JP2014122563A - 浮体式発電プラント - Google Patents

Abstract

【課題】液化二酸化炭素の処理の際に、液化二酸化炭素タンク、液化二酸化炭素運搬船、二酸化炭素放流船を不要すること等ができる、浮体式発電プラントを提供する。
【解決手段】本実施形態において、浮体には、ＬＮＧタンク、熱交換器、発電システム、二酸化炭素回収器、及び二酸化炭素放出部が設置されている。そして、二酸化炭素回収器によって回収された二酸化炭素とＬＮＧタンクから供給される液化天然ガスとの間の熱交換が熱交換器において行われることにより、液化天然ガスが加熱されて天然ガスが生成されると共に、二酸化炭素が冷却されて液化する。そして、その熱交換器によって液化された後の二酸化炭素を二酸化炭素放出部から海洋に放出する。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、浮体式発電プラントに関する。

火力発電所では、化石燃料を燃焼させることで得た燃焼排ガスを用いて発電を行う。例えば、燃焼排ガスを作動流体として用いてガスタービンを駆動させることによって、発電が行われる。また、燃焼排ガスの熱で水を気化させて蒸気を生成した後に、その生成した蒸気を作動流体として用いて蒸気タービンを駆動させることによって、発電が行われる。そして、火力発電所では、燃焼排ガスを大気に排出する。

燃焼排ガスには、温室効果ガスである二酸化炭素が含まれる。このため、地球温暖化の防止のために、燃焼排ガスから二酸化炭素を分離して回収し、その回収した二酸化炭素を海洋や地中に隔離して貯留する技術が提案されている（例えば、特許文献１参照）。

回収された二酸化炭素は、圧縮と冷却、あるいは、圧縮のみや冷却のみによって液化された後に、海洋等に隔離される。

図１４は、液化二酸化炭素の処理を模式的に示す図である。

図１４に示すように、液化二酸化炭素を海洋Ｍに隔離する際には、まず、陸上の火力発電所において液化二酸化炭素タンク８０に貯蔵された液化二酸化炭素を、液化二酸化炭素運搬船１００Ａで運搬する。そして、隔離海域において、液化二酸化炭素運搬船１００Ａから二酸化炭素放流船１００Ｂが液化二酸化炭素を受け取った後に、二酸化炭素放流船１００Ｂから海洋Ｍに液化二酸化炭素を放出して貯留する。

例えば、溶解法と呼ばれる「第１の従来技術」によって、二酸化炭素を海洋に放出して貯留する（例えば、特許文献２、非特許文献１参照）。

「第１の従来技術」では、放流管１０１（図１４参照）は、長さが１０００〜２０００ｍ程度であり、その放流管１０１の下端部近傍から液化二酸化炭素を拡散二酸化炭素Ｌ１０１として放流する。これにより、液化二酸化炭素は、海水に溶解して希釈され、海中で広く拡散する。このようにして、二酸化炭素を海水に固定する。

「第１の従来技術」の他に、深海貯留法と呼ばれる「第２の従来技術」によって、二酸化炭素を海洋に貯留することができる（例えば、特許文献２、非特許文献１参照）。

図１５は、深海貯留法を説明するための図である。

「第２の従来技術」では、図１５に示すように、二酸化炭素放流船１００Ｂに放出ノズル管１０１ｂが設けられている。放出ノズル管１０１ｂは、長さが５００ｍであり、その放出ノズル管１０１ｂを介して、温度が−５５℃程度に冷却された液化二酸化炭素を、直径が１ｍ以上である二酸化炭素液滴Ｌ１０１ｂとして海洋Ｍに放出する。液化二酸化炭素は、水よりも圧縮性が高く、約２７ＭＰａ以上の圧力下では海水よりも密度が高いので、水深が２７００ｍ以深では自重によって沈降し、海底ＢＳの窪地に液化二酸化炭素Ｌ１１１として貯留される。海水との界面に二酸化炭素ハイドレート膜Ｌ１１２が生成されて、液化二酸化炭素Ｌ１１１は、安定に貯留される。また、二酸化炭素液滴Ｌ１０１ｂは、周辺海水よりも密度が高く、また、沈降中の熱膨張が冷熱で抑制されるため、水深２７００ｍの限界深度以深にまで沈降すると期待される。

二酸化炭素の隔離期間は、溶解法では長くとも数百年程度であるのに対して、深海貯留法では、２千年以上であると予想される。

また、「第２の従来技術」と異なる深海貯留法が、「第３の従来技術」として知られている（例えば、特許文献３，４参照）。

「第３の従来技術」では、液体二酸化炭素と固体二酸化炭素（ドライアイス）とが混合したスラリー状の二酸化炭素を、図１５に示すように、スラリー滴Ｌ１０２ｂとして海洋に放出する。この方法では、放出ノズル管１０２ｂは、長さが２００ｍであり、二重管型の二酸化炭素スラリー投入ノズル管である。そして、ドライアイス粒子圧力晶析法によって連続的に生成した二酸化炭素スラリーを、そのノズル管の先端まで押し出すことによって、そのノズル管から大直径のスラリー滴Ｌ１０２ｂを作成して海洋Ｍに投入する。この方法では、スラリー滴Ｌ１０２ｂは、固体二酸化炭素（ドライアイス）の大きな潜熱によって表面に保護氷膜が急速に形成され、海水から熱を得ながら自重により沈降し、水深が３５００ｍ程度の窪地に貯留される。このとき、表面がハイドレート化されるため、二酸化炭素は、安定に貯留される。「第３の従来技術」では、「第２の従来技術」の場合よりも、二酸化炭素塊の寸法を小さくすることができると共に、より浅い水深から投入を行うことができる。

つぎに、「第４の従来技術」として、液化天然ガス（ＬＮＧ；Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）を燃料とする火力発電所に関して説明する。このような火力発電所では、一般に、液化天然ガスを海水で加熱して気化させることによって、気体の天然ガスを得る。しかし、「第４の従来技術」では、海水の代わりに、燃焼排ガスから分離し回収した二酸化炭素の潜熱と顕熱を用いる。

図１６は、従来の発電プラントの一例を示す概念図である。

地上発電プラント１Ｊは、海洋（図示省略）の近くの地上に設置されている。地上発電プラント１Ｊにおいて、発電システム３０は、例えば、コンバインド発電システムであって、液化天然ガスＦ２０が気化した天然ガスＦ２１Ａを燃料としてガスタービン（図示省略）が回動すると共に、排熱回収ボイラ（図示省略）においてガスタービンの燃焼排ガスから回収した熱で製造された蒸気により蒸気タービン（図示省略）が回動する。そして、発電システム３０では、タービンに接続された発電機（図示省略）において発電が行われる。液化天然ガスＦ２０は、液化したシェールガスも当てはまる。燃焼排ガスＦ３０は、発電システム３０の排熱回収ボイラで熱が回収された後には、燃焼排ガスＦ３０に含まれる二酸化炭素ガスＦ４０Ａが二酸化炭素回収器４０で回収され、その後、排ガスＦ４０Ｂとして大気に放出される。二酸化炭素を分離して回収する方法には、例えば、二酸化炭素を選択的に溶解できるアミン等のアルカリ性溶液との化学反応による方法がある。二酸化炭素ガスＦ４０Ａは、二酸化炭素回収器４０から二酸化炭素圧縮機４１へ流入する。その後、二酸化炭素圧縮機４１によって圧縮された二酸化炭素ガスＦ４１が、熱交換器２１に流入する。さて、ＬＮＧ運搬船１００から受け取り、ＬＮＧタンク２０に貯蔵されていた液化天然ガスＦ２０は、高圧なので、圧力差を利用して熱交換器２１に流入する。その液化天然ガスＦ２０は、熱交換器２１において、二酸化炭素ガスＦ４１により加熱され、気化して気体の天然ガスＦ２１Ａになり、発電システム３０に流入する。これと同時に、既に圧縮されている二酸化炭素ガスＦ４１は、液化天然ガスＦ２０の気化潜熱と顕熱により、冷却されて液化し、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂになる。そして、その液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂが、液化二酸化炭素タンク８０に貯蔵された後に、二酸化炭素運搬船１００Ａによって搬出され、第1から第３の従来技術のように、海洋Ｍに固定される。なお、「第４の従来技術」では、大量の海水を搬送する海水ポンプと消費エネルギが不要になる。

なお、図１６では、発電システム３０に流入や流出する物質流のうち、天然ガスＦ２１Ａと燃焼排ガスＦ３０以外の図示を省略している。

特開平4-48185号公報 特許第2896399号 特開2004-113924号公報 特開2009-78228号公報

二酸化炭素深海実験，OACE−新投入技術COSMOSと環境影響−第2回海上技術安全研究所講演会講演集pp.33-46

液化二酸化炭素タンク８０は、充分に大きい上、高圧低温仕様である。また、液化二酸化炭素運搬船１００Ａや二酸化炭素放流船１００Ｂにおいても、高圧低温仕様のタンクが必要になる。また、液化二酸化炭素の運搬のために、エネルギが消費される。

したがって、本発明が解決しようとする課題は、液化二酸化炭素の処理の際に、液化二酸化炭素タンク、液化二酸化炭素運搬船、二酸化炭素放流船を不要することが可能であって、液化二酸化炭素の運搬でのエネルギを不要にすることができる、発電プラントを提供することである。

本実施形態の浮体式発電プラントは、浮体とＬＮＧタンクと熱交換器と発電システムと
二酸化炭素回収器と二酸化炭素放出部とを有する。浮体式発電プラントにおいて、浮体は、海上に浮かべられる。ＬＮＧタンクは、液化天然ガスを貯蔵する。熱交換器は、ＬＮＧタンクから供給される液化天然ガスを加熱する。発電システムは、熱交換器において液化天然ガスが加熱されて得られる天然ガスを燃料として発電を行う。二酸化炭素回収器は、発電システムから排出された燃焼排ガスに含まれる二酸化炭素を回収する。二酸化炭素放出部は、二酸化炭素回収器によって回収された二酸化炭素を放出する。浮体には、ＬＮＧタンク、熱交換器、発電システム、二酸化炭素回収器、及び二酸化炭素放出部が設置されている。そして、二酸化炭素回収器によって回収された二酸化炭素とＬＮＧタンクから供給される液化天然ガスとの間の熱交換が熱交換器において行われることにより、液化天然ガスが加熱されて天然ガスが生成されると共に、二酸化炭素が冷却されて液化する。そして、熱交換器によって液化された後の二酸化炭素を二酸化炭素放出部から海洋に放出する。

図１は、第１実施形態に係る発電プラントを模式的に示す側面図である。 図２は、第１実施形態に係る発電プラントを構成する主要設備を示す図である。 図３は、第１実施形態に係る発電プラントにおいて、発電システムの概要を示す系統図である。 図４は、第２実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。 図５は、第３実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。 図６は、第３実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。 図７は、第４実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。 図８は、第５実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。 図９は、第６実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。 図１０は、第７実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。 図１１は、第８実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。 図１２は、第９実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。 図１３は、第１０実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。 図１４は、液化二酸化炭素の処理を模式的に示す図である。 図１５は、深海貯留法を説明するための図である。 図１６は、従来の発電プラントの一例を示す概念図である。

実施形態について、図面を参照して説明する。

＜第１実施形態＞
［Ａ］発電プラントの構成
図１は、第１実施形態に係る発電プラントを模式的に示す側面図である。図２は、第１実施形態に係る発電プラントを構成する主要設備を示す図である。

図１に示すように、発電プラントは、浮体１０を備えており、浮体１０の上面には、プラント設備１１が設置されている。つまり、発電プラントは、浮体式である。プラント設備１１は、図２に示すように、ＬＮＧタンク２０と熱交換器２１と発電システム３０と二酸化炭素回収器４０と二酸化炭素圧縮機４１とを含む。また、図１，図２に示すように、発電プラントは、二酸化炭素放出部５０を備えており、二酸化炭素放出部５０が浮体１０に設置されている。

以下より、浮体１０とＬＮＧタンク２０と熱交換器２１と発電システム３０と二酸化炭素回収器４０と圧縮機４１と二酸化炭素放出部５０との各主要設備に関して、順次、説明する。

［Ａ１］浮体１０
浮体１０は、図１に示すように、海洋Ｍに浮かべられる。浮体１０は、錨１０Ａが係留ケーブル１０Ｂを介して設けられており、錨１０Ａが海底ＢＳに沈められることによって、海底ＢＳに係留される。また、浮体１０には、ＬＮＧ運搬船１００が停泊できる。

［Ａ２］ＬＮＧタンク２０
ＬＮＧタンク２０は、図２に示すように、ＬＮＧ運搬船１００から液化天然ガスＦ１が内部に供給され、その供給された液化天然ガスＦ１を内部で貯蔵する。

［Ａ３］熱交換器２１
熱交換器２１は、図２に示すように、ＬＮＧタンク２０から液化天然ガスＦ２０が供給される。詳細については後述するが、これと共に、熱交換器２１は、二酸化炭素回収器４０で回収された後に、圧縮機４１によって圧縮された二酸化炭素ガスＦ４１が供給される。二酸化炭素ガスＦ４１は、二酸化炭素ガスＦ４０Ａより高温高圧になっている。そして、熱交換器２１では、液化天然ガスＦ２０と二酸化炭素ガスＦ４１との間において熱交換が行われる。

これにより、熱交換器２１は、液化天然ガスＦ２０を二酸化炭素ガスＦ４１によって加熱して気化させ、天然ガスＦ２１Ａとして発電システム３０へ排出する。この一方で、熱交換器２１は、二酸化炭素ガスＦ４１を液化天然ガスＦ２０の気化潜熱及び顕熱（冷熱）で冷却することによって液化させ、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂとして二酸化炭素放出部５０へ排出する。

［Ａ４］発電システム３０
発電システム３０は、図２に示すように、天然ガスＦ２１Ａを燃焼させて生成した燃焼ガスを用いて発電を行い、燃焼排ガスＦ３０を二酸化炭素回収器４０に排出する。

図３は、第１実施形態に係る発電プラントにおいて、発電システムの概要を示す系統図である。

発電システム３０は、コンバインド発電システムであって、図３に示すように、空気圧縮機３０１、燃焼器３０２、ガスタービン膨張機３０３、発電機３０４、排熱回収ボイラ３１１、蒸気タービン３２１、発電機３２２、復水器３３１、給水ポンプ３４１、及び、冷水ポンプ３４２を有する。

発電システム３０においては、熱交換器２１から供給された天然ガスＦ２１Ａが、空気圧縮機３０１によって吸気された大気Ｆ３０５が圧縮された空気Ｆ３０１と、燃焼器３０２で反応し燃焼する。そして、燃焼器３０２で生成された燃焼排ガスＦ３０２が、ガスタービン膨張機３０３に供給される。

そして、ガスタービン膨張機３０３は、その燃焼排ガスＦ３０２を作動流体として用いて駆動する。具体的には、ガスタービン膨張機３０３は、ケーシング（図示省略）の内部に収容されているロータ（図示省略）が燃焼排ガスＦ３０２によって回転する。つまり、ガスタービン膨張機３０３では、燃焼排ガスＦ３０２のエネルギが回転運動エネルギに変換される。そして、ガスタービン膨張機３０３で発生した回転運動エネルギを発電機３０４が電力に変換することによって、発電が行われる。

発電システム３０のうち、排熱回収ボイラ３１１は、ガスタービン膨張機３０３から燃焼排ガスＦ３０３が供給されると共に、給水ポンプ３４１から給水Ｆ３４１が供給される。そして、排熱回収ボイラ３１１では、燃焼排ガスＦ３０３と給水Ｆ３４１との間において熱交換が行われる。これにより、排熱回収ボイラ３１１では、燃焼排ガスＦ３０３が給水Ｆ３４１によって冷却されると共に、給水Ｆ３４１が燃焼排ガスＦ３０３によって加熱されて気化する。そして、排熱回収ボイラ３１１で冷却された燃焼排ガスＦ３０は、排熱回収ボイラ３１１から二酸化炭素回収器４０に排出される。この一方で、排熱回収ボイラ３１１において給水Ｆ３４１が気化されて発生した蒸気Ｆ３１１は、排熱回収ボイラ３１１から蒸気タービン３２１に排出される。

発電システム３０のうち、蒸気タービン３２１は、排熱回収ボイラ３１１から排出された蒸気Ｆ３１１を作動流体として用いて駆動する。具体的には、蒸気タービン３２１は、ケーシング（図示省略）の内部に収容されているロータ（図示省略）が蒸気Ｆ３１１によって回転する。つまり、蒸気タービン３２１では、蒸気Ｆ３１１のエネルギが回転運動エネルギに変換される。そして、蒸気タービン３２１で発生した回転運動エネルギを発電機３２２が電力に変換することによって、発電が行われる。

そして、復水器３３１は、蒸気タービン３２１から排出された蒸気Ｆ３２１を海水Ｆ３４３により冷却し、蒸気Ｆ３２１は、冷却により液化して、給水Ｆ３３１となる。復水器３３１にて用いる冷却水は、冷却水ポンプ３４２により汲み上げられた海水Ｆ３４３である。そして、給水ポンプ３４１は、復水器３３１から供給された給水Ｆ３３１を加圧し、その加圧した給水Ｆ３４１を排熱回収ボイラ３１１に排出する。なお、発電システム３０において発電された電力は、図２に示すように、送電ケーブル３５１を介して、発電システム３０から陸地に送電される。

［Ａ５］二酸化炭素回収器４０
二酸化炭素回収器４０は、図２に示すように、発電システム３０から排出された燃焼排ガスＦ３０に含まれる二酸化炭素を回収する。そして、二酸化炭素回収器４０は、その回収した二酸化炭素を二酸化炭素圧縮機４１へ二酸化炭素ガスＦ４０Ａとして排出する。この一方で、二酸化炭素回収器４０は、燃焼排ガスＦ３０において二酸化炭素が回収された残りのガスを、排ガスＦ４０Ｂとして大気へ排出する。

二酸化炭素回収器４０は、例えば、化学吸収法によって、二酸化炭素の回収を行う。具体的には、二酸化炭素回収器４０は、アミンを含むアルカリ性溶液に二酸化炭素を化学反応で選択的に溶解させた後に、そのアルカリ性溶液を加熱することによって、二酸化炭素ガスＦ４０Ａを放出する。

［Ａ６］二酸化炭素圧縮機４１
二酸化炭素圧縮機４１は、図２に示すように、二酸化炭素回収器４０から供給された二酸化炭素ガスＦ４０Ａを圧縮し、その圧縮した二酸化炭素ガスＦ４１を熱交換器２１に排出する。

二酸化炭素圧縮機４１において圧縮された二酸化炭素ガスＦ４１は、上記したように、熱交換器２１において液化天然ガスＦ２０と熱交換が行われることによって液化し、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂとして、熱交換器２１から二酸化炭素放出部５０へ排出される。

［Ａ７］二酸化炭素放出部５０
二酸化炭素放出部５０は、図２に示すように、熱交換器２１から液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂが供給され、その供給された液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂを海洋Ｍへ放出する。

本実施形態では、二酸化炭素放出部５０は、「溶解法」と呼ばれる方法によって、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂを拡散二酸化炭素Ｆ２１Ｃとして海洋に溶解させる。具体的には、二酸化炭素放出部５０は、例えば、長さが１０００〜２０００ｍ程度である放流管を備えており、図１に示すように、その放流管が海底ＢＳに向けて吊り下げられている。そして、二酸化炭素放出部５０は、その放流管の下端部近傍から液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂを海洋Ｍへ排出し、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂを拡散二酸化炭素Ｆ２１Ｃとして海中において拡散させて溶解させる。

なお、図１，図２では、海水Ｆ３４３や大気Ｆ３０５の図示を省略し、図１，図３では、送電ケーブル３５１の図示を省略している。

［Ｂ］発電プラントの動作
上記の発電プラントを流れる流体の主な動作について、図２を参照して説明する。

図２に示すように、ＬＮＧタンク２０に貯蔵された液化天然ガスＦ２０は、熱交換器２１において加熱されることによって、天然ガスＦ２１Ａとして発電システム３０に排出される。ここでは、液化天然ガスＦ２０は、熱交換器２１において、圧縮機４１で圧縮された二酸化炭素ガスＦ４１との熱交換によって加熱されて天然ガスＦ２１Ａになった後に、発電システム３０に流入する。

次に、天然ガスＦ２１Ａは、上述したように、発電システム３０において燃料として利用される。そして、発電システム３０から燃焼排ガスＦ３０が二酸化炭素回収器４０に排出される。

次に、燃焼排ガスＦ３０は、二酸化炭素回収器４０において二酸化炭素が回収され、その回収された二酸化炭素が二酸化炭素圧縮機４１へ二酸化炭素ガスＦ４０Ａとして排出される。この一方で、燃焼排ガスＦ３０のうち、二酸化炭素が回収された残りのガスは、排ガスＦ４０Ｂとして大気へ排出される。

次に、二酸化炭素ガスＦ４０Ａは、二酸化炭素圧縮機４１において圧縮され、その圧縮された二酸化炭素ガスＦ４１が熱交換器２１に排出される。その圧縮された二酸化炭素ガスＦ４１は、上記したように、熱交換器２１において液化天然ガスＦ２０と熱交換が行われることによって液化され、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂとして、熱交換器２１から二酸化炭素放出部５０へ排出される。

次に、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂは、二酸化炭素放出部５０から海洋Ｍへ放出され固定される。ここでは、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂは、上記したように、第１の従来技術にて説明した「溶解法」によって、海洋で拡散し溶解する事で固定される。

［Ｃ］まとめ
以上のように、本実施形態の発電プラントにおいては、ＬＮＧタンク２０と熱交換器２１と発電システム３０と二酸化炭素回収器４０と二酸化炭素放出部５０とのそれぞれが、海上に浮かべられた浮体１０に設置されている。そして、二酸化炭素回収器４０によって回収された二酸化炭素とＬＮＧタンク２０から供給される液化天然ガスＦ２０との間の熱交換が、熱交換器２１において行われる。これにより、液化天然ガスが気化して気体の天然ガスＦ２１Ａが生成されると共に、二酸化炭素が冷却されて液化する。そして、熱交換器２１において液化された後の二酸化炭素が、二酸化炭素放出部５０から海洋Ｍに放出される。

このように、本実施形態では、発電プラントは、浮体式であるので、二酸化炭素運搬船と二酸化炭素放流船を用いて二酸化炭素を海洋に運搬し放流する作業が不要である。その結果、本実施形態は、液化二酸化炭素の運搬に多大なエネルギを消費することがない。また、二酸化炭素運搬船と二酸化炭素放流船が不要であると共に、海洋への運搬のために二酸化炭素を高圧かつ低温状態で貯蔵する二酸化炭素タンクなどの設備が不要になる。

さらに、本実施形態では、熱交換器２１で液化された二酸化炭素を、溶解法によって海洋に放出し固定する。このため、本実施形態は、簡便な処理で二酸化炭素の隔離を行うことができる。

［Ｄ］変形例
上記の実施形態では、発電システム３０がガスタービン膨張機３０３と蒸気タービン３２１とを複合させたコンバインドサイクル発電方式である場合について示したが、これに限らない。例えば、発電システム３０は、コンバインドサイクル発電方式でなく、天然ガスＦ２１Ａを燃料としたガスタービンのみを用いるガスタービン発電方式であってもよい。

また、上記の実施形態では、発電システム３０は、多軸型であって、ガスタービン膨張機３０３と蒸気タービン３２１とのそれぞれが、異なる発電機３０４，３２２のそれぞれを駆動させる場合について示したが、これに限らない。発電システム３０は、一軸型であって、ガスタービン膨張機３０３と蒸気タービン３２１との両者が１本の回転軸で連結されており、１つの同じ発電機を駆動させるように構成してもよい。

＜第２実施形態＞
［Ａ］構成等
図４は、第２実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。図４では、図１と同様に、側面図を示している。

図４に示すように、本実施形態の発電プラントは、二酸化炭素放出部５０ｂが、第１実施形態の場合と異なる。本実施形態は、この点、および、これに関連する点を除き、第１実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において、上記の実施形態と重複する個所については、適宜、説明を省略する。

二酸化炭素放出部５０ｂは、図４に示すように、二酸化炭素液滴Ｌ５０を外部へ放出する。

具体的には、二酸化炭素放出部５０ｂは、例えば、長さが５００ｍ程度である放出ノズル管を備えており、その放出ノズル管が海底ＢＳに向けて吊り下げられている。そして、二酸化炭素放出部５０ｂにおいては、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂ（図２参照）が放出ノズル管の下端部から、二酸化炭素液滴Ｌ５０として、海中に放出される。例えば、二酸化炭素液滴Ｌ５０は、温度が−２６〜−５５℃程度であって、直径が１ｍ以上となる形状で、海中に放出される。

二酸化炭素液滴Ｌ５０は、周辺の海水よりも密度が高く、また、その冷熱によって沈降中の熱膨張が抑制される。このため、二酸化炭素液滴Ｌ５０は、水深が２７００ｍ以上の限界深度以上の深い位置まで沈降すると考えられる。つまり、本実施形態では、第２の従来技術で説明した「深海貯留法」によって、二酸化炭素液滴Ｌ５０を深海に貯留させる。

なお、図４では、海水Ｆ３４３や大気Ｆ３０５や排ガスＦ４０Ｂや送電ケーブル３５１の図示を省略している。

［Ｂ］まとめ
以上のように、本実施形態では、熱交換器２１において液化された二酸化炭素が、「深海貯留法」によって、二酸化炭素液滴Ｌ５０として二酸化炭素放出部５０ｂから海洋に放出される。二酸化炭素液滴Ｌ５０は、温度が−２６℃以下であって、直径が０．７ｍ以上であり、水深が５００ｍ以上の海洋において放出される。

このため、本実施形態では、二酸化炭素液滴Ｌ５０が、海洋Ｍにおいて分散せずに沈降して貯留され固定される。本実施形態では、二酸化炭素の隔離期間は、「溶解法」の場合よりも長く、２０００年以上であると考えられる。したがって、本実施形態は、上記実施形態の効果の他に、二酸化炭素の隔離期間について長期化することができる。

＜第３実施形態＞
［Ａ］構成等
図５，図６は、第３実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。図５では、図２と同様に、上面図を示している。図６では、図１と同様に、側面図を示している。

図５に示すように、本実施形態の発電プラントは、スラリー生成器４２を更に備えている。また、図６に示すように、二酸化炭素放出部５０ｃが、上記実施形態の場合と異なる。本実施形態は、この点、および、これに関連する点を除き、上記実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において、上記実施形態と重複する個所については、適宜、説明を省略する。

スラリー生成器４２は、図５に示すように、プラント設備１１の一部であって、浮体１０（図４参照）の上面に設置されている。スラリー生成器４２は、熱交換器２１から、凝固点までに冷却された二酸化炭素Ｆ２１Ｂが供給される。そして、スラリー生成器４２は、その二酸化炭素Ｆ２１Ｂをスラリー状にすることによって、スラリー二酸化炭素Ｆ４２を生成する。スラリー二酸化炭素Ｆ４２は、液体二酸化炭素と固体二酸化炭素（ドライアイス）とが混合したスラリーであり、スラリー生成器４２は、例えば、「ドライアイス粒子圧力晶析法」によって、スラリー二酸化炭素Ｆ４２を連続的に生成する。そして、スラリー生成器４２は、その生成したスラリー二酸化炭素Ｆ４２を二酸化炭素放出部５０ｃへ排出する。

二酸化炭素放出部５０ｃは、図５に示すように、スラリー生成器４２からスラリー二酸化炭素Ｆ４２が供給され、その供給されたスラリー二酸化炭素Ｆ４２を海洋Ｍへ放出する。具体的には、二酸化炭素放出部５０ｃは、例えば、長さが２００ｍ程度である二重管型のスラリー投入ノズル管を備えており、そのスラリー投入ノズル管が海底ＢＳに向けて吊り下げられている（図６参照）。そして、二酸化炭素放出部５０ｃは、そのスラリー投入ノズル管の下端部からスラリー二酸化炭素Ｆ４２を海中へ放出する。スラリー二酸化炭素Ｆ４２は、例えば、温度が−５６℃程度であって、直径が０．４ｍ程度の二酸化炭素スラリー滴Ｓ５０として、海中に放出される。

スラリー滴Ｓ５０は、固体二酸化炭素の大きな潜熱によって保護氷膜が表面に急速に形成され、海水から熱を得ながら自重により沈降し、水深が３５００ｍ程度の窪地に貯留される。つまり、本実施形態では、第２の従来技術で説明した「深海貯留法」によって、二酸化炭素スラリー滴を深海に貯留する。このスラリー滴は、表面がハイドレート化された状態で、安定に貯留され固定される。

なお、図５，図６では、海水Ｆ３４３や大気Ｆ３０５や送電ケーブル３５１の図示を省略している。さらに、図６では、排ガスＦ４０Ｂを省略している。

［Ｂ］まとめ
以上のように、本実施形態では、スラリー生成器４２が、熱交換器２１で冷却された二酸化炭素から、液体二酸化炭素と固体二酸化炭素とが混合したスラリー二酸化炭素Ｆ４２にする。そして、スラリー生成器４２によってスラリー状にされた二酸化炭素Ｆ４２が、深海貯留法によって、スラリー状の滴として、二酸化炭素放出部５０ｃから海洋に放出される。

このため、本実施形態では、二酸化炭素のスラリー状滴が、海洋Ｍにおいて分散せずに沈降して貯留される。また、二酸化炭素の塊が、第２実施形態の場合よりも小さく、１／２以下の寸法である。そして、第２実施形態の場合よりも浅い水深からスラリー状の二酸化炭素を投入可能であり、二酸化炭素放出部５０ｃの放出ノズル管を長くする必要がない。二酸化炭素を−５６℃でドライアイスと混合したスラリー状の滴を、直径０．４ｍにすると水深２００ｍからの投入でよく、例えば、浮体１０の底面より下に管を伸ばす必要がなくなる、あるいは、わずかで済む（図６参照）。したがって、本実施形態は、発電システム３０から排出された二酸化炭素について、効率良く、海洋Ｍに隔離することができると共に、二酸化炭素の処理設備を簡略化することができる。

なお、図示していないが、スラリー生成器４２は、熱交換器２１から供給された液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂを、液化天然ガスＦ２０の冷熱と気化熱とによって凝固点まで冷却することによって、スラリー二酸化炭素Ｆ４２を生成するように構成してもよい。

＜第４実施形態＞
［Ａ］構成等
図７は、第４実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。図７では、図２と同様に、上面図を示している。

図７に示すように、本実施形態の発電プラントは、海水熱交換器６０（第１海水熱交換器）を更に備えている。本実施形態は、この点、および、これに関連する点を除き、第２実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において、上記実施形態と重複する個所については、適宜、説明を省略する。

海水熱交換器６０は、図７に示すように、プラント設備１１の一部であって、浮体１０（図４参照）の上面に設置されており、圧縮機４１で圧縮された二酸化炭素ガスＦ４１が供給されると共に、海洋Ｍから海水ポンプ６１を介して海水Ｆ６１が供給される。そして、海水熱交換器６０では、二酸化炭素ガスＦ４１と海水Ｆ６１との間において熱交換が行われる。

そして、海水熱交換器６０において二酸化炭素ガスＦ４１により加熱された海水Ｆ６０Ｂは、海洋Ｍに排出される。この一方で、海水熱交換器６０において海水Ｆ６１により海水温度近くまで冷却された二酸化炭素ガスＦ６０Ａは、熱交換器２１へ排出される。

その後、二酸化炭素ガスＦ６０Ａは、熱交換器２１において冷却されて液化し、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂとして、二酸化炭素放出部５０ｂに供給される。そして、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂは、二酸化炭素放出部５０ｂから二酸化炭素液滴Ｌ５０（図４参照）として外部へ放出される。

なお、図７では、海水Ｆ３４３や大気Ｆ３０５や送電ケーブル３５１の図示を省略している。

［Ｂ］まとめ
以上のように、本実施形態では、海水熱交換器６０(第１海水熱交換器)が、二酸化炭素回収器４０によって回収された二酸化炭素ガスＦ４１を海水Ｆ６１で冷却する。そして、熱交換器２１では、海水熱交換器６０において冷却された二酸化炭素ガスＦ６０ＡとＬＮＧタンク２０から供給される液化天然ガスＦ２０との間で熱交換が行われる。このため、本実施形態は、二酸化炭素ガスＦ４１を液化するために必要な冷熱量が、液化天然ガスＦ２０の気化のときに発生する冷熱量よりも大きい場合に適用すると効果があり、本実施形態の熱交換器２１では、液化できる二酸化炭素Ｆ４０Ａの量が増加する。

したがって、ＬＮＧタンク２０から供給される液化天然ガスＦ２０の冷熱を他の用途に有効に利用することが可能となる。

また、本実施形態の技術は、第１、および、第３の実施形態の技術と同時に施してもよい。

＜第５実施形態＞
［Ａ］構成等
図８は、第５実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。図８では、図２と同様に、上面図を示している。

図８に示すように、本実施形態の発電プラントは、海水熱交換器６０ｅ（第２海水熱交換器）を更に備えている。本実施形態は、この点、および、これに関連する点を除き、第２実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において、上記実施形態と重複する個所については、適宜、説明を省略する。

海水熱交換器６０ｅは、図８に示すように、プラント設備１１の一部であって、浮体１０（図４参照）の上面に設置されており、熱交換器２１から天然ガスＦ２１Ａが供給されると共に、海洋Ｍから海水ポンプ６１を介して海水Ｆ６１が供給される。そして、海水熱交換器６０ｅでは、天然ガスＦ２１Ａと海水Ｆ６１との間において熱交換が行われる。

そして、海水熱交換器６０ｅにおいて天然ガスＦ２１Ａにより冷却された海水Ｆ６０Ｂは、海洋Ｍに排出される。この一方で、海水熱交換器６０ｅにおいて海水Ｆ６１により加熱された天然ガスＦ６０Ａは、海水熱交換器６０から発電システム３０へ排出される。

その後、天然ガスＦ６０Ａは、発電システム３０において燃料として利用される。

なお、液化天然ガスは、熱交換器２１を流出した時点（Ｆ２１Ａ）では、液体のみの状態でも、気体のみの状態でも、両者の混合状態であってもよいが、発電システム３０に流入するとき（Ｆ６０Ａ）に適切な温度の気体の天然ガスになっている必要がある。

なお、図８では、送電ケーブル３５１や海水Ｆ３４３や大気３０５の図示を省略している。

［Ｂ］まとめ
以上のように、本実施形態では、海水熱交換器６０ｅ（第２海水熱交換器）が、熱交換器２１において熱交換が行われた天然ガスＦ２１Ａを海水Ｆ６１で加熱する。そして、海水熱交換器６０ｅにおいて加熱された天然ガスＦ６０Ａが、発電システム３０に供給される。

このため、本実施形態は、二酸化炭素ガスＦ４１を液化するために必要な冷熱量が、液化天然ガスＦ２０の気化のときに発生する冷熱量よりも小さい場合に適用すると効果があり、本実施形態では、気化できる液化天然ガスＦ２０の量を増加できる。

また、本実施形態の技術は、第１から第３の実施形態の技術と同時に施してもよい。

＜第６実施形態＞
［Ａ］構成等
図９は、第６実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。図９では、図２と同様に、上面図を示している。

図９に示すように、本実施形態の発電プラントは、冷熱利用部２２を更に備えている。本実施形態は、この点、および、これに関連する点を除き、第２実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において、上記実施形態と重複する個所については、適宜、説明を省略する。

冷熱利用部２２は、図９に示すように、プラント設備１１の一部であって、浮体１０（図４参照）の上面に設置されており、ＬＮＧタンク２０から排出された液化天然ガスＦ２０の一部が供給される。本実施形態では、ＬＮＧタンク２０から排出された液化天然ガスＦ２０が２つに分岐して流れた後に、その分岐して流れる一方の液化天然ガスＦ２０Ｂが、冷熱利用部２２に供給される。

具体的には、ＬＮＧタンク２０と熱交換器２１との間を連結する配管から分岐管が分岐しており、その分岐管に冷熱利用部２２が連結されている。そして、液化天然ガスＦ２０は、ＬＮＧタンク２０と熱交換器２１との間を連結する配管を流れた後に、分岐管の連結部分において、熱交換器２１へ流れる液化天然ガスＦ２０Ａと、冷熱利用部２２へ流れる液化天然ガスＦ２０Ｂとに分岐される。

冷熱利用部２２は、例えば、食料などの保管物を冷却して保管する冷蔵庫や冷凍庫であって、上記のようにして供給された液化天然ガスＦ２０Ｂを用いて、保管物の冷却を行う。そして、冷熱利用部２２では、その冷却動作によって液化天然ガスＦ２０Ｂが加熱された状態で排出される。

液化天然ガスＦ２０Ｂは、例えば、天然ガスＦ２２になった状態で冷熱利用部２２から排出される。そして、その天然ガスＦ２２が、熱交換器２１から排出される天然ガスと合流した後に、Ｆ２３として、発電システム３０に供給される。そして、発電システム３０では、熱交換器２１から供給される天然ガスＦ２１Ａの他に、冷熱利用部２２から排出された天然ガスＦ２２を燃料として用いて発電を行う。

なお、液化天然ガスＦ２０Ｂは、冷熱利用部２２を流出した時点（Ｆ２２）では、液体のみの状態でも、気体のみの状態でも、両者の混合状態であってもよいが、混合して発電システム３０に流入するとき（Ｆ２３）に流入先に適切な温度の天然ガスになっている必要がある。

なお、図９では、送電ケーブル３５１や海水Ｆ３４３や大気３０５の図示を省略している。

［Ｂ］まとめ
以上のように、本実施形態の発電プラントでは、冷熱利用部２２が、浮体１０に設置されており、ＬＮＧタンク２０から供給された液化天然ガスＦ２０Ｂを用いて冷却を行う。そして、冷熱利用部２２において冷却用途に用いられることで加熱された液化天然ガスＦ２２が、熱交換器２１で加熱された液化天然ガスＦ２１Ａと共に、天然ガスＦ２３として発電システム３０に供給される。

本実施形態は、二酸化炭素ガスＦ４１を液化するために必要な冷熱量が、液化天然ガスＦ２０の気化のときに発生する冷熱量よりも小さい場合に適用可能であり、本実施形態では、液化天然ガスＦ２０の冷熱量のうち、余剰分を冷熱利用部２２で用いることができる。したがって、本実施形態は、ＬＮＧタンク２０から供給された液化天然ガスＦ２０を有効的に利用することができる。

また、本実施形態の技術は、第１から第４の実施形態の技術と同時に施してもよい。

＜第７実施形態＞
［Ａ］構成等
図１０は、第７実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。図１０では、図２と同様に、上面図を示している。

図１０に示すように、本実施形態の発電プラントは、冷熱発電システム７０を更に備えている。本実施形態は、この点、および、これに関連する点を除き、第２実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において、上記実施形態と重複する個所については、適宜、説明を省略する。

冷熱発電システム７０は、図１０に示すように、プラント設備１１の一部であって、浮体１０（図４参照）の上面に設置されている。冷熱発電システム７０は、媒体タービン７１、発電機７２、凝縮器７３、媒体ポンプ７４、及び加熱器７５を有し、ランキンサイクルによって駆動し、発電を行う。

具体的には、冷熱発電システム７０では、低沸点媒体Ｆ７５Ａが気体状態で媒体タービン７１（膨張機）に供給される。例えば、フロン系、または、ブタンなどの炭化水素系の媒体が、低沸点媒体Ｆ７５Ａとして媒体タービン７１に供給される。そして、その供給された気体状態の低沸点媒体Ｆ７５を作動流体として用いて媒体タービン７１が駆動する。そして、媒体タービン７１の駆動によって、発電機７２が駆動して発電が行われる。媒体タービン７１では、低沸点媒体Ｆ７５は、圧力および温度が低下しながら膨張して流れ、凝縮器７３へ排出される。

そして、冷熱発電システム７０では、媒体タービン７１から排出された低沸点媒体Ｆ７１を凝縮器７３が凝縮する。そして、凝縮器７３での凝縮によって液化した低沸点媒体Ｆ７３Ａを媒体ポンプ７４が加圧して移送した後に、その加圧された低沸点媒体Ｆ７４を加熱器７５が加熱する。その後、その加熱器７５での加熱によって気化した低沸点媒体Ｆ７５Ａが、媒体タービン７１に供給される。

上記の冷熱発電システム７０のうち、加熱器７５では、媒体ポンプ７４から低沸点媒体Ｆ７４が供給される他に、海洋Ｍから海水ポンプ７５１を介して海水Ｆ７５１が供給される。そして、加熱器７５では、低沸点媒体Ｆ７４と海水Ｆ７５１との間において熱交換が行われる。ここでは、加熱器７５において低沸点媒体Ｆ７４によって冷却された海水Ｆ７５Ｂが、海洋Ｍに排出される。また、加熱器７５において海水Ｆ７５Ｂによって加熱された低沸点媒体Ｆ７４が、加熱器７５から媒体タービン７１へ排出される。

また、上記の冷熱発電システム７０のうち、凝縮器７３では、媒体タービン７１から低沸点媒体Ｆ７１が供給される他に、ＬＮＧタンク２０に貯蔵されている液化天然ガスＦ２０の一部が供給される。本実施形態では、ＬＮＧタンク２０から流れ出た液化天然ガスＦ２０が２つに分岐された後に、その分岐して流れる一方の液化天然ガスＦ２０Ｂが、凝縮器７３に供給される。具体的には、液化天然ガスＦ２０がＬＮＧタンク２０と熱交換器２１との間を連結する配管を流れた後に、分岐管の連結部分において、熱交換器２１へ流れる液化天然ガスＦ２０Ａと、凝縮器７３へ流れる液化天然ガスＦ２０Ｂとに分岐される。

そして、凝縮器７３では、低沸点媒体Ｆ７１と液化天然ガスＦ２０Ｂとの間において熱交換が行われる。これにより、凝縮器７３においては、低沸点媒体Ｆ７１が液化天然ガスＦ２０Ｂによって冷却されて凝縮され、その凝縮された低沸点媒体Ｆ７３Ａが媒体ポンプ７４に排出される。この一方で、凝縮器７３では、液化天然ガスＦ２０Ｂが低沸点媒体Ｆ７１によって加熱された状態で排出される。

液化天然ガスＦ２０Ｂは、加熱によって、例えば、天然ガスＦ７３Ｂになった状態で、熱交換器２１から排出される天然ガスＦ２１Ａと合流した後に、Ｆ７６として、発電システム３０に供給される。そして、発電システム３０では、熱交換器２１から供給される天然ガスＦ２１Ａの他に、凝縮器７３から排出された天然ガスＦ７３Ｂを燃料として発電を行う。

なお、液化天然ガスＦ２０Ｂは、凝縮器７３を流出した時点（Ｆ７３Ｂ）では、液体のみの状態でも、気体のみの状態でも、両者の混合状態であってもよいが、発電システム３０に流入するとき（Ｆ７６）に適切な温度の気体の天然ガスになっている必要がある。

また、冷熱発電システム７０において発電された電力は、送電ケーブル７５２を介して、陸地に送電される。この場合には、発電システム３０で発電された電力を送電する送電ケーブル３５１を介して、冷熱発電システム７０で発電された電力を送電してもよい。図１０のように、また、発電システム３０で発電された電力を送電する送電ケーブル３５１以外の送電ケーブル７５２を介して、冷熱発電システム７０で発電された電力を送電してもよい。この他に、発電プラントにおいて、その発電された電力を消費してもよい。

なお、図１０では、海水Ｆ３４３や大気３０５の図示を省略している。

［Ｂ］まとめ
以上のように、本実施形態では、冷熱発電システム７０が更に設置されている。冷熱発電システム７０においては、低沸点媒体Ｆ７４を海水Ｆ７５２によって加熱すると共に低沸点媒体Ｆ７１を液化天然ガスＦ２０Ｂで冷却するランキンサイクルによって、発電を行う。冷熱発電システム７０では、ＬＮＧタンク２０から供給される液化天然ガスＦ２０の一部によって低沸点媒体Ｆ７１が冷却される。そして、冷熱発電システム７０において低沸点媒体Ｆ７１の冷却に用いられる事で加熱された液化天然ガスＦ２０ＢがＦ７３Ｂとして、熱交換器２１において加熱された液化天然ガスＦ２１Ａと共に、天然ガスＦ７６として、発電システム３０に供給される。

本実施形態は、二酸化炭素ガスＦ４１を液化するために必要な冷熱量が、液化天然ガスＦ２０の気化のときに発生する冷熱量よりも小さい場合に適用すると効果があり、本実施形態では、上記のように、余剰分の冷熱を冷熱発電システム７０で用いている。したがって、本実施形態は、ＬＮＧタンク２０から供給された液化天然ガスＦ２０を有効的に利用することができると共に、発電プラント全体における発電量を増加させることができる。

また、本実施形態の技術は、第１から第６の実施形態の技術と同時に施してもよい。

［Ｃ］変形例
本実施形態においては、冷熱発電システム７０がランキンサイクルによって駆動して発電を行う場合について説明したが、これに限らない。図示していないが、冷熱発電システム７０がスターリングサイクルによって駆動して発電を行うように構成してもよい。具体的には、冷熱発電システム７０がスターリングエンジンを有しており、海水を加熱源として用いると共に液化天然ガスを冷却源として用いて、そのスターリングエンジン（外燃機関）を駆動させることによって、発電を行うように構成してもよい。

＜第８実施形態＞
［Ａ］構成等
図１１は、第８実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。図１１では、図２と同様に、上面図を示している。

図１１に示すように、本実施形態の発電プラントは、熱交換器２１ｈが、第２実施形態の場合と異なる。本実施形態は、この点、および、これに関連する点を除き、第２実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において、上記実施形態と重複する個所については、適宜、説明を省略する。

熱交換器２１ｈにおいては、図１１に示すように、第１熱交換器２１１、第２熱交換器２１２、中間熱媒体ポンプ２１３を用いて熱交換が行われる。

熱交換器２１ｈでは、第１熱交換器２１１と第２熱交換器２１２と中間熱媒体ポンプ２１３との間を循環する中間媒体Ｆ２１１〜Ｆ２１３を介して、二酸化炭素ガスＦ４１と液化天然ガスＦ２０との間において熱交換が行われる。

具体的には、第１熱交換器２１１は、ＬＮＧタンク２０から液化天然ガスＦ２０が供給されると共に、第２熱交換器２１２から中間熱媒体ポンプ２１３を介して中間熱媒体Ｆ２１３が供給される。そして、第１熱交換器２１１では、液化天然ガスＦ２０と中間熱媒体Ｆ２１３との間において熱交換が行われる。ここでは、液化天然ガスＦ２０が中間熱媒体Ｆ２１３によって加熱され、第１熱交換器２１１から発電システム３０へ天然ガスＦ２１Ａとして排出される。この一方で、中間熱媒体Ｆ２１３が液化天然ガスＦ２０によって冷却され、その冷却された中間熱媒体Ｆ２１１が第１熱交換器２１１から第２熱交換器２１２に排出される。

第２熱交換器２１２は、第１熱交換器２１１から中間熱媒体Ｆ２１１が供給されると共に、圧縮機４１で圧縮された二酸化炭素ガスＦ４１が供給される。そして、第２熱交換器２１２では、中間熱媒体Ｆ２１１と二酸化炭素ガスＦ４１との間において熱交換が行われる。ここでは、中間熱媒体F２１１が二酸化炭素ガスＦ４１によって加熱され、その加熱された中間熱媒体Ｆ２１２が第２熱交換器２１２から中間熱媒体ポンプ２１３にに排出される。この一方で、二酸化炭素ガスＦ４１が中間熱媒体Ｆ２１１によって冷却されて液化し、液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂとして第２熱交換器２１２から二酸化炭素放出部５０ｂへ排出される。

中間熱媒体ポンプ２１３は、第２熱交換器２１２において冷却された中間熱媒体Ｆ２１２を第１熱交換器２１１に搬送することによって、第１熱交換器２１１と第２熱交換器２１２との間において、中間媒体Ｆ２１１〜Ｆ２１３を循環させる。中間熱媒体ポンプ２１３は、第１熱交換器２１１から排出された中間熱媒体Ｆ２１１を、第２熱交換器２１２に流入させる位置に配置してもよい。

なお、図１１では、送電ケーブル３５１や海水Ｆ３４３や大気３０５の図示を省略している。

［Ｂ］まとめ
一般に、二酸化炭素回収器４０と発電システム３０中の燃焼器３０２との間、及び、二酸化炭素回収器４０とＬＮＧタンク２０との間は、非常に離れていることが多い。この間を二酸化炭素回収器４０で回収した二酸化炭素Ｆ４０Ａを気体のままで搬送するか、液化天然ガスＦ２０を非常に低温なままで搬送する必要がある。充分に低温である液化天然ガスＦ２０が流れる流路は、配管を保温する都合上、極力、短い方が好ましい。また、高圧な気体である二酸化炭素Ｆ４１の流路も短い方が好ましい。

しかし、上述したように、本実施形態では、二酸化炭素回収器４０で回収後に圧縮機４１で圧縮された二酸化炭素ガスＦ４１と、ＬＮＧタンク２０から供給される液化天然ガスＦ２０との間の熱交換が、熱交換器２１ｈにおいて、中間熱媒体Ｆ２１１（Ｆ２１２，Ｆ２１３）を介して行われる。このため、本実施形態においては、液化天然ガスＦ２０，Ｆ２１Ａや二酸化炭素Ｆ４１，Ｆ２１Ｂが流れる流路を短くすることができる。

なお、本実施形態の技術は、第１から第７の実施形態の技術と同時に施してもよい。

＜第９実施形態＞
［Ａ］構成等
図１２は、第９実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。図１２では、図２と同様に、上面図を示している。

図１２に示すように、本実施形態の発電プラントは、液化二酸化炭素タンク８０を更に備える。本実施形態は、この点、および、これに関連する点を除き、第２実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において、上記実施形態と重複する個所については、適宜、説明を省略する。

液化二酸化炭素タンク８０は、図１２に示すように、浮体１０に設置されており、熱交換器２１から供給された液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂを貯蔵する。

そして、二酸化炭素放出部５０ｂは、図１２に示すように、液化二酸化炭素タンク８０から供給される液化二酸化炭素Ｆ８０を外部へ放出する。ここでは、液化二酸化炭素Ｆ８０は、二酸化炭素液滴Ｌ５０（図４参照）になって、二酸化炭素放出部５０ｂから海中に放出される。

［Ｂ］まとめ
二酸化炭素の放出は、発電プラントの海洋Ｍでの位置や、発電システム３０の運転状態などの状況によっては、行うことが容易でない場合がある。しかし、本実施形態では、上記のように、一旦、熱交換器２１で冷却されて液化された二酸化炭素を液化二酸化炭素タンク８０で貯蔵する。このため、本実施形態においては、適切な状況になったときに、二酸化炭素の放出を行うことができる。

なお、本実施形態の技術は、第２実施形態、第４から第８の実施形態の技術と同時に施してもよい。

＜第１０実施形態＞
［Ａ］構成等
図１３は、第１０実施形態に係る発電プラントを模式的に示す図である。図１３では、図５と同様に、上面図を示している。

図１３に示すように、本実施形態の発電プラントは、液化二酸化炭素タンク８０を更に備える。本実施形態は、この点、および、これに関連する点を除き、第３実施形態の場合と同様である。このため、本実施形態において、上記実施形態と重複する個所については、適宜、説明を省略する。

液化二酸化炭素タンク８０は、図１３に示すように、浮体１０に設置されており、熱交換器２１から供給された液化二酸化炭素Ｆ２１Ｂを貯蔵する。

そして、スラリー生成器４２は、液化二酸化炭素タンク８０から供給される液化二酸化炭素Ｆ８０をスラリー状にし、それによって生成したスラリー二酸化炭素Ｆ４２を二酸化炭素放出部５０ｃへ排出する。

そして、二酸化炭素放出部５０ｃは、第３実施形態の場合と同様に、スラリー生成器４２から供給されたスラリー二酸化炭素Ｆ４２を外部へ放出する。つまり、スラリー二酸化炭素Ｆ４２をスラリー滴（図示省略）として海中に放出する。

［Ｂ］まとめ
二酸化炭素の放出は、発電プラントの海洋Ｍでの位置や、発電システム３０の運転状態などの状況によっては、行うことが容易でない場合がある。しかし、本実施形態では、一旦、液化二酸化炭素タンク８０で貯蔵された二酸化炭素をスラリー状にした後に海洋Ｍに放出する。このため、放出に適切な状況になったときに、二酸化炭素の放出を行うことができる。

なお、本実施形態の技術は、第３から第８の実施形態の技術と同時に施してもよい。

＜その他＞
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１０…浮体、２０…ＬＮＧタンク、２１，２１ｈ…熱交換器、２２…冷熱利用部、３０…発電システム、４０…二酸化炭素回収器、４１…二酸化炭素圧縮機、４２…スラリー生成器、５０，５０ｂ，５０ｃ…二酸化炭素放出部、６０，６０ｅ…海水熱交換器、７０…冷熱発電システム、７１…媒体タービン、８０…液化二酸化炭素タンク

Claims (14)

1. 海上に浮かべられる浮体と、
   液化天然ガスを貯蔵するＬＮＧタンクと、
   前記ＬＮＧタンクから供給される液化天然ガスを加熱する熱交換器と、
   前記熱交換器において前記液化天然ガスが加熱されて得られる天然ガスを燃料として発電を行う発電システムと、
   前記発電システムから排出された燃焼排ガスに含まれる二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収器と、
   前記二酸化炭素回収器によって回収された二酸化炭素を海洋へ放出する二酸化炭素放出部と
   を有し、
   前記浮体には、前記ＬＮＧタンク、前記熱交換器、前記発電システム、前記二酸化炭素回収器、及び前記二酸化炭素放出部が設置されており、
   前記二酸化炭素回収器によって回収された二酸化炭素と前記ＬＮＧタンクから供給される液化天然ガスとの間の熱交換が前記熱交換器において行われることにより、前記液化天然ガスが加熱されて前記天然ガスが生成されると共に、前記二酸化炭素が冷却されて液化し、
   前記熱交換器によって液化された後の二酸化炭素を前記二酸化炭素放出部から海洋に放出することを特徴とする、
   浮体式発電プラント。
2. 前記熱交換器において液化された二酸化炭素が前記二酸化炭素放出部から海洋に放出されたときに、海水に希釈拡散して溶解させることを特徴とする、
   請求項１に記載の浮体式発電プラント。
3. 前記熱交換器において液化された二酸化炭素は、前記二酸化炭素放出部から液滴として海洋に放出されることを特徴とする、
   請求項１に記載の浮体式発電プラント。
4. 前記液滴は、温度が−２６℃以下であって、直径が０．７ｍ以上であり、水深が５００ｍ以上の海洋において放出されることを特徴とする、
   請求項３に記載の浮体式発電プラント。
5. 前記浮体に設置されており、前記熱交換器において液化された二酸化炭素を冷却することによって、液体二酸化炭素と固体二酸化炭素とが混合したスラリー状にするスラリー生成器
   を有し、
   前記スラリー生成器によってスラリー状にされた二酸化炭素は、前記二酸化炭素放出部からスラリー滴として海洋に放出されることを特徴とする、
   請求項１に記載の浮体式発電プラント。
6. 前記スラリー滴は、直径が０．４ｍ以上であり、水深が２００ｍ以上の海洋において放出されることを特徴とする、
   請求項５に記載の浮体式発電プラント。
7. 前記スラリー生成器は、前記熱交換器において液化された二酸化炭素を、前記ＬＮＧタンクから供給される液化天然ガスの冷熱と気化熱によって凝固点まで冷却することによってスラリー状にすることを特徴とする、
   請求項５または６に記載の浮体式発電プラント。
8. 前記浮体に設置されており、前記二酸化炭素回収器によって回収された二酸化炭素を海水で冷却する第１海水熱交換器
   を有し、
   前記熱交換器では、前記第１海水熱交換器によって冷却された二酸化炭素と前記ＬＮＧタンクから供給される液化天然ガスとの間で熱交換が行われることを特徴とする、
   請求項１から７のいずれかに記載の浮体式発電プラント。
9. 前記浮体に設置されており、前記熱交換器において熱交換が行われた液化天然ガスを海水で加熱する第２海水熱交換器
   を有し、
   前記発電システムは、前記第２海水熱交換器において前記液化天然ガスが加熱されることによって得られた天然ガスが供給されることを特徴とする、
   請求項１から８のいずれかに記載の浮体式発電プラント。
10. 前記浮体に設置されており、前記ＬＮＧタンクから供給された液化天然ガスを用いて冷却を行う冷熱利用部
    を有し、
    前記発電システムは、前記液化天然ガスの一部が前記冷熱利用部において冷却に用いられることによって加熱され、前記液化天然ガスの残りが前記熱交換器において加熱され、ともに前記天然ガスとなって供給されることを特徴とする、
    請求項１から９のいずれかに記載の浮体式発電プラント。
11. 前記浮体に設置されており、作動媒体を海水によって加熱すると共に前記作動媒体を液化天然ガスで冷却するランキンサイクルまたはスターリングサイクルによって、回転駆動機関を駆動して発電を行う冷熱発電システム
    を有し、
    前記冷熱発電システムは、前記ＬＮＧタンクから供給される液化天然ガスで前記作動媒体を冷却し、
    前記発電システムは、前記冷熱発電システムにおいて前記作動媒体の冷却のときに用いられることで加熱された液化天然ガスが、前記熱交換器において加熱された液化天然ガスと共に、天然ガスとして供給されることを特徴とする、
    請求項１から１０のいずれかに記載の浮体式発電プラント。
12. 前記熱交換器においては、前記二酸化炭素回収器によって回収された二酸化炭素と前記ＬＮＧタンクから供給される液化天然ガスとの間の熱交換が、中間熱媒体を介して行われる構成であることを特徴とする、
    請求項１から１１のいずれかに記載の浮体式発電プラント。
13. 前記浮体に設置されており、前記熱交換器によって冷却され液化された二酸化炭素を貯蔵する液化二酸化炭素タンク
    を有し、
    前記二酸化炭素放出部は、前記液化二酸化炭素タンクに貯蔵された二酸化炭素を海洋に放出する、
    請求項１から４、８から１２のいずれかに記載の浮体式発電プラント。
14. 前記浮体に設置されており、前記熱交換器によって冷却され液化された二酸化炭素を貯蔵する液化二酸化炭素タンク
    を有し、
    前記スラリー生成器は、前記液化二酸化炭素タンクに貯蔵された二酸化炭素をスラリー状にすることを特徴とする、
    請求項５から７のいずれかに記載の浮体式発電プラント。

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