特許7434334ＣＯ２回収を伴って水素を生成するための液体炭化水素およびＣＯ２輸送のためのプロセスおよび方法
(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】特許公報(B2)
(11)【特許番号】
(24)【登録日】2024-02-09
(45)【発行日】2024-02-20
(54)【発明の名称】ＣＯ２回収を伴って水素を生成するための液体炭化水素およびＣＯ２輸送のためのプロセスおよび方法
(51)【国際特許分類】
F17C 5/02 20060101AFI20240213BHJP
B01J 3/00 20060101ALI20240213BHJP
B63B 25/16 20060101ALI20240213BHJP
【ＦＩ】
F17C5/02 Z
B01J3/00 A
B63B25/16 M
B63B25/16 G
【請求項の数】
7
(21)【出願番号】P 2021540199
(86)(22)【出願日】2020-01-24
(65)【公表番号】
(43)【公表日】2022-03-14
(86)【国際出願番号】 US2020014992
(87)【国際公開番号】W WO2020154621
(87)【国際公開日】2020-07-30
【審査請求日】2022-12-21
(31)【優先権主張番号】62/797,031
(32)【優先日】2019-01-25
(33)【優先権主張国・地域又は機関】US
(73)【特許権者】
【識別番号】599130449
【氏名又は名称】サウジ アラビアン オイル カンパニー
(74)【代理人】
【識別番号】100108453
【弁理士】
【氏名又は名称】村山 靖彦
(74)【代理人】
【識別番号】100110364
【弁理士】
【氏名又は名称】実広 信哉
(74)【代理人】
【識別番号】100133400
【弁理士】
【氏名又は名称】阿部 達彦
(72)【発明者】
【氏名】アフマド・オー・アル・コワイター
(72)【発明者】
【氏名】アキル・ジャマール
(72)【発明者】
【氏名】ムーラド・ユーネス
【審査官】二ッ谷 裕子
(56)【参考文献】
【文献】特開２００４－１２５０３９（ＪＰ，Ａ）
【文献】国際公開第２０１７／０８３７７８（ＷＯ，Ａ１）
【文献】特開２０１３－１２４６６６（ＪＰ，Ａ）
【文献】国際公開第０３／０６６４２３（ＷＯ，Ａ１）
(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)
Ｆ１７Ｃ ５／０２
Ｂ０１Ｊ ３／００
Ｂ６３Ｂ ２５／１６
Ｆ０１Ｋ ２５／１０
(57)【特許請求の範囲】
【請求項1】
船内の少なくとも１つの貯留タンクからＣＯ２を順次搬出するため、およびＬＰＧを同じ前記船の貯留タンクに搬入するための搬入および搬出ステーションであって、ＬＰＧ生成ユニット（１０）と、
ＬＰＧ貯留ユニット（１１）であって、前記ＬＰＧ生成ユニット（１０）と流体連通しているＬＰＧ貯留ユニット（１１）と、
前記ＬＰＧを前記船の前記貯留タンクに搬入するために前記ＬＰＧ貯留ユニット（１１）に流体接続するための第１のコネクタ（５１）と、
前記ＣＯ２をＣＯ２貯留ユニット（３５）に搬出するための第２のコネクタ（５１）と、
前記ＣＯ２を所定の圧力を上回って圧縮するＣＯ２圧縮ユニット（３６）と、
前記圧縮ユニット（３６）からＣＯ２を受容する超臨界ＣＯ２ユニット（３７）であって、前記超臨界ＣＯ２ユニット（３７）が、
内部熱交換器（２０００）、外部熱交換器（２００１）、およびＣＯ２タービン（２００３）を含み、前記内部熱交換器（２０００）および前記外部熱交換器（２００１）は、高圧低温のＣＯ２ストリームを加熱し、高圧高温のＣＯ２ストリームを形成するように構成されており、前記ＣＯ２タービン（２００３）は、前記高圧高温のＣＯ２ストリームを膨張させて電力を発生させるように構成されている、超臨界ＣＯ２ユニット（３７）と、
前記超臨界ＣＯ２ユニット（３７）および前記ＣＯ２圧縮ユニット（３６）からの前記高圧低温のＣＯ２ストリームを前記ＬＰＧ生成ユニット（１０）および前記ＬＰＧ貯留ユニット（１１）に接触させる熱リンケージ（１０１０、１０１１）であって、
（Ａ）前記ＬＰＧ生成ユニット（１０）における前記ＬＰＧの液化を容易にするために前記低温のＣＯ２ストリームから冷気を伝達するように構成されている第１の熱リンケージ（１０１０）と、（Ｂ）前記ＬＰＧ貯留ユニット（１１）の温度を維持するように構成されている、第２の熱リンケージ（１０１１）と、を含む、熱リンケージ（１０１０、１０１１）と、
ＬＰＧを前記ＬＰＧ貯留ユニット（１１）から前記第１のコネクタ（５１）を介して前記船の前記少なくとも１つの貯留タンクに移送するように構成されているＬＰＧ搬入ユニット（１２）と、
ＣＯ ２ を前記少なくとも１つの貯留タンクから前記船の前記ＣＯ ２ 貯留ユニット（３５）に移送するように構成されているＣＯ ２ 搬出ユニット（３４）と、
第３の熱リンケージ（１０００）であって、前記第３の熱リンケージ（１０００）は、熱を前記ＬＰＧ搬入ユニット（１２）から移送されるＬＰＧと前記ＣＯ ２ 搬出ユニットに移送されるＣＯ ２ との間で移送するように構成されている、第３の熱リンケージ（１０００）と、
を含む、搬入および搬出ステーション。
【請求項2】
前記内部熱交換器（２０００）が、前記高圧低温のＣＯ２ストリームを加熱し、かつ前記高圧低温のＣＯ２ストリームを前記外部熱交換器（２００１）に移送するように構成されており、前記外部熱交換器（２００１）が、前記高圧低温のＣＯ２ストリームをさらに加熱して前記高圧高温のＣＯ２ストリームを生成するように構成されており、かつ前記高圧高温のＣＯ２ストリームを前記ＣＯ２タービン（２００３）に移送するように構成されている、請求項１に記載の搬入および搬出ステーション。
【請求項3】
熱リンケージ（１０３０）を介して前記外部熱交換器（２００１）に動作可能に接続された熱源（４０）をさらに含み、前記熱源（４０）が、前記外部熱交換器（２００１）内の前記高圧低温のＣＯ２ストリームを加熱するためのエネルギーを提供する、請求項２に記載の搬入および搬出ステーション。
【請求項4】
前記外部熱交換器（２００１）を出る前記高圧高温のＣＯ２ストリームが、１００℃～８００℃の範囲の温度を有する、請求項３に記載の搬入および搬出ステーション。
【請求項5】
前記ＣＯ２圧縮ユニット（３６）が、前記ＣＯ２を２００～５００バールの範囲の圧力に圧縮する、請求項１に記載の搬入および搬出ステーション。
【請求項6】
前記熱源は、隣接するユーティリティプラントからの廃熱である、請求項３に記載の搬入および搬出ステーション。
【請求項7】
前記ＣＯ２圧縮ユニット（３６）および前記超臨界ＣＯ２ユニット（３７）と流体連通しているＣＯ２パイプライン（３８）をさらに含み、前記ＣＯ２パイプライン（３８）は、前記ＣＯ２圧縮ユニット（３６）から圧縮されたＣＯ２の少なくとも一部を受容するように構成されている、請求項１に記載の搬入および搬出ステーション。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
関連出願の相互参照
本出願は、２０１９年１月２５日に出願された米国特許出願第６２／７９７，０３１号、発明の名称「Ｐｒｏｃｅｓｓ ａｎｄ Ｍｅｔｈｏｄ ｆｏｒ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔｉｎｇ Ｌｉｑｕｉｄ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ ａｎｄ ＣＯ２ ｆｏｒ Ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ Ｈｙｄｒｏｇｅｎ ｗｉｔｈ ＣＯ２ Ｃａｐｔｕｒｅ」の優先権およびその利益を主張するものであり、その全体は、参照により本明細書に組み込まれる。
