JP4291073B2 - ガスハイドレート製造方法 - Google Patents
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Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、ガスハイドレート製造方法、更に詳しくは、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという）の冷熱を利用したガスハイドレート製造方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
ＬＮＧは、天然ガスを常圧にてマイナス１６２℃（−１６２℃）に冷却して液化させたものであり、その取り扱いが非常に難しいことから、保安上及び保温上、極めて高度な技術を必要とする。
【０００３】
一方、天然ガスハイドレート（以下、ＮＧＨという）は、低温、低圧の雰囲気中で天然ガスと水から生成された水和物であり、ＬＮＧに比べて製造時のエネルギー消費原単位がＬＮＧの約半分程度であると言われている。その上、ＮＧＨは、摂氏０℃以下に保持すれば、自己保存性によって常圧で輸送及び貯蔵が可能であることから、ＬＮＧに比べて取り扱い易いという利点がある。
【０００４】
ところで、昨今の火力発電所は、重油などの化石燃料より環境に優しい天然ガスへの燃料転換が進んでいる。しかも、ガスタービン複合発電の高効率化と相俟って天然ガスの需要がますます大きくなっている。
【０００５】
このような現状から推察すると、将来的には、例えば、ガス導管が敷設されていない地域の小口需要家や、郊外のコンビニエンスストアなどに設置が予想される自家発電用の小規模ガスタービン発電機に対するＮＧＨの需要が見込まれる（例えば、特許文献１参照。）。
【０００６】
【特許文献１】
特開２００２−１６１２８８号公報（第３頁、図１）
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
ＬＮＧをＮＧＨに変換後、トレーラーなどの車両で輸送する方式（システム）は、ＮＧＨ製造時の反応熱を、ＬＮＧの冷熱を利用して回収する方式が経済的に有利であることから、今後、この分野への新たなエネルギー供給システムとして注目されている。
【０００８】
そこで、本発明者らは、先に、ＬＮＧの冷熱を利用したＮＧＨ製造システムについて提案した。その提案は、図２に示すように、高圧配管５から分岐した分岐管６’に制御弁３０、膨張タービン３１、熱交換器８及び予熱器９を、この順に配し、高圧気化器４によって気化された高圧天然ガスｂが膨張タービン３１を通過する間に動力を回収する一方、膨張タービン３１を通過後の天然ガスｂ’の冷熱（約−３４℃）を利用して天然ガスｂ”と水ｃとが反応してＮＧＨ（ｄ）になる時の生成熱を除去（回収）するようになっている。
【０００９】
尚、図中、１は高圧天然ガス供給ライン、２は天然ガスハイドレート製造ライン、３，１２，１３，１５は導管、１０は生成槽、１１はバイパス管、１４は給水管、１６は造粒装置、１８は閉回路、１９，２２はポンプ、２１は閉回路、ａはＬＮＧ、ｆはブライン、Ａはブライン２系統、Ｂはブライン１系統を示している。
【００１０】
ところで、上記の提案では、膨張タービンにより動力回収を行なっているが、ＬＮＧの冷熱によってＮＧＨの生成熱を除去する場合、冷熱利用の熱的合理性は満足しているが、その一方で、低圧ガスが増加し、低圧系統（例えば、汽力発電用ボイラ燃料）における必要ガス量の制御に不都合が生ずる可能性が大きいと考えられる。即ち、膨張タービンの排気は、顕熱のみであり、潜熱を有しないために、ＮＧＨ生成熱に相当する熱量を除去するには、過大なガス量を必要とするからである。
【００１１】
このような実際面（実用面）において、低圧ガスライン（低圧系統）に不都合を来さないような最小限のガス量で冷熱を除去するシステムが不可欠である。従って、ＮＧＨ生成熱の除去に必要な冷熱量に相当するＬＮＧ量により、膨張タービン通過ガス量が決まる。
【００１２】
