WO2023233494A1 - メタン生成システム - Google Patents

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誠 谷島
俊雄 篠木
誠 川本
誠治 中島
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    • B01J2219/00117—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids with two or more reactions in heat exchange with each other, such as an endothermic reaction in heat exchange with an exothermic reaction

Definitions

  • the present disclosure relates to methane production systems.
  • Patent Document 1 When producing methane using carbon dioxide, water, and electricity, a methanation system has been developed that improves the efficiency of converting water into methane by reusing the methane reaction heat in the methanation reaction section in the steam generation section. known (Patent Document 1).
  • SOEC solid oxide electrolysis cell
  • the present disclosure was made against this background, and the SOEC co-electrolyzer and the methane reaction section (methane reactor) are thermally connected and exchanged with each other, thereby effectively discharging the reaction heat from the methane reactor.
  • the purpose is to improve the methane conversion efficiency and stabilize the amount of methane produced by removing the methane and reusing it in the SOEC co-electrolyzer.
  • One aspect of the methane generation system includes a water supply route that supplies water or steam, a carbon dioxide supply route that supplies carbon dioxide, a power supply route that supplies electricity, the water supply route and the a SOEC co-electrolyzer to which the carbon dioxide supply route and the power supply route are connected; a methane reactor; a connection route to connect the SOEC co-electrolyzer and the methane reactor; A first heat exchange section that exchanges heat with the methane reactor.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing the front of a methane generation system according to Embodiment 1.
  • FIG. FIG. 2 is a schematic diagram showing the front of a methane generation system according to a second embodiment.
  • FIG. 3 is a schematic diagram showing the front of a methane generation system according to a third embodiment.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing the front of a methane generation system according to a fourth embodiment.
  • FIG. 7 is a schematic diagram showing the front of a methane generation system according to Embodiment 5.
  • FIG. FIG. 7 is a schematic diagram showing the front of a methane generation system according to a sixth embodiment.
  • FIG. 7 is a schematic diagram showing the front of a methane generation system according to Embodiment 7.
  • Water or steam and carbon dioxide supplied from the water supply route 2 and the carbon dioxide supply route 3 to the SOEC co-electrolyzer 10 are simultaneously electrolyzed in the SOEC co-electrolyzer 10 and converted into hydrogen and carbon monoxide. be done.
  • Water or steam flowing through the water supply path 2 and carbon dioxide flowing through the carbon dioxide supply path 3 obtain kinetic energy from a fluid machine such as a pump or blower (not shown) and move to the SOEC co-electrolyzer 10.
  • the hydrogen and carbon monoxide supplied to the methane reactor 11 are converted into methane (CH 4 ) and water in the methane reactor 11, and the methane is supplied to the external gas infrastructure 30 via the gas path 6. .
  • the carbon dioxide supplied to the SOEC co-electrolyzer 10 may be, for example, carbon dioxide exhausted from the SOFC, carbon dioxide recovered from the atmosphere by DAC (Direct Air Capture), or from other carbon dioxide supply sources. May be supplied.
  • the configuration of the first heat exchange section 20 is not particularly limited, and any known heat exchanger may be used as long as it is a heat exchanger that can exchange heat between the SOEC co-electrolyzer 10 and the methane reactor 11. good.
  • known heat exchangers such as a shell-and-tube heat exchanger, a plate heat exchanger, a coil heat exchanger, a double tube heat exchanger, a spiral heat exchanger, and the like can be used.
  • Embodiment 2 of the present disclosure a methane generation system 51 according to Embodiment 2 of the present disclosure will be described with reference to FIG. 2. Note that structures similar to those in Embodiment 1 shown in FIG. 1 are given the same reference numerals, explanations thereof are omitted, and only structures that are different from Embodiment 1 will be explained.
  • the methane generation system 51 includes a heat exchange channel 5 that supplies at least a portion of the water or steam generated and released in the methane reactor 11 to the SOEC co-electrolyzer 10.
  • Embodiment 3 of the present disclosure a methane generation system 52 according to Embodiment 3 of the present disclosure will be described with reference to FIG. 3.
  • the same reference numerals are given to the same structure as Embodiment 2 shown in FIG. 2, the description is abbreviate
  • the methane generation system 52 includes a second heat exchange section 21 in the heat exchange channel 5 that exchanges heat with external exhaust heat.
  • the water or steam flowing through the heat exchange channel 5 has a larger amount of heat because it is heat exchanged with external exhaust heat by the second heat exchange section 21. be able to. Therefore, the amount of heat required by the SOEC co-electrolyzer 10 can be covered by the amount of heat generated in the methane reactor 11 and the external exhaust heat, which improves the methane conversion efficiency and stabilizes the amount of methane produced. be able to.
  • the external exhaust heat includes ventilation exhaust heat, air conditioning exhaust heat, hot water supply exhaust heat, boiler exhaust heat, and SOFC fuel cell exhaust heat, in order from low temperature exhaust heat to high temperature exhaust heat.
  • Ventilation exhaust heat is, for example, exhaust heat generated when air trapped in a building or office building built on the site of a factory or the like where the methane generation system 52 is installed is exhausted to the outside.
  • the air conditioning exhaust heat is, for example, exhaust heat from an air conditioner installed in a building or an office building built on the site of a factory or the like where the methane generation system 52 is installed.
  • the hot water exhaust heat is, for example, exhaust heat from a water heater installed in a building or an office building built on the site of a factory or the like where the methane generation system 52 is installed.
  • the SOEC co-electrolyzer 10 and the methane reactor 11 may be physically integrated.
  • being physically integrated means that the SOEC co-electrolyzer 10 and the methane reactor 11 may be formed as one member from the same member.
  • the SOEC co-electrolyzer 10 and the methane reactor 11, which are formed of different members may be integrated by welding.
  • the SOEC co-electrolysis device 10 and the methane reactor 11, which are formed of different members may be integrated via a fastening member such as a bolt and a nut.
  • Embodiment 5 of the present disclosure a methane generation system 54 according to Embodiment 5 of the present disclosure will be described with reference to FIG. 5. Note that components similar to those in Embodiment 3 shown in FIG. 3 are given the same reference numerals, explanations thereof are omitted, and only components that are different from Embodiment 3 will be described.
  • the methane generation system 56 includes a second heat exchange section 21, a third heat exchange section 23 that heats water or steam flowing through the heat exchange channel 5, a third heat exchange section 23 that exchanges heat with external ventilation exhaust heat, and an external air conditioning exhaust heat.
