WO2020203087A1 - 炭化水素燃焼システム - Google Patents

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WO2020203087A1
WO2020203087A1 PCT/JP2020/010238 JP2020010238W WO2020203087A1 WO 2020203087 A1 WO2020203087 A1 WO 2020203087A1 JP 2020010238 W JP2020010238 W JP 2020010238W WO 2020203087 A1 WO2020203087 A1 WO 2020203087A1
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hydrocarbon
water
storage unit
combustion system
unit
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PCT/JP2020/010238
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佐藤　公美
鎌田　博之
裕嗣 千品
渉 上田
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株式会社Ihi
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Publication date
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    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
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    • C07C1/02—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon
    • C07C1/12—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon from carbon dioxide with hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C9/00—Aliphatic saturated hydrocarbons
    • C07C9/02—Aliphatic saturated hydrocarbons with one to four carbon atoms
    • C07C9/04—Methane
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B1/00—Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
    • C25B1/01—Products
    • C25B1/02—Hydrogen or oxygen
    • C25B1/04—Hydrogen or oxygen by electrolysis of water
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    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C9/00—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber
    • F23C9/08—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber for reducing temperature in combustion chamber, e.g. for protecting walls of combustion chamber
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/133—Renewable energy sources, e.g. sunlight

Definitions

  • Patent Document 1 discloses that electric power is generated by using renewable energy and heat is generated by an electric heater using the generated electric power.
  • power generation using renewable energy has a problem that the amount of power generation fluctuates depending on the time of day, and the timing of heat supply and demand does not always match.
  • Patent Document 2 describes that electric power is generated by using renewable energy, hydrogen is generated by an electrizer using the generated electric power, and methane is generated by a metanation reactor using the generated hydrogen. There is disclosure. If the generated methane can be stored and the stored methane can be burned as needed, the heat demand can be satisfied regardless of the time of day.
  • Patent Document 2 water is required to generate hydrogen by the electrizer. That is, in Patent Document 2, it is necessary to supply water to the electrizer at any time when hydrogen is generated using renewable energy. It is necessary to remove impurities from this water in advance in order to prevent deterioration of the performance of the electrizer due to precipitation of impurities.
  • a chemical absorption method such as amine absorption, a physical absorption method, a membrane separation method, etc. can be applied to recover carbon dioxide from combustion exhaust gas. It takes a lot of energy to separate. Therefore, Patent Document 2 has a problem that the cost increases as compared with the case where heat is generated by the electric heater of Patent Document 1.
  • the hydrocarbon combustion system as one aspect of the present disclosure includes an electrolytic device that generates hydrogen using electric power generated from renewable energy, hydrogen generated by the electrolytic device, and dioxide.
  • a hydrocarbon generator that uses carbon to generate hydrocarbons, a hydrocarbon reservoir that stores hydrocarbons generated by the hydrocarbon generator, and a closed combustion that burns hydrocarbons taken out of the hydrocarbon reservoir. It is provided with a vessel and a separation unit that separates carbon dioxide and water generated by combustion of hydrocarbons and sends carbon dioxide to a hydrocarbon generator and water to an electrolytic device.
  • a carbon oxide storage unit for storing carbon dioxide sent from the separation unit may be further provided.
  • a hydrocarbon generator, a hydrocarbon storage unit, a closed combustor, and a carbon oxide supply control unit that controls the amount of carbon dioxide circulating in the separation unit may be further provided.
  • a water storage unit for storing water sent from the separation unit may be further provided.
  • An electrolyzer, a closed combustor, and a water supply control unit that controls the amount of water circulating in the separation unit may be further provided.
  • a hydrocarbon combustion system as another aspect of the present disclosure is generated by an electrolyzer that produces hydrogen and carbon monoxide using electric power generated from renewable energy, and an electrolyzer.
  • a hydrocarbon generator that produces hydrocarbons using the generated hydrocarbons and carbon monoxide, a hydrocarbon reservoir that stores the hydrocarbons generated by the hydrocarbon generator, and hydrocarbons taken out from the hydrocarbon reservoir. It is provided with a closed-type combustor, which burns carbon dioxide and water to an electrolyzer.
  • a combustion gas storage unit for storing carbon dioxide and water sent from the closed combustor may be further provided.
  • It may further include an electrolyzer, a hydrocarbon generator, a hydrocarbon storage unit, and a combustion gas supply control unit that controls the amount of carbon dioxide and water circulating in the closed combustor.
  • a heat supply unit that supplies the heat generated by the hydrocarbon generator to the hydrocarbon storage unit may be further provided.
  • a heat supply unit that supplies the heat generated by the closed combustor to the hydrocarbon storage unit may be further provided.
  • a circulation pipe may be further provided to return a part of the combustion gas discharged from the downstream side of the closed combustor to the upstream side of the closed combustor.
  • the hydrocarbon combustion system can reduce the cost of generating heat.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a schematic configuration of a hydrocarbon combustion system according to the first embodiment.
  • FIG. 2 is a block diagram showing a schematic configuration of the control device of the first embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating a schematic configuration of a hydrocarbon combustion system according to the second embodiment.
  • FIG. 4 is a schematic configuration diagram of a hydrocarbon storage unit.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating a schematic configuration of a hydrocarbon combustion system according to a third embodiment.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating a schematic configuration of a hydrocarbon combustion system according to a fourth embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating a schematic configuration of a hydrocarbon combustion system according to a fifth embodiment.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a schematic configuration of a hydrocarbon combustion system according to the first embodiment.
  • FIG. 2 is a block diagram showing a schematic configuration of the control device of the first embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating a schematic configuration of a
  • FIG. 8 is a diagram illustrating a schematic configuration of a hydrocarbon combustion system according to a sixth embodiment.
  • FIG. 9 is a diagram illustrating a schematic configuration of a hydrocarbon combustion system according to a seventh embodiment.
  • FIG. 10 is a block diagram showing a schematic configuration of the control device of the seventh embodiment.
  • FIG. 11 is a diagram illustrating a schematic configuration of a hydrocarbon combustion system according to an eighth embodiment.
  • FIG. 12 is a block diagram showing a schematic configuration of the control device of the eighth embodiment.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a schematic configuration of a hydrocarbon combustion system 100 according to the first embodiment.
  • solid arrows indicate the flow of gas or liquid.
  • the dashed arrow indicates the signal flow.
  • the hydrocarbon combustion system 100 includes a carbon oxide storage unit 102, a water storage unit 104, an electrolyzer 106, a hydrocarbon generation device 108, a gas-liquid separation unit 110, and a hydrocarbon storage unit. It includes 112, a closed combustor 114, and a gas-liquid separation unit (separation unit) 116.
  • the carbon oxide storage unit 102 stores carbon oxide.
  • a predetermined amount of carbon oxide is stored in the carbon oxide storage unit 102 in advance before the hydrocarbon combustion system 100 is operated for the first time.
  • a predetermined amount of carbon oxide may be supplied to the carbon oxide storage unit 102 from the outside when the hydrocarbon combustion system 100 is operated for the first time.
  • the carbon oxide storage unit 102 stores carbon dioxide (CO 2 ) as carbon oxide.
  • the present invention is not limited to this, and the carbon oxide storage unit 102 may store carbon monoxide (CO) as carbon oxide.
  • a first pipe 118 is arranged between the carbon oxide storage unit 102 and the hydrocarbon generator 108.
  • the first pipe 118 communicates the carbon oxide storage unit 102 with the hydrocarbon generator 108.
  • the carbon oxide storage unit 102 supplies carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) to the hydrocarbon generator 108 via the first pipe 118.
  • Water reservoir 104 water (in the first embodiment, liquid water or water vapor: H 2 O) for storing.
  • a predetermined amount of water is stored in the water storage unit 104 in advance before the hydrocarbon combustion system 100 is operated for the first time. However, a predetermined amount of water may be supplied to the water storage unit 104 from the outside when the hydrocarbon combustion system 100 is operated for the first time.
  • a second pipe 120 is arranged between the water storage unit 104 and the electrolyzer 106. The second pipe 120 communicates the water storage unit 104 with the electrolytic device 106.
  • the water storage unit 104 supplies water (2H 2 O (4H 2 O) in FIG. 1) to the electrolyzer 106 via the second pipe 120.
  • the hydrocarbon combustion system 100 changes the amount of water supplied from the water storage unit 104 to the electrolyzer 106 according to the elapsed time after the start of operation. Specifically, the hydrocarbon combustion system 100, at the start operation to supply water 4H 2 O indicated in parentheses in FIG. 1 from the water reservoir 104 to the electrolyzer 106. Further, the hydrocarbon combustion system 100, after operation of the closed-type combustor 114 after the start of operation, to supply the water 2H 2 O shown in FIG. 1 from the water reservoir 104 to the electrolyzer 106.
  • the electrolytic device 106 is connected to a power generation device (not shown) that generates electric power from renewable energy. Electric power is supplied to the electrolytic device 106 from a power generation device (not shown). Further, water (4H 2 O in FIG. 1) is supplied to the electrolyzer 106 from the water storage unit 104 at the start of operation (initial time) of the hydrocarbon combustion system 100. The electrolyzer 106 produces hydrogen (4H 2 in FIG. 1) and oxygen (2O 2 in FIG. 1) from the supplied electric power and water.
  • a third pipe 122 is arranged between the electrolyzer 106 and the hydrocarbon generator 108.
  • the third pipe 122 communicates the electrolyzer 106 and the hydrocarbon generator 108.
  • the electrolyzer 106 supplies hydrogen (4H 2 in FIG. 1) to the hydrocarbon generator 108 via the third pipe 122.
  • a fourth pipe 124 is arranged between the electrolyzer 106 and the closed combustor 114.
  • the fourth pipe 124 communicates the electrolytic device 106 with the closed combustor 114.
  • the electrolyzer 106 supplies oxygen (2O 2 in FIG. 1) to the closed combustor 114 via the fourth pipe 124.
  • the hydrocarbon generator 108 uses the supplied hydrogen (4H 2 in FIG. 1) and carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) to generate hydrocarbons (CH 4 in FIG. 1) and water (2H in FIG. 1). 2 O) is generated.
  • the hydrocarbon generator 108 is, for example, a metanation reactor (Sabatier reactor).
  • the hydrocarbon generator 108 produces methane (CH 4 in FIG. 1) and steam (2H 2 O in FIG. 1).
  • the present invention is not limited to this, and the hydrocarbon generator 108 may generate a hydrocarbon (flammable gas) different from methane, such as ethane, propane, and butane.
  • a fifth pipe 126 is arranged between the hydrocarbon generator 108 and the gas-liquid separation unit 110.
  • the fifth pipe 126 communicates the hydrocarbon generator 108 with the gas-liquid separation unit 110.
  • the hydrocarbon generator 108 supplies hydrogen (methane: CH 4 in FIG. 1) and water (steam: 2H 2 O in FIG. 1) to the gas-liquid separation unit 110 via the fifth pipe 126.
  • a cooling device (not shown) is arranged in the fifth pipe 126.
  • the cooling device cools the hydrocarbon (methane: CH 4 in FIG. 1) and water (steam: 2H 2 O in FIG. 1) flowing through the fifth pipe 126.
  • the cooling device cools the hydrocarbon (methane) to a temperature at which water (water vapor) is liquefied without liquefying it. The water vapor becomes liquid water when it is cooled by the cooling device.
  • the gas-liquid separation unit 110 separates the supplied hydrocarbon (methane) and water into gas-liquid.
  • a sixth pipe 128 is arranged between the gas-liquid separation unit 110 and the hydrocarbon storage unit 112.
  • the sixth pipe 128 communicates the gas-liquid separation unit 110 and the hydrocarbon storage unit 112.
  • the gas-liquid separation unit 110 supplies the separated hydrocarbon (CH 4 in FIG. 1) to the hydrocarbon storage unit 112 via the sixth pipe 128.
  • a seventh pipe 130 is arranged between the gas-liquid separation unit 110 and the electrolyzer 106.
  • the seventh pipe 130 communicates the gas-liquid separation unit 110 with the electrolytic device 106.
  • the gas-liquid separation unit 110 supplies (returns) the separated water (2H 2 O in FIG. 1) to the electrolyzer 106 via the seventh pipe 130.
  • the hydrocarbon storage unit 112 stores the supplied hydrocarbon (CH 4 in FIG. 1).
  • An eighth pipe 132 is arranged between the hydrocarbon storage unit 112 and the closed combustor 114.
  • the eighth pipe 132 communicates the hydrocarbon storage unit 112 with the closed combustor 114.
  • the hydrocarbon storage unit 112 supplies the hydrocarbon (CH 4 in FIG. 1) to the closed combustor 114 via the eighth pipe 132.
  • the hydrocarbon combustion system 100 includes a hydrocarbon storage unit 112 that stores hydrocarbons generated based on renewable energy.
  • the hydrocarbon storage unit 112 can store and release (release) hydrocarbons generated based on renewable energy. Therefore, the hydrocarbon storage unit 112 can store the generated hydrocarbon when the heat demand is small, and can release the stored hydrocarbon when the heat demand is high.
  • the hydrocarbon combustion system 100 can supply the hydrocarbons stored in the hydrocarbon storage unit 112 to the closed combustor 114 at an arbitrary timing and at an arbitrary amount and burn them. Therefore, the hydrocarbon combustion system 100 can satisfy the heat demand regardless of the time zone. That is, the hydrocarbon combustion system 100 stores hydrocarbons generated based on renewable energy, and supplies the stored hydrocarbons to the closed combustor 114 as needed, thereby timing heat demand and supply. Can be matched.
  • the closed combustor 114 mixes and burns the hydrocarbon (CH 4 in FIG. 1) and oxygen (2O 2 in FIG. 1) taken out from the hydrocarbon storage unit 112.
  • the closed combustor 114 is, for example, a radiant tube burner.
  • the closed combustor 114 generates heat by burning a fuel gas (a mixture of hydrocarbons and oxygen).
  • the heat generated by the closed combustor 114 is used, for example, for heat treatment. Specifically, the heat generated by the closed combustor 114 is used to heat the work in the heating furnace.
  • the closed combustor 114 When the fuel gas (mixture of hydrocarbon and oxygen) is burned, the closed combustor 114 contains carbon oxide (carbon dioxide: CO 2 in FIG. 1) and water (water vapor: 2H 2 O in FIG. 1). ) Is generated.
  • a ninth pipe 134 is arranged between the closed combustor 114 and the gas-liquid separation unit 116. The ninth pipe 134 communicates the closed combustor 114 with the gas-liquid separation unit 116. The closed combustor 114 supplies carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) and water (2H 2 O in FIG. 1) to the gas-liquid separation unit 116 via the ninth pipe 134.
  • a cooling device (not shown) is arranged in the ninth pipe 134.
  • the cooling device cools carbon oxide (carbon dioxide: CO 2 in FIG. 1) and water (steam: 2H 2 O in FIG. 1) flowing through the ninth pipe 134.
