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Patent Abstract
参考資料 (2) 2023 0920 特許の要約.docx
目次
【論文の名称】グリーンエネルギー輸送システム及びエネルギー輸送方法
1【背景技術】
【論文の概要】
2【論文が解決しようとする課題】
3【目的を解決するための手段】
4【論文の効果】
5【参考文献】
6【図面の簡単な説明】…【図１～図３０】
【論文の名称】グリーンエネルギー輸送システム及びエネルギー輸送方法
1【背景技術】
地球環境問題への関心が高まる中、石油、石炭、液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する）等の有限な化石燃料の代替、地球温暖化の緩和等の対策として、いわゆる再生可能エネルギーの利用が増加している。再生可能エネルギーとは、風力、太陽光、太陽熱、地熱、水力、波力、バイオマス等に代表される自然現象の中で更新されるエネルギーであり、それらのうちの１種又は複数種類を利用した発電システムが提案されている。
極近傍地域、具体的には北緯50度以北と南緯50度以南とは、強風が吹く地域であり、風力発電のポテンシャルが高い。これは、地球の自転によって生じるコリオリ力の影響を受けるためです。また、高緯度に位置しているため、太陽光が斜めに当たり、大気の温度差が大きくなることも風が強い理由の一つであります。
北緯50度以北と南緯50度以南、アラスカ、シベリア北部、北欧、南米パタゴニアなどの地域では、平均的に風速７mから10m程度の風が吹き、時には風速30mから40m程度の強風が吹くこともあります。[1]
地球全体の風力発電ポテンシャルは123兆ｋWh[2]、北緯50度以北および南緯50度以南の全体の風力発電ポテンシャルは、数兆ｋWh程度と推定される。ただし、極地環境においては、風力発電設備の設置や運用には多くの課題があります。例えば、厳しい気象条件や孤立した場所での運用、氷の形成や積雪の影響などが挙げられます。これらの課題を克服するためには、技術の進歩やインフラの整備が必要です。そしてこの風力発電による電力を遠隔消費地に運ぶ手段としてeLNG(Green LNG)があります。eLNG(Green LNG)を製造するにはカーボンソースが必要であり、遠隔消費地の発電所からカーボンを回収してeLNG(Green LNG)の製造にリサイクルすることができます。eLNG(Green LNG)は物性および取扱いは一般的に日本で良く使われているLNGと同じであり技術的課題はありません。また既設のLNGインフラを使うことができます。eLNG(Green LNG)コンセプトは世界のカーボンニュートラルに貢献することが期待されます。さらにLNGとは異なり、政治リスクやマーケット価格変動リスクも限定されると考えられます。世界の必要な電力消費量は年間約2兆5,000億kWhと推定されていますので極地風力発電でカバーできる可能性があります。[3]
【論文の概要】
2【論文が解決しようとする課題】
化石燃料によるCO?排出に起因する温暖化は台風の大型化、線状降水帯の発生、海水面上昇、気象災害の増加,干ばつや水資源の枯渇、食糧収穫量の減少、生物多様性の喪失, 熱中症や感染症の拡大などを引き起こしている。
しかしながら化石燃料の代替えとしての風力や太陽光などに代表される再生可能エネルギーの発電設備は、風況等の自然条件、土地代、社会的影響等を考慮して、人口が密集した都市部や郊外のエネルギー消費地からは概して遠隔した地である極圏や砂漠地帯などに設置されることが多い。従って、かかる遠隔地からエネルギー消費地まで効率良く且つ低コストにエネルギーを輸送する技術が再生可能エネルギーに求められている。また、上記のエネルギー輸送に際して、温室効果による地球温暖化の原因の１つとして挙げられているCO?の排出を抑えることが、再生可能エネルギーを普及させるうえで重要になる。本論文は上記事情に鑑みてなされたものであり、再生可能エネルギーを遠隔地にあるその発電設備からエネルギー消費地まで低環境負荷即ちCO?の排出をゼロで効率よく輸送可能な輸送システム及び輸送方法を提供することを目的とする。
3【目的を解決するための手段】
上記目的を達成するため、本論文に係るグリーンエネルギー搬送システムは、再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電手段と、前記発電手段で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成手段と、前記水素生成手段で生成した水素及びリサイクルＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタンを生成するメタン合成手段と、前記メタン合成手段で生成したメタンを大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送手段と、前記メタン輸送手段で輸送されたメタンを酸素と反応させることで発電を行なうと共に該発電時に排出される炭素をリサイクルＣＯ２として回収する発電・炭素回収手段と、前記リサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段により前記メタン合成手段が設けられている基地まで輸送するＣＯ２輸送手段とから構成されることを特徴とする。（図1）
風力発電ファームの設置場所とコンバインドサイクルの設置場所が一般には異なる。システム全体のエネルギー効率は電解装置にプロトン交換膜(PEM)水電解装置を採用した場合は約25%、電解装置に固体酸化物水電解装置(SOEC)を採用した場合は約39%である。グリーンエネルギー輸送システム構成する各手段について説明する。水素生成手段M2、メタン合成手段M3、及びメタン液化手段M4をまとめてPtG複合施設と称する。再生可能エネルギーは地球上で自然に起こる現象を利用して繰り返し使えるもの。太陽光発電は、半導体や色素で構成される太陽電池に太陽光を照射させる方式。太陽熱発電は、太陽光を反射板によって集光することで得た熱で高温蒸気を発生させる。再生可能エネルギーのいずれを利用してもよいが、風力発電は夜間に発電を行なうことができない太陽光発電や太陽熱発電とは異なり、安定的に発電可能である。この考えは既存のLNGのインフラ設備を利用する場合に好都合な風力発電を例に挙げている。風力発電機を複数台設置することで、スケールメリットが生かせる。ウインドファームは、沿岸に沿った沖合か又は海上で電力消費地から約1000km以上離れた遠隔地に設置されていると仮定している。各々の出力電力は、発電機側の変圧器により34.5kVの中圧に昇圧され、さらに230kV まで昇圧されて遠隔消費地の送電網に送られる。（図２）風力発電機は可変速風力発電機が好ましく、多極化することでギアレス化が可能なPMSGがより好ましい。風力発電ファームは例えばVESTAS社製の風力発電機をマトリックス状に1000台設置すると出力キャパシティー15GWが実現できる。これは一般的なLNGプラントキャパシティーの年産約500万トンに対応している。風力発電機で発生した電力は長距離輸送（100㎞以上）の場合は送電ロスの多い交流送電の代わりに直流送電を採用する。発電した出力電圧を、直流電力に変換する仕組みがAC-DCコンバータにより変換された直流電流がDC-ACインバーターで変換される。（図3）水素生成手段M2で使用する水の電気分解用の電解槽には、100?150Vの直流電流が給電される。水素生成手段M2で使用する電解槽には、10?20kVでは電圧が高すぎるのでソリッドステート変圧器で構成されるコンバータによって100?150Vまで降圧してから給電される。（図4）水の電気分解を行なう装置は、電解質の種類によって分類することができる。固体酸化物水電解装置(SOEC) （図５）、プロトン交換膜(PEM)水電解装置（図6、図7）及びアルカリ水電解装置がある（図８）。プロトン交換膜(PEM)水電解装置は、両側に陰極及び陽極が設けられた基本構造であり、陽極側に供給された水は酸素とプロトン(H)とに分解され、電子を受け取る。該プロトンが交換膜を通過して陰極で電子を受け取ることで水素となる。
水素生成手段M2の後段に位置するメタン合成手段M3。該水素生成手段M2で生成された水素と、リサイクルされたCO?を原料とする。サバティエ反応によりメタン化を行なうことでメタンを生成するものである。（図9）化学理論量で100%反応させることは現実的ではなく、2?4%程度の未反応ガスが残留する。CO?除去設備30で除去されたCO?は、液化プロセスでリサイクルできる。一方、水素は液化されないので、メタン合成手段M3にリサイクルされる。天然ガスの液化設備であるLNGプラントで実用化されている液化プロセスが採用される。メタンは臨界温度が-82℃であり、大気圧下で沸点-162℃まで冷却することが可能である。原料となるメタンガスは、LNGプラントの原料となる天然ガスとは異なり不純物が少ない。液化プロセスはエアープロダクツ社やLinde社のライセンスにより多くのプロジェクトに採用されているプロパン予冷混合冷媒法を用いることができる。（図10）原料のメタンガスをケトル型の第1熱交換機31、第2熱交換器32及び第3熱交換器33に順次導入され低圧段、中圧段及び高圧段の3段階にそれぞれ圧縮されたプロパン冷媒で段階的に予冷される。主低温熱交換器38に、プロパン冷媒で予冷されたメタンが導入される。段階的に圧縮された混合冷媒と巻き線コイル型熱交換器（図11）により、液化された後、断熱膨張させてメタンの沸点温度-162℃まで冷却される。そのほかの液化プロセスとして3個の純粋冷媒すなわちプロパン冷媒、エチレン冷媒、メタン冷媒のカスケード法（図12）やエキスパンダープロセスは、窒素やメタン等を冷媒として用いる方法がある。（図13）メタンガスの液化設備によって液化された液化メタンを圧力0.8?2.0barAでフラッシュさせる。該ストリッパーあるいはフラッシュドラムにより発生する非液化水素は原料としてリサイクルして再利用するか一部はプラントの燃料として利用される。（図14、図15）主低温熱交換器では、設計流量に対して20%以上確保されていることが好ましい。このために風力発電が低負荷の時にはバッテリーや水素貯蔵タンクにより液化プラントの負荷が２０％以下にならないようにする。一般的には風力発電の出力が0～100％まで変動が大きく冷媒圧縮機にはシンクロナスモーターで駆動される回転式容積型圧縮機を用いる。回転式容積型圧縮機はスクリューコンプレッサーともいわれ冷凍コンプレッサーとしてよく使われている。（図16）但しLNG液化プラントのような大容量の実績は少ないので並列化で実績範囲に入るよう工夫が必要である。液化プラントで一般的な軸流タイプや遠心式を採用する場合は風力発電の出力が70%以下の場合サージングを避けるためにリサイクル運転が必要になり損失が増えるため得策ではない。
