CO 2 Liquid CO in the tank 4 2 However, by applying the fluid storage method of the fourth embodiment described above, the liquid CO 2 Or CO 2 Since gas becomes gas A and CNG becomes gas B, liquid CO 2 Or CO 2 Gas is eliminated and liquid CO 2 CNG can be mounted on the tank 4 of the CNG ship 21 with high quality without mixing.
[0123]
In the above description, the first fluid remaining in the tank 4 is exchanged for the second fluid. However, by using the tank 4, the plug 31, the plug firing device 32, and the plug recovery device 33, CNG and liquid CO are removed. 2 Are directly exchanged with each other to unload CNG from the CNG ship 21 and to transfer the liquid CO to the CNG ship 21. 2 At the same time, and the liquid CO from CNG ship 1 2 And loading of CNG on the CNG ship 21 can be performed at the same time. This method will be described below. In addition, this method uses the natural gas receiving storage base 23 and the liquid CO 2 If the loading base 24 is in the same place, 2 This is particularly useful when the unloading station 25 and the natural gas loading facility 22 are at the same location.
[0124]
When unloading CNG (first fluid) from the CNG ship 21, the plug 31 is loaded into the plug firing device 32, and the liquid CO 2 (The second fluid) is introduced into the plug firing device 32, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and the liquid CO 2 After the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 is closed, and the plug 31 is connected to the plug collecting device. Remove from 33. As a result, CNG in the tank 4 is converted into liquid CO 2 Directly to CNG unloading and liquid CO 2 Can be mounted simultaneously. Similarly, liquid CO 2 When unloading (first fluid) from the CNG ship 21, the plug 31 is loaded into the plug firing device 32, CNG (second fluid) is introduced into the plug firing device 32, and the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6, the tank 4 is filled with CNG, the plug 31 is fired into the tank 4, and the liquid CO 2 After the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 is closed, and the plug 31 is removed from the plug collecting device 33. Thereby, the liquid CO in the tank 1 is 2 Directly to CNG to convert liquid CO 2 Loading and unloading of CNG can be performed simultaneously.
[0125]
[Seventh Embodiment: Specific Example of Fluid Storage Device]
As a seventh embodiment of the present invention, a specific structure of the plug firing device 31 will be described with reference to FIG. 16, and a specific structure of the plug collecting device 32 will be described with reference to FIG.
[0126]
In FIG. 16, the plug firing device 32 includes a fluid outlet valve 34 connected to the tank inlet valve 5, a fluid outlet flow path (plug firing device side fluid outlet flow path) 35, and a plug communicating with the fluid outlet flow path 35. It has an insertion portion 36, a plug insertion port 37 that can be opened and closed, and a fluid inlet valve 38. The inner diameter of the fluid outlet valve 34 is larger than the outer diameter of the plug 31 so that the plug 31 can pass through without resistance.
[0127]
The fluid outlet passage 35 communicates with the fluid outlet valve 34 on the upstream side of the fluid outlet valve 34, and has the same inner diameter as the pipe 4a.
[0128]
The plug insertion portion 36 has a space for plug insertion formed therein, and communicates with the fluid outlet channel 35 on the upstream side.
[0129]
The plug insertion space has the same inner diameter as the pipe 4a on the fluid outlet flow path 35 side, but has a tapered shape in which the inner diameter increases as the distance from the fluid outlet flow path 35 increases, facilitating insertion of the plug 31.
[0130]
The plug insertion port 37 is provided on the plug insertion portion 36 on the side opposite to the fluid outlet channel 35. In this example, a flange is used for the plug insertion port 37. The fluid inlet valve 38 is provided in the plug insertion portion 36 between the fluid outlet channel 35 and the plug insertion port 37 in the plug insertion portion 36.
[0131]
Further, in the plug firing device 32 of the present example, a flange 40 is provided on a pipe 39 for connecting the fluid outlet valve 34 and the tank inlet valve 5, and the flange 40 is used as a connecting means to connect the fluid outlet valve 34 and the tank inlet valve 5 to each other. Are detachably connected. Thus, the plug firing device 32 can be mounted on the tank 4 when necessary. It goes without saying that the fluid outlet valve 34 may be fixedly connected to the tank inlet valve 5.
[0132]
Next, in FIG. 17, the plug collecting device 33 includes a plug collecting portion 41, an openable / closable plug outlet 42, a fluid outlet channel (plug outlet side fluid outlet channel) 43, and a fluid closing valve 44. , And a plug stopper 45.
[0133]
The plug collecting section 41 has a plug collecting space formed therein, and is detachably connected to the tank outlet valve 6 via a connecting pipe 46. Thereby, the plug collecting device 33 can be mounted on the tank 4 when necessary. It goes without saying that the plug collecting device 33 may be fixedly connected to the tank outlet valve 6. The plug collecting portion 41 has a cylindrical shape whose inner diameter is sufficiently larger than that of the plug 31. The inner diameter of the connecting pipe 46 is larger than the outer diameter of the plug 31 so that the plug 31 can easily pass through.
[0134]
In this example, a part is made of a transparent member so that the inside of the plug collecting part 41 can be visually observed.
[0135]
The plug outlet 42 is provided around the plug collecting section 41.
[0136]
The fluid outlet channel 43 is provided in the plug recovery section 41 just on the opposite side of the connection pipe 46.
[0137]
The fluid shutoff valve 44 is provided at the outlet of the fluid outlet channel 43.
[0138]
The stopper 45 is provided at the inlet of the fluid outlet channel 43. The stopper 45 allows fluid to pass therethrough but prevents passage of the plug 31. In this example, the stopper 45 is formed by providing a rod at the inlet of the fluid outlet channel 43.
[0139]
Since the passage of the plug 31 can be prevented by the stopper 45, the inner diameter of the fluid outlet channel 43 and the fluid closing valve 44 may be larger than the outer diameter of the plug 31.
[0140]
Furthermore, in the plug recovery device 33 of this example, a flange that divides the plug recovery portion 41 into two parts, the tank outlet valve 6 side and the fluid shutoff valve 44 side, is used as the plug outlet 42. This makes it easy to remove the plug.
[0141]
[Eighth embodiment: fluid storage method]
Next, the first fluid (hereinafter referred to as gas A) in the fluid storage device is separated using a fluid storage device including the tank 4, the plug firing device 32 in FIG. 16, and the plug recovery device 33 in FIG. A fluid storage method when exchanging with the second fluid (hereinafter, gas B) will be described. Also in this example, the gas A may be one filled in the tank 4 or a gas remaining after the gas A is taken out from the tank 4.
[0142]
16 and 17, in the initial state, the tank inlet valve 5, the tank outlet valve 6, the fluid outlet valve 34, the plug insertion port 37, the fluid inlet valve 38, the plug outlet 42, and the fluid closing valve 44 are closed. And Further, a gas B source (not shown) is connected to the plug insertion portion 36 via a fluid inlet valve 38, and a gas A take-out tank (not shown) is connected to the plug recovery portion 41 via a fluid closing valve 44. It is assumed that
(1) First step: First, the plug insertion port 37 is opened, the plug 31 is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion section 36, and then the plug insertion port 37 is closed.
