JP2005076640A

JP2005076640A - Storing method and device for natural gas hydrate

Info

Publication number: JP2005076640A
Application number: JP2003209498A
Authority: JP
Inventors: Koji Narukawa; 公史成川; Takeshi Suzuki; 剛鈴木; Naoki Yanagisawa; 直樹柳沢
Original assignee: Chubu Electric Power Co Inc; Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Current assignee: Chubu Electric Power Co Inc; Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Priority date: 2003-08-29
Filing date: 2003-08-29
Publication date: 2005-03-24
Anticipated expiration: 2023-08-29
Also published as: JP4378124B2

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a storing method for natural gas hydrates capable of facilitating the control of the gas pressure and enhancing the operating easiness and the followup performance after the load. <P>SOLUTION: The storing method is to store natural gas hydrates in solid form in a storage chamber, in which the hydrates a in solid form is sent through a pellet lead-in pipe 55 furnished with a lock hopper 54 and put into a pressure resistant vessel 51 filled previously with a certain quantity of water decided by the gas phase pressure, and at the same time, the quantity of water to be poured into the vessel 51 is controlled so that the internal pressure of the vessel 51 becomes the final pressure specified. <P>COPYRIGHT: (C)2005,JPO&NCIPI

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、ペレットなどの固形状の天然ガスハイドレートを貯槽に貯蔵する天然ガスハイドレートの貯蔵方法及びその装置に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
ガス導管による天然ガスの供給区域から外れた地域、すなわち、ガス導管が敷設されていない内陸部などへ天然ガスを輸送する方法としては、従来、タンクローリなどによるＬＮＧ（液化天然ガス）の輸送が行なわれているが、ＬＮＧは、それ自体が超低温（マイナス１６２℃）であるため、極めて高度な技術及び安全対策を伴った高価な設備が必要である。このため、ガス導管に代わるガス輸送方式として、タンクローリなどによるＬＮＧ輸送は普及に困難性があった。
【０００３】
また、ＬＮＧの輸入基地は別にして、内陸部などのＬＮＧ再ガス化基地（通常、サテライト基地と称する。）では、ＬＮＧを再ガス化する際に、海水の代わりに空気の顕熱を熱源とすることが行なわれている。
【０００４】
しかし、その場合は、ＬＮＧ自体が超低温（マイナス１６２℃）であるため、空気中に含まれる水分が氷結して積層し、最悪の場合、氷結氷による機器の作動不良が発生するなどの問題があり、ガス化時における機器管理に難点があった。そのため、再ガス化は、機器の２重化が必要であり、定格容量が重複することから、コストアップの一因になっていた。
【０００５】
また、ガスタービン燃焼器に供給する天然ガスは、ガス圧縮機による圧縮が必要であり、サテライト基地を経由した燃料供給システムの場合には、超低温下における高圧ガス化のため、ガス化器などの設備コストが嵩むといった問題があった。
【０００６】
ところで、近頃、注目されている天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）は、天然ガスと水との水和物であるが、その製造方法には、乾式と湿式との２通りの方法がある。
【０００７】
簡単に説明すると、乾式の場合は、所定の圧力及び温度下において、生成槽に導入された天然ガスの雰囲気中に水を噴霧して天然ガスハイドレートを生成させるので、粉体状の天然ガスハイドレートが生成される。一方、湿式の場合は、所定の圧力及び温度下において、生成槽に蓄えられている水の中に天然ガスを噴出して天然ガスハイドレートを生成させるので、シャーベット状となる。
【０００８】
天然ガスハイドレートは、粉体やシャーベットのまま輸送や貯蔵するよりも、それをペレット状に加工して輸送や貯蔵した方が輸送や貯蔵効率が向上すること、また、天然ガスハイドレートの有する自己保存性を利用することにより、常圧、低温（マイナス２０℃程度）で輸送や貯蔵が可能であることから、近年、天然ガスの新しい輸送及び貯蔵方法として注目されている。
【０００９】
このため、サテライト基地、或いは郊外の比較的大型のコンビニエンスストアなどのガス需要者は、図９に示すように、ペレット化された天然ガスハイドレート（以下、ＮＧＨペレットと称する）ａを常圧下で貯槽２に貯蔵し、天然ガスの需要時に、そのＮＧＨペレットａを耐圧製の再ガス化槽４に搬送し、そこで、ノズル９から温水ｃを降らせて再ガス化し、需要を賄うことを検討している。
【００１０】
