JP2007232329A - Cold utilization method - Google Patents
Cold utilization method Download PDFInfo
- Publication number
- JP2007232329A JP2007232329A JP2006057655A JP2006057655A JP2007232329A JP 2007232329 A JP2007232329 A JP 2007232329A JP 2006057655 A JP2006057655 A JP 2006057655A JP 2006057655 A JP2006057655 A JP 2006057655A JP 2007232329 A JP2007232329 A JP 2007232329A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- temperature fluid
- cold
- heat
- low
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Withdrawn
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/14—Thermal energy storage
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E70/00—Other energy conversion or management systems reducing GHG emissions
- Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin
Abstract
Description
本発明は、低温流体の冷熱を有効利用する方法に関するものであり、より詳細には低温流体の冷熱を他の熱媒体に移して貯蔵する方法に関するものである。 The present invention relates to a method for effectively utilizing the cold energy of a cryogenic fluid, and more particularly to a method for transferring the cold energy of a cryogenic fluid to another heat medium for storage.
近年、環境問題などの観点から、天然ガスの需要が高まっている。天然ガスは、通常、ガス田から採掘した後、脱硫・脱炭酸・脱水・除湿などの前処理を施し、約−160℃に冷却して液化した後、タンカーなどで輸送している。輸送された液化天然ガスは外部(海水など)から多量の熱を奪い、再びガス化して利用している。従来、外部(海水など)に移された冷熱は、有効利用されることなく、そのまま廃棄されていた。近年、エネルギーの有効利用の観点から、冷熱の有効利用が推進されている。しかしながら、液化天然ガスの需要は変動し易いため、冷熱の安定的な利用は困難であった。そこで、適当な蓄冷剤を用い、蓄冷剤の凝固潜熱や顕熱を利用してこの冷熱を利用することが提案されている。 In recent years, demand for natural gas has increased from the viewpoint of environmental problems. Natural gas is usually extracted from a gas field, pretreated such as desulfurization, decarbonation, dehydration, and dehumidification, cooled to about −160 ° C., liquefied, and then transported by a tanker or the like. The transported liquefied natural gas takes a large amount of heat from the outside (seawater, etc.) and gasifies it again for use. Conventionally, cold heat transferred to the outside (seawater or the like) has been discarded without being effectively used. In recent years, effective use of cold energy has been promoted from the viewpoint of effective use of energy. However, since the demand for liquefied natural gas is likely to fluctuate, it has been difficult to stably use cold heat. Thus, it has been proposed to use an appropriate cold storage agent and to use this cold energy by utilizing the solidification latent heat and sensible heat of the cold storage agent.
例えば特許文献1では、天然ガスの需要が増える昼間に冷熱を蓄え、需要が減る夜間に蓄えた冷熱を利用する冷熱の回収方法が開示されている。そして蓄冷剤として、アンモニア、ノルマルブタン、ノルマルヘキサン、ノルマルヘプタン、ノルマルオクタンが開示されている。
For example,
特許文献2では、液化天然ガスなどの冷熱を蓄えるための蓄冷剤として、低級炭化水素(ノルマルペンタン、ノルマルヘキサン、ノルマルヘプタンなど)と含酸素有機化合物(メタノール、エタノール、2−プロパノール、アセトン、メチルエチルケトン、ジエチルエーテル)の組合せが開示されている。 In Patent Document 2, as a cold storage agent for storing cold heat such as liquefied natural gas, lower hydrocarbons (normal pentane, normal hexane, normal heptane, etc.) and oxygen-containing organic compounds (methanol, ethanol, 2-propanol, acetone, methyl ethyl ketone) , Diethyl ether) combinations are disclosed.
特許文献3では、天然ガスの需要が増える昼間に冷熱を蓄え、需要が減る夜間に、蓄えた冷熱を利用して気化させた天然ガスを再度液化する方法が開示されている。そして蓄冷剤として、エタノール(91.2重量%)と水(8.8重量%)の共晶混合物が開示されている。
特許文献4では、天然ガスを液化して貯蔵したのち、再度気化して供給する方法が開示されており、蓄冷剤としてメタノールと2−プロパノールの混合物が開示されている。 Patent Document 4 discloses a method in which natural gas is liquefied and stored and then vaporized and supplied again, and a mixture of methanol and 2-propanol is disclosed as a cold storage agent.
特許文献5では、液化天然ガスなどが有する冷熱を蓄冷して有効利用する方法が開示されており、蓄冷剤として、アルコールやアルコールと水の混合物が好ましいと記載されている。 Patent Document 5 discloses a method of storing and effectively using the cold heat of liquefied natural gas, and describes that alcohol or a mixture of alcohol and water is preferable as the cold storage agent.
特許文献6では、天然ガスの需要が減る時間帯に、発生した蒸発ガスを再度液化して液化天然ガスタンクに戻す方法が開示されており、蓄冷剤としてノルマルヘキサンとノルマルペンタン(またはガソリン)の混合物が開示されている。 Patent Document 6 discloses a method in which generated evaporative gas is liquefied again and returned to a liquefied natural gas tank during a time period when the demand for natural gas decreases, and a mixture of normal hexane and normal pentane (or gasoline) as a cold storage agent. Is disclosed.
特許文献7では、液化天然ガスの冷熱を熱交換により凝固潜熱と顕熱の形で一旦蓄冷剤に蓄え、蓄えた冷熱を熱交換により高温側の物質に与えることからなる冷熱の利用方法が開示されている。その際、プロセス内で蓄冷剤を循環させ、一方の熱交換器では液化天然ガスから冷熱を受け取り、他方の熱交換器では得られた冷熱を高温物質に与える方式を用いている。そして低温領域で蓄冷することができる流動性を有する蓄冷剤として、(1)ノルマルヘキサンとイソペンタンの混合物、(2)ノルマルヘキサンとノルマルペンタンの混合物、(3)ノルマルヘキサンとガソリンの混合物、(4)メタキシレンとトルエンの混合物、(5)ケロシンとガソリンの混合物、(6)オキソキシレンとトルエンの混合物、(7)エタノールと1−プロパノールの混合物、(8)メタノールと1−プロパノールの混合物、(9)メタノールとエタノールの混合物、(10)2−プロパノールとエタノールの混合物が開示されている。 Patent Document 7 discloses a method for using cold heat, which comprises temporarily storing cold heat of liquefied natural gas in the form of solidification latent heat and sensible heat by heat exchange in a cold storage agent, and applying the stored cold heat to a substance on the high temperature side by heat exchange. Has been. At that time, a regenerator is circulated in the process, one of the heat exchangers receives cold heat from the liquefied natural gas, and the other heat exchanger uses a method of giving the obtained cold heat to the high-temperature substance. And as a cold storage agent having fluidity that can store cold in a low temperature region, (1) a mixture of normal hexane and isopentane, (2) a mixture of normal hexane and normal pentane, (3) a mixture of normal hexane and gasoline, (4 ) A mixture of metaxylene and toluene, (5) a mixture of kerosene and gasoline, (6) a mixture of oxoxylene and toluene, (7) a mixture of ethanol and 1-propanol, (8) a mixture of methanol and 1-propanol, ( 9) A mixture of methanol and ethanol, (10) a mixture of 2-propanol and ethanol.