(2) Second step: Next, the fluid inlet valve 38 is opened, and the gas B is introduced into the plug firing device 32 (plug insertion portion 36) at a higher pressure than the gas A.
(3) Third step: Next, the fluid outlet valve 34, the tank inlet valve 5, the tank outlet valve 6, and the fluid shutoff valve 44 are opened, and the gas 4 is filled in the tank 4. At this time, the gas is pushed into the tank 4 in a state where the plug 31 is compressed by being pushed by the gas B, and at the same time, the gas A is taken out of the tank 4 by being pushed by the plug 31.
In this case, the order in which the fluid outlet valve 34, the tank inlet valve 5, the tank outlet valve 6, and the fluid shutoff valve 44 are opened is not particularly limited, but the fluid outlet valve 34 is opened, then the tank inlet valve 5 is opened, and the tank inlet valve 5 is opened. By opening the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 simultaneously with or after opening the gas, the gas A can be taken out smoothly.
(4) Fourth step: Next, after the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 and the fluid closing valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31 is connected to the plug collecting device 33 (plug). Take it out from the collection unit 41). In this case, while the plug 31 is fired and reaches the plug collecting device 33, the plug 31 passes through the tank 4 in a compressed state, so that the gas A is completely pushed out of the tank 4 and the inside of the tank 4 is cleaned. Therefore, the gas B can be filled in the tank 4 without mixing the gas A, and the gas A is exchanged for the gas B.
(5) The tank inlet valve 5 may be closed at any time after the plug 31 reaches the plug collecting device 33 and the required amount of gas B is filled.
(6) The plug outlet 42 may be closed at any time after the plug 31 is taken out.
[0143]
[Ninth embodiment: Example of application to combined gas transport by LPG ship]
By applying the fluid storage method of the eighth embodiment to the combined gas transportation by the LPG ship 1, LPG and CO 2 Gas and gas can be interchanged. In this case, as the LPG storage tank 2 of the pressurized LPG ship 1, a tank 4 (a pipe 4a forming a fluid storage unit, a tank inlet valve 5 provided at one end of the pipe 4a, and a tank provided at the other end of the pipe 4a) A tank having an outlet valve 6) is used, and a plug 31, a plug firing device 32 shown in FIG. 16, and a plug collecting device 33 shown in FIG. The plug firing device 32 and the plug collecting device 33 may be detachably connected to the tank 4 or may be fixedly connected.
[0144]
As described above, as described with reference to FIG. 4, the pressurized LPG ship 1 is transported by LPG and compressed CO2. 2 When combined with gas transport, after loading LPG at oil and gas receiving storage base 8, CO2 2 Compressed CO at gas loading base 9 2 Equipped with gas, CO 2 It is transported to the gas unloading base 10. Also, CO 2 Compressed CO at gas loading / unloading base 10 2 After unloading the gas, the LPG is loaded on the oil and gas loading facility 7 and transported to the oil and gas receiving stockpiling base 8.
[0145]
So, CO 2 In the gas loading base 9, the plug insertion port 37 is opened, the plug 31 is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion section 36, and then the plug insertion port 37 is closed to load the plug 31 into the plug firing device 32. . Next, the fluid inlet valve 38 is opened and CO 2 2 The gas (second fluid) is introduced into the plug firing device 32. Thereafter, the fluid outlet valve 34, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and CO 2 The filling of gas, the firing of the plug 31 into the tank 4, and the removal of LPG (first fluid) remaining in the tank 4 are performed. After the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31 is removed from the plug collecting device 33. As a result, even if LPG partially remains in the tank 4, 2 The gas can be completely replaced and mounted on the LPG ship 1. In other words, LPG carrier 1 is transported by LPG and CO 2 When used together with gas transport, CO 2 At the gas loading base 9, a part of the LPG remains in the tank 4 on which the LPG is unloaded, but by applying the fluid storage method of the eighth embodiment described above, the remaining LPG or petroleum gas becomes gas A. And CO 2 Since the gas becomes gas B, LPG or petroleum gas is eliminated, and high-quality CO 2 Gas can be loaded in the tank 4 of the LPG ship 1.
[0146]
Similarly, in the oil and gas loading equipment 7, the plug insertion port 37 is opened, the plug 31 is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion section 36, and then the plug insertion port 37 is closed, so that the plug 31 is inserted into the plug launching device. Load 32. Next, the fluid inlet valve 38 is opened, and LPG (second fluid) is introduced into the plug firing device 32. Thereafter, the fluid outlet valve 34, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and the tank 4 is filled with LPG, the plug 31 is fired into the tank 4, and CO remaining in the tank 4 is discharged. 2 The gas (first fluid) is taken out. After the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31 is removed from the plug collecting device 33. As a result, CO 2 Even if some gas remains, CO 2 The gas can be completely exchanged for the LPG and mounted on the LPG ship 1. In other words, in the oil and gas loading facility 7, the CO 2 CO in the tank 4 where the gas was unloaded 2 Part of the gas remains, but by applying the fluid storage method of the eighth embodiment described above, the remaining CO 2 Since gas becomes gas A and LPG becomes gas B, CO 2 2 The LPG can be mounted on the tank 4 of the LPG ship 1 with high quality without mixing gas.
[0147]
In the above description, the first fluid remaining in the tank 4 is exchanged for the second fluid. However, by using the tank 4, the plug 31, the plug firing device 32 in FIG. 16 and the plug recovery device 32 in FIG. CO 2 Gas is directly exchanged with each other to load and unload LPG from LPG ship 1 and CO to LPG ship 1 2 Gas is loaded simultaneously, and CO from LPG ship 1 2 The loading and unloading of gas and the loading of LPG on the LPG ship 1 can be performed simultaneously. This method will be described below. This method uses the oil and gas receiving storage base 8 and CO 2 If the gas loading base 9 is in the same place, 2 This is particularly useful when the gas unloading base 10 and the oil and gas loading facility 7 are at the same location.
[0148]
When loading or unloading LPG (first fluid) from the LPG ship 1, the plug insertion port 37 is opened, the plug 31 is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion section 36, and then the plug insertion port 37 is closed. 31 is loaded into the plug firing device 32. Next, the fluid inlet valve 38 is opened and CO 2 2 The gas (second fluid) is introduced into the plug firing device 32. Thereafter, the fluid outlet valve 34, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and CO 2 The filling of the gas, the firing of the plug 31 into the tank 4, and the removal of the LPG from the tank 4 are performed. After the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31 is removed from the plug collecting device 33. As a result, the LPG in the tank 4 is 2 Directly exchange high-quality gas and unload LPG and CO 2 Gas loading can be performed simultaneously. Similarly, CO 2 When gas (first fluid) is to be unloaded from the LPG ship 1, the plug insertion port 37 is opened, the plug 31 is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion section 36, and then the plug insertion port 37 is closed. Then, the plug 31 is loaded into the plug firing device 33. Next, the fluid inlet valve 38 is opened to introduce LPG (second fluid) into the plug firing device 32. Thereafter, the fluid outlet valve 34, the tank inlet valve 5, and the tank outlet valve 6 are opened, and the tank 4 is filled with LPG, the plug 31 is fired into the tank 4, and the CO 4 from the tank 4 is discharged. 2 Extract gas. After the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31 is removed from the plug collecting device 33. Thereby, the CO in the tank 4 2 Direct exchange of gas to LPG with high quality and CO 2 Loading and LPG loading can be performed simultaneously.
