特許 7636179 天然ガスの吸着貯蔵システム

(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】2025-02-17

(45)【発行日】2025-02-26

(54)【発明の名称】天然ガスの吸着貯蔵システム

(51)【国際特許分類】

   F17C 11/00 20060101AFI20250218BHJP

   H01M 8/0662 20160101ALN20250218BHJP

   H01M 8/04007 20160101ALN20250218BHJP

【ＦＩ】

F17C11/00 A

H01M8/0662

H01M8/04007

【請求項の数】 14

(21)【出願番号】P 2021005360

(22)【出願日】2021-01-15

(65)【公開番号】P2022022956

(43)【公開日】2022-02-07

【審査請求日】2023-11-07

(31)【優先権主張番号】P 2020113046

(32)【優先日】2020-06-30

(33)【優先権主張国・地域又は機関】JP

(73)【特許権者】

【識別番号】000003997

【氏名又は名称】日産自動車株式会社

(73)【特許権者】

【識別番号】507308902

【氏名又は名称】ルノー エス．ア．エス．

【氏名又は名称原語表記】ＲＥＮＡＵＬＴ Ｓ．Ａ．Ｓ．

【住所又は居所原語表記】１２２－１２２ ｂｉｓ， ａｖｅｎｕｅ ｄｕ Ｇｅｎｅｒａｌ Ｌｅｃｌｅｒｃ， ９２１００ Ｂｏｕｌｏｇｎｅ－Ｂｉｌｌａｎｃｏｕｒｔ， Ｆｒａｎｃｅ

(74)【代理人】

【識別番号】110002468

【氏名又は名称】弁理士法人後藤特許事務所

(72)【発明者】

【氏名】屋 隆了

(72)【発明者】

【氏名】末廣 眞人

【審査官】加藤 信秀

(56)【参考文献】

【文献】特開２００５－２５６７０８（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２００２－１６１９９８（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開昭６０－１２１３９８（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２００８－０３９１０８（ＪＰ，Ａ）

【文献】欧州特許出願公開第０３１３０８３５（ＥＰ，Ａ１）

【文献】独国特許出願公開第１０２００８０４３９２７（ＤＥ，Ａ１）

(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)

Ｆ１７Ｃ １１／００

Ｈ０１Ｍ ８／０６６２

Ｈ０１Ｍ ８／０４００７

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

天然ガスを貯蔵・放出可能な第１吸着材が充填された第１ガス貯蔵部と、
二酸化炭素を貯蔵・放出可能な第２吸着材が充填された第２ガス貯蔵部と、
天然ガスを消費して発電するとともに二酸化炭素を排気する発電機と、を含み、
前記第１ガス貯蔵部と、前記第２ガス貯蔵部と、が熱的に互いに接続され、
前記第１ガス貯蔵部は、前記発電機の天然ガスの導入側に連通し、
前記第２ガス貯蔵部は、前記発電機の二酸化炭素の排気側に連通し、
前記第１ガス貯蔵部から前記発電機に天然ガスを放出する際に前記発電機から排出された二酸化炭素が前記第２ガス貯蔵部に貯蔵され、
外部から供給された天然ガスを前記第１ガス貯蔵部に貯蔵する際に前記第２ガス貯蔵部から二酸化炭素が外部に放出される天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項2】

前記第１ガス貯蔵部及び前記第２ガス貯蔵部の間を冷媒が循環するように配置された冷媒流路と、前記冷媒を循環させる循環ポンプと、を含み、
前記第１ガス貯蔵部と前記第２ガス貯蔵部は、前記冷媒を介して熱的に接続されている請求項１に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項3】

前記冷媒流路は、前記第１ガス貯蔵部及び前記第２ガス貯蔵部の少なくとも一方において複数に分岐しており、分岐した前記冷媒流路同士の長さが互いに異なっている請求項２に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項4】

前記第１ガス貯蔵部が、天然ガスが流通する流通経路を直列に形成するように複数配置され、
前記冷媒流路のうち、前記第２ガス貯蔵部から排出された冷媒を前記第１ガス貯蔵部に供給する部分は、前記第１ガス貯蔵部のうち、前記流通経路の最も上流に配置された前記第１ガス貯蔵部に接続している請求項２に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項5】

前記第１ガス貯蔵部が、天然ガスが流通する流通経路を直列に形成するように複数配置
され、
前記冷媒流路から分岐するとともに前記冷媒流路よりも径の小さい分岐冷媒流路を備え、
前記分岐冷媒流路は、前記第２ガス貯蔵部に連通するとともに、前記分岐冷媒流路のうち、前記第２ガス貯蔵部から排出された冷媒を前記第１ガス貯蔵部側に供給する部分は、前記第１ガス貯蔵部のうち、前記流通経路の最も上流に配置された前記第１ガス貯蔵部に接続している請求項２に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項6】

前記第２ガス貯蔵部に供給される二酸化炭素が流通する第２ガス供給流路から分岐する分岐流路と、
前記分岐流路の一部を形成するとともに前記第１ガス貯蔵部を収容するタンクケースと、
前記分岐流路に配置され、前記分岐流路を開閉するバイパス弁と、を含む請求項１乃至５のいずれか１項に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項7】

前記第１ガス貯蔵部に貯蔵した天然ガスを前記発電機に供給する第１ガス供給流路に配置された第１ガス供給弁と、
前記発電機から排出された二酸化炭素を前記第２ガス貯蔵部に供給する第２ガス供給流路に配置された第２ガス供給弁と、
前記第２ガス供給流路に配置され、前記発電機から排出された二酸化炭素を昇圧して前記第２ガス貯蔵部に供給する昇圧手段と、
前記第２ガス貯蔵部から二酸化炭素を排出する外部排出路に配置された第２ガス排出弁と、
前記第１ガス貯蔵部及び前記第２ガス貯蔵部の間を冷媒が循環するように配置された冷媒流路と、
前記冷媒を循環させる循環ポンプと、
前記第２ガス貯蔵部から排出直後の前記冷媒の温度を検知する第１温度センサと、
前記第１ガス貯蔵部から排出直後の前記冷媒の温度を検知する第２温度センサと、
前記第１ガス供給弁、前記第２ガス供給弁、前記第２ガス排出弁、前記昇圧手段、前記循環ポンプを制御する制御部と、を含み、
前記制御部は、
前記発電機の起動時に前記第１ガス供給弁及び前記第２ガス供給弁を開放し、前記第２ガス排出弁を閉止するとともに前記昇圧手段を駆動させ、
前記循環ポンプを駆動させるとともに、前記第１温度センサが検知する温度と前記第２温度センサが検知する温度との温度差が所定の温度差以下となるように、前記循環ポンプの出力を制御する請求項１に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項8】

前記第２ガス供給流路から分岐して前記第２ガス貯蔵部に連通する分岐流路と、
前記分岐流路の一部を形成するとともに前記第１ガス貯蔵部を収容するタンクケースと、
前記分岐流路に配置され、前記分岐流路を開閉するバイパス弁と、
前記発電機から排出された二酸化炭素の温度を検知する第３温度センサと、を含み、
前記制御部は、
前記第３温度センサが検知する温度に基づいて前記バイパス弁を開放する請求項７に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項9】

前記第１ガス貯蔵部に供給された天然ガスの圧力を検知する圧力センサと、
前記冷媒を加熱するヒータと、を備え、
前記制御部は、
前記圧力センサが検知する圧力が所定圧力以上となるように、前記ヒータ及び前記循環ポンプの出力を制御する請求項７又は８に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項10】

外部から前記第１ガス貯蔵部に天然ガスを供給する外部供給流路に配置された外部供給弁と、
前記第１ガス貯蔵部に貯蔵した天然ガスを前記発電機に供給する第１ガス供給流路に配置された第１ガス供給弁と、
前記発電機から排出された二酸化炭素を前記第２ガス貯蔵部に供給する第２ガス供給流路に配置された第２ガス供給弁と、
前記第２ガス貯蔵部から二酸化炭素を排出する外部排出路に配置された第２ガス排出弁と、
前記第１ガス貯蔵部及び前記第２ガス貯蔵部の間を冷媒が循環するように配置された冷媒流路と、
前記冷媒を循環させる循環ポンプと、
前記第２ガス貯蔵部から排出直後の前記冷媒の温度を検知する第１温度センサと、
前記第１ガス貯蔵部から排出直後の前記冷媒の温度を検知する第２温度センサと、
前記発電機に供給する天然ガスの圧力を検知する圧力センサと、
前記外部供給弁、前記第１ガス供給弁、前記第２ガス供給弁、前記第２ガス排出弁、前記循環ポンプを制御する制御部と、を含み、
前記制御部は、
前記第１ガス供給弁、前記第２ガス供給弁を閉止して前記第２ガス排出弁を開放し、
前記外部供給弁を開放して前記循環ポンプを駆動させるとともに、前記第１温度センサが検知する温度と前記第２温度センサが検知する温度との温度差が第１の所定温度差以下となるように、前記第２ガス排出弁の開度を制御し、
その後、前記外部供給弁の開度を制御するとともに、前記温度差が第２の所定温度差以下となるように、前記循環ポンプの出力を制御し、
前記圧力センサが検知する圧力が所定圧力に到達した場合、又は前記第２温度センサが検知する温度が所定温度に到達した場合に前記外部供給弁及び前記第２ガス排出弁を閉止し、
その後、前記温度差が第３の所定温度差以下となると前記循環ポンプを停止する請求項１に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項11】

前記第１ガス貯蔵部の外壁の一部と、前記第２ガス貯蔵部の一部と、が互いに接続することで、前記第１ガス貯蔵部と、前記第２ガス貯蔵部と、が熱的に互いに接続されている請求項１に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項12】

前記第１ガス貯蔵部及び前記第２ガス貯蔵部を収容する貯蔵設備を備え、
前記第１ガス貯蔵部及び前記第２ガス貯蔵部は、
前記貯蔵設備内にそれぞれ複数配置され、
前記第１ガス貯蔵部及び前記第２ガス貯蔵部のそれぞれ少なくとも一つは、前記貯蔵設備において交互に配列され、
前記第１ガス貯蔵部と前記第２ガス貯蔵部とが互いに接触することで、前記第１ガス貯蔵部と、前記第２ガス貯蔵部と、が熱的に互いに接続されている請求項１に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項13】

前記第１吸着材及び前記第２吸着材は、金属有機構造体である請求項１に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【請求項14】

前記第１吸着材及び前記第２吸着材は混合することで前記第１ガス貯蔵部と前記第２ガス貯蔵部は一体で形成され、前記第１吸着材と前記第２吸着材では平均粒径が互いに異なる請求項１３に記載の天然ガスの吸着貯蔵システム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、天然ガスの吸着貯蔵システムに関する。

【背景技術】

【0002】

特許文献１は、天然ガスを吸着・放出可能な吸着材が充填されたタンクを備え、当該タンクから供給された天然ガスを燃料として駆動する車両において、天然ガスが吸着材から放出される際の吸熱反応とそれに伴う天然ガスの放出能力の低下を防止するため、エンジン用の冷却水を用いてタンクを加熱する技術を開示している。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0003】

【文献】特開２０００－１４６０９２号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0004】

特許文献１等の従来の車両では、タンクは車両後方に配置され、エンジンは車両前方に配置されることが一般的である。よって、タンクを加熱する場合、冷却水の配管を車両前方から車両後方まで延伸させる必要があり、熱交換システムが複雑になるだけでなく、冷却水を含めたシステムの重量が増加するという問題がある。

【0005】

そこで、本発明は、簡易な熱交換を実現するとともにシステムの重量化を回避する天然ガスの吸着貯蔵システムを提供することを目的とする。

【課題を解決するための手段】

【0006】

本発明の一態様による天然ガスの吸着貯蔵システムは、天然ガスを貯蔵・放出可能な第１吸着材が充填された第１ガス貯蔵部と、二酸化炭素を貯蔵・放出可能な第２吸着材が充填された第２ガス貯蔵部と、天然ガスを消費して発電するとともに二酸化炭素を排気する発電機と、を含み、前記第１ガス貯蔵部と、前記第２ガス貯蔵部と、が熱的に互いに接続され、前記第１ガス貯蔵部は、前記発電機の天然ガスの導入側に連通し、前記第２ガス貯蔵部は、前記発電機の二酸化炭素の排気側に連通し、前記第１ガス貯蔵部から前記発電機に天然ガスを放出する際に前記発電機から排出された二酸化炭素が前記第２ガス貯蔵部に貯蔵され、外部から供給された天然ガスを前記第１ガス貯蔵部に貯蔵する際に前記第２ガス貯蔵部から二酸化炭素が外部に放出される。

【発明の効果】

【0007】

上記態様であれば、天然ガスを第１吸着材に吸着させると吸着熱（発熱）が発生するが、これが天然ガスの吸着能力を低下させる。また、天然ガスを第１吸着材から放出させると放出熱（吸熱）が発生するが、これが天然ガスの放出能力を低下させる。一方、二酸化炭素を第２吸着材に吸着させると吸着熱（発熱）が発生し、二酸化炭素を第２吸着材から放出させると放出熱（吸熱）を発生させる。よって、天然ガスを放出する際に二酸化炭素を充填し、天然ガスを充填する際に二酸化炭素を放出することで、第１ガス貯蔵部で発生した吸着熱と第２ガス貯蔵部で発生した放出熱との熱交換、及び第１ガス貯蔵部で発生した放出熱と第２ガス貯蔵部で発生した吸着熱との熱交換が可能となる。従って、天然ガスの第１吸着材への吸着時の吸着能力の低下、及び天然ガスの第１吸着材からの放出時の放出能力の低下を抑制することができる。さらに、第２ガス貯蔵部に二酸化炭素を供給する流路が必要となるが、二酸化炭素が流れる流路は、冷却水が流れる流路よりも冷却水がない分軽量となる。以上より、簡易な熱交換を実現するとともにシステムの重量化を回避することができる。

【図面の簡単な説明】

【0008】

【図1】図１は、第１実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムを簡易に説明するためのブロック図である。

【図2】図２は、第１実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムの主要構成を示すブロック図である。

【図3】図３は、第１実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムにおいて天然ガスを第１ガスタンクから放出するとともに、第２ガスタンクに二酸化炭素を充填する際のフロー図である。

【図4】図４は、天然ガス及び二酸化炭素の放出圧力と吸着材への充填量との関係を示すグラフである。

【図5】図５は、天然ガスを第１ガスタンクから放出する際に発生する放出熱を外部から供給する場合のエネルギー収支であって、二酸化炭素の回収率をパラメータとして第２ガスタンクから第１ガスタンクに供給可能な熱量と車速に依存した関係を示すグラフと、二酸化炭素の吸着熱とコンプレッサーの消費電力との割合を示す円グラフである。

【図6】図６は、本実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムにおいて天然ガスを第１ガスタンクに充填するとともに第２ガスタンクから二酸化炭素を放出する際のフロー図である。

【図7】図７は、天然ガスを第１ガスタンクに充填する際に第１ガスタンクから取り出すべき熱量を二酸化炭素の回収率をパラメータとしたときの二酸化炭素の放出熱により賄う場合であって、天然ガスの充填量、天然ガスの充填時間、及び第１ガスタンクの温度の関係を示すグラフである。

【図8】図８は、第２実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムにおける第１ガスタンク（第２ガスタンク）の断面図（縦方向）である。

【図9】図９は、第２実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムにおける第１ガスタンク（第２ガスタンク）の断面図（水平方向）である。

【図10】図１０は、第２実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムにおける冷媒流路の流通経路を示す模式図である。

【図11】図１１は、第２実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムにおける冷媒流路の流通経路の変形例を示す模式図である。

【図12】図１２は、第３実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムにおける第１ガスタンクの模式図である。

【図13】図１３は、第３実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムにおける冷媒流路の流通経路を示す模式図である。

【図14】図１４は、第４実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムを簡易に説明するためのブロック図である。

【図15】図１５は、第５実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システムを簡易に説明するためのブロック図である。

【図16】図１６は、吸着材の構造を示す図である。

【図17A】図１７Ａは、吸着材の構造の変形例（合成前）を示す図である。

【図17B】図１７Ｂは、吸着材の構造の変形例（合成後）を示す図である。

【発明を実施するための形態】

【0009】

以下、図面を参照しながら本発明の実施形態について説明する。

【0010】

［第１実施形態の概要］
図１は、第１実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００を簡易に説明するためのブロック図である。

【0011】

第１実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００（以後、吸着貯蔵システム１００と称す。）は、天然ガスを燃料とする車両に搭載されている。吸着貯蔵システム１００は、天然ガスが充填・放出可能な第１ガスタンク１１（第１ガス貯蔵部）と、二酸化炭素（ＣＯ₂）を充填・放出可能な第２ガスタンク２２（第２ガス貯蔵部）と、第２ガスタンク２２に二酸化炭素を加圧して供給するコンプレッサー２１（昇圧手段）と、第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２の間で冷媒を循環させる循環ポンプ３１と、を備える。

【0012】

第１ガスタンク１１には、外部（ガスステーション）から天然ガスが所定の圧力（例えば３．５［Ｍｐａ］）で充填されるとともに、充填した天然ガスを発電機９（燃料電池、エンジン）に供給することができる。すなわち、Ｖ４を閉じた状態でＶ３を開放すると第１ガスタンク１１には天然ガスが供給され、Ｖ３を閉じた状態でＶ４を開放すると第１ガスタンク１１に貯蔵された天然ガスが発電機９に供給される。

【0013】

第１ガスタンク１１には、天然ガスを吸着・放出（脱離）する第１吸着材１１１（図８）が充填されている。よって、第１ガスタンク１１に天然ガスが供給されると第１吸着材１１１には天然ガスが吸着される。天然ガスの吸着量（吸着密度）は、第１ガスタンク１１内の天然ガスの圧力及び第１吸着材１１１の温度により変化する（図４参照）。

【0014】

ところで、Ｖ４を開放して第１ガスタンク１１内の圧力が低下すると、第１吸着材１１１から天然ガスが放出されるが、その際に第１吸着材１１１は放出熱（吸熱）を発生させる。この放出熱により第１吸着材１１１の温度が低下すると天然ガスの放出効率が低下する。従って、第１ガスタンク１１から天然ガスを放出する際は、天然ガスが第１吸着材１１１から放出する際に発生する放出熱に相当する熱量を外部から供給する必要がある。

【0015】

また、Ｖ３を開放して第１ガスタンク１１に天然ガスを充填すると、第１吸着材１１１は天然ガスを吸着するが、その際に第１吸着材１１１は吸着熱（発熱）を発生させる。この吸着熱により第１吸着材１１１の温度が上昇すると天然ガスの吸着効率が低下する。従って、第１ガスタンク１１に天然ガスを充填する際は、天然ガスが第１吸着材１１１に吸着する際に発生する吸着熱を外部から取り出す必要がある。

【0016】

第２ガスタンク２２には、二酸化炭素を吸着・放出（脱離）する第２吸着材２２２（図８）が充填されている。よって、第２ガスタンク２２に二酸化炭素が供給されると第２吸着材２２２には二酸化炭素が吸着される。二酸化炭素の吸着量（吸着密度）は、第２ガスタンク２２内の二酸化炭素の圧力及び第２吸着材２２２の温度により変化する。

【0017】

ところで、Ｖ２を開放して第２ガスタンク２２内の圧力が低下すると、第２吸着材２２２から二酸化炭素が放出されるが、その際に第２吸着材２２２は放出熱（吸熱）を発生させる。この放出熱により第２吸着材２２２の温度が低下すると二酸化炭素の放出効率が低下する。従って、第２ガスタンク２２から二酸化炭素を放出する際は、二酸化炭素が第２吸着材２２２から放出する際に発生する放出熱に相当する熱量を外部から供給する必要がある。

【0018】

また、Ｖ２を閉止し、Ｖ１を開放した状態でコンプレッサー２１をオンにすると、第２ガスタンク２２に所定の圧力（例えば０．５［Ｍｐａ］）で二酸化炭素が供給され第２吸着材２２２に二酸化炭素が吸着するが、その際に第２吸着材２２２は吸着熱（発熱）を発生させる。この吸着熱により第２吸着材２２２の温度が上昇すると二酸化炭素の吸着効率が低下する。従って、第２ガスタンク２２に二酸化炭素を充填する際は、二酸化炭素が第２吸着材２２２に吸着する際に発生する吸着熱を外部から取り出す必要がある。

【0019】

ここで、発電機９（燃料電池、エンジン）は、天然ガスを消費して発電し、二酸化炭素を排出する。さらに、第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２は冷媒により互いに熱交換可能となっている。

【0020】

よって、第１ガスタンク１１から天然ガスを放出する際に、第２ガスタンク２２に二酸化炭素を充填することができる。これにより、第１ガスタンク１１で発生する放出熱を相殺する熱量を第２ガスタンク２２から冷媒を介して供給することができ、天然ガスの第１吸着材１１１からの放出能力の低下を抑制することができる。また同時に、第２ガスタンク２２において二酸化炭素が第２吸着材２２２に吸着する際に発生する吸着熱を第１ガスタンク１１が冷媒を介して取り出すことができ、二酸化炭素の第２吸着材２２２への吸着効率の低下を抑制することができる。

【0021】

また、第１ガスタンク１１に天然ガスを充填する際に、第２ガスタンク２２に充填した二酸化炭素を放出することができる。これにより、第１ガスタンク１１で発生する吸着熱を第２ガスタンク２２が冷媒を介して取り出すことができ、天然ガスの第１吸着材１１１への吸着能力の低下を抑制することができる。また同時に、第２ガスタンク２２において二酸化炭素が第２吸着材２２２から放出する際に発生する放出熱を相殺する熱量を第１ガスタンク１１が冷媒を介して第２ガスタンク２２に供給することができ、二酸化炭素の第２吸着材２２２からの放出効率の低下を抑制することができる。

【0022】

第１吸着材１１１及び第２吸着材２２２としては、例えば金属有機構造体（Ｍｅｔａｌ Ｏｒｇａｎｉｃ Ｆｌａｍｅｗｏｒｋｓ，ＭＯＦ、規則性多孔質金属錯体）や、多孔性配位高分子（Ｐｏｒｏｕｓ Ｃｏｏｒｄ ｉｎａｔｉｏｎ Ｐｏｌｙｍｅｒ，ＰＣＰ）、活性炭、ゼオライト等のガス吸着材が適用される。なお、第１吸着材１１１及び第２吸着材２２２の構造については後述する。

【0023】

二酸化炭素の１モル当たりの吸着熱／放出熱が、メタンや天然ガス等の吸着熱／放出熱に比して高くなる吸着材としては、ＭＯＦ、活性炭、ゼオライト等の吸着材が上げられる。Ｂａｓｏｌｉｔｅ Ｃ－３００等の一般的に入手可能なＭＯＦの多くは、メタン及び二酸化炭素の双方に高い吸着容量を有し、二酸化炭素の吸着熱も高い特性を有しており、システム全体の小型化を可能とする点からのその適用が好ましい。

【0024】

例えば、第１吸着材１１１及び第２吸着材２２２としてＭＯＦを適用した場合、メタンの吸着熱／放出熱は１２．５［ｋＪ／ｍｏｌ］であり、二酸化炭素の吸着熱／放出熱は１５［ｋＪ／ｍｏｌ］である。また、１モルのメタンを燃焼すると１モルの二酸化炭素が生成される。従って、１モルのメタンの吸着熱／放出熱を１モルの二酸化炭素の放出熱／吸着熱により賄うことができる。また、第１吸着材１１１と第２吸着材２２２とを同一材料（例えばＭＯＦ）とすることで、コストを抑制することができる。

【0025】

天然ガスは、その大部分がメタンにより構成されるが、その他エタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素もわずかに含まれる。例えば、ブタン（ｎブタン）の吸着熱は、３６［ｋＪ／ｍｏｌ］であるが、ブタンを燃焼すると４モルの二酸化炭素が生成される。従って、１モルのブタンの吸着熱／放出熱（３６［ｋＪ／ｍｏｌ］）を、４モルの二酸化炭素の放出熱／吸着熱（１５×４＝６０［ｋＪ／ｍｏｌ］）により賄うことができる。なお、上記の二酸化炭素、メタン、ブタン（ｎブタン）の吸着熱／放出熱の値は、非特許文献（"Heats of Adsorption for Seven Gases in Three Metal - Organic Frameworks: Systematic Comparison of Experimental and Simulation", David Farrusseng etc, Langmuir 2009, 25(13), 7383-7388, Published on Web 06/04/2009）から引用した。

【0026】

メタン及びブタンの吸着熱／放出熱を考慮すると、エタンの吸着熱／放出熱は約２０［ｋＪ／ｍｏｌ］、プロパンの吸着熱／放出熱は約２８［ｋＪ／ｍｏｌ］となる。また、１モルのエタンを燃焼すると２モルの二酸化炭素が生成され、１モルのプロパンを燃焼すると３モルの二酸化炭素が生成される。

【0027】

従って、１モルのエタンの吸着熱／放出熱（約２０［ｋＪ／ｍｏｌ］）を、２モルの二酸化炭素の放出熱／吸着熱（１５×２＝３０［ｋＪ／ｍｏｌ］）により賄うことができ、１モルのプロパンの吸着熱／放出熱（約２８［ｋＪ／ｍｏｌ］）を、３モルの二酸化炭素の放出熱／吸着熱（１５×３＝４５［ｋＪ／ｍｏｌ］）により賄うことができる。

【0028】

発電機９としては燃料電池、エンジンが適用される。燃料電池では天然ガスを改質ガスに変換し、これを発電反応に用いることで二酸化炭素と水蒸気との混合ガスが排出される。よって、排気ガスから二酸化炭素を回収する構成としては、例えば当該混合ガスを凝集器（分離器９１（図２））に供給し水蒸気を取り除くことで二酸化炭素を回収する構成があげられる。特に、燃料電池では高い回収率で二酸化炭素を回収することができるので、第２ガスタンク２２に効率的に二酸化炭素を充填することができる。

【0029】

一方、エンジンでは、天然ガスを直接燃焼して二酸化炭素を含む排気ガスが排出される。よって、排気ガスから二酸化炭素を回収する構成としては、例えばリーン吸収液、アルカリ金属炭酸塩の溶液等の捕捉剤を備えた装置（分離器９１（図２））に排気ガスを供給し排気ガスを捕捉剤に吹き付けて二酸化炭素を吸収させ、その後当該装置において捕捉剤を加熱することで二酸化炭素を回収する構成が挙げられる。なお、捕捉剤としては、冷媒等として使用されるハイドロフルオロエーテル（ＨＦＥ）（例えば、ＵＳ９２６７４１５Ｂ２参照）も適用できる。また、排気ガスから二酸化炭素を回収する他の構成としては、二酸化炭素分離用のＦＴポリマー（例えば、特開２０１５－５３６８１４号公報参照）に排気ガスを供給して二酸化炭素を排気ガスから分離する構成も適用できる。

【0030】

前記のようにメタンの吸着熱／放出熱は１２．５［ｋＪ／ｍｏｌ］であり、二酸化炭素の吸着熱／放出熱は１５［ｋＪ／ｍｏｌ］である。天然ガス中のメタンの割合は９０［％］程度あるが、すべてメタンと仮定しても二酸化炭素の回収率が（１２．５［ｋＪ／ｍｏｌ］）／（１５［ｋＪ／ｍｏｌ］）×１００＝８３．３［％］以上であれば、メタンの吸着熱／放出熱を二酸化炭素の放出熱／吸着熱により賄うことができる。

【0031】

第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２の容積の割合を検討すると、発電機９からの二酸化炭素の回収率が１００［％］である場合、メタンの吸着熱／放出熱は１２．５［ｋＪ／ｍｏｌ］であり、二酸化炭素の吸着熱／放出熱は１５［ｋＪ／ｍｏｌ］であるから、第２ガスタンク２２は、第１ガスタンク１１に対して１２．５／１５×１００＝８３．３［％］の容積で設計することが可能である。

【0032】

また、第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２の容積の割合は、第１吸着材１１１の単位体積当たりの天然ガスの吸着容量と第２吸着材２２２の単位体積当たりの二酸化炭素の吸着容量を考慮して、トータルの吸着容量がほぼ一致するように設計することも好適である。例えば、第２吸着材２２２の単位体積当たりの吸着容量が第１吸着材１１１の単位体積当たりの吸着容量の２倍の場合、第２ガスタンク２２は第１ガスタンク１１の半分の容積で設計可能である。もちろん、第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２の容量を同じにして、第１吸着材１１１の単位体積当たりの天然ガスの吸着容量よりも第２吸着材２２２の単位体積当たりの二酸化炭素の吸着容量の方が大きい構成としてもよい。

【0033】

以上のように、第１ガスタンク１１の天然ガスによる吸着熱／放出熱の総量が第２ガスタンク２２の二酸化炭素による吸着熱／放出熱の総量と略一致するように、又は第１ガスタンク１１の天然ガスの吸着容量と、第２ガスタンク２２の二酸化炭素の吸着容量が略一致するように、第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２の容積の割合を設定することが好ましい。これにより、第２ガスタンク２２を第１ガスタンク１１に比べて小さく設計することができ、コンプレッサー２１の負担（消費電力）を削減できる。

【0034】

さらに、天然ガス中のメタンと比べて、より低い圧力でメタンと同モル数の二酸化炭素の吸着容量を実現できるように第１吸着材１１１と第２吸着材２２２の材料を適宜選択することも好ましい。これによっても、コンプレッサー２１の負担（消費電力）を削減できる。

【0035】

［第１実施形態の主要構成］
図２は、第１実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００の主要構成を示すブロック図である。第１実施形態の吸着貯蔵システム１００は、前記のように、天然ガスを燃料として発電する車両に搭載される。車両には発電機９（燃料電池、エンジン）、バッテリ（不図示）、モータ（不図示）が搭載され、発電機９が発電した電力がバッテリに充電され、モータは、バッテリから電力を受けて車両の駆動輪を駆動させる。またモータは減速時に回生電力を発生させ、これをバッテリに充電することができる。

【0036】

第１実施形態の吸着貯蔵システム１００は、外部から供給された天然ガスを貯蔵するとともに当該天然ガスを発電機９のガスの導入側に供給する供給ライン１と、発電機９のガスの排気側から回収した二酸化炭素を貯蔵し、又は排出する排出ライン２と、を備える。発電機９には、排ガスから二酸化炭素を分離する分離器９１と、分離器９１から排出された二酸化炭素を冷却する熱交換器９２（例えば、車両に搭載されているラジエータ）が接続されている。

【0037】

供給ライン１は、外部のガスステーションと着脱自在に接続可能となっている。供給ライン１には、上流から順にバルブＶ３、第１ガスタンク１１、予備タンク１２、圧力センサＰ２、バルブＶ４が配置されている。バルブＶ３は、減圧弁８を介して外部のガスステーションに連通している。第１ガスタンク１１及び予備タンク１２は後述のタンクケース２３１に収容されている。予備タンク１２は、第１ガスタンク１１か放出される天然ガスを一時的に蓄えた上で減圧してバルブＶ４に供給するものである。

【0038】

排出ライン２は、熱交換器９２に接続され、熱交換器９２から二酸化炭素が供給される。排出ライン２には、上流から順に温度センサＴ０、コンプレッサー２１、バルブＶ１、第２ガスタンク２２、バルブＶ２が配置される。

【0039】

また排出ライン２のコンプレッサー２１とバルブＶ１の間となる位置からは、分岐流路２３が分岐している。分岐流路２３は排出ライン２のバルブＶ１と第２ガスタンク２２との間となる位置において排出ライン２と合流する。また分岐流路２３にはバルブＶ５が配置されている。前記のタンクケース２３１は分岐流路２３に一体に組み込まれている。

【0040】

第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２の間には冷媒を循環させる循環ライン３が配置されている。循環ライン３の第２ガスタンク２２から第１ガスタンク１１に向かう流路には温度センサＴ１、循環ポンプ３１、ヒータ３２が配置されている。温度センサＴ１は、第２ガスタンク２２から排出された冷媒の温度を検知するものである。

【0041】

循環ポンプ３１は、第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２との間に冷媒を循環させるものであり、ここでは第２ガスタンク２２から排出された冷媒を第１ガスタンク１１に供給する方向に駆動する。

【0042】

ヒータ３２は第１ガスタンク１１に供給される冷媒を加熱するものである。循環ライン３の第１ガスタンク１１から第２ガスタンク２２に向かう流路には温度センサＴ２が配置され、温度センサＴ２は、第１ガスタンク１１から排出された冷媒の温度を検知する。

【0043】

コントローラ４（制御部）は、例えば、中央演算装置（ＣＰＵ）、読み出し専用メモリ（ＲＯＭ）、ランダムアクセスメモリ（ＲＡＭ）、及び入出力インタフェース（Ｉ／Ｏインタフェース）から構成されるコンピュータである。コントローラ４は、本実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００を構成し、システムを実行するプログラムを備えた構成要素である。また、コントローラ４は発電機９のオン・オフ及びその出力制御も可能であり、また車両全体を制御するＥＣＵ等からの指令により動作することもできる。

【0044】

［天然ガス放出時の制御フロー］
図３は、第１実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００において天然ガスを第１ガスタンク１１から放出するとともに、第２ガスタンク２２に二酸化炭素を充填する際のフロー図である。

【0045】

ステップＳ１０１において、コントローラ４はバルブＶ４を開放する。これにより第１ガスタンク１１から予備タンク１２を介して天然ガスが発電機９に供給される。また、この際、天然ガスが第１吸着材１１１から離脱し始め、放出熱（吸熱）が発生する。

【0046】

ステップＳ１０２において、コントローラ４（又はＥＣＵ）は、発電機９を起動する。

【0047】

ステップＳ１０３において、コントローラ４は、バルブＶ１を開放するとともにバルブＶ２を閉止し、その後コンプレッサー２１を起動する。これにより、二酸化炭素が第２ガスタンク２２に充填されて二酸化炭素が第２吸着材２２２に吸着し初め、吸着熱（発熱）が発生する。

【0048】

ステップＳ１０４において、コントローラ４は、循環ポンプ３１を起動する。これにより、第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２の熱交換が開始される。なお、コントローラ４は、ステップＳ１０１、ステップＳ１０２、ステップＳ１０３、ステップＳ１０４を同時に行ってもよい。

【0049】

ステップＳ１０５において、コントローラ４は、温度センサＴ１が検知する温度（Ｔ１）と温度センサＴ２が検知する温度（Ｔ２）との差分ΔＴ１（ΔＴ１＝Ｔ１－Ｔ２）が所定の温度差（例えば１０［℃］）以下となるように循環ポンプ３１の出力を調整する。これにより、第１ガスタンク１１の温度低下が抑制され、天然ガスの第１吸着材１１１からの放出効率の低下が抑制される。また同時に、第２ガスタンク２２の温度上昇も抑制され、二酸化炭素の第２吸着材２２２への吸着効率の低下が抑制される。

【0050】

ステップＳ１０６において、コントローラ４は、温度センサＴ０が検知する温度が所定の最大温度Ｔｍａｘを超えているか否かを判断し、ＹＥＳであればステップＳ１０７に移行し、ＮＯであれば、ステップＳ１０９に移行する。

【0051】

ステップＳ１０７において、コントローラ４は、次のステップＳ１０８を既に実行したか否かを判断し、ＹＥＳであればステップＳ１０９に移行し、ＮＯであればステップＳ１０８に移行する。

【0052】

ステップＳ１０８において、コントローラ４は、バルブＶ１を閉止してバルブＶ５を開放する。これにより、二酸化炭素はコンプレッサー２１から分岐流路２３に導入され、タンクケース２３１で第１ガスタンク１１により冷却されて第２ガスタンク２２に供給される。これにより、二酸化炭素の温度上昇が抑制され、二酸化炭素の第２吸着材２２２への吸着効率の低下が抑制される。なお、コントローラ４は、ステップＳ１０８の際に、バルブＶ１を流通する二酸化炭素の流量と、バルブＶ５を流通する二酸化炭素の流量が所定の割合（例えば、１対１）となるように、バルブＶ５及びバルブＶ１の開度を制御してもよい。

【0053】

ステップＳ１０９において、コントローラ４は、圧力センサＰ２が検知する圧力（Ｐ２）が所定の下限圧力Ｐｍｉｎ（発電機９が定格発電するために必要な圧力）よりも小さくなっているか否かを判断し、ＹＥＳであればステップＳ１１０に移行し、ＮＯであればステップＳ１１２に移行する。

【0054】

ステップＳ１１０において、コントローラ４は、次のステップＳ１１１を既に実行したか否かを判断し、ＹＥＳであればステップＳ１１３に移行し、ＮＯであればステップＳ１１１に移行する。

【0055】

ステップＳ１１１において、コントローラ４は、ヒータ３２を起動し、循環ポンプ３１の回転速度（出力）を上昇させる。これにより、第１ガスタンク１１の温度が上昇（例えば室温（２０［℃］）から４０［℃］）し、圧力センサＰ２が検知する圧力が上昇する。

【0056】

ステップＳ１１２において、圧力センサＰ１が検知する圧力が許容された最大圧力Ｐ１ｍａｘを超えたか否かを判断し、ＹＥＳであればステップＳ１１４に移行し、ＮＯであればステップＳ１０６に戻る。

【0057】

ステップＳ１１３において、コントローラ４は、第１ガスタンク１１内の天然ガスが不足したと判断し、ドライバーに警告するための信号を出力する。

【0058】

ステップＳ１１４において、コントローラ４は、圧力センサＰ１が検知する圧力が最大圧力Ｐ１ｍａｘ以下となるようにバルブＶ２を所定の割合で開放する。或いは、コントローラ４は、バルブＶ１、バルブＶ２、バルブＶ５を閉止したのちコンプレッサー２１を停止する。

【0059】

前記のフローに関わらず、ＥＣＵが発電機９を停止するとコントローラ４は、バルブＶ１－Ｖ５を閉止し、コンプレッサー２１、循環ポンプ３１、ヒータ３２を停止する。

【0060】

［天然ガスの放出圧力と充填量］
図４は、天然ガス及び二酸化炭素の放出圧力と吸着材への充填量との関係を示すグラフである。第１ガスタンク１１から天然ガスを放出し、且つ第２ガスタンク２２に二酸化炭素を充填する場合であって、第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２で熱交換が行われ、双方の温度が室温（２０［℃］）を維持している場合を考える。

【0061】

この場合、第１ガスタンク１１内の天然ガスは初期的にはＰ２ｍｉｎ（ここでは、圧力センサＰ２が検知する圧力（Ｐ２）と第１ガスタンク１１内の圧力に等しいと考える）以上の圧力を有し、図４に示すように、第１ガスタンク１１内の天然ガスの圧力と充填量は、図４の座標（圧力、充填量）において、［２０［℃］＿ＦＵＥＬ（ＣＨ₄）］のラインに従って座標の原点に向かって移動する。

【0062】

また、第２ガスタンク内の二酸化炭素は初期的には大気圧（ＡＰ：１０１．３ｋＰａ）とほぼ同じ圧力を有するが、第２ガスタンク２２に二酸化炭素が充填されることで第２ガスタンク２２内の二酸化炭素の圧力と充填量は、図４の座標（圧力、充填量）において、［２０［℃］＿ＣＯ₂］のラインに従って座標の原点から遠ざかる方向に移動する特性を有する。

【0063】

ここで、図３のステップＳ１１１を実行しない場合、第１ガスタンク１１内の天然ガスの圧力がＰ２ｍｉｎよりも小さくなると発電機９において定格発電が実行できなくなるが、発電そのものは引き続き実行できる。しかし、第１ガスタンク１１内の天然ガスの圧力と充填量が最終的に［２０［℃］＿ＦＵＥＬ（ＣＨ₄）］のライン上の座標（ＡＰ、Ａ２）まで低下すると、これ以上天然ガスを取り出すことはできず、発電も不可能となる。

【0064】

一方、図３のステップＳ１１１を実行して、例えば第１ガスタンク１１（天然ガス）の温度が４０度になったとすると、第１ガスタンク１１内の天然ガスはその圧力を維持しつつ放出され充填量を下げていく。すなわち、第１ガスタンク１１内の天然ガスの圧力と充填量は、［２０［℃］＿ＦＵＥＬ（ＣＨ₄）］のライン上の座標（Ｐ２ｍｉｎ、Ａ３）から縦軸方向に下がり、最終的に［４０［℃］＿ＦＵＥＬ（ＣＨ₄）］のライン上の座標（Ｐ２ｍｉｎ、Ａ１）にまで移動する。従って、その移動する間において天然ガスをＰ２ｍｉｎの圧力で放出し、発電機９において引き続き定格発電が可能となる。

【0065】

天然ガスの圧力及び充填量が座標（Ｐ２ｍｉｎ、Ａ１）に到達すると車両は走行（発電機９よる発電）を停止する。その際バルブＶ３、バルブＶ４を閉止しヒータ３２も停止するので、天然ガスの温度は室温（２０［℃］）に戻るとともに、例えば天然ガスの圧力も大気圧以下の値（Ｐ２ｎ＜ＡＰ）となる。すなわち、第１ガスタンク１１内の天然ガスの圧力と充填量は、［２０［℃］＿ＦＵＥＬ（ＣＨ₄）］のライン上の座標（Ｐ２ｎ、Ａ１）にまで移動する。

【0066】

従って、図３のステップＳ１１１を実行することで、ステップＳ１１１を実行しない場合において定格発電が可能な天然ガスの充填率の最小値Ａ３、及びステップＳ１１１を実行しない場合において最低限の発電が可能な天然ガスの充填率の最小値Ａ２よりも低い充填量Ａ１になるまで天然ガスを定格発電に使用することができ、天然ガスの使用量を増加させ、車両の走行距離を延ばすことができる。

【0067】

［天然ガス放出時のエネルギー収支］
図５は、天然ガスを第１ガスタンク１１から放出する際に発生する放出熱を外部から供給する場合のエネルギー収支であって、二酸化炭素の回収率をパラメータとして第２ガスタンク２２から第１ガスタンク１１に供給可能な熱量と車速に依存した関係を示すグラフと、二酸化炭素の吸着熱とコンプレッサー２１の消費電力との割合を示す円グラフである。

【0068】

前記のように、二酸化炭素の回収率が近似的に＝８３．３［％］以上であれば、メタンの吸着熱／放出熱を二酸化炭素の放出熱／吸着熱により賄うことができる。よって、熱収支という観点でいえば、二酸化炭素の回収率が前記の値以上であれば、第１ガスタンク１１から天然ガスを放出する際に第１ガスタンク１１に供給すべき熱量を二酸化炭素の吸着熱により賄うことが可能である。

【0069】

しかし、消費電力を含むエネルギー収支という観点でいえば、二酸化炭素を第２ガスタンク２２に充填する際に、コンプレッサー２１による二酸化炭素の昇圧（コンプレッサー２１の消費電力）と循環ポンプ３１の出力（消費電力）を除いて考える必要がある。

【0070】

また、天然ガスの放出中は、車両が走行しているが、車速が上がると、天然ガスの流量、すなわち天然ガスが第１吸着材１１１から放出する際の放出熱が増加する。これに対応してコンプレッサー２１の消費電力が増加し、二酸化炭素が第２吸着材２２２に吸着する際の吸着熱が増加する。

【0071】

また、車速が上がると、第１ガスタンク１１に供給すべき熱量（放出熱）が増加するのに伴い第２ガスタンク２２で発生する吸着熱も増加するが二酸化炭素の第２吸着材２２２への吸着効率の低下を抑制するために第２ガスタンク２２を冷却すべき熱量も増加する。このため、双方の熱バランスをとる（第１ガスタンク１１の温度と第２ガスタンク２２の温度を近づける）必要があり、冷媒の流量すなわち循環ポンプ３１の出力（消費電力）が増加する。

【0072】

以上より、天然ガスを第１ガスタンク１１から放出し、且つ二酸化炭素を第２ガスタンク２２に充填する際のエネルギー収支を計算すると以下のようになる。なお、循環ポンプ３１の消費電力はコンプレッサー２１の消費電力よりも十分小さいので、図５では循環ポンプ３１の影響を無視している。

【0073】

図５に示すように、エネルギー収支を示す線は。車速が増加するほどマイナス方向に増加している。α＝０の線は、二酸化炭素の吸着熱を全く利用しない場合のエネルギー収支を示すものであり、例えば車速が１８０ｋｍ／ｈの位置では－５６７［Ｗ］である。しかし、この場合はコンプレッサー２１を使用しないことと同義であり、コンプレッサー２１の消費電力をゼロとすることができる。また、この場合、第１ガスタンク１１に供給すべき熱量を全てヒータ３２（図２）で賄う場合は、ヒータ３２が５６７［Ｗ］消費することになる。

【0074】

例えば、二酸化炭素の回収率α＝０．５であって時速１８０ｋｍ／ｈにおけるエネルギー収支は－３９１［Ｗ］であり、これにより、第１ガスタンク１１に供給できる正味の熱量は－３９１－（－５６７）＝１７６［Ｗ］と算出される。一方、コンプレッサー２１の消費電力は１６４［Ｗ］と算出される。よって、図５の円グラフ（中央）に示すように、コンプレッサー２１の消費電力（Ｃｏｍｐ）よりも第１ガスタンク１１に供給する正味の熱量（Ｈｅａｔ）の方が上回っている。

【0075】

また、この場合、第１ガスタンク１１に供給すべき熱量のうち、ヒータ３２（図２）が賄う分は３９１［Ｗ］であり、全てヒータ３２が賄う場合よりも（（５６７－３９１）／５６７）×１００＝３１［％］削減できる。

【0076】

例えば、二酸化炭素の回収率α＝０．９であって時速１８０ｋｍ／ｈにおけるエネルギー収支は－２５０［Ｗ］であり、これにより、第１ガスタンク１１に供給できる正味の熱量は－２５０－（－５６７）＝３１７［Ｗ］と算出される。一方、コンプレッサー２１の消費電力は２９５［Ｗ］と算出される。よって、図５の円グラフ（右）に示すように、コンプレッサー２１の消費電力（Ｃｏｍｐ）よりも第１ガスタンク１１に供給する正味の熱量（Ｈｅａｔ）の方が上回っている。

【0077】

また、この場合、第１ガスタンク１１に供給すべき熱量のうち、ヒータ３２が賄う分は３９１［Ｗ］であり、全てヒータ３２が賄う場合よりも（（５６７－２５０）／５６７）×１００＝５６［％］削減できる。

【0078】

例えば、二酸化炭素の回収率α＝０であって時速２０ｋｍ／ｈにおけるエネルギー収支は－６３［Ｗ］である。また二酸化炭素の回収率α＝０．５であって時速２０ｋｍ／ｈにおけるエネルギー収支は－４３［Ｗ］である。これにより、第１ガスタンク１１に供給できる正味の熱量は－４３－（－６３）＝２０［Ｗ］と算出される。一方、コンプレッサー２１の消費電力は１８［Ｗ］と算出される。よって、図５の円グラフ（左）に示すように、コンプレッサー２１の消費電力（Ｃｏｍｐ）よりも第１ガスタンク１１に供給する正味の熱量（Ｈｅａｔ）の方が上回っている。

【0079】

また、この場合、第１ガスタンク１１に供給すべき熱量のうち、ヒータ３２が賄う分は４３［Ｗ］であり、全てヒータ３２が賄う場合（６３［Ｗ］）よりも（（６３－４３）／６３）×１００＝３２［％］削減できる。従って、いずれの場合でもヒータ３２等で二酸化炭素を直接加熱する場合よりもエネルギー収支が向上し、またエネルギー消費も削減できることがわかる。

【0080】

［天然ガス充填時の制御フロー］
図６は、本実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００において天然ガスを第１ガスタンク１１に充填するとともに第２ガスタンク２２から二酸化炭素を放出する際のフロー図である。

【0081】

ステップＳ２０１において、コントローラ４は、バルブＶ１、バルブＶ３、バルブＶ４を閉止し、その後バルブＶ２を開放する。これにより、第２ガスタンク２２から二酸化炭素が放出され始めるとともに、二酸化炭素が第２吸着材２２２から放出されることで放出熱（吸熱）が発生する。

【0082】

ステップＳ２０２において、コントローラ４は、循環ポンプ３１を起動し、温度センサＴ１及び温度センサＴ２から温度をそれぞれ検知する。循環ポンプ３１を起動することにより、第１ガスタンク１１と第２ガスタンク２２との間で熱交換が開始される。

【0083】

ステップＳ２０３において、コントローラ４は、バルブＶ３を開放して第１ガスタンク１１への天然ガスの充填を開始するとともに、圧力センサＰ２から圧力（Ｐ２）を検知する。第１ガスタンク１１に天然ガスが充填されることで、天然ガスが第１吸着材１１１に吸着し初め、これにより吸着熱（発熱）が発生する。なお、コントローラ４は、ステップＳ２０１、ステップＳ２０２、ステップＳ２０３を同時に行ってもよい。

【0084】

ステップＳ２０４において、コントローラ４は、温度センサＴ２が検知する温度（Ｔ２）と温度センサＴ１が検知する温度（Ｔ１）との差分ΔＴ２（ΔＴ２＝Ｔ２－Ｔ１）が所定の温度差（例えば１０［℃］）以下となる範囲でバルブＶ２の開度を増加する制御を行う。バルブＶ２の開度を増加させることで二酸化炭素の第２吸着材２２２からの放出量を増加させ、当該放出により第２ガスタンク２２が第１ガスタンク１１から取り出す熱量を増加させる。

【0085】

ステップＳ２０５において、コントローラ４は、バルブＶ３の開度を増加させ第１ガスタンク１１に充填する天然ガスの流量を増加させる。

【0086】

ステップＳ２０６において、コントローラ４は、温度センサＴ２が検知する温度（Ｔ２）と温度センサＴ１が検知する温度（Ｔ１）との差分ΔＴ３（ΔＴ３＝Ｔ２－Ｔ１）が所定の温度差（例えば１０［℃］）以下となるように循環ポンプ３１の回転速度を制御する。

【0087】

ステップＳ２０７において、コントローラ４は、圧力センサＰ２が検知する圧力（Ｐ２）が所定の最大圧力Ｐ２ｍａｘ（例えば、第１ガスタンク１１内の圧力が３．５［Ｍｐａ］となるときの圧力センサＰ２が検知する圧力）に到達したか否か、又は温度センサＴ２が検知する温度（Ｔ２）が所定の上限温度（Ｔ２ｍａｘ、例えば４０［℃］）に到達したか否かを判断し、ＹＥＳであればステップＳ２０８に移行し、ＮＯであればステップＳ２０４に戻る。ステップＳ２０７における判断（ＹＥＳ）は、いずれも天然ガスが第１ガスタンク１１に十分充填されたと判断するものである。

【0088】

以上のステップＳ２０４、ステップＳ２０５、ステップＳ２０６、ステップＳ２０７（ＮＯ）を繰り返し実行することで第１ガスタンク１１に対して急速に天然ガスを充填するとともに、第１ガスタンク１１の温度上昇を抑制して、天然ガスの第１吸着材１１１への吸着能力の低下を抑制することができる。

【0089】

ステップＳ２０８において、コントローラ４は、バルブＶ１－Ｖ４を閉止する。これにより、第１ガスタンク１１への天然ガスの充填及び第２ガスタンク２２からの二酸化炭素の放出が終了する。一方、循環ポンプ３１は起動状態を維持している。

【0090】

ステップＳ２０９において、コントローラ４は、温度センサＴ２が検知する温度（Ｔ２）と温度センサＴ１が検知する温度（Ｔ１）との差分ΔＴ４（ΔＴ４＝Ｔ２－Ｔ１）が所定の温度差（例えば２［℃］）以下になったか否かを判断し、ＹＥＳであればＳ２１０に移行し、ＮＯであればステップＳ２０９を維持する。

【0091】

ステップＳ２１０において、コントローラ４は、天然ガスが十分且つ均一に第１吸着材１１１に吸着したものと判断して循環ポンプ３１を停止する。

【0092】

［天然ガスの急速充填と二酸化炭素の回収率との関係］
図７は、天然ガスを第１ガスタンク１１に充填する際に第１ガスタンク１１から取り出すべき熱量を二酸化炭素の回収率をパラメータとしたときの二酸化炭素の放出熱により賄う場合であって、天然ガスの充填量、天然ガスの充填時間、及び第１ガスタンク１１の温度の関係を示すグラフである。

【0093】

図７では、第１ガスタンク１１に天然ガスを短時間（例えば１０分）で急速充填する場合を想定し、その時間内において天然ガスが第１吸着材１１１に急速に吸着可能な上限温度（例えば４０［℃］）超えないようにするための二酸化炭素の回収率を検討した。なお、回収率は、前記のように発電機９からの二酸化炭素の回収率を表すが、第１ガスタンク１１に充填する天然ガスの流量と、第２ガスタンク２２から放出する二酸化炭素の流量のモル比と同義となる。また、第１ガスタンク１１の温度の演算に際しては第１ガスタンク１１から外部への放熱分を考慮している。

【0094】

回収率α＝０、すなわち、第１ガスタンク１１に天然ガスを充填する場合に、第２ガスタンク２２との間で熱交換を全く行わない場合、充填開始から約１分後、充填率が約１０［％］となった段階で第１ガスタンク１１の温度が上限温度（例えば４０［℃］）に到達し、これ以上の急速充填は困難になることがわかる。

【0095】

回収率α＝０．７５の場合、充填開始から約５分後、約５０［％］充填が完了した段階で第１ガスタンク１１の温度が上限温度（例えば４０［℃］）に到達し、これ以上の急速充填は困難になることがわかる。

【0096】

回収率α＝０．８０の場合、充填開始から約９分後、約９０［％］充填が完了した段階で第１ガスタンク１１の温度が上限温度（例えば４０［℃］）に到達し、これ以上の急速充填は困難になることがわかる。

【0097】

回収率α＝０．９０の場合、充填を開始した直後から第１ガスタンク１１の温度がゆるやかながら単調に減少する。そして充填開始から約１０分後、約１００［％］充填が完了した段階でも第１ガスタンク１１の温度が上限温度（例えば４０［℃］）を超えることはない。従って、回収率α＝０．９０であれば急速充填は十分に可能であることがわかる。

【0098】

なお、前記のように、二酸化炭素の回収率が８３．３［％］以上であれば、図７に示す曲線が充填時間とともに単調増加することはなく、急速充填が可能と考える。

【0099】

［第１実施形態の効果］
第１実施形態に係る天然ガスの吸着貯蔵システム１００によれば、天然ガスを貯蔵・放出可能な第１吸着材１１１が充填された第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）と、二酸化炭素を貯蔵・放出可能な第２吸着材２２２が充填された第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）と、を含み、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）と、第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）と、が熱的に互いに接続されている。

【0100】

上記構成により、天然ガスを第１吸着材１１１に吸着させると吸着熱（発熱）が発生するが、これが天然ガスの吸着能力を低下させる。また、天然ガスを第１吸着材１１１から放出させると放出熱（吸熱）が発生するが、これが天然ガスの放出能力を低下させる。一方、二酸化炭素を第２吸着材２２２に吸着させると吸着熱（発熱）が発生し、二酸化炭素を第２吸着材２２２から放出させると放出熱（吸熱）を発生させる。よって、天然ガスを放出する際に二酸化炭素を充填し、天然ガスを充填する際に二酸化炭素を放出することで、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）で発生した吸着熱と第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）で発生した放出熱との熱交換、及び第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）で発生した放出熱と第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）で発生した吸着熱との熱交換が可能となる。従って、天然ガスの第１吸着材１１１への吸着時の吸着能力の低下、及び天然ガスの第１吸着材１１１からの放出時の放出能力の低下を抑制することができる。さらに、第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）に二酸化炭素を供給する流路（排出ライン２）が必要となるが、二酸化炭素が流れる流路は、冷却水が流れる流路よりも冷却水がない分軽量となる。以上より、簡易な熱交換を実現するとともにシステムの重量化を回避することができる。

【0101】

第１実施形態によれば、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）は、発電機９のガスの導入側に連通しており、第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）は、発電機９のガスの排気側に連通している。

【0102】

発電機９は天然ガスを消費すると二酸化炭素を排出する。従って、天然ガスを放出する際に発生する放出熱を相殺するための熱量を、発電機９から供給された二酸化炭素の吸着熱により賄うことができ、天然ガスの第１吸着材１１１からの放出能力の低下を抑制することができる。また同時に、発電機９から供給された二酸化炭素を充填する際に発生する吸着熱を相殺するための熱量を、天然ガスの放出熱により賄うことができ、二酸化炭素の第２吸着材２２２への吸着能力の低下を抑制することができる。逆に、天然ガスを充填する際に発生する吸着熱を相殺するための熱量を、熱交換を介して二酸化炭素の放出熱により賄うことができ、天然ガスの第１吸着材１１１への充填能力の低下を抑制することができる。また同時に、二酸化炭素を放出する際に発生する放出熱を相殺するための熱量を、熱交換を介して天然ガスの吸着熱により賄うことができ、二酸化炭素の第２吸着材２２２からの放出能力の低下を抑制することができる。

【0103】

本実施形態において、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）及び第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）の間を冷媒が循環するように配置された冷媒流路（循環ライン３）と、冷媒を循環させる循環ポンプ３１と、を含み、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）と第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）は、冷媒を介して熱的に接続されている。

【0104】

上記構成により、簡易な構成で第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）と第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）との熱交換を行うことができる。

【0105】

本実施形態において、第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）に供給される二酸化炭素が流通する第２ガス供給流路（排出ライン２）から分岐して第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）に連通する分岐流路２３と、分岐流路２３の一部を形成するとともに第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）を収容するタンクケース２３１と、分岐流路２３に配置され、分岐流路２３を開閉するバイパス弁（バルブＶ５）と、を含む。

【0106】

上記構成により、第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）に充填する二酸化炭素を予め第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）との熱交換により冷却し、二酸化炭素の第２吸着材２２２への吸着能力の低下を抑制することができる。

【0107】

本実施形態において、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）に貯蔵した天然ガスを発電機９に供給する第１ガス供給流路（供給ライン１）に配置された第１ガス供給弁（バルブＶ４）と、発電機９から排出された二酸化炭素を第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）に供給する第２ガス供給流路（排出ライン２）に配置された第２ガス供給弁（バルブＶ１）と、第２ガス供給流路（排出ライン２）に配置され、発電機９から排出された二酸化炭素を昇圧して第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）に供給する昇圧手段（コンプレッサー２１）と、第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）から二酸化炭素を排出する外部排出路（排出ライン２）に配置された第２ガス排出弁（バルブＶ２）と、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）及び第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）の間を冷媒が循環するように配置された冷媒流路（循環ライン３）と、冷媒を循環させる循環ポンプ３１と、第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）から排出直後の冷媒の温度を検知する第１温度センサ（温度センサＴ１）と、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）から排出直後の冷媒の温度を検知する第２温度センサ（温度センサＴ２）と、第１ガス供給弁（バルブＶ４）、第２ガス供給弁（バルブＶ１）、第２ガス排出弁（バルブＶ２）、昇圧手段（コンプレッサー２１）、循環ポンプ３１を制御する制御部（コントローラ４）と、を含み、制御部（コントローラ４）は、発電機９の起動時に第１ガス供給弁（バルブＶ４）及び第２ガス供給弁（バルブＶ１）を開放し、第２ガス排出弁（バルブＶ２）を閉止するとともに昇圧手段（コンプレッサー２１）を駆動させ、循環ポンプ３１を駆動させるとともに、第１温度センサ（温度センサＴ１）が検知する温度（Ｔ１）と第２温度センサ（温度センサＴ２）が検知する温度（Ｔ２）との温度差（Ｔ１－Ｔ２）が所定の温度差（ΔＴ１）以下となるように、循環ポンプ３１の出力を制御する。

【0108】

上記構成により、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）と第２貯蔵部（第２ガスタンク２２）との熱交換を適切に行いつつ第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）から天然ガスを放出して発電機９に供給し、発電機９から排出された二酸化炭素を第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）に充填することができる。

【0109】

本実施形態において、第２ガス供給流路（排出ライン２）から分岐して第２ガス貯蔵部に（第２ガスタンク２２）連通する分岐流路２３と、分岐流路２３の一部を形成するとともに第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）を収容するタンクケース２３１と、分岐流路２３に配置され、分岐流路２３を開閉するバイパス弁（バルブＶ５）と、発電機９から排出された二酸化炭素の温度を検知する第３温度センサ（温度センサＴ０）と、を含み、制御部（コントローラ４）は、第３温度センサ（温度センサＴ０）が検知する温度に基づいてバイパス弁（バルブＶ５）を開放する。

【0110】

上記構成により、第３温度センサ（温度センサＴ０）が検知する温度に基づいて、第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）に充填する二酸化炭素を予め第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）との熱交換により冷却し、二酸化炭素の第２吸着材２２２への吸着能力の低下を抑制することができる。

【0111】

本実施形態において、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）に供給された天然ガスの圧力を検知する圧力センサ（圧力センサＰ２）と、冷媒を加熱するヒータ３２と、を備え、制御部（コントローラ４）は、圧力センサ（圧力センサＰ２）が検知する圧力が所定圧力（Ｐ２ｍｉｎ）以上となるように、ヒータ３２及び循環ポンプ３１の出力を制御する。

【0112】

上記構成により、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）から放出可能な天然ガスの量を増加させることができる。また走行中は、第１ガスタンク１１で発生した放出熱を相殺する熱量をヒータ３２が供給することになるが、第２ガスタンク２２と第１ガスタンク１１との間で熱交換が行われるので、その分、ヒータ３２の消費電力を削減することができる。

【0113】

本実施形態において、外部から第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）に天然ガスを供給する外部供給流路（供給ライン１）に配置された外部供給弁（バルブＶ３）と、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）に貯蔵した天然ガスを発電機９に供給する第１ガス供給流路（供給ライン１）に配置された第１ガス供給弁（バルブＶ４）と、発電機９から排出された二酸化炭素を第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）に供給する第２ガス供給流路（排出ライン２）に配置された第２ガス供給弁（バルブＶ１）と、第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）から二酸化炭素を排出する外部排出路（排出ライン２）に配置された第２ガス排出弁（バルブＶ２）と、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）及び第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）の間を冷媒が循環するように配置された冷媒流路（循環ライン３）と、冷媒を循環させる循環ポンプ３１と、第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）から排出直後の冷媒の温度を検知する第１温度センサ（温度センサＴ１）と、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）から排出直後の冷媒の温度を検知する第２温度センサ（温度センサＴ２）と、発電機９に供給する天然ガスの圧力を検知する圧力センサＰ２と、外部供給弁（バルブＶ３）、第１ガス供給弁（バルブＶ４）、第２ガス供給弁（バルブＶ１）、第２ガス排出弁（バルブＶ２）、循環ポンプ３１を制御する制御部（コントローラ４）と、を含み、制御部（コントローラ４）は、第１ガス供給弁（バルブＶ４）、第２ガス供給弁（バルブＶ１）を閉止して第２ガス排出弁（バルブＶ２）を開放し、外部供給弁（バルブＶ３）を開放して循環ポンプ３１を駆動させるとともに、第１温度センサ（温度センサＴ１）が検知する温度（Ｔ１）と第２温度センサ（温度センサＴ２）が検知する温度（Ｔ２）との温度差（Ｔ２－Ｔ１）が第１の所定温度差（ΔＴ２）以下となるように、第２ガス排出弁（バルブＶ２）の開度を制御し、その後、外部供給弁（バルブＶ３）の開度を制御するとともに、温度差（Ｔ２－Ｔ１）が第２の所定温度差（ΔＴ３）以下となるように、循環ポンプ３１の出力を制御し、圧力センサＰ２が検知する圧力が所定圧力（Ｐ２ｍａｘ）に到達した場合、又は第２温度センサ（温度センサＴ２）が検知する温度（Ｔ２）が所定温度（Ｔ２ｍａｘ）に到達した場合に外部供給弁（バルブＶ３）及び第２ガス排出弁（バルブＶ２）を閉止し、その後、温度差（Ｔ２－Ｔ１）が第３の所定温度差（ΔＴ４）以下となると循環ポンプ３１を停止する。

【0114】

上記構成により、第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）と第２貯蔵部（第２ガスタンク２２）との熱交換を適切に行いつつ第１ガス貯蔵部（第１ガスタンク１１）に天然ガスを充填し、二酸化炭素を第２ガス貯蔵部（第２ガスタンク２２）から放出することができる。

【0115】

［第２実施形態］
図８は、第２実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００における第１ガスタンク１１（第２ガスタンク２２）の断面図（縦方向）である。図９は、第２実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００における第１ガスタンク１１（第２ガスタンク２２）の断面図（水平方向）である。図１０は、第２実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００における冷媒流路（循環ライン３）の流通経路を示す模式図である。

【0116】

なお、以下の実施形態において第１実施形態と共通する構成要素には同一の番号を付し、必要な場合を除いてその説明を省略する。また以下の実施形態における制御は、第１実施形態と同様であるので説明を省略する。

【0117】

図８に示すように、第２実施形態において、第１ガスタンク１１は、複数（１０個）のチューブ状の分室に分割されている。図８に示すように各分室は、その断面が略矩形形状を有している。そして、各分室に第１吸着材１１１が充填されることで、複数（１０個、図９では５個のみ図示）の第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊが形成されている。

【0118】

第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊは、中心部において、チューブの長手方向（水平方向）に沿って天然ガスが流通する第１流通経路５１が形成されている。この第１流通経路５１に天然ガスが流通することで天然ガスが第１流通経路５１から第１吸着材１１１に拡散して第１吸着材１１１に吸着する。また、第１吸着材１１１から放出した天然ガスは第１流通経路５１に導かれ、第１ガスタンク１１の外部に放出される。

【0119】

第１流通経路５１は、例えば、図９に示すように、隣接する他の第１流通経路５１と直列に接続することで、第１流通経路５１に関して第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊを直列に接続することができる。なお、第１流通経路５１は、一部又はすべてを並列に接続することも可能である。

【0120】

また、第１ガスタンク１１には、冷媒が流通する第１冷媒流路３３も形成されている。第１冷媒流路３３は、循環ライン３を構成するものである。また第１冷媒流路３３は、例えば、図９に示すように、分室を形成する壁の内部に多数形成されており、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊと熱交換できるように隣接している。ここで、分室（第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊ）を形成する壁は、第１冷媒流路３３を形成する位置において肉厚に形成し、それ以外の部分で肉薄に形成されている。また、図８に示すように、第１冷媒流路３３は、分室の角部に対向する位置に配置されているが、分室の辺の中央に対向する位置に配置してもよい。さらに、第１冷媒流路３３は、第１流通経路５１と同様に分室（第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊ）の中央部に形成してもよい。なお、以後の説明で、例えば「第１ガス貯蔵部５Ａに隣接する第１冷媒流路３３」を「第１ガス貯蔵部５Ａに配置された第１冷媒流路３３」と表現する。

【0121】

第２ガスタンク２２は、図８に示すように、第１ガスタンク１１と同様の構造を有している。第２ガスタンク２２は、複数（１０個）のチューブ状の分室に分割されている。そして、各分室に第２吸着材２２２が充填されることで、複数（１０個、図９では５個のみ図示）の第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｊが形成されている。また、第１ガスタンク１１と同様に第２流通経路６１、第２冷媒流路３４が形成されている。

【0122】

図１０に示すように、第１ガスタンク１１において、第１冷媒流路３３は、第１ガス貯蔵部５Ｊを冷媒の入口とするとともに第１ガス貯蔵部５Ｉを冷媒の出口とし、第１ガス貯蔵部５Ｊ、第１ガス貯蔵部５Ｅ、第１ガス貯蔵部５Ｄ、第１ガス貯蔵部５Ｃ、第１ガス貯蔵部５Ｂ、第１ガス貯蔵部５Ａ、第１ガス貯蔵部５Ｆ、第１ガス貯蔵部５Ｇ、第１ガス貯蔵部５Ｈ、第１ガス貯蔵部５Ｉの順に全て直列に経由するように配置されている。

【0123】

また図１０に示すように、第２ガスタンク２２において、第２冷媒流路３４は、第２ガス貯蔵部６Ｄを冷媒の入口とするとともに第２ガス貯蔵部６Ｅを冷媒の出口とし、第２ガス貯蔵部６Ｄ、第２ガス貯蔵部６Ｃ、第２ガス貯蔵部６Ｂ、第２ガス貯蔵部６Ａ、第２ガス貯蔵部６Ｆ、第２ガス貯蔵部６Ｇ、第２ガス貯蔵部６Ｈ、第２ガス貯蔵部６Ｉ、第２ガス貯蔵部６Ｊ、第２ガス貯蔵部６Ｅの順に全て直列に経由するように配置されている。

【0124】

第１冷媒流路３３と第２冷媒流路３４は、循環ライン３を構成する第１接続流路３７及び第２接続流路３８により接続されている。第１接続流路３７は、第１冷媒流路３３の上流端と第２冷媒流路３４の下流端とを接続しており、第１接続流路３７には、温度センサＴ１、循環ポンプ３１、ヒータ３２が配置されている。第２接続流路３８は、第１冷媒流路３３の下流端と第２冷媒流路３４の上流端とを接続しており、第２接続流路３８には温度センサＴ２が配置されている。

【0125】

図１０において、第１ガスタンク１１中の第１流通経路５１（図１０では不図示）は任意に接続されているが、第１ガスタンク１１の図中の右下の第１ガス貯蔵部５Ａが第１流通経路５１の最も上流となり、図中の左上の第１ガス貯蔵部５Ｊが第１流通経路５１の最も下流となっている。

【0126】

同様に、図１０において、第２ガスタンク２２中の第２流通経路６１（不図示）は任意に接続されているが、第２ガスタンク２２の図中の左上の第２ガス貯蔵部６Ｊが第２流通経路６１（不図示）の最も上流となり、図中の右下の第２ガス貯蔵部６Ａが第２流通経路６１（不図示）の最も下流となっている。

【0127】

ここで、第１接続流路３７は第１ガス貯蔵部５Ｊに配置された第１冷媒流路３３に接続されている。すなわち、第１ガスタンク１１において第１冷媒流路３３は第１ガス貯蔵部５Ｊが最も上流となるように配置されている。

【0128】

前記のように、エタン、プロパン、ブタン（以後、ブタン等と称す。）の吸着熱／放出熱は、メタンの吸着熱／放出熱よりも高い。このためブタン等は、メタンよりも第１吸着材１１１に吸着しやすく且つ放出しにくい。

【0129】

例えば、図１０のように天然ガスを第１ガスタンク１１に充填すると、ブタン等は第１ガス貯蔵部５Ｊに集中的に吸着するが、第１ガス貯蔵部５Ｊには大きな吸着熱が発生する。しかし、天然ガスを第１ガスタンク１１に充填する際は第２ガスタンク２２から二酸化炭素が放出され、その際の放出熱により冷媒が冷却されている。よって、当該冷媒が第１ガスタンク１１において第１ガス貯蔵部５Ｊに配置された第１冷媒流路３３に最初に供給されるので、低温の冷媒により第１吸着材１１１で発生した吸着熱を効率的に取り出してブタン等の吸着効率の低下を抑制することができる。

【0130】

逆に、第２ガスタンク２２から天然ガスを放出する際は、第１ガス貯蔵部５Ｊからブタン等を放出させるには大きな熱量が必要となる。しかし、天然ガスを第１ガスタンク１１から放出する際は第２ガスタンク２２には二酸化炭素が充填され、その際の吸着熱により冷媒が加熱されている。よって、当該冷媒が第１ガスタンク１１において第１ガス貯蔵部５Ｊに配置された第１冷媒流路３３に最初に供給されるので高温の冷媒により第１吸着材１１１からブタン等を放出するために必要な熱量を効率的に賄うことができ、ブタン等の放出効率の低下を抑制することができる。

【0131】

［第２実施形態の変形例］
図１１は、第２実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００における冷媒流路の流通経路の変形例を示す模式図である。

【0132】

図１１に示すように、第１冷媒流路３３は、第１ガスタンク１１において、第１ガス貯蔵部５Ｊを冷媒の入口とするとともに第１ガス貯蔵部５Ｆを冷媒の出口とし、第１ガス貯蔵部５Ｊ、第１ガス貯蔵部５Ｅ、第１ガス貯蔵部５Ｄ、第１ガス貯蔵部５Ｃ、第１ガス貯蔵部５Ｂ、第１ガス貯蔵部５Ａ、第１ガス貯蔵部５Ｆの順に直列に経由するように配置されている。

【0133】

さらに、第１ガスタンク１１には第３冷媒流路３５が配置されている。第３冷媒流路３５は、第１ガスタンク１１において、第１ガス貯蔵部５Ｉを冷媒の入口とするとともに第１ガス貯蔵部５Ｇを冷媒の出口とし、第１ガス貯蔵部５Ｉ、第１ガス貯蔵部５Ｈ、第１ガス貯蔵部５Ｇの順に直列に経由するように配置されている。

【0134】

これに対応して、循環ライン３は、例えば、ヒータ３２と第１ガスタンク１１の間となる位置において２つに分岐し、一方が第１ガス貯蔵部５Ｊに配置された第１冷媒流路３３に接続され、他方が第１ガス貯蔵部５Ｉに配置された第３冷媒流路３５に接続されている。

【0135】

また循環ライン３は、温度センサＴ２と第１ガスタンク１１の間となる位置で２つに分岐し、一方が第１ガス貯蔵部５Ｆに配置された第１冷媒流路３３に接続され、他方が第１ガス貯蔵部５Ｇに配置された第３冷媒流路３５に接続されている。

【0136】

第３冷媒流路３５は第１冷媒流路３３よりも経路長が短い。このため第１冷媒流路３３の下流付近と、第３冷媒流路３５の下流付近とでは熱交換の量が異なるので、両者の間の温度が互いに異なる。よって、図１１においては、少なくとも第１ガス貯蔵部５Ｆと第１ガス貯蔵部５Ｇの温度は互いに異なる。このように経路長の異なる冷媒流路を形成することで、第１ガスタンク１１内に任意の温度分布を形成することが可能となる。同様の構成は第２ガスタンク２２でも可能である。

【0137】

［第２実施形態の効果］
第２実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００によれば、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊが、天然ガスが流通する流通経路（第１流通経路５１）を直列に形成するように複数配置され、冷媒流路（循環ライン３）のうち、第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｊから排出された冷媒を第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊに供給する部分（第１接続流路３７）は、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊのうち、流通経路（第１流通経路５１）の最も上流に配置された第１ガス貯蔵部５Ｊに接続している。

【0138】

上記構成により、天然ガスの含まれるブタン等の吸着効率の低下及び放出効率の低下を抑制し、ブタン等を有効利用することができる。

【0139】

また、本実施形態の変形例によれば、冷媒流路（第１冷媒流路３３、第３冷媒流路３５）は、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊ及び第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｊの少なくとも一方において複数に分岐しており、分岐した冷媒流路（第１冷媒流路３３、第３冷媒流路３５）同士の長さが互いに異なっている。

【0140】

これにより、第１ガスタンク１１、及び／若しくは、第２ガスタンク２２において任意の温度分布を形成することが可能となる。

【0141】

［第３実施形態］
図１２は、第３実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００における第１ガスタンク１１の模式図である。図１３は、第３実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００における冷媒流路（循環ライン３）の流通経路を示す模式図である。

【0142】

図１２に示すように、第３実施形態において、第１ガスタンク１１の構造は第２実施形態のものに類似するが、第１ガス貯蔵部５Ｊに隣接する位置に第４冷媒流路３６が配置されている。図１２では、例えば、第１ガス貯蔵部５Ｊの４つの角部に隣接する位置に第４冷媒流路３６が配置されているが、第１流通経路５１と同様に第４冷媒流路３６を第１ガス貯蔵部５Ｊの中央部に配置してもよい。なお、以後、例えば「第１ガス貯蔵部５Ｊに隣接する第４冷媒流路３６」を「第１ガス貯蔵部５Ｊに配置された第４冷媒流路３６」と表現する。

【0143】

第４冷媒流路３６は、第１冷媒流路３３（及び第２冷媒流路３４）よりも径が小さくなるように設定されている。

【0144】

図１３に示すように、第４冷媒流路３６は、循環ポンプ３１を除いて第１冷媒流路３３から分岐した形となっている。なお、循環ポンプ３１は、第２接続流路３８に配置され、第２ガスタンク２２側が冷媒の出力方向となっている。

【0145】

図１３に示すように、第４冷媒流路３６は、第２ガス貯蔵部６Ｄにおいて第２冷媒流路３４から分岐し、第２冷媒流路３４と同様に、第２ガス貯蔵部６Ｄ、第２ガス貯蔵部６Ｃ、第２ガス貯蔵部６Ｂ、第２ガス貯蔵部６Ａ、第２ガス貯蔵部６Ｆ、第２ガス貯蔵部６Ｇ、第２ガス貯蔵部６Ｈ、第２ガス貯蔵部６Ｉ、第２ガス貯蔵部６Ｊ、第２ガス貯蔵部６Ｅの順に全て直列に経由するように配置されている。そして第４冷媒流路３６は、第２ガス貯蔵部６Ｅから第２ガスタンク２２の外部に延出してヒータ３２を経由して第１ガスタンク１１の第１ガス貯蔵部５Ｊに接続する。その後、第４冷媒流路３６は第１ガス貯蔵部５Ｊのみを経由して第１ガス貯蔵部５Ｊから延出し、例えば第２接続流路３８の温度センサＴ２と循環ポンプ３１との間となる位置で第２接続流路３８と合流する。

【0146】

なお、第４冷媒流路３６は、第２接続流路３８の循環ポンプ３１の出力側となる位置で第２接続流路３８から分岐してもよく、また第１ガス貯蔵部５Ｉに配置された第１冷媒流路３３に合流してもよい。

【0147】

第１冷媒流路３３は、第１ガスタンク１１において、第１ガス貯蔵部５Ｅを冷媒の入口とするとともに第１ガス貯蔵部５Ｉを冷媒の出口とし、第１ガス貯蔵部５Ｅ、第１ガス貯蔵部５Ｄ、第１ガス貯蔵部５Ｃ、第１ガス貯蔵部５Ｂ、第１ガス貯蔵部５Ａ、第１ガス貯蔵部５Ｆ、第１ガス貯蔵部５Ｇ、第１ガス貯蔵部５Ｈ、第１ガス貯蔵部５Ｉの順に直列に経由するように配置されている。

【0148】

図１２に示すように、第１ガスタンク１１において、第１冷媒流路３３は第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊを熱交換の対象とし、第４冷媒流路３６は第１ガス貯蔵部５Ｊを熱交換の対象としている。

【0149】

前記のように、第４冷媒流路３６は、第２冷媒流路３４よりも径が小さくなるように設計されている。このため、第２ガスタンク２２において、第４冷媒流路３６は、第２冷媒流路３４よりも加熱／冷却される。

【0150】

よって、天然ガスを第１ガスタンク１１に充填する際は、第２ガスタンク２２から二酸化炭素が放出され、その際の放出熱により第４冷媒流路３６の冷媒は第２冷媒流路３４の冷媒よりも冷却されている。従って、第４冷媒流路３６により冷却された冷媒が第１ガス貯蔵部５Ｊと熱交換をするので第１吸着材１１１で発生した吸着熱を効率的に取り出してブタン等の吸着効率の低下を抑制することができる。

【0151】

逆に、天然ガスを第１ガスタンク１１から放出する際は第２ガスタンク２２には二酸化炭素が充填され、その際の吸着熱により第４冷媒流路３６の冷媒は第２冷媒流路３４の冷媒よりも加熱されている。従って、第４冷媒流路３６により加熱された冷媒が第１ガス貯蔵部５Ｊと熱交換をするので第１吸着材１１１からブタン等を放出するために必要な熱量を効率的に賄うことができ、ブタン等の放出効率の低下を抑制することができる。

【0152】

なお、第４冷媒流路３６は、第１冷媒流路３３及び第２冷媒流路３４よりも径が小さいので、その分熱容量が小さくなるが、第１ガスタンク１１における熱交換の対象が第１ガス貯蔵部５Ｊのみであるので、熱交換を十分に行うことができる。

【0153】

［第３実施形態の効果］
第３実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００によれば、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊが、天然ガスが流通する流通経路（第１流通経路５１）を直列に形成するように複数配置され、冷媒流路（循環ライン３、第１冷媒流路３３、第２冷媒流路３４）から分岐するとともに冷媒流路（循環ライン３、第１冷媒流路３３、第２冷媒流路３４）よりも径の小さい分岐冷媒流路（第４冷媒流路３６）を備え、分岐冷媒流路（第４冷媒流路３６）は、第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｊに連通するとともに、分岐冷媒流路（第４冷媒流路３６）のうち、第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｊから排出された冷媒を第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊ側に供給する部分は、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｊのうち、流通経路（第１流通経路５１）の最も上流に配置された第１ガス貯蔵部５Ｊに接続している。

【0154】

上記構成により、天然ガスの含まれるブタン等の吸着効率の低下及び放出効率の低下を分岐冷媒流路（第４冷媒流路３６）が供給する冷媒により抑制し、ブタン等を有効利用することができる。

【0155】

［第４実施形態］
図１４は、第４実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００を簡易に説明するためのブロック図である。第４実施形態では、ひとつのガスタンク１０に複数の第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅと第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅを形成している。ガスタンク１０の構造は、図８に示すものと同様であるが、図中の下側の５個の分室に第１吸着材１１１を充填し、上側の５個の分室の第２吸着材２２２を充填している。

【0156】

供給ライン１（ガスタンク１０内では第１流通経路５１（図８））は、例えば、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅを直列に貫通するように配置されている。排出ライン２（ガスタンク１０内では第２流通経路６１（図８））は、例えば第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅを直列に貫通するように配置されている。

【0157】

循環ライン３は、例えば、ガスタンク１０において第１ガス貯蔵部５Ａと連通する位置に冷媒の入口と出口を備え、第１ガス貯蔵部５Ａ、第２ガス貯蔵部６Ａ、第２ガス貯蔵部６Ｂ、第２ガス貯蔵部６Ｃ、第２ガス貯蔵部６Ｄ、第２ガス貯蔵部６Ｅ、第１ガス貯蔵部５Ｅ、第１ガス貯蔵部５Ｄ、第１ガス貯蔵部５Ｃ、第１ガス貯蔵部５Ｂ、第１ガス貯蔵部５Ａの順に経由するように配置されている。

【0158】

ガスタンク１０は熱伝導性の高い材料、例えば、アルミ、ステンレス等で形成されている。よって、ガスタンク１０の分室の少なくとも一つの壁面を通じて第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅと第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅとの熱交換がそれぞれ可能となっている。

【0159】

図１４の配置では、特に、第１ガス貯蔵部５Ａと第２ガス貯蔵部６Ａとの間、第１ガス貯蔵部５Ｂと第２ガス貯蔵部６Ｂとの間、第１ガス貯蔵部５Ｃと第２ガス貯蔵部６Ｃとの間、第１ガス貯蔵部５Ｄと第２ガス貯蔵部６Ｄとの間、第１ガス貯蔵部５Ｅと第２ガス貯蔵部６ＡＥとの間でそれぞれ効率的な熱交換が可能となっている。従って、壁面を通じた熱交換が十分に行えるのであれば、循環ライン３（循環ポンプ３１）を省略することができる。

【0160】

［第４実施形態の効果］
第４実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００によれば、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅの外壁の一部と、第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅの一部と、が互いに接続することで、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅと、第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅと、が熱的に互いに接続されている。これにより、冷媒を用いない熱交換が可能となる。

【0161】

［第５実施形態］
図１５は、第５実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００を簡易に説明するためのブロック図である。第５実施形態は、第４実施形態と類似しているが、ガスタンク１０（貯蔵設備）において、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅ及び第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅがそれぞれ千鳥配置となっている。もちろん、全てが千鳥配置になる必要はなく、少なくとも第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅ及び第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅのうち、いずれかが交互に入れ替わる態様、例えば、図１４において、第１ガス貯蔵部５Ｃと第２ガス貯蔵部６Ｃが入れ替わる態様であってもよい。

【0162】

供給ライン１（ガスタンク１０内では第１流通経路５１（図８））は、例えば、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅを直列に貫通するようにガスタンク１０内でジグザグな経路を有している。同様に、排出ライン２（ガスタンク１０内では第２流通経路６１（図８））は、例えば第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅを直列に貫通するようにガスタンク１０内でジグザグな経路を有している。

【0163】

循環ライン３は、例えば、第１ガス貯蔵部５Ａ、第２ガス貯蔵部６Ａ、第１ガス貯蔵部５Ｂ、第２ガス貯蔵部６Ｃ、第１ガス貯蔵部５Ｄ、第２ガス貯蔵部６Ｅ、第１ガス貯蔵部５Ｅ、第２ガス貯蔵部６Ｄ、第１ガス貯蔵部５Ｃ、第２ガス貯蔵部６Ｂ、第１ガス貯蔵部５Ａの順に経由するように配置されている。

【0164】

この配置であれば、例えば、第１ガス貯蔵部５Ｃは、第１ガス貯蔵部５Ｃを囲む３つの壁面、すなわち第２ガス貯蔵部６Ｂ、第２ガス貯蔵部６Ｃ、第２ガス貯蔵部６Ｄとの間で熱交換を行うことができる。従って、本実施形態でも、壁面を通じた熱交換が十分に行えるのであれば、循環ライン３（循環ポンプ３１）を省略することができる。

【0165】

［第５実施形態の効果］
第５実施形態の天然ガスの吸着貯蔵システム１００によれば、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅ及び第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅを収容する貯蔵設備（ガスタンク１０）を備え、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅ及び第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅは、貯蔵設備（ガスタンク１０）内にそれぞれ複数配置され、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅ及び第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅのそれぞれ少なくとも一つは、貯蔵設備（ガスタンク１０）において交互（千鳥配置）に配列され、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅと第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅとが互いに接触することで、第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅと、第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅと、が熱的に互いに接続されている。これにより、冷媒を用いない熱交換が効率的に実行可能となる。

【0166】

［吸着材の構造］
図１６は、吸着材の構造を示す図である。図１７Ａは、吸着材の構造の変形例（合成前）を示す図である。図１７Ｂは、吸着材の構造の変形例（合成後）を示す図である。第１吸着材１１１、第２吸着材２２２は、例えば、前記のように金属有機構造体で形成されているが、図１６に示すように、所定の粒径を持った粒子を凝固させた形状を有している。よって、充填率はあまり高くなく、空隙が存在している。この空隙の容量が大きいほど単位体積当たりの吸着容量は低下する。

【0167】

そこで、図１７Ａに示すように、平均粒径の大きい粒子を面状に充填させ、その隙間に平均粒径の小さな粒子を充填させることで、図１７Ｂに示すように、平均粒径の大きい粒子と平均粒径の小さな粒子を充填させた層を形成し、この層を複数重ね合わせることで充填率の高い第１吸着材１１１又は第２吸着材２２２を構築することができる。

【0168】

また、第１吸着材１１１及び第２吸着材２２２は混合することで第１ガス貯蔵部（第１吸着材１１１）と第２ガス貯蔵部（第２吸着材２２２）が一体で形成され、第１吸着材１１１と第２吸着材２２２では平均粒径が互いに異なる構造を備える混合吸着材を構成することも好適である。

【0169】

例えば、図１４又は図１５に示すガスタンク１０中の第１ガス貯蔵部５Ａ－５Ｅ及び第２ガス貯蔵部６Ａ－６Ｅのいずれが一つ（全部でもよい）を混合吸着材により充填することが考えられる。この場合、当該貯蔵部を構成する流通経路の前後に三方弁を配置し、当該貯蔵部に天然ガスを充填する際は当該流通経路が、天然ガスが流通する第１流通経路５１（図８）に連通し、二酸化炭素を充填する際は当該流通経路が、二酸化炭素が流通する第２流通経路６１（図８）に連通するように三方弁が駆動する。

【0170】

これにより、充填した天然ガスにより第１吸着材１１１で発生した吸着熱を第２吸着材２２２から二酸化炭素を放出する際に必要となる熱として賄うことができ、充填した二酸化炭素により第２吸着材２２２で発生した吸着熱を第１吸着材１１１から天然ガスを放出する際に必要となる熱として賄うことができる。よって、循環ライン３（循環ポンプ３１）を用いなくともミクロのスケールで熱交換が可能となり、少なくとも当該貯蔵部では均一な熱交換を行うことができる。

【0171】

ここで、第１吸着材１１１は、二酸化炭素の吸着熱／放出熱よりもメタンの吸着熱／放出熱よりも大きなものが好適であり、第２吸着材２２２は、メタンの吸着熱／放出熱よりも二酸化炭素の吸着熱／放出熱よりも大きなものが好適である。これにより、第１吸着材１１１には二酸化炭素よりもメタンが吸着しやすくなり、第２吸着材２２２にはメタンよりも二酸化炭素が吸着しやすくなる。

【0172】

また、第１吸着材１１１は、平均粒径の大きなものを適用し、第２吸着材２２２は平均粒径の小さなものを適用してもよく、またその逆でもよい。なお平均粒径については大小３種類のみならず３種類以上あってもよい。さらに、第１吸着材１１１と第２吸着材２２２の容積の比率もそれぞれの吸着容量、若しくは、それぞれの吸着熱／放出熱の総量がほぼ等しくなるように適宜調整すればよい。

【0173】

本願は、２０２０年６月３０日に日本国特許庁に出願された特願２０２０－１１３０４６に基づく優先権を主張し、この出願の全ての内容は参照により本明細書に組み込まれる。

【符号の説明】

【0174】

１１ 第１ガスタンク
１１１ 第１吸着材
２２ 第２ガスタンク
２２２ 第２吸着材

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】

【図10】

【図11】

【図12】

【図13】

【図14】

【図15】

【図16】

【図17A】

【図17B】