  • the cooling device cools water (water vapor) to a temperature at which it is liquefied without liquefying carbon oxide (carbon dioxide). The water vapor becomes liquid water when it is cooled by the cooling device.
  • the gas-liquid separation unit 116 separates the supplied carbon oxide (carbon dioxide) and water into gas-liquid. That is, the gas-liquid separation unit 116 separates carbon oxide (carbon dioxide) and water generated by combustion of fuel gas (mixture of hydrocarbon and oxygen) in the closed combustor 114.
  • a tenth pipe 136 is arranged between the gas-liquid separation unit 116 and the carbon oxide storage unit 102. The tenth pipe 136 communicates the gas-liquid separation unit 116 and the carbon oxide storage unit 102.
  • the gas-liquid separation unit 116 supplies (delivers) the separated carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) to the carbon oxide storage unit 102 via the tenth pipe 136.
  • the carbon oxide storage unit 102 can store the carbon oxide generated by the closed combustor 114, and supplies the carbon oxide required for driving the hydrocarbon generation device 108 to the hydrocarbon generation device 108 at an arbitrary timing. can do.
  • the eleventh pipe 138 is arranged between the gas-liquid separation unit 116 and the water storage unit 104.
  • the eleventh pipe 138 communicates the gas-liquid separation unit 116 and the water storage unit 104.
  • the gas-liquid separation unit 116 supplies (delivers) the separated water (2H 2 O in FIG. 1) to the water storage unit 104 via the eleventh pipe 138.
  • the water storage unit 104 can store the water (water vapor) generated by the closed combustor 114, and can supply the water required for driving the electrolytic device 106 to the electrolytic device 106 at an arbitrary timing. ..
  • the hydrocarbon combustion system 100 forms a closed cycle in which a substance obtained by decomposing and synthesizing carbon oxide and water circulates.
  • the pressure in the closed cycle is atmospheric pressure in the first embodiment.
  • the pressure in the closed cycle is not limited to this, and may be higher than the atmospheric pressure.
  • the hydrocarbon combustion system 100 includes a control device 140, a carbon oxide valve 142, a water valve 144, a hydrocarbon valve 146, and an oxygen valve 148.
  • the control device 140 is a microcomputer including a central processing unit (CPU), a ROM in which a program or the like is stored, a RAM as a work area, and the like. The control device 140 controls the entire hydrocarbon combustion system 100.
  • FIG. 2 is a block diagram showing a schematic configuration of the control device 140 of the first embodiment.
  • the control device 140 functions as a carbon oxide supply control unit 140a, a water supply control unit 140b, a hydrocarbon supply control unit 140c, and an oxygen supply control unit 140d.
  • the carbon oxide supply control unit 140a controls the opening degree of the carbon oxide valve 142 via an actuator (not shown).
  • the carbon oxide supply control unit 140a can control the carbon oxide valve 142 in a closed state or an open state.
  • the water supply control unit 140b controls the opening degree of the water valve 144 via an actuator (not shown).
  • the water supply control unit 140b can control the water valve 144 to a closed state or an open state.
  • the hydrocarbon supply control unit 140c controls the opening degree of the hydrocarbon valve 146 via an actuator (not shown).
  • the hydrocarbon supply control unit 140c can control the hydrocarbon valve 146 in a closed state or an open state.
  • the oxygen supply control unit 140d controls the opening degree of the oxygen valve 148 via an actuator (not shown).
  • the oxygen supply control unit 140d can control the oxygen valve 148 to a closed state or an open state.
  • the carbon oxide valve 142 is arranged in the first pipe 118.
  • the opening degree of the carbon oxide valve 142 is controlled by the control device 140 to adjust the amount of carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) supplied from the carbon oxide storage unit 102 to the hydrocarbon generation device 108.
  • the water valve 144 is arranged in the second pipe 120.
  • the opening degree of the water valve 144 is controlled by the control device 140 to adjust the amount of water (2H 2 O (4H 2 O) in FIG. 1) supplied from the water storage unit 104 to the electrolytic device 106. ..
  • the hydrocarbon valve 146 is arranged in the eighth pipe 132.
  • the opening degree of the hydrocarbon valve 146 is controlled by the control device 140 to adjust the amount of hydrocarbons (CH 4 in FIG. 1) supplied from the hydrocarbon storage unit 112 to the closed combustor 114.
  • the oxygen valve 148 is arranged in the fourth pipe 124.
  • the opening degree of the oxygen valve 148 is controlled by the control device 140 to adjust the amount of oxygen (2O 2 in FIG. 1) supplied from the electrolytic device 106 to the closed combustor 114.
  • the hydrocarbon valve 146 can adjust the supply amount of the hydrocarbon (CH 4 in FIG. 1) generated based on the renewable energy to the closed combustor 114.
  • the hydrocarbon valve 146 can store hydrocarbons in the hydrocarbon storage unit 112 by reducing the supply amount of hydrocarbons to the closed combustor 114 when the heat demand is small. Further, the hydrocarbon valve 146 can satisfy the heat demand by opening the stored hydrocarbon and increasing the amount of the hydrocarbon supplied to the closed combustor 114 when the heat demand is large.
  • the carbon oxide supply control unit 140a controls the carbon oxide valve 142 in the open state, and the carbon oxide stored in the carbon oxide storage unit 102 (CO in FIG. 1). 2 ) is supplied to the hydrocarbon generator 108.
  • the water supply control unit 140b controls the water valve 144 to be in an open state, and supplies the water (4H 2 O in FIG. 1) stored in the water storage unit 104 to the electrolyzer 106.
  • Electrolytic device 106 (in FIG. 1, 4H 2 O) water by applying a voltage to, (in FIG. 1, 4H 2) hydrogen and (in FIG. 1,. 2O 2) oxygen decomposes.
  • the electrolyzer 106 supplies hydrogen (4H 2 in FIG. 1) to the hydrocarbon generator 108 and oxygen (2O 2 in FIG. 1) to the closed combustor 114.
  • the hydrocarbon generator 108 includes catalysts (for example, nickel (Ni) -based catalysts, ruthenium (Ru) -based catalysts, platinum (Pt)) that activate the methaneation reaction (4H 2 + CO 2 ⁇ CH 4 + 2H 2 O). ) System catalyst, etc.) is housed.
  • a heating device (not shown) is arranged in the hydrocarbon generation device 108. The temperature of the heating device is controlled by the control device 140, and the hydrocarbon generation device 108 is heated until it reaches a predetermined catalyst activation temperature (temperature condition).
  • the catalyst reacts carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) with hydrogen (4H 2 in FIG. 1) to cause a hydrocarbon (FIG. 1).
  • Medium, CH 4 ) and water (2H 2 O in FIG. 1) are produced.
  • the hydrocarbon generator 108 supplies hydrocarbons and water to the gas-liquid separation unit 110. At this time, the hydrocarbon and water are cooled by a cooling device (not shown), and the water is converted from a gas (water vapor) to a liquid (water).
  • the gas-liquid separation unit 110 separates hydrocarbons (CH 4 in FIG. 1) and water (2H 2 O in FIG. 1) into gas and liquid.
  • the gas-liquid separation unit 110 supplies the separated hydrocarbon (CH 4 in FIG. 1) to the hydrocarbon storage unit 112, and supplies the separated water (2H 2 O in FIG. 1) to the electrolyzer 106.
  • the hydrocarbon storage unit 112 stores hydrocarbons (CH 4 in FIG. 1) when the hydrocarbon valve 146 is in the closed state. When the hydrocarbon valve 146 is in the open state, the hydrocarbon storage unit 112 supplies the hydrocarbon (CH 4 in FIG. 1) stored inside to the closed combustor 114.
  • the hydrocarbon supply control unit 140c controls the opening degree of the hydrocarbon valve 146 according to the heat demand of the consumer (for example, the amount of heat required for heat treatment of the heating furnace). By controlling the opening degree of the hydrocarbon valve 146, the amount of hydrocarbons supplied from the hydrocarbon storage unit 112 to the closed combustor 114 is controlled (adjusted).
  • the oxygen supply control unit 140d controls the opening degree of the oxygen valve 148 (that is, the supply amount of oxygen) according to the opening degree of the hydrocarbon valve 146 (that is, the supply amount of hydrocarbon). For example, the oxygen supply control unit 140d adjusts the opening degree of the oxygen valve 148 so that the oxygen (O 2 ) remaining in the combustion gas after the fuel is burned by the closed combustor 114 is reduced (excluded). (Control.
  • the closed combustor 114 burns the hydrocarbon supplied from the hydrocarbon storage unit 112 (CH 4 in FIG. 1) and the oxygen supplied from the electrolyzer 106 (2O 2 in FIG. 1).
  • the closed combustor 114 generates heat by burning hydrocarbons (CH 4 in FIG. 1) and oxygen (2O 2 ).
  • the closed combustor 114 produces carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) and water (2H 2 O) by burning hydrocarbons (CH 4 in FIG. 1) and oxygen (2O 2 ).
  • the closed combustor 114 supplies the generated heat to a heat demand unit (for example, a heating furnace) (not shown).
  • the closed combustor 114 supplies the generated carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) and water (2H 2 O) to the gas-liquid separation unit 116.
  • carbon oxide and water are cooled by a cooling device (not shown), and water is converted from gas (water vapor) to liquid (water).
  • the gas-liquid separation unit 116 separates carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) and water (2H 2 O in FIG. 1) into gas-liquid.
  • the gas-liquid separation unit 116 supplies the separated carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) to the carbon oxide storage unit 102, and supplies the separated water (2H 2 O in FIG. 1) to the water storage unit 104.
  • the carbon oxide supply control unit 140a maintains the opening degree (open state) of the carbon oxide valve 142 after the closed combustor 114 is operated.
  • the carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) supplied from the gas-liquid separation unit 116 to the carbon oxide storage unit 102 produces hydrocarbons from the carbon oxide storage unit 102. It is supplied to the device 108.
  • the carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) generated by the closed combustor 114 is passed through the gas-liquid separation unit 116, the carbon oxide storage unit 102, and the carbon oxide valve 142, and the hydrocarbon generator 108. Will be supplied to.
  • the water supply control unit 140b reduces the opening degree of the water valve 144 in the open state.
  • the water supplied from the gas-liquid separation unit 116 to the water storage unit 104 (2H 2 O in FIG. 1) is supplied from the water storage unit 104 to the electrolyzer 106. Will be done.
  • the water generated by the closed combustor 114 (2H 2 O in FIG. 1) is supplied to the electrolyzer 106 via the gas-liquid separation unit 116, the water storage unit 104, and the water valve 144. It will be.
  • the water supply control unit 140b controls the opening degree of the water valve 144 to be small according to the amount of water (2H 2 O in FIG. 1) supplied from the gas-liquid separation unit 110. Specifically, the water supply control unit 140b controls the opening degree of the water valve 144 to be small, and compares the amount of water supplied from the water storage unit 104 to the electrolytic device 106 with the amount of water supplied from the hydrocarbon combustion system 100 at the start of operation. The amount is reduced to about half (from 4H 2 O to 2H 2 O in FIG. 1).
  • Water supplied from the gas-liquid separation unit 110 (2H 2 O in FIG. 1) and water supplied from the water storage unit 104 (2H 2 O in FIG. 1) flow into the electrolyzer 106. Therefore, the amount of water (4H 2 O 2H 2 O + 2H 2 O) supplied from the gas-liquid separation unit 110 and the water storage unit 104 to the electrolyzer 106 after the operation of the closed combustion combustor 114 is determined by the hydrocarbon combustion system 100. It is approximately equal to the amount of water (4H 2 O in FIG. 1) supplied from the water storage unit 104 to the electrolyzer 106 at the start of operation.
  • the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment returns (sends) the carbon oxide (CO 2 in FIG. 1) generated by the closed combustor 114 to the hydrocarbon generator 108. Further, the hydrocarbon combustion system 100 returns (sends) the water (2H 2 O in FIG. 1) generated by the closed combustor 114 to the electrolyzer 106. Further, the hydrocarbon combustion system 100 returns (delivers) the water (2H 2 O in FIG. 1) separated by the gas-liquid separation unit 110 to the electrolyzer 106.
  • the hydrocarbon combustion system 100 does not need to supply water to the electrolyzer 106 from outside the system of the hydrocarbon combustion system 100 at any time in order to generate hydrogen and oxygen by the electrolyzer 106. Further, since the hydrocarbon combustion system 100 generates hydrocarbons by the hydrocarbon generation device 108, it is not necessary to supply carbon oxide to the hydrocarbon generation device 108 from outside the system of the hydrocarbon combustion system 100 at any time. Therefore, the hydrocarbon combustion system 100 can reduce the cost when generating heat by the closed combustor 114, as compared with the case where water or hydrocarbon is supplied from outside the system of the hydrocarbon combustion system 100 at any time. it can.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating a schematic configuration of the hydrocarbon combustion system 200 according to the second embodiment.
  • the components substantially the same as those of the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment are designated by the same reference numerals and the description thereof will be omitted.
  • the hydrocarbon combustion system 200 of the second embodiment is different from the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment in that it does not include the gas-liquid separation unit 110.
  • the hydrocarbon combustion system 200 includes a fifth pipe 226 instead of the fifth pipe 126 and the sixth pipe 128 of the first embodiment. Further, the hydrocarbon combustion system 200 includes a seventh pipe 230 instead of the seventh pipe 130 of the first embodiment. The hydrocarbon combustion system 200 includes a hydrocarbon storage unit 212 instead of the hydrocarbon storage unit 112 of the first embodiment.
  • a fifth pipe 226 is arranged between the hydrocarbon generator 108 and the hydrocarbon storage unit 212.
  • the fifth pipe 226 communicates the hydrocarbon generation device 108 with the hydrocarbon storage unit 212.
  • the hydrocarbon generator 108 supplies hydrocarbons (methane: CH 4 in FIG. 3) and water (steam: 2H 2 O in FIG. 3) to the hydrocarbon storage section 212 via the fifth pipe 226.
  • FIG. 4 is a schematic configuration diagram of the hydrocarbon storage unit 212. As shown in FIG. 4, hydrocarbon (methane: CH 4 in FIG. 4 ) and water (water vapor: 2H 2 O in FIG. 4) are supplied to the hydrocarbon storage section 212 from the fifth pipe 226.
  • hydrocarbon methane: CH 4 in FIG. 4
  • water water vapor: 2H 2 O in FIG. 4
  • hydrocarbon (methane) and water (water vapor) are naturally cooled, and water (water vapor) is liquefied.
  • the liquefied water moves vertically below the hydrocarbon storage section 212 and is stored at the bottom of the hydrocarbon storage section 212.
  • the hydrocarbon (methane) does not liquefy even when naturally cooled, and maintains a gaseous state.
  • the seventh pipe 230 is arranged vertically below the hydrocarbon storage portion 212.
  • the seventh pipe 230 communicates the hydrocarbon storage unit 212 with the electrolyzer 106. Therefore, the liquefied water is introduced into the seventh pipe 230 and returned to the electrolyzer 106 (see FIG. 3) via the seventh pipe 230.
  • the seventh pipe 230 has a substantially S-shaped curved portion 230a. Liquefied water is constantly stored in the curved portion 230a. That is, the seventh pipe 230 is sealed (water-sealed) by the water in which the curved portion 230a is liquefied. As a result, it is possible to prevent the hydrocarbon (methane) in the hydrocarbon storage portion 212 from being supplied to the electrolytic device 106 via the seventh pipe 230.
  • the eighth pipe 132 is arranged vertically above the hydrocarbon storage portion 212.
  • the hydrocarbon in the hydrocarbon storage section 212 is introduced into the eighth pipe 132 and supplied to the closed combustor 114 (see FIG. 3) via the eighth pipe 132.
  • the hydrocarbon (CH 4 in FIG. 3) and water (2H 2 O in FIG. 3) generated by the hydrocarbon generator 108 are the fifth. It is naturally cooled in the pipe 226 and the hydrocarbon storage section 212. Therefore, the hydrocarbon combustion system 200 does not include a cooling device for cooling the hydrocarbon (CH 4 in FIG. 3) and water (2H 2 O in FIG. 3) generated by the hydrocarbon generator 108. You may. Therefore, the cost of the hydrocarbon combustion system 200 can be reduced as compared with the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating a schematic configuration of the hydrocarbon combustion system 300 according to the third embodiment.
  • Components that are substantially the same as the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment and the hydrocarbon combustion system 200 of the second embodiment are designated by the same reference numerals and description thereof will be omitted.
  • the hydrocarbon combustion system 300 of the third embodiment is different from the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment and the hydrocarbon combustion system 200 of the second embodiment in that it includes a reaction heat supply unit (heat supply unit) 302. ing.
  • heat supply unit reaction heat supply unit
  • a reaction heat supply unit 302 is arranged between the hydrocarbon generation device 108 and the hydrocarbon storage unit 112.
  • the reaction heat supply unit 302 is in contact with the hydrocarbon generator 108 and the hydrocarbon storage unit 112.
  • the reaction heat supply unit 302 may not be in contact with the hydrocarbon generator 108 and the hydrocarbon storage unit 112.
  • the reaction heat supply unit 302 may bring the member (fifth pipe 226) downstream of the hydrocarbon generator 108 into contact with the hydrocarbon storage unit 112.
  • the reaction heat supply unit 302 is composed of, for example, a heat transfer member such as copper, aluminum, or graphite.
  • the reaction heat supply unit 302 supplies the heat generated by the hydrocarbon generation device 108 to the hydrocarbon storage unit 112.
  • a hydrocarbon (methane: CH 4 in the third embodiment) is produced.
  • the metanation reaction in producing methane is an exothermic reaction.
  • the reaction heat supply unit 302 supplies a part of the reaction heat generated by the hydrocarbon generator 108 to the hydrocarbon storage unit 112.
  • the hydrocarbon storage unit 112 is heated by the heat (reaction heat) supplied from the reaction heat supply unit 302.
  • reaction heat supplied from the reaction heat supply unit 302.
  • liquefied water hydrocarbon reservoir within 112 H 2 O
  • the closed combustor 114 burns hydrocarbons (CH 4 in FIG. 5) and oxygen (2O 2 in FIG. 5). At this time, the flame temperature of the closed combustor 114 becomes a very high temperature (for example, a temperature of 3000 ° C. or higher), and the closed combustor 114 may be melted.
  • the hydrocarbon storage unit 112 supplies water (steam) vaporized by the heat supplied from the reaction heat supply unit 302 to the closed combustor 114.
  • steam When steam is supplied, the temperature of the closed combustor 114 is lowered by the specific heat of the supplied steam.
  • the hydrocarbon combustion system 300 includes a reaction heat supply unit 302. As a result, the hydrocarbon combustion system 300 can supply vaporized water (steam) to the closed combustor 114. As a result, the hydrocarbon combustion system 300 can lower the temperature of the closed combustor 114 and suppress the melting damage of the closed combustor 114.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating a schematic configuration of the hydrocarbon combustion system 400 according to the fourth embodiment.
  • Components that are substantially the same as the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment and the hydrocarbon combustion system 200 of the second embodiment are designated by the same reference numerals and description thereof will be omitted.
  • the hydrocarbon combustion system 400 of the fourth embodiment is different from the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment and the hydrocarbon combustion system 200 of the second embodiment in that it includes a combustion heat supply unit (heat supply unit) 402. ing.
  • heat supply unit heat supply unit
  • a combustion heat supply unit 402 is arranged between the hydrocarbon storage unit 112 and the closed combustor 114.
  • the combustion heat supply unit 402 is in contact with the hydrocarbon storage unit 112 and the closed combustor 114.
  • the combustion heat supply unit 402 does not have to be in contact with the hydrocarbon storage unit 112 and the closed combustor 114.
  • the combustion heat supply unit 402 may bring the member (9th pipe 134) downstream of the closed combustor 114 into contact with the hydrocarbon storage unit 112.
  • the combustion heat supply unit 402 is composed of, for example, a heat transfer member such as copper, aluminum, or graphite.
  • the combustion heat supply unit 402 supplies the heat generated by the closed combustor 114 to the hydrocarbon storage unit 112.
  • heat heat of combustion
  • hydrocarbons CH 4 in FIG. 6
  • oxygen 2O 2 in FIG. 6
  • the combustion heat supply unit 402 supplies a part of the heat generated by the closed combustor 114 to the hydrocarbon storage unit 112.
  • the hydrocarbon storage unit 112 is heated by the heat (combustion heat) supplied from the combustion heat supply unit 402.
  • heat combustion heat supplied from the combustion heat supply unit 402.
  • liquefied water hydrocarbon reservoir within 112 H 2 O
  • the closed combustor 114 burns hydrocarbons (CH 4 in FIG. 6) and oxygen (2O 2 in FIG. 6), the closed combustion is performed by the flame temperature of combustion (for example, a temperature of 3000 ° C. or higher).
  • the vessel 114 may be melted.
  • the hydrocarbon storage unit 112 supplies vaporized water (steam) to the closed combustor 114.
  • steam vaporized water
  • the temperature of the closed combustor 114 is lowered by the specific heat of the supplied steam.
  • the hydrocarbon combustion system 400 includes a combustion heat supply unit 402. As a result, the hydrocarbon combustion system 400 can supply vaporized water (steam) to the closed combustor 114. As a result, the hydrocarbon combustion system 400 can lower the temperature of the closed combustor 114 and suppress the melting damage of the closed combustor 114.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating a schematic configuration of the hydrocarbon combustion system 500 according to the fifth embodiment.
  • the components substantially the same as those of the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment are designated by the same reference numerals and the description thereof will be omitted.
  • the hydrocarbon combustion system 500 of the fifth embodiment has the same configuration as the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment.
  • the control of the carbon oxide valve 142 by the carbon oxide supply control unit 140a is different from that of the first embodiment.
  • the closed combustor 114 burns hydrocarbons (CH 4 in FIG. 7) and oxygen (2O 2 in FIG. 7), the combustion flame temperature (for example, a temperature of 3000 ° C. or higher) As a result, the closed combustor 114 may be melted and damaged.
  • the carbon oxide supply control unit 140a controls the opening degree of the carbon oxide valve 142 according to the temperature of the closed combustor 114, and supplies the hydrocarbon to the hydrocarbon generator 108.
  • the amount of carbon (CO 2 in FIG. 7) is controlled.
  • the hydrocarbon combustion system 500 may include a thermometer (not shown) that measures the temperature of the closed combustor 114.
  • the carbon oxide supply control unit 140a may control the opening degree of the carbon oxide valve 142 based on the output of a thermometer (not shown). Further, the carbon oxide supply control unit 140a may estimate the temperature of the closed combustor 114 based on the opening degree of the hydrocarbon valve 146 (that is, the supply amount of CH 4 ). The carbon oxide supply control unit 140a may control the opening degree of the carbon oxide valve 142 based on the estimated temperature of the closed combustor 114.
  • the carbon oxide supply control unit 140a oxidizes so as to increase the supply amount of carbon oxide supplied to the hydrocarbon generation device 108 (“+ nCO 2 ” in FIG. 7) as compared with the first embodiment.
  • the opening degree of the carbon valve 142 is controlled.
  • “+” in “+ nCO 2 ” indicates that more carbon oxide is supplied in addition to the carbon oxide required for the hydrocarbon generator 108.
  • the “n” in “+ nCO 2 " indicates the amount of carbon oxide that increases in addition to the carbon oxide required for the hydrocarbon generator 108.
  • the carbon oxide supply control unit 140a supplies the hydrocarbon generation device 108 with more carbon oxide (that is, excess carbon oxide) than the carbon oxide required for the hydrocarbon generation device 108.
  • the excess carbon oxide (“+ nCO 2 ” in FIG. 7) is supplied to the closed combustor 114 via the hydrocarbon generator 108, the gas-liquid separation unit 110, and the hydrocarbon storage unit 112.
  • the temperature of the closed combustor 114 is lowered by the specific heat of the supplied carbon oxide.
  • the excess carbon oxide (“+ nCO 2 ” in FIG. 7) supplied to the closed combustor 114 is returned from the closed combustor 114 to the carbon oxide storage section 102 via the gas-liquid separation section 116. That is, the excess carbon oxide circulates in the hydrocarbon generator 108, the gas-liquid separation unit 110, the hydrocarbon storage unit 112, the closed combustor 114, the gas-liquid separation unit 116, and the carbon oxide storage unit 102.
  • the carbon oxide supply control unit 140a includes the hydrocarbon generator 108, the gas-liquid separation unit 110, the hydrocarbon storage unit 112, the closed combustor 114, the gas-liquid separation unit 116, and the amount of carbon oxide circulating in the carbon oxide storage unit 102. To control. That is, the carbon oxide supply control unit 140a controls (adjusts) the circulation amount of carbon oxide represented by “+ nCO 2 ” in FIG. 7.
  • the carbon oxide supply control unit 140a supplies the closed combustor 114 with excess carbon oxide (“+ nCO 2 ” in FIG. 7).
  • the hydrocarbon combustion system 500 can lower the temperature of the closed combustor 114 and suppress the melting damage of the closed combustor 114.
  • FIG. 8 is a diagram illustrating a schematic configuration of the hydrocarbon combustion system 600 according to the sixth embodiment.
  • the components substantially the same as those of the hydrocarbon combustion system 300 of the third embodiment are designated by the same reference numerals and the description thereof will be omitted.
  • the hydrocarbon combustion system 600 of the sixth embodiment has the same configuration as the hydrocarbon combustion system 300 of the third embodiment.
  • the control of the water valve 144 by the water supply control unit 140b is different from that of the third embodiment.
  • the closed combustor 114 burns hydrocarbons (CH 4 in FIG. 8) and oxygen (2O 2 in FIG. 8), the combustion flame temperature (for example, a temperature of 3000 ° C. or higher) As a result, the closed combustor 114 may be melted and damaged.
  • the water supply control unit 140b controls the opening degree of the water valve 144 according to the temperature of the closed combustor 114, and supplies water to the electrolyzer 106 (in FIG. 8). , 2H 2 O (4H 2 O)) is controlled.
  • the hydrocarbon combustion system 600 may include a thermometer (not shown) that measures the temperature of the closed combustor 114.
  • the water supply control unit 140b may control the opening degree of the water valve 144 based on the output of a thermometer (not shown). Further, the water supply control unit 140b may estimate the temperature of the closed combustor 114 based on the opening degree of the hydrocarbon valve 146 (that is, the supply amount of CH 4 ). The water supply control unit 140b may control the opening degree of the water valve 144 based on the estimated temperature of the closed combustor 114.
  • the water supply control unit 140b increases the amount of water supplied to the electrolyzer 106 (“+ nH 2 O” in FIG. 8) as compared with the third embodiment.
  • the opening is controlled.
  • “+” in “+ nH 2 O” indicates that more water is supplied in addition to the water required for the electrolytic device 106.
  • the “n” in “+ nH 2 O” indicates the amount of water that increases in addition to the water required for the electrolyzer 106.
  • the water supply control unit 140b supplies the electrolyzer 106 with more water (that is, excess water) than the water required for the electrolyzer 106.
  • the excess water (“+ nH 2 O” in FIG. 8) is supplied to the closed combustor 114 via the electrolyzer 106.
  • the temperature of the closed combustor 114 drops by the specific heat of the supplied water.
  • the excess water (“+ nH 2 O” in FIG. 8) supplied to the closed combustor 114 is returned from the closed combustor 114 to the water storage unit 104 via the gas-liquid separation unit 116. That is, the excess water circulates in the electrolyzer 106, the closed combustor 114, the gas-liquid separation unit 116, and the water storage unit 104.
  • the water supply control unit 140b controls the amount of water circulating in the electrolyzer 106, the closed combustor 114, the gas-liquid separation unit 116, and the water storage unit 104. That is, the water supply control unit 140b controls (adjusts) the circulation amount of water indicated by "+ nH 2 O" in FIG.
  • the water supply control unit 140b supplies the closed combustor 114 with excess water (“+ nH 2 O” in FIG. 8).
  • the hydrocarbon combustion system 600 can lower the temperature of the closed combustor 114 and suppress the melting damage of the closed combustor 114.
  • FIG. 9 is a diagram illustrating a schematic configuration of the hydrocarbon combustion system 700 according to the seventh embodiment.
  • the components substantially the same as those of the hydrocarbon combustion system 300 of the third embodiment are designated by the same reference numerals and the description thereof will be omitted.
  • the hydrocarbon combustion system 700 of the seventh embodiment is different from the hydrocarbon combustion system 300 of the third embodiment in that it includes a circulation pipe 702, a combustion gas valve 704, and a control device 740 instead of the control device 140. There is.
  • a circulation pipe 702 is connected to the closed combustor 114.
  • One end of the circulation pipe 702 is connected to the upstream side (hydrocarbon storage portion 112 side) of the closed type combustor 114, and the other end is connected to the downstream side (gas-liquid separation part 116 side) of the closed type combustor 114. ..
  • one end of the circulation pipe 702 may be connected to the upstream side of the closed combustor 114, and the other end may not be connected to the downstream side of the closed combustor 114.
  • the circulation pipe 702 has one end connected to a member (eighth pipe 132) upstream of the closed combustor 114 and the other end connected to a member downstream of the closed combustor 114 (9th pipe 134). May be connected to.
  • the circulation pipe 702 recirculates a part of the combustion gas discharged from the downstream side of the closed combustor 114 to the upstream side of the closed combustor 114.
  • the circulation pipe 702 may include an ejector (not shown).
  • a combustion gas valve 704 is arranged in the circulation pipe 702.
  • the opening degree of the combustion gas valve 704 is controlled by the control device 740 to adjust the flow rate of the combustion gas flowing back from the downstream side of the closed combustor 114 to the upstream side of the closed combustor 114.
  • FIG. 10 is a block diagram showing a schematic configuration of the control device 740 according to the seventh embodiment.
  • the control device 740 functions as a carbon oxide supply control unit 140a, a water supply control unit 140b, a hydrocarbon supply control unit 140c, and a combustion gas supply control unit 740e. ..
  • the combustion gas supply control unit 740e controls the opening degree of the combustion gas valve 704 via an actuator (not shown).
  • the combustion gas supply control unit 740e can control the combustion gas valve 704 in a closed state or an open state. By controlling the opening degree of the combustion gas valve 704, the combustion gas supply control unit 740e can adjust the flow rate of the combustion gas flowing back from the downstream side of the closed combustor 114 to the upstream side of the closed combustor 114. ..
  • the closed combustor 114 burns hydrocarbons (CH 4 in FIG. 9) and oxygen (2O 2 in FIG. 9), the closed combustion is performed by the flame temperature of combustion (for example, a temperature of 3000 ° C. or higher).
  • the vessel 114 may be melted.
  • the combustion gas supply control unit 740e controls the opening degree of the combustion gas valve 704 to control the opening degree of the combustion gas (CO 2 and 4H 2 O in FIG. 9) generated by the closed combustor 114. A part of it is returned to the upstream side of the closed combustor 114 by a circulation pipe 702. When a part of the combustion gas is supplied, the temperature of the closed combustor 114 is lowered by the specific heat of the supplied combustion gas (CO 2 and H 2 O).
  • the hydrocarbon combustion system 700 includes a circulation pipe 702, a combustion gas valve 704, and a combustion gas supply control unit 740e.
  • the hydrocarbon combustion system 700 can supply a part of the combustion gas to the closed combustor 114.
  • the hydrocarbon combustion system 700 can lower the temperature of the closed combustor 114 and suppress the melting damage of the closed combustor 114.
  • FIG. 11 is a diagram illustrating a schematic configuration of the hydrocarbon combustion system 800 according to the eighth embodiment.
  • the components substantially the same as those of the hydrocarbon combustion system 300 of the third embodiment are designated by the same reference numerals and the description thereof will be omitted.
  • the hydrocarbon combustion system 800 of the eighth embodiment is provided with an electrolytic device 806 instead of the electrolytic device 106, a combustion gas storage unit 804 instead of the water storage unit 104, and a combustion gas valve 844 instead of the water valve 144.
  • the control device 840 is provided instead of the control device 140.
  • the combustion gas storage unit 804 stores the combustion gas (carbon dioxide: CO 2 and water: 3H 2 O in the eighth embodiment) delivered from the closed combustor 114.
  • a predetermined amount of combustion gas (CO 2 and 3H 2 O in FIG. 11) is stored in advance in the combustion gas storage unit 804 before the hydrocarbon combustion system 800 is operated for the first time.
  • the combustion gas storage unit 804 may be supplied with a predetermined amount of combustion gas (CO 2 and 3H 2 O in FIG. 11) from the outside when the hydrocarbon combustion system 800 is operated for the first time. ..
  • the combustion gas storage unit 804 includes a heating device (not shown). At the start of operation of the hydrocarbon combustion system 800, the heating device charges carbon dioxide (CO 2 in FIG. 11) and water (3H 2 O in FIG. 11) stored in the combustion gas storage unit 804, for example, at 500 ° C. Heat above. The combustion gas storage unit 804 supplies heated carbon dioxide and water (steam) to the electrolyzer 806.
  • the combustion gas storage unit 804 supplies the combustion gas (CO 2 , 3H 2 O in FIG. 11) sent from the closed combustor 114 to the electrolytic device 806.
  • the combustion gas storage unit 804 can supply the carbon oxide and water required for driving the electrolytic device 806 to the electrolytic device 806 at an arbitrary timing.
  • the electrolyzer 806 is connected to a power generator (not shown) that produces electric power from renewable energy. Electric power is supplied to the electrolytic device 806 from a power generation device (not shown). Further, the combustion gas (CO 2 , 3H 2 O in FIG. 11) is supplied to the electrolyzer 806 from the combustion gas storage unit 804.
  • the electrolyzer 806 is configured to include, for example, a solid oxide fuel cell (SOEC), which electrolyzes (co-electrolyzes) carbon dioxide and water, and hydrogen and monoxide. It can be converted to carbon and oxygen.
  • SOEC solid oxide fuel cell
  • the electrolyzer 106 uses carbon monoxide (CO in FIG. 11), hydrogen (3H 2 in FIG. 11) and oxygen (FIG. 11) from the supplied electric power and combustion gas (CO 2 , 3H 2 O in FIG. 11). In 11, 2O 2 ) is generated.
  • the electrolyzer 806 supplies carbon monoxide (CO in FIG. 11) and hydrogen (3H 2 in FIG. 11) to the hydrocarbon generator 108 via the third pipe 122. Further, the electrolyzer 806 supplies oxygen (2O 2 in FIG. 11) to the closed combustor 114 via the fourth pipe 124.
  • the hydrocarbon generator 108 is charged with carbon monoxide (CO in FIG. 11) and hydrogen (3H 2 in FIG. 11), hydrocarbon (CH 4 in FIG. 11) and water (H in FIG. 11). 2 O) is generated.
  • the hydrocarbon generator 108 is producing methane and steam.
  • the hydrocarbon generator 108 includes catalysts (for example, nickel (Ni) -based catalysts, ruthenium (Ru) -based catalysts, etc.) that activate the methaneation reaction (3H 2 + CO ⁇ CH 4 + H 2 O). Platinum (Pt) -based catalyst, etc.) is housed.
  • a heating device (not shown) is arranged in the hydrocarbon generation device 108. The temperature of the heating device is controlled by the control device 840, and the hydrocarbon generation device 108 is heated until it reaches a predetermined catalyst activation temperature (temperature condition).
  • the catalyst reacts carbon monoxide (CO in FIG. 11) with hydrogen (3H 2 in FIG. 11) to cause a hydrocarbon (FIG. 11).
  • CH 4 carbon monoxide
  • water H 2 O in FIG. 11
  • FIG. 12 is a block diagram showing a schematic configuration of the control device 840 of the eighth embodiment. As shown in FIG. 12, in the eighth embodiment, the control device 840 functions as a combustion gas supply control unit 840a and a hydrocarbon supply control unit 140c.
  • the combustion gas supply control unit 840a controls the opening degree of the combustion gas valve 844 via an actuator (not shown).
  • the combustion gas supply control unit 840a can control the combustion gas valve 844 to a closed state or an open state.
  • the combustion gas supply control unit 840a can adjust the amount of combustion gas supplied from the combustion gas storage unit 804 to the electrolytic device 806 by controlling the opening degree of the combustion gas valve 844.
  • the combustion gas supply control unit 840a controls the closed combustor 114 to supply excess carbon oxide or water to lower the temperature of the closed combustor 114, as in the fifth and sixth embodiments. You may.
  • the closed combustor 114 returns the combustion gas (that is, carbon oxide (CO 2 in FIG. 11) and water (3H 2 O in FIG. 11)) to the electrolyzer 806. (Sending).
  • the hydrocarbon combustion system 800 needs to supply carbon monoxide and water to the electrolyzer 806 from outside the system of the hydrocarbon combustion system 800 at any time in order to generate carbon monoxide, hydrogen and oxygen by the electrolyzer 806. It disappears. Therefore, the hydrocarbon combustion system 800 can reduce the cost when generating heat by the closed combustor 114 as compared with the case where water or hydrocarbon is supplied from outside the system of the hydrocarbon combustion system 800 at any time. it can.
  • the electrolyzer 806 can generate carbon monoxide, hydrogen, and oxygen from the combustion gas. Therefore, the hydrocarbon combustion system 800 does not have a gas-liquid separation unit 116 for separating carbon oxide (CO 2 in FIG. 11) and water (3H 2 O in FIG. 11) contained in the combustion gas. May be good. Therefore, the cost of the hydrocarbon combustion system 800 can be reduced as compared with the hydrocarbon combustion system 100 of the first embodiment.
  • the hydrocarbon combustion systems 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700 include the carbon oxide storage unit 102
  • the carbon oxide storage unit 102 is not an essential configuration. Therefore, the hydrocarbon combustion systems 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700 do not have to include the carbon oxide storage 102.
  • the hydrocarbon combustion systems 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700 are provided with the carbon oxide valve 142 and the carbon oxide supply control unit 140a.
  • the carbon oxide valve 142 and the carbon oxide supply control unit 140a are not essential configurations. Therefore, the hydrocarbon combustion system 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700 may not include the carbon oxide valve 142 and the carbon oxide supply control unit 140a.
  • the hydrocarbon combustion systems 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700 include the water storage unit 104 .
  • the water storage unit 104 is not an essential configuration. Therefore, the hydrocarbon combustion systems 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700 do not have to include the water reservoir 104.
  • the hydrocarbon combustion systems 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700 are provided with a water valve 144 and a water supply control unit 140b .
  • the water valve 144 and the water supply control unit 140b are not essential configurations. Therefore, the hydrocarbon combustion systems 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700 may not include the water valve 144 and the water supply control unit 140b.
  • the hydrocarbon combustion system 800 includes a combustion gas storage unit 804 .
  • the combustion gas storage unit 804 is not an essential configuration. Therefore, the hydrocarbon combustion system 800 does not have to include the combustion gas storage unit 804.
  • the hydrocarbon combustion system 800 includes a combustion gas valve 844 and a combustion gas supply control unit 840a .
  • the combustion gas valve 844 and the combustion gas supply control unit 840a are not essential configurations. Therefore, the hydrocarbon combustion system 800 does not have to include the combustion gas valve 844 and the combustion gas supply control unit 840a.
  • the hydrocarbon combustion systems 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700 and 800 of each of the above embodiments can be combined.
  • the hydrocarbon combustion system 300 of the third embodiment may include the combustion heat supply unit 402 of the fourth embodiment.
  • the hydrocarbon combustion system 300 of the third embodiment may include the circulation pipe 702 of the seventh embodiment, the combustion gas valve 704, and the combustion gas supply control unit 740e.
  • the hydrocarbon combustion system 800 of the eighth embodiment may include the reaction heat supply unit 302 of the third embodiment.
  • the hydrocarbon combustion system 800 of the eighth embodiment may include the combustion heat supply unit 402 of the fourth embodiment.
  • the hydrocarbon combustion system 800 of the eighth embodiment may include the circulation pipe 702 of the seventh embodiment, the combustion gas valve 704, and the combustion gas supply control unit 740e.
  • This disclosure can be used for hydrocarbon combustion systems.
  • Hydrocarbon combustion system 102 Carbon oxide storage unit 104: Water storage unit 106: Electrolytic device 108: Hydrocarbon generator 112: Hydrocarbon storage unit 114: Sealed combustor 116: Gas-liquid separation unit (separation unit) 140a : Carbon oxide supply control unit 140b: Water supply control unit 300: Hydrocarbon combustion system 302: Reaction heat supply unit (heat supply unit) 400: Hydrocarbon combustion system 402: Combustion heat supply unit (heat supply unit) 700: Hydrocarbon Combustion system 702: Circulation piping 800: Hydrocarbon combustion system 804: Combustion gas storage unit 840a: Combustion gas supply control unit

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Abstract

炭化水素燃焼システム（１００）は、再生可能エネルギーから生成される電力を用いて水素を生成する電解装置（１０６）と、電解装置（１０６）で生成された水素と、二酸化炭素を用いて炭化水素を生成する炭化水素生成装置（１０８）と、炭化水素生成装置（１０８）で生成された炭化水素を貯留する炭化水素貯留部（１１２）と、炭化水素貯留部（１１２）から取り出された炭化水素を燃焼させる密閉式燃焼器（１１４）と、炭化水素が燃焼することで生じる二酸化炭素と水を分離し、二酸化炭素を炭化水素生成装置（１０８）に送出するとともに水を電解装置（１０６）に送出する気液分離部（１１６）と、を備える。

Description

炭化水素燃焼システム
　本開示は、炭化水素燃焼システムに関する。本出願は２０１９年４月１日に提出された日本特許出願第２０１９－０６９８０８号に基づく優先権の利益を主張するものであり、その内容は、本出願に援用される。
　特許文献１には、再生可能エネルギーを用いて電力を生成し、生成した電力を用いて電気ヒータにより熱を生成することについて開示がある。しかし、再生可能エネルギーによる発電は、時間帯によって発電量が変動し、必ずしも熱需要と供給のタイミングが一致しないという問題がある。
　一方、特許文献２には、再生可能エネルギーを用いて電力を生成し、生成した電力を用いてエレクトライザーにより水素を生成し、生成した水素を用いてメタネーション反応器によりメタンを生成することについて開示がある。生成したメタンを貯蔵し、必要に応じて貯蔵したメタンを燃焼させることができれば、時間帯によらず熱需要を満たすことができる。
特開２０１４－３１７８７号公報 特開２０１７－１９７３９９号公報
　しかし、特許文献２では、エレクトライザーにより水素を生成するために、水が必要である。つまり、特許文献２では、再生可能エネルギーを用いて水素を生成する際にエレクトライザーに水を随時供給する必要がある。この水は、不純物の析出によるエレクトライザーの性能低下等を防止するために、事前に不純物を取り除いておく必要がある。また、二酸化炭素を系外から供給する場合、燃焼排ガスからの二酸化炭素の回収には、アミン吸収などの化学吸収法の他、物理吸収法、膜分離法などが適用可能であるが、二酸化炭素を分離するためには多大なエネルギーを要する。したがって、特許文献２では、特許文献１の電気ヒータにより熱を生成する場合に比べて、コストが増大するという問題があった。
　本開示は、熱を生成する際のコストを低減することが可能な炭化水素燃焼システムを提供することを目的とする。
　上記課題を解決するために、本開示の一側面としての炭化水素燃焼システムは、再生可能エネルギーから生成される電力を用いて水素を生成する電解装置と、電解装置で生成された水素と、二酸化炭素を用いて炭化水素を生成する炭化水素生成装置と、炭化水素生成装置で生成された炭化水素を貯留する炭化水素貯留部と、炭化水素貯留部から取り出された炭化水素を燃焼させる密閉式燃焼器と、炭化水素が燃焼することで生じる二酸化炭素と水を分離し、二酸化炭素を炭化水素生成装置に送出するとともに水を電解装置に送出する分離部と、を備える。
　分離部から送出された二酸化炭素を貯留する酸化炭素貯留部をさらに備えてもよい。
　炭化水素生成装置、炭化水素貯留部、密閉式燃焼器、分離部を循環する二酸化炭素の量を制御する酸化炭素供給制御部をさらに備えてもよい。
　分離部から送出された水を貯留する水貯留部をさらに備えてもよい。
　電解装置、密閉式燃焼器、分離部を循環する水の量を制御する水供給制御部をさらに備えてもよい。
　上記課題を解決するために、本開示の他の一側面としての炭化水素燃焼システムは、再生可能エネルギーから生成される電力を用いて水素および一酸化炭素を生成する電解装置と、電解装置で生成された水素と一酸化炭素を用いて炭化水素を生成する炭化水素生成装置と、炭化水素生成装置で生成された炭化水素を貯留する炭化水素貯留部と、炭化水素貯留部から取り出された炭化水素を燃焼させ、二酸化炭素および水を電解装置に送出する密閉式燃焼器と、を備える。
　密閉式燃焼器から送出された二酸化炭素および水を貯留する燃焼ガス貯留部をさらに備えてもよい。
　電解装置、炭化水素生成装置、炭化水素貯留部、密閉式燃焼器を循環する二酸化炭素および水の量を制御する燃焼ガス供給制御部と、をさらに備えてもよい。
　炭化水素生成装置で生成された熱を炭化水素貯留部に供給する熱供給部をさらに備えてもよい。
　密閉式燃焼器で生成された熱を炭化水素貯留部に供給する熱供給部をさらに備えてもよい。
　密閉式燃焼器の下流側から排出される燃焼ガスの一部を密閉式燃焼器の上流側に還流させる循環配管をさらに備えてもよい。
　本開示によれば、炭化水素燃焼システムは、熱を生成する際のコストを低減することができる。
図１は、第１実施形態における炭化水素燃焼システムの概略的な構成を説明する図である。 図２は、第１実施形態の制御装置の概略的な構成を示すブロック図である。 図３は、第２実施形態における炭化水素燃焼システムの概略的な構成を説明する図である。 図４は、炭化水素貯留部の概略構成図である。 図５は、第３実施形態における炭化水素燃焼システムの概略的な構成を説明する図である。 図６は、第４実施形態における炭化水素燃焼システムの概略的な構成を説明する図である。 図７は、第５実施形態における炭化水素燃焼システムの概略的な構成を説明する図である。 図８は、第６実施形態における炭化水素燃焼システムの概略的な構成を説明する図である。 図９は、第７実施形態における炭化水素燃焼システムの概略的な構成を説明する図である。 図１０は、第７実施形態の制御装置の概略的な構成を示すブロック図である。 図１１は、第８実施形態における炭化水素燃焼システムの概略的な構成を説明する図である。 図１２は、第８実施形態の制御装置の概略的な構成を示すブロック図である。
　以下に添付図面を参照しながら、本開示の実施形態について詳細に説明する。実施形態に示す寸法、材料、その他具体的な数値等は、理解を容易とするための例示にすぎず、特に断る場合を除き、本開示を限定するものではない。なお、本明細書および図面において、実質的に同一の機能、構成を有する要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略する。また本開示に直接関係のない要素は図示を省略する。
［第１実施形態］
　図１は、第１実施形態における炭化水素燃焼システム１００の概略的な構成を説明する図である。図１中、実線の矢印は、気体あるいは液体の流れを示す。図１中、破線矢印は、信号の流れを示す。図１に示すように、炭化水素燃焼システム１００は、酸化炭素貯留部１０２と、水貯留部１０４と、電解装置１０６と、炭化水素生成装置１０８と、気液分離部１１０と、炭化水素貯留部１１２と、密閉式燃焼器１１４と、気液分離部（分離部）１１６とを備える。
　酸化炭素貯留部１０２は、酸化炭素を貯留する。酸化炭素貯留部１０２には、炭化水素燃焼システム１００を初めて稼働させる前に、予め所定量の酸化炭素が貯留される。ただし、酸化炭素貯留部１０２には、炭化水素燃焼システム１００を初めて稼働させる際に、所定量の酸化炭素が外部から供給されるようにしてもよい。第１実施形態において、酸化炭素貯留部１０２は、酸化炭素として、二酸化炭素（ＣＯ２）を貯留する。ただし、これに限定されず、酸化炭素貯留部１０２は、酸化炭素として、一酸化炭素（ＣＯ）を貯留してもよい。酸化炭素貯留部１０２と炭化水素生成装置１０８との間には、第１配管１１８が配される。第１配管１１８は、酸化炭素貯留部１０２と炭化水素生成装置１０８とを連通させる。酸化炭素貯留部１０２は、第１配管１１８を介して炭化水素生成装置１０８に酸化炭素（図１中、ＣＯ２）を供給する。
　水貯留部１０４は、水（第１実施形態では、液体の水あるいは水蒸気：Ｈ２Ｏ）を貯留する。水貯留部１０４には、炭化水素燃焼システム１００を初めて稼働させる前に、予め所定量の水が貯留される。ただし、水貯留部１０４には、炭化水素燃焼システム１００を初めて稼働させる際に、所定量の水が外部から供給されるようにしてもよい。水貯留部１０４と電解装置１０６との間には、第２配管１２０が配される。第２配管１２０は、水貯留部１０４と電解装置１０６とを連通させる。水貯留部１０４は、第２配管１２０を介して電解装置１０６に水（図１中、２Ｈ２Ｏ（４Ｈ２Ｏ））を供給する。
　後述するように、第１実施形態において、炭化水素燃焼システム１００は、運転開始後の経過時間に応じて、水貯留部１０４から電解装置１０６に供給する水の量を変化させる。具体的に、炭化水素燃焼システム１００は、運転開始時において、水貯留部１０４から電解装置１０６に図１に括弧で示す４Ｈ２Ｏの水を供給させる。また、炭化水素燃焼システム１００は、運転開始後の密閉式燃焼器１１４の稼働後において、水貯留部１０４から電解装置１０６に図１に示す２Ｈ２Ｏの水を供給させる。
　電解装置１０６は、再生可能エネルギーから電力を生成する不図示の発電装置に接続される。電解装置１０６には、不図示の発電装置から電力が供給される。また、電解装置１０６には、炭化水素燃焼システム１００の運転開始時（初期時）において、水貯留部１０４から水（図１中、４Ｈ２Ｏ）が供給される。電解装置１０６は、供給された電力および水から、水素（図１中、４Ｈ２）および酸素（図１中、２Ｏ２）を生成する。
　電解装置１０６と炭化水素生成装置１０８との間には、第３配管１２２が配される。第３配管１２２は、電解装置１０６と炭化水素生成装置１０８とを連通させる。電解装置１０６は、第３配管１２２を介して炭化水素生成装置１０８に水素（図１中、４Ｈ２）を供給する。
　電解装置１０６と密閉式燃焼器１１４との間には、第４配管１２４が配される。第４配管１２４は、電解装置１０６と密閉式燃焼器１１４とを連通させる。電解装置１０６は、第４配管１２４を介して密閉式燃焼器１１４に酸素（図１中、２Ｏ２）を供給する。
　炭化水素生成装置１０８は、供給された水素（図１中、４Ｈ２）と酸化炭素（図１中、ＣＯ２）から、炭化水素（図１中、ＣＨ４）および水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を生成する。炭化水素生成装置１０８は、例えば、メタネーション反応器（サバティエ反応器）である。第１実施形態において、炭化水素生成装置１０８は、メタン（図１中、ＣＨ４）および水蒸気（図１中、２Ｈ２Ｏ）を生成している。しかし、これに限定されず、炭化水素生成装置１０８は、エタン、プロパン、ブタン等、メタンと異なる炭化水素（可燃性ガス）を生成してもよい。
　炭化水素生成装置１０８と気液分離部１１０との間には、第５配管１２６が配される。第５配管１２６は、炭化水素生成装置１０８と気液分離部１１０とを連通させる。炭化水素生成装置１０８は、第５配管１２６を介して気液分離部１１０に炭化水素（メタン：図１中、ＣＨ４）および水（水蒸気：図１中、２Ｈ２Ｏ）を供給する。
　第１実施形態において、第５配管１２６には、不図示の冷却装置が配される。冷却装置は、第５配管１２６を流通する炭化水素（メタン：図１中、ＣＨ４）および水（水蒸気：図１中、２Ｈ２Ｏ）を冷却する。冷却装置は、炭化水素（メタン）を液化させずに、水（水蒸気）を液化させる温度にまで冷却する。水蒸気は、冷却装置に冷却されることで液体の水になる。
　気液分離部１１０は、供給された炭化水素（メタン）および水を気液分離する。気液分離部１１０と炭化水素貯留部１１２との間には、第６配管１２８が配される。第６配管１２８は、気液分離部１１０と炭化水素貯留部１１２とを連通させる。気液分離部１１０は、第６配管１２８を介して炭化水素貯留部１１２に、分離した炭化水素（図１中、ＣＨ４）を供給する。
　気液分離部１１０と電解装置１０６との間には、第７配管１３０が配される。第７配管１３０は、気液分離部１１０と電解装置１０６とを連通させる。気液分離部１１０は、第７配管１３０を介して電解装置１０６に、分離した水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を供給（返送）する。
　炭化水素貯留部１１２は、供給された炭化水素（図１中、ＣＨ４）を貯留する。炭化水素貯留部１１２と密閉式燃焼器１１４との間には、第８配管１３２が配される。第８配管１３２は、炭化水素貯留部１１２と密閉式燃焼器１１４とを連通させる。炭化水素貯留部１１２は、第８配管１３２を介して密閉式燃焼器１１４に炭化水素（図１中、ＣＨ４）を供給する。
　ところで、再生可能エネルギーによる発電は、時間帯によって発電量が変動する。このため、電気ヒータにより熱を生成する場合、熱需要と供給のタイミングが必ずしも一致しないという問題がある。そこで、炭化水素燃焼システム１００は、再生可能エネルギーを基に生成された炭化水素を貯留する炭化水素貯留部１１２を備えている。
　炭化水素貯留部１１２は、再生可能エネルギーを基に生成された炭化水素を貯留および開放（放出）することができる。したがって、炭化水素貯留部１１２は、熱需要が小さいときに、生成された炭化水素を貯留し、熱需要が大きいときに、貯留した炭化水素を開放することができる。
　その結果、炭化水素燃焼システム１００は、炭化水素貯留部１１２に貯蔵された炭化水素を、必要に応じて任意のタイミングおよび任意の量で密閉式燃焼器１１４に供給し燃焼させることができる。したがって、炭化水素燃焼システム１００は、時間帯によらず熱需要を満たすことができる。すなわち、炭化水素燃焼システム１００は、再生可能エネルギーを基に生成された炭化水素を貯留し、必要に応じて貯留した炭化水素を密閉式燃焼器１１４に供給することで、熱需要と供給のタイミングを一致させることができる。
　密閉式燃焼器１１４は、炭化水素貯留部１１２から取り出された炭化水素（図１中、ＣＨ４）および酸素（図１中、２Ｏ２）を混合し、燃焼させる。密閉式燃焼器１１４は、例えば、ラジアントチューブバーナである。密閉式燃焼器１１４は、燃料ガス（炭化水素と酸素の混合気）を燃焼させることで、熱を生成する。密閉式燃焼器１１４で生成された熱は、例えば、熱処理に用いられる。具体的に、密閉式燃焼器１１４で生成された熱は、加熱炉内のワークを加熱するために用いられる。
　密閉式燃焼器１１４は、燃料ガス（炭化水素と酸素の混合気）を燃焼させた際に、酸化炭素（二酸化炭素：図１中、ＣＯ２）および水（水蒸気：図１中、２Ｈ２Ｏ）を生成する。密閉式燃焼器１１４と気液分離部１１６との間には、第９配管１３４が配される。第９配管１３４は、密閉式燃焼器１１４と気液分離部１１６とを連通させる。密閉式燃焼器１１４は、第９配管１３４を介して気液分離部１１６に酸化炭素（図１中、ＣＯ２）および水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を供給する。
　第１実施形態において、第９配管１３４には、不図示の冷却装置が配される。冷却装置は、第９配管１３４を流通する酸化炭素（二酸化炭素：図１中、ＣＯ２）および水（水蒸気：図１中、２Ｈ２Ｏ）を冷却する。冷却装置は、酸化炭素（二酸化炭素）を液化させずに、水（水蒸気）を液化させる温度まで冷却する。水蒸気は、冷却装置に冷却されることで液体の水になる。
　気液分離部１１６は、供給された酸化炭素（二酸化炭素）および水を気液分離する。つまり、気液分離部１１６は、密閉式燃焼器１１４で燃料ガス（炭化水素と酸素の混合気）が燃焼することで生じる酸化炭素（二酸化炭素）および水を分離する。気液分離部１１６と酸化炭素貯留部１０２との間には、第１０配管１３６が配される。第１０配管１３６は、気液分離部１１６と酸化炭素貯留部１０２とを連通させる。気液分離部１１６は、第１０配管１３６を介して酸化炭素貯留部１０２に、分離した酸化炭素（図１中、ＣＯ２）を供給（送出）する。酸化炭素貯留部１０２は、密閉式燃焼器１１４で生成された酸化炭素を貯留することができ、炭化水素生成装置１０８の駆動時に必要な酸化炭素を、任意のタイミングで炭化水素生成装置１０８に供給することができる。
　気液分離部１１６と水貯留部１０４との間には、第１１配管１３８が配される。第１１配管１３８は、気液分離部１１６と水貯留部１０４とを連通させる。気液分離部１１６は、第１１配管１３８を介して水貯留部１０４に、分離した水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を供給（送出）する。水貯留部１０４は、密閉式燃焼器１１４で生成された水（水蒸気）を貯留することができ、電解装置１０６の駆動時に必要な水を、任意のタイミングで電解装置１０６に供給することができる。
　このように、炭化水素燃焼システム１００は、密閉式燃焼器１１４で生じる酸化炭素（二酸化炭素：ＣＯ２）を酸化炭素貯留部１０２（炭化水素生成装置１０８）に、密閉式燃焼器１１４で生じる水（Ｈ２Ｏ）を水貯留部１０４（電解装置１０６）に返送する。これにより、炭化水素燃焼システム１００は、酸化炭素および水を分解、合成させた物質が循環するクローズドサイクルを形成する。なお、クローズドサイクル内の圧力は、第１実施形態では、大気圧である。ただし、これに限定されず、クローズドサイクル内の圧力は、大気圧より大きくてもよい。クローズドサイクル内の圧力を大気圧より大きくすることで、炭化水素生成装置１０８における炭化水素の生成効率、および、密閉式燃焼器１１４における燃焼効率を向上させることができる。
　また、炭化水素燃焼システム１００は、制御装置１４０と、酸化炭素バルブ１４２と、水バルブ１４４と、炭化水素バルブ１４６と、酸素バルブ１４８とを備える。制御装置１４０は、中央処理装置（ＣＰＵ）、プログラム等が格納されたＲＯＭ、ワークエリアとしてのＲＡＭ等を含むマイクロコンピュータでなる。制御装置１４０は、炭化水素燃焼システム１００全体を制御する。
　図２は、第１実施形態の制御装置１４０の概略的な構成を示すブロック図である。図２に示すように、第１実施形態において、制御装置１４０は、酸化炭素供給制御部１４０ａと、水供給制御部１４０ｂと、炭化水素供給制御部１４０ｃと、酸素供給制御部１４０ｄとして機能する。
　酸化炭素供給制御部１４０ａは、不図示のアクチュエータを介して酸化炭素バルブ１４２の開度を制御する。酸化炭素供給制御部１４０ａは、酸化炭素バルブ１４２を閉状態あるいは開状態に制御することができる。
　水供給制御部１４０ｂは、不図示のアクチュエータを介して水バルブ１４４の開度を制御する。水供給制御部１４０ｂは、水バルブ１４４を閉状態あるいは開状態に制御することができる。
　炭化水素供給制御部１４０ｃは、不図示のアクチュエータを介して炭化水素バルブ１４６の開度を制御する。炭化水素供給制御部１４０ｃは、炭化水素バルブ１４６を閉状態あるいは開状態に制御することができる。
　酸素供給制御部１４０ｄは、不図示のアクチュエータを介して酸素バルブ１４８の開度を制御する。酸素供給制御部１４０ｄは、酸素バルブ１４８を閉状態あるいは開状態に制御することができる。
　図１に戻り、酸化炭素バルブ１４２は、第１配管１１８に配される。酸化炭素バルブ１４２は、制御装置１４０により開度が制御されることで、酸化炭素貯留部１０２から炭化水素生成装置１０８に供給される酸化炭素（図１中、ＣＯ２）の量を調整する。
　水バルブ１４４は、第２配管１２０に配される。水バルブ１４４は、制御装置１４０により開度が制御されることで、水貯留部１０４から電解装置１０６に供給される水（図１中、２Ｈ２Ｏ（４Ｈ２Ｏ））の量を調整する。
　炭化水素バルブ１４６は、第８配管１３２に配される。炭化水素バルブ１４６は、制御装置１４０により開度が制御されることで、炭化水素貯留部１１２から密閉式燃焼器１１４に供給される炭化水素（図１中、ＣＨ４）の量を調整する。
　酸素バルブ１４８は、第４配管１２４に配される。酸素バルブ１４８は、制御装置１４０により開度が制御されることで、電解装置１０６から密閉式燃焼器１１４に供給される酸素（図１中、２Ｏ２）の量を調整する。
　すなわち、炭化水素バルブ１４６は、再生可能エネルギーを基に生成された炭化水素（図１中、ＣＨ４）の密閉式燃焼器１１４への供給量を調整することができる。炭化水素バルブ１４６は、熱需要が小さいときに密閉式燃焼器１１４への炭化水素の供給量を小さくすることで、炭化水素貯留部１１２に炭化水素を貯留させることができる。また、炭化水素バルブ１４６は、熱需要が大きいときに、貯留された炭化水素を開放し、密閉式燃焼器１１４に供給する炭化水素の量を大きくすることで、熱需要を満たすことができる。
　つぎに、炭化水素燃焼システム１００の作用および動作について説明する。炭化水素燃焼システム１００の運転が開始されると、酸化炭素供給制御部１４０ａは、酸化炭素バルブ１４２を開状態に制御し、酸化炭素貯留部１０２に貯められている酸化炭素（図１中、ＣＯ２）を炭化水素生成装置１０８に供給させる。
　また、水供給制御部１４０ｂは、水バルブ１４４を開状態に制御し、水貯留部１０４に貯められている水（図１中、４Ｈ２Ｏ）を電解装置１０６に供給させる。
　上述したように、電解装置１０６には、不図示の発電装置から電力が供給される。電解装置１０６は、水（図１中、４Ｈ２Ｏ）に電圧を加えることで、水素（図１中、４Ｈ２）と酸素（図１中、２Ｏ２）に分解する。電解装置１０６は、水素（図１中、４Ｈ２）を炭化水素生成装置１０８に供給し、酸素（図１中、２Ｏ２）を密閉式燃焼器１１４に供給する。
　炭化水素生成装置１０８には、メタネーション反応（４Ｈ２　＋　ＣＯ２　→　ＣＨ４　＋　２Ｈ２Ｏ）を活性化させる触媒（例えば、ニッケル（Ｎｉ）系触媒、ルテニウム（Ｒｕ）系触媒、白金（Ｐｔ）系触媒等）が収容されている。炭化水素生成装置１０８には、不図示の加熱装置が配されている。加熱装置は、制御装置１４０により温度制御され、炭化水素生成装置１０８を所定の触媒活性化温度（温度条件）に達するまで加熱する。炭化水素生成装置１０８は、所定の触媒活性化温度に加熱されると、触媒により酸化炭素（図１中、ＣＯ２）および水素（図１中、４Ｈ２）を反応させ、炭化水素（図１中、ＣＨ４）および水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を生成する。
　炭化水素生成装置１０８は、炭化水素および水を気液分離部１１０に供給する。このとき、炭化水素および水は、不図示の冷却装置により冷却され、水は、気体（水蒸気）から液体（水）に変換される。
　気液分離部１１０は、炭化水素（図１中、ＣＨ４）と、水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を気液分離する。気液分離部１１０は、分離した炭化水素（図１中、ＣＨ４）を炭化水素貯留部１１２に供給し、分離した水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を電解装置１０６に供給する。
　炭化水素貯留部１１２は、炭化水素バルブ１４６が閉状態である場合、炭化水素（図１中、ＣＨ４）を貯留する。炭化水素貯留部１１２は、炭化水素バルブ１４６が開状態である場合、内部に貯められた炭化水素（図１中、ＣＨ４）を密閉式燃焼器１１４に供給する。
　炭化水素供給制御部１４０ｃは、需要者の熱需要（例えば、加熱炉の熱処理に要する熱量）に応じて、炭化水素バルブ１４６の開度を制御する。炭化水素バルブ１４６の開度が制御されることで、炭化水素貯留部１１２から密閉式燃焼器１１４に供給される炭化水素の量が制御（調整）される。
　このとき、酸素供給制御部１４０ｄは、炭化水素バルブ１４６の開度（すなわち、炭化水素の供給量）に応じて、酸素バルブ１４８の開度（すなわち、酸素の供給量）を制御する。例えば、酸素供給制御部１４０ｄは、密閉式燃焼器１１４で燃料が燃焼された後の燃焼ガス中に残存する酸素（Ｏ２）が低減される（なくなる）ように酸素バルブ１４８の開度を調整（制御）する。
　密閉式燃焼器１１４は、炭化水素貯留部１１２から供給される炭化水素（図１中、ＣＨ４）、および、電解装置１０６から供給される酸素（図１中、２Ｏ２）を燃焼させる。密閉式燃焼器１１４は、炭化水素（図１中、ＣＨ４）および酸素（２Ｏ２）を燃焼させることで、熱を生成する。密閉式燃焼器１１４は、炭化水素（図１中、ＣＨ４）および酸素（２Ｏ２）を燃焼させることで、酸化炭素（図１中、ＣＯ２）および水（２Ｈ２Ｏ）を生成する。
　密閉式燃焼器１１４は、生成した熱を不図示の熱需要部（例えば、加熱炉）に供給する。密閉式燃焼器１１４は、生成した酸化炭素（図１中、ＣＯ２）および水（２Ｈ２Ｏ）を気液分離部１１６に供給する。このとき、酸化炭素および水は、不図示の冷却装置により冷却され、水は、気体（水蒸気）から液体（水）に変換される。
　気液分離部１１６は、酸化炭素（図１中、ＣＯ２）と、水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を気液分離する。気液分離部１１６は、分離した酸化炭素（図１中、ＣＯ２）を酸化炭素貯留部１０２に供給し、分離した水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を水貯留部１０４に供給する。
　酸化炭素供給制御部１４０ａは、密閉式燃焼器１１４の稼働後、酸化炭素バルブ１４２の開度（開状態）を維持する。酸化炭素バルブ１４２の開度が維持されることで、気液分離部１１６から酸化炭素貯留部１０２に供給される酸化炭素（図１中、ＣＯ２）は、酸化炭素貯留部１０２から炭化水素生成装置１０８に供給される。このように、密閉式燃焼器１１４で生成された酸化炭素（図１中、ＣＯ２）は、気液分離部１１６、酸化炭素貯留部１０２および酸化炭素バルブ１４２を介して、炭化水素生成装置１０８に供給されることとなる。
　水供給制御部１４０ｂは、密閉式燃焼器１１４の稼働後、水バルブ１４４の開度を開状態のまま小さくする。水バルブ１４４が開状態のまま維持されることで、気液分離部１１６から水貯留部１０４に供給される水（図１中、２Ｈ２Ｏ）は、水貯留部１０４から電解装置１０６に供給される。このように、密閉式燃焼器１１４で生成された水（図１中、２Ｈ２Ｏ）は、気液分離部１１６、水貯留部１０４および水バルブ１４４を介して、電解装置１０６に供給されることとなる。
　ここで、電解装置１０６には、気液分離部１１０から水（図１中、２Ｈ２Ｏ）が供給される。そのため、水供給制御部１４０ｂは、気液分離部１１０から供給される水（図１中、２Ｈ２Ｏ）の量に応じて、水バルブ１４４の開度を小さく制御する。具体的に、水供給制御部１４０ｂは、水バルブ１４４の開度を小さく制御し、水貯留部１０４から電解装置１０６に供給される水の量を、炭化水素燃焼システム１００の運転開始時に比べて大凡半分の量（図１中、４Ｈ２Ｏから２Ｈ２Ｏ）に低減させる。
　電解装置１０６には、気液分離部１１０から供給される水（図１中、２Ｈ２Ｏ）と、水貯留部１０４から供給される水（図１中、２Ｈ２Ｏ）とが流入する。そのため、密閉式燃焼器１１４の稼働後に気液分離部１１０および水貯留部１０４から電解装置１０６に供給される水（４Ｈ２Ｏ　＝　２Ｈ２Ｏ＋　２Ｈ２Ｏ）の量は、炭化水素燃焼システム１００の運転開始時に水貯留部１０４から電解装置１０６に供給される水（図１中、４Ｈ２Ｏ）の量と大凡等しくなる。
　このように、第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００は、密閉式燃焼器１１４で生成された酸化炭素（図１中、ＣＯ２）を炭化水素生成装置１０８に返送（送出）させている。また、炭化水素燃焼システム１００は、密閉式燃焼器１１４で生成された水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を電解装置１０６に返送（送出）させている。また、炭化水素燃焼システム１００は、気液分離部１１０で分離した水（図１中、２Ｈ２Ｏ）を電解装置１０６に返送（送出）させている。
　これにより、炭化水素燃焼システム１００は、電解装置１０６により水素および酸素を生成するために、炭化水素燃焼システム１００の系外から電解装置１０６に水を随時供給する必要がなくなる。また、炭化水素燃焼システム１００は、炭化水素生成装置１０８により炭化水素を生成するために、炭化水素燃焼システム１００の系外から炭化水素生成装置１０８に酸化炭素を随時供給する必要がなくなる。したがって、炭化水素燃焼システム１００は、密閉式燃焼器１１４により熱を生成する際に、炭化水素燃焼システム１００の系外から水あるいは炭化水素を随時供給する場合に比べて、コストを低減することができる。
［第２実施形態］
　図３は、第２実施形態における炭化水素燃焼システム２００の概略的な構成を説明する図である。第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００と実質的に等しい構成要素については、同一符号を付して説明を省略する。第２実施形態の炭化水素燃焼システム２００は、気液分離部１１０を備えていない点で、第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００と異なっている。
　炭化水素燃焼システム２００は、第１実施形態の第５配管１２６および第６配管１２８の代わりに、第５配管２２６を備える。また、炭化水素燃焼システム２００は、第１実施形態の第７配管１３０の代わりに、第７配管２３０を備える。炭化水素燃焼システム２００は、第１実施形態の炭化水素貯留部１１２の代わりに、炭化水素貯留部２１２を備える。
　炭化水素生成装置１０８と炭化水素貯留部２１２との間には、第５配管２２６が配される。第５配管２２６は、炭化水素生成装置１０８と炭化水素貯留部２１２とを連通させる。炭化水素生成装置１０８は、第５配管２２６を介して炭化水素貯留部２１２に、炭化水素（メタン：図３中、ＣＨ４）および水（水蒸気：図３中、２Ｈ２Ｏ）を供給する。
　図４は、炭化水素貯留部２１２の概略構成図である。図４に示すように、炭化水素貯留部２１２には、第５配管２２６から炭化水素（メタン：図４中、ＣＨ４）および水（水蒸気：図４中、２Ｈ２Ｏ）が供給される。
　炭化水素貯留部２１２では、炭化水素（メタン）および水（水蒸気）が自然冷却され、水（水蒸気）が液化する。液化した水は、炭化水素貯留部２１２の鉛直下方に移動し、炭化水素貯留部２１２の底部に貯留される。ここで、炭化水素（メタン）は、自然冷却されても液化せずに、気体の状態を維持している。
　また、炭化水素貯留部２１２の鉛直下方には、第７配管２３０が配される。第７配管２３０は、炭化水素貯留部２１２と電解装置１０６とを連通させる。したがって、液化した水は、第７配管２３０に導入され、第７配管２３０を介して電解装置１０６（図３参照）に返送される。
　第７配管２３０は、略Ｓ字の湾曲部２３０ａを有する。湾曲部２３０ａには、常時、液化した水が貯留されている。つまり、第７配管２３０は、湾曲部２３０ａが液化した水によってシール（水封）される。これにより、炭化水素貯留部２１２内の炭化水素（メタン）が第７配管２３０を介して電解装置１０６に供給されることを抑制することができる。
　また、炭化水素貯留部２１２の鉛直上方には、第８配管１３２が配される。炭化水素貯留部２１２内の炭化水素は、第８配管１３２に導入され、第８配管１３２を介して密閉式燃焼器１１４（図３参照）に供給される。
　このように、第２実施形態の炭化水素燃焼システム２００において、炭化水素生成装置１０８により生成された炭化水素（図３中、ＣＨ４）および水（図３中、２Ｈ２Ｏ）は、第５配管２２６および炭化水素貯留部２１２において自然冷却される。したがって、炭化水素燃焼システム２００は、炭化水素生成装置１０８により生成された炭化水素（図３中、ＣＨ４）および水（図３中、２Ｈ２Ｏ）を冷却するための冷却装置を配さなくてもよい。このため、炭化水素燃焼システム２００は、第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００と比べてコストを低減することができる。
［第３実施形態］
　図５は、第３実施形態における炭化水素燃焼システム３００の概略的な構成を説明する図である。第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００および第２実施形態の炭化水素燃焼システム２００と実質的に等しい構成要素については、同一符号を付して説明を省略する。第３実施形態の炭化水素燃焼システム３００は、反応熱供給部（熱供給部）３０２を備える点で、第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００および第２実施形態の炭化水素燃焼システム２００と異なっている。
　図５に示すように、炭化水素生成装置１０８と炭化水素貯留部１１２との間には、反応熱供給部３０２が配される。反応熱供給部３０２は、炭化水素生成装置１０８および炭化水素貯留部１１２と接触している。ただし、反応熱供給部３０２は、炭化水素生成装置１０８および炭化水素貯留部１１２と接触していなくてもよい。例えば、反応熱供給部３０２は、炭化水素生成装置１０８より下流側にある部材（第５配管２２６）と、炭化水素貯留部１１２とを接触するようにしてもよい。反応熱供給部３０２は、例えば、銅、アルミニウム、グラファイトなどの伝熱部材で構成される。反応熱供給部３０２は、炭化水素生成装置１０８で生成された熱を炭化水素貯留部１１２に供給する。
　炭化水素生成装置１０８では、炭化水素（第３実施形態では、メタン：ＣＨ４）が生成される。メタンを生成する際のメタネーション反応は、発熱反応である。反応熱供給部３０２は、炭化水素生成装置１０８で生じた反応熱の一部を炭化水素貯留部１１２に供給する。
　炭化水素貯留部１１２は、反応熱供給部３０２から供給された熱（反応熱）により加熱される。炭化水素貯留部１１２が加熱されると、炭化水素貯留部１１２内の液化した水（Ｈ２Ｏ）が気化する。
　上述したように、密閉式燃焼器１１４は、炭化水素（図５中、ＣＨ４）および酸素（図５中、２Ｏ２）を燃焼させる。このとき、密閉式燃焼器１１４の火炎温度は、非常に高い温度（例えば、３０００℃以上の温度）となり、密閉式燃焼器１１４が溶損するおそれがある。
　そこで、第３実施形態において、炭化水素貯留部１１２は、反応熱供給部３０２から供給された熱により気化した水（水蒸気）を、密閉式燃焼器１１４に供給している。密閉式燃焼器１１４は、水蒸気が供給されると、供給された水蒸気の比熱分だけ温度が低下する。
　このように、第３実施形態において、炭化水素燃焼システム３００は、反応熱供給部３０２を備える。これにより、炭化水素燃焼システム３００は、密閉式燃焼器１１４に気化した水（水蒸気）を供給することができる。その結果、炭化水素燃焼システム３００は、密閉式燃焼器１１４の温度を低下させることができ、密閉式燃焼器１１４の溶損を抑制することができる。
［第４実施形態］
　図６は、第４実施形態における炭化水素燃焼システム４００の概略的な構成を説明する図である。第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００および第２実施形態の炭化水素燃焼システム２００と実質的に等しい構成要素については、同一符号を付して説明を省略する。第４実施形態の炭化水素燃焼システム４００は、燃焼熱供給部（熱供給部）４０２を備える点で、第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００および第２実施形態の炭化水素燃焼システム２００と異なっている。
　図６に示すように、炭化水素貯留部１１２と密閉式燃焼器１１４との間には、燃焼熱供給部４０２が配される。燃焼熱供給部４０２は、炭化水素貯留部１１２および密閉式燃焼器１１４と接触している。ただし、燃焼熱供給部４０２は、炭化水素貯留部１１２および密閉式燃焼器１１４と接触していなくてもよい。例えば、燃焼熱供給部４０２は、密閉式燃焼器１１４より下流側にある部材（第９配管１３４）と、炭化水素貯留部１１２とを接触するようにしてもよい。燃焼熱供給部４０２は、例えば、銅、アルミニウム、グラファイトなどの伝熱部材で構成される。燃焼熱供給部４０２は、密閉式燃焼器１１４で生成された熱を炭化水素貯留部１１２に供給する。
　密閉式燃焼器１１４では、炭化水素（図６中、ＣＨ４）および酸素（図６中、２Ｏ２）が燃焼されることで、熱（燃焼熱）が生成される。燃焼熱供給部４０２は、密閉式燃焼器１１４で生成された熱の一部を炭化水素貯留部１１２に供給する。
　炭化水素貯留部１１２は、燃焼熱供給部４０２から供給された熱（燃焼熱）により加熱される。炭化水素貯留部１１２が加熱されると、炭化水素貯留部１１２内の液化した水（Ｈ２Ｏ）が気化する。
　密閉式燃焼器１１４は、炭化水素（図６中、ＣＨ４）および酸素（図６中、２Ｏ２）を燃焼させると、燃焼の火炎温度（例えば、３０００℃以上の温度）により、密閉式燃焼器１１４が溶損するおそれがある。
　第４実施形態において、炭化水素貯留部１１２は、気化した水（水蒸気）を密閉式燃焼器１１４に供給している。密閉式燃焼器１１４は、水蒸気が供給されると、供給された水蒸気の比熱分だけ温度が低下する。
　このように、第４実施形態において、炭化水素燃焼システム４００は、燃焼熱供給部４０２を備える。これにより、炭化水素燃焼システム４００は、密閉式燃焼器１１４に気化した水（水蒸気）を供給することができる。その結果、炭化水素燃焼システム４００は、密閉式燃焼器１１４の温度を低下させることができ、密閉式燃焼器１１４の溶損を抑制することができる。
［第５実施形態］
　図７は、第５実施形態における炭化水素燃焼システム５００の概略的な構成を説明する図である。第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００と実質的に等しい構成要素については、同一符号を付して説明を省略する。第５実施形態の炭化水素燃焼システム５００は、第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００と同じ構成を有する。ただし、酸化炭素供給制御部１４０ａ（図２参照）による酸化炭素バルブ１４２の制御が、第１実施形態と異なる。
　上述したように、密閉式燃焼器１１４は、炭化水素（図７中、ＣＨ４）および酸素（図７中、２Ｏ２）を燃焼させると、燃焼の火炎温度（例えば、３０００℃以上の温度）により、密閉式燃焼器１１４が溶損するおそれがある。
　第５実施形態において、酸化炭素供給制御部１４０ａ（図２参照）は、密閉式燃焼器１１４の温度に応じて、酸化炭素バルブ１４２の開度を制御し、炭化水素生成装置１０８に供給する酸化炭素（図７中、ＣＯ２）の供給量を制御する。
　例えば、炭化水素燃焼システム５００は、密閉式燃焼器１１４の温度を計測する不図示の温度計を備えてもよい。酸化炭素供給制御部１４０ａは、不図示の温度計の出力に基づいて、酸化炭素バルブ１４２の開度を制御してもよい。また、酸化炭素供給制御部１４０ａは、炭化水素バルブ１４６の開度（すなわち、ＣＨ４の供給量）に基づいて、密閉式燃焼器１１４の温度を推定してもよい。酸化炭素供給制御部１４０ａは、推定した密閉式燃焼器１１４の温度に基づいて、酸化炭素バルブ１４２の開度を制御してもよい。
　第５実施形態において、酸化炭素供給制御部１４０ａは、第１実施形態よりも炭化水素生成装置１０８に供給する酸化炭素の供給量を増加（図７中、「＋ｎＣＯ２」）させるように、酸化炭素バルブ１４２の開度を制御している。なお、図７中、「＋ｎＣＯ２」の「＋」は、炭化水素生成装置１０８に要する酸化炭素に加えて、より多くの酸化炭素が供給されることを示している。「＋ｎＣＯ２」の「ｎ」は、炭化水素生成装置１０８に要する酸化炭素に加えて、増加する酸化炭素の量を示している。
　つまり、酸化炭素供給制御部１４０ａは、炭化水素生成装置１０８に要する酸化炭素よりも多くの酸化炭素（すなわち、余分な酸化炭素）を、炭化水素生成装置１０８に供給させる。余分な酸化炭素（図７中、「＋ｎＣＯ２」）は、炭化水素生成装置１０８、気液分離部１１０、炭化水素貯留部１１２を介して、密閉式燃焼器１１４に供給される。密閉式燃焼器１１４は、余分な酸化炭素が供給されると、供給された酸化炭素の比熱分だけ温度が低下する。
　密閉式燃焼器１１４に供給された余分な酸化炭素（図７中、「＋ｎＣＯ２」）は、密閉式燃焼器１１４から気液分離部１１６を介して酸化炭素貯留部１０２に返送される。すなわち、余分な酸化炭素は、炭化水素生成装置１０８、気液分離部１１０、炭化水素貯留部１１２、密閉式燃焼器１１４、気液分離部１１６、酸化炭素貯留部１０２を循環する。酸化炭素供給制御部１４０ａは、炭化水素生成装置１０８、気液分離部１１０、炭化水素貯留部１１２、密閉式燃焼器１１４、気液分離部１１６、酸化炭素貯留部１０２を循環する酸化炭素の量を制御する。すなわち、酸化炭素供給制御部１４０ａは、図７中、「＋ｎＣＯ２」で示される酸化炭素の循環量を制御（調整）する。
　このように、第５実施形態において、酸化炭素供給制御部１４０ａは、密閉式燃焼器１１４に余分な酸化炭素（図７中、「＋ｎＣＯ２」）を供給させる。これにより、炭化水素燃焼システム５００は、密閉式燃焼器１１４の温度を低下させることができ、密閉式燃焼器１１４が溶損することを抑制することができる。
［第６実施形態］
　図８は、第６実施形態における炭化水素燃焼システム６００の概略的な構成を説明する図である。第３実施形態の炭化水素燃焼システム３００と実質的に等しい構成要素については、同一符号を付して説明を省略する。第６実施形態の炭化水素燃焼システム６００は、第３実施形態の炭化水素燃焼システム３００と同じ構成を有する。ただし、水供給制御部１４０ｂ（図２参照）による水バルブ１４４の制御が、第３実施形態と異なる。
　上述したように、密閉式燃焼器１１４は、炭化水素（図８中、ＣＨ４）および酸素（図８中、２Ｏ２）を燃焼させると、燃焼の火炎温度（例えば、３０００℃以上の温度）により、密閉式燃焼器１１４が溶損するおそれがある。
　第６実施形態において、水供給制御部１４０ｂ（図２参照）は、密閉式燃焼器１１４の温度に応じて、水バルブ１４４の開度を制御し、電解装置１０６に供給する水（図８中、２Ｈ２Ｏ（４Ｈ２Ｏ））の供給量を制御する。
　例えば、炭化水素燃焼システム６００は、密閉式燃焼器１１４の温度を計測する不図示の温度計を備えてもよい。水供給制御部１４０ｂは、不図示の温度計の出力に基づいて、水バルブ１４４の開度を制御してもよい。また、水供給制御部１４０ｂは、炭化水素バルブ１４６の開度（すなわち、ＣＨ４の供給量）に基づいて、密閉式燃焼器１１４の温度を推定してもよい。水供給制御部１４０ｂは、推定した密閉式燃焼器１１４の温度に基づいて、水バルブ１４４の開度を制御してもよい。
　第６実施形態において、水供給制御部１４０ｂは、第３実施形態よりも電解装置１０６に供給する水の供給量を増加（図８中、「＋ｎＨ２Ｏ」）させるように、水バルブ１４４の開度を制御している。なお、図８中、「＋ｎＨ２Ｏ」の「＋」は、電解装置１０６に要する水に加えて、より多くの水が供給されることを示している。「＋ｎＨ２Ｏ」の「ｎ」は、電解装置１０６に要する水に加えて、増加する水の量を示している。
　つまり、水供給制御部１４０ｂは、電解装置１０６に要する水よりも多くの水（すなわち、余分な水）を、電解装置１０６に供給させる。余分な水（図８中、「＋ｎＨ２Ｏ」）は、電解装置１０６を介して密閉式燃焼器１１４に供給される。密閉式燃焼器１１４は、余分な水が供給されると、供給された水の比熱分だけ温度が低下する。
　密閉式燃焼器１１４に供給された余分な水（図８中、「＋ｎＨ２Ｏ」）は、密閉式燃焼器１１４から気液分離部１１６を介して水貯留部１０４に返送される。すなわち、余分な水は、電解装置１０６、密閉式燃焼器１１４、気液分離部１１６、水貯留部１０４を循環する。水供給制御部１４０ｂは、電解装置１０６、密閉式燃焼器１１４、気液分離部１１６、水貯留部１０４を循環する水の量を制御する。すなわち、水供給制御部１４０ｂは、図８中、「＋ｎＨ２Ｏ」で示される水の循環量を制御（調整）する。
　このように、第６実施形態において、水供給制御部１４０ｂは、密閉式燃焼器１１４に余分な水（図８中、「＋ｎＨ２Ｏ」）を供給させる。これにより、炭化水素燃焼システム６００は、密閉式燃焼器１１４の温度を低下させることができ、密閉式燃焼器１１４が溶損することを抑制することができる。
［第７実施形態］
　図９は、第７実施形態における炭化水素燃焼システム７００の概略的な構成を説明する図である。第３実施形態の炭化水素燃焼システム３００と実質的に等しい構成要素については、同一符号を付して説明を省略する。第７実施形態の炭化水素燃焼システム７００は、循環配管７０２、燃焼ガスバルブ７０４を備える点、制御装置１４０に代えて制御装置７４０を備える点で、第３実施形態の炭化水素燃焼システム３００と異なっている。
　図９に示すように、密閉式燃焼器１１４には、循環配管７０２が接続される。循環配管７０２は、一端が密閉式燃焼器１１４の上流側（炭化水素貯留部１１２側）に接続され、他端が密閉式燃焼器１１４の下流側（気液分離部１１６側）に接続される。ただし、循環配管７０２は、一端が密閉式燃焼器１１４の上流側に接続され、他端が密閉式燃焼器１１４の下流側に接続されなくてもよい。例えば、循環配管７０２は、一端が密閉式燃焼器１１４より上流側にある部材（第８配管１３２）に接続され、他端が密閉式燃焼器１１４より下流側にある部材（第９配管１３４）に接続されてもよい。
　循環配管７０２は、密閉式燃焼器１１４の下流側から排出される燃焼ガスの一部を密閉式燃焼器１１４の上流側に還流させる。ここで、燃焼ガスの一部を還流させるために、循環配管７０２は、不図示のエジェクターを備えてもよい。
　また、循環配管７０２には、燃焼ガスバルブ７０４が配される。燃焼ガスバルブ７０４は、制御装置７４０により開度が制御されることで、密閉式燃焼器１１４の下流側から密閉式燃焼器１１４の上流側に還流する燃焼ガスの流量を調整する。
　図１０は、第７実施形態の制御装置７４０の概略的な構成を示すブロック図である。図１０に示すように、第７実施形態において、制御装置７４０は、酸化炭素供給制御部１４０ａと、水供給制御部１４０ｂと、炭化水素供給制御部１４０ｃと、燃焼ガス供給制御部７４０ｅとして機能する。
　燃焼ガス供給制御部７４０ｅは、不図示のアクチュエータを介して燃焼ガスバルブ７０４の開度を制御する。燃焼ガス供給制御部７４０ｅは、燃焼ガスバルブ７０４を閉状態あるいは開状態に制御することができる。燃焼ガス供給制御部７４０ｅは、燃焼ガスバルブ７０４の開度を制御することで、密閉式燃焼器１１４の下流側から密閉式燃焼器１１４の上流側に還流する燃焼ガスの流量を調整することができる。
　密閉式燃焼器１１４は、炭化水素（図９中、ＣＨ４）および酸素（図９中、２Ｏ２）を燃焼させると、燃焼の火炎温度（例えば、３０００℃以上の温度）により、密閉式燃焼器１１４が溶損するおそれがある。
　第７実施形態において、燃焼ガス供給制御部７４０ｅは、燃焼ガスバルブ７０４の開度を制御することで、密閉式燃焼器１１４で生成された燃焼ガス（図９中、ＣＯ２および４Ｈ２Ｏ）の一部を循環配管７０２により密閉式燃焼器１１４の上流側に還流させている。密閉式燃焼器１１４は、燃焼ガスの一部が供給されると、供給された燃焼ガス（ＣＯ２およびＨ２Ｏ）の比熱分だけ温度が低下する。
　このように、第７実施形態において、炭化水素燃焼システム７００は、循環配管７０２、燃焼ガスバルブ７０４、燃焼ガス供給制御部７４０ｅを備える。これにより、炭化水素燃焼システム７００は、密閉式燃焼器１１４に燃焼ガスの一部を供給することができる。その結果、炭化水素燃焼システム７００は、密閉式燃焼器１１４の温度を低下させることができ、密閉式燃焼器１１４の溶損を抑制することができる。
（第８実施形態）
　図１１は、第８実施形態における炭化水素燃焼システム８００の概略的な構成を説明する図である。第３実施形態の炭化水素燃焼システム３００と実質的に等しい構成要素については、同一符号を付して説明を省略する。第８実施形態の炭化水素燃焼システム８００は、電解装置１０６に代えて電解装置８０６を備える点、水貯留部１０４に代えて燃焼ガス貯留部８０４を備える点、水バルブ１４４に代えて燃焼ガスバルブ８４４を備える点、制御装置１４０に代えて制御装置８４０を備える点で、第３実施形態と異なっている。
　燃焼ガス貯留部８０４は、密閉式燃焼器１１４から送出された燃焼ガス（第８実施形態では、二酸化炭素：ＣＯ２および水：３Ｈ２Ｏ）を貯留する。燃焼ガス貯留部８０４には、炭化水素燃焼システム８００を初めて稼働させる前に、予め所定量の燃焼ガス（図１１中、ＣＯ２および３Ｈ２Ｏ）が貯留される。ただし、燃焼ガス貯留部８０４には、炭化水素燃焼システム８００を初めて稼働させる際に、所定量の燃焼ガス（図１１中、ＣＯ２および３Ｈ２Ｏ）が外部から供給されるようにしてもよい。
　燃焼ガス貯留部８０４は、不図示の加熱装置を備える。加熱装置は、炭化水素燃焼システム８００の運転開始時に、燃焼ガス貯留部８０４内に貯留された二酸化炭素（図１１中、ＣＯ２）および水（図１１中、３Ｈ２Ｏ）を、例えば５００℃以上に加熱する。燃焼ガス貯留部８０４は、加熱された二酸化炭素および水（水蒸気）を電解装置８０６に供給する。
　また、炭化水素燃焼システム８００の運転開始後、燃焼ガス貯留部８０４は、密閉式燃焼器１１４から送出された燃焼ガス（図１１中、ＣＯ２、３Ｈ２Ｏ）を電解装置８０６に供給する。燃焼ガス貯留部８０４は、電解装置８０６の駆動時に必要な酸化炭素および水を、任意のタイミングで電解装置８０６に供給することができる。
　電解装置８０６は、再生可能エネルギーから電力を生成する不図示の発電装置に接続される。電解装置８０６には、不図示の発電装置から電力が供給される。また、電解装置８０６には、燃焼ガス貯留部８０４から燃焼ガス（図１１中、ＣＯ２、３Ｈ２Ｏ）が供給される。
　第８実施形態において、電解装置８０６は、例えば、固体酸化物形電解セル（ＳＯＥＣ：Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｓｉｓ Ｃｅｌｌ）を含んで構成され、二酸化炭素と水を電気分解（共電解）し、水素と一酸化炭素と酸素に変換することができる。電解装置１０６は、供給された電力および燃焼ガス（図１１中、ＣＯ２、３Ｈ２Ｏ）から、一酸化炭素（図１１中、ＣＯ）、水素（図１１中、３Ｈ２）および酸素（図１１中、２Ｏ２）を生成する。
　電解装置８０６は、第３配管１２２を介して炭化水素生成装置１０８に一酸化炭素（図１１中、ＣＯ）および水素（図１１中、３Ｈ２）を供給する。また、電解装置８０６は、第４配管１２４を介して密閉式燃焼器１１４に酸素（図１１中、２Ｏ２）を供給する。
　炭化水素生成装置１０８は、供給された一酸化炭素（図１１中、ＣＯ）と水素（図１１中、３Ｈ２）から、炭化水素（図１１中、ＣＨ４）および水（図１１中、Ｈ２Ｏ）を生成する。第８実施形態において、炭化水素生成装置１０８は、メタンおよび水蒸気を生成している。
　具体的に、炭化水素生成装置１０８には、メタネーション反応（３Ｈ２　＋　ＣＯ　→　ＣＨ４　＋　Ｈ２Ｏ）を活性化させる触媒（例えば、ニッケル（Ｎｉ）系触媒、ルテニウム（Ｒｕ）系触媒、白金（Ｐｔ）系触媒等）が収容されている。炭化水素生成装置１０８には、不図示の加熱装置が配されている。加熱装置は、制御装置８４０により温度制御され、炭化水素生成装置１０８を所定の触媒活性化温度（温度条件）に達するまで加熱する。炭化水素生成装置１０８は、所定の触媒活性化温度に加熱されると、触媒により一酸化炭素（図１１中、ＣＯ）および水素（図１１中、３Ｈ２）を反応させ、炭化水素（図１１中、ＣＨ４）および水（図１１中、Ｈ２Ｏ）を生成する。
　図１２は、第８実施形態の制御装置８４０の概略的な構成を示すブロック図である。図１２に示すように、第８実施形態において、制御装置８４０は、燃焼ガス供給制御部８４０ａと、炭化水素供給制御部１４０ｃとして機能する。
　燃焼ガス供給制御部８４０ａは、不図示のアクチュエータを介して燃焼ガスバルブ８４４の開度を制御する。燃焼ガス供給制御部８４０ａは、燃焼ガスバルブ８４４を閉状態あるいは開状態に制御することができる。燃焼ガス供給制御部８４０ａは、燃焼ガスバルブ８４４の開度を制御することで、燃焼ガス貯留部８０４から電解装置８０６に供給する燃焼ガスの量を調整することができる。このとき、燃焼ガス供給制御部８４０ａは、上記実施形態５および６と同様に、密閉式燃焼器１１４に余分な酸化炭素あるいは水を供給させて密閉式燃焼器１１４の温度を低下させるように制御してもよい。
　このように、第８実施形態において、密閉式燃焼器１１４は、燃焼ガス（すなわち、酸化炭素（図１１中、ＣＯ２）および水（図１１中、３Ｈ２Ｏ））を電解装置８０６に返送（送出）させている。
　これにより、炭化水素燃焼システム８００は、電解装置８０６により一酸化炭素、水素および酸素を生成するために、炭化水素燃焼システム８００の系外から電解装置８０６に酸化炭素および水を随時供給する必要がなくなる。したがって、炭化水素燃焼システム８００は、密閉式燃焼器１１４により熱を生成する際に、炭化水素燃焼システム８００の系外から水あるいは炭化水素を随時供給する場合に比べて、コストを低減することができる。
　また、第８実施形態の炭化水素燃焼システム８００において、電解装置８０６は、燃焼ガスから、一酸化炭素、水素、酸素を生成することができる。したがって、炭化水素燃焼システム８００は、燃焼ガスに含まれる酸化炭素（図１１中、ＣＯ２）と水（図１１中、３Ｈ２Ｏ）を分離するための気液分離部１１６を配さなくてもよい。このため、炭化水素燃焼システム８００は、第１実施形態の炭化水素燃焼システム１００と比べてコストを低減することができる。
　以上、添付図面を参照しながら本開示の実施形態について説明したが、本開示はかかる実施形態に限定されないことは言うまでもない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された範疇において、各種の変更例または修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本開示の技術的範囲に属するものと了解される。
　上記第１～７実施形態では、炭化水素燃焼システム１００、２００、３００、４００、５００、６００、７００が、酸化炭素貯留部１０２を備える例について説明した。しかし、酸化炭素貯留部１０２は、必須の構成ではない。したがって、炭化水素燃焼システム１００、２００、３００、４００、５００、６００、７００は、酸化炭素貯留部１０２を備えていなくてもよい。
　上記第１～７実施形態では、炭化水素燃焼システム１００、２００、３００、４００、５００、６００、７００が、酸化炭素バルブ１４２および酸化炭素供給制御部１４０ａを備える例について説明した。しかし、酸化炭素バルブ１４２および酸化炭素供給制御部１４０ａは、必須の構成ではない。したがって、炭化水素燃焼システム１００、２００、３００、４００、５００、６００、７００は、酸化炭素バルブ１４２および酸化炭素供給制御部１４０ａを備えていなくてもよい。
　上記第１～７実施形態では、炭化水素燃焼システム１００、２００、３００、４００、５００、６００、７００が、水貯留部１０４を備える例について説明した。しかし、水貯留部１０４は、必須の構成ではない。したがって、炭化水素燃焼システム１００、２００、３００、４００、５００、６００、７００は、水貯留部１０４を備えていなくてもよい。
　上記第１～７実施形態では、炭化水素燃焼システム１００、２００、３００、４００、５００、６００、７００が、水バルブ１４４および水供給制御部１４０ｂを備える例について説明した。しかし、水バルブ１４４および水供給制御部１４０ｂは、必須の構成ではない。したがって、炭化水素燃焼システム１００、２００、３００、４００、５００、６００、７００は、水バルブ１４４および水供給制御部１４０ｂを備えていなくてもよい。
　上記第８実施形態では、炭化水素燃焼システム８００が、燃焼ガス貯留部８０４を備える例について説明した。しかし、燃焼ガス貯留部８０４は、必須の構成ではない。したがって、炭化水素燃焼システム８００は、燃焼ガス貯留部８０４を備えていなくてもよい。
　上記第８実施形態では、炭化水素燃焼システム８００が、燃焼ガスバルブ８４４および燃焼ガス供給制御部８４０ａを備える例について説明した。しかし、燃焼ガスバルブ８４４および燃焼ガス供給制御部８４０ａは、必須の構成ではない。したがって、炭化水素燃焼システム８００は、燃焼ガスバルブ８４４および燃焼ガス供給制御部８４０ａを備えていなくてもよい。
　また、上記各実施形態の炭化水素燃焼システム１００、２００、３００、４００、５００、６００、７００、８００は、それぞれ組み合わせ可能である。例えば、上記第３実施形態の炭化水素燃焼システム３００は、上記第４実施形態の燃焼熱供給部４０２を備えてもよい。また、上記第３実施形態の炭化水素燃焼システム３００は、上記第７実施形態の循環配管７０２、燃焼ガスバルブ７０４、燃焼ガス供給制御部７４０ｅを備えてもよい。また、上記第８実施形態の炭化水素燃焼システム８００は、上記第３実施形態の反応熱供給部３０２を備えてもよい。また、上記第８実施形態の炭化水素燃焼システム８００は、上記第４実施形態の燃焼熱供給部４０２を備えてもよい。また、上記第８実施形態の炭化水素燃焼システム８００は、上記第７実施形態の循環配管７０２、燃焼ガスバルブ７０４、燃焼ガス供給制御部７４０ｅを備えてもよい。
　本開示は、炭化水素燃焼システムに利用することができる。
１００：炭化水素燃焼システム　１０２：酸化炭素貯留部　１０４：水貯留部　１０６：電解装置　１０８：炭化水素生成装置　１１２：炭化水素貯留部　１１４：密閉式燃焼器　１１６：気液分離部（分離部）　１４０ａ：酸化炭素供給制御部　１４０ｂ：水供給制御部　３００：炭化水素燃焼システム　３０２：反応熱供給部（熱供給部）　４００：炭化水素燃焼システム　４０２：燃焼熱供給部（熱供給部）　７００：炭化水素燃焼システム　７０２：循環配管　８００：炭化水素燃焼システム　８０４：燃焼ガス貯留部　８４０ａ：燃焼ガス供給制御部

Claims (11)

  1. 　再生可能エネルギーから生成される電力を用いて水素を生成する電解装置と、
    　前記電解装置で生成された前記水素と、二酸化炭素を用いて炭化水素を生成する炭化水素生成装置と、
    　前記炭化水素生成装置で生成された前記炭化水素を貯留する炭化水素貯留部と、
    　前記炭化水素貯留部から取り出された前記炭化水素を燃焼させる密閉式燃焼器と、
    　前記炭化水素が燃焼することで生じる二酸化炭素と水を分離し、前記二酸化炭素を前記炭化水素生成装置に送出するとともに前記水を前記電解装置に送出する分離部と、
    を備える炭化水素燃焼システム。
  2. 　前記分離部から送出された前記二酸化炭素を貯留する酸化炭素貯留部を備える請求項１に記載の炭化水素燃焼システム。
  3. 　前記炭化水素生成装置、前記炭化水素貯留部、前記密閉式燃焼器、前記分離部を循環する前記二酸化炭素の量を制御する酸化炭素供給制御部を備える請求項１または２に記載の炭化水素燃焼システム。
  4. 　前記分離部から送出された前記水を貯留する水貯留部を備える請求項１～３のいずれか１項に記載の炭化水素燃焼システム。
  5. 　前記電解装置、前記密閉式燃焼器、前記分離部を循環する前記水の量を制御する水供給制御部を備える請求項１～４のいずれか１項に記載の炭化水素燃焼システム。
  6. 　再生可能エネルギーから生成される電力を用いて水素および一酸化炭素を生成する電解装置と、
    　前記電解装置で生成された前記水素と前記一酸化炭素を用いて炭化水素を生成する炭化水素生成装置と、
    　前記炭化水素生成装置で生成された前記炭化水素を貯留する炭化水素貯留部と、
    　前記炭化水素貯留部から取り出された前記炭化水素を燃焼させ、二酸化炭素および水を前記電解装置に送出する密閉式燃焼器と、
    を備える炭化水素燃焼システム。
  7. 　前記密閉式燃焼器から送出された前記二酸化炭素および前記水を貯留する燃焼ガス貯留部を備える請求項６に記載の炭化水素燃焼システム。
  8. 　前記電解装置、前記炭化水素生成装置、前記炭化水素貯留部、前記密閉式燃焼器を循環する前記二酸化炭素および前記水の量を制御する燃焼ガス供給制御部を備える請求項６または７に記載の炭化水素燃焼システム。
  9. 　前記炭化水素生成装置で生成された熱を前記炭化水素貯留部に供給する熱供給部を備える請求項１～８のいずれか１項に記載の炭化水素燃焼システム。
  10. 　前記密閉式燃焼器で生成された熱を前記炭化水素貯留部に供給する熱供給部を備える請求項１～９のいずれか１項に記載の炭化水素燃焼システム。
  11. 　前記密閉式燃焼器の下流側から排出される燃焼ガスの一部を前記密閉式燃焼器の上流側に還流させる循環配管を備える請求項１～１０のいずれか１項に記載の炭化水素燃焼システム。
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