[0149]
[Tenth embodiment: Example of application to combined gas transport by CNG ship]
Also in the combined gas transport by the CNG ship 21, by applying the fluid storage method of the eighth embodiment as in the ninth embodiment, CNG and liquid CO 2 And can be interchanged. In the case of the CNG ship 21, the CNG storage tank includes a tank 4 (a pipe 4a forming a fluid storage unit, a tank inlet valve 5 provided at one end of the pipe 4a, and a tank outlet valve 6 provided at the other end of the pipe 4a). The tank 4 is used in combination with the plug 31, the plug firing device 32 in FIG. 16, and the plug collecting device 33 in FIG. The plug firing device 32 and the plug collecting device 33 may be detachably connected to the tank 4 or may be fixedly connected.
[0150]
As described above with reference to FIG. 2 When combined with transportation, after loading and unloading CNG at the natural gas receiving storage base 23, 2 Liquid CO at loading base 24 2 With liquid CO 2 It is transported to the unloading base 25. In addition, liquid CO 2 Liquid CO at the unloading station 25 2 Then, the CNG is loaded on the natural gas loading facility 22 and transported to the natural gas receiving and storing base 23.
[0151]
So, liquid CO 2 In the mounting base 24, the plug insertion port 37 is opened, the plug 31 is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion section 36, and then the plug insertion port 37 is closed, so that the plug 31 is loaded into the plug firing device 32. Next, the fluid inlet valve 38 is opened, and the liquid CO 2 The (second fluid) is introduced into the plug firing device 32. Thereafter, the fluid outlet valve 34, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and the liquid CO 2 , Firing of the plug 31 into the tank 4, and taking out CNG (first fluid) remaining in the tank 4. After the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31 is removed from the plug collecting device 33. As a result, even if CNG partially remains in the tank 4, 2 And can be completely mounted on the CNG ship 21. In other words, the CNG carrier 1 is transported by CNG and liquid CO 2 When used together with transportation, liquid CO 2 At the loading base 24, a part of the CNG remains in the tank 4 on which the CNG is unloaded. By applying the fluid storage method of the eighth embodiment described above, the remaining CNG or natural gas becomes gas A. , Liquid CO 2 Becomes gas B, CNG or natural gas is eliminated, and high quality liquid C 2 Can be mounted on the tank 4 of the CNG ship 21.
[0152]
Similarly, in the natural gas loading facility 22, the plug insertion port 37 is opened, the plug 31 is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion section 36, and then the plug insertion port 37 is closed, so that the plug 31 is inserted into the plug launching device. Load 32. Next, the fluid inlet valve 38 is opened, and CNG (second fluid) is introduced into the plug firing device 32. Thereafter, the fluid outlet valve 34, the tank inlet valve 5, and the tank outlet valve 6 are opened to fill the tank 4 with CNG, fire the plug 31 into the tank 4, and remove the liquid CO remaining in the tank 4. 2 (1st fluid) is taken out. After the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31 is removed from the plug collecting device 33. Thereby, the liquid CO is stored in the tank 4. 2 Or CO 2 Even if some gas remains, liquid CO 2 Can be completely replaced with CNG and mounted on the CNG ship 21. That is, in the natural gas loading facility 22, the liquid CO 2 Liquid CO in the tank 4 2 Or CO 2 Part of the gas remains, but by applying the fluid storage method of the eighth embodiment described above, the remaining liquid CO 2 Or CO 2 Since gas becomes gas A and CNG becomes gas B, liquid CO 2 Or CO 2 Gas is eliminated and liquid CO 2 CNG can be mounted on the tank 4 of the CNG ship 21 with high quality without mixing.
[0153]
In the above description, the first fluid remaining in the tank 4 is exchanged for the second fluid. However, by using the tank 4, the plug 31, the plug firing device 32 in FIG. 16 and the plug recovery device 32 in FIG. CO 2 The gas is directly exchanged with each other to unload CNG from the CNG ship 21 and to transfer liquid CO to the CNG ship 21. 2 At the same time, and the liquid CO from the CNG ship 21 2 And loading of CNG on the CNG ship 21 can be performed at the same time. This method will be described below. This method uses a natural gas receiving storage base 23 and liquid CO 2 If the loading base 24 is in the same place, 2 This is particularly useful when the unloading base 25 and the natural gas loading facility 22 are at the same location.
[0154]
When loading or unloading CNG (first fluid) from the CNG ship 21, the plug insertion port 37 is opened, the plug 31 is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion section 36, and then the plug insertion port 37 is closed. 31 is loaded into the plug firing device 32. Next, the fluid inlet valve 38 is opened to open the liquid CO 2 The (second fluid) is introduced into the plug firing device 32. Thereafter, the fluid outlet valve 34, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and the liquid CO 2 , Firing of the plug 31 into the tank 4, and removal of CNG from the tank 4. After the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31 is removed from the plug collecting device 33. As a result, CNG in the tank 4 is converted into liquid CO 2 Directly to high-quality CNG unloading and liquid CO 2 Can be mounted simultaneously. Similarly, liquid CO 2 When the (first fluid) is unloaded from the CNG ship 1, the plug insertion port 37 is opened, the plug 31 is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion section 36, and then the plug insertion port 37 is closed. The plug 31 is loaded into the plug firing device 33. Next, the fluid inlet valve 38 is opened to introduce CNG (second fluid) into the plug firing device 32. Thereafter, the fluid outlet valve 34, the tank inlet valve 5 and the tank outlet valve 6 are opened, and the tank 4 is filled with CNG, the plug 31 is fired into the tank 4, and the liquid CO from the tank 4 is discharged. 2 Take out. After the plug 31 reaches the plug collecting device 33, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31 is removed from the plug collecting device 33. Thereby, the liquid CO in the tank 4 is 2 Is directly exchanged with CNG for high-quality liquid CO 2 Loading and unloading of CNG can be performed simultaneously.
[0155]
[Eleventh embodiment: fluid storage method]
Next, referring to FIG. 18, a fluid storage method for filling the first fluid, the second fluid and the third fluid into the tank 4 using the plug firing device 32 of FIG. 16 according to the eleventh embodiment of the present invention will be described. It will be described as. In this example, n is 3, and the first fluid is gas A, the second fluid is gas B, and the third fluid is gas C.
[0156]
16 and 18, in the initial state, the tank inlet valve 5, the tank outlet valve 6, the fluid outlet valve 34, the plug insertion port 37, and the fluid inlet valve 38 are assumed to be closed. Further, it is assumed that a gas A source, a gas B source, and a gas C source (not shown) are connected to the plug insertion portion 36 via a fluid inlet valve 38 and a switching valve (not shown).
(1) First step: First, a gas A source is selected by a switching valve, the tank inlet valve 5, the fluid outlet valve 34, and the fluid inlet valve 38 are opened, and gas A is required from the fluid inlet valve 38 into the tank 4. Fill in quantity.
(2) Second step: Next, the tank inlet valve 5, the fluid outlet valve 34, and the fluid inlet 38 are closed, the plug insertion port 37 is opened, and the plug 31A is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion portion 36. Then, the plug insertion port 37 is closed.
(3) Third step: Next, the gas B source is selected by the switching valve, the fluid inlet valve 38 is opened, and the next fluid (gas B) is introduced into the plug insertion portion 36 at a pressure higher than the gas A.
(4) Fourth step: Next, the tank inlet valve 5 and the fluid outlet valve 34 are opened, and the tank 4 is filled with a required amount of gas B. At this time, the plug 31A is fired into the tank 4 while being pressed by the gas B, and at the same time, the volume of the gas A is reduced by being pressed by the plug 31A. Balancing with the pressure, the plug 31A stops in the tank 4.
(5) In this example, since n is 3, the second, third and fourth steps are repeated up to the gas C (third fluid), and finally the tank inlet valve 5 is closed. The fluid outlet valve 34 and the fluid inlet 38 are also closed. That is, the tank inlet valve 5, the fluid outlet valve 34, and the fluid inlet 38 are closed, the plug insertion port 37 is opened, the plug 31B is pushed into the fluid outlet channel 35 through the plug insertion section 36, and then the plug insertion port 37 is closed. Next, the gas C source is selected by the switching valve, the fluid inlet valve 38 is opened, and the next fluid (gas C) is introduced into the plug insertion portion 36 at a pressure higher than the pressure of the gases A and B in the tank. The tank inlet valve 5 and the fluid outlet valve 34 are opened, the tank 4 is filled with a required amount of gas C, and the tank inlet valve 5, the fluid outlet valve 34, and the fluid inlet 38 are closed. At this time, the plug 31B is fired into the tank 4 while being pressed by the gas C, and at the same time, the volumes of the gas A and the gas B are reduced by the plug 31B. , B) balances with the pressure of the gas C, and the plug 31B stops in the tank 4.
[0157]
As described above, since the plugs 31A and 31B are compressed in the tank 4 and are in close contact with the inner wall of the pipe 4a, the gases A, B and C can be separated and stored.
[0158]
[Twelfth embodiment: fluid storage method]
Next, referring to FIG. 19, a fluid storage method for extracting the first fluid, the second fluid, and the third fluid from the tank 4 using the plug recovery device 33 of FIG. 17 as a twelfth embodiment of the present invention. explain. In this example, n is 3, the first fluid is gas A, the second fluid is gas B, and the third fluid is gas C. These are previously filled in the tank 4 by the fluid storage method of the eleventh embodiment. And
[0159]
17 and 19, in the initial state, the tank inlet valve 5, the tank outlet valve 6, the plug outlet 42, and the fluid shutoff valve 44 are assumed to be closed.
(1) First step: The first take-out tank 48A, the second take-out tank 48B, and the third take-out tank 48C are connected to the outlet side of the fluid shut-off valve 44 via the switching valve 47. Here, the first extraction tank 48A is for extracting gas A, the second extraction tank 48B is for extracting gas B, and the third extraction tank 48C is for extracting gas C. I do.
(2) Second step: The first take-out tank 48A is selected by the switching valve 47, the tank outlet valve 6 and the fluid shut-off valve 44 are opened, and the gas A is taken out to the first take-out tank 48A. 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed. Next, the second extraction tank 48B is selected by the switching valve 47, and the tank outlet valve 6 and the fluid closing valve 44 are opened to take out the gas B into the second extraction tank 48B. Close valve 44. Next, the third removal tank 48C is selected by the switching valve 47, the tank outlet valve 6 and the fluid closing valve 44 are opened to take out gas C into the third removal tank 48C, and thereafter, the tank outlet valve 6 and the fluid closing valve are closed. Close valve 44. In short, for the gas A, the gas B and the gas C (where j is an integer from 1 to n (n = 3 in this example, each j-th fluid), the switching valve 47 is sequentially switched, and the tank outlet valve 6 By opening and closing the fluid closing valve 44, the gas A, gas B, and gas C corresponding to the j-th extraction tanks 48A, 48B, and 48C, respectively, are extracted.
(3) Third step: In taking out gas A, when the plug 31A reaches the plug collecting part 41, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31A is taken out. Then, the plug outlet 42 is closed. Similarly, when the gas B is taken out, when the plug 31B reaches the plug collecting part 41, the tank outlet valve 6 and the fluid shut-off valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and the plug 31B is taken out. Close 42. In short, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are taken out each time when the plugs 31A and 31B reach the plug collecting section 41 for taking out the gas A and the gas B (from the first fluid to the (n-1) th fluid). Close and open the plug outlet 42 to take out the plugs 31A, 31B, and then close the plug outlet 42.
[0160]
Therefore, the gas A, the gas B, and the gas C in the tank 4 can be separated and taken out.
[0161]
[Thirteenth embodiment: fluid storage method]
Next, a fluid storage method according to a thirteenth embodiment of the present invention will be described. The fluid storage method of the present embodiment is different from the twelfth embodiment in the method of removing the plugs 31A and 31B, and is otherwise the same.
[0162]
That is, in the twelfth embodiment, the plugs 31A and 31B are taken out every time the gas A and the gas B are taken out in the third step. However, in the present embodiment, the plugs are taken out when the gas A is taken out. When the plug 31A reaches the plug collecting section 41, only the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, and the plug 31A is not taken out. Similarly, when the gas B is taken out, when the plug 31B reaches the plug collecting part 41, the tank outlet valve 5 and the fluid closing valve 44 are only closed, and the plug 31B is not taken out. After the last gas C is taken out, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are closed, the plug outlet 42 is opened, and all the plugs 31A and 31B are taken out together. Plug outlet 42 is then closed.
[0163]
In short, the tank outlet valve 6 and the fluid shutoff valve 44 are taken out each time when the plugs 31A and 31B reach the plug collecting section 41 for taking out the gas A and the gas B (from the first fluid to the (n-1) th fluid). After the plug is closed and the gas C (the n-th fluid) is taken out, the plug outlet 42 is opened, and all the plugs 31A and 31B that have reached the plug collecting part 41 are taken out together. Also in this case, the gas A, the gas B, and the gas C in the tank 4 can be separated and taken out.
[0164]
In the above description, the fluid is a gas, but the present invention can be applied to storage of any fluid such as a liquid.
[0165]
【The invention's effect】
CO of the first invention 2 The transportation method is CO 2 To CO 2 Since transport is carried out using existing gas transport vessels other than dedicated transport vessels, long pipelines can be constructed and CO 2 Without building a dedicated transport vessel, CO 2 Can be transported.
[0166]
CO of the second invention 2 In the transportation method according to the first invention, since the existing gas transport ship is an LPG ship that transports liquefied petroleum gas, 2 Can carry gas.
[0167]
CO of the third invention 2 In the second invention, since the LPG ship is a pressurized LPG ship in the second invention, a large amount of CO is used as compared with a cooled LPG ship if the tank volume is the same. 2 Can carry gas.
[0168]
CO of the fourth invention 2 In the transportation method according to the second invention, the liquefied petroleum gas loaded on the LPG ship is unloaded at an oil and gas receiving base in the second invention. 2 CO on LPG ship at gas loading base 2 Equipped with gas, CO 2 Since the LPG carrier is transported to the gas unloading base, the utilization efficiency of the LPG ship is good.
[0169]
CO of the fifth invention 2 The transportation method according to the fourth aspect of the present invention, 2 CO on gas loading base 2 A tank for storing gas and a gas compression pump are provided, and the CO stored in the tank is stored. 2 Since gas is compressed by a gas compression pump and mounted on an LPG ship, CO 2 For the gas tank and the gas compression pump, those manufactured by ordinary techniques can be used. 2 There is no need to develop any special technology for equipment required for gas loading.
[0170]
CO of the sixth invention 2 The transportation method according to the fourth aspect of the present invention, 2 Liquid CO on gas loading base 2 Tank, a vaporizer, and a pressure regulating valve are provided, and the liquid CO stored in the tank is provided. 2 Is vaporized by a vaporizer to generate a filling pressure greater than the storage pressure of the LPG ship, and CO 2 Since the gas pressure is adjusted and mounted on an LPG ship, liquid CO 2 Tanks, vaporizers and pressure regulating valves that are manufactured by ordinary techniques can be used. 2 There is no need to develop any special technology for equipment required for gas loading.
[0171]
CO of the seventh invention 2 The transportation method according to the fourth aspect of the present invention, 2 Gas transport pump and CO at gas loading / unloading base 2 A tank for storing gas is provided, and the CO 2 Since the gas is sent to the tank by the gas transport pump, the gas transport pump and CO 2 As the gas tank, those manufactured by ordinary technology can be used. 2 There is no need to develop any special technology for the equipment required for unloading gas.
[0172]
Eighth invention CO 2 The transportation method according to the fourth aspect of the present invention, 2 A gas compression pump, a liquefier, and a liquid CO 2 Equipped with a tank for storing CO2, 2 The gas is sent to the liquefier by the gas compression pump, liquefied by the liquefier and sent to the tank, so that the gas compression pump, vaporizer and liquid CO 2 For the tank, those manufactured by ordinary techniques can be used. 2 There is no need to develop any special technology for the equipment required for unloading gas.
[0173]
CO of the ninth invention 2 In the transportation method according to the first invention, the existing gas transport ship is a CNG ship that transports compressed natural gas, and the liquid CO 2 Is transported by a CNG ship, so compared to gas transport, a large amount of CO 2 Can be transported. It is characterized by the following.
[0174]
CO of the tenth invention 2 In the transportation method according to the ninth invention, the compressed natural gas loaded on the CNG ship is unloaded at a natural gas receiving base, and then the liquid CO 2 Liquid CO on CNG ship at loading base 2 With liquid CO 2 Since the cargo is transported to the loading / unloading base, the use efficiency of the CNG ship is good.
[0175]
CO of the eleventh invention 2 In the transportation method according to the tenth aspect, the liquid CO 2 CO on loading base 2 A tank for storing gas and a gas compression pump are provided, and the CO stored in the tank is stored. 2 Since the gas is pressurized and liquefied at room temperature by a gas compression pump and mounted on a CNG ship, CO 2 Gas tanks and gas compression pumps can be manufactured using conventional techniques, and liquid CO 2 There is no need to develop any special technology for the equipment required for mounting.
[0176]
CO of the twelfth invention 2 In the transportation method according to the tenth aspect, the liquid CO 2 Liquid CO on loading base 2 Tank and a liquid compression pump, and the liquid CO stored in the tank is provided. 2 Is pumped by a liquid compression pump and mounted on a CNG ship. 2 For the tank and the liquid compression pump, those manufactured by ordinary techniques can be used. 2 There is no need to develop any special technology for the equipment required for mounting.
[0177]
CO of the thirteenth invention 2 In the transportation method according to the tenth aspect, the liquid CO 2 Vaporizer, pressure regulating valve and CO at loading / unloading base 2 A tank for storing gas is provided, and the liquid CO 2 Is vaporized by a vaporizer, and CO 2 Since the gas pressure is regulated and sent to the tank, the vaporizer, pressure regulating valve and CO 2 As the gas tank, those manufactured by ordinary techniques can be used. 2 There is no need to develop special technology for the equipment required for loading and unloading.
[0178]
Fourteenth Invention CO 2 In the transportation method according to the tenth aspect, the liquid CO 2 Liquid transport pump and liquid CO at loading / unloading base 2 And a tank for storing liquid CO that is mounted on a CNG ship. 2 To the tank by the liquid transport pump, the liquid transport pump and the liquid CO 2 For the tank, those manufactured by ordinary techniques can be used. 2 There is no need to develop special technology for the equipment required for loading and unloading.
[0179]
A fifteenth invention is directed to the second invention, 2 In the transportation method, a tank having a pipe in which a liquefied petroleum gas storage tank of an LPG ship forms a fluid storage unit, a tank inlet valve provided at one end of the pipe, and a tank outlet valve provided at the other end of the pipe. An elastic body (hereinafter referred to as a plug) having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, inserted into the tank, a plug firing device for firing the plug into the tank, and connecting the plug from the tank. Liquefied petroleum gas and CO 2 A first step of loading the plug into the plug firing device after unloading a fluid (hereinafter referred to as a first fluid) of a gas, which is mounted on a tank, from an LPG ship, and liquefied petroleum gas and CO 2 A second step of introducing a fluid (hereinafter, referred to as a second fluid) of the gas that is not mounted on the tank into the plug firing device, and opening the tank inlet valve and the tank outlet valve; A third step of charging two fluids, firing the plug into the tank and removing the first fluid remaining in the tank, and after the plug reaches the plug collecting device, the tank outlet valve And the fourth step of removing the plug from the plug recovery device, the first fluid remaining in the tank is replaced with the second fluid, and the second fluid is mounted on the LPG ship. Petroleum gas or CO 2 Eliminate gas, liquefied petroleum gas or CO 2 High quality without gas contamination, CO 2 Gas or liquefied petroleum gas can be loaded on LPG carriers.