本出願は、２０１９年１月２５日に出願された米国特許出願第６２／７９７，０３１号、発明の名称「Ｐｒｏｃｅｓｓ ａｎｄ Ｍｅｔｈｏｄ ｆｏｒ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔｉｎｇ Ｌｉｑｕｉｄ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ ａｎｄ ＣＯ２ ｆｏｒ Ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ Ｈｙｄｒｏｇｅｎ ｗｉｔｈ ＣＯ２ Ｃａｐｔｕｒｅ」の優先権およびその利益を主張するものであり、その全体は、参照により本明細書に組み込まれる。
【0002】
本発明は、概して、流体の輸送、より具体的には、エネルギー消費および運送コストを低減する、ＣＯ２および炭化水素を輸送するための効率的かつ効果的な方法に関する。
【背景技術】
【0003】
二酸化炭素（ＣＯ２）または液体炭化水素を長距離輸送することは、環境への懸念と、流体を安全に輸送するために要求される必要な温度および圧力のために困難であり得る。ＣＯ２または液体炭化水素を長距離輸送するための１つの可能な方法は、半加圧および冷凍の船または運搬船の使用による。
【0004】
しかしながら、これらの運搬船を使用した運送は非効率的であり得る。例えば、ＣＯ２または炭化水素は、第１のポイントから第２のポイントに運送されるが、通常、船は空荷で第１のポイントに戻るため、運送コストが高くなる。加えて、ＣＯ２および液体炭化水素の運送には、エネルギーを高レートで消費する必要がある。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0005】
したがって、エネルギー消費および運送コストを低減する、ＣＯ２および炭化水素を輸送するための効率的かつ効果的な方法が必要とされている。
【課題を解決するための手段】
【0006】
第１の態様において、船内の少なくとも１つの貯留タンクからの第１の流体の搬出と、同じ船の貯留タンクへの第２の流体の搬入と、を同時に行う搬入および搬出ステーションが提供される。搬入および搬出ステーションは、第１の流体を搬出するために、少なくとも１つの貯留タンクに流体接続する第１のコネクタ、および第２の流体の供給源を含む。搬入および搬出ステーションはまた、第２の流体を少なくとも１つの貯留タンクに搬入するために、第２の流体の供給源を船の少なくとも１つの貯留タンクに流体接続する第２のコネクタを含む。搬入および搬出ステーションは、搬出される第１の流体と搬入される第２の流体との間の第１の熱リンケージをさらに含み、搬入および搬出ステーションでの第１の流体と第２の流体との間の熱伝達を容易にする。
【0007】
搬入および搬出ステーションの別の態様において、第１の流体は、液化石油ガス（ＬＰＧ）を含むことができ、第２の流体は、ＣＯ２を含むことができる。さらなる態様において、第１の熱リンケージは、熱交換器を含むことができ、これはＬＰＧの冷気をＣＯ２に伝達して、ＣＯ２の冷却をもたらす。別の態様において、搬入および搬出ステーションは、炭素含有源から生成されたＣＯ２を回収するように構成されているＣＯ２回収ユニットと、ＣＯ２回収ユニットおよび第２の流体の供給源に流体接続されているＣＯ２液化ユニットと、をさらに含む。ＣＯ２液化ユニットは、回収されたＣＯ２をＣＯ２回収ユニットから受容し、回収されたＣＯ２を所望の貯留状態および輸送状態に液化するように構成されている。さらなる態様において、ＣＯ２回収ユニットおよびＣＯ２液化ユニットは、単一のユニットであり得る。
【0008】
別の態様において、搬入および搬出ステーションは、ＬＰＧを搬出するための少なくとも１つの貯留タンクに流体接続された水素生成ユニットをさらに含む。水素生成ユニットは、ＬＰＧを搬出するために少なくとも１つの貯留タンクからＬＰＧを受容し、水素を生成するための供給ストリームとしてＬＰＧを利用するように構成されている。さらなる態様において、ＣＯ２回収ユニットは、水素生成ユニットに動作可能に接続され、水素生成ユニットにおいて生成された合成ガスからＣＯ２を回収するようにさらに構成されている。
【0009】
別の態様において、搬入および搬出ステーションは、船内の少なくとも１つの貯留タンクからＬＰＧの少なくとも一部を受容するように構成されている膨張装置をさらに備える。膨張装置は、ＬＰＧ搬出ユニットへの送達前にＬＰＧの圧力を低減するように構成されている。
【0010】
第２の態様において、船内の少なくとも１つの貯留タンクからＣＯ２を順次搬出し、同じ船の貯留タンクにＬＰＧを搬入するための搬入および搬出ステーションが提供される。搬入および搬出ステーションは、ＬＰＧ生成ユニット、ＬＰＧ貯留ユニットを含み、ＬＰＧ貯留ユニットは、ＬＰＧ生成ユニットと流体連通している。搬入および搬出ステーションはまた、ＬＰＧを船の貯留タンクに搬入するために、ＬＰＧ貯留ユニットへの流体接続のための第１のコネクタ、およびＣＯ２をＣＯ２貯留ユニットに搬出するための第２のコネクタを含む。搬入および搬出ステーションは、（Ａ）ＬＰＧ生成ユニットおよびＣＯ２貯留ユニットに関連付けられている第１の熱リンケージを介してＬＰＧの液化を容易するためにＣＯ２から冷気を伝達するように構成されている第１の熱リンケージと、（Ｂ）第２の熱リンケージを介してＬＰＧ貯留ユニットの温度を維持するように構成されている第２の熱リンケージとのうちの少なくとも１つをさらに含む。
【0011】
さらなる態様において、搬入および搬出ステーションは、ＣＯ２を所定の圧力を上回って圧縮するＣＯ２圧縮ユニットと、圧縮ユニットからＣＯ２を受容する超臨界ＣＯ２ユニットと、をさらに含み、これによって高圧低温のＣＯ２ストリームは、ＬＰＧ生成ユニットおよびＬＰＧ貯留ユニットのうちの少なくとも１つと熱リンケージされる。さらなる態様において、超臨界ＣＯ２サイクルは、内部熱交換器、外部熱交換器、およびＣＯ２タービンを含む。内部熱交換器は、高圧低温のＣＯ２ストリームを加熱し、外部熱交換器に高圧低温のＣＯ２ストリームを移送するように構成されている。外部熱交換器は、高圧高温のＣＯ２ストリームを作成するために、高圧低温のＣＯ２ストリームをさらに加熱するように構成されており、高圧高温のＣＯ２ストリームをＣＯ２タービンに移送するように構成されている。ＣＯ２タービンは、電力を発生させるために、高圧高温のＣＯ２ストリームを膨張させるように構成されている。さらなる態様において、搬入および搬出ステーションは、熱リンケージを介して外部熱交換器に動作可能に接続された熱源をさらに含む。熱源は、外部熱交換器において高圧低温のＣＯ２ストリームを加熱するためのエネルギーを提供する。さらなる態様において、外部熱交換器を出る高圧高温のＣＯ２ストリームは、１００℃～８００℃の範囲の温度を有する。別の態様において、ＣＯ２圧縮ユニットは、ＣＯ２を２００～５００バールの範囲の圧力に圧縮する。
【0012】
第３の態様において、ＣＯ２および液体炭化水素を同時に搬入および搬出するためのシステムが提供される。本システムは、ＣＯ２または液体炭化水素を移送するように構成されており、かつ液体炭化水素およびＣＯ２の少なくとも１つを搬入および搬出するように構成された少なくとも１つの貯留タンクを備える船を含む。本システムはまた、液体炭化水素が生成される第１のステーションを含む。第１のステーションは、液体炭化水素搬入ユニット、液体炭化水素搬入ユニットを選択的に接続するように構成された第１の導管、およびＣＯ２搬出ユニットを含む。第１のステーションはまた、ＣＯ２搬出ユニットを船に選択的に接続するように構成された第２の導管と、（ａ）液体炭化水素の液化を容易にするために第２の導管から第１の導管へ冷気を伝達するように構成されている第１の熱リンケージ、および（ｂ）第１の導管と第１の導管における液体炭化水素の凝縮を引き起こすように構成されている第２の導管との間の第２の熱リンケージのうちの少なくとも１つと、を含む。本システムには、ＣＯ２を収集する第２のステーションも含まれている。第２のステーションは、ＣＯ２搬入ユニットと、ＣＯ２搬入ユニットを船に選択的に接続するように構成された第３の導管と、液体炭化水素搬出ユニットと、液体炭化水素搬出ユニットを船に選択的に接続するように構成された第４の導管と、を含む。第１のステーションにおいて、船は、ＣＯ２搬出ユニットを介してＣＯ２を搬出すると同時に、液体炭化水素を少なくとも１つの貯留タンクに搬入するように構成されている。第２のステーションにおいて、船は、液体炭化水素搬出ユニットを介して液体炭化水素を搬出すると同時に、ＣＯ２を少なくとも１つの貯留タンクに搬入するように構成されている。
