JP2005090636A - 液体水素の輸送システム - Google Patents

Abstract

【課題】液体水素の遠距離搬送および貯量技術を改良し、液体水素自体が有するエネルギーの損失を最小限にとどめつつ、液体水素自体が有するエネルギーをフルに利用することができる液体水素の輸送システムを提供する。
【解決手段】液体水素を輸送する断熱されたパイプライン１において、前記パイプラインの途中に、前記液体水素を冷却する冷却装置３１を配置し、該冷却装置は前記液体水素の一部を蒸発させることにより、輸送中の液体水素を冷却する。また、パイプラインの途中に、隔壁１４を設けてその前後に出入口ノズル１７，１８を備え、該出入口ノズルに接続した液体水素を加圧するポンプ２６を設けるとともに、輸送中の液体水素の一部を蒸発させることにより、該液体水素を冷却する冷却装置３１を設けた。液体水素の蒸発により生成した水素ガスを水素供給源とする燃料電池等の発電装置３６を備えることが好ましい。
【選択図】図２

Description

本発明は液体水素の輸送システムに係り、特に燃料電池の燃料として用いられる水素ガスを液化した液体水素（−２５３℃）を、パイプラインを用いて輸送する液体水素の輸送システムに関する。

水素ガスは燃焼しても全て水蒸気となるため炭酸ガスが発生せず、二酸化炭素による地球温暖化を防止する最良の無公害エネルギー源と考えられる。近年、エネルギー効率が４０〜６０％の燃料電池の製品化が近づいており、自動車用の駆動源として燃料電池を用いることが検討されている。しかしながら、水素を生産地から需要先まで搬送する手段の解決が大きな課題となり、利用が進んでいないのが実情である。エネルギー源としての水素をガスとして輸送する場合も液体として輸送する場合も、超高圧や超低温の輸送容器の製造が困難であり、パイプラインで輸送する場合にはさらにその設置コストが莫大なものとなる。水素がその無公害性の特徴を発揮できる最良の適用分野は燃料電池を搭載した自動車用と考えられるが、任意の場所で補給可能な大量の水素の配送、貯蔵技術、その経済的な設置方法についての妥当な解決策はまだ提案されていない。

液体水素は水素ガスを圧縮し、冷却することにより製造される。この液化のための工程に投入されるエネルギーが大きいため、その利用が進んでいない側面がある。液体水素（−２５３℃）をただ単に冷却にのみ（冷熱として）利用したり、燃焼だけに利用する場合、顕熱、潜熱、燃焼のほんの１部のみ（主として燃焼のみ）の使用のため、液化のために投じたエネルギーの十分な回収がなされないこととなり、全体系のエネルギー効率が低いものとなり有効なエネルギー利用とは言えなかった。

たとえば、ガスパイプラインにガスを送るために、低温液をポンプにて適当な圧まで加圧の後に、大量の海水を汲み上げ（海水ポンプ）、低温液を海水によってほぼ常温近くまで昇温ガス化していた。また所内の各機器から発生するガス，タンクで発生するガス等は圧縮機で液化されるかフレアースタックで何ら利用されることなく大量に消費されている。

ところで、超低温の冷媒により超伝導材料からなる電力線を冷却する超伝導ケーブルが知られている。このような超伝導ケーブルにおいては、超低温の冷媒は単に冷熱源として用いられているだけであるが、電力を長距離輸送する都合から、ケーブルを複数の区間に分割し、各区間毎に冷媒を冷却すると共に次の区間にポンプにより加圧して冷媒を送出する超伝導ケーブル線路が知られている（特許文献１参照）。
特開２００２−５６７２９号公報

本発明は上記事情に鑑みて為されたもので、液体水素の遠距離搬送および貯量技術を改良し、液体水素自体が有するエネルギーの損失を最小限にとどめつつ、液体水素自体が有するエネルギーをフルに利用することができる液体水素の輸送システムを提供することを目的とする。

本発明の液体水素の輸送システムは、液体水素を輸送する断熱されたパイプラインにおいて、前記パイプラインの途中に、前記液体水素を冷却する冷却装置を配置し、該冷却装置は前記液体水素の一部を蒸発させることにより、輸送中の液体水素を冷却することを特徴とするものである。

上述した本発明によれば、液体水素が断熱したパイプライン中を流れる際に、管壁との摩擦等によって摩擦熱が生じ、液体水素が加熱されるが、パイプラインの途中に液体水素を冷却する冷却装置を配置し、パイプライン中を流れる液体水素のごく一部を蒸発させることにより、輸送対象の液体水素から熱を奪い、これを冷却することができる。従って、パイプラインの途中にこのような冷却装置を配置することで、液体水素をパイプラインを用いて長距離輸送することが可能となる。

また、本発明の液体水素の輸送システムは、液体水素を輸送する断熱されたパイプラインにおいて、前記パイプラインの途中に、隔壁を設けてその前後に出入口ノズルを備え、該出入口ノズルに接続した液体水素を加圧するポンプを設けるとともに、輸送中の液体水素の一部を蒸発させることにより、該液体水素を冷却する冷却装置を設けたことを特徴とするものである。ここで、前記液体水素の蒸発により生成した水素ガスを水素供給源とする燃料電池などの発電装置を備えることが好ましい。前記液体水素を冷熱源とした排熱ガスタービン発電装置を備えるようにしてもよい。

これにより、液体水素の有するエネルギーをフルに利用した液体水素の輸送システムを構築することができる。

以上の説明から明らかなように、本発明によれば、従来実現が困難とされていた液体水素の長距離パイプラインによる経済的な輸送が可能となる。

以下、本発明の実施形態について、図面を参照しながら説明する。なお、各図中、同一の機能を有する部材または要素には同一の符号を付して、その重複した説明を省略する。

図１は、本発明の第１の実施形態の液体水素の輸送システムを示す。この実施形態においては、液体水素を輸送する断熱されたパイプライン１が、パイプライン入口ステーション２とパイプライン出口ステーション３との間に敷設されている。入口ステーション２および出口ステーション３の間には、多数の中継部４およびステーション５とが配置されている。ここで、中継部４およびステーション５はパイプライン１中を流れる液体水素が管路の摩擦熱等により加温され、また送出圧力が徐々に減少するので、パイプライン１を流れる液体水素を一旦取り出して、冷却および加圧して再送出するためのものである。

パイプライン１としては、例えば超伝導材料の送電線（超伝導ケーブル）を断熱構造の管路に収容したものを用いることができる。この場合には、超伝導ケーブルは超伝導材料である送電線を冷却するための極低温の冷却媒体中に配置されるようになっており、管路の外部に対して十分な断熱構造が得られる。そして、冷却媒体の流通路をそのまま液体水素の輸送路として用いることができる。

このような超伝導ケーブル管路をパイプラインとして用いる場合には、中継部４およびステーション５の配置は、例えば約１ｋｍ乃至数ｋｍ毎に行うことが好適である。ここで、ステーション２は、液体水素製造プラントにより製造した液体水素を送出するステーションの役割を果たし、ステーション３はパイプライン１により送られてきた液体水素を受け取り、各需要家に供給する役割を果たす。なお、液体水素製造プラントはステーション２の内部に設けてもよく、また外部に設け、車両等により外部の液体水素製造プラントで製造した液体水素をステーション２に搬送し、ステーション２からパイプライン１に送出するようにしても良い。

また、パイプライン１は超伝導ケーブル管路を用いることで、輸送中の液体水素で超伝導ケーブルを冷却し、超伝導状態における電力の輸送も可能である。従って、発電所から送出された電力をステーション２で受け、適当な電圧に変圧した後に超伝導ケーブルに送出する。ステーション３においては、パイプライン１の超伝導ケーブルを経て送出された電力を受け取り、適当な電圧に変圧して各需要家に送出する。

図２は、中継部および液体水素ステーションの一構成例を示す。超伝導ケーブル管路（パイプライン）１は外周面に断熱ダクト１１を備え、内部に超伝導ケーブル（送電線）１２が配置されている。断熱ダクト（管路）１１の内部には液体水素１３が流通し、超伝導ケーブル１２を冷却すると共に、パイプライン１中をステーション２からステーション３に向けて輸送される。

