JP2007162795A - Storage method of gas hydrate - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、天然ガス、メタン、エタン、プロパンなどのガスハイドレートを形成する気体状のガスハイドレート形成物質と水との包接化合物であるガスハイドレートを貯蔵するガスハイドレートの貯蔵方法に関するものである。 The present invention relates to a gas hydrate storage method for storing a gas hydrate, which is an inclusion compound of water and a gaseous gas hydrate forming substance that forms a gas hydrate such as natural gas, methane, ethane, and propane. Is.
ガスハイドレートとは、水分子と気体分子から成る氷状の固体結晶であり、水分子が構築する立体構造の籠(ケージ)の内部に気体分子が介在する包接(クラスレート)水和物(ハイドレート)の総称である。 Gas hydrate is an ice-like solid crystal consisting of water molecules and gas molecules, and clathrate hydrates in which gas molecules are interspersed inside the cage of a three-dimensional structure constructed by water molecules. (Hydrate) is a general term.
天然ガスハイドレートは、1m3 のガスハイドレートの中に天然ガスを約165Nm3 も包蔵している。このため、天然ガスの輸送及び貯蔵手段としてガスハイドレートを利用する研究開発が盛んに行われている。 Natural gas hydrate contains about 165 Nm 3 of natural gas in 1 m 3 of gas hydrate. For this reason, research and development using gas hydrate as a means for transporting and storing natural gas has been actively conducted.
天然ガスをハイドレート化する利点としては、(a)天然ガスハイドレートの大気圧下の平衡温度条件が−80℃(193K)以下であるため、既に、実用化されている液化天然ガス(LNG)の大気圧下における貯蔵及び輸送温度(−163℃(110K))よりも緩やかな温度条件で貯蔵や輸送が可能となること、(b)また、上記のように、天然ガスハイドレートの大気圧下の平衡温度条件が−80℃(193K)以下であることから、貯蔵や輸送設備の耐久性や断熱性を大幅に簡略化できること等を挙げることができる。 Advantages of hydrating natural gas include: (a) the natural gas hydrate has an equilibrium temperature condition under atmospheric pressure of −80 ° C. (193 K) or less, so that liquefied natural gas (LNG) that has already been put into practical use is used. ) Under atmospheric pressure storage and transportation temperature (-163 ° C. (110 K)), storage and transportation are possible, (b) In addition, as described above, large natural gas hydrate Since the equilibrium temperature condition under atmospheric pressure is −80 ° C. (193 K) or less, the durability and heat insulation of storage and transportation facilities can be greatly simplified.
また、天然ガスハイドレートは、自己保存効果(Seif Preservation )と称する特殊な性能を有するため、平衡条件外でも比較的安定した状態で存在することが知られている。 In addition, natural gas hydrate has a special performance called a self-preservation effect (Seif Preservation), and is therefore known to exist in a relatively stable state even under equilibrium conditions.
この自己保存効果は、−23℃(250K)付近が分解量が少なく、この現象を利用すれば、天然ガスハイドレートを比較的安定した状態で保存することができる(例えば、特許文献1。)。
しかしながら、特許文献1では、天然ガスハイドレートを−23℃程度に保持するため、天然ガスハイドレートを貯蔵する貯蔵槽内の雰囲気(例えば、天然ガス、BOG(ボイルオフガスなど。)を冷却器によって強制的に冷却するようにしている。
However, in
このため、特許文献1に記載された技術では、冷却器が必要になるのみならず、この冷却器を駆動するための電力が必要になるという問題がある。
For this reason, the technique described in
他方、LNG基地では、LNGの冷熱が大量にあるが、その有効利用の方策が種々検討されている。 On the other hand, although there is a large amount of LNG cooling at the LNG terminal, various measures for its effective use have been studied.
特に、LNG(液化天然ガス)は、1日当たりLNG全体の0.2%程度のBOGを発生するが、ガス消費量の少ない夜間などに発生したBOGは、需要量が少ない。また、貯蔵も困難という問題があった。 In particular, LNG (liquefied natural gas) generates about 0.2% of BOG per day of LNG, but BOG generated at night with low gas consumption is low in demand. There was also a problem that storage was difficult.
本発明は、このような従来の問題を解消するために発明したものであって、その目的とするところは、LNGの冷熱を有効利用してガスハイドレートの分解量を零に近づけることにある。 The present invention has been invented to solve such a conventional problem, and its object is to make effective use of the cold heat of LNG to bring the decomposition amount of gas hydrate closer to zero. .