  • a fourth heat exchange section 24 that exchanges heat with external hot water supply exhaust heat, a fifth heat exchange section 25 that exchanges heat with external hot water supply exhaust heat, a sixth heat exchange section 26 that exchanges heat with external boiler exhaust heat, and an external SOFC fuel cell exhaust heat
  • At least one of the seventh heat exchange parts 27 that exchanges heat with the seventh heat exchange section 27 is provided.
  • the third heat exchange section 23, the fourth heat exchange section 24, the fifth heat exchange section 25, the sixth heat exchange section 26, and the seventh heat exchange section 27 are water or steam flowing through the heat exchange channel 5. With respect to the flow direction, the lower the temperature of the heat exchange section, the more upstream it is placed.
  • the water or steam flowing through the water supply route 2 is added to the first preliminary heat exchange section 28, and is added to at least the eighth heat exchange section 23a, the ninth heat exchange section 24a, Heating is performed by one of the tenth heat exchange section 25a, the eleventh heat exchange section 26a, and the twelfth heat exchange section 27a. Therefore, the amount of heat of water or steam supplied to the SOEC co-electrolyzer 10 is further increased, so that electrolysis in the SOEC co-electrolyzer 10 can be further promoted.
  • the water or steam flowing through the water supply path 2 and the carbon dioxide flowing through the carbon dioxide supply path 3 may be mixed in the third preliminary heat exchange section 35 . Since a gas-liquid two-phase flow is formed by mixing, a more complex flow can be formed. For example, the heat transfer performance from the methane reactor 11 to the gas-liquid two-phase flow can be improved due to the turbulence generated by the gas-liquid two-phase flow. [Embodiment 16]
  • a methane generation system 68 according to a nineteenth embodiment of the present disclosure will be described with reference to FIG. 19. Note that structures similar to those of the thirteenth embodiment shown in FIG. 13 are given the same reference numerals, explanations thereof are omitted, and only structures that are different from the thirteenth embodiment will be explained.
  • a methane generation system 62 water or water vapor flowing through the water supply path 2 is attracted to the flow of carbon dioxide, which is the driving fluid of the ejector 40. That is, by using the ejector 40 together with a fluid machine such as a pump or blower (not shown) that moves water or steam flowing through the water supply path 2 to the SOEC co-electrolyzer 10, the power of the fluid machine can be reduced. I can do it. In this way, the energy required to operate the methane generation system 68 can be reduced. [Embodiment 20]
  • the methane generation system 69 has a configuration in which the methane generation system 68 of the nineteenth embodiment shown in FIG. 19 is arranged vertically so that the SOEC co-electrolyzer 10 is provided above the methane reactor 11. Therefore, since the SOEC co-electrolyzer 10 is provided at a higher position than the methane reactor 11, the temperature difference between the fluids existing near the heat transfer surfaces between the SOEC co-electrolyzer 10 and the methane reactor 11 is increased. be able to. Therefore, in addition to the effects obtained by the methane generation system 68 of the nineteenth embodiment shown in FIG. It is possible to improve efficiency and stabilize the amount of methane produced. [Embodiment 21]
  • a second heater 22a that heats water or steam flowing through the water supply path 2 is provided downstream of the first preliminary heat exchange section 28.
  • the flow direction of carbon dioxide flowing through the carbon dioxide supply route 3 On the downstream side of the second preliminary heat exchange section 29, there is an eighth heat exchange section 23a that exchanges heat with external ventilation exhaust heat, a ninth heat exchange section 24a that exchanges heat with external air conditioning exhaust heat, and an external hot water supply exhaust heat.
  • the second heater 22a may be further provided in the carbon dioxide supply path 3 on the downstream side of the twelfth heat exchange section 27a in the flow direction of carbon dioxide flowing through the carbon dioxide supply path 3.
  • the carbon dioxide flowing through the carbon dioxide supply route 3 is In addition to the heat exchange section 29, heating is performed in at least one of the eighth heat exchange section 23a, the ninth heat exchange section 24a, the tenth heat exchange section 25a, the eleventh heat exchange section 26a, and the twelfth heat exchange section 27a. Therefore, the amount of heat of carbon dioxide supplied to the SOEC co-electrolyzer 10 further increases, so that electrolysis in the SOEC co-electrolyzer 10 can be further promoted.
  • the flow direction of carbon dioxide flowing through the carbon dioxide supply route 3 On the upstream side of the second preliminary heat exchange section 29, there is an eighth heat exchange section 23a that exchanges heat with external ventilation exhaust heat, a ninth heat exchange section 24a that exchanges heat with external air conditioning exhaust heat, and an external hot water supply exhaust heat.
  • the second heater 22a may be further provided in the carbon dioxide supply path 3 on the downstream side of the second preliminary heat exchange section 29 in the flow direction of carbon dioxide flowing through the carbon dioxide supply path 3.
  • the carbon dioxide flowing through the carbon dioxide supply route 3 is added to the second preliminary heat exchange section 29, and is added to the eighth heat exchange section 23a, the ninth heat exchange section 24a, the tenth heat exchange section 25a, and the eleventh heat exchange section 29. Heating is performed by at least one of the exchange section 26a and the twelfth heat exchange section 27a. Therefore, the amount of heat of carbon dioxide supplied to the SOEC co-electrolyzer 10 further increases, so that electrolysis in the SOEC co-electrolyzer 10 can be further promoted. This effect is greatest when all of the eighth heat exchange section 23a, the ninth heat exchange section 24a, the tenth heat exchange section 25a, the eleventh heat exchange section 26a, and the twelfth heat exchange section 27a are provided.
  • Embodiment 4 a configuration in which the SOEC co-electrolyzer 10 is arranged vertically in a position higher than the methane reactor 11 has been described.
  • the methane generation system 50 of Embodiment 1 and the methane generation system 51 of Embodiment 2 may be configured in such a manner that the SOEC co-electrolyzer 10 is disposed in a vertical position higher than the methane reactor 11. Also in this case, the same effects as in the fourth embodiment can be obtained.