中継部４において、管路１１にはセパレータ１４を備え、分岐ノズル１７からステーション５側に液体水素が流れ、ステーション５内で液体水素が冷却装置により冷却されると共にポンプにより加圧され、分岐ノズル１８から再び管路１１内に戻される。なお、セパレータ１４により液体水素の死水域が発生することを防止するため、セパレータ１４にはリーク穴１５を設け、少量の液体水素を下流の高圧側から漏洩させている。

分岐ノズル１７，１８間にはバイパス配管１９を備え、バイパス弁２０の開閉により液体水素をステーション５を経ることなくバイパスして次区間に送出することができるようになっている。なお、このバイパス弁２０を開いて液体水素をバイパスする場合には、遮断弁２１ａ，２１ｂが閉じられ、液体水素はステーション５に流出入しないようになっている。このバイパス流路は、ステーション５のメンテナンスあるいは故障時のためである。この場合、液体水素の輸送は他のステーションのポンプ圧力で賄うため、流量は減少するがポンプ入熱も少なくなるためシステム全体としての機能は確保できる。なお、夜間など液体水素の需要が少ない場合はポンプ回転数を調整して搬送流量を減少させるようにする。

このステーション５においては、輸送中の液体水素は自液の一部を用いた液体水素蒸発式冷却器３１およびヘリウム冷凍機による液体水素冷却器４１により冷却される。そして、液体水素搬送用ポンプ２６によって加圧され、次区間のパイプライン１に送出される。ポンプ２６はモータ２７により駆動され、その電力は電源・制御盤４０から供給される。

液体水素蒸発式冷却器３１は、主管路３０に分岐管３２を備え、主管路３０を流れる液体水素の一部を取り出し、膨張弁３３を介して断熱膨張を行い、冷却器３１内の蒸発器に導入する。蒸発器の外部には主管路３０を流れる液体水素が存在し、その液体水素からの熱を奪い蒸発器内の液体水素が蒸発（気化）することで、蒸発器外部（冷却器３１内）の液体水素を過冷却する。蒸発（気化）することで形成された水素ガスは冷却器３１から取り出され、圧縮機３５に送られ、ここで適当な圧力に加圧され、燃料電池３６に供給される。燃料電池３６では発電を行い、発電電力を電源・制御盤４０に電力として回収する。

冷却装置３１においては、概略大気圧で蒸発するとして、温度２０．３５Ｋ，熱量４５２ｋＪ／ｋｇが得られる。この温度、熱でパイプラインを流れる液体水素を冷却する。また、蒸発部の圧力を大気圧以下とすることで、蒸発温度を低下させることができる。例えば、蒸発圧力０．０３ＭＰａで１７Ｋ、０．０２ＭＰａで１６Ｋとなり、液体水素を過冷却状態とすることができる。

ヘリウム冷凍機による液体水素冷却器４１は、Ｈｅ冷凍機４２により供給される極低温のヘリウムにより液体水素を冷却器４１内において冷却する。すなわち、Ｈｅタンク４３内のヘリウムは、ヘリウム圧縮機４４により圧縮され、予冷冷凍機４５により冷却器４６内で冷却され、低温のヘリウムとなる。ヘリウムは熱交換機４７−１を通り、その一部は第１Ｈｅガスエキスパンダ５１により断熱膨張してガスタービン発電機５２を駆動して発電を行うと共に冷却されて熱交換器４７−２の戻り側に合流する。残余のヘリウムは熱交換器４７−２，４７−３の往路側を経てさらに冷却され、第２Ｈｅガスエキスパンダー４８により断熱膨張してガスタービン発電機４９を駆動して発電を行うとともに一層冷却されて、冷却器４１内に導かれその周囲に存在する液体水素より熱を奪い液体水素を過冷却する。冷却器４１で液体水素を冷却した後のヘリウムは順次熱交換器４７−３，−２，−１の戻り側を経て往路側冷却過程のヘリウムと熱交換を行い、Ｈｅタンク４３に戻される。ここでタービン発電機４９，５１の発電電力は電源・制御盤４０に電力回収するようになっている。断熱膨張後のヘリウムガスは、熱交換器４７の凝縮器側に戻される。