[0180]
A sixteenth aspect of the present invention is directed to the fifteenth aspect of the present invention. 2 In the transportation method, the plug firing device may include a fluid outlet valve connected to the tank inlet valve, a plug firing device-side fluid outlet channel communicating with the fluid outlet valve on an upstream side thereof, and the plug firing device-side fluid. A plug insertion portion communicating with the outlet flow passage and having a plug insertion space formed therein, an openable / closable plug insertion port provided in the plug insertion portion, and a fluid inlet valve provided in the plug insertion portion. A plug recovery unit connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein, an openable plug outlet provided in the plug recovery unit, and a plug recovery unit provided in the plug recovery unit; A plug recovery device-side fluid outlet channel, a fluid closing valve provided at the outlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel, and a plug stopper provided at an inlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel. In the first step, the plug insertion port is opened, the plug is pushed into the plug firing device side fluid outlet channel through the plug insertion portion, and then the plug insertion port is closed. In the second step, Opening the fluid inlet valve and introducing a second fluid into the plug firing device; in the third step, opening the fluid outlet valve, the tank inlet valve and the tank outlet valve, and opening a second fluid into the tank. Filling the fluid, firing the plug into the tank and removing the remaining first fluid from the tank, in the fourth step, after the plug reaches the plug collection device, the tank outlet The valve and the fluid shut-off valve are closed, the plug outlet is opened, and the plug is taken out of the plug recovery device. 2 Eliminate gas, liquefied petroleum gas or CO 2 High quality without gas contamination, CO 2 Gas or liquefied petroleum gas can be loaded on LPG carriers.
[0181]
The seventeenth invention is directed to the CO2 of the second invention. 2 In the transportation method, a tank having a pipe in which a liquefied petroleum gas storage tank of an LPG ship forms a fluid storage unit, a tank inlet valve provided at one end of the pipe, and a tank outlet valve provided at the other end of the pipe. An elastic body (hereinafter referred to as a plug) having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, inserted into the tank, a plug firing device for firing the plug into the tank, and connecting the plug from the tank. A first step of loading the plug into the plug firing device by using a plug recovery device for recovering the liquefied petroleum gas and CO 2 A second step of introducing a fluid (hereinafter, a second fluid) of the gas not mounted on the LPG ship into the plug firing device, and opening the tank inlet valve and the tank outlet valve, and Filling a second fluid, firing the plug into the tank, and liquefied petroleum gas and CO 2 A third step of taking out of the tank the fluid (hereinafter, the first fluid) of the gas which is mounted on the LPG ship, and, after the plug reaches the plug collecting device, the tank outlet valve. The fourth step of closing and taking out the plug from the plug collecting device exchanges the first fluid in the tank with the second fluid to simultaneously load and unload the first fluid and mount the second fluid. Gas or CO 2 The gas is taken out without remaining in the tank and liquefied petroleum gas or CO 2 High quality without gas contamination, CO 2 Gas or liquefied petroleum gas can be loaded on LPG carriers.
[0182]
The eighteenth invention is directed to the CO emission of the seventeenth invention. 2 In the transportation method, the plug firing device may include a fluid outlet valve connected to the tank inlet valve, a plug firing device-side fluid outlet channel communicating with the fluid outlet valve on an upstream side thereof, and the plug firing device-side fluid. A plug insertion portion communicating with the outlet flow passage and having a plug insertion space formed therein, an openable / closable plug insertion port provided in the plug insertion portion, and a fluid inlet valve provided in the plug insertion portion. A plug recovery unit connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein, an openable plug outlet provided in the plug recovery unit, and a plug recovery unit provided in the plug recovery unit; A plug recovery device-side fluid outlet channel, a fluid closing valve provided at the outlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel, and a plug stopper provided at an inlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel. In the first step, the plug insertion port is opened, the plug is pushed into the plug firing device side fluid outlet channel through the plug insertion portion, and then the plug insertion port is closed. In the second step, Opening the fluid inlet valve and introducing a second fluid into the plug firing device; in the third step, opening the fluid outlet valve, the tank inlet valve and the tank outlet valve, and opening a second fluid into the tank. Filling the fluid, firing the plug into the tank and removing the first fluid from the tank, in the fourth step, after the plug reaches the plug collection device, the tank outlet valve and The fluid shutoff valve is closed, the plug outlet is opened, and the plug is removed from the plug recovery device. 2 The gas is taken out without remaining in the tank and liquefied petroleum gas or CO 2 High quality without gas contamination, CO 2 Gas or liquefied petroleum gas can be loaded on LPG carriers.
[0183]
The nineteenth invention is directed to the ninth invention of CO 2 In the transportation method, a tank having a compressed natural gas storage tank of a CNG ship serving as a fluid storage unit, a tank inlet valve provided at one end of the pipe, and a tank outlet valve provided at the other end of the pipe. An elastic body (hereinafter referred to as a plug) having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, inserted into the tank, a plug firing device for firing the plug into the tank, and connecting the plug from the tank. Compressed natural gas and liquid CO 2 A step of loading the plug into the plug firing device after unloading a fluid (hereinafter, a first fluid) mounted on a tank from a CNG ship, and compressing natural gas and liquid CO 2 A second step of introducing a fluid (hereinafter, referred to as a second fluid), which is not mounted on the tank, into the plug firing device, and opening the tank inlet valve and the tank outlet valve to form a second fluid into the tank. A third step of filling the fluid, firing the plug into the tank and removing the first fluid remaining in the tank, and after the plug reaches the plug collection device, the tank outlet valve Closing the plug and removing the plug from the plug recovery device, the first fluid remaining in the tank is replaced with the second fluid, and the second fluid is mounted on the LPG ship. Gas or liquid CO 2 Eliminate compressed natural gas or liquid CO 2 Liquid CO without contamination 2 Alternatively, compressed natural gas can be loaded on a CNG ship.
[0184]
The twentieth invention is directed to the CO invention of the nineteenth invention. 2 In the transportation method, the plug firing device may include a fluid outlet valve connected to the tank inlet valve, a plug firing device-side fluid outlet channel communicating with the fluid outlet valve on an upstream side thereof, and the plug firing device-side fluid. A plug insertion portion communicating with the outlet flow passage and having a plug insertion space formed therein, an openable / closable plug insertion port provided in the plug insertion portion, and a fluid inlet valve provided in the plug insertion portion. A plug recovery unit connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein, an openable plug outlet provided in the plug recovery unit, and a plug recovery unit provided in the plug recovery unit; A plug recovery device-side fluid outlet channel, a fluid closing valve provided at the outlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel, and a plug stopper provided at an inlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel. In the first step, the plug insertion port is opened, the plug is pushed into the plug firing device side fluid outlet channel through the plug insertion portion, and then the plug insertion port is closed. In the second step, Opening the fluid inlet valve and introducing a second fluid into the plug firing device; in the third step, opening the fluid outlet valve, the tank inlet valve and the tank outlet valve, and opening a second fluid into the tank. Filling the fluid, firing the plug into the tank and removing the remaining first fluid from the tank, in the fourth step, after the plug reaches the plug collection device, the tank outlet The valve and the fluid shutoff valve are closed, the plug outlet is opened, and the plug is removed from the plug recovery device, so that the compressed natural gas or liquid CO remaining in the tank is removed. 2 Eliminate compressed natural gas or liquid CO 2 Liquid CO without contamination 2 Alternatively, compressed natural gas can be loaded on a CNG ship.
