JP4105671B2 - Natural gas pellet transport ship - Google Patents
Natural gas pellet transport ship Download PDFInfo
- Publication number
- JP4105671B2 JP4105671B2 JP2004276450A JP2004276450A JP4105671B2 JP 4105671 B2 JP4105671 B2 JP 4105671B2 JP 2004276450 A JP2004276450 A JP 2004276450A JP 2004276450 A JP2004276450 A JP 2004276450A JP 4105671 B2 JP4105671 B2 JP 4105671B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- natural gas
- cargo
- ship
- slurry
- heat
- 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.)
- Expired - Lifetime
Links
Images
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Description
本発明は、天然ガスを船上でハイドレート化(ペレット化)して輸送する天然ガスペレット輸送船に関する。 The present invention relates to a natural gas pellet transport ship that transports natural gas by hydrating (pelletizing) the ship.
従来船舶による天然ガス輸送は、積荷地にて天然ガスを液化し、その液化した天然ガスを船舶に積み込んで輸送し、荷揚地にて船舶から液化天然ガスを荷揚げするものであった。
図11は従来の船舶による天然ガス輸送方法を説明するための図であり、図11(1)が積荷地での状態を、図11(2)が輸送途中を、図11(3)が荷揚地での状態を、それぞれ示したものである。
図11(1)に示すように積荷地101では、天然ガス採掘地から送られてくるガス状の天然ガスを液化し貯蔵タンク102に集積しておく。
Conventionally, natural gas transportation by a ship liquefies natural gas at a loading site, loads the liquefied natural gas on a ship and transports it, and unloads the liquefied natural gas from the ship at a landing site.
FIG. 11 is a diagram for explaining a conventional method of transporting natural gas by a ship. FIG. 11 (1) shows the state at the loading site, FIG. 11 (2) shows the way of transportation, and FIG. 11 (3) shows the unloading. Each state on the ground is shown.
As shown in FIG. 11 (1), in the
このときの液化の生成、貯蔵の条件は、表1の従来技術の項に記載されているように、天然ガスの状態は液相、温度はマイナス162[℃]以下、圧力は約0.025[MPa]以下、液化天然ガスに維持しておく手段は冷却である。
この貯蔵タンク102内の液化天然ガスを消費地まで輸送する場合には、次のようにしていた。
As described in the prior art section of Table 1, the conditions for the generation and storage of liquefaction at this time are as follows: natural gas is in liquid phase, temperature is minus 162 [° C.] or less, and pressure is about 0.025. [MPa] Hereinafter, the means for maintaining the liquefied natural gas is cooling.
When the liquefied natural gas in the
まず、液化天然ガス(LNG)船103を積荷地101に接岸し、前記貯蔵タンク102とLNG船103の貨物タンク104とを液ライン105およびガスライン106で連結し、液ライン105の陸側のLNGポンプ107によりLNG船103の貨物タンク104に液化天然ガスを積荷し、ガスライン106の圧縮機108により積荷地101の貯蔵タンク102に分解した天然ガスを戻していた(図11(1)参照)。その積荷の条件は、表1の従来技術の積荷の欄に記載されている。
First, a liquefied natural gas (LNG)
ついで、LNG船103は、積荷地101から荷揚地111まで移動する(図11(2)参照)。この輸送条件は、表1の従来技術の輸送の欄に記載されている。
次に、LNG船103を荷揚地111に接岸し、LNG船103の貨物タンク104と荷揚地111の貯蔵タンク112とを液ライン113およびガスライン114で連結し、液ライン113の船側LNGポンプ115により液化天然ガスを荷揚地111の貯蔵タンク112に荷揚げし、ガスライン114の圧縮機116により荷揚地111の貯蔵タンク112からLNG船103の貨物タンク104に分解した天然ガスを戻していた(図11(3)参照)。その荷揚条件は、表1の従来技術の荷揚の欄に記載されている。
Next, the
Next, the LNG
上述した従来の船舶による天然ガス輸送方法によれば、液化天然ガスの状態で積荷したり航海しているので、圧力や温度の関係によって液化天然ガスがボイルオフすることがある。特に、積荷地にて貯蔵タンク102からLNG船103へ液化天然ガスを積荷するときに少なからずボイルオフし、かつ、積荷航海中にもボイルオフし、しかも、バラスト航海のために所定量の液化天然ガスをLNG船103に残しておく必要があり、そのために、多量の液化天然ガスを損失し、輸送効率を悪くしていたという不都合があった。さらに、極低温にするための冷凍設備、また、そのための材質等に配慮する必要があり、結果的に設備コストを高める欠点があった。
本発明は、上述した点に鑑みなされたものであり、輸送効率をよくした天然ガス輸送船を提供することを目的としている。
According to the above-described conventional natural gas transportation method using a ship, since the cargo is loaded or sailed in the state of liquefied natural gas, the liquefied natural gas may boil off depending on the relationship between pressure and temperature. In particular, when liquefied natural gas is loaded from the
This invention is made | formed in view of the point mentioned above, and aims at providing the natural gas transport ship which improved transport efficiency.
上記目的を達成するために、本願請求項1記載の発明に係る天然ガスペレット輸送船は、船上で天然ガスをペレット化し、輸送する天然ガスペレット輸送船であって、所定の圧力以上の強度を有しかつ冷媒管が配置された防熱貨物艙と、天然ガスを受け入れ、船上にて前記天然ガスをペレット化し、前記防熱貨物艙に投入する天然ガスペレット製造装置と、前記防熱貨物艙の冷媒管に冷媒を送り込み前記防熱貨物艙を所定の温度で冷却するとともに、荷揚地での荷揚げする際には、前記冷媒管にホットガスを供給して前記防熱貨物艙内を加熱して前記ペレット化した天然ガスを分解させる熱源装置と、前記分解した天然ガスを荷揚げ地側設備へ送る荷役手段とを備えたことを特徴とする。
また、本願請求項2に係る天然ガスペレット輸送船は、スラリー状天然ガスハイドレートを積み込み輸送する船舶であって、温度1〜8[℃]でスラリー状天然ガスハイドレートを冷却・保温状態で維持する防熱された貨物艙と、積荷地にてスラリー状天然ガスハイドレートを前記貨物艙に積み込む積荷手段と、前記貨物艙に積み込んだスラリー状天然ガスハイドレートを輸送期間中は前記貨物艙を所定の温度に冷却保温するとともに、荷揚地にてスラリー状天然ガスを荷揚げする液体ポンプを備えてなる荷役手段とを備えたことを特徴とする。
さらに、本願請求項3に係る発明は、前記請求項1に記載の天然ガスペレット輸送船において、前記受け入れる天然ガスは、スラリー状態であることを特徴とする。
In order to achieve the above object, a natural gas pellet transport ship according to the first aspect of the present invention is a natural gas pellet transport ship that pelletizes and transports natural gas on the ship, and has a strength equal to or higher than a predetermined pressure. A heat-resistant cargo tank having a refrigerant pipe, a natural gas receiving apparatus that receives natural gas, pelletizes the natural gas on a ship, and puts it into the heat-resistant cargo tank, and a refrigerant pipe of the heat-resistant cargo tank The refrigerant is fed into the heat-resistant cargo cage to cool at a predetermined temperature, and when unloading at the unloading site, hot gas is supplied to the refrigerant pipe to heat the inside of the heat-resistant cargo cage to form the pellets. A heat source device for decomposing natural gas, and a cargo handling means for sending the decomposed natural gas to an unloading site facility.
Moreover, natural gas pellet transport ship according to the
Further, the invention according to the
本願発明によれば、効率良く運搬が可能のほか、ペレット化した天然ガスハイドレートは自己保存効果を有するので、液化ガスに比べて、比較的低い貯蔵圧力であるので、その取り扱いが容易であり、具体的には、輸送中等のボイルオフ量が少なくてすみ安全性が高まるという効果がある。また、ペレット化した天然ガスハイドレートの分解(ガス化)には、入熱とある程度の時間が必要なので、輸送ラインの接続作業中に設備損傷などが起きた場合にも、急激なガス噴出が起こることがなく、その点でも極めて安全である。また、仮に、分解したガスに引火したとしても、ハイドレート表面は分解の際の分解熱により熱が奪われるので、分解進行が抑制され、そのため、ハイドレートの燃焼自体が緩やかに行われ、爆発のおそれはなく、極めて安全な輸送を遂行できるという効果がある。したがって、輸送効率が向上し、貨物艙を比較的簡単に製造できる。 According to the present invention, in addition to being able to be transported efficiently, since the pelletized natural gas hydrate has a self-preserving effect, it has a relatively low storage pressure as compared with liquefied gas, and therefore it is easy to handle. Specifically, there is an effect that the amount of boil-off during transportation or the like is small and safety is increased. In addition, the decomposition (gasification) of the pelletized natural gas hydrate requires heat input and a certain amount of time, so even if equipment damage occurs during the connection work of the transportation line, a sudden gas blowout occurs. It does n’t happen and it ’s also very safe. Even if the decomposed gas is ignited, the surface of the hydrate is deprived of heat by the heat of decomposition at the time of decomposition, so the progress of the decomposition is suppressed, so that the combustion of the hydrate itself takes place slowly and explodes. There is no fear of this, and there is an effect that it is possible to carry out extremely safe transportation. Therefore, the transportation efficiency is improved and the cargo basket can be manufactured relatively easily.
また、効率良く運搬が可能のほか、温度管理を過冷却にしておけば、ペレット化した天然ガスハイドレートは自己保存効果を有するので、ボイルオフ量が少なくてすみ、輸送効率が向上し、かつ、所定の圧力があるものの、従来の液化の輸送に比し、比較的高い温度で輸送することができ、かつ、積荷あるいは荷揚げに液体ポンプが使用できるため、積荷効率および荷揚げ効率が高くなる。
さらに、効率良く運搬が可能のほか、ボイルオフ量が少なくてすみ、輸送効率が向上し、かつ、輸送時には比較的低い圧力で輸送できるとともに、積荷時では液体ポンプによる積荷ができ効率よく積荷ができる。
In addition to efficient transportation, if the temperature control is supercooled, the pelletized natural gas hydrate has a self-preserving effect, so the amount of boil-off can be reduced, transportation efficiency is improved, and Although there is a predetermined pressure, it can be transported at a relatively high temperature compared to conventional liquefied transport, and the liquid pump can be used for loading or unloading, so that the loading efficiency and the unloading efficiency are increased.
In addition to efficient transportation, less boil-off is required, transportation efficiency is improved, transportation is possible at a relatively low pressure during transportation, and loading with a liquid pump is possible during loading. .
以下、本発明の実施の形態および実施例について図面を参照して説明する。
(第1の実施の形態)
図1ないし図7は、本発明の第1の実施の形態を説明するための図である。ここに、図1は、本発明の船舶による天然ガス輸送方法を含む第1の輸送システム全体を説明するための図である。
Hereinafter, embodiments and examples of the present invention will be described with reference to the drawings.
(First embodiment)
1 to 7 are views for explaining a first embodiment of the present invention. FIG. 1 is a diagram for explaining the entire first transportation system including the natural gas transportation method by a ship of the present invention.
この図1において、第1の輸送システム1aは、積荷地2に施設された天然ガス採掘手段3および貯蔵施設であるガスタンク4aと、天然ガスペレット製造装置5を備えた天然ガス輸送船6と、荷揚地7に施設されたガス貯蔵タンク8aと、積荷地2での液ライン9aと、荷揚地7でのガスライン10aとからなる。
このような輸送システムに使用される天然ガス輸送船について、図2ないし図4を参照して説明する。
In FIG. 1, a first transport system 1a includes a natural gas mining means 3 installed in a
A natural gas transport ship used in such a transport system will be described with reference to FIGS.
図2は本発明の第1の実施の形態に係る船舶による天然ガス輸送に使用される天然ガス輸送船を示す図であり、図2(1)は天然ガス輸送船を示す側断面図、図2(2)は天然ガス輸送船の複数の貨物艙を冷却、加熱する熱源装置を示す系統図である。図3は、本発明の第1の実施の形態に係る船舶による天然ガス輸送に使用される天然ガス輸送船を示す平面図である。図4は、同第1の実施の形態に係る天然ガス輸送船を示す横置断面図である。 FIG. 2 is a view showing a natural gas transport ship used for natural gas transport by the ship according to the first embodiment of the present invention, and FIG. 2 (1) is a side sectional view showing the natural gas transport ship, FIG. 2 (2) is a system diagram showing a heat source device for cooling and heating a plurality of cargo traps of a natural gas transport ship. FIG. 3 is a plan view showing a natural gas transport ship used for natural gas transport by the ship according to the first embodiment of the present invention. FIG. 4 is a transverse sectional view showing the natural gas transport ship according to the first embodiment.