特許文献8では、液化天然ガスの冷熱を蓄冷して有効利用する方法が開示されており、蓄冷剤としてノルマルペンタンが開示されている。
特許文献9では、液化天然ガスの冷熱を蓄冷して有効利用する方法が開示されており、蓄冷剤としてメタノール(42%)とエタノール(58%)の混合物が開示されている。
特許文献10では、液化天然ガスの冷熱を蓄冷して利用する方法が開示されており、蓄冷剤としてエタノールと水の混合物またはエタノールとメタノールの混合物、好ましくはエタノール(55重量%)−メタノール(45重量%)の混合物が開示されている。
特許文献11では、液化天然ガスの冷熱を蓄冷し、その蓄冷熱を利用して、液化天然ガスの需要が減少する時間帯にボイルオフガスを液化する方法が開示されており、蓄冷剤としてHFC−134a、HFC−23、HFC−32、プロパンおよびこれら成分の混合物が開示されている。
特許文献12では、液化天然ガスの冷熱を蓄冷し、その蓄冷熱を利用して液化天然ガスの需要が減少する時間帯にボイルオフガスを液化する方法が開示されている。これによると、蓄冷槽を2つの温度領域に分割し、−100℃以下の温度領域で使用する蓄冷剤としてHFC−134a、HFC−23、HFC−32、エタン、プロパン、ブタン、ペンタンおよびこれら成分の混合物が開示されており、−100℃以上〜−50℃以下の温度域で使用する蓄冷剤としてメタノール、エタノール、メタノール水溶液、エタノール水溶液、メタノール−エタノール水溶液が開示されている。
特許文献13では、凝固温度が−150℃で、−135℃において流動性が良好なアルコール系蓄冷剤としてエタノール(58重量%)−メタノール(42重量%)の共晶物質に水を添加した混合物が開示されている。
In
特許文献14では、流動性を有する蓄冷剤としてイソペンタンとノルマルヘキサンの混合物、イソペンタンとノルマルヘプタンとの混合物、イソヘキサンとノルマルヘキサンの混合物、イソヘキサンとノルマルヘプタンとの混合物が開示されている。
特許文献15では、蓄冷剤として二酸化炭素を用い、冷熱を二酸化炭素の凝固潜熱を利用して貯蔵する方法が開示されている。
上記特許文献1〜14に記載の方法では、消防法で定める危険物に該当する有機化合物を蓄冷剤として用いているため、安全性の面から問題があった。
The methods described in
さらに上記特許文献1〜15に記載の方法では、冷熱の発生量が多くなると容器の規模が大きくなり冷熱貯蔵設備が大きくなる。
Furthermore, in the methods described in
そこで本発明の課題は、低温流体が有する冷熱を効率よく利用し、冷熱貯蔵設備を小型化できる冷熱の利用方法を提供することにある。 SUMMARY OF THE INVENTION An object of the present invention is to provide a method for using cold energy that can efficiently use the cold heat of a low-temperature fluid and can reduce the size of a cold energy storage facility.
本発明者らが鋭意検討を行った結果、蓄冷剤としてCO2を用い、凝固潜熱や融解潜熱よりも多くの熱量を貯蔵・放出することができる昇華潜熱を利用し、さらに潜熱を液体や気体よりも密度が高い固体の状態で保存することで、冷熱を効率よく貯蔵・放出することができ、冷熱貯蔵設備を小型化できることを見出し、本発明を完成するに至った。 As a result of intensive studies by the present inventors, CO 2 is used as a cold storage agent, sublimation latent heat capable of storing and releasing more heat than solidification latent heat and latent heat of fusion is used, and the latent heat is further converted into liquid or gas. It has been found that by storing it in a solid state having a higher density than that, cold energy can be efficiently stored and released, and the cold energy storage facility can be miniaturized, and the present invention has been completed.
上記課題を解決し得た本発明の冷熱の利用方法は、
低温流体用流路と高温流体用流路とに熱的に接触する第3の流路を備えた熱交換器を冷熱の貯蔵設備として用いるものであり、
(1)第3の流路にCO2含有ガスを供給し、該CO2含有ガスから低温流体に熱を移動させることによって、該低温流体を加熱すると共に、CO2を直接固化させて第3の流路内に蓄え、
(2)蓄えた固化CO2に高温流体から熱を移動させることによって、CO2を昇華させると共に高温流体を冷却することを特徴としている。その際、上記低温流体としては天然ガスを用いることが好ましく、また上記高温流体としては、例えば、窒素ガス、酸素ガス、アルゴンガス、乾燥空気、水素ガス、またはこれらの2種以上を混合したガスを用いることが好ましい。また、低温流体を低流量期と高流量期を交互に繰り返すように供給し、
低温流体が低流量期にある間のCO2含有ガスの供給量を、高流量期にある間のCO2含有ガスの供給量よりも少なくすることも好ましい。さらに上記熱交換器を低温流体用流路に沿って直列する複数の領域に分割し、各領域ごとに上記第3の流路内のCO2ガスの分圧を変化させることも好ましい。
The method of using the cold of the present invention that has solved the above problems
A heat exchanger provided with a third flow path that is in thermal contact with the flow path for the low temperature fluid and the flow path for the high temperature fluid is used as a cold storage facility,
(1) A CO 2 -containing gas is supplied to the third flow path, and heat is transferred from the CO 2 -containing gas to the low-temperature fluid, whereby the low-temperature fluid is heated and the CO 2 is directly solidified to make the third Stored in the flow path of
(2) It is characterized by sublimating CO 2 and cooling the high-temperature fluid by transferring heat from the high-temperature fluid to the stored solidified CO 2 . At that time, it is preferable to use natural gas as the low-temperature fluid, and examples of the high-temperature fluid include nitrogen gas, oxygen gas, argon gas, dry air, hydrogen gas, or a gas obtained by mixing two or more of these. Is preferably used. In addition, low temperature fluid is supplied to alternately repeat the low flow period and the high flow period,
It is also preferable that the supply amount of the CO 2 -containing gas while the low-temperature fluid is in the low flow rate period is smaller than the supply amount of the CO 2 -containing gas during the high flow rate period. Furthermore, it is also preferable to divide the heat exchanger into a plurality of regions in series along the low-temperature fluid flow path, and to change the partial pressure of the CO 2 gas in the third flow path for each region.
また上記冷熱の利用方法を応用し、
低温天然ガス用流路と高温水素ガス用流路とに熱的に接触するCO2含有ガス用流路を備えた熱交換器を用い、
(1)低温天然ガスとCO2含有ガスを供給し、該CO2含有ガスから低温天然ガスに熱を移動させることで低温天然ガスを加熱すると共に、CO2を直接固化させてCO2含有ガス用流路内に蓄え、
(2)前記工程(1)で加熱された天然ガスを水蒸気改質法で処理して水素ガスを製造し、
(3)前記水素ガスを精製分離して、高純度水素ガスと、水素ガスを含むCO2ガスとに分け、
(4)前記工程(3)で得られた水素ガスを含むCO2ガスを前記工程(1)のCO2含有ガスとして利用すると共に、前記工程(3)で得られた高純度水素ガスを高温水素ガス用流路に供給し、
(5)前記工程(1)で蓄えておいた固化CO2から高純度水素ガスに熱を移動させることによって、CO2を昇華させると共に該高純度水素ガスを冷却させることができ、効率よく水素を冷却することができる。その際、前記工程(3)で得られる水素ガスを含むCO2ガスを前記工程(1)のCO2含有ガスとして用いてCO2を直接固化させて水素濃度を高めた後、この水素濃度が高まったガスを、前記工程(2)で得られる水素ガスと合わせ、前記工程(3)で精製することが好ましい。また、上記工程(5)でCO2が昇華することによってCO2濃度が高まったガスを集めることで、CO2ガスを効率よく製造することができる。
In addition, by applying the above cold energy utilization method,
Using a heat exchanger having a CO 2 -containing gas channel that is in thermal contact with the low-temperature natural gas channel and the high-temperature hydrogen gas channel,
(1) cold natural gas and CO 2 containing gas supply, as well as heat the cold natural gas by transferring heat to the cold natural gas from the CO 2 containing gas, by solidifying the CO 2 directly CO 2 containing gas Stored in the flow path,
(2) The natural gas heated in the step (1) is treated by a steam reforming method to produce hydrogen gas,
(3) The hydrogen gas is purified and separated, and is divided into high-purity hydrogen gas and CO 2 gas containing hydrogen gas,
(4) The CO 2 gas containing the hydrogen gas obtained in the step (3) is used as the CO 2 -containing gas in the step (1), and the high purity hydrogen gas obtained in the step (3) is used at a high temperature. Supply to the hydrogen gas flow path,
(5) By transferring heat from the solidified CO 2 stored in the step (1) to the high-purity hydrogen gas, CO 2 can be sublimated and the high-purity hydrogen gas can be cooled. Can be cooled. At that time, after having increased directly solidified allowed by the hydrogen concentration of CO 2 using CO 2 gas containing hydrogen gas obtained in the step (3) as a CO 2 containing gas in the step (1), this hydrogen concentration The increased gas is preferably combined with the hydrogen gas obtained in the step (2) and purified in the step (3). Also, by collecting the gas of increased CO 2 concentration by the CO 2 sublimes in the above step (5), it can be produced CO 2 gas efficiently.
本発明の冷熱の利用方法によれば、CO2ガスを直接固化させることによって冷熱を蓄えているため、単位体積あたりの蓄熱量を著しく高めることができ、冷熱貯蔵設備を小型化することができる。 According to the cold energy utilization method of the present invention, since the cold energy is stored by directly solidifying the CO 2 gas, the amount of heat stored per unit volume can be remarkably increased, and the cold energy storage facility can be downsized. .
本発明の冷熱の利用方法では、低温流体(例えば液化天然ガス)を流すための低温流体用流路と、高温流体(例えば窒素ガス)を流すための高温流体用流路とに熱的に接触する第3の流路を備えた熱交換器を冷熱の貯蔵設備として用いる。図1は、このような熱交換器(冷熱貯蔵設備)の一例を示す概略斜視図である。図1の熱交換器(冷熱貯蔵設備)20は、概略円筒状の容器25と、この容器25を軸方向に貫通する低温流体用流路1と高温流体用流路2とを備え、さらに容器25の外壁には、容器内部に気体を供給・排気するための換気口3および4を備えている。この換気口3および4と容器25の内部とで第3の流路を形成しており、この第3の流路は低温流体用流路1と高温流体用流路2とに熱的に接触している。
In the cold heat utilization method of the present invention, the low temperature fluid flow path for flowing a low temperature fluid (for example, liquefied natural gas) and the high temperature fluid flow path for flowing a high temperature fluid (for example, nitrogen gas) are in thermal contact. The heat exchanger provided with the third flow path is used as a cold storage facility. FIG. 1 is a schematic perspective view showing an example of such a heat exchanger (cold energy storage facility). A heat exchanger (cold storage facility) 20 in FIG. 1 includes a substantially
そして図1の熱交換器(冷熱貯蔵設備)20は、以下のようにして運転される。すなわち蓄冷剤としてCO2含有ガスを換気口3または4から容器25の内部に供給すると共に、低温流体用流路1内に低温流体(図示例では液化天然ガス)を流通させる。その結果、低温流体(液化天然ガス)とCO2含有ガスとの間で熱交換が行われ、低温流体(液化天然ガス)を加温(図示例では気化)させることができる。またCO2含有ガス側に関しては、低温流体(液化天然ガス)によって冷却されることで、CO2ガスが直接固化して低温流体用流路1の伝熱面から堆積していく。そのため、ドライアイスの形態で容器25内部で冷熱を蓄えることができる。
And the heat exchanger (cold energy storage equipment) 20 of FIG. 1 is drive | operated as follows. That is, a CO 2 -containing gas as a cold storage agent is supplied to the inside of the
また図1の熱交換器20では、高温流体用流路2に高温流体(図示例では窒素ガス)を流通させることができ、容器25内部に蓄えられたドライアイスによって高温流体(窒素ガス)を冷却することができる。高温流体に冷熱を奪われたドライアイスは、昇華して、換気口3または4から外部へ排出される。
Further, in the
上記のようにして熱交換器20を使用すると、冷熱の貯蔵をCO2で行うことができるため、極めて安全である。CO2は、消防法で定める危険物に該当せず、むしろ火災現場では消化剤として機能するものである。
