JP2012188360A - 排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法および製造システム - Google Patents
排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法および製造システム Download PDFInfo
- Publication number
- JP2012188360A JP2012188360A JP2011051090A JP2011051090A JP2012188360A JP 2012188360 A JP2012188360 A JP 2012188360A JP 2011051090 A JP2011051090 A JP 2011051090A JP 2011051090 A JP2011051090 A JP 2011051090A JP 2012188360 A JP2012188360 A JP 2012188360A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- hydrogen
- transfer line
- carbon dioxide
- exhaust gas
- renewable energy
- 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
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 title claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 26
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 181
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 180
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 133
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 113
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 106
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 56
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 56
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 54
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 121
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 75
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 46
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 33
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 33
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 claims description 30
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 30
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 claims description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 33
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 4
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 abstract 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 22
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 18
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 17
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 13
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 10
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 7
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 7
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 7
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 7
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 5
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- Y02E60/36—Hydrogen production from non-carbon containing sources, e.g. by water electrolysis
-
- 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
- Y02P20/10—Process efficiency
- Y02P20/133—Renewable energy sources, e.g. sunlight
Landscapes
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
- Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
Abstract
【解決手段】再生可能なエネルギによって稼働する水電解設備(水電解装置3)で生成される水素と、燃焼設備(加熱炉1)で発生する排ガスに含まれる二酸化炭素とを、前記水電解設備および前記燃焼設備からの移送ラインに連ねて、前記排ガスの排熱を利用して触媒存在下で反応させ、該反応によってジメチルエーテル、メタノール、エタノールの1種以上の反応物を得ることで、CO2削減を行い、かつ製造した燃料を従来の燃料の一部などとして利用することでエネルギコストの削減を可能にする。
【選択図】図1
Description
従来のこの種の装置としては特許文献1で示されたものがある。同文献におけるシステム概念図を図3に示す。
該システムでは、CO2発生源30で発生した二酸化炭素を液化炭酸施設31に移送して液化炭酸として一旦貯蔵し、車、船などの輸送手段32で貯蔵した液化炭酸をCO2原料施設33に移送する。CO2発生源30は、発電所など、CO2が発生する施設であり、液化炭酸施設31で二酸化炭素が冷却などにより液化炭酸として回収される。
液化炭酸は、CO2原料施設33で一旦貯蔵し、必要に応じて合成施設34に供給する。また、当該システムでは、水電気分解施設35を備えており、該水電気分解施設35では電解によって水素を生成し、前記合成施設34に供給する。合成施設34では、前記二酸化炭素と該水素とを、メタノールやDMEの合成反応に利用する。
すなわち、合成施設34では、二酸化炭素と水素とが原料になってメタノールやDMEが生成される。
また、水電気分解施設35で水素と同時に生成する酸素は、液体酸素施設40で液化回収して一旦貯蔵し、車、船などの輸送手段41を経て液体酸素受入施設42に移送し一旦貯蔵する。また、液体酸素受入施設42には、空気液化施設43からも液体酸素を供給する。液体酸素受入施設42からは、必要に応じて前記液体酸素を前記したCO2発生源30に供給する。
上記のように該システムでは、燃料消費地45側と燃料供給地46側とが地域を隔てて位置し、この地域間で、二酸化炭素と水素とが移動しつつ上記システムが稼働している。
本発明の構成により、工場内などで排出されるCO2は自然エネルギなどを利用して製造される水素と一緒にメタノールやDME等の炭化水素系燃料製造のための原料とすることができ、製造に必要なエネルギの大半は燃焼設備からの排熱を利用し、かつ既存のインフラを最大限活かした燃料供給システムを構築できるようになり、低コストで容易にCO2削減を達成することが可能となる。得られた合成物は、液体の状態で既存のA重油,軽油などの燃料輸送用の配管で各工場の燃料貯蔵施設まで輸送・貯蔵して利用することができる。また、液相または気相の状態で前記燃焼設備の燃料の一部または全部として使用することができる。
前記燃焼設備で生成される排ガスとしては、二酸化炭素を含むものであればよく、主成分として、窒素65〜95体積%,二酸化炭素5〜35体積%を含むものを例示することができる。該排ガスは、例えば、天然ガスなどの炭化水素ガスの燃焼によって発生する。
上記によれば、燃焼設備に移送する燃料ガスの供給ラインを利用して水素を移送することができ、輸送のための燃料消費によるCO2排出がなく、かつ既存のインフラを利用することで、安価に水素輸送を行うことが可能となり、トータル的に既存の施設を可能な限り生かした低コストのCO2削減エネルギ供給システム構築を可能とする。
上記反応物は、一部または全部を前記燃焼設備の燃料として使用することができ、この場合、合成燃料供給ラインを設けて燃焼設備に供給する。また、製造した炭化水素燃料は既存のLPGガス配管や燃料ガス供給ライン等を利用して移送することもできる。
上記によれば、反応物から得られる水素、二酸化炭素を原料側の水素量、二酸化炭素量の調整に用いることができる。例えば、上記水電解水素が不足する場合に上記改質によって得られる水素を補助として利用することができ、上記燃焼設備で発生する二酸化炭素の濃度が低い場合に上記改質によって得られる二酸化炭素を補助として利用することができる。
必要な水素は、風力発電などの再生可能なエネルギに基づく電力を利用して水電解により製造され、既存のインフラである燃料配管を利用して必要な場所まで貯蔵・輸送できるため、CO2回収のための原料としてのみならず、燃料電池などの分散型電源への燃料としても利用でき、エネルギの多様化を進め、セキュリティー向上に貢献できる。本システムは近年注目が集まっている分散型電源を利用したマイクログリッドのエネルギー版であると言うことができ、CO2回収サスティナブル工場エネルギーシステムを構築できる。
工場内には、燃焼設備として加熱炉1を備えており、該加熱炉1は、CO2排出源となる。加熱炉では、通常、天然ガスやLPG、A重油などが燃料として用いられるが、この実施形態では、燃料として天然ガスが使用されており、該加熱炉1に天然ガスを供給する燃料ガス供給ライン1aが接続されている。また、加熱炉1には、燃焼後の排ガスを移送する排ガス移送ライン1bが接続されている。
水素分離器11は、水素分離膜を備え、分離された水素を下流の水素移送ライン3aに導き、その他の燃料ガスは、下流の燃料ガス供給ライン1aに導く。水素分離膜等、水素分離器には既知のものを用いることができ、本発明としては特に限定されるものではない。
また、加熱炉1には、燃焼用空気を供給する空気供給ライン1cが接続されている。
上記排ガス移送ライン1bと上記水素移送ライン3aが合流した排ガス・水素混合移送ライン14aには、ガス圧縮機14が介設され、ガス圧縮機14の下流側で、前記熱交換器21を通過して、本発明の反応器に相当するDME合成反応器2に接続されている。
分離合成物移送ライン6aには、熱交換器5、流量調整器8を介して、合成物供給ライン8aが接続されている。該合成物供給ライン8aは、加熱炉側合成物供給ライン8bと、反応器側合成物供給ライン8cに分岐しており、加熱炉側合成物供給ライン8bは加熱炉1に接続され、反応器側合成物供給ライン8cは前記排ガス・水素混合移送ライン14aに接続されている。加熱側合成物供給ライン8b、反応器側合成物供給ライン8cでは、流量調整器8や、それぞれの流量を調整可能な分配弁(図示しない)などによって合成物の分配量、分配比を調整することができる。
上記システムは、CO2回収サスティナブル工場エネルギーシステムを構成している。
燃料ガス供給ライン1aに供給された天然ガスは、後述する水素と混合され、ガス圧縮機10で圧縮されて下流側に移送される。