[0185]
The twelfth invention is directed to the ninth invention of CO 2 In the transportation method, a tank having a compressed natural gas storage tank of a CNG ship serving as a fluid storage unit, a tank inlet valve provided at one end of the pipe, and a tank outlet valve provided at the other end of the pipe. An elastic body (hereinafter referred to as a plug) having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, inserted into the tank, a plug firing device for firing the plug into the tank, and connecting the plug from the tank. A first step of loading said plug into said plug firing device using a plug recovery device to recover, compressed natural gas and liquid CO 2 A second step of introducing a fluid (hereinafter, referred to as a second fluid) that is not mounted on the CNG ship into the plug firing device, and opening the tank inlet valve and the tank outlet valve, and Two-fluid filling, firing of the plug into the tank, and compressed natural gas and liquid CO 2 A third step of taking out the fluid (hereinafter, the first fluid), which is mounted on the CNG ship, from the tank, and closing the tank outlet valve after the plug reaches the plug collecting device. In the fourth step of removing the plug from the plug recovery device, the first fluid in the tank is exchanged for the second fluid, and the loading and unloading of the first fluid and the loading of the second fluid are performed at the same time. Or liquid CO 2 Without remaining in the tank and use compressed natural gas or liquid CO 2 Liquid CO without contamination 2 Alternatively, compressed natural gas can be loaded on a CNG ship.
[0186]
The twenty-second invention is directed to the CO-light of the twenty-first invention. 2 In the transportation method, the plug firing device may include a fluid outlet valve connected to the tank inlet valve, a plug firing device-side fluid outlet channel communicating with the fluid outlet valve on an upstream side thereof, and the plug firing device-side fluid. A plug insertion portion communicating with the outlet flow passage and having a plug insertion space formed therein, an openable / closable plug insertion port provided in the plug insertion portion, and a fluid inlet valve provided in the plug insertion portion. A plug recovery unit connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein, an openable plug outlet provided in the plug recovery unit, and a plug recovery unit provided in the plug recovery unit; A plug recovery device-side fluid outlet channel, a fluid closing valve provided at the outlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel, and a plug stopper provided at an inlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel. In the first step, the plug insertion port is opened, the plug is pushed into the plug firing device side fluid outlet channel through the plug insertion portion, and then the plug insertion port is closed. In the second step, Opening the fluid inlet valve and introducing a second fluid into the plug firing device; in the third step, opening the fluid outlet valve, the tank inlet valve and the tank outlet valve, and opening a second fluid into the tank. Filling the fluid, firing the plug into the tank and removing the first fluid from the tank, in the fourth step, after the plug reaches the plug collection device, the tank outlet valve and The fluid shutoff valve is closed, the plug outlet is opened and the plug is removed from the plug recovery device, so that compressed natural gas or liquid CO 2 Without remaining in the tank and use compressed natural gas or liquid CO 2 Liquid CO without contamination 2 Alternatively, compressed natural gas can be loaded on a CNG ship.
[0187]
A fluid storage device according to a twenty-third aspect of the present invention, wherein the pipe has a fluid storage portion, a tank having a tank inlet valve at one end of the pipe and a tank outlet valve at the other end, and an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, An elastic body (hereinafter, plug) inserted into the tank, a plug firing device for firing the plug into the tank, and a plug recovery device for recovering the plug from the tank are provided. On the other hand, they can be exchanged or stored separately without mixing different fluids.
[0188]
A twenty-fourth aspect of the present invention is the fluid storage device according to the first aspect, wherein the plug firing device is connected to the tank inlet valve with a fluid outlet valve, and the plug firing device-side fluid outlet communicates with the fluid outlet valve on an upstream side thereof. A flow passage, a plug insertion portion communicating with the plug launcher-side fluid outlet flow passage, and having a plug insertion space formed therein; a pluggable opening provided in the plug insertion portion, which can be opened and closed; A plug recovery unit connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein, and a plug that can be opened and closed provided in the plug recovery unit. An outlet, a plug recovery device-side fluid outlet channel provided in the plug recovery unit, a fluid shutoff valve provided at an outlet of the plug recovery device-side fluid outlet channel, and a plug recovery device-side fluid outlet channel. At the entrance Because it has a digit stopper plug, without mixing different fluids to the same tank, or replace, it can be stored separately.
[0189]
According to a twenty-fifth aspect of the present invention, in a tank having a pipe as a fluid storage unit and having a tank inlet valve at one end of the pipe and a tank outlet valve at the other end, the pipe has an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, and A plug firing device for firing an inserted elastic body (hereinafter, plug), a fluid outlet valve connected to the tank inlet valve, a fluid outlet channel communicating with the fluid outlet valve on an upstream side thereof, A plug insertion portion communicating with the fluid outlet flow passage and having a plug insertion space formed therein; an openable / closable plug insertion port provided in the plug insertion portion; and a fluid inlet valve provided in the plug insertion portion. Therefore, the same tank can be stored separately without mixing different fluids.
[0190]
According to a twenty-sixth aspect, in the plug firing device of the twenty-fifth aspect, the plug firing device has a connecting means for detachably connecting the fluid outlet valve and the tank inlet valve, so that the plug firing device can be mounted on the tank when necessary. it can.
[0191]
A twenty-seventh aspect of the present invention provides a pipe as a fluid storage unit, from inside a tank having a tank inlet valve at one end of the pipe and a tank outlet valve at the other end, having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe, and inside the tank. A plug recovery device for recovering an inserted elastic body (hereinafter referred to as a plug), connected to the tank outlet valve and having a plug recovery space formed therein and a plug recovery portion provided in the plug recovery portion. A plug outlet, a fluid outlet channel provided in the plug recovery section, a fluid shutoff valve provided at the outlet of the fluid outlet channel, and a plug stopper provided at an inlet of the fluid outlet channel. Therefore, the fluids can be separated and taken out without mixing different fluids stored in the same tank.
[0192]
According to a twenty-eighth aspect of the present invention, in the plug recovery device of the twenty-seventh aspect, since the plug outlet is a flange that divides the plug recovery part into the tank outlet valve side and the fluid shutoff valve side, the plug can be easily removed. It is.
[0193]
A twenty-ninth invention is a fluid storage method using the fluid storage device of the twenty-third invention, wherein a fluid (hereinafter, a first fluid) in the fluid storage device is different from a first fluid (hereinafter, a second fluid). ), A first step of loading the plug into the plug firing device, a second step of introducing a second fluid into the plug firing device, and opening the tank inlet valve and the tank outlet valve. A third step of filling the tank with the second fluid, firing the plug into the tank and removing the first fluid from the tank, and after the plug reaches the plug recovery device, A fourth step of closing the tank outlet valve and removing the plug from the plug recovery device, so that the same tank can be replaced or separated and stored without mixing different fluids. .