Using the
さらに上記方法では、CO2を直接固化させて冷熱を貯蔵しているため、熱交換器(冷熱貯蔵設備)を小型化することができる。すなわち一般に、単位体積あたりに冷熱を貯蔵できる量(冷熱貯蔵密度とも称し、潜熱と蓄冷剤の密度の積によって求められる値)は、水(凝固温度:0℃)では334MJ/m3であるのに対し、例えばノルマルペンタンでは約74MJ/m3(凝固温度:約−130℃)、エタノールでは約87MJ/m3(凝固温度:約−117℃)であり、水の1/5〜1/3とはるかに低い。そのため、同じ量の冷熱を貯蔵する場合でも、蓄冷剤としてこれら有機化合物を用いると、水と比べて3〜5倍の量が必要となり、容器の規模が大きくなる。一方水は、上述のように冷熱貯蔵密度には優れているものの、凝固温度が高いため(0℃)、液体天然ガス(−120℃以下)などの極低温物質からの冷熱を貯蔵するには不適切である。氷の状態で貯蔵した冷熱を有効利用するためには、高温流体によって氷を融解させる必要があり、その利用範囲は限定的になる。そこで凝固温度を低下させることが望まれるが、例えば水に親水性の有機化合物(例えばエタノール)を添加して凝固温度を下げると、冷熱貯蔵密度が低下してしまう。
Further, in the above method, since CO 2 is directly solidified to store cold heat, the heat exchanger (cold heat storage facility) can be downsized. That general, the amount that can be stored cold heat per unit volume (referred to as a cold storage density, latent heat value obtained by the product of the density of the refrigerant 13A) are water (solidification temperature: 0 ° C.) in which the at 334MJ / m 3 to, for example, in the normal pentane about 74MJ / m 3 (solidification temperature: about -130 ° C.), in ethanol of about 87MJ / m 3 (solidification temperature: about -117 ° C.) are, of
これらに対して、本発明の冷熱の利用方法では、CO2の昇華潜熱を利用しており、その冷熱貯蔵密度は約900MJ/m3[0.573MJ/kg(二酸化炭素の昇華潜熱)×1570kg/m3(ドライアイスの密度)]であり、上記有機化合物の10倍以上、水の2.5倍以上である。そのため同じ量の冷熱を貯蔵する場合でも、上記有機化合物に比べて1/10以下、水に比べて2/5以下まで蓄冷剤の体積を低減することができ、熱交換器(冷熱貯蔵設備)20を小型化できる。さらにCO2の昇華温度は、約−78.5℃(常圧の場合)であって、極低温物質からの冷熱を貯蔵するには極めて好適である。 On the other hand, in the utilization method of the cold of the present invention, the sublimation latent heat of CO 2 is utilized, and the cold storage density is about 900 MJ / m 3 [0.573 MJ / kg (sublimation latent heat of carbon dioxide) × 1570 kg. / M 3 (density of dry ice)], 10 times or more of the organic compound and 2.5 times or more of water. Therefore, even when storing the same amount of cold energy, the volume of the cold storage agent can be reduced to 1/10 or less compared to the organic compound and 2/5 or less compared to water, and a heat exchanger (cold storage facility) 20 can be reduced in size. Further, the sublimation temperature of CO 2 is about −78.5 ° C. (in the case of normal pressure), which is very suitable for storing cold heat from a cryogenic substance.
ところで天然ガスは、昼間の需要が多く、夜間の需要が少ない。従って低温流体として天然ガスを使用すると、昼間は冷熱の供給が過剰になって冷熱が余る傾向がある。このような場合であっても、本発明の冷熱の利用方法によれば、昼間の余剰の冷熱をドライアイスの形態で貯蔵しておくことができる。そして夜間には、昼間に蓄えたドライアイスによって高温流体(窒素ガス)を冷却することができ、コンスタントに冷熱を利用できる。 By the way, natural gas has a large demand in the daytime and a small demand in the nighttime. Therefore, when natural gas is used as a low-temperature fluid, the supply of cold heat is excessive during the daytime, and there is a tendency for the cold heat to remain. Even in such a case, according to the cold energy utilization method of the present invention, it is possible to store the excessive cold energy in the daytime in the form of dry ice. At night, the high temperature fluid (nitrogen gas) can be cooled by dry ice stored in the daytime, and cold energy can be used constantly.
上記のように低温流体の供給量が低流量期と高流量期を交互に(周期的に)繰り返す場合(例えば、昼間と夜間で低温流体の供給量が変動する場合)、低温流体が低流量期にある間(例えば夜間)のCO2含有ガスの供給量を、高流量期にある間(例えば昼間)のCO2含有ガスの供給量よりも少なくすることが推奨される。 When the supply amount of low-temperature fluid repeats the low flow period and high flow period alternately (periodically) as described above (for example, when the supply amount of low-temperature fluid varies between daytime and nighttime), the low-temperature fluid has a low flow rate. the supply amount of CO 2 containing gas between (e.g. at night) in the period, it is recommended to reduce between (eg daylight) than the supply amount of CO 2 containing gas in a high flow rate stage.
具体的には、低温流体の高流量期であって冷熱の供給が過剰な場合には、冷熱を確実に蓄えるためにCO2含有ガスを第3の流路内に十分に供給することが望ましい。 Specifically, when the supply of cold heat is excessive in the high flow period of the low-temperature fluid, it is desirable to supply the CO 2 -containing gas sufficiently in the third flow path in order to store the cold heat reliably. .
一方、低温流体の低流量期であって冷熱の供給が不足する場合、CO2含有ガスの供給を絞る(特に停止する)ことが望ましい。 On the other hand, when the supply of cold heat is insufficient due to the low flow rate of the low-temperature fluid, it is desirable to restrict (particularly stop) the supply of the CO 2 -containing gas.
前記熱交換器(冷熱貯蔵設備)20は、低温流体用流路1(および高温流体用流路2)に沿って直列する複数の領域(熱的独立領域)に分割し、各領域ごとに第3の流路内のCO2の分圧を変化させてもよい。中でも低温流体(液化天然ガス)の下流側に位置する程、CO2の分圧が高くなるように調節することが推奨される。低温流体は下流に向かう程、CO2から熱を奪って高温になる。そしてCO2の分圧を低温流体の下流側に位置するほど高くなるようにすれば、下流に向かうにつれて、低温流体が高温化するのに合わせてCO2の昇華温度も高くすることができるため、常にCO2の昇華潜熱を利用できるようになる。そのため、熱交換器を極めてコンパクトにすることができる。 The heat exchanger (cold storage facility) 20 is divided into a plurality of regions (thermally independent regions) in series along the low-temperature fluid channel 1 (and the high-temperature fluid channel 2). The partial pressure of CO 2 in the three flow paths may be changed. Among them as located downstream of the cryogen (liquefied natural gas), it is recommended to adjust so that the partial pressure of CO 2 is high. The lower the temperature of the low-temperature fluid, the higher the temperature from CO 2 . If the partial pressure of CO 2 is increased as it is located downstream of the low-temperature fluid, the sublimation temperature of CO 2 can be increased as the temperature of the low-temperature fluid increases as it goes downstream. The sublimation latent heat of CO 2 can always be used. Therefore, the heat exchanger can be made extremely compact.
図3は、複数の領域を備えた熱交換器の一例を示す概略斜視図である。図3の熱交換器21では、合計3つの熱交換ユニット(熱的独立領域)8、9、10が低温流体用流路1(および高温流体用流路2)に沿って直列しており、これら3つの熱交換ユニット8、9、10が全体として1つの熱交換器(冷熱貯蔵設備)21を構成している。なお各熱交換ユニット8、9、10は、それぞれ図1に示す熱交換器20と同様な構成をしており、互いに独立してCO2含有ガスを供給できるようになっている。
FIG. 3 is a schematic perspective view showing an example of a heat exchanger having a plurality of regions. In the
そして図3の熱交換器21を用いて、低温流体(例えば、−140℃程度の液化天然ガス)を処理する場合の運転条件を、図2に示すCO2の状態図を参照しながら説明する。すなわち低温流体の最上流側に位置する第1の熱交換ユニット8では、CO2の分圧を例えば約0.01〜0.05MPa程度にしておく。この程度の分圧にしておけば、CO2の昇華温度を約−90〜−100℃程度に設定でき、第1の熱交換ユニットに流入する低温流体(−140℃程度)の冷熱をCO2の昇華潜熱を利用して蓄えることができる。また次の第2の熱交換ユニット9では、CO2の分圧を約0.05〜0.2MPa程度にしておく。この程度の分圧にしておけば、CO2の昇華温度を約−90〜−70℃程度に設定することができる。第1の熱交換ユニットを出て第2の熱交換ユニットに流入する液化天然ガスの温度は、約−90〜−100℃程度であるため、この冷熱もまたCO2の昇華潜熱を利用して蓄えることができる。さらに最も下流側に位置する第3の熱交換ユニット10では、CO2の分圧を約0.2〜0.5MPa程度にしておく。この程度の分圧にしておけば、CO2の昇華温度を−57〜−70℃程度に設定することができ、前記第2の熱交換ユニット9の場合と同様、天然ガスの冷熱をCO2の昇華潜熱を利用して蓄えることができる。
The operating conditions for processing a low-temperature fluid (for example, liquefied natural gas at about −140 ° C.) using the
以上のようにして図3の熱交換器21を使用すれば、全ての領域(熱交換ユニット8、9、10)でCO2の昇華潜熱を利用できるため、熱交換器21をコンパクトにすることができる。
If the
なお、上記図3では、3つの熱交換ユニット(熱的独立領域)8、9、10を連結させた構成の熱交換器21を示したが、連結させる熱交換ユニットの数は、低温流体が有する冷熱の量などに応じて適宜選択すればよく、例えば1個〜10個程度の範囲から選択でき、2個〜5個程度であることが好ましい。
In FIG. 3, the
また各熱交換ユニット(熱的独立領域)でのCO2の分圧は、該ユニット(領域)内でのCO2の昇華潜熱を利用できる限り特には限定されない。好ましくは、低温流体の最上流側に位置する熱交換ユニット(熱的独立領域)では、この低温流体の温度に対して+5〜+50℃程度の温度でCO2が昇華するようにCO2分圧を調節し、以降の熱交換ユニット(熱的独立領域)では、該ユニット(領域)に流入する低温流体の温度に対して+5〜+50℃程度の温度でCO2が昇華するようにCO2分圧を調節することが推奨される。 The partial pressure of CO 2 in each heat exchange unit (thermally independent region) is not particularly limited as long as the sublimation latent heat of CO 2 in the unit (region) can be used. Preferably, the most upstream heat exchanger located on the side of the unit in (thermal independent area), CO 2 partial pressure to CO 2 at +. 5 to + 50 ° C. of about temperatures for temperature sublimation of the cryogen cold fluid adjust the, in subsequent heat exchange unit (thermal independent area), CO 2 minutes as CO 2 at a temperature of +. 5 to + 50 ° C. of about with respect to the temperature of the cryogen flowing into the unit (area) is sublimated It is recommended to adjust the pressure.
熱交換器(熱交換ユニットを含む)の外形(容器形状)は、図1や図3に示すような円筒形に限定されず、種々の形状のものが使用できる。例えば特開平7−243760号公報の図3に記載されているような、単位体積あたりに大きな熱交換量を確保できるプレートフィン熱交換器も使用することができる。また低温流体用流路および高温流体用流路の貫通方向も特には限定されず、またこれらは途中で分岐していてもよい。さらには換気口の数も1つ以上あればよいが、好ましくは2つ以上である。2つ以上あれば、一定方向にCO2含有ガスを流すことができ、効率よくCO2含有ガスを供給・排出できる。また必要に応じて、他の流体を流すための第4の流路を形成してもよい。 The external shape (container shape) of the heat exchanger (including the heat exchange unit) is not limited to the cylindrical shape as shown in FIGS. 1 and 3, and various shapes can be used. For example, a plate fin heat exchanger that can secure a large amount of heat exchange per unit volume as described in FIG. 3 of JP-A-7-243760 can be used. Further, the penetration direction of the flow path for the low temperature fluid and the flow path for the high temperature fluid is not particularly limited, and these may be branched in the middle. Further, the number of ventilation ports may be one or more, but preferably two or more. If two or more, can be made to flow CO 2 containing gas in a constant direction, it can be efficiently supplied and discharged the CO 2 containing gas. Moreover, you may form the 4th flow path for flowing other fluids as needed.
低温流体としては、上記の液化天然ガスに限定されず、CO2の昇華温度の理論最大値(−56.5℃:図2の三重点参照)よりも低い温度の流体であれば種々のものが使用できる。低温流体の温度は、好ましくは−60℃以下、より好ましくは−80℃以下、さらに好ましくは−100℃以下程度である。なお低温流体の温度の下限は特には限定されないが、通常、−180℃程度(例えば、−150℃程度)である。 The low-temperature fluid is not limited to the above-mentioned liquefied natural gas, and various fluids can be used as long as the fluid has a temperature lower than the theoretical maximum value of the sublimation temperature of CO 2 (−56.5 ° C .: refer to the triple point in FIG. 2). Can be used. The temperature of the cryogenic fluid is preferably −60 ° C. or lower, more preferably −80 ° C. or lower, and even more preferably about −100 ° C. or lower. The lower limit of the temperature of the cryogenic fluid is not particularly limited, but is usually about −180 ° C. (for example, about −150 ° C.).
低温流体の具体例としては、天然ガス、プロパンガスなどが挙げられる。これら低温流体は気体、液体、気液混合物の何れであってもよい。好ましい低温流体は、天然ガス、特に液化天然ガスである。 Specific examples of the cryogenic fluid include natural gas and propane gas. These cryogenic fluids may be any of gas, liquid, and gas-liquid mixture. A preferred cryogenic fluid is natural gas, particularly liquefied natural gas.
また高温流体としては、前記低温流体よりも高い温度を有する流体であれば特には限定されない。好ましい高温流体には、窒素ガス、酸素ガス、アルゴンガス、乾燥空気、水素ガス、またはこれらの2種以上を混合したガスが含まれる。 The high temperature fluid is not particularly limited as long as it is a fluid having a temperature higher than that of the low temperature fluid. Preferred high-temperature fluid includes nitrogen gas, oxygen gas, argon gas, dry air, hydrogen gas, or a gas obtained by mixing two or more of these.
またCO2含有ガスに含まれるCO2以外の成分は、特には限定されないが、例えば水素、メタンなどが挙げられる。CO2含有ガス中のCO2濃度は、例えば、30モル%〜70モル%程度、好ましくは40モル%〜60モル%程度である。 Components other than CO 2 contained in the CO 2 containing gas is also particularly but not limited to, for example, hydrogen, methane, and the like. The CO 2 concentration in the CO 2 -containing gas is, for example, about 30 mol% to 70 mol%, preferably about 40 mol% to 60 mol%.
上述した本発明の冷熱の利用方法(熱交換器、冷熱貯蔵設備)は、例えば低温の天然ガス(液化天然ガス)の処理プラントに適用することができる。すなわち本発明の冷熱の利用方法(熱交換器)によれば、低温流体として低温の天然ガス(液化天然ガスなど)を、高温流体として水素ガスを、蓄冷剤としてCO2含有ガスを採用することができ、これらは全て天然ガスまたは天然ガス由来物であるため、一つの処理プラント内で効率よく冷熱を利用することができる。 The above-described cold utilization method (heat exchanger, cold storage facility) of the present invention can be applied to, for example, a low-temperature natural gas (liquefied natural gas) processing plant. That is, according to the cold heat utilization method (heat exchanger) of the present invention, low-temperature natural gas (liquefied natural gas, etc.) is used as the low-temperature fluid, hydrogen gas is used as the high-temperature fluid, and CO 2 -containing gas is used as the regenerator. Since these are all natural gas or natural gas-derived substances, it is possible to efficiently use cold energy in one processing plant.
図4は、上記熱交換器(冷熱貯蔵設備)を適用した処理プラントの一例を示すフローチャート図である。図4のプラントは、天然ガスの本供給システム100と、余剰天然ガスによる冷熱利用システム101に大別される。本供給システム100は、天然ガスの本供給ライン50a、50b、51と、この本供給ライン50aと50bの途中に設けられた第1の熱交換器14とを備えており、原料となる低温天然ガス(液化天然ガスなど)は、この熱交換器14で加熱(気化)されてから、本供給ライン51を通じて一般の需要先に供給される。なお第1の熱交換器14は、冷熱の貯蔵部(ドライアイスの貯蔵部)を備えていない点で、本発明の熱交換器(冷熱貯蔵設備)と区別される。
FIG. 4 is a flowchart showing an example of a processing plant to which the heat exchanger (cold storage facility) is applied. The plant of FIG. 4 is roughly divided into a natural gas
ところで夜間に比べて昼間の天然ガスの需要は極めて多く、昼間は前記本供給ライン50a、50b、51を通して大量の天然ガスを一般の需要先に供給しているが、天然ガスの供給量と需要量のバランスが崩れると低温天然ガスが余ることとなる。そこで図4のプラントはこの昼間の余剰の低温天然ガス(冷熱)を効率よく利用するため、冷熱利用システム101を備えている。この冷熱利用システム101は、本供給ライン50aから分岐して途中にバルブB1を介して余剰の低温天然ガスを取り出すための取り出しライン52と、この取り出しライン52に直結する第2の熱交換器(冷熱貯蔵設備)21と、この熱交換器21で加熱(気化)した天然ガスを水蒸気改質するための水蒸気改質装置11と、水蒸気改質したガス(通常、CO2を50モル%程度、H2を30モル%程度、メタンを15モル%程度含有する)を高純度水素ガスとオフガス(主成分CO2)に分離するための水素精製分離装置[水素圧力スイング吸着(PSA)装置]12によって構成されている。なお前記熱交換器(冷熱貯蔵設備)21が、上述の本発明の熱交換器(冷熱貯蔵設備)に相当し、図4の例では、上述の図3の熱交換器(冷熱貯蔵設備)21を使用している。
By the way, the demand for natural gas during the daytime is much greater than during the night, and a large amount of natural gas is supplied to the general customers through the
このような冷熱利用システム101を用いれば、水素精製分離装置12で生じるオフガスを、熱交換器(冷熱貯蔵設備)21の蓄冷剤(CO2含有ガス)として利用することができ、また水素精製分離装置12で生じる高純度水素ガスを、熱交換器(冷熱貯蔵設備)21の高温流体として利用することができる。そして液化天然ガスと、その由来成分(水素ガスおよびオフガス)を使って熱交換できるため、資源を有効に利用できる。さらに低温天然ガスと水蒸気改質装置で発生したCO2、水素の間で熱エネルギーを交換しているため、外部からの熱エネルギーの供給または外部への熱エネルギーの排出を低減でき、熱エネルギーの有効利用の面でも優れている。すなわち図4に示す冷熱利用システム101は、資源および熱エネルギーの両面で環境に優しいといえる。