本発明の他の目的は、LNGから発生したBOGからNGH(ガスハイドレート)を生成して貯蔵可能にすることにある。 Another object of the present invention is to generate NGH (gas hydrate) from BOG generated from LNG so that it can be stored.
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に記載の発明は、ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、前記貯槽を内筒と外筒とから成る2重筒形状に形成して前記内筒内に前記ガスハイドレートを貯蔵すると共に、前記外筒内に液化天然ガスを貯蔵し、この外筒内の液化天然ガスの冷熱を利用して前記内筒内のガスハイドレートを−80℃〜−163℃に冷却することを特徴とするガスハイドレートの貯蔵方法である。
In order to solve the above problems, the present invention is configured as follows.
According to the first aspect of the present invention, when the gas hydrate is stored in the storage tank, the storage tank is formed in a double cylinder shape including an inner cylinder and an outer cylinder, and the gas hydrate is stored in the inner cylinder. In addition, the liquefied natural gas is stored in the outer cylinder, and the gas hydrate in the inner cylinder is cooled to −80 ° C. to −163 ° C. using the cold heat of the liquefied natural gas in the outer cylinder. This is a characteristic gas hydrate storage method.
請求項2に記載の発明は、ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、前記貯槽を内筒と外筒とから成る2重筒形状に形成して前記外筒内に前記ガスハイドレートを貯蔵すると共に、前記内筒内に液化天然ガスを貯蔵し、この内筒内の液化天然ガスの冷熱を利用して前記外筒内のガスハイドレートを−80℃〜−163℃に冷却することを特徴とするガスハイドレートの貯蔵方法である。 According to the second aspect of the present invention, when storing the gas hydrate in the storage tank, the storage tank is formed in a double cylinder shape including an inner cylinder and an outer cylinder, and the gas hydrate is stored in the outer cylinder. In addition, the liquefied natural gas is stored in the inner cylinder, and the gas hydrate in the outer cylinder is cooled to −80 ° C. to −163 ° C. using the cold heat of the liquefied natural gas in the inner cylinder. This is a characteristic gas hydrate storage method.
請求項3に記載の発明は、ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、前記貯槽内に前記ガスハイドレートと液化天然ガスとを混合した状態で一緒に貯蔵し、この液化天然ガスの冷熱を利用して前記ガスハイドレートを−80℃〜−163℃に冷却することを特徴とするガスハイドレートの貯蔵方法である。 When the gas hydrate is stored in the storage tank, the gas hydrate and the liquefied natural gas are stored together in the storage tank, and the cold heat of the liquefied natural gas is stored in the storage tank. The gas hydrate storage method is characterized in that the gas hydrate is cooled to −80 ° C. to −163 ° C. using the gas hydrate.
請求項4に記載の発明は、ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、前記貯槽の側面に設けた第一冷却手段に液化天然ガスを冷媒として供給して、前記貯槽内に貯蔵したガスハイドレートを−80℃〜−163℃に冷却することを特徴とするガスハイドレートの貯蔵方法である。 According to a fourth aspect of the present invention, when the gas hydrate is stored in the storage tank, the liquefied natural gas is supplied as a refrigerant to the first cooling means provided on the side surface of the storage tank, and the gas hydrate stored in the storage tank is stored. A method for storing a gas hydrate, wherein the rate is cooled to -80 ° C to -163 ° C.
請求項5に記載の発明は、ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、前記貯槽の側面に設けた第二冷却手段に前記液化天然ガスから発生したボイルオフガスを冷媒として供給して、前記貯槽内に貯蔵したガスハイドレートを−80℃〜−163℃に冷却することを特徴とするガスハイドレートの貯蔵方法である。 According to the fifth aspect of the present invention, when storing the gas hydrate in the storage tank, the boil-off gas generated from the liquefied natural gas is supplied as a refrigerant to the second cooling means provided on the side of the storage tank, and the storage tank The gas hydrate storage method is characterized in that the gas hydrate stored therein is cooled to -80 ° C to -163 ° C.
請求項6に記載の発明は、前記内筒又は外筒内に貯蔵した液化天然ガスから発生したボイルオフガスを粒子状の氷又は雪を貯蔵したタンク内に供給し、該タンク内で前記ボイルオフガスと前記氷又は雪とを反応させてガスハイドレートを生成し、このボイルオフガス製のガスハイドレートを前記内筒又は外筒内の純正ガスハイドレートに混入することを特徴とする請求項1乃至5のいずれか一つに記載のガスハイドレートの貯蔵方法である。 According to a sixth aspect of the present invention, a boil-off gas generated from liquefied natural gas stored in the inner cylinder or the outer cylinder is supplied into a tank storing particulate ice or snow, and the boil-off gas is stored in the tank. A gas hydrate is produced by reacting the ice and snow with the ice or snow, and the gas hydrate made of boil-off gas is mixed into the genuine gas hydrate in the inner cylinder or the outer cylinder. 5. The gas hydrate storage method according to any one of 5 above.