【0013】
システムの別の態様において、第２のステーションは、炭素含有源から生成されたＣＯ２を回収するように構成されたＣＯ２回収ユニット、およびＣＯ２搬入ユニットに流体接続されたＣＯ２液化ユニットをさらに含む。ＣＯ２液化ユニットは、回収されたＣＯ２をＣＯ２回収ユニットから受容し、回収されたＣＯ２を所望の貯留状態および輸送状態に液化するように構成されている。第２のステーションはまた、ＣＯ２液化ユニットと第４の導管との間に第３の熱リンケージを含み、この第３の熱リンケージはＣＯ２液化を補助するように構成されている。
【0014】
システムの別の態様において、第１のステーションは、ＣＯ２搬出ユニットに流体接続され、かつＣＯ２搬出ユニットからＣＯ２を受容するように構成されたＣＯ２貯留ユニットをさらに含む。この態様において、第１のステーションはまた、ＣＯ２貯留ユニットに流体接続され、かつＣＯ２搬出ユニットからＣＯ２を受容するように構成されたＣＯ２圧縮ユニットを含み、ＣＯ２圧縮ユニットは、ＣＯ２を所定の圧力を上回って圧縮するように構成される。さらなる態様において、本システムは、ＣＯ２圧縮ユニットに流体接続されたＣＯ２超臨界サイクルをさらに含み、ＣＯ２超臨界サイクルは、ＣＯ２圧縮ユニットからＣＯ２を受容し、電力を発生させるように構成される。さらなる態様において、船は、ボイルオフ圧縮ユニット、非凝縮性分離ユニット、およびボイルオフ液化ユニットをさらに含む。ボイルオフ圧縮ユニットは、少なくとも１つの貯留タンクに流体接続され、ＣＯ２および窒素のような非凝縮性ガスを含む少なくとも１つの貯留タンクからボイルオフストリームを受容し、そのボイルオフストリームを圧縮するように構成されている。非凝縮性（例えば、窒素）分離ユニットは、ボイルオフ圧縮ユニットに流体接続され、圧縮されたボイルオフストリームを受容し、かつ非凝縮性ガスをＣＯ２から分離するように構成されている。ボイルオフ液化ユニットは、非凝縮性分離ユニットに流体接続され、分離されたＣＯ２を受容し、ＣＯ２を液化し、かつ液化されたＣＯ２を移送し、少なくとも１つの貯留タンクに戻すように構成されている。
【0015】
本出願の実施形態の追加の態様、特徴、および有益点は、図面を参照して以下の詳細な説明に記載される。
【図面の簡単な説明】
【0016】
【図1】１つ以上の実施形態による、例示的なＣＯ２および液体炭化水素輸送スキームの図を表す。
【図2】１つ以上の実施形態による、ＣＯ２および液体炭化水素輸送スキーム内に統合するための例示的な超臨界ＣＯ２サイクルの図を表す。
【図3A】１つ以上の実施形態による輸送スキームにおける例示的な熱リンケージを含む、ＣＯ２および液体炭化水素輸送スキームの実施形態の高レベルの図を表す。
【図3B】１つ以上の実施形態による輸送スキームにおける例示的な熱リンケージを含む、ＣＯ２および液体炭化水素輸送スキームの実施形態の高レベルの図を表す。
【図4】１つ以上の実施形態による、ボイルオフ圧縮および液化ユニットを備えた船を有する従来のＬＰＧ／ＣＯ２輸送スキームを示す。
【図5】１つ以上の実施形態による、ＣＯ２回収および液化のための従来の構成を示す。
【図6】１つ以上の実施形態による、従来のボイルオフ再液化ユニットを示す。
【図7】１つ以上の実施形態による、ＣＯ２液化ユニット用の従来の閉ループシステムを示す。
【図8】１つ以上の実施形態による、ＣＯ２液化ユニット用の従来の開ループシステムを示す。
【図9】１つ以上の実施形態による、パイプラインＣＯ２液化用に最適化されたプロセス構成を示す。
【発明を実施するための形態】
【0017】
本出願は、液体炭化水素およびＣＯ２を効率的に輸送し、輸送スキームの全体的なエネルギー消費を低減するためのシステムおよび方法を説明する。さらに、本システムおよび方法は、液体炭化水素施設とＣＯ２施設との間の熱リンケージ機構を伴い、これにより、搬出および搬入プロセスの少なくとも一方、好ましくは両方のプロセス中に、ＣＯ２の「冷気」を利用することができ、よって追加のエネルギー節約が実現される。
【0018】
１つ以上の実施形態において、本システムは、液体炭化水素搬入施設およびＣＯ２搬出施設を有する第１の場所（「ポイントＡ」）、ＣＯ２搬入施設および液体炭化水素搬出施設を有する第２の場所（「ポイントＢ」）を含む液体炭化水素／ＣＯ２輸送スキームと、第１の場所と第２の場所との間で、ＣＯ２および液体炭化水素供給原料を代替的に移送するように構成されている船（例えば、船舶、タンクローリまたはタンカ鉄道車両のような陸上車両）を含む。液体炭化水素供給原料は、船を介してポイントＡからポイントＢに輸送され、続いて、ポイントＢにて水素が生成される。次に、同じ船が、ポイントＢでの水素生成から回収されたＣＯ２をポイントＡへ輸送して戻す。１つ以上の実施形態において、ポイントＡおよびＢの両方の施設は、ＣＯ２施設と液体炭化水素施設との間の熱／冷気統合（例えば、熱伝達、冷気伝達）を提供するように構成された１つ以上の熱リンケージ（例えば、熱交換器、ヒートパイプ）を含むことができる。輸送スキームの戦略的な場所でのこのエネルギー移送は、ＣＯ２／液体炭化水素の貯留および輸送の全体的なエネルギー消費および輸送コストを低減する。
【0019】
ここで、言及される液体炭化水素およびＣＯ２を輸送するためのシステムおよび方法について、システムおよび方法の１つ以上の図示された実施形態および／または構成が示される、添付の図面を参照してより十分に説明する。本出願のシステムおよび方法は、図示された実施形態および／または構成として、図示された実施形態および／または構成に決して限定されない。添付の図に示されるようなシステムおよび方法は、本出願のシステムおよび方法の単なる例示であり、これは、当業者によって認識されるように様々な形態で具体化され得ることが理解されるべきである。したがって、本明細書に開示されるいずれの構造および機能の詳細も、システムおよび方法を限定するものとして解釈されるべきではなく、むしろ、当業者に、システムおよび方法を実装するための１つ以上の手法を教示するための代表的な実施形態および／または構成として提供されることを理解されたい。
【0020】
図１は、１つ以上の実施形態による、ＣＯ２および液体炭化水素施設の熱／冷気統合を利用する、 ＣＯ２および液体炭化水素輸送のための例示的なシステムの図を表す。本システムは、ＣＯ２搬入施設および炭化水素搬出施設を含む第１の場所「ポイントＡ」（点線で示される）と、炭化水素搬入施設およびＣＯ２搬出施設を有する第２の場所「ポイントＢ」（破線で示される）と、ポイントＡとＢとの間で液体ＣＯ２および液体炭化水素を代替的に輸送するように構成されている船５０と、を含む。ポイントＡおよびＢでの炭化水素およびＣＯ２施設は、例えば、当業者が理解するように、ＣＯ２および炭化水素ストリームの流れ、温度、および圧力を制御するための、多数のコンテナ、パイプ、パイプライン、コネクタ、ゲージ、およびバルブを含むことを理解すべきである。例えば、（１）液体ＣＯ２搬出および液体炭化水素搬入または（２）液体ＣＯ２搬入および液体炭化水素搬出のいずれかについて、流体接続を確立でき、かつ調節された流れを可能とする設備を収容するポイントＡおよびＢのような１つ以上のドッキングステーション（搬入および搬出ステーション）があり得る。
【0021】
船５０は、図１では船舶（例えば、船またはタンカ）として表されているが、他の実施形態において、船は、陸上車両（例えば、タンクローリもしくは列車用のタンク車）、またはＬＰＧおよびＣＯ２を輸送するように構成されている他のタイプの運搬船であり得る。さらに、図示され、以下の説明に記載される液体炭化水素は液化石油ガス（ＬＰＧ）であるが、他の実施形態では、液化天然ガス（ＬＮＧ）などの他のタイプの液体炭化水素を利用することができる。図１に例示されるように、船５０は、ＣＯ２および／または液体炭化水素（例えば、ＬＰＧ）を貯留するための１つ以上の貯留コンテナ（貯留タンク）５２を有することができる。
【0022】
当技術分野で既知であるように、典型的なＬＮＧ海上運搬船は、船舶の中心線に沿って４～６個の貯留タンクを有している。これらの貯留タンクを囲むのは、バラストタンク、コッファダム、およびボイドの組み合わせであり、事実上、船舶に二重船殻タイプの設計を提供する。
【0023】
各貯留タンク内には、通常３つの水中ポンプがある。積み荷排出作業で使用される２つの主要な積み荷ポンプと、スプレーポンプと呼ばれるはるかに小さいポンプがある。スプレーポンプは、燃料として使用する液体ＬＮＧを（気化器を介して）ポンプで排出するため、または積み荷タンクを冷却するために使用される。また、排出作業で最後の積み荷を「しぼり切る」ためにも使用され得る。これらのポンプはすべて、タンクの上部からぶら下がってタンクの深さ全体に延びるポンプタワーとして既知であるものの中に収容されている。ポンプタワーには、タンクゲージシステムとタンク充填ラインも含まれており、これらはすべて、タンクの底部近くに位置している。
【0024】
メンブレンタイプの船舶には、重量または圧力で開くことができるばね式のフットバルブを備えた空のパイプもある。この構造は、非常用ポンプタワーを表している。両方の主要な積み荷ポンプが故障した場合は、上部をこのパイプから取り外し、緊急積み荷ポンプをパイプの下部まで下げることができる。塔の上部を元に戻し、次に、ポンプでフットバルブを押し下げて開く。その後、積み荷を安全にポンプで排出できる。
【0025】
すべての積み荷ポンプは通常、船の甲板に沿って延びる共通のパイプ内に排出し、それは、船の両側に分岐して、搬入または排出に使用される積み荷マニホールドに排出する。すべての積み荷タンクの蒸気スペースは、積み荷ヘッダと平行に延びる蒸気ヘッダを介して結合されている。これはまた、搬入および排出マニホールドの隣の船の側面に接続している。
【0026】
したがって、船がＬＮＧ運搬船を含む場合、流体、この場合は、ＬＰＧもしくはＣＯ２のいずれか、または他の好適な流体（液体または気体）は、それぞれの積み荷の搬入および搬出のために積み荷マニホールドを通過する（例えば、この場合、一実施形態によれば、ＬＰＧまたはＣＯ２）。
【0027】
図１を引き続き参照すると、ポイントＡから開始して、ＬＰＧストリームは、ガス凝縮および石油ストリームの分別およびその後の液化を介して、ＬＰＧ生成ユニット１０で生成され得る。ＬＰＧストリームを生成するために、任意の数の従来の技術を使用できることが認識されよう。次に、生成されたＬＰＧストリームは、ライン１００（例えば、導管、配管）を介してＬＰＧ貯留施設１１（タンクなど）に輸送され得、そこでＬＰＧは、ＬＰＧを液相に維持するために適切な温度および圧力で貯留される。図を参照して本明細書で使用される場合、番号が付けられた「ライン」（例えば、ライン１００）は、炭化水素および／またはＣＯ２を含む流体を、ＣＯ２および炭化水素施設の様々な生成、処理、および貯留ユニット間で移送するように構成された導管または配管を指す。
【0028】
１つ以上の実施形態において、ＬＰＧ貯留施設１１は、約－５０℃～周囲温度の温度、および約０．５バール～１５バールの圧力に維持される。しかしながら、これらの値は単なる例示であり、貯留施設のタイプなどに応じて他の貯留条件を使用することができる。
【0029】
船５０がポイントＡで搬入する準備ができている場合、ＬＰＧストリームは、ライン１０１を介してＬＰＧ貯留施設１１から引き出され、ＬＰＧ搬入施設１２に移送される。次に、ＬＰＧストリームは、搬入施設１２からライン１０２を介して船５０に移送される。少なくとも１つの実施形態において、システムは、ＬＰＧの一部を船からＬＰＧ搬入ユニット１２、ＬＰＧ貯留施設１１、および／またはＬＰＧ生成ユニット１０に移送して戻すガス状ＬＰＧライン１２０をさらに含むことができる。システムが過圧に対応できない場合、過剰なＬＰＧが燃え上がる可能性があるため、ライン１２０が船内の圧力を制御するために使用される。
【0030】
ＬＰＧが船５０に（例えば、積み荷マニホールドを介して積み荷タンクに）搬入されると、船５０は、ＬＰＧをポイントＡ（出発地）からポイントＢ（目的地）に輸送する。船５０は、ＬＰＧ輸送のために選択された圧力および温度にＬＰＧを維持するように選択的に構成され、また以下でさらに詳細に考察されるように、液化ＣＯ２輸送のために選択された圧力および温度を維持するように構成される。
【0031】
ＬＰＧを運ぶ船５０がポイントＢに到着すると、ＬＰＧは、船５０からライン１０３を通ってＬＰＧ搬出ユニット１３に搬出される。搬出された後、次に、ＬＰＧストリームは、搬出ユニット１３からライン１０４を介してＬＰＧ貯留施設１４に搬送される。ＬＰＧ貯留施設１４は、例えば、国内のＬＰＧ流通を制御するための大容量施設であり得るか、またはより小さな容量であり得、産業またはネットワークに移送される前にＬＰＧ搬出のためのバッファとして構築される。ポイントＡでの搬入プロセスと同様に、１つ以上の実施形態においては、ポイントＢでのＬＰＧ貯留施設１４（搬出ＬＰＧ貯留施設）は、ＬＰＧ貯留施設１４における圧力を制御するため、およびシステムにおける過剰な圧力の上昇を燃やすかまたは排出するために、船５０に接続して戻すガス状ＬＰＧ戻りライン１２１を含む。
【0032】
１つ以上の実施形態において、ＬＰＧストリームは、貯留施設１４から、ライン１０５を介して近くのＬＰＧパイプライン１５に、または代替的に別の産業施設に続いて搬送され得る。少なくとも１つの実施形態において、ＬＰＧパイプライン１５への搬送後、ＬＰＧストリームは、ライン１０６を介して近くの水素生成施設２０に供給され得、この水素生成施設では、ＬＰＧストリームを供給原料として使用して水素を生成する。水素生成ユニット２０は、水蒸気改質、部分酸化、自動熱改質、または炭化水素供給原料から水素を生成することができる当業者に既知である他の任意の技術に基づくことができる。これらユニットにおいて、水素は合成ガスから分離されて水素ネットワークに供給されるか、または近くの産業で消費される（ライン２００）。水素生成ユニット２０はまた、ＣＯ２回収ユニット３０に動作可能に接続することができる。ＣＯ２回収ユニット３０は、通常、高圧で搬送される水素生成ユニット２０の合成ガスから（ライン３００を介して）ＣＯ２を回収するように構成される。少なくとも１つの実施形態において、第２のＣＯ２回収ユニットが存在し得、水素生成ユニット２０が、水素を作製するために水蒸気ＬＰＧ改質プロセスを利用する実施形態において、炉の煙道ガス（すなわち、低圧ＣＯ２ストリーム）からＣＯ２を回収する。少なくとも１つの実施形態において、これらの２つのＣＯ２回収ユニットは、高圧および低圧のＣＯ２ストリームを処理する単一のユニットに併合することができる。
【0033】
少なくとも１つの実施形態において、水素生成ユニット２０からのＣＯ２は、高圧改質装置から回収することができ、ＣＯ２回収レートは、ＬＰＧ／ＣＯ２船で輸送されて、ポイントＡに戻され得る最大ＣＯ２容量に一致するように適合され得る。ＣＯ２が、ローカルまたは近くの産業で必要とされる一実施形態において、一部を船で輸送し、別の一部を近くの産業で使用するために取っておくように、ＣＯ２回収ユニットが設計され、かつＣＯ２を回収するように動作される（ライン４００）。
【0034】
１つ以上の実施形態において、ＣＯ２回収ユニット３０が利用されて、炭素含有源から生成されたＣＯ２を回収する。例えば、図１に示されるように、１つ以上の実施形態において、ＣＯ２回収ユニット３０を利用して、水素生成ユニット２０および／または近くのパイプライン（ライン３０１）から生成されたＣＯ２を回収することができる。他の実施形態において、回収ユニット３０によって回収されるＣＯ２は、ＬＰＧなどの炭化水素の改質から、または化石燃料もしくはバイオマスの燃焼から生成され得る。少なくとも１つの実施形態において、ＣＯ２回収ユニット３０は、空気から直接ＣＯ２を回収することができる。図１の例示的な実施形態において、ＣＯ２は、炭化水素（ＬＰＧまたは天然ガス）が供給される水素生成ユニットから生成され、さらに、様々な供給源から、港から遠く離れてＣＯ２が回収され、パイプラインを介して港に移送され得る場合もある。
【0035】
図１を引き続き参照すると、ＣＯ２回収ユニット３０によって回収されたＣＯ２は、次に、ライン３０２を介してＣＯ２液化ユニット３１に移送され得、そこでＣＯ２は、所望の貯留状態および／またはＣＯ２輸送状態に調整および液化される。一つ以上の実施形態において、液化ＣＯ２は、次に、ライン３０３を介してＣＯ２貯留施設３２に供給され、船５０における搬入および輸送に必要な量が集められる。
【0036】
少なくとも１つの実施形態において、ＣＯ２回収ユニット３０およびＣＯ２液化ユニット３１は、低温または極低温の分離または蒸留に基づくＣＯ２精製ユニットなどの単一のユニットであり得る。ＣＯ２回収および液化のための多くの構成は、図５に例示されるように、かつ参照により本明細書に組み込まれる、Ｇａｎｇ Ｘｕ ｅｔ．ａｌ．，Ｅｎｅｒｇｉｅｓ２０１４、７、３４８４－３５０２、ｄｏｉ、１０．３３９０／ｅｎ７０５３４８４に図示され、説明されるように、分離または液化によってＣＯ２を回収するために当技術分野で既知である。そのような場合、図１に示されるような熱リンケージ１１１０は、回収および液化ユニットの組み合わせと、ライン１０３Ａおよび／またはＬＰＧ貯留ユニット１４での低温ＬＰＧストリームとの間に動作可能に接続され得る。例えば、図５に示されるように、ＣＯ２液化ユニット３１がＣＯ２回収ユニット３０と統合される実施形態において、熱リンケージ１１００および／または１１１０（図１に示される）は、図５に示すように、ＬＰＧと１つ以上の内部熱交換器もしくは外部熱交換器Ｈ１、Ｈ２、Ｈ３、Ｈ４、Ｈ５、およびＨ６、ならびに／またはそれらの間のストリームとの間に提供され得る。ＬＰＧ冷気の構成は、概して－５０℃～周囲温度であるＬＰＧストリーム温度よりも高い温度にあるＣＯ２液化ユニット内の任意のまたは複数のストリームまたは熱交換器に熱的に結合することができる。
【0037】
１つ以上の実施形態において、熱リンケージ１１００および１１１０は、ＣＯ２液化ユニット３１と、ライン１０３／１０３Ａおよび／またはＬＰＧ貯留ユニット１４でのＬＰＧストリームとの間の熱連通を確立するための当技術分野で既知である任意の機構であり得る。例えば、熱リンケージ１１００および／または１１１０は、それがＣＯ２ストリームおよびその液化エネルギーの温度の低減と、コールドシンクとしての機能に寄与することができるように、ＬＰＧストリームの冷気をＣＯ２液化ユニット３１に伝達する熱交換器または熱伝達ループを含むことができる。ＬＰＧストリームの低温度のため、ライン１０３／１０３Ａおよび／またはＬＰＧ貯留ユニット１４は、ＣＯ２液化ユニット３１のコールドシンクとして作用することができる。熱伝達ループは、例えば、低凝固点を有する伝達流体を含むことができ、伝達流体は、ポンプまたは他の実用的な手段を使用して熱伝達ループ内を循環することができる。熱伝達ループ（熱リンケージ１１００および１１１０）を介したＬＰＧ（ライン１０３／１０３Ａおよび／またはＬＰＧ貯留ユニット１４）からＣＯ２液化ユニット３１への冷気の熱伝達は、熱交換器フィンまたはコイル、ヒートパイプ、および好適な熱交換器流体、例えば、ペンタン、ヘキサン、または水エチレングリコール混合物などの高標準沸点温度の炭化水素を介することを含む当技術分野で既知である様々な方法で達成することができる。
【0038】
１つ以上の実施形態において、ＣＯ２液化ユニット３１は、図１に示されるように、ＣＯ２回収ユニット３０から独立することができる。そのような実施形態において、ＣＯ２液化ユニットは、外部冷凍システム、または図７に提示され、かつ参照により本明細書に組み込まれる、Ｙｏｕｎｇｋｙｕｎ Ｓｅｏ ｅｔ．ａｌ．，Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ ｏｆ ＣＯ２ Ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ Ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ ｆｏｒ Ｓｈｉｐ－Ｂａｓｅｄ Ｃａｒｂｏｎ Ｃａｐｔｕｒｅ ａｎｄ Ｓｔｏｒａｇｅ （ＣＣＳ） Ｃｈａｉｎ， Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｇｒｅｅｎｈｏｕｓｅ Ｇａｓ Ｃｏｎｔｒｏｌ， ５２ （２０１６）， １－１２、に図示され、記載されているシステムなどの閉ループシステムに基づくことができる。代替的に、ＣＯ２液化ユニットは、Ｌｉｎｄｅ Ｈａｍｐｓｏｎ ｓｙｓｔｅｍ （図８に描写され、かつ参照により本明細書に組み込まれるＹｏｕｎｇｋｙｕｎ Ｓｅｏ ｅｔ． ａｌ．，に図示され、記載されている）のような開ループシステムおよび／または別の同様のシステムに基づくことができる。図７に示される例のような閉ループシステムの場合、熱リンケージ１１００および／または１１１０（図１に示される）は、ＬＰＧと、１つ以上の熱交換器ＨＸ１、ＨＸ２、フラッシュ冷却器Ｉ、フラッシュ冷却器ＩＩ、および／もしくはそれらの間のストリーム、ならびに／または図７に示すようなライン７１１との間に提供され得る。図８のような開システムの場合、熱リンケージ１１００および／または１１１０（図１に示す）は、ＬＰＧと、１つ以上の熱交換器である、熱交換器Ｉ、熱交換器ＩＩ、および／もしくはそれらの間のストリーム、ならびに／または図８に示すようなライン８１３との間に設けることができる。
【0039】
再び図１を参照すると、少なくとも１つの実施形態では、ＣＯ２は、パイプラインを介してＣＯ２搬入施設３３に搬送され、事前調整され得る。そのような実施形態において、ユニット３１でのＣＯ２液化プロセスは依然として必要であるが、その構成は、上で提示された様々な液化ユニットとは異なる可能性がある。例えば、図９は、参照により本明細書に組み込まれる、Ｆｒｉｔｈｊｏｆ Ｅｎｇｅｌ， Ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｓ ｏｎ ｔｈｅ Ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ ｏｆ ａ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ ＣＯ２ Ｓｔｒｅａｍ ｆｏｒ Ｓｈｉｐ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔ， Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｇｒｅｅｎｈｏｕｓｅ Ｇａｓ Ｃｏｎｔｒｏｌ ７２ （２０１８） ２１４－２２１，に図示され、記載されているような、パイプラインＣＯ２液化のために最適化されたプロセス構成を示す。そのような構成において、本システムの熱リンケージ１１００および／または１１１０（図１に示される）は、ＬＰＧ（ライン１０３／１０３Ａおよび／またはＬＰＧ貯留ユニット１４）と、図９に示されるように、１つ以上の熱交換器ＨＸ２１、ＨＸ２２、ＨＸ２３、ＨＸ２４、および／またはそれらの間のストリームとの間に提供され得る。
【0040】
再び図１を参照すると、船５０にＣＯ２を搬入する準備ができると、ＣＯ２搬入施設３３は、ライン３０４を介してＣＯ２貯留施設３２からＣＯ２を引き出し、ライン３０５を介して船５０に移送する。少なくとも１つの実施形態において、ＣＯ２液化ユニット３１および／またはＣＯ２貯留施設３２へのガス状ＣＯ２戻りラインを利用して、ＣＯ２の搬入中に船５０内の圧力を制御することができる。長距離を移送される場合、ＣＯ２は超臨界状態のパイプラインを介して輸送され得る。そのような場合、超臨界ＣＯ２は、船５０に移送される前に液化される。
【0041】
１つ以上の実施態様において、船５０は、同時にＣＯ２の搬入およびＬＰＧの搬出、逆に、同時にＬＰＧの搬入およびＣＯ２の搬出を可能にするように構成され得る。そのような一実施形態において、ポイントＢで、船５０は、ライン１０３を介してＬＰＧを搬出し、同時にライン３０５を介してＣＯ２を搬入するように構成される。同時の搬入および搬出がある少なくとも１つの実施形態において、ＬＰＧ搬出ライン１０３および／またはライン１０４は、ＬＰＧストリームの冷気がＣＯ２ストリームの温度の低減およびその液化に寄与することができるように、ＣＯ２液化ユニット３１と熱リンケージ１１００することができる。本明細書で表現されるように、「熱リンケージ」は、１つ以上の熱交換器、熱パイプまたは中間流体ループを介した熱伝達、より高温のストリームによって加熱され、より低温のストリームによって冷却される中間固体材料を介した熱伝達、または２つのストリームの間の熱伝達（または冷気伝達）を可能にする当業者に既知である他の手段を指す。
【0042】
少なくとも１つの実施形態において、ポイントＢでのＬＰＧの搬出中に、ＬＰＧ搬出ライン１０３の全部または一部を、ライン１０３Ａを介してＬＰＧ搬出ユニット１３に移送する前に膨張装置１６に供給することができる。搬出されたＬＰＧの少なくとも一部を膨張装置１６に供給すると、ＬＰＧの圧力およびその温度が低減する。１つ以上の実施形態において、ライン１０３Ａは、ＣＯ２液化ユニット３１、ＣＯ２搬入ストリーム３０５、船５０をＣＯ２貯留施設３２またはＣＯ２液化ユニット３１に接続するＣＯ２蒸気ストリーム、および／またはＬＰＧ貯留ユニット１４のうちの１つ以上と熱リンケージ（例えば、熱リンケージ１１１０を介して）している。１つ以上の実施形態において、ライン１０３と上記のラインまたはユニットの１つ以上との間の熱リンケージ１１１０は、ライン１０３Ａにおける低温低圧ＬＰＧストリームがその温度を維持することを可能にし得る。そのような実施形態において、より高温のＬＰＧストリーム（ライン１０３）は、貯留に供給される前に圧縮および再液化され得る。
【0043】
ＣＯ２の搬入が完了すると、船５０は、ＣＯ２をポイントＢからポイントＡに輸送することができる。代替的に、船５０は、ＣＯ２の全部または一部を別の地上の、沿岸の、または沖合の搬出ポイントに輸送することができる。少なくとも１つの実施形態において、ＣＯ２は、ＣＯ２摂取量を最大化し、潜熱を利用して熱損失および輸送中のＣＯ２のボイルオフを抑制するために、液体ＣＯ２中の懸濁液中の固体ＣＯ２の混合物であるスラリーとして輸送され得る。
【0044】
１つ以上の実施形態において、船５０は、輸送中にＬＰＧボイルオフを凝縮するための専用の圧縮および液化ユニットと、ＣＯ２ボイルオフ液化のための別の圧縮および液化ユニットと、を有することができる。代替的に、船５０は、ＣＯ２およびＬＰＧの両方に同じボイルオフ液化ユニットを使用することができる。図４は、１つ以上の実施形態による、ボイルオフ圧縮および液化ユニット６９を備えた船を有する典型的なＬＰＧ／ＣＯ２輸送スキームを示している。
【0045】
ＣＯ２の典型的なボイルオフ再液化ユニットは図６に示され、さらに参照により本明細書に組み込まれる、Ｓｅｏｋ Ｇｏｏ Ｌｅｅ ｅｔ． ａｌ．，Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｒｅｓｅａｒｃｈ ａｎｄ Ｄｅｓｉｇｎ １２４ （２０１７）２９－４５に図示され、説明されている。特定の構成において、ＣＯ２からの非凝縮性化合物の分離はない。しかしながら、図１に示されるように、１つ以上の実施形態において、非凝縮性化合物は、船５０での輸送中にＣＯ２ストリームから分離され得る。
【0046】
図１に例示されるように、１つ以上の実施形態において、本出願のシステムは、液体ＣＯ２中の非凝縮性ガス含有量を低減し、かつボイルオフ再液化に費やされるエネルギーを低減する窒素分離ユニットまたは非凝縮性分離ユニット６１を含むボイルオフ液化ユニットを開示する。図１に示すように、非凝縮性分離ユニット６１は、窒素（Ｎ２）分離ユニットとして示されている。しかしながら、１つ以上の実施形態において、限定されないが、Ｏ２、ＣＯまたはメタンを含む窒素以外の非凝縮性ガスもまた、分離ユニット６１においてＣＯ２から分離され得ることが理解されるべきである。１つ以上の実施形態において、船がＣＯ２を輸送している場合、船内のボイルオフストリーム６０１は、ボイルオフ圧縮ユニット６０で圧縮され、ライン６０２を介して非凝縮性分離ユニット６１に供給され、そこで窒素および他の非凝縮性化合物は、ＣＯ２ストリームから分離される。分離された窒素（Ｎ２）および非凝縮性化合物は、ライン６０３を介して分離ユニット６１から除去される。次に、分離されたＣＯ２ストリームは、ボイルオフ液化ユニット６２に移送され、そこで液化されてから、ライン６０５を介して船５０の貯留コンテナ５２に供給される。したがって、本システムは、ボイルオフ液化および圧縮ユニットならびに非凝縮性分離ユニットを使用して、ＣＯ２が船５０により輸送されている間にそのＣＯ２を精製することができる。
【0047】
分離ユニット６１は、ＣＯ２ストリームから窒素および非凝縮性化合物を分離することができるメンブレン技術、吸着技術、または当技術分野で既知である他の任意の技術に基づくことができる。分離ユニット６１の好ましい実施形態は、メンブレン技術および／または極低温分離を含む。この後者の場合、ユニット６１は、分離ユニット（図５に提示されている）、および参照により本明細書に組み込まれる、Ｇａｎｇ Ｘｕ ｅｔ．ａｌ．，Ｅｎｅｒｇｉｅｓ ２０１４，７，３４８４－３５０２，ｄｏｉ：１０．３３９０／ｅｎ７０５３４８４に図示および記載されているように、ＣＯ２を液化し、同時に非凝縮性化合物を捨てる低温のユニットであり得る。
【0048】
ＣＯ２がポイントＢからポイントＡに輸送される実施形態において、ポイントＡに到着すると、ＣＯ２は、ライン３０６を介して船からＣＯ２搬出ユニット３４に移送され、次に、ＣＯ２が中間ＣＯ２貯留施設３５にライン３０７を介して搬送される。施設３５での一時的な貯留後、ＣＯ２は、ライン３０８を介してＣＯ２圧縮ステーション（ユニット）３６に搬送され、そこでＣＯ２ストリームは、所定のＣＯ２利用圧力またはＣＯ２パイプライン圧力に圧縮される。次に、１つ以上の実施形態において、圧縮されたＣＯ２の少なくとも一部は、ステーション３６からライン３０９を通ってＣＯ２パイプライン３８に移送され得る。
【0049】
１つ以上の実施形態において、ポイントＡはまた、ＣＯ２圧縮ステーション３６および／またはＣＯ２パイプライン３８に動作可能に接続されている超臨界ＣＯ２サイクル３７を含むことができる。ステーション３６からの圧縮されたＣＯ２の少なくとも一部は、ライン３１０を介して超臨界ＣＯ２サイクル３７に供給され得る。
【0050】
１つ以上の実施態様において、ＣＯ２貯留施設３５から引き出されたＣＯ２（概して約－５０℃～周囲温度で動作）は、ＣＯ２圧縮ステーション３６においてＣＯ２パイプライン圧力まで圧縮される。ＣＯ２パイプライン圧力は、約１０バールから約２００バールの範囲であり得、少なくとも１つの実施形態では、２００バールを上回り得る。特定の実施形態において、ＣＯ２の少なくとも一部は、次に、利用プラントに搬送され、帯水層もしくは地層において地下隔離され、または原油増進回収もしくはリザーバ加圧に使用され得る。
【0051】
実施形態の少なくとも１つにおいて、ＣＯ２圧縮ユニット３６は、ＣＯ２パイプライン圧力（典型的には２００～５００バール）を上回る圧力までＣＯ２を圧縮し、ＣＯ２の少なくとも一部を、電力を生成するための原動力流体としてＣＯ２が使用される、超臨界ＣＯ２ユニット３７に、ライン３１０を介して提供する。１つ以上の実施形態による例示的な超臨界ＣＯ２ユニット（例えば、超臨界ＣＯ２ボトミングサイクル）が図２に提供されている。
【0052】
図２を参照すると、超臨界ＣＯ２ユニット３７において、高圧低温ＣＯ２ストリームは、内部熱交換器２０００においてさらに加熱される前に、ＬＰＧ施設（図１に示される熱リンケージ１０１０および１０１１）と熱リンケージされる。次に、ＣＯ２ストリームは、熱源４０と熱リンケージ１０３０する外部熱交換器２００１にライン３２０を介して移送され得る。熱源４０は、例えば、隣接するプラントで利用可能な廃熱、またはＬＰＧ生成施設のユーティリティエリアからの熱、または近くの産業から利用可能な任意の熱であり得る。この熱リンケージ１０３０は、ライン３２１において外部熱交換器２００１を出るＣＯ２ストリームの温度が約１００℃から８００℃に達するのを可能にし得る。次に、この高圧高温のＣＯ２ストリーム（ライン３２１内）は、ＣＯ２タービン２００３に搬送され得、そこで膨張して、機械的作業、かつ最終的には電気を発生する。１つ以上の実施形態において、ライン３２２を介してＣＯ２タービン２００３を出るＣＯ２ストリームは、ＣＯ２パイプライン圧力を少し上回る圧力を有し、かつ約８０℃～約７００℃の温度を有する。ライン３２２中のＣＯ２ストリームは、次に、内部熱交換器２０００へ供給され得、ライン３１０から入ってくる高圧ＣＯ２ストリームを加熱しながら、冷却され、その後、ライン３１１を介して熱交換器２０００を出て、ＣＯ２パイプライン３８に供給される。
【0053】
特定の実施形態において、複数の圧縮段階がある構成を含む、当技術分野で既知の、超臨界ＣＯ２サイクル３７の他の構成を使用することができる。説明した本出願のシステムはまた、当業者に既知の他の超臨界ＣＯ２サイクル構成のいずれかを用いて、熱源４０との熱リンケージおよびＬＰＧ施設との熱リンケージを可能にする。少なくとも１つの実施形態において、ＣＯ２圧縮ステーション３６は、ＣＯ２の一部がＣＯ２パイプライン圧力に圧縮され、ライン３０９を介してＣＯ２パイプライン３８に搬送される一方で、ＣＯ２ストリームの残りの部分は、高圧に圧縮されて、ライン３１０を介して超臨界ＣＯ２サイクル３７に供給される、多段階圧縮システムであり得る。
【0054】
船５０がポイントＡにおいて、同時のＬＰＧ搬入およびＣＯ２搬出を可能にするように構成される実施形態において、熱リンケージ１０００は、ＣＯ２搬出ライン３０６とＬＰＧ搬入ライン１０２またはＬＰＧライン１０１との間に存在し得る。熱リンケージ１０００は、ＬＰＧストリーム（通常、周囲～約－４０℃の温度に維持される）とＣＯ２ストリーム（通常、ＣＯ２三重点温度［約－５６℃］～＋１０℃の温度に維持される）との間の熱伝達を可能にする。この熱伝達により、ＬＰＧストリームをさらに冷却し、ＬＰＧ貯留施設１１と比較してより低い温度で船５０に貯留することができる。さらに、少なくとも１つの実施形態において、ＬＰＧストリームの追加の冷気は、ＬＰＧ搬出場所（ポイントＢ）でのＬＰＧストリームの温度を維持するため、および／または追加のエネルギー伝達のために使用され得る。少なくとも１つの実施形態において、ＣＯ２搬出ライン３０６は、ガス状ＬＰＧライン１２０（熱リンケージ１００１）と熱リンケージすることができ、これは、ガス状ＬＰＧの凝縮を可能にし、ＬＰＧ生成ユニット１０および／またはＬＰＧ貯留施設１１での負荷を低減する。
【0055】
ポイントＢでの熱リンケージ１１００および１１１０と同様に、熱リンケージ１０００および１００１は、例えば、低い凝固点を有する伝達流体を含むことができる１つ以上の熱交換器または熱伝達ループを含むことができる。伝達流体は、ポンプまたは他の実用的な手段を使用して、熱伝達ループ内を循環することができる。熱伝達ループ（複数可）（熱リンケージ１０００および１００１）を介したＬＰＧライン（ライン１０２および１２０）とＣＯ２ライン３０６との間の熱伝達は、熱交換器フィンまたはコイル、ヒートパイプ、および、ペンタン、ヘキサン、または水エチレングリコール混合物などの、例えば、高標準沸点温度炭化水素のような好適な熱交換器流体を介することを含む、当技術分野で既知の様々な方法において達成され得る。
【0056】
少なくとも１つの実施形態において、２つの船５０を使用して、液体炭化水素（例えば、ＬＰＧ）およびＣＯ２を同時に搬入／搬出することができ、船は、１つ以上の熱リンケージを介して一緒に結合することができる。例えば、第１の船がポイントＢに到着してＬＰＧを搬出し始め、第２の船が数時間または１日後に到着して（搬出する液体の量に応じて）同様にＬＰＧ積み荷を搬出することができる。第２の船がＬＰＧを搬出している場合、第１の船の貯留タンクはＣＯ２を受容するためにパージングされ、調整され得る。したがって、第２の船と第１の船との間の熱リンケージを介して、第２の船から搬出されるＬＰＧの冷気を使用して、第１の船に搬入されるＣＯ２ストリームを冷却するか、または第１の船に接続されているＣＯ２液化ユニットに冷気を提供することができる。
【0057】
船５０が同時の搬入／搬出用に構成されていない実施形態では、ＣＯ２ストリームの冷気は、熱リンケージ１０１０を介してＬＰＧ生成ユニット１０でのＬＰＧの液化に寄与し、および／または熱リンケージ１０１１を介してＬＰＧ貯留施設１１においてＬＰＧの温度を維持することができる。熱リンケージ１０１０および１０１１は、ＬＰＧ生成ユニット１０および／またはＬＰＧ貯留施設１１を、ライン３０７、ライン３０９、ライン３１０、および／またはＣＯ２貯留施設３５のうちの１つ以上と接続することができる。図１は、熱加熱リンケージ１０１１がＬＰＧ貯留ユニット１１に動作可能に接続されていることを示しているが、少なくとも１つの実施形態では、熱リンケージ１０１１は、ＬＰＧ生成ユニット１０および／またはＬＰＧライン１００に動作可能に接続され得る。ポイントＢでの熱リンケージ１１００および１１１０と同様に、熱リンケージ１０１０および１０１１は、例えば、低い凝固点を有する伝達流体を含むことができる１つ以上の熱交換器または熱伝達ループを含むことができる。伝達流体は、ポンプまたは他の実用的な手段を使用して、熱伝達ループ内を循環することができる。熱伝達ループ（熱リンケージ１１００および１１１０）を介したＬＰＧ施設（ＬＰＧ生成ユニット１０、ＬＰＧ貯留ユニット１１）とＣＯ２施設（超臨界ＣＯ２サイクル３７、ＣＯ２貯留３５）液化ユニット３１との間の熱伝達は、熱交換器フィンまたはコイル、および、ペンタン、ヘキサン、または水エチレングリコール混合物などの、例えば、高標準沸点温度炭化水素のような好適な熱交換器流体を介することを含む、当技術分野で既知の様々な方法において達成され得る。本出願のシステムの他の熱リンケージは、当業者によって理解されるのと同様の方法で、または他の実用的な手段によって配置することができることも理解されたい。
【0058】
上で考察されるように、船がポイントＡでＬＰＧ荷を搬入する（かつＣＯ２が搬出される）と、ポイントＡからポイントＢに輸送することができる。代替的に、船はＬＰＧ荷の全部または一部を別の地上の、沿岸の、または沖合の搬出ポイントに輸送することができる。船５０は、輸送中のＬＰＧならびに輸送中の液化ＣＯ２の圧力および温度要件を満たし、維持するように構成されている。例えば、船は、ＣＯ２を、その三重点温度（約－５６℃）～＋１０℃、かつ約５バール～約５０バールの圧力で輸送するように構成することができる。少なくとも１つの実施形態において、船は、ＣＯ２を、その三重点条件の近くで、三重点温度～－４０℃のどこかで、かつ５～１５バールの圧力で輸送するように構成される。船は、ＬＰＧのボイルオフを途中で凝縮するための専用の冷凍および液化ユニットを有し得るか、ＣＯ２およびＬＰＧに同じボイルオフ液化ユニットを使用できる。
【0059】
上で考察されるように、船５０は、ＣＯ２および／または液体炭化水素（例えば、ＬＰＧ）を貯留するための１つ以上の貯留コンテナ（貯留タンク）５２を有することができる。１つ以上の実施形態において、船５０は、ＬＰＧ（または他の液化炭化水素ストリーム）のための少なくとも１つの専用貯留コンテナおよびＣＯ２のための少なくとも１つの専用貯留コンテナを有することができる。１つ以上の実施形態において、ＬＰＧおよびＣＯ２の貯留コンテナは、半加圧および冷凍することができる。少なくとも１つの実施形態において、共通の貯留コンテナを使用して、ＬＰＧ（または他の液化炭化水素ストリーム）およびＣＯ２を輸送スキームのそれぞれの方向に輸送することができる。共通の貯留コンテナが使用される実施形態において、貯留タンクの調整（例えば、減圧、以前の流体、ＣＯ２、またはＬＰＧのパージング）は、ある流体から別の流体に切り替えるときに実行されなければならない。
【0060】
図１に示すポイントＡおよびＢなどの、様々な搬入および搬出施設において、船５０は、液化炭化水素および／またはＣＯ２ストリームを船に移送または船から受容するための流体接続を提供するように構成された、１つ以上の取り外し可能なコネクタ５１（例えば、選択的に接続可能なパイプまたはチューブ）を使用した様々な搬入および搬出施設に選択的に接続するように構成されているのを理解されたい。１つ以上の実施形態において、各コネクタ５１は２つの部分を含むことができる。コネクタ５１の第１の部分は、搬入および搬出施設のパイプ／チューブに選択的に取り付けられている。同様に、コネクタ５１の第２の部分は、船の貯留タンクのパイプ／チューブに選択的に取り付けることができる。コネクタ５１の第１の部分および第２の部分は、船の貯留タンクのパイプ／チューブと、搬入および搬出施設のパイプ／チューブとの間の密封された接続を形成するように互いに嵌合することができる。
【0061】
上記の説明は、全般的に、「ポイントＡ」と「ポイントＢ」との間でＬＰＧおよびＣＯ２を輸送する船に言及するが、特定の実施形態において、船５０は、液体炭化水素ストリームおよび／またはＣＯ２をポイントＡおよびポイントＢとは異なる場所、例えば、他の地上の、沿岸の、または沖合の場所に輸送することができることも理解されたい。他の場所への輸送は、ポイントＡおよび／またはポイントＢへの輸送の代わりに、またはポイントＡおよび／またはポイントＢへの輸送に加えて行うことができる
【0062】
図３Ａ～図３Ｂは、１つ以上の実施形態による輸送スキームにおける例示的な熱リンケージ（熱交換器Ｂ２およびＣＸ２を含む）を含む、ＣＯ２および液体炭化水素輸送スキームの実施形態の高レベル図を提供する。特に、図３Ａ～図３Ｂは、異なるフローで予想される統合オプションと温度および圧力のレベルのいくつかを示す高レベルのスキームを表している。
【0063】
少なくとも１つの実施形態において、図３Ａ～図３Ｂに示されるようなＣＯ２と炭化水素との共輸送については同じロジックに従うことができ、輸送スキームの両エンドでの熱統合を含むことができる。１つ以上の実施形態において、図１および図３Ａ～図３Ｂに示されるようなＬＰＧは、液化天然ガス（ＬＮＧ）で置き換えることができる。そのような実施形態において、ＣＯ２およびＬＮＧは、同じ船において輸送することができ、両方のターミナル（すなわち、ポイントＡおよびＢ）で熱統合を有することができる。このような実施形態での主な違いは、ＬＮＧがＣＯ２より低い温度で輸送されることであり、したがってＬＮＧの冷気は、ＣＯ２を液化し、ＣＯ２貯留施設の温度を維持するために目的地ターミナル（すなわち、ポイントＢ）で使用される。ＬＮＧ搬入側（ポイントＡ）において、ＣＯ２の冷気は、ＬＮＧの液化を補助するために使用される。超臨界ＣＯ２サイクルを供給するＣＯ２は、すべての場合において同じままである。
【0064】
少なくとも１つの実施形態において、ＬＰＧは、エチレン、ジメチルエーテル（ＤＭＥ）、または任意でＣＯ２を輸送して戻す任意の他の炭化水素担体などの他の炭化水素ベースの物質（好ましくは、Ｃ１～Ｃ７炭化水素の間で個別にまたは混合物として）で置き換えることができる。さらに、少なくとも１つの実施形態において、ＬＰＧは液化アンモニアで置き換えることができる。
【0065】
したがって、上記説明において記載されるように、本システムおよび方法は、搬出および／または隣接する施設と輸送される物品（例えば、ＣＯ２およびＬＰＧ）の冷気との間の熱伝達およびエネルギー回収を可能にする。加えて、本システムおよび方法は、非凝縮性ガス（例えば、窒素）を除去しながら、ＣＯ２ボイルオフの効果的な再液化およびＣＯ２精製を可能にする。さらに、本システムおよび方法は、ＣＯ２を輸送するためにＬＰＧまたはアンモニアなどの炭化水素を運び、その復路において、空荷で戻る代わりに、追加の炭化水素を搬入する同じ船の使用を可能とすることによって、ＣＯ２輸送コストの低減を可能にし、かなりのＣＯ２輸送コストを節約する。本システムおよび方法はまた、搬出ターミナルおよび／または近くの施設との冷気の統合を教示し、これは、搬出ターミナルでの全体的なエネルギー強度を低減する。
【0066】
本システムおよび方法はまた、この分野の欠点を克服している。特に、液体水素（すなわち、液体炭化水素）を長距離輸送するための効率的または実証済みの方法が不足しており、アンモニアまたはメチルシクロヘキサンなどの他の水素担体オプションは高価である。さらに、現在の技術は、両方のターミナルでのＬＰＧとＣＯ２の冷気のエネルギー回収をリンクしていない（例えば、本スキームでは、ポイントＡとポイントＢ）。結論として、本システムおよび方法は、輸送チェーンの異なる部分での加熱／冷却統合を可能にし、船において輸送されている間にＣＯ２供給を精製し、それによって全体的なエネルギー消費を節約し、ＣＯ２輸送コストを低減する。そのため、現在のシステムは、炭素回収および隔離（ＣＣＳ）チェーン全体の重要な部分となり得る。
【0067】
上記の説明の大部分が、液体炭化水素およびＣＯ２を効率的に輸送するためのシステムおよび方法を対象としてきたが、本明細書に開示されたシステムおよび方法は、参照されたシナリオから大きくそれたシナリオ、状況、および設定で、同様に展開および／または実装され得ることを理解されたい。このような実装形態および／または展開のいずれも、本明細書に記載のシステムおよび方法の範囲内であることをさらに理解されたい。
【0068】
図中の類似の数字が、いくつかの図を通して類似の要素を表し、図に関連して説明され、図示された構成要素および／またはステップのすべてが、すべての実施形態または構成に必要とされるわけではないことをさらに理解されたい。さらに、本明細書において使用される用語は、特定の実施形態のみを説明するためのものであり、本発明を限定することを意図するものではない。本明細書において使用されるとき、単数形「ａ」、「ａｎ」、および「ｔｈｅ」は、文脈が明らかに別のことを示している場合を除き、複数形も含むものと意図する。本明細書における「ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ（含む）」、「ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ（備える）」または「ｈａｖｉｎｇ（有する）」、「ｃｏｎｔａｉｎｉｎｇ（含有する）」、「ｉｎｖｏｌｖｉｎｇ（伴う）」という用語およびそれらの変形は、本明細書で使用する際、述べた特徴、整数、ステップ、動作、要素、および／または構成要素の存在を明示するが、１つ以上の他の特徴、整数、ステップ、動作、要素、構成要素、および／またはそれらの群の存在または追加を排除しないことがさらに理解されるであろう。
【0069】
特許請求の範囲の要素を修飾するための特許請求の範囲における「第１の」、「第２の」、「第３の」などの順序を示す用語の使用は、それ自体では、別の要素に対してある特許請求の範囲の要素の優先順位、先行、または順序、あるいは方法の動作が実行される時間的な順序を暗示するものではなく、特定の名前を有するある特許請求の範囲の要素を同じ名前を有する別の要素と区別するための（ただし、順序を示す用語を使用するための）標識としてのみ使用され、特許請求の範囲の要素を区別することに留意されたい。
【0070】
上記の主題は、単に例示として提供されており、限定されるものとして解釈されるべきではない。図示され、記載された例示的な実施形態および用途に従うことなく、かつ、本発明の真の趣旨および範囲から逸脱することなく、様々な修正および変更が、本明細書に記載された主題に対して行われ得る。
【図1】
【図2】
【図3A】
【図3B】
【図4】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】