一方、既設のＮＧＨ製造プラントは、大量の海水を用いてＬＮＧを一気に気化させることから、熱媒としての海水の一部が氷結する恐れがあるが、ガス（プロパンなど）と海水とを用いた２段階気化方式を採用することにより、氷結防止及び省エネ効果が見込まれる。
【００１３】
即ち、熱媒ガスによる冷熱回収に伴って冷熱回収後のＬＮＧガスのガス温度が上昇することにより、ＬＮＧを海水にて直接、ガス化する従来方式に比べて氷結防止のための海水側のΔｔ（海水の許容温度低下量（仮定）を大きくできるからである。そのため、海水揚水ポンプ動力の低減にも相乗効果があるため、トータルで大幅な省エネ効果が見込まれる。
【００１４】
本発明は、このような知見に基づいてなされたものであり、低圧ガスの増加を抑制しながら、省エネ効果が見込まれるガスハイドレート製造方法を提供することを目的とするものである。
【００１５】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するため、本発明は、下記のように構成されている。
【００１６】
（１） 貯槽内の液化天然ガスを、気化器で気化後、高圧ガス供給ラインを経てガスタービン発電所もしくは高圧系都市ガス供給ラインへ供給する一方、前記貯槽より送出された液化天然ガスの一部をガスハイドレートの生成に供するに際し、このガスハイドレート生成用の液化天然ガスを、海水を用いてガス化する前に、当該液化天然ガスが保有している冷熱を炭化水素系熱媒体により回収し、更に、上記海水にてガス化させた天然ガスが保有しているエネルギーを膨張タービンにより動力として回収し、前記膨張タービンで仕事後の天然ガスをガスハイドレート生成器に導入する一方、該ガスハイドレート生成器の天然ガス雰囲気中に水を噴霧あるいは生成器内の水中にガスバブリングしてガスハイドレートを生成し、このガスハイドレート生成時の生成熱を、液化天然ガスの冷熱を回収した前記炭化水素系熱媒体を用いて除去することを特徴とするガスハイドレート製造方法である。
【００１７】
（２） 炭化水素系熱媒体がプロパン、ブタン、エタンなどの炭化水素系ガスである（１）のガスハイドレート製造方法である。
【００１８】
（３） 膨張タービン通過後の天然ガスを、海水により所定温度に再加熱する（１）のガスハイドレート製造方法である。
【００１９】
（４） ガスハイドレート生成器に導入する以外の低圧ガスを低圧ガス供給ラインに送出する（１）のガスハイドレート製造方法である。
【００２０】
（５） 貯槽により送出された液化天然ガスをガスハイドレートの生成に供するに際し、このガスハイドレート生成用の液化天然ガスを、海水を用いてガス化する前に、当該液化天然ガスが保有している冷熱を炭化水素系熱媒体により回収し、更に、上記海水にてガス化させた天然ガスが保有しているエネルギーを膨張タービンにより動力として回収し、前記膨張タービンで仕事後の天然ガスをガスハイドレート生成器に導入する一方、該ガスハイドレート生成器の天然ガス雰囲気中に水を噴霧あるいは生成器内の水中にガスバブリングしてガスハイドレートを生成し、このガスハイドレート生成時の生成熱を、液化天然ガスの冷熱を回収した前記炭化水素系熱媒体を用いて除去することを特徴とするガスハイドレート製造方法である。
【００２１】
（６） 炭化水素系熱媒体がプロパン、ブタン、エタンなどの炭化水素系ガスである（５）記載のガスハイドレート製造方法である。
【００２２】
（７） 膨張タービン通過後の天然ガスを、海水により所定温度に再加熱する（５）記載のガスハイドレート製造方法である。
【００２３】
【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。
【００２４】
図１において、１１は、高圧ガス供給ラインであり、ＬＮＧ受入れ基地のＬＮＧタンク（図示せず）より第１ポンプ１２及び第２ポンプ１３によって送出された高圧（例えば、６０ｋｇ／ｃｍ2 ）のＬＮＧ（液化天然ガス）ａは、海水を熱源に用いている高圧気化器（高圧ガス化器）１４によりガス化して高圧（例えば、５０ｋｇ／ｃｍ2 ）のガスタービン燃料ｂとして図示しないガスタービン発電所（ＧＴＧ）に供給されるようになっている。
【００２５】
一方、上記ＬＮＧタンク内のＬＮＧから蒸発したボイルオフガス（ＢＯＧ）（例えば、９．９ｋｇ／ｃｍ2 ）ｃは、低圧ガス供給ライン１５を経て図示しないボイラタービン発電所（ＢＴＧ）に供給されるようになっている。
