JP2008101066A - 燃料ガス精製設備及び発電設備 - Google Patents
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Abstract
【課題】固体燃料をガス化したガスを燃料とする高温形燃料電池あるいはガスタービン発電システムにおいて、高温場にてガス化あるいはガス精製を行うことが可能な溶融塩プロセスを提供する。
【解決手段】溶融塩槽６から構成されるコンバスタ部１０とリダクタ部２０において、コンバスタ部１０、リダクタ部２０における燃焼反応、ガス化反応を、溶融塩５の液層内あるいは気層との界面部分で行わせることにより、燃料電池、ガスタービン等の発電装置に有害な未燃分、灰分、不純物を高温の溶融塩５中に取り込み、有害な未燃分、灰分、不純物を除去し、精製されたガス化ガス、燃焼ガスを高温のまま燃料電池あるいはガスタービン装置へ供給する。
【選択図】図１
【解決手段】溶融塩槽６から構成されるコンバスタ部１０とリダクタ部２０において、コンバスタ部１０、リダクタ部２０における燃焼反応、ガス化反応を、溶融塩５の液層内あるいは気層との界面部分で行わせることにより、燃料電池、ガスタービン等の発電装置に有害な未燃分、灰分、不純物を高温の溶融塩５中に取り込み、有害な未燃分、灰分、不純物を除去し、精製されたガス化ガス、燃焼ガスを高温のまま燃料電池あるいはガスタービン装置へ供給する。
【選択図】図１
Description
本発明は、例えば、石炭、バイオマス、廃棄物等の固形燃料をガス化した粗ガス中に含まれる未燃分、灰分、不純物等を除去、精製する燃料ガス精製設備に関する。
また、本発明は、例えば、石炭、バイオマス、廃棄物等の固形燃料をガス化した粗ガス中に含まれる未燃分、灰分、不純物等を除去、精製する燃料ガス精製設備で精製された燃料ガスにより発電を行う発電設備に関する。
高温形燃料電池である溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）は、高効率発電が可能であることに加えて、電極に白金等の触媒を用いないため、一酸化炭素（ＣＯ）も水素（Ｈ２）と同等な燃料として利用できる燃料多様性を有する。
この燃料多様性は、天然ガスを改質した水素を主成分とする燃料ガスだけでなく、近年注目が集まっているバイオマス、廃棄物を用いたガス化ガスあるいは将来の大規模高効率発電システムとして期待される石炭のガス化ガスにおけるＣＯを主成分とする燃料ガスも高効率に利用可能とする。
ガス化ガスによる高温形燃料電池発電システムは、従来から幾つかのシステムが提案されている（例えば、特許文献１参照）。従来の高温形燃料電池発電システムでは、ガス化炉設備から供給される粗ガスには燃料電池に有害な灰分、硫黄等の不純物を数多く含んでいるため、燃料電池設備の手前でガス精製設備を設ける必要がある。同様に、ガス化ガスによりガスタービンを駆動させる発電システムも従来から提案されており（例えば、特許文献２参照）、ガスタービンの手前でガス精製設備を設ける必要がある。
従来の燃料電池用のガス精製設備やガスタービン用のガス精製設備では、粗ガス中の灰分、不純物を除去するために、脱じん装置、ＣＯＳ変換装置、脱硫装置、ガス冷却装置、ガス洗浄装置等の組み合わせを用いている。このため、ガス精製を行うための設備構成が複雑化し、設備の運用性を高めることが困難で、コストが高くなっていた。
また、従来の高温形燃料電池用のガス精製設備やガスタービン用のガス精製設備では、高温の粗ガスを常温近傍まで冷却してガス精製を行い、その精製ガスを再度加熱あるいは燃焼させ発電装置である高温形燃料電池あるいはガスタービンに供給することになるため、再加熱、燃焼過程を担う熱交換器、燃焼器部分での熱損失が大きくなる結果となり、発電システム全体の効率低下要因ともなっていた。
ガス化ガスを燃料とする高温形燃料電池発電システムやガスタービン発電システムを構築する場合、バイオマス、廃棄物、石炭等の固体燃料をガス化炉設備にてガス化し、そのガス化炉からの粗ガスを燃料電池やガスタービンに適したレベルまでガス精製する従来の工程は、幾つかのプロセスを組み合わせる必要があったため、ガス精製部分の設備構成が複雑化し、設備運用性の低下、設備コストの増大を招いていた。
また、従来のガス精製工程は、高温の粗ガスを常温近傍まで冷却する工程を含むため、ガス精製後再び、高温形燃料電池の動作温度、ガスタービンの燃焼器温度まで精製ガスを加熱あるいは燃焼させる必要があり、ガス化ガスの冷却、加熱あるいは燃焼に関する熱損失の増大が、発電システム全体の効率低下を招いていた。
更に、従来のガス精製工程においてガス化ガスを常温近傍まで冷却した場合、ガス化ガス中の水蒸気から発生する凝縮水あるいはガス洗浄に用いた水を処理するための排水処理設備が必要となり、システム的には肥大化した設備を設けなければならなかった。
本発明は、上記状況に鑑みてなされたもので、バイオマス、廃棄物、石炭等の固体燃料を高温場でガス化し、そのガス化ガスを高温形燃料電池、ガスタービンを始めとする発電設備に供給する発電システムのガス化・ガス精製設備において、簡素な設備構成でかつ熱損失も少ない燃料ガス精製設備を提供することを目的とする。
また、簡素な設備構成でかつ熱損失も少ない燃料ガス精製設備を有する発電設備を提供することを目的とする。
上記目的を達成するための本発明の第１の様態は、粗ガスが導入される導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中に導入管の先端を配し、導入管から送られて溶融塩を流通した粗ガスが溶融塩との反応により精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えたことを特徴とする燃料ガス精製設備にある。
第１の態様では、溶融塩に粗ガスを流通させることで、粗ガスが溶融塩との反応により精製されて燃料ガスとされる。
つまり、第１の様態は、溶融塩プロセスを既存のガス化炉と組み合わせて使用する形態であり、この場合の溶融塩槽は、ガス精製の機能を持つ１つの槽から構成される。溶融塩槽は、ガス化炉から供給される未燃分、灰分、不純物を含む高温状態の粗ガスを供給する供給系、精製されたガス化ガスを高温のまま排出する排出系から構成され、粗ガス中の未燃分、灰分、不純物は、この溶融塩槽を通過する過程で物理的あるいは化学的な反応により溶融塩中に取り込まれ、精製された高温のガス化ガスが、槽から排出される。溶融塩中に取り込まれた未燃分、灰分、不純物は、溶融塩槽に設けられた溶融塩の排出系から系外に排出される。
上記目的を達成するための本発明の第２の様態は、少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるリダクタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にリダクタ導入管の先端を配し、溶融塩槽を加熱する加熱手段を備え、リダクタ導入管から送られた固体燃料が溶融塩を流通する際、溶融塩下での反応によりガス化・精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えたことを特徴とする燃料ガス精製設備にある。
第２の態様では、バイオマス、石炭、廃棄物等の固体燃料を加熱された溶融塩に流通させることで、バイオマス、石炭、廃棄物等の固体燃料が溶融塩下で反応を起こし、ガス化・精製されて燃料ガスとなる。
本発明の第３の態様は、第２の態様において、加熱手段は、少なくとも酸素と燃料とが供給されて燃焼ガスを排出する燃焼器であることを特徴とする燃料ガス精製設備にある。
第３の態様では、燃焼器により溶融塩を加熱することができる。
つまり、第２、第３の様態は、後述する第４の様態における溶融塩プロセスのうちリダクタ部のみを用い、リダクタ部に熱を供給するコンバスタ部は、通常の燃焼器を用いる形態である。この場合のリダクタ部である溶融塩槽は、第１の様態と同様、固体燃料を溶融塩槽に供給する供給系、ガス化剤としての水蒸気、空気あるいは酸素を溶融塩槽に供給する供給系、ガス化後のガス化ガスを外部へ排出する排出系から構成され、溶融塩槽から排出されるガス化ガスは、未燃分、灰分、不純物を含まない精製されたガスとなる。溶融塩中に取り込まれた未燃分、灰分、不純物は、溶融塩槽に設けられた溶融塩の排出系から系外に排出される。コンバスタ側である燃焼器は、可燃成分を含んだ燃料電池の燃料極側排気ガスを燃焼器に供給する供給系、燃焼用の空気あるいは酸素を燃焼器に供給する供給系、燃焼後の燃焼ガスを外部へ排出する排出系から構成され、燃焼により生じた熱は、リダクタ部側へ供給される。
上記目的を達成するための本発明の第４の様態は、少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるコンバスタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にコンバスタ導入管の先端を配する一方、少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるリダクタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にリダクタ導入管の先端を配し、コンバスタ導入管から送られた固体燃料が溶融塩を流通する際、溶融塩下での燃焼反応により燃焼ガスとして送られる燃焼ガス供給管を溶融塩槽の上部に備え、リダクタ導入管から送られた固体燃料がコンバスタ部からの加熱により還元雰囲気での溶融塩下でガス化・精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えたことを特徴とする燃料ガス精製設備にある。
第４の態様では、バイオマス、石炭、廃棄物等の固体燃料を加熱された溶融塩に流通させることで、バイオマス、石炭、廃棄物等の固体燃料が溶融塩との反応によりガス精製されて燃料ガスとされる。
本発明の第５の態様は、第４の態様において、燃焼ガス供給管が備えられる溶融塩槽をコンバスタ室とすると共に、燃料ガス供給管が備えられる溶融塩槽のリダクタ室とし、コンバスタ室とリダクタ室とは仕切りにより隔てられていることを特徴とする燃料ガス精製設備にある。
第５の態様は、コンバスタ室側の溶融塩下での燃焼反応により生じる熱がリダクタ室側の溶融塩に供給され、リダクタ室での還元雰囲気によりガス化・精製される。
つまり、第４、第５の様態は、コンバスタ部とリダクタ部を溶融塩槽で構成する溶融塩ガス化・ガス精製プロセスであり、コンバスタ部とリダクタ部は液層である溶融塩部分において熱交換できる構造となっている。コンバスタ部は、固体燃料をガス化する際に必要となる熱をリダクタ部に供給するための燃焼室であり、固体燃料を溶融塩槽に供給する供給系、燃焼用の空気あるいは酸素を溶融塩槽に供給する供給系、燃焼後の燃焼ガスを外部へ排出する排出系から構成され、燃焼により生じた熱は、溶融塩を媒体としてリダクタ部側へ供給される。リダクタ部は、固体燃料をガス化するガス化室であり、固体燃料を溶融塩槽に供給する供給系、ガス化剤としての水蒸気、空気あるいは酸素を溶融塩槽に供給する供給系、ガス化後のガス化ガスを外部へ排出する排出系から構成される。ガス化に必要な熱は溶融塩を介したコンバスタ部における燃焼熱あるいはリダクタ部における空気、酸素のガス化剤と固体燃料による部分燃焼熱により供給される。
第４、第５の様態では、溶融塩の液層内あるいは気層との界面部分で燃焼およびガス化反応が行われ、燃料電池等の発電装置に有害な未燃分、灰分、不純物は、物理的あるいは化学的な反応により溶融塩中に取り込まれる。この結果、溶融塩槽から排出される燃焼ガス、ガス化ガスは精製されたガスとなり、溶融塩中に取り込まれた未燃分、灰分、不純物は、溶融塩槽に設けられた溶融塩の排出系から系外に排出される。
本発明の第６の態様は、第１〜第５のいずれか一つの態様において、燃料ガス供給管により送られる燃料ガスは、溶融炭酸塩形燃料電池の燃料極側に送られることを特徴とする燃料ガス精製設備にある。
第６の態様では、精製された燃料ガスは溶融炭酸塩形燃料電池の燃料として使用される。
本発明の第７の態様は、第２〜第６のいずれか一つの態様において、燃焼ガスは、溶融炭酸塩形燃料電池の空気極側に送られることを特徴とする燃料ガス精製設備にある。
第７の態様では、燃焼ガスは溶融炭酸塩形燃料電池の作動用の酸素としても使用される。
本発明の第８の態様は、第３の態様において、燃焼器に供給される燃料は、燃料電池の燃料極側の排気ガスであることを特徴とする燃料ガス精製設備にある。
第８の態様では、燃料電池の燃料極側の排気ガスを燃焼器の燃料として用いることができる。
本発明の第９の態様は、第１〜第５のいずれか一つの態様において、燃料ガス供給管により送られる燃料ガスは、ガスタービンの燃焼器に送られることを特徴とする燃料ガス精製設備にある。
第９の態様では、精製された燃料ガスはガスタービンの燃料として使用される。
上記目的を達成するための本発明の第１０の態様は、粗ガスが導入される導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中に導入管の先端を配し、導入管から送られた粗ガスが溶融塩を流通する際、溶融塩との反応により精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えた燃料ガス精製設備と、粗ガスを導入管に供給するガス化炉と、燃料ガス供給管からの燃料ガスが送られる燃料極を備えた溶融炭酸塩形燃料電池とを有することを特徴とする発電設備にある。
第１０の態様では、精製された高温のガス化ガスは燃料電池の燃料極へ供給されることにより、シンプルな設備構成かつ熱損失も少ないガス精製プロセスを組み込んだ高温形燃料電池発電システムとなる。
上記目的を達成するための本発明の第１１の態様は、粗ガスが導入される導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中に導入管の先端を配し、導入管から送られた粗ガスが溶融塩を流通した際、溶融塩との反応により精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えた燃料ガス精製設備と、粗ガスを導入管に供給するガス化炉と、燃料ガス供給管からの燃料ガスが送られるタービン燃焼器と、タービン燃焼器からの燃焼ガスが膨張されて動力を得ることで発電機の駆動を行うガスタービンとを有することを特徴とする発電設備にある。
第１１の態様では、精製された高温のガス化ガスはガスタービン燃焼器に供給されることにより、シンプルな設備構成かつ熱損失も少ないガス精製プロセスを組み込んだガスタービン発電システムとなる。
上記目的を達成するための本発明の第１２の態様は、少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるリダクタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にリダクタ導入管の先端を配し、少なくとも酸素と燃料とが供給されて燃焼が行われることで溶融塩槽を加熱する燃焼器を備え、リダクタ導入管から送られた固体燃料が溶融塩を流通する際、溶融塩下での反応によりガス化・精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えた燃料ガス精製設備と、燃料ガス供給管からの燃料ガスが送られると共に排気ガスを燃料ガス精製設備の燃焼器の燃料として送る燃料極を備え、燃料ガス精製設備の燃焼器からの燃焼ガスが送られる空気極を備えた溶融炭酸塩形燃料電池とを有することを特徴とする発電設備にある。
第１２の態様では、精製された高温のガス化ガスは燃料電池の燃料極（負極）へ、燃料電池の燃料極側排気ガスを燃料とした燃焼器の燃焼ガスは再度、燃料電池の空気極（正極）へ供給されることにより、シンプルな設備構成かつ熱損失も少ないガス化・ガス精製プロセスを組み込んだ高温形燃料電池発電システムとなる。
上記目的を達成するための本発明の第１３の態様は、少なくとも酸素と共に燃料が導入されるコンバスタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にコンバスタ導入管の先端を配する一方、少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるリダクタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にリダクタ導入管の先端を配し、コンバスタ導入管から送られた固体燃料が溶融塩を流通する際、溶融塩下での燃焼反応により燃焼ガスとして送られる燃焼ガス供給管を溶融塩槽の上部に備え、リダクタ導入管から送られた固体燃料がコンバスタ部からの加熱により還元雰囲気での溶融塩下でガス化・精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えた燃料ガス精製設備と、燃料ガス供給管からの燃料ガスが送られる燃料極を備え、燃料ガス精製設備の燃焼ガス供給管からの燃焼ガスが送られる空気極を備えた溶融炭酸塩形燃料電池とを有することを特徴とする発電設備にある。
第１３の態様では、精製された高温のガス化ガスは燃料電池の燃料極へ、精製された燃焼ガスは空気極へ供給されることにより、シンプルな設備構成かつ熱損失も少ないガス化・ガス精製プロセスを組み込んだ高温形燃料電池発電システムとなる。
そして、本発明の溶融塩としては、炭酸リチウム（Ｌｉ２ＣＯ３）、炭酸ナトリウム（Ｎａ２ＣＯ３）、炭酸カリウム（Ｋ２ＣＯ３）等の各種アルカリ金属炭酸塩を、単独又は複数混合したものを用い、これらの炭酸塩組成の組み合わせにより、融点を４００℃以上とし、上記溶融塩ガス化プロセスの動作温度（融点以上）を制御する。なお、上記アルカリ金属炭酸塩の他に、マグネシウム（Ｍｇ）、カルシウム（Ｃａ）、ストロンチウム（Ｓｒ）、バリウム（Ｂａ）等のアルカリ土類金属の炭酸塩を溶融塩として用いることも可能である。
本発明の燃料ガス精製設備及び発電設備では、溶融塩プロセスを用いたガス化あるいはガス精製を行うことにより、ガス化ガスを高温のままガス精製し、発電設備の燃料として供給することができ、ガス化ガスによる高温形燃料電池あるいはガスタービンの発電システムにおける燃料供給系を簡素な構成かつ熱損失の少ないものとすることができる。
以下、本発明の好適一実施の形態を添付図面に基づいて詳述する。
（実施の形態１）
図１及び図２に基づき第１実施形態例を説明する。
（実施の形態１）
図１及び図２に基づき第１実施形態例を説明する。
図１には本発明の第１実施形態例に係る燃料ガス精製設備の概略構成を示してある。図１は、溶融塩を用いたガス化・ガス精製プロセスの原理図となっている。
図１に示す溶融塩槽は、ガス化反応に必要な熱を供給するコンバスタ部１０と固体燃料（バイオマス、石炭、廃棄物等）を熱分解によりガス化するリダクタ部２０から成り、溶融塩で満たされた液層部分を介してコンバスタ部、リダクタ部の間で熱交換ができる構造となっている。
つまり、空気または酸素（少なくとも酸素）と共に固体燃料１（バイオマス、石炭、廃棄物等）が導入されるコンバスタ導入管２が備えられ、コンバスタ導入管２には固体燃料１のホッパ３が連結管４を介して連結されている。溶融塩槽６の溶融塩５中にはコンバスタ導入管２の先端が配され、コンバスタ導入管２が設けられた側の溶融塩槽６がコンバスタ室７とされている。コンバスタ室７の上部には燃焼ガス供給管８が設けられ、燃焼ガス供給管８は後述する溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）の空気極（カソード）とつながれている。燃焼ガス供給管８には、コンバスタ導入管２から送られて溶融塩５を流通した固体燃料１が溶融塩５下での燃焼反応により燃焼し、燃焼ガスとして送られる。また、コンバスタ室７側の溶融塩槽６の下部には未燃分、灰分、不純物が排出されるコンバスタ部溶融塩排出管９が設けられている。
一方、水蒸気、空気、酸素（少なくとも酸素）と共に固体燃料１（バイオマス、石炭、廃棄物等）が導入されるリダクタ導入管１１が備えられ、リダクタ導入管１１には固体燃料１のホッパ３が連結管１２を介して連結されている。溶融塩槽６の溶融塩５中にはリダクタ導入管１１の先端が配され、リダクタ導入管１１が設けられた側の溶融塩槽６がリダクタ室１３とされている。リダクタ室１３の上部には燃料ガス供給管１４が設けられ、燃料ガス供給管１４は後述する溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）の燃料極（アノード）とつながれている。燃料ガス供給管１４には、リダクタ導入管１１から送られて溶融塩５を流通した固体燃料１が、コンバスタ側の燃焼反応による熱により加熱された溶融塩５下での還元雰囲気によりガス化・精製されて燃料ガスとして送られる。また、リダクタ室１３側の溶融塩槽６の下部には未燃分、灰分、不純物が排出されるリダクタ部溶融塩排出管１５が設けられている。
コンバスタ室７とリダクタ室１３とは仕切り１６で仕切られ、溶融塩５の貯留部の仕切り１６は溶融塩５の流通が自在とされて溶融塩５における熱の授受が行われている。尚、溶融塩５の貯留部をコンバスタ室７とリダクタ室１３とに分離し、配管等により溶融塩５を移動させて熱交換する構成も可能である。
用いられる溶融塩は、炭酸リチウム（Ｌｉ２ＣＯ３）、炭酸ナトリウム（Ｎａ２ＣＯ３）、炭酸カリウム（Ｋ２ＣＯ３）等のアルカリ金属炭酸塩を、単独又は複数混合したものを用い、これらの炭酸塩組成の組み合わせにより、融点を４００℃以上とし、燃料電池およびガスタービンにおいて要求される最適なガス化・ガス精製プロセス（融点以上の動作温度）を得ることができる。
コンバスタ部１０には、固体燃料１を溶融塩槽６に供給する供給系、燃焼用の空気あるいは酸素を溶融塩槽６に供給する供給系、燃焼後の燃焼ガスを燃料電池のカソードへ排出する排出系が設けられ、固体燃料１は空気あるいは酸素と共に溶融塩５の液層部分に投入される。投入された固体燃料１は、高温の溶融塩５の部位で酸素と燃焼反応を起こし、燃焼反応により生じた熱は、溶融塩５を媒体としてリダクタ部２０側へ供給される。
リダクタ部２０には、固体燃料１を溶融塩槽６に供給する供給系、ガス化剤としての水蒸気、空気あるいは酸素を溶融塩槽６に供給する供給系、ガス化後のガス化ガスを燃料電池のアノードへ排出する排出系が設けられ、固体燃料１はガス化剤である水蒸気、空気あるいは酸素と共に溶融塩５の液層部分に投入される。投入された固体燃料１は、高温の溶融塩５の部位で熱分解反応あるいはガス化剤との部分燃焼反応を起こし、リダクタ部２０内でガス化される。ガス化に必要な熱は、溶融塩５を介したコンバスタ部１０側からの供給、あるいはリダクタ部２０における空気、酸素のガス化剤と固体燃料による部分燃焼熱により供給される。
尚、ガス化に必要な熱が、溶融塩５を介したコンバスタ部１０側から十分供給される場合には、リダクタ部２０におけるガス化剤は、固体燃料１を溶融塩の液層部分に搬送する程度の供給流量まで絞ることができ、生成するガス化ガスは単位体積当たりにおいて、より高いカロリーを持つガス化ガスとなる。
本実施形態において固体燃料１中から発生する未燃分、灰分は、溶融塩が液体であるため、コンバスタ部１０、リダクタ部２０いずれにおいても溶融塩槽６内で集塵可能である。固体燃料１中における代表的な不純物元素としては、硫黄（Ｓ）分、ハロゲン（Ｆ、Ｃｌ）分、窒素（Ｎ）が挙げられ、これらの元素から高温の酸化雰囲気では、硫黄酸化物（ＳＯｘ）、窒素酸化物（ＮＯｘ）等の代表的な不純物ガスが発生する。高温の還元雰囲気では、硫化水素（Ｈ２Ｓ）、塩化水素（ＨＣｌ）、フッ化水素（ＨＦ）、アンモニア（ＮＨ３）等の代表的な不純物ガスが発生する。
本実施形態における溶融塩５（ここではアルカリ金属炭酸塩、Ｍ２ＣＯ３、Ｍ＝Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ）を用いた上記不純物の除去メカニズムをコンバスタ部１０側、リダクタ部２０側に分けて、以下に説明する。
酸化雰囲気となるコンバスタ部１０では、通常は酸素との火炎燃焼反応により、ＳＯｘ、ＮＯｘが生成するが、コンバスタ部１０での燃焼は溶融塩５中での無炎反応であり、発生するＳＯｘはＳＯ４ ２―として、発生するＮＯｘはＮＯ３ ―、ＮＯ２ ―として溶融塩５中に取り込まれ、硫酸塩（Ｍ２ＳＯ４）、硝酸塩（ＭＮＯ３）として捕捉される。
還元雰囲気であるリダクタ部２０でのＨ２Ｓは、Ｓ２―として溶融塩５中に取り込まれ、硫化アルカリ金属（Ｍ２Ｓ）として、ＨＣｌ、ＨＦは、Ｃｌ―、Ｆ―として溶融塩に取り込まれ、塩素分は塩化アルカリ金属（ＭＣｌ）として、フッ素分はフッ化アルカリ金属（ＭＦ）として捕捉される。
尚、ＮＨ３に関しては、溶融塩中に捕捉されない可能性があるが、溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）の場合、ＮＨ３は電池性能に影響を与えない不純物ガスであることが確認されており、高温形燃料電池においてＮＨ３による電池への影響は少ないと考えられる。
本実施形態において、上記不純物ガスをより低濃度まで効果的に除去するため、コンバスタ部１０、リダクタ部２０から排出されたガスを燃料電池手前で、組成等の異なる多段の溶融塩槽に通し、より精製されたガスを燃料電池へ供給することも可能である。
また、溶融塩５中に捕捉されると考えられる種々のアルカリ金属化合物（Ｍ２ＳＯ４、ＭＮＯ３、ＭＣｌ、ＭＦ）および媒体となるアルカリ金属炭酸塩自身が、溶融塩槽６から蒸発し、後段の燃料電池側に悪影響を及ぼすことが懸念される場合には、コンバスタ部１０、リダクタ部２０から排出されたガスを燃料電池手前で金属またはセラミックス製のフィルターに通し、捕捉することも可能である。
本実施形態における溶融塩槽６に設けられた溶融塩排出管９、１５から排出される灰分、未燃分、不純物を含む溶融塩は、系外に排出後、別途、再生等の処理が施される。また、溶融塩槽には、蒸発等により失われた溶融塩を補給するための供給系も必要に応じて、設けるものとする。
図２には本発明の第１実施形態例に係る発電設備の概略系統、即ち、上記ガス化・ガス精製プロセスをＭＣＦＣ２１に組み込んだ空気による燃料電池発電システム（発電設備）の例を示してある。
図２に示すように、リダクタ部２０から排出される精製されたガス化ガス（燃料ガス：原理的には６００℃以上）は、蒸発したアルカリ金属化合物あるいはアルカリ金属炭酸塩を捕捉するフィルター２２を介した後、理想的には６００℃程度でＭＣＦＣ２１のアノード２３側に供給される。この際、フィルター２２の手前（Ａｌ）の部分で、不純物ガスをより低濃度まで効果的に除去するため、組成等の異なる多段の溶融塩槽を別途、設けることも可能である。
ＭＣＦＣ２１のアノード２３に導入されたガス化ガスは、燃料ガス利用率（ＭＣＦＣ２１内の発電反応により消費されたＨ２＋ＣＯガス量／ＭＣＦＣ２１に供給したＨ２＋ＣＯガス量の比）に応じて、Ｈ２、ＣＯをＣＯ２とＨ２Ｏへと転換させ、７００℃程度の可燃成分（ＭＣＦＣ２１の燃料ガス利用率に応じて、可燃成分＝１−燃料ガス利用率）を含んだ排ガスとしてコンバスタ部１０側へ送られる。
コンバスタ部１０に送られた排ガスは固体燃料（Ｆ２）の助燃剤として固体燃料と共に、コンバスタ部１０に導入された空気と燃焼反応を生じ、リダクタ部２０への供給熱源に寄与すると共に、ＣＯ２を含んだ燃焼ガスとして、蒸発したアルカリ金属化合物あるはアルカリ金属炭酸塩を捕捉するフィルター２４を介した後、理想的には６００℃程度でＭＣＦＣ２１のカソード２５側へ供給される。この際も、フィルター２４の手前（Ｃｌ）の部分で、不純物ガスをより低濃度まで効果的に除去するため、組成等の異なる多段の溶融塩槽を別途、設けることも可能である。
ＭＣＦＣ２１のカソード２５に導入された燃焼ガスは、ガス利用率に応じて、Ｏ２、ＣＯ２を消費し、７００℃程度の排ガスとして一部をカソードブロワ２６により循環させながら、後段の排熱回収系へと送られる。
排熱回収系に送られた７００℃程度の排ガスは、熱交換器２７を介して空気コンプレッサー２８の空気予熱源として、排熱回収ボイラー２９を介しての蒸気発生熱源として熱回収された後、排気用煙突３０から大気中へ排気される。排熱回収ボイラー２９で必要となる水は、熱回収された排ガス中の水蒸気を凝縮させて水ポンプ３２から給水するか、外部の給水系から供給される。発生した水蒸気は、リダクタ部２０のガス化剤、ＭＣＦＣ２１の入口でのカーボン析出を防止するための水蒸気あるいはガス化・ガス精製プロセスの温度を制御するプロセスガスとして用いられる。
図２における燃料電池発電システムにおいて、コンバスタ部、リダクタ部を含む溶融塩槽およびフィルターを含むガス化・ガス精製プロセスの温度制御は、コンバスタ部、リダクタ部に導入される固体燃料の比率、コンバスタ部に導入される空気流量およびアノードからの可燃性ガス流量（アノードの燃料利用率により調整）、リダクタ部に導入されるガス化剤流量等により制御される。また、溶融塩槽およびフィルター外壁部に排熱回収ボイラーより発生した水蒸気を導入することにより、プロセス容器の温度を維持し、ガス化・ガス精製プロセスの温度制御を行うことも可能である。
上述したガス化・ガス精製プロセスとＭＣＦＣの組み合わせにおいては、６００℃以上の高温で未燃分、灰分、不純物を溶融塩にて除去するため、従来の燃料電池用ガス精製設備において必要であった熱交換器、排水処理設備等が不要となり、シンプルな設備構成で熱損失も少ないガス化ガスＭＣＦＣ発電システムの構築が可能になる。また、本システムでは、燃料電池のアノード側から排出される可燃成分を含んだ７００℃程度の高温ガスをガス化・ガス精製プロセスにフィードバックし、ガス化の熱源として再利用するため、ガス化炉のガス化効率が向上し、システム全体の高効率化も期待できる。
図２における実施の形態は、動作温度がＭＣＦＣ２１に比べて１００℃程度高いＳＯＦＣにおいても、ガス化・ガス精製プロセスの動作温度を１００℃程度高めに設定することにより適用可能である。また、図２における実施の形態において、空気の代わりに酸素製造設備を設けた場合には、酸素による発電システムとして動作させることも可能である。
（実施の形態２）
図３および図４に基づき第２実施形態例を説明する。
図３および図４に基づき第２実施形態例を説明する。
図３には本発明の第２実施形態例に係る燃料ガス精製設備の概略構成を示してある。図３は、リダクタ部２０のみを溶融塩槽６とした溶融塩プロセスであり、コンバスタ部１０は通常の燃焼器３１を使用する形態である。また、図４には本発明の第２実施形態例に係る発電設備の概略系統、即ち、上記ガス化・ガス精製プロセスをＭＣＦＣに組み込んだ空気による燃料電池発電システムの例を示してある。このため、図１、図２に示した部材と同一部材には同一符号を付して重複する説明は省略してある。
図３に示すリダクタ部２０の溶融塩槽６は、第１実施形態例と同様、固体燃料１（バイオマス、石炭、廃棄物等）を溶融塩槽６に供給する供給系、ガス化剤としての水蒸気、空気あるいは酸素を溶融塩槽６に供給する供給系、ガス化後のガス化ガスをＭＣＦＣ２１のアノード２３へ排出する排出系が設けられ、固体燃料はガス化剤である水蒸気、空気あるいは酸素と共に溶融塩の液層部分に投入される。投入された固体燃料１は、高温の溶融塩槽で熱分解反応あるいはガス化剤との部分燃焼反応を起こし、リダクタ部２０内でガス化される。
この際、固体燃料１中に含まれる未燃分、灰分、不純物は、第１実施形態例で説明したように、物理的あるいは化学的な反応により溶融塩５中に取り込まれ、ガス化ガスは精製されたガスとして排出される。溶融塩５中に取り込まれた未燃分、灰分、不純物は、溶融塩槽６に設けられた溶融塩５の排出系から系外に排出される。また、溶融塩槽６には、蒸発等により失われた溶融塩５を補給するための供給系も必要に応じて、設けるものとする。
コンバスタ部１０である燃焼器３１には、可燃成分を含んだＭＣＦＣ２１のアノード排気ガスを燃焼器３１に供給する供給系（コンバスタ導入管２）、燃焼用の空気あるいは酸素を燃焼器３１に供給する供給系３３、燃焼後の燃焼ガスをカソード２５へ排出する排出系（燃焼ガス供給管８）から構成され、燃焼により生じた熱は、リダクタ部２０側へ供給される。
尚、ガス化に必要な熱が、コンバスタ部１０である燃焼器３１から十分供給される場合には、リダクタ部２０におけるガス化剤は、固体燃料１を溶融塩５の液層部分に搬送する程度の供給流量まで絞ることができ、生成するガス化ガスは単位体積当たりにおいて、より高いカロリーを持つガス化ガスとなる。
本実施形態においても、不純物ガスをより低濃度まで効果的に除去するため、リダクタ部２０から排出されるガス化ガスをＭＣＦＣ２１の手前で組成等の異なる多段の溶融塩槽に通し、より精製されたガスを燃料電池へ供給することも可能である。更に、蒸発するアルカリ金属化合物、アルカリ金属炭酸塩を捕捉する金属又はセラミックス製フィルターを燃料電池手前に設けることも可能である。
図４には本発明の第２実施形態例に係る発電設備の概略系統、即ち、上記ガス化・ガス精製プロセスをＭＣＦＣに組み込んだ空気による燃料電池発電システムの例を示してある。
リダクタ部２０から排出される精製されたガス化ガスは、蒸発したアルカリ金属化合物あるはアルカリ金属炭酸塩を捕捉するフィルター２２を介した後、６００℃程度でＭＣＦＣ２１のアノード２３側に供給される。この際、フィルター２２の手前（Ａｌ）の部分で、不純物ガスをより低濃度まで効果的に除去するため、組成等の異なる多段の溶融塩槽を別途、設けることも可能である。
ＭＣＦＣ２１のアノード２３に導入されたガス化ガスは、燃料ガス利用率に応じて、Ｈ２、ＣＯをＣＯ２とＨ２Ｏへと転換させ、７００℃程度の可燃成分を含んだ排ガスとしてコンバスタ部１０である燃焼器３１へ送られる。燃焼器３１ではアノード２３からの排ガスを燃料にした燃焼反応により、リダクタ部２０側へ熱を供給すると共に、６００℃程度のＣＯ２を含んだ燃焼ガスをカソード２５側へ排出する。
この際、リダクタ部２０の溶融塩槽６、ＭＣＦＣ２１のアノード２３を除去されることなく通過したＮＨ３は、燃焼器３１にてＮＯｘとなり、カソード２５側へ供給される可能性があるが、５０ｐｐｍ以下の濃度であれば、ＭＣＦＣ２１の性能に大きな悪影響を与えないことが確認されており、ＮＯｘによる電池への影響は少ないと考えられる。
ＭＣＦＣ２１のカソード２５に導入された燃焼ガスは、ガス利用率に応じて、Ｏ２、ＣＯ２を消費し、７００℃程度の排ガスとして一部をカソードブロワ２６により循環させながら、後段の排熱回収系へと送られる。
排熱回収系に送られた７００℃程度の排ガスは、熱交換器２７を介して空気コンプレッサー２８の空気予熱源として、排熱回収ボイラー２９を介しての蒸気発生熱源として熱回収された後、排気用煙突３０から大気中へ排気される。排熱回収ボイラー２９で必要となる水は、熱回収された排ガス中の水蒸気を凝縮させて水ポンプ３２で給水するか、外部の給水系から供給される。発生した水蒸気は、リダクタ部のガス化剤、ＭＣＦＣ２１の入口でのカーボン析出を防止するための水蒸気あるいは上記ガス化・ガス精製プロセスの温度を制御するプロセスガスとして用いられる。
図４における燃料電池発電システムにおいて、コンバスタ部１０である燃焼器３１、リダクタ部２０の溶融塩槽６およびフィルター２２を含むガス化・ガス精製プロセスの温度制御は、コンバスタ部１０に導入される空気流量およびアノード２３からの可燃性ガス流量（アノード２３の燃料利用率により調整）、リダクタ部２０に導入されるガス化剤流量等により制御される。
尚、第１実施形態例と異なり、本実施形態例でのコンバスタ部１０である燃焼器３１が、アノード２３からの排気ガスのみを燃料とし、固体燃料１を導入しない場合、リダクタ部２０側への熱供給及び６００℃程度の燃焼ガスを確保するため、ＭＣＦＣ２１側の燃料利用率を７０％以下に設定し（通常は７０％以上に設定）、アノード排気ガス中に含まれる可燃性ガス比率を増加させることで、ガス化・ガス精製プロセスの熱的なバランスを取ることも想定される。また、溶融塩槽６及びフィルター２２の外壁部に排熱回収ボイラー２９より発生した水蒸気を導入することにより、プロセス容器の温度を維持し、ガス化・ガス精製プロセスの温度制御を行うことも可能である。
上述したガス化・ガス精製プロセスとＭＣＦＣ２１の組み合わせにおいては、６００℃以上の高温で未燃分、灰分、不純物を溶融塩にて除去するため、従来の燃料電池用ガス精製設備において必要であった熱交換器、排水処理設備等が不要となり、簡素な設備構成で熱損失も少ないガス化ガスＭＣＦＣ発電システムの構築が可能になる。また、本システムでは、ＭＣＦＣ２１のアノード２３側から排出される可燃成分を含んだ７００℃程度の高温ガスを、既存の燃焼器３１を組み込んだガス化・ガス精製プロセスに循環し、ガス化の熱源として再利用するため、ガス化炉のガス化効率が向上し、システム全体の高効率化も期待できる。
図４における実施の形態は、動作温度がＭＣＦＣに比べて１００℃程度高いＳＯＦＣにおいても、ガス化・ガス精製プロセスの動作温度を１００℃程度高めに設定することにより適用可能である。また、図４における実施の形態において、空気の代わりに酸素製造設備を設けた場合には、酸素による発電システムとして動作させることも可能である。
（実施の形態３）
図５および図６に基づき第３実施形態例を説明する。
図５および図６に基づき第３実施形態例を説明する。
図５には本発明の第３実施形態例に係る燃料ガス精製設備の概略構成を示してある。図５は、溶融塩プロセスを既存のガス化炉と組み合わせて使用する形態であり、この場合の溶融塩槽はガス精製の機能を持つ１つの槽からなる。また、図６には本発明の第３実施形態例に係る発電設備の概略系統、即ち、上記ガス精製プロセスを既存のガス化炉に組み込んだＭＣＦＣの空気による燃料電池発電システムの例を示してある。このため、図１乃至図４に示した部材と同一部材には同一符号を付して重複する説明は省略してある。
図５に示すガス精製用の溶融塩槽３５には、ガス化炉３６からの粗ガスＧ１を供給する供給系（リダクタ導入管１１）、粗ガスＧ１中の未燃分、灰分、不純物が除去された精製ガスをＭＣＦＣ２１のアノード２３側へ排出する排出系、捕捉された灰分、未燃分、不純物を系外に排出する溶融塩５の排出系および蒸発等により失われた溶融塩５を補給するための供給系が設けられる。用いられる溶融塩５は、第１実施形態例と同様であり、未燃分、灰分、不純物の除去メカニズムも第１実施形態例のリダクタ部２０と同様である。
本実施形態においても、不純物ガスをより低濃度まで効果的に除去するため、ＭＣＦＣ２１の手前で組成等の異なる多段の溶融塩槽に通し、より精製されたガスをＭＣＦＣ２１へ供給することも可能であると共に、蒸発するアルカリ金属化合物、アルカリ金属炭酸塩を捕捉する金属又はセラミックス製フィルターをＭＣＦＣ２１の手前に設けることも可能である。
溶融塩槽３５から排出される精製ガスは、蒸発したアルカリ金属化合物あるはアルカリ金属炭酸塩を捕捉するフィルター２２を介した後、６００℃程度でＭＣＦＣ２１のアノード２３側に供給される。この際、フィルター２２の手前（Ａｌ）の部分で、不純物ガスをより低濃度まで効果的に除去するため、組成等の異なる多段の溶融塩槽を別途、設けることも可能である。ＭＣＦＣ２１のアノード２３に導入された精製ガスは、燃料ガス利用率に応じて、Ｈ２、ＣＯをＣＯ２とＨ２Ｏへと転換させ、７００℃程度の可燃成分を含んだ排ガスとしてＭＣＦＣ２１の燃焼器３８へ送られる。
燃焼器３８に送られた排ガスは燃焼後、６００℃程度のＣＯ２を含んだ燃焼ガスとして、カソード２５側へ供給される。この際、溶融塩槽３５、ＭＣＦＣ２１のアノード２３を除去されることなく通過したＮＨ３は、燃焼器３８においてＮＯｘとなり、カソード２５側へ供給される可能性があるが、第２実施形態例で説明したように、ＮＯｘによる電池への影響は少ないと考えられる。
ＭＣＦＣ２１のカソード２５に導入された燃焼ガスは、ガス利用率に応じて、Ｏ２、ＣＯ２を消費し、７００℃程度の排ガスとして一部をカソードブロワ２６により循環させながら、後段の排熱回収系へと送られる。
排熱回収系に送られた７００℃程度の排ガスは、熱交換器２７を介して空気コンプレッサー２８の空気予熱源として、排熱回収ボイラー２９を介しての蒸気発生熱源として熱回収された後、排気用煙突３０から大気中へ排気される。排熱回収ボイラー２９で必要となる水は、熱回収された排ガス中の水蒸気を凝縮させて水ポンプ３２により給水するか、外部の給水系から供給される。発生した水蒸気は、ＭＣＦＣ２１の入口でのカーボン析出を防止するための水蒸気あるいはガス化炉３６、上記溶融塩ガス精製プロセスの温度を制御するプロセスガスとして用いられる。
図６における燃料電池発電システムにおいて、溶融塩槽３５およびフィルター２２を含むガス精製プロセスの温度制御は、排熱回収ボイラー２９から発生する水蒸気を直接、溶融塩槽３５に導入するか、あるいは溶融塩槽３５およびフィルター２２の外壁部に水蒸気を導入することにより、ガス精製プロセスの温度制御を行うことが可能である。
上述したガス精製プロセスを既存のガス化炉３６とＭＣＦＣ２１の間に配することにより、６００℃以上の高温で未燃分、灰分、不純物を溶融塩にて除去するため、従来の燃料電池用ガス精製設備において必要であった熱交換器、排水処理設備等が不要となり、簡素な設備構成で熱損失も少ないガス化ガスＭＣＦＣ発電システムの構築が可能になる。
図６における実施形態例は、動作温度がＭＣＦＣに比べて１００℃程度高いＳＯＦＣにおいてもガス化・ガス精製プロセスの動作温度を１００℃程度高めに設定することにより、適用可能である。また、図６における実施形態例において、空気の代わりに酸素製造設備を設けた場合には、酸素による発電システムとして動作させることも可能である。
（実施の形態４）
図７に基づき第４実施形態例を説明する。
図７に基づき第４実施形態例を説明する。
図７には本発明の第４実施形態例に係る発電設備の概略系統を示してある。本実施形態例は、溶融塩プロセスを既存のガス化炉と組み合わせたガスタービン発電システムであり、溶融塩槽３５は、第３実施形態例と同様、ガス精製の機能を持つ１つの槽からなる。このため、図５、図６に示した部材と同一部材には同一符号を付して重複する説明は省略してある。
本実施形態例においても、不純物ガスをより低濃度まで効果的に除去するため、ガスタービン燃焼器４１の手前で組成等の異なる多段の溶融塩槽に通し、より精製されたガスをガスタービン燃焼器４１へ供給することも可能であると共に、蒸発するアルカリ金属化合物、アルカリ金属炭酸塩を捕捉する金属又はセラミックス製フィルターをガスタービン燃焼器４１の手前に設けることも可能である。
溶融塩槽３５から排出される精製ガスは、蒸発したアルカリ金属化合物あるはアルカリ金属炭酸塩を捕捉するフィルター２２を介した後、ガスタービン燃焼器４１に供給される。ガスタービン燃焼器４１にて燃焼した高温の燃焼ガスは、ガスタービン４２に導入され、発電機４３による発電のための動力回収が行われた後、排熱回収系へ送られる。
尚、ガスタービン４２自体は加圧動作のため、図７のシステムにおいては、ガスタービン燃焼器４１の手前あるいはガスタービン４２の出口側に圧力調整弁を設け、加圧システムとする必要がある。また、除去されることなく溶融塩槽３５を通過したＮＨ３は、ガスタービン燃焼器４１における火炎燃焼反応により、サーマルＮＯｘを含む高濃度のＮＯｘを発生させる可能性があるが、この高濃度ＮＯｘはガスタービン燃焼器４１の構造および燃焼条件等を工夫した低ＮＯｘ燃焼器の採用、あるいは排気用煙突３０の手前に脱硝設備を設けることにより、システム内で抑制、回収することが可能である。
排熱回収系に送られた排ガスは、熱交換器２７を介して空気コンプレッサー２８の空気予熱源として、排熱回収ボイラー２９を介しての蒸気発生熱源として熱回収された後、排気用煙突３０から大気中へ排気される。排熱回収ボイラー２９で必要となる水は、熱回収された排ガス中の水蒸気を凝縮させて水ポンプ３２で給水するか、外部の給水系から供給される。発生した水蒸気は、ガス化炉３６、上記溶融塩ガス精製プロセスの温度を制御するプロセスガスとして用いられる。
上述したガス精製プロセス（図５に示した設備）を既存のガス化炉３６とガスタービン４２の間に配することにより、高温で未燃分、灰分、不純物を溶融塩にて除去するため、従来のガスタービン用ガス精製設備において必要であった多段のプロセス（脱じん、脱硫、冷却・洗浄等）が不要となり、簡素な設備構成で熱損失も少ないガス化ガスガスタービン発電システムの構築が可能になる。
また、図７における実施形態において、空気の代わりに酸素製造設備を設けた場合には、酸素による発電システムとして動作させることも可能である。
１ 固体燃料
２ コンバスタ導入管
３ ホッパ
４、１２ 連結管
５ 溶融塩
６、３５ 溶融塩槽
７ コンバスタ室
８ 燃焼ガス供給管
９ コンバスタ部溶融塩排出管
１０ コンバスタ部
１１ リダクタ導入管
１３ リダクタ室
１４ 燃料ガス供給管
１５ リダクタ部溶融塩排出管
１６ 溶融塩槽の仕切り
２０ リダクタ部
２１ ＭＣＦＣ
２２、２４ フィルター
２３ アノード
２５ カソード
２６ カソードブロワ
２７ 熱交換器
２８ 空気コンプレッサー
２９ 排熱回収ボイラー
３０ 排気用煙突
３１、３８ 燃焼器
３２ 水ポンプ
３３ 燃焼用空気又は酸素供給系
３６ ガス化炉
４１ ガスタービン燃焼器
４２ ガスタービン
４３ 発電機
２ コンバスタ導入管
３ ホッパ
４、１２ 連結管
５ 溶融塩
６、３５ 溶融塩槽
７ コンバスタ室
８ 燃焼ガス供給管
９ コンバスタ部溶融塩排出管
１０ コンバスタ部
１１ リダクタ導入管
１３ リダクタ室
１４ 燃料ガス供給管
１５ リダクタ部溶融塩排出管
１６ 溶融塩槽の仕切り
２０ リダクタ部
２１ ＭＣＦＣ
２２、２４ フィルター
２３ アノード
２５ カソード
２６ カソードブロワ
２７ 熱交換器
２８ 空気コンプレッサー
２９ 排熱回収ボイラー
３０ 排気用煙突
３１、３８ 燃焼器
３２ 水ポンプ
３３ 燃焼用空気又は酸素供給系
３６ ガス化炉
４１ ガスタービン燃焼器
４２ ガスタービン
４３ 発電機
Claims (13)
- 粗ガスが導入される導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中に導入管の先端を配し、導入管から送られて溶融塩を流通した粗ガスが溶融塩との反応により精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えたことを特徴とする燃料ガス精製設備。
- 少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるリダクタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にリダクタ導入管の先端を配し、溶融塩槽を加熱する加熱手段を備え、リダクタ導入管から送られた固体燃料が溶融塩を流通する際、溶融塩下での反応によりガス化・精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えたことを特徴とする燃料ガス精製設備。
- 請求項２において、
加熱手段は、少なくとも酸素と燃料とが供給されて燃焼ガスを排出する燃焼器であることを特徴とする燃料ガス精製設備。 - 少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるコンバスタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にコンバスタ導入管の先端を配する一方、少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるリダクタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にリダクタ導入管の先端を配し、コンバスタ導入管から送られた固体燃料が溶融塩を流通する際、溶融塩下での燃焼反応により燃焼ガスとして送られる燃焼ガス供給管を溶融塩槽の上部に備え、リダクタ導入管から送られた固体燃料がコンバスタ部からの加熱により還元雰囲気での溶融塩下でガス化・精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えたことを特徴とする燃料ガス精製設備。
- 請求項４において、
燃焼ガス供給管が備えられる溶融塩槽をコンバスタ室とすると共に、燃料ガス供給管が備えられる溶融塩槽のリダクタ室とし、コンバスタ室とリダクタ室とは仕切りにより隔てられていることを特徴とする燃料ガス精製設備。 - 請求項１〜５のいずれか一つにおいて、
燃料ガス供給管により送られる燃料ガスは、溶融炭酸塩形燃料電池の燃料極側に送られることを特徴とする燃料ガス精製設備。 - 請求項３〜６のいずれか一つにおいて、
燃焼ガスは、溶融炭酸塩形燃料電池の空気極側に送られることを特徴とする燃料ガス精製設備。 - 請求項３において、燃焼器に供給される燃料は、燃料電池の燃料極側の排気ガスであることを特徴とする燃料ガス精製設備。
- 請求項１〜５のいずれか一つにおいて、
燃料ガス供給管により送られる燃料ガスは、ガスタービンの燃焼器に送られることを特徴とする燃料ガス精製設備。 - 粗ガスが導入される導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中に導入管の先端を配し、導入管から送られた粗ガスが溶融塩を流通する際、溶融塩との反応により精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えた燃料ガス精製設備と、粗ガスを導入管に供給するガス化炉と、燃料ガス供給管からの燃料ガスが送られる燃料極を備えた溶融炭酸塩形燃料電池とを有することを特徴とする発電設備。
- 粗ガスが導入される導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中に導入管の先端を配し、導入管から送られた粗ガスが溶融塩を流通する際、溶融塩との反応により精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えた燃料ガス精製設備と、粗ガスを導入管に供給するガス化炉と、燃料ガス供給管からの燃料ガスが送られるタービン燃焼器と、タービン燃焼器からの燃焼ガスが膨張されて動力を得ることで発電機の駆動を行うガスタービンとを有することを特徴とする発電設備。
- 少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるリダクタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にリダクタ導入管の先端を配し、少なくとも酸素と燃料とが供給されて燃焼が行われることで溶融塩槽を加熱する燃焼器を備え、リダクタ導入管から送られた固体燃料が溶融塩を流通する際、溶融塩下での反応によりガス化・精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えた燃料ガス精製設備と、燃料ガス供給管からの燃料ガスが送られると共に排気ガスを燃料ガス精製設備の燃焼器の燃料として送る燃料極を備え、燃料ガス精製設備の燃焼器からの燃焼ガスが送られる空気極を備えた溶融炭酸塩形燃料電池とを有することを特徴とする発電設備。
- 少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるコンバスタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にコンバスタ導入管の先端を配する一方、少なくとも酸素と共に固体燃料が導入されるリダクタ導入管を備え、溶融塩が収容される溶融塩槽の溶融塩中にリダクタ導入管の先端を配し、コンバスタ導入管から送られた固体燃料が溶融塩を流通する際、溶融塩下での燃焼反応により燃焼ガスとして送られる燃焼ガス供給管を溶融塩槽の上部に備え、リダクタ導入管から送られた固体燃料がコンバスタ部からの加熱により還元雰囲気での溶融塩下でガス化・精製されて燃料ガスとして送られる燃料ガス供給管を溶融塩槽の上部に備えた燃料ガス精製設備と、燃料ガス供給管からの燃料ガスが送られる燃料極を備え、燃料ガス精製設備の燃焼ガス供給管からの燃焼ガスが送られる空気極を備えた溶融炭酸塩形燃料電池とを有することを特徴とする発電設備。
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