[0194]
A thirtieth invention is a fluid storage method using the fluid storage device of the twenty-fourth invention, wherein a fluid in the fluid storage device (hereinafter, a first fluid) is separated from a first fluid by a fluid (hereinafter, a second fluid). A first step of opening the plug insertion opening, pushing the plug into the plug launcher-side fluid outlet channel through the plug insertion portion, and then closing the plug insertion opening; Opening a valve to introduce a second fluid into the plug firing device; and opening the fluid outlet valve, the tank inlet valve and the tank outlet valve to fill the tank with the second fluid, the tank A third step of firing the plug into and removing the first fluid from the tank; and closing the tank outlet valve and the fluid shutoff valve after the plug reaches the plug collection device; Open the outlet Because and a fourth step of removing the plug from the plug collecting device Te without mixing different fluids to the same tank, or replace, can be stored separately.
[0195]
A thirty-first invention is a fluid storage method using the plug firing device of the twenty-fifth invention, wherein the pipe is a fluid storage part, and the pipe has a tank inlet valve at one end and a tank outlet valve at the other end. When storing an n-th fluid (n is an integer of 2 or more) from a fluid, the tank inlet valve, the fluid outlet valve, and the fluid inlet valve are opened, and the first fluid is supplied from the fluid inlet valve into the tank. A first step of filling, closing the tank inlet valve, the fluid outlet valve and the fluid inlet valve, opening the plug insertion port and pushing the plug through the plug insertion portion into the fluid outlet flow path; A second step of closing the plug insertion port, a third step of opening the fluid inlet valve, and introducing the next fluid (hereinafter, next fluid) into the plug insertion section, and opening the tank inlet valve to enter the tank The next stream of And filling the plug into the tank and firing the plug into the tank. When n is 3 or more, the second step, the third step, and the fourth step are repeated until the n-th fluid, Finally, since the tank inlet valve is closed, the same tank can be stored separately without mixing different fluids.
[0196]
A thirty-second invention is a fluid storage method using the plug recovery device of the twenty-seventh invention, wherein the pipe is a fluid storage part, and the pipe has a tank inlet valve at one end and a tank outlet valve at the other end. The first fluid to the n-th (n is an integer of 2 or more) fluid having an outer diameter larger than the inner diameter of the pipe and sequentially stored with an elastic body (hereinafter, plug) inserted into the tank interposed therebetween is used. When taking out, the first step of connecting the n-th take-out tank from the first take-out tank via the switching valve to the outlet side of the fluid shut-off valve, and when j is an integer from 1 to n, The second step of taking out the j-th fluid into the j-th taking-out tank by sequentially switching the switching valve and opening and closing the tank outlet valve and the fluid closing valve, and taking out the first fluid to the (n-1) th fluid About the plug A third step of closing the tank outlet valve and the fluid shutoff valve each time the plug collection portion is reached, opening the plug outlet and removing the plug, and then closing the plug outlet. Can be taken out of the same tank without mixing different fluids.
[0197]
A thirty-third invention is the fluid storage method according to the thirty-second invention, wherein instead of the third step, the removal from the first fluid to the (n-1) th fluid is performed every time the plug reaches the plug recovery unit. Closing the tank outlet valve and the fluid closing valve, and after taking out the n-th fluid, opening the plug outlet and taking out all the plugs that have reached the plug collecting section. It can be taken out without mixing fluid.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram showing an example of an LPG ship used in the present invention.
FIG. 2 CO 2 State diagram.
FIG. 3 is a diagram showing an example of a tank using a pipe as a fluid storage unit.
FIG. 4 shows an LPG ship transporting LPG and CO according to the present invention. 2 The figure which shows the example used together with the conveyance of gas.
Fig. 5 CO to LPG ship 2 The figure which shows an example in which gas is mounted.
Fig. 6 CO to LPG ship 2 The figure which shows the other example mounted with gas.
FIG. 7: CO from LPG ship 2 The figure which shows an example which unloads gas.
FIG. 8: CO from LPG ship 2 The figure which shows the other example which unloads gas.
FIG. 9 shows a CNG carrier transporting CNG and liquid CO according to the present invention. 2 The figure which shows the example used together with the conveyance of.
FIG. 10: Liquid CO to CNG ship 2 The figure which shows an example which mounts.
FIG. 11: Liquid CO to CNG ship 2 The figure which shows the other example which mounts.
FIG. 12: Liquid CO from CNG ship 2 The figure which shows an example of unloading.
FIG. 13: Liquid CO from CNG ship 2 The figure which shows the other example which unloads.
FIG. 14 is a view showing a basic configuration of a fluid storage device according to the present invention and a method of exchanging and storing two fluids.
FIG. 15 illustrates an example of a plug.
FIG. 16 shows a specific configuration of a plug firing device according to the present invention.
FIG. 17 shows a specific configuration of a plug collecting device according to the present invention.
FIG. 18 is a diagram showing a method of separating and storing a plurality of fluids in a tank using a pipe as a fluid storage unit.
FIG. 19 is a diagram showing a method of extracting a plurality of fluids stored separately by separating the pipe into a tank having a fluid storage unit.
[Explanation of symbols]
1 LPG ship
2 LPG tank
3 Tank pressure of pressurized LPG carrier (15kg / cm 2 ) And temperature (normal temperature: 20 ± 20 ° C)
4 Tank with pipe as fluid storage
4a pipe
5 Tank inlet valve
6 Tank outlet valve
7 Oil and gas loading equipment
8 Oil and gas receiving stockpiling base
9 CO 2 Gas loading base
10 CO 2 Gas unloading base
11 Use for EOR (Enhanced Oil Recovery)
12 Underground and underwater sequestration
13 CO 2 Gas tank
14 Gas compression pump
15 Liquid CO 2 tank
16 vaporizer
17 Pressure regulating valve
18 Check valve
19 Gas transport pump
20 liquefier (refrigerator)
21 CNG ship
22 Natural gas loading equipment
23 Natural Gas Receiving Storage Base
24 Liquid CO 2 Loading base
25 Liquid CO 2 Unloading base
26 Liquid compression pump
27 Liquid transport pump
28 Pressure reducing valve
29 Refrigerator
30 Return channel
30a Pressure relief valve
31, 31A, 31B plug
32 plug launcher
33 Plug recovery device
34 fluid outlet valve
35 Fluid outlet channel (plug outlet device side fluid outlet channel)
36 Plug insertion part
37 Plug insertion port
38 Fluid inlet valve
39 Connecting pipe
40 flange
41 Plug collection part
42 Plug outlet
43 Fluid outlet channel (plug outlet side fluid outlet channel)
44 Fluid shutoff valve
45 Stopper
46 Connecting pipe
47 Switching valve
48A, 48B, 48C Removal tank
A, B, C gas
