JP2023514213A - 動力及びその他の産業用プロセスプラントの効率を改善するための方法及びシステム - Google Patents

動力及びその他の産業用プロセスプラントの効率を改善するための方法及びシステム Download PDF

Info

Publication number
JP2023514213A
JP2023514213A JP2022548718A JP2022548718A JP2023514213A JP 2023514213 A JP2023514213 A JP 2023514213A JP 2022548718 A JP2022548718 A JP 2022548718A JP 2022548718 A JP2022548718 A JP 2022548718A JP 2023514213 A JP2023514213 A JP 2023514213A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
power
plant
drive
bicarbonate
carbonate
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.)
Pending
Application number
JP2022548718A
Other languages
English (en)
Inventor
マセーダ、ジョセフ、ピーター
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Individual
Original Assignee
Individual
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Individual filed Critical Individual
Publication of JP2023514213A publication Critical patent/JP2023514213A/ja
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1418—Recovery of products
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/343—Heat recovery
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/96—Regeneration, reactivation or recycling of reactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/002—Removal of contaminants
    • C10K1/003—Removal of contaminants of acid contaminants, e.g. acid gas removal
    • C10K1/005—Carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/34—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by catalytic conversion of impurities to more readily removable materials
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/14—Fuel cells with fused electrolytes
    • H01M8/143—Fuel cells with fused electrolytes with liquid, solid or electrolyte-charged reactants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/30—Alkali metal compounds
    • B01D2251/304—Alkali metal compounds of sodium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/60—Inorganic bases or salts
    • B01D2251/604—Hydroxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/24—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells
    • H01M8/2455—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells with liquid, solid or electrolyte-charged reactants
    • 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
    • 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
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • 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
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
    • 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
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/141—Feedstock
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Fertilizers (AREA)
  • Breeding Of Plants And Reproduction By Means Of Culturing (AREA)

Abstract

本発明は、液相、電気化学、化学プロセスを発電、石油化学、金属、セメント、及びその他の産業用プロセスプラントに統合する方法及びシステムを、コスト競争力のある水素、酸素、炭化水素に全ての入力炭素を回収してリサイクルするような方法で説明するものである。これらの統合システムは、内部で発生する化学ポテンシャル（ＡＧギブズ自由エネルギー又は利用可能エネルギー）及び廃熱（ΔＨ－エンタルピー）、場合によっては電力で、内部で生成された損失を回復して、これらの電気化学的及び化学的プロセスの駆動を補助し、プロセスプラントの総有用出力を増加させ、それによって熱効率、炭素効率、経済効率を向上させることができる。【選択図】なし