【００２６】
また、高圧天然ガスｂの一部は、減圧加熱器１６によって減圧後（例えば、９．９ｋｇ／ｃｍ2 ）、上記ボイラタービン発電所（ＢＴＧ）に供給されるようになっている。１７は、高低両ガス供給ライン１１，１５間に設けたバイパス管であり、減圧加熱器１６の前後にバルブ１８，１９を有している。この減圧加熱器１６は、海水ｄを熱源として用いている。
【００２７】
さて、本発明は、高圧ガス供給ライン１１より高圧ＬＮＧの一部を抜き出してＮＧＨの生成に供するのであるが、ＮＧＨの生成熱を燃料ガス、例えば、プロパンで回収（除去）する点に特徴がある。
【００２８】
上記高圧ガス供給ライン１１より上記低圧ガス供給ライン１５に至る第２バイパスライン２１、即ち、上記第２ポンプ１３と高圧気化器１４の間の管路１１ａから上記低圧ガス供給ライン１５に至る第２バイパスライン２１には、第１及び第２熱交換器２２，２３、膨張タービン２４、第３熱交換器２５が設けられている。
【００２９】
また、上記第２バイパスライン２１から分岐した分岐管２６の先にガスハイドレート生成器２７が設けられている。更に、このガスハイドレート生成器２７には、給水管２８により、水ｅが供給されている。上記分岐管２６は、減圧弁２９を備えている。尚、図中、３１〜３５は、バルブを示している。
【００３０】
第１熱交換器２２及びガスハイドレート生成器２７内に設けた内蔵熱交換器２７ａに適用する熱媒体には、プロパンｆが用いられ、第２及び第３熱交換器２３，２５の熱媒体には、海水ｄが用いられている。
【００３１】
次に、上記ガスハイドレート生成器を用いたＮＧＨの生成方法について説明する。
【００３２】
上記高圧ガス供給ライン１１から第２バイパスライン２１を経て第１熱交換器２２に導入された高圧ＬＮＧ（例えば、６０ｋｇ／ｃｍ2 、−１５０℃）ａは、プロパンｆにより冷熱回収後、第２熱交換器２３に導入した海水ｄによって常温付近まで加熱される（例えば、１５℃）。
【００３３】
常温付近まで加熱されたＬＮＧガス（天然ガス）ｇは、膨張タービン２４に導入され、そこで動力回収される。その際、このＬＮＧガス（天然ガス）ｇは、膨張タービン２４により減圧される。減圧圧力（４．０７ＭＰａ（４１．５ａｔａ））は、ガスの一部をＮＧＨの生成に使用することから、ＮＧＨ生成圧力とする。尚、膨張タービン２４から送出された天然ガスｇは、タービンの断熱膨張に伴って低温、例えば、マイナス５℃となる。
【００３４】
従って、ガスハイドレート生成器２７に供給する供給ガスとしては、やや低温過ぎるため、海水使いの第３熱交換器２５により、再度、加熱する。この第３熱交換器２５により、再度、加熱された天然ガスｇは、減圧弁２９により、若干、減圧された後（３．９２ＭＰａ（４０ａｔａ）、１℃）、ガスハイドレート生成器２７内に導入され、図示しないノズルから噴出される水ｅと反応して天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）ｉが生成される。ＮＧＨ生成時の生成熱は、第１熱交換器６２にてＬＮＧから冷熱を回収して低温化したプロパンｆにより回収、除去される。
【００３５】
尚、ハイドレート生成条件を上述の条件より緩和するために、２ｎｄポンプ（第２ポンプ１３）の後流の分岐系（膨張タービンの供給系）に３ｒｄポンプを設けて膨張タービン入口圧力及び出口圧力を調整（例えば、ΔＰを同一）することも考えられる。
【００３６】
上記のように、既設プラントは、大量の海水を用いてＬＮＧを一気に気化させることから、熱媒としての海水の一部が氷結する恐れがあるが、この発明は、ガス（プロパンなど）と海水とを用いた２段階気化方式を採用することにより、氷結防止及び省エネ効果が見込まれる。
【００３７】
即ち、ガスによる冷熱回収に伴って冷熱回収後のＬＮＧガスのガス温度が上昇することにより、ＬＮＧを海水にて直接、ガス化する従来方式に比べて氷結防止のための海水側のΔｔ（海水の許容温度低下量（仮定）を大きくできるからである。そのため、海水ポンプ動力の低減にも相乗効果があるため、トータルで大幅な省エネ効果が見込まれることになる。
【００３８】