また、風車4では、再生可能な風力によって発電がなされ、その電力によって水電解装置3で水の電解がされて、水素および酸素が生成される。生成された水素は、水素移送ライン3aで移送されて燃料ガス供給ライン1aに合流する。なお、水電解装置3で生成された酸素は、適宜の用途に利用したり廃棄したりすることができる。
上記排ガスは、排ガス移送ライン1bで移送され、後述する水素の混合がなされる。なお、排ガス移送ライン1aで移送される排ガスには、前記水素の混合前に、熱交換器21でガス圧縮機14を出たガスと熱交換させることで、温度を一旦下げ、ガス圧縮機14での高熱による破損を防ぐ。また、水素は熱交換器21通過後の排ガス中の過剰酸素を全てCO2とした場合に必要な水素量を流量調整器13で調整して添加することで、排ガス・水素混合移送ライン14aにおける排ガス温度を下げる効果もある。ガス圧縮機14で圧縮された後のガスは、再度熱交換器21で熱交換して温度上昇し、製造したDMEの一部を反応器側合成物供給ライン8cによって供給することで、該DMEが燃料として過剰酸素で燃焼し、所定のCO2量としてDME合成反応器2でDMEを製造する。尚、反応器側合成物供給ライン8cでDMEの燃焼により副生する水はDME合成反応器2での反応がメタノールの脱水反応により水が発生することから、DME反応器2の前では反応に影響しないとして、考慮しない。
排ガスは加熱炉1からの排熱とその後のDME等の反応物と酸素の燃焼熱により、反応に必要な温度(一般的には300℃〜400℃)以上になっている。
水素分離器11で分離した透過水素の圧力は透過側であるので、そのままであれば大気圧まで低下することから、上記流量調整器で流量を調整し、その後、排ガスと混合した後、圧縮機14で濃度が調製される。
前記排ガスと上記水素との混合によって、混合ガスは、大凡、50%N2、12.5%CO2、37.5%H2の成分となる。
なお、前記実施形態と同様の構成については同一の符号を付して説明する。
この実施形態でも、前記実施形態と同様に、燃焼設備として加熱炉1を備えており、該加熱炉1は、燃料ガス供給ライン1aが接続されている。加熱炉1には、燃焼後の排ガスを移送する排ガス移送ライン1bが接続されている。
水電解装置3は、風車4によって得られる電力で稼働して水素を生成し、該水素は、水素移送ライン3aで移送される。水素移送ライン3aは、前記燃料ガス供給ライン1aの中途に合流している。燃料ガス供給ライン1aは、水素移送ライン3aの合流地点の下流側でガス圧縮機10が介設され、加熱炉1の直前上流で水素分離器11を介して下流側の水素移送ライン3aが分岐している。
分離合成物移送ライン6aは、熱交換器5を介して、合成物供給ライン8aと、合成物改質ライン8dとに分岐している。合成物供給ライン8aは、加熱炉側合成物供給ライン8bと、反応器側合成物供給ライン8cに分岐し、加熱炉側合成物供給ライン8bは加熱炉1に接続され、反応器側合成物供給ライン8cは排ガス・水素混合移送ライン14aに接続されている。
合成物改質ライン8dは、流量調整器8を介してDME改質反応器19に接続されている。合成物供給ライン8a、合成物改質ライン8dでは、流量調整器8や、それぞれの流量を調整可能な分配弁(図示しない)などによって合成物の分配量、分配比を調整することができる。
また、加熱側合成物供給ライン8b、反応器側合成物供給ライン8cでは、それぞれの流量を調整可能な分配弁(図示しない)などによって合成物の分配比を調整することができる。
燃料ガス供給ライン1aでは、燃料ガスとして天然ガスが供給される。
また、風車4で生成される電力によって水電解装置3で生成された水素は、水素移送ライン3aで移送されて燃料ガス供給ライン1aに合流する。
燃料ガス供給ライン1aで加熱炉1近傍まで輸送された水素は、水素分離器11で分離され、下流側の水素移送ライン3aに送られ、燃料ガスは、下流側の燃料ガス供給ライン1aに送られる。
排ガス移送ライン1aで移送される排ガスには、前記水素の混合前に、熱交換器21でガス圧縮機14を出たガスと熱交換させて、温度を一旦下げる。また、水素は熱交換器21通過後の排ガス中の過剰酸素を全てCO2とした場合に必要な水素量を流量調整器13で調整して添加することで、排ガス・水素混合移送ライン14aにおける排ガス温度を下げる。ガス圧縮機14で圧縮された後のガスは、再度熱交換器21で熱交換し、製造したDMEの一部を反応器側合成物供給ライン8cによって供給して、燃料として過剰酸素で燃焼させ、所定のCO2量としてDME合成反応器2でDMEを製造する。
排ガスは加熱炉1からの排熱とその後のDME等の反応物と酸素の燃焼熱により、反応に必要な温度(一般的には300℃〜400℃)以上になっている。
合成物はDME合成反応器2から取り出され、合成物移送ライン2aを通して移送されて熱交換器5を授熱側として通過し、DME分離回収器6に至る。DME分離回収器6では、合成物が冷却されてDMEを主とする液相の合成物が得られ、分離されたオフガスはオフガスライン6bを通してDME分離回収器6から排出され、液相の合成物は、圧力調整弁7で取り出し量が調整されてDME分離回収器6から取り出され、分離合成物移送ライン6aを通して移送され、熱交換器5で受熱して気相化される。
合成物供給ライン8aで移送され、分岐した加熱炉側合成物供給ライン8bによって分配された合成物が加熱炉1に供給され、同じく分岐した反応器側合成物供給ライン8cによって分配された合成物が排ガス・水素混合移送ライン14aの排ガスに混合される。この際の流量調整、分配比は、燃料ガス供給ライン1aにおける燃料の供給量や、排ガスの二酸化炭素濃度、水電解装置3における水素生成量などに従って調整することができる。
これらの改質ガスは、DME改質反応器19から取り出され、改質ガス移送ライン19aで移送されて分離膜20に導入される。分離膜20では、水素が透過して分離され、分離水素移送ライン20aによって水素移送ライン3aに移送される。
一方、分離膜の他方の分離側では二酸化炭素が分離二酸化炭素移送ライン20bで移送され、排ガス・水素混合供給ライン14aに混合される。
上記により、DME合成反応器2に導入される水素、二酸化炭素の量を合成物の改質によって調整することができる。
1a 燃料ガス供給ライン
1b 排ガス移送ライン
2 DME合成反応器
3 水電解装置
3a 水素移送ライン
4 風車
8a 合成物供給ライン
19 DME改質反応器
Claims (13)
- 再生可能なエネルギによって稼働する水電解設備で生成される水素と、