請求項7に記載の発明は、前記貯槽内に貯蔵されたガスハイドレート及び液化天然ガスのうち、先ず、前記液化天然ガスを気化器に供給してガス化し、しかる後に、前記ガスハイドレートを気化器に供給してガス化することを特徴とする請求項1乃至6のいずれか一つに記載のガスハイドレートの貯蔵方法である。
The invention according to claim 7 is that gas hydrate and liquefied natural gas stored in the storage tank are first gasified by supplying the liquefied natural gas to a vaporizer, and then the gas hydrate is 7. The gas hydrate storage method according to
請求項8に記載の発明は、前記ガスハイドレートの形態をペレットとすることを特徴とする請求項1乃至7のいずれか一つに記載のガスハイドレートの貯蔵方法である。
The invention according to
上記のように、請求項1に記載の発明は、
請求項1に記載の発明は、ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、前記貯槽を内筒と外筒とから成る2重筒形状に形成して前記内筒内に前記ガスハイドレートを貯蔵すると共に、前記外筒内に液化天然ガスを貯蔵し、この外筒内の液化天然ガスの冷熱を利用して前記内筒内のガスハイドレートを−80℃〜−163℃に冷却するため、貯蔵中のガスハイドレートの分解量をほぼ零にすることが可能となった。
As described above, the invention described in
According to the first aspect of the present invention, when the gas hydrate is stored in the storage tank, the storage tank is formed in a double cylinder shape including an inner cylinder and an outer cylinder, and the gas hydrate is stored in the inner cylinder. And storing the liquefied natural gas in the outer cylinder and cooling the gas hydrate in the inner cylinder to −80 ° C. to −163 ° C. using the cold heat of the liquefied natural gas in the outer cylinder. The decomposition amount of gas hydrate during storage can be made almost zero.
このため、ガスハイドレートの貯蔵日数やガス供給日数を従来より格段に増加させることが可能となった。また、ガスハイドレートの冷却に液化ガスの冷熱を利用するので、冷凍エネルギーが不要であり、経済的である。 For this reason, it has become possible to significantly increase the number of days for gas hydrate storage and the number of days for gas supply. In addition, since the cold heat of the liquefied gas is used for cooling the gas hydrate, refrigeration energy is unnecessary and economical.
請求項2に記載の発明は、ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、前記貯槽を内筒と外筒とから成る2重筒形状に形成して前記外筒内に前記ガスハイドレートを貯蔵すると共に、前記内筒内に液化天然ガスを貯蔵し、この内筒内の液化天然ガスの冷熱を利用して前記外筒内のガスハイドレートを−80℃〜−163℃に冷却するので、請求項1に記載の発明と同様に、貯蔵中のガスハイドレートの分解量をほぼ零にすることが可能となった。 According to the second aspect of the present invention, when storing the gas hydrate in the storage tank, the storage tank is formed in a double cylinder shape including an inner cylinder and an outer cylinder, and the gas hydrate is stored in the outer cylinder. In addition, the liquefied natural gas is stored in the inner cylinder, and the gas hydrate in the outer cylinder is cooled to −80 ° C. to −163 ° C. using the cold heat of the liquefied natural gas in the inner cylinder. Similar to the first aspect of the invention, the amount of decomposition of the gas hydrate during storage can be made substantially zero.
このため、ガスハイドレートの貯蔵日数やガス供給日数を従来より格段に増加させることが可能となった。また、ガスハイドレートの冷却に液化ガスの冷熱を利用するので、冷凍エネルギーが不要であり、経済的である。 For this reason, it has become possible to significantly increase the number of days for gas hydrate storage and the number of days for gas supply. In addition, since the cold heat of the liquefied gas is used for cooling the gas hydrate, refrigeration energy is unnecessary and economical.