By using such a cold
なお夜間は天然ガスの需要が減少するため、取り出しライン52の低温天然ガスの流量が減少する(場合によっては、流量がゼロとなる)。一方、夜間でも水素精製分離装置12からは高純度水素ガスが発生する。このような場合であっても、図4の冷熱利用システム101によれば、昼間に冷熱をドライアイスとして熱交換器(冷熱貯蔵設備)21内に蓄えているため、この貯蔵したドライアイスを利用して、夜間の高純度水素ガスを冷却することができる。
Since the demand for natural gas decreases at night, the flow rate of low-temperature natural gas in the
昼間および夜間に冷却された高純度水素ガスは、図4の例では、水素液化装置13によって液化される。そして図4の例では、昼夜を問わず高純度水素ガスを冷却できるため、安定して液化水素を製造できる。
The high-purity hydrogen gas cooled in the daytime and at night is liquefied by the
なお図4の例では、水素精製分離装置12から延び出た高純度水素ガス排出ライン65は、途中で第1の熱交換器14に向かうライン66と、第2の熱交換器(冷熱貯蔵設備)に向かうライン65に分かれており、高純度水素ガスの冷却は第1および第2の熱交換器14、21の両方で行われる。この第1の熱交換器14で冷却された水素ガスも、高純度水素ガス排出ライン67を通じてライン68に接続され、前記第2の熱交換器21で冷却された高純度水素ガスと合わせて、水素液化装置13で液化される。
In the example of FIG. 4, the high-purity hydrogen
また図4の例では、水素精製分離装置12から延び出たオフガス排出ライン60が熱交換器21の直前で3本のオフガス供給ライン31、32、33に分岐し、それぞれが別々に熱交換器21を構成する熱交換ユニット8、9、10に接続している。そして各オフガス供給ライン31、32、33にはバルブB2、B3、B4が取り付けられており、このバルブB2、B3、B4の開度を調節することによって、各熱交換ユニット8、9、10内のCO2分圧を独立して制御可能になっている。ただし、昇圧する必要がある場合には、圧縮機など(図4では図示せず)で昇圧した後、熱交換ユニットに供給する。なお熱交換器21に流入する低温天然ガスの流量が低下する場合(例えば、夜間など)には、各オフガス供給ライン31、32、33の分岐地点の上流に設けられたバルブB5を閉にすることによって、熱交換器21へのオフガスの供給を停止することができる。オフガスの供給を停止することによって余ったオフガスは、開放ライン61を通じて外部に排出できる。
In the example of FIG. 4, the off-
さらに図4の例では、第2の熱交換器(冷熱貯蔵設備)21の換気口(排気口)がバルブB6、B7、B8を介して一本のライン(リサイクルライン63)に接続しており、このリサイクルライン63は、水蒸気改質装置11から水素精製分離装置12に水蒸気改質ガスを移送するライン(移送ライン62)に合流している。そのためオフガスに含まれる水素をリサイクルすることができる。例えば、第2の熱交換器(冷熱貯蔵設備)21で低温天然ガス(冷熱)の処理量が多い場合(例えば、昼間)、オフガスからCO2がドライアイスとして除かれていくため、オフガス中の水素濃度が高まる。この水素濃度が高まったオフガスを再び水素精製分離装置12で処理することによって、水素の回収率を高めることができる。
Further, in the example of FIG. 4, the ventilation port (exhaust port) of the second heat exchanger (cold storage facility) 21 is connected to one line (recycle line 63) via valves B6, B7, B8. The
加えて図4の例では、第2の熱交換器(冷熱利用装置)21の換気口(排気口)から出たリサイクルライン63は、バルブB9を介してCO2回収ライン64に分岐している。そのため、例えば、第2の熱交換器(冷熱貯蔵設備)21での低温天然ガス(冷熱)の処理量が少ない場合(例えば、夜間)、バルブB5を閉め、熱交換器21へのオフガスの供給を停止し、熱交換器21からドライアイスの昇華によって得られるCO2ガスだけが換気口(排気口)を通じて排出される。そしてバルブB10を閉め、バルブB9を開け、このCO2ガスを、CO2回収ライン64を通じて回収することにより、高純度CO2ガスを得ることができる。
In addition, in the example of FIG. 4, the
なお本供給システム100の第1の熱交換器としては、図示例のものに限定されず種々のものが利用でき、例えば、冷熱利用システム101の第2の熱交換器(冷熱貯蔵設備)21を用いてもよい。さらには低温天然ガス(液化天然ガスなど)の処理プラントにおいて、本供給システム100は必ずしも必要ではなく、冷熱利用システム101によって加温された天然ガスを一般の需要先に供給してもよい。
The first heat exchanger of the
バルブの設置位置は図示例のものに限定されず、同等の機能を有する限り、適当な箇所に設置することができる。またバルブに変えて種々の流量制御手段を使用することができる。 The installation position of the valve is not limited to the illustrated example, and can be installed at an appropriate location as long as it has an equivalent function. Various flow rate control means can be used instead of the valve.
第2の熱交換器(冷熱貯蔵設備)としても、図示例のものに限定されず、本発明に含まれる種々の熱交換器(冷熱貯蔵設備)が使用できる。 The second heat exchanger (cold storage facility) is not limited to the illustrated example, and various heat exchangers (cold storage facility) included in the present invention can be used.
1.低温流体用流路
2.高温流体用流路
3、4.換気口
8.熱的独立領域(第1の熱交換ユニット)
9.熱的独立領域(第2の熱交換ユニット)
10.熱的独立領域(第3の熱交換ユニット)
11.水蒸気改質装置
12.水素精製分離装置
13.水素液化装置
14.第1の熱交換器
20、21.熱交換器
25.容器
31、32、33.オフガス供給ライン
50a、50b、51.本供給ライン
52.取り出しライン
60.オフガス排出ライン
61.開放ライン
62.移送ライン
63.リサイクルライン
64.CO2回収ライン
65、66.高純度水素ガス排出ライン
67、68.高純度水素ガス排出ライン
100.本供給システム
101.冷熱利用システム
B1、B2、B3、B4、B5、B6、B7、B8、B9、B10、B11.バルブ
1. 1. Flow path for cryogenic fluid High temperature
9. Thermally independent area (second heat exchange unit)
10. Thermally independent area (third heat exchange unit)
11.
Claims (8)
(1)前記第3の流路にCO2含有ガスを供給し、該CO2含有ガスから低温流体に熱を移動させることによって、該低温流体を加熱すると共に、CO2を直接固化させて第3の流路内に蓄え、
(2)蓄えた固化CO2に高温流体から熱を移動させることによって、CO2を昇華させると共に高温流体を冷却することを特徴とする低温流体の冷熱利用方法。 Using a heat exchanger having a third flow path that is in thermal contact with the flow path for the low temperature fluid and the flow path for the high temperature fluid,
(1) Supplying a CO 2 -containing gas to the third flow path, and transferring heat from the CO 2 -containing gas to a low-temperature fluid, thereby heating the low-temperature fluid and directly solidifying CO 2 3 in the flow path,
(2) A method for utilizing cold energy of a low-temperature fluid, wherein heat is transferred from the high-temperature fluid to the stored solidified CO 2 to sublimate the CO 2 and cool the high-temperature fluid.