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Abstract

本開示に係るメタン生成システムは、水または水蒸気を供給する水供給経路と、 二酸化炭素を供給する二酸化炭素供給経路と、電力を供給する電力供給経路と、前記水供給経路と前記二酸化炭素供給経路と前記電力供給経路とが接続されるＳＯＥＣ共電解装置と、メタン反応器と、前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器とを接続する接続経路と、前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器との間で熱交換を行う第１熱交換部と、を備える。

Description

メタン生成システム
　本開示は、メタン生成システムに関する。
　従来、二酸化炭素と水と電力とを用いてメタンを製造するに際して、メタン化反応部におけるメタン反応熱を水蒸気生成部で再利用することによって水のメタンへの変換効率を改善させるメタネーションシステムが知られている（特許文献１）。
特開２０２２－２２９７８号公報
　５００℃以上の高温下で二酸化炭素と水蒸気を同時に電気分解（共電解）する固体酸化物形電気分解セル（ＳＯＥＣ：Solid Oxide Electrolysis Cell）共電解装置を使用するメタネーションシステムでは、ＳＯＥＣ共電解装置において水と電力と二酸化炭素からメタンを生成する工程において、メタン化反応部におけるメタン反応熱の再利用だけでは熱量が不足し、メタン変換効率が低下したり、メタン生成量が不安定になったりする可能性がある。
　本開示は、このような背景の下になされ、ＳＯＥＣ共電解装置とメタン化反応部（メタン反応器）と、を熱的に接続し、互いに熱交換させることによってメタン反応器から反応熱を効果的に取り去り、ＳＯＥＣ共電解装置で再利用することによってメタン変換効率を向上させると共に、メタン生成量を安定化させることを目的とする。
　本開示に係るメタン生成システムの一つの態様は、水または水蒸気を供給する水供給経路と、二酸化炭素を供給する二酸化炭素供給経路と、電力を供給する電力供給経路と、前記水供給経路と前記二酸化炭素供給経路と前記電力供給経路とが接続されるＳＯＥＣ共電解装置と、メタン反応器と、前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器とを接続する接続経路と、前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器との間で熱交換を行う第１熱交換部と、を備える。
　本開示に係るメタン生成システムの一つの態様は、水または水蒸気を供給する水供給経路と、二酸化炭素を供給する二酸化炭素供給経路と、電力を供給する電力供給経路と、前記水供給経路と前記二酸化炭素供給経路と前記電力供給経路とが接続されるＳＯＥＣ共電解装置と、メタン反応器と、前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器とを接続する接続経路と、前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器との間で熱交換を行う第１熱交換部と、前記ＳＯＥＣ共電解装置に前記水供給経路により供給される前記水または水蒸気を前記メタン反応器の反応熱によって加熱する予備熱交換部と、を備える。
　本開示によれば、メタン反応熱をＳＯＥＣ共電解装置で再利用することで、メタン変換効率を向上させることができる。
実施の形態１に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態２に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態３に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態４に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態５に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態６に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態７に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態８に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態９に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態９Ａに係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態１０に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態１１に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態１２に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態１３に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態１４に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態１５に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態１６に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態１７に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態１８に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態１９に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態２０に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態２１に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態２２に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態２３に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態２４に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態２５に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。 実施の形態２６に係るメタン生成システムの正面を示す模式図である。
[実施の形態１]
　以下、本開示の実施の形態１に係るメタン生成システム５０を、図１を参照しながら説明する。
　メタン生成システム５０は、ＳＯＥＣ共電解装置１０と、メタン反応器１１と、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１とに熱的に接続される第１熱交換部２０と、を備える。図１の例では、ＳＯＥＣ共電解装置１０と、第１熱交換部２０と、メタン反応器１１とは、横方向に並んでいる。ＳＯＥＣ共電解装置１０には、電力を供給する電力供給経路１と、水（Ｈ２０）または水蒸気を供給する水供給経路２と、二酸化炭素（ＣＯ２）を供給する二酸化炭素供給経路３とが接続されている。水供給経路２と、二酸化炭素供給経路３とからＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される、水または水蒸気と二酸化炭素は、ＳＯＥＣ共電解装置１０において同時に電気分解され、水素と一酸化炭素とに変換される。水供給経路２を流通する水または水蒸気と、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素は、不図示のポンプ又はブロワ等の流体機械から運動エネルギーを得てＳＯＥＣ共電解装置１０に移動する。
　電気分解によりＳＯＥＣ共電解装置１０で変換された水素と一酸化炭素は、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１とを接続する接続経路４を経由してメタン反応器１１に供給される。
　メタン反応器１１に供給された水素と一酸化炭素は、メタン反応器１１において、メタン（ＣＨ４）と水とに変換され、メタンはガス経路６を介して外部のガスインフラ３０に供給される。
　ここで、ＳＯＥＣ共電解装置１０で行われる反応は吸熱反応であるため、反応には熱量が必要とされる。一方、メタン反応器１１で行われる反応は発熱反応であるため、熱量が発生する。従って、メタン反応器１１の発熱反応で発生した熱量と、ＳＯＥＣ共電解装置１０で必要とされる熱量とが、第１熱交換部２０を介して熱交換される。このように、メタン反応器１１で発生した熱量を、ＳＯＥＣ共電解装置１０にて再利用することで、メタン反応器１１で発生する熱量を効果的に取り去ることができる。また、ＳＯＥＣ共電解装置１０で必要とされる熱量をメタン反応器１１で発生する熱量で賄うことができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
　ここで、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される電力は、風力発電及び太陽光発電等の再生可能エネルギーであることが望ましい。または、固体酸化物燃料電池（ＳＯＦＣ：Solid Oxide Fuel Cell）から発電される電力であっても良い。ＳＯＦＣは、水素を燃料とし、空気から取り込んだ酸素から電子を取り出すとともに、電子を取り出された酸素（酸素イオン）が水素と反応することで水が生成される過程で外部に電流を取り出す装置である。なお、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される電力は、再生可能エネルギー又はＳＯＦＣからの電力でなくとも良い。
　また、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される二酸化炭素は、例えば、ＳＯＦＣから排気される二酸化炭素、ＤＡＣ（Direct Air Capture）により大気中から回収された二酸化炭素、又は、その他の二酸化炭素供給源から供給されても良い。
　ここで、第１熱交換部２０の構成は特に限定されず、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間で熱交換ができる熱交換器であれば公知の熱交換器を使用して良い。例えば、多管式熱交換器、プレート式熱交換器、コイル式熱交換器、二重管、スパイラル式熱交換器等の公知の熱交換器を使用可能である。
[実施の形態２]
　以下、本開示の実施の形態２に係るメタン生成システム５１を、図２を参照しながら説明する。なお、図１に示す実施の形態１と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態１と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム５１は、メタン反応器１１において発生し放出される水または水蒸気の少なくとも一部を、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給する熱融通流路５を備えている。
　このような構成によれば、メタン反応器１１で発生する高温の水または水蒸気の少なくとも一部が熱融通流路５を介してＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される。そのため、高温の水または水蒸気の持つ熱量をＳＯＥＣ共電解装置１０にて再利用することができる。よって、ＳＯＥＣ共電解装置１０で必要とされる熱量をメタン反応器１１で発生する熱量で賄うことができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態３]
　以下、本開示の実施の形態３に係るメタン生成システム５２を、図３を参照しながら説明する。なお、図２に示す実施の形態２と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態２と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム５２は、熱融通流路５に、外部排熱と熱交換する第２熱交換部２１を備えている。
　熱融通流路５を流通する水または水蒸気は、メタン反応器１１で発生する熱量に加えて、第２熱交換部２１により、外部排熱と熱交換されることにより、より多くの熱量を持つことができる。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０で必要とされる熱量をメタン反応器１１で発生する熱量と、外部排熱とで賄うことができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
　ここで、外部排熱とは、温度の低い排熱から温度の高い排熱の順に、換気排熱、空調排熱、給湯排熱、ボイラ排熱、ＳＯＦＣ燃料電池排熱を含む。
　換気排熱は、例えば、メタン生成システム５２が設置される工場等の敷地に建つ建物或いはオフィスビル等内に籠った空気を外部に排気する際に発生する排熱である。
　空調排熱は、例えば、メタン生成システム５２が設置される工場等の敷地に建つ建物或いはオフィスビル等に設けられる空調からの排熱である。
　給湯排熱は、例えば、メタン生成システム５２が設置される工場等の敷地に建つ建物或いはオフィスビル等に設けられる給湯器からの排熱である。
　ボイラ排熱は、例えば、メタン生成システム５２が設置される工場等の敷地に建つ建物或いはオフィスビル等に設けられるボイラからの排熱である。
　ＳＯＦＣ燃料電池排熱は、ＳＯＦＣを運転する際に発生する排熱である。ＳＯＦＣの運転温度が約１０００℃と高温であることから、高温の排熱を取り出すことができる。
　ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１は、物理的に一体に形成されていても良い。ここで、物理的に一体に形成されているとは、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１とが同一の部材により一つの部材として形成されていても良い。又は、異なる部材で形成されたＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１とが、溶接により一体化されても良い。又は、異なる部材で形成されたＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１とが、ボルトとナットのような締結部材を介して一体化されても良い。
[実施の形態４]
　以下、本開示の実施の形態４に係るメタン生成システム５３を、図４を参照しながら説明する。なお、図３に示す実施の形態３と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態３と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム５３では、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられている。即ち、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図３に示すメタン生成システム５２を時計回りに回転させた構成である。この場合、ＳＯＥＣ共電解装置１０と、第１熱交換部２０と、メタン反応器１１とは、縦方向に並んでいる。このように、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられる構成を、縦型に配置した構成と呼ぶ場合がある。なお、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に、第１熱交換部２０を介在させずにメタン反応器１１に直接面するように設けられていても良い。
　このようなメタン生成システム５３では、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられている。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させることができる。
[実施の形態５]
　以下、本開示の実施の形態５に係るメタン生成システム５４を、図５を参照しながら説明する。なお、図３に示す実施の形態３と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態３と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム５４は、熱融通流路５に、第２熱交換部２１に加えて、第１ヒータ２２を備えている。図５の例では、熱融通流路５を流通する水または水蒸気の流れ方向において、第１ヒータ２２は、第２熱交換部２１の下流側に設けられている。
　熱融通流路５を流通する水または水蒸気は、メタン反応器１１で発生する熱量と、第２熱交換部２１により外部排熱と熱交換されることにより得る熱量と、第１ヒータ２２により得られる熱量と、を得ることができる。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０で必要とされる熱量を、メタン反応器１１で発生する熱量と、外部排熱と第１ヒータ２２により得られる熱量とで賄うことができる。よって、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態６]
　以下、本開示の実施の形態６に係るメタン生成システム５５を、図６を参照しながら説明する。なお、図５に示す実施の形態５と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態５と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム５５は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図５に示す実施の形態５のメタン生成システム５４を縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図５に示す実施の形態５のメタン生成システム５４により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態７]
　以下、本開示の実施の形態７に係るメタン生成システム５６を、図７を参照しながら説明する。なお、図５に示す実施の形態５と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態５と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム５６は、第２熱交換部２１に、熱融通流路５を流通する水または水蒸気を加熱する、外部の換気排熱と熱交換する第３熱交換部２３、外部の空調排熱と熱交換する第４熱交換部２４、外部の給湯排熱と熱交換する第５熱交換部２５、外部のボイラ排熱と熱交換する第６熱交換部２６、外部のＳＯＦＣ燃料電池排熱と熱交換する第７熱交換部２７のうちの少なくともいずれかを備えている。ここで、第３熱交換部２３、第４熱交換部２４、第５熱交換部２５、第６熱交換部２６、第７熱交換部２７は、熱融通流路５を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して、低温の熱交換部ほど上流側に配置されている。
　従って、最も低温の第３熱交換部２３が熱融通流路５を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して最も上流に設けられ、最も高温の第７熱交換部２７が熱融通流路５を流通する流体の流れ方向に対して最も下流に設けられている。第３熱交換部２３と第７熱交換部２７との間には、熱融通流路５を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して上流側から、第４熱交換部２４、第５熱交換部２５、第６熱交換部２６が設けられている。
　このようなメタン生成システム５６では、熱融通流路５を流通する水または水蒸気が、より温度の低い熱交換部から、より温度の高い熱交換部へと順番に熱交換される。そのため、温度の低い外部熱源であっても有効に熱融通流路５を流通する水または水蒸気の加熱源として利用することができる。
　図７の例では、第３熱交換部２３、第４熱交換部２４、第５熱交換部２５、第６熱交換部２６、第７熱交換部２７の全てが設けられているが、これらの内の少なくとも一つ以上が設けられていればよい。第３熱交換部２３、第４熱交換部２４、第５熱交換部２５、第６熱交換部２６、第７熱交換部２７の全てが設けられている場合、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される水または水蒸気の熱量を上昇させる効果が最も大きい。
[実施の形態８]
　以下、本開示の実施の形態８に係るメタン生成システム５７を、図８を参照しながら説明する。なお、図７に示す実施の形態７と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態７と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム５７は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図７に示す実施の形態７のメタン生成システム５６を縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図７に示す実施の形態７のメタン生成システム５６により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態９]
　以下、本開示の実施の形態９に係るメタン生成システム５８を、図９を参照しながら説明する。なお、図７に示す実施の形態７と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態７と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム５８は、図７に示す実施の形態７のメタン生成システム５６において、メタン反応器１１の反応熱により、水供給経路２を流通する水または水蒸気が加熱される第１予備熱交換部２８を備えている。
　このようなメタン生成システム５８では、第１予備熱交換部２８により、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される水または水蒸気の熱量が増すので、ＳＯＥＣ共電解装置１０での電気分解を促進することができる。さらに、第１予備熱交換部２８により、メタン反応器１１からの発熱を除熱することでメタン変換効率を向上させることができる。
[実施の形態９Ａ]
　図９Ａは本開示の実施の形態９Ａに係るメタン生成システム５８Ａの構成を示す。実施の形態９Ａに係るメタン生成システム５８Ａは、図９に示す実施の形態９に係るメタン生成システム５８から熱融通通路５が除かれた構成を有する。つまり、実施の形態９に係るメタン生成システム５８において、熱融通流路５がなく、第１予備熱交換部２８のみがある構成を有する。この場合、第１予備熱交換部２８を備える水供給経路２も、熱融通流路の１つとして考えられ、ＳＯＥＣ共電解装置１０での電気分解を促進し、かつ、メタン反応器１１のメタン変換効率を向上させることができる。なお、以降の実施の形態で説明する第１予備熱交換部２８を有する構成においても同様に熱融通流路５がない構成とすることができる。
[実施の形態１０]
　以下、本開示の実施の形態１０に係るメタン生成システム５９を、図１０を参照しながら説明する。なお、図９に示す実施の形態９と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態９と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム５９は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図９に示す実施の形態９のメタン生成システム５８を、縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図９に示す実施の形態９のメタン生成システム５８により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態１１]
　以下、本開示の実施の形態１１に係るメタン生成システム６０を、図１１を参照しながら説明する。なお、図９に示す実施の形態９と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態６と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム６０は、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して第１予備熱交換部２８よりも下流側に、水供給経路２を流通する水または水蒸気を加熱する、外部の換気排熱と熱交換する第８熱交換部２３ａ、外部の空調排熱と熱交換する第９熱交換部２４ａ、外部の給湯排熱と熱交換する第１０熱交換部２５ａ、外部のボイラ排熱と熱交換する第１１熱交換部２６ａ、外部のＳＯＦＣ燃料電池排熱と熱交換する第１２熱交換部２７ａのうちの少なくともいずれかを備えている。ここで、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａは、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して、温度の低い熱交換部ほど上流側に配置されるように水供給経路２に設けられている。
　従って、最も低温の第８熱交換部２３ａが水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して最も上流に設けられ、最も高温の第１２熱交換部２７ａが水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して最も下流に設けられている。第８熱交換部２３ａと第１２熱交換部２７ａとの間には、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して上流側から、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａが設けられている。
　このようなメタン生成システム６０によれば、水供給経路２を流通する水または水蒸気を、第１予備熱交換部２８に加えて、少なくとも、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａのいずれかで加熱する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される水または水蒸気の熱量がさらに増すので、ＳＯＥＣ共電解装置１０での電気分解をさらに促進することができる。
　図１１の例では、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの全てが設けられているが、これらの内の少なくとも一つ以上が設けられていればよい。第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの全てが設けられている場合、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される水または水蒸気の熱量を上昇させる効果が最も大きい。
[実施の形態１２]
　以下、本開示の実施の形態１２に係るメタン生成システム６１を、図１２を参照しながら説明する。なお、図１１に示す実施の形態１１と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態８と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム６１は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図１１に示す実施の形態１１のメタン生成システム６０を縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図１１に示す実施の形態１１のメタン生成システム６０により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態１３]
　以下、本開示の実施の形態１３に係るメタン生成システム６２を、図１３を参照しながら説明する。なお、図７に示す実施の形態７と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態７と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム６２は、図７に示す実施の形態７のメタン生成システム５６において、メタン反応器１１の反応熱により、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素が加熱される第２予備熱交換部２９を備えている。
　このようなメタン生成システム６２では、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される二酸化炭素の熱量が増すので、ＳＯＥＣ共電解装置１０での電気分解を促進することができる。さらに、メタン反応器１１からの発熱を除熱することでメタン変換効率を向上させることができる。
[実施の形態１４]
　以下、本開示の実施の形態１４に係るメタン生成システム６３を、図１４を参照しながら説明する。なお、図１３に示す実施の形態１３と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態９と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム６３は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図１３に示す実施の形態１３のメタン生成システム６２を縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図１３に示す実施の形態１３のメタン生成システム６２により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態１５]
　以下、本開示の実施の形態１５に係るメタン生成システム６４を、図１５を参照しながら説明する。なお、図７に示す実施の形態７と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態７と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム６４は、図７に示す実施の形態７のメタン生成システム５６において、水供給経路２を流通する水または水蒸気と、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素とが、メタン反応器１１の反応熱により加熱される第３予備熱交換部３５を備えている。
　このようなメタン生成システム６４では、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される水または水蒸気と二酸化炭素の熱量が増すので、ＳＯＥＣ共電解装置１０での電気分解を促進することができる。さらに、メタン反応器１１は、水または水蒸気及び二酸化炭素との複数の流体と熱交換する。そのため、メタン反応器１１からの発熱をより多く除熱することができ、メタン変換効率を向上させることができる。
　ここで、第３予備熱交換部３５にて、水供給経路２を流通する水または水蒸気と、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素とを混合しても良い。混合することで気液二相流を形成することになるので、より複雑な流れを形成することができる。例えば、気液二相流とすることで生じる乱流によりメタン反応器１１から気液二相流への伝熱性能を上げることができる。
[実施の形態１６]
　以下、本開示の実施の形態１６に係るメタン生成システム６５を、図１６を参照しながら説明する。なお、図１５に示す実施の形態１５と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態１５と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム６５は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図１５に示す実施の形態１５のメタン生成システム６４を縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図１５に示す実施の形態１５のメタン生成システム６４により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態１７]
　以下、本開示の実施の形態１７に係るメタン生成システム６６を、図１７を参照しながら説明する。なお、図９に示す実施の形態９と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態９と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム６６は、図９に示す実施の形態９のメタン生成システム５８において、水供給経路２を流通する水または水蒸気を駆動流体とするエジェクタ４０が水供給経路２に設けられており、二酸化炭素供給経路３がエジェクタ４０を介してＳＯＥＣ共電解装置１０に接続されている。
　このようなメタン生成システム６６によれば、エジェクタ４０の駆動流体である水または水蒸気の流れに、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素が引き寄せられる。つまり、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素をＳＯＥＣ共電解装置１０に移動させる不図示のブロワ等の流体機械とエジェクタ４０とを併用することで、上記流体機械の動力を削減することができる。こうして、メタン生成システム６６の稼働に要するエネルギーを削減することができる。
[実施の形態１８]
　以下、本開示の実施の形態１８に係るメタン生成システム６７を、図１８を参照しながら説明する。なお、図１７に示す実施の形態１７と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態１７と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム６７は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図１７に示す実施の形態１７のメタン生成システム６６を縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図１７に示す実施の形態１７のメタン生成システム６６により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態１９]
　以下、本開示の実施の形態１９に係るメタン生成システム６８を、図１９を参照しながら説明する。なお、図１３に示す実施の形態１３と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態１３と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム６８は、図１３に示す実施の形態１３のメタン生成システム６２において、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素を駆動流体とするエジェクタ４０が二酸化炭素供給経路３に設けられており、水供給経路２がエジェクタ４０を介してＳＯＥＣ共電解装置１０に接続されている。
　このようなメタン生成システム６２によれば、エジェクタ４０の駆動流体である二酸化炭素の流れに、水供給経路２を流通する水または水蒸気が引き寄せられる。つまり、水供給経路２を流通する水または水蒸気をＳＯＥＣ共電解装置１０に移動させる不図示のポンプ又はブロワ等の流体機械とエジェクタ４０とを併用することで、上記流体機械の動力を削減することができる。こうして、メタン生成システム６８の稼働に要するエネルギーを削減することができる。
[実施の形態２０]
　以下、本開示の実施の形態２０に係るメタン生成システム６９を、図２０を参照しながら説明する。なお、図１９に示す実施の形態１９と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態１９と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム６９は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図１９に示す実施の形態１９のメタン生成システム６８を縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図１９に示す実施の形態１９のメタン生成システム６８により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態２１]
　以下、本開示の実施の形態２１に係るメタン生成システム７０を、図２１を参照しながら説明する。なお、図１９に示す実施の形態１９と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態１９と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム７０は、図１９に示す実施の形態１９のメタン生成システム６８において、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して、エジェクタ４０よりも上流側に、外部の換気排熱と熱交換する第１３熱交換部２３ｂ、外部の空調排熱と熱交換する第１４熱交換部２４ｂ、外部の給湯排熱と熱交換する第１５熱交換部２５ｂ、外部のボイラ排熱と熱交換する第１６熱交換部２６ｂ、外部のＳＯＦＣ燃料電池排熱と熱交換する第１７熱交換部２７ｂの少なくともいずれかを備えている。ここで、第１３熱交換部２３ｂ、第１４熱交換部２４ｂ、第１５熱交換部２５ｂ、第１６熱交換部２６ｂ、第１７熱交換部２７ｂは、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して、温度の低い熱交換部ほど上流側に配置されるように水供給経路２に設けられている。
　従って、最も低温の第１３熱交換部２３ｂが水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して最も上流に設けられ、最も高温の第１７熱交換部２７ｂが水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して最も下流に設けられている。第１３熱交換部２３ｂと第１７熱交換部２７ｂとの間には、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して上流側から、第１４熱交換部２４ｂ、第１５熱交換部２５ｂ、第１６熱交換部２６ｂが設けられている。
　このようなメタン生成システム６０によれば、エジェクタ４０に吸い込まれる前の水供給経路２を流通する水または水蒸気を、第１３熱交換部２３ｂ、第１４熱交換部２４ｂ、第１５熱交換部２５ｂ、第１６熱交換部２６ｂ、第１７熱交換部２７ｂの少なくともいずれかで加熱する。そのため、エジェクタ４０に吸い込まれる水供給経路２を流通する水または水蒸気を気体状態の水蒸気に変換することができる。そのため、エジェクタ４０による吸込み効果を、より多く得ることができる。つまり、水供給経路２を流通する水または水蒸気をＳＯＥＣ共電解装置１０に移動させる不図示のポンプ又はブロワ等の流体機械とエジェクタ４０とを併用することで、上記流体機械の動力を削減することができる。こうして、メタン生成システム７０の稼働に要するエネルギーを削減することができる。
　図２１の例では、第１３熱交換部２３ｂ、第１４熱交換部２４ｂ、第１５熱交換部２５ｂ、第１６熱交換部２６ｂ、第１７熱交換部２７ｂの全てが設けられているが、これらの内の少なくとも一つ以上が設けられていればよい。第１３熱交換部２３ｂ、第１４熱交換部２４ｂ、第１５熱交換部２５ｂ、第１６熱交換部２６ｂ、第１７熱交換部２７ｂの全てが設けられている場合、エジェクタ４０に吸い込まれる水または水蒸気を気体状態の水蒸気へ変換する程度が最も高く、また、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される水または水蒸気の熱量を上昇させる効果が最も大きい。
[実施の形態２２]
　以下、本開示の実施の形態２２に係るメタン生成システム７１を、図２２を参照しながら説明する。なお、図２１に示す実施の形態２１と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態２１と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム７１は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図２１に示す実施の形態２１のメタン生成システム７０を縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図２１に示す実施の形態２１のメタン生成システム７０により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態２３]
　以下、本開示の実施の形態２３に係るメタン生成システム７２を、図２３を参照しながら説明する。なお、図９に示す実施の形態９と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態９と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム７２は、図９に示す実施の形態９のメタン生成システム５８において、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して、第１予備熱交換部２８よりも上流側に、水供給経路２を流通する水または水蒸気を加熱する、外部の換気排熱と熱交換する第８熱交換部２３ａ、外部の空調排熱と熱交換する第９熱交換部２４ａ、外部の給湯排熱と熱交換する第１０熱交換部２５ａ、外部のボイラ排熱と熱交換する第１１熱交換部２６ａ、外部のＳＯＦＣ燃料電池排熱と熱交換する第１２熱交換部２７ａの少なくともいずれかを備えている。ここで、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａは、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して、温度の低い熱交換部ほど上流側に配置されるように水供給経路２に設けられている。
　従って、最も低温の第８熱交換部２３ａが、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して最も上流に設けられ、最も高温の第１２熱交換部２７ａが、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して最も下流に設けられている。第８熱交換部２３ａと第１２熱交換部２７ａとの間には、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して上流側から、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａが設けられている。
　また、水供給経路２において、第１予備熱交換部２８よりも下流側に、水供給経路２を流通する水または水蒸気を加熱する第２ヒータ２２ａが設けられている。
　このようなメタン生成システム７２によれば、水供給経路２を流通する水または水蒸気を、メタン反応器１１の発熱に加え、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの少なくともいずれか、および第２ヒータ２２ａにより加熱する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される水または水蒸気の熱量が増すので、ＳＯＥＣ共電解装置１０での電気分解を促進することができる。さらに、メタン反応器１１からの発熱を除熱することでメタン変換効率を向上させることができる。
　図２３の例では、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの全てが設けられているが、これらの内の少なくとも一つ以上が設けられていればよい。第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの全てが設けられている場合、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される水または水蒸気の熱量を上昇させる効果が最も大きい。
[実施の形態２４]
　以下、本開示の実施の形態２４に係るメタン生成システム７３を、図２４を参照しながら説明する。なお、図２３に示す実施の形態２３と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態２３と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム７３は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図２３に示す実施の形態２３のメタン生成システム７２を縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図２３に示す実施の形態２３のメタン生成システム７２により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
[実施の形態２５]
　以下、本開示の実施の形態２５に係るメタン生成システム７４を、図２５を参照しながら説明する。なお、図２３に示す実施の形態２３と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態２３と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム７４は、図２３に示す実施の形態２３のメタン生成システム７２において、第１２熱交換部２７ａの位置が、第１予備熱交換部２８と第２ヒータ２２ａとの間に設けられている点で異なっている。
　このようなメタン生成システム７４では、第１２熱交換部２７ａが第１予備熱交換部２８よりも、水供給経路２を流通する水または水蒸気の流れ方向に対して下流側に設けられている。そのため、第８熱交換部２３ａから第１２熱交換部２７ａのうちで最も高温の第１２熱交換部２７ａが、メタン反応器１１よりも高い温度で水供給経路２を流通する水または水蒸気を加熱する場合も、メタン反応器１１と第１２熱交換部２７ａの加熱を有効に利用することができる。
[実施の形態２６]
　以下、本開示の実施の形態２６に係るメタン生成システム７５を、図２６を参照しながら説明する。なお、図２５に示す実施の形態２５と同様の構成には同様の参照番号を付し、その説明を省略し、実施の形態２５と異なる構成のみを説明する。
　メタン生成システム７５は、メタン反応器１１の上側にＳＯＥＣ共電解装置１０が設けられるように、図２５に示す実施の形態２５のメタン生成システム７４を縦型に配置した構成を有する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０は、メタン反応器１１よりも高い位置に設けられているため、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との伝熱面近傍に存在する流体の温度差を大きくすることができる。よって、図２５に示す実施の形態２５のメタン生成システム７４により得られる効果に加え、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１との間での熱交換性能を向上させることができるので、メタン変換効率を向上させるとともに、メタン生成量を安定化させることができる。
　なお、本開示の技術的範囲は前記実施の形態に限定されず、請求項に定義される本開示の範囲内において種々の変更を加えることが可能である。
　例えば、図１３と図１４に示す実施の形態１３のメタン生成システム６２と実施の形態１４のメタン生成システム６３において、二酸化炭素供給経路３における、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素の流れ方向における第２予備熱交換部２９の下流側に、外部の換気排熱と熱交換する第８熱交換部２３ａ、外部の空調排熱と熱交換する第９熱交換部２４ａ、外部の給湯排熱と熱交換する第１０熱交換部２５ａ、外部のボイラ排熱と熱交換する第１１熱交換部２６ａ、外部のＳＯＦＣ燃料電池排熱と熱交換する第１２熱交換部２７ａの少なくともいずれかを備えても良い。また、二酸化炭素供給経路３における、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素の流れ方向における、第１２熱交換部２７ａの下流側に、第２ヒータ２２ａをさらに備えても良い。
　この場合、図１１と図１２に示す実施の形態１１のメタン生成システム６０と実施の形態１２のメタン生成システム６１と同様に、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素を、第２予備熱交換部２９に加えて、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの少なくともいずれかで加熱する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される二酸化炭素の熱量がさらに増すので、ＳＯＥＣ共電解装置１０での電気分解をさらに促進することができる。この効果は、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの全てを備える場合に最も大きい。第２ヒータ２２ａをさらに備える場合には、その効果をさらに高めることができる。
　例えば、図１３と図１４に示す実施の形態１３のメタン生成システム６２と実施の形態１４のメタン生成システム６３において、二酸化炭素供給経路３における、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素の流れ方向における第２予備熱交換部２９の上流側に、外部の換気排熱と熱交換する第８熱交換部２３ａ、外部の空調排熱と熱交換する第９熱交換部２４ａ、外部の給湯排熱と熱交換する第１０熱交換部２５ａ、外部のボイラ排熱と熱交換する第１１熱交換部２６ａ、外部のＳＯＦＣ燃料電池排熱と熱交換する第１２熱交換部２７ａの少なくともいずれかを備えても良い。この場合、二酸化炭素供給経路３における、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素の流れ方向における、第２予備熱交換部２９の下流側に、第２ヒータ２２ａをさらに備えても良い。
　この場合、図２３と図２４に示す実施の形態２３のメタン生成システム７２と実施の形態２４のメタン生成システム７３と同様に、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素を、第２予備熱交換部２９に加えて、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの少なくともいずれかで加熱する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される二酸化炭素の熱量がさらに増すので、ＳＯＥＣ共電解装置１０での電気分解をさらに促進することができる。この効果は、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの全てを備える場合に最も大きい。第２ヒータ２２ａをさらに備える場合には、その効果をさらに高めることができる。
　同様に、図２１と図２２に示す実施の形態２１のメタン生成システム７０と実施の形態２２のメタン生成システム７１において、二酸化炭素供給経路３における、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素の流れ方向における第２予備熱交換部２９の上流側又は下流側に、外部の換気排熱と熱交換する第８熱交換部２３ａ、外部の空調排熱と熱交換する第９熱交換部２４ａ、外部の給湯排熱と熱交換する第１０熱交換部２５ａ、外部のボイラ排熱と熱交換する第１１熱交換部２６ａ、外部のＳＯＦＣ燃料電池排熱と熱交換する第１２熱交換部２７ａの少なくともいずれかを備えても良い。
　この場合、二酸化炭素供給経路３を流通する二酸化炭素を、第２予備熱交換部２９に加えて、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの少なくともいずれかで加熱する。そのため、ＳＯＥＣ共電解装置１０に供給される二酸化炭素の熱量がさらに増すので、ＳＯＥＣ共電解装置１０での電気分解をさらに促進することができる。この効果は、第８熱交換部２３ａ、第９熱交換部２４ａ、第１０熱交換部２５ａ、第１１熱交換部２６ａ、第１２熱交換部２７ａの全てを備える場合に最も大きい。
　実施の形態４以降において、ＳＯＥＣ共電解装置１０をメタン反応器１１よりも高い位置に設けた縦型に配置した構成について説明した。しかしながら、実施の形態１のメタン生成システム５０、実施の形態２のメタン生成システム５１を、ＳＯＥＣ共電解装置１０をメタン反応器１１よりも高い位置に設けた縦型に配置した構成としても良い。この場合も、実施の形態４と同様の効果を得ることができる。
　ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１は、物理的に一体に形成されていても良いことを実施の形態３の説明で述べたが、その他の実施の形態においても、ＳＯＥＣ共電解装置１０とメタン反応器１１は、物理的に一体に形成されていても良い。
　１　電力供給経路
　２　水供給経路
　３　二酸化炭素供給経路
　４　接続経路
　５　熱融通流路
　６　ガス経路
　１０　ＳＯＥＣ共電解装置
　１１　メタン反応器１１
　２０　第１熱交換部

Claims (17)

  1. 　水または水蒸気を供給する水供給経路と、
    　二酸化炭素を供給する二酸化炭素供給経路と、
    　電力を供給する電力供給経路と、
    　前記水供給経路と前記二酸化炭素供給経路と前記電力供給経路とが接続されるＳＯＥＣ共電解装置と、
    　メタン反応器と、
    　前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器とを接続する接続経路と、
    　前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器との間で熱交換を行う第１熱交換部と、を備えるメタン生成システム。
  2. 　前記ＳＯＥＣ共電解装置は、前記メタン反応器よりも高い位置に設けられている、請求項１に記載のメタン生成システム。
  3. 　前記メタン反応器から放出される水または水蒸気の少なくとも一部を前記ＳＯＥＣ共電解装置に供給する熱融通流路を備える、請求項１または２に記載のメタン生成システム。
  4. 　前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器は物理的に一体に形成されており、前記熱融通流路は外部排熱と熱交換する第２熱交換部を備える、請求項３に記載のメタン生成システム。
  5. 　前記熱融通流路にはヒータが設けられている、請求項４に記載のメタン生成システム。
  6. 　前記第２熱交換部は、換気排熱と熱交換を行う第３熱交換部、空調排熱と熱交換を行う第４熱交換部、給湯排熱と熱交換を行う第５熱交換部、ボイラ排熱と熱交換を行う第６熱交換部、ＳＯＦＣ燃料電池排熱と熱交換を行う第７熱交換部、のうちの少なくともいずれかを備える、請求項４または５に記載のメタン生成システム。
  7. 　前記ＳＯＥＣ共電解装置に前記水供給経路により供給される前記水または水蒸気を前記メタン反応器の反応熱によって加熱する予備熱交換部を備える請求項６に記載のメタン生成システム。
  8. 　前記水供給経路はエジェクタを備え、前記二酸化炭素供給経路は前記エジェクタを介して前記ＳＯＥＣ共電解装置に接続されている請求項７に記載のメタン生成システム。
  9. 　前記ＳＯＥＣ共電解装置に供給される二酸化炭素を前記メタン反応器の反応熱によって加熱する予備熱交換部を備える請求項６に記載のメタン生成システム。
  10. 　前記ＳＯＥＣ共電解装置に供給される二酸化炭素を前記メタン反応器の反応熱によって加熱する予備熱交換部を備える請求項７に記載のメタン生成システム。
  11. 　前記二酸化炭素供給経路はエジェクタを備え、前記水供給経路は前記エジェクタを介して前記ＳＯＥＣ共電解装置に接続されている請求項９に記載のメタン生成システム。
  12. 　前記水供給経路は、換気排熱と熱交換を行う第８熱交換部、空調排熱と熱交換を行う第９熱交換部、給湯排熱と熱交換を行う第１０熱交換部、ボイラ排熱と熱交換を行う第１１熱交換部、ＳＯＦＣ燃料電池排熱と熱交換を行う第１２熱交換部、のうちの少なくともいずれかを備える、請求項７に記載のメタン生成システム。
  13. 　前記水供給経路は、換気排熱と熱交換を行う第８熱交換部、空調排熱と熱交換を行う第９熱交換部、給湯排熱と熱交換を行う第１０熱交換部、ボイラ排熱と熱交換を行う第１１熱交換部、ＳＯＦＣ燃料電池排熱と熱交換を行う第１２熱交換部、のうちの少なくともいずれかを備える、請求項９または１１に記載のメタン生成システム。
  14. 　前記水供給経路にはヒータが設けられている、請求項１２に記載のメタン生成システム。
  15. 　前記熱融通流路を流通する前記水または前記水蒸気の流れ方向に対して、前記第３熱交換部、前記第４熱交換部、前記第５熱交換部、前記第６熱交換部、前記第７熱交換部のうちで、低温の熱交換部ほど上流側に配置される、請求項６から１４のいずれか１項に記載のメタン生成システム。
  16. 　前記水供給経路を流通する前記水または前記水蒸気の流れ方向に対して、前記第８熱交換部、前記第９熱交換部、前記第１０熱交換部、前記第１１熱交換部、前記第１２熱交換部のうちで、低温の熱交換部ほど上流側に配置される、請求項１２から１５のいずれか１項に記載のメタン生成システム。
  17. 　水または水蒸気を供給する水供給経路と、
    　二酸化炭素を供給する二酸化炭素供給経路と、
    　電力を供給する電力供給経路と、
    　前記水供給経路と前記二酸化炭素供給経路と前記電力供給経路とが接続されるＳＯＥＣ共電解装置と、
    　メタン反応器と、
    　前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器とを接続する接続経路と、
    　前記ＳＯＥＣ共電解装置と前記メタン反応器との間で熱交換を行う第１熱交換部と、
    　前記ＳＯＥＣ共電解装置に前記水供給経路により供給される前記水または水蒸気を前記メタン反応器の反応熱によって加熱する予備熱交換部と、
    　を備えるメタン生成システム。
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