請求項3に記載の発明は、ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、前記貯槽内に前記ガスハイドレートと液化天然ガスとを混合した状態で一緒に貯蔵し、この液化天然ガスの冷熱を利用して前記ガスハイドレートを−80℃〜−163℃に冷却するので、請求項1に記載の発明と同様に、貯蔵中のガスハイドレートの分解量をほぼ零にすることが可能となった。 When the gas hydrate is stored in the storage tank, the gas hydrate and the liquefied natural gas are stored together in the storage tank, and the cold heat of the liquefied natural gas is stored in the storage tank. Since the gas hydrate is cooled to −80 ° C. to −163 ° C. by using the same, the amount of decomposition of the gas hydrate during storage can be made substantially zero as in the first aspect of the invention. It was.
このため、ガスハイドレートの貯蔵日数やガス供給日数を従来より格段に増加させることが可能となった。また、ガスハイドレートの冷却に液化ガスの冷熱を利用するので、冷凍エネルギーが不要であり、経済的である。 For this reason, it has become possible to significantly increase the number of days for gas hydrate storage and the number of days for gas supply. In addition, since the cold heat of the liquefied gas is used for cooling the gas hydrate, refrigeration energy is unnecessary and economical.
請求項4に記載の発明は、ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、前記貯槽の側面に設けた第一冷却手段に液化天然ガスを冷媒として供給して、前記貯槽内に貯蔵したガスハイドレートを−80℃〜−163℃に冷却するので、請求項1に記載の発明と同様に、貯蔵中のガスハイドレートの分解量をほぼ零にすることが可能となった。
According to a fourth aspect of the present invention, when the gas hydrate is stored in the storage tank, the liquefied natural gas is supplied as a refrigerant to the first cooling means provided on the side surface of the storage tank, and the gas hydrate stored in the storage tank is stored. Since the rate is cooled to −80 ° C. to −163 ° C., the amount of decomposition of the gas hydrate during storage can be made substantially zero as in the invention of
このため、ガスハイドレートの貯蔵日数やガス供給日数を従来より格段に増加させることが可能となった。また、ガスハイドレートの冷却に液化ガスの冷熱を利用するので、冷凍エネルギーが不要であり、経済的である。 For this reason, it has become possible to significantly increase the number of days for gas hydrate storage and the number of days for gas supply. In addition, since the cold heat of the liquefied gas is used for cooling the gas hydrate, refrigeration energy is unnecessary and economical.
請求項5に記載の発明は、ガスハイドレートを貯槽内に貯蔵するに際し、前記貯槽の側面に設けた第二冷却手段に前記液化天然ガスから発生したボイルオフガスを冷媒として供給して、前記貯槽内に貯蔵したガスハイドレートを−80℃〜−163℃に冷却するので、請求項1に記載の発明と同様に、貯蔵中のガスハイドレートの分解量をほぼ零にすることが可能となった。 According to the fifth aspect of the present invention, when storing the gas hydrate in the storage tank, the boil-off gas generated from the liquefied natural gas is supplied as a refrigerant to the second cooling means provided on the side of the storage tank, and the storage tank Since the gas hydrate stored in the inside is cooled to −80 ° C. to −163 ° C., the amount of decomposition of the gas hydrate during storage can be made substantially zero as in the first aspect of the invention. It was.
このため、ガスハイドレートの貯蔵日数やガス供給日数を従来より格段に増加させることが可能となった。また、ガスハイドレートの冷却に液化ガスの冷熱を利用するので、冷凍エネルギーが不要であり、経済的である。 For this reason, it has become possible to significantly increase the number of days for gas hydrate storage and the number of days for gas supply. In addition, since the cold heat of the liquefied gas is used for cooling the gas hydrate, refrigeration energy is unnecessary and economical.
請求項6に記載の発明は、前記内筒又は外筒内に貯蔵した液化天然ガスから発生したボイルオフガスを粒子状の氷又は雪を貯蔵したタンク内に供給し、該タンク内で前記ボイルオフガスと前記氷又は雪とを反応させてガスハイドレートを生成し、このボイルオフガス製のガスハイドレートを前記内筒又は外筒内の純正ガスハイドレートに混入するため、従来、有効利用が困難であったボイルオフガスを安価に、かつ、容易に回収することが可能となった。 According to a sixth aspect of the present invention, a boil-off gas generated from liquefied natural gas stored in the inner cylinder or the outer cylinder is supplied into a tank storing particulate ice or snow, and the boil-off gas is stored in the tank. And the ice or snow react with each other to produce gas hydrate, and the boil-off gas gas hydrate is mixed into the genuine gas hydrate in the inner cylinder or the outer cylinder. It was possible to easily collect the boil-off gas at a low cost.