低温流体が低流量期にある間のCO2含有ガスの供給量を、高流量期にある間のCO2含有ガスの供給量よりも少なくするようにする請求項1〜3のいずれか1項に記載の冷熱利用方法。 The low-temperature fluid is supplied so as to alternate between the low flow rate period and the high flow rate period,
The supply amount of the CO 2 -containing gas while the low-temperature fluid is in the low flow rate period is made smaller than the supply amount of the CO 2 -containing gas during the high flow rate period. The method of using cold energy as described in 1.
(1)低温天然ガスとCO2含有ガスを供給し、該CO2含有ガスから低温天然ガスに熱を移動させることで低温天然ガスを加熱すると共に、CO2を直接固化させてCO2含有ガス用流路内に蓄え、
(2)前記工程(1)で加熱された天然ガスを水蒸気改質法で処理して水素ガスを製造し、
(3)前記水素ガスを精製分離して、高純度水素ガスと、水素ガスを含むCO2ガスとに分け、
(4)前記工程(3)で得られた水素ガスを含むCO2ガスを前記工程(1)のCO2含有ガスとして利用すると共に、前記工程(3)で得られた高純度水素ガスを高温水素ガス用流路に供給し、
(5)前記工程(1)で蓄えておいた固化CO2から高純度水素ガスに熱を移動させることによって、CO2を昇華させると共に該高純度水素ガスを冷却させることを特徴とする水素冷却法。 Using a heat exchanger having a CO 2 -containing gas channel that is in thermal contact with the low-temperature natural gas channel and the high-temperature hydrogen gas channel,
(1) cold natural gas and CO 2 containing gas supply, as well as heat the cold natural gas by transferring heat to the cold natural gas from the CO 2 containing gas, by solidifying the CO 2 directly CO 2 containing gas Stored in the flow path,
(2) The natural gas heated in the step (1) is treated by a steam reforming method to produce hydrogen gas,
(3) The hydrogen gas is purified and separated, and is divided into high-purity hydrogen gas and CO 2 gas containing hydrogen gas,
(4) The CO 2 gas containing the hydrogen gas obtained in the step (3) is used as the CO 2 -containing gas in the step (1), and the high purity hydrogen gas obtained in the step (3) is used at a high temperature. Supply to the hydrogen gas flow path,
(5) wherein by moving the heat from the solidified CO 2 which has been in a high purity hydrogen gas stored in step (1), hydrogen cooling, characterized in that to cool the high-purity hydrogen gas with sublimating the CO 2 Law.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2006057655A JP2007232329A (en) | 2006-03-03 | 2006-03-03 | Cold utilization method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2006057655A JP2007232329A (en) | 2006-03-03 | 2006-03-03 | Cold utilization method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2007232329A true JP2007232329A (en) | 2007-09-13 |
Family
ID=38553095
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2006057655A Withdrawn JP2007232329A (en) | 2006-03-03 | 2006-03-03 | Cold utilization method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2007232329A (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013234118A (en) * | 2013-06-17 | 2013-11-21 | Taiyo Nippon Sanso Corp | Transport method, disposal method and conveyance method of carbon dioxide |
JP2018514713A (en) * | 2015-04-08 | 2018-06-07 | クライオ ピュール | How to recover energy from dry ice at pressures below atmospheric pressure |
-
2006
- 2006-03-03 JP JP2006057655A patent/JP2007232329A/en not_active Withdrawn
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013234118A (en) * | 2013-06-17 | 2013-11-21 | Taiyo Nippon Sanso Corp | Transport method, disposal method and conveyance method of carbon dioxide |
JP2018514713A (en) * | 2015-04-08 | 2018-06-07 | クライオ ピュール | How to recover energy from dry ice at pressures below atmospheric pressure |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6082133A (en) | Apparatus and method for purifying natural gas via cryogenic separation | |
US4609390A (en) | Process and apparatus for separating hydrocarbon gas into a residue gas fraction and a product fraction | |
AU2008332005B2 (en) | Method and system for regulation of cooling capacity of a cooling system based on a gas expansion process. | |
JP4971356B2 (en) | Method and system for collecting carbon dioxide from combustion gases | |
EP2041508B1 (en) | Method for selective extraction of natural gas liquids from rich natural gas | |
BR0215515B1 (en) | Method and system for removing carbon dioxide from a mass of natural gas, liquefaction plant, method of producing liquid natural gas and heat exchanger | |
HU222696B1 (en) | Improved cascade refrigeration process for liquefaction of natural gas | |
JP3591927B2 (en) | Cryogenic liquid with multiple components and boil-off gas treatment device | |
JP3664862B2 (en) | LNG cold heat storage method and apparatus, and BOG reliquefaction method using cold storage heat and apparatus thereof | |
CN106536689A (en) | Method and arrangement for producing liquefied methane gas (LMG) from various gas sources | |
JP4619408B2 (en) | Method and apparatus for producing slush fluid | |
WO1991017392A1 (en) | Methods and apparatuses for providing cool thermal storage and/or water purification | |
US5448892A (en) | Methods and apparatuses for providing cool thermal storage and/or water purification | |
JP2004529307A (en) | Hydrogen liquefaction method and apparatus | |
US20150176892A1 (en) | Process for storing liquid rich in carbon dioxide in solid form | |
JP2007232329A (en) | Cold utilization method | |
US5588307A (en) | Process for liquefaction of a pressurized hydrocarbon-rich fraction | |
JP2001010985A (en) | Device for producing natural gas hydrate and method for producing the same | |
JP2004069215A (en) | Heat exchanger system, control method thereof, and carbon dioxide gas liquefying method utilizing cold of liquefied natural gas | |
JP4677338B2 (en) | Cold supply method | |
RU2360193C1 (en) | Method of ice slurry production and related device | |
JPH10213296A (en) | Bog disposal device of lng storing facility | |
US3243967A (en) | Carbon dioxide liquification plant and process | |
JP2003336965A (en) | Carbon dioxide gas cryogenic separating method and device using lng cold | |
JPS58106109A (en) | Recovery method of power from lng by turbine |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A300 | Withdrawal of application because of no request for examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A300 Effective date: 20090512 |