JP2018128201A - Ｃｏ２液化システム及びｃｏ２液化方法 - Google Patents

Ｃｏ２液化システム及びｃｏ２液化方法 Download PDF

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Abstract

【課題】液化天然ガスとの効果的な熱交換によりＣＯ２を液化可能なＣＯ２液化システムを提供する。【解決手段】ＣＯ２液化システムは、液化天然ガスを貯留するためのＬＮＧタンクと、前記ＬＮＧタンクからの前記液化天然ガスを昇圧するためのＬＮＧポンプと、前記ＬＮＧポンプにより昇圧された前記液化天然ガスとの直接の熱交換により、ＣＯ２を液化するように構成されたＣＯ２凝縮器と、を備える。【選択図】 図１

Description

本開示は、ＣＯ２液化システム及びＣＯ２液化方法に関する。
従来より、ＣＯ２の液化において、液化天然ガス（ＬＮＧ）の冷熱を用いることが提案されている。
例えば、特許文献１では、複合サイクル発電プラントの排熱回収ボイラからの排ガスに含まれるＣＯ２を、気化された液化天然ガス（約−１２０℃〜−８０℃）との熱交換により液化することが記載されている。
特開２０１４−５１２４７１号公報
しかしながら、特許文献１には、ＣＯ２と液化天然ガスとを効果的に熱交換させるための手法が開示されていない。
上述の事情に鑑みて、本発明の少なくとも一実施形態は、液化天然ガスとの効果的な熱交換によりＣＯ２を液化可能なＣＯ２液化システム及びＣＯ２液化方法を提供することを目的とする。
（１）本発明の少なくとも一実施形態に係るＣＯ２液化システムは、
液化天然ガスを供給するためのＬＮＧ供給系統と、
前記ＬＮＧ供給系統からの前記液化天然ガスを昇圧するためのＬＮＧポンプと、
前記ＬＮＧポンプにより昇圧された前記液化天然ガスとの直接の熱交換により、ＣＯ２を液化するように構成されたＣＯ２凝縮器と、
を備える。
上記（１）の構成によれば、ＬＮＧ供給系統から供給された液化天然ガスをＬＮＧポンプにより予め昇圧することで、ＣＯ２凝縮器において液化天然ガスとＣＯ２との間に適度な温度差を形成しながら、両者間での熱交換を行うことができる。よって、ＣＯ２凝縮器において、高圧の液化天然ガスとＣＯ２を効果的に熱交換させることが可能となる。
なお、本明細書における「直接の熱交換」とは、２種類の媒体（ここでは、液化天然ガス及びＣＯ２）との間に他の熱媒体（例えば、特開平６−１４４８２０号の中間冷媒）を介在させることなく、２種類の媒体（具体的にはＣＯ２及び液化天然ガス）を熱交換させることを意味し、２種類の媒体の間に伝熱管が存在してもよい。
（２）幾つかの実施形態では、上記（１）の構成において、前記ＬＮＧポンプの吐出圧が４ＭＰａ以上である。
上記（２）の構成によれば、臨界圧力に近い圧力レベルまで液化天然ガスを昇圧することで、定圧比熱が極大となる液化天然ガスの温度域（亜臨界圧の場合は飽和温度、超臨界圧の場合は擬臨界温度）を十分に高め、ＣＯ２凝縮器内において、液化天然ガスとＣＯ２との間に適度な温度差を形成できる。また、ＣＯ２凝縮器内において、定圧比熱が大きい液化天然ガスの大量の冷熱を利用して、ＣＯ２を効果的に液化することができる。
（３）幾つかの実施形態では、上記（１）又は（２）の構成において、
前記ＣＯ２液化システムは、
前記ＣＯ２凝縮器の入口における前記ＣＯ２の圧力が０．５２ＭＰａ以上となるように、前記ＣＯ２凝縮器に流入前の前記ＣＯ２を圧縮するための圧縮機をさらに備える。
上記（３）の構成によれば、ＣＯ２の圧力を三重点（０．５２ＭＰａ）以上まで昇圧することで、ＣＯ２凝縮器におけるＣＯ２の固化を抑制できる。
（４）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（３）の何れかの構成において、
前記ＣＯ２液化システムは、
前記ＣＯ２凝縮器で液化した前記ＣＯ２を昇圧するためのＣＯ２ポンプをさらに備える。
上記（４）の構成によれば、ＣＯ２凝縮器から流出した液化ＣＯ２をＣＯ２ポンプで昇圧するようにしたので、気体のＣＯ２を圧縮機で昇圧する場合に比べて、同一圧力まで昇圧するために必要な動力を大幅に低減することができる。
（５）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（４）の何れかの構成において、
前記ＣＯ２液化システムは、
前記ＬＮＧ供給系統からの前記液化天然ガスを導くためのＬＮＧラインと、
前記ＬＮＧポンプの下流側かつ前記ＣＯ２凝縮器の上流側において前記ＬＮＧラインに設けられ、前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するための第１熱交換器と、
をさらに備える。
上記（５）の構成によれば、ＣＯ２凝縮器への供給前の液化天然ガスを第１熱交換器において熱媒体と熱交換させることで、ＣＯ２の液化目的からして必要以上に極低温の液化天然ガスをＣＯ２凝縮器に流入させる場合に比べてＣＯ２液化システム全体としての熱効率が向上する。
（６）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（５）の何れかの構成において、
前記ＣＯ２液化システムは、
前記ＬＮＧ供給系統からの前記液化天然ガスを導くためのＬＮＧラインと、
前記ＣＯ２凝縮器の下流側において前記ＬＮＧラインに設けられ、前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するための第２熱交換器と、
をさらに備える。
上記（６）の構成によれば、ＣＯ２凝縮器を通過後の液化天然ガスを第２熱交換器において熱媒体と熱交換させることで、ＣＯ２の液化を効果的に行うことができる温度域よりも高温の液化天然ガスを利用して熱媒体を冷却させることができる。よって、ＣＯ２液化システム全体としての熱効率を向上させることができる。
（７）幾つかの実施形態では、上記（５）又は（６）の構成において、
前記ＣＯ２液化システムは、
前記第１熱交換器内、又は、前記第２熱交換器内のうち、少なくとも一方における前記液化天然ガスを、熱サイクルの低温熱源として利用する。
上記（７）の構成によれば、ＣＯ２の液化目的からして必要以上に極低温の液化天然ガスを熱サイクルの低温熱源として利用することで、ＣＯ２液化システム全体としての熱効率が向上する。例えば、ブレイトンサイクルは、熱媒体を冷却させる際に相変化を伴わないため、第１熱交換器又は第２熱交換器内において熱媒体に温度差が形成される。このため、第１熱交換器又は第２熱交換器として、液化天然ガスの流れと熱媒体の流れとが反対向きである向流タイプの熱交換器を採用すれば、第１熱交換器又は第２熱交換器内における液化天然ガスと熱媒体との温度差を均一に近づけることができ、熱交換を効率的に行うことができる。
（８）幾つかの実施形態では、上記（７）の構成において、
前記ＣＯ２液化システムは、
前記ＣＯ２凝縮器の下流側において前記ＬＮＧラインに設けられ、前記液化天然ガスとの熱交換により前記熱媒体を冷却するための第２熱交換器を備え、
前記第１熱交換器内における前記液化天然ガスを、前記熱サイクルの第１低温熱源として利用し、前記第２熱交換器内における前記液化天然ガスを、前記熱サイクルの前記第１低温熱源よりも高温の第２低温熱源として利用する。
上記（８）の構成によれば、ＣＯ２の液化目的からして必要以上に極低温の液化天然ガスを熱サイクルの低温熱源（第１低温熱源）として利用するとともに、ＣＯ２の液化を効果的に行うことができる温度域よりも高温の液化天然ガスを熱サイクルの高温側の低温熱源（第２低温熱源）として利用することで、ＣＯ２液化システム全体としての熱効率がより一層向上する。
（９）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（８）の何れかの構成において、
前記ＣＯ２液化システムは、
ＣＯ２リッチガスから前記ＣＯ２を分離するための分離膜をさらに備え、
前記ＣＯ２凝縮器には、前記分離膜によって分離された前記ＣＯ２が供給されるように構成される。
上記（９）の構成によれば、分離膜によってＣＯ２リッチガスから不純物ガスを除去したＣＯ２ガスをＣＯ２凝縮器に導くようにしたので、ＣＯ２凝縮器が必要とする冷熱量を低減できる。よって、ＣＯ２液化システムの効率を向上させることができる。
（１０）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（９）の何れかの構成において、
前記ＣＯ２凝縮器は、前記ＣＯ２および不純物ガスを含むＣＯ２リッチガスのうち、前記ＣＯ２を液化するとともに、前記不純物ガスを気体のまま排出するように構成される。
上記（１０）の構成によれば、ＣＯ２凝縮器でＣＯ２リッチガスからＣＯ２が分離されるので、高純度の液化ＣＯ２を得ることができる。また、ＣＯ２リッチガスに可燃成分ガスが不純物として含まれている場合、ＣＯ２凝縮器で分離される不純物ガスを燃料として利用することが可能となり、プラント全体としてのエネルギー効率の向上に寄与し得る。
（１１）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（１０）の何れかの構成において、
前記ＣＯ２液化システムは、
前記ＣＯ２凝縮器の下流側において前記ＬＮＧラインに設けられ、気化した前記液化天然ガスを膨張させて該液化天然ガスから動力を取り出すように構成された膨張機をさらに備える。
上記（１１）の構成によれば、気化した高圧の天然ガスの圧力を有効活用して動力として取り出すようにしたので、プラント全体としての出力及び効率を向上させることができる。
（１２）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（１１）の何れかの構成において、
前記ＣＯ２凝縮器の入口におけるＣＯ２の圧力をＰＣＯ２［ＭＰａ］としたとき、前記ＬＮＧポンプの吐出圧が３．１６×ＰＣＯ２＋０．４２［ＭＰａ］以上である。
上記（１２）の構成によれば、ＬＮＧポンプの吐出圧が３．１６×ＰＣＯ２＋０．４２［ＭＰａ］以上であるので、ＣＯ２凝縮器において、ＣＯ２凝縮器においてＣＯ２と液化天然ガスとの温度差が過大となるのを抑制することができる。よって、ＣＯ２凝縮器におけるＣＯ２の固化を抑制することができる。
（１３）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（１２）の何れかの構成において、
前記ＣＯ２凝縮器の入口におけるＣＯ２の圧力をＰＣＯ２［ＭＰａ］としたとき、前記ＬＮＧポンプの吐出圧が６．８７×ＰＣＯ２＋２．０２［ＭＰａ］以下である。
上記（１３）の構成によれば、ＬＮＧポンプの吐出圧が６．８７×ＰＣＯ２＋２．０２［ＭＰａ］以下であるので、ＣＯ２凝縮器において、ＣＯ２凝縮器においてＣＯ２と液化天然ガスとの温度差が過小となるのを抑制することができる。よって、ＣＯ２凝縮器における、ＣＯ２と液化天然ガスとの間の熱交換量の低減を抑制し、ＣＯ２液化効率の低下を抑制することができる。
（１４）本発明の少なくとも一実施形態に係る火力発電プラントは、上記（１）乃至（１３）の何れかに記載のＣＯ２液化システムを備える。
上記（１４）の構成によれば、ＬＮＧ供給系統から供給された液化天然ガスをＬＮＧポンプにより予め昇圧することで、ＣＯ２凝縮器において液化天然ガスとＣＯ２との間に適度な温度差を形成しながら、両者間での熱交換を行うことができる。よって、ＣＯ２凝縮器において、高圧の液化天然ガスとＣＯ２を効果的に熱交換させることが可能となる。
（１５）本発明の少なくとも一実施形態に係るＣＯ２液化方法は、
ＬＮＧ供給系統からの液化天然ガスを昇圧するステップと、
昇圧された前記液化天然ガスとの直接の熱交換により、ＣＯ２を液化するステップと、
を備える。
上記（１５）の方法によれば、ＬＮＧ供給系統から供給された液化天然ガスを予め昇圧することで、液化天然ガスとＣＯ２との間に適度な温度差を形成しながら、両者間での熱交換を行うことができる。よって、ＣＯ２の液化時に高圧の液化天然ガスとＣＯ２を効果的に熱交換させることが可能となる。
（１６）幾つかの実施形態では、上記（１５）の方法において、
前記液化天然ガスの圧力が４ＭＰａ以上となるように前記液化天然ガスを昇圧する。
上記（１６）の方法によれば、臨界圧力に近い圧力レベルまで液化天然ガスを昇圧することで、定圧比熱が極大となる液化天然ガスの温度域（亜臨界圧の場合は飽和温度、超臨界圧の場合は擬臨界温度）を十分に高め、液化天然ガスとＣＯ２との間に適度な温度差を形成できる。また、定圧比熱が大きい液化天然ガスの大量の冷熱を利用して、ＣＯ２を効果的に液化することができる。
（１７）幾つかの実施形態では、上記（１５）又は（１６）の方法において、
前記ＣＯ２を液化するステップの前、前記ＣＯ２の圧力が０．５２ＭＰａ以上となるように前記ＣＯ２を圧縮するステップをさらに備える。
上記（１７）の方法によれば、ＣＯ２の圧力を三重点（０．５２ＭＰａ）以上まで昇圧することで、ＣＯ２冷却時におけるＣＯ２の固化を抑制できる。
（１８）幾つかの実施形態では、上記（１５）乃至（１７）の何れかの方法において、
前記ＣＯ２を液化するステップの後、液化した前記ＣＯ２を昇圧するステップをさらに備える。
上記（１８）の方法によれば、液化したＣＯ２をＣＯ２ポンプで昇圧するようにしたので、気体のＣＯ２を圧縮機で昇圧する場合に比べて、同一圧力まで昇圧するために必要な動力を大幅に低減することができる。
（１９）幾つかの実施形態では、上記（１５）乃至（１８）の何れかの方法において、
前記ＣＯ２を液化するステップの前、第１熱交換器において前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するステップを備える。
上記（１９）の方法によれば、ＣＯ２との熱交換の前に液化天然ガスを第１熱交換器において熱媒体と熱交換させることで、ＣＯ２の液化目的からして必要以上に極低温の液化天然ガスをＣＯ２とさせる場合に比べてＣＯ２液化を含むシステム全体としての熱効率が向上する。
（２０）幾つかの実施形態では、上記（１５）乃至（１９）の何れかの方法において、
前記昇圧された前記液化天然ガスとの直接の熱交換により、ＣＯ２を液化するステップの後、第２熱交換器において前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するステップを備える。
上記（２０）の方法によれば、ＣＯ２との熱交換後の液化天然ガスを第２熱交換器において熱媒体と熱交換させることで、ＣＯ２の液化を効果的に行うことができる温度域よりも高温の液化天然ガスを利用して熱媒体を冷却させることができる。よって、ＣＯ２液化を含むシステム全体としての熱効率を向上させることができる。
（２１）幾つかの実施形態では、上記（１９）又は（２０）の方法において、
前記第１熱交換器内、又は、前記第２熱交換器内のうち、少なくとも一方における前記液化天然ガスを、熱サイクルの低温熱源として利用する。
上記（２１）の方法によれば、ＣＯ２の液化目的からして必要以上に極低温の液化天然ガスを熱サイクルの低温熱源として利用することで、ＣＯ２液化を含むシステム全体としての熱効率が全体として向上する。例えば、ブレイトンサイクルは、熱媒体を冷却させる際に相変化を伴わないため、第１熱交換器又は第２熱交換器内において熱媒体に温度差が形成される。このため、第１熱交換器又は第２熱交換器として、液化天然ガスの流れと熱媒体の流れとが反対向きである向流タイプの熱交換器を採用すれば、第１熱交換器又は第２熱交換器内における液化天然ガスと熱媒体との温度差を均一に近づけることができ、熱交換を効率的に行うことができる。
（２２）幾つかの実施形態では、上記（２１）に記載の方法において、
前記ＣＯ２を液化するステップの後、第２熱交換器において前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するステップを備え、
前記第１熱交換器内における前記液化天然ガスを、前記熱サイクルの第１低温熱源として利用し、前記第２熱交換器内における前記液化天然ガスを、前記熱サイクルの前記第１低温熱源よりも高温の第２低温熱源として利用する。
上記（２２）の方法によれば、ＣＯ２の液化目的からして必要以上に極低温の液化天然ガスを熱サイクルの低温熱源（第１低温熱源）として利用するとともに、ＣＯ２の液化を効果的に行うことができる温度域よりも高温の液化天然ガスを熱サイクルの高温側の低温熱源（第２低温熱源）として利用することで、ＣＯ２液化を含むシステム全体としての熱効率がより一層向上する。
（２３）幾つかの実施形態では、上記（１５）乃至（２２）の何れかの方法において、
前記ＣＯ２を液化するステップの前、ＣＯ２リッチガスから前記ＣＯ２を分離するステップをさらに備える。
上記（２３）の方法によれば、ＣＯ２リッチガスから不純物ガスを除去したＣＯ２ガスを液化天然ガスと熱交換させるようにしたので、ＣＯ２の液化に必要な冷熱量を低減できる。よって、ＣＯ２液化の効率を向上させることができる。
本発明の少なくとも一実施形態によれば、液化天然ガスとの効果的な熱交換によりＣＯ２を液化可能なＣＯ２液化システム及びＣＯ２液化方法が提供される。
一実施形態に係るＣＯ２液化システムの概略構成図である。 図１に示すＣＯ２液化システムの熱交換器におけるＣＯ２及びＬＮＧの温度分布の一例を示すグラフである。 一実施形態に係るＣＯ２液化システムの概略構成図である。 図３に示すＣＯ２液化システムの熱交換器におけるＣＯ２及びＬＮＧの温度分布の一例を示すグラフである。 一実施形態に係るＣＯ２液化システムの概略構成図である。 図５に示すＣＯ２液化システムの熱交換器におけるＣＯ２及びＬＮＧの温度分布の一例を示すグラフである。 一実施形態に係るＣＯ２液化システムの概略構成図である。 一実施形態に係るＣＯ２液化システムが適用された火力発電プラントの概略構成図である。
以下、添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
まず、幾つかの実施形態に係るＣＯ２液化システムについて説明した後、該ＣＯ２液化システムが適用された火力発電プラントの一例について説明する。
図１、図３、図５及び図７は、それぞれ、一実施形態に係るＣＯ２液化システムの概略構成図である。また、図２、図４及び図６は、それぞれ、図１、図３及び図５に示すＣＯ２液化システムの熱交換器におけるＣＯ２及びＬＮＧの温度分布の一例を示すグラフである。
幾つかの実施形態に係るＣＯ２液化システムは、ＬＮＧとの熱交換によりＣＯ２を冷却して液化させる液化システムである。
図１、図３、図５及び図７に示すように、ＣＯ２液化システム２は、ＣＯ２が流れるＣＯ２ライン３０と、ＬＮＧタンク１２からの天然ガスを受け取り、ＬＮＧライン１０に導くＬＮＧ供給系統１２ａと、ＣＯ２ライン３０を流れるＣＯ２と、ＣＯ２ライン３０を流れるＣＯ２とＬＮＧライン１０を流れる天然ガスとを熱交換させるためのＣＯ２凝縮器１６（熱交換器）と、を備える。ＣＯ２凝縮器１６に流入したＣＯ２ガスは、該ＣＯ２凝縮器１６において低温の液化天然ガスとの熱交換により冷却されて、凝縮して液化ＣＯ２となる。
なお、本明細書ではＬＮＧ供給系統１２ａはＬＮＧタンク１２から液化天然ガス（ＬＮＧ）を受け取り、ＬＮＧライン１０に供給する場合を例として説明するが、ＬＮＧ供給系統１２ａはＬＮＧ配管等からＬＮＧを受け取り、ＬＮＧライン１０に供給することとしても良い。
ＣＯ２ライン３０には、ＣＯ２含有ガスが流れるようになっている。
幾つかの実施形態では、ＣＯ２凝縮器１６には、ＣＯ２ライン３０を介して、比較的高純度のＣＯ２ガスが流入するようになっている。例えば、図１、図３及び図５に示す例示的な実施形態では、ＣＯ２ライン３０において、ＣＯ２凝縮器１６の上流側に分離膜３２が設けられている。分離膜３２は、ＣＯ２及び不純物を含むＣＯ２リッチガスからＣＯ２を分離するように構成されている。そして、ＣＯ２凝縮器１６には、分離膜３２によって分離されたＣＯ２ガスが供給されるようになっている。
このように、分離膜３２によってＣＯ２リッチガスから不純物ガスを除去したＣＯ２ガスをＣＯ２凝縮器１６に導くことにより、ＣＯ２凝縮器１６が必要とする冷熱量を低減できる。これにより、ＣＯ２液化システム２の効率を向上させることができる。
なお、分離膜３２においてＣＯ２が分離された不純物を含む残留ガスは、排出ライン３３を介して外部に排出されるようになっていてもよい。
あるいは、幾つかの実施形態では、例えば図７に示すように、ＣＯ２凝縮器１６には、ＣＯ２ラインを介して、ＣＯ２及び不純物を含むＣＯ２リッチガスがＣＯ２凝縮器１６に流入するようになっている。
ＣＯ２ライン３０に供給されるＣＯ２リッチガスは、例えば、燃料を燃焼させる燃焼装置を含む設備（例えば、ボイラ又はガスタービン等を含む火力発電設備）からの排ガスから得られるＣＯ２リッチガスであってもよい。
図１、図３、図５及び図７に示す例示的な実施形態では、ＣＯ２ライン３０においてＣＯ２凝縮器１６の上流側には、圧縮機３６が設けられている。圧縮機３６は、ＣＯ２凝縮器１６の入口においてＣＯ２ガスの圧力が０．５２ＭＰａ以上となるように、ＣＯ２凝縮器１６に流入する前のＣＯ２ガスを圧縮するように構成されている。このようにＣＯ２の圧力を三重点以上まで昇圧することにより、ＣＯ２凝縮器におけるＣＯ２の固化を抑制することができる。
ＣＯ２ライン３０において圧縮機３６の上流側には、圧縮機３６に流入する前のＣＯ２ガスを冷媒との熱交換により冷却するための冷却器３４が設けられていてもよい。圧縮機３６に流入する前のＣＯ２ガスを冷却することにより、圧縮機３６で必要とされる動力を低減することができる。
なお、図３、図５及び図７に示すように、圧縮機３６の下流側かつＣＯ２凝縮器１６の上流側に、圧縮機３６で圧縮されたＣＯ２ガスの熱を回収するための熱交換器４２が設けられていてもよい。この場合、圧縮後のＣＯ２ガスの熱を有効利用することができるとともに、ＣＯ２液化システム２全体としての効率を向上させることができる。
熱交換器４２は、例えば、発電設備等におけるボイラの給水と、ＣＯ２ガスとを熱交換するように構成されていてもよい。
図１、図３、図５及び図７に示すように、ＣＯ２凝縮器１６で生成された液化ＣＯ２は、ＣＯ２ライン３０においてＣＯ２凝縮器１６の下流側に設けられたＣＯ２ポンプ３８によって、昇圧されるようになっていてもよい。
このように、ＣＯ２凝縮器１６から流出した液化ＣＯ２をＣＯ２ポンプ３８で昇圧することにより、気体のＣＯ２を圧縮機で昇圧する場合に比べて、同一圧力まで昇圧するために必要な動力を大幅に低減することができる。
ＣＯ２凝縮器１６で生成された液化ＣＯ２は、例えばＣＯ２タンク４０に貯留されるようになっていてもよい。
ＬＮＧタンク１２に貯留される液化天然ガスは、通常、メタンを主成分として含有する。ＬＮＧタンク１２からＬＮＧ供給系統１２ａ及びＬＮＧライン１０を介してＣＯ２凝縮器１６に導かれた液化天然ガスは、ＣＯ２凝縮器１６におけるＣＯ２との熱交換を終えてＣＯ２凝縮器１６を流出した後、供給先の機器等に供給されて、燃料として利用される。
ＣＯ２凝縮器１６を流出した天然ガスは、例えば、燃料電池（ＭＣＦＣ、ＳＯＦＣ、ＰＥＦＣ又はＰＡＦＣ等の各種燃料電池）、ボイラ、又はガスタービン等に燃料として供給されるようになっていてもよく、あるいは、都市ガスとして家庭や各種設備に供給されるようになっていてもよい。
幾つかの実施形態では、図１、図３、図５及び図７に示すように、ＬＮＧライン１０においてＣＯ２凝縮器１６の上流側には、ＬＮＧポンプ１４が設けられている。このＬＮＧポンプ１４は、ＬＮＧタンク１２からの液化天然ガスを昇圧するように構成されている。そして、ＣＯ２凝縮器１６では、ＬＮＧポンプ１４により昇圧された液化天然ガスとの直接の熱交換により、ＣＯ２が液化されるようになっている。
なお、本明細書における「直接の熱交換」とは、２種類の媒体（具体的には、液化天然ガス及びＣＯ２）の間に他の熱媒体（例えば、特開平６−１４４８２０号の中間冷媒）を介在させることなく、２種類の媒体を熱交換させることを意味し、２種類の媒体の間に伝熱管が存在してもよい。
上述したように、ＬＮＧタンク１２に貯留された液化天然ガスをＬＮＧポンプ１４により予め昇圧することで、ＣＯ２凝縮器１６において液化天然ガスとＣＯ２との間に適度な温度差を形成しながら、両者間での熱交換を行うことができる。よって、ＣＯ２凝縮器１６において、高圧の液化天然ガスとＣＯ２を効果的に熱交換させることが可能となる。
このことについて、図２のグラフを用いて説明する。図２は、図１に示すＣＯ２液化システムの熱交換器（ＣＯ２凝縮器１６）におけるＣＯ２及びＬＮＧの温度分布の一例を示すグラフである。
図２のグラフにおいて、「ＣＯ２」及び「ＬＮＧ」の曲線は、上述の実施形態に係るＣＯ２凝縮器１６内におけるＣＯ２及び液化天然ガスの温度変化の一例を示す曲線である。また、グラフ中の「ＬＮＧ＊」の曲線は、上述の実施形態とは異なり、ＬＮＧタンク１２からの液化天然ガスを、ポンプにより昇圧せずに常圧でＣＯ２凝縮器１６に流入させた場合の、液化天然ガスの温度変化の一例を示す曲線である。
なお、図２に示すグラフには、一例として、常圧で−１６２℃の飽和液としてＬＮＧタンク１２に貯留された液化天然ガスがＣＯ２凝縮器１６に流入する場合を示している。
図２のグラフに示されるように、ＣＯ２凝縮器１６に流入したＣＯ２（圧力ＰＣＯ２とする）は、低温の液化天然ガスとの熱交換により冷却されて温度が徐々に低下する。そして、ＣＯ２の温度が圧力ＰＣＯ２における飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴになると、気体ＣＯ２が液化され始め、飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴが維持されたままＣＯ２の液化が進む。なお、図２のグラフには示さないが、ＣＯ２の全量がＣＯ２凝縮器１６の出口よりも手前で液化し終えた場合には、液化天然ガスとの温度差等に応じて飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴよりも低い温度に冷却される。
一方、図２のグラフに示されるように、ＬＮＧポンプ１４を経て、例えば臨界圧付近の圧力及び−１６２℃の温度でＣＯ２凝縮器１６に流入した液化天然ガスは、ＣＯ２との熱交換により徐々に昇温する。
また、擬臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ（天然ガス圧力が超臨界圧以上である場合）又は飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ（天然ガス圧力が亜臨界圧又は臨界温度以下である場合）付近の温度領域（図２における領域Ｒ１）では、天然ガスの定圧比熱Ｃｐが大きくなるため、この領域Ｒ１では、天然ガスとＣＯ２との熱交換が進む一方で、天然ガスの温度変化が小さくなる。
そして、領域Ｒ１における温度よりも高い温度では、天然ガスの定圧比熱Ｃｐは、上述の領域Ｒ１よりも小さくなるため、天然ガスの温度は、ＣＯ２との熱交換により、より大きな変化量で上昇する。
上述した天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる擬臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ（超臨界圧以上の圧力の場合）又は、天然ガスの定圧比熱Ｃｐが無限大となる飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ（超臨界圧より小さい亜臨界圧の場合）は、一般に、天然ガスの圧力が大きいほど高い。したがって、ＣＯ２凝縮器１６に流入させる液化天然ガスの圧力を適度に上昇させることによって、適度なピンチ温度差Ｔｐを確保しながら、液化天然ガスの擬臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ又は飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴをＣＯ２の飽和温度に近づけることができる。これにより、比較的広い熱交換量領域（例えば領域Ｒ１）において、ＣＯ２と液化天然ガスの温度差が小さい状態を維持することができる。
ここで、仮に、ＬＮＧタンク１２からの液化天然ガスをＬＮＧポンプにより昇圧せずにＣＯ２凝縮器１６に流入させる場合を考える。
ＬＮＧタンク１２からの液化天然ガスをＬＮＧポンプにより昇圧せずに常圧でＣＯ２凝縮器１６に流入させた場合（図２のグラフの「ＬＮＧ＊」）、図２に示すように、液化天然ガスの温度は、ＣＯ２との熱交換により完全に気化するまでの間（図２における領域Ｒ２）、常圧における飽和温度（−１６２℃）に維持される。そして、液化天然ガスが完全に気化すると、ＣＯ２とのさらなる熱交換により気化した天然ガスの温度が上昇する。
ＣＯ２の温度が飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴで一定である領域において、ＣＯ２と液化天然ガスとの温度差を比較すると、概して、液化天然ガスをＬＮＧポンプ１４で昇圧した場合（図２のグラフの「ＬＮＧ」）に比べ、ＬＮＧポンプ１４で昇圧しない場合（図２のグラフの「ＬＮＧ＊」）の方が上述の温度差が大きい。したがって、液化天然ガスをＬＮＧポンプ１４で昇圧しない場合には、ＣＯ２と液化天然ガスとの温度差が大きい熱交換量領域が広くなり（特に領域Ｒ２ではＣＯ２と液化天然ガスとの温度差が大きい）、この場合、例えばＣＯ２凝縮器１６の伝熱管の表面等において、ＣＯ２が過度に冷却されて、固化（ドライアイス化）されやすくなる。
この点、上述した実施形態では、ＣＯ２と熱交換させる液化天然ガスをＬＮＧポンプ１４で昇圧することで、（液化）天然ガスの定圧比熱Ｃｐが大きくなる温域（亜臨界圧の場合は飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ、超臨界圧の場合は擬臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）を高めることができ、ＣＯ２凝縮器１６内においてＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（例えば０．６ＭＰａの場合、−５３．１℃）に近づけることができる。これにより、上述したように、ＣＯ２凝縮器１６内にて、定圧比熱Ｃｐが大きくなる上記温度域の（液化）天然ガスと、ＣＯ２の飽和液との間に適度な温度差が形成される。よって、ＣＯ２と液化天然ガスの温度差が大きい場合に生じるＣＯ２の過度の冷却によるＣＯ２の固化を抑制することが可能となる。
また、天然ガスをガスタービンの燃焼器に投入し、利用する場合等、高い圧力の天然ガスを必要とする場合において、上述した実施形態では、天然ガスを液体の状態で昇圧するため、液化天然ガスをＬＮＧポンプ１４で昇圧せず、気化後に昇圧する場合と比較して、小さな昇圧動力で高圧の天然ガスを得ることができる。また、天然ガスを常圧のボイラや燃料電池等で利用する場合等、必要な天然ガスが低圧で良い場合においても、小さな昇圧動力で高圧の天然ガスを得た後、加熱し、必要な圧力まで膨張させることにより、動力を取出すことができる。このように、上述した実施形態では、液体の天然ガスを昇圧した後、ＣＯ２と熱交換させることにより、エネルギーを有効活用することができるのである。
幾つかの実施形態では、ＬＮＧポンプ１４は、液化天然ガスを４ＭＰａ以上の圧力に昇圧するように構成されていてもよい。すなわち、ＬＮＧポンプ１４の吐出圧は、４ＭＰａ以上であってもよい。
この場合、液化天然ガスの圧力が臨界圧力（メタンの臨界圧力：約４．６ＭＰａ）に近い圧力レベルまで昇圧された状態でＣＯ２凝縮器１６に流入するので、定圧比熱Ｃｐが極大となる液化天然ガスの温度域（亜臨界圧の場合は飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ、超臨界圧の場合は擬臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）を十分に高め、ＣＯ２凝縮器１６内において、液化天然ガスとＣＯ２との間に適度な温度差を形成できる。また、ＣＯ２凝縮器１６内において、定圧比熱Ｃｐが大きい液化天然ガスの大量の冷熱を利用して、ＣＯ２を効果的に液化することができる。
上述したように、ＣＯ２凝縮器１６において、ＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は、三重点圧力未満の圧力の場合は昇華温度）と、液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差が大きいと、ＣＯ２と液化天然ガスとの温度差が大きくなる熱交換量領域が広くなる。このため、例えばＣＯ２凝縮器１６の伝熱管の表面等において、ＣＯ２が過度に冷却されて、ＣＯ２の固化（ドライアイス化）が生じやすくなる。
そこで、ＣＯ２凝縮器１６において、ＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は昇華温度）と、液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差が規定値以下となるようにしてもよい。
例えば、幾つかの実施形態では、ＣＯ２凝縮器１６の入口におけるＣＯ２の圧力ＰＣＯ２及び液化天然ガスの圧力ＰＬＮＧは、圧力ＰＣＯ２におけるＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は昇華温度）と、圧力ＰＬＮＧにおける液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差Ｄ１が５０℃以下となるように設定されてもよい。
ここで、ＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は昇華温度）と、液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差が５０℃の条件では、ＣＯ２凝縮器１６の入口におけるＣＯ２の圧力ＰＣＯ２と液化天然ガスの圧力（即ちＬＮＧポンプ１４の吐出圧）ＰＬＮＧとの相関関係は、ＰＬＮＧ［ＭＰａ］＝３．１６×ＰＣＯ２［ＭＰａ］＋０．４２［ＭＰａ］で表すことができる。
そこで、幾つかの実施形態では、上述の温度差Ｄ１を５０℃以下とするため、液化天然ガスの圧力（即ちＬＮＧポンプ１４の吐出圧）ＰＬＮＧ［ＭＰａ］を、３．１６×ＰＣＯ２［ＭＰａ］＋０．４２［ＭＰａ］以上としてもよい。
これにより、ＣＯ２凝縮器１６において、ＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は昇華温度）と、液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差が過大とならず、ＣＯ２凝縮器１６においてＣＯ２と液化天然ガスとの温度差が過大となる熱交換量領域を低減することができる。よって、ＣＯ２凝縮器１６におけるＣＯ２の固化を抑制することができる。
一方、ＣＯ２凝縮器１６において、ＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は、三重点圧力未満の圧力の場合は昇華温度）と、液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差が小さいと、ＣＯ２と液化天然ガスとの温度差が小さくなる熱交換量領域が増大する。このため、ＣＯ２と液化天然ガスとの間の熱交換量が減少し、ＣＯ２液化効率が低下する場合がある。
そこで、ＣＯ２凝縮器１６において、ＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は昇華温度）と、液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差が規定値以上となるようにしてもよい。
例えば、幾つかの実施形態では、ＣＯ２凝縮器１６の入口におけるＣＯ２の圧力ＰＣＯ２及び液化天然ガスの圧力ＰＬＮＧが、圧力ＰＣＯ２におけるＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は昇華温度）と、圧力ＰＬＮＧにおける液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差Ｄ１が２０℃以上となるように設定されてもよい。
ここで、ＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は昇華温度）と、液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差が２０℃の条件では、ＣＯ２凝縮器１６の入口におけるＣＯ２の圧力ＰＣＯ２と液化天然ガスの圧力（即ちＬＮＧポンプ１４の吐出圧）ＰＬＮＧとの相関関係は、ＰＬＮＧ［ＭＰａ］＝６．８７×ＰＣＯ２［ＭＰａ］＋２．０２［ＭＰａ］で表すことができる。
そこで、幾つかの実施形態では、上述の温度差Ｄ１を２０℃以上とするため、液化天然ガスの圧力（即ちＬＮＧポンプ１４の吐出圧）ＰＬＮＧ［ＭＰａ］を６．８７×ＰＣＯ２［ＭＰａ］＋２．０２［ＭＰａ］以下としてもよい。
これにより、ＣＯ２凝縮器１６において、ＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は昇華温度）と、液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差が過小とならず、ＣＯ２凝縮器１６においてＣＯ２と液化天然ガスとの温度差が過小となる熱交換量領域を低減することができる。よって、ＣＯ２凝縮器１６における、ＣＯ２と液化天然ガスとの間の熱交換量の低減を抑制し、ＣＯ２液化効率の低下を抑制することができる。
なお、幾つかの実施形態では、ＣＯ２凝縮器１６の入口におけるＣＯ２の圧力ＰＣＯ２及び液化天然ガスの圧力ＰＬＮＧが、圧力ＰＣＯ２におけるＣＯ２の飽和温度ＴＣＯ２＿ＳＡＴ（又は昇華温度）と、圧力ＰＬＮＧにおける液化天然ガスの定圧比熱Ｃｐが極大となる温度（上述の飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ又は疑似臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ）との差Ｄ１が２０℃以上かつ５０℃以下となるように設定されてもよい。
すなわち、幾つかの実施形態では、液化天然ガスの圧力（即ちＬＮＧポンプ１４の吐出圧）ＰＬＮＧ［ＭＰａ］を、３．１６×ＰＣＯ２［ＭＰａ］＋０．４２［ＭＰａ］以上、かつ、６．８７×ＰＣＯ２［ＭＰａ］＋２．０２［ＭＰａ］以下としてもよい。
幾つかの実施形態では、ＬＮＧタンク１２からの液化天然ガスの冷熱を、作動流体を用いた熱サイクルの熱源として利用する。熱サイクルとしてはブレイトンサイクル、ランキンサイクル、スターリングエンジン等、様々なものを利用することが可能であるが、本明細書では、例として、ブレイトンサイクルを用いる場合について説明する。
例えば、図３、図５及び図７に示す例示的な実施形態では、ＬＮＧライン１０には、ＬＮＧポンプ１４の下流側かつＣＯ２凝縮器１６の上流側おいて、第１熱交換器５８が設けられている。この第１熱交換器５８は、ＣＯ２凝縮器１６に流入する前の液化天然ガスとの熱交換により、ブレイトンサイクル５０の作動流体（熱媒体）を冷却するように構成されている。すなわち、ＣＯ２液化システム２において、第１熱交換器５８内における液化天然ガスは、ブレイトンサイクル５０の第１低温熱源として利用されている。
図３、図５及び図７に示すブレイトンサイクル５０は、作動流体（気体）が流れる作動流体ライン５２と、作動流体ライン５２に設けられた圧縮機５４と、タービン５６とを含む。
作動流体ライン５２を流れる作動流体は、圧縮機５４で圧縮され、次いで、熱交換器６０において熱源ガスとの熱交換により加熱された後、タービン５６に流入して該タービン５６にて膨張仕事を行ってタービン５６を回転駆動する。なおタービン５６には発電機５７が連結されており、発電機５７はタービン５６に駆動されて発電を行うようになっていてもよい。タービン５６から流出した作動流体は、上述の第１熱交換器５８にて液化天然ガスとの熱交換により冷却された後、再度圧縮機５４に供給されるようになっている。
なお、熱交換器６０において作動流体との熱交換に用いる熱源ガスは、例えば、発電設備等からの排ガス等であってもよい。熱交換器６０で作動流体との熱交換を終えた熱源ガスは、煙突６２から排出されるようになっていてもよい。
このように、ＣＯ２凝縮器１６に供給する前の液化天然ガスを第１熱交換器５８において作動流体（熱媒体）と熱交換させることで、ＣＯ２の液化目的からして必要以上に極低温の液化天然ガス（すなわち、液化天然ガスの臨界圧以上の圧力における擬臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ又は亜臨界圧における飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ付近の温度よりも大幅に低温の液化天然ガス）をＣＯ２凝縮器１６に流入させる場合に比べてＣＯ２液化システム２全体としての熱効率が向上する。
これについて、図４を用いて説明する。図４は、図３に示すＣＯ２液化システムの熱交換器（ＣＯ２凝縮器１６及び第１熱交換器５８）におけるＣＯ２、ＬＮＧ、及びブレイトンサイクル５０の作動流体（ＷＦ）の温度分布の一例を示すグラフである。
図４のグラフに示すように、常圧で−１６２℃の飽和液として液化天然ガスがＣＯ２凝縮器１６に供給される場合、ＬＮＧ入口においてＬＮＧはＣＯ２の飽和温度よりも大幅に低い（図４グラフ中の温度差Ｔｄ１参照）。このように温度差が大きな流体同士を熱交換させた場合、上述したように、ＣＯ２の固化が生じてしまう場合や、熱交換効率が良好でない場合がある。
そこで、ＬＮＧラインにおいてＣＯ２凝縮器１６よりも上流側に、上述した第１熱交換器５８を設けることで、低温領域のＬＮＧを有効利用して、ＣＯ２の飽和温度よりも低温となる作動流体を冷却することにより、効果的に熱交換を行うことができる。
また、ブレイトンサイクル５０では、ランキンサイクルと異なり、作動流体（熱媒体）を冷却させる際に相変化を伴わないため、第１熱交換器５８内において、作動流体（熱媒体）には、熱交換量に応じた温度差が形成される（即ち、熱交換器内において、熱交換量に対して作動流体の温度が一定となる領域が現れない）。このため、第１熱交換器５８として、液化天然ガスの流れと作動流体（熱媒体）の流れとが反対向きである向流タイプの熱交換器を採用すれば、図４に示すように、第１熱交換器５８内における液化天然ガスと作動流体（熱媒体）との温度差（図４のグラフ中の温度差Ｔｄ２参照）を、第１熱交換器５８の入口から出口にわたって均一に近づけることができ、熱交換を効率的に行うことができる。
なお、図３に示すように、ＬＮＧライン１０において、ＣＯ２凝縮器１６の下流側には、ＣＯ２凝縮器１６から流出した天然ガスの冷熱をさらに取り出すための熱交換器１８が設けられていてもよい。これにより、液化天然ガスの冷熱をさらに有効利用することができる。
図５及び図７に示す例示的な実施形態では、ＬＮＧライン１０には、さらに、ＣＯ２凝縮器１６の下流側において第２熱交換器６４が設けられている。この第２熱交換器６４は、ＣＯ２凝縮器１６から流出した後の（液化）天然ガスとの熱交換により、ブレイトンサイクル５０の作動流体（熱媒体）を冷却するように構成されている。すなわち、ＣＯ２液化システム２において、第２熱交換器６４における（液化）天然ガスは、ブレイトンサイクル５０の低温熱源であって、上述の第１低温熱源よりも高温の第２低温熱源として利用されている。
図５及び図７に示すように、ブレイトンサイクル５０において、タービン５６から流出した作動流体は、第２熱交換器６４にて第２低温熱源である（液化）天然ガスとの熱交換により部分的に冷却された後、第１熱交換器５８にて、第２低温熱源よりも低温の第１低温熱源である液化天然ガス（ＣＯ２凝縮器１６に流入する前の液化天然ガス）との熱交換によりさらに冷却されるようになっている。
ここで、図６は、図５に示すＣＯ２液化システム２の熱交換器（ＣＯ２凝縮器１６、第１熱交換器５８及び第２熱交換器６４）におけるＣＯ２、ＬＮＧ及びブレイトンサイクル５０の作動流体（ＷＦ）の温度分布の一例を示すグラフである。
図６のグラフに示すように、図５に示すＣＯ２液化システム２において、第２熱交換器では、液化天然ガスの臨界圧以上の圧力における擬臨界温度ＴＬＮＧ＿ＰＳＣ又は亜臨界圧における飽和温度ＴＬＮＧ＿ＳＡＴ付近の温度よりも高温の液化天然ガスと、ブレイトンサイクル５０の作動流体ＷＦとの熱交換が行われるようになっている。このように、ＣＯ２の液化を効果的に行うことができる温度域よりも高温の液化天然ガスをブレイトンサイクル５０の高温側の低温熱源（第２低温熱源）として利用することで、ＣＯ２液化システム２全体としての熱効率がより一層向上する。
また、ブレイトンサイクル５０では、ランキンサイクルと異なり、作動流体（熱媒体）を冷却させる際に相変化を伴わないため、第２熱交換器６４においても、第１熱交換器５８での場合と同様、作動流体（熱媒体）には、熱交換量に応じた温度差が形成される。このため、第２熱交換器６４として、液化天然ガスの流れと作動流体（熱媒体）の流れとが反対向きである向流タイプの熱交換器を採用すれば、図６に示すように、第２熱交換器６４内における液化天然ガスと作動流体（熱媒体）との温度差（図６のグラフ中の温度差Ｔｄ３参照）を、第２熱交換器６４の入口から出口にわたって均一に近づけることができ、熱交換を効率的に行うことができる。
幾つかの実施形態では、例えば図７に示すように、ＣＯ２凝縮器１６には、不純物ガスを排出するための排出ライン１７が設けられる。そして、ＣＯ２凝縮器１６は、液化天然ガスとの熱交換によりＣＯ２を液化するとともに、ＣＯ２凝縮器１６に供給されるＣＯ２ガスに含まれる不純物ガスを気体のまま排出するように構成される。
例えば、図７に示す例示的な実施形態では、ＣＯ２ライン３０を介して、ＣＯ２及び不純物を含むＣＯ２リッチガスをＣＯ２凝縮器１６に流入させて、ＣＯ２凝縮器１６を密封状態とした後、液化天然ガスとの熱交換により、ＣＯ２リッチガスに含まれるＣＯ２を液化させる。この際、ＣＯ２は、ＣＯ２及び不純物を含むＣＯ２リッチガスから分離される。液化されたＣＯ２は、ＣＯ２タンク４０等に送られるようになっていてもよい。そして、ＣＯ２の液化が完了したら、排出ライン１７を開放して、ＣＯ２凝縮器１６内に残留する不純物ガスを排出ライン１７を介して排出させる。
このように、不純物ガスを排出可能なＣＯ２凝縮器１６によれば、ＣＯ２凝縮器１６でＣＯ２リッチガスからＣＯ２が分離されるので、高純度の液化ＣＯ２を得ることができる。また、ＣＯ２リッチガスに可燃成分ガス（例えばＨ２又はＣＯ等）が不純物として含まれている場合、ＣＯ２凝縮器１６で分離される不純物ガスを燃料として利用することが可能となり、プラント全体としてのエネルギー効率の向上に寄与し得る。
幾つかの実施形態では、例えば、図７に示すように、ＬＮＧライン１０には、ＣＯ２凝縮器１６の下流側において膨張機６６が設けられる。この膨張機６６は、気化した液化天然ガスを膨張させて、該液化天然ガスから動力を取り出すように構成されている。
膨張機６６は、ターボ型の膨張機であってもよく、レシプロ型の膨張機であってもよい。
例えば、図７に示す例示的な実施形態では、タービンである膨張機６６に発電機６７が連結されている。そして、熱交換器（第１熱交換器５８、ＣＯ２凝縮器１６又は第２熱交換器６４）において気化した天然ガスを膨張機６６で膨張させることによって膨張機６６が回転駆動され、この回転動力によって発電機６７が駆動されて、電力が生成されるようになっている。
このように、熱交換器で気化した高圧の天然ガスの圧力を有効活用して、膨張機６６において動力として取り出すことにより、プラント全体としての出力及び効率を向上させることができる。
以上に説明したＣＯ２液化システム２は、ＣＯ２を含む排ガスを発生する種々の設備に適用することができ、例えば、以下に説明する火力発電プラントに適用することができる。
図８は、一実施形態に係るＣＯ２液化システム２（図７に示す例示的な実施形態に係るＣＯ２液化システム２）が適用された火力発電プラントの概略構成図である。なお、図８のＡ１、Ａ２及びＢ１〜Ｂ３は、図７における同一符号の部位を示す。
図８に示すように、火力発電プラント１は、ガスタービン２００を含む火力発電装置１０２と、二酸化炭素回収システム１０３と、を備えた火力発電プラントである。二酸化炭素回収システム１０３は、火力発電装置１０２からの排ガスに含まれる二酸化炭素（ＣＯ２）を回収するように構成される。
また、火力発電プラント１は、一実施形態に係るＣＯ２液化システム２を備えており、火力発電プラント１において、ＣＯ２液化システム２はＣＯ２回収システム１０３の一部として機能する。
火力発電装置１０２は、燃料の燃焼により生成する燃焼ガス又は燃焼熱を用いて発電を行う装置であり、例えば、ボイラ又はガスタービンを含む発電装置、又は、ガスタービン複合発電（ＧＴＣＣ）又は石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ）等の発電装置であってもよい。図８に示す例示的な実施形態では、火力発電装置１０２は、ガスタービン２００の燃焼ガスを用いて発電を行う発電装置である。
二酸化炭素回収システム１０３は、火力発電装置１０２における燃焼生成ガスを含む排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成されている。例えば、火力発電装置１０２が燃焼器を含むボイラ又はガスタービンを備える場合、二酸化炭素回収システム１０３は、該ボイラ又はガスタービンからの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成されていてもよい。あるいは、火力発電装置１０２が、ガスタービン等からの排ガスの熱を回収するための排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）を備える場合、二酸化炭素回収システム１０３は、該排熱回収ボイラからの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成されていてもよい。
図８に示す例示的な実施形態では、火力発電装置１０２は、ガスタービン２００を含む火力発電装置である。図８に示す実施形態において、二酸化炭素回収システム１０３は、ガスタービン２００からの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成される。
図８に示すガスタービン２００は、空気を圧縮するための圧縮機２０２と、燃料（例えば天然ガス等）を燃焼させて燃焼ガスを発生させるための燃焼器２０４と、燃焼ガスにより回転駆動されるように構成されたタービン２０６と、を備える。
燃焼器２０４には、燃料貯留部であるＬＮＧタンク１２から、ＬＮＧライン１０を介して燃料（天然ガス）が供給されるようになっている。また、燃焼器２０４には圧縮機２０２で圧縮された空気が送り込まれるようになっており、この圧縮空気は、燃焼器２０４において燃料が燃焼する際の酸化剤としての役割を有する。
タービン２０６には回転シャフト２０３を介して発電機２０８が連結されており、タービン２０６の回転エネルギーによって発電機２０８が駆動されて電力が生成されるようになっている。タービン２０６で仕事を終えた燃焼ガスは、排ガスとしてタービン２０６から排出されるようになっている。
図８に示す例示的な実施形態では、二酸化炭素回収システム１０３は、燃料電池１１０を介して、火力発電装置１０２からの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成されている。
燃料電池１１０は、カソード１１２と、アノード１１６と、カソード１１２とアノード１１６の間に配置される電解質１１４と、を含む。燃料電池１１０のカソード１１２には、ＣＯ２を含む排ガスが供給されるようになっている。また、電解質１１４は、排ガス中に含まれるＣＯ２由来の炭酸イオン（ＣＯ３ ２−）をカソード１１２からアノード１１６に移動させるように構成されている。
図８に示す例示的な実施形態では、二酸化炭素回収システム１０３は、上述した燃料電池１１０と、燃料電池１１０のアノード１１６の出口側に接続されるＣＯ２ライン３０と、を含む。ＣＯ２ライン３０は、アノード出口側流路であり、アノード１１６の出口ガス由来のＣＯ２リッチガスを導くように構成される。火力発電装置１０２からの排ガス中に含まれるＣＯ２は、以下に説明するように、燃料電池１１０及びＣＯ２ライン３０を介して回収されるようになっている。
本明細書において、アノード１１６の出口ガス由来のＣＯ２リッチガスは、アノード出口ガスそのものであってもよいし、アノード出口ガスに対して所定の処理（例えば、後述するＣＯシフト反応器１２０でのＣＯシフト反応や、膜分離によるＣＯ２リッチガスからのＣＯ２分離等）を行った後のガスであってもよい。なお、ＣＯ２リッチガスは、処理対象である排ガスよりもＣＯ２濃度が高いガスを指す。
上述したように、燃料電池１１０は、アノード（燃料極）１１６と、カソード（空気極）１１２と、電解質１１４と、を含む。カソード１１２には、火力発電装置１０２からの排ガス（ＣＯ２を含む排ガス）が供給されるようになっている。一方、アノード１１６には、水素（Ｈ２）を含む燃料ガスが供給されるようになっている。電解質１１４は、排ガス中に含まれるＣＯ２由来の炭酸イオン（ＣＯ３ ２−）をカソード１１２からアノード１１６に移動させるように構成される。
燃料電池１１０は、電解質１１４として炭酸塩を用いた溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ： Ｍｏｌｔｅｎ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよい。電解質１１４として用いられる炭酸塩は、例えば、炭酸リチウム、炭酸ナトリウム、又は炭酸カリウム等であってもよく、又は、これらの混合物であってもよい。
カソード１１２には、カソード入口側流路１７０を介して火力発電装置１０２からのＣＯ２を含む排ガスが供給される。
アノード１１６には、アノード入口側流路１７６及びＬＮＧライン１０に接続する燃料供給ライン１２２を介して、燃料（天然ガス）が貯留されるＬＮＧタンク１２（燃料貯留部）が接続されている。ＬＮＧタンク１２内の燃料は、燃料供給ライン１２２に設けられた予備改質器１２４及び燃料電池１１０に設けられた改質部１１８等において水素（Ｈ２）に改質されて、アノード入口側流路１７６を介してアノード１１６に供給されるようになっている。
燃料電池１１０のカソード１１２では、火力発電装置１０２からの排ガスに含まれるＣＯ２及び酸素（Ｏ２）と電子とが反応して炭酸イオン（ＣＯ３ ２−）が生成される。カソード１１２で生成した炭酸イオンは、電解質１１４をアノード１１６に向かって移動する。
一方、燃料電池１１０のアノード１１６では、アノード入口側流路１７６を介して供給された水素（Ｈ２）と、電解質１１４を移動してきた炭酸イオン（ＣＯ３ ２−）とが反応して、水（Ｈ２Ｏ）、ＣＯ２及び電子が生成される。
このようにして、カソード１１２に供給されたＣＯ２は、炭酸イオンの形で電解質１１４をカソード１１２からアノード１１６に移動し、アノード１１６での反応によりＣＯ２となる。
アノード１１６で生成されたＣＯ２は、Ｈ２Ｏ及び燃料ガスの未燃成分（例えばＣＯやＨ２）とともに混合ガス（アノード１１６の出口ガス）としてＣＯ２ライン（アノード出口側流路）３０に流出する。ＣＯ２ライン３０に流出したアノード出口ガスは、処理対象である排ガスよりもＣＯ２濃度が高いＣＯ２リッチガスである。
アノード１１６から排出されたＣＯ２リッチガスに含まれるＣＯ２は、ＣＯ２ライン３０を介して回収される。
ところで、燃料の改質反応は吸熱反応であり、通常、外部から熱を加える必要がある。そこで、図８に示すように、改質部１１８の上流側に、燃料供給ライン１２２を介して改質部１１８に供給する燃料を昇温させるための熱交換器１２６を設けてもよい。燃料を熱交換器１２６により昇温させてから改質部１１８に供給することで、燃料の改質反応を効率良く行うことができる。
なお、図８に示す実施形態では、熱交換器１２６は、燃料供給ライン１２２から改質部１１８に供給する燃料を、アノード１１６の出口ガス（ＣＯ２リッチガス）との熱交換により昇温させるように構成される。
溶融炭酸塩型燃料電池は、約６００℃〜７００℃程度の高温で動作し、アノード１１６から流出するガスも同程度の高温を有する。よって、上述の熱交換器１２６によれば、燃料電池１１０で生じる反応熱を有効利用しながら燃料の改質反応を行うことができる。
また、図８に示す実施形態では、カソード入口側流路１７０には、燃料（例えばＬＮＧタンク１２からの燃料）を燃焼させるための燃焼器１１９が設けられている。
燃料電池１１０の適切な動作のためには、供給される排ガス温度がある程度の高温を有していることが望ましい場合がある。このような場合、燃焼器１１９において燃料を燃焼させて、燃焼熱によってカソード１１２の入口側の排ガスを昇温させることにより、燃料電池１１０を適切に作動させやすくなる。
図８に示す例示的な実施形態では、ＣＯ２ライン３０には、ＣＯ２リッチガスに含まれるＣＯを変性させるためのＣＯシフト反応器１２０が設けられる。ＣＯシフト反応器１２０は、ＣＯ２リッチガスに含まれるＣＯを、例えば水（Ｈ２Ｏ）との反応により、ＣＯ２に変換するように構成される。
ＣＯシフト反応器１２０によってＣＯを変成させることにより、ＣＯシフト反応器１２０よりも下流側のＣＯ２ライン３０のＣＯ２濃度を、ＣＯシフト反応器１２０の上流側に比べて高めることができる。これにより、より高純度の二酸化炭素を回収することができる。
幾つかの実施形態では、図８に示すように、火力発電装置１０２からの排ガスは、燃料電池１１０のカソード１１２に供給されるとともに、カソード入口側流路１７０から分岐するバイパス流路１７８を介して、排熱回収ボイラ１４０に供給されるようになっていてもよい。
図８に示す排熱回収ボイラ１４０は、火力発電装置１０２からの排ガスが導かれるダクト（不図示）と、ダクトに設けられた熱交換器（不図示）と、を備える。熱交換器は、ダクトを流れる排ガスとの熱交換により蒸気を生成するように構成されている。排熱回収ボイラ１４０で生成された蒸気は蒸気タービン１４２に導かれ、蒸気タービン１４２を回転駆動するようになっている。また、蒸気タービン１４２には発電機１４４が接続されており、発電機１４４は、蒸気タービン１４２によって回転駆動されて、電力を生成するようになっている。
図８に示す例示的な実施形態では、排熱回収ボイラ１４０のダクト内を流れて熱交換器を通過した排ガスは、煙突１４６から排出されるようになっている。
図８に示す実施形態において、ＬＮＧタンク１２（燃料貯留部）からの燃料である液化天然ガスは、図７のＡ１〜Ａ２部分に示すように、ＣＯ２凝縮器１６に供給されるようになっている。
また、燃料電池１１０のアノード１１６からＣＯ２ラインを介して流出したＣＯ２リッチガスは、ＣＯシフト反応器１２０を通過した後、図７のＢ１〜Ｂ２部分に示すように、ＣＯ２凝縮器１６に供給されるようになっている。
よって、火力発電プラント１で燃料として用いられる液化天然ガスと、燃料電池１１０のアノード１１６からのＣＯ２リッチガスとを熱交換することになり、液化天然ガスの冷熱を有効利用して、燃料電池１１０のアノード１１６からのＣＯ２リッチガスに含まれるＣＯ２を液化及び分離して、ＣＯ２を回収することができる。
また、図８に示す実施形態では、ＣＯ２凝縮器１６に供給されるＣＯ２リッチガスには、Ｈ２やＣＯ等の可燃成分が含まれるので、ＣＯ２凝縮器１６において排出ライン１７から排出される不純物ガス（ＣＯ２リッチガスからＣＯ２が分離された残留ガス）には、Ｈ２又はＣＯ等が含まれる。
そして、ＣＯ２凝縮器１６から排出される不純物ガス（Ｈ２又はＣＯを含む）は、図８及び図７のＢ３部分に示すように、排出ライン１７を介して燃料供給ライン１２２に流入するようになっている。
これにより、ＣＯ２凝縮器１６から排出される不純物ガスが、燃料として燃料電池１１０に供給されることとなり、火力発電プラント１全体として効率を向上させることができる。
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上述した実施形態に限定されることはなく、上述した実施形態に変形を加えた形態や、これらの形態を適宜組み合わせた形態も含む。
本明細書において、「ある方向に」、「ある方向に沿って」、「平行」、「直交」、「中心」、「同心」或いは「同軸」等の相対的或いは絶対的な配置を表す表現は、厳密にそのような配置を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の角度や距離をもって相対的に変位している状態も表すものとする。
例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
また、本明細書において、四角形状や円筒形状等の形状を表す表現は、幾何学的に厳密な意味での四角形状や円筒形状等の形状を表すのみならず、同じ効果が得られる範囲で、凹凸部や面取り部等を含む形状も表すものとする。
また、本明細書において、一の構成要素を「備える」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
１ 火力発電プラント
２ ＣＯ２液化システム
１０ ＬＮＧライン
１２ ＬＮＧタンク
１２ａ ＬＮＧ供給系統
１４ ＬＮＧポンプ
１６ ＣＯ２凝縮器
１７ 排出ライン
１８ 熱交換器
３０ ＣＯ２ライン
３２ 分離膜
３３ 排出ライン
３４ 冷却器
３６ 圧縮機
３８ ＣＯ２ポンプ
４０ ＣＯ２タンク
４２ 熱交換器
５０ ブレイトンサイクル
５２ 作動流体ライン
５４ 圧縮機
５６ タービン
５７ 発電機
５８ 第１熱交換器
６０ 熱交換器
６２ 煙突
６４ 第２熱交換器
６６ 膨張機
６７ 発電機
１０２ 火力発電装置
１０３ 二酸化炭素回収システム
１１０ 燃料電池
１１２ カソード
１１４ 電解質
１１６ アノード
１１８ 改質部
１１９ 燃焼器
１２０ ＣＯシフト反応器
１２２ 燃料供給ライン
１２４ 予備改質器
１２６ 熱交換器
１４０ 排熱回収ボイラ
１４２ 蒸気タービン
１４４ 発電機
１４６ 煙突
１７０ カソード入口側流路
１７６ アノード入口側流路
１７８ バイパス流路
２００ ガスタービン
２０２ 圧縮機
２０３ 回転シャフト
２０４ 燃焼器
２０６ タービン
２０８ 発電機

Claims (23)

  1. 液化天然ガスを供給するためのＬＮＧ供給系統と、
    前記ＬＮＧ供給系統からの前記液化天然ガスを昇圧するためのＬＮＧポンプと、
    前記ＬＮＧポンプにより昇圧された前記液化天然ガスとの直接の熱交換により、ＣＯ２を液化するように構成されたＣＯ２凝縮器と、
    を備えることを特徴とするＣＯ２液化システム。
  2. 前記ＬＮＧポンプの吐出圧が４ＭＰａ以上であることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ２液化システム。
  3. 前記ＣＯ２凝縮器の入口における前記ＣＯ２の圧力が０．５２ＭＰａ以上となるように、前記ＣＯ２凝縮器に流入前の前記ＣＯ２を圧縮するための圧縮機をさらに備えることを特徴とする請求項１又は２に記載のＣＯ２液化システム。
  4. 前記ＣＯ２凝縮器で液化した前記ＣＯ２を昇圧するためのＣＯ２ポンプをさらに備えることを特徴とする請求項１乃至３の何れか一項に記載のＣＯ２液化システム。
  5. 前記ＬＮＧ供給系統からの前記液化天然ガスを導くためのＬＮＧラインと、
    前記ＬＮＧポンプの下流側かつ前記ＣＯ２凝縮器の上流側において前記ＬＮＧラインに設けられ、前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するための第１熱交換器と、
    をさらに備えることを特徴とする請求項１乃至４の何れか一項に記載のＣＯ２液化システム。
  6. 前記ＬＮＧ供給系統からの前記液化天然ガスを導くためのＬＮＧラインと、
    前記ＣＯ２凝縮器の下流側において前記ＬＮＧラインに設けられ、前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するための第２熱交換器と、
    をさらに備えることを特徴とする請求項１乃至５の何れか一項に記載のＣＯ２液化システム。
  7. 前記第１熱交換器内、又は、前記第２熱交換器内の内、少なくとも一方における前記液化天然ガスを、熱サイクルの低温熱源として利用することを特徴とする請求項５又は６に記載のＣＯ２液化システム。
  8. 前記ＣＯ２凝縮器の下流側において前記ＬＮＧラインに設けられ、前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するための第２熱交換器を備え、
    前記第１熱交換器内における前記液化天然ガスを、前記熱サイクルの第１低温熱源として利用し、前記第２熱交換器内における前記液化天然ガスを、前記熱サイクルの前記第１低温熱源よりも高温の第２低温熱源として利用する
    ことを特徴とする請求項７に記載のＣＯ２液化システム。
  9. ＣＯ２リッチガスから前記ＣＯ２を分離するための分離膜をさらに備え、
    前記ＣＯ２凝縮器には、前記分離膜によって分離された前記ＣＯ２が供給されるように構成された
    ことを特徴とする請求項１乃至８の何れか一項に記載のＣＯ２液化システム。
  10. 前記ＣＯ２凝縮器は、前記ＣＯ２および不純物ガスを含むＣＯ２リッチガスのうち、前記ＣＯ２を液化するとともに、前記不純物ガスを気体のまま排出するように構成されたことを特徴とする請求項１乃至９の何れか一項に記載のＣＯ２液化システム。
  11. 前記ＣＯ２凝縮器の下流側において前記ＬＮＧラインに設けられ、気化した前記液化天然ガスを膨張させて該液化天然ガスから動力を取り出すように構成された膨張機をさらに備える
    ことを特徴とする請求項１乃至１０の何れか一項に記載のＣＯ２液化システム。
  12. 前記ＣＯ２凝縮器の入口におけるＣＯ２の圧力をＰＣＯ２［ＭＰａ］としたとき、前記ＬＮＧポンプの吐出圧が３．１６×ＰＣＯ２＋０．４２［ＭＰａ］以上であることを特徴とする請求項１乃至１１の何れか一項に記載のＣＯ２液化システム。
  13. 前記ＣＯ２凝縮器の入口におけるＣＯ２の圧力をＰＣＯ２［ＭＰａ］としたとき、前記ＬＮＧポンプの吐出圧が６．８７×ＰＣＯ２＋２．０２［ＭＰａ］以下であることを特徴とする請求項１乃至１２の何れか一項に記載のＣＯ２液化システム。
  14. 請求項１乃至１３の何れか一項に記載のＣＯ２液化システムを備えることを特徴とする火力発電プラント。
  15. ＬＮＧ供給系統からの液化天然ガスを昇圧するステップと、
    昇圧された前記液化天然ガスとの直接の熱交換により、ＣＯ２を液化するステップと、
    を備えることを特徴とするＣＯ２液化方法。
  16. 前記液化天然ガスの圧力が４ＭＰａ以上となるように前記液化天然ガスを昇圧することを特徴とする請求項１５に記載のＣＯ２液化方法。
  17. 前記ＣＯ２を液化するステップの前、前記ＣＯ２の圧力が０．５２ＭＰａ以上となるように前記ＣＯ２を圧縮するステップをさらに備えることを特徴とする請求項１５又は１６に記載のＣＯ２液化方法。
  18. 前記ＣＯ２を液化するステップの後、液化した前記ＣＯ２を昇圧するステップをさらに備えることを特徴とする請求項１５乃至１７の何れか一項に記載のＣＯ２液化方法。
  19. 前記ＣＯ２を液化するステップの前、第１熱交換器において前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するステップを備えることを特徴とする請求項１５乃至１８の何れか一項に記載のＣＯ２液化方法。
  20. 前記昇圧された前記液化天然ガスとの直接の熱交換により、ＣＯ２を液化するステップの後、第２熱交換器において前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するステップを備えることを特徴とする請求項１５乃至１９の何れか一項に記載のＣＯ２液化方法。
  21. 前記第１熱交換器内、又は、前記第２熱交換器内の内、少なくとも一方における前記液化天然ガスを、熱サイクルの低温熱源として利用することを特徴とする請求項１９又は２０に記載のＣＯ２液化方法。
  22. 前記ＣＯ２を液化するステップの後、第２熱交換器において前記液化天然ガスとの熱交換により熱媒体を冷却するステップを備え、
    前記第１熱交換器内における前記液化天然ガスを、前記熱サイクルの第１低温熱源として利用し、前記第２熱交換器内における前記液化天然ガスを、前記熱サイクルの前記第１低温熱源よりも高温の第２低温熱源として利用する
    ことを特徴とする請求項２１に記載のＣＯ２液化方法。
  23. 前記ＣＯ２を液化するステップの前、ＣＯ２リッチガスから前記ＣＯ２を分離するステップをさらに備えることを特徴とする請求項１５乃至２２の何れか一項に記載のＣＯ２液化方法。
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