JP2014105593A - Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電プラント - Google Patents

Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電プラント Download PDF

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Abstract

【課題】セミクローズドサイクルガスタービンを対象とし、燃焼排気ガス中のＮＯxを分離し回収してＮＯx濃度を低減させることを可能とする。
【解決手段】ガスタービン６から排出されてから二酸化炭素回収設備１２に供給される前のガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇｐ，Ｇdにメタン(ＣＨ4)，一酸化炭素(ＣＯ)，水素(Ｈ2)，オゾン(Ｏ3)のうちの少なくとも一つを供給してガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇｐ，Ｇd中の一酸化窒素(ＮＯ)を二酸化窒素(ＮＯ2)に酸化させてから、水洗塔・汽水分離器１４，冷却器・汽水分離器１５によって得られた凝縮水に二酸化窒素(ＮＯ2)を吸収させて回収するようにした。
【選択図】図１

Description

本発明は、ＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントに関する。さらに詳述すると、本発明は、ガスタービンから排出された後のガスタービン燃焼排気ガスの一部を希釈剤としてリサイクルすると共に残りの一部から二酸化炭素(ＣＯ2)を回収しつつ系外に排出するＣＯ2回収型ガス化ガス発電用クローズドサイクルガスタービン発電プラントにおける燃焼排気ガスの処理技術に関する。
エネルギー資源の多様化及び高効率発電の推進並びに地球環境問題への対応を図るため、石炭ガス化複合発電（以下、ＩＧＣＣとも表記する）にクローズドサイクルガスタービンと二酸化炭素(ＣＯ2)回収機構とを組み合わせたＣＯ2回収型ＩＧＣＣシステムが提案されている（図８；非特許文献１）。
このシステムは、一酸化炭素(ＣＯ)と水素(Ｈ2)とを主成分とするＣＯ2添加酸素(Ｏ2)吹き石炭ガス化ガス燃料をＯ2によって量論比燃焼させ、生成される高温の燃焼ガスをＣＯ2と水(Ｈ2Ｏ)とを主成分とするガスタービン燃焼排気ガスで希釈して所定の温度に調整するという排ガス循環・Ｏ2量論比燃焼によるセミクローズドサイクルガスタービンを構成するものである。なお、ここでいう量論比燃焼とは、当量比＝１での運転の場合だけでなく、実際のシステムの運用においてみられる量論比よりも若干低い当量比での運転の場合を含む。
電力中央研究所報告「ＣＯ2回収型高効率石炭ガス化複合発電システムの提案とその課題」，研究報告：Ｍ07003，財団法人電力中央研究所，２００７年
ここで、上記ＣＯ2回収型ＩＧＣＣシステムのガス化炉では、ガス化の過程で石炭等の原料中の窒素化合物に起因してガス化ガス中にアンモニア(ＮＨ3)が生成される。ＣＯ2回収型ＩＧＣＣシステムにおいて、プラント熱効率の向上を目的として乾式ガス精製を採用した場合には、ガス化ガス中のＮＨ3は除去することができず、そのままガスタービンに供給され、フュエルＮＯxに酸化される。さらに、セミクローズドサイクルガスタービンでは、排気ガスを循環させているため、循環排気ガス中のフュエルＮＯxは排気循環によって次第に増加する。通常の発電プラントでは、煙道に排煙脱硝装置を設置し、アンモニアや尿素等の脱硝剤を供給して脱硝している。したがって、そのような仕組みを構成するための初期コスト及び機能させるための運用コストが必要であり、発電コストを上昇させてしまうという問題がある。
そこで、本発明は、セミクローズドサイクルガスタービンを対象とし、燃焼排気ガス中のＮＯxを分離し回収してＮＯx濃度を低減させることができる技術を提供することを目的とする。
かかる目的を達成するため、本発明のＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントは、ガス化原料をガス化剤でガス化するガス化設備と、当該ガス化設備で生成されたガス化ガスを主燃料として酸化剤によって燃焼させるガスタービン燃焼器と、当該ガスタービン燃焼器から排出される燃焼排気ガスによって駆動するガスタービンと、当該ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧから取り分けられたガスタービン燃焼排気ガスＧpの水分を分離する汽水分離器と、当該汽水分離器を通過した後のガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部のガスタービン燃焼排気ガスＧdを二酸化炭素として回収する二酸化炭素回収設備とを有し、ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧをガスタービン燃焼排気ガスＧrとガスタービン燃焼排気ガスＧpとに分け、ガスタービン燃焼排気ガスＧrをガスタービンの作動媒体としてリサイクルすると共に、ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部であるガスタービン燃焼排気ガスＧdは二酸化炭素回収設備によって二酸化炭素として回収し、残りのガスタービン燃焼排気ガスＧcはガス化設備にガス化原料を搬送する媒体として使用するガス化ガス発電プラントにおいて、ガスタービンから排出されてから二酸化炭素回収設備に供給される前のガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇdにメタン，一酸化炭素，水素，オゾンのうちの少なくとも一つを供給してガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇd中の一酸化窒素を二酸化窒素に酸化させてから、前記汽水分離器若しくは前記二酸化炭素回収設備に備えられている汽水分離器によって得られた凝縮水に二酸化窒素を吸収させて回収するようにしている。
本発明のＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントは、あるいは、ガス化原料をガス化剤でガス化するガス化設備と、当該ガス化設備で生成されたガス化ガスを主燃料として酸化剤によって燃焼させるガスタービン燃焼器と、当該ガスタービン燃焼器から排出される燃焼排気ガスによって駆動するガスタービンと、当該ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧから取り分けられたガスタービン燃焼排気ガスＧpの水分を分離する汽水分離器と、当該汽水分離器を通過した後のガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部のガスタービン燃焼排気ガスＧdを二酸化炭素として回収する二酸化炭素回収設備とを有し、ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧをガスタービン燃焼排気ガスＧrとガスタービン燃焼排気ガスＧpとに分け、ガスタービン燃焼排気ガスＧrをガスタービンの作動媒体としてリサイクルすると共に、ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部であるガスタービン燃焼排気ガスＧdは二酸化炭素回収設備によって二酸化炭素として回収し、残りのガスタービン燃焼排気ガスＧcはガス化設備にガス化原料を搬送する媒体として使用するガス化ガス発電プラントにおいて、ガスタービンから排出されてから二酸化炭素回収設備に供給される前のガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇdにガス化ガスの一部又はガス化ガスから抽出されたメタン，一酸化炭素，水素のうちの少なくとも一つを供給してガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇd中の一酸化窒素を二酸化窒素に酸化させてから、前記汽水分離器若しくは前記二酸化炭素回収設備に備えられている汽水分離器によって得られた凝縮水に二酸化窒素を吸収させて回収するようにしている。
本発明のＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントは、あるいは、ガス化原料をガス化剤でガス化するガス化設備と、当該ガス化設備で生成されたガス化ガスを主燃料として酸化剤によって燃焼させるガスタービン燃焼器と、当該ガスタービン燃焼器から排出される燃焼排気ガスによって駆動するガスタービンと、当該ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧから取り分けられたガスタービン燃焼排気ガスＧpの水分を分離する汽水分離器と、当該汽水分離器を通過した後のガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部のガスタービン燃焼排気ガスＧdを二酸化炭素として回収する二酸化炭素回収設備とを有し、ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧをガスタービン燃焼排気ガスＧrとガスタービン燃焼排気ガスＧpとに分け、ガスタービン燃焼排気ガスＧrをガスタービンの作動媒体としてリサイクルすると共に、ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部であるガスタービン燃焼排気ガスＧdは二酸化炭素回収設備によって二酸化炭素として回収し、残りのガスタービン燃焼排気ガスＧcはガス化設備にガス化原料を搬送する媒体として使用するガス化ガス発電プラントにおいて、ガスタービンから排出されてから二酸化炭素回収設備に供給される前のガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇdを触媒若しくは活性炭に接触させてガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇd中の一酸化窒素を二酸化窒素に酸化させてから、前記汽水分離器若しくは前記二酸化炭素回収設備に備えられている汽水分離器によって得られた凝縮水に二酸化窒素を吸収させて回収するようにしている。
本発明のＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントは、あるいは、ガス化原料をガス化剤でガス化するガス化設備と、当該ガス化設備で生成されたガス化ガスを主燃料として酸化剤によって燃焼させるガスタービン燃焼器と、当該ガスタービン燃焼器から排出される燃焼排気ガスによって駆動するガスタービンと、当該ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧから取り分けられたガスタービン燃焼排気ガスＧpの水分を分離する汽水分離器と、当該汽水分離器を通過した後のガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部のガスタービン燃焼排気ガスＧdを二酸化炭素として回収する二酸化炭素回収設備とを有し、ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧをガスタービン燃焼排気ガスＧrとガスタービン燃焼排気ガスＧpとに分け、ガスタービン燃焼排気ガスＧrをガスタービンの作動媒体としてリサイクルすると共に、ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部であるガスタービン燃焼排気ガスＧdは二酸化炭素回収設備によって二酸化炭素として回収し、残りのガスタービン燃焼排気ガスＧcはガス化設備にガス化原料を搬送する媒体として使用するガス化ガス発電プラントにおいて、ガスタービンから排出されてから二酸化炭素回収設備に供給される前のガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇdをマンガン酸素酸液若しくは過酸化水素若しくは過酸化水素水中に吹き込んでガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇd中の一酸化窒素を二酸化窒素に酸化させてから、前記汽水分離器若しくは前記二酸化炭素回収設備に備えられている汽水分離器によって得られた凝縮水に二酸化窒素を吸収させて回収するようにしている。
したがって、これらのＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントによると、燃焼排気ガス中の一酸化窒素を二酸化窒素に酸化させてから、汽水分離器によって得られた凝縮水に二酸化窒素を吸収させて回収するようにしているので、循環排気ガス中のＮＯ量又はＮＯ2量の増加が抑制され、そして発電プラントの系外へのＮＯxの排出が抑制される。
本発明のＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントによれば、循環排気ガス中のＮＯ量又はＮＯ2量の増加を抑制して発電プラントの系外へのＮＯxの排出を抑制することができるので、環境負荷の低減を図ることが可能になる。しかも、発電プラントの系内にもとより組み込まれている汽水分離器によってガスタービン燃焼排気ガスから分離された凝縮水を用いるようにしているので、設備の大規模な追加をすること無く発電プラントの系外へのＮＯxの排出を抑制して環境負荷の低減を図ることが可能になる。
実施形態のガス化ガス発電プラントを示す概略構成図である。 メタンを供給した場合の反応時間と排気ガス中の主な化学種の量の変化との間の関係の例を示す図である。 メタンを供給した場合の反応温度別の反応時間と排気ガス中の二酸化窒素量の変化との間の関係の例を示す図である。 一酸化炭素を供給した場合の反応温度別の反応時間と排気ガス中の二酸化窒素量の変化との間の関係の例を示す図である。 水素を供給した場合の反応温度別の反応時間と排気ガス中の二酸化窒素量の変化との間の関係の例を示す図である。 一酸化炭素及び水素を供給した場合の反応温度別の反応時間と排気ガス中の二酸化窒素量の変化との間の関係の例を示す図である。 供給ガス(ＣＨ4＋ＣＯ＋Ｈ2)におけるメタン(ＣＨ4)成分の割合と一酸化窒素の二酸化窒素への転換率を９０％とする反応時間との間の関係の例を示す図である。 従来の二酸化炭素回収型石炭ガス化複合発電プラントを示す概略構成図である。
以下、本発明の構成を図面に示す実施の形態の一例に基づいて詳細に説明する。
図１から図７に、本発明のＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントの実施形態の一例を示す。なお、本実施形態では、本発明を図１に全体構成を示す、セミクローズドサイクルガスタービンを含むＣＯ2回収型ＩＧＣＣプラントに適用した場合を例に挙げて説明する。
（プラントの全体構成及び本発明に纏わる構成）
本実施形態のガス化ガス発電プラントは、ガス化原料としての石炭Ｃをガス化剤としての酸素Ｏ2でガス化するガス化設備としてのガス化炉２と、当該ガス化炉２で生成された石炭ガス化ガスＣＧ１を精製するガス精製設備３と、当該ガス精製設備３で精製された石炭ガス化ガスＣＧ２を主燃料として酸素Ｏ2を主成分とする酸化剤によって燃焼させるガスタービン燃焼器５と、当該ガスタービン燃焼器５から排出される燃焼排気ガスＦＧによって駆動するガスタービン６と、当該ガスタービン６に結合されて電力を出力する発電機９Ａと、ガスタービン６から排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧから取り分けられたガスタービン燃焼排気ガスＧpの水分を分離する水洗塔・汽水分離器１４，冷却器・汽水分離器１５と、これら水洗塔・汽水分離器１４，冷却器・汽水分離器１５を通過した後のガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部のガスタービン燃焼排気ガスＧdを二酸化炭素として回収する二酸化炭素回収設備１２とを有する。
そして、このガス化ガス発電プラントは、ガスタービン燃焼器５においてＣＯ2添加Ｏ2吹き石炭ガス化ガス燃料をＯ2によって量論比燃焼させ、これにより得られた燃焼排気ガスＦＧによって駆動するガスタービン６から排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧを、当該ガスＧから取り分けたガスタービン燃焼排気ガスＧpと残りのガスタービン燃焼排気ガスＧrとに分け、一部が取り分けられた残りのガスタービン燃焼排気ガスＧrをガスタービン６の作動媒体としてリサイクルするようにしてガスタービン燃焼器５に供給し燃焼温度を調整して燃焼排気ガスＦＧとしてガスタービン６に導入し、取り分けられた一部のガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの更に一部（ガスタービン燃焼排気ガスＧd）は二酸化炭素回収設備１２によってＣＯ2として回収すると共に残り（ガスタービン燃焼排気ガスＧc）はガス化炉２へのガス化原料搬送用媒体として使用し、セミクローズドサイクルを構成する。
すなわち、本実施形態のガス化ガス発電プラントにおけるセミクローズドサイクルガスタービンは、ＣＯ2とＨ2Ｏとを主成分とする燃焼排気ガスＦＧを作動媒体とするガスタービン燃焼を実現することにより、ＣＯ2回収に伴うプラント熱効率の低下を抑制する石炭ガス化ガス発電を実現する。
本実施形態のガス化ガス発電プラントは、さらに、ガスタービン６から排出される高温の燃焼排気ガスＧの熱を利用して水蒸気ＳＴを発生させる排熱回収ボイラ７と、当該排熱回収ボイラ７で発生した水蒸気ＳＴによって駆動する蒸気タービン１０と、当該蒸気タービン１０に結合されて電力を出力する発電機９Ｂとを含み、すなわち、ＩＧＣＣプラントとして構成されている。
なお、図１において、符号８はリサイクルされるガスタービン燃焼排気ガスＧrを昇圧する圧縮機、符号ＣＤは二酸化炭素回収設備１２によって回収されたＣＯ2、符号ＦＷは排熱回収ボイラ７に供給される給水、符号ＨＧは圧縮機８による圧縮後のリサイクル排気ガス(Ｇr)をそれぞれ表す。
また、排熱回収ボイラ７を通過したガスタービン燃焼排気ガスＧの一部(燃焼排気ガスＧp)を二酸化炭素回収設備１２やガス化炉２に供給するライン上に、燃焼排気ガスＧpを冷却すると共にハロゲンなどを除去するための水洗塔・汽水分離器１４、圧縮機１３Ｂ、冷却器・汽水分離器１５、圧縮機１３Ｃが適宜設けられ、また、燃焼排気ガスＧp中の水銀を除去する処理１６が適宜行われる。
なお、排熱回収ボイラ７を通過した燃焼排気ガスＧ（そしてこれから分割されて二酸化炭素回収設備１２やガス化炉２に供給されるために水洗塔・汽水分離器１４に案内される燃焼排気ガスＧp）はＣＯ2とＨ2Ｏとが大部分を占め、水洗塔・汽水分離器１４や冷却器・汽水分離器１５などを通過して処理されることにより、Ｈ2Ｏが分離してＣＯ2が大部分（概ね95％以上）を占めると共に数％のＯ2が混入している状態になる。
ここで、本発明のベースとなる上述のＣＯ2回収型ＩＧＣＣプラントの個々の設備・装置やそれらを連系させて構成されたシステム自体は周知の技術であるので（例えば、前掲の非特許文献１，特開平04-244504，特開平06-288262，特開2002-61517，特開2002-188457，特開2002-235556などを参照）、本発明に関連する構成を中心に以下に説明し、その他の詳細についてはここでは省略する。
ガス化炉２では、ガス化剤としての酸素Ｏ2を供給することによってガス化原料としての石炭Ｃをガス化して石炭ガス化ガスＣＧ１を発生させ、ガス精製装置３によって脱塵・脱硫してガスタービン燃焼器５に供給する石炭ガス化ガスＣＧ２を生成する。ガス化炉２の負荷が上昇して所定以上の品位の石炭ガス化ガスＣＧ２が生成されるようになると、これをガスタービン燃焼器５に供給する。
なお、本発明におけるガス化原料は、石炭Ｃに限定されるものではなく、例えば石油，バイオマス，廃棄物などでも良い。また、本発明におけるガス化剤は、酸素Ｏ2に限定されるものではなく、例えば空気，酸素富化空気などでも良い。
ガスタービン燃焼器５は、ガスタービン燃焼排気ガスＧをリサイクルした燃焼排気ガスＧr中で、酸素Ｏ2の供給を受けながら石炭ガス化ガスＣＧ２を酸素燃焼させ、石炭ガス化ガス・Ｏ2量論比燃焼を行う。
ガスタービン６はガスタービン燃焼器５から排出される燃焼排気ガスＦＧを作動媒体として駆動し、これによって発電機９Ａにおいて発電が行われる。
ガスタービン６から排出される高温の燃焼排気ガスＧは、排熱回収ボイラ７で給水ＦＷに熱を受け渡して水蒸気ＳＴを発生させる。当該水蒸気ＳＴは蒸気タービン１０に案内されて当該蒸気タービン１０を駆動し、これによって発電機９Ｂにおいて発電が行われる。
排熱回収ボイラ７を通過したガスタービン燃焼排気ガスＧは、排ガスダンパ１８の開度を調整することにより、圧縮機８に案内される燃焼排気ガスＧrと水洗塔・汽水分離器１４に案内される燃焼排気ガスＧpとに分割される。
圧縮機８に案内された燃焼排気ガスＧrは圧縮されて高圧排気ガスＨＧとしてガスタービン燃焼器５に供給される。すなわち、排熱回収ボイラ７を通過してから圧縮機８に案内される燃焼排気ガスＧrはリサイクル排気ガスである。
一方、水洗塔・汽水分離器１４に案内された燃焼排気ガスＧpは、水洗塔・汽水分離器１４→圧縮機１３Ｂ→水銀除去処理１６→冷却器・汽水分離器１５→圧縮機１３Ｃを経て、水銀やハロゲンなどを除去した後、流量コントロールバルブ１９の開度調整などにより、貯留を目的に系外に排出されるＣＯ2を主成分とする燃焼排気ガスＧdと、ガス化炉２へのガス化原料搬送用媒体として使用されるＣＯ2を主成分とする燃焼排気ガスＧcとに分割される。
ＣＯ2回収・系外排出対象の燃焼排気ガスＧdは、二酸化炭素回収設備１２に案内されてＣＯ2が回収された後、煙突(図示省略)から系外に排出される。なお、周知の技術であるのでここでは詳細については省略するが、二酸化炭素回収設備１２は複数の圧縮機と複数の汽水分離器とが備えられこれらを含むものとして構成される。
一方、ガス化原料搬送用媒体としての燃焼排気ガスＧcは、ガス化原料としての石炭Ｃをガス化炉２に搬送するためのガス化原料搬送用ガスとしてガス化炉２へのガス化原料供給ライン４に供給される。このガス化原料搬送用排気ガスＧcはガス化原料と共にガス化炉２に投入されてガス化剤の一部になる。
なお、排ガスダンパ１８によるガスタービン燃焼排気ガスＧのリサイクル排気ガスＧrと他の燃焼排気ガスＧpとへの分割の割合や、流量コントロールバルブ１９による前記他の燃焼排気ガスＧpのＣＯ2回収・系外排出対象排気ガスＧdとガス化原料搬送用排気ガスＧcとへの分割の割合は、ＣＯ2回収型ＩＧＣＣプラント全体としての設計条件や仕様などに基づいて適宜設定されるものであって特定の割合に限定されるものではない。具体的には例えば、ＣＯ2回収・系外排出対象排気ガスＧdとガス化原料搬送用排気ガスＧcとの分割の割合が９：１で、最終的に、ガス化原料搬送用排気ガスＧcとして、ガスタービン燃焼排気ガスＧ全体のおよそ１〜２％程度が使用される。
ここで、例えば本実施形態のような排ガス循環によるセミクローズドサイクルのガス化ガス発電プラントでは、ガス化炉２で生成され排出される石炭ガス化ガスＣＧ１に、ガス化の過程で石炭中の窒素化合物に起因して生成されるアンモニア(ＮＨ3)が数百〜１万〔ppmv〕含まれることが予想される。
そして、ガス精製装置３による石炭ガス化ガスＣＧ１の精製に乾式法を採用した場合にはＮＨ3は除去されずにガスタービン燃焼器５にそのまま供給され、燃焼過程でフュエルＮＯxを生成し、しかも燃焼排気ガスＧ(Ｇr)のリサイクル循環によってフュエルＮＯx濃度が増加する。このため、ガス化ガス発電プラントとしての効率的な運転を維持したり、有害物質の排出を抑制するためには、燃焼排気ガスＧ中のＮＯ濃度を低減させるように制御する必要がある。
そこで、本発明のＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントは、ガスタービン６から排出されてから二酸化炭素回収設備１２に供給される前のガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇｐ，Ｇdにメタン(ＣＨ4)ガス，一酸化炭素(ＣＯ)ガス，水素(Ｈ2)ガス，オゾン(Ｏ3)ガスのうちの少なくとも一つを供給してガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇｐ，Ｇd中の一酸化窒素(ＮＯ)を二酸化窒素(ＮＯ2)に酸化させてから、水洗塔・汽水分離器１４，冷却器・汽水分離器１５若しくは二酸化炭素回収設備１２に備えられている汽水分離器によって得られた凝縮水に二酸化窒素(ＮＯ2)を吸収させて回収するようにしている。
この場合、ガス化炉２で生成されたガス化ガスＣＧ（即ちＣＧ１，ＣＧ２）にはメタン(ＣＨ4)，一酸化炭素(ＣＯ)，水素(Ｈ2)が含まれているので、ガスタービン６から排出されてから二酸化炭素回収設備１２に供給される前のガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇｐ，Ｇdに、ガス化炉２で生成されたガス化ガスＣＧ（特に、ガス精製設備３で精製されたガス化ガスＣＧ２は生成されている点において好ましい）の一部又はガス化ガスＣＧから抽出されたメタン(ＣＨ4)のガス，一酸化炭素(ＣＯ)のガス，水素(Ｈ2)のガスのうちの少なくとも一つを供給してガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇｐ，Ｇd中の一酸化窒素(ＮＯ)を二酸化窒素(ＮＯ2)に酸化させてから、水洗塔・汽水分離器１４，冷却器・汽水分離器１５若しくは二酸化炭素回収設備１２に備えられている汽水分離器によって得られた凝縮水に二酸化窒素(ＮＯ2)を吸収させて回収するようにしても良い。
なお、本発明では、ガスタービン燃焼排気ガス中における以下の素反応を促進してＮＯをＮＯ2に酸化させるようにしている。
ＮＯ＋ＮＣＯ ＝ ＣＮ＋ＮＯ2
ＮＯ＋ＨＯ2 ＝ ＮＯ2＋ＯＨ
ＮＯ＋ＯＨ ＝ ＮＯ2＋Ｈ
ＮＯ＋Ｏ2 ＝ ＮＯ2＋Ｏ
ＮＯ＋Ｏ＋Ｍ ＝ ＮＯ2＋Ｍ
なお、ガス化ガスからのＣＨ4やＣＯやＣＯ2やＨ2の抽出自体は周知の技術であるのでここでは詳細については省略するが、具体的には例えば、深冷分離法や物理吸着法や化学吸収法や水素分離膜を用いる方法などを利用して抽出することができる。これらの方法はいずれも周知の技術であるのでここでは各々について詳細については省略するが、例えば深冷分離法は、ガスを圧縮液化し蒸留によって他の不純物を除去してから水素や一酸化炭素を選択的に分離・回収する手法である。また、水素分離膜を用いる方法は、水素だけを透す水素透過膜を利用して水素を分離する方法である。この水素分離膜を用いる方法をガス化ガスＣＧ２に適用した場合には、水素を抽出することができ、一方で、残ったガスは一酸化炭素が高いガスになる。
セミクローズドサイクルガスタービンを含むＣＯ2回収型ＩＧＣＣプラントでは、二酸化炭素回収設備１２による燃焼排気ガスＧp中のＣＯ2の回収動力を低減させるため、燃焼排気ガスＧp中の水分を汽水分離によって取り除き、純粋なＣＯ2（純度９９％程度）に予めしてからＣＯ2の回収を行うようにしている。
本発明によれば、ガスタービン燃焼排気ガスＧp中のＮＯをＮＯ2に酸化させた上で、上記のＣＯ2の回収に関連して行われる汽水分離器１４，１５によるガスタービン燃焼排気ガスＧpの汽水分離によって得られる凝縮水或いは二酸化炭素回収設備１２によるガスタービン燃焼排気ガスＧpからの二酸化炭素の回収の際に得られる凝縮水にＮＯxを吸収させて回収させることにより、燃焼排気ガスＧp中の水分とＮＯxとが同時に回収される。なお、通常は、ガスタービン燃焼排気ガスＧp中に３０vol％程度のＨ2Ｏが存在する。
ここで、燃焼排気ガスＦＧ（そして、ガスタービン６から排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp）中のＯ2濃度が高い場合には、ガスタービン燃焼排気ガスＧpをそのままガス化原料搬送用排気ガスＧcとして使用すると、搬送中にガス化原料(石炭Ｃ)が燃焼反応・酸化反応などを起こしてしまうという問題がある。しかしながら、本発明によれば、ＮＯ→ＮＯ2への酸化に燃焼排気ガスＦＧ(Ｇ，Ｇp)中のＯ2が使われるので、ガス化炉２へのガス化原料供給ライン４に供給する前に、ガス化原料搬送用排気ガスＧc中の残留Ｏ2濃度をガス化原料(石炭Ｃ)が搬送中に燃焼反応や酸化反応などを起こさない程度まで低減させるという作用効果も期待される。同様に、供給するＣＨ4，ＣＯ，Ｈ2，Ｏ3，ＣＯとＨ2との混合ガス，ガス化ガス，又は，これらの混合ガスは燃焼排気ガスＦＧ中のＯ2によって酸化され、この酸化によって発生する反応熱は排熱回収ボイラで回収することにより、発電プラントの出力を増大させる効果も有する。
（数値解析）
以下に、燃焼排気ガスに微量の燃料成分（ＣＨ4，ＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガス、のうちの一つ）を混合して燃焼排気ガス中のＮＯをＮＯ2に酸化させるプロセス（言い換えると、ＮＯ2成分の生成挙動）について、反応過程を考慮する反応動力学に基づく数値解析の結果を示して説明する。
数値解析には、ＭillarとＢowmanとによって提案された素反応スキームを使用する（Ｍiller,Ｊ.Ａ., and Ｂowman,Ｃ.Ｔ.,“Ｍechanism and modeling of nitrogen chemistry in combustion”, Ｐrog. Ｅnergy Ｃombust. Ｓci., Vol.15, pp.287-338, 1989年 を参照）。
前記文献の素反応スキームは、２４８式の素反応からなり、考慮されている化学種は５１成分である。なお、素反応スキームは様々提案されているが、本願発明者により、ガス化ガス中のＮＨ３とＮＯとの反応について（Ｈasegawa,Ｔ.他,“Ｓtudy of Ａmmonia Ｒemoval from Ｃoal Ｇasified Ｆuel”, Ｃombustion and Ｆlame, Ｖol.114, pp.246-258, 1998年）、また、ＩＧＣＣ用ガスタービン燃焼器のＮＯx成分の生成特性について（Ｎakata Ｔ., Ｓato Ｍ., and Ｈasegawa Ｔ.,“Ｒeaction Ｋinetics of Ｆuel ＮＯx Ｆormation for Ｇas Ｔurbine conditions”, Ｔrans. ＡＳＭＥ, Ｊ. Ｅng. Ｇas Ｔurbines Ｐower, Ｖol.120, pp.474-480, 1998年）、一定の条件の下で解析結果と実験結果とが一致することが確認されている。
熱力学データはＪＡＮＡＦの熱力学物性値を使用し、不明の物性値についてはＧｉｂｂｓの標準生成エネルギーと化学平衡定数との関係から導出する。すなわち、５１成分の化学種が含まれる化学反応式系から、反応時間に対する各化学種濃度を求める微分方程式が５１式作成される。この５１式の非線形微分方程式系をＧｅａｒ法を用いて解くことにより、任意の反応時間後の各化学種濃度が求められる。また、反応過程において、全ての化学種は均一に混合されているものとし、拡散・混合過程は考慮せず、反応は一定温度で進行するものとする。
数値解析は、燃焼排気ガスの組成を一定とし、表１に示す圧力条件（即ち、０．１１〔MPa〕）のもとで燃焼排気ガス中に微量の燃料（ＣＨ4，ＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガス、のうちの一つ）を混合した場合について、反応動力学に基づく数値解析によって素反応を構成する化学種５１成分の反応過程を計算する。
燃料の供給量は、燃焼排気ガス中に残留するＣＯ及びＨ2を含め、燃焼排気ガス中に残留する微量のＯ2成分を所定の濃度になるまで消費するのに必要な分量のＣＨ4を追加供給する。解析条件例を表１に示す。表１には、追加供給燃料としてＣＨ4を供給した場合のガス組成の例を示す。なお、反応温度については、反応温度がＮＯのＮＯ2への酸化特性に及ぼす影響を検討するため、５０〜１０００〔℃〕の範囲で変化させるようにしている。
図２は、表１に示す解析条件例を用いた反応動力学に基づく数値解析によって反応過程を計算し、５１成分のうちの主な化学種の時間変化を示している。温度条件は３００〔℃〕、圧力条件は０．１１〔ＭＰａ〕で概ね大気圧としている。図２に示す結果から、反応時間の経過に伴って混合ガス中のＮＯ及びＯＨ成分が減少し、ＮＯ2成分が逆に増加しており、反応時間０．０３秒でＮＯの約９５％がＮＯ2に酸化することが確認される。また、反応時間０．１秒以上でＮＯのほぼ１００％がＮＯ2に酸化することが確認される。
図３〜図６は、燃焼排気ガス中に微量の燃料（ＣＨ4，ＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガスのうちの一つ）を混合(供給)したガスを対象に、ＮＯ2成分の生成挙動に及ぼす反応温度の影響についての数値解析結果をそれぞれの燃料成分毎に比較して示している。なお、図３〜図６の縦軸はＮＯからＮＯ2への転換率で示している。
数値解析では、燃焼排気ガスの組成を一定として、表１に示すＣＨ4を混合(供給)或いは表１におけるＣＨ4の代わりにＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガスのうちのいずれかを混合(供給)し、燃料の混合量は燃焼排気ガス中のＣＯ及びＨ2成分を含めて燃焼排気ガス中の微量のＯ2成分が酸化するのに必要となる燃料成分量となるように、それぞれの燃料種の場合で設定している。
図３は、燃焼排気ガスにＣＨ4を供給した場合（即ち、表１の通り）で、反応温度を５０〜１０００〔℃〕の範囲で変化させた場合のＮＯ2成分の生成挙動を示している（図３には、分かり易さなどを考慮して、１００，５００，６００，１０００〔℃〕の場合の結果のみを示している）。いずれの反応温度においても、ＮＯがＮＯ2に酸化することが確認される。ただし、６００℃以上の高温条件では、酸化によって生成されたＮＯ2が反応時間の経過に伴ってＮＯに分解し、ＮＯ2が減少することが確認される。すなわち、特定の反応時間でＮＯ2への酸化反応を制御する必要があることが知見される。また、反応温度が高くなるほど、ＮＯ2になる酸化量のピーク値も減少することが確認される。
一方で、５００℃以下の低温条件の下では、反応温度の低下に伴って、ＮＯ2への酸化に要する反応時間は僅かに長くなるものの、ＮＯからＮＯ2への酸化率は高くなる傾向を示しており、時間が経過してもＮＯに分解することなく安定してＮＯ2の状態を維持することが確認される。
以上より、実プラントでの運用を考慮して仮に１秒程度の反応時間を設定した場合、反応温度７００℃以下とすることで燃焼排気ガス中のＮＯの９５％以上がＮＯ2に酸化し、また、反応温度１００℃以下とすることで酸化率が１００％になることが確認される。
図４は、ＣＨ4の代わりにＣＯを供給した場合の数値解析結果を示している（この数値解析でも反応温度を５０〜１０００〔℃〕の範囲で変化させている。ただし、図４には、分かり易さなどを考慮して、１００，３００，９００，１０００〔℃〕の場合の結果のみを示している）。ＮＯ2成分の生成挙動に及ぼす反応温度の影響については、ＣＨ4の場合と同様の傾向を示すものの、全体として、ＮＯのＮＯ2への酸化の制御が難しくなることが確認される。すなわち、ＮＯをＮＯ2に酸化するには、７００℃以上の反応温度では０．１秒以下の反応時間で制御する必要があり、３００℃以下の温度条件でも、１００℃レベルの低温条件において反応時間１秒程度でＮＯ2への酸化率が９５％程度になることが確認される。なお、反応温度３５０℃〜７００℃の範囲ではＮＯ2成分量の変化は起きない。
図５は、ＣＨ4の代わりにＨ2を供給した場合の数値解析結果を示している（この数値解析でも反応温度を５０〜１０００〔℃〕の範囲で変化させている。ただし、図５には、分かり易さなどを考慮して、１００，３００，９００，１０００〔℃〕の場合の結果のみを示している）。ＮＯ2成分の生成挙動に及ぼす反応温度の影響については、図４に示すＣＯの場合と概ね同様の傾向を示すことが確認される。
図６は、ＣＨ4の代わりにＣＯとＨ2との混合ガスを供給した場合の数値解析結果を示している（この数値解析でも反応温度を５０〜１０００〔℃〕の範囲で変化させている。ただし、図６には、分かり易さなどを考慮して、１００，３００，１０００〔℃〕の場合の結果のみを示している）。ＣＯ＝７４％，Ｈ2＝２６％の組成割合でＣＯとＨ2との混合ガスを供給する場合では、ＮＯ2成分の生成挙動に及ぼす反応温度の影響については、図４に示すＣＯや図５に示すＨ2の場合と概ね同様の傾向を示すことが確認される。
また、図７は、「ＮＯ→ＮＯ2」の転換率が９０％を示す反応時間に及ぼす供給ガス種類の影響を示している。横軸は供給ガス（ＣＨ4＋ＣＯ＋Ｈ2）中のＣＨ4の割合を示している。なお、供給ガスのうち、ＣＨ4以外のＣＯとＨ2との比率は一定（具体的には、ＣＯ：Ｈ2＝７４：２６）としている。供給ガス中のＣＨ4濃度が上昇するに伴って転換率９０％を示す反応時間が短くなり、反応が早く行われていることが確認される。
また、上述の数値解析においては、燃焼排気ガス中に残留する微量のＯ2成分を所定の濃度になるまで消費するのに必要な分量を考慮してＣＨ4，ＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガスを供給するようにし、そのような条件設定の下でＮＯのＮＯ2への酸化が十分に行われ得ることが確認される。このことから、ＣＨ4，ＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガスを供給してＮＯのＮＯ2への酸化が行われ、さらに、Ｏ2濃度の調整(低減)も同時に行われることが確認される。なお、燃焼排気ガス中に残留するＯ2成分の所定の濃度とは、具体的には例えば、ガス化原料搬送用排気ガスＧc中のＯ2濃度が０〜０．５〔vol％〕程度であることをいう。
上述の数値解析の結果、特に図３〜図６に示す結果から、反応温度（即ち、燃焼排気ガスの温度）が１０００〔℃〕程度のように高温である箇所においてＮＯ酸化用燃料成分を供給する場合には反応時間（言い換えると、ＮＯ酸化用燃料成分が供給されてからの燃焼排気ガスの滞留時間・通過時間）を２〜３〔ms〕とすることにより、ＮＯのＮＯ2への酸化について高い転換率を実現することができる。
また、特に図７に示す結果から、ＣＨ4，ＣＯ，Ｈ2を供給する場合には、これらのうちＣＨ4濃度が高いほど反応時間を短くすることができる。具体的には例えば、ＮＯの９０％をＮＯ2に酸化させるためには、ＣＯとＨ2との混合ガスを供給する場合は反応時間を２４０〔ms〕とし、或いは、ＣＨ4のみを供給する場合は反応時間を３０〔ms〕とする。
なお、反応時間の調整は、配管中などにおける燃焼排気ガスの滞留時間・通過時間を考慮してＮＯ酸化用燃料成