図2(1)、図3ないし図5において、天然ガス輸送船6は、天然ガスをペレット化し、輸送できる船舶であり、次のような構成要素を備えている。
すなわち、天然ガス輸送船6は、図2(1)、図3および図4に示すように、所定の圧力以上の強度を有しかつ防熱された貨物艙11a,11a,…と、ガス状の天然ガスを受け入れ当該船上にてペレット化し、貨物艙11aに投入する天然ガスペレット製造装置5と、輸送中は前記各貨物艙11a,11a,…を所定の温度で冷却するとともに、荷揚地7で荷揚げする際には、加熱してペレット化した天然ガスを分解させ得る熱源装置12と、当該船舶内に設けた荷役手段13とを備えている。
2 (1) and 3 to 5, the natural
That is, as shown in FIGS. 2 (1), 3, and 4, the natural
すなわち、図3ないし図5に示す天然ガス輸送船6は、二重底65、二重船殻66および中央縦通隔壁67を有する船体構造で、防熱材68を施した独立タンク方式の貨物艙11aを右舷左舷に分割配置し、これらの独立型タンクの貨物艙11a,11a,・・・が、両舷に規則正しく配置され、各貨物艙11a,11a,・・・は、所定の圧力以上の強度を有し、かつ、各貨物艙11a,11a,・・・の外周に防熱が施されている。これら貨物艙11a,11a,・・・を右舷左舷に分割することにより、各貨物艙11a,11a,・・・内の貨物に対して迅速な熱交換を行うに有効な冷媒管20の熱交換面積を大きく取ることが可能となり、また、貨物艙11aに分離水(水)が存在する場合の自由表面の影響による重心上昇を押え、復原性を保持できる構成とされている。さらに、これらの貨物艙11a,11a,・・・は、防熱材支持用根太69を介して二重底65、二重船殻66および中央縦通隔壁67で支持され、各貨物艙11a,11a,・・・のコーナー部は所定の曲率を有し、冷却による応力集中を避けた構成としている。また、各貨物艙11a,11a,・・・には、圧力・温度・液面計40および安全弁41が設けられており、各貨物艙11a,11a,・・・内の環境を検知して、所定値に制御できるように構成される。
That is, the natural
また、熱源装置12は、図2(2)に示すように、冷凍および加熱に使用する圧縮機15と、油分離機16と、凝縮器17と、受液器18と、膨張弁19と、冷媒管20と、それらを結ぶ配管と、配管経路を決めあるいは管路を閉止するバルブとを備えている。
圧縮機15の吐出側はバルブ21を設けた配管22により油分離機16に連通している。油分離機16の出口は配管24を介してバルブ23とバルブ25に分岐され、さらに、バルブ25を介して凝縮器17に連通できるようになっている。凝縮器17の出口は、バルブ26を備えた配管27によって受液器18に連通可能になっている。受液器18の出口は、バルブ28を備えた配管29に接続されている。
2 (2), the
The discharge side of the
配管29には電磁弁30、膨張弁19を介して冷媒管20の一方の端部が接続されている。この冷媒管20の一方の端部は、電磁弁31を介して配管33に接続されている。配管33は、バルブ34を介してバルブ35を備えた配管39に接続されている。
配管24には、冷媒管20の他方の端部が電磁弁36を介して接続されている。この配管39の一方の末端は、圧縮機15の吸入口に連通されている。
冷媒管20は、図2(2)、図3および図4に示すように、各貨物艙11a,11a,…を冷却するために配置されており、図4に示すように貨物艙11aの内壁に張りめぐらされている。なお、冷媒管20の貨物艙11aの内部において、冷媒管20よりさらに内側には、図4に示すように、冷媒管プロテクタ38が設けられている。
One end of the
The other end of the
As shown in FIGS. 2 (2), 3 and 4, the
また、天然ガス輸送船6の各貨物艙11a,11a,…には、図3に示すように、圧力・温度・液面計40,40,…が設けられており、かつ、安全弁41,41,…および防熱ハッチ42,42,…が設けられている。
なお、天然ガス輸送船6には、図2(1)に示すように、エンジンルーム43、冷凍機械室44、ポンプ室47などが設けられている。
Further, as shown in FIG. 3, the cargo traps 11 a, 11 a,... Of the natural
As shown in FIG. 2 (1), the natural
図5は本発明の第1の実施の形態に係る船舶による天然ガス輸送方法に使用される天然ガス輸送船内に設けられた荷役手段を示す系統図である。
天然ガス輸送船6内に設けられた荷役手段13は、図5に示すように、天然ガスを導くガス導管系統45と、スラリー状の天然ガスから分離された水を導くと排水管系統46とからなる。
FIG. 5 is a system diagram showing the cargo handling means provided in the natural gas transport ship used in the natural gas transport method by the ship according to the first embodiment of the present invention.
As shown in FIG. 5, the cargo handling means 13 provided in the natural
ここで、ガス導管系統45は、バルブ48を備えた配管49が貨物艙11aに連通しており、この配管49が共通配管50に連通されている。この配管49,49,…は、各貨物艙11a,11a,…に対応させて設けられている。また、共通配管50には連結配管51が接続されており、その連結配管51の末端にバルブ52を設けている。
また、排水管系統46は、液体ポンプ55、55と、液体ポンプ55,55の吸込側に設けたバルブ56,56と、各貨物艙11a,11a,…に連通する配管57,57,…と、各配管57,57,…に設けたバルブ58,58,…と、各配管58の貨物艙11a側に設けたバルブ59,59とからなる。
Here, in the
Further, the
図6は、本発明の第1の実施の形態に使用する天然ガス輸送船で使用する天然ガスペレット製造装置の原理を説明するための図である。
この図6において、天然ガスペレット製造装置5は、生成容器60と、攪拌機61と、給排水装置62と、移送用ポンプ63と、脱水装置64とからなり、次のように構成されている。
生成容器60には天然ガスが供給されるようになっている。また、生成容器60には給排水装置62から水が供給されるようになっている。生成容器60の内部では、攪拌機61により攪拌されるようになっている。生成容器60の下部は移送用ポンプ63の吸入部に連通されている。移送用ポンプ63の吐出部は脱水装置64に連通されている。脱水装置64は給排水装置62に連通されている。
FIG. 6 is a diagram for explaining the principle of the natural gas pellet manufacturing apparatus used in the natural gas transport ship used in the first embodiment of the present invention.