請求項7に記載の発明は、前記貯槽内に貯蔵されたガスハイドレート及び液化天然ガスのうち、先ず、前記液化天然ガスを気化器に供給してガス化し、しかる後に、前記ガスハイドレートを気化器に供給してガス化するため、ガスハイドレートの貯蔵日数及びガス供給日数を大幅に増加することが可能となった。 The invention according to claim 7 is that gas hydrate and liquefied natural gas stored in the storage tank are first gasified by supplying the liquefied natural gas to a vaporizer, and then the gas hydrate is Since it is gasified by supplying it to the vaporizer, it has become possible to greatly increase the number of days of gas hydrate storage and the number of days of gas supply.
請求項8に記載の発明は、前記ガスハイドレートの形態をペレットとするので、ガスハイドレートのハンドリング性が向上すると共に、ガスハイドレートの充填率が向上することになる。例えば、パウダー状のガスハイドレートの充填率は、約40%程度であるが、ペレット状に加工すると、充填率が約60%程度に向上する。 According to the eighth aspect of the present invention, since the form of the gas hydrate is pellets, the handling property of the gas hydrate is improved and the filling rate of the gas hydrate is improved. For example, the filling rate of the powdered gas hydrate is about 40%, but when it is processed into a pellet, the filling rate is improved to about 60%.
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、第1の実施形態について説明する。
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
(1) First Embodiment First, the first embodiment will be described.
図1に示すように、貯槽1は、内筒2と外筒3によって2重筒形状に形成されている。その上、内筒2の中に天然ガスハイドレート(NGH)aを貯蔵し、外筒3の中に液化天然ガス(LNG)bを貯蔵している。そして、外筒3内の液化天然ガスbの冷熱を利用して内筒2内の天然ガスハイドレートaを−80℃(193K)〜−163℃(110K)に冷却している。天然ガスハイドレートの形態は、パウダー状、ペレット状のいずれでもよい。
As shown in FIG. 1, the
上記貯槽1は、周囲を断熱材4で被い、外部からの熱の侵入を防止している。なお、符号5は、貯槽1の天板を示し、6は、貯槽1の底板を示している。
The
上記天然ガスハイドレートaは、送出装置7によって内筒2内に供給する。なお、内筒2内に貯蔵した天然ガスハイドレートaを外部に排出する場合は、排出装置8によって排出する。内筒2内の天然ガスハイドレートaは、排出装置8によって気化器9に供給され、海水cの熱を利用してガス化される。ガス化した天然ガスdは、配管10を経てメインのガス供給管11に供給される。
The natural gas hydrate a is supplied into the
ここで、送出装置7及び排出装置8としては、バッケットコンベア、チェーンコンベアなどのコンベアを適用する。また、排出装置8に天然ガスハイドレートaを誘導するため、上記内筒2の底部2aを円錐状(コーン状)に形成している。
Here, as the delivery device 7 and the
他方、液化天然ガスbは、LNG供給管12を経て前記外筒3内に供給される。そして、外筒3内に貯蔵した液化天然ガスbは、排出管13を経て気化器14に供給され、海水cの熱を利用してガス化される。ガス化した天然ガスdは、配管15を経てメインのガス供給管11に供給される。符号16は、液化天然ガスbを汲み上げるポンプを示している。
On the other hand, the liquefied natural gas b is supplied into the
ところで、液化天然ガスbから発生したボイルオフガス(BOG)eは、配管17を経てハイドレート生成装置18に供給され、ハイドレート化する。このハイドレート生成装置18は、タンク19の下部に設けた多孔板製の支持体20によってスクリーン21を支持している。この支持体20によって仕切られた下部空間22の中には、図示しない多数の噴射孔を有するガス噴射ノズル23を設け、前記外筒3内から供給されたボイルオフガス(BOG)eを噴出するようになっている。符号24は、ボイルオフガス昇圧用のコンプレッサである。
By the way, the boil-off gas (BOG) e generated from the liquefied natural gas b is supplied to the
また、タンク19の頂部と前記配管17は、配管25によって連通され、未反応のボイルオフガスeを循環させるようになっている。符号26は、未反応のボイルオフガスeを循環させるためのブロアである。
Further, the top of the
上記タンク19内は、予め、粒子状の氷又は雪fで満たされており、供給されたボイルオフガスeと反応してガスハイドレートa’になる。このガスハイドレートa’は、バッケットコンベア、チェーンコンベアなどの排出装置27によって前記内筒2内に供給される。このボイルオフガス製のガスハイドレートa’は、前記内筒2に間欠的に供給する。符号28は、氷又は雪fの供給管である。
The
次に、上記設備の作用について説明する。
図示しないガスハイドレート生成装置によって生成された天然ガスハイドレートaは、送出装置7によって貯槽1の内筒2内に供給される。他方、LNG基地の液化天然ガスbは、LNG供給管12を経て内筒2の外側にある外筒3内に供給される。
Next, the operation of the above equipment will be described.
Natural gas hydrate a generated by a gas hydrate generator (not shown) is supplied into the
そして、内筒2内に貯蔵された天然ガスハイドレートaは、外筒3内に貯蔵した液化天然ガスbの冷熱を利用して−80℃(193K)〜−163℃(110K)に冷却される。このため、図2に示すように、内筒2内に貯蔵された天然ガスハイドレートbの分解量(%/s)をほぼ零にすることが可能となる。
The natural gas hydrate a stored in the
他方、液化天然ガスbから発生したボイルオフガス(BOG)eは、配管17を経てハイドレート生成装置18に供給され、ハイドレート化する。即ち、ハイドレート生成装置18のタンク19内は、予め、粒子状の氷又は雪fによって満たされており、ボイルオフガスeがガス噴射ノズル23から噴出されると、このボイルオフガスeと反応してガスハイドレートa’となる。
On the other hand, the boil-off gas (BOG) e generated from the liquefied natural gas b is supplied to the
このボイルオフガスにより生成したガスハイドレートa’は、バッケットコンベア、チェーンコンベアなどの排出装置27によって前記内筒2内に純正な天然ガスハイドレートaが供給される時に供給される。
The gas hydrate a 'generated by the boil-off gas is supplied when pure natural gas hydrate a is supplied into the
ところで、内筒2内の天然ガスハイドレートa及び外筒3内の液化天然ガスbをガス化する場合には、先ず、外筒3内の液化天然ガスbを気化器14に供給してガス化し、しかる後に、内筒2内の天然ガスハイドレートaを気化器9に供給してガス化する。
By the way, when the natural gas hydrate a in the
このような手順に従うと、天然ガスハイドレートaの自己保存効果を最大限利用することができるため、天然ガスハイドレートaを長期間にわたって貯蔵することができる。
(2)第2の実施形態
次に、第2の実施形態について説明する。
If such a procedure is followed, since the self-preserving effect of the natural gas hydrate a can be utilized to the maximum extent, the natural gas hydrate a can be stored for a long period of time.
(2) Second Embodiment Next, a second embodiment will be described.
この第2の実施形態では、貯槽1の外筒3内にペレット状の天然ガスハイドレートaを貯蔵し、外筒3の内側に設けた内筒2内に液化天然ガスbを貯蔵している。この例では、図4に示すように、外筒3の底部3aを螺旋状に形成して排出装置8に天然ガスハイドレートaを誘導するようになっている。
In this second embodiment, pellet-shaped natural gas hydrate a is stored in the
その他の構造や作用については、既に説明した第1の実施形態のものと変わりがないので、同じ装置に同じ符号を付けて詳細な説明については、省略する。
(3)第3の実施形態
次に、第3の実施形態について説明する。
Since other structures and operations are the same as those of the first embodiment described above, the same reference numerals are assigned to the same devices, and detailed descriptions thereof are omitted.
(3) Third Embodiment Next, a third embodiment will be described.
この第3の実施形態では、貯槽1を内筒2のない外筒(外殻)3のみの構造とし、その中に天然ガスハイドレートaと液化天然ガスbとが混合したスラリー状または天然ガスハイドレートの分散させた状態の天然ガスハイドレートaを貯蔵している。
In the third embodiment, the
上記のように、天然ガスハイドレートaと液化天然ガスbとが混合した状態で貯蔵すると、液化天然ガスbによって天然ガスハイドレートどうしの癒着を防止することができる。 As described above, when the natural gas hydrate a and the liquefied natural gas b are stored in a mixed state, adhesion between the natural gas hydrates can be prevented by the liquefied natural gas b.
この例では、図5に示すように、外筒3の底部30を円錐状(コーン状)に形成して天然ガスハイドレートaや液化天然ガスbが下部まで流動して排出され易い形状となっている。また、貯槽1内に設けたポンプ32は、天然ガスハイドレートaの吸い込みを防止するための装置(例えば、ストレーナなど。)33を設けている。
In this example, as shown in FIG. 5, the
その他の構造や作用については、既に説明した第1の実施形態のものと変わりがないので、同じ装置に同じ符号を付けて詳細な説明については省略する。
(4)第4の実施形態
次に、第4の実施形態について説明する。
Since other structures and operations are the same as those of the first embodiment already described, the same reference numerals are assigned to the same devices, and detailed descriptions thereof are omitted.