液化LNGタンカーには、現在LNGの海上輸送に使用されているLNGタンカーを利用することができる。LNGタンカーは複数の低温タンクを備えた低温タンカーである。豊富な建造実績があり経済性にも優れたモス型が好ましい。（図17、図18）液化メタン輸送手段M5は、大気中へのCO2排出を伴わない第1動力手段を駆動源としている。水素若しくは化石燃料の燃焼によるLNGタンカーのスクリュー駆動(内燃機関、蒸気タービン)があげられるが化石燃料を用いた場合は排ガスからCO2回収が必要となる。LNGタンカーのスクリュー駆動にはバッテリー駆動には繰り返し充放電が可能な二次電池が用いることができる。リチウムイオン二次電池の充電でCO2を発生させることなく低温タンカーを推進できる。液化メタン輸送手段M5で輸送された液化メタンは、受入・再ガス化手段M6で受け入れられる。低温タンカーTからアンローディングされた液化メタンは、受入基地に受け入れられる。（図19）液化メタンタンク73の構造には特に限定はなく、パーライトを充填して窒素を封入した構造がある。液化メタンがCO2液化手段の冷媒として使用される。（図25）またパネル表面を流下する海水との熱交換により気化させるオープンラック式がある（図20）。圧縮したCO2を熱源として用いることもできる。コンバインドサイクル発電は、ガスタービンと蒸気タービンとを組み合わせた2種の発電方式であり、従来の天然ガス焚き火力発電に比べて発電効率を約20%向上させることが可能でなる。ガスタービン82の回転に用いた燃焼ガスは、十分に高い温度を有している。廃熱回収ボイラー83に導入し、圧力レベルの異なる3種類の蒸気を発生させる。HPタービン84、IPタービン85及びLPタービン86を回転させて発電する。燃焼排ガスから炭素回収手段87によりCO2が回収されサバティエ反応にリサイクルされる。（図21、図22）一方燃料電池で発電を行うこともできる。燃料電池は水の電気分解の逆反応である水素と酸素の化学反応により電力を発生させる技術である。代表的なものとしては、電解質に水素イオン伝導性の固体高分子膜を用いた固体高分子形燃料電池や電解質に酸素イオン伝導性の固体酸化物形燃料電池がある。発電・炭素回収手段M7では、水素を生成する改質装置を設ける。これらの中では最も高い発電効率を有する固体酸化物形燃料電池が好ましい。触媒下でメタンガスと水とを改質反応させることにより、水素とCO、CO2を生成する。（図23）
あるいは超臨界CO2サイクル発電システムである「 Allamサイクル」で発電することもできる。このサイクルは燃料のメタンガスを酸素で燃焼させ、これにより発生した高温高圧のCO2と蒸気をリサイクルしたCO2と混合して膨張タービン111で動力発生の後熱交換器112で冷却してスチームを凝縮水として分離除去した後に圧縮する（図24）。リサイクルCO2を液化させる場合の熱収支計算の結果が示されている。（に図25）50barAの液化メタンを用いて65barAのリサイクルCO2を液化させる。圧力5.2?12.8barAまで降圧された温度-56～-33Cの液体CO2はタンク貯蔵できる。液化メタンと液化CO2の輸送は、それぞれ専用の低温タンカーを使用するのが好ましい。液化CO2用の低温タンカーには、材質がアルミキルド系炭素鋼を用いる。横向きにした円筒形のタンクを4?8個有するのもよい。（図26）液化メタン及び液化CO2の輸送に、それぞれ専用の低温タンカーを用いる。共用の低温タンカーを用いることができれば、液化CO2用の専用タンカーが不要になる。液化メタンの輸送時に、低温タンカーのタンク材質を選択する。加圧された液化メタン（１２BarA）の状態で輸送することで、安価な5%Ni鋼を使用することができる。グリーンエネルギー搬送方法の第1形態を用いて実施されるエネルギー搬送方法を紹介する。再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電工程で得た電力を用いる。該再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電される。発電・炭素回収工程は、リサイクルCO2を液体CO2の形態で輸送する。該リサイクルCO2を液化するCO2液化工程を有している。メタン合成工程は、液化した液化CO2を大気中へのCO2排出を伴わないものとする。風力発電の電池容量上限を該風車定格の容量に対して106?126%の範囲内となるように設定する。該蓄電池を該風車定格の20?90%の運用レンジで運転するのが好ましい。水素生成工程における水の電気分解キャパシティーは、風車定格の5?30%の範囲内に設定する。該発電量電力が該最小電解槽負荷以上の場合は、蓄電池から補う。蓄電池に1次輸出して充電するアルゴリズムにより風速3ｍ以下が20時間以上続くアブノーマルな状況でない限り、メタン液化工程において、メタンの液化設備の操業を原則として停止することなく運転できる。（図28）
CO2輸送工程までの全工程から大気中に放出されるCO2を補填するために好ましくは3%以下、より好ましくは1%以下のCO2放出量をバイオマス発電あるいはバイオマス焼却設備から補填する。
低温タンカーを介してメタン及びCO2を海上輸送するシステムはPtG複合施設と発電複合施設とが同じ大陸内に存在する場合は不要になる。この場合は低温タンカーでの輸送に代えてパイプラインを介して高圧ガスの状態で輸送するのが好ましい。パイプラインによるメタンガスやCO2ガスの輸送を伴う本論文の第2の実施形態とする。（図29）再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電工程と、該発電工程で得た電力を用いる。水素とCO2ガスを原料とするサバティエ反応によりメタン化を行って合成する。メタン輸送工程のCO2輸送工程は回転式容積型の圧縮機で該ガスを圧縮することで得た高圧メタンガスがパイプラインで送られる。圧縮機用の動力は再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電される。
再生可能エネルギーによる発電手段M11と水素生成手段M12、メタン合成手段M13などから構成される。メタンガスの圧縮手段M14、CO2ガスの圧縮手段M17、及びCO2輸送手段M18について説明する。メタン合成サイトからエネルギー消費地まで輸送するメタンガス用パイプラインである。メタン輸送手段M15の後段には、計量器及びガス組成分析器が設けられている。CO2輸送手段M18は、発電・炭素回収手段M16で回収したリサイクルCO2を輸送する。（図29）メタンガス用ブースター圧縮機の敷設距離が長い場合に設けられる。動力として風力発電からの超高圧直流送電をシンクロナスモーター用のVFDに給電する。買電よる電力を該シンクロナスモーター用のVFDに給電してもよい。メタン輸送工程の圧縮機動力は該再生可能エネルギーを燃料とする場合と超高圧直流ケーブルを介して送電される電力か、買電による電力で作動する。CO2輸送工程では、該リサイクルCO2を昇圧する工程を有してもよい。風力発電機をエネルギー源とする場合の配電の仕組みは該風力発電機で発電した出力電圧AC690Vをトランスで30?110kVまで昇圧。超高圧直流電力に変換し、シンクロナスモーターの近くに設置されたコンバータで降圧する。（図30）
4【論文の効果】
本論文によれば、再生可能エネルギーを遠隔地にあるその発電設備からエネルギー消費地まで低環境負荷で効率よく輸送することが可能になる。
発電設備からエネルギー消費地の距離が3000海里の場合、第1の実施形態の場合（LNGタンカーによる輸送）電力コストはkWhあたり20-40セントとなり、化石燃料を使った場合に比較し高くなるが将来の技術開発により下げられる可能性がある。[4]
発電設備からエネルギー消費地の距離が3000㎞の場合第２の実施形態の場合（パイプラインによる輸送）電力コストはkWhあたり20-35セントとなり、やはり化石燃料を使った場合に比較し高くなるが将来の技術開発により下げられる可能性がある。[5]
高くなった電力コストは消費者あるいは各国の政府によって支払われる事になるが、これにより地球温暖化が止まることになり温暖化によって引き起こされる被害を無くすることができる。
5【参考文献】
[1] https://globalwindatlas.info/en/
[2] http://nrs.harvard.edu/urn-3:HUL.InstRepos:5029362
[3] https://www.statista.com/statistics/280704/world-power-consumption
[4] LNG As Renewable Energy Transport Media (confex.com)
[5] 2023 AIChE Spring Meeting and 19th Global Congress on Process Safety (core-apps.com)
6【図面の簡単な説明】
【図１】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを示すブロックフロー図である。
【図２】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する発電手段の一具体例の構成図である。
【図３】従来の配電図及び本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する発電手段における配電図の一具体例である。
【図４】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する発電手段におけるＳＳＴ（ソリッドステート変圧器）の構成図の一具体例である。
【図５】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する水素生成手段の一具体例である固体酸化物水電解装置の模式的な縦断面図である。
【図６】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する水素生成手段の他の具体例である固体高分子水電解装置の模式的な縦断面図である。
