JP2006160977A

JP2006160977A - 天然ガスハイドレート分解方法及び装置

Info

Publication number: JP2006160977A
Application number: JP2004357904A
Authority: JP
Inventors: Seiji Horiguchi; 清司堀口; Takeshi Suzuki; 鈴木　　剛
Original assignee: Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Current assignee: Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Priority date: 2004-12-10
Filing date: 2004-12-10
Publication date: 2006-06-22

Abstract

【課題】ガス化槽内が高圧の場合でもガスと液体との分離を速やかに行い、ガス化槽や気液分離器の減容化を図る。
【解決手段】ガス化槽１内の加熱水ｂを攪拌装置２によって攪拌しながら、当該加熱水ｂに天然ガスハイドレートａを投入して加熱分解すると共に、加熱分解によって再ガス化した天然ガスａ’と加熱水ｂとの混合液ｄをサイクロン型の気液分離器７０に供給する。このサイクロン型の気液分離器７０によって付与された遠心力を利用して混合液ｄを天然ガスａ’と加熱水ｂとに分離する。しかる後に、天然ガスａ’をガスタービン発電装置などの需要先に供給し、天然ガスが除去された加熱水ｂを循環水加熱器３によって加熱してガス化槽１に供給する。
【選択図】図１

Description

本発明は、天然ガスハイドレート分解方法及び装置、より詳しくは、パウダーやペレット状の天然ガスハイドレートをガス化槽で再ガス化して当初の天然ガスに戻すための天然ガスハイドレート分解方法及び装置に関するものである。

従来、天然ガスを海外から輸入する場合、ガス田から天然ガスを採取した後、採取した天然ガスを液化温度まで冷却して液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する。）とした状態で輸入する方法が採用されている。

ところが、天然ガスを液化させるには、−１６２℃という極めて低い温度まで冷却する必要がある。また、このような極低温条件を維持しながらＬＮＧを貯蔵および輸送するには、専用のＬＮＧ貯蔵設備やＬＮＧ輸送船が必要となる。

このような高度の技術や設備などを必要とするＬＮＧ貯蔵設備やＬＮＧ輸送船などの製造や維持管理には、多額の費用がかかるため、ＬＮＧに代わる新たな天然ガスの貯蔵および輸送方法が鋭意研究されてきた。

こうした研究の結果、天然ガスを水と水和させて氷の結晶のような水和物、すなわち、天然ガスハイドレート（以下、ＮＧＨと称する。）を生成し、この結晶状のＮＧＨを貯蔵あるいは輸送するという方法が見いだされ、近年、特に有望視されている。

ＮＧＨは、包接化合物の一種であり、複数の水分子により形成された立体かご型の包接格子の中に天然ガスの各成分を構成する分子、すなわち、メタン（ＣＨ₄）、エタン（Ｃ₂Ｈ₆）、プロパン（Ｃ₃Ｈ₈）などが入り込んで包接された結晶構造を有するものである。

この立体かご型の包接格子に包接された天然ガス構成分子どうしの分子間距離は、天然ガスを高圧充填させた時のガスボンベ中における分子間距離よりも短くなる。これは、天然ガスが緊密充填された結晶を生成することを意味しており、例えば、メタンの水和物が安定する条件下、すなわち、温度が−８０℃、圧力が大気圧（１ｋｇ／ｃｍ²）の条件においては、気体状態に比較して約１／１７０の体積とすることができる。

このようにＮＧＨは、ＬＮＧに比べて比較的容易に得られる温度及び圧力条件下において製造可能であるとともに、安定した状態で保存が可能であることから、ＬＮＧの代替え品として大きな期待が寄せられている。

ところで、パウダーやペレット状のＮＧＨを再ガス化して、ガスタービン発電設備などの高圧ガス需要機器へ燃料として供給する場合には、再ガス化した天然ガスを高圧（例えば、１．０〜５．０ＭＰａ）で供給する必要がある。その際、ガス圧縮機を用いて所望の圧力まで昇圧すると、ガス圧縮機の圧縮動力が嵩むという問題がある。このため、ガス化槽自身でガスタービンの要求圧力に相当するガス圧まで再ガス化した天然ガスを高圧化する必要がある。