Description

関連出願の相互参照
本出願は、２０２０年２月１０日出願の米国仮特許出願第６２９７２３２３号及び２０２０年２月１２日出願の同第６２９７２５３１号の出願日の利益を主張するものであり、これらの開示は参照により本明細書に組み込まれる。
本発明は、発電、鉄鋼生産、アルミニウム生産、セメント生産、紙生産、石油化学生産などの産業用プロセスプラントの分野に関するものであり、これらは全て、化石燃料、原材料、電気エネルギーを用いて所望の出力を得る。本発明は、パトリックグライムス（Patrick Grimes）博士（グライムスのプロセス）が最初に開発した、新しい液相、電気化学及び化学プロセスの統合についてについて説明する。このプロセスは、内部で発生する廃熱（ΔＨ）、化学ポテンシャルの発熱変化（ΔＧ）及び／又は電力を利用して、入力された化石炭素、電力、水、大気中の二酸化炭素からコスト競争力のある水素、高品位炭化水素及び酸素を合成するものである。現在「廃棄」されているエネルギーを回収、統合、及びリサイクルすることにより、産業用プロセスや動力プラントの熱効率、炭素効率、経済効率が改善する。
国際エネルギー機関（International Energy Agency、ＴＥＡ）によると、２０１８年、世界の総エネルギー供給の８１％は化石燃料（石炭、天然ガス、石油）で賄われている。これらの資源をエネルギー及びその他の有用な生成物に熱的及び熱化学的変換することで、３３．５十億トン（ギガトン又はＧｔ）強の二酸化炭素（ＣＯ２）排出量が発生した。エネルギーセクターだけでこの合計の１５．６Ｇｔ（４６．５％）を占め、産業セクターと運輸セクターはそれぞれ６．２Ｇｔと８．３Ｇｔ（１８．４％と２４．６％）を排出した。電力だけで１．９Ｇｔ（１９．３％）を占めている。エネルギー源別では、石炭が１４．７Ｇｔ（全体の４４．１％）、石油が１１．４Ｇｔ（３４．１％）、天然ガスが７．１Ｇｔ（２１．２％）を占めている。
化学反応物を商業的な合成生成物に変換する現在のプロセスのほとんどが熱駆動であるため、事実上これらの排出物の全てが生み出されている。反応物は、反応器の出力が商用の生成物の仕様を満たすのに十分な量又は純度になるまで、反応器内で混合され、特定の温度で加熱される。多くの場合、反応器内に触媒を加えることで、この熱駆動プロセスを加速させることができる。処理時間の短縮は、典型的にはコストの削減を意味し、市場に大量の生成物が出回ることになる。典型的には、熱駆動プロセスでは、生成物の出力が常に最低限の品質レベルを満たすように、プロセスの加熱温度を理論反応温度よりはるかに高くする必要がある。反応器から大気への熱損失、運転時間にわたる触媒の反応性の喪失、及び蒸気や排気ガスなどの排出物による熱損失を考慮するために、プロセス温度は過剰である必要がある。
多くの場合、熱駆動プロセスから生成される生成物は、目的の生成物と不要な副生成物との混合物である。プロセスによっては、目的の生成物と不要な副生成物との比率が５０％に達するものもある。原材料の過熱により、主反応と並行して不要な化学反応が起こることがある。これらの反応は、入力された熱エネルギーの一部を消費し、目的の反応には十分な熱エネルギーが供給されないままとなることがある。反応器からの生成物流は、目的の生成物を不要な副生成物から分離又は精製するための余分な工程を必要とする。販売可能な生成物の仕様を満たすために、目的のプロセスと並行して起こる他の反応を阻止したり遅らせたりするための特別な手段を講じる必要があることもある。分離プロセスの１つ又は複数の工程では、通常、プロセスを円滑に進めるために追加の熱入力が必要である。また、精製工程では、追加の熱入力が必要となる場合がある。また、分離及び精製工程では、追加の量の排気熱又は他の種類のエネルギーが発生する場合がある。
今日、化学及びエネルギー産業において市場性のある生成物を生産する熱駆動プロセスは、反応器、分離器、精製サブシステムで構成されるシステムを使用している。各サブシステムから排気される廃熱エネルギーの総量と比較して、各サブシステムを操作するために必要な余剰熱エネルギー入力を考慮すると、エネルギー効率が悪いことが示される。
エネルギー効率は、国のエネルギー戦略において重要な要素である。今日の世界において、エネルギー供給、代替燃料、気候変動、公害を抑えるための効率化の必要性が高まっている。効率の改善は、この懸念を多少軽減するのに役立つ。エネルギーセクター及び化学セクターで使用されるプロセスの大半は、熱駆動型である。従来の熱プロセスの場合、熱力学的エネルギー効率は次のように定義される。
Figure 2023514213000001
 また、化学燃料式熱機関の場合は、同じ温度限界を持つカルノー（Carnot）サイクルの効率と比較される。
Figure 2023514213000002
本発明者らは、化学燃料式熱機関を、燃料の外燃から供給される熱と同等のクローズドサイクルの観点から考えを採る。この考え方は、同等のカルノーエンジンの効率を基準として受け入れることにつながり、それに対して設計が判断される。そして、燃料の燃焼熱（Ｈｃ）と仕事を生み出すサブシステムの温度限界から、理論上の最大仕事を算出する。この式は、最大仕事（Ｗ）を表すものである。
Figure 2023514213000003
本発明は、ギブズの自由エネルギー方程式に基づき、明確に異なる視点から提供される。これらのうちの１つは、化学燃料式熱機関を設計及び解析すること、すなわち、同等のクローズドサイクルシステムを評価の基準として受け入れることにおいて見出される。カルノー効率がオープンサイクルで定義されていないことを見落としがちであった。
また、このようなエンジンの理論効率は、燃料の化学ポテンシャルによって制限され、二次的に温度限界に依存することが示されている。このカルノーの考え方に対して、ギブスの式では、反応物と生成物のエンタルピー（Ｈ）、エントロピー（Ｓ）、温度（Ｔ）の変化に基づいて、最大仕事を求める。理論上の最大仕事は、ギブス関数（Ｇ）の変化量のマイナスに等しく、熱力学的ポテンシャル又はギブス自由エネルギーと呼ばれることもある。
Figure 2023514213000004
これらの式の間に矛盾はない。これらは、異なる制約を持つシステムを指している。ギブスエネルギーとは、ポテンシャルエネルギーを仕事に可逆的に変換することを指す。カルノーの式とは、燃料の燃焼熱の全てが原動機に供給されると仮定して、熱エネルギー（顕熱）を仕事に可逆的に変換することを指す。顕熱はポテンシャルエネルギーの一種であるため、同じシステムではギブスの式はカルノーの式と等価である必要がある。
カルノーエンジンはクローズドサイクルシステムであるため、エンタルピー、エントロピー、温度は正味で変化しない。したがって、Ｔ＊Ｓの積の合計はゼロである必要がある。
Figure 2023514213000005
Ｔ＊ΔＳは伝熱の項、Ｓ＊ΔＴは仕事変化の項であることを認識すると、カルノーの式を導き出すことができ、生成される正味の仕事は、追加される正味の熱と等しい必要がある。したがって、最大仕事は次のように与えられる。
Figure 2023514213000006
本発明者らは、事実上、ΔＳ１＝ΔＳ０であると述べた。また、熱入力は燃料の燃焼熱と等しいと仮定した。上記の式からΔＳを消去すると、ギブスの式の特殊な場合としてカルノーの式が得られる。
本発明は、この廃熱の化学的回収を既存のプロセスに組み込むための概念を提示するものである。これは、化学エネルギーを仕事に変換する理論上の最大効率が、熱機関サブシステムのカルノー効率に限定されないことを示す。実際の化学燃料式熱機関の最大効率について、カルノー効率への部分的な依存関係が確立されている。化学燃料式エンジンの熱力学的解析は、より論理的にはＪ．ウィラードギブス（Willard Gibbs）の研究がベースになっている。ギブス関数の減少は、燃料酸化エネルギー変換システムの最大仕事の性能を表す。
化学産業及びエネルギー産業では、よりエネルギー効率の高いプロセスで目的の生成物を生み出し、発生する廃棄物を最小化又は排除することが求められている。これらの廃棄生成物は、未回収の分子の場合では利益の機会損失となり、温室効果ガスの排出の場合などでは環境へのダメージとなる。全ての研究が示しているように、これらの排出量の削減は、世界の全ての人口の将来の経済的健康と、多くの人々の身体的健康にとって極めて重要である。
本発明では、熱効率に加え、炭素効率の問題にも取り組んでいる。最近まで、この問題に対する懸念は実質的になかった。地球上の全ての炭素は、大気中の二酸化炭素から発生した。自然は何十億年もの間、炭素を水と結合させ、炭酸塩鉱物に変える風化というプロセスで大気中の炭素を除去してきた。これにより、全体の９９．９％が恒久的に隔離され、残りは石炭、石油、天然ガス、水和物、植物動物、及び大気中のＣＯ２として残された。これらの大気中のＣＯ２レベルは比較的一定で、過去数百万年間、３００ｐｐｍ弱をピークに狭い範囲で変動している。１９世紀初頭から、人類は化石炭素を掘り出し、燃焼させ、結果として生じたガスを大気中に放出するようになった。一般に容認された風化速度に基づくと、２０世紀初頭には人為的な増加分が自然除去分を上回り、現在ではその超過分が更に１００ｐｐｍを超え、今日私たちを悩ませている。
この問題意識が高まった今、それを測るための新しい単位が作られ、次のように定義されている。
Figure 2023514213000007
本発明が考慮した全てのシステムは、これらのＣＩ数値の大幅な減少を示し、多くの場合、完全に除去されるか、又はマイナスにシフトしている。
本発明が考慮した最後の要素は、経済効率である。この測定方法には、投下資本利益率（Return on Capital Invested、ＲＯＤ）、内部収益率（Internal Rate of Return、ＩＲＲ）、金利、税金、償却前利益（Earnings Before Income Tax, Depreciation and Amortization、ＥＢＩＴＤＡ）など、様々なものがある。本発明者らは、これらの異なる効率性の関係を示し、どのように、競合するアプローチとは異なり、１つ目が増加すると、２つ目が減少し、３つ目が増加するかを説明する。現在排出されている炭素は、実際には商業的に価値のある新たな資源になり得る。
このことは、液体燃料の分野で最も関係している。現在、現代社会は主要なエネルギー源として化石炭化水素に大きく依存している。運輸市場では石油が、発電市場では石炭と天然ガスが大半を占める。このような依存関係は、経済的、政治的、環境的な観点から、徐々に持続可能性が低くなっている。人為的な二酸化炭素の排出は、エネルギー需要及びコストの上昇とともに増加の一途をたどっている。温室効果ガス（ＧＨＧ）の１つとして、二酸化炭素の大気中濃度は、着実に増加している。ＧＨＧを管理可能なレベルに保つためには、二酸化炭素（ＣＯ２）排出量の大幅な削減が必要である。主要な取り組みが進行中であり、排出された二酸化炭素を産業用プロセスで再利用する方法、二酸化炭素を貴重な燃料、化学物質、又は材料に変換する方法、二酸化炭素を回収して隔離する方法、並びにゼロ及び低炭素排出技術を開発し、エネルギー変換効率を高める方法が模索されている。これらの取り組みは、ＧＨＧの安定化及び削減という世界的な目標を達成するために、二酸化炭素を再利用する重要かつ経済的な方法をまだ生み出していない。
様々な二酸化炭素回収・有効利用・貯留（ＣＣＵＳ）が開発され、試験されている。これらは、地下への注入から、鉱物化、ガス状のＣＯ２と再生可能な水素の組み合わせによる化学物質や燃料の製造まで多岐にわたる。
今のところ、これらの取り組みは全て、商業的に競争力のある生成物を生み出すには至っていない。これらは全て、資本コストと操業コストを増加させ、システム総合効率を低下させ、当面の間、補助金を必要とする。本発明は、二酸化炭素が炭素の中で最もエネルギーの低い状態ではなく、そこに残っている化学ポテンシャルエネルギーを回収して使用できることを駆使したものである。炭酸塩は、炭素の中で最もエネルギーの低い状態である。二酸化炭素からの炭酸塩の形成は、発熱性であり、熱力学的に好ましい。このことは、これらの自然に発生するプロセスを加速し、体系化し、工業化し、商業化するものである。
本発明の主要な要素は、グライムスのプロセス、電気化学改質並びに炭素回収再利用（Electrochemical Reforming and Carbon Capture and Reuse）として知られており、以下の米国特許、ｉ）ＥＣＲ－米国特許第８，４１９，９２２号及び同第８，３１８，１３０号、並びにｉｉ）ＣＣＲ－米国特許第８，８２８，２１６号に開示されている。
米国特許第８，４１９，９２２号、同第８，３１８，１３０号及び米国特許出願公開６０／６９３３１６号において、グライムスは、メタノール、水及び電解質の水性混合物から水素を生成する基本的な液相電気化学改質プロセスのいくつかの実施形態を、反応速度に対する温度、ｐＨ及び触媒の影響と、バッチ及び連続フローの両方の性能に関する詳細を含めて開示している。
米国特許第８，８２８，２１６号及び米国特許出願公開６０／６９３３１６号において、グライムスは、酸化性反応物、水、電解質及び電子移動材料を含む反応器における燃料の合成のための液相プロセスを開示している。また、ハーフセル反応の熱力学的要求に応じて、発生するエネルギー及び／又は必要とされるエネルギーが指示される電気化学セル構成も開示されている。
米国特許第７，９４７，２３９号では、この酸性ガスを塩基性炭酸塩鉱物に変換する化学プロセス、鉱物化、固体又は液体吸着剤を用いて空気から二酸化炭素を回収するための基本的な方法及びシステムを開示している。
本発明は、この研究に基づいており、上記の機能の一部又は全てを実行するサブシステムを、既存の発電プラント及び産業用プロセスプラントに統合して、ｉ）水と電解質の水溶液を炭化することにより、燃焼又は使用前に入力された炭素を回収し、生成物として水素を放出させる、ｉｉ）水及び電解質の水溶液を炭化することで、燃焼後又は使用後の炭素化合物を回収する、ｉｉｉ）炭化した溶液を電気化学セルで脱炭化し、一方の電極で酸素を、他方の電極で目的の炭化水素を発生させる、並びにｉｖ）プラント内の電力及び熱の流れを全て管理して、これらのプロセスの駆動に必要な熱及び電力を適切な反応器に導くことによる。
これらの複数の機能を統合することで、電気化学的に活性なヒートシンクを既存の発電や産業用プロセスに挿入し、世界中で高まり続けている問題である外部冷却水の必要性を削減又は排除する。
これらのプロセスを従来の動力プラント、石油化学プラント、金属生産、セメント生産などに統合することで、新たに合成された燃料と酸素から新たな収入源を生み出す。これらの炭化水素は、エクスポートして販売するか、リサイクルして内部で使用するか、経済的に有利なほうを選択することができる。
これにより、統合プロセスプラントの熱効率を高め、一次プロセスからの全ての炭素排出を削減又は排除し、新たな収益機会の創出やコスト削減により、投下資本に対するリターンを改善することができる。そして何より、これらの新しく生み出された生成物は、更なる化石エネルギーの必要性を排除し、ひいては将来のＣＯ２排出量を削減する。このように、本発明はこの世界的な必要性に直接対応するものである。
本発明は、グライムスのプロセスを、発電、石油化学、産業用プロセスの幅広いシステムに統合するものである。どのような場合でも、この統合には、より高性能な熱管理サブシステムの開発と、燃焼前又は燃焼後（又は使用後）の炭素回収が含まれる。この炭素は、次いで、炭化水素と酸素に変換され、その後、エクスポートされるか、プロセスの入力にリサイクルされる。ほとんどの場合、これらのサブシステムは生産システムに直接統合される。しかし、熱、電力、化学物質など必要な入力を提供する外部の間接的なサブシステムに追加されることもある。
本発明の第１の実施形態は、燃焼後（又は使用時）の二酸化炭素の回収、及びそのコスト競争力があり、気軽に使え、物流適合性のある液体燃料又は化学物質（グライムス液体又はＧ燃料）への変換である。以下の表１は、世界の液体燃料の総消費量と比較した、いくつかの対象産業からのＣＯ２排出量と、ゼロネットカーボン液体燃料の潜在的な生産規模を示している。
Figure 2023514213000008
 表１：世界のＣＣＲ燃料ポテンシャル
この表は、一般に公開されている二酸化炭素の排出量データを使用し、全ての回収が燃焼後、又は使用後に行われると仮定している。数字から明らかなように、現在の排出物は主要な潜在エネルギー資源になる可能性があり、この炭素をリサイクルすることで、人類のエネルギー需要と、結果に対処する自然の能力とのバランスを回復することに大きく貢献することができる。
回収及びリサイクルされたＣＯ２の１トンあたりの質量とエネルギーの入力及び出力を図３４に詳細に示す。このプロセスには、３つの工程を統合することが必要である。最初の２つは化学的なもので、３つ目は電気化学的なものである。これらの工程は以下のものである。
工程１：水酸化物を炭酸塩と水に変換することで、目的のＣＯ２の５０％を化学的に回収する。
Figure 2023514213000009
 工程２：炭酸塩と水を重炭酸塩に変換することで、残り５０％の目的のＣＯ２を化学的に回収する。
Figure 2023514213000010
 工程３：重炭酸塩と水の、ヘキサン、水酸化物、及び酸素へのＣＣＲ電気化学再生。ヘキサンと酸素は販売し、水酸化物はリサイクルして再びプロセスを開始することができる。この工程のアノードハーフセル反応は、
Figure 2023514213000011
 であるのに対し、カソードハーフセル反応は、
Figure 2023514213000012
 となり、以下の全体的な反応をもたらす。
Figure 2023514213000013
これにより、二酸化炭素６モルごとに１モルのヘキサンが生成される。したがって、２２，７２２モルを含む１トンのＣＯ２から、重量３２６．３５ｋｇ、体積１３７．９２ガロン又は５２１リットルの３，７８７モルのヘキサンが生成される。このヘキサンのコスト競争力のある額を０．５０ドル／リットルと仮定すると、世界市場にシームレスに投下され、２６０ドルの収益機会が生まれ、これはＣＯ２の初期回収コストを相殺するには十分である。
これらのシステムの重要な要素は、化学物質の回収工程中に発生するギブス自由エネルギーの発熱変化と、他の全てのサブシステムから利用可能な最大量の廃熱を回収する統合熱管理サブシステムの開発である。これにより、化学的及び電気化学的に活性なヒートシンクが全ての実施形態の重要な要素として形成され、世界中で高まり続けている問題である外部冷却水の必要性を低減又は排除する。
本発明の第２の範囲の実施形態は、燃焼前又は使用前に炭素回収を統合する。これにより、上記の全てのメリットが得られるが、全体的な熱効率が向上するため、同じ量の出力に必要な一次エネルギーの量を削減することができる。
この場合、化学的回収工程の代わりに、炭素質の入力は、水と電解質（酸、塩基、又は緩衝液）とともに低温、液相の電気化学改質装置（Electrochemical Reformer、ＥＣＲ）に供給される。
Figure 2023514213000014
式１０が示すように、この解析ではアルカリ性の水酸化物を想定しており、図３５に総エネルギー入力（ΔＨとΔＧの両方）及び水素出力の詳細を示す。１，０００ｋｇのメタンを一次エネルギー入力（１，３９５ｍ３又は４９，２４７ｆｔ３）と想定した場合、その燃焼熱は５２．２ＧＪ又は４９．５ＭＭＢＴＵとなる。低品位の廃熱（５．６６ＧＪ又は５．４ＭＭＢＴＵΔＨ）と少量の電力（１７５ｋＷｈ又は０．６ＧＪΔＨ）を捕捉し、ギブス自由エネルギー変化（３３．１ＧＪ又は３１．３ＭＭＢＴＵΔＧ）を回収することにより、製造した水素の燃焼熱は７１．５ＧＪ又は６７．７ＭＭＢＴＵとなる。
これは利用可能エネルギーが３６．８％増加したことを表し、一定量の出力に対して、比例した量で一次エネルギーの必要量を削減することができる。また、水素の燃焼は炭化水素よりも実質的に清浄であり、炭素原単位（Carbon Intensity）もそれに比例して小さくなるという他のメリットもある。
本発明の第３の一連の実施形態は、これら２つのプロセスを単一のより大きなシステム内に統合することを説明するものである。これには、更なる廃熱と、プロセスを駆動するための大幅に大きな電力が必要になる。この電力は、内部で生成することも、他の外部の再生可能資源からインポートすることも可能である。しかし、これらのサブシステムは、互いに直接隣接していることもあれば、空間的に距離が大きく離れていることもある。この後者の場合、ＣＣＲで生成された脱炭化電解質とグライムス液体は、ＥＣＲに供給することができる遠隔地に出荷できる。これにより、現地で使用する水素を生成し、炭化電解質はＣＣＲに戻されサイクルが繰り返される。これは、圧縮水素、液化水素、並びにトルエン及びアンモニアなどの液体有機水素キャリア（Liquid Organic Hydrogen Carrier、ＬＯＨＣ）と比較して、効率的に水素を輸送するための魅力的な代替手段を提供する。
このアプローチの最後の興味深い変形は、ＣＣＲを駆動するために再生可能な電力を使用することである。このように、このサイクルは断続的な再生可能な電力の一括貯留に使用することができる。
本発明の利点は、以下のとおりである。
・電力、熱、炭化水素、及び酸素のポリジェネレーションにより、プロセスプラント及び発電の効率を改善させる。同じ化石燃料を原材料とするこれらの生成物によって、より価値の高い生成物を生み出し、販売することで、動力プラントの総収入を増やすとともに、元の化石燃料の原材料をより効率的に使用する。
・燃焼後の二酸化炭素の排出と大気中の二酸化炭素を回収し、本発明の反応原材料として使用することにより、排出するプロセスプラントの二酸化炭素排出量を削減又は排除し、最終生成物の二酸化炭素排出量を削減する。
・一次化石燃料入力の燃焼前の炭素分及び大気中の二酸化炭素を回収し、本発明の反応原材料として使用することにより、排出するプロセスプラントの二酸化炭素排出量を削減又は排除し、最終生成物の二酸化炭素排出量を削減する。
・プラント内で発生する廃熱と、非化石燃料の熱源からの利用可能な熱エネルギーを統合して、炭化水素の合成反応を推進するために必要な熱エネルギーを補う。
・プラント内で発生する電気エネルギーと、非化石燃料の電気エネルギー源を統合して、炭化水素の合成反応を推進するために必要な電気エネルギーを補う。
・コスト競争力のある、水素の長距離輸送を可能にする。
・また、風力及び太陽光などの断続的な再生可能資源の余剰電力源を貯留することを可能にする。
炭素の基底状態が二酸化炭素（ＣＯ２）ではなく、炭酸塩（ＣＯ３）であることを示す図である。これはまた、ＣＯ２から利用できる回収可能なエネルギーがまだ相当量あることも示している。 カルノースケール（左）とギブススケール（右）の両方で、それぞれ異なる炭素系燃料及び原材料のエネルギー量を示す図である。 熱エネルギーと電気エネルギーの両方によって駆動されるグライムス自由エネルギープロセスを示す図である。必要な入力は、酸化性反応物Ａ、還元性反応物Ｂ、イオン伝導性電解質、及び何らかの形態の仕事である。これらは適切な条件下で、目的の合成生成物Ｃと副生成物Ｄを生成する。 図３のレドックス反応器で処理できる、一連の酸化性反応物、還元性反応物、イオン伝導性電解質、仕事、動力、デルタＧ入力、電子移動材料、目的の合成生成物、及び副生成物を示す表の図である。表の下段は、メタノール（ＣＨ３ＯＨ）を入力してメタン（ＣＨ４）を合成する方法の例と、メタンを入力してメタノールを合成できる逆合成を示している。 ＥＣＲが、熱化学プロセスである蒸気メタン改質（ＳＭＲ＞９５％）と、電気化学プロセスである電気分解との２つの現在の商業的水素製造技術の特徴をどのように統合しているかを示す図である。 ２つの電気化学デバイスの流れの例を示す図である。上部の反応器は、メタノールと水、並びに熱及び／又は電力を受け取り、熱ストリッピング又は電解質飽和状態での運転を想定して、目的の生成物として水素ガス、副生成物として二酸化炭素を出力する電気化学改質装置（ＥＣＲ）である。下部の反応器は、二酸化炭素、水、熱、電力を受け取り、目的の生成物としてメタノール（ＣＨ３ＯＨ）、副生成物として酸素を出力する炭素回収再利用（ＣＣＲ）装置である。 蒸気メタン改質（ＳＭＲ）による水素製造と、メタノールの電気化学改質（ＥＣＲ）による水素製造の効率と複雑さを比較したものを示す図である。 メタノール、水、電解質を水素と炭化電解質に変換する電気化学改質装置と、炭化電解質を蒸気で熱再生し、余分な炭素をＣＯ２として除去する固定床型脱炭化ストリッパーを統合したシステムを示す簡略図である。 メタノール、水、電解質を水素と炭化電解質に変換する電気化学改質装置と、電力と熱を利用して、一方の電極で炭化水素を、他方の電極で酸素を生成することによって炭化電解質を再生し、両副生成物をエクスポートする平面型電気化学脱炭化ストリッパーを統合したシステムを示す簡略図である。 二酸化炭素を入力とし、酸素と炭化水素（ＣＨ２）を出力とする以外は図９及び図８に示したシステムと同様である、システムを示す図である。 化石燃料動力プラントの基本的な入力及び出力を示す図である。 １トンの石炭から発電する際の総合効率を、燃焼熱及びギブス自由エネルギーの両方を含めて計算する、より完全な方法を示す図である。 燃焼後の炭素回収再利用による排出量の削減と熱効率の改善のための３Ｇ＆Ｓプロセスを示す簡略図である。化石燃料は、大気にＣＯ２を排気することなく、発電になお使用することができる。 燃焼後のＣＯ２回収炭化装置サブシステムと、エクスポート用の炭化水素及び酸素を生成するＣＣＲ脱炭化装置を統合した化石燃料動力プラントを示す簡略図である。 燃焼後のＣＯ２回収炭化装置サブシステムと、エクスポート用の炭化水素及び酸素を生成するＣＣＲ脱炭化装置を統合した石炭火力動力プラントの石炭１トンあたりの効率計算を示す図である。 燃焼後のＣＯ２回収炭化装置サブシステムと、プラント入力にリサイクルされる炭化水素及び酸素を生成するＣＣＲ脱炭化装置を統合した化石燃料動力プラントを示す簡略図である。このシステムには、外部からなおインポートされる総燃料使用量の一部からの炭素用のＣＯ２の蒸気ストリッパーも含まれている。 ４００ＭＷの天然ガス火力コンバインドサイクル動力プラント（ＮＧＣＣ）の基本的なエネルギーフローを示す図である。 ４００ＭＷの天然ガス火力コンバインドサイクル動力プラント（ＮＧＣＣ）の基本的なマスフローを示す図である。 エクスポート用のヘキサンを生成する燃焼後ＣＣＲと統合された４００ＭＷのＮＧＣＣ動力プラントの基本的なエネルギーフローを示す図である。 エクスポート用のヘキサンと内部消費用の酸素を生成する燃焼後ＣＣＲと統合された４００ＭＷのＮＧＣＣ動力プラントの基本的なマスフローを示す図である。 内部使用のためにリサイクルされるメタンを生成する燃焼後ＣＣＲと統合された４００ＭＷのＮＧＣＣ動力プラントの基本的なエネルギーフローを示す図である。 内部消費のためにリサイクルされるメタンと酸素を生成する燃焼後ＣＣＲと統合された４００ＭＷのＮＧＣＣ動力プラントの基本的なマスフローを示す図である。 動力プラントに供給するのに十分な量の水素を生成するＥＣＲを使用した燃焼前炭素回収と統合された４００ＭＷのＮＧＣＣ動力プラントの基本的なエネルギーフローを示す図である。ＥＣＲからの炭化電解質はＣＣＲに供給され、メタンを生成してＥＣＲの内部使用にリサイクルされる。 動力プラントへの供給に十分な量の水素が生成されるＥＣＲを使用した燃焼前炭素回収と統合された４００ＭＷのＮＧＣＣ動力プラントの基本的なマスフローを示す図である。ＥＣＲからの炭化電解質は、ＣＣＲに供給され、メタンを生成して、ＥＣＲで内部使用するためにリサイクルされ、生成された酸素は動力プラントに供給される。 エクスポート用のメタノールと内部消費のためにリサイクルされる酸素を生成する燃焼後ＣＣＲと統合された４００ＭＷのＮＧＣＣ動力プラントの基本的なエネルギーフローを示す図である。 エクスポート用のメタノールと内部消費のためにリサイクルされる酸素を生成する燃焼後ＣＣＲと統合された４００ＭＷのＮＧＣＣ動力プラントの基本的なマスフローを示す図である。 マルチパスＥＣＲ／ＣＣＲサブシステムを統合して、上記のシングルパスシステムよりも高い％割合の初期化石炭素を回収して再利用するＮＧＣＣ動力プラントにおける物質フローを示す簡略図である。 液化天然ガスから生成したＳＭＲ水素と、遠隔生産されたメタノールから生成したＥＣＲ水素との効率、収率、炭素原単位の数値を比較したものを示す図である。 液化天然ガスから生成したＳＭＲ水素と、遠隔生産されたバイオガスメタノールから生成したＥＣＲ水素との効率、収率、炭素原単位の数値を比較したものを示す図である。 バイオガスを直接燃焼させた場合に対する、ＥＣＲ水素を利用して発電したことによる収率の増加を示す図である。 物理的に分離されたＣＣＲ／ＥＣＲの組み合わせによって、再生可能な一次電源から供給される水素の液化水素に対する増加量を示す図である。 いずれも遠隔の再生可能な電子によって駆動される、液体有機水素キャリアとしてのアンモニアと比較した場合の、同じＣＣＲ／ＥＣＲ構成によって実現される収率の増加を示す図である。 燃料電池からの水の回収を想定して、輸送用の水素を供給するために燃料電池自動車に搭載されている統合ＥＣＲ／ＣＣＲシステムのポテンシャルエネルギー密度を示す図である。 ＣＣＲで１トンの二酸化炭素をヘキサンに変換したときの、詳細なエネルギー入力と出力を示す図である。 ＣＣＲで１トンのメタンを水素に変換したときの、詳細なエネルギー入力と出力を示す図である。
本発明は、発電プラント及びその他の産業用プロセスプラントの熱効率、炭素効率、経済効率を改善させる基礎技術及びそれらを新規構成に統合する方法について説明するものである。統合システムの重要な要素は、現在「廃棄」熱と呼ばれているもの（ΔＨ－エンタルピー）を回収して再利用する機能と、化学ポテンシャルの発熱変化（ΔＧ－ギブス自由エネルギー又は利用可能エネルギー）を回収して再利用する、より重要な機能である。
図１は、炭素原子から回収可能なエネルギーの両方の形態を示したものである。上の段は、炭素の燃焼から最終的な燃焼の副生成物である二酸化炭素に至るまでに利用できるΔＨが１モルあたり４００ｋＪであることを示している。これは概ね受け入れられている炭素利用の考え方であり、現在のカルノー効率の評価は全て、システムから回収可能なエネルギー（電力、熱など）の合計をこの数値で割って算出されている。しかし、二酸化炭素は炭素の基底状態ではなく、炭酸塩鉱物が基底状態である。下の段は、利用可能な化学ポテンシャルΔＧの値の範囲を示している。この数値は、炭素が発熱して炭酸塩鉱物を形成する際に、どの金属に付着するか（風化と呼ばれる自然に発生するプロセス）によって変化する。カルノーは、温度が効率の究極の限界であると述べたが、彼の考えは化学ポテンシャルの変化の影響を含んでいない点で不完全であった。これは、温度が依存する効率の究極の限界である。
図２は、幅広い化合物のエネルギー量を、左がΔＨカルノースケール、右がΔＧギブススケールで表したものである。ここでＣＯ２はカルノースケールではゼロであるが、ギブススケールではまだ約２００ｋＪが利用可能である。ΔＧスケールでは、一部の鉱物でさえ、更に有用な量のエネルギーを利用できる（炭酸水素ナトリウム又はアルカセルツァーを参照）。
この利用可能エネルギーのメリットを受けるには、自由エネルギー駆動プロセスが必要である。図３は、このようなプロセスの簡略化された概略図である。ここでは、酸化性反応物Ａと還元性反応物質Ｂを、酸性、中性又は塩基性であり得るイオン伝導性電解質、電子移動材料と反応器で組み合わせ、何らかの形の動力又は仕事（熱、電力、又は他の形のΔＧ）を付加する。これにより、目的の合成生成物Ｃと副生成物Ｄが共に生成され、これらは溶液中に回収されるか、反応器から抽出することができる。図４は、これらの反応物、電解質、仕事の形態、電子移動材料、生成物、及び副生成物の一部をマトリックスにしたものである。システムでは、副生成物Ｄも生成物Ｃと同様に販売できるようなプロセス設計が望まれる。これにより、総合効率の計算は、以下のものから、
Figure 2023514213000015
 以下のものに変更されることになる。
Figure 2023514213000016
図５は、グライムス液相ＥＣＲと、現在使用されている２つの商用利用可能な水素発生方法である蒸気メタン改質（ＳＭＲ）及び水電気分解との基本的な比較における、この原理の一実施形態を示している。ＥＣＲは、各システムの最適の機能を組み合わせて、それぞれの欠点を補っている。ＳＭＲには、イオン伝導性電解質と伝導性触媒がない。電解槽には酸化性反応物がない。これらの省略されたものの効果の比較が、以下の表２に示される。

Figure 2023514213000017
 表２：熱力学的比較

ここでは、酸化性反応物がないことにより、水から１モルの水素を作るのに必要なエネルギーが６７．９４ｋＪに増加していることがわかる。ＳＭＲは、１０．１０ｋＪのエネルギーコストで同じモルの水素を供給できるが、温度は７５℃から８００℃に上がっている。ＥＣＲは、メタンから１モルの水素を、中間点の温度（４００℃）で熱的に供給でき、エネルギー消費量は７．４９ｋＪに削減される。ＥＣＲを電力で駆動すると、エネルギー消費量は８．７０ｋＪに上昇するが、温度は２５℃に低下する。しかし、プロセスには液体と気体の入力を供給することができるため、メタノールを酸化性反応物として使用した場合、１モルの水素は２００℃の温度でわずか０．９６ｋＪしか消費しない。また、ＥＣＲは燃料／水／電解質の混合物よりもわずかに高い圧力で水素を発生させ、気相水素の圧縮が不要であり、商業的に大きな利点がある。図６は、炭化電解質を再生する熱式ＣＯ２ストリッパーと、ＣＯ２を回収して、メタノールと酸素を生成物及び副生成物として生成する炭素回収再利用（ＣＣＲ）セルとを備えたメタノールＥＣＲの基本図である。
ＥＣＲのもう１つの重要な利点を図７に示す。これは、ＥＣＲの簡易さとＳＭＲの複雑さを比較したものである。典型的なＳＭＲは、まずボイラーで蒸気を蒸気改質反応器に注入し、水素と一酸化炭素の合成ガス流を生成する。これを高温の水性ガスシフト反応器に供給し、ＣＯの一部をＣＯ２に変換する。この反応の出力は、低温の水性ガスシフト反応器に供給され、このプロセスを完了させる。Ｈ２とＣＯ２の出力混合物（現在はリフォーメートと呼ばれる）は、その後、水素を二酸化炭素から分離する圧力スイング吸収システムに供給される。この工程では、生成物の水素の約２０～３０％が失われる。最後に、純水素は、使用、貯留、及び／又は輸送のために圧縮機に供給される。
比較すると、ＥＣＲは低温で動作する単一の反応器であり、これは燃料／水／電解質の混合物を供給し、９９％を超える純度で水素を発生させる。これは、わずかな費用で更に清浄化することができ、入力液体を所望の出力圧力まで圧縮することで、生成ガスの機械的圧縮が不要になる。この効率計算は、元々、米国の大手石油会社が、大規模なＳＭＲの経験と資金提供を受けたラボでの研究に基づいて行ったものである。
炭化装置と呼ばれるＥＣＲの初期実施形態のフローを図８に示す。これは、燃料と水を入力し、アルカリ電解質と混合する連続フローの加熱触媒反応器を示している。入力された炭素は炭酸塩又は重炭酸塩に変換され、気体の水素が放出される。
Figure 2023514213000018
この工程で電解質のｐＨが下がり、この時点で炭素は実質的に恒久的に隔離される。この炭化電解質は、鉱山や海洋に廃棄することができる。基本的に、気候変動によって引き起こされている海洋の有害な酸性化を実際に打ち消すことができる。しかし、電解質を交換するコストは商業的に魅力的ではないため、この実施形態では、脱炭化装置と呼ばれる簡易な蒸気ストリッパーで電解質を元の状態に再生し、再び前のプロセスにリサイクルしている。
Figure 2023514213000019
図９は、メタンを供給して水素を生成するＥＣＲ炭化装置と、酸素と炭化水素を生成する電気駆動ＣＣＲ脱炭化装置のフローを示したものである。（この説明では、特に断りのない限り、ＣＨ２は炭化水素の略語である。出力される炭化水素の鎖長は、触媒の選択と操作パラメータによって決定されることになる）。図１０は同様のシステムであるが、燃料の代わりにＥＣＲにＣＯ２を供給している。この構成では、水素は生成されない。炭化装置は回収システムとして機能し、炭化電解質をＣＣＲに供給して、販売可能な炭化水素と酸素として炭素をリサイクルする。他の多くの炭素回収アプローチとは異なり、金銭的及びエネルギー的負担となるのではなく、追加収入を生み出し、システム総合効率を高めることができる。
本発明の完全な効果を正しく理解するためには、効率の定義について明確に理解する必要がある。図１１に熱動力プラントの典型的な構成を示す。ボイラーで燃料と空気を燃焼させ、発生した蒸気でタービンと発電機を駆動させる。ボイラーの排気ガスに浄化を行い、灰を収集し廃棄して大気に放出する。使用済みの蒸気はリサイクルされた水と凝縮され、廃熱は外部に排出される。このプラントの効率は、電気出力のエネルギー値を入力燃料のエネルギー値で割ることで算出される。
図１２は、１トンの石炭の入力に基づいて、このプラントの効率をより詳細に計算した例を示している。従来の計算では、電気出力の有用エネルギー値（２，３１９ｋＷｈ（ｅ）＝７．９１ＭＭＢＴＵ＝８，３４５ＭＪ）を石炭入力の燃焼熱（ΔＨ）（２０．６１ＭＭＢＴＵ＝２１，７４４ＭＪ）で除算し、熱効率が３８．４％となる。しかし、これは燃焼プロセスで生成する２，１０２ｋｇのＣＯ２（１２．３３ＭＭＢＴＵ＝１３，００８ＭＪ）の化学ポテンシャル（ΔＨ）を無視しており、電子が生成した炭素原単位の数値（ＣＩ＃）は．２５２ｇＣＯ２／ＭＪとなる。この化学ポテンシャルを計算に加える場合、出力は変わらないが、ΔＨ＋ΔＧである総入力は３２．９４ＭＭＢＴＵ又は３４，７５２ＭＪに増加する。この場合、プラント総合効率は２４％に低下する。
ＣＯ３、つまり炭酸塩が実際の基底状態であるが、ＣＯ２は燃焼の最終生成物であるため、効率計算では常に無視されてきた。この見落としと、ｉ）そのことは重要ではなく、ｉｉ）大気は無限の吸収源である、という想定によって、産業文明がその影響を気にすることなく構築されたのである。残念ながら、それは気候変動という形で世界に忍び寄っている。
図１３は、この古い世界観に代わるグライムスを示したものである。上の工程１～５は、典型的な化石燃料動力プラントであり、ＣＯ２と廃熱をＥＣＲ炭化装置で回収している様子を示している。排出される炭素は全て回収されるため、電気出力のＣＩ＃はゼロとなる。下段には２つの選択肢が表示される。より費用対効果の高い構成は、ＥＣＲとＣＣＲの組み合わせを使用して、エクスポート用の炭化水素を作ることである（＃８）。２つ目は、炭素を重炭酸塩として隔離することができ、この場合、新しい炭酸塩電解質を追加する必要があり、コストがかかる。パス＃６は、化石燃料を追加入力して水素を生成し、この水素を用いて、電力を入力せずに重炭酸塩を削減できるという選択肢を示している。一方、パス＃７は、バイオマス燃料（バイオガス、糖、バイオメタノールなど）をこの工程に使用することができ、炭化水素出力のＣＩ＃をゼロにもできることを示している。
図１４は、本発明の燃焼前炭素回収の実施形態を、図１１に示されているのと同じ化石燃料動力プラントに統合したものを示している。本発明の別の重要な要素である、様々な温度の廃熱を回収し、それらをＥＣＲ炭化装置とＣＣＲ脱炭化装置の熱要求に合わせる統合熱管理サブシステムを示している。簡略化のため、より簡易な動力管理サブシステムは示されていない。
この実施形態では、動力プラントで発生する廃熱を全て回収して利用できるようにシステムを設計することが第１の目標になる。２つ目は、ＣＣＲ脱炭化工程に必要な電気入力を最小限に抑えることである。図１３に示すように、炭化水素の追加入力をＥＣＲ炭化サブシステムに直接供給し、生成物の水素を使用して重炭酸塩を水酸化物に戻すことができる。プラントの主な出力は電力であるため、寄生消費は最小限であることが望ましい。しかし、この図ではＥＣＲ炭化装置に燃焼後のＣＯ２を供給し、ＣＣＲ脱炭化装置から生成物の炭化水素と酸素の両方をエクスポートしている。
図１５は、本発明がプラント総合効率に及ぼす影響を示したものである。同じΔＨ＋ΔＧの総エネルギー入力（３２．９４ＭＭＢＴＵ又は３４，７５２ＭＪ）によると、寄生需要の増加により、従来の電気出力の９３％しか生成されないが、本発明では更に２４．２７ＭＭＢＴＵ又は２５，６０５ＭＪの燃料を追加して出力している。これにより、総出力は３１．６２ＭＭＢＴＵ又は３３，３５９ＭＪに増加し、総合効率は９６％になる。炭化水素をエクスポートして他の場所で使用する場合、電力のＣＩ３はゼロであるが、液体燃料のＣＩ＃は、石油系ディーゼルの約１００に対して、８２グラムＣＯ２／ＭＪとなる。
本発明の最後の重要な特徴は、生成する酸素を入力する空気とブレンドして窒素排出を低減し、燃料によっては酸素１００％で燃焼させ、窒素を完全に除去できることである。燃料電池動力プラントの場合、水素／酸素の運転により、効率と寿命も向上する。
図１６は、生成された炭化水素と酸素をプラント入力にリサイクルする燃焼後構成の別の実施形態である。蒸気ストリッパーを組み込んで炭化電解質を再生することから、ＣＯ２を生成する。しかし、これにより、インポートされたエネルギーの必要性が減り、システム総合効率が向上すると同時に、炭素原単位を比例して減らす。
図１７及び図１８は、典型的な４００ＭＷの天然ガス複合サイクル動力プラント（ＮＧＣＣ）のエネルギーフローとマスフローを定量化したものである．ΔＨの計算のみを使用すると、総合効率は、１０，７２１，２２７ＧＪの電気出力を２０，２０４，４２３ＧＪの天然ガス入力で割ったもの、つまり５３％になる。５，６０４，８４２ＧＪのΔＧを入力に加えると、合計は２５，８０９，２６５ＧＪに増加し、総合効率が４２％に低下する。プラントは年間９７９，３９８トンの二酸化炭素を排出するので、ＣＩ＃が９１グラムＣＯ２／ＭＪである。
図１９及び図２０は、エクスポート用のヘキサン（Ｃ６Ｈ１４）を生成するが、酸素をリサイクルしてプラントに入力するＣＣＲ脱炭化装置を使用して、本発明を同じプラントに統合する効果を定量化したものである。これにより、販売可能な出力は１４４％増加するが（ヘキサンの１５，４２７，３９１ＧＪに対して電力の１０，７２１，２２７ＧＪ）、総合効率を計算するには、総出力２６，１４８，６１８ＧＪを、ΔＨ＋ΔＧの総入力２７，０４３，８９０ＧＪ（天然ガスのΔＨ２０，２０４，４０３ＧＪとＣＣＲのΔＧ６，８３９，４８７ＧＪ）で除する必要がある。そのため、理論上のシステム効率は９７％近くまで上昇する可能性がある。類似のプロセスである電気分解の歴史を見ると、現実の性能はかなり低いはずであるが、それでも現在の一般的なやり方よりも効率が大幅に向上する。
図２１及び図２２は、同じプラントで、燃焼後のＥＣＲ／ＣＣＲの組み合わせによりメタンと酸素が生成され、その両方がプラント入力にリサイクルされる場合のエネルギーフローとマスフローを示したものである。この実施形態の最も顕著な効果は、年間必要な天然ガス量が、２０，２０４，４２３ＧＪから１２，８６９，９１３ＧＪに減少し、７，３４，５１０ＧＪ、すなわち３６％削減されたことである。これにより、ΔＨ＋ΔＧの総入力は１９，５９７，８９２ＧＪ（天然ガスからのΔＨは２１２，８６９，８１３ＧＪ、ＣＣＲからのΔＧは６，７２８，０７９ＧＪ）に減少した。電気出力は同じ１０，７２１，２２７ＧＪのままなので、総合効率は５５％に上昇する。
本発明の燃焼前炭素回収の実施形態におけるエネルギーフロー及びマスフローを図２３及び図２４に示す。図２３では、６，５０５，４７５ΔＨＧＪの入力天然ガスがＥＣＲ炭化装置に直接供給され、複合サイクルタービンから１０，７２１，２２７ΔＨＧＪの電力を供給するために必要な２０，２０４，４２３ΔＨＧＪの水素を生成している。追加の３，７０７，５３７ΔＨＧＪのメタンがＣＣＲ脱炭化装置からＥＣＲ／炭化装置に供給される。追加のΔＧフローは、ＥＣＲの化学ポテンシャルの変化であり、１７，４７８，１４４ΔＧＧＪが追加され、更に利用可能エネルギー４，４３５，９２０ΔＧＧＪを含む４９６，３９５トンのＣＯ２がエクスポートされる（図２４参照）。したがって、ΔＨ＋ΔＧの総入力は２３，９８３，６１９ＧＪに相当する。これをΔＨ＋ΔＧの総出力１５，１５７，１４７ＧＪに割ると、システム総合効率は６３％になる。空気が依然として必要であるため、窒素酸化物の排出を減らし、化石天然ガスの入力を減らすことで、電力１ＭＪあたりのＣＩ＃は４６に低下し、４９％削減される。本発明の他の実施形態では、ＣＩ＃をゼロに近づけるために、追加の段階を順番に追加することが可能である。
図２５及び図２６は、酸素はリサイクルするがＣＣＲで生成された炭化水素（この場合はメタノール）はエクスポートするように構成された、同様サイズの燃焼前炭素回収の実施形態のエネルギーフローとマスフローを示したものである。図２５では、ΔＨ＋ΔＧの総入力は３６，５９８，６０１ＧＪ（天然ガスからのΔＨが１４，７９９，４４４ＧＪ、化学ポテンシャル変化によるΔＧが２１，７９９，１５７ＧＪ）となっている。これをΔＨ＋ΔＧの総出力３０，５２５，８２２ＧＪ（メタノールからのΔＨ１２，８１９，４４６ＧＪ、電力からのΔＨ１０，７２１，２２７ＧＪ、排出されるＣＯ２に残るΔＧ利用可能エネルギー６，９８５，１４９ＧＪ）に割ると、総合効率は８３％となる。図２６は、この構成では７７９，２９６トンのＣＯ２が放出されることを示している。これらの排出量の全てがエクスポートされたメタノールに割り当てた場合、その使用のＣＩ＃は５７となり、電力のＣＩ＃はゼロに低下する。メタノールが動力プラントを所有する同じ実体によって使用される場合、販売可能なエネルギー総量に対するＣＩ＃の平均値は３１となる。いずれも大幅な削減である。
これまでの図は全て、シングルパスのみでの回収を行うシステムであり、入力された炭素の１００％を回収又は変換することはできない。図２７は、天然ガス複合サイクル動力プラント（ＮＧＣＣ）で正味の炭素排出量を削減するために使用できる燃焼後マルチパス構成の簡略図を示している。この実施形態では、ＣＣＲ脱炭化装置は、電子又は水素のいずれかを使用して炭化電解質を還元することができ、これは、一定の電気出力を維持するために追加のエネルギー入力を必要とする。この例では、追加の天然ガスを使用して、燃焼後の回収サブシステムで水素を生成する。このプロセスは容易に拡張できるため、必要なだけ複数の段階を追加して、顧客の望むだけ、正味の排出量を下げることができる。最終的に残ったものは、固形炭酸塩として容易に廃棄することができ、コストはより多くの出力に分散される。この効果の例を表３に示す。

Figure 2023514213000020
 表３：燃焼後のマルチパスの傾向

この表は、４００ＭＷのＮＧＣＣ動力プラントと統合された燃焼後システムのモデルをまとめたものである。上段は、ｉ）総エネルギー入力、ｉｉ）このようなプラントで発電した電気出力とＣＩ＃、ｉｉｉ）シングルパスＥＣＲ／ＣＣＲシステムで生産される同量の燃料の量とＣＩ＃、７，４７９ＢＯＥＤ（１日あたりの石油換算バレル）、ｉｖ）総エネルギー出力とＣＩ＃、ｖ）電力と燃料生産の総効率を示している。２行目は、シングルパスシステムにより、総エネルギー入力をわずかに減らし、総効率も向上させることを示している。しかし、総ＣＩ＃は８８から６９に低下する。次の下の行は、ダブルパスの実施形態の効果を示しており、エネルギー入力は約３０％増加するが、販売可能な燃料の量は７５％近く増加する。燃料のＣＩ＃が一定であると仮定すると、電力のＣＩ＃は既存プラントの４０％未満になり、平均で２７％減少する。サードパスを追加することで、エネルギー入力は増えるが、総効率も向上させながら、電気的及び全体的なＣＩ＃を削減し続ける。ＣＩ＃が必要に応じてゼロに近づくまで、更なるパスを追加できる。
また、本発明の経済的なメリットも明らかになる。４００ＭＷのＮＧＣＣプラントは、総額１２５ドル／ＭＷｈ又は１．２万ドル／日になる可能性がある。今日の卸売ディーゼル価格は約６０ドル／バレルである。したがって、シングルパスシステムの場合は０．４５万ドル、ダブルパスの場合は０．７９万ドル／日、トリプルパスの場合は１．１３ドル／日が追加されることになる。資本コストと操業コストを予測すると、これらの統合システムからの純利益も大幅に増加することが示される。
本発明の別の利点は、他の水素発生方法に対してそれが提供する競争力のある利点である。図２８は、パイプライン天然ガスから生成したＳＭＲの純水素出力と、同じ天然ガスから生成したメタノールから生成したＥＣＲ水素とを比較したものである。エネルギー面では、ＥＣＲは、生成される水素１ｋｇあたりの天然ガス消費量を３５％削減する。しかし、これは、水素をメタノールとして貯蔵及び輸送できることのメリット、及びＳＭＲの場合のようにコスト増と効率低下を伴うアドオンではなく、炭素回収がプロセスに固有であることを定量化するものではない。
図２９は、初期天然ガスと水素消費の間隔を長くした場合の効果を示す。上段では、液化、輸送、再ガス化に伴うエネルギー損失を考慮している。これらの要素を加えると、生成される水素１ｋｇあたりのエネルギーコストが４１％削減されることに対し、純益は増加する。
図３０は、ＥＣＲのメリットが現れている別の用途を示したものである。この場合、バイオガスが一次エネルギー入力となり、電力が最終生成物となる。バイオガスを直接使用した場合、１メトリックトンあたりの正味出力は２，１１７ｋＷｈである。同じ量のバイオガスをＥＣＲに供給し、同じ効率で水素を利用して発電した場合、正味出力は２，７４３ｋＷｈに増加する。これは、エネルギー入力の単位あたりの出力が３０％向上することを表しており、追加のコストやエネルギー損失なしに、炭素は燃焼前に回収される。
ＥＣＲにＣＣＲを加えれば、図３１に示す実施形態は、液化した電解水素の従来の輸送に比べて競争上の優位性を提供する。電力源（風力、太陽光、水力、オフピークなど）でＣＣＲ脱炭化装置を電気駆動すれば、これを還元電解質、及び炭化水素液体として貯蔵することができる。この２種は、後で使用するために貯蔵したり、輸送したりした後、必要なときにＥＣＲで再結合して水素を生成することができる。従来の液化水素輸送と比較した場合の正味の効果は、利用可能エネルギー量の総量が５００％に増加することである。
同様に、図３２は、水素キャリアとしてアンモニアを使用した場合や、ＣＣＲ／ＥＣＲを組み合わせた場合の、１ＭＷｈの電力から得られる正味の水素の比較を示している。この場合も、供給される総量はアンモニアから得られる量の５倍である。
これらの事実から、図３３に示す興味深い結論が導き出された。ここでは、様々な車載用水素貯留システムの重量エネルギー密度と体積エネルギー密度を示している。左下は、現在車両に使用されている圧縮タンクシステムとその改善目標である。中央あたりは、ＥＣＲを使ったメタノール、エタノール、エタノールからの水素である。（この解析では、反応に必要な水は、水素を利用して燃料電池から回収する）。明らかに、ＥＣＲ水素の構成はどれも圧縮又は液体システムよりも大幅に優れている。不思議なことに、ＥＣＲにワックス（Ｃ２０Ｈ４２＋）を使用すると、全体のエネルギー密度がディーゼルより高くなる。これに加えて、常圧及び常温で使用できることにより、水素が輸送用燃料として主流になることを阻んでいる大きな問題の１つに対処する。
また、このＥＣＲ／ＣＣＲ技術は、エネルギーと経済的利益でシステムに追加することも可能である。図３４は、１トンのＣＯ２を回収した際の燃料収率を示している。先に述べた卸売価格６０ドル／ＢＯＥＤに基づくと、この１トンの二酸化炭素が２００ドルの収益を生み出す。これは、このようなシステムの設置及び操業に必要な資本コストと操業コストを補って余りあるものである。これらの技術は、大気中の炭素排出を負債ではなく、資産にするものである。
図３５は、１トンのメタンから得られる有用な出力について、同様の解析を示したものである。今日の価格に基づくと、そのメタンの費用は約１５０ドルになる。現在の製油所の価格では約７５０ドルで販売され、給油所では２，０００ドル以上の価値がある。これは、本発明がもたらす潜在的な経済的メリットの証左である。
与えられた例は動力プラントに関連しているが、同じ原理は他の様々な産業用プロセスプラントに適用できる。事実上全てのプロセスは、概してＣＯ２排出を生み出す電力及び／又は熱を使用する。又は、プロセス自体は、電気駆動の鉄鋼及びアルミニウム生産の場合のように、炭素電極を使用し、これが消費され、更なるＣＯ２として排出される。本発明は、このようなプロセスプラントで、熱効率、炭素効率、経済効率を容易に向上させながら、排出ガスを回収してリサイクルすることが同様に可能である。
本明細書に記載された特許を含む全ての文書は、任意の優先文書及び／又は試験手順を含め、参照することにより本明細書に組み込まれる。本発明の原理、好ましい実施形態、及び動作モードは、前述の明細書に記載されている。本明細書の本発明は、特定の実施形態を参照して説明されてきたが、これらの実施形態は、本発明の原理及び用途を単に例示するものに過ぎないことを理解されたい。したがって、添付の特許請求の範囲によって定義される本発明の精神及び範囲から逸脱することなく、例示的な実施形態に多数の変更を加えることができ、他の構成を考案することができることを理解されたい。

Claims (50)

  1. 化石燃料動力プラントを、ｉ）酸性、塩基性又は緩衝液の液体電解質溶液を炭化する燃焼後の二酸化炭素の回収サブシステム、ｉｉ）炭化された前記電解質溶液を再生する脱炭化サブシステム、ｉｉｉ）前記動力プラントの廃熱及び／又は外部熱源と、他のサブシステムの熱需要を統合する熱管理サブシステム、ｉｖ）全ての内部電気需要と外部供給及び負荷を統合し最適化する動力管理サブシステム、並びにｖ）上記の前記サブシステムを全て管理し、様々な内部及び外部の要求、中断、及びイベントに対応するための制御システム、と統合したシステム。
  2. 前記二酸化炭素の回収が、炭酸塩から重炭酸塩への１段階で行われる、請求項１に記載のシステム。
  3. 炭素の回収が２段階で行われ、１段階目では、水酸化物から炭酸塩への５０％を回収し、２段階目では、新しく形成された前記炭酸塩から重炭酸塩への残りを回収する、請求項１に記載のシステム。
  4. 蒸気を用いた熱脱炭化により、前記重炭酸塩を炭酸塩及び二酸化炭素に再生し、前記炭酸塩及び前記二酸化炭素を排気、収集、販売及び／又は隔離することができる、請求項１に記載のシステム。
  5. 前記脱炭化が、電気入力及び／又は熱入力を用いて電気化学セルで行われ、一方の電極で前記重炭酸塩の酸素を、他方の電極で炭化水素及び／又は酸素化炭化水素を除去し、これらの種の一方又は両方が、オフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項１に記載のシステム。
  6. 前記脱炭化が、電気入力及び／又は熱入力を用いて電気化学セルで行われ、一方の電極で前記重炭酸塩の酸素を、他方の電極で炭化水素及び／又は酸素化炭化水素を除去し、これらの種の一方又は両方が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項１に記載のシステム。
  7. 生成された前記炭化水素の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を生成するために使用され、残りがオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項５に記載のシステム。
  8. 生成された前記炭化水素の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を生成するために使用され、残りがプラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項５に記載のシステム。
  9. 前記動力プラントの出力の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を提供し、前記生成物がオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項５に記載のシステム。
  10. 前記動力プラントの出力の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を供給し、前記生成物が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項５に記載のシステム。
  11. インポートされた電力が、前記プロセスの駆動に必要な電力を提供し、前記生成物がオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項５に記載のシステム。
  12. インポートされた電力が、前記プロセスの駆動に必要な電力を供給し、前記生成物が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項５に記載のシステム。
  13. 化石燃料動力プラントを、ｉ）前記炭素質化石燃料入力を用いて、ＥＣＲ内の酸性、塩基性又は緩衝液の液体電解質溶液を炭化し、前記化石燃料の代わりに発電に使用する水素を生成する燃焼前の炭素の回収サブシステム、ｉｉ）炭化された前記電解質溶液を再生する脱炭化サブシステム、ｉｉｉ）前記動力プラントの廃熱及び／又は外部熱源と、他のサブシステムの熱需要を統合する熱管理サブシステム、ｉｖ）全ての内部電気需要と外部供給及び負荷を統合し最適化する動力管理サブシステム、並びにｖ）上記の前記サブシステムを全て管理し、様々な内部及び外部の要求、中断、及びイベントに対応するための制御システム、と統合したシステム。
  14. 前記二酸化炭素の回収が、炭酸塩から重炭酸塩への１段階で行われる、請求項１３に記載のシステム。
  15. 回収が２段階で行われ、１段階目では、水酸化物から炭酸塩への５０％を回収し、２段階目では、新しく形成された前記炭酸塩から重炭酸塩への残りを回収する、請求項１３に記載のシステム。
  16. 蒸気を用いた熱脱炭化により、前記重炭酸塩を炭酸塩及び二酸化炭素に再生し、前記炭酸塩及び前記二酸化炭素を排気、収集、販売及び／又は隔離することができる、請求項１３に記載のシステム。
  17. 前記脱炭化が、電気入力及び／又は熱入力を用いて電気化学セルで行われ、一方の電極で前記重炭酸塩の酸素を、他方の電極で炭化水素及び／又は酸素化炭化水素を除去し、これらの種の一方又は両方が、オフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項１３に記載のシステム。
  18. 前記脱炭化が、電気入力及び／又は熱入力を用いて電気化学セルで行われ、一方の電極で前記重炭酸塩の酸素を、他方の電極で炭化水素及び／又は酸素化炭化水素を除去し、これらの種の一方又は両方が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項１３に記載のシステム。
  19. 生成された前記炭化水素の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を生成するために使用され、残りがオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項１７に記載のシステム。
  20. 生成された前記炭化水素の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を生成するために使用され、残りがプラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項１７に記載のシステム。
  21. 前記動力プラントの出力の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を提供し、前記生成物がオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項１７に記載のシステム。
  22. 前記動力プラントの出力の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を供給し、前記生成物が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項１７に記載のシステム。
  23. インポートされた電力が、前記プロセスの駆動に必要な電力を提供し、前記生成物がオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項１７に記載のシステム。
  24. インポートされた電力が、前記プロセスの駆動に必要な電力を供給し、前記生成物が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項１７に記載のシステム。
  25. 化石燃料による又は供給される産業用プロセスプラント（すなわち、鉄鋼、アルミニウム、セメント、紙、肥料、石油化学、水素など）を、ｉ）酸性、塩基性又は緩衝液の液体電解質溶液を炭化する燃焼後又は使用後の二酸化炭素の回収サブシステム、ｉｉ）炭化された前記電解質溶液を再生する脱炭化サブシステム、ｉｉｉ）前記動力プラントの廃熱及び／又は外部熱源と、他のサブシステムの熱需要を統合する熱管理サブシステム、ｉｖ）全ての内部電気需要と外部供給及び負荷を統合し最適化する動力管理サブシステム、並びにｖ）上記の前記サブシステムを全て管理し、様々な内部及び外部の要求、中断、及びイベントに対応するための制御システム、と統合したシステム。
  26. 前記二酸化炭素の回収が、炭酸塩から重炭酸塩への１段階で行われる、請求項２５に記載のシステム。
  27. 回収が２段階で行われ、１段階目では、水酸化物から炭酸塩への５０％を回収し、２段階目では、新しく形成された前記炭酸塩から重炭酸塩への残りを回収する、請求項２５に記載のシステム。
  28. 蒸気を用いた熱脱炭化により、前記重炭酸塩を炭酸塩及び二酸化炭素に再生し、前記炭酸塩及び前記二酸化炭素を排気、収集、販売及び／又は隔離することができる、請求項２５に記載のシステム。
  29. 前記脱炭化が、電気入力及び／又は熱入力を用いて電気化学セルで行われ、一方の電極で前記重炭酸塩の酸素を、他方の電極で炭化水素及び／又は酸素化炭化水素を除去し、これらの種の一方又は両方が、オフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項２５に記載のシステム。
  30. 前記脱炭化が、電気入力及び／又は熱入力を用いて電気化学セルで行われ、一方の電極で前記重炭酸塩の酸素を、他方の電極で炭化水素及び／又は酸素化炭化水素を除去し、これらの種の一方又は両方が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項２５に記載のシステム。
  31. 生成された前記炭化水素の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を生成するために使用され、残りがオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項２９に記載のシステム。
  32. 生成された前記炭化水素の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を生成するために使用され、残りがプラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項２９に記載のシステム。
  33. 前記動力プラントの出力の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を提供し、前記生成物がオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項２９に記載のシステム。
  34. 前記動力プラントの出力の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を供給し、前記生成物が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項２９に記載のシステム。
  35. インポートされた電力が、前記プロセスの駆動に必要な電力を提供し、前記生成物がオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項２９に記載のシステム。
  36. インポートされた電力が、前記プロセスの駆動に必要な電力を供給し、前記生成物が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項２９に記載のシステム。
  37. 化石燃料による又は供給される産業用プロセスプラント（すなわち、鉄鋼、アルミニウム、セメント、紙、肥料、石油化学、水素など）を、ｉ）炭素質化石燃料入力を用いて、ＥＣＲ内の酸性、塩基性又は緩衝液の液体電解質溶液を炭化し、前記化石燃料の代わりに発電に使用する水素を生成する燃焼前の炭素の回収サブシステム、ｉｉ）炭化された前記電解質溶液を再生する脱炭化サブシステム、ｉｉｉ）前記動力プラントの廃熱及び／又は外部熱源と、他のサブシステムの熱需要を統合する熱管理サブシステム、ｉｖ）全ての内部電気需要と外部供給及び負荷を統合し最適化する動力管理サブシステム、並びにｖ）上記の前記サブシステムを全て管理し、様々な内部及び外部の要求、中断、及びイベントに対応するための制御システム、と統合したシステム。
  38. 前記二酸化炭素の回収が、炭酸塩から重炭酸塩への１段階で行われる、請求項３７に記載のシステム。
  39. 回収が２段階で行われ、１段階目では、水酸化物から炭酸塩への５０％を回収し、２段階目では、新しく形成された前記炭酸塩から重炭酸塩への残りを回収する、請求項３７に記載のシステム。
  40. 蒸気を用いた熱脱炭化により、前記重炭酸塩を炭酸塩及び二酸化炭素に再生し、前記炭酸塩及び前記二酸化炭素を排気、収集、販売及び／又は隔離することができる、請求項３７に記載のシステム。
  41. 前記脱炭化が、電気入力及び／又は熱入力を用いて電気化学セルで行われ、一方の電極で前記重炭酸塩の酸素を、他方の電極で炭化水素及び／又は酸素化炭化水素を除去し、これらの種の一方又は両方が、オフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項３７に記載のシステム。
  42. 前記脱炭化が、電気入力及び／又は熱入力を用いて電気化学セルで行われ、一方の電極で前記重炭酸塩の酸素を、他方の電極で炭化水素及び／又は酸素化炭化水素を除去し、これらの種の一方又は両方が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項３７に記載のシステム。
  43. 生成された前記炭化水素の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を生成するために使用され、残りがオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項４１に記載のシステム。
  44. 生成された前記炭化水素の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を生成するために使用され、残りがプラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項４１に記載のシステム。
  45. 前記動力プラントの出力の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を提供し、前記生成物がオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項４１に記載のシステム。
  46. 前記動力プラントの出力の一部が、前記プロセスの駆動に必要な電力を供給し、前記生成物が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項４１に記載のシステム。
  47. インポートされた電力が、前記プロセスの駆動に必要な電力を提供し、前記生成物がオフサイトでの販売又は使用のためにエクスポートされる、請求項４１に記載のシステム。
  48. インポートされた電力が、前記プロセスの駆動に必要な電力を供給し、前記生成物が、プラント内で使用するためにリサイクルされる、請求項４１に記載のシステム。
  49. 前記ＥＣＲ炭化サブシステム及び前記脱炭化サブシステムが、物理的に分離され、生成された前記脱炭化電解質及び炭化水素及び／又は酸素化炭化水素が、エネルギー貯留及び輸送の方法として用いられ、遠隔ＥＣＲサイトで水素を提供し、その後、炭化電解質が、再生、貯留、及びその後の再出荷のために脱炭化装置に返送される、請求項１３～２４及び３７～４８に記載のシステム。
  50. 後で使用するために、断続的で再生可能な電気エネルギーを貯蔵するために使用される、請求項４９に記載のシステム。
JP2022548718A 2020-02-10 2021-02-10 動力及びその他の産業用プロセスプラントの効率を改善するための方法及びシステム Pending JP2023514213A (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US202062972246P 2020-02-10 2020-02-10
US62/972,246 2020-02-10
PCT/US2021/010002 WO2021162799A1 (en) 2020-02-10 2021-02-10 Methods and systems for improving the efficiencies of power and other industrial process plants

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2023514213A true JP2023514213A (ja) 2023-04-05

Family

ID=77292942

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2022548718A Pending JP2023514213A (ja) 2020-02-10 2021-02-10 動力及びその他の産業用プロセスプラントの効率を改善するための方法及びシステム

Country Status (10)

Country Link
US (1) US20230084178A1 (ja)
EP (1) EP4103305A4 (ja)
JP (1) JP2023514213A (ja)
KR (1) KR20220147094A (ja)
CN (1) CN115397543A (ja)
AU (1) AU2021221075A1 (ja)
BR (1) BR112022015481A2 (ja)
CA (1) CA3165520A1 (ja)
MX (1) MX2022009722A (ja)
WO (1) WO2021162799A1 (ja)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102652289B1 (ko) 2023-03-27 2024-03-28 주식회사 더블유이엔지 통합 데이터베이스를 활용한 네트워크 방식의 산업 플랜트 제어 시스템

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8234876B2 (en) * 2003-10-15 2012-08-07 Ice Energy, Inc. Utility managed virtual power plant utilizing aggregated thermal energy storage
US7727374B2 (en) * 2004-09-23 2010-06-01 Skyonic Corporation Removing carbon dioxide from waste streams through co-generation of carbonate and/or bicarbonate minerals
WO2009108327A1 (en) * 2008-02-26 2009-09-03 Grimes, Maureen A. Production of hydrocarbons from carbon dioxide and water
EP3019582B1 (de) * 2013-07-09 2017-09-06 Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH Flexibel betreibbares kraftwerk und verfahren zu dessen betrieb
US10718055B2 (en) * 2015-06-15 2020-07-21 The Regents Of The University Of Colorado, A Body Corporate Carbon dioxide capture and storage electrolytic methods
CN107983089B (zh) * 2017-11-29 2019-09-13 苏州绿碳环保科技有限公司 一种工厂电厂炼厂烟气捕获、转化和应用全量资源化***
CA3098176A1 (en) * 2018-04-25 2019-10-31 The University Of British Columbia Systems and methods for electrochemical generation of syngas and other useful chemicals

Also Published As

Publication number Publication date
CN115397543A (zh) 2022-11-25
MX2022009722A (es) 2022-09-23
US20230084178A1 (en) 2023-03-16
EP4103305A1 (en) 2022-12-21
KR20220147094A (ko) 2022-11-02
EP4103305A4 (en) 2024-03-20
CA3165520A1 (en) 2021-08-19
AU2021221075A1 (en) 2022-09-01
BR112022015481A2 (pt) 2022-09-27
WO2021162799A1 (en) 2021-08-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Detchusananard et al. Biomass gasification integrated with CO2 capture processes for high-purity hydrogen production: process performance and energy analysis
US9771822B2 (en) Carbon-dioxide-neutral compensation for current level fluctuations in an electrical power supply system
Larson et al. Synthetic fuel production by indirect coal liquefaction
Zhang et al. Techno-economic comparison of 100% renewable urea production processes
US20020120017A1 (en) Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials
Kotowicz et al. Analysis of the work of a “renewable” methanol production installation based ON H2 from electrolysis and CO2 from power plants
US20140024726A1 (en) Method and apparatus for the carbon dioxide based methanol synthesis
CN101676368A (zh) 化学产品提供***及提供化学产品的方法
US20110067376A1 (en) Plasma-based waste-to-energy techniques
Zhu et al. Thermodynamic assessment of SNG and power polygeneration with the goal of zero CO2 emission
Kato Carbon recycling for reduction of carbon dioxide emission from iron-making process
Zhao et al. Highly flexible and energy-efficient process for converting coke-oven gas and pulverized coke into methanol and ammonia using chemical looping technology
Lim et al. Projected cost analysis of hybrid methanol production from tri-reforming of methane integrated with various water electrolysis systems: Technical and economic assessment
Andersson et al. A comparison of two hydrogen storages in a fossil-free direct reduced iron process
d’Amore et al. Turning CO2 from fuel combustion into e-Fuel? Consider alternative pathways
TW201443222A (zh) 整合的電廠和用於彈性使用電的方法
Darmawan et al. Integrated ammonia production from the empty fruit bunch
Poluzzi et al. Flexible methanol and hydrogen production from biomass gasification with negative emissions
Lümmen et al. Biowaste to hydrogen or Fischer-Tropsch fuels by gasification–a Gibbs energy minimisation study for finding carbon capture potential and fossil carbon displacement on the road
Rajaee et al. Techno-economic evaluation of biomass-to-methanol production via circulating fluidized bed gasifier and solid oxide electrolysis cells: A comparative study
Steinberg Conversion of fossil and biomass fuels to electric power and transportation fuels by high efficiency integrated plasma fuel cell (IPFC) energy cycle
JP2023514213A (ja) 動力及びその他の産業用プロセスプラントの効率を改善するための方法及びシステム
Darmawan et al. Efficient co-production of power and ammonia from black liquor
Aba et al. Comparative review of hydrogen and electricity as energy carriers for the energy transition
Lerner et al. Production of hydrogen-containing gas using the process of steam-plasma gasification of used tires

Legal Events

Date Code Title Description
A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821

Effective date: 20221021

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20220817

RD02 Notification of acceptance of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422

Effective date: 20221021

RD03 Notification of appointment of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7423

Effective date: 20221202

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20221207

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821

Effective date: 20221202

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20230502

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20240126