【図７】図６の固体高分子水電解装置の一具体例の斜視図である。
【図８】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する水素生成手段の更に他の具体例であるアルカリ水電解装置の模式的な縦断面図である。
【図９】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成するメタン合成手段の一具体例のプロセスフロー図である。
【図１０】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成するメタン液化手段の一具体例である混合冷媒プロセスのプロセスフロー図である。
【図１１】図１０のプロセスフロー図に示す主低温熱交換器を構成する伝熱管の一具体例を示す写真である。
【図１２】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成するメタン液化手段の他の具体例であるカスケードプロセスのプロセスフロー図である。
【図１３】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成するメタン液化手段の更に他の具体例であるエキスパンダープロセスのプロセスフロー図である。
【図１４】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成するメタン液化手段で発生する非液化水素をメタン合成手段にリサイクルするプロセスの一具体例のプロセスフロー図である。
【図１５】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成するメタン液化手段で加圧された液化メタンを生成するプロセスのプロセスフロー図である。
【図１６】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成するメタン液化手段で好適に用いられる回転容積型の冷媒圧縮機の一具体例のローター部分の正面図、底面図及び断面図である。
【図１７】ＬＮＧタンカーの一具体例を示す写真である。
【図１８】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する液化メタン輸送手段及び液化ＣＯ２輸送手段で好適に利用される低温タンカーの一具体例の側面図である。
【図１９】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する液化メタン受入・再ガス化手段の一具体例のプロセスフロー図である。
【図２０】図１９のプロセスフロー図に示す気化器の一具体例の部分破断斜視図である。
【図２１】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する発電・炭素回収手段の一具体例であるコンバインドサイクル発電のプロセスフロー図である。
【図２２】図２１のプロセスフロー図に示す炭素回収手段の一具体例であるアミン吸収液プロセスのプロセスフロー図である。
【図２３】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する発電・炭素回収手段の他の具体例である固体酸化物型燃料電池による発電のプロセスフロー図である。
【図２４】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する発電・炭素回収手段の更に他の具体例であるＡｌｌａｍサイクルによる発電のプロセスフロー図である。
【図２５】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成するＣＯ２液化手段の一具体例のプロセスフロー図並びにその物質収支及び熱収支である。
【図２６】複数の横向き円筒タンクを備えた液化ＣＯ２用の低温タンカーの一具体例を示す斜視図である。
【図２７】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する発電手段に含まれる永久磁石式同期発電機を用いた風力発電機及び蓄電池の一具体例の構成図である。
【図２８】本論文の第１の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する発電手段で好適に採用される制御アルゴリズムのフローチャートである。
y=wind turbine power, kW
wtp=wind turbine rating
e1=minimum PEM operation%, 20%
e2: % of wtp, export to battery,10%
wtp*e2, export to battery, max
b1: battery range kWh, wtp*81.69%
bh(i)=battery charge amount kWh at ihour
【図２９】本論文の第2の実施形態のエネルギー輸送システムを示すブロックフロー図である。
【図３０】本発明の第２の実施形態のエネルギー輸送システムを構成する発電手段における配電図の一具体例である。
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