JP2015051901A - Energy supply system and energy supply method - Google Patents
Energy supply system and energy supply method Download PDFInfo
- Publication number
- JP2015051901A JP2015051901A JP2013185894A JP2013185894A JP2015051901A JP 2015051901 A JP2015051901 A JP 2015051901A JP 2013185894 A JP2013185894 A JP 2013185894A JP 2013185894 A JP2013185894 A JP 2013185894A JP 2015051901 A JP2015051901 A JP 2015051901A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- hydrogen
- carbon dioxide
- reaction
- methanation
- dehydrogenation
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 33
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 146
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 97
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 97
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 92
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 81
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 80
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 73
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 73
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 58
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 74
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 230000008685 targeting Effects 0.000 abstract 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 24
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 23
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 17
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 17
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 16
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 13
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 12
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 10
- UAEPNZWRGJTJPN-UHFFFAOYSA-N methylcyclohexane Chemical compound CC1CCCCC1 UAEPNZWRGJTJPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 6
- CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N tetralin Chemical compound C1=CC=C2CCCCC2=C1 CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- GYNNXHKOJHMOHS-UHFFFAOYSA-N methyl-cycloheptane Natural products CC1CCCCCC1 GYNNXHKOJHMOHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000002828 fuel tank Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 3
- 238000010344 co-firing Methods 0.000 description 3
- 150000004678 hydrides Chemical class 0.000 description 3
- QEGNUYASOUJEHD-UHFFFAOYSA-N 1,1-dimethylcyclohexane Chemical compound CC1(C)CCCCC1 QEGNUYASOUJEHD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NHCREQREVZBOCH-UHFFFAOYSA-N 1-methyl-1,2,3,4,4a,5,6,7,8,8a-decahydronaphthalene Chemical compound C1CCCC2C(C)CCCC21 NHCREQREVZBOCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QPUYECUOLPXSFR-UHFFFAOYSA-N 1-methylnaphthalene Chemical compound C1=CC=C2C(C)=CC=CC2=C1 QPUYECUOLPXSFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- NNBZCPXTIHJBJL-UHFFFAOYSA-N decalin Chemical compound C1CCCC2CCCCC21 NNBZCPXTIHJBJL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- -1 monocyclic aromatic compounds Chemical class 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- GVJFFQYXVOJXFI-UHFFFAOYSA-N 1,2,3,4,4a,5,6,7,8,8a,9,9a,10,10a-tetradecahydroanthracene Chemical compound C1C2CCCCC2CC2C1CCCC2 GVJFFQYXVOJXFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N anthracene Natural products C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3C=C21 MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005577 anthracene group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002619 bicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 1
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002950 monocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 1
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
- PXXNTAGJWPJAGM-UHFFFAOYSA-N vertaline Natural products C1C2C=3C=C(OC)C(OC)=CC=3OC(C=C3)=CC=C3CCC(=O)OC1CC1N2CCCC1 PXXNTAGJWPJAGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
本発明は、水素と電力とを供給するエネルギー供給システム及びエネルギー供給方法に係り、詳細には発電に起因する二酸化炭素排出量を抑制する技術に関する。 The present invention relates to an energy supply system and an energy supply method for supplying hydrogen and electric power, and more particularly to a technique for suppressing carbon dioxide emissions resulting from power generation.
芳香族化合物の水素化反応(水添反応)によって、気体である水素を芳香族化合物に化学的に付加し、水素化芳香族化合物(有機ハイドライド)を生成する有機ケミカルハイドライド法が公知となっている。水素化芳香族化合物は、常温常圧において液体であるため、水素の貯蔵及び輸送を容易かつ安全に行うことができる。この手法によれば、水素は、生産地において水素化芳香族化合物に転換され、水素化芳香族化合物の形態で輸送される。そして、水素化芳香族化合物は、都市等の水素使用地に隣接したプラントや水素ステーション等において、脱水素反応より水素と芳香族化合物とを生成する。脱水素反応によって生じた芳香族化合物は、再び水素生産地に輸送され、水添反応に利用される。 An organic chemical hydride method is known in which hydrogen, which is a gas, is chemically added to an aromatic compound by a hydrogenation reaction (hydrogenation reaction) of the aromatic compound to produce a hydrogenated aromatic compound (organic hydride). Yes. Since the hydrogenated aromatic compound is liquid at normal temperature and pressure, hydrogen can be stored and transported easily and safely. According to this approach, hydrogen is converted to hydrogenated aromatic compounds at the production site and transported in the form of hydrogenated aromatic compounds. And a hydrogenated aromatic compound produces | generates hydrogen and an aromatic compound by a dehydrogenation reaction in the plant, hydrogen station, etc. which are adjacent to hydrogen use places, such as a city. The aromatic compound produced by the dehydrogenation reaction is transported again to the hydrogen production site and used for the hydrogenation reaction.
水素化芳香族化合物の脱水素反応は、吸熱反応であるため、外部から熱量を加える必要がある。この熱量を供給する熱源として、脱水素反応を行う脱水素反応装置に発電設備やエンジンを併設し、発電設備等が排出する排出ガスと脱水素反応装置とを熱交換可能にしたものがある(例えば、特許文献1、2)。このように構成すると、発電設備等が発生する廃熱を有効利用することができ、水素供給設備及び発電設備等を含むシステム全体のエネルギー効率を向上させることができる。 Since the dehydrogenation reaction of the hydrogenated aromatic compound is an endothermic reaction, it is necessary to add heat from the outside. As a heat source for supplying this amount of heat, there is a dehydrogenation reactor that performs a dehydrogenation reaction with a power generation facility and an engine so that the exhaust gas discharged from the power generation facility and the dehydrogenation reactor can exchange heat ( For example, Patent Documents 1 and 2). If comprised in this way, the waste heat which a power generation equipment etc. generate | occur | produce can be used effectively, and the energy efficiency of the whole system including a hydrogen supply equipment, a power generation equipment, etc. can be improved.
上記の特許文献に係る発明では、発電設備等の排出ガスの熱量を脱水素反応装置に利用することによって、脱水素反応装置の昇温のために必要な燃料使用量を抑制し、削減した燃料使用量に応じた二酸化炭素排出量を抑制している。しかしながら、発電設備等から排出される二酸化炭素量は抑制されておらず、システム全体の二酸化炭素排出量の抑制が十分であるとは言い難い。 In the invention according to the above-mentioned patent document, the amount of fuel used for raising the temperature of the dehydrogenation reactor is suppressed by using the amount of heat of the exhaust gas from the power generation equipment or the like in the dehydrogenation reactor, thereby reducing the amount of fuel used. Carbon dioxide emissions are controlled according to usage. However, the amount of carbon dioxide emitted from the power generation facility or the like is not suppressed, and it is difficult to say that the amount of carbon dioxide emission in the entire system is sufficiently suppressed.
本発明は、以上の問題を鑑み、水素と電力とを供給するエネルギー供給システムにおいて、発電に起因する二酸化炭素排出量を抑制することを課題とする。 In view of the above problems, an object of the present invention is to suppress carbon dioxide emissions resulting from power generation in an energy supply system that supplies hydrogen and electric power.
上記課題を解決するために、本発明は、エネルギー供給システム(1)であって、化石燃料を燃焼させたエネルギーを電力に変換する発電機(7)と、脱水素反応によって水素化芳香族化合物から水素を生成する脱水素反応装置(4)と、メタネーション反応によって、前記発電機における燃焼によって生じる排出ガス中の二酸化炭素と、前記脱水素反応装置から生じる水素とからメタンを生成するメタネーション反応装置(6)とを有し、前記発電機は、前記メタネーション反応装置から生じるメタンを前記化石燃料と共に燃焼することを特徴とする。エネルギー供給システムは、水素と電力とを供給することができる。 In order to solve the above-mentioned problems, the present invention provides an energy supply system (1), a generator (7) for converting energy obtained by burning fossil fuel into electric power, and a hydrogenated aromatic compound by dehydrogenation reaction. Dehydrogenation reactor (4) for producing hydrogen from methanol, and methanation for producing methane by methanation reaction from carbon dioxide in exhaust gas generated by combustion in the generator and hydrogen produced from the dehydrogenation reactor And the generator combusts methane generated from the methanation reactor together with the fossil fuel. The energy supply system can supply hydrogen and electric power.
この構成によれば、脱水素反応装置によって生成される水素と、発電機から排出される排出ガス中の二酸化炭素とを利用してメタネーション反応を行い、メタンを生成するため、エネルギー供給システムの二酸化炭素排出量を抑制することができる。特に、発電機から排出される二酸化炭素を全量使用してメタネーション反応を行うことによって、二酸化炭素排出量をゼロにすることができる。 According to this configuration, the methanation reaction is performed using hydrogen generated by the dehydrogenation reactor and carbon dioxide in the exhaust gas discharged from the generator to generate methane. Carbon dioxide emissions can be suppressed. In particular, by performing the methanation reaction using the entire amount of carbon dioxide emitted from the generator, the amount of carbon dioxide emission can be reduced to zero.
また、メタネーション反応装置から生成されるメタンを燃料の一部として使用するため、発電機において使用される化石燃料の使用量を低減することができる。 Moreover, since methane produced | generated from a methanation reaction apparatus is used as a part of fuel, the usage-amount of the fossil fuel used in a generator can be reduced.
上記の発明において、前記発電機は、前記脱水素反応装置から生じる水素と前記化石燃料とを混焼するとよい。 In the above invention, the generator may co-fire hydrogen generated from the dehydrogenation reactor and the fossil fuel.
この構成によれば、発電機で使用する燃料の一部に水素を使用することによって、化石燃料の使用量を抑制することができる。 According to this structure, the usage-amount of fossil fuel can be suppressed by using hydrogen for a part of fuel used with a generator.
上記の発明において、前記メタネーション反応装置は、逆シフト反応によって、前記排出ガスに含まれる二酸化炭素と前記脱水素反応装置から生じる水素とから一酸化炭素を生成すると共に、前記排出ガスに含まれる二酸化炭素及び前記逆シフト反応によって生成された一酸化炭素の少なくとも一方と、前記脱水素反応装置からの水素とに基づくメタネーション反応によってメタンを生成するとよい。 In the above invention, the methanation reactor generates carbon monoxide from carbon dioxide contained in the exhaust gas and hydrogen generated from the dehydrogenation reactor by reverse shift reaction, and is also contained in the exhaust gas. Methane may be generated by a methanation reaction based on at least one of carbon dioxide and carbon monoxide generated by the reverse shift reaction and hydrogen from the dehydrogenation reactor.
この構成によれば、メタネーション反応を行う前に逆シフト反応を行い、二酸化炭素から一酸化炭素を生成するため、続くメタネーション反応でのメタンの収率が増大する。 According to this configuration, since the reverse shift reaction is performed before the methanation reaction and carbon monoxide is generated from the carbon dioxide, the yield of methane in the subsequent methanation reaction increases.
上記の発明において、前記メタネーション反応により生じる熱量は、前記脱水素反応装置に輸送され、脱水素反応に使用されるとよい。 In the above invention, the amount of heat generated by the methanation reaction may be transported to the dehydrogenation reactor and used for the dehydrogenation reaction.
この構成によれば、メタネーション反応は発熱反応であるため、メタネーション反応により生じる熱量を吸熱反応である脱水素反応に使用することで、脱水素反応装置に付加的な熱量を与える必要が低減される。すなわち、メタネーション反応により生じる熱量を有効利用し、エネルギー供給システム全体のエネルギー消費量を抑制することができる。 According to this configuration, since the methanation reaction is an exothermic reaction, the amount of heat generated by the methanation reaction is used for the dehydrogenation reaction, which is an endothermic reaction, thereby reducing the need to give additional heat to the dehydrogenation reactor. Is done. That is, the amount of heat generated by the methanation reaction can be effectively used, and the energy consumption of the entire energy supply system can be suppressed.
上記の発明において、前記排出ガスから、窒素を分離し、二酸化炭素を回収する二酸化炭素分離装置(8)を更に有し、前記二酸化炭素分離装置によって窒素から分離された二酸化炭素が、前記メタネーション反応装置に供給されるとよい。 Said invention WHEREIN: Furthermore, it has a carbon dioxide separator (8) which isolate | separates nitrogen from the said exhaust gas, and collect | recovers a carbon dioxide, The carbon dioxide isolate | separated from nitrogen by the said carbon dioxide separator is the said methanation. It may be supplied to the reactor.
この構成によれば、窒素等の排出ガス成分が分離された二酸化炭素がメタネーション反応装置に供給されるため、メタネーション反応装置の収率が増大する。 According to this configuration, since carbon dioxide from which exhaust gas components such as nitrogen are separated is supplied to the methanation reactor, the yield of the methanation reactor increases.
上記の発明において、前記化石燃料は、天然ガスであるとよい。 In the above invention, the fossil fuel may be natural gas.
この構成によれば、天然ガスはメタンを主成分とするため、メタネーション反応装置から供給されるメタンが発電機に供給されても、発電機における燃料成分の変化が小さく、発電機での安定した燃焼が達成される。 According to this configuration, since natural gas is mainly composed of methane, even if methane supplied from the methanation reactor is supplied to the generator, the change in the fuel component in the generator is small and stable in the generator. Combustion is achieved.
また、本発明の他の側面は、エネルギー供給方法であって、化石燃料を燃焼させたエネルギーを電力に変換する発電工程と、脱水素反応によって水素化芳香族化合物から水素を生成する脱水素工程と、メタネーション反応によって、前記発電工程における燃焼によって生じる排出ガス中の二酸化炭素と、前記脱水素工程によって生じる水素とからメタンを生成するメタネーション工程とを有し、前記発電工程では、前記メタネーション工程によって生じるメタンを前記化石燃料と共に燃焼することを特徴とする。エネルギー供給方法は、水素と電力とを供給する方法である。 Another aspect of the present invention is an energy supply method, which includes a power generation process that converts energy obtained by burning fossil fuel into electric power, and a dehydrogenation process that generates hydrogen from a hydrogenated aromatic compound by a dehydrogenation reaction. And a methanation step of generating methane from carbon dioxide in the exhaust gas generated by combustion in the power generation step and hydrogen generated by the dehydrogenation step by the methanation reaction. The methane produced by the nation process is burned together with the fossil fuel. The energy supply method is a method of supplying hydrogen and electric power.
この方法によれば、二酸化炭素の排出量及び化石燃料の使用量を低減しつつ、水素と電力とを供給することができる。 According to this method, hydrogen and electric power can be supplied while reducing the amount of carbon dioxide emitted and the amount of fossil fuel used.
以上の構成によれば、水素と電力とを供給するエネルギー供給システムにおいて、発電に起因する二酸化炭素排出量を抑制することができる。 According to the above configuration, in the energy supply system that supplies hydrogen and electric power, it is possible to suppress carbon dioxide emissions resulting from power generation.
以下、図面を参照して、本発明に係るエネルギー供給システムの実施形態について説明する。図1は、第1実施形態に係るエネルギー供給システムの構成を示すブロック図である。 Hereinafter, an embodiment of an energy supply system according to the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a block diagram showing the configuration of the energy supply system according to the first embodiment.
エネルギー供給システム1は、水素化芳香族化合物(有機ハイドライド)と燃料の供給を受け、水素と電力とを供給するシステムである。詳細には、エネルギー供給システム1は、化石燃料を燃焼させたエネルギーを電力に変換する発電工程と、脱水素反応によって水素化芳香族化合物から水素を生成する脱水素工程と、メタネーション反応によって、発電工程における燃焼によって生じる排出ガス中の二酸化炭素と、脱水素工程によって生じる水素とからメタンを生成するメタネーション工程とを有し、発電工程では、メタネーション工程によって生じるメタンを前記化石燃料と共に燃焼することを特徴とするエネルギー供給方法を実行することによって水素と電力とを供給する。図1に示すように、エネルギー供給システム1は、水素化芳香族化合物タンク2と、燃料タンク3と、脱水素反応装置4と、メタネーション反応装置6と、発電機7と、CO2分離装置8と、芳香族化合物タンク10とを有している。エネルギー供給システム1は、プラントとして構成される。
The energy supply system 1 is a system that receives hydrogenated aromatic compound (organic hydride) and fuel and supplies hydrogen and electric power. Specifically, the energy supply system 1 includes a power generation process that converts energy obtained by burning fossil fuel into electric power, a dehydrogenation process that generates hydrogen from a hydrogenated aromatic compound by a dehydrogenation reaction, and a methanation reaction. It has a methanation process that generates methane from carbon dioxide in exhaust gas generated by combustion in the power generation process and hydrogen generated by the dehydrogenation process. In the power generation process, methane generated by the methanation process is burned together with the fossil fuel. Hydrogen and electric power are supplied by executing an energy supply method characterized by: As shown in FIG. 1, the energy supply system 1 includes a hydrogenated
水素化芳香族化合物は、芳香族化合物の水添反応(水素化反応)の生成物であり、それ自体が安定であると共に脱水素されて安定な芳香族化合物となるものであればよい。芳香族化合物は、特に限定されるものではないが、ベンゼン、トルエン、キシレン等の単環式芳香族化合物や、ナフタレン、テトラリン、メチルナフタレン等の2環式芳香族化合物や、アントラセン等の3環式芳香族化合物であり、これらを単独、或いは2種以上の混合物として用いることができる。水素化芳香族化合物は、上記の芳香族化合物を水素化したものであり、シクロヘキサン、メチルシクロヘキサン、ジメチルシクロヘキサン、等の単環式水素化芳香族化合物や、テトラリン、デカリン、メチルデカリン等の2環式水素化芳香族化合物や、テトラデカヒドロアントラセン等の3環式水素化芳香族化合物等であり、これらを単独、或いは2種以上の混合物として用いることができる。水素化芳香族化合物は、常温、常圧で安定な液体である。上記の水素化芳香族化合物及び芳香族化合物のうち、水素化芳香族化合物にメチルシクロヘキサンを使用し、芳香族化合物にメチルシクロヘキサンを脱水素化したトルエンを使用することが好ましい。 The hydrogenated aromatic compound is a product of a hydrogenation reaction (hydrogenation reaction) of an aromatic compound, and may be any product as long as it is stable and dehydrogenated to become a stable aromatic compound. The aromatic compound is not particularly limited, but monocyclic aromatic compounds such as benzene, toluene, and xylene, bicyclic aromatic compounds such as naphthalene, tetralin, and methylnaphthalene, and tricyclic rings such as anthracene. These are aromatic compounds, and these can be used alone or as a mixture of two or more. The hydrogenated aromatic compound is obtained by hydrogenating the above aromatic compound, and a monocyclic hydrogenated aromatic compound such as cyclohexane, methylcyclohexane or dimethylcyclohexane, or a bicyclic ring such as tetralin, decalin or methyldecalin. Or a tricyclic hydrogenated aromatic compound such as tetradecahydroanthracene, which can be used alone or as a mixture of two or more. Hydrogenated aromatic compounds are liquids that are stable at room temperature and pressure. Of the above hydrogenated aromatic compounds and aromatic compounds, it is preferable to use methylcyclohexane as the hydrogenated aromatic compound and use toluene obtained by dehydrogenating methylcyclohexane as the aromatic compound.
発電機7は、水素と化石燃料である燃料とを燃焼し、その熱量を電力に変換する水素混焼型の発電機7である。発電機7は、燃焼により生じた熱で水を温め、発生した蒸気を用いて羽根車(蒸気タービン)を回して電力を得る蒸気タービン発電機や、燃焼によって発生した燃焼ガスを用いて羽根車(タービン)を回し電力を得るガスタービン発電機であってよい。化石燃料は、重油や灯油等の液体である炭化水素や、都市ガスやプロパンガスを含む天然ガス(炭化水素ガス)であってよい。本実施形態では、発電機7は、天然ガスである燃料と水素を燃料とする水素混焼型のガスタービン発電機である。発電機は、水素及び天然ガスを燃焼し、電力と排出ガス(燃焼ガス)とを発生する。排出ガスは、二酸化炭素、窒素、水と、その他の微量成分とを含む。 The generator 7 is a hydrogen co-firing generator 7 that burns hydrogen and fuel that is fossil fuel and converts the amount of heat into electric power. The generator 7 is a steam turbine generator that warms water with heat generated by combustion and rotates the impeller (steam turbine) using the generated steam to obtain electric power, or an impeller using combustion gas generated by combustion. It may be a gas turbine generator that obtains electric power by turning (turbine). The fossil fuel may be a hydrocarbon such as heavy oil or kerosene, or a natural gas (hydrocarbon gas) containing city gas or propane gas. In this embodiment, the generator 7 is a hydrogen co-firing gas turbine generator that uses natural gas and hydrogen as fuel. The generator burns hydrogen and natural gas, and generates electric power and exhaust gas (combustion gas). The exhaust gas contains carbon dioxide, nitrogen, water, and other trace components.
水素化芳香族化合物タンク2は、水素化芳香族化合物を貯蔵するための容器である。水素化芳香族化合物タンク2は、通路11を介して脱水素反応装置4に接続されており、脱水素反応装置4に水素化芳香族化合物を供給する。水素化芳香族化合物タンク2には、船舶や車両による輸送や、パイプラインによって、水素化芳香族化合物が外部から供給される。
The hydrogenated
脱水素反応装置4は、触媒存在下における脱水素反応によって水素化芳香族化合物から水素と芳香族化合物とを生成する。本実施形態では、脱水素反応装置4は、脱水素反応によって水素化芳香族化合物から水素と芳香族化合物とを生成する脱水素工程を行う。水素化芳香族化合物がメチルシクロヘキサンである場合には、脱水素反応によって水素とトルエンが生成される。水素化芳香族化合物の脱水素反応は、吸熱反応である。 The dehydrogenation reactor 4 generates hydrogen and an aromatic compound from a hydrogenated aromatic compound by a dehydrogenation reaction in the presence of a catalyst. In this embodiment, the dehydrogenation reaction apparatus 4 performs a dehydrogenation step of generating hydrogen and an aromatic compound from a hydrogenated aromatic compound by a dehydrogenation reaction. When the hydrogenated aromatic compound is methylcyclohexane, hydrogen and toluene are generated by the dehydrogenation reaction. The dehydrogenation reaction of the hydrogenated aromatic compound is an endothermic reaction.
脱水素反応装置4の構成は、限定されるものではないが、シェルアンドチューブ型の反応器を適用することができる。脱水素反応装置4は、筒状のシェルと、シェル内を延在する複数のチューブとを有する。各チューブの内部空間は、シェルの内部空間に対して隔離されている。各チューブの内側には、脱水素反応を促進する脱水素触媒が充填されている。脱水素触媒は、例えば、多孔性γ−アルミナ担体に、白金、パラジウム、ロジウム、イリジウム及びルテニウムから選ばれた少なくとも1つの触媒金属を担持させたものであってよい。 The configuration of the dehydrogenation reactor 4 is not limited, but a shell and tube reactor can be applied. The dehydrogenation reaction apparatus 4 has a cylindrical shell and a plurality of tubes extending in the shell. The internal space of each tube is isolated from the internal space of the shell. Each tube is filled with a dehydrogenation catalyst that promotes the dehydrogenation reaction. The dehydrogenation catalyst may be, for example, a porous γ-alumina support on which at least one catalyst metal selected from platinum, palladium, rhodium, iridium, and ruthenium is supported.
脱水素反応装置4の各チューブには液体である水素化芳香族化合物が供給され、触媒に接触しながら流れる。シェルには、高温流体が供給され、チューブとの間で熱交換が行われ、触媒及びメチルシクロヘキサンが加熱される。高温流体は、発電機7から生じる排出ガスである。発電機7と脱水素反応装置4のシェルとは通路13によって接続されており、排気通路を介して発電機7の排出ガスがシェルに供給される。
Each tube of the dehydrogenation reactor 4 is supplied with a liquid hydrogenated aromatic compound and flows while contacting the catalyst. A high temperature fluid is supplied to the shell, heat exchange is performed with the tube, and the catalyst and methylcyclohexane are heated. The hot fluid is exhaust gas generated from the generator 7. The generator 7 and the shell of the dehydrogenation reactor 4 are connected by a
また、脱水素反応装置4には、チューブと熱交換可能に熱交換器12が設けられている。熱交換器12は、メタネーション反応装置6とも熱交換可能に設けられており、メタネーション反応装置6の熱量を脱水素反応装置4に供給する。熱交換器12は、媒体に水蒸気を利用したものであってよく、メタネーション反応装置6及び脱水素反応装置4を通過する水蒸気の循環通路を有している。熱交換器12内の水蒸気は、メタネーション反応装置6で加熱され、その熱量を脱水素反応装置4のチューブに伝達する。水素化芳香族化合物は、シェル内を流れる排出ガス及び熱交換器12から熱量を受け取り、触媒の存在下で、水素と芳香族化合物とを生成する。
Further, the dehydrogenation reaction apparatus 4 is provided with a
脱水素反応装置4において生成された水素は気体であり、芳香族化合物は液体であるため、水素と芳香族化合物とは互いに分離され、脱水素反応装置4から独立して排出される。芳香族化合物は、通路16を介して芳香族化合物タンク10に輸送され、貯蔵される。水素は、一部が通路22を介してメタネーション反応装置6に供給され、他の一部が通路23を介して発電機7に供給され、残りが水素供給ライン24を介して外部の設備に供給される。
Since the hydrogen produced in the dehydrogenation reactor 4 is a gas and the aromatic compound is a liquid, the hydrogen and the aromatic compound are separated from each other and discharged independently from the dehydrogenation reactor 4. The aromatic compound is transported to the
CO2分離装置8は、化学吸収法、物理吸収法、膜分離法等の公知の二酸化炭素分離回収技術をした装置である。本実施形態のCO2分離装置8は、二酸化炭素を選択的に溶解するアルカリ性溶液を吸収剤として使用する化学吸収法を用いた装置として構成されている。CO2分離装置8は、吸収部31と再生部32とを有している。吸収部31と再生部32とは、それぞれ容器によって構成され、配管を介して互いに循環可能に接続されている。吸収剤として使用されるアルカリ性溶液は、アミンや炭酸カリ水溶液が使用される。本実施形態では、硫化水素や二酸化炭素のような酸性ガスと選択的に吸収するモノエタノール水溶液を吸収材として使用する。
The CO 2 separation device 8 is a device having a known carbon dioxide separation and recovery technique such as a chemical absorption method, a physical absorption method, and a membrane separation method. The CO 2 separation device 8 of the present embodiment is configured as a device using a chemical absorption method that uses an alkaline solution that selectively dissolves carbon dioxide as an absorbent. The CO 2 separation device 8 includes an
吸収部31では、供給されるガスとモノエタノールアミン水溶液とが接触することによって、供給されるガスから二酸化炭素がモノエタノールアミン水溶液に溶解し、供給されるガスから二酸化炭素が分離される。二酸化炭素が分離されたガスは、吸収部31から外部に供給される。二酸化炭素を吸収したモノエタノールアミン水溶液は再生部32に送られ、再生処理を受ける。再生処理では、二酸化炭素を吸収したモノエタノールアミン水溶液が加熱され、二酸化炭素がモノエタノールアミン水溶液から分離される。再生処理において必要となる熱量は、発電機7やメタネーション反応装置6から供給されるとよい。再生部32においてモノエタノールアミン水溶液から分離された二酸化炭素は再生部32から外部に供給され、二酸化炭素が取り除かれたモノエタノールアミンは吸収部31に循環される。
In the
CO2分離装置8の吸収部31は通路34によって脱水素反応装置4のシェルと接続されている。脱水素反応装置4のシェルを通過した排出ガスは、通路34を介して吸収部31に供給される。吸収部31に供給された排出ガスは、その成分である二酸化炭素がモノエタノールアミン水溶液に吸収される。一方、二酸化炭素が分離された排出ガスは、その主成分が窒素となり、吸収部31から通路35に排出される。通路35は、公知の清浄化工程等に接続され、最終的に大気中に放出される。吸収部31において二酸化炭素を吸収したモノエタノールアミン水溶液は、再生部32に送られ、再生処理を受ける。これにより、二酸化炭素を吸収したモノエタノールアミン水溶液は、気体の二酸化炭素と液体のモノエタノールアミン水溶液とに分離される。再生部32においてモノエタノールアミン水溶液から分離された二酸化炭素は、圧縮機で加圧されてメタネーション反応装置6に供給され、二酸化炭素が取り除かれたモノエタノールアミンは吸収部31に循環される。
The
メタネーション反応装置6は、脱水素反応装置4から通路22を介して供給される水素と、CO2分離装置8の再生部32から通路41を介して供給される二酸化炭素とを用いて逆シフト反応を行い、一酸化炭素と水を生成する。この反応は、触媒の存在下において行われ、以下の反応式(1)に基づく。
また、メタネーション反応装置6は、供給された水素及び二酸化炭素と、逆シフト反応によって生成された一酸化炭素とを原料とし、触媒の存在下においてメタネーション反応によってメタンを生成する。メタネーション反応は、以下の反応式に基づく。
反応式(2)及び(3)は、平衡反応であり、左側から右側に進む方向が、発熱反応であると共に、モル数が減少するため、化学平衡の観点からは低温、高圧であるほど右側に進み易くなる。この反応は、平衡反応であるため、生成物にはメタン、水素及び二酸化炭素が含まれる。以上のように、メタネーション反応装置6は、逆シフト反応によって二酸化炭素と水素とから一酸化炭素を生成する逆シフト工程と、メタネーション反応によって二酸化炭素及び一酸化炭素の少なくとも一方と水素とからメタンを生成するメタネーション工程と行う。
Reaction formulas (2) and (3) are equilibrium reactions, and the direction from the left side to the right side is an exothermic reaction and the number of moles decreases, so from the viewpoint of chemical equilibrium, the lower the temperature and the higher the pressure, the more It becomes easy to proceed to. Since this reaction is an equilibrium reaction, the products include methane, hydrogen and carbon dioxide. As described above, the
メタネーション反応装置6から供給されるガスは、メタンと、未反応の水素及び二酸化炭素とを含み、通路43を介して発電機7に輸送される。メタネーション反応装置6から発電機7に供給されるガスから二酸化炭素を除去したい場合には、通路43上にCO2分離装置を設けるとよい。このCO2分離装置はCO2分離装置8と同様の構成であってよい。メタネーション反応装置6における逆シフト反応及びメタネーション反応によって生成した水は、メタン、水素、及び二酸化炭素から分離され、メタネーション反応装置6の外部に排出される。
The gas supplied from the
発電機7には、通路23を介して脱水素反応装置4から水素が供給され、通路43を介してメタネーション反応装置6からメタン、水素及び二酸化炭素が供給され、燃料通路47を介して燃料タンク3から燃料が供給される。通路23、通路43、及び燃料通路47の経路上には、それぞれ流量制御弁51、52、53が設けられている。各流量制御弁51、52、53の開度を制御することで、通路23、通路43、及び燃料通路47を介して発電機7に供給されるガス量の比率を変更することができる。すなわち、各流量制御弁51、52、53の開度を制御することによって、発電機7に供給される水素、メタン、天然ガスの比率を変更することができる。発電機7は、各通路23、45、47から供給される燃料、水素及びメタンを燃焼し、発生した熱量を電力に変換し、電力を外部に供給する。すなわち、発電機7は、化石燃料やメタン、水素を燃焼させたエネルギーを電力に変換する発電工程を行う。また、発電機7では、燃料、水素及びメタンの燃焼によって、二酸化炭素及び窒素を含む排出ガスが発生する。
Hydrogen is supplied from the dehydrogenation reactor 4 through the
発電機7で発生した排出ガスは、上述したように脱水素反応装置4のシェルに送られ、チューブを加熱するための熱源として使用され、その後、CO2分離装置8に送られ、二酸化炭素が分離された後、清浄化工程等を経て大気中に放出される。 The exhaust gas generated by the generator 7 is sent to the shell of the dehydrogenation reactor 4 as described above, used as a heat source for heating the tube, and then sent to the CO 2 separation device 8 where carbon dioxide is After being separated, it is released into the atmosphere through a cleaning process or the like.
メタネーション反応装置6と脱水素反応装置4とに設けられた熱交換器12は、メタネーション反応装置6から熱を受け取り、脱水素反応装置4に熱を与える構成となっている。熱交換器12は、メタネーション反応装置6におけるメタネーション反応によって生じる熱量を利用して水蒸気を加熱し、加熱された水蒸気を脱水素反応装置4に輸送し、水蒸気でチューブ内の水素化芳香族化合物及び触媒を加熱する。
The
このように、脱水素反応装置4における脱水素反応に必要な熱量は、メタネーション反応装置6におけるメタネーション反応によって生じた熱量と、発電機7において生じた排出ガスの熱量とが使用される。
Thus, the amount of heat necessary for the dehydrogenation reaction in the dehydrogenation reaction device 4 is the amount of heat generated by the methanation reaction in the
また、メタネーション反応装置6におけるメタネーション反応によって生じた熱量は、CO2分離装置8の再生部32に供給され、モノエタノールアミンの再生に使用されてもよい。
Further, the amount of heat generated by the methanation reaction in the
以上のように構成したエネルギー供給システム1では、水素を外部に供給するための水素製造設備と、電力を外部に供給する発電機7とを有する。すなわち、エネルギー供給システム1は、発電機を備えた水素ステーション、或いは水素製造設備を備えた発電所ということもできる。そして、水素製造設備によって生成された水素の一部を使用して、発電機7から生じる排出ガス中に含まれる二酸化炭素をメタンに変換するため、エネルギー供給装置から外部に排出される二酸化炭素量を抑制することができる。メタネーション反応によって二酸化炭素と水素とから生成されたメタンが燃料として発電機7に供給されるため、燃料供給ラインから供給される燃料の使用量を抑制することができる。 The energy supply system 1 configured as described above includes a hydrogen production facility for supplying hydrogen to the outside and a generator 7 for supplying electric power to the outside. That is, the energy supply system 1 can also be called a hydrogen station equipped with a generator or a power plant equipped with hydrogen production equipment. And in order to convert the carbon dioxide contained in the exhaust gas which arises from the generator 7 into methane using a part of hydrogen produced | generated by the hydrogen production facility, the amount of carbon dioxide discharged | emitted from an energy supply apparatus outside Can be suppressed. Since methane produced from carbon dioxide and hydrogen by the methanation reaction is supplied to the generator 7 as fuel, the amount of fuel supplied from the fuel supply line can be suppressed.
また、メタネーション反応装置6におけるメタネーション反応によって生じる熱量、及び発電機7から生じる排出ガスの熱量を利用して、脱水素反応装置4における脱水素反応、及びCO2分離装置8の再生部32におけるモノエタノールアミンの再生処理を行うため、脱水素反応及び再生処理のために熱量を追加する必要がない。すなわち、付加的なエネルギー使用量が抑制され、対応した二酸化炭素排出量が抑制される。
Further, the dehydrogenation reaction in the dehydrogenation reaction device 4 and the
本実施形態に係るエネルギー供給システム1は、電力及び水素の需要量や、水素化芳香族化合物や燃料の供給量(水素化芳香族化合物タンク2及び燃料タンク3の貯蔵量)に基づいて供給する水素量及び電力量を調整することができる。例えば、水素化芳香族化合物や化石燃料の供給量が十分であり、電力の需要よりも水素の需要が大きい場合、水素の供給量を増加させることを最も優先させ、メタネーション反応に使用する水素を低減するとよい。メタネーション反応に必要な水素が不足する場合には、メタネーション反応を停止し、発電機7は燃料タンク3から燃料通路47を介して供給される燃料のみを使用して発電を行う。メタネーション反応を停止すると、メタネーション反応装置6への二酸化炭素の供給は不要になるため、CO2分離装置8を停止させるとよい。この場合、発電機7からの排出ガスは、CO2分離装置8の吸収部31を通過して通路35から外部に放出される。
The energy supply system 1 according to the present embodiment supplies power and hydrogen based on demand and hydrogenated aromatic compounds and fuel supply amounts (storage amounts of the hydrogenated
なお、他の実施形態では、通路41の経路上に貯蔵タンクを設けてもよい。この場合には、メタネーション反応装置6への二酸化炭素の供給が不要になったときに、CO2分離装置8において二酸化炭素を分離し、その二酸化炭素を貯蔵タンクに貯蔵することができ、二酸化炭素の大気中への放出を避けることができる。他の実施形態では、不要となった二酸化炭素を地中や海底中に注入し、固定してもよい。
In other embodiments, a storage tank may be provided on the
また、エネルギー供給システム1は、水素化芳香族化合物の供給量が十分であり、化石燃料の供給量が不足している場合、或いは燃料が高騰している場合等には、メタネーション反応によるメタンの生成量を増加させ、生成したメタンを化石燃料に代替して燃焼させることによって、化石燃料の使用量を抑制することができる。 In addition, the energy supply system 1 has a sufficient amount of hydrogenated aromatic compound to supply methane by methanation reaction when the supply amount of fossil fuel is insufficient or the fuel is soaring. The amount of generated fossil fuel can be increased and the amount of fossil fuel used can be suppressed by burning the generated methane instead of fossil fuel.
また、エネルギー供給装置から排出される二酸化炭素量を抑制したい場合には、メタネーション反応によるメタンの生成量の増加を優先させ、大気中に放出する二酸化炭素量を低減するとよい。 Moreover, when it is desired to suppress the amount of carbon dioxide discharged from the energy supply device, priority is given to an increase in the amount of methane produced by the methanation reaction, and the amount of carbon dioxide released into the atmosphere is preferably reduced.
以上のように、本実施形態に係るエネルギー供給装置は、電力及び水素の需要量や、水素化芳香族化合物や化石燃料の供給量(貯蔵量)、二酸化炭素排出量の低減要求に応じて運転状態を変更することができる。 As described above, the energy supply apparatus according to the present embodiment operates in response to demands for reducing power and hydrogen demand, hydrogenated aromatic compound and fossil fuel supply (storage), and carbon dioxide emissions. The state can be changed.
(第2実施形態)
次に、図2を参照して第2実施形態に係るエネルギー供給システム70を説明する。図2は、第2実施形態に係るエネルギー供給システム70の構成を示すブロック図である。第2実施形態に係るエネルギー供給システム70は、第1実施形態に係るエネルギー供給システム1と比較して、メタネーション反応装置6と発電機7との間に水素分離装置71を有する点と、通路23が省略された点と、発電機73の形態とが相違する。第2実施形態に係るエネルギー供給システム70において、第1実施形態に係るエネルギー供給システム1と同様の構成については、同様の符号を付して説明を省略する。
(Second Embodiment)
Next, an
第2実施形態に係るエネルギー供給システム70では、メタネーション反応装置6から供給されるガスは、発電機7に供給される前に水素分離装置71に供給される。水素分離装置71は、圧力スイング吸着法や水素分離膜を使用した公知の装置であってよく、メタン及び一酸化炭素と、水素とを分離する。水素分離装置71は、通路43の経路上に設けられている。水素分離装置71によって分離された水素は、通路75を介してメタネーション反応装置6に供給される。他の実施形態では、水素分離装置71によって分離された水素は、水素供給ライン24に供給されてもよい。水素分離装置71によって水素が分離されたメタンは、発電機73に供給される。
In the
発電機73は、化石燃料専焼型の発電機である。第2実施形態に係るエネルギー供給システム70では、水素分離装置71を設け、発電機7に供給されるメタンから水素を除去する。そのため、発電機73は、水素混焼型の発電機でなくてもよく、従来型の化石燃料専焼の発電機を使用することができる。好ましくは、エネルギー供給装置の発電機7は、天然ガスのみを燃料とする発電機7であってよい。天然ガスのみを燃料とする発電機7は、広く普及しているため、適用が容易である。
The
以上で具体的実施形態の説明を終えるが、本発明は上記実施形態に限定されることなく幅広く変形実施することができる。上記実施形態におけるエネルギー供給システム1、70のCO2分離装置8は、選択的な構成であり、他の実施形態では省略し、脱水素反応装置4を通過した排出ガスを直接にメタネーション反応装置6に供給してもよい。上記のエネルギー供給システム1、70は、プラントに限らず、例えば自動車等に搭載可能な小型装置として構成されてもよい。また、エネルギー供給システム1、70は、水素供給ライン24の経路上に水素貯蔵タンクを有してもよい。また、発電機7には、レシプロ型エンジン等の内燃機関を適用してもよい。
Although the description of the specific embodiment is finished as described above, the present invention is not limited to the above embodiment and can be widely modified. The CO 2 separation device 8 of the
1、70…エネルギー供給システム、2…水素化芳香族化合物タンク、3…燃料タンク、4…脱水素反応装置、6…メタネーション反応装置、7、73…発電機、8…CO2分離装置、10…芳香族化合物タンク、12…熱交換器、24…水素供給ライン、31…吸収部、32…再生部、71…水素分離装置
1,70 ... energy supply system, 2 ... hydrogenated aromatics tank, 3 ... fuel tank, 4 ... dehydrogenation reactor, 6 ... methanation reactor, 7,73 ... generator, 8 ... CO 2 separation device, DESCRIPTION OF
Claims (7)
脱水素反応によって水素化芳香族化合物から水素を生成する脱水素反応装置と、
メタネーション反応によって、前記発電機における燃焼によって生じる排出ガス中の二酸化炭素と、前記脱水素反応装置から生じる水素とからメタンを生成するメタネーション反応装置とを有し、
前記発電機は、前記メタネーション反応装置から生じるメタンを前記化石燃料と共に燃焼することを特徴とするエネルギー供給システム。 A generator that converts the energy of burning fossil fuel into electric power;
A dehydrogenation reactor that generates hydrogen from a hydrogenated aromatic compound by a dehydrogenation reaction;
A methanation reaction device that generates methane from carbon dioxide in exhaust gas generated by combustion in the generator by the methanation reaction and hydrogen generated from the dehydrogenation reaction device;
The generator supplies the methane generated from the methanation reactor together with the fossil fuel, and an energy supply system.
前記二酸化炭素分離装置によって窒素から分離された二酸化炭素が、前記メタネーション反応装置に供給されることを特徴とする請求項1〜請求項4のいずれか1つの項に記載のエネルギー供給システム。 Further comprising a carbon dioxide separator for separating nitrogen from the exhaust gas and recovering carbon dioxide;
The energy supply system according to any one of claims 1 to 4, wherein carbon dioxide separated from nitrogen by the carbon dioxide separator is supplied to the methanation reactor.
脱水素反応によって水素化芳香族化合物から水素を生成する脱水素工程と、
メタネーション反応によって、前記発電工程における燃焼によって生じる排出ガス中の二酸化炭素と、前記脱水素工程によって生じる水素とからメタンを生成するメタネーション工程とを有し、
前記発電工程では、前記メタネーション工程によって生じるメタンを前記化石燃料と共に燃焼することを特徴とするエネルギー供給方法。 A power generation process for converting the energy of burning fossil fuel into electric power;
A dehydrogenation step of generating hydrogen from the hydrogenated aromatic compound by a dehydrogenation reaction;
A methanation step of generating methane from carbon dioxide in exhaust gas generated by combustion in the power generation step and hydrogen generated by the dehydrogenation step by a methanation reaction;
In the power generation process, the methane produced in the methanation process is combusted together with the fossil fuel.
Priority Applications (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2013185894A JP6126952B2 (en) | 2013-09-09 | 2013-09-09 | Energy supply system and energy supply method |
EP14842447.6A EP3045425B1 (en) | 2013-09-09 | 2014-09-08 | Manufacturing device and manufacturing method for hydrogen and synthetic natural gas |
PCT/JP2014/004605 WO2015033583A1 (en) | 2013-09-09 | 2014-09-08 | Manufacturing device and manufacturing method for hydrogen and synthetic natural gas |
KR1020167009161A KR101850268B1 (en) | 2013-09-09 | 2014-09-08 | Manufacturing device and manufacturing method for hydrogen and synthetic natural gas |
TW103131003A TWI642774B (en) | 2013-09-09 | 2014-09-09 | Hydrogen and synthetic natural gas manufacturing device and manufacturing method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2013185894A JP6126952B2 (en) | 2013-09-09 | 2013-09-09 | Energy supply system and energy supply method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2015051901A true JP2015051901A (en) | 2015-03-19 |
JP6126952B2 JP6126952B2 (en) | 2017-05-10 |
Family
ID=52701222
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2013185894A Active JP6126952B2 (en) | 2013-09-09 | 2013-09-09 | Energy supply system and energy supply method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6126952B2 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2018165256A (en) * | 2017-03-28 | 2018-10-25 | 東京瓦斯株式会社 | Methane production method and methane production system |
JP2018165322A (en) * | 2017-03-28 | 2018-10-25 | 東京瓦斯株式会社 | Transportation method and transportation system |
JP2019172595A (en) * | 2018-03-27 | 2019-10-10 | 大阪瓦斯株式会社 | Method for methanation of carbon dioxide in combustion exhaust gas and methane production facility |
JP2020063206A (en) * | 2018-10-17 | 2020-04-23 | 株式会社日立製作所 | Methane producing method and methane producing apparatus |
WO2022181675A1 (en) * | 2021-02-26 | 2022-09-01 | 三菱重工業株式会社 | System for producing hydrocarbon compound and method for producing hydrocarbon compound |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0551587A (en) * | 1991-08-26 | 1993-03-02 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Parallel production of natural gas substitute and electricity |
JPH06248275A (en) * | 1993-02-26 | 1994-09-06 | Mitsubishi Kakoki Kaisha Ltd | Apparatus for producing substitute natural gas |
JPH07166179A (en) * | 1993-12-10 | 1995-06-27 | Nippon Steel Corp | Production of natural gas substituent |
JP2001226295A (en) * | 2000-02-15 | 2001-08-21 | Nkk Corp | Method for producing methane from blast furnace gas using ammonia |
JP2007056159A (en) * | 2005-08-25 | 2007-03-08 | Nippon Steel Corp | Method for producing high calorie gas |
JP2011225969A (en) * | 2010-03-29 | 2011-11-10 | Jfe Steel Corp | Method for operating blast furnace or iron mill |
JP2013049601A (en) * | 2011-08-31 | 2013-03-14 | Hitachi Ltd | Energy supplying system |
-
2013
- 2013-09-09 JP JP2013185894A patent/JP6126952B2/en active Active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0551587A (en) * | 1991-08-26 | 1993-03-02 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Parallel production of natural gas substitute and electricity |
JPH06248275A (en) * | 1993-02-26 | 1994-09-06 | Mitsubishi Kakoki Kaisha Ltd | Apparatus for producing substitute natural gas |
JPH07166179A (en) * | 1993-12-10 | 1995-06-27 | Nippon Steel Corp | Production of natural gas substituent |
JP2001226295A (en) * | 2000-02-15 | 2001-08-21 | Nkk Corp | Method for producing methane from blast furnace gas using ammonia |
JP2007056159A (en) * | 2005-08-25 | 2007-03-08 | Nippon Steel Corp | Method for producing high calorie gas |
JP2011225969A (en) * | 2010-03-29 | 2011-11-10 | Jfe Steel Corp | Method for operating blast furnace or iron mill |
JP2013049601A (en) * | 2011-08-31 | 2013-03-14 | Hitachi Ltd | Energy supplying system |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2018165256A (en) * | 2017-03-28 | 2018-10-25 | 東京瓦斯株式会社 | Methane production method and methane production system |
JP2018165322A (en) * | 2017-03-28 | 2018-10-25 | 東京瓦斯株式会社 | Transportation method and transportation system |
JP2019172595A (en) * | 2018-03-27 | 2019-10-10 | 大阪瓦斯株式会社 | Method for methanation of carbon dioxide in combustion exhaust gas and methane production facility |
JP2020063206A (en) * | 2018-10-17 | 2020-04-23 | 株式会社日立製作所 | Methane producing method and methane producing apparatus |
JP7117971B2 (en) | 2018-10-17 | 2022-08-15 | 株式会社日立製作所 | Methane production method and methane production equipment |
WO2022181675A1 (en) * | 2021-02-26 | 2022-09-01 | 三菱重工業株式会社 | System for producing hydrocarbon compound and method for producing hydrocarbon compound |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP6126952B2 (en) | 2017-05-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5046359B2 (en) | Hydrogen generator and hydrogenation reactor | |
JP6194143B2 (en) | Hydrogen and synthetic natural gas production apparatus and production method | |
JP6126952B2 (en) | Energy supply system and energy supply method | |
WO2015033583A1 (en) | Manufacturing device and manufacturing method for hydrogen and synthetic natural gas | |
JP5124277B2 (en) | Start-up method of auto thermal reformer | |
WO2015019608A1 (en) | Hydrogen supply system and hydrogen supply method | |
Giaconia et al. | Multi-fuelled solar steam reforming for pure hydrogen production using solar salts as heat transfer fluid | |
JP2009533304A (en) | Supercritical processes, reactors, and equipment for hydrogen production | |
JP5897811B2 (en) | Hybrid hydrogen production and power generation system | |
Chiodo et al. | Molten carbonate fuel cell system fed with biofuels for electricity production | |
JP2006206382A (en) | Hydrogen generating apparatus and method | |
JP6437191B2 (en) | Hydrogen production system, hydrogen storage / transport system equipped with the same, and hydrogen production method | |
Iulianelli et al. | Development of membrane reactor technology for H2 production in reforming process for low-temperature fuel cells | |
JP4754242B2 (en) | Hydrogen production apparatus and fuel cell system | |
JP2011057480A (en) | Apparatus for producing hydrogen | |
WO2021200665A1 (en) | Hydrogen supply system | |
JP4764651B2 (en) | Hydrogen production apparatus and fuel cell system | |
JP7253670B2 (en) | fuel production equipment | |
JP2006290644A (en) | Hydrogen supply/storage apparatus utilizing catalytic combustion | |
JP6153810B2 (en) | Hydrogen supply system | |
JP2010159193A (en) | Hydrogen producing device and hydrogen producing method | |
JP2015147696A (en) | Hydrogen generation device, and fuel cell system | |
JP2003246603A (en) | Hydrogen generating apparatus | |
KR101695933B1 (en) | Solid oxide cell system and method for manufacturing the same | |
Rochlitz | Development, investigation and modelling of a micro reformer as part of a system for off-grid power supply with PEM fuel cells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20160708 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20161220 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20170209 |
|
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: 20170314 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20170410 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6126952 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
S303 | Written request for registration of pledge or change of pledge |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R316303 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
S303 | Written request for registration of pledge or change of pledge |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R316303 |
|
S803 | Written request for registration of cancellation of provisional registration |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R316803 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
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 |