燃焼設備で発生する排ガスに含まれる二酸化炭素とを、前記水電解設備および前記燃焼設備からの移送ラインに連ねて、前記排ガスの排熱を利用して触媒存在下で反応させ、該反応によってジメチルエーテル、メタノール、エタノールの1種以上の反応物を得ることを特徴とする排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法。 - 前記排ガスは、主成分として、窒素65〜95体積%,二酸化炭素5〜35体積%を含むことを特徴とする請求項1記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法。
- 前記排ガスは、温度が200℃〜500℃の低温工場排熱であることを特徴とする請求項1または2に記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法。
- 前記水素は、前記燃焼設備に移送される燃料ガスに合流され、前記燃焼設備の上流側で前記燃料ガスから分離して移送されることを特徴とする請求項1〜3のいずれかに記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法。
- 前記燃焼設備で発生する排ガスは、前記燃焼設備の操業に従って成分濃度が変動するものであることを特徴とする請求項1〜4のいずれかに記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法。
- 前記燃焼設備で発生する排ガスに含まれる二酸化炭素の濃度に応じて、前記反応に供する水素の量を調整することを特徴とする請求項5記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法。
- 前記反応物の一部または全部を前記燃焼設備の燃料として使用することを特徴とする請求項1〜6のいずれかに記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法。
- 前記反応物の一部を水蒸気改質し、得られた水素と二酸化炭素とを分離し、前記水素を前記反応前の水素に加え、前記二酸化炭素を前記反応前の二酸化炭素に加えることを可能にすることを特徴とする請求項1〜7のいずれかに記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法。
- 再生可能なエネルギによって稼働する水電解設備と、該水電解設備で生成された水素を移送する水素移送ラインと、
燃焼設備で発生する二酸化炭素を含む排ガスを移送する排ガス移送ラインと、
前記水素移送ラインおよび前記排ガス移送ラインが接続され、前記水素移送ラインから供給される前記水素と前記排ガス移送ラインから移送される前記排ガスとを触媒存在下で反応させてジメチルエーテル、メタノール、エタノールの1種以上の反応物を生成する反応器と、を備えることを特徴とする排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造システム。 - 前記燃焼設備に燃料ガスを供給する燃料ガス供給ラインを備え、前記水素移送ラインは、該燃料ガス供給ラインの一部で合流して、前記燃焼設備の上流側で該燃料ガス供給ラインから分岐しており、該分岐地点上流側に前記燃料ガスから水素を分離して分岐後の水素移送ラインに水素を導く水素分離器を備えることを特徴とする請求項9記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造システム。
- 前記反応器で生成された反応物の一部または全部を前記燃焼設備に供給する合成燃料供給ラインを備えることを特徴とする請求項9または10に記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造システム。
- 前記排ガス移送ラインで移送される排ガス中の二酸化炭素濃度を測定する二酸化炭素測定手段と、前記水素移送ラインに介設され、前記二酸化炭素測定手段による測定結果に基づいて水素流量を調整する水素流量調整手段と、を備えることを特徴とする請求項9〜11のいずれかに記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造システム。
- 前記反応器で生成された前記反応物の一部と水蒸気とによって前記反応物の水蒸気改質を行う改質器と、該改質器で得られた改質物中から水素と二酸化炭素とをそれぞれ分離する分離器と、該分離器で分離された水素を前記燃焼設備に直接または間接的に供給する改質後水素移送ラインと、前記分離器で分離された二酸化炭素を前記反応器に直接または間接的に供給する改質後二酸化炭素移送ラインと、を備えることを特徴とする請求項9〜12のいずれかに記載の排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造システム。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2011051090A JP5557255B2 (ja) | 2011-03-09 | 2011-03-09 | 排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法および製造システム |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2011051090A JP5557255B2 (ja) | 2011-03-09 | 2011-03-09 | 排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法および製造システム |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2012188360A true JP2012188360A (ja) | 2012-10-04 |
JP5557255B2 JP5557255B2 (ja) | 2014-07-23 |
Family
ID=47081927
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2011051090A Active JP5557255B2 (ja) | 2011-03-09 | 2011-03-09 | 排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法および製造システム |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5557255B2 (ja) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2017510228A (ja) * | 2013-11-21 | 2017-04-06 | アールブイ リツェンツ アクチェンゲゼルシャフト | 複合エネルギー網 |
JP2020033284A (ja) * | 2018-08-29 | 2020-03-05 | 株式会社日立製作所 | メタン製造システム |
WO2021166985A1 (ja) * | 2020-02-20 | 2021-08-26 | 三菱パワー株式会社 | 合成物生産システム |
CN114689789A (zh) * | 2022-04-11 | 2022-07-01 | 国网浙江省电力有限公司电力科学研究院 | 一种灵活性改造机组富氧燃烧及氢储能安全利用实验系统 |
EP4060082A1 (en) * | 2021-03-15 | 2022-09-21 | Linde GmbH | Process and plant for providing a product gas mixture from a starting gas mixture |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPWO2021049579A1 (ja) | 2019-09-10 | 2021-03-18 |
Citations (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS57167935A (en) * | 1982-03-12 | 1982-10-16 | Hitachi Zosen Corp | Production of methanol |
JPH04243845A (ja) * | 1991-01-25 | 1992-08-31 | Nippon Steel Corp | 製鉄排ガスとコークス炉ガスを用いたメタノールの製造方法 |
JPH0565237A (ja) * | 1991-09-10 | 1993-03-19 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | メタノールを媒体としたエネルギ供給方法 |
JPH0680595A (ja) * | 1991-08-22 | 1994-03-22 | Babcock Hitachi Kk | メタノール製造装置 |
JPH07149670A (ja) * | 1993-09-27 | 1995-06-13 | Abb Res Ltd | 水素からのエネルギーの貯蔵法 |
JPH11228475A (ja) * | 1998-02-09 | 1999-08-24 | Shimadzu Corp | 有機廃棄物利用ジメチルエーテル製造装置 |
JP2003083230A (ja) * | 2001-09-14 | 2003-03-19 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 風車発電装置及び風車プラントとそれらの運転方法 |
JP2004084489A (ja) * | 2002-08-23 | 2004-03-18 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | トータルチェーンシステム |
JP2006008643A (ja) * | 2004-06-24 | 2006-01-12 | Masayoshi Matsui | 二酸化炭素を水素化処理してジメチルエ−テルを得る処理方法,処理装置。 |
JP2007246305A (ja) * | 2006-03-14 | 2007-09-27 | Toshiba Corp | 水素製造装置 |
JP2007277179A (ja) * | 2006-04-07 | 2007-10-25 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | マイクロ波を用いたジメチルエーテルの合成方法 |
JP2010279916A (ja) * | 2009-06-05 | 2010-12-16 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | 植物系バイオマスの多元的有効利用システム |
-
2011
- 2011-03-09 JP JP2011051090A patent/JP5557255B2/ja active Active
Patent Citations (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS57167935A (en) * | 1982-03-12 | 1982-10-16 | Hitachi Zosen Corp | Production of methanol |
JPH04243845A (ja) * | 1991-01-25 | 1992-08-31 | Nippon Steel Corp | 製鉄排ガスとコークス炉ガスを用いたメタノールの製造方法 |
JPH0680595A (ja) * | 1991-08-22 | 1994-03-22 | Babcock Hitachi Kk | メタノール製造装置 |
JPH0565237A (ja) * | 1991-09-10 | 1993-03-19 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | メタノールを媒体としたエネルギ供給方法 |
JPH07149670A (ja) * | 1993-09-27 | 1995-06-13 | Abb Res Ltd | 水素からのエネルギーの貯蔵法 |
JPH11228475A (ja) * | 1998-02-09 | 1999-08-24 | Shimadzu Corp | 有機廃棄物利用ジメチルエーテル製造装置 |
JP2003083230A (ja) * | 2001-09-14 | 2003-03-19 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 風車発電装置及び風車プラントとそれらの運転方法 |
JP2004084489A (ja) * | 2002-08-23 | 2004-03-18 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | トータルチェーンシステム |
JP2006008643A (ja) * | 2004-06-24 | 2006-01-12 | Masayoshi Matsui | 二酸化炭素を水素化処理してジメチルエ−テルを得る処理方法,処理装置。 |
JP2007246305A (ja) * | 2006-03-14 | 2007-09-27 | Toshiba Corp | 水素製造装置 |
JP2007277179A (ja) * | 2006-04-07 | 2007-10-25 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | マイクロ波を用いたジメチルエーテルの合成方法 |
JP2010279916A (ja) * | 2009-06-05 | 2010-12-16 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | 植物系バイオマスの多元的有効利用システム |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2017510228A (ja) * | 2013-11-21 | 2017-04-06 | アールブイ リツェンツ アクチェンゲゼルシャフト | 複合エネルギー網 |
JP2020033284A (ja) * | 2018-08-29 | 2020-03-05 | 株式会社日立製作所 | メタン製造システム |
JP7014690B2 (ja) | 2018-08-29 | 2022-02-01 | 株式会社日立製作所 | メタン製造システム |
WO2021166985A1 (ja) * | 2020-02-20 | 2021-08-26 | 三菱パワー株式会社 | 合成物生産システム |
JP7446124B2 (ja) | 2020-02-20 | 2024-03-08 | 三菱重工業株式会社 | 合成物生産システム |
EP4060082A1 (en) * | 2021-03-15 | 2022-09-21 | Linde GmbH | Process and plant for providing a product gas mixture from a starting gas mixture |
CN114689789A (zh) * | 2022-04-11 | 2022-07-01 | 国网浙江省电力有限公司电力科学研究院 | 一种灵活性改造机组富氧燃烧及氢储能安全利用实验系统 |
CN114689789B (zh) * | 2022-04-11 | 2023-08-15 | 国网浙江省电力有限公司电力科学研究院 | 一种灵活性改造机组富氧燃烧及氢储能安全利用实验系统 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP5557255B2 (ja) | 2014-07-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9771822B2 (en) | Carbon-dioxide-neutral compensation for current level fluctuations in an electrical power supply system | |
US9650246B2 (en) | Integration of molten carbonate fuel cells in fischer-tropsch synthesis | |
US10208665B2 (en) | Methods and systems for energy conversion and generation | |
JP5557255B2 (ja) | 排熱・再生可能エネルギ利用反応物製造方法および製造システム | |
CN109415822A (zh) | 用于制备甲醇的方法和系统 | |
CN105518113A (zh) | 可灵活操作的发电装置及其操作方法 | |
US11401165B2 (en) | Carbon monoxide production process optimized by SOEC | |
CN101540410B (zh) | 天然气制氢与质子交换膜燃料电池集成发电的方法及装置 | |
Botta et al. | Thermodynamic Analysis of Coupling a SOEC in Co‐Electrolysis Mode with the Dimethyl Ether Synthesis | |
US20200407298A1 (en) | Production of petrochemical feedstocks and products using a fuel cell | |
Brzęczek et al. | Integration of alternative fuel production and combined cycle power plant using renewable energy sources | |
Kotowicz et al. | Integration of Alternative Fuel Production and Combined Cycle Power Plant Using Renewable Energy Sources |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20130322 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20140219 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20140305 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20140502 |
|
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: 20140528 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20140528 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5557255 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |