JP2010209591A - 二酸化炭素低排出発電方法及びシステム - Google Patents
二酸化炭素低排出発電方法及びシステム Download PDFInfo
- Publication number
- JP2010209591A JP2010209591A JP2009057193A JP2009057193A JP2010209591A JP 2010209591 A JP2010209591 A JP 2010209591A JP 2009057193 A JP2009057193 A JP 2009057193A JP 2009057193 A JP2009057193 A JP 2009057193A JP 2010209591 A JP2010209591 A JP 2010209591A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power generation
- seawater
- carbon dioxide
- methane
- gas
- 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.)
- Granted
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 222
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 111
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 95
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 89
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 40
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 111
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 102
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 93
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 62
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 24
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 17
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 13
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 5
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 15
- 238000003860 storage Methods 0.000 abstract description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 26
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 26
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 18
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical compound O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 3
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 101100136092 Drosophila melanogaster peng gene Proteins 0.000 description 1
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- -1 especially NO Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000006163 transport media Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0099—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 specially adapted for drilling for or production of natural hydrate or clathrate gas reservoirs; Drilling through or monitoring of formations containing gas hydrates or clathrates
-
- 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
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
【解決手段】発電によって生じた二酸化炭素及び窒素酸化物を高圧下で海水に吸着させ、この海水を発電で生じた廃熱によって加熱したうえで、熱水輸送パイプ2を通じて海底面S下のメタンハイドレート層H内に注入する。この海水が有する熱によってメタンハイドレートから解離したメタンガスを回収し、メタンガス回収パイプ3を通じて海上の発電プラント1に輸送し、発電の燃料として供給する。注入した海水中の二酸化炭素及び窒素酸化物は、メタンハイドレート層H内に隔離貯留する。
【選択図】 図1
Description
図1は、本発明の一実施形態に係る発電方法を実施するシステム(以下「低CO2排出発電システム」という。)の全体的な構成を示している。本実施形態では、メタンガスを燃料として発電を行い、この発電の結果として生じた二酸化炭素を海水に吸着溶解させ、更にこの二酸化炭素が吸着した海水を加熱して、海底のメタンハイドレート層内に注入する。注入した海水が有する熱によってメタンハイドレートを分解してメタンガスを生じさせ、このメタンガスを回収して、発電の燃料として使用する。海水に吸着した二酸化炭素は、海水を注入するメタンハイドレート層内の、低温高圧の環境条件によって液化二酸化炭素に変化させ、メタンハイドレート層内に隔離貯留する。
図4は、本発電システムの全体的な構成を示しており、図5は、本発電システムに使用するCO2回収ユニット107の構成を示している。
本計算では、定常プロセスシミュレータである商品名「HYSYS version 2006.5」を使用する。HYSYSは、化学プロセスにおける物質・熱バランスについて収支計算を行うシミュレータである。流体パッケージ(物性値データベース)には、炭化水素を用いる反応に対して高い信頼性を有するとされる、Peng Robinson型状態方程式を採用した(Ding-Yu Peng and Donald B. Robinson,“A New Two-Constant Equation of State”, Industrial and Engineering Chemistry Fundamentals, vol. 15, pp.59-60, 1976)。なお、本計算では、燃焼等の化学反応について化学平衡状態を仮定するとともに、メタンハイドレートの解離プロセスを考慮せず、常温のメタンガスが燃焼器102に供給されるものと仮定した。実際の発電プラントの設計では、燃焼ガス組成の時間変化やメタンガスの供給可能量を定量化するため、これらの非定常要素についても考慮するのが好ましい。本発電サイクルのプロセスについて以下に述べる。
2.燃料である常温3MPaのメタンガスと、圧縮空気とを燃焼器102において燃焼させる。
4.ガスタービン103からの排ガス(タービン排ガス)を熱交換器104によって常温にまで冷却する。
6.タービン排ガスの一部をガス分配器105によって分離し、吸気側に再循環させる。再循環させる排ガスは、ガス混合器122によって空気と混合させる。再循環させる排ガス以外の残りのタービン排ガスは、圧縮機106によって5MPaにまで圧縮する。
8.冷却後のタービン排ガスと、ポンプ108によって5MPaにまで圧縮した海水とを、CO2回収ユニット107において混合させ、タービン排ガス中の二酸化炭素を海水に吸着させる。
10.加熱後の残ガスをガスタービン(膨張タービン)110において常圧にまで膨張させ、エネルギーを回収した後、大気中に放出する。
本実施形態では、メタンハイドレートから生成して発電に供するメタンガスの質量流量を毎秒1kgとするが、この流量は、発電規模に応じて適宜増減することが可能であり、1kg/sに限定されるものではない。
b.空気の組成について、窒素が79%、酸素が21%とする。
c.燃料の組成をメタン100%とし、かつその流量を1kg/sとする。
e.断熱効率は、圧縮機についてηCOMP=88%、ガスタービンについてηGT=92%とし、次式(1),(2)によって定義する。
ηGT=(実際の膨張過程における出力)/(断熱膨張過程における出力) ・・・(2)
以上で述べたプロセスの解析条件を次表(1)にまとめる。
=(WGT1−WCOMP1+WGT2−WCOMP2−WPUMP)/LHVCH4 ・・・(3)
上式(3)では、メタンの低位発熱量LHVCH4(=50030kJ/kg)を基準として熱効率ηTOTALを算出している。これは、低位発熱量を基準とした既存の多くの研究との比較を容易にするためである。
以上の計算では、完全燃焼を仮定し、燃焼生成物として二酸化炭素及び水のみを考慮した。これに対し、本計算では、不完全燃焼によって生じる一酸化炭素(CO)と、燃焼ガス中の窒素及び酸素が高温下で反応して生じる窒素酸化物(サーマルNOx)とを考慮する。そして、後者の窒素酸化物として、特にNO,NO2,N2O,N2O4を考慮する。発電サイクルのプロセス及び計算上の仮定は、二酸化炭素の排出のみを考慮した上述の計算におけると同様である。
図6は、タービン入口温度を変化させた場合のタービン排ガス組成の変化を示している。一酸化炭素(CO)を四角のプロットによって、窒素酸化物のうち、NO,N2O4を夫々円又は三角のプロットによって示している。各プロットについて、空気比λを1.0に設定した場合を点線(中抜きのプロット)によって、空気比λを1.1に設定した場合を実線によって示している。タービン入口温度は、上述のシミュレーションにおいて定義した再循環比によって変化させている。タービン排ガスには、二酸化炭素及び窒素も含まれているが、CO及びNOxに着目するために省略した。
以下の説明では、二酸化炭素が吸着した海水を海底面S下へ輸送する過程で生じる、熱水輸送パイプ2の内部から、外部の海水への熱損失について検討する。この熱損失を考慮して熱水輸送パイプ内流れを解析し、熱水輸送パイプ2出口付近の温度(パイプ出口温度)について評価する。
図7は、本解析に使用する計算モデルを示している。南海トラフ基礎試錐には、深度約1200mにメタンハイドレートが存在することが報告されていることから、本計算では、熱水輸送パイプ2の長さLpを安全側の2000mに設定した。海水は、表2に示したケースEの流量及び温度で熱水輸送パイプ2に流入すると仮定した。そして、熱水輸送パイプ2の壁における熱伝導は無視し、パイプ外壁と周囲の海水との間の熱伝達率を無限大、即ちパイプ外壁は周囲の海水と等しい温度であるものとした。
=1.02 ・・・(4)
従って、熱水輸送パイプ2内の平均レイノルズ数Remは、次式(5)によって5.07×105となる。
=5.07×105 ・・・(5)
よって、熱水輸送パイプ2内の流れは、乱流であることが分かる。他方で、プラントル数Pr=6.7であるので、Dittus−Boelterの式を用いれば、平均ヌセルト数Numは、次式(6)によって1491となる。
=0.023×(5.07×105)0.8×6.70.3=1491 ・・・(6)
以上の結果から、パイプ内壁の平均熱伝達率hmは、次式(7)によって1789となる。
=1789 ・・・(7)
パイプ内壁における対流熱伝達によって奪われる熱量Qconvは、パイプ壁面の温度、熱伝達率及び流体の比熱がパイプ2全体で一定と仮定すると、次式(8)によって与えられる。
=[{(ΔT1−ΔT2)/ln(ΔT1/ΔT2)}/(1/hm)]×2πRLp ・・・(8)
ここで、Tinは、熱水輸送パイプ2内の混合平均流体温度であり、Toutは、周囲の海水の温度である。右辺の分子は、パイプ2内外の対数平均温度差である。ΔT1は、パイプ入口における海水の温度Ttopとパイプ外壁の温度Toutとの差であり、ΔT2は、パイプ出口における海水の温度Tbottomとパイプ外壁の温度Toutとの差である。本概算では、Ttopを51.24℃とし、Toutを5℃とする。上式(8)は、パイプ壁面の温度、熱伝達率及び流体の比熱が一定とみなせる場合に成り立つ。
Qen=ρπR2Um{c(Ttop−Tbottom)+(Ptop−Tbottom)/ρ} ・・・(9)
上式(9)において、右辺第1項は、温度変化によるエンタルピー変化を、第2項は、圧力変化によるエンタルピー変化を夫々示している。ここで、エネルギー保存則によれば、Qconv=Qenであるので、パイプ出口温度Tbottomは、5.04℃と算出される。このように、熱水輸送パイプ2の出口付近では、メタンハイドレート層H内に注入する海水の温度と、周囲の海水の温度とが略等しく、パイプ2による輸送過程における熱損失が大きいことが分かる。従って、メタンハイドレートに対してその分離に必要な熱を供給するには、熱水輸送パイプ2の周囲に断熱材を取り付ける必要があると考えられる。
Claims (29)
- メタンガスを燃料として発電を行うステップと、
加熱した海水に前記発電によって生じた二酸化炭素が吸着した加熱海水を取得するステップと、
前記取得した加熱海水を海底のメタンハイドレート層内に注入して、この加熱海水中の二酸化炭素を前記層内に隔離固定するステップと、
前記加熱海水が有する熱を前記層内のメタンハイドレートに伝達させて、この熱を受けてメタンハイドレートから解離したメタンガスを回収するステップと、
前記回収したメタンガスを前記発電のための設備に供給するステップと、
を有する二酸化炭素低排出発電方法。 - 前記加熱海水取得ステップは、前記発電の廃熱を利用して海水を加熱する請求項1に記載の発電方法。
- 前記加熱海水取得ステップは、加圧した海水に前記二酸化炭素を吸着させる請求項1又は2に記載の発電方法。
- 前記加熱海水取得ステップは、前記二酸化炭素の吸着を複数段に分けて行う請求項1〜3のいずれかに記載の発電方法。
- 前記加熱海水取得ステップは、海水に前記二酸化炭素を吸着させた後、この海水を加熱して、前記加熱海水を取得する請求項1〜4のいずれかに記載の発電方法。
- 前記加熱海水取得ステップは、海上で前記加熱海水を取得する請求項1〜5のいずれかに記載の発電方法。
- 前記加熱海水注入ステップは、断熱材を施したパイプを通じて前記加熱海水を前記メタンハイドレート層内に注入する請求項1〜6のいずれかに記載の発電方法。
- 前記パイプの内径が略0.5mである請求項7に記載の発電方法。
- 前記断熱材の厚さ及び熱伝達率を夫々ti,λiとして、ti/λiの値が略0.00578〜0.0578の範囲内である請求項8に記載の発電方法。
- 前記加熱海水注入ステップは、前記加熱海水中の二酸化炭素を液体二酸化炭素の状態で前記層内に隔離固定する請求項1〜9のいずれかに記載の発電方法。
- 前記発電ステップは、海上で発電を行う請求項1〜10のいずれかに記載の発電方法。
- 前記発電ステップは、ブレイトンサイクルによって発電を行う請求項1〜11のいずれかに記載の発電方法。
- 前記発電ステップは、メタンを燃焼させるとともに、その燃焼熱を電気的エネルギーに変換して発電を行い、
前記加熱海水取得ステップは、加圧した海水と、前記メタンの燃焼排ガスとを混合させて、海水に前記燃焼排ガス中の二酸化炭素を吸着させる請求項1〜12のいずれかに記載の発電方法。 - 前記加熱海水取得ステップに続いて、二酸化炭素が吸着除去された残余の排ガスが有するエネルギーを回収するステップを更に有する請求項13に記載の発電方法。
- 前記発電によって生じた電気を、海底ケーブルを通じて送電するステップを更に有する請求項1〜14のいずれかに記載の発電方法。
- メタンガスを燃料とする発電装置と、
前記発電装置から排出された二酸化炭素を海水に吸着させる二酸化炭素吸着装置と、
前記二酸化炭素が吸着した海水を加熱する加熱装置と、
前記加熱した海水を海底へ向けて輸送し、メタンハイドレートの分解が可能な条件として定められた温度及び圧力のもとで前記海底のメタンハイドレート層内に注入する注入装置と、
前記海水の注入によって前記層内のメタンハイドレートから解離したメタンガスを回収可能に配設され、回収したメタンガスを前記発電装置に供給するメタンガス供給装置と、
を含んで構成される二酸化炭素低排出発電システム。 - 前記加熱装置は、前記発電装置の廃熱を利用して前記海水を加熱する請求項16に記載の発電システム。
- 前記発電装置は、
空気を圧縮する第1の圧縮機と、
所定圧力のメタンガス及び前記第1の圧縮機によって圧縮した空気の混合ガスを燃焼させる燃焼器と、
前記第1の圧縮機に対してこれを駆動可能に連結されるとともに、前記燃焼器の排ガスを受けて作動し、この排ガスの燃焼熱を電気的エネルギーに変換して出力する発電タービンと、を含んで構成される請求項16又は17に記載の発電システム。 - 前記加熱装置は、前記燃焼器の排ガスと、前記海水との間で熱交換を行う熱交換器を含んで構成される請求項18に記載の発電システム。
- 海水を昇圧させて送出するポンプを更に含んで構成され、