In FIG. 6, the natural gas
Natural gas is supplied to the production container 60. Further, water is supplied to the production container 60 from a water supply / drainage device 62. Inside the production vessel 60, stirring is performed by a stirrer 61. The lower part of the generation container 60 is communicated with the suction part of the transfer pump 63. The discharge part of the transfer pump 63 is communicated with the dehydrator 64. The dehydrator 64 is communicated with the water supply / drainage device 62.
まず、生成容器60に給排水装置62より水を入れ、加圧した天然ガスを生成容器60に供給し、所定の温度・圧力に設定し、必要に応じて攪拌機61で攪拌し、ハイドレート(スラリー状の天然ガス)を生成させる。このとき、水とハイドレートの混合状態で生成したスラリー状ハイドレートは、移送用ポンプ63により脱水装置64に移送する。脱水装置64では、スラリー状ハイドレートから水を脱水させてペレットに成型させ、分離した水は給排水装置62に送出し、給排水装置62により、再度、生成容器60に戻す。 First, water is introduced into the production container 60 from the water supply / drainage device 62, pressurized natural gas is supplied to the production container 60, set to a predetermined temperature and pressure, and stirred with a stirrer 61 as necessary, and hydrate (slurry) Natural gas). At this time, the slurry hydrate produced in the mixed state of water and hydrate is transferred to the dehydrator 64 by the transfer pump 63. In the dehydrator 64, water is dehydrated from the slurry hydrate and formed into pellets, and the separated water is sent to the water supply / drainage device 62, and is returned again to the production container 60 by the water supply / drainage device 62.
なお、ここで、「ハイドレート」とは、天然ガスが水と一緒に固形状になったもので、(低温高圧力下で)水分子が氷と同じ四面体配置で水素結合して作られたかご状の構造中に、ガス分子が取り込まれている包接化合物をいう。また、「スラリー」とは、液体と固体粒子との懸濁液であって、ハイドレートと液体とを混合して10〜20000[センチポイズ]の流動性をもった状態のものをいう。「ペレット」とは、上記スラリーのうち、水分を除去することにより主にハイドレートのみとしたものを、さらに圧縮等して密度をあげ、かつ、積荷しやすいように、例えば、立方体または球型等に成型したものをいう。
このような輸送システムにおける船舶による天然ガス輸送方法について、図1ないし図6を基に図7を参照して説明する。
Here, “hydrate” means that natural gas is solidified with water, and water molecules are formed by hydrogen bonding in the same tetrahedral arrangement as ice (under low temperature and high pressure). An inclusion compound in which gas molecules are incorporated in a cage structure. The “slurry” is a suspension of liquid and solid particles, which is in a state where fluidity of 10 to 20000 [centipoise] is obtained by mixing hydrate and liquid. “Pellets” are, for example, cubes or spheres in order to increase the density of the slurry, which is mainly hydrated by removing water, and further compress it to increase the density and load easily. It is the one molded into the same.
A natural gas transportation method by a ship in such a transportation system will be described with reference to FIG. 7 based on FIGS.
図7は本発明の第1の実施の形態に係る船舶による天然ガス輸送方法を示す工程図であり、図7(1)は積み込み工程を、図7(2)は輸送工程を、図7(3)は荷揚げ工程を、それぞれ説明するものである。
この図7において、本発明の第1の実施の形態に係る船舶による天然ガス輸送方法は、天然ガスをペレット化した天然ガス輸送船(船舶)にて輸送する方法であり、表1の実施例1に示す条件に従って、次のような工程によりペレット化した天然ガスを輸送する。
FIG. 7 is a process diagram showing a natural gas transportation method by a ship according to the first embodiment of the present invention. FIG. 7 (1) shows a loading process, FIG. 7 (2) shows a transportation process, and FIG. 3) explains the unloading process.
In FIG. 7, the natural gas transportation method by a ship according to the first embodiment of the present invention is a method of transporting by natural gas transport ship (ship) in which natural gas is pelletized. According to the conditions shown in 1, the natural gas pelletized by the following steps is transported.
次に、第1の工程は、積荷地2にて、積荷地2の貯蔵施設であるガスタンク4aと天然ガス輸送船6の上に設けた天然ガスペレット製造装置5とをガスライン9aで連通することにより、天然ガスを天然ガス輸送船6の上の天然ガスペレット製造装置5に受け入れ、当該天然ガスペレット製造装置5により天然ガスをペレット(Pellet) 化し、そのペレット化した天然ガスを天然ガス輸送船6の予めマイナス15[℃]に冷却された貨物艙11aに積み込んでいる(図7(1)参照)。このときの条件は、表2の実施例1の欄の生成の項に示すように、天然ガスの状態はペレット(Pellet) であり、温度はマイナス15[℃]以下で、その圧力は0.025[MPa]以下で、かつ、製造手段は冷却および攪拌型、スプレー型またはバブリング型である。
Next, in the first step, the
ついで、天然ガス輸送船6において、ペレット化した天然ガスが貨物艙11aに満杯になると、当該貨物艙11aの防熱ハッチ42を閉じ、当該防熱ハッチ42から天然ガスペレット製造装置5を外し、次の貨物艙11aの位置に天然ガスペレット製造装置5を移し、天然ガスペレット製造装置5を防熱ハッチ42に接続し、当該の防熱ハッチ42を開き、再び、ペレットを貨物艙11aに積荷する。これを繰り返し、全ての貨物艙11a,11a,…が天然ガスのペレットで満杯になると、輸送の準備が完了する。
Next, in the natural
次に、第2の工程は、前記貨物艙11a,11a,…にそれぞれ積み込んだペレットを所定の圧力下で所定の温度で冷却しつつ輸送する(図7(2)参照)。この輸送時の条件は、表2の実施例1の欄の輸送の項に記載されているとおり、天然ガスの状態はペレットであり、貨物艙11a内の温度はマイナス15[℃]以下で、貨物艙11a内の圧力は0.025[MPa]以下に保たれており、かつ、貨物艙11aを冷却・保温している。
Next, in the second step, the pellets loaded on the
図7以下に示すように、天然ガス輸送船6が荷揚地7に到着し接岸したところで、第3の工程が開始する。第3の工程は、まず、天然ガス輸送船6の荷役手段13のガス導管系統45を荷揚地7のガスライン10aに接続することにより、天然ガス輸送船6の貨物艙11aとを荷揚地7の貯蔵タンク8aに連通し、熱源装置12のバルブ25,37、電磁弁30をそれぞれ閉じ、バルブ23,34、電磁弁31、36をそれぞれを開けることにより冷媒管20にホットガスを供給可能にし、圧縮機15を運転して冷媒管20にホットガスを供給して加熱し、ペレット化した天然ガスを分解させて貯蔵タンク8に荷揚げする。
As shown in FIG. 7 and subsequent figures, the third process starts when the natural
この荷揚の条件は、表2の実施例1の欄の荷揚の項に記載されているとおり、天然ガスの状態はガス状であり、貨物艙11aの温度は常温に保ち、かつ、ガス化および運搬させる手段は加熱し圧送することである。
なお、貯蔵タンク8aに貯蔵された天然ガスは、表2の実施例1の欄の貯蔵の項に示すとおり、天然ガスの状態はガス状であり、貯蔵温度は常温、貯蔵手段は圧力タンクである。
As described in the section of unloading in the column of Example 1 in Table 2, the conditions for this unloading are such that the state of the natural gas is gaseous, the temperature of the
The natural gas stored in the
第1の実施の形態は、上述したように動作させるため、効率良く運搬が可能のほか、温度管理を過冷却にしておけば、ハイドレートは自己保存効果を有するので、ボイルオフ量が少なくてすみ、輸送効率が向上する。
また、第1の実施の形態では、比較的に低温を必要とするが、圧力を低く抑えることができるので、貨物艙11aを比較的簡単に製造できる。
Since the first embodiment is operated as described above, it can be efficiently transported, and if the temperature control is supercooled, the hydrate has a self-preserving effect, so the boil-off amount is small. , Transportation efficiency is improved.
Further, in the first embodiment, a relatively low temperature is required, but since the pressure can be kept low, the
(第2の実施の形態)
図8は、本発明の船舶による天然ガス輸送方法を含む第2の輸送システム全体を説明するための図である。
この図8において、第2の輸送システム1bは、積荷地2に施設された天然ガス採掘手段3およびスラリーを生成し貯蔵する施設4bと、スラリー状の天然ガスを輸送できる天然ガス輸送船6と、荷揚地7に施設されたスラリー貯蔵タンク8bと、積荷地2での液ライン9bと、荷揚地7での荷役手段10bとからなる。
(Second Embodiment)
FIG. 8 is a diagram for explaining the entire second transportation system including the natural gas transportation method by the ship of the present invention.
In FIG. 8, the
また、この第2の実施の形態では、天然ガス輸送船6は、スラリー状天然ガスを貯蔵できる貨物艙11bを備えている点が第1の実施の形態と異なるのみであり、他の構成は第1の実施の形態と同様である。
このような第2の輸送システムによる船舶による天然ガス輸送方法について図9を参照して説明する。
Further, in the second embodiment, the natural
A natural gas transportation method by a ship using such a second transportation system will be described with reference to FIG.
図9は本発明の第2の実施の形態に係る船舶による天然ガス輸送方法を示す工程図であり、図9(1)は積み込み工程を、図9(2)は輸送工程を、図9(3)は荷揚げ工程を、それぞれ説明するものである。
本発明の第2の実施の形態に係るに船舶による天然ガス輸送方法は、天然ガスをスラリー(Slurry)状にし船舶にて輸送する方法であり、表3の実施例2に示す条件に従って、次のような工程によりスラリー(Slurry)状にした天然ガスを輸送する。
FIG. 9 is a process diagram showing a natural gas transportation method by a ship according to the second embodiment of the present invention. FIG. 9 (1) shows a loading process, FIG. 9 (2) shows a transportation process, and FIG. 3) explains the unloading process.
The natural gas transport method by ship according to the second embodiment of the present invention is a method of transporting natural gas in a slurry (Slurry) form and transporting by ship. According to the conditions shown in Example 2 of Table 3, The natural gas in the form of a slurry is transported by the above process.
まず、積荷地2における生成、貯蔵、積荷の条件について説明すると、表3の実施例2に示すように、天然ガスの状態はスラリー状であり、その温度は例えば1〜8[℃] であって、圧力が例えば0.3[MPa]以下であり、積荷手段は液体ポンプを使用する。
First, the conditions of generation, storage, and loading at the
積荷地2では、スラリー状にされた天然ガスが施設4bに貯蔵されている。第1の工程では、施設4bと天然ガス輸送船6の貨物艙11bとの間を、液ライン9bおよび荷役手段13のガス導管系統45を使用して連通し、液ライン9bの液体ポンプ70にて貨物艙11b,11b,…に積み込む(図9(1)参照)。このときの条件は、表1の実施例2の欄の生成、貯蔵、積荷の項に示すように、天然ガスの状態はスラリーであり、温度は例えば1〜8[℃]に保ち、かつ圧力も例えば0.3[MPa]以下に保つ。また、積荷手段は液体ポンプ70である。
In the
天然ガス輸送船6において、スラリー状の天然ガスが貨物艙11bに満杯になると、他の貨物艙11bに供給し、すべての貨物艙11bが満杯になったところで、次の工程に移る。
次の第2の工程は、前記貨物艙11b,11b,…にそれぞれ積み込んだスラリー状の天然ガスを所定の圧力下で所定の温度で冷却しつつ輸送する(図9(2)参照)。この輸送時の条件は、表3の実施例2の欄の輸送の項に記載されているとおり、天然ガスの状態はスラリー状であり、貨物艙11b内の温度は例えば1〜8[℃]に保ち、かつ、貨物艙11b内の圧力を例えば0.3[MPa]以下に保つ。また、各貨物艙11bは冷却・保温されている。
In the natural
In the next second step, the slurry-like natural gas loaded in the
図5および図8に示すように、天然ガス輸送船6が荷揚地7に到着し接岸したところで、第3の工程を開始する。第3の工程は、まず、荷役手段10bの排水管系統46とガスライン45とにより天然ガス輸送船6の貨物艙11bと荷揚地7の貯蔵タンク8bに連通し、ポンプ55により荷揚する。この荷揚の条件は、表3の実施例2の欄の荷揚の項に記載されているとおり、天然ガスの状態はスラリー状であり、貨物艙11bの温度を例えば1〜8[℃]に保つとともに貨物艙11bの圧力を例えば0.3[MPa]以下に保つ。また、運搬する手段としては液体ポンプ55による移送である。
As shown in FIGS. 5 and 8, the third process is started when the natural
第2の実施の形態は、上述したように動作させるため、効率良く運搬が可能のほか、温度管理を過冷却にしておけば、ハイドレートは自己保存効果を有するので、ボイルオフ量が少なくてすみ、輸送効率が向上する。
また、第2の実施例の形態では、所定の圧力となっているものの、比較的高い温度で輸送することができ、かつ、積荷あるいは荷揚げに液体ポンプが使用できるため、積荷効率および荷揚げ効率が高くなる。
Since the second embodiment is operated as described above, it can be efficiently transported, and if the temperature control is supercooled, the hydrate has a self-preserving effect, so the boil-off amount is small. , Transportation efficiency is improved.