一方、図１０に示すように、高圧パイプライン１からの天然ガスを、需要が少ないときには、天然ガスを圧力下で冷却することによって水和物に転換して貯蔵容器５に貯蔵し、需要が多いときには、水和物として貯蔵してある貯蔵容器５内の天然ガスを減圧及び／又は加熱することによって分解・気化して、天然ガスとして送出する天然ガスの貯蔵送出方法が提案されている（例えば、特許文献１参照。）。
【００１１】
【特許文献１】
特開平９−４９６００号公報（第４〜５頁、図１）
【００１２】
【発明が解決しようとする課題】
前者の場合には、ＮＧＨペレットａを貯槽２内に常圧で、且つ、マイナス２０℃で貯蔵することが可能であるが、貯槽２以外に、別途、耐圧製の再ガス化槽４を必要とするため、これらの槽の設置に多くの設置スペースが要る。
【００１３】
また、貯槽２から再ガス化槽４にＮＧＨペレットａを切り出す時にコンベヤなどのハンドリング装置を必要とするのみならず、ＮＧＨペレットａの搬送、即ち、ハンドリングに時間を要するという問題がある。
【００１４】
また、ＮＧＨペレットａをガス化する時、ノズル９から温水ｃを降らせる方式を採用しているので、ＮＧＨペレットａは、温水ｃが直接当たる上層部から徐々にガス化する。
【００１５】
従って、急速なガス化に適さないことから、急激な需要増に対応できない畏れがある。また、上記のように、ノズル９から温水ｃを降らせる方式を採用しているので、ガス圧の制御が難しい。
【００１６】
一方、後者の場合には、第１の熱交換系７、コンプレッサーを設けた第１の冷媒循環ライン１１、第２の熱交換系１５及び膨張弁を設けた第２の冷媒循環ライン１３を主要な構成要素としているヒートポンプを用い、ハイドレートをガス化する際には、貯蔵容器５に具備されている第１の熱交換系７に、蓄熱槽１７の蓄熱材に蓄えられている熱を供給する方式を採用しているので、貯蔵容器５内のハイドレートは、第１の熱交換系７に接触している部分から徐々にガス化する。従って、急速なガス化に適さないことから、急激は需要増に対応できない畏れがある。
【００１７】
本発明は、このような不具合を解消するためになされたものであり、第１の目的は、ＮＧＨペレットを貯蔵する貯槽と、ＮＧＨペレットをガス化する再ガス化槽を一体化してコンベヤなどのハンドリング装置を廃止し、以て、コストダウンや省スペースを図ることができる天然ガスハイドレートの貯蔵方法及び装置を提供することにある。
【００１８】
本発明の第２の目的は、スラリー化したＮＧＨペレット自体を循環させることで、熱の授受を活発化し、急激な需要増に対応できる天然ガスハイドレートの貯蔵方法及び装置を提供することにある。
【００１９】
本発明の第３の目的は、ガス圧の制御が容易であり、操作性や負荷への追従性に優れた天然ガスハイドレートの貯蔵方法及び装置を提供することにある。
【００２０】
【課題を解決するための手段】
上記課題を達成するために、本発明は、次のように形成されている。
【００２１】
すなわち、
（１）本発明の天然ガスハイドレートの貯蔵方法は、固形状の天然ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、固形状の天然ガスハイドレートを、ロックホッパを備えたペレット導入管を経て、ガス相圧力で定まる水張り量を予め水張りした耐圧容器に投入すると共に、該耐圧容器内の圧力が最終の所定圧になるように耐圧容器に注水する注水量を制御することを特徴とするものである。
【００２２】
（２）本発明の天然ガスハイドレートの貯蔵方法は、固形状の天然ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、固形状の天然ガスハイドレートを、予め、耐圧容器内に貯蔵し、その後、耐圧容器内に水を供給して固形状の天然ガスハイドレートをスラリー化し、しかる後に、耐圧容器内の圧力が最終の所定圧になるように耐圧容器に注水する注水量を制御することを特徴とするものである。
【００２３】
（３）本発明の天然ガスハイドレートの貯蔵装置は、固形状の天然ガスハイドレートを貯蔵する天然ガスハイドレートの貯蔵装置であって、耐圧容器の上部にガス量調整弁を備えたガス送出管を設けると共に、前記耐圧容器の側部にロックホッパを備えたペレット導入管と、第１水位調整弁を備えた注水管とを設け、更に、上記耐圧容器にその底部と前記注水管に連通する管路を設けると共に、該管路と前記注水管の一部によって循環路を形成し、更に、前記管路に循環ポンプ及び温水量調整弁を有する熱交換器を設け、且つ、前記注水管に第２水位調整弁を備えた排水管を接続させたことを特徴とするものである。
【００２４】
（４）本発明の天然ガスハイドレートの貯蔵装置は、固形状の天然ガスハイドレートを貯蔵する天然ガスハイドレートの貯蔵装置であって、耐圧容器の上部にガス量調整弁を備えたガス送出管を設けると共に、前記耐圧容器の側部にバルブを備えたペレット導入管と、第１水位調整弁を備えた注水管を設け、更に、上記耐圧容器にその底部と前記注水管に連通する管路を設けると共に、該管路と前記注水管の一部によって循環路を形成し、更に、前記管路に循環ポンプ及び温水量調整弁を有する熱交換器を設け、且つ、前記注水管に第２水位調整弁を備えた排水管を接続させたことを特徴とするものである。
【００２５】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。
【００２６】
本発明に係る天然ガスハイドレートの貯蔵方法は、ペレット投入方式及び注水方式の２つの方式を含んでいるが、先ず、ペレット投入方式について説明し、その後に注水方式について説明する。
【００２７】
（１）ペレット投入方式
先ず、ペレット投入方式について説明する。
図１において、５１は、縦長の耐圧容器であり、その上部には、ガス量調整弁５２を備えたガス送出管５３が接続されている。また、耐圧容器５１は、その一方の側にロックホッパー５４を備えたペレット導入管５５を備え、他の一方の側に第１の水位調整弁５６及びバルブ６７を備えた注水管５７を備えている。上記ペレット導入管５５は、ロックホッパー５４の前後にバルブ５８及び５９を備えている。上記バルブ６７は、通常、「閉」になっている。
【００２８】
また、上記耐圧容器５１は、その底部と注水管５７の中間部６８に連通する管路６０を備えている。この管路６０と、上記中間部６８より下流側の注水管５７によって循環路６１を形成している。また、上記管路６０は、反時計回りにロータリーバルブ６２と、循環ポンプ６３と、熱交換器６４を備えている。この熱交換器６４は、温水供給管６５にガス圧調整弁（温水量調整弁）６６を備えている。