上記のガス状の熱媒体としては、プロパンのほか、ブタン、エタンなどの炭化水素系ガスを挙げることができる。
【００３９】
以上の説明では、ガスタービン発電設備が併設されたＬＮＧ基地にガスハイドレート製造設備を設置する場合について説明したが、本発明は、この実施態様に限らず、例えば、ガスタービン発電設備が併設されていないＬＮＧ基地にガスハイドレート製造設備を設置する場合も包含する。
【００４０】
また、本発明は、ガスハイドレート生成器として、天然ガス雰囲気中に水を噴霧する場合について説明したが、本発明は、この実施態様に限らず、例えば、生成容器内の水中に天然ガスをガスバブリングする場合も包含する。
【００４１】
【実施例】
（比較実施例）
ＮＧＨ製造容量５２．２ｔ／ｈのプラントにおいて、ＬＮＧ冷熱を利用しない従来方式（冷凍方式）と、ＬＮＧ冷熱を利用した本発明方式における発電所の出力を比較した。
【００４２】
当該ＮＧＨ製造プラントの消費動力
・従来方式：３，９５７ｋＷ
・本発明方式： ９２８ｋＷ
尚、本発明方式は、図１の膨張タービン出力を還元した消費動力である。また、プロパン及びブラインポンプなどの補機動力も含まれる。
【００４３】
次表は、本発明方式における海水ポンプの容量増減を算出した収支結果を示している。
【００４４】
【表１】
・海水量の削減量：７，２２５（ｔ／ｈ）
＝８，９１６（ｔ／ｈ）−１，６９１（ｔ／ｈ）
・相当海水ポンプ動力：１，１５８ｋＷ
・海水ポンプ全水頭：５０ｍ（仮定）
但し、Δｔは海水の許容温度低下量（仮定）とした。
【００４５】
従って、トータルで次の省エネルギーが見込まれる。
【００４６】
４，１８７（ｋＷ）＝（３，９５７（ｋＷ）−９２８（ｋＷ））
＋１，１５８（ｋＷ）
その上、ＬＮＧからＮＧＨを製造するにも関わらず、冷熱の利用により、発電所の出力が下記の如く実質的に増加となる。
【００４７】
２３０（ｋＷ）＝１，１５８（ｋＷ）−９２８（ｋＷ）
【００４８】
【発明の効果】
上記のように、本発明は、ガスハイドレート生成用の液化天然ガスを、海水を用いてガス化する前に、当該液化天然ガスが保有している冷熱を炭化水素系熱媒体により回収しているので、液化天然ガスをガス化させるための海水の使用量を従来に比べて低減させることができる。その結果、海水を汲みあげるポンプ動力を従来に比べて低減させることができ、システム全体で大幅な省エネ効果が見込まれる。
【００４９】
また、本発明は、ＬＮＧを用いて生成熱除去用の炭化水素系熱媒体を冷却させているので、炭化水素系熱媒体冷却用のＬＮＧの使用量を従来に比べて大幅に抑制することができ
る。その結果、膨張タービン通過後の低圧ガスの発生量、換言すれば、低圧ガスラインに送出される低圧ガス量を従来に比べて抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】 本発明に係るガスハイドレート製造システムの概略構成図である。
【図２】 従来のガスハイドレート製造システムの概略構成図である。
【符号の説明】
ａ 液化天然ガス
ｄ 海水
ｅ 水
ｆ ガス状の熱媒体
１１ 高圧ガス供給ライン
１４ 気化器
２４ 膨張タービン
２７ ガスハイドレート生成器
【発明の属する技術分野】
本発明は、ガスハイドレート製造方法、更に詳しくは、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという）の冷熱を利用したガスハイドレート製造方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
ＬＮＧは、天然ガスを常圧にてマイナス１６２℃（−１６２℃）に冷却して液化させたものであり、その取り扱いが非常に難しいことから、保安上及び保温上、極めて高度な技術を必要とする。
【０００３】
一方、天然ガスハイドレート（以下、ＮＧＨという）は、低温、低圧の雰囲気中で天然ガスと水から生成された水和物であり、ＬＮＧに比べて製造時のエネルギー消費原単位がＬＮＧの約半分程度であると言われている。その上、ＮＧＨは、摂氏０℃以下に保持すれば、自己保存性によって常圧で輸送及び貯蔵が可能であることから、ＬＮＧに比べて取り扱い易いという利点がある。