Further, in the second embodiment, although it is at a predetermined pressure, it can be transported at a relatively high temperature, and a liquid pump can be used for loading or unloading. Therefore, loading efficiency and unloading efficiency are improved. Get higher.
(第3の実施の形態)
図10は、本発明の第3の実施の形態に係る第3の輸送システムを示す図である。この図10において、第3の輸送システム1cは、積荷地2側では第2の実施の形態による積荷方式(積荷地2の天然ガス採掘手段3、スラリー生成および貯蔵のための施設4b、および、液ライン9b)を採用し、天然ガス輸送船6内で天然ガスペレットを製造した後に輸送し、かつ、荷揚地7では第1の実施の形態における荷揚方式(荷揚地7の貯蔵タンク8aおよびガスライン10a)を採用したものである。
(Third embodiment)
FIG. 10 is a diagram showing a third transportation system according to the third embodiment of the present invention. In FIG. 10, the third transportation system 1 c is configured such that the
要するに、この第3の輸送システム1cは、積荷地2側では天然ガス採掘手段3、スラリー生成および貯蔵の施設4bおよび液ライン9bを使用し、荷揚地7側ではガスライン10aおよび貯蔵タンク8aを使用する。また、第3の実施の形態の特徴は、天然ガス輸送船6の貨物艙11a内においてペレットを作成する点に特徴がある。
まず、積荷地2における生成、貯蔵、積荷の条件について説明すると、表1の実施例3に示すように、天然ガスの状態はスラリー状であり、その温度は例えば1〜8[℃] であって、圧力が例えば0.3[MPa]以下であり、積荷手段は液体ポンプを使用する。
In short, the third transport system 1c uses the natural gas mining means 3, the slurry generation and
First, the conditions for generation, storage, and loading at the
積荷地2では、スラリー状にされた天然ガスが施設4bに貯蔵されている。第1の工程では、施設4bと天然ガス輸送船6の貨物艙11aとの間を、液ライン9bおよび荷役手段13のガス導管系統45を使用して連結し、液ライン9bの液体ポンプ70にて貨物艙11a,11a,…に積み込む(図9(1)参照)。
このときの条件は、表4の実施例3の欄の生成、貯蔵、積荷の項に示すように、天然ガスの状態はスラリーであり、温度は例えば1〜8[℃]に保ち、かつ圧力も例えば0.3[MPa]以下に保つ。
天然ガス輸送船6において、スラリー状の天然ガスが貨物艙11aに満杯になると、他の貨物艙11aに供給し、すべての貨物艙11aが満杯になったところで、次の工程に移る。
In the
The conditions at this time are as shown in the section of Example 3 in Table 4 for the production, storage, and loading items. The state of natural gas is slurry, the temperature is maintained at, for example, 1 to 8 [° C.], and the pressure Also, for example, it is kept at 0.3 [MPa] or less.
In the natural
次に、第2の工程の前半では、貨物艙11a内のスラリー状の天然ガスの中から水分のみを液体ポンプ55により排水し、かつ、貨物艙11a内を熱源装置12の冷媒管20で冷却する。ここで、排水の条件は、表4の実施例3の欄の排水の項に示すとおり、天然ガスの状態はスラリー状であり、温度は例えば1〜8[℃]、例えば0.3[MPa]以下に保ち、スラリー状の中から入熱による分解された水を液体ポンプ55で排水する。
Next, in the first half of the second step, only water is drained from the slurry-like natural gas in the
また、ペレットにした後の条件は、表4の実施例3の欄のペレットの項に記載されているとおり、天然ガスの状態はペレットであり、貨物艙11a内は例えばマイナス15[℃]に保ち、かつ、貨物艙11a内を0.025[MPa]以下に保ち、貨物艙11a内を冷却・保温しておく。このような条件に保つことにより、第2の工程の前半で貨物艙11a内にペレットが生成される。
Moreover, as described in the pellet section in the column of Example 3 in Table 4, the conditions after the pellets are natural gas is pellets, and the inside of the
ついで、第2の工程の後半では、ペレット状にされた天然ガスは、天然ガス輸送船6により、積荷地2から荷揚地7に輸送する(図7(2)参照)。
この輸送時の条件は、表2の実施例1の欄および表4の実施例3の輸送の項に記載されているとおり、天然ガスの状態はペレットであり、貨物艙11a内の温度は例えばマイナス15[℃]以下で、貨物艙11a内の圧力は例えば0.025[MPa]以下に保たれており、かつ、貨物艙11aを冷却・保温している。
Then, in the second half of the second step, the pelletized natural gas is transported from the
As described in the column of Example 1 in Table 2 and the transportation section of Example 3 in Table 4, the condition at the time of transportation is that the state of natural gas is pellets, and the temperature in the
天然ガス輸送船6が荷揚地7に到着し接岸したところで、第3の工程が開始する。第3の工程は、まず、天然ガス輸送船6の荷役手段13のガス導管系統45を荷揚地7のガスライン10aに接続することにより、天然ガス輸送船6の貨物艙11aとを荷揚地7の貯蔵タンク8に連通し、熱源装置12のバルブ25,37、電磁弁30をそれぞれ閉じ、バルブ23,34、電磁弁31、36をそれぞれを開けることにより冷媒管20にホットガスを供給可能にし、圧縮機15を運転して冷媒管20にホットガスを供給して加熱し、ペレット化した天然ガスを分解させて貯蔵タンク8aに荷揚げする。
The third process starts when the natural
この荷揚の条件は、表1の実施例1の欄の荷揚の項に記載されているとおり、天然ガスの状態はガス状であり、貨物艙11aの温度は常温に保ち、かつ、ガス化および運搬させる手段は加熱し圧送することである(図7(3)参照)。その荷揚の条件は、表2の実施例1および表4の実施例3の荷揚の欄に記載されているとおりである。
As described in the section of unloading in the column of Example 1 in Table 1, the conditions for this unloading are such that the state of natural gas is gaseous, the temperature of the
第3の実施の形態は、上述したように動作させるため、効率良く運搬が可能のほか、温度管理を過冷却にしておけば、ハイドレートの自己保存効果を有するので、ボイルオフ量が少なくてすみ、輸送効率が向上する。
また、第3の実施例の形態では、輸送時には比較的低い圧力で輸送できるとともに、積荷時では液体ポンプによる積荷ができ効率よく積荷ができる。
Since the third embodiment is operated as described above, it can be efficiently transported, and if the temperature control is supercooled, it has a hydrate self-preserving effect, so the boil-off amount is small. , Transportation efficiency is improved.
In the form of the third embodiment, it can be transported at a relatively low pressure during transportation, and can be loaded with a liquid pump at the time of loading and can be efficiently loaded.
本発明は、天然ガスをペレット状にして効率的に船舶で輸送する際に利用するものである。 The present invention is used when natural gas is made into pellets and efficiently transported by ship.
1a・・・第1の輸送システム、
1b・・・第2の輸送システム、
1c・・・第3の輸送システム、
2・・・積荷地、
3・・・天然ガス採掘手段、
4a・・・貯蔵施設であるガスタンク、
4b・・・(スラリー生成および貯蔵の)施設、
5・・・天然ガスペレット製造装置、
6・・・天然ガス輸送船、
7・・・荷揚地、
8a,8b・・・貯蔵タンク、
9a,9b・・・(積荷地側の)液ライン、
10a,10b・・・(荷揚地側の)ガスライン、
11a,11b・・・貨物艙、
12・・・熱源装置、
13・・・荷役手段、
15・・・圧縮機、
16・・・油分離機、
17・・・凝縮器、
18・・・受液器、
19・・・膨張弁、
20・・・冷媒管、
21・・・バルブ、
22・・・配管、
23・・・バルブ、
24・・・配管、
25・・・バルブ、
26・・・バルブ、
27・・・配管、
28・・・バルブ、
29・・・配管、
30・・・電磁弁、
31・・・電磁弁、
33・・・配管、
34・・・バルブ、
35・・・バルブ、
36・・・電磁弁、
38・・・冷媒管プロテクタ、
39・・・配管、
40・・・圧力・温度・液面計、
41・・・安全弁、
42・・・防熱ハッチ、
43・・・エンジンルーム、
44・・・冷凍機械室、
45・・・ガス導管系統、
46・・・排水管系統、
47・・・ポンプ室、
48・・・バルブ、
49・・・配管、
50・・・共通配管、
51・・・連結配管、
52・・・バルブ、
55・・・液体ポンプ、
56・・・バルブ、
57・・・配管、
58・・・バルブ、
59・・・バルブ、
60・・・生成容器、
61・・・攪拌機、
62・・・給排水装置、
63・・・移送用ポンプ、
64・・・脱水装置、
65・・・二重底、
66・・・二重船殻、
67・・・中央縦通隔壁、
68・・・防熱材、
69・・・防熱材支持用根太、
70・・・液体ポンプ、
101・・・積荷地、
102・・・貯蔵タンク、
103・・・LNG船、
104・・・貨物タンク、
105・・・液ライン、
106・・・ガスライン、
107・・・LNGポンプ、
108・・・圧縮機、
111・・・荷揚地、
112・・・貯蔵タンク、
113・・・液ライン、
114・・・ガスライン、
115・・・船側LNGポンプ、
116・・・圧縮機、
1a ... 1st transportation system,
1b ... second transport system,
1c ... third transport system,
2 ... loading area,
3 ... Natural gas mining means,
4a: Gas tank as storage facility,
4b ... (slurry production and storage) facilities,
5 ... Natural gas pellet manufacturing equipment,
6 ... Natural gas transport ship,
7: Unloading place,
8a, 8b ... storage tanks,
9a, 9b ... liquid lines (loading side),
10a, 10b ... gas lines (on the landing side),
11a, 11b ... Cargo trap,
12 ... Heat source device,
13 ... Handling means,
15 ... Compressor,
16 ... oil separator,
17 ... condenser,
18 ... liquid receiver,
19 ... expansion valve,
20 ... refrigerant pipe,
21 ... Valve,
22 ... Piping,
23 ... Valve,
24 ... Piping,
25 ... Valve,
26 ... Valve,
27 ... Piping,
28 ... Valve,
29 ... Piping,
30 ... Solenoid valve,
31 ... Solenoid valve,
33 ... Piping,
34 ... Valve
35 ... Valve,
36 ... Solenoid valve,
38 ... Refrigerant tube protector,
39 ... piping,
40: Pressure, temperature, level gauge,
41 ... safety valve,
42 ... thermal barrier hatch,
43 ... Engine room
44 ... Refrigeration machine room,
45 ... gas conduit system,
46 ... drainage pipe system,
47: Pump room,
48 ... Valve,
49 ... Piping,
50 ... Common piping,
51 ... Connection piping,
52 ... Valve,
55 ... Liquid pump,
56 ... Valve,
57 ... Piping,
58 ... Valve,
59 ... Valve,
60 ... generating container,
61 ... Agitator,
62 ... water supply / drainage device,
63 ... transfer pump,
64 ... dehydration device,
65 ... double bottom,
66 ... double hull,
67 ... central longitudinal partition wall,
68 ... heat insulating material,
69... Joist for supporting heat insulating material,
70 ... Liquid pump,
101 ... loading area,
102 ... Storage tank,
103 ... LNG ship,
104 ... cargo tank,
105 ... Liquid line,
106 ... gas line,
107 ... LNG pump,
108 ... Compressor,
111 ... unloading ground,
112... Storage tank,
113 ... Liquid line,
114 ... gas line,
115 ... ship side LNG pump,
116... Compressor
Claims (3)
所定の圧力以上の強度を有しかつ冷媒管が配置された防熱貨物艙と、
天然ガスを受け入れ、船上にて前記天然ガスをペレット化し、前記防熱貨物艙に投入する天然ガスペレット製造装置と、
前記防熱貨物艙の冷媒管に冷媒を送り込み前記防熱貨物艙を所定の温度で冷却するとともに、荷揚地での荷揚げする際には、前記冷媒管にホットガスを供給して前記防熱貨物艙内を加熱して前記ペレット化した天然ガスを分解させる熱源装置と、
前記分解した天然ガスを荷揚げ地側設備へ送る荷役手段と
を備えた天然ガスペレット輸送船。 A natural gas pellet transport ship for pelletizing and transporting natural gas,
A heat-resistant cargo cage having a strength equal to or higher than a predetermined pressure and provided with a refrigerant pipe;
A natural gas pellet manufacturing apparatus for receiving natural gas, pelletizing the natural gas on a ship, and feeding the pellet into the heat-resistant cargo tank;
The refrigerant is sent to the refrigerant pipe of the heat-resistant cargo tub to cool the heat-resistant cargo ridge at a predetermined temperature, and when unloading at the landing site, hot gas is supplied to the refrigerant pipe to evacuate the inside of the heat-resistant cargo tub. A heat source device for heating and decomposing the pelletized natural gas;
A natural gas pellet transport ship comprising cargo handling means for sending the decomposed natural gas to the unloading site facility.
温度1〜8[℃]でスラリー状天然ガスハイドレートを冷却・保温状態で維持する防熱された貨物艙と、
積荷地にてスラリー状天然ガスハイドレートを前記貨物艙に積み込む積荷手段と、
前記貨物艙に積み込んだスラリー状天然ガスハイドレートを輸送期間中は前記貨物艙を所定の温度に冷却保温するとともに、
荷揚地にてスラリー状天然ガスを荷揚げする液体ポンプを備えてなる荷役手段と
を備えたことを特徴とする天然ガスペレット輸送船。 A ship that loads and transports slurry-like natural gas hydrate ,
A heat- insulated cargo cage that maintains the slurry-like natural gas hydrate at a temperature of 1 to 8 [° C.] in a cooled and heat-retaining state ;
Loading means for loading the slurry-like natural gas hydrate into the cargo shed at the loading place;
During the transportation period of the slurry-like natural gas hydrate loaded in the cargo tank, the cargo tank is cooled and kept at a predetermined temperature, and
A natural gas pellet transport ship comprising a cargo handling means provided with a liquid pump for unloading slurry-like natural gas at an unloading site.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2004276450A JP4105671B2 (en) | 2004-09-24 | 2004-09-24 | Natural gas pellet transport ship |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2004276450A JP4105671B2 (en) | 2004-09-24 | 2004-09-24 | Natural gas pellet transport ship |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2001254982A Division JP2003065496A (en) | 2001-08-24 | 2001-08-24 | Method of transporting natural gas by ship and natural gas carrier |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2005029163A JP2005029163A (en) | 2005-02-03 |
JP4105671B2 true JP4105671B2 (en) | 2008-06-25 |
Family
ID=34214450
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2004276450A Expired - Lifetime JP4105671B2 (en) | 2004-09-24 | 2004-09-24 | Natural gas pellet transport ship |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP4105671B2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20110026687A (en) * | 2009-09-08 | 2011-03-16 | 대우조선해양 주식회사 | Loading and unloading apparatus for storage tanks, and floating structure having the apparatus |
JP7061086B2 (en) | 2019-02-28 | 2022-04-27 | 株式会社ニューギン | Pachinko machine |
JP7061087B2 (en) | 2019-02-28 | 2022-04-27 | 株式会社ニューギン | Pachinko machine |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR101255547B1 (en) * | 2012-09-04 | 2013-04-17 | 한국해양과학기술원 | Container for hydrate pallet storage, shipping and regasfication and method in using same |
KR101584570B1 (en) * | 2014-05-12 | 2016-01-12 | 대우조선해양 주식회사 | Cofferdam heating system of offshore structure and cofferdam heating method |
KR101618359B1 (en) | 2014-11-27 | 2016-06-03 | 한국해양과학기술원 | Natural gas hydrate tank containers stacking system capable of self-generation and disposinf boiled off gas |
CN105460197A (en) * | 2015-12-11 | 2016-04-06 | 浙江海洋学院 | Sleeve type spraying system used for liquid tank precooling of liquefied natural gas (LNG) vessel and spraying method of sleeve type spraying system |
-
2004
- 2004-09-24 JP JP2004276450A patent/JP4105671B2/en not_active Expired - Lifetime
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20110026687A (en) * | 2009-09-08 | 2011-03-16 | 대우조선해양 주식회사 | Loading and unloading apparatus for storage tanks, and floating structure having the apparatus |
KR101599292B1 (en) * | 2009-09-08 | 2016-03-03 | 대우조선해양 주식회사 | Loading and unloading apparatus for storage tanks and floating structure having the apparatus |
JP7061086B2 (en) | 2019-02-28 | 2022-04-27 | 株式会社ニューギン | Pachinko machine |
JP7061087B2 (en) | 2019-02-28 | 2022-04-27 | 株式会社ニューギン | Pachinko machine |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2005029163A (en) | 2005-02-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3975167A (en) | Transportation of natural gas as a hydrate | |
CN101321985B (en) | Method of bulk transport and storage of gas in a liquid medium | |
JP4927239B2 (en) | Ship transportation system for compressed natural gas | |
EP2228294A1 (en) | Vessel for transport of liquefied natural gas | |
JP6585305B2 (en) | Natural gas liquefaction ship | |
EP0594616A1 (en) | Method for production of gas hydrates for transportation and storage | |
JP4105671B2 (en) | Natural gas pellet transport ship | |
NO324883B1 (en) | Vessel | |
JP3810310B2 (en) | Gas hydrate handling method and apparatus | |
KR20160070346A (en) | Boil-Off Gas Treatment System For Ship | |
KR101567855B1 (en) | Replacement apparatus of a liquefied gas storage tank using nitrogen | |
KR101584566B1 (en) | Gas filling system and method for lng storage tank | |
US7155918B1 (en) | System for processing and transporting compressed natural gas | |
KR102424475B1 (en) | Lng carrier vessel, and method for manufacturing such an lng carrier vessel | |
JP2003343798A (en) | Storage method, transport method, and transport system for natural gas | |
US7240498B1 (en) | Method to provide inventory for expedited loading, transporting, and unloading of compressed natural gas | |
JP2003065496A (en) | Method of transporting natural gas by ship and natural gas carrier | |
EP1232362A1 (en) | Hydrate storage and transportation | |
US7240499B1 (en) | Method for transporting compressed natural gas to prevent explosions | |
JP2006241188A (en) | Natural gas hydrate formation system and its formation method | |
JP2003285793A (en) | Gas hydrate pellet storing equipment on sea | |
JP3561252B2 (en) | Methane hydrate buoyancy tank and storage / transport method using the same | |
JP3539686B2 (en) | Hydrate ship and its cargo handling equipment | |
US7237391B1 (en) | Method for processing and transporting compressed natural gas | |
KR102060232B1 (en) | Gas hydrate transport and storage system and method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20070911 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20071029 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20080318 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20080327 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 4105671 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20110404 Year of fee payment: 3 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120404 Year of fee payment: 4 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130404 Year of fee payment: 5 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130404 Year of fee payment: 5 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140404 Year of fee payment: 6 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
EXPY | Cancellation because of completion of term |