【００２９】
また、注水管５７の中間部６８には、第２の水位調整弁７０を備えた排水管７１が接続されている。
【００３０】
次に、このペレット投入方式を用いてＮＧＨペレットをスラリー状に貯蔵する方法について説明する。
【００３１】
このペレット投入方式の場合は、図２に示すように、上記第１の水位調整弁５６及びバルブ６７を「開」にして、注水管５７より耐圧容器５１に水ｗを注水し、前記耐圧容器５１内に、予め、所定量の水ｗを貯蔵する。
【００３２】
その後、図３に示すように、ＮＧＨペレットａを、ペレット導入管５５より耐圧容器５１内に導入する。耐圧容器５１内に導入されたＮＧＨペレットａは、その一部がガス化して耐圧容器５１内の圧力が上昇する。その結果、常圧下にあるＮＧＨペレットａの導入が困難になるから、ロックホッパ５４の前後に設けられている２つのバルブ５８及び５９を交互に開閉してガスの吹き抜けを制しながら、ＮＧＨペレットａを耐圧容器５１内に貯蔵する。この時、耐圧容器５１内のガス圧が最終の所定圧になるように、第１の水位調整弁５６を制御して耐圧容器５１内の水位をコントロールする。
【００３３】
このペレット投入方式において、ガス相の圧力変化は、投入される非圧縮性流体（水）と、固体のＮＧＨペレットを伴う発生ガス量に依存する訳であるが、投入の仕方として、（ａ）ほぼ瞬間に投入する場合と、（ｂ）定量を定時間で投入する場合とでやや異なる。
【００３４】
（ａ）の場合は、貯蔵量に対応する水量が決まっているため、無制御と考えて良い。（ｂ）の場合は、両者（水とＮＧＨペレット）が変数であり、制御し難い。従って、計量し易い水量を、ガス相圧力の検出により水量調節する。
【００３５】
尚、水位減（水抜き）について検討すると、最終的に貯蔵すべきガスハイドレート量と水量は一義的に決まっており、上記（ｂ）のような制御が行われ、制御弁５７の誤動作により圧力維持が困難なことが起こるとした場合、水位調節のために水抜きの必要性も考えられるが、制御系が複雑となり、実際面において、その必要性は多くないので、水抜きを考慮する必要はないと考えられる。
【００３６】
一方、ガス需要に対しては、図４に示すように、循環ポンプ６３を作動させ、水ｗとＮＧＨペレットａが混じり合った所謂ＮＧＨスラリーｅを循環路６１に沿って反時計回りに循環させる一方、温水供給管６５から熱交換器６４に温排水ｃを供給する。
【００３７】
上記のように、熱交換器６４に温排水ｃが供給されると、循環路６１を循環中のＮＧＨスラリーｅが温排水ｃによって温められ、耐圧容器５１内のＮＧＨペレットａがガス化し、速やかに高圧の天然ガスｇが得られる。
【００３８】
再生された高圧の天然ガスｇは、ガス送出管５３を経てコンビニエンスストアなどに設置されている発電用中小型ガスタービン燃焼器（図示せず）に、直接、供給される。このため、ガスタービン用燃料ガス圧縮機が不要になる可能性もある。ＮＧＨペレットａの再ガス化により増加した水ｗは、第２の水位調整弁７０を備えた排水管７１から系外に排出される。
【００３９】
ＮＧＨペレットａは、ガス化に伴って粒径が徐々に縮小し、分解速度が徐々に異なってくるため、耐圧容器５１内の圧力を検出して熱源となる温水量を制御弁６６によって制御する必要がある（分解ガス量を一定に維持する）。
【００４０】
（２）注水方式
次に、注水方式について説明する。
この注水方式（図５参照。）は、ペレット投入方式におけるロックホッパー付きペレット導入管５５の代わりに、バルブ７３を備えたペレット導入管７４を備えた点がペレット投入方式と異なるだけであるから、その他の機器については、説明を省略することとする。
【００４１】
次に、この注水方式を用いたＮＧＨペレット貯蔵方法について説明する。
【００４２】
この注水方式の場合は、図６に示すように、ペレット導入管７４より耐圧容器５１にＮＧＨペレットａを導入し、耐圧容器５１内に、予め、所定量のＮＧＨペレットａを貯蔵する。
【００４３】
その後、図７に示すように、この耐圧容器５１内に、注水管５７から水ｗを導入すると、ＮＧＨペレットａの一部がガス化して耐圧容器５１内の圧力が上昇する。そこで、第１の水位調整弁５６を制御して耐圧容器５１内のガス圧が最終の所定圧になるように耐圧容器５１内の水位をコントロールする。
【００４４】
一方、ガス需要に対しては、図８に示すように、循環ポンプ６３を作動させて水ｗとＮＧＨペレットａが混じり合った所謂ＮＧＨスラリーｅを循環路６１に沿って反時計回りに循環させる一方、温水供給管６５から熱交換器６４に温排水ｃを供給する。熱交換器６４に温排水ｃを供給すると、循環路６１を循環中のＮＧＨスラリーｅが温排水ｃによって温められ、耐圧容器５１内のＮＧＨペレットａがガス化し、速やかに高圧の天然ガスｇが得られる。
【００４５】
再生された高圧の天然ガスｇは、ガス送出管５３を経てコンビニエンスストアなどに設置されている発電用中小型ガスタービン燃焼器（図示せず）に、直接、供給される。このため、ガスタービン用燃料ガス圧縮機が不要になる可能性もある。ＮＧＨペレットａの再ガス化により増加した水ｗは、第２の水位調整弁７０を備えた排水管７１から系外に排出される。
【００４６】
ＮＧＨペレットａは、ガス化に伴って徐々に粒径が縮小し、分解速度が徐々に異なってくるため、耐圧容器５１内の圧力を検出して熱源となる温水量を制御弁６６により制御する必要がある（分解ガス量を一定に維持する）。
【００４７】
上記のように、本発明によれば、所期の目的を達成することができる。
【００４８】
ところで、水張りした耐圧容器５１内にＮＧＨペレットａを投入した当初、ＮＧＨペレットａの一部がガス化することは、既に説明したが、ＮＧＨペレット貯蔵時は、ガス化したガスの増加にしたがって平衡条件を維持する必要がある。しかも、耐圧容器５１内は、ＮＧＨスラリーｅによって氷結しない温度で平衡を維持することが必要である。
【００４９】
それは、後述するように、耐圧容器のディメンションと水張量で決まってくる。実施例で説明した事例では、天然ガスを対象としたハイドレート平衡条件のうち、３．０３３２ａｔａ（０．２９７５ＭＰａ）近傍の圧力以上で、且つ、平衡温度が氷点を下回らない状態で耐圧容器５１内にＮＧＨスラリーｅを形成する。
【００５０】
本発明者らは、本発明の実用性を紙上にて確認した。その結果について説明する。
【００５１】
【実施例】
（実施例）
槽内容積などの諸条件を、下記のように設定する。但し、アンダーラインを付与した数値は予め決めた数値である。
【００５２】

