JP5366300B2 - 二酸化炭素低排出発電方法及びシステム - Google Patents

Description

本発明は、二酸化炭素低排出発電方法及びシステムに関し、詳細には、メタンガスを燃料とする発電によって二酸化炭素の発生自体を抑えるとともに、発電によって生じた二酸化炭素を海底のメタンハイドレート層内に貯留することで、二酸化炭素の大気中への放出を抑制する技術に関する。

近年の化石エネルギー枯渇の問題を背景に、石油等の在来化石燃料に代わる次世代の一次エネルギー源として、メタンハイドレートが注目されている。メタンハイドレートは、メタンと水との包摂化合物であり、高緯度地域の永久凍土下に存在する陸上メタンハイドレートと、水深５００ｍ以上の海底面下に存在する海洋メタンハイドレートとに大別される。これらのうち、後者の海洋メタンハイドレートは、南海トラフ基礎試錐を中心として日本近海に相当量の賦存が見込まれている。メタンハイドレートは、温度又は圧力の変化によってメタンと水とに分解することが可能であり、メタンハイドレートから解離したメタンガスは、他の化石燃料と比べて単位発熱量当たりの二酸化炭素排出量が少ないことが知られている。

メタンハイドレートの代替一次エネルギー源としての利用を可能とするだけでなく、発電所等からの排出二酸化炭素の大気中への放出を削減することが求められている。２００８年７月開催の第３４回主要国首脳会議（北海道洞爺湖Ｇ８サミット）では、「２０５０年までに世界全体の温室効果ガス排出量の少なくとも５０％を削減する」という長期的削減目標が立てられたところである。このような要請のもと、化石燃料を使用しても二酸化炭素を大気中に放出しないシステムの検討が進められており、二酸化炭素回収・貯留技術（ＣＣＳ）が注目されている。ＣＣＳは、発電所等の人為的排出源からの二酸化炭素を大気から分離し、地中又は海洋に隔離貯留する技術であり、気候変動に関する政府間パネル（ＩＰＣＣ）でも検討されている。ＩＰＣＣ報告書（２００５年）の試算によれば、ＣＳＳにより、世界の二酸化酸素排出量の約８０年分に当たる２兆トンの地下貯留が可能であるといわれている。そして、ＣＣＳは、２１００年には大気中への二酸化炭素排出量の削減に対して１５〜５５％の割合で貢献するといわれ、地球温暖化対策における実質的貢献が期待されている。

ＣＣＳに関して、次のような技術が存在する。発電所等の熱利用プラントから排出される二酸化炭素ガスを圧縮して液化し、この液化二酸化炭素を容器（貯蔵タンク）に収めた状態で海上又は陸上の採掘基地に輸送する。そして、採掘基地から海底面下又は地下に存在するメタンハイドレート層内の採掘地点に二酸化炭素ガスを圧入し、この層内に二酸化炭素ハイドレートの状態で貯留するものである。ここで、二酸化炭素ハイドレートの生成に際して生じる反応熱によって採掘地点のメタンハイドレートを水とメタンとに分解し、これによって生じたメタンガスを採掘基地に回収して、熱利用プラントに供給する（下記特許文献１）。

特開２０００−０６１２９３号公報（段落番号００６３，００８７）

熱利用プラントから排出される二酸化炭素をガスの状態でメタンハイドレート層内に注入し、この二酸化炭素ガスがハイドレートに相変化を起こす際に発する熱によってガス注入部付近のメタンハイドレートを分解するものは、上記特許文献１に記載されるように既に存在する。しかしながら、この文献記載の技術は、二酸化炭素を海水に吸着させた状態で海底面下へ輸送して、メタンハイドレート層内に注入するものではなく、メタンハイドレートの分解に、この海水が有する熱を利用するものでもない。

本発明は、以上を考慮した二酸化炭素低排出発電方法及びシステムを提供するものである。

本発明は、メタンガスを燃料とする発電を行う一方、加熱した海水に前記発電によって生じた二酸化炭素が吸着した加熱海水を取得し、取得した加熱海水を海底のメタンハイドレート層内に注入する。注入した加熱海水が有する熱をこの層内のメタンハイドレートに伝達させ、この熱を受けてメタンハイドレートから解離したメタンガスを燃料として回収する一方、前記注入した加熱海水中の二酸化炭素は、メタンハイドレート層内に隔離固定する。

本発明によれば、発電によって生じた二酸化炭素を海底に隔離貯留することで、二酸化炭素の大気中への放出を抑制することができる。これに加え、本発明によれば、海底へ向けた二酸化炭素の輸送に海水を利用することとし、この海水を加熱したうえでメタンハイドレート層内に注入することで、二酸化炭素の輸送媒体としての機能と、メタンハイドレートの加熱媒体としての機能とを海水に兼ねさせることが可能となる。従って、隔離貯留による二酸化炭素排出量の削減と、メタンハイドレートからのメタンガスの取得とを高い効率で達成することができる。

本発明の一実施形態に係る発電方法を実施するシステムの全体構成図 同上システムを構成する海上プラントの概略構成図 メタンハイドレート及び二酸化炭素ハイドレートの相平衡図 本実施形態に係る発電システムの具体例を示す全体構成図 同上具体例の発電システムに使用する二酸化炭素吸着装置（ＣＯ２回収ユニット）の構成図 タービン入口温度を変化させた場合のタービン排ガス組成変化の説明図 熱水輸送パイプ内流れの計算モデルの説明図 水深に対する水温近似プロフィール パイプ内径とパイプ出口温度との関係を示す説明図 パイプ内径とパイプ出口圧力との関係を示す説明図 設計評価パラメータ（＝ｔｉ／λｉ）とパイプ出口温度との関係を示す説明図

以下に図面を参照して、本発明の実施の形態について説明する。
図１は、本発明の一実施形態に係る発電方法を実施するシステム（以下「低ＣＯ２排出発電システム」という。）の全体的な構成を示している。本実施形態では、メタンガスを燃料として発電を行い、この発電の結果として生じた二酸化炭素を海水に吸着溶解させ、更にこの二酸化炭素が吸着した海水を加熱して、海底のメタンハイドレート層内に注入する。注入した海水が有する熱によってメタンハイドレートを分解してメタンガスを生じさせ、このメタンガスを回収して、発電の燃料として使用する。海水に吸着した二酸化炭素は、海水を注入するメタンハイドレート層内の、低温高圧の環境条件によって液化二酸化炭素に変化させ、メタンハイドレート層内に隔離貯留する。

海上に浮かぶ発電プラント（以下「海上プラント」という。）１は、メタンガスを燃料とする火力発電装置と、発電によって生じた二酸化炭素を海水に吸着溶解させる二酸化炭素吸着装置（以下「ＣＯ２回収ユニット」という。）とを備えている。

本実施形態に係る発電装置は、図２にその概略的な構成を示すように、圧縮機（「第１の圧縮機」に相当する。）１０１、燃焼器１０２及びガスタービン１０３を備えた、単段ブレイトンサイクル型の発電装置である。ガスタービン１０３の排ガスは、熱交換器１０４によって冷却した後、その一部を、ガス分配器１０５を介して吸気側へ再循環させる。タービン排ガスの一部を再循環させることで、タービン入口温度を調節し、その結果として、空気比を低減させ、システム全体の熱効率を上昇させている。このように、基本となる発電サイクルにブレイトンサイクルを採用したことで、圧縮機１０１等のサイクル構成機器を、海上設置用にコンパクトに構成することが可能である。再循環ガス以外の残りのタービン排ガスは、圧縮機（「第２の圧縮機」に相当する。）１０６によって加圧した後、ＣＯ２回収ユニット１０７に供給する。ＣＯ２回収ユニット１０７には、ポンプ１０８によって圧縮した海水を供給し、タービン排ガス中の二酸化炭素を高圧下で海水に吸着溶解させる。具体的には、ＣＯ２回収ユニット１０７の高圧タンクにタービン排ガスを吹き込むとともに、圧縮した海水をノズル等によって噴射供給することで、海水に二酸化炭素を吸着させる。このような二酸化炭素吸着方法は、物理吸収法として知られるところである。低温高圧下で二酸化炭素とタービン排ガスとを混合することで、二酸化炭素の海水への溶解度を高めることが可能である。本実施形態では、熱交換器１０９を設置することで、常温にまで冷却したタービン排ガスをＣＯ２回収ユニット１０７に導入することとしている。ここで、ヘンリーの法則によれば、タービン排ガスにおける二酸化炭素分圧が高いほど、上記溶解度が増大することになる。このようにして、大気中へ放出される二酸化炭素は、再循環ガスを除くタービン排ガス中の二酸化炭素のうち、ＣＯ２回収ユニット１０７において海水に吸着しなかった二酸化炭素のみとなる。吸着した二酸化炭素を除く排ガス（残ガス）は、熱交換器１０９によって加熱した後、ガスタービン１１０に供給し、大気圧にまで膨張させる。ガスタービン１０３，１１０によってジェネレータ１１１を駆動し、これによって生じた電気を、海底ケーブル５（図１）を通じて陸上の集電設備等へ送電する。ガスタービン１０３及びジェネレータ１１１は、本実施形態に係る「発電タービン」を構成する。

図１に戻り、ＣＯ２回収ユニット１０７によって二酸化炭素を吸着させた海水は、熱交換器１０４（図２）による加熱後、海中に設置した熱水輸送パイプ２を通じて海底面Ｓ下へ輸送し、メタンハイドレート層Ｈ内の採掘ポイントＰに注入する。メタンハイドレート層Ｈと下部地層Ｕとの間に存在するのは、フリーガス層Ｆである。図３は、メタンハイドレート及び二酸化炭素ハイドレートの相平衡図であり、メタン、二酸化炭素及び水が共存している場合に、それぞれが気体、液体及びハイドレートのうち、どの状態で存在するかを示している。海洋メタンハイドレートの存在領域Ａは、一点鎖線によって示すメタンハイドレート−ガス相平衡線よりも低温側の領域として示されている。Ｇｏａｌ等によれば、実線によって示す二酸化炭素ハイドレート−ガス相平衡線よりも低温側の領域Ｂの温度及び圧力条件下でメタンハイドレートを分解することで、メタンハイドレートと二酸化炭素ハイドレートとを置換可能とされている（Naval Goal,“In situ methane hydrate dissociation with carbon dioxide sequestration: Current knowledge and issues”, Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 51, pp.169-184, 2006）。本実施形態では、加熱した海水を利用した熱水圧入法によってメタンハイドレートを分解するため、海水中の二酸化炭素は、液化二酸化炭素の状態で安定すると考えられる。点線によって示すのは、二酸化炭素液体−ガス相平衡線である。

加熱した海水の注入によってメタンハイドレートから解離したメタンガスは、メタンガス回収パイプ３を通じて海上プラント１に輸送し、発電の燃料として、燃焼器１０２に供給する。

以下の説明では、以上で概略的に述べた低ＣＯ２排出発電システムの具体例について、計算によって検討する。

（二酸化炭素の排出のみを考慮した場合）
図４は、本発電システムの全体的な構成を示しており、図５は、本発電システムに使用するＣＯ２回収ユニット１０７の構成を示している。
本計算では、定常プロセスシミュレータである商品名「ＨＹＳＹＳ ｖｅｒｓｉｏｎ ２００６．５」を使用する。ＨＹＳＹＳは、化学プロセスにおける物質・熱バランスについて収支計算を行うシミュレータである。流体パッケージ（物性値データベース）には、炭化水素を用いる反応に対して高い信頼性を有するとされる、Ｐｅｎｇ Ｒｏｂｉｎｓｏｎ型状態方程式を採用した（Ding-Yu Peng and Donald B. Robinson,“A New Two-Constant Equation of State”, Industrial and Engineering Chemistry Fundamentals, vol. 15, pp.59-60, 1976）。なお、本計算では、燃焼等の化学反応について化学平衡状態を仮定するとともに、メタンハイドレートの解離プロセスを考慮せず、常温のメタンガスが燃焼器１０２に供給されるものと仮定した。実際の発電プラントの設計では、燃焼ガス組成の時間変化やメタンガスの供給可能量を定量化するため、これらの非定常要素についても考慮するのが好ましい。本発電サイクルのプロセスについて以下に述べる。

１．常温常圧の空気を圧縮機１０１によって３Ｍｐａにまで圧縮する。
２．燃料である常温３ＭＰａのメタンガスと、圧縮空気とを燃焼器１０２において燃焼させる。

３．燃焼ガスをガスタービン１０３において常圧にまで膨張させる。
４．ガスタービン１０３からの排ガス（タービン排ガス）を熱交換器１０４によって常温にまで冷却する。

５．凝縮して生じた水を気液分離器１２１によってタービン排ガスから分離する。
６．タービン排ガスの一部をガス分配器１０５によって分離し、吸気側に再循環させる。再循環させる排ガスは、ガス混合器１２２によって空気と混合させる。再循環させる排ガス以外の残りのタービン排ガスは、圧縮機１０６によって５ＭＰａにまで圧縮する。

７．圧縮したタービン排ガスを熱交換器１０９によって常温にまで冷却する。
８．冷却後のタービン排ガスと、ポンプ１０８によって５ＭＰａにまで圧縮した海水とを、ＣＯ２回収ユニット１０７において混合させ、タービン排ガス中の二酸化炭素を海水に吸着させる。

９．二酸化炭素が吸着除去された後の残ガス（高圧窒素ガス）を熱交換器１０９によって加熱する一方、二酸化炭素が吸着した海水を熱交換器１０４によって加熱する。
１０．加熱後の残ガスをガスタービン（膨張タービン）１１０において常圧にまで膨張させ、エネルギーを回収した後、大気中に放出する。

本計算では、以上のプロセスについて、更に以下の仮定を設けた。
本実施形態では、メタンハイドレートから生成して発電に供するメタンガスの質量流量を毎秒１ｋｇとするが、この流量は、発電規模に応じて適宜増減することが可能であり、１ｋｇ／ｓに限定されるものではない。

ａ．常圧を０．１０１３ＭＰａ、常温を１５℃とする。
ｂ．空気の組成について、窒素が７９％、酸素が２１％とする。
ｃ．燃料の組成をメタン１００％とし、かつその流量を１ｋｇ／ｓとする。

ｄ．完全燃焼によるものとし、空気比を１とする。これにより、燃焼生成物は、二酸化炭素及び水のみとなる。
ｅ．断熱効率は、圧縮機についてη_ＣＯＭＰ＝８８％、ガスタービンについてη_ＧＴ＝９２％とし、次式（１），（２）によって定義する。

η_ＣＯＭＰ＝（断熱圧縮過程における動力）／（実際の圧縮過程における動力） ・・・（１）
η_ＧＴ＝（実際の膨張過程における出力）／（断熱膨張過程における出力） ・・・（２）
以上で述べたプロセスの解析条件を次表（１）にまとめる。

本計算の結果を表２に示す。

本計算では、発電サイクルの性能を決定するパラメータとして、二酸化炭素吸着（回収）プロセスの段数、海水の流量、タービン排ガスの再循環比及び圧縮機１０１の圧力比を挙げ、表２は、各パラメータの値を変化させた場合の計算結果を示している。ＣＯ２回収プロセスは、ＣＯ２吸着（回収）率を上昇させるため、図５に示すように対向流式としている。例えば、図５に示すＣＯ２回収ユニット１０７では、ＣＯ２回収プロセスの段数は、混合タンク１０７ａ〜１０７ｃの数に応じて３段と解釈する。従って、混合タンクの数が２つであれば、この段数は、２段となる。再循環比は、ガスタービン１０１の排ガス全体のうち、吸気側に再循環させる排ガスの割合である。

ここで、本計算では、発電プラントの基本的な仕様を評価するため、サイクル全体の発電出力Ｗ_{ＴＯＴＡＬ}は、メタンガスの流量を１ｋｇ／ｓとした場合の値としている。サイクル全体の熱効率η_{ＴＯＴＡＬ}は、次式（３）によって算出した。

η_{ＴＯＴＡＬ}＝Ｗ_{ＴＯＴＡＬ}／ＬＨＶ_ＣＨ４＝
＝（Ｗ_ＧＴ１−Ｗ_{ＣＯＭＰ１}＋Ｗ_ＧＴ２−Ｗ_{ＣＯＭＰ２}−Ｗ_ＰＵＭＰ）／ＬＨＶ_ＣＨ４ ・・・（３）
上式（３）では、メタンの低位発熱量ＬＨＶ_ＣＨ４（＝５００３０ｋＪ／ｋｇ）を基準として熱効率η_{ＴＯＴＡＬ}を算出している。これは、低位発熱量を基準とした既存の多くの研究との比較を容易にするためである。

表２から明らかなように、ＣＯ２回収プロセスを２段から３段にすることで、ＣＯ２回収率が大幅に増大することが分かる（ケースＢ）。そして、海水の流量を減少させることで、ＣＯ２回収率が若干減少するものの、加熱後の海水の温度が上昇することが分かる（ケースＣ）。再循環比を減少させた場合は、ガスタービン１０１の入口温度が上昇し、結果としてサイクル全体の発電出力Ｗ_{ＴＯＴＡＬ}及び熱効率η_{ＴＯＴＡＬ}が上昇している（ケースＤ）。再循環比を更に減少させることで、発電出力Ｗ_{ＴＯＴＡＬ}及び熱効率η_{ＴＯＴＡＬ}を若干上昇させることが可能である一方、タービン入口温度が大幅に上昇することが分かる（ケースＥ）。最後に、圧縮機１０１の圧力比を低下させると、加熱後の海水の温度が上昇する一方、発電出力Ｗ_{ＴＯＴＡＬ}及び熱効率η_{ＴＯＴＡＬ}が減少することが分かる（ケースＥ）。

このように、発電サイクルの性能を決定するパラメータは、複数存在する。表２に示した５つのケースのなかでは、加熱後の海水の温度、ならびにサイクル全体の発電出力Ｗ_{ＴＯＴＡＬ}及び熱効率η_{ＴＯＴＡＬ}が比較的高いケースＤの設定が適切であると考えられる。サイクル全体の熱効率η_{ＴＯＴＡＬ}は、４１．０％と最新の火力発電プラントと比較するとそれ程高くはないが、９１．７％の回収率で二酸化炭素が回収され、更にタービン廃熱が海水の加熱に用いられ、メタンハイドレートの分解に利用されることから、システム全体としてみれば決して低い値ではないと考えられる。これに対し、ケースＥによれば、４１．５％と最も高い熱効率η_{ＴＯＴＡＬ}が得られるものの、タービン入口温度が１５９０℃と比較的高温となる。現在開発が進められている１７００℃級ガスタービン等の最新技術が実用化されれば、実現の可能性がある。

メタンハイドレートをメタンガスと水とに分解するには、少なくとも５６．９ｋＪ／ｍｏｌの解離潜熱が必要である（Sloan E. D. Jr.,“Clathrate Hydrates of Natural Gas -2nd ed.”, Marcel Dekker, 1998）。ここで、メタンの分子量が１６．０４であり、本計算で設定したメタンガスの流量が１ｋｇ／ｓであることから、メタンガスの解離に最小限必要な熱量は、約３５４７ｋＷと計算される。これに対し、本計算（ケースＤ）での海水の流量が２００ｋｇ／ｓであることを考慮すれば、海水の比エンタルピーは、少なくとも１８ｋＪ／ｋｇであることが要求される。これは、常圧で約４．２℃の水の比エンタルピーに相当する。常圧で４０℃の水の比エンタルピーが１６７．６２ｋＪ／ｋｇであることを考えれば、本発電サイクルについて想定している海水によるならば、熱力学的には解離に必要な熱を供給可能であることが分かる。本発電サイクルをより詳細に検討するうえでは、二酸化炭素が吸着した海水とメタンハイドレートとの反応速度、及びメタンハイドレート層内での海水の拡散速度等を考慮することが課題となる。

（一酸化炭素及び窒素化合物の排出を考慮した場合）
以上の計算では、完全燃焼を仮定し、燃焼生成物として二酸化炭素及び水のみを考慮した。これに対し、本計算では、不完全燃焼によって生じる一酸化炭素（ＣＯ）と、燃焼ガス中の窒素及び酸素が高温下で反応して生じる窒素酸化物（サーマルＮＯｘ）とを考慮する。そして、後者の窒素酸化物として、特にＮＯ，ＮＯ_２，Ｎ_２Ｏ，Ｎ_２Ｏ_４を考慮する。発電サイクルのプロセス及び計算上の仮定は、二酸化炭素の排出のみを考慮した上述の計算におけると同様である。
図６は、タービン入口温度を変化させた場合のタービン排ガス組成の変化を示している。一酸化炭素（ＣＯ）を四角のプロットによって、窒素酸化物のうち、ＮＯ，Ｎ_２Ｏ_４を夫々円又は三角のプロットによって示している。各プロットについて、空気比λを１．０に設定した場合を点線（中抜きのプロット）によって、空気比λを１．１に設定した場合を実線によって示している。タービン入口温度は、上述のシミュレーションにおいて定義した再循環比によって変化させている。タービン排ガスには、二酸化炭素及び窒素も含まれているが、ＣＯ及びＮＯｘに着目するために省略した。

図６によれば、空気比λを１．０から１．１にすることで、ＮＯ及びＮ_２Ｏ_４の生成量が増大するものの、ＣＯの生成量は減少することが分かる。ＮＯ_２及びＮ_２Ｏは、図６の縦軸が示すｐｐｍオーダでは生成しない。そして、ＣＯ及びＮＯｘ双方の生成量について、タービン入口温度の上昇に対して増大する傾向があることが分かる。

表３は、タービン入口温度が１４００℃付近のタービン排ガスを対象として、上述の計算におけると同様の物理吸収法（図５）による処理を施す前と後との排ガス組成を示している。本計算では、簡単のため、吸着（回収）プロセスを１段としている。

表３によれば、空気比λが１．０及び１．１のいずれの場合であっても物理吸収法による回収後にＣＯ及びＮＯの濃度が上昇していることが分かる。これは、ＣＯ及びＮＯが水に溶け難く、回収率が１％未満であることや、Ｎ_２Ｏ_４等の水に溶け易いガスが回収除去された結果、排ガスにおけるそれらの相対濃度が上昇したためと考えられる。これに対し、Ｎ_２Ｏ_４は、９９％以上の回収率で回収されている。以上から得られる知見として、ＣＯの生成量を減少させるには、空気比λを増大させ、ＮＯｘの生成量を減少させるには、空気比λを減少させればよい。

上記ＣＯ及びＮＯについては、ガスタービン１０３に出口部等に触媒を設置して、ＣＯ_２及びＮＯ_２に酸化させることが可能である。これらの生成物は、高圧下で容易に海水に溶解させることができ、加熱した後、温排水の状態でメタンハイドレート層内に注入し、海底面Ｓ下に貯蔵することができる。従って、ＣＯ及びＮＯの大気中への放出を抑えながら、メタンハイドレートを利用した発電を行うことが可能である。

一般に、単段のブレイトンサイクルでは、圧縮機１０１の圧縮比を大きくすると発電効率が上昇する。しかしながら、通常の発電施設では、ＮＯｘの排出量が増大するため、圧縮比の増大には限界があった。本実施形態に係る発電システムによれば、生成したＮＯｘも二酸化炭素とともにメタンハイドレート層内に隔離されるので、本実施形態におけるよりも更に大きな圧縮比のブレイトンサイクルを構築し、より高い発電効率を得ることが可能である。

（熱水輸送パイプ内流れの解析）
以下の説明では、二酸化炭素が吸着した海水を海底面Ｓ下へ輸送する過程で生じる、熱水輸送パイプ２の内部から、外部の海水への熱損失について検討する。この熱損失を考慮して熱水輸送パイプ内流れを解析し、熱水輸送パイプ２出口付近の温度（パイプ出口温度）について評価する。
図７は、本解析に使用する計算モデルを示している。南海トラフ基礎試錐には、深度約１２００ｍにメタンハイドレートが存在することが報告されていることから、本計算では、熱水輸送パイプ２の長さＬ_ｐを安全側の２０００ｍに設定した。海水は、表２に示したケースＥの流量及び温度で熱水輸送パイプ２に流入すると仮定した。そして、熱水輸送パイプ２の壁における熱伝導は無視し、パイプ外壁と周囲の海水との間の熱伝達率を無限大、即ちパイプ外壁は周囲の海水と等しい温度であるものとした。

初めに、本計算に先立ち、熱水輸送パイプ２の内径Ｒを０．２５ｍとしてパイプ出口温度Ｔ_{ｂｏｔｔｏｍ}を概算する。パイプ入口における海水の流量がＭ_ｉｎ＝２００ｋｇ／ｓであることから、海水の平均流速Ｕ_ｍは、次式（４）から１．０２ｍ／ｓとなる。

Ｕ_ｍ＝Ｍ_ｉｎ／πＲ^２ρ＝２００／（π×０．２５^２×９９８．２）
＝１．０２ ・・・（４）
従って、熱水輸送パイプ２内の平均レイノルズ数Ｒｅ_ｍは、次式（５）によって５．０７×１０^５となる。

Ｒｅ_ｍ＝２Ｕ_ｍＲ／ν＝２×１．０２×０．２５／（１．００５×１０^−６）
＝５．０７×１０^５ ・・・（５）
よって、熱水輸送パイプ２内の流れは、乱流であることが分かる。他方で、プラントル数Ｐｒ＝６．７であるので、Ｄｉｔｔｕｓ−Ｂｏｅｌｔｅｒの式を用いれば、平均ヌセルト数Ｎｕ_ｍは、次式（６）によって１４９１となる。

Ｎｕ_ｍ＝０．０２３Ｒｅ_ｍ ^０．８Ｐｒ^０．３
＝０．０２３×（５．０７×１０^５）^０．８×６．７^０．３＝１４９１ ・・・（６）
以上の結果から、パイプ内壁の平均熱伝達率ｈ_ｍは、次式（７）によって１７８９となる。

ｈ_ｍ＝Ｎｕ_ｍλ_ｆ／２Ｒ＝１４９１×０．６／（２×０．２５）
＝１７８９ ・・・（７）
パイプ内壁における対流熱伝達によって奪われる熱量Ｑ_ｃｏｎｖは、パイプ壁面の温度、熱伝達率及び流体の比熱がパイプ２全体で一定と仮定すると、次式（８）によって与えられる。

Ｑ_ｃｏｎｖ＝｛（Ｔ_ｉｎ−Ｔ_ｏｕｔ）／（１／ｈ_ｍ）｝×２πＲＬ_ｐ
＝［｛（ΔＴ_１−ΔＴ_２）／ｌｎ（ΔＴ_１／ΔＴ_２）｝／（１／ｈ_ｍ）］×２πＲＬ_ｐ ・・・（８）
ここで、Ｔ_ｉｎは、熱水輸送パイプ２内の混合平均流体温度であり、Ｔ_ｏｕｔは、周囲の海水の温度である。右辺の分子は、パイプ２内外の対数平均温度差である。ΔＴ_１は、パイプ入口における海水の温度Ｔ_ｔｏｐとパイプ外壁の温度Ｔ_ｏｕｔとの差であり、ΔＴ_２は、パイプ出口における海水の温度Ｔ_{ｂｏｔｔｏｍ}とパイプ外壁の温度Ｔ_ｏｕｔとの差である。本概算では、Ｔ_ｔｏｐを５１．２４℃とし、Ｔ_ｏｕｔを５℃とする。上式（８）は、パイプ壁面の温度、熱伝達率及び流体の比熱が一定とみなせる場合に成り立つ。

熱水輸送パイプ２の入口から出口までの海水のエンタルピー変化は、次式（９）によって与えられる。
Ｑ_ｅｎ＝ρπＲ^２Ｕ_ｍ｛ｃ（Ｔ_ｔｏｐ−Ｔ_{ｂｏｔｔｏｍ}）＋（Ｐ_ｔｏｐ−Ｔ_{ｂｏｔｔｏｍ}）／ρ｝ ・・・（９）
上式（９）において、右辺第１項は、温度変化によるエンタルピー変化を、第２項は、圧力変化によるエンタルピー変化を夫々示している。ここで、エネルギー保存則によれば、Ｑ_ｃｏｎｖ＝Ｑ_ｅｎであるので、パイプ出口温度Ｔ_{ｂｏｔｔｏｍ}は、５．０４℃と算出される。このように、熱水輸送パイプ２の出口付近では、メタンハイドレート層Ｈ内に注入する海水の温度と、周囲の海水の温度とが略等しく、パイプ２による輸送過程における熱損失が大きいことが分かる。従って、メタンハイドレートに対してその分離に必要な熱を供給するには、熱水輸送パイプ２の周囲に断熱材を取り付ける必要があると考えられる。

以上の結果を踏まえ、熱流体解析ツールである商品名「ＦＬＵＥＮＴ ６．３」を使用して熱水輸送パイプ内流れを解析する。本解析に使用した計算モデルは、図７に示したものと同様であるが、パイプ２の周囲に断熱材を取り付けることを想定している。断熱材外壁と海水との間の熱伝達率を無限大とし、断熱材外壁の境界条件として、図８に示す条件を採用するとともに、パイプ入口の境界条件に表２のケースＥの条件（Ｕ_ｍ＝１．０２ｍ／ｓ，Ｔ_ｔｏｐ＝５１．２４℃）を採用した。ここで、図８は、南海トラフ基礎試錐周辺海域の水深に対する水温分布を、指数関数によって近似したものである。本計算におけるレイノルズ数も上式（５）に示したように１０^５以上であることから、計算モデルにｋ−ε乱流モデルを使用した。

図９，１０は、パイプ内径を変化させた場合のパイプ出口温度及びパイプ出口圧力を夫々示している。断熱材の厚さを０．０１ｍ、熱伝達率を０．１７３Ｗ／ｍ・Ｋとしている。

図９によれば、パイプ内径を増大させると、パイプ出口温度が低下することが分かる。これは、流量一定の仮定により、パイプ内径が大きいほど流速が小さくなり、単位時間当たりの熱損失が増大するからであると考えられる。これに対し、図１０によれば、パイプ内径を減少させると、圧力損失が増大することが分かる。これらの結果から、パイプ内径は、０．５ｍ程度が妥当である。

図１１は、パイプ内径を０．５ｍに固定して、断熱材の厚さｔｉ［ｍ］及び熱伝達率λｉ［Ｗ／ｍ・Ｋ］を変化させた場合のパイプ出口温度を示している。ｔｉ／λｉ［ｍ^２Ｋ／Ｗ］を横軸のパラメータとして、縦軸にパイプ出口温度を示している。四角のプロットは、断熱材がない場合の計算結果である。円のプロットＡは、ｔｉ＝０．００１，λｉ＝０．１７３（ｔｉ／λｉ≒０．００５７８）とした場合の計算結果であり、正三角のプロットＢは、ｔｉ＝０．０１，λｉ＝０．５（ｔｉ／λｉ＝０．０２）とした場合のものを、逆三角のプロットＣは、ｔｉ＝０．０１，λｉ＝０．１７３（ｔｉ／λｉ≒０．０５７８）とした場合のものを示している。

図１１から明らかなように、パイプ出口温度は、パラメータｔｉ／λｉの増加に応じて上昇する。従って、目標とするパイプ出口温度を設定し、この目標温度に対するパラメータｔｉ／λｉの値を読み取ることで、断熱材の選定が可能である。

以上で述べたように、本実施形態によれば、海上プラント１から排出される二酸化炭素を海底面Ｓ下に隔離貯留して、二酸化炭素の大気中への放出を抑制することができる。これに加え、本実施形態によれば、この排出二酸化炭素を海水に吸着溶解させ、この海水を加熱したうえで熱水輸送パイプ２を通じてメタンハイドレート層Ｈ内に注入することで、海底面Ｓ下へ向けた二酸化炭素の輸送と、メタンハイドレートの加熱とを１つの媒体（海水）によって行うことが可能となる。従って、隔離貯留による二酸化炭素排出量の削減と、メタンハイドレートからのメタンガスの取得とを高い効率で達成することができる。ここで、熱水輸送パイプ２の周囲に断熱材を取り付けることで、海中を輸送する間の海水からの熱損失を抑え、現実的なシステム構築が可能となる。そして、熱水輸送パイプ２の内径を０．５ｍ程度に設定することで、パイプ出口における海水の温度及び圧力に関して良好な結果が得られるとともに、所要のパイプ出口温度に対するパラメータｔｉ／λｉの値から、適切な断熱材を選定することができる。

１…海上プラント、２…熱水輸送パイプ、３…メタンガス回収パイプ、５…海底ケーブル、１０１…圧縮機（第１の圧縮機）、１０２…燃焼器、１０３…ガスタービン、１０４…熱交換器、１０５…ガス分配器、１０６…圧縮機（第２の圧縮機）、１０７…ＣＯ２回収ユニット、１０８…ポンプ、１０９…熱交換器、１１０…ガスタービン、１１１…ジェネレータ、Ｓ…海底面、Ｈ…メタンハイドレート層、Ｐ…採掘ポイント。

Claims (29)

1. メタンガスを燃料として発電を行うステップと、
   加熱した海水に前記発電によって生じた二酸化炭素が吸着した加熱海水を取得するステップと、
   前記取得した加熱海水を海底のメタンハイドレート層内に注入して、この加熱海水中の二酸化炭素を前記層内に隔離固定するステップと、
   前記加熱海水が有する熱を前記層内のメタンハイドレートに伝達させて、この熱を受けてメタンハイドレートから解離したメタンガスを回収するステップと、
   前記回収したメタンガスを前記発電のための設備に供給するステップと、
   を有する二酸化炭素低排出発電方法。
2. 前記加熱海水取得ステップは、前記発電の廃熱を利用して海水を加熱する請求項１に記載の発電方法。
3. 前記加熱海水取得ステップは、加圧した海水に前記二酸化炭素を吸着させる請求項１又は２に記載の発電方法。
4. 前記加熱海水取得ステップは、前記二酸化炭素の吸着を複数段に分けて行う請求項１〜３のいずれかに記載の発電方法。
5. 前記加熱海水取得ステップは、海水に前記二酸化炭素を吸着させた後、この海水を加熱して、前記加熱海水を取得する請求項１〜４のいずれかに記載の発電方法。
6. 前記加熱海水取得ステップは、海上で前記加熱海水を取得する請求項１〜５のいずれかに記載の発電方法。
7. 前記加熱海水注入ステップは、断熱材を施したパイプを通じて前記加熱海水を前記メタンハイドレート層内に注入する請求項１〜６のいずれかに記載の発電方法。
8. 前記パイプの内径が略０．５ｍである請求項７に記載の発電方法。
9. 前記断熱材の厚さ及び熱伝達率を夫々ｔｉ，λｉとして、ｔｉ／λｉの値が略０．００５７８〜０．０５７８の範囲内である請求項８に記載の発電方法。
10. 前記加熱海水注入ステップは、前記加熱海水中の二酸化炭素を液体二酸化炭素の状態で前記層内に隔離固定する請求項１〜９のいずれかに記載の発電方法。
11. 前記発電ステップは、海上で発電を行う請求項１〜１０のいずれかに記載の発電方法。
12. 前記発電ステップは、ブレイトンサイクルによって発電を行う請求項１〜１１のいずれかに記載の発電方法。
13. 前記発電ステップは、メタンを燃焼させるとともに、その燃焼熱を電気的エネルギーに変換して発電を行い、
    前記加熱海水取得ステップは、加圧した海水と、前記メタンの燃焼排ガスとを混合させて、海水に前記燃焼排ガス中の二酸化炭素を吸着させる請求項１〜１２のいずれかに記載の発電方法。
14. 前記加熱海水取得ステップに続いて、二酸化炭素が吸着除去された残余の排ガスが有するエネルギーを回収するステップを更に有する請求項１３に記載の発電方法。
15. 前記発電によって生じた電気を、海底ケーブルを通じて送電するステップを更に有する請求項１〜１４のいずれかに記載の発電方法。
16. メタンガスを燃料とする発電装置と、
    前記発電装置から排出された二酸化炭素を海水に吸着させる二酸化炭素吸着装置と、
    前記二酸化炭素が吸着した海水を加熱する加熱装置と、
    前記加熱した海水を海底へ向けて輸送し、メタンハイドレートの分解が可能な条件として定められた温度及び圧力のもとで前記海底のメタンハイドレート層内に注入する注入装置と、
    前記海水の注入によって前記層内のメタンハイドレートから解離したメタンガスを回収可能に配設され、回収したメタンガスを前記発電装置に供給するメタンガス供給装置と、
    を含んで構成される二酸化炭素低排出発電システム。
17. 前記加熱装置は、前記発電装置の廃熱を利用して前記海水を加熱する請求項１６に記載の発電システム。
18. 前記発電装置は、
    空気を圧縮する第１の圧縮機と、
    所定圧力のメタンガス及び前記第１の圧縮機によって圧縮した空気の混合ガスを燃焼させる燃焼器と、
    前記第１の圧縮機に対してこれを駆動可能に連結されるとともに、前記燃焼器の排ガスを受けて作動し、この排ガスの燃焼熱を電気的エネルギーに変換して出力する発電タービンと、を含んで構成される請求項１６又は１７に記載の発電システム。
19. 前記加熱装置は、前記燃焼器の排ガスと、前記海水との間で熱交換を行う熱交換器を含んで構成される請求項１８に記載の発電システム。
20. 海水を昇圧させて送出するポンプを更に含んで構成され、
    前記二酸化炭素吸着装置は、前記ポンプから送出された海水と、前記燃焼器の排ガスとを混合させて、前記海水に前記排ガス中の二酸化炭素を吸着させる請求項１８又は１９に記載の発電システム。
21. 前記排ガスのうち前記二酸化炭素が吸着除去された残余の排ガスを受けて作動するガスタービンを更に含んで構成される請求項２０に記載の発電システム。
22. 前記ガスタービンによって駆動可能に配設され、前記燃焼器の排ガスを前記二酸化炭素吸着装置への供給前に圧縮する第２の圧縮機を更に含んで構成される請求項２１に記載の発電システム。
23. 前記発電装置、二酸化炭素吸着装置及び加熱装置を海上に設置する設備を更に含んで構成される請求項１６〜２２のいずれかに記載の発電システム。
24. 前記注入装置は、
    前記加熱した海水を前記海底に向けて輸送可能に配設された熱水輸送パイプと、
    前記熱水輸送パイプの内部から、外部の海水への熱伝達を抑制可能に設けられた断熱材と、を含んで構成される請求項１６〜２３のいずれかに記載の発電システム。
25. 前記熱水輸送パイプの内径が略０．５ｍである請求項２４に記載の発電システム。
26. 前記断熱材の厚さ及び熱伝達率を夫々ｔｉ，λｉとして、ｔｉ／λｉの値が略０．００５７８〜０．０５７８の範囲内である請求項２５に記載の発電システム。
27. 前記発電装置によって生成した電気を送電する海底ケーブルを更に含んで構成される請求項１６〜２６のいずれかに記載の発電システム。
28. 前記発電装置は、メタンを燃焼させるとともに、その燃焼熱を電気的エネルギーに変換して発電を行う装置であり、
    前記二酸化炭素吸着装置は、前記二酸化炭素に加え、前記燃焼に伴って生じた二酸化炭素以外の燃焼生成物を高圧下で海水に吸着させ、
    前記注入装置は、前記二酸化炭素及び燃焼生成物が吸着した海水を前記海底のメタンハイドレート層内に注入する請求項１６〜２７のいずれかに記載の発電システム。
29. 前記発電装置がブレイトンサイクルによって発電を行う請求項１６〜２８のいずれかに記載の発電システムであって、
    前記発電装置の燃焼部出口又はその下流側に設けられ、前記発電に伴って生じる燃焼生成物を酸化する触媒を更に含んで構成され、
    前記二酸化炭素吸着装置は、前記二酸化炭素に加え、前記触媒によって酸化された燃焼生成物を海水に吸着させる発電システム。

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