【０００４】
ところで、昨今の火力発電所は、重油などの化石燃料より環境に優しい天然ガスへの燃料転換が進んでいる。しかも、ガスタービン複合発電の高効率化と相俟って天然ガスの需要がますます大きくなっている。
【０００５】
このような現状から推察すると、将来的には、例えば、ガス導管が敷設されていない地域の小口需要家や、郊外のコンビニエンスストアなどに設置が予想される自家発電用の小規模ガスタービン発電機に対するＮＧＨの需要が見込まれる（例えば、特許文献１参照。）。
【０００６】
【特許文献１】
特開２００２−１６１２８８号公報（第３頁、図１）
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
ＬＮＧをＮＧＨに変換後、トレーラーなどの車両で輸送する方式（システム）は、ＮＧＨ製造時の反応熱を、ＬＮＧの冷熱を利用して回収する方式が経済的に有利であることから、今後、この分野への新たなエネルギー供給システムとして注目されている。
【０００８】
そこで、本発明者らは、先に、ＬＮＧの冷熱を利用したＮＧＨ製造システムについて提案した。その提案は、図２に示すように、高圧配管５から分岐した分岐管６’に制御弁３０、膨張タービン３１、熱交換器８及び予熱器９を、この順に配し、高圧気化器４によって気化された高圧天然ガスｂが膨張タービン３１を通過する間に動力を回収する一方、膨張タービン３１を通過後の天然ガスｂ’の冷熱（約−３４℃）を利用して天然ガスｂ”と水ｃとが反応してＮＧＨ（ｄ）になる時の生成熱を除去（回収）するようになっている。
【０００９】
尚、図中、１は高圧天然ガス供給ライン、２は天然ガスハイドレート製造ライン、３，１２，１３，１５は導管、１０は生成槽、１１はバイパス管、１４は給水管、１６は造粒装置、１８は閉回路、１９，２２はポンプ、２１は閉回路、ａはＬＮＧ、ｆはブライン、Ａはブライン２系統、Ｂはブライン１系統を示している。
【００１０】
ところで、上記の提案では、膨張タービンにより動力回収を行なっているが、ＬＮＧの冷熱によってＮＧＨの生成熱を除去する場合、冷熱利用の熱的合理性は満足しているが、その一方で、低圧ガスが増加し、低圧系統（例えば、汽力発電用ボイラ燃料）における必要ガス量の制御に不都合が生ずる可能性が大きいと考えられる。即ち、膨張タービンの排気は、顕熱のみであり、潜熱を有しないために、ＮＧＨ生成熱に相当する熱量を除去するには、過大なガス量を必要とするからである。
【００１１】
このような実際面（実用面）において、低圧ガスライン（低圧系統）に不都合を来さないような最小限のガス量で冷熱を除去するシステムが不可欠である。従って、ＮＧＨ生成熱の除去に必要な冷熱量に相当するＬＮＧ量により、膨張タービン通過ガス量が決まる。
【００１２】
一方、既設のＮＧＨ製造プラントは、大量の海水を用いてＬＮＧを一気に気化させることから、熱媒としての海水の一部が氷結する恐れがあるが、ガス（プロパンなど）と海水とを用いた２段階気化方式を採用することにより、氷結防止及び省エネ効果が見込まれる。
【００１３】
即ち、熱媒ガスによる冷熱回収に伴って冷熱回収後のＬＮＧガスのガス温度が上昇することにより、ＬＮＧを海水にて直接、ガス化する従来方式に比べて氷結防止のための海水側のΔｔ（海水の許容温度低下量（仮定）を大きくできるからである。そのため、海水揚水ポンプ動力の低減にも相乗効果があるため、トータルで大幅な省エネ効果が見込まれる。
【００１４】
本発明は、このような知見に基づいてなされたものであり、低圧ガスの増加を抑制しながら、省エネ効果が見込まれるガスハイドレート製造方法を提供することを目的とするものである。
【００１５】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するため、本発明は、下記のように構成されている。
【００１６】
（１） 貯槽内の液化天然ガスを、気化器で気化後、高圧ガス供給ラインを経てガスタービン発電所もしくは高圧系都市ガス供給ラインへ供給する一方、前記貯槽より送出された液化天然ガスの一部をガスハイドレートの生成に供するに際し、このガスハイドレート生成用の液化天然ガスを、海水を用いてガス化する前に、当該液化天然ガスが保有している冷熱を炭化水素系熱媒体により回収し、更に、上記海水にてガス化させた天然ガスが保有しているエネルギーを膨張タービンにより動力として回収し、前記膨張タービンで仕事後の天然ガスをガスハイドレート生成器に導入する一方、該ガスハイドレート生成器の天然ガス雰囲気中に水を噴霧あるいは生成器内の水中にガスバブリングしてガスハイドレートを生成し、このガスハイドレート生成時の生成熱を、液化天然ガスの冷熱を回収した前記炭化水素系熱媒体を用いて除去することを特徴とするガスハイドレート製造方法である。
【００１７】
（２） 炭化水素系熱媒体がプロパン、ブタン、エタンなどの炭化水素系ガスである（１）のガスハイドレート製造方法である。
【００１８】
（３） 膨張タービン通過後の天然ガスを、海水により所定温度に再加熱する（１）のガスハイドレート製造方法である。
【００１９】
（４） ガスハイドレート生成器に導入する以外の低圧ガスを低圧ガス供給ラインに送出する（１）のガスハイドレート製造方法である。
【００２０】
（５） 貯槽により送出された液化天然ガスをガスハイドレートの生成に供するに際し、このガスハイドレート生成用の液化天然ガスを、海水を用いてガス化する前に、当該液化天然ガスが保有している冷熱を炭化水素系熱媒体により回収し、更に、上記海水にてガス化させた天然ガスが保有しているエネルギーを膨張タービンにより動力として回収し、前記膨張タービンで仕事後の天然ガスをガスハイドレート生成器に導入する一方、該ガスハイドレート生成器の天然ガス雰囲気中に水を噴霧あるいは生成器内の水中にガスバブリングしてガスハイドレートを生成し、このガスハイドレート生成時の生成熱を、液化天然ガスの冷熱を回収した前記炭化水素系熱媒体を用いて除去することを特徴とするガスハイドレート製造方法である。
【００２１】
（６） 炭化水素系熱媒体がプロパン、ブタン、エタンなどの炭化水素系ガスである（５）記載のガスハイドレート製造方法である。
【００２２】
（７） 膨張タービン通過後の天然ガスを、海水により所定温度に再加熱する（５）記載のガスハイドレート製造方法である。
【００２３】
【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。
【００２４】
図１において、１１は、高圧ガス供給ラインであり、ＬＮＧ受入れ基地のＬＮＧタンク（図示せず）より第１ポンプ１２及び第２ポンプ１３によって送出された高圧（例えば、６０ｋｇ／ｃｍ2 ）のＬＮＧ（液化天然ガス）ａは、海水を熱源に用いている高圧気化器（高圧ガス化器）１４によりガス化して高圧（例えば、５０ｋｇ／ｃｍ2 ）のガスタービン燃料ｂとして図示しないガスタービン発電所（ＧＴＧ）に供給されるようになっている。
【００２５】
一方、上記ＬＮＧタンク内のＬＮＧから蒸発したボイルオフガス（ＢＯＧ）（例えば、９．９ｋｇ／ｃｍ2 ）ｃは、低圧ガス供給ライン１５を経て図示しないボイラタービン発電所（ＢＴＧ）に供給されるようになっている。
【００２６】
また、高圧天然ガスｂの一部は、減圧加熱器１６によって減圧後（例えば、９．９ｋｇ／ｃｍ2 ）、上記ボイラタービン発電所（ＢＴＧ）に供給されるようになっている。１７は、高低両ガス供給ライン１１，１５間に設けたバイパス管であり、減圧加熱器１６の前後にバルブ１８，１９を有している。この減圧加熱器１６は、海水ｄを熱源として用いている。
【００２７】
さて、本発明は、高圧ガス供給ライン１１より高圧ＬＮＧの一部を抜き出してＮＧＨの生成に供するのであるが、ＮＧＨの生成熱を燃料ガス、例えば、プロパンで回収（除去）する点に特徴がある。
【００２８】
上記高圧ガス供給ライン１１より上記低圧ガス供給ライン１５に至る第２バイパスライン２１、即ち、上記第２ポンプ１３と高圧気化器１４の間の管路１１ａから上記低圧ガス供給ライン１５に至る第２バイパスライン２１には、第１及び第２熱交換器２２，２３、膨張タービン２４、第３熱交換器２５が設けられている。
【００２９】
また、上記第２バイパスライン２１から分岐した分岐管２６の先にガスハイドレート生成器２７が設けられている。更に、このガスハイドレート生成器２７には、給水管２８により、水ｅが供給されている。上記分岐管２６は、減圧弁２９を備えている。尚、図中、３１〜３５は、バルブを示している。
【００３０】
第１熱交換器２２及びガスハイドレート生成器２７内に設けた内蔵熱交換器２７ａに適用する熱媒体には、プロパンｆが用いられ、第２及び第３熱交換器２３，２５の熱媒体には、海水ｄが用いられている。
【００３１】
次に、上記ガスハイドレート生成器を用いたＮＧＨの生成方法について説明する。
【００３２】
上記高圧ガス供給ライン１１から第２バイパスライン２１を経て第１熱交換器２２に導入された高圧ＬＮＧ（例えば、６０ｋｇ／ｃｍ2 、−１５０℃）ａは、プロパンｆにより冷熱回収後、第２熱交換器２３に導入した海水ｄによって常温付近まで加熱される（例えば、１５℃）。
【００３３】
常温付近まで加熱されたＬＮＧガス（天然ガス）ｇは、膨張タービン２４に導入され、そこで動力回収される。その際、このＬＮＧガス（天然ガス）ｇは、膨張タービン２４により減圧される。減圧圧力（４．０７ＭＰａ（４１．５ａｔａ））は、ガスの一部をＮＧＨの生成に使用することから、ＮＧＨ生成圧力とする。尚、膨張タービン２４から送出された天然ガスｇは、タービンの断熱膨張に伴って低温、例えば、マイナス５℃となる。
【００３４】
従って、ガスハイドレート生成器２７に供給する供給ガスとしては、やや低温過ぎるため、海水使いの第３熱交換器２５により、再度、加熱する。この第３熱交換器２５により、再度、加熱された天然ガスｇは、減圧弁２９により、若干、減圧された後（３．９２ＭＰａ（４０ａｔａ）、１℃）、ガスハイドレート生成器２７内に導入され、図示しないノズルから噴出される水ｅと反応して天然ガスハイドレート（ＮＧＨ）ｉが生成される。ＮＧＨ生成時の生成熱は、第１熱交換器６２にてＬＮＧから冷熱を回収して低温化したプロパンｆにより回収、除去される。
【００３５】
尚、ハイドレート生成条件を上述の条件より緩和するために、２ｎｄポンプ（第２ポンプ１３）の後流の分岐系（膨張タービンの供給系）に３ｒｄポンプを設けて膨張タービン入口圧力及び出口圧力を調整（例えば、ΔＰを同一）することも考えられる。
【００３６】
上記のように、既設プラントは、大量の海水を用いてＬＮＧを一気に気化させることから、熱媒としての海水の一部が氷結する恐れがあるが、この発明は、ガス（プロパンなど）と海水とを用いた２段階気化方式を採用することにより、氷結防止及び省エネ効果が見込まれる。
【００３７】
即ち、ガスによる冷熱回収に伴って冷熱回収後のＬＮＧガスのガス温度が上昇することにより、ＬＮＧを海水にて直接、ガス化する従来方式に比べて氷結防止のための海水側のΔｔ（海水の許容温度低下量（仮定）を大きくできるからである。そのため、海水ポンプ動力の低減にも相乗効果があるため、トータルで大幅な省エネ効果が見込まれることになる。
【００３８】
上記のガス状の熱媒体としては、プロパンのほか、ブタン、エタンなどの炭化水素系ガスを挙げることができる。
【００３９】
以上の説明では、ガスタービン発電設備が併設されたＬＮＧ基地にガスハイドレート製造設備を設置する場合について説明したが、本発明は、この実施態様に限らず、例えば、ガスタービン発電設備が併設されていないＬＮＧ基地にガスハイドレート製造設備を設置する場合も包含する。
【００４０】
また、本発明は、ガスハイドレート生成器として、天然ガス雰囲気中に水を噴霧する場合について説明したが、本発明は、この実施態様に限らず、例えば、生成容器内の水中に天然ガスをガスバブリングする場合も包含する。
【００４１】
【実施例】
（比較実施例）
ＮＧＨ製造容量５２．２ｔ／ｈのプラントにおいて、ＬＮＧ冷熱を利用しない従来方式（冷凍方式）と、ＬＮＧ冷熱を利用した本発明方式における発電所の出力を比較した。
【００４２】
当該ＮＧＨ製造プラントの消費動力
・従来方式：３，９５７ｋＷ
・本発明方式： ９２８ｋＷ
尚、本発明方式は、図１の膨張タービン出力を還元した消費動力である。また、プロパン及びブラインポンプなどの補機動力も含まれる。
【００４３】
次表は、本発明方式における海水ポンプの容量増減を算出した収支結果を示している。
【００４４】
【表１】
＝８，９１６（ｔ／ｈ）−１，６９１（ｔ／ｈ）
・相当海水ポンプ動力：１，１５８ｋＷ
・海水ポンプ全水頭：５０ｍ（仮定）
但し、Δｔは海水の許容温度低下量（仮定）とした。
【００４５】
従って、トータルで次の省エネルギーが見込まれる。
【００４６】
４，１８７（ｋＷ）＝（３，９５７（ｋＷ）−９２８（ｋＷ））
＋１，１５８（ｋＷ）
その上、ＬＮＧからＮＧＨを製造するにも関わらず、冷熱の利用により、発電所の出力が下記の如く実質的に増加となる。
【００４７】
２３０（ｋＷ）＝１，１５８（ｋＷ）−９２８（ｋＷ）
【００４８】
【発明の効果】
上記のように、本発明は、ガスハイドレート生成用の液化天然ガスを、海水を用いてガス化する前に、当該液化天然ガスが保有している冷熱を炭化水素系熱媒体により回収しているので、液化天然ガスをガス化させるための海水の使用量を従来に比べて低減させることができる。その結果、海水を汲みあげるポンプ動力を従来に比べて低減させることができ、システム全体で大幅な省エネ効果が見込まれる。
【００４９】
また、本発明は、ＬＮＧを用いて生成熱除去用の炭化水素系熱媒体を冷却させているので、炭化水素系熱媒体冷却用のＬＮＧの使用量を従来に比べて大幅に抑制することができ
る。その結果、膨張タービン通過後の低圧ガスの発生量、換言すれば、低圧ガスラインに送出される低圧ガス量を従来に比べて抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】 本発明に係るガスハイドレート製造システムの概略構成図である。
【図２】 従来のガスハイドレート製造システムの概略構成図である。
【符号の説明】
ａ 液化天然ガス
ｄ 海水
ｅ 水
ｆ ガス状の熱媒体
１１ 高圧ガス供給ライン
１４ 気化器
２４ 膨張タービン
２７ ガスハイドレート生成器
Claims (7)
- 貯槽内の液化天然ガスを、気化器で気化後、高圧ガス供給ラインを経てガスタービン発電所もしくは高圧系都市ガス供給ラインへ供給する一方、前記貯槽より送出された液化天然ガスの一部をガスハイドレートの生成に供するに際し、このガスハイドレート生成用の液化天然ガスを、海水を用いてガス化する前に、当該液化天然ガスが保有している冷熱を炭化水素系熱媒体により回収し、更に、上記海水にてガス化させた天然ガスが保有しているエネルギーを膨張タービンにより動力として回収し、前記膨張タービンで仕事後の天然ガスをガスハイドレート生成器に導入する一方、該ガスハイドレート生成器の天然ガス雰囲気中に水を噴霧あるいは生成器内の水中にガスバブリングしてガスハイドレートを生成し、このガスハイドレート生成時の生成熱を、液化天然ガスの冷熱を回収した前記炭化水素系熱媒体を用いて除去することを特徴とするガスハイドレート製造方法。
- 炭化水素系熱媒体がプロパン、ブタン、エタンなどの炭化水素系ガスである請求項１記載のガスハイドレート製造方法。
- 膨張タービン通過後の天然ガスを、海水により所定温度に再加熱する請求項１記載のガスハイドレート製造方法。
- ガスハイドレート生成器に導入する以外の低圧ガスを低圧ガス供給ラインに送出する請求項１記載のガスハイドレート製造方法。
- 貯槽により送出された液化天然ガスをガスハイドレートの生成に供するに際し、このガスハイドレート生成用の液化天然ガスを、海水を用いてガス化する前に、当該液化天然ガスが保有している冷熱を炭化水素系熱媒体により回収し、更に、上記海水にてガス化させた天然ガスが保有しているエネルギーを膨張タービンにより動力として回収し、前記膨張タービンで仕事後の天然ガスをガスハイドレート生成器に導入する一方、該ガスハイドレート生成器の天然ガス雰囲気中に水を噴霧あるいは生成器内の水中にガスバブリングしてガスハイドレートを生成し、このガスハイドレート生成時の生成熱を、液化天然ガスの冷熱を回収した前記炭化水素系熱媒体を用いて除去することを特徴とするガスハイドレート製造方法。
- 炭化水素系熱媒体がプロパン、ブタン、エタンなどの炭化水素系ガスである請求項５記載のガスハイドレート製造方法。
- 膨張タービン通過後の天然ガスを、海水により所定温度に再加熱する請求項５記載のガスハイドレート製造方法。
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