JP2023122581A - グリーンエネルギー輸送システム及びエネルギー輸送方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】 再生可能エネルギーを遠隔地にあるその発電設備からエネルギー消費地まで低環境負荷で効率よく輸送可能な輸送システムを提供する。【解決手段】 再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電手段と、該発電手段で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成手段と、該生成した水素及びリサイクルＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタンを生成するメタン合成手段と、該生成したメタンを大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段で輸送するメタン輸送手段と、該輸送されたメタンを酸素と反応させることで発電を行なうと共に該発電時に排出される炭素をリサイクルＣＯ２として回収する発電・炭素回収手段と、該リサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段により該メタン合成手段が設けられている基地まで輸送するＣＯ２輸送手段とから構成される。【選択図】 図１
Description
新規性喪失の例外適用申請有り
本発明は、グリーンエネルギー輸送システム及びエネルギー輸送方法に関する。
地球環境問題への関心が高まる中、石油、石炭、液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する）等の有限な化石燃料の代替、地球温暖化の緩和等の対策として、いわゆる再生可能エネルギーの利用が増加している。再生可能エネルギーとは、風力、太陽光、太陽熱、地熱、水力、波力、バイオマス等に代表される自然現象の中で更新されるエネルギーであり、それらのうちの１種又は複数種類を利用した発電システムが提案されている。
例えば特許文献１には、電力系統に連系されて風力発電を行なう風力発電装置と、該電力系統に連系されて該風力発電装置で発電した電力の充放電を行なう蓄電装置と、該風力発電装置における発電電力及び該蓄電装置における充放電の制御を行なう発電制御装置とから構成される風力発電システムが開示されている。この特許文献１の風力発電システムは、発電制御装置が、該電力系統の状態を表わす系統情報を取得する系統情報取得部と、該風力発電装置に係る発電状態情報及び該蓄電装置に係る蓄電情報を取得する状態情報取得部と、発電計画に係る発電情報及び該発電計画の変動幅に相関する変動幅相関情報を生成する情報生成部と、該情報生成部で生成された該発電計画情報及び該変動幅相関情報を、該電力系統を運用する電力事業者宛に送信する情報送信部とを備えている。そして、該系統情報取得部で取得した該系統情報、並びに該状態情報取得部で取得した該発電状態情報及び該蓄電状態情報に基づいて該風力発電装置における発電出力及び該蓄電装置における充放電の制御を行なうものである。これにより、風力発電電力と電力系統を一体的に運用できるので、電力系統の安定運用に貢献できると記載されている。
また、特許文献２には、太陽光発電設備からなる第１発電設備と、風力発電設備からなる第２発電設備とを組み合わせて発電を行なう再生エネルギー発電システムが開示されている。この特許文献２の発電システムは、連系認可量と該第１発電設備の発電量から該第２発電設備の第１出力上限値を算出する合計出力制御器と、該第１出力上限値と現在の第２発電設備の発電量又は変化量に基づいて該第２発電設備の第２出力上限値を算出する上限値再設定演算器と、該第２出力上限値を該第２発電設備に送り、該第２出力上限値を受けて該第２発電設備を発電制御する第２発電設備用制御器とを備えることで、発電システムの出力が連系認可量を超過しないようにすると共に、太陽光発電設備や風力発電設備の発電量が連系認可量から大幅に下回るのを回避できると記載されている。
しかしながら、上記の風力や太陽光などに代表される再生可能エネルギーの発電設備は、風況等の自然条件、土地代、社会的影響等を考慮して、人口が密集した都市部や郊外のエネルギー消費地からは概して遠隔した地である極圏や砂漠地帯などに設置されることが多い。従って、かかる遠隔地からエネルギー消費地まで効率良く且つ低コストにエネルギーを輸送する技術が再生可能エネルギーに求められている。また、上記のエネルギー輸送に際して、温室効果による地球温暖化の原因の１つとして挙げられている二酸化炭素の排出を抑えることが、再生可能エネルギーを普及させるうえで重要になる。本発明は上記事情に鑑みてなされたものであり、再生可能エネルギーを遠隔地にあるその発電設備からエネルギー消費地まで低環境負荷で効率よく輸送可能な輸送システム及び輸送方法を提供することを目的とする。
上記目的を達成するため、本発明に係るグリーンエネルギー搬送システムは、再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電手段と、前記発電手段で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成手段と、前記水素生成手段で生成した水素及びリサイクルＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタンを生成するメタン合成手段と、前記メタン合成手段で生成したメタンを大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送手段と、前記メタン輸送手段で輸送されたメタンを酸素と反応させることで発電を行なうと共に該発電時に排出される炭素をリサイクルＣＯ２として回収する発電・炭素回収手段と、前記リサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段により前記メタン合成手段が設けられている基地まで輸送するＣＯ２輸送手段とから構成されることを特徴とする。
また、本発明に係るグリーンエネルギー搬送方法は、再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電工程と、前記発電工程で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成工程と、前記水素生成工程で生成した水素及びリサイクルＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタンを生成するメタン合成工程と、前記メタン合成工程で生成したメタンを大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送工程と、前記メタン輸送工程で輸送されたメタンを酸素と反応させることで発電を行なうと共に該発電時に排出される炭素をリサイクルＣＯ２の形態で回収する発電・炭素回収工程と、前記リサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段により前記メタン合成工程を行なう基地まで輸送するＣＯ２輸送工程とを有することを特徴とする。
本発明によれば、再生可能エネルギーを遠隔地にあるその発電設備からエネルギー消費地まで低環境負荷で効率よく輸送することが可能になる。
１. 第１の実施形態（タンカー輸送方式）
１－１ グリーンエネルギー搬送システム
以下、本発明に係る再生可能エネルギーをエネルギー源とするグリーンエネルギー搬送システムの第１の実施形態について説明する。この本発明の第１の実施形態のエネルギー輸送システムは、図１に示すように、再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電手段Ｍ１と、発電手段Ｍ１で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成手段Ｍ２と、該水素生成手段Ｍ２で生成した水素及びリサイクルされたＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタン化を行なってメタンを生成するメタン合成手段Ｍ３と、該メタン合成手段Ｍ３で生成したメタンを液体メタンの形態で輸送すべく、該再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の冷媒圧縮機を用いて該メタンを液化するメタン液化手段Ｍ４と、該メタン液化手段Ｍ４で液化したメタンを大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送手段Ｍ５と、該液化メタン輸送手段Ｍ５で輸送した液体メタンを液化メタン貯蔵タンクに受け入れた後に再ガス化する液化メタン受入・再ガス化手段Ｍ６と、該液化メタン受入・再ガス化手段Ｍ６で一旦受け入れた後に再ガス化した原料としてのメタンを酸素と反応させることで発電を行なうと共に、該発電時に排出される排ガスから炭素を高濃度ＣＯ２ガスからなるリサイクルＣＯ２の形態で回収する発電・炭素回収手段Ｍ７と、該発電・炭素回収手段Ｍ７で回収したリサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりメタン合成手段Ｍ３が設けられているメタン合成サイトまで輸送するＣＯ２輸送手段Ｍ８とから構成される。
１－１ グリーンエネルギー搬送システム
以下、本発明に係る再生可能エネルギーをエネルギー源とするグリーンエネルギー搬送システムの第１の実施形態について説明する。この本発明の第１の実施形態のエネルギー輸送システムは、図１に示すように、再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電手段Ｍ１と、発電手段Ｍ１で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成手段Ｍ２と、該水素生成手段Ｍ２で生成した水素及びリサイクルされたＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタン化を行なってメタンを生成するメタン合成手段Ｍ３と、該メタン合成手段Ｍ３で生成したメタンを液体メタンの形態で輸送すべく、該再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の冷媒圧縮機を用いて該メタンを液化するメタン液化手段Ｍ４と、該メタン液化手段Ｍ４で液化したメタンを大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送手段Ｍ５と、該液化メタン輸送手段Ｍ５で輸送した液体メタンを液化メタン貯蔵タンクに受け入れた後に再ガス化する液化メタン受入・再ガス化手段Ｍ６と、該液化メタン受入・再ガス化手段Ｍ６で一旦受け入れた後に再ガス化した原料としてのメタンを酸素と反応させることで発電を行なうと共に、該発電時に排出される排ガスから炭素を高濃度ＣＯ２ガスからなるリサイクルＣＯ２の形態で回収する発電・炭素回収手段Ｍ７と、該発電・炭素回収手段Ｍ７で回収したリサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりメタン合成手段Ｍ３が設けられているメタン合成サイトまで輸送するＣＯ２輸送手段Ｍ８とから構成される。
なお、上記のメタン輸送手段Ｍ５は、上記のメタン液化手段Ｍ４で液化した液化メタンを大気中へのＣＯ２排出を伴わない第１動力手段を駆動源とする液化メタンタンカーでエネルギー消費地まで輸送するものである。また、上記の発電・炭素回収手段Ｍ７は、回収したリサイクルＣＯ２を液体ＣＯ２の形態で輸送すべく、該リサイクルＣＯ２を液化するＣＯ２液化手段を有しており、メタン合成手段Ｍ３は、液化ＣＯ２輸送手段Ｍ８で輸送された液化ＣＯ２を液化ＣＯ２貯蔵タンクに受け入れた後に再ガス化する液化ＣＯ２受入・再ガス化手段を有している。この場合、ＣＯ２輸送手段Ｍ８は、上記のＣＯ２液化手段で得た液化ＣＯ２をメタン合成手段Ｍ３が設けられているメタン合成サイトまで大気中へのＣＯ２排出を伴わない第２動力手段を駆動源とする液化ＣＯ２タンカーで輸送するものである。また、図１中において括弧内に示す数値は、エネルギー効率である。なお、風力発電ファームの設置場所とコンバインドサイクルの設置場所が３,０００海里のケースでは電解装置にＰＥＭを採用した場合は約２５％、電解装置にＳＯＥＣを採用した場合は約３９％である。
上記の一連の手段のうち、水素生成手段Ｍ２、メタン合成手段Ｍ３、及びメタン液化手段Ｍ４をまとめてＰｔＧ複合施設（Ｐｏｗｅｒ ｔｏ Ｇａｓ Ｃｏｍｐｌｅｘ）と称することがあり、また、液化メタン受入・再ガス化手段Ｍ６及び発電・炭素回収手段Ｍ７をまとめて発電複合施設（Ｐｏｗｅｒ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ Ｃｏｍｐｌｅｘ）と称することがある。この本発明の第１の実施形態のエネルギー輸送システムは、日本及び世界で発電用燃料あるいは家庭用都市ガスとして使われているＬＮＧの出荷基地、ＬＮＧタンカー、受入基地などの既存の多数のインフラ設備を利用できるので、化石燃料の代替エネルギーとしての実現に向けてたハードルは高くないと考えられる。以下、上記グリーンエネルギー輸送システム構成する各手段について詳細に説明する。
発電手段Ｍ１で取り扱う再生可能エネルギーは、石油、石炭、天然ガス等の化石燃料を燃焼することで生じさせるエネルギーとは異なり、地球上で自然に起こる現象を利用して繰り返し使えるエネルギーであり、代表的な再生可能エネルギーとしては、風力発電、太陽光発電、太陽熱発電、地熱発電、水力発電、バイオマス発電、波力・潮流・潮汐発電等を挙げることができる。これら再生可能エネルギーにより発生させた電力は、最も一般的な交流電力ケーブルを用いて送電することができる。
風力発電は、風の力で風車を回転させ、その回転運動を発電機に伝えて発電する方式である。太陽光発電は、半導体や色素で構成される太陽電池に太陽光を照射させることで光エネルギーを直接電気に変える方式である。太陽熱発電は、太陽光を反射板によって集光することで得た熱で高温蒸気を発生させ、この高温蒸気でタービンを回転させて発電する方式である。地熱発電は、地下に浸透した雨水がマグマによって加熱されて生じた蒸気を利用してタービンを回転させて発電する方式である。水力発電は、ダムなどに貯水した水が落下する力でタービンを回転させて発電する方式である。バイオマス発電は、未利用の木材資源、下水汚泥、一般廃棄物などの化石燃料以外の動植物由来の有機物資源をリサイクルして作られたバイオマス燃料を燃焼し、これにより生じる燃焼熱で生成した蒸気でタービンを回すことで電気を発生する方式である。波力・潮流・潮汐発電は、いずれも海洋エネルギーを利用した発電であり、波のエネルギーを利用した波力発電は、空気室内における海面の上下動により生じる空気流によりタービンを回転させる方式と、可動体を介して波力エネルギーを油圧に変換した後、油圧モーターを用いて発電する方式と、波のオーバーフローにより貯水池に貯留した海水を排水する際に海面との落差を利用して水車を回転して発電する方式とに大別することができる。潮流発電は、潮流の運動エネルギーを利用して水車を回転して発電する方式であり、潮汐発電は、潮汐に伴う潮位差を利用して水力発電と同様にタービンを回して発電する方式である。
発電手段Ｍ１には、エネルギー源として上記の再生可能エネルギーのいずれを利用してもよいが、以下の説明では、夜間に発電を行なうことができない太陽光発電や太陽熱発電とは異なり、昼夜を通して安定的に発電可能であって、且つ既存のＬＮＧのインフラ設備を利用する場合に好都合な風力発電をエネルギー源にする場合を例に挙げて説明する。なお、Cristina L. Archerらによる文献（JOURNAL OF GEOPHYSICAL RESEARCH, VOL. 110, D12110, doi：10.1029／2004JD005462, 2005）によれば、風力発電のポテンシャルは世界の全てのエネルギー需要の約５倍あると言われており、人類に必要なエネルギーを全て再生可能エネルギーでまかなえば、大気中の二酸化炭素濃度を産業革命以前のレベルに戻すことができ、地球温暖化の進行を抑制して産業革命以前の寒冷化に戻すことが期待できる。
再生可能エネルギーとして風力発電を利用する場合は、風力発電機を複数台設置することで、全体として一つの発電所として運営するのがスケールメリットを生かせるので好ましく、このような運営形態をウインドファームと称することがある。ウインドファームは、例えば図２に示すように、定格出力２.５ＭＷ、出力電圧ＡＣ６９０Ｖの風力発電機１１が、沿岸に沿った沖合か又は約４０ｋｍ以上離れた遠隔地に複数台設置されており、各々の出力電力は、発電機側のパッドマウント又はナセル変圧器により３４.５ｋＶの中圧（ＭＶ）に昇圧された後、集電システム１２に集められ、地下又は海底の送電線１３を介して変電設備１４に送電される。変電設備１４では、送電レベルとなる６９ｋＶ以上の高圧（ＨＶ）に昇圧されて送電される。
上記の風力発電機のタイプは、かご型誘導発電機（ＳＣＩＧ：Ｓｑｕｉｒｒｅｌ Ｃａｇｅ Ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）を用いた固定速風力発電機、又は２重給電誘導発電機（ＤＦＩＧ：Ｄｏｕｂｌｙ Ｆｅｄ Ｉｎｄｕｃｔｉｏｎ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）若しくは永久磁石式同期発電機（ＰＭＳＧ：Ｐｅｒｍａｎｅｎｔ Ｍａｇｎｅｔ Ｓｙｎｃｈｒｏｎｏｕｓ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）を用いた可変速風力発電機に大別することができる。これらの中では、電力変換器を用いて系統に連系されているため系統周波数とは独立に発電機回転数を制御することが可能な可変速風力発電機が好ましく、多極化することでギアレス化が可能なＰＭＳＧがより好ましい。
上記のウインドファームでは、例えば下記表１に示すＶＥＳＴＡＳ社製の風力発電機Ｖ２３６－１５.０ＭＷを略マトリックス状に１０００台設置することで、１５,０００ＭＷの出力キャパシティーを実現することができる。
上記の風力発電機から変電設備１４までの送電には交流送電と直流送電があり、経済性を考慮して適宜選択される。交流送電の場合の配電の仕組みは、例えば図３（ａ）に示すように、風力発電機（ＷＴ）で発電した出力電圧ＡＣ６９０Ｖをトランスで３０～１１０ｋＶに昇圧した後、メタン液化手段Ｍ４で使用する冷媒圧縮機の駆動用シンクロナスモーターの近くに設置されたトランスまで３相ＡＣのケーブルで送電し、ここで１０～２０ｋＶまで降圧してからＶＦＤ（Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｄｒｉｖｅ）に給電している。ＶＦＤの内部ではＡＣ－ＤＣコンバータにより変換された直流電流がインバーターで変換されて可変周波数の交流電流がシンクロナスモーターに給電される。一方、水素生成手段Ｍ２で使用する水の電気分解用の電解槽には、トランスにより１００～１５０Ｖまで降圧してからＡＣ－ＤＣコンバータで変換されて１００～１５０Ｖの直流電流が給電される。この交流送電の場合は、送電ケーブルは原則として３本又は３本×２になる。
これに対して、直流送電の場合の配電の仕組みは、例えば図３（ｂ）に示すように、風力発電機（ＷＴ）で発電した出力電圧ＡＣ６９０Ｖをトランスで３０～１１０ｋＶまで昇圧した後、ＡＣ－ＤＣコンバータにより直流電圧１０～２０ｋＶ、直流電流５.０～１０.０ｋＡの直流電力に変換し、得られた直流電力を後段のメタン液化手段Ｍ４で使用する冷媒圧縮機の駆動用シンクロナスモーターに給電している。一方、水素生成手段Ｍ２で使用する水の電気分解用の電解槽には、１０～２０ｋＶでは電圧が高すぎるので、図４に示すような降圧の度合いが大きいときに好適に用いられるソリッドステート変圧器（ＳＳＴ：Ｓｏｌｉｄ Ｓｔａｔｅ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）で構成されるＤＣ－ＤＣコンバータによって１００～１５０Ｖまで降圧してから給電している。この直流送電の場合は、送電ケーブルは原則として１本＋アースあるいは２本になる。このように、交流送電をできるだけ少なくしてその代わりに直流送電を多く採用することにより、トランス及び３相ＡＣの配線を少なくできるので、コストダウンを図ることができる。
上記の発電手段Ｍ１の後段に位置する水素生成手段Ｍ２は、発電手段Ｍ１で得た再生可能エネルギーをエネルギー源とする水の電気分解により水素を製造するものであり、このようにして製造される水素はグリーン水素とも称される。この場合の水の電気分解（水電解とも称する）を行なう装置は、電解質の種類によって、固体酸化物水電解装置（ＳＯＥＣ）、固体高分子水電解装置、及びアルカリ水電解装置に分類することができる。
固体酸化物水電解装置（ＳＯＥＣ）は、後述する固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）の逆反応により６００～１１００℃程度の高温で水を電気分解するものであり、図５に示すように、イットリウム等で修飾された酸化ジルコニウム等の固体酸化物からなる電解質を挟んで両側に陰極及び陽極がそれぞれ設けられた基本構造を有している。陰極側に供給された水蒸気は、水素と酸化物イオンに分解し、該酸化物イオンが電解質を通過して陽極において酸素になる。
プロトン交換膜（ＰＥＭ）水電解装置は、図６に示すように、プロトン伝導性のカチオン高分子膜からなるプロトン交換膜（ＰＥＭ）を電解質とし、その両側に触媒層を介して白金担持カーボンや白金被覆チタン等からなる陰極と、酸化イリジウム被覆チタンやイリジウムルテニウムニッケル酸化物等からなる陽極とがそれぞれ設けられた基本構造を有している。陽極側に供給された水（Ｈ２Ｏ）は、酸素とプロトン（Ｈ＋）とに分解され、該プロトンがプロトン交換膜を通過して陰極で電子を受け取ることで水素となる。上記構造の固体高分子水電解装置としては、例えば図７に示すＳｉｅｍｅｎｓ社のＳｉｌｙｚｅｒ３００を挙げることができる。
アルカリ水電解装置は、図８に示すように、ガスバリア膜としての隔壁を挟んでランタンドープ酸化コバルトやニッケルコバルト酸化物等からなる陽極と、ラネーニッケル等の高表面積触媒電極からなる陰極とが対向する基本構造を有している。陰極側で水分子が水素イオンと水酸化物イオンに分解し、この水酸化物イオンが隔壁を通過して陽極側で酸素を生成する。
上記の水素生成手段Ｍ２の後段に位置するメタン合成手段Ｍ３は、該水素生成手段Ｍ２で生成された水素(Ｈ２)と、リサイクルされた二酸化炭素（ＣＯ２）とを原料として下記反応式１に示すサバティエ反応によりメタン化を行なうことでメタンを生成するものである。
［反応式１］
ＣＯ２＋４Ｈ２＝ＣＨ４＋２Ｈ２Ｏ
［反応式１］
ＣＯ２＋４Ｈ２＝ＣＨ４＋２Ｈ２Ｏ
上記のサバティエ反応は、例えば、アルミナ、マグネシア、ジルコニア、酸化イットリウム、セリア、チタニア、ゼオライト、又はこれらを２種以上含む固溶体などからなる担体に、ニッケル系やルテニウム系などを担体基準で５～２０質量％担持させることで得た触媒の存在下において高温高圧で反応させるため、該メタン合成手段Ｍ３には一般的に図９（ａ）に示すような直列に接続された複数のメタン合成反応器２１～２４が用いられ、これにより段階的に反応を進行させる。サバティエ反応は発熱を伴うため、これらメタン合成反応器２１～２４の各々の後段には、水を用いた蒸気発生器あるいは水を冷媒に用いた冷却器２５～２９が設けられている。
なお、図９（ｂ）に示すよう、上記のサバティエを行なう反応器２１～２４の直ぐ前段に、例えば、シリカ、アルミナなどからなる担体に、Ｃｕ、Ｆｅ、Ｍｏ、Ｋなどを担持させることで得た触媒や、ＢａＺｒ０.８Ｙ０.２Ｏ３、ＢａＣｅ０.２Ｚｒ０.６Ｙ０.１６Ｚｎ０.０４Ｏ３などの触媒の存在下において下記式２に示す逆水性ガスシフト反応を行なわせる逆水性ガスシフト反応器２０を設置してもよい。
［反応式２］
ＣＯ２＋Ｈ２＝ＣＯ＋Ｈ２Ｏ
［反応式２］
ＣＯ２＋Ｈ２＝ＣＯ＋Ｈ２Ｏ
上記の逆水性ガスシフト反応により、ＣＯ２に比べて反応性の高い一酸化炭素（ＣＯ）を生成することができるので、生成ガスの一部を抜き出してＣＯを分離することで、オキソアルコール合成反応やフィッシャートロプシュ反応によりオキソアルコールや高級炭化水素を生成することができる。なお、サバティエ反応は発熱反応であるのに対して、逆水性ガスシフト反応は吸熱反応であるので、サバティエ反応器２１～２４で生じた反応熱を用いて逆水性ガスシフト反応器２０への原料ガスを加熱することにより、系全体の熱効率を高めることができる。
上記のサバティエ反応では、炭酸ガス１モルに対する水素の化学量論量は４モルであるが、この化学量論量で１００％反応させることは実装置では現実的ではなく、２～４％程度の未反応ガスが生成ガス中に残留する。そのため、この生成ガスをそのまま後段のメタン液化手段Ｍ４に導入すると冷却途中で炭酸ガスが固化してドライアイスを生成し、液化設備の閉塞に繋がるため、通常のＬＮＧ液化プラントのように、メタン液化手段Ｍ４の前段にアミン溶液等を用いた炭酸ガス除去設備３０を設けるのが好ましい。なお、この炭酸ガス除去設備３０で除去された炭酸ガスは、後述する液化プロセスで液化されない水素とともにサバティエ反応にリサイクルすることができる。
一方、水素は液化されないので、後述するように、メタン合成手段Ｍ３にリサイクルされる。その際、下記表２に示すように、上記サバティエ反応における水素ガスの化学量論量である４モルよりも過剰な４.０５～７.００モルの範囲内で該水素ガスを反応器に導入するのが好ましい。これにより、メタン合成の方向にサバティエ反応を進めることができるので、反応器の基数を減らすことができる。なお、水素ガスのリサイクル量が増えるとメタン液化設備や水素リサイクルコンプレッサー等のコストアップになるので、メタン合成のコストと勘案してリサイクル量が決定される。
上記のメタン合成手段Ｍ３の後段に位置するメタン液化手段Ｍ４は、天然ガスの液化設備であるＬＮＧプラントで実用化されている液化プロセスを採用することができる。メタンは臨界温度が－８２℃であるため、該液化プロセスには、混合冷媒プロセス、カスケードプロセス、及びエキスパンダープロセスに代表される深冷液化プロセスが採用されており、これにより大気圧下で－１６２℃まで冷却することで液化することができる。上記のプロセスのいずれを採用する場合においても、メタン液化手段Ｍ４の原料となるメタンガスは、ＬＮＧプラントの原料となる天然ガスとは異なり、液化設備の腐食等のトラブルの原因となる不純物をほとんど含んでいないので、コンデンセート分離設備、水銀除去設備を省くことができる。
混合冷媒プロセスは、プロパン冷媒による予冷の後、エタンやプロパンなどで構成される混合冷媒で冷却する方式であり、エアープロダクツ社やＬｉｎｄｅ社のライセンスにより多くのプロジェクトに採用されている。具体的には図１０に示すように、混合冷媒プロセスは、先ず、原料のメタンガスをケトル型の第１熱交換機３１、第２熱交換器３２及び第３熱交換器３３に順次導入し、プロパン多段圧縮機３４で低圧段、中圧段及び高圧段の３段階にそれぞれ圧縮されたプロパン冷媒で段階的に予冷する。なお、図１０には天然ガスの液化プラントでは必要となる炭化水素除去用のスクラブカラム３６が示されているが、本発明の第１の実施形態のように、原料のメタンガスにメタネーション由来のものを用いる場合は、前述したように、スクラブカラム３６を省くことが可能になる。また、前段の炭酸ガス除去設備３０にＳｅｌｅｘｏｌプロセス等の非水系溶媒を用いる場合は、脱水用のドライヤー３５を除去することが可能になる。
次に、主低温熱交換器３８に上記のプロパン冷媒で予冷したメタンを導入し、ここでＭＲ圧縮機３７ａ～３７ｃで段階的に圧縮された混合冷媒により－１４０℃程度まで冷却することで液化させた後、ストリッパーとも称するフラッシュドラム３９、エキスパンダー又はジュールトムソン膨張弁（Ｊ－Ｔ弁）で断熱膨張（等エントロピー膨張）させる。なお、上記の主低温熱交換器３８は、例えば図１１に示すＬｉｎｄｅ社製の主低温熱交換器のように直径１０ｍｍ程度のアルミニウム製の伝熱管がコイル状に心棒に巻き付けられて圧力容器内に収められた構造を有している。
カスケードプロセスは、図１２に示すように、原料のメタンガスを第１熱交換器４１，第２熱交換器４２、及び第３熱交換器４３に順次導入することによって、プロパンコンプレッサー４４で圧縮されるプロパン冷媒系、エチレンコンプレッサー４５で圧縮されるエチレン冷媒系、及びメタンコンプレッサー４６で圧縮されるメタン冷媒系からなる温度レベルの異なる単一成分冷媒の冷凍サイクルによって順次冷却することで液化させた後、上記の混合冷媒プロセスと同様にフラッシュドラム４７で断熱膨張させるものである。
エキスパンダープロセスは、図１３に示すように、窒素やメタン等を冷媒として用い、この冷媒をコンプレッサー５１、５２及びエキスパンダー５３を介してそれぞれ圧縮及び膨張させながら熱交換器５４に循環させると共に、この熱交換器５４に原料のメタンガスを導入することで冷却することで液化させた後、上記の混合冷媒プロセスと同様にフラッシュドラム５５で断熱膨張させるものである。
上記のストリッパーの役割を担うフラッシュドラム３９、４７、５５は、いずれも前段のメタンガスの液化設備によって液化された液化メタンを圧力０.８～２.０ｂａｒＡ、温度－１７０～－１８４℃の条件下でフラッシュさせるものであり、該ストリッパーにより発生する非液化水素は、例えば図１４に示すような構成で冷熱を回収した後にメタン合成手段Ｍ３にリサイクルして原料として再利用するのが好ましい。また、このメタン液化手段Ｍ４が有するメタンと冷媒との熱交換を行なう熱交換器は、上記非液化水素を含むメタンの流量が設計流量に対して２０％以上確保されるように設計されていることが好ましい。この流量が設計流量の２０％を下回ると、圧力損失が設計時の約４％以下となってチューブ内で気液分離が生じたり、重力で液相が逆流したりして熱交換器の性能が発揮されなくなるおそれがある。なお、上記の熱交換器において、その設計流量に対して２０％以上が確保されているか否かは、流動２相図を作成することで確認することができる。
上記の混合冷媒プロセス、カスケードプロセス、及びエキスパンダープロセスは、いずれも大気圧下で－１６０℃程度まで冷却することで液化させるものであるが、加圧下で冷却することで－１２０～－１３０℃程度で液化させることができる。この加圧された液化メタンは、例えば図１５に示すような液化プロセスで生成することができる。この図１５に示す液化プロセスは、予め加圧されたメタンガスを一般的なプレートフィン熱交換器、コールドボックス熱交換器などの加圧熱交換器６１において冷媒と熱交換させることで冷却した後、膨張弁などの膨張手段６２で圧力８.０～１２.８ｂａｒＡまで減圧して一部をフラッシュさせることで、温度－１２０～－１３０℃の加圧された液化メタンを生成するものである。
上記の加圧熱交換器６１に導入する冷媒は、プロパン、プロピレン、エタン、二酸化炭素などの冷媒に適した物質を単成分又は多成分で用いることができ、また、この冷媒は一般的な熱交換手段及び冷媒圧縮機からなる冷却システム６３で冷却することができる。なお、加圧された液化メタンの貯蔵タンク等から発生するボイルオフガスや上記の膨張手段の下流側に設けられている気液分離槽の排気ガスは、加圧された液化メタンとほぼ同じ温度を有しているので、加圧熱交換器６１で冷熱回収されることで暖められた後、燃焼ガスとして利用することができる。
本発明の第１の実施形態においては、上記のいずれの方式の液化プロセスを採用する場合においても、冷媒圧縮機にはシンクロナスモーターで駆動される回転式容積型を用いるのが好ましい。シンクロナスモーターは使用する交流電源の周波数に同期して回転するモーターであり、インバーターで交流の周波数を変えることにより回転数を自由にコントロールすることが可能になる。回転式容積型の圧縮機としては、スクリュー式の圧縮機を用いるのが好ましい。その理由は、風力発電の出力が７０～１００％と比較的変動が少ない場合は軸流タイプ又は遠心式を用いることができるが、この出力変動が０～１００％と大きい場合に軸流タイプや遠心式を採用する場合は、０～７０％の範囲で生じるサージングを避けるためにリサイクル運転が必要になり、無駄な駆動パワーが必要になるからである。この無駄を避けるため、回転式容積型圧縮機であるスクリュー式のみを用いるか、あるいは、軸流タイプや遠心式にスクリュー式を組み合わせるのが好ましい。
上記のスクリュー式の圧縮機は、例えば図１６に示すように互いに噛合するスパイラル状の突起部及びスパイラル状の溝部とがそれぞれ形成された１対のローターをケーシング内に収容した構造を有しており、該ケーシングの入口から吸い込まれたガスは、回転する１対のローターの噛み合いによって空間が減少することで徐々に昇圧され、所定の圧力を有するガスとなってケーシングの出口から排出される。
上記のメタン液化手段Ｍ４で液化した液化メタンを輸送する液化メタン輸送手段Ｍ５としての液化タンカーには、ＬＮＧの海上輸送に使用されているＬＮＧタンカーを利用することができる。なお、ＬＮＧタンカーを利用する場合は、ＬＮＧタンカーに液化メタンを載積するため、該液化メタンの出荷ターミナルに液化メタン貯蔵タンクを設置することが必要になる。ＬＮＧタンカーは、図１７に示すように、約－１６２℃の極低温のＬＮＧをほぼ大気圧の状態で貯留する複数の低温タンクを備えた低温タンカーであり、その方式には複数の球形独立タンクを各々円筒形の支持部材で船体に据え付けた構造のモス（ｍｏｓｓ）型、船体構造の内側に防熱材を取り付けると共にその内面に薄膜状の金属製メンブレンを貼り付けた構造のメンブレン型、複数の方形独立タンクを強化合板製の支持材を介して船体に据え付けた構造のＳＰＢ（Ｓｅｌｆ－Ｓｕｐｐｏｒｔｉｎｇ Ｐｒｉｓｍａｔｉｃ－Ｓｈａｐｅ ＩＭＯ ｔｙｐｅＢ）型に分類することができる。上記の方式の中では豊富な建造実績があり経済性にも優れた図１８に示すようなモス型が好ましい。
上記の液化メタン輸送手段Ｍ５は、大気中へのＣＯ２排出を伴わない第１動力手段を駆動源としている。このような第１動力手段としては、水素若しくは化石燃料の燃焼によるエンジン駆動（内燃機関）であって該化石燃料の燃焼の場合は該燃焼時に排出される排ガス中のＣＯ２を回収する設備を伴うものか、又はバッテリー駆動のものを挙げることができる。前者のエンジン駆動の方式には、タンクの入熱により発生するボイルオフガス若しくは重油又はこれら化石燃料の両方を燃焼してボイラーで蒸気を発生させ、得られた蒸気でタービンを回転させる蒸気タービン方式、上記のボイルオフガスや重油を燃料とするディーゼル機関で発電機を駆動し、その電気を電動モーターに給電してプロペラを回転する方式、ボイルオフガスと重油との混焼によるガス焚きディーゼル機関によりプロペラを直接駆動する方式などが挙げられる。いずれの場合においても、化石燃料の燃焼時にＣＯ２を含む燃焼排ガスが排出されるので、ＣＯ２回収設備が必要になる。このＣＯ２回収設備のタイプには特に限定はなく、例えば後述するＣＣＧＴ発電に付随して設けられるＣＯ２回収設備と同様の化学吸収液に吸収する方式を好適に採用することができる。なお、このＣＯ２を含む燃焼排ガスから回収したＣＯ２は、メタン合成手段Ｍ３において原料として再利用することができる。
一方、後者のバッテリー駆動には繰り返し充放電することが可能な二次電池が用いられ、特にセパレーターを挟んで対向する正極と負極との間をリチウムイオンが移動することで充放電が繰り返されるリチウムイオン二次電池を用いることが好ましい。このリチウムイオン二次電池の充電は、上記の再生可能エネルギーによる発電手段Ｍ１の電気か、あるいは発電・炭素回収手段Ｍ７の電気を利用することで、ＣＯ２を発生させることなく低温タンカーを推進させることが可能になる。
上記の液化メタン輸送手段Ｍ５で輸送された液化メタンは、液化メタン受入・再ガス化手段Ｍ６で受け入れられる。この液化メタン受入・再ガス化手段Ｍ６は、図１９に示すように、液化メタン受入基地において液化メタンを貯蔵する液化メタンタンク７３と、該液化メタンタンク７３から第１ポンプ７４により抜き出された液化メタンを海水等の熱媒を利用して再ガス化する気化器７６ａ、７６ｂとから主に構成される。気化器７６ａ、７６ｂで再ガス化することで生成される高圧及び低圧のメタンガスのうち、低圧メタンガスが後段の発電・炭素回収手段Ｍ７に送られ、そこで発電のため燃焼される。
具体的には、低温タンカーＴからアンローディングされた液化メタンは、アンローディングアーム７１及びアンローディングライン７２を介して液化メタンタンク７３に受け入れられる。液化メタンタンク７３の構造には特に限定はなく、例えば９％Ｎｉ鋼やアルミニウム合金製の内槽と、一般的なカーボンスチール製の外槽との２重構造からなり、該内外槽間にパーライトを充填して窒素を導入した構造の地上金属２殻高床式、該地上金属２重殻高床式の外槽をカーボンスチールに代えてプレストレスドコンクリート（ＰＣ）にしたＰＣ外槽式、コンクリート躯体の内側に保冷剤を張り、その内表面にステンレス製のメンブレンを張った構造の地下式メンブレン等を挙げることができる。
上記の液化メタンタンク７３から第１ポンプ７４で抜き出された液化メタンは、高圧用の第２ポンプ７５ａ又は低圧用のブースターポンプ７５ｂで昇圧された後、それぞれ高圧用気化器７６ａ又は低圧用気化器７６ｂへ導入される。なお、液化メタンタンク７３への入熱により発生するボイルオフガスは、液化メタンのアンローディング時に低温タンカーＴのタンク内圧力が低下するのを抑えるため、一部がリターンガスブロワー７７で昇圧されて低温タンカーＴの低温タンク内に導入される。残りのボイルオフガスは、ＢＯＧ圧縮機７８で所定の圧力まで昇圧された後、上記の気化器７６ｂで気化された低温のメタンガスと共に発電・炭素回収手段Ｍ７に送られる。なお、第２ポンプ７５ａで昇圧された液化メタンは、一部が抜き出されて後述するＣＯ２液化手段の冷媒として使用される。
上記の気化器にはＬＮＧ気化器を用いることができ、その方式としては、パネル表面を流下する海水との熱交換により気化させるオープンラック式、コンクリート製の水槽内にＬＮＧが導入される熱交換チューブを設けると共に、燃焼バーナーで発生させた高温燃焼ガスを水中に噴射させて水を温めることで気化させるサブマージド式、シェルアンドチューブ熱交換器の一方にＬＮＧを導入すると共に、他方に海水で蒸発されたプロパン等の中間媒体を導入することで気化させる中間熱媒体式、及び空気を熱源とする空温式のうちのいずれかが一般的に採用されており、いずれを採用してもよいが、運転コストが安価であって実績が豊富な図２０に示すようなオープンラック式がより好ましい。あるいは、圧縮したＣＯ２を熱源として用いることもできる。
上記の液化メタン受入・再ガス化手段Ｍ６で再ガス化されたメタンは、発電のため、発電・炭素回収手段Ｍ７によって酸素と反応せしめられる。この場合の発電の方式には、コンバインドサイクル発電、固体酸化物型燃料電池による発電、又は酸素プラントと炭酸ガスサイクルによるＡｌｌａｍサイクルによる発電のいずれかの方式を採用することができる。
コンバインドサイクル発電（ＧＴＣＣとも称する）は、図２１に示すように、ガスタービンと蒸気タービンとを組み合わせた２種の発電方式であり、従来の石炭焚き火力発電に比べて発電効率を約２０％向上させることが可能になる。具体的には、先ず圧縮機８１で圧縮させた空気中でメタンガスを燃焼させることで高温高圧の燃焼ガスを発生させ、その圧力で該圧縮機８１と共通の回転軸を有するガスタービン８２を回転させて発電を行なう。このガスタービン８２の回転に用いた上記燃焼ガスはまだ十分に高い温度を有しているので、廃熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）８３に導入し、ここで余熱を利用して水を蒸発させることで高圧（ＨＰ）、中圧（ＩＰ）、及び低圧（ＬＰ）の圧力レベルの異なる３種類の蒸気を発生させ、それらの圧力でそれぞれＨＰタービン８４、ＩＰタービン８５及びＬＰタービン８６を回転させて発電を行なう。
上記の廃熱回収ボイラー８５から排出される排ガスは、上記のメタンガスの燃焼により生じたＣＯ２を含んでいるので、炭素回収手段８７で分離・回収が行なわれる。この炭素回収手段８７でのＣＯ２の分離・回収方法については特に限定はなく、アミン等の溶剤を用いて化学的にＣＯ２を吸収する化学吸収法、高圧下でメタノール等の物理吸収液にＣＯ２を吸収させる物理吸収法、ＣＯ２が選択的に透過する膜を用いて分離する膜分離法、モレキュラーシーブ（合成ゼオライト）などの固体の吸着剤にＣＯ２を吸着させた後、該吸着剤を減圧又は加熱することによってＣＯ２を脱離させて回収する特理吸着法などを挙げることができる。
これらの中では化学吸収法又は物理吸着法が好ましく、アミン吸収液を用いた化学吸収法又はモレキュラーシーブを用いた物理吸着法がより好ましく、アミン吸収液を用いた化学吸収法が最も好ましい。アミン吸収液を用いた化学吸収法は、例えば図２２のように、ＣＯ２を含んだ排ガスとアミン吸収液とを気液接触させる吸収塔９１と、該吸収塔９１で吸収したＣＯ２をアミン炭酸塩の形態で含むリッチアミン吸収液をリボイラー９２で１１０～１３０℃程度に加熱することでＣＯ２を解離させてＣＯ２濃度９９容量％（ドライベース）程度以上の高濃度ＣＯ２ガスとして塔頂から回収すると共に、リーンアミン吸収液として再生する再生塔９３と、これら吸収塔９１と再生塔９３との間でアミン吸収液を循環させる循環系９４とから主として構成される設備によって行なわれる。
燃料電池は、水の電気分解の逆反応である水素と酸素の化学反応により電力を発生させる技術であり、代表的なものとしては、電解質に酸素イオン伝導性の固体酸化物を利用した固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）、電解質に水素イオン伝導性のリン酸水溶液を利用したリン酸形燃料電池（ＰＡＦＣ）、電解質に炭酸イオン伝導性の炭酸リチウム・炭酸ナトリウムの混合物を用いた溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）、電解質に水素イオン伝導性の固体高分子膜を用いた固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）の４種類を挙げることができる。本発明の第１の実施形態の発電・炭素回収手段Ｍ７においては、前段にメタンガスから水素を生成する改質装置を設けることで、上記のいずれの種類の燃料電池も採用することができるが、これらの中では最も高い発電効率を有する固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）がより好ましい。
固体酸化物形燃料電池は、例えば図２３に示す設備で構成される。すなわち、この図２３に示す設備は、触媒下でメタンガスと水とを改質反応させることにより水素と一酸化炭素を生成する改質装置１０１と、例えばジルコニアなどのセラミック製の電解質を挟んで上下方向に空気極及び燃料極を対向させた構造の平板状の単セルをｎ段直列に接続した多段平板型の燃料電池１０２１、１０２２、、、１０２ｎと、最終段の燃料電池１０２ｎの燃料極側から排出される排ガスを冷却して凝縮水を分離除去すること、さらにアミン装置等によりＣＯ２を濃縮しＣＯ２濃度９８容量％程度以上の高濃度ＣＯ２ガスを回収する装置１０３とから主として構成される。
Ａｌｌａｍサイクルは、超臨界ＣＯ２サイクル発電システムであり、図２４に示すように、ＣＯ２雰囲気中で燃料のメタンガスを酸素で燃焼させ、これにより発生した高温高圧のＣＯ２とスチームとの混合ガスでタービン１１１を回転して発電するシステムである。タービン１１１から排出される排ガスは、熱交換器１１２で冷却してスチームを凝縮水として分離除去した後、圧縮機１１３で圧縮することにより、メタンガス由来の炭素から生成されるＣＯ２を９８容量％程度以上含む高濃度ＣＯ２ガスとして回収することが可能になる。
上記の発電・炭素回収手段Ｍ７で回収したリサイクルＣＯ２は、ＣＯ２液化手段に移送される。図２５に示すように、ＣＯ２液化手段は、リサイクルＣＯ２を圧力４５～８０ｂａｒＡまで圧縮する圧縮機１２１と、前述した液化メタン受入・再ガス化手段Ｍ６の第２ポンプ７５ａで昇圧した圧力１０～１００ｂａｒＡの液化メタンを再ガス化する際の冷熱を用いて温度－３３～－５６℃まで冷却して液化させる熱交換器１２２と、この熱交換器１２２で液化された液化ＣＯ２を圧力５.２～１２.８ｂａｒＡまで降圧させることで動力回収する液体タービン１２３とを有している。なお、図２５には、５０ｂａｒＡの液化メタンを用いて６５ｂａｒＡのリサイクルＣＯ２を液化させる場合の熱収支計算の結果が示されている。
上記の液体タービン１２３で圧力５.２～１２.８ｂａｒＡまで降圧された温度－５６～－３３℃の液体ＣＯ２は、これら圧力及び温度の条件下で液化ＣＯ２を貯蔵することが可能な断熱された球形貯蔵タンク１２４に貯留される。この球形貯蔵タンク１２４に貯留された液化ＣＯ２は、ＣＯ２輸送手段としての液化ＣＯ２タンカーにローディングされてメタン合成基地まで輸送され、メタン合成基地で再ガス化された後、サバティエ反応の原料としてメタン合成手段Ｍ３で使用される。この液体ＣＯ２の再ガス化の方法については特に限定はなく、例えば温度－５６～－３３℃の液体ＣＯ２を０℃程度まで加温するのは海水又は淡水を利用し、０℃から約２００℃まではサバティエ反応の生成ガスの廃熱を利用するのが好ましい。
上記のように、液化メタンと液化ＣＯ２とは温度及び圧力がいずれも異なるので、これら液化メタン及び液化ＣＯ２の輸送は、それぞれ専用の低温タンカーを使用するのが好ましい。その際、タンカー輸送時の液化ＣＯ２は、圧力５.２～１２.８ｂａｒＡ、温度－５６～－３３℃となるので、液化ＣＯ２用の低温タンカーの材質には、材質がアルミキルド系炭素鋼、１.５％Ｎｉニッケル鋼、又は低温用高張力ニッケル鋼などの低温用鋼を用いるのが好ましい。また、液化ＣＯ２は液化メタンに比べて液密度が高いので、タンカーの重心を低く抑えるため、図２６に示すように横向きにした円筒形のタンクを例えば４～８個有する液化ＣＯ２用の低温タンカーを用いるのが好ましい。
一方、液化メタン用の低温タンカーには球形のタンクを３～７個有するＭｏｓｓ型を使用するのが好ましいが、これら球形のタンクの材質には、輸送時の液化メタンが圧力－０.０５～０.２５ｂａｒＧ、温度－１６２℃の場合は、６－７.５％Ｎｉ鋼（ＪＩＳ、ＳＬ７Ｎ５９０）、８.５－９.５％Ｎｉ鋼（ＪＩＳ、ＳＬ９Ｎ５９０）、１８－８ステンレス鋼、又はアルミ合金５０８３を用いのが好ましく、圧力８.０～１２.８ｂａｒＡ、温度－１２０～－１３０℃の場合は、６－７.５％Ｎｉ鋼、８.５－９.５％Ｎｉ鋼、１８－８ステンレス鋼、アルミ合金５０８３、又は５％Ｎｉ鋼を用いるのが好ましい。
上記のように、液化メタン及び液化ＣＯ２の輸送にそれぞれ専用の低温タンカーを用いるのではなく、共用の低温タンカーを用いることができれば、液化ＣＯ２用の専用タンカーが不要になるので大幅なコストダウンになる。すなわち、ＰｔＧ複合施設に設けた液化メタン出荷基地において液化メタンを積載して発電複合施設に設けた液化メタン受入基地まで液化メタンを輸送する低温タンカーと、該発電複合施設に設けた液化ＣＯ２出荷基地において液化ＣＯ２を積載して、そこから帰路となるＰｔＧ複合施設まで液化ＣＯ２を輸送する低温タンカーとを共用できれば輸送コストを大幅に抑えることが可能になる。この場合の低温タンカーにも、上記のようにタンク形状が球形では３～７個のタンクを、横向き円筒形では４～８個のタンクを有する低温タンカーを用いることができる。但し、液化ＣＯ２に比べ液化メタンは低温で輸送する必要があるので、球形タンク又は横向き円筒タンクの材質はかかる低温の液化メタンに耐えられることを条件として選定する必要がある。
具体的には、液化メタンの輸送時は、圧力－０.０５～０.２５ｂａｒＡ、温度－１６２℃の液化メタンを輸送し、液化ＣＯ２の輸送時は、圧力５.２～１２.８ｂａｒＡ、温度－５６～－３３℃の液化ＣＯ２を輸送する場合は、これら液化メタン及び液化ＣＯ２の輸送に際して共用する低温タンカーのタンク材質は、６－７.５％Ｎｉ鋼、８.５－９.５％Ｎｉ鋼、１８－８ステンレス鋼、及びアルミ合金５０８３のうちから選択することになる。
一方、液化メタンの輸送時は、圧力８.０～１２.８ｂａｒＧ、温度－１２０～－１３０℃の加圧された液化メタンを輸送し、液化ＣＯ２の輸送時は、圧力５.２～１０.８ｂａｒＡ、温度－５６～－３３℃の液化ＣＯ２を輸送する場合は、これら加圧された液化メタン及び液化ＣＯ２の輸送に際して共用する低温タンカーのタンク材質は、６－７.５％Ｎｉ鋼、８.５－９.５％Ｎｉ鋼、１８－８ステンレス鋼、アルミ合金５０８３、及び５％Ｎｉ鋼のうちから選択することになる。このように加圧された液化メタンの状態で輸送することで、６－７.５％Ｎｉ鋼、８.５－９.５％Ｎｉ鋼、１８－８ステンレス鋼、及びアルミ合金５０８３よりも安価な５％Ｎｉ鋼を使用することが可能となる。
１－２ グリーンエネルギー搬送方法
次に、上記の本発明の第１の実施形態のエネルギー搬送システムを用いて実施されるエネルギー搬送方法について説明する。この本発明の第１の実施形態のエネルギー搬送システムを用いたエネルギー搬送方法は、再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電工程と、発電工程で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成工程と、水素生成工程で生成した水素及びリサイクルされたＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタン化を行ってメタンを生成するメタン合成工程と、メタン合成工程で生成したメタンを液化メタンの形態で輸送すべく、該再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の冷媒圧縮機を用いて該メタンを液化するメタン液化工程と、メタン合成工程で生成したメタンをメタン液化工程で液化した後に大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送工程と、液化された液化メタンを液化メタン貯蔵タンクに受け入れた後に再ガス化する液化メタン受入・再ガス化工程と、メタン輸送工程で液体の形態で輸送されたメタンを液化メタン受入・再ガス化工程で一旦受け入れて再ガス化した後に原料として酸素と反応させることで発電を行なうと共に、該発電時に排出される炭素を高濃度ＣＯ２ガスからなるリサイクルＣＯ２として回収する発電・炭素回収工程と、発電・炭素回収工程で回収したリサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりメタン合成工程を行なうサイトまで輸送するＣＯ２輸送工程とを有する。
次に、上記の本発明の第１の実施形態のエネルギー搬送システムを用いて実施されるエネルギー搬送方法について説明する。この本発明の第１の実施形態のエネルギー搬送システムを用いたエネルギー搬送方法は、再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電工程と、発電工程で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成工程と、水素生成工程で生成した水素及びリサイクルされたＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタン化を行ってメタンを生成するメタン合成工程と、メタン合成工程で生成したメタンを液化メタンの形態で輸送すべく、該再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の冷媒圧縮機を用いて該メタンを液化するメタン液化工程と、メタン合成工程で生成したメタンをメタン液化工程で液化した後に大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送工程と、液化された液化メタンを液化メタン貯蔵タンクに受け入れた後に再ガス化する液化メタン受入・再ガス化工程と、メタン輸送工程で液体の形態で輸送されたメタンを液化メタン受入・再ガス化工程で一旦受け入れて再ガス化した後に原料として酸素と反応させることで発電を行なうと共に、該発電時に排出される炭素を高濃度ＣＯ２ガスからなるリサイクルＣＯ２として回収する発電・炭素回収工程と、発電・炭素回収工程で回収したリサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりメタン合成工程を行なうサイトまで輸送するＣＯ２輸送工程とを有する。
なお、上記のメタン輸送工程は、メタン液化工程で液化した液化メタンをエネルギー消費地まで大気中へのＣＯ２排出を伴わない第１動力手段を駆動源とする液化メタンタンカーにより輸送するものである。また、発電・炭素回収工程は、ここで回収されるリサイクルＣＯ２を液体ＣＯ２の形態で輸送すべく、該リサイクルＣＯ２を液化するＣＯ２液化工程を有しており、メタン合成工程は、液化ＣＯ２輸送工程で輸送された液化ＣＯ２を液化ＣＯ２貯蔵タンクに受け入れた後に再ガス化する液化ＣＯ２受入・再ガス化工程を有している。この場合、ＣＯ２輸送工程は、上記のＣＯ２液化工程で液化した液化ＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない第２動力手段を駆動源とする液化ＣＯ２タンカーによりメタン合成工程が行なわれるメタン合成基地まで輸送するものである。上記の大気中へのＣＯ２排出を伴わない第２動力手段とは、前述した液化メタン輸送手段Ｍ５の場合と同様に、水素若しくは化石燃料の燃焼によるエンジン駆動（内燃機関）であって、該化石燃料の燃焼の場合は該燃焼時に排出される排ガス中のＣＯ２を回収する設備を伴うもの、又はリチウムイオン二次電池に代表されるバッテリー駆動のものを挙げることができる。
上記の再生可能エネルギーにより発電を行なう発電工程では、エネルギー源として風力発電、太陽光発電、太陽熱発電、地熱発電、水力発電、バイオマス発電、波力・潮流・潮汐発電等の再生可能エネルギーのいずれを利用してもよいが、風力発電機が好適に採用される。この場合、上記の風力発電機が具備する蓄電池は、該風力発電機の風車定格の値に対して容量の値が１０６～１２６％の範囲内となるように設定すると共に、該蓄電池を該風車定格の２０～９０％の運用レンジで運転するのが好ましい。なお、図２７には、永久磁石式同期発電機を用いた風力発電機及び蓄電池の一具体例の構成図が示されている。
上記の水素生成工程における水の電気分解では、水の電気分解に必要な電力である最小電解槽負荷を上記風車定格の５～３０％の範囲内に設定し、風速を変数とする上記の風力発電機の発電電力が該最小電解槽負荷を下回る場合は、その不足分を上記蓄電が行なわれる蓄電池から補い、該発電量電力が該最小電解槽負荷以上の場合は、該発電電力を用いて上記水の電気分解を行なうと共に、該発電電力のうち該最小電解槽負荷を超えている余剰電力を、上記風車定格の５～１５％の範囲内で設定した上限値以下の条件で且つ上記蓄電池の運用レンジの範囲内で上記蓄電池に充電するように制御するのが好ましい。これにより、メタン液化工程においてメタンの液化設備の操業を原則として停止することなく運転することができる。
図２８には、上記の制御を行なうアルゴリズムの一具体例がフローチャートで示されている。すなわち、このアルゴリズムは、風力発電の発電量（ｙ）が最小電解槽負荷（ｅ１）を超えている場合、風車定格の５～１５％の範囲内で定めた電池容量上限（ｅ２）、電池容量比から定まる運転範囲上限値（ｂ１）、及び現状の電池充電量（ｂｈ）で定まる余剰電力（ｅｘ）を蓄電池に１次輸出して充電すると共に、発電量（ｙ）から余剰電力（ｅｘ）を引いた電力をＰＥＭに給電する。一方、風力発電の発電量（ｙ）が最小電解槽負荷（ｅ１）以下の場合は、現状の電池充電量（ｂｈ）の値に応じて蓄電池から電力を取り出してＰＥＭに給電する。これにより、３.０ｍ／s以下の風速が２０時間以上続くアブノーマルな状況でない限り、メタン液化工程においてメタンの液化設備を止める必要がない。
次に、前述したように、液化メタンの輸送と液化ＣＯ２の輸送に際して低温タンカーを共用する場合に、これら液化メタン及び液化ＣＯ２をローディング／アンローディングする手順について、取り扱う液化メタンの貯蔵条件が圧力－０.０５～０.２５ｂａｒＧ、温度－１６２℃であり、液化ＣＯ２の貯蔵条件が圧力５.２～１２.８ｂａｒＡ、温度－５６～－３３℃の場合を例に挙げて説明する。上記の低温タンカーが有する複数のタンクの各々は、図２９に示すように、タンク内上部に放出口を有する第１供給ノズルＮ１、タンク内下部に放出口を有する第２供給ノズルＮ２、タンク内上部に排出口を有する第１ベントノズルＶ１、タンク内下部に排出口を有する第２ベントノズルＶ２、及びサブマージドポンプ用カラムの吐出ノズルＬ１を有し、これら５個のノズルを用いて図３０に示すように、下記Ｓ１～Ｓ６の操作を繰り返すことで液化メタン及び液化ＣＯ２を交互に輸送することができる。
（Ｓ１）「液化メタンアンローディング」
第１供給ノズルＮ１からタンク内に置換用ガスとして例えば－５０℃の低温のメタンガスを導入しながらサブマージドポンプを運転することで、該球形タンク内の液化メタンをアンローディングし、該アンローディング完了後も引き続きメタンガスを導入してタンク内を例えば６.９２ｂａｒＡまで加圧する。
第１供給ノズルＮ１からタンク内に置換用ガスとして例えば－５０℃の低温のメタンガスを導入しながらサブマージドポンプを運転することで、該球形タンク内の液化メタンをアンローディングし、該アンローディング完了後も引き続きメタンガスを導入してタンク内を例えば６.９２ｂａｒＡまで加圧する。
（Ｓ２）「コールドＣＯ２ガスによるホットメタンガスの置換」
第２供給ノズルＮ２によって例えば圧力６.９２ｂａｒＡ、温度－５０℃の低温のＣＯ２ガスをタンク下部から導入すると共に、タンク内のメタンガスを第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からベントすることでメタンガスを炭酸ガスに置換する。この置換時のメタンガスとＣＯ２ガスの密度比は１：２.７５である。
第２供給ノズルＮ２によって例えば圧力６.９２ｂａｒＡ、温度－５０℃の低温のＣＯ２ガスをタンク下部から導入すると共に、タンク内のメタンガスを第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からベントすることでメタンガスを炭酸ガスに置換する。この置換時のメタンガスとＣＯ２ガスの密度比は１：２.７５である。
（Ｓ３）「ＣＯ２ガスベントを伴う液化ＣＯ２ローディング」
第２供給ノズルＮ２によって例えば圧力６.９２ｂａｒＡ、温度－５０℃の低温の液化ＣＯ２をタンク下部から導入することでローディングを行なうと共に、タンク内のＣＯ２ガスを第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からベントすることでＣＯ２ガスを液体ＣＯ２に置換する。
第２供給ノズルＮ２によって例えば圧力６.９２ｂａｒＡ、温度－５０℃の低温の液化ＣＯ２をタンク下部から導入することでローディングを行なうと共に、タンク内のＣＯ２ガスを第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からベントすることでＣＯ２ガスを液体ＣＯ２に置換する。
（Ｓ４）「液化ＣＯ２アンローディング」
第１供給ノズルＮ１からタンク内に置換用ガスとして例えば－５０℃の低温のＣＯ２ガスを導入しながら、サブマージドポンプを運転することで該タンク内の液化ＣＯ２をアンローディングする。
第１供給ノズルＮ１からタンク内に置換用ガスとして例えば－５０℃の低温のＣＯ２ガスを導入しながら、サブマージドポンプを運転することで該タンク内の液化ＣＯ２をアンローディングする。
（Ｓ５）「コールドメタンガスによるコールドＣＯ２ガスの置換」
第１供給ノズルＮ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１によって例えば圧力６.９２ｂａｒＡ、温度－５０℃の低温のメタンガスをタンク上部及びポンプカラムから導入すると共に、タンク内のＣＯ２ガスを第２ベントノズルＶ２からベントすることでＣＯ２ガスをメタンガスに置換する。この置換時のメタンガスとＣＯ２ガスの密度比は１：２.７５である。
第１供給ノズルＮ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１によって例えば圧力６.９２ｂａｒＡ、温度－５０℃の低温のメタンガスをタンク上部及びポンプカラムから導入すると共に、タンク内のＣＯ２ガスを第２ベントノズルＶ２からベントすることでＣＯ２ガスをメタンガスに置換する。この置換時のメタンガスとＣＯ２ガスの密度比は１：２.７５である。
（Ｓ６）「液化メタンローディング」
第１供給ノズルＮ１によってタンク上部から液化メタンを散布して該タンクを例えば－１３０℃の極低温まで冷却した後、第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からメタンガスをベントしながら第２供給ノズルＮ２から液化メタンを導入することで底部から液面が徐々に上昇するようにローディングする。
第１供給ノズルＮ１によってタンク上部から液化メタンを散布して該タンクを例えば－１３０℃の極低温まで冷却した後、第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からメタンガスをベントしながら第２供給ノズルＮ２から液化メタンを導入することで底部から液面が徐々に上昇するようにローディングする。
次に加圧された液化メタン及び液化ＣＯ２をローディング／アンローディングする手順について、取り扱う加圧された液化メタンの貯蔵条件が圧力８.０～１２.８ｂａｒＡ、温度－１２０～－１３０℃であり、液化ＣＯ２の貯蔵条件が圧力５.２～１０.８ｂａｒＡ、温度－５６～－３３℃の場合を例に挙げて説明する。
（Ｓ１）「液化メタンアンローディング」
第１供給ノズルＮ１からタンク内に置換用ガスとして例えば－５０℃の低温のメタンガスを導入しながらサブマージドポンプを運転することで該タンク内の加圧された液化メタンをアンローディングし、該アンローディング完了後も引き続きメタンガスを導入してタンク内を例えば１０ｂａｒＡまで加圧する。
第１供給ノズルＮ１からタンク内に置換用ガスとして例えば－５０℃の低温のメタンガスを導入しながらサブマージドポンプを運転することで該タンク内の加圧された液化メタンをアンローディングし、該アンローディング完了後も引き続きメタンガスを導入してタンク内を例えば１０ｂａｒＡまで加圧する。
（Ｓ２）「コールドＣＯ２ガスによるホットメタンガスの置換」
第２供給ノズルＮ２によって例えば圧力１０ｂａｒＡ、温度－４０℃の低温のＣＯ２ガスをタンク下部から導入すると共に、タンク内のメタンガスを第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からベントすることでメタンガスを炭酸ガスに置換する。この置換時のメタンガスとＣＯ２ガスの密度比は１：２.７５である。
第２供給ノズルＮ２によって例えば圧力１０ｂａｒＡ、温度－４０℃の低温のＣＯ２ガスをタンク下部から導入すると共に、タンク内のメタンガスを第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からベントすることでメタンガスを炭酸ガスに置換する。この置換時のメタンガスとＣＯ２ガスの密度比は１：２.７５である。
（Ｓ３）「ＣＯ２ガスベントを伴う液化ＣＯ２ローディング」
第２供給ノズルＮ２によって例えば圧力１０ｂａｒＡ、温度－４０℃の低温の液化ＣＯ２をタンク下部から導入することでローディングを行なうと共に、タンク内のＣＯ２ガスを第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からベントすることでＣＯ２ガスを液体ＣＯ２に置換する。
第２供給ノズルＮ２によって例えば圧力１０ｂａｒＡ、温度－４０℃の低温の液化ＣＯ２をタンク下部から導入することでローディングを行なうと共に、タンク内のＣＯ２ガスを第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からベントすることでＣＯ２ガスを液体ＣＯ２に置換する。
（Ｓ４）「液化ＣＯ２アンローディング」
第１供給ノズルＮ１からタンク内に置換用ガスとして例えば－４０℃の低温のＣＯ２ガスを導入しながら、サブマージドポンプを運転することで該タンク内の液化ＣＯ２をアンローディングする。
第１供給ノズルＮ１からタンク内に置換用ガスとして例えば－４０℃の低温のＣＯ２ガスを導入しながら、サブマージドポンプを運転することで該タンク内の液化ＣＯ２をアンローディングする。
（Ｓ５）「コールドメタンガスによるコールドＣＯ２ガスの置換」
第１供給ノズルＮ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１によって例えば圧力１０ｂａｒＡ、温度－４０℃の低温のメタンガスをタンク上部及びポンプカラムから導入すると共に、タンク内のＣＯ２ガスを第２ベントノズルＶ２からベントすることでＣＯ２ガスをメタンガスに置換する。この置換時のメタンガスとＣＯ２ガスの密度比は１：２.７５である。
第１供給ノズルＮ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１によって例えば圧力１０ｂａｒＡ、温度－４０℃の低温のメタンガスをタンク上部及びポンプカラムから導入すると共に、タンク内のＣＯ２ガスを第２ベントノズルＶ２からベントすることでＣＯ２ガスをメタンガスに置換する。この置換時のメタンガスとＣＯ２ガスの密度比は１：２.７５である。
（Ｓ６）「液化メタンローディング」
第１供給ノズルＮ１によってタンク上部から液化メタンを散布して該タンクを例えば－９０℃の極低温まで冷却した後、第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からメタンガスをベントしながら第２供給ノズルＮ２から液化メタンを導入することで底部から液面が徐々に上昇するようにローディングする。
第１供給ノズルＮ１によってタンク上部から液化メタンを散布して該タンクを例えば－９０℃の極低温まで冷却した後、第１ベントノズルＶ１及びサブマージドポンプの吐出ノズルＬ１からメタンガスをベントしながら第２供給ノズルＮ２から液化メタンを導入することで底部から液面が徐々に上昇するようにローディングする。
液化メタン受入基地では、液化メタンで満たされた上記の複数のタンクに対して１つずつ上記操作Ｓ１を逐次行ない、該複数のタンクの各々において操作Ｓ１が完了した後は、引き続き操作Ｓ２及び操作Ｓ３を行なうことで、最終的に全てのタンクにおいて液化メタンのアンローディング及び液化ＣＯ２のローディングを行なうことができる。
一方、メタン合成基地では、液化ＣＯ２で満たされた上記の複数のタンクに対して１つずつ上記操作Ｓ４を逐次行ない、該複数のタンクの各々において操作Ｓ４が完了した後は、引き続き操作Ｓ５及び操作Ｓ６を行なうことで、最終的に全てのタンクにおいて液化ＣＯ２のアンローディング及び液化メタンのローディングを行なうことができる。なお、上記のアンローディング／ローディングの操作は加圧された液化メタンの場合でも同じである。
低温タンカーが球形タンクを４個有する場合について具体的に説明すると、液化メタン受入基地においては、図３１に示すように、液化メタンで満たされた４個の球形タンクに対して、先ず第１フェーズではタンク１のみに操作Ｓ１を行ない、第２フェーズでは操作Ｓ１をタンク１から２に切り替えてタンク１では操作Ｓ２を行ない、第３フェーズでは操作Ｓ１をタンク２から３に切り替えると共に操作Ｓ２をタンク１から２に切り替えてタンク１では操作Ｓ３を行ない、第４フェーズでは操作Ｓ１をタンク３から４に切り替えると共に操作Ｓ２をタンク２から３に切り替えてタンク２では操作Ｓ３を行ない、第５フェーズでは操作Ｓ２をタンク３から４に切り替えると共に操作Ｓ３をタンク２から３に切り替え、第６フェーズでは操作Ｓ３をタンク３から４に切り替える。
同様に、液化メタン受入基地においては、図３２に示すように、液化ＣＯ２で満たされた４個の球形タンクに対して、先ず第７フェーズではタンク１のみに操作Ｓ４を行ない、第８フェーズでは操作Ｓ４をタンク１から２に切り替えてタンク１では操作Ｓ５を行ない、第９フェーズでは操作Ｓ４をタンク２から３に切り替えると共に操作Ｓ５をタンク１から２に切り替えてタンク１では操作Ｓ６を行ない、第１０フェーズでは操作Ｓ４をタンク３から４に切り替えると共に操作Ｓ５をタンク２から３に切り替えてタンク２では操作Ｓ６を行ない、第１１フェーズでは操作Ｓ５をタンク３から４に切り替えると共に操作Ｓ６をタンク２から３に切り替え、第１２フェーズでは操作Ｓ６をタンク３から４に切り替える。
なお、上記の発電工程からＣＯ２輸送工程までの全工程から大気中に放出されるＣＯ２放出量が、これら一連の工程で消費される炭素のＣＯ２換算量に対して３％以下であることが好ましく、１％以下であることがより好ましい。この好ましくは３％以下、より好ましくは１％以下のＣＯ２放出量を相殺するため、バイオマス発電又はバイオマス燃焼設備の燃焼ガスから回収したＣＯ２か、あるいはダイレクトエアキャプチャー（ＤＡＣ）から回収したＣＯ２を上記リサイクルＣＯ２として利用するのが好ましい。これにより、本発明の実施形態のグリーンエネルギー輸送に、これらバイオマス発電若しくはバイオマス燃焼設備、又はダイレクトエアキャプチャーを含めた全体で考えた場合はＣＯ２放出量がゼロになる。
２. 第２の実施形態（パイプライン輸送方式）
２－１ グリーンエネルギー搬送システム
上記した本発明の第１の実施形態のエネルギー輸送システムは、低温タンカーを介してメタン及びＣＯ２を海上輸送するものであるが、ユーラシア大陸内、北米大陸内、及び南米大陸内のように、ＰｔＧ複合施設と発電複合施設とが同じ大陸内に存在する場合は上記の海上輸送が不要になる。この場合は、低温タンカーでの輸送に代えてパイプラインを介して高圧ガスの状態でメタンガス及びＣＯ２ガスを輸送するのが好ましい。
２－１ グリーンエネルギー搬送システム
上記した本発明の第１の実施形態のエネルギー輸送システムは、低温タンカーを介してメタン及びＣＯ２を海上輸送するものであるが、ユーラシア大陸内、北米大陸内、及び南米大陸内のように、ＰｔＧ複合施設と発電複合施設とが同じ大陸内に存在する場合は上記の海上輸送が不要になる。この場合は、低温タンカーでの輸送に代えてパイプラインを介して高圧ガスの状態でメタンガス及びＣＯ２ガスを輸送するのが好ましい。
例えば北米大陸においては、図３３に示すような天然ガスパイプライン網が米国内に張りめぐらされており、米国内でメタンガスやＣＯ２ガスを輸送する場合は、この天然ガスパイプライン網のインフラを利用することが考えられる。以下、かかるパイプラインによるメタンガスやＣＯ２ガスの輸送を伴う本発明の第２の実施形態のグリーンエネルギー輸送システムについて説明する。なお、このようなパイプラインを用いたグリーンエネルギー輸送システムをグリーンパイプラインガスループと称することがある。
すなわち、本発明の第２の実施形態のエネルギー輸送システムは、図３４に示すように、再生可能エネルギーによる発電手段Ｍ１１と、水素生成手段Ｍ１２と、メタン合成手段Ｍ１３と、メタンガスの圧縮手段Ｍ１４と、メタン輸送手段Ｍ１５と、発電・炭素回収手段Ｍ１６と、ＣＯ２ガスの圧縮手段Ｍ１７と、ＣＯ２輸送手段Ｍ１８とから構成される。上記手段のうち、発電手段Ｍ１１、水素生成手段Ｍ１２、メタン合成手段Ｍ１３、及び発電・炭素回収手段Ｍ１６は、それぞれ前述した本発明の第１の実施形態の発電手段Ｍ１、水素生成手段Ｍ２、メタン合成手段Ｍ３、及び発電・炭素回収手段Ｍ７とほぼ同じであるので、以降は主としてメタンガスの圧縮手段Ｍ１４、メタン輸送手段Ｍ１５、ＣＯ２ガスの圧縮手段Ｍ１７、及びＣＯ２輸送手段Ｍ１８について説明する。
メタン輸送手段Ｍ１５は、メタン合成手段Ｍ１３で生成したメタンガスをメタン合成サイトからエネルギー消費地まで輸送するメタンガス用パイプラインである。このメタンガス用パイプラインの内側を流れるメタンガスの圧力が５０～１２５ＢａｒＡ程度の範囲内に維持されるように、上記再生可能エネルギーをエネルギー源とし、可変速モーター用インバーターを介して給電される電力で作動するシンクロナスモーターで駆動される回転式容積型の圧縮機からなるメタンガスの圧縮手段Ｍ１４が、上記メタン輸送手段Ｍ１５としてのメタンガス用パイプラインの前段及び該メタンガス用パイプラインにおいて適度な間隔をあけて配置された１又は複数箇所の中継地点に設けられている。また、メタン輸送手段Ｍ１５の後段には、好ましくは該メタンガス用パイプラインで輸送されたメタンガスを測定対象とする計量機及びガス組成分析機が設けられている。
ＣＯ２輸送手段Ｍ１８は、発電・炭素回収手段Ｍ１６で回収したリサイクルＣＯ２をエネルギー消費地からメタン合成サイトまで輸送するＣＯ２用パイプラインである。このＣＯ２用パイプラインにおいても上記のメタンガス用パイプラインと同様に、その内部を流れるリサイクルＣＯ２の圧力が５０～１２５ＢａｒＡ程度の範囲内に維持されるように、上記再生可能エネルギーをエネルギー源とし、可変速モーター用インバーターを介して給電される電力で作動するシンクロナスモーターで駆動される圧縮機からなるＣＯ２ガスの圧縮手段Ｍ１７が、上記のＣＯ２輸送手段Ｍ１８としてのＣＯ２用パイプラインの前段及び該ＣＯ２用パイプラインにおいて適度な間隔をあけて配置された１又は複数箇所の中継地点に設けられている。
上記のようにメタンガス用パイプラインの敷設距離が長い場合に設けられるメタンガス用ブースター圧縮機には、その動力として風力発電からの超高圧直流送電（ＨＶＤＣ）をシンクロナスモーター用のＶＦＤに給電するのが好ましいが、買電よる電力を該シンクロナスモーター用のＶＦＤに給電してもよい。同様に、上記のＣＯ２用パイプラインの敷設距離が長い場合に設けられるＣＯ２用ブースター圧縮機にも、その動力として風力発電からの超高圧直流送電（ＨＶＤＣ）をシンクロナスモーター用のＶＦＤに給電するのが好ましいが、買電よる電力を該シンクロナスモーター用のＶＦＤに給電してもよい。
２－２ グリーンエネルギー搬送システム
次に、上記の本発明の第２の実施形態のエネルギー搬送システムを用いて実施されるエネルギー搬送方法について説明する。この本発明の第２の実施形態のエネルギー輸送システムを用いたエネルギー輸送方法は、再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電工程と、該発電工程で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成工程と、該水素生成工程で生成した水素及びリサイクルされたＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタン化を行ってメタンガスを生成するメタン合成工程と、該メタン合成工程で生成したメタンガスを大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送工程と、該メタン輸送工程で輸送されたメタンガスを原料として酸素と反応させることで発電を行なうと共にリサイクルＣＯ２として炭素を回収する発電・炭素回収工程と、該発電・炭素回収工程で回収したリサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段により該メタン合成工程を行なうサイトまで輸送するＣＯ２輸送工程とを有している。
次に、上記の本発明の第２の実施形態のエネルギー搬送システムを用いて実施されるエネルギー搬送方法について説明する。この本発明の第２の実施形態のエネルギー輸送システムを用いたエネルギー輸送方法は、再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電工程と、該発電工程で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成工程と、該水素生成工程で生成した水素及びリサイクルされたＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタン化を行ってメタンガスを生成するメタン合成工程と、該メタン合成工程で生成したメタンガスを大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送工程と、該メタン輸送工程で輸送されたメタンガスを原料として酸素と反応させることで発電を行なうと共にリサイクルＣＯ２として炭素を回収する発電・炭素回収工程と、該発電・炭素回収工程で回収したリサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段により該メタン合成工程を行なうサイトまで輸送するＣＯ２輸送工程とを有している。
上記の一連の工程のうち、上記のメタン輸送工程は、再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の圧縮機で該メタンガスを圧縮することで得た高圧メタンガスを上記のメタン合成工程が行なわれるメタン合成基地から上記のエネルギー消費地まで敷設されたメタンガス用パイプラインで輸送する工程からなる。また、上記のＣＯ２輸送工程は、再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の圧縮機で該リサイクルＣＯ２を圧縮することで得た高圧リサイクルＣＯ２を該エネルギー消費地から該メタン合成基地まで敷設されたＣＯ２用パイプラインで輸送する工程からなる。
上記のメタン輸送工程においては、該再生可能エネルギーをエネルギー源とし且つ超高圧直流ケーブルを介して送電される電力か、又は買電による電力で作動するシンクロナスモーターで駆動されるメタンガス用ブースター圧縮機を用いて該メタンガス用パイプラインの途中で該メタンガスを昇圧する工程を有してもよい。同様に、上記のＣＯ２輸送工程においては、該再生可能エネルギーをエネルギー源とし且つ超高圧直流ケーブルを介して送電される電力か、又は買電による電力で作動するシンクロナスモーターで駆動されるＣＯ２用ブースター圧縮機を用いて該ＣＯ２用パイプラインの途中で該リサイクルＣＯ２を昇圧する工程を有してもよい。
上記の再生可能エネルギーとして例えば風力発電機をエネルギー源とする場合の配電の仕組みとしては、例えば図３５に示すように、該風力発電機（ＷＴ）で発電した出力電圧ＡＣ６９０Ｖをトランスで３０～１１０ｋＶまで昇圧した後、ＡＣ－ＤＣコンバータにより１１０～２３０ｋＶの超高圧直流電力に変換し、超高圧電流ケーブルを介して送電した後、シンクロナスモーターの近くに設置されたＤＣ－ＤＣコンバータで１０～２０ｋＶまで降圧すればよい。
１１ 風力発電機
１２ 集電システム
１３ 送電線
１４ 変電所
２０ 逆水性ガスシフト反応器
２１、２２、２３、２４ メタン合成反応器
２５、２６、２７、２８、２９ 冷却器
３０ 炭酸ガス除去設備
３１、４１ 第１熱交換器
３２、４２ 第２熱交換器
３３、４３ 第３熱交換器
３４ プロパン多段圧縮機
３５ ドライヤー
３６ スクラブカラム
３７ａ、３７ｂ、３７ｃ ＭＲ圧縮機
３８ 主低温熱交換器
３９、４７、５５ フラッシュドラム
４４ プロパンコンプレッサー
４５ エチレンコンプレッサー
４６ メタンコンプレッサー
５１、５２ コンプレッサー
５３ エキスパンダー
５４ 熱交換器
６１ 加圧熱交換器
６２ 膨張手段
６３ 冷却システム
７１ アンローディングアーム
７２ アンローディングライン
７３ 液化メタンタンク
７４ 第１ポンプ
７５ａ 第２ポンプ
７５ｂ ブースターポンプ
７６ａ 高圧用気化器
７６ｂ 低圧用気化器
７７ リターンガスブロワー
７８ ＢＯＧ圧縮機
８１ 圧縮機
８２ ガスタービン
８３ 廃熱回収ボイラー
８４ ＨＰタービン
８５ ＩＰタービン
８６ ＬＰタービン
８７ 炭素回収手段
９１ 吸収塔
９２ リボイラー
９３ 再生塔
９４ 循環系
１０１ 改質装置
１０２ 燃料電池
１０３ 凝縮器
１１１ タービン
１１２ 熱交換器
１１３ 圧縮機
１２１ 圧縮機
１２２ 熱交換器
１２３ 液体タービン
１２４ 球形貯蔵タンク
Ｌ１ 吐出ノズル
Ｎ１ 第１供給ノズル
Ｎ２ 第２供給ノズル
Ｖ１ 第１ベントノズル
Ｖ２ 第２ベントノズル
Ｔ 低温タンカー
１２ 集電システム
１３ 送電線
１４ 変電所
２０ 逆水性ガスシフト反応器
２１、２２、２３、２４ メタン合成反応器
２５、２６、２７、２８、２９ 冷却器
３０ 炭酸ガス除去設備
３１、４１ 第１熱交換器
３２、４２ 第２熱交換器
３３、４３ 第３熱交換器
３４ プロパン多段圧縮機
３５ ドライヤー
３６ スクラブカラム
３７ａ、３７ｂ、３７ｃ ＭＲ圧縮機
３８ 主低温熱交換器
３９、４７、５５ フラッシュドラム
４４ プロパンコンプレッサー
４５ エチレンコンプレッサー
４６ メタンコンプレッサー
５１、５２ コンプレッサー
５３ エキスパンダー
５４ 熱交換器
６１ 加圧熱交換器
６２ 膨張手段
６３ 冷却システム
７１ アンローディングアーム
７２ アンローディングライン
７３ 液化メタンタンク
７４ 第１ポンプ
７５ａ 第２ポンプ
７５ｂ ブースターポンプ
７６ａ 高圧用気化器
７６ｂ 低圧用気化器
７７ リターンガスブロワー
７８ ＢＯＧ圧縮機
８１ 圧縮機
８２ ガスタービン
８３ 廃熱回収ボイラー
８４ ＨＰタービン
８５ ＩＰタービン
８６ ＬＰタービン
８７ 炭素回収手段
９１ 吸収塔
９２ リボイラー
９３ 再生塔
９４ 循環系
１０１ 改質装置
１０２ 燃料電池
１０３ 凝縮器
１１１ タービン
１１２ 熱交換器
１１３ 圧縮機
１２１ 圧縮機
１２２ 熱交換器
１２３ 液体タービン
１２４ 球形貯蔵タンク
Ｌ１ 吐出ノズル
Ｎ１ 第１供給ノズル
Ｎ２ 第２供給ノズル
Ｖ１ 第１ベントノズル
Ｖ２ 第２ベントノズル
Ｔ 低温タンカー
Claims (29)
- 再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電手段と、前記発電手段で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成手段と、前記水素生成手段で生成した水素及びリサイクルＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタンを生成するメタン合成手段と、前記メタン合成手段で生成したメタンを大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送手段と、前記メタン輸送手段で輸送されたメタンを酸素と反応させることで発電を行なうと共に該発電時に排出される炭素をリサイクルＣＯ２として回収する発電・炭素回収手段と、前記リサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段により前記メタン合成手段が設けられている基地まで輸送するＣＯ２輸送手段とから構成されることを特徴とするグリーンエネルギー搬送システム。
- 前記水素生成手段による電気分解が、固体酸化物水電解装置、固体高分子水電解装置、又はアルカリ水電解装置によるものであることを特徴とする、請求項１に記載のグリーンエネルギー輸送システム。
- 前記メタン合成手段において、前記原料の水素を化学量論量の４モルよりも過剰な４.０５～７.０モルの範囲内で反応器に導入することを特徴とする、請求項１に記載のグリーンエネルギー輸送システム。
- 前記メタン合成手段は、前記サバティエ反応を行なう反応器の直ぐ前段に、前記原料の水素及びリサイクルＣＯ２から一酸化炭素を生成する逆水性ガスシフト反応器を有していることを特徴とする、請求項３に記載のグリーンエネルギー輸送システム。
- 前記発電・炭素回収手段による発電が、コンバインドサイクル発電、固体酸化物型燃料電池による発電、又は酸素プラントと炭酸ガスサイクルによるＡｌｌａｍサイクルによる発電であることを特徴とする、請求項１に記載のグリーンエネルギー輸送システム。
- 前記メタン輸送手段の前段及び後段に、前記メタン合成手段で生成したメタンを液体の形態で輸送すべく、前記再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の冷媒圧縮機を用いて該メタンを液化するメタン液化手段と、前記液化メタン輸送手段で輸送された液体メタンを液化メタン貯蔵タンクに受け入れた後に再ガス化する液化メタン受入・再ガス化手段とをそれぞれ更に有し、前記メタン輸送手段が前記メタン液化手段で液化した液化メタンをエネルギー消費地まで大気中へのＣＯ２排出を伴わない第１動力手段を駆動源とする液化メタンタンカーで輸送するものであり、
前記ＣＯ２輸送手段の前段及び後段に、前記発電・炭素回収手段で回収したリサイクルＣＯ２を液体の形態で輸送すべく、該リサイクルＣＯ２を液化するＣＯ２液化手段と、前記液化ＣＯ２輸送手段で輸送された液化ＣＯ２を液化ＣＯ２貯蔵タンクに受け入れた後に再ガス化する液化ＣＯ２受入・再ガス化手段とをそれぞれ更に有し、前記ＣＯ２輸送手段が前記ＣＯ２液化手段で得た液化ＣＯ２を前記メタン合成手段が設けられているメタン合成基地まで大気中へのＣＯ２排出を伴わない第２動力手段を駆動源とする液化ＣＯ２タンカーで輸送するものであることを特徴とする、請求項１に記載のグリーンエネルギー輸送システム。 - 前記第１動力手段及び第２動力手段の各々が、水素若しくは液化メタンを燃料とする内燃機関、又は二次電池であることを特徴とする、請求項６に記載のグリーンエネルギー輸送システム。
- 前記メタン液化手段が、前記液化された液化メタンを圧力０.８～２.０ｂａｒＡ、温度－１７０～－１８０℃の条件下でフラッシュさせるストリッパーを有しており、該ストリッパーで発生する非液化水素は前記メタン合成手段にリサイクルされて原料として再利用されることを特徴とする、請求項６に記載のグリーンエネルギー輸送システム。
- 前記メタン液化手段が有するメタンと冷媒との熱交換を行なう熱交換器は、前記非液化水素を含むメタンの流量が設計流量に対して２０％以上確保されるように設計されていることを特徴とする、請求項８に記載のグリーンエネルギー輸送システム。
- 前記ＣＯ２液化手段が、前記発電・炭素回収手段で回収したリサイクルＣＯ２を圧力４５～８０ｂａｒＡまで圧縮する圧縮機と、圧力１０～１００ｂａｒＡの液化メタンを再ガス化する際の冷熱を用いて温度－３３～－５６℃まで冷却して液化させる熱交換器とを有していることを特徴とする、請求項６に記載のグリーンエネルギー輸送システム。
- 前記ＣＯ２液化手段が、前記熱交換器で液化された液化ＣＯ２を圧力５.２～１２.８ｂａｒＡまで降圧させることで動力回収する液体タービンを更に有していることを特徴とする、請求項１０に記載のグリーンエネルギー輸送システム。
- 前記ＣＯ２液化手段が、前記液体ＣＯ２を圧力５.２～１２.８ｂａｒＧＡ、温度－５６～－３３℃の条件下で貯蔵する断熱された球形貯蔵タンクを更に有していることを特徴とする、請求項１１に記載のグリーンエネルギー輸送システム。
- 前記メタン輸送手段が、前記メタン合成手段で生成したメタンガスを前記エネルギー消費地まで輸送するメタンガス用パイプラインであり、前記メタンガス用パイプライン内を流れる前記メタンガスの圧力が５０～１２５ＢａｒＡの範囲内に維持されるように、前記再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の圧縮機からなるメタンガスの圧縮手段が、前記メタン輸送手段としてのメタンガス用パイプラインの前段及び該メタンガス用パイプラインの中継地点に設けられており、
前記ＣＯ２輸送手段が、前記発電・炭素回収手段で回収したリサイクルＣＯ２を前記メタン合成基地まで輸送するＣＯ２用パイプラインであり、前記ＣＯ２用パイプライン内を流れる前記回収したリサイクルＣＯ２の圧力が５０～１２５ＢａｒＡの範囲内に維持されるように、前記再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される圧縮機からなるＣＯ２ガスの圧縮手段が、前記ＣＯ２輸送手段としてのＣＯ２用パイプラインの前段及び該ＣＯ２用パイプラインの中継地点に設けられていることを特徴とする、請求項１に記載のグリーンエネルギー輸送システム。 - 再生可能エネルギーにより発電及び蓄電を行なう発電工程と、前記発電工程で得た電力を用いて水を電気分解することにより水素を生成する水素生成工程と、前記水素生成工程で生成した水素及びリサイクルＣＯ２を原料とするサバティエ反応によりメタンを生成するメタン合成工程と、前記メタン合成工程で生成したメタンを大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段によりエネルギー消費地まで輸送するメタン輸送工程と、前記メタン輸送工程で輸送されたメタンを酸素と反応させることで発電を行なうと共に該発電時に排出される炭素をリサイクルＣＯ２の形態で回収する発電・炭素回収工程と、前記リサイクルＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない手段により前記メタン合成工程を行なう基地まで輸送するＣＯ２輸送工程とを有することを特徴とするグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記再生可能エネルギーによる発電が蓄電池を具備する風力発電機で行なわれ、該蓄電池は、該風力発電機の風車定格の値に対して容量の値が１０６～１２６％の範囲内となるように設定すると共に、該蓄電池を該風車定格の２０～９０％の運用レンジで運転することを特徴とする、請求項１４に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記水素生成工程における水の電気分解では、水の電気分解に必要な電力である最小電解槽負荷を前記風車定格の５～３０％の範囲内に設定し、風速を変数とする前記風力発電機の発電電力が該最小電解槽負荷を下回る場合は、その不足分を前記蓄電池から補い、該発電量電力が該最小電解槽負荷以上の場合は、該発電電力を用いて前記水の電気分解を行なうと共に、該発電電力のうち該最小電解槽負荷を超えている余剰電力を、前記風車定格の５～１５％の範囲内で設定した上限値以下の条件で且つ前記蓄電池の運用レンジの範囲内で前記蓄電池に充電することを特徴とする、請求項１５に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記メタン輸送工程の前後に、前記再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の冷媒圧縮機を用いて前記メタンガスを液化するメタン液化工程と、前記液化された液化メタンを液化メタン貯蔵タンクに受け入れた後に再ガス化する液化メタン受入・再ガス化工程とをそれぞれ更に有しており、前記メタン輸送工程が前記メタン液化工程で液化した液化メタンをエネルギー消費地まで大気中へのＣＯ２排出を伴わない第１動力手段を駆動源とする液化メタンタンカーにより輸送するものであり、
前記ＣＯ２輸送工程の前後に、前記リサイクルＣＯ２を液化するＣＯ２液化工程と、前記ＣＯ２タンカー輸送工程で輸送された液化ＣＯ２を前記メタン貯蔵タンクに受け入れた後に再ガス化する液化ＣＯ２受入・再ガス化工程とをそれぞれ更に有し、前記ＣＯ２輸送工程が前記ＣＯ２液化工程で液化した液化ＣＯ２を大気中へのＣＯ２排出を伴わない第２動力手段を駆動源とする液化ＣＯ２タンカーにより前記メタン合成工程が行なわれるメタン合成基地まで輸送するものであることを特徴とする、請求項１４に記載のグリーンエネルギー輸送方法。 - 前記風力発電機が永久磁石式同期発電機であり、該風力発電機で発電した交流電圧をトランスで３０～１１０ｋＶまで昇圧した後にＡＣ－ＤＣコンバータにより直流電圧１０～２０ｋＶ、直流電流５.０～１０.０ｋＡの直流電力に変換し、得られた直流電力を前記冷媒圧縮機を駆動させるシンクロナスモーターに給電すると共に、前記水の電気分解を行なう電解槽にはソリッドステート変圧器で構成されるＤＣ－ＤＣコンバータを介して１００～１５０Ｖまで降圧させて給電することを特徴とする、請求項１７に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記液化メタン及び液化ＣＯ２の輸送は、それぞれ専用の低温タンカーを使用し、該輸送する液化ＣＯ２が圧力５.２～１２.８ｂａｒＡ、温度－５６～－３３℃の場合は、液化ＣＯ２用の低温タンカーは、材質がアルミキルド系炭素鋼、１.５％Ｎｉニッケル鋼、又は低温用高張力ニッケル鋼であって、タンク形状が球形では３～７個のタンクを、横向き円筒形では４～８個のタンクを有することを特徴とする、請求項１７に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記液化メタン用の低温タンカーには球形タンクを３～７個有するＭｏｓｓ型を使用し、その材質には前記輸送する液化メタンが圧力－０.０５～０.２５ｂａｒＧ、温度－１６２℃の場合は６－７.５％Ｎｉ鋼、８.５－９.５％Ｎｉ鋼、１８－８ステンレス鋼、又はアルミ合金５０８３を用い、圧力８.０～１２.８ｂａｒＡ、温度－１２０～－１３０℃の場合は６－７.５％Ｎｉ鋼、８.５－９.５％Ｎｉ鋼、１８－８ステンレス鋼、アルミ合金５０８３、又は５％Ｎｉ鋼を用いることを特徴とする、請求項１７に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記メタン輸送工程では圧力－０.０５～０.２５ｂａｒＧ、温度－１６２℃の液化メタンを輸送し、前記ＣＯ２輸送工程では圧力５.２～１２.８ｂａｒＡ、温度－５６～－３３℃の液化ＣＯ２を輸送し、これら液化メタン及び液化ＣＯ２の輸送は、材質が６－７.５％Ｎｉ鋼、８.５－９.５％Ｎｉ鋼、１８－８ステンレス鋼、又はアルミ合金５０８３であって、タンク形状が球形では３～７個のタンクを、横向き円筒形では４～８個のタンクを有する低温タンカーを共用することを特徴とする、請求項１７に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記メタン輸送工程では圧力８.０～１２.８ｂａｒＡ、温度－１２０～－１３０℃の加圧された液化メタンを輸送し、前記ＣＯ２輸送工程では圧力５.２～１０.８ｂａｒＡ、温度－５６～－３３℃の液化ＣＯ２を輸送し、これら加圧された液化メタン及び液化ＣＯ２の輸送は、材質が６－７.５％Ｎｉ鋼、８.５－９.５％Ｎｉ鋼、１８－８ステンレス鋼、アルミ合金５０８３、又は５％Ｎｉ鋼であって、タンク形状が球形では３～７個のタンクを、横向き円筒形では４～８個のタンクを有する低温タンカーを共用することを特徴とする、請求項１７に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記加圧された液化メタンは、予め加圧されたメタンガスを冷媒と熱交換させることで冷却した後、膨張手段で圧力８.０～１２.８ｂａｒＡまで減圧させて一部をフラッシュさせることで生成することを特徴とする、請求項２２に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記低温タンカーが有する複数のタンクの各々は、タンク内上部に放出口を有する第１供給ノズル、タンク内下部に放出口を有する第２供給ノズル、タンク内上部に排出口を有する第１ベントノズル、タンク内下部に排出口を有する第２ベントノズル、及びサブマージドポンプ用カラムの吐出ノズルを有し、これら５個のノズルを用いて下記Ｓ１～Ｓ６の操作を繰り返すことで液化メタン及び液化ＣＯ２を交互に輸送することを特徴とする、請求項２１又は２２に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
（Ｓ１）第１供給ノズルからタンク内に置換用ガスとして低温のメタンガスを導入しながらサブマージドポンプを運転することで該球形タンク内の液化メタンをアンローディングし、該アンローディング完了後も引き続きメタンガスを導入してタンク内を加圧する。
（Ｓ２）第２供給ノズルによっての低温のＣＯ２ガスをタンク下部から導入すると共に、タンク内のメタンガスを第１ベントノズル及びサブマージドポンプの吐出ノズルからベントすることでメタンガスを炭酸ガスに置換する。
（Ｓ３）第２供給ノズルによって低温の液化ＣＯ２をタンク下部から導入することでローディングを行なうと共に、タンク内のＣＯ２ガスを第１ベントノズル及びサブマージドポンプの吐出ノズルからベントすることでＣＯ２ガスを液体ＣＯ２に置換する。
（Ｓ４）第１供給ノズルからタンク内に置換用ガスとして低温のＣＯ２ガスを導入しながら、サブマージドポンプを運転することで該球形タンク内の液化ＣＯ２をアンローディングする。
（Ｓ５）第１供給ノズル及びサブマージドポンプの吐出ノズルによって低温のメタンガスをタンク上部及びポンプカラムから導入すると共に、タンク内のＣＯ２ガスを第２ベントノズルからベントすることでＣＯ２ガスをメタンガスに置換する。
（Ｓ６）第１供給ノズルによってタンク上部から液化メタンを散布して該球形タンクを極低温まで冷却した後、第１ベントノズル及びサブマージドポンプの吐出ノズルからメタンガスをベントしながら第２供給ノズルから液化メタンを導入することで底部から液面が徐々に上昇するようにローディングする。 - 前記液化メタン受入基地では液化メタンで満たされた前記複数のタンクに対して１つずつ前記Ｓ１の操作を逐次行ない、該複数のタンクの各々において該Ｓ１の操作が完了した後は、引き続きＳ２及びＳ３の操作を行なうことで、最終的に全てのタンクにおいて液化メタンのアンローディング及び液化ＣＯ２のローディングを行ない、
前記メタン合成基地では液化ＣＯ２で満たされた前記複数のタンクに対して１つずつ前記Ｓ４の操作を逐次行ない、該複数のタンクの各々において該Ｓ４の操作が完了した後は、引き続きＳ５及びＳ６の操作を行なうことで、最終的に全てのタンクにおいて液化ＣＯ２のアンローディング及び液化メタンのローディングを行なうことを特徴とする、請求項２４に記載のグリーンエネルギー輸送システム。 - 前記メタン輸送工程は、前記再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の圧縮機で前記メタンガスを圧縮することで得た高圧メタンガスを前記メタン合成工程が行なわれるメタン合成基地から前記エネルギー消費地まで敷設されたメタンガス用パイプラインで輸送する工程からなり、
前記ＣＯ２輸送工程が、前記再生可能エネルギーをエネルギー源とする電力が可変速モーター用インバーターを介して給電されるシンクロナスモーターによって駆動される回転式容積型の圧縮機で前記リサイクルＣＯ２を圧縮することで得た高圧リサイクルＣＯ２を前記エネルギー消費地から前記メタン合成基地まで敷設されたＣＯ２用パイプラインで輸送する工程からなることを特徴とする、請求項４に記載のグリーンエネルギー輸送方法。 - 前記メタン輸送工程が、前記再生可能エネルギーをエネルギー源とし且つ超高圧直流ケーブルを介して送電される電力か、又は買電による電力で作動するシンクロナスモーターで駆動されるメタンガス用ブースター圧縮機を用いて前記メタンガス用パイプラインの途中で前記メタンガスを昇圧する工程を更に有し、前記ＣＯ２輸送工程が、前記再生可能エネルギーをエネルギー源とし且つ超高圧直流ケーブルを介して送電される電力か、又は買電による電力で作動するシンクロナスモーターで駆動されるＣＯ２用ブースター圧縮機を用いて前記ＣＯ２用パイプラインの途中で前記リサイクルＣＯ２を昇圧する工程を更に有することを特徴とする、請求項２０に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記発電工程からＣＯ２輸送工程までの全工程から大気中に放出されるＣＯ２放出量が、これら一連の工程で消費される炭素のＣＯ２換算量に対して３％以下であることを特徴とする、請求項１４に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
- 前記３％以下のＣＯ２放出量を相殺するため、バイオマス発電又はバイオマス燃焼設備の燃焼ガスから回収したＣＯ２か、あるいはダイレクトエアキャプチャーから回収したＣＯ２を前記リサイクルＣＯ２として利用することを特徴とする、請求項２８に記載のグリーンエネルギー輸送方法。
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