このようにして、この液体水素ステーション５においては、パイプライン１で輸送される液体水素のごく一部を利用してこれを蒸発することでその気化熱により液体水素を冷却することができる。そして、蒸発により形成された水素ガスが燃料電池に供給され、電力エネルギーとして回収され、液体水素ポンプ２６の動力源等として利用される。また、このステーションにおいてはヘリウム冷凍機による液体水素冷却機が用いられているが、ヘリウム冷凍機に代えて、水素冷凍機を用いるようにしてもよい。この装置においてもヘリウムガスのエネルギーをガスタービン発電機の駆動源として用いることで電力を回収することができ、この電力をヘリウム圧縮機４４や予冷冷凍機４５の電力の一部として用いることができる。

図３および図４は、本発明の他の実施形態の水素ガスの輸送システムを示す。この実施形態においては、パイプライン１に分岐パイプライン１ａ，１ｂ，１ｄ等を設けたものである。なお、図中分岐パイプライン１ｃは分岐パイプライン１ｂからさらに分岐したものである。即ち、この実施形態では、分岐および合流を可能とするノズルを設けることによりネットワーク化が可能な構成としている。

これらのパイプラインには、例えば自動車を駆動する燃料電池の燃料源としての水素ガスを供給する水素ガスステーション５ａを配置している。水素ガスステーション５ａにおいては、図４に示すように貯留槽６０を備え、パイプラインを経て送られてくる液体水素を貯留する。そして、貯留槽６０の上部には蒸発（気化）した水素ガスが充満する。この水素ガスは従来はボイルオフフレアとして燃焼により廃棄されていたが、このシステムにおいては圧縮機６１にて自動車駆動用の燃料電池の燃料として好適な圧力に加圧し、圧力容器６２に収容する。そしてディスペンサ６３を介して燃料電池を搭載した車両６４の燃料タンク等に供給する。また、液体水素を冷熱源として用いた後に、気化した水素ガスを圧力容器６２に充填するようにしても良い。

また、液体水素の一部は貯留槽に貯留された液体水素の冷却に用いられる。すなわち、液体水素の一部が貯留槽６０から弁７１を介して抽出され、主管路７２からさらにその一部が分岐管７３に流れ、膨張弁７４により断熱膨張し、主管路７２の液体水素を冷却器７５において冷却する。冷却された液体水素は液体水素ポンプ６９により弁７６を介して液体水素貯留槽６０に戻される。従って、このステーションにおいては、液体水素貯留槽６０に貯留された液体水素を、自液のごく一部分を用いて冷却することが可能である。そして、冷却に用いられた水素ガスは圧縮機６５により加圧され、燃料電池等の発電装置６６による発電の燃料として用いられ、発電した電力が電源・制御盤６７に回収される。この回収された電力を用いて圧縮機６５のモータ６８を駆動するようにしてもよく、また液体水素ポンプ６９を駆動するモータ７０に供給するようにしても良い。

なお、自動車の駆動機として用いられる燃料電池内では、水素ガスは発電に用いられ、電力に変換された後に直流モータを駆動し、自動車を駆動する動力として用いられる。

なお、系統・制御盤からインバータ装置等を用いて商用電源系統に電力を送出することができ、またステーション内の電力が不足する場合には系統側から電力の供給を受けることができる。また、貯留槽６０上部に連通したガスフレアスタック７７とその開閉弁７６を備え、安全上必要がある場合にのみ、ガスフレアスタック７７で水素ガスの燃焼処理を行う。

次に、上記液体水素蒸発式冷却器の冷却能力について検討する。液体水素蒸発式冷却器は、その上流あるいは下流の冷却される液体水素の配管より分岐し、液体水素の一部を取り出す。そして、取り出した液体水素は、膨張弁によって断熱膨張を行い、水素蒸発式冷却器内の蒸発器に導入する。蒸発器の中で、蒸発器外の液体水素から熱を奪い、蒸発器内の液体水素は蒸発（気化）する。ここで、断熱膨張後の液体水素の圧力０．０２ＭＰａの時に、蒸発温度は１６Ｋになる。液体水素搬送用ポンプの動力を２００Ｗと推定すると、液体水素がパイプライン中を流れる際に、この２００Ｗのポンプ動力は管壁との摩擦等によって、２００Ｗの熱に変わると考えられる。

蒸発圧力が０．０２ＭＰａの時、水素の蒸発潜熱ｒは、
r=461.5KJ/kg
であるので、熱に変わったポンプ動力相当の２００Ｗの冷却能力を得るのに、
200 [W] / 461.5 [kJ/kg] = 0.43 [g/sec] (=1.56 [kg/h])
の水素を蒸発させればよい。これにより、蒸発器外の液体水素は、蒸発器内の液体水素に熱を奪われ冷却される。

水素蒸発式冷却器の蒸発器内で蒸発（気化）した水素ガスは圧縮機に送られて、昇圧（圧縮）され、燃料電池に導入される。例えば、０．０２ＭＰａから０．１ＭＰａに断熱圧縮（等エントロピ圧縮）した場合のエンタルピ変化Δｈは、
Δh = 138.5kJ/kg
であるので、断熱効率７０％とした場合の圧縮仕事Ｗは、
W = 138.5 [kJ/kg] / 70% × 0.43 [g/sec] = 85W
となる。

燃料電池内で水素ガスは発電のために消費される。例えば、水素Ｈ_２と酸素Ｏ_２とが反応して水Ｈ_２Ｏとなる反応の反応熱は、
141MJ/kg(H₂)
であるので、液体水素蒸発式冷却器で２００Ｗの冷凍能力を得る時に発生する水素ガス０．４３ｇ/secを燃料とした場合、燃料電池（発電効率３５％）では、
141 [MJ/kg(H₂)] × 0.43 [g/sec] ×35% = 21.2kW
の電力を得ることができる。

次に、電力について検討する。燃料電池で発電された電力は電源・制御盤に送られ、ステーション内の電力に使用される。エキスパンダ４８および５１で発電された電力は電源・制御盤に送られ、ステーション内の電力に使用される。燃料電池で発電された電力が、ステーション内で消費できない場合には、商用電源系統に逆潮流させたり、ステーション外の機器の電源として消費することができる。例えば、上述のように、２００Ｗの冷凍能力を得る液体水素蒸発式冷却器３１で必要な水素を冷却に使用した後、燃料電池の燃料とすることで２０ｋＷ以上の発電電力が得られる。また、液体水素蒸発式冷却器３１に使用される圧縮機３５は、圧縮仕事で８５Ｗ程度、液体水素搬送用ポンプ２６の動力も２００Ｗであるので、約２０ｋＷの電力を外部に供給できるものと考えられる。

また、エキスパンダ４８および５１で発電された電力が、ステーション内で消費できない場合には、商用電源系統に逆潮流させたり、ステーション外の機器の電源として消費することができる。燃料電池あるいはエキスパンダ４８および５１で発電された電力では、ステーション内の電力を賄いきれない場合は、外部の電源（商用電源等）から電力の供給を受けることができる。

次に、ステーション内の機器の構成および液体水素の流れ順について説明する。液体水素搬送用ポンプ２６と、液体水素蒸発式冷却器３１あるいはヘリウム冷凍機による液体水素冷却器４１は、それぞれ必要に応じて同一ユニット内に内蔵したり、別ユニット化したりすることができる。また、液体水素蒸発式冷却器３１、あるいはヘリウム冷凍機による液体水素冷却器４１は、それぞれ必要に応じて両者を搭載あるいは使用したり、一方のみを単独で搭載あるいは使用したりすることができる。また、液体水素の冷却として、液体水素蒸発式冷却器３１を搭載・使用するか、ヘリウム冷凍機による液体水素冷却器４１を搭載・使用するか、あるいは両者を搭載・使用するかはステーションの状況により適宜選択可能である。

また、冷却器３１とヘリウム冷凍機による液体水素冷却器４１の配置は、直列あるいは並列に設置することができる。また、液体水素蒸発式冷却器３１とヘリウム冷凍機による液体水素冷却器４１を直列に設置する場合の流れ順は、どちらが上流になるかは任意であり、液体水素搬送用ポンプ２６と冷却器３１，４１の流れ順も任意である。ただし、冷却器３１あるいは４１をポンプ２６の上流側に配置することで、ポンプ内においてキャビテーションによる水素ガスの発生を抑制することができる。

次に、パイプライン内に配置した超伝導送電線について検討する。液体水素パイプライン中には、超伝導送電線を入れることによって、液体水素と電力の同時搬送ができる。このとき、液体水素によって超伝導状態を維持することができる。この場合、液体窒素冷却の場合よりも低温状態に超伝導送電線を維持することができるので、超伝導送電線の超伝導材料の選択肢が大きくなり、安価な材料で送電線を作ることも可能になる。

図５は、本発明の液体水素ステーションの他の構成例を示す。このステーションでは、液体水素貯留槽８０、太陽熱利用加温器８１、フレアスタック８２、燃焼温水加温器（水中バーナ）８３、燃料電池８４、排熱ガスタービン発電機８５，太陽光発電器（太陽電池）８６、風力発電機８７、水力発電機８８、バッテリー（蓄電池）８９、等を備えている。これらの機器を接続する配管、弁類、各種制御装置、監視装置、その他必要な機器が図に記載無い場合でも当然に付属する。なお、図示のバルブ等の付属機器は、それらの性能と能率を得るために配置を適宜変更しても勿論良い。

このステーションでは、従来のボイルオフガスのフレア（燃焼）により廃棄されていた水素ガスを、有効利用する構成となっている。また、液体水素の有する冷熱の有効な利用を経ずにガス化する無駄を排除し、液体水素の有するエネルギーを有効に利用する。

次に、動作の一例について説明する。まず、必要な日照がえられる場合は、太陽熱利用加温器８１により、水を加温する（バルブＶ１７，Ｖ１９開。Ｖ１８適宜開）。ここで、給水ラインを大気圧以上に設定することで加温温度を高めることが可能である。十分な入熱が得られない場合は安全な水中バーナを使用した燃焼温水加温器８３において、さらに加温が可能である。このとき、バルブＶ０，Ｖ１を開き、ポンプＰ２を運転し、気化器９０で液体水素を気化して水素ガスをバーナに供給する。そして、バルブＶ４，Ｖ５を開くことで、太陽熱利用加温器８１で加温された温水が燃焼温水加温器８３でさらに加温され、バルブＶ１５を開くことで排熱ガスタービン発電機８５の高熱源側に供給される。

なお、燃焼温水加温器の燃料として用いられる水素ガスは、貯留槽８０の上部に充満した水素ガス（ボイルオフガス）をバルブＶ９を開き、コンプレッサＣで加圧し、バルブＶ２，Ｖ３を開きバーナに供給することができる。これにより、液体水素を加熱して水素ガスを作るだけの無駄を省くことができる。また、別系統から水を燃焼温水加温器に供給して、高温水を得ることも可能である。この場合には、外部からバルブＶ２１を開き、水を燃焼温水加温器８３に供給し、バルブ）Ｖ１３およびＶ１４を開き、ポンプＰ３を用いて加温器８３で加温された高温水を排熱ガスタービン発電機８５の高熱源側に供給することができる。また、ステーション内に蒸気（スチーム）源が存在する場合には、この熱源もガスタービン発電機８５の高熱源側に供給する熱の作成に利用可能である。また、燃料電池８４から発生する排熱を水を加温するための熱源として利用することも可能である。

排熱ガスタービン発電機８５の低熱源側には、貯留槽８０に貯留された液体水素をバルブＶ０，Ｖ７を開き、ポンプＰ２で加圧して供給する。リターン側の液体水素はバルブＶ２０を開き、さらに冷熱を利用する次工程で使用して、最終的には水素ガスに変換後、燃料電池の燃料として利用してもよく、またバーナの燃料として利用しても良い。また、排熱ガスタービン発電機の低熱源側のリターン液はバルブＶ８を開き貯留槽８０に戻しても良い。この場合に、図示するように貯留槽８０内部でスプレー冷却に使用すると共に発生したガスはボイルオフガスとして上述したように利用することができる。

このようにして得られた高熱源と低熱源を有効に利用して、排熱ガスタービン発電機８５を運転することで、ボイルオフガスあるいは太陽光等の自然エネルギーを電力エネルギーとして回収することができる。

また、貯留槽８０の上部に充満する水素ガス（ボイルオフガス）は、バルブＶ９，Ｖ１１を開き、コンプレッサＣで適当圧に加圧して燃料電池８４に供給し、他方で空気等（酸素ガス）をバルブＶ１２を開いて導入することで、燃料電池等の発電装置８４で発電を行うことができる。発電出力は蓄電池８９に貯留され、図示しないインバータ等の機器を介してモータＭ１，Ｍ２，Ｍ３等に供給され、必要に応じてステーション外部に供給される。また、ボイルオフガスはバルブＶ２０を開き、各種のバーナ等の燃焼ガスとして使用することも勿論できる。

また、このステーションでは、太陽光により発電を行う太陽電池８６、風力により発電を行う風力発電機８７、水力により発電を行う水力発電機８８等の自然エネルギーを利用した発電装置を設置している。これらの発電装置の発電電力を蓄電池８９に貯えることで、燃料電池等の発電装置８４による発電電力を補完することができる。このように環境破壊の問題が生じない燃料電池、太陽電池、風力発電機、水力発電機等の自然エネルギー利用による発電を行うことによって、各種エネルギーを多角的に取りこむことができ、水素を燃焼させるだけでなく相互補完的且つ有効なエネルギー利用を確立することができる。

このようにして、従来の考え方では単に廃棄されていたボイルオフガスの有するエネルギーを有効に回収することが可能となり、また液体水素から水素ガスを生成するに際して、従来の海水を用いた加温により海水中に液体水素の有するエネルギーを廃棄してしまうのではなく、液体水素を有するエネルギーをフルに利用することが可能となる。

本発明者らの試算例では、ボイルオフガス（常圧水素ガス）２ｍ^３／ｈから、２０８０００ｋｃａｌ／ｈの燃焼熱が得られ、その１／３相当を燃料電池に投入すると、燃料電池の発電効率を４０％とすると、２４．３ｋｗの発電電力が得られる。例えば、残余のボイルオフガスを小型のガスタービン発電機等に用いることでさらに良好なエネルギー変換効率が得られ、さらに高い発電電力の回収が可能となる。また、燃料電池やガスタービン発電機においては、発電電力と共に排熱が生じるので、この有効利用も含めるとさらに高いエネルギーの有効利用が行える。

なお、上記実施形態は本発明の実施例の一態様を述べたもので、本発明の趣旨を逸脱することなく種々の変形実施例が可能なことは勿論である。

本発明の第１の実施形態の液体水素の輸送システムを示す図である。 図１における中継部および液体水素ステーションの構成例を示す図である。 本発明の第２の実施形態の液体水素の輸送システムを示す図である。 図３における液体水素ステーションの構成例を示す図である。 液体水素ステーションの他の構成例を示す図である。

符号の説明

１ パイプライン
１ａ，１ｂ，１ｃ，１ｄ 分岐パイプライン
２ 入口ステーション
５ ステーション
５ａ 水素ガスステーション
１１ 管路（断熱ダクト）
１２ 超伝導ケーブル
１３ 液体水素
１４ セパレータ
１５ リーク穴
１７，１８ 分岐ノズル
１９ バイパス配管
２０ バイパス弁
２１ａ，２１ｂ 遮断弁
２６，６９ 液体水素ポンプ
２７，６８，７０ モータ
３１ 液体水素蒸発式冷却器
３２ 分岐管
３３ 膨張弁
３５，６１，６５ 圧縮機
３６，６６，８４ 燃料電池等の発電装置
４０，６７ 電源・制御盤
４１ 液体水素冷却器
４２ 冷凍機
４３ タンク
４４ ヘリウム圧縮機
４５ 予冷冷凍機
４６ 冷却器
４７ 熱交換器
４８，５１ エキスパンダ
４９，５２ ガスタービン発電機
５０ 弁
６０，８０ 液体水素貯留槽
６２ 圧力容器
６３ ディスペンサ
６４ 車両
７１，７６ 弁
７２ 主管路
７３ 分岐管
７４ 膨張弁
７５ 冷却器
７７，８２ フレアスタック
８１ 太陽熱利用加温器
８３ 加温器
８３ 燃焼温水加温器（水中バーナ）
８４ 燃料電池等の発電装置
８５ 排熱ガスタービン発電機
８６ 太陽電池
８７ 風力発電機
８８ 水力発電機
８９ 蓄電池
９０ 気化器

Claims (15)

1. 液体水素を輸送する断熱されたパイプラインにおいて、
   前記パイプラインの途中に、前記液体水素を冷却する冷却装置を配置し、該冷却装置は前記液体水素の一部を蒸発させることにより、輸送中の液体水素を冷却することを特徴とする液体水素の輸送システム。
2. 前記冷却装置は、内部圧力を大気圧以下にするとともに、蒸発した水素ガスを圧縮して該冷却装置から取り出すようにしたことを特徴とする請求項１に記載の液体水素の輸送システム。
3. 液体水素を輸送する断熱されたパイプラインにおいて、
   前記パイプラインの途中に、隔壁を設けてその前後に出入口ノズルを備え、該出入口ノズルに接続した液体水素を加圧するポンプを設けるとともに、輸送中の液体水素の一部を蒸発させることにより、該液体水素を冷却する冷却装置を設けたことを特徴とする液体水素の輸送システム。
4. 前記冷却装置とともに、内部に冷却媒体を循環させる冷凍機を設け、前記液体水素を冷却するようにしたことを特徴とする請求項１または３記載の液体水素の輸送システム。
5. 前記冷凍機は、水素冷凍機あるいはヘリウム冷凍機であることを特徴とする請求項４に記載の液体水素の輸送システム。
6. 前記液体水素の蒸発により生成した水素ガスを水素供給源とする燃料電池などの発電装置を備えたことを特徴とする請求項１または３記載の液体水素の輸送システム。
7. 前記液体水素を冷熱源とした排熱ガスタービン発電装置を備えたことを特徴とする請求項１または３記載の液体水素の輸送システム。
8. 前記パイプラインの内部に、超伝導ケーブルを配置し、前記液体水素で冷却するようにしたことを特徴とする請求項１または３記載の液体水素の輸送システム。
9. 前記出入口ノズル間を短絡する短絡用バイパスパイプ、該パイプに配置した弁およびステーション遮断弁を設けたことを特徴とする請求項３に記載の液体水素の輸送システム。
10. 前記パイプラインに、分岐および合流を可能とするノズルを設けることによりネットワーク化が可能な構成としたことを特徴とする請求項１または３記載の液体水素の輸送システム。
11. 前記パイプラインに、液体水素を保冷しつつ貯留する貯留装置を接続したことを特徴とする請求項１または３記載の液体水素の輸送システム。
12. 前記液体水素の貯留装置から発生する水素ガスを水素供給源として用いた燃料電池などの発電装置を備えたことを特徴とする請求項１１に記載の液体水素の輸送システム。
13. 太陽熱利用加温器により加熱した高温水、または液体水素を気化、燃焼させて作る高温水を用いた高熱源と、液体水素あるいは大気を低熱源とした排熱ガスタービン発電機を備えたことを特徴とする請求項１または３記載の液体水素の輸送システム。
14. さらに、水素ガスを水素供給源として用いた燃料電池などの発電装置を備えたことを特徴とする請求項１３に記載の液体水素の輸送システム。
15. 前記排熱ガスタービン発電機と、
    燃料電池と、
    風力発電装置と、
    太陽光発電装置と、
    水力発電装置と、
    のいずれか、またはこれらのうちの複数の組み合わせを備えたことを特徴とする請求項１３に記載の液体水素の輸送システム。

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