(4) Fourth Embodiment Next, a fourth embodiment will be described.
この第4の実施形態では、貯槽1を内筒2のない外筒(外殻)3のみの構造とし、その中に天然ガスハイドレートaを貯蔵している。
In this 4th Embodiment, the
その上、図6に示すように、外筒(外殻)3の側面に液化天然ガスbを冷媒として用いる第1の伝熱管34と、ボイルオフガスeを冷媒として用いる第2の伝熱管35とを設けて、貯槽1内に貯蔵した天然ガスハイドレートaを−80℃(193K)〜−163℃(110K)に冷却するようにしている。
In addition, as shown in FIG. 6, a first
その他の構造や作用については、既に説明した第1の実施形態のものと変わりがないので、同じ装置に同じ符号を付けて詳細な説明については省略する。 Since other structures and operations are the same as those of the first embodiment already described, the same reference numerals are assigned to the same devices, and detailed descriptions thereof are omitted.
(実施例1)
本発明1(内筒と外筒から成る2重筒形状の貯槽を用い、内筒内に天然ガスハイドレート(NGH)を貯蔵し、外筒内に液化天然ガス(LNG)を貯蔵した場合(図1参照。))と、従来例(タンク内にLNGのみを貯蔵した場合)について、「貯蔵可能日数(日)」と「1日当たりのガス消費量(Nm3 /日)」との関係を検証し、その結果を図7に図示した。
Example 1
Invention 1 (When a double cylinder-shaped storage tank composed of an inner cylinder and an outer cylinder is used, natural gas hydrate (NGH) is stored in the inner cylinder, and liquefied natural gas (LNG) is stored in the outer cylinder ( Fig. 1))) and the conventional example (when only LNG is stored in the tank), the relationship between "number of days that can be stored (days)" and "gas consumption per day (Nm 3 / day)" The results are shown in FIG.
なお、貯槽のサイズ及び容積は、次の通りである。
(a)NGH貯槽(内槽の実貯槽部)
直径:10m
高さ:10m
(b)NGH貯槽容積:785m3
(c)LNG貯槽(外槽の実貯槽部)
直径:14.2m
高さ:10m
(d)LNG貯槽容積:785m3
(1)1日の消費ガス量が200Nm3 の時、LNGのみを貯蔵した従来例では、貯蔵日数が500日であった。しかし、本発明1の場合は、その後、NGHによって天然ガスを365日供給でき、合計で865日の天然ガスの供給ができた。
In addition, the size and volume of the storage tank are as follows.
(A) NGH storage tank (actual storage section of the inner tank)
Diameter: 10m
Height: 10m
(B) NGH storage tank volume: 785 m 3
(C) LNG storage tank (actual storage section of the outer tank)
Diameter: 14.2m
Height: 10m
(D) LNG storage tank volume: 785 m 3
(1) When the amount of gas consumed per day was 200 Nm 3 , in the conventional example in which only LNG was stored, the number of storage days was 500 days. However, in the case of the
(2)1日の消費ガス量が1000Nm3 の時、LNGのみを貯蔵した従来例では、貯蔵日数が470日であった。しかし、本発明1の場合は、その後、NGHによって126日供給でき、合計で600日の天然ガスの供給ができた。
(2) When the daily gas consumption was 1000 Nm 3 , in the conventional example in which only LNG was stored, the number of storage days was 470 days. However, in the case of the
(実施例2)
本発明2(内筒と外筒から成る2重筒形状の貯槽を用い、内筒内に液化天然ガス(LNG)を貯蔵し、外筒内に天然ガスハイドレート(NGH)を貯蔵した場合(図2参照。))と、従来例(タンク内にLNGのみを貯蔵した場合)について、「貯蔵可能日数(日)」と「1日当たりのガス消費量(Nm3 /日)」との関係を検証し、その結果を図8に図示した。
(Example 2)
Invention 2 (in the case where a liquefied natural gas (LNG) is stored in an inner cylinder and a natural gas hydrate (NGH) is stored in an outer cylinder (using a double cylinder-shaped storage tank consisting of an inner cylinder and an outer cylinder) ( 2))) and the conventional example (when only LNG is stored in the tank), the relationship between “number of days that can be stored (days)” and “gas consumption per day (Nm 3 / day)” The results are shown in FIG.
なお、貯槽のサイズ及び容積は、次の通りである。
(a)LNG貯槽(内槽の実貯槽部)
直径:10m
高さ:10m
(b)LNG貯槽容積:785m3
(c)NGH貯槽(外槽の実貯槽部)
直径:17.3m
高さ:10m
(d)NGH貯槽容積:1570m3
(1)1日の消費ガス量が200Nm3 の時、LNGのみを貯蔵した従来例では、貯蔵日数が500日であった。しかし、本発明2の場合は、その後、NGHによって天然ガスを720日供給でき、合計で1230日の天然ガスの供給ができた。
In addition, the size and volume of the storage tank are as follows.
(A) LNG storage tank (actual storage section of the inner tank)
Diameter: 10m
Height: 10m
(B) LNG storage tank volume: 785 m 3
(C) NGH storage tank (actual storage section of the outer tank)
Diameter: 17.3m
Height: 10m
(D) NGH storage tank volume: 1570 m 3
(1) When the amount of gas consumed per day was 200 Nm 3 , in the conventional example in which only LNG was stored, the number of storage days was 500 days. However, in the case of the
(2)1日の消費ガス量が1000Nm3 の時、LNGのみを貯蔵した従来例では、貯蔵日数が470日であった。しかし、本発明1の場合は、その後、NGHによって天然ガスを250日供給でき、合計で720日の天然ガスの供給ができた。
(2) When the daily gas consumption was 1000 Nm 3 , in the conventional example in which only LNG was stored, the number of storage days was 470 days. However, in the case of the
(実施例3)
本発明3(外筒のみから成る貯槽内に、液化天然ガス(LNG)と天然ガスハイドレート(NGH)とを混入した場合(図5参照。))と、従来例(タンク内にLNGのみを貯蔵した場合)について、「貯蔵可能日数(日)」と「1日当たりのガス消費量(Nm3 /日)」との関係を検証した。
(Example 3)
Invention 3 (when liquefied natural gas (LNG) and natural gas hydrate (NGH) are mixed in a storage tank consisting of only an outer cylinder (see FIG. 5)) and a conventional example (only LNG is contained in the tank). In the case of storage), the relationship between “number of days for storage (days)” and “gas consumption per day (Nm 3 / day)” was verified.
なお、貯槽のサイズ及び容積は、次の通りである。
(a)貯槽の寸法
直径:17.3m
高さ:10m
(b)LNG貯槽容積:0〜2355m3
(c)NGH貯槽容積:0〜2355m3
本発明3の場合、NGHの貯蔵日数及び消費ガス日数は、実施例1及び2と同様であった。なお、LNGとNGHとの貯蔵比率を変えることによってNGHの貯蔵日数及び消費ガス日数を調整することができる。
In addition, the size and volume of the storage tank are as follows.
(A) Storage tank dimensions
Diameter: 17.3m
Height: 10m
(B) LNG storage tank volume: 0 to 2355 m 3
(C) NGH storage tank volume: 0 to 2355 m 3
In the case of the
(実施例4)
本発明4(外筒のみから成る貯槽内に天然ガスハイドレート(NGH)を貯蔵し、前記貯槽の側面に設けた第1冷却手段に液化天然ガスを供給すると共に、前記貯槽の側面に設けた第2冷却手段にボイルオフガスを供給した場合(図6参照。))と、従来例(タンク内にLNGのみを貯蔵した場合)について、「貯蔵可能日数(日)」と「1日当たりのガス消費量(Nm3 /日)」との関係を検証した。
Example 4
Invention 4 (Natural gas hydrate (NGH) is stored in a storage tank consisting only of an outer cylinder, and liquefied natural gas is supplied to the first cooling means provided on the side surface of the storage tank, and provided on the side surface of the storage tank. For the case where boil-off gas is supplied to the second cooling means (see FIG. 6)) and for the conventional example (when only LNG is stored in the tank), “storable days (days)” and “gas consumption per day” Quantity (Nm 3 / day) ”was verified.
なお、貯槽のサイズ及び容積は、次の通りである。
(a)貯槽の寸法
直径:17.3m
高さ:10m
(b)NGH貯槽容積:2355m3
本発明4の場合、NGHの貯蔵日数及び消費ガス日数は、実施例1及び2と同様であった。
In addition, the size and volume of the storage tank are as follows.
(A) Storage tank dimensions
Diameter: 17.3m
Height: 10m
(B) NGH storage tank volume: 2355 m 3
In the case of the present invention 4, NGH storage days and gas consumption days were the same as in Examples 1 and 2.
a ガスハイドレート
b 液化天然ガス
1 貯槽
2 内筒
3 外筒
a gas hydrate b liquefied
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