ここで、
Ｐ_１；容器の初圧
Ｐ_２；容器の終圧
ｔ_１；容器の初温
ｔ_２；容器の終温
Ｔ_１；ｔ_１の絶対温度
Ｔ_２；ｔ_２の絶対温度
である。
ガス比重量：０．７７６ｋｇ／Ｎｍ^３
ガス定数Ｒ：４７．４ｋｇ・ｍ／ｋｇ・Ｋ
上記のように設定する。
容器最初の蓄ガス量（Ｗ_１）は、
（Ｖ −Ｇ）×Ｐ_１×１０^４／（Ｒ ×Ｔ_１）＝Ｗ_１・・・・・（１）
ＮＧＨ積込後蓄ガス量（Ｗ_２）は、
Ｐ_２×１０^４×｛Ｖ − Ｇ−（ｎ−ｇ）／０．８−ｇ ×０．８９｝／（Ｒ ×Ｔ_２）＝Ｗ_２・・・・・（２）
分解ガス量は、
Ｗ_２−Ｗ_１＝ｇ ×０．１１・・・・・（３）
となる。
【００５３】
さて、予め、貯水されている容器にＮＧＨを投入した場合と投入後の熱バランスを、下記のように計算する。
【００５４】
即ち、初期水張した容器にＮＧＨを投入した後の、前後のマス・熱バランスを計算することにより、投入ＮＧＨに見合う容器内の状態（温度、圧力）を決定する。
【００５５】
ＮＧＨ顕熱量：ｎ × （−２０） ×０．４９７・・・・・（４）
初期ガス相の顕熱：Ｗ_１×１０×０．５・・・・・（５）
液相の顕熱量：Ｇ ×１０・・・・・（６）
一部分解ＮＧＨの吸熱量：−ｇ ×１１５・・・・・（７）
によって、（４）〜（７）合計・・・・・（８）
一方、ＮＧＨ充填後の熱量：
Ｗ_２×０．５ ×ｔ_２＋｛Ｇ＋（ｎ−ｇ）×０．４９７＋ｇ ×０．８９｝×ｔ_２・・・・・（９）
ここで、（８）＝（９）でなければならない。
【００５６】
予め定めた定数を挿入すると共に、充填後はＮＧＨスラリーを形成するが、その平衡条件は、
Ｐ_２＝３．０３３２ａｔａ
ｔ_２＝２．５℃
であるから、分解ＮＧＨ量（ｇ）は、
ｇ＝７１ｋｇ
が得られる。
【００５７】
従って、分解ＮＧＨ量（ｇ）は、７１ｋｇとなり、ＮＧＨ投入量（ｎ＝１１，６００ｋｇ）に対して０．６％であった。従って、投入ＮＧＨペレットの９９．４％が分解せず、ＮＧＨスラリーとして安定的に維持されていることが分かった。
【００５８】
【発明の効果】
（１）上記のように、本発明の第１の天然ガスハイドレート貯蔵方法は、固形状の天然ガスハイドレートを、ロックホッパを備えたペレット導入管を経て、ガス相圧力で定まる水張り量を予め水張りした耐圧容器に投入すると共に、該耐圧容器内の圧力が最終の所定圧になるように耐圧容器に注水する注水量を制御するので、ガス圧の制御が容易となり、操作性や負荷への追従性が大幅に向上するようになった。
【００５９】
また、本発明は、スラリー化したＮＧＨペレット自体を循環させることで、熱の授受を活発化し、急激な需要増に対応できるようになった。
【００６０】
また、本発明は、再生ガスが高圧となるため、ガス送出管を経てコンビニエンスストアなどに設置されている発電用中小型ガスタービンの燃焼器に直接供給することができる。従って、ガスタービン用燃料ガス圧縮機が不要になる可能性もある。
【００６１】
（２）また、本発明の第２の天然ガスハイドレート貯蔵方法は、固形状の天然ガスハイドレートを、予め、耐圧容器内に貯蔵し、その後、耐圧容器内に水を供給して固形状の天然ガスハイドレートをスラリー化し、しかる後に、耐圧容器内の圧力が最終の所定圧になるように耐圧容器に注水する注水量を制御するため、第１の方法発明の効果に加え、更に、操作が容易になるなどの効果がある。
【００６２】
（３）一方、本発明の第１の天然ガスハイドレート貯蔵装置は、耐圧容器の上部にガス量調整弁を備えたガス送出管を設けると共に、前記耐圧容器の側部にロックホッパを備えたペレット導入管と、第１水位調整弁を備えた注水管とを設け、更に、上記耐圧容器にその底部と前記注水管に連通する管路を設けると共に、該管路と前記注水管の一部によって循環路を形成し、更に、前記管路に循環ポンプ及び温水量調整弁を有する熱交換器を設け、且つ、前記注水管に第２水位調整弁を備えた排水管を接続させたので、ガス圧の制御が容易となり、操作性や負荷への追従性が大幅に向上するようになった。
【００６３】
また、本発明は、ＮＧＨペレットを貯蔵する貯槽と、ＮＧＨペレットをガス化する再ガス化槽を一体化してコンベヤなどのハンドリング装置を廃止したので、コストダウンや省スペースを図ることが可能になった。
【００６４】
また、本発明は、固体状のＮＧＨペレットをスラリー化して貯蔵するため、ＮＧＨペレットの貯蔵やハンドリングが容易になった。
【００６５】
また、本発明は、再生ガスが高圧となるため、ガス送出管を経てコンビニエンスストアなどに設置されている発電用中小型ガスタービンの燃焼器に直接供給することができる。従って、ガスタービン用燃料ガス圧縮機が不要になる可能性もある。
【００６６】
（４）本発明に係る第２の天然ガスハイドレートの貯蔵装置は、耐圧容器の上部にガス量調整弁を備えたガス送出管を設けると共に、前記耐圧容器の側部にバルブを備えたペレット導入管と、第１水位調整弁を備えた注水管を設け、更に、上記耐圧容器にその底部と前記注水管に連通する管路を設けると共に、該管路と前記注水管の一部によって循環路を形成し、更に、前記管路に循環ポンプ及び温水量調整弁を有する熱交換器を設け、且つ、前記注水管に第２水位調整弁を備えた排水管を接続させたので、第１の装置発明の効果の加え、構造をより簡素化させることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明に係る天然ガスハイドレート貯蔵装置の一形態を示す概略構成図である。
【図２】貯蔵容器に所定量の水を貯蔵した状態を示す説明図である。
【図３】貯蔵容器にＮＧＨペレットを導入し、ＮＧＨペレットをスラリー化して貯蔵する説明図である。
【図４】スラリー化したＮＧＨペレットを再ガス化する説明図である。
【図５】本発明に係る天然ガスハイドレートの貯蔵装置の別の形態を示す概略構成図である。
【図６】貯蔵容器に所定量のＮＧＨペレットを貯蔵した状態を示す説明図である。
【図７】貯蔵容器に水を導入し、ＮＧＨペレットをスラリー化して貯蔵する説明図である。
【図８】スラリー状のＮＧＨペレットを再ガス化する説明図である。
【図９】従来のペレット貯蔵方式を示す説明図である。
【図１０】従来の天然ガスの貯蔵送出方法を示す概略構成図である。
【符号の説明】
ａ固形状の天然ガスハイドレート
ｅスラリー
ｇ高圧ガス
ｗ水
５１耐圧容器
５２ガス量調整弁
５３ガス送出管
５４ロックホッパ
５５，７４ペレット導入管
５６第１水位調整弁
５７注水管
６０管路
６１循環路
６３循環ポンプ
６４熱交換器
６６温水量調整弁
７０第２水位調整弁
７１排水管[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a natural gas hydrate storage method and apparatus for storing solid natural gas hydrate such as pellets in a storage tank.
[0002]
[Prior art]
Conventionally, LNG (liquefied natural gas) has been transported by tank trucks, etc. as a method of transporting natural gas to areas outside the natural gas supply area by gas conduits, that is, inland areas where gas conduits are not installed. However, since LNG itself is extremely low temperature (minus 162 ° C.), expensive equipment with extremely advanced technology and safety measures is required. For this reason, as a gas transport method replacing the gas conduit, LNG transport using a tank truck or the like has been difficult to spread.
[0003]
Apart from LNG import bases, inland LNG regasification bases (usually called satellite bases), when LNG is regasified, sensible heat of air is used as a heat source instead of seawater. It has been done.
[0004]
However, in that case, since LNG itself is at an extremely low temperature (minus 162 ° C.), moisture contained in the air freezes and accumulates, and in the worst case, the malfunction of the equipment due to freezing freezes. There was a difficulty in equipment management during gasification. For this reason, regasification requires duplication of equipment, and the rated capacity is duplicated, which has contributed to an increase in cost.
[0005]
In addition, the natural gas supplied to the gas turbine combustor needs to be compressed by a gas compressor. In the case of a fuel supply system via a satellite base, a gasifier or the like is used for high-pressure gasification at ultra-low temperatures. There was a problem that the equipment cost increased.
[0006]
By the way, natural gas hydrate (NGH), which has been attracting attention recently, is a hydrate of natural gas and water, and there are two production methods, dry and wet.
[0007]
Briefly, in the case of the dry type, natural gas hydrate is produced by spraying water into the natural gas atmosphere introduced into the production tank under a predetermined pressure and temperature. Hydrate is generated. On the other hand, in the case of a wet type, a natural gas hydrate is produced by jetting natural gas into the water stored in the production tank under a predetermined pressure and temperature, so that it becomes a sherbet.
[0008]
Natural gas hydrates have better transport and storage efficiency when processed and pelletized after being processed into pellets than when transported or stored as powder or sherbet, and natural gas hydrate has By utilizing self-preserving property, it can be transported and stored at normal pressure and low temperature (about minus 20 ° C.), and thus has recently attracted attention as a new method for transporting and storing natural gas.
[0009]
For this reason, gas customers such as satellite bases or relatively large convenience stores in the suburbs, as shown in FIG. 9, pelletized natural gas hydrate (hereinafter referred to as NGH pellets) a under normal pressure. It is stored in the storage tank 2, and when the demand for natural gas is reached, the NGH pellet a is transported to the pressure-resistant regasification tank 4, where hot water c is dropped from the nozzle 9 to regasify it to meet the demand. ing.
[0010]
On the other hand, as shown in FIG. 10, when the demand for the natural gas from the high-pressure pipeline 1 is low, the natural gas is cooled under pressure to be converted into a hydrate and stored in the storage container 5, and the demand is increased. In many cases, a natural gas storage and delivery method for decomposing and vaporizing natural gas in the storage container 5 stored as a hydrate by depressurization and / or heating and sending it as natural gas has been proposed ( For example, see Patent Document 1.)
[0011]
[Patent Document 1]
JP-A-9-49600 (pages 4-5, FIG. 1)
[0012]
[Problems to be solved by the invention]
In the former case, it is possible to store the NGH pellet a in the storage tank 2 at normal pressure and minus 20 ° C. In addition to the storage tank 2, a pressure-resistant regasification tank 4 is required separately. Therefore, a lot of installation space is required for the installation of these tanks.
[0013]
In addition, when the NGH pellet a is cut out from the storage tank 2 to the regasification tank 4, not only a handling device such as a conveyor is required, but also there is a problem that it takes time to transport the NGH pellet a, that is, handling.
[0014]
Moreover, since the system which drops the warm water c from the nozzle 9 is employ | adopted when gasifying the NGH pellet a, the NGH pellet a is gradually gasified from the upper layer part which the warm water c directly hits.
[0015]
Therefore, since it is not suitable for rapid gasification, there is a possibility that it cannot respond to a rapid increase in demand. In addition, as described above, since the method of dropping the hot water c from the nozzle 9 is adopted, it is difficult to control the gas pressure.
[0016]
On the other hand, in the latter case, the first heat exchange system 7, the first refrigerant circulation line 11 provided with a compressor, the second heat exchange system 15 and the second refrigerant circulation line 13 provided with an expansion valve are mainly used. When the hydrate is gasified using a heat pump as a constituent element, the heat stored in the heat storage material of the heat storage tank 17 is supplied to the first heat exchange system 7 provided in the storage container 5 Thus, the hydrate in the storage container 5 is gradually gasified from the portion in contact with the first heat exchange system 7. Therefore, since it is not suitable for rapid gasification, there is a possibility that it cannot respond rapidly to the increase in demand.
[0017]
The present invention has been made to solve such problems, and a first object is to integrate a storage tank for storing NGH pellets and a regasification tank for gasifying NGH pellets into a conveyor or the like. It is an object of the present invention to provide a natural gas hydrate storage method and apparatus that eliminates the handling apparatus and can reduce costs and save space.
[0018]
The second object of the present invention is to provide a natural gas hydrate storage method and apparatus capable of accelerating heat transfer and responding to a rapid increase in demand by circulating slurry NGH pellets themselves. .
[0019]
A third object of the present invention is to provide a natural gas hydrate storage method and apparatus that is easy to control the gas pressure and that is excellent in operability and load followability.
[0020]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, the present invention is formed as follows.
[0021]
That is,
(1) The storage method of the natural gas hydrate of the present invention, when storing the solid natural gas hydrate in the storage tank, the solid natural gas hydrate is passed through a pellet introduction pipe equipped with a lock hopper, The amount of water filling determined by the gas phase pressure is put into a pressure vessel that has been pre-watered, and the amount of water injected into the pressure vessel is controlled so that the pressure in the pressure vessel becomes the final predetermined pressure. is there.
[0022]
(2) The method for storing the natural gas hydrate of the present invention is to store the solid natural gas hydrate in a pressure vessel in advance when storing the solid natural gas hydrate in the storage tank. Slurry solid natural gas hydrate by supplying water into the pressure vessel, and then control the amount of water injected into the pressure vessel so that the pressure in the pressure vessel becomes the final predetermined pressure It is what.
[0023]
(3) The natural gas hydrate storage device of the present invention is a natural gas hydrate storage device for storing solid natural gas hydrate, and is provided with a gas amount adjusting valve at the upper part of the pressure vessel. And a pellet introduction pipe provided with a lock hopper on the side of the pressure vessel, and a water injection pipe provided with a first water level adjustment valve, and further, the pressure vessel is communicated with the bottom and the water injection pipe. And a heat exchanger having a circulation pump and a hot water amount adjusting valve is provided in the pipe, and the water injection pipe is provided. And a drain pipe provided with a second water level adjusting valve.
[0024]
(4) The natural gas hydrate storage device according to the present invention is a natural gas hydrate storage device that stores solid natural gas hydrate, and is a gas delivery device having a gas amount adjusting valve at the top of the pressure vessel. A pipe is provided, a pellet introduction pipe provided with a valve on the side of the pressure vessel, a water injection pipe provided with a first water level adjustment valve, and a pipe communicating with the bottom and the water injection pipe in the pressure vessel A circulation path is formed by the pipe line and a part of the water injection pipe, a heat exchanger having a circulation pump and a hot water amount adjusting valve is provided in the pipe line, and A drain pipe provided with a two water level adjusting valve is connected.
[0025]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
[0026]
The natural gas hydrate storage method according to the present invention includes two methods, a pellet charging method and a water injection method. First, the pellet charging method will be described, and then the water injection method will be described.
[0027]
(1) Pellet charging method First, the pellet charging method will be described.
In FIG. 1, 51 is a vertically long pressure-resistant container, and a gas delivery pipe 53 provided with a gas amount adjusting valve 52 is connected to the upper part thereof. Further, the pressure vessel 51 includes a pellet introduction pipe 55 provided with a lock hopper 54 on one side thereof, and a water injection pipe 57 provided with a first water level adjustment valve 56 and a valve 67 on the other side thereof. Yes. The pellet introduction pipe 55 includes

valves

58 and 59 before and after the lock hopper 54. The valve 67 is normally “closed”.
[0028]
The pressure vessel 51 includes a pipe line 60 that communicates with the bottom of the pressure vessel 51 and the intermediate part 68 of the water injection pipe 57. A circulation path 61 is formed by the pipe 60 and the water injection pipe 57 on the downstream side of the intermediate portion 68. The pipe line 60 includes a rotary valve 62, a circulation pump 63, and a heat exchanger 64 counterclockwise. The heat exchanger 64 includes a gas pressure adjusting valve (warm water amount adjusting valve) 66 in the hot water supply pipe 65.
[0029]
Further, a drain pipe 71 having a second water level adjustment valve 70 is connected to the intermediate portion 68 of the water injection pipe 57.
[0030]
Next, a method for storing NGH pellets in a slurry state using this pellet charging method will be described.
[0031]
In the case of this pellet charging method, as shown in FIG. 2, the first water level adjusting valve 56 and the valve 67 are opened, and water w is injected into the pressure vessel 51 from the water injection pipe 57, and the pressure vessel A predetermined amount of water w is stored in advance in 51.
[0032]
Thereafter, as shown in FIG. 3, the NGH pellet a is introduced into the pressure vessel 51 through the pellet introduction pipe 55. A part of the NGH pellet a introduced into the pressure vessel 51 is gasified and the pressure in the pressure vessel 51 is increased. As a result, it becomes difficult to introduce the NGH pellet a under normal pressure. Therefore, the two

valves

58 and 59 provided at the front and rear of the lock hopper 54 are alternately opened and closed to prevent the gas from being blown out. a is stored in the pressure vessel 51. At this time, the water level in the pressure vessel 51 is controlled by controlling the first water level adjustment valve 56 so that the gas pressure in the pressure vessel 51 becomes the final predetermined pressure.
[0033]
In this pellet charging method, the pressure change of the gas phase depends on the incompressible fluid (water) to be input and the amount of gas generated with solid NGH pellets. There is a slight difference between the case where the injection is made almost instantaneously and the case where (b) the fixed amount is supplied at a constant time.
[0034]
In the case of (a), since the amount of water corresponding to the storage amount is determined, it may be considered as no control. In the case of (b), both (water and NGH pellets) are variables and are difficult to control. Therefore, the amount of water that is easy to measure is adjusted by detecting the gas phase pressure.
[0035]
When the water level reduction (drainage) is examined, the gas hydrate amount and the water amount to be finally stored are uniquely determined, and the control as in (b) above is performed. If it is difficult to maintain the pressure, it may be necessary to drain water to adjust the water level. However, the control system becomes complicated and there is not much necessity in practice, so consider draining water. It is not considered necessary.
[0036]
On the other hand, for the gas demand, as shown in FIG. 4, the circulation pump 63 is operated to circulate the so-called NGH slurry e in which the water w and the NGH pellet a are mixed, counterclockwise along the circulation path 61. On the other hand, the warm drainage c is supplied from the warm water supply pipe 65 to the heat exchanger 64.
[0037]
As described above, when the warm drainage c is supplied to the heat exchanger 64, the NGH slurry e circulating in the circulation path 61 is warmed by the warm drainage c, and the NGH pellet a in the pressure resistant vessel 51 is gasified and quickly. In addition, high-pressure natural gas g is obtained.
[0038]
The regenerated high-pressure natural gas g is directly supplied to a power generation medium and small gas turbine combustor (not shown) installed in a convenience store or the like via a gas delivery pipe 53. For this reason, the fuel gas compressor for gas turbines may become unnecessary. The water w increased by regasification of the NGH pellet a is discharged out of the system from the drain pipe 71 provided with the second water level adjustment valve 70.
[0039]
Since the particle size of the NGH pellet a gradually decreases with gasification and the decomposition rate gradually changes, the pressure in the pressure vessel 51 is detected and the amount of hot water serving as a heat source is controlled by the control valve 66. Necessary (maintain the amount of cracked gas constant).
[0040]
(2) Water injection method Next, the water injection method will be described.
This water injection method (see FIG. 5) differs from the pellet injection method only in that a pellet introduction tube 74 provided with a valve 73 is provided instead of the pellet introduction tube 55 with a lock hopper in the pellet injection method. Description of other devices will be omitted.
[0041]
Next, an NGH pellet storage method using this water injection method will be described.
[0042]
In the case of this water injection method, as shown in FIG. 6, the NGH pellet a is introduced into the pressure vessel 51 from the pellet introduction pipe 74, and a predetermined amount of NGH pellet a is stored in the pressure vessel 51 in advance.
[0043]
Thereafter, as shown in FIG. 7, when water w is introduced from the water injection pipe 57 into the pressure vessel 51, a part of the NGH pellet a is gasified and the pressure in the pressure vessel 51 rises. Therefore, the first water level adjustment valve 56 is controlled to control the water level in the pressure vessel 51 so that the gas pressure in the pressure vessel 51 becomes the final predetermined pressure.
[0044]
On the other hand, for the gas demand, as shown in FIG. 8, the circulation pump 63 is operated to circulate the so-called NGH slurry e in which the water w and the NGH pellet a are mixed along the circulation path 61 in the counterclockwise direction. On the other hand, the warm drainage c is supplied from the warm water supply pipe 65 to the heat exchanger 64. When the warm drainage c is supplied to the heat exchanger 64, the NGH slurry e circulating in the circulation path 61 is warmed by the warm drainage c, the NGH pellet a in the pressure vessel 51 is gasified, and the high-pressure natural gas g is quickly generated. can get.
[0045]
The regenerated high-pressure natural gas g is directly supplied to a power generation medium and small gas turbine combustor (not shown) installed in a convenience store or the like via a gas delivery pipe 53. For this reason, the fuel gas compressor for gas turbines may become unnecessary. The water w increased by regasification of the NGH pellet a is discharged out of the system from the drain pipe 71 provided with the second water level adjustment valve 70.
[0046]
Since the particle size of the NGH pellet a gradually decreases with gasification and the decomposition rate gradually changes, the pressure in the pressure vessel 51 is detected and the amount of hot water serving as a heat source is controlled by the control valve 66. Necessary (maintain the amount of cracked gas constant).
[0047]
As described above, according to the present invention, an intended object can be achieved.
[0048]
By the way, although it has already been explained that a part of the NGH pellet a is gasified at the beginning when the NGH pellet a is introduced into the water-filled pressure-resistant vessel 51, the NGH pellets are balanced according to an increase in gasified gas when stored. It is necessary to maintain the conditions. Moreover, it is necessary to maintain the equilibrium in the pressure vessel 51 at a temperature at which the NGH slurry e does not freeze.
[0049]
As will be described later, this is determined by the dimension of the pressure vessel and the amount of water filling. In the case described in the embodiment, among the hydrate equilibrium conditions for natural gas, the pressure vessel 51 is not less than the pressure in the vicinity of 3.0332 data (0.2975 MPa) and the equilibrium temperature is not below the freezing point. An NGH slurry e is formed inside.
[0050]
The inventors have confirmed the utility of the present invention on paper. The result will be described.
[0051]
【Example】
(Example)
Various conditions such as the volume in the tank are set as follows. However, the numerical value given the underline is a predetermined numerical value.
[0052]

here,
P ₁ ; initial pressure P _{2 of the} container; final pressure t _{1 of the} container; initial temperature t _{2 of the} container; final temperature T _{1 of the} container; absolute temperature T _{2 of} t ₁ ; absolute temperature of t ₂ .
Gas specific weight: 0.776 kg / Nm ³
Gas constant R: 47.4 kg · m / kg · K
Set as above.
The initial gas storage amount (W ₁ ) in the container is
(V−G) × P ₁ × 10 ⁴ / (R × T ₁ ) = W ₁ (1)
The amount of stored gas after loading NGH (W ₂ ) is
P ₂ × 10 ⁴ × {V−G− (n−g) /0.8−g×0.89} / (R × T ₂ ) = W ₂ (2)
The amount of cracked gas is
W ₂ −W ₁ = g × 0.11 (3)
It becomes.
[0053]
Now, the heat balance when NGH is charged into a container stored in advance and after charging is calculated as follows.
[0054]
That is, the state (temperature, pressure) in the container corresponding to the charged NGH is determined by calculating the mass / heat balance before and after charging the NGH into the initially water-filled container.
[0055]
NGH sensible heat amount: n × (−20) × 0.497 (4)
Sensible heat of initial gas phase: W ₁ × 10 × 0.5 (5)
Sensible heat amount of liquid phase: G × 10 (6)
Endothermic amount of partially decomposed NGH: −g × 115 (7)
Depending on (4) to (7), total (8)
On the other hand, the amount of heat after NGH filling:
W ₂ × 0.5 × t ₂ + {G + (n−g) × 0.497 + g × 0.89} × t ₂ (9)
Here, (8) = (9) must be satisfied.
[0056]
Insert a predetermined constant and form NGH slurry after filling, but the equilibrium condition is
P ₂ = 3.0332 ata
t ₂ = 2.5 ° C
Therefore, the amount of decomposed NGH (g) is
g = 71 kg
Is obtained.
[0057]
Therefore, the decomposition NGH amount (g) was 71 kg, which was 0.6% with respect to the NGH input amount (n = 11,600 kg). Therefore, it was found that 99.4% of the charged NGH pellets did not decompose and were stably maintained as NGH slurry.
[0058]
【The invention's effect】
(1) As described above, in the first natural gas hydrate storage method of the present invention, the amount of water filling determined by the gas phase pressure is applied to the solid natural gas hydrate through a pellet introduction pipe equipped with a lock hopper. Since the amount of water injected into the pressure vessel is controlled so that the pressure inside the pressure vessel becomes the final predetermined pressure, the gas pressure can be easily controlled and the operability and load are reduced. The followability of has come to greatly improve.
[0059]
Further, according to the present invention, the slurry NGH pellets themselves are circulated, so that the heat transfer is activated and the sudden increase in demand can be dealt with.
[0060]
Further, in the present invention, since the regeneration gas has a high pressure, it can be directly supplied to the combustor of the small and medium gas turbine for power generation installed in the convenience store or the like via the gas delivery pipe. Therefore, the fuel gas compressor for gas turbines may be unnecessary.
[0061]
(2) Further, in the second natural gas hydrate storage method of the present invention, the solid natural gas hydrate is stored in the pressure vessel in advance, and then water is supplied into the pressure vessel to form a solid state. In order to control the amount of water injected into the pressure vessel so that the pressure in the pressure vessel becomes the final predetermined pressure, in addition to the effects of the first method invention, There are effects such as easy operation.
[0062]
(3) On the other hand, the first natural gas hydrate storage device of the present invention is provided with a gas delivery pipe provided with a gas amount adjusting valve at the upper part of the pressure vessel and provided with a lock hopper at the side of the pressure vessel. A pellet introduction pipe and a water injection pipe provided with a first water level adjustment valve are provided, and further, a pipe line communicating with the bottom of the pressure vessel and the water injection pipe is provided, and the pipe line and a part of the water injection pipe In addition, a heat exchanger having a circulation pump and a hot water amount adjusting valve is provided in the pipe line, and a drain pipe having a second water level adjusting valve is connected to the water injection pipe. Control of gas pressure has become easier, and operability and followability to loads have been greatly improved.
[0063]
In addition, the present invention integrates a storage tank for storing NGH pellets and a regasification tank for gasifying NGH pellets and eliminates a handling device such as a conveyor, thereby enabling cost reduction and space saving. It was.
[0064]
Further, according to the present invention, since solid NGH pellets are stored in a slurry state, the storage and handling of NGH pellets is facilitated.
[0065]
Further, in the present invention, since the regeneration gas has a high pressure, it can be directly supplied to the combustor of the small and medium gas turbine for power generation installed in the convenience store or the like via the gas delivery pipe. Therefore, the fuel gas compressor for gas turbines may be unnecessary.
[0066]
(4) A second natural gas hydrate storage device according to the present invention is provided with a gas delivery pipe provided with a gas amount adjusting valve in an upper part of a pressure resistant container, and a pellet provided with a valve on a side portion of the pressure resistant container. An introduction pipe and a water injection pipe provided with a first water level adjustment valve are provided, and further, a pipe line communicating with the bottom of the pressure vessel and the water injection pipe is provided, and the pipe and the part of the water injection pipe are circulated. A heat exchanger having a circulation pump and a hot water amount adjusting valve is provided in the pipe line, and a drain pipe having a second water level adjusting valve is connected to the water injection pipe. In addition to the effect of the device invention, the structure can be further simplified.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing an embodiment of a natural gas hydrate storage device according to the present invention.
FIG. 2 is an explanatory diagram showing a state in which a predetermined amount of water is stored in a storage container.
FIG. 3 is an explanatory diagram in which NGH pellets are introduced into a storage container, and NGH pellets are slurried and stored.
FIG. 4 is an explanatory diagram for regasifying the slurryed NGH pellets.
FIG. 5 is a schematic configuration diagram showing another embodiment of the natural gas hydrate storage device according to the present invention.
FIG. 6 is an explanatory view showing a state in which a predetermined amount of NGH pellets is stored in a storage container.
FIG. 7 is an explanatory diagram in which water is introduced into a storage container and NGH pellets are slurried and stored.
FIG. 8 is an explanatory diagram for regasifying slurry-like NGH pellets.
FIG. 9 is an explanatory view showing a conventional pellet storage system.
FIG. 10 is a schematic configuration diagram showing a conventional natural gas storage and delivery method.
[Explanation of symbols]
a solid natural gas hydrate e slurry g high pressure gas w water 51 pressure vessel 52 gas amount adjustment valve 53 gas delivery pipe 54

lock hopper

55, 74 pellet introduction pipe 56 first water level adjustment valve 57 water injection pipe 60 pipe 61 circulation Path 63 Circulation pump 64 Heat exchanger 66 Hot water amount adjustment valve 70 Second water level adjustment valve 71 Drain pipe

Claims

When storing the solid natural gas hydrate in the storage tank, the solid natural gas hydrate is introduced into a pressure vessel that is pre-filled with a water filling amount determined by the gas phase pressure through a pellet introduction pipe equipped with a lock hopper. And a method for storing a natural gas hydrate, wherein the amount of water injected into the pressure vessel is controlled so that the pressure in the pressure vessel becomes a final predetermined pressure.

When storing the solid natural gas hydrate in the storage tank, the solid natural gas hydrate is stored in the pressure vessel in advance, and then water is supplied into the pressure vessel and the solid natural gas hydrate is stored. A method for storing natural gas hydrate, wherein the rate is made into a slurry, and then the amount of water injected into the pressure vessel is controlled so that the pressure in the pressure vessel becomes the final predetermined pressure.

A storage device for a natural gas hydrate for storing solid natural gas hydrate, wherein a gas delivery pipe provided with a gas amount adjusting valve is provided at an upper portion of the pressure vessel, and a lock hopper is provided at a side portion of the pressure vessel. Provided with a pellet introduction pipe provided, and a water injection pipe provided with a first water level adjustment valve, and further provided with a conduit communicating with the bottom and the water injection pipe in the pressure vessel, and the pipe and the water injection pipe A circulation path is formed by a part, and further, a heat exchanger having a circulation pump and a hot water amount adjustment valve is provided in the pipe line, and a drain pipe having a second water level adjustment valve is connected to the water injection pipe. A natural gas hydrate storage device.

A storage device for a natural gas hydrate for storing solid natural gas hydrate, wherein a gas delivery pipe having a gas amount adjusting valve is provided at an upper portion of the pressure vessel, and a valve is provided at a side portion of the pressure vessel. A pellet introduction pipe and a water injection pipe provided with a first water level adjusting valve, and further, a pipe line communicating with the bottom part of the pressure vessel and the water injection pipe is provided, and the pipe line and a part of the water injection pipe A heat exchanger having a circulation pump and a hot water amount adjusting valve is provided in the pipe line, and a drain pipe having a second water level adjusting valve is connected to the water injection pipe. Natural gas hydrate storage device.