このため、従来のＮＧＨガス化システムでは、図５のように、耐圧製のガス化槽１内に導入したペレット状のＮＧＨ（ａ）と液（水又は温水）ｂとを攪拌装置２によって攪拌するとともに、ガス化槽１内の液（水又は温水）ｂを、ガス化槽１と循環水熱交換器３とを結ぶ循環路４に沿って反時計方向に循環させ、更に、循環水熱交換器３にガスタービン発電設備等のガス機関５の排熱を供給してＮＧＨ（ａ）を再ガス化するようにしている。

しかし、このガス化槽１内で再ガス化によって得られた天然ガスは、ガスタービンが要求するガス圧に相当する高圧（例えば、１．０〜５．０ＭＰａ）になっているうえ、攪拌装置２によって攪拌されているため、天然ガスが非常に微小な気泡（数ミクロン）となって液（（水又は温水）ｂ内に混合している。

従って、このガス化槽１では、天然ガスと液（（水又は温水）ｂとの気液分離が非常に困難となっている。その際、ガス分離を促進するために、天然ガスの滞留時間を十分に確保しようとすると、巨大なガス化槽が必要となり、多額の製造費や広大な敷地が必要になるなどいう問題がある。

他方、図６に示すように、処理容器（ガス化槽）１ａに球形の気液分離器７を併設し、処理容器（ガス化槽）１ａで再ガス化した天然ガスａ’と、再ガス化用の温水ｂ’とを球形の気液分離器７に供給し、当該気液分離器７で両者を分離する天然ガス水和物の分解装置が知られている（例えば、特許文献１参照。）。
特開２００１−２７９２８１号公報（第４−５頁、図１）

しかしながら、この天然ガス水和物の分解装置は、図６のように、処理容器（ガス化槽）１ａのガスａ’と温水ｂ’とを球形の気液分離器７に供給し、球形の気液分離器７内でガスａ’と温水ｂ’との比重差を利用して気液分離するようにしているので、若し、処理容器（ガス化槽）１ａ内の圧力をガスタービンが要求して圧力に相当する高圧（例えば、１．０〜５．０ＭＰａ）にした場合には、温水ｂ’内に天然ガスａ’が非常に微小な気泡となって混入することから、分離に時間がかかるという問題がある。

その際、ガス分離に必要な十分な時間を付与する場合には、処理容器（ガス化槽）１ａや気液分離器７が大型化するという新たな問題が発生する。

本発明は、このような従来の問題を解消するためになされたものであり、その目的とするところは、ガス化槽内の圧力を、例えば、ガスタービンが要求する圧力に相当する高圧（例えば、１．０〜５．０ＭＰａ）に設定した場合でも、ガスと液（水又は温水）との分離を速やかに行ってガス化槽や気液分離器の減容化を図るようにした天然ガスハイドレート分解方法及び装置を提供することある。

上記の課題を解決するため、本発明は、次のように構成されている。

請求項１に記載の発明に係る天然ガスハイドレート分解方法は、ガス化槽内の加熱水を攪拌装置によって攪拌しながら、前記加熱水に天然ガスハイドレートを投入して加熱分解するとともに、加熱分解によって再ガス化した天然ガスと前記加熱水との混合液をサイクロン型の気液分離器に供給し、前記サイクロン型の気液分離器によって付与された遠心力を利用して前記混合液を天然ガスと加熱水とに分離し、しかる後に、前記天然ガスをガスタービン発電装置などの需要先に供給し、天然ガスが除去された加熱水を循環水加熱器によって加熱して前記ガス化槽に供給することを特徴とする天然ガスハイドレート分解方法である。

