JP4317732B2 - 液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備 - Google Patents
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Description
本発明は、風力、太陽熱、太陽光、波力、潮力、海洋温度差等の自然エネルギーを利用して電力を発生する自然エネルギー利用発電設備による発電電力で水を電気分解して水素ガスを生成する水素ガス製造装置及び該自然エネルギー利用発電設備による発電電力で液体水素を生成する水素液化装置とを備えてなる液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備に関する。
海洋上に浮設した洋上浮体上に、太陽熱エネルギー、風力エネルギー、波力エネルギー等の自然エネルギーを利用して、清浄な燃料である水素を生成する洋上浮体式水素製造プラントが、特許文献１（特開２００２−３０３４５４号公報）等において提供されている。
特許文献１に開示されている水素製造プラントにおいては、海洋上に移動可能に浮設した洋上浮体上に、太陽熱により海水を蒸発させこの蒸気によって作動する蒸気タービン及び該蒸気タービンにより駆動される発電機を設け、該蒸気タービンを通った蒸気を熱交換器にて海水により冷却して得られた淡水を貯水タンクに貯留し、水電気分解装置において、前記淡水を、前記蒸気タービンにより駆動される発電機からの電力、風力発電設備、波力発電設備、潮力発電設備等からの電力により水素と酸素とに電気分解して、水素及び酸素の量産を自然エネルギーを利用して効率よく行うように構成されている。
特許文献１にて提供されている技術にあっては、洋上浮体上に、太陽熱を利用した蒸気タービン発電設備、風力発電設備、波力発電設備、潮力発電設備等の自然エネルギーを利用した発電設備を設け、前記蒸気タービン発電設備を通った蒸気を前記自然エネルギーにより水電気分解して水素及び酸素の量産を可能としているにとどまり、洋上浮体上の水電気分解装置で生成した水素ガスを清浄なエネルギーとして活用する手段については開示されていない。
従って、本発明はかかる従来技術の課題に鑑み、風力、太陽熱、太陽光、波力、潮力等の自然エネルギーを利用して電力を発生する自然エネルギー利用発電設備による発電電力を用いて生成した液体水素の冷熱エネルギーを、エネルギー損失を最小限に抑制して有効利用してから燃料電池発電設備の水素燃料として使用し得る液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備を提供することを目的とする。
本発明はかかる目的を達成するもので、風力、太陽熱、太陽光、波力、潮力、海洋温度差等の自然エネルギーを利用して電力を発生する自然エネルギー利用発電設備と、該自然エネルギー利用発電設備による発電電力で水を電気分解して水素ガスを生成する水素ガス製造装置と、該自然エネルギー利用発電設備による発電電力で該水素ガスを液化して液体水素を生成する水素液化装置とを備えた水素プラントにおいて、前記液体水素と空気とを熱交換して液体空気を生成する液体水素利用熱交換器と、該液体水素利用熱交換器にて生成された液体空気と熱媒流体とを熱交換して該液体空気を気化する液体空気利用熱交換器とを設け、該液体空気利用熱交換器にて生成された空気を燃料電池発電設備に供給するように構成されてなることを特徴とする。
そして、かかる発明において好ましくは、前記液体水素利用熱交換器からの水素ガスを膨張させてその膨張仕事により発電を行う冷熱発電装置を備え、該冷熱発電装置を経た水素ガスを前記燃料電池発電設備に供給するように構成し、
さらには、前記液体水素利用熱交換器と液体空気利用熱交換器との間に、該液体水素利用熱交換器にて生成された液体空気を液体空気利用熱交換器に圧送する液体空気ポンプを設置する。
さらには、前記液体水素利用熱交換器と液体空気利用熱交換器との間に、該液体水素利用熱交換器にて生成された液体空気を液体空気利用熱交換器に圧送する液体空気ポンプを設置する。
かかる発明によれば、前記自然エネルギー利用発電設備による発電電力により作動する水素ガス製造装置及び水素液化装置により生成された約−２５０℃の液体水素を液体水素利用熱交換器に導入し、該液体水素利用熱交換器において液体水素と空気とを熱交換することにより該液体水素の冷熱により約−２００℃の液体空気を生成し、この液体空気を液体空気ポンプによって液体空気利用熱交換器に搬入し、該液体空気利用熱交換器において該液体空気とＣＯ２ガス等の熱媒ガスとを熱交換することにより液体空気を気化し、この空気を反応空気として燃料電池発電設備に供給するとともに、
前記液体水素利用熱交換器からの水素ガスを冷熱発電装置に導入してその膨張仕事により発電電力を得てから、該水素ガスを水素燃料として燃料電池発電設備に供給することが可能となる。
前記液体水素利用熱交換器からの水素ガスを冷熱発電装置に導入してその膨張仕事により発電電力を得てから、該水素ガスを水素燃料として燃料電池発電設備に供給することが可能となる。
従ってかかる発明によれば、液体水素利用熱交換器において約−２５０℃の液体水素の冷熱エネルギーで約−２００℃の液体空気を生成することにより、小さい温度差でかつ高い熱交換効率で以って液体空気を生成することができ、該液体水素の冷熱エネルギーで気体空気を液体空気とすることにより、気体空気の状態よりも小さい搬送動力で以って燃料電池発電設備側へ反応空気を搬送することができる。
さらに、液体空気利用熱交換器において前記液体空気とＣＯ２ガス等の熱媒流体とを熱交換することにより、該液体空気の冷熱エネルギーを熱媒流体の液化に活用してから、該液体空気を気体空気に戻して反応空気として燃料電池発電設備に供給することができるとともに、
前記液体水素利用熱交換器において液体空気の生成に供した後の水素ガスの冷熱エネルギーを冷熱発電装置における該水素ガスの膨張仕事によって電力の発生に活用してから、水素燃料として燃料電池発電設備に供給することができる。
さらに、液体空気利用熱交換器において前記液体空気とＣＯ２ガス等の熱媒流体とを熱交換することにより、該液体空気の冷熱エネルギーを熱媒流体の液化に活用してから、該液体空気を気体空気に戻して反応空気として燃料電池発電設備に供給することができるとともに、
前記液体水素利用熱交換器において液体空気の生成に供した後の水素ガスの冷熱エネルギーを冷熱発電装置における該水素ガスの膨張仕事によって電力の発生に活用してから、水素燃料として燃料電池発電設備に供給することができる。
これにより、約−２５０℃の液体水素の冷熱エネルギーを用いて液体空気を生成し、該液体空気の冷熱エネルギーをエネルギー損失が最小限になるように有効利用してから、燃料電池発電設備の水素燃料及び反応空気として供給することが可能となって、高効率の液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備を提供することができる。
また、かかる発明において好ましくは、ＣＯ２ガス（炭酸ガス）発生源からのＣＯ２ガスを回収し、前記熱媒ガスとして前記液体空気利用熱交換器に送給するＣＯ２回収設備を備え、前記液体空気利用熱交換器は前記ＣＯ２ガスと前記液体空気とを熱交換して該液体空気を気化するとともに、前記ＣＯ２ガスを液化して液化ＣＯ２を生成するように構成されてなる。
このように構成すれば、液体水素利用熱交換器において液体水素の冷熱エネルギーを用いて液体空気を生成し、液体空気利用熱交換器において該液体空気の冷熱エネルギーを用いて、ＣＯ２回収設備にて回収されたＣＯ２ガスを液化して搬送容易な液化ＣＯ２を生成することができ、液体水素を媒体として、ＣＯ２ガスの処理目的地までの搬送、投棄が容易にできる。
このように構成すれば、液体水素利用熱交換器において液体水素の冷熱エネルギーを用いて液体空気を生成し、液体空気利用熱交換器において該液体空気の冷熱エネルギーを用いて、ＣＯ２回収設備にて回収されたＣＯ２ガスを液化して搬送容易な液化ＣＯ２を生成することができ、液体水素を媒体として、ＣＯ２ガスの処理目的地までの搬送、投棄が容易にできる。
また、前記液体水素利用熱交換器は、前記液体水素と空気とを熱交換して液体空気を生成するとともに、前記液体水素とＣＯ２ガスとを熱交換して該ＣＯ２ガスを降温せしめるように構成され、さらに、前記液体水素利用熱交換器のＣＯ２側流路入口とＣＯ２側流路出口とを接続するバイパスＣＯ２通路及び該バイパスＣＯ２通路を開閉するバイパス弁を設けるように構成するのがよい。
このように構成すれば、燃料電池発電設備での発電電力が小さい場合等においては、バイパス弁によりバイパスＣＯ２通路を閉じて、前記液体水素利用熱交換器において液体水素によりＣＯ２ガスを冷却することにより、ＣＯ２ガスを該液体水素利用熱交換器及び液体空気利用熱交換器にて２段冷却することが可能となり、前記バイパス弁の開閉によってＣＯ２ガスの液化容量つまり液化ＣＯ２の発生量を調整できる。
このように構成すれば、燃料電池発電設備での発電電力が小さい場合等においては、バイパス弁によりバイパスＣＯ２通路を閉じて、前記液体水素利用熱交換器において液体水素によりＣＯ２ガスを冷却することにより、ＣＯ２ガスを該液体水素利用熱交換器及び液体空気利用熱交換器にて２段冷却することが可能となり、前記バイパス弁の開閉によってＣＯ２ガスの液化容量つまり液化ＣＯ２の発生量を調整できる。
また、本発明に係る液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備は、自然エネルギー利用発電設備、水素ガス製造装置、及び水素液化装置を洋上に浮設された洋上浮体上に設置するとともに、少なくとも前記液体水素利用熱交換器、液体空気利用熱交換器及び燃料電池発電設備を地上に設置して、前記洋上浮体上の水素液化装置において生成された液体水素を船舶により洋上輸送して、地上に設置された前記液体水素利用熱交換器に供給するように構成されてなることを特徴とする。
そして、かかる発明において好ましくは、前記液体空気利用熱交換器においてＣＯ２ガスと液体空気とを熱交換することにより液化された液化ＣＯ２を船舶により洋上輸送して、前記洋上浮体上に設置されたＣＯ２海中投棄設備に搬入しあるいは該船舶から海中投棄するように構成する。
そして、かかる発明において好ましくは、前記液体空気利用熱交換器においてＣＯ２ガスと液体空気とを熱交換することにより液化された液化ＣＯ２を船舶により洋上輸送して、前記洋上浮体上に設置されたＣＯ２海中投棄設備に搬入しあるいは該船舶から海中投棄するように構成する。
かかる発明によれば、洋上浮体上に設置された自然エネルギー利用発電設備の発生電力によって水素ガス製造装置及び水素液化装置を作動させて液体水素を生成し、液体水素の状態にて船舶により洋上輸送して、地上に設置された前記液体水素利用熱交換器に搬入するので、多量の水素を容易に搬送できて、多量の液体水素の冷熱エネルギーを、液体空気の生成を介して液化ＣＯ２の生成及び液体空気の冷熱発電装置における電力の発生に有効利用した上で、燃料電池発電設備に水素燃料及び反応空気として利用できる。
そして、液体水素利用熱交換器において、多量の液体水素の冷熱エネルギーを用いて液体空気を生成し、液体空気利用熱交換器において該液体空気の冷熱エネルギーを用いてＣＯ２回収設備にて回収されたＣＯ２ガスを液化して液化ＣＯ２を生成することにより、多量のＣＯ２を容易に搬送ことが可能となる。
そして、液体水素利用熱交換器において、多量の液体水素の冷熱エネルギーを用いて液体空気を生成し、液体空気利用熱交換器において該液体空気の冷熱エネルギーを用いてＣＯ２回収設備にて回収されたＣＯ２ガスを液化して液化ＣＯ２を生成することにより、多量のＣＯ２を容易に搬送ことが可能となる。
これにより、洋上浮体上の自然エネルギー利用発電設備の発生電力によって作動される水素ガス製造装置及び水素液化装置により生成された液体水素を媒体として、該液体水素の冷熱エネルギーを用いての液体空気の生成、及び該液体空気の冷熱エネルギーを用いての液化ＣＯ２を生成、及び冷熱発電装置における電力の発生によって、液体水素の冷熱エネルギーの有効利用を促進できるとともに、ＣＯ２ガスを液化することによりＣＯ２ガス処理目的地までの搬送を容易にでき、ＣＯ２ガスの投棄処理を効率良く施行できる。
さらに、かかる発明において好ましくは、地上に設置されて、地上に設置された前記液体水素利用熱交換器、液体空気利用熱交換器及び燃料電池発電設備等の地上設備を運転制御するとともに、洋上浮体上に設置された前記自然エネルギー利用発電設備、水素ガス製造装置、及び水素液化装置等の洋上設備を通信衛星を介して運転制御する主制御装置を備える。
このように構成すれば、主制御装置によって、地上に設置された液体水素利用熱交換器、液体空気利用熱交換器及び燃料電池発電設備等の地上設備を直接に、かつ洋上浮体上に設置された自然エネルギー利用発電設備、水素ガス製造装置、及び水素液化装置等の洋上設備を通信衛星を介して、容易にかつ高精度で運転制御することが可能となる。
このように構成すれば、主制御装置によって、地上に設置された液体水素利用熱交換器、液体空気利用熱交換器及び燃料電池発電設備等の地上設備を直接に、かつ洋上浮体上に設置された自然エネルギー利用発電設備、水素ガス製造装置、及び水素液化装置等の洋上設備を通信衛星を介して、容易にかつ高精度で運転制御することが可能となる。
本発明によれば、液体水素の冷熱エネルギーを用いて液体空気を生成し、該液体空気の冷熱エネルギーをエネルギー損失が最小限になるように有効利用してから、燃料電池発電設備の水素燃料及び反応空気として供給することができることとなって、高効率の液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備を提供することが可能となる。
また、本発明によれば、自然エネルギー利用発電設備の発生電力によって作動される水素ガス製造装置及び水素液化装置により生成された液体水素を媒体として、該液体水素の冷熱エネルギーを用いての液体空気の生成、及び該液体空気の冷熱エネルギーを用いての液化ＣＯ２の生成、及び冷熱発電装置における電力の発生によって、液体水素の冷熱エネルギーの有効利用を促進できるとともに、ＣＯ２ガスを液化することにより、ＣＯ２ガス処理目的地までの搬送を容易にでき、ＣＯ２ガスの投棄処理を効率良く施行できる。
以下、本発明を図に示した実施例を用いて詳細に説明する。但し、この実施例に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対配置などは特に特定的な記載がない限り、この発明の範囲をそれのみに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
図１は本発明の実施例に係る洋上風力発電設備を備え、液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備（以下水素プラントという）の全体構成図である。図２は水素プラントの通信衛生を用いた制御の構成図である。図３は冷熱発電装置の構成を示すブロック図である。図４は洋上風力発電設備を備えた水素プラントの制御ブロック図である。
本発明の実施例に係る洋上風力発電設備を備えた水素プラントの全体構成を示す図１において、１は海洋１００上に移動可能に浮設された洋上浮体で、該洋上浮体１上には風力エネルギーで電力を発生する風力発電設備２、該風力発電設備２による発電電力で海水を直接または淡水化した後に電気分解して水素ガスを生成する水電解装置（水素ガス製造装置）３、該風力発電設備２による発電電力で前記水電解装置３で生成された水素ガスを液化して液体水素を生成する水素液化装置４が設置されている。
また、前記洋上浮体１上には、前記水素液化装置４で生成された液体水素を貯蔵する複数の液体水素タンク５、後述する液体空気利用熱交換器１３で生成された液化ＣＯ２を貯蔵する複数の液化ＣＯ２タンク６、該液化ＣＯ２タンク６内の液化ＣＯ２をＣＯ２圧入管８を通して海底１０３に注入するＣＯ２圧入ポンプ７等が搭載されている。
以上の機器により洋上設備６０を構成する。
また、前記洋上浮体１上には、前記水素液化装置４で生成された液体水素を貯蔵する複数の液体水素タンク５、後述する液体空気利用熱交換器１３で生成された液化ＣＯ２を貯蔵する複数の液化ＣＯ２タンク６、該液化ＣＯ２タンク６内の液化ＣＯ２をＣＯ２圧入管８を通して海底１０３に注入するＣＯ２圧入ポンプ７等が搭載されている。
以上の機器により洋上設備６０を構成する。
９は前記洋上浮体１上の液体水素タンク５を地上１０１に搬送する液体水素搬送船である。
地上１０１には、次のような地上設備５０が設置されている。
５は前記液体水素搬送船９により搬送された液体水素タンクである。１２は液体水素利用熱交換器で、前記液体水素タンク５から液体水素ポンプ３６により送り込まれた−２５３℃の液体水素と空気ブロア１８から送り込まれる常温の空気とを熱交換して−２００℃程度の液体空気を生成する。
従って、前記液体水素利用熱交換器１２において約−２５０℃の液体水素の冷熱エネルギーで約−２００℃の液体空気を生成することにより、小さい温度差でかつ高い熱交換効率で以って液体空気を生成することができる。
また、該液体水素利用熱交換器１２は、後述するＣＯ２回収設備１１からのＣＯ２ガスと前記液体水素とを熱交換してＣＯ２ガスを液化する機能も備えている。
地上１０１には、次のような地上設備５０が設置されている。
５は前記液体水素搬送船９により搬送された液体水素タンクである。１２は液体水素利用熱交換器で、前記液体水素タンク５から液体水素ポンプ３６により送り込まれた−２５３℃の液体水素と空気ブロア１８から送り込まれる常温の空気とを熱交換して−２００℃程度の液体空気を生成する。
従って、前記液体水素利用熱交換器１２において約−２５０℃の液体水素の冷熱エネルギーで約−２００℃の液体空気を生成することにより、小さい温度差でかつ高い熱交換効率で以って液体空気を生成することができる。
また、該液体水素利用熱交換器１２は、後述するＣＯ２回収設備１１からのＣＯ２ガスと前記液体水素とを熱交換してＣＯ２ガスを液化する機能も備えている。
１１は工場１０等からのＣＯ２ガスを回収するＣＯ２回収設備で、該ＣＯ２回収設備１１にて回収されたＣＯ２ガスは、ＣＯ２ガス管３２を通りバイパス弁３２０を介して前記液体水素利用熱交換器１２に導入され、あるいは該バイパス弁３２０からＣＯ２バイパス管３２１及びＣＯ２ガス管３３を通って液体空気利用熱交換器１３に送り込まれる。
即ち、前記燃料電池発電設備１７での発電電力が小さい場合等においては、バイパス弁３２０によりＣＯ２バイパス管３２１側を閉じて、前記液体水素利用熱交換器１２へのＣＯ２ガス管３３側を開き、該液体水素利用熱交換器１２において液体水素によりＣＯ２ガスを冷却することにより、ＣＯ２ガスを該液体水素利用熱交換器１２及び液体空気利用熱交換器１３にて２段冷却することが可能となり、前記バイパス弁３２０の開閉によってＣＯ２ガスの液化容量つまり液化ＣＯ２の発生量を調整できる。
また、通常運転時には前記バイパス弁３２０によりＣＯ２バイパス管３２１側を開き、ＣＯ２ガスを、ＣＯ２バイパス管３２１を通って液体空気利用熱交換器１３にて送り込み、該液体空気利用熱交換器１３にてＣＯ２ガスを液化する。
このように、液体水素の冷熱エネルギーによりＣＯ２ガスを液化して、液化ＣＯ２タンク６に収容して搬送することにより、ＣＯ２ガス処理目的地である前記洋上浮体１までの搬送を容易にでき、ＣＯ２ガスの投棄処理を効率良く施行可能となる。
即ち、前記燃料電池発電設備１７での発電電力が小さい場合等においては、バイパス弁３２０によりＣＯ２バイパス管３２１側を閉じて、前記液体水素利用熱交換器１２へのＣＯ２ガス管３３側を開き、該液体水素利用熱交換器１２において液体水素によりＣＯ２ガスを冷却することにより、ＣＯ２ガスを該液体水素利用熱交換器１２及び液体空気利用熱交換器１３にて２段冷却することが可能となり、前記バイパス弁３２０の開閉によってＣＯ２ガスの液化容量つまり液化ＣＯ２の発生量を調整できる。
また、通常運転時には前記バイパス弁３２０によりＣＯ２バイパス管３２１側を開き、ＣＯ２ガスを、ＣＯ２バイパス管３２１を通って液体空気利用熱交換器１３にて送り込み、該液体空気利用熱交換器１３にてＣＯ２ガスを液化する。
このように、液体水素の冷熱エネルギーによりＣＯ２ガスを液化して、液化ＣＯ２タンク６に収容して搬送することにより、ＣＯ２ガス処理目的地である前記洋上浮体１までの搬送を容易にでき、ＣＯ２ガスの投棄処理を効率良く施行可能となる。
また、１４は前記液体水素利用熱交換器１２出口からの液体空気管１５１に設けられた液体空気バッファタンク、１５は該液体空気管１５１に設けられて前記液体水素利用熱交換器１２で液化された液体空気を液体空気利用熱交換器１３に圧送する液体空気ポンプである。
このように構成することにより、前記液体水素利用熱交換器１２において約−２５０℃の液体水素の冷熱エネルギーで約−２００℃の液体空気を生成し、液体空気ポンプ１５で液体空気利用熱交換器１３に圧送することにより、気体空気の状態で空気圧縮機で圧送する場合よりも小さい搬送動力で以って燃料電池発電設備１７側へ反応空気を搬送することができる。
このように構成することにより、前記液体水素利用熱交換器１２において約−２５０℃の液体水素の冷熱エネルギーで約−２００℃の液体空気を生成し、液体空気ポンプ１５で液体空気利用熱交換器１３に圧送することにより、気体空気の状態で空気圧縮機で圧送する場合よりも小さい搬送動力で以って燃料電池発電設備１７側へ反応空気を搬送することができる。
前記液体空気利用熱交換器１３においては、前記液体空気ポンプ１５により圧送された液体空気と前記ＣＯ２バイパス管３２１及びＣＯ２ガス管３３を通って導入されたＣＯ２ガスとを熱交換して、該液体空気を気化するとともにＣＯ２ガスを液化する。
１７は水素ガスと空気とを反応させて電力を発生する公知の燃料電池発電設備、１６は前記液体水素利用熱交換器１２からの水素ガスを膨張させてその膨張仕事により発電を行う冷熱発電装置である。該冷熱発電装置１６の詳細は後述する。３１は前記液体空気利用熱交換器１３において液体空気が気化された空気を前記燃料電池発電設備１６に導入するための空気管である。
６は前記液体空気利用熱交換器１３において液化された液体ＣＯ２が収容される液化ＣＯ２タンクである。該液化ＣＯ２タンク６は液化ＣＯ２搬送船１９によって前記洋上浮体１上に搬送されるようになっている。
１７は水素ガスと空気とを反応させて電力を発生する公知の燃料電池発電設備、１６は前記液体水素利用熱交換器１２からの水素ガスを膨張させてその膨張仕事により発電を行う冷熱発電装置である。該冷熱発電装置１６の詳細は後述する。３１は前記液体空気利用熱交換器１３において液体空気が気化された空気を前記燃料電池発電設備１６に導入するための空気管である。
６は前記液体空気利用熱交換器１３において液化された液体ＣＯ２が収容される液化ＣＯ２タンクである。該液化ＣＯ２タンク６は液化ＣＯ２搬送船１９によって前記洋上浮体１上に搬送されるようになっている。
前記冷熱発電装置１６の詳細を示す図３において、３６は前記液体水素ポンプ、１２は前記液体水素利用熱交換器、１６７は該液体水素ポンプ３６からの液体水素を液体水素利用熱交換器１２に供給するための液体水素管である（何れも図１参照）。
１６２は第一段タービンで、前記液体水素利用熱交換器１２からの水素ガスの膨張仕事により回転駆動される。該第一段タービン１６２の回転駆動により、これに直結された発電機１６３に電力を発生せしめる。
前記第一段タービン１６２における膨張仕事によって降温された水素ガスは、中間熱交換器１６４に導入される。
１６２は第一段タービンで、前記液体水素利用熱交換器１２からの水素ガスの膨張仕事により回転駆動される。該第一段タービン１６２の回転駆動により、これに直結された発電機１６３に電力を発生せしめる。
前記第一段タービン１６２における膨張仕事によって降温された水素ガスは、中間熱交換器１６４に導入される。
該中間熱交換器１６４においては、前記第一段タービン１６２からの降温された水素ガスと前記ＣＯ２回収設備１１からのＣＯ２ガスとを熱交換して該ＣＯ２ガスを液化するとともに水素ガスを昇温させて液化を防止する。該中間熱交換器１６４からの液化ＣＯ２は液化ＣＯ２タンク６（図１参照）に収容される。従って、この冷熱発電装置１６においても、前記第一段タービン１６２における膨張仕事により降温された水素ガスとＣＯ２ガスとを前記中間熱交換器１６４にて熱交換することによって、ＣＯ２ガスから液化ＣＯ２を生成することが可能となる。
前記中間熱交換器１６４にて昇温された水素ガスは第二段タービン１６５に導入される。該第二段タービン１６５は、前記中間熱交換器１６４からの水素ガスの膨張仕事により回転駆動される。該第二段タービン１６５の回転駆動により、これに直結された発電機１７４に電力を発生せしめる。
前記第二段タービン１６５における膨張仕事によって降温された水素ガスは、出口側熱交換器１６６に導入される。該出口側熱交換器１６６においては、前記第二段タービン１６５からの降温された水素ガスとＣＯ２回収設備１１からのＣＯ２ガスあるいは海水とを熱交換して水素ガスを前記燃料電池発電設備１７に供給可能な常温程度に昇温させて、水素ガス管３０を通して該燃料電池発電設備１７に供給する。
以上によって、前記液体水素利用熱交換器１２からの水素ガスを冷熱発電装置１６に導入し、その膨張仕事により発電電力を得てから、該水素ガスを水素燃料として燃料電池発電設備１７に供給することが可能となる。
前記第二段タービン１６５における膨張仕事によって降温された水素ガスは、出口側熱交換器１６６に導入される。該出口側熱交換器１６６においては、前記第二段タービン１６５からの降温された水素ガスとＣＯ２回収設備１１からのＣＯ２ガスあるいは海水とを熱交換して水素ガスを前記燃料電池発電設備１７に供給可能な常温程度に昇温させて、水素ガス管３０を通して該燃料電池発電設備１７に供給する。
以上によって、前記液体水素利用熱交換器１２からの水素ガスを冷熱発電装置１６に導入し、その膨張仕事により発電電力を得てから、該水素ガスを水素燃料として燃料電池発電設備１７に供給することが可能となる。
次に、図２において、２０は地上に設置された主制御装置、２５は通信衛星である。該主制御装置は、後述する制御動作によって、地上１０１に設置された前記液体水素利用熱交換器１２、液体空気利用熱交換器１３、燃料電池発電設備１７、冷熱発電装置１６、液体空気ポンプ１５等の地上設備５０を制御回線５０１を介して運転制御するとともに、洋上浮体１上に設置された前記風力発電設備２、水電解装置３、水素液化装置４等の洋上設備６０を前記通信衛星２５を介して運転制御し、さらには前記通信衛星２５を介して海洋１００上を航行する前記液体水素搬送船９及び液化ＣＯ２搬送船１９の運航を制御するようになっている。
このように構成すれば、前記主制御装置２０によって、地上１０１に設置された液体水素利用熱交換器１２、液体空気利用熱交換器１３、燃料電池発電設備１７、冷熱発電装置１６、液体空気ポンプ１５等の地上設備５０を制御回線５０１を介して直接に、かつ洋上浮体１上に設置された風力発電設備２、水電解装置３、水素液化装置４等の洋上設備６０を前記通信衛星２５を介して容易にかつ高精度で運転制御することが可能となる。
尚、図２において１０３は海底を示す。
尚、図２において１０３は海底を示す。
次に、図４に基づき、前記主制御装置２０による前記水素プラントの運転制御動作について説明する。
図４において、２１は前記主制御装置２０から制御回線５０１（図２参照）を介して伝送される制御信号により地上設備５０を運転制御する地上設備制御装置、２２は該制御装置２０から通信衛星２５（図２参照）を介して伝送される制御信号により洋上設備６０を運転制御する洋上設備制御装置である。
前記地上設備制御装置２１において、２１８は前記液体空気利用熱交換器１３の熱交換量を算出する熱交換量制御部で、ＣＯ２流量制御部２１１で算出された液体空気利用熱交換器１３へのＣＯ２ガス流量と液体空気流量制御部２１２で算出された液体空気利用熱交換器１３への液体空気流量とにより、該液体空気利用熱交換器１３における熱交換量を算出して、該液体空気利用熱交換器１３の熱交換量が前記熱交換量算出値になるように制御する。
図４において、２１は前記主制御装置２０から制御回線５０１（図２参照）を介して伝送される制御信号により地上設備５０を運転制御する地上設備制御装置、２２は該制御装置２０から通信衛星２５（図２参照）を介して伝送される制御信号により洋上設備６０を運転制御する洋上設備制御装置である。
前記地上設備制御装置２１において、２１８は前記液体空気利用熱交換器１３の熱交換量を算出する熱交換量制御部で、ＣＯ２流量制御部２１１で算出された液体空気利用熱交換器１３へのＣＯ２ガス流量と液体空気流量制御部２１２で算出された液体空気利用熱交換器１３への液体空気流量とにより、該液体空気利用熱交換器１３における熱交換量を算出して、該液体空気利用熱交換器１３の熱交換量が前記熱交換量算出値になるように制御する。
２１９は前記液体水素利用熱交換器１２の熱交換量を算出する熱交換量制御部で、空気流量制御部２１３で算出された液体水素利用熱交換器１２への前記空気ブロア１８（図１参照）からの空気流量と、液体水素流量制御部２１５で算出された液体水素利用熱交換器１２への液体水素タンク５（図１参照）からの液体水素流量と、ＣＯ２流量制御部２１１で算出された液体水素利用熱交換器１２へのＣＯ２ガス流量（図１において前記バイパス弁３２０がＣＯ２バイパス管３２１を閉じ液体水素利用熱交換器１２へのＣＯ２ガス管３２を開いている場合に行う）とにより、該液体水素利用熱交換器１２における熱交換量を算出して、該液体水素利用熱交換器１２の熱交換量が前記熱交換量算出値になるように制御する。
２２０は前記燃料電池発電設備１７における発電量を算出する発電量制御部で、空気投入量制御部２１６で算出された燃料電池発電設備１７への前記液体空気利用熱交換器１３からの空気流量と、水素投入量制御部２１７で算出された燃料電池発電設備１７への冷熱発電装置（図１参照）からの水素ガス流量とにより、該燃料電池発電設備１７における発電量を算出して、該燃料電池発電設備１７の発電量が前記発電量算出値になるように制御する。
また、前記洋上設備制御装置２２において、２２３は前記風力発電設備２における発電出力を算出する発電出力制御部で、ピッチ角制御部２２１で算出された風力発電設備２（図１参照）の風車のピッチ角と、回転数制御部２２２で算出された前記風車駆動発電機の運転回転数とにより、該風力発電設備２における発電出力を算出して、該風力発電設備２の発電出力が前記発電出力算出値になるように制御する。
２２５は投入電力制御部で、前記水素液化装置４（図１参照）における前記風力発電設備２からの投入電力を算出して、該水素液化装置４への投入電力が前記投入電力算出値になるように制御する。２２４は投入電力制御部で、前記水電解装置３（図１参照）における前記風力発電設備２からの投入電力を算出して、該水電解装置３への投入電力が前記投入電力算出値になるように制御する。
２２５は投入電力制御部で、前記水素液化装置４（図１参照）における前記風力発電設備２からの投入電力を算出して、該水素液化装置４への投入電力が前記投入電力算出値になるように制御する。２２４は投入電力制御部で、前記水電解装置３（図１参照）における前記風力発電設備２からの投入電力を算出して、該水電解装置３への投入電力が前記投入電力算出値になるように制御する。
かかる実施例によれば、風力発電設備２による発電電力により作動する水電解装置３及び水素液化装置４により生成された約−２５０℃の液体水素を液体水素利用熱交換器１２に導入し、該液体水素利用熱交換器１２において液体水素と空気ブロア１８からの空気とを熱交換することにより該液体水素の冷熱により約−２００℃の液体空気を生成し、この液体空気を液体空気ポンプ１５によって液体空気利用熱交換器１３に搬入し、該液体空気利用熱交換器１３において該液体空気と前記ＣＯ２回収設備１１からのＣＯ２ガスとを熱交換することにより液体空気を気化し、この空気を空気管３１を通して反応空気として前記燃料電池発電設備１７に供給することができる。
一方、前記液体水素利用熱交換器１２で前記空気ブロア１８からの空気との熱交換により液化された水素ガスを冷熱発電装置１６に導入し、その膨張仕事により発電電力を得てから、該水素ガスを水素燃料として前記燃料電池発電設備１７に供給することが可能となる。
一方、前記液体水素利用熱交換器１２で前記空気ブロア１８からの空気との熱交換により液化された水素ガスを冷熱発電装置１６に導入し、その膨張仕事により発電電力を得てから、該水素ガスを水素燃料として前記燃料電池発電設備１７に供給することが可能となる。
従ってかかる実施例によれば、液体水素利用熱交換器１２において約−２５０℃の液体水素の冷熱エネルギーで約−２００℃の液体空気を生成することにより、小さい温度差でかつ高い熱交換効率で以って液体空気を生成することができるとともに、該液体水素の冷熱エネルギーで気体空気を液化して液体空気とすることにより、気体空気の状態での搬送よりも小さい搬送動力で以って燃料電池発電設備１７側へ反応空気を搬送することができる。
即ち、かかる実施例によれば、液体空気利用熱交換器１３において液体空気とＣＯ２ガスとを熱交換することにより、該液体空気の冷熱エネルギーをＣＯ２ガスの液化に活用してから、該液体空気を気体空気に戻して反応空気として燃料電池発電設備１７に供給することができるとともに、
前記液体水素利用熱交換器１２において液体空気の生成に供した後の水素ガスの冷熱エネルギーを、冷熱発電装置１６における該水素ガスの膨張仕事によって電力の発生に活用してから、水素燃料として燃料電池発電設備１７に供給することができる。
これにより、約−２５０℃の液体水素の冷熱エネルギーを用いて液体空気を生成し、該液体空気の冷熱エネルギーをエネルギー損失が最小限になるように有効利用してから、燃料電池発電設備１７の水素燃料及び反応空気として供給することができることとなって、高効率の水素プラントを提供することが可能となる。
前記液体水素利用熱交換器１２において液体空気の生成に供した後の水素ガスの冷熱エネルギーを、冷熱発電装置１６における該水素ガスの膨張仕事によって電力の発生に活用してから、水素燃料として燃料電池発電設備１７に供給することができる。
これにより、約−２５０℃の液体水素の冷熱エネルギーを用いて液体空気を生成し、該液体空気の冷熱エネルギーをエネルギー損失が最小限になるように有効利用してから、燃料電池発電設備１７の水素燃料及び反応空気として供給することができることとなって、高効率の水素プラントを提供することが可能となる。
また、かかる実施例によれば、洋上浮体１上に設置された風力発電設備２の発生電力によって水電解装置３及び水素液化装置４を作動させて液体水素を生成し、液体水素の状態にて液体水素搬送船９により洋上輸送して地上１０１に設置された前記液体水素利用熱交換器１２に搬入するので、多量の水素を容易に搬送できて、多量の液体水素の冷熱エネルギーを、液体空気の生成を介して、液化ＣＯ２の生成、及び液体空気の冷熱発電装置１６における電力の発生に有効利用した上で、燃料電池発電設備１７に水素燃料及び反応空気として利用できる。
そして、前記液体水素利用熱交換器１２において、多量の液体水素の冷熱エネルギーを用いて液体空気を生成し、前記液体空気利用熱交換器１３において該液体空気の冷熱エネルギーを用いてＣＯ２回収設備１１にて回収されたＣＯ２ガスを液化して液化ＣＯ２を生成して液化ＣＯ２タンク６に収容して搬送することにより、多量のＣＯ２を容易に搬送ことが可能となる。
尚、本発明は、前記洋上浮体１上に設置された風力発電設備２、水電解装置（水素ガス製造装置）３、水素液化装置４、ＣＯ２圧入管８、ＣＯ２圧入ポンプ７等の洋上設備６０を地上１０１に設ける場合にも適用できる。
さらに本発明は、前記実施例における風力発電設備２に代えて、太陽熱利用した発電設備、太陽光を利用した発電設備、波力を利用した発電設備、潮力を利用した発電設備、海洋温度差を利用した発電設備等の、自然エネルギーを利用して電力を発生する自然エネルギー利用発電設備全般に適用できる。
そして、前記液体水素利用熱交換器１２において、多量の液体水素の冷熱エネルギーを用いて液体空気を生成し、前記液体空気利用熱交換器１３において該液体空気の冷熱エネルギーを用いてＣＯ２回収設備１１にて回収されたＣＯ２ガスを液化して液化ＣＯ２を生成して液化ＣＯ２タンク６に収容して搬送することにより、多量のＣＯ２を容易に搬送ことが可能となる。
尚、本発明は、前記洋上浮体１上に設置された風力発電設備２、水電解装置（水素ガス製造装置）３、水素液化装置４、ＣＯ２圧入管８、ＣＯ２圧入ポンプ７等の洋上設備６０を地上１０１に設ける場合にも適用できる。
さらに本発明は、前記実施例における風力発電設備２に代えて、太陽熱利用した発電設備、太陽光を利用した発電設備、波力を利用した発電設備、潮力を利用した発電設備、海洋温度差を利用した発電設備等の、自然エネルギーを利用して電力を発生する自然エネルギー利用発電設備全般に適用できる。
本発明によれば、自然エネルギー利用発電設備による発電電力を用いて生成した液体水素の冷熱エネルギーを、エネルギー損失を最小限に抑制して有効利用してから、燃料電池発電設備の水素燃料として使用し得る自然エネルギー利用発電設備を備えた水素プラントを提供することが可能となる。
１ 洋上浮体
２ 風力発電設備
３ 水電解装置
４ 水素液化装置
５ 液体水素タンク
６ 液化ＣＯ２タンク
９ 液体水素搬送船
１１ ＣＯ２回収設備
１２ 液体水素利用熱交換器
１３ 液体空気利用熱交換器
１５ 液体空気ポンプ
１６ 冷熱発電装置
１７ 燃料電池発電設備
１８ 空気ブロア
１９ 液化ＣＯ２搬送船
２０ 主制御装置
２１ 地上設備制御装置
２２ 洋上設備制御装置
２５ 通信衛生
３６ 液体水素ポンプ
５０ 地上設備
６０ 海上設備
１００ 海洋
１０１ 地上
３２０ バイパス弁
３２１ ＣＯ２バイパス管
２ 風力発電設備
３ 水電解装置
４ 水素液化装置
５ 液体水素タンク
６ 液化ＣＯ２タンク
９ 液体水素搬送船
１１ ＣＯ２回収設備
１２ 液体水素利用熱交換器
１３ 液体空気利用熱交換器
１５ 液体空気ポンプ
１６ 冷熱発電装置
１７ 燃料電池発電設備
１８ 空気ブロア
１９ 液化ＣＯ２搬送船
２０ 主制御装置
２１ 地上設備制御装置
２２ 洋上設備制御装置
２５ 通信衛生
３６ 液体水素ポンプ
５０ 地上設備
６０ 海上設備
１００ 海洋
１０１ 地上
３２０ バイパス弁
３２１ ＣＯ２バイパス管
Claims (8)
- 風力、太陽熱、太陽光、波力、潮力、海洋温度差等の自然エネルギーを利用して電力を発生する自然エネルギー利用発電設備と、該自然エネルギー利用発電設備による発電電力で水を電気分解して水素ガスを生成する水素ガス製造装置と、該自然エネルギー利用発電設備による発電電力で該水素ガスを液化して液体水素を生成する水素液化装置とを備えた水素プラントにおいて、前記液体水素と空気とを熱交換して液体空気を生成する液体水素利用熱交換器と、該液体水素利用熱交換器にて生成された液体空気と熱媒流体とを熱交換して該液体空気を気化する液体空気利用熱交換器とを設け、該液体空気利用熱交換器にて生成された空気を燃料電池発電設備に供給するように構成されてなることを特徴とする液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備。
- 前記液体水素利用熱交換器からの水素ガスを膨張させてその膨張仕事により発電を行う冷熱発電装置を備え、該冷熱発電装置を経た水素ガスを前記燃料電池発電設備に供給するように構成してなることを特徴とする請求項１記載の液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備。
- 前記液体水素利用熱交換器と液体空気利用熱交換器との間に、該液体水素利用熱交換器にて生成された液体空気を液体空気利用熱交換器に圧送する液体空気ポンプを設置したことを特徴とする請求項１記載の液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備。
- ＣＯ２ガス（炭酸ガス）発生源からのＣＯ２ガスを回収し前記熱媒流体として前記液体空気利用熱交換器に送給するＣＯ２回収設備を備え、前記液体空気利用熱交換器は前記ＣＯ２ガスと前記液体空気とを熱交換して該液体空気を気化するとともに、前記ＣＯ２ガスを液化して液化ＣＯ２を生成するように構成されてなることを特徴とする請求項１記載の液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備。
- 前記液体水素利用熱交換器は前記液体水素と空気とを熱交換して液体空気を生成するとともに前記液体水素とＣＯ２ガスとを熱交換して該ＣＯ２ガスを降温せしめるように構成され、さらに、前記液体水素利用熱交換器のＣＯ２側流路入口とＣＯ２側流路出口とを接続するバイパスＣＯ２通路及び該バイパスＣＯ２通路を開閉するバイパス弁を設けたことを特徴とする請求項１及び４記載の液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備。
- 前記自然エネルギー利用発電設備、水素ガス製造装置、及び水素液化装置を洋上に浮設された洋上浮体上に設置するとともに、少なくとも前記液体水素利用熱交換器、液体空気利用熱交換器及び燃料電池発電設備を地上に設置して、前記洋上浮体上の水素液化装置において生成された液体水素を船舶により洋上輸送して、地上に設置された前記液体水素利用熱交換器に供給するように構成されてなることを特徴とする請求項１記載の液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備。
- 前記液体空気利用熱交換器においてＣＯ２ガスと液体空気とを熱交換することにより液化された液化ＣＯ２を船舶により洋上輸送して前記洋上浮体上に設置されたＣＯ２海中投棄設備に搬入しあるいは該船舶から海中投棄するように構成されてなることを特徴とする請求項４記載の液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備。
- 地上に設置されて、地上に設置された前記液体水素利用熱交換器、液体空気利用熱交換器及び燃料電池発電設備等の地上設備を運転制御するとともに、洋上浮体上に設置された前記自然エネルギー利用発電設備、水素ガス製造装置、及び水素液化装置等の洋上設備を通信衛星を介して運転制御する主制御装置を備えたことを特徴とする請求項６記載の液体水素の冷熱エネルギーを利用した燃料電池発電設備。
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