JP2012159031A - Power generation system utilizing gasification furnace gas - Google Patents
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Abstract
Description
この発明は、石炭ガス化炉などのガス化炉において発生するガス(以下、ガス化炉ガスと言う。)を高度に効率よく、複合的に利用して発電を行うシステムに関し、二酸化炭素の分離回収による効率低下を抑え、システム全体での発電効率を高めるようにしたものである。 TECHNICAL FIELD The present invention relates to a system for generating power by using gas generated in a gasification furnace such as a coal gasification furnace (hereinafter referred to as gasification furnace gas) in a highly efficient and complex manner. The system reduces the efficiency drop due to recovery and increases the power generation efficiency of the entire system.
ガス化炉ガスを効率よく複合的に利用して高い発電効率で発電するシステムとして、石炭ガス化燃料電池複合発電システム(以下、IGFCシステムと言う。)が提案されている。
図4は、このIGFCシステムの一例を示すもので、石炭ガス化炉1で発生したガス化炉ガスはサイクロン2、脱硫装置3などから構成される精製設備4に送られ、ここで、灰、硫黄化合物などが除去される。このガス化炉ガスは、約50〜55%(体積比、以下同じ)の一酸化炭素、約20〜25%の水素を主成分とし、窒素、二酸化炭素、メタンなどを少量含むものである。
A coal gasification fuel cell combined power generation system (hereinafter referred to as an IGFC system) has been proposed as a system for generating power with high power generation efficiency by using gasification furnace gas efficiently and in combination.
FIG. 4 shows an example of this IGFC system. The gasifier gas generated in the
ついで、精製されたガス化炉ガスはシフト反応器5に送られる。シフト反応器5には、後述する蒸気発電設備13の蒸気系統から抽気した蒸気が経路6を経て送り込まれ、導入されたガス化炉ガス中の一酸化炭素の大部分が、以下のシフト反応により、前記蒸気(水分)と反応して、二酸化炭素と水素とに変換される。
CO+H2O→CO2+H2
Subsequently, the purified gasifier gas is sent to the
CO + H 2 O → CO 2 + H 2
シフト反応器5から排出されるシフト反応器出口ガスはついで二酸化炭素分離回収器7に送られ、シフト反応器出口ガス中の大部分の二酸化炭素が分離回収される。分離回収器7での二酸化炭素の分離回収は、シフト反応器出口ガスをアミン溶液などの吸収液と気液接触させて、シフト反応器出口ガス中の二酸化炭素を吸収液に吸収させて行うものであり、この吸収液が飽和となった際には、この吸収液を後述する蒸気発電設備13の蒸気系統から抽気した蒸気により加熱して、二酸化炭素を分離し再生するようになっている。分離された二酸化炭素は、別途回収・貯留されるようになっている。
The shift reactor outlet gas discharged from the
二酸化炭素分離回収器7で二酸化炭素が分離回収された後のオフガスは水素濃度が高いものとなっており、このオフガスは固体酸化物型燃料電池8の燃料極8aに燃料として導入される。この固体酸化物型燃料電池8の空気極8bには酸化剤としての空気が送り込まれ、燃料極8aに導入された前記オフガス中の水素、一酸化炭素が燃料となって反応し、発電が行われる。
固体酸化物型燃料電池8の燃料極8aから排出される高温の燃料電池排気燃料ガスには水素、メタン、一酸化炭素の可燃成分が含まれており、この燃料電池排気燃料ガスはガスタービン発電設備9に付随する燃焼器10に燃料として送られる。この燃焼器10には、前記固体酸化物型燃料電池8の空気極8bから排出される高温の酸素含有ガスが酸化剤として送り込まれ、ここで燃料電池排気燃料ガスが燃焼する。
The off gas after carbon dioxide is separated and recovered by the carbon dioxide separator 7 has a high hydrogen concentration, and this off gas is introduced into the
The high-temperature fuel cell exhaust fuel gas discharged from the
燃焼器10から排出される燃焼ガスは、約800℃以上の高温となっており、ガスタービン発電設備9のガスタービン11に送られ、ガスタービン11を回転駆動し、ガスタービン11は発電機12を駆動し、発電が行われる。
ガスタービン11から排出される排気ガスはまだ約400℃以上の高温を保っており、この排気ガスは、ついで蒸気発電設備13を構成する排熱回収ボイラ14に送られ、ここで蒸気を発生して熱回収され、自らは冷却されて100℃以下となって、煙突15から外部に排出される。
石炭ガス化炉1や排熱回収ボイラ14で発生した蒸気は、蒸気タービン16に送られ、これを回転駆動し、蒸気タービン16は発電機12を駆動して発電を行う。
The combustion gas discharged from the
The exhaust gas discharged from the
The steam generated in the
この際、上述したように、石炭ガス化炉1や排熱回収ボイラ14で発生した蒸気の一部を抽気(抜き出し)して経路6を介して前記シフト反応器5に送るようになっている。また、石炭ガス化炉1や排熱回収ボイラ14で発生した蒸気の一部を同様に抽気して前記二酸化炭素分離回収器7に送り、この蒸気を二酸化炭素分離回収器7での二酸化炭素の分離回収を行うための熱源として利用するようになっている。
At this time, as described above, a part of the steam generated in the
以上のように、このIGFCシステムでは、固体酸化物型燃料電池8、ガスタービン発電設備9および蒸気発電設備13においてそれぞれ発電がなされ、システム全体では高い発電効率が期待できるとされている。
ところで、このIGFCシステムにおいて、前述のように、ガス化炉ガスに蒸気を添加してガス化炉ガス中の一酸化炭素をシフト反応器5において二酸化炭素と水素に変換している。これは、次段の固体酸化物型燃料電池8の燃料として水素を多く含むガスを用いることで固体酸化物型燃料電池8での発電効率が高くなって好ましいためである。
As described above, in the IGFC system, power is generated in the solid
By the way, in this IGFC system, as described above, steam is added to the gasifier gas to convert carbon monoxide in the gasifier gas into carbon dioxide and hydrogen in the
しかしながら、前記シフト反応器5に導入されるガス化炉ガスに添加される蒸気は前述のように、蒸気発電設備13の蒸気系統で発生した蒸気の一部であり、この蒸気の抽気により蒸気発電設備13での蒸気発電の出力が低下する問題が残されている。
この蒸気発電設備13での発電出力の低下は、システム全体では、系外の蒸気供給源から蒸気を添加するシステムに比較して、約10%程度の効率の低下を招くと推算されている。
However, the steam added to the gasifier gas introduced into the
It is estimated that the decrease in the power generation output of the steam
また、IGFCシステム全体での二酸化炭素の回収率を高くしようとすると、前記シフト反応器5および二酸化炭素分離回収器7に送る蒸気の排熱回収ボイラ14からの抽気量が多くなり、二酸化炭素回収率を高くするとこれに応じて発電効率が低下することも知られている。
In addition, if an attempt is made to increase the carbon dioxide recovery rate of the entire IGFC system, the amount of steam extracted from the exhaust
本発明における課題は、IGFCシステム全体において二酸化炭素の回収率を高めるために、ガス化炉ガスのシフト反応に要する蒸気添加に起因する発電効率の低下を防止することにある。 An object of the present invention is to prevent a reduction in power generation efficiency due to the addition of steam required for the shift reaction of gasifier gas in order to increase the carbon dioxide recovery rate in the entire IGFC system.
かかる課題を解決するため、
請求項1にかかる発明は、ガス化炉から発生するガス化炉ガスを燃料として燃料極に導入する固体酸化物型燃料電池と、この固体酸化物型燃料電池の燃料極から排出される燃料電池排気燃料ガス中の二酸化炭素を分離回収する二酸化炭素分離回収器と、この二酸化炭素分離回収器からのオフガスを燃料としてガスタービン発電を行うガスタービン発電設備と、このガスタービン発電設備から排出される高温排気ガスを熱源として蒸気発電を行う蒸気発電設備を備えたことを特徴とするガス化炉ガス利用発電システムである。
To solve this problem,
The invention according to
請求項2にかかる発明は、前記燃料電池排気燃料ガスを導入して該排気燃料ガス中の一酸化炭素を二酸化炭素に変換するシフト反応器をさらに設け、このシフト反応器からのシフト反応器出口ガスを前記二酸化炭素分離回収器に送り、前記シフト反応器出口ガス中の二酸化炭素を分離回収することを特徴とする請求項1記載のガス化炉ガス利用発電システムである。
The invention according to
請求項3にかかる発明は、前記ガスタービン発電設備は、燃焼器を備え、この燃焼器には前記二酸化炭素分離回収器からのオフガスを送る経路と前記固体酸化物型燃料電池の空気極から排出される酸素含有ガスを送る経路が接続され、前記二酸化炭素分離回収器からのオフガスを燃焼させて燃焼ガスを発生させ、この燃焼ガスをガスタービンに送るようにしたことを特徴とする請求項1または2記載のガス化炉ガス利用発電システムである。 According to a third aspect of the present invention, the gas turbine power generation facility includes a combustor, and the combustor is discharged from a path for sending off-gas from the carbon dioxide separator and the air electrode of the solid oxide fuel cell. A path for sending the oxygen-containing gas is connected, the off-gas from the carbon dioxide separation and recovery device is burned to generate combustion gas, and the combustion gas is sent to the gas turbine. Or it is a gasification furnace gas utilization power generation system of 2 description.
本発明によれば、ガス化炉ガスをまず固体酸化物型燃料電池の燃料極に燃料として送って、酸化剤と反応させ発電することにより、固体酸化物型燃料電池の燃料極から排出される燃料電池排気燃料ガス中には二酸化炭素および水分(蒸気)が多く含まれ、一酸化炭素が減少することになる。このため、シフト反応器を設けなくとも、二酸化炭素分離回収器において大部分の二酸化炭素を分離回収できる。このため、シフト反応に必要な水分(蒸気)を添加する必要がなくなる。 According to the present invention, the gasifier gas is first discharged as a fuel to the fuel electrode of the solid oxide fuel cell, reacted with the oxidant, and generated to be discharged from the fuel electrode of the solid oxide fuel cell. Fuel cell exhaust fuel gas contains a large amount of carbon dioxide and moisture (steam), and carbon monoxide is reduced. Therefore, most of the carbon dioxide can be separated and recovered in the carbon dioxide separator / recovery unit without providing a shift reactor. For this reason, it is not necessary to add moisture (steam) necessary for the shift reaction.
また、シフト反応器を設けたシステムにあっても、ここでのシフト反応に必要とされる水分は、燃料電池排気燃料ガス中に含まれる水分で賄われるので、外部からシフト反応に必要は水分(蒸気)を供給する必要がない。
したがって、蒸気発電設備からの蒸気の抽気量が少なくなり、蒸気発電設備での発電効率が低下せず、システム全体の発電効率の低下が防止される。
さらに、二酸化炭素分離回収器における運転条件が100℃以下の低温となるため、ここに導入された燃料電池排気燃料ガスが冷却され、これに含まれる水分が凝縮する。このため、二酸化炭素分離回収器の後段以降に送られるガス量が大幅に減少し、ガスタービン発電設備以降のガスの処理設備をコンパクトにすることができる。
Even in a system equipped with a shift reactor, the water required for the shift reaction here is covered by the water contained in the fuel gas exhausted from the fuel cell. There is no need to supply (steam).
Therefore, the amount of steam extracted from the steam power generation facility is reduced, the power generation efficiency in the steam power generation facility is not decreased, and the decrease in power generation efficiency of the entire system is prevented.
Furthermore, since the operating condition in the carbon dioxide separator / recovery unit is a low temperature of 100 ° C. or lower, the fuel cell exhaust fuel gas introduced here is cooled and the water contained therein is condensed. For this reason, the amount of gas sent to the subsequent stage of the carbon dioxide separator / recovery unit is greatly reduced, and the gas processing facility after the gas turbine power generation facility can be made compact.
図1は、本発明のガス化炉ガス利用発電システムの一例を示す概略構成図である。図1において、図4に示した構成部分と同一の構成部分には同一符号を付して、その説明を簡略化する。
石炭ガス化炉1からのガス化炉ガスは精製設備4により精製された後、固体酸化物型燃料電池8の燃料極8aに送られる。固体酸化物型燃料電池8の燃料極8aに導入されるガス化炉ガスの成分は、一酸化炭素と水素が大部分を占め、二酸化炭素は約10%以下となっている。
固体酸化物型燃料電池8では、その燃料極8aに供給されたガス化炉ガス中の一酸化炭素、水素が、空気極8bに導入された空気中の酸素を酸化剤として、これと以下のように反応して二酸化炭素と水になり、発電が行われる。
FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing an example of a gasifier gas utilization power generation system of the present invention. In FIG. 1, the same components as those shown in FIG. 4 are denoted by the same reference numerals, and the description thereof is simplified.
The gasifier gas from the
In the solid
CO+1/2O2→CO2
H2+1/2O2→H2O
ガス化炉ガス中の大部分の一酸化炭素と水素とが発電反応に使われるため、固体酸化物型燃料電池8の燃料極8aから排出される燃料電池排気燃料ガスには、多くの二酸化炭素と水とが含まれる。
CO + 1 / 2O 2 → CO 2
H 2 + 1 / 2O 2 → H 2 O
Since most of the carbon monoxide and hydrogen in the gasifier gas are used for power generation reaction, the fuel cell exhaust fuel gas discharged from the
この燃料電池排気燃料ガスは、ついで二酸化炭素分離回収器7に送られる。二酸化炭素分離回収器7は二酸化炭素吸収塔と加熱再生塔とから構成され、二酸化炭素吸収液がこれら2基の塔を循環するようになっている。二酸化炭素吸収塔ではアミン溶液などの二酸化炭素吸収液と前記燃料電池排気燃料ガスとを気液接触させて、これに含まれる二酸化炭素を二酸化炭素吸収液に吸収させる。二酸化炭素吸収液が飽和に達すると、二酸化炭素吸収液を加熱再生塔に送り、排熱回収ボイラ14から経路17を経て送られる蒸気により二酸化炭素吸収液を加熱し、吸収液から二酸化炭素を放出して吸収液を再生し、再び二酸化炭素吸収液塔に送るようにする。この操作を繰り返すことで二酸化炭素が分離回収される。
This fuel cell exhaust fuel gas is then sent to the carbon dioxide separator 7. The carbon dioxide separator / collector 7 includes a carbon dioxide absorption tower and a heating regeneration tower, and a carbon dioxide absorption liquid circulates through these two towers. In the carbon dioxide absorption tower, a carbon dioxide absorbent such as an amine solution is brought into gas-liquid contact with the fuel cell exhaust fuel gas, and carbon dioxide contained therein is absorbed by the carbon dioxide absorbent. When the carbon dioxide absorbing liquid reaches saturation, the carbon dioxide absorbing liquid is sent to the heating regeneration tower, and the carbon dioxide absorbing liquid is heated by the steam sent from the exhaust
なお、二酸化炭素の分離吸収は前述の吸収液を用いた化学吸収法以外に物理吸収法等を用いても良い。
ここでの二酸化炭素の分離回収率は、前述のように、吸収液の加熱に排熱回収ボイラ14から抽気された蒸気を用いるため、システム全体の発電効率に影響を与えるので、大気中に放散可能な二酸化炭素量を勘案して決められる。
The carbon dioxide may be separated and absorbed by a physical absorption method or the like other than the chemical absorption method using the above-described absorption liquid.
As described above, since the steam extracted from the exhaust
二酸化炭素分離回収器7から排出されるオフガスは、約25〜30%の水素、約20%の二酸化炭素、約5〜8%のメタン、少量の一酸化炭素を含んでおり、このオフガスは、ついでガスタービン発電設備9の燃焼器10に燃料として送られる。燃焼器10には固体酸化物型燃料電池8の空気極8bから排出される高温の酸素含有ガスが酸化剤として送られ、二酸化炭素分離回収器7からのオフガス中のメタン、水素がここで燃焼する。
The off-gas discharged from the carbon dioxide separator 7 contains about 25-30% hydrogen, about 20% carbon dioxide, about 5-8% methane, and a small amount of carbon monoxide. Subsequently, it is sent to the
燃焼器10から排出される燃焼ガスは、ガスタービン発電設備9のガスタービン11に送られ、ガスタービン11を回転駆動し、ガスタービン11は発電機12を駆動し、発電が行われる。
ガスタービン11から排出される排気ガスはまだ約400℃程度の高温を保っており、このガスは、ついで蒸気発電設備13を構成する排熱回収ボイラ14に送られ、ここで蒸気を発生し熱回収され、自らは冷却されて100℃以下となって、その一部は凝縮水として除去され、気体成分は、煙突15から外部に排出される。
The combustion gas discharged from the
The exhaust gas discharged from the
排熱回収ボイラ14で発生した蒸気は、蒸気タービン16に送られ、これを回転駆動し、蒸気タービン16は発電機12を駆動して発電を行う。排熱回収ボイラ14からは、前述のように、一部の蒸気が抽気され、経路17を介して二酸化炭素分離回収器7に送られ、その二酸化炭素吸収液の再生に用いられる。
The steam generated in the exhaust
このような構成のガス化炉ガス利用発電システムにあっては、固体酸化物型燃料電池8の燃料極8aから排出される燃料電池排気燃料ガスには、二酸化炭素および水分がかなりの量含まれることから、この燃料電池排気燃料ガスを直接二酸化炭素分離回収器7に導入することができる。このため、シフト反応に必要な蒸気を抽気する必要がなくなることから、蒸気発電設備13での発電に用いる蒸気の損失がなくなり、蒸気発電設備13の発電出力を維持でき、システム全体での発電効率が従来のシステムに比較して高いものとなる。ただし、二酸化炭素分離回収器7での二酸化炭素分離回収に要する蒸気の抽気は従来と同等となるが、システム全体としてみれば、従来のシステムに比較して蒸気の抽気は少なくて済む。
In the gasifier gas utilization power generation system having such a configuration, the fuel cell exhaust fuel gas discharged from the
また、二酸化炭素分離回収器7でのプロセスが100℃以下の低温のプロセスであることから、燃料電池排気燃料ガス中の水分がここで凝縮し、ガス量が減少する。このため、燃焼器10から後段の排気ガスの処理をコンパクトにすることができ、設備コストを削減することも可能である。
Further, since the process in the carbon dioxide separator 7 is a low-temperature process of 100 ° C. or less, moisture in the fuel cell exhaust fuel gas is condensed here, and the gas amount is reduced. For this reason, it is possible to make the processing of exhaust gas downstream from the
さらに、この実施形態での発電システムでは、従来のシフト反応器を用いる必要がなく、固体酸化物型燃料電池8を上流側に、二酸化炭素分離回収器7を下流側に配置するだけでよく、設備コストが余分に必要となることもない。
Furthermore, in the power generation system in this embodiment, it is not necessary to use a conventional shift reactor, it is only necessary to arrange the solid
図2は、本発明のガス化炉ガス利用発電システムの他の例を示す概略構成図である。図2において、図1と同一構成部分には同一符号を付してその説明を省略する。
この実施形態のシステムでは、二酸化炭素分離回収器7の前段にシフト反応器5を設け、固体酸化物型燃料電池8の燃料極8aから排出される燃料電池排気燃料ガスをシフト反応器5に送り、このシフト反応器5の出口ガスを二酸化炭素分離回収器7に送るようにした点が、図1に示したシステムと異なるところである。
FIG. 2 is a schematic configuration diagram showing another example of the gasifier gas utilization power generation system of the present invention. In FIG. 2, the same components as those in FIG.
In the system of this embodiment, a
この実施形態のシステムでは、燃料電池排気燃料ガス中に残存する一酸化炭素がシフト反応器5において二酸化炭素に変換され、この二酸化炭素と燃料電池排気燃料ガス中に存在する二酸化炭素とが二酸化炭素分離回収器7にて分離回収され、二酸化炭素の分離回収率を高めることができる。
この場合でも、シフト反応器5でのシフト反応には、燃料電池排気燃料ガス中に多量に含まれる水分をそのまま利用できる。したがって、従来のシステムとは異なり、シフト反応器5でのシフト反応のための蒸気を排熱回収ボイラ14から抽気して供給しなくとも良い。
In the system of this embodiment, carbon monoxide remaining in the fuel cell exhaust fuel gas is converted into carbon dioxide in the
Even in this case, the water contained in a large amount in the fuel cell exhaust fuel gas can be used as it is for the shift reaction in the
以下、具体例を挙げる。
図1および図4に示した発電システムについて、シミュレーションを行い、ぞれぞれの発電効率を算出した。
シミュレーションのための設定条件は、表1に示した通りである。
Specific examples are given below.
The power generation system shown in FIGS. 1 and 4 was simulated to calculate the power generation efficiency of each.
The setting conditions for the simulation are as shown in Table 1.
図3には、このシミュレーションで得られた結果を示し、システム全体ので送電端効率と二酸化炭素回収率との関係をグラフとして示している。
送電端効率とは、発生した電力からシステム内で使用する電力を差し引いた電力と投入される熱量との比である。二酸化炭素回収率とは、ガス化炉ガス中の全炭素量と回収した二酸化炭素量との比である。
図3に示した結果から、本発明の発電システムでは、従来の発電システムに比較して、発電効率が高いことがわかる。なお、二酸化炭素回収率が0%では、本発明のシステムと従来のシステムの送電端効率が同じである理由は、二酸化炭素を回収しない場合は二酸化炭素分離回収器をバイパスするシステムとなり、従来のIGFCシステムとなることから送電端効率は同一となるためである。
In FIG. 3, the result obtained by this simulation is shown, and the relationship between the power transmission end efficiency and the carbon dioxide recovery rate of the entire system is shown as a graph.
The power transmission end efficiency is the ratio between the generated power minus the power used in the system and the amount of heat input. The carbon dioxide recovery rate is a ratio between the total carbon amount in the gasifier gas and the recovered carbon dioxide amount.
From the results shown in FIG. 3, it can be seen that the power generation system of the present invention has higher power generation efficiency than the conventional power generation system. When the carbon dioxide recovery rate is 0%, the power transmission end efficiency of the system of the present invention is the same as that of the conventional system because when the carbon dioxide is not recovered, the system bypasses the carbon dioxide separation and recovery device. This is because the power transmission end efficiency is the same because of the IGFC system.
1・・石炭ガス化炉、8・・固体酸化物型燃料電池、8a・・燃料極、8b・・空気極、5・・シフト反応器、7・・二酸化炭素分離回収器、9・・ガスタービン発電設備、10・・燃焼器、13・・蒸気発電設備 1 .... Coal gasifier, 8 .... Solid oxide fuel cell, 8a ... Fuel electrode, 8b ... Air electrode, 5 .... Shift reactor, 7 .... CO2 separator, 9 .... Gas Turbine power generation equipment, 10 .... combustor, 13 .... steam power generation equipment
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