請求項２に記載の発明に係る天然ガスハイドレート分解方法は、ガス化槽やサイクロン型の気液分離器によって再ガス化された天然ガスの圧力が０．１〜５．０ＭＰａである請求項１記載の天然ガスハイドレート分解方法である。

請求項３に記載の発明に係る天然ガスハイドレート分解装置は、耐圧製のガス化槽と、該ガス化槽に設けた攪拌装置と、前記ガス化槽の底部と側面部とを連通する混合液循環路と、該混合液循環路に沿って設けたサイクロン型の気液分離器と循環ポンプと循環水加熱器とを備え、かつ、前記サイクロン型の気液分離器が、筒形の容器と、該容器内に設けた円錐形の隔壁と、前記容器の下部に設けた予備旋回流室と、前記隔壁内に立設させた管状の気泡除去管とからなり、更に、前記予備旋回流室に接線方向の混合液導入管を接続させたことを特徴とする天然ガスハイドレート分解装置である。

請求項４に記載の発明に係る天然ガスハイドレート分解装置は、前記サイクロン型の気液分離器は、容器内に設けた円錐形の隔壁に多数の小穴を設けてガス分離後の液を前記隔壁内から前記容器内に流出させる一方、円錐形の隔壁内に設けた管状の気泡除去管の管壁に多数の小穴を設け、前記隔壁内の天然ガスを前記気泡除去管内に流出させることを特徴とする請求項３記載の天然ガスハイドレート分解装置である。

請求項５に記載の発明に係る天然ガスハイドレート分解装置は、前記予備旋回流室は、外筒と内筒との２重構造となっているとともに、外筒と内筒との間に形成された環状の通路に混合液導入管が接線方向に取り付けられ、かつ、前記内筒に前記環状通路と円錐形の隔壁の内側にあるサイクロン室とを連通する開口を有していることを特徴とする請求項３記載の天然ガスハイドレート分解装置である。

上記のように、請求項１に記載の発明に係る天然ガスハイドレート分解方法は、ガス化槽内の加熱水を攪拌装置によって攪拌しながら、前記加熱水に天然ガスハイドレートを投入して加熱分解するとともに、加熱分解によって再ガス化した天然ガスと前記加熱水との混合液をサイクロン型の気液分離器に供給し、前記サイクロン型の気液分離器によって付与された遠心力を利用して前記混合液を天然ガスと加熱水とに分離し、しかる後に、前記天然ガスをガスタービン発電装置などの需要先に供給し、天然ガスが除去された加熱水を循環水加熱器によって加熱して前記ガス化槽に供給するので、ガス化槽内で加熱分解された天然ガスと加熱水との混合液をサイクロン型の気液分離器を用いて天然ガスと加熱水とに速やかに分離することができる。その結果、ガス化槽を従来よりも大幅に減容することができる。

請求項２に記載の発明に係る天然ガスハイドレート分解方法は、ガス化槽やサイクロン型の気液分離器によって再ガス化された天然ガスの圧力が０．１〜５．０ＭＰａであるガスタービン発電設備の燃料として供することができる。

他方、請求項３に記載の発明に係る天然ガスハイドレート分解装置は、耐圧製のガス化槽と、該ガス化槽に設けた攪拌装置と、前記ガス化槽の底部と側面部とを連通する混合液循環路と、該混合液循環路に沿って設けたサイクロン型の気液分離器と循環ポンプと循環水加熱器とを備え、かつ、前記サイクロン型の気液分離器が、筒形の容器と、該容器内に設けた円錐形の隔壁と、前記容器の下部に設けた予備旋回流室と、前記隔壁内に立設させた管状の気泡除去管とからなり、更に、前記予備旋回流室に接線方向の混合液導入管を接続させたので、ガス化槽内で加熱分解された天然ガスと加熱水との混合液をサイクロン型の気液分離器を用いて天然ガスと加熱水とに速やかに分離することができる。このため、ガス化槽を従来のガス化槽よりも大幅に減容することができ、経済的である。

請求項４に記載の発明に係る天然ガスハイドレート分解装置は、前記サイクロン型の気液分離器は、容器内に設けた円錐形の隔壁に多数の小穴を設けてガス分離後の液を前記隔壁内から前記容器内に流出させる一方、円錐形の隔壁内に設けた管状の気泡除去管の管壁に多数の小穴を設け、前記隔壁内の天然ガスを前記気泡除去管内に流出させるので、円錐形の隔壁で分離した天然ガスと加熱水とを隔壁に設けた小穴と、管状の気泡除去管に設けた小穴とを用いて速やかに分離することができる。

請求項５に記載の発明に係る天然ガスハイドレート分解装置は、前記予備旋回流室は、外筒と内筒との２重構造となっているとともに、外筒と内筒との間に形成された環状の通路に混合液導入管が接線方向に取り付けられ、かつ、前記内筒に前記環状通路と円錐形の隔壁の内側にあるサイクロン室とを連通する開口を有しているので、混合液導入管から供給された混合液に旋回流を付与しながら円錐形の隔壁の内側にあるサイクロン室に導入することができる。

以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。
（１）第１の実施形態
先ず、本発明の第１の実施形態について説明する。この天然ガスハイドレート分解装置は、図１に示すように、ガス化槽１と気液分離器７０とが分離している分離型の天然ガスハイドレート分解装置である。

ガス化槽１は、耐圧製の縦長のタンクであり、図示しないガスタービンの要求圧力に相当する高圧（例えば、１．０〜５．０ＭＰａ）に、十分、耐えるようになっている。また、このガス化槽１は、攪拌装置２を備え、槽内の液（水又は温水）ｂとペレット状のＮＧＨ（ａ）とを積極的に攪拌するようになっている。尚、ガス化槽１の使用圧力範囲としては、０．１〜５．０ＭＰａとすることができる。

この攪拌装置２は、ガス化槽１の上部を貫通する垂直な回転軸８と、その下端部にほぼ水平に設けた複数の攪拌翼９と、ガス化槽１の上方に位置して回転軸８を回転するモータ１０により構成されている。

また、ガス化槽１は、その底部１１と側面部１２とを結ぶ環状の循環路４を備え、当該循環路４には、反時計方向に、サイクロン型（遠心力型ともいう。）の気液分離器７０と循環ポンプ１３と、循環水加熱器３とを備えている。この循環水加熱器３の伝熱部１４には、熱媒ｃを供給するようになっている。

このサイクロン型の気液分離器７０は、図２に示すように、円筒形の容器１５内に円錐形の隔壁１６を設けるとともに、円筒形の容器１５の下部に予備旋回流室１７を設け、更に、円錐形の隔壁１６内に管状の気泡除去管１８を設けている。

予備旋回流室１７は、図３に示すように、外筒１９と内筒２０とからなる２重構造となっている。その上、外筒１９と内筒２０との間に形成された環状の通路２１に連通する混合液導入管２２が外筒１９の接線方向に向けて設けられている。更に、内筒２０は、その一部にスリット状の開口部２３を有し、混合液導入管２２から供給されたガス混合液ｄを環状の通路２１に沿って旋回させた後、スリット状の開口部２３から円錐形の隔壁１６の内側にあるサイクロン室２４内に導入するようになっている。

図２に戻って説明すると、円錐形の隔壁１６は、その上部壁面に多数の小穴２５を有し、天然ガスを分離後の液（水又は温水）ｂがサイクロン室２４から円筒状の容器１５内に流出するようになっている。

他方、管状の気泡除去管１８も管壁に多数の小穴２６を有し、液（水又は温水）ｂから分離したガスａ’がサイクロン室２４から管内に流出するようになっている。この管状の気泡除去管１８の下端部は、予備旋回流室１７の底に設けたガス出口２７に挿入されている。なお、気泡除去管１８の上端は、閉塞板２８によって閉塞されている。また、円筒形の容器１５の上部には、ガスが除去された後の液（水又は温水）ｂを排出する液出口２９を備えている。

ここで、予備旋回流室１７に設けた混合液導入管２２には、既に説明した循環路４のガス化槽側の循環路４ａが接続され、円筒形の容器１５の上部に設けた液出口２９には、循環水加熱器側の循環路４ｂが接続されている。更に、予備旋回室１７の底に設けたガス出口２７には、第２の分離ガス供給管３０が接続されている。この分離ガス供給管３０は、その途中にガスブロア３１を有するするとともに、ガス化槽１の上部に設けた第１の分離ガス供給管３２に接続している。

また、上記ガス化槽１は、ペレット状のＮＧＨ（ａ）を投入するＮＧＨ供給管３３を備えている。

次に、上記天然ガスハイドレート分解装置の作用について説明する。

今、図１において、循環ポンプ１３を始動すると、ガス化槽１内の液（水又は温水）ｂが循環路４内を反時計方向に循環する。しかる後に、循環加熱器３の伝熱部１４に熱媒ｃを供給すると、循環路４内を反時計方向に循環している液（水又は温水）ｂが熱媒ｃによって加熱される。

そこで、攪拌装置２を起動してガス化槽１内の液（水又は温水）ｂを攪拌しながら、ＮＧＨ供給管３３からガス化槽１内にペレット状のＮＧＨ（ａ）を投入すると、ＮＧＨ（ａ）が液（水又は温水）ｂによって加熱されて熱分解し、天然ガスａ’と液（水又は温水）ｂとに分離する。

熱分解によって再生された天然ガスａ’の一部は、ガス化槽１の上部に接続されている第１の分離ガス供給管３２を通って図示しないガスタービンなどに燃料として供給される。この場合、再ガス化した天然ガスをガスタービンの要求圧力に相当する高圧（例えば、１．０〜５．０ＭＰａ）にするため、循環加熱器３の伝熱部１４には、高温（例えば、１５〜６０℃）の熱媒ｃが供給されるが、攪拌装置２によってガス化槽１内の液（水又は温水）ｂを攪拌していることもあり、熱分解された天然ガスａ’は、液（水又は温水）ｂと混合状態となる。

天然ガスが混合したガス混合液ｄは、サイクロン型の気液分離器７０に送出される。図３に示すように、混合液導入管２２から気液分離器７０の下部に設けられている円形の予備旋回流室１７に導入されたガス混合液ｄは、予備旋回流室１７の外筒１９と内筒２０との間に形成された環状の通路２１内を旋回する間に旋回力が付与される。

予備旋回流室１７を経て円錐型のサイクロン室２４内に導入されたガス混合液ｄは、図２に示すように、円錐型のサイクロン室２４に沿って旋回しながら円錐型のサイクロン室２４の上方に向って上昇するが、ガス混合液ｄ内に含有されている天然ガスに比較して液（水又は温水）の方が比重が大きいから、液（水又は温水）ｂは、円錐型の隔壁１６側に移行し、円錐型の隔壁１６に設けた多数の小穴２５から円筒状の容器１５内に流出した後、液出口２９から循環路４ｂ内に排出される。

他方、比重の小さい天然ガスａ’は、円錐型の隔壁１６の中心部に集合し、気泡除去管１８の管壁に設けた小穴２６から気泡除去管１８内に流入した後、ガス出口２７から第２のガス供給管３０から第１のガス供給管３２に供給される。

サイクロン型の気液分離器７０から循環路４ｂ内に流出した液（水又は温水）ｂは、循環ポンプ１３によって循環水加熱器３に供給され、当該循環水加熱器３で加熱した後、ガス化槽１に供給され、ＮＧＨ（ａ）の熱分解に供される。
（２）第２の実施形態
次に、本発明の第２の実施形態について説明する。この天然ガスハイドレート分解装置は、図４に示すように、ガス化槽１に気液分離器７０を組み込んだ一体型の天然ガスハイドレート分解装置である。

なお、第１の実施形態に記載した分離型の天然ガスハイドレート分解装置の部位と同じ部位には、同じ符号を付与して詳細な説明を省略する。

第２の実施形態の天然ガスハイドレート分解装置は、ガス化槽１と、このガス化槽１の下部に組み込んだサイクロン型の気液分離器７０とを接続する循環路４に、循環ポンプ１３と循環水加熱器３とを時計方向に設けるとともに、循環路４にガス混合液ｄを時計方向に循環させるようにした点が第１の実施形態の天然ガスハイドレート分解装置と異なるのみである。

以上の説明では、ＮＧＨがペレット状の場合について説明したが、パウダー状の場合でもペレット状の場合と同様に処理することができる。

（実施例）
１００万ｋＷ級のガスタービン複合発電設備へ天然ガスを供給する従来のＮＧＨガス化槽の規模と、本発明のＮＧＨガス化槽とを比較すると、「表１」の通りである。

この「表１」から本発明のＮＧＨガス化槽は、従来のＮＧＨガス化槽に比較してＮＧＨガス化槽の容積が半減することが分かる。

すなわち、９０ｍ³／２００ｍ³＝０．４５

本発明にかかる天然ガスハイドレート分解装置の第１の実施形態を示す概略構成図である。気液分離器の断面図である。図２のＸ−Ｘ断面図である。本発明にかかる天然ガスハイドレート分解装置の第２の実施形態を示す概略構成図である。従来の天然ガスハイドレート分解装置の概略構成図である。従来の天然ガス水和物の分解装置の概略構成図である。

符号の説明

１ガス化槽
２攪拌装置
３循環水加熱器
７０サイクロン型の気液分離器
ａ天然ガスハイドレート
ａ’ 天然ガス
ｂ加熱水
ｄ天然ガスと加熱水との混合液

Claims

ガス化槽内の加熱水を攪拌装置によって攪拌しながら、前記加熱水に天然ガスハイドレートを投入して加熱分解するとともに、加熱分解によって再ガス化した天然ガスと前記加熱水との混合液をサイクロン型の気液分離器に供給し、前記サイクロン型の気液分離器によって付与された遠心力を利用して前記混合液を天然ガスと加熱水とに分離し、しかる後に、前記天然ガスをガスタービン発電装置などの需要先に供給し、天然ガスが除去された加熱水を循環水加熱器によって加熱して前記ガス化槽に供給することを特徴とする天然ガスハイドレート分解方法。
ガス化槽やサイクロン型の気液分離器によって再ガス化された天然ガスの圧力が０．１〜５．０ＭＰａである請求項１記載の天然ガスハイドレート分解方法。
耐圧製のガス化槽と、該ガス化槽に設けた攪拌装置と、前記ガス化槽の底部と側面部とを連通する混合液循環路と、該混合液循環路に沿って設けたサイクロン型の気液分離器と循環ポンプと循環水加熱器とを備え、かつ、前記サイクロン型の気液分離器が、筒形の容器と、該容器内に設けた円錐形の隔壁と、前記容器の下部に設けた予備旋回流室と、前記隔壁内に立設させた管状の気泡除去管とからなり、更に、前記予備旋回流室に接線方向の混合液導入管を接続させたことを特徴とする天然ガスハイドレート分解装置。
前記サイクロン型の気液分離器は、容器内に設けた円錐形の隔壁に多数の小穴を設けてガス分離後の液を前記隔壁内から前記容器内に流出させる一方、円錐形の隔壁内に設けた管状の気泡除去管の管壁に多数の小穴を設け、前記隔壁内の天然ガスを前記気泡除去管内に流出させることを特徴とする請求項３記載の天然ガスハイドレート分解装置。
前記予備旋回流室は、外筒と内筒との２重構造となっているとともに、外筒と内筒との間に形成された環状の通路に混合液導入管が接線方向に取り付けられ、かつ、前記内筒に前記環状通路と円錐形の隔壁の内側にあるサイクロン室とを連通する開口を有していることを特徴とする請求項３記載の天然ガスハイドレート分解装置。