前記二酸化炭素吸着装置は、前記ポンプから送出された海水と、前記燃焼器の排ガスとを混合させて、前記海水に前記排ガス中の二酸化炭素を吸着させる請求項18又は19に記載の発電システム。 - 前記排ガスのうち前記二酸化炭素が吸着除去された残余の排ガスを受けて作動するガスタービンを更に含んで構成される請求項20に記載の発電システム。
- 前記ガスタービンによって駆動可能に配設され、前記燃焼器の排ガスを前記二酸化炭素吸着装置への供給前に圧縮する第2の圧縮機を更に含んで構成される請求項21に記載の発電システム。
- 前記発電装置、二酸化炭素吸着装置及び加熱装置を海上に設置する設備を更に含んで構成される請求項16〜22のいずれかに記載の発電システム。
- 前記注入装置は、
前記加熱した海水を前記海底に向けて輸送可能に配設された熱水輸送パイプと、
前記熱水輸送パイプの内部から、外部の海水への熱伝達を抑制可能に設けられた断熱材と、を含んで構成される請求項16〜23のいずれかに記載の発電システム。 - 前記熱水輸送パイプの内径が略0.5mである請求項24に記載の発電システム。
- 前記断熱材の厚さ及び熱伝達率を夫々ti,λiとして、ti/λiの値が略0.00578〜0.0578の範囲内である請求項25に記載の発電システム。
- 前記発電装置によって生成した電気を送電する海底ケーブルを更に含んで構成される請求項16〜26のいずれかに記載の発電システム。
- 前記発電装置は、メタンを燃焼させるとともに、その燃焼熱を電気的エネルギーに変換して発電を行う装置であり、
前記二酸化炭素吸着装置は、前記二酸化炭素に加え、前記燃焼に伴って生じた二酸化炭素以外の燃焼生成物を高圧下で海水に吸着させ、
前記注入装置は、前記二酸化炭素及び燃焼生成物が吸着した海水を前記海底のメタンハイドレート層内に注入する請求項16〜27のいずれかに記載の発電システム。 - 前記発電装置がブレイトンサイクルによって発電を行う請求項16〜28のいずれかに記載の発電システムであって、
前記発電装置の燃焼部出口又はその下流側に設けられ、前記発電に伴って生じる燃焼生成物を酸化する触媒を更に含んで構成され、
前記二酸化炭素吸着装置は、前記二酸化炭素に加え、前記触媒によって酸化された燃焼生成物を海水に吸着させる発電システム。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009057193A JP5366300B2 (ja) | 2009-03-10 | 2009-03-10 | 二酸化炭素低排出発電方法及びシステム |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009057193A JP5366300B2 (ja) | 2009-03-10 | 2009-03-10 | 二酸化炭素低排出発電方法及びシステム |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2010209591A true JP2010209591A (ja) | 2010-09-24 |
JP5366300B2 JP5366300B2 (ja) | 2013-12-11 |
Family
ID=42970029
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2009057193A Expired - Fee Related JP5366300B2 (ja) | 2009-03-10 | 2009-03-10 | 二酸化炭素低排出発電方法及びシステム |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5366300B2 (ja) |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013170374A (ja) * | 2012-02-20 | 2013-09-02 | Ihi Plant Construction Co Ltd | メタンハイドレート分解によるメタンの採取方法 |
WO2013166550A1 (en) * | 2012-05-08 | 2013-11-14 | Release Energy Pty Ltd | Inline non-targeted component removal |
KR101387748B1 (ko) * | 2011-12-27 | 2014-04-24 | 삼성중공업 주식회사 | 메탄 하이드레이트 층의 메탄 채굴 시스템 및 이를 갖는 선박 |
JP2016517487A (ja) * | 2013-03-08 | 2016-06-16 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 発電及びメタンハイドレートからのメタン回収 |
WO2018109892A1 (ja) * | 2016-12-15 | 2018-06-21 | 日揮株式会社 | メタンガス生産設備及びメタンガス生産方法 |
JP2019524424A (ja) * | 2016-06-11 | 2019-09-05 | 彭斯干 | 海洋炭素の回収及び貯留方法並びに設備 |
GB2595635A (en) * | 2020-05-04 | 2021-12-08 | Equinor Energy As | Capturing and storing CO2 generated by offshore hydrocarbon production facilities |
US11225858B2 (en) * | 2017-12-20 | 2022-01-18 | Jgc Corporation | Methane gas production facility and methane gas production method |
CN114771755A (zh) * | 2022-04-08 | 2022-07-22 | 国网黑龙江省电力有限公司鸡西供电公司 | 一种海上可移动发电厂 |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP6917647B2 (ja) * | 2017-02-28 | 2021-08-11 | 国立大学法人東北大学 | メタンガス回収方法および二酸化炭素低排出発電方法、ならびに、メタンガス回収システムおよび二酸化炭素低排出発電システム |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH054039A (ja) * | 1991-06-27 | 1993-01-14 | Chubu Electric Power Co Inc | 炭酸ガスの深海固定化方法 |
JPH0671161A (ja) * | 1992-07-30 | 1994-03-15 | Chiyoda Corp | 炭酸ガス固定化方法 |
JP2004204562A (ja) * | 2002-12-25 | 2004-07-22 | Kajima Corp | 海底ガスハイドレート採掘方法及びシステム |
JP2005213824A (ja) * | 2004-01-28 | 2005-08-11 | Univ Akita | メタンハイドレート堆積層からの天然ガス生産設備と発電設備を具備する統合設備 |
JP2008029975A (ja) * | 2006-07-31 | 2008-02-14 | Petroleum Energy Center | 二酸化炭素溶解システムおよび二酸化炭素溶解方法 |
-
2009
- 2009-03-10 JP JP2009057193A patent/JP5366300B2/ja not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH054039A (ja) * | 1991-06-27 | 1993-01-14 | Chubu Electric Power Co Inc | 炭酸ガスの深海固定化方法 |
JPH0671161A (ja) * | 1992-07-30 | 1994-03-15 | Chiyoda Corp | 炭酸ガス固定化方法 |
JP2004204562A (ja) * | 2002-12-25 | 2004-07-22 | Kajima Corp | 海底ガスハイドレート採掘方法及びシステム |
JP2005213824A (ja) * | 2004-01-28 | 2005-08-11 | Univ Akita | メタンハイドレート堆積層からの天然ガス生産設備と発電設備を具備する統合設備 |
JP2008029975A (ja) * | 2006-07-31 | 2008-02-14 | Petroleum Energy Center | 二酸化炭素溶解システムおよび二酸化炭素溶解方法 |
Cited By (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR101387748B1 (ko) * | 2011-12-27 | 2014-04-24 | 삼성중공업 주식회사 | 메탄 하이드레이트 층의 메탄 채굴 시스템 및 이를 갖는 선박 |
JP2013170374A (ja) * | 2012-02-20 | 2013-09-02 | Ihi Plant Construction Co Ltd | メタンハイドレート分解によるメタンの採取方法 |
WO2013166550A1 (en) * | 2012-05-08 | 2013-11-14 | Release Energy Pty Ltd | Inline non-targeted component removal |
US9901859B2 (en) | 2012-05-08 | 2018-02-27 | Release Energy Pty Ltd | Inline non-targeted component removal |
JP2016517487A (ja) * | 2013-03-08 | 2016-06-16 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 発電及びメタンハイドレートからのメタン回収 |
JP2019524424A (ja) * | 2016-06-11 | 2019-09-05 | 彭斯干 | 海洋炭素の回収及び貯留方法並びに設備 |
WO2018109892A1 (ja) * | 2016-12-15 | 2018-06-21 | 日揮株式会社 | メタンガス生産設備及びメタンガス生産方法 |
JPWO2018109892A1 (ja) * | 2016-12-15 | 2019-10-24 | 日揮株式会社 | メタンガス生産設備及びメタンガス生産方法 |
JP2022050684A (ja) * | 2016-12-15 | 2022-03-30 | 日揮グローバル株式会社 | メタンガス生産設備及びメタンガス生産方法 |
JP7062598B2 (ja) | 2016-12-15 | 2022-05-06 | 日揮グローバル株式会社 | メタンガス生産設備及びメタンガス生産方法 |
US11225858B2 (en) * | 2017-12-20 | 2022-01-18 | Jgc Corporation | Methane gas production facility and methane gas production method |
GB2595635A (en) * | 2020-05-04 | 2021-12-08 | Equinor Energy As | Capturing and storing CO2 generated by offshore hydrocarbon production facilities |
CN114771755A (zh) * | 2022-04-08 | 2022-07-22 | 国网黑龙江省电力有限公司鸡西供电公司 | 一种海上可移动发电厂 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP5366300B2 (ja) | 2013-12-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5366300B2 (ja) | 二酸化炭素低排出発電方法及びシステム | |
ES2963067T3 (es) | Craqueo de amoníaco | |
US10767904B2 (en) | Method for utilizing the inner energy of an aquifer fluid in a geothermal plant | |
ES2553082T3 (es) | Sistema de suministro de potencia, en particular para el sector de la tecnología de edificios | |
Maruyama et al. | Proposal for a low CO2 emission power generation system utilizing oceanic methane hydrate | |
JP2016223064A (ja) | 二酸化炭素低排出発電方法および二酸化炭素低排出発電システム | |
JP2000061293A (ja) | メタンハイドレートを燃料として利用するシステム | |
AU2015261049B2 (en) | Power plant with zero emissions | |
US11286174B2 (en) | System for supplying heat by means of stratum coal in-place slurrying and method for supplying power generation heat by means of stratum coal in-place slurrying | |
Iwai et al. | Development approach to the combustor of gas turbine for oxy-fuel, supercritical CO2 cycle | |
WO2009104820A1 (ja) | 太陽熱エネルギー貯蔵方法 | |
AU2011300352A1 (en) | An energy generation system and method thereof | |
KR102569462B1 (ko) | 해양 탄소 사이클을 사용하는 플로팅 오프쇼어 탄소 중립 발전 시스템 | |
Norouzi et al. | An overview on the carbon capture technologies with an approach of green coal production study | |
JP2009197734A (ja) | 太陽熱エネルギー変換方法 | |
EP2300129B1 (en) | Thermal power plant with co2 sequestration | |
KR101888684B1 (ko) | 이산화탄소 해양저장을 위한 중화 농축반응 시스템 및 이산화탄소의 해양격리방법 | |
Krishnan et al. | Emerging towards zero carbon footprint via carbon dioxide capturing and sequestration | |
US20220388842A1 (en) | Autonomous Modular Flare Gas Conversion Systems and Methods | |
KR20130090297A (ko) | 배기가스에 함유된 이산화탄소를 해저심층에 격리하는 방법 | |
Rhodes | Current Commentary; Carbon capture and storage | |
NL2019056B1 (en) | Power plant, a gas field, a method of exploitation of a subsurface hydrocarbon reservoir. | |
JP6651826B2 (ja) | 水素利用システム及び方法 | |
Gonome et al. | ICOPE-15-1012 Evaluation of power generation system utilizing ocean methane hydrate and chemical carbon capture and storage system | |
KR20130037803A (ko) | 이산화탄소 해양저장을 위한 관형 흐름 변환 농축 반응기 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20120309 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20130308 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20130726 |
|
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: 20130827 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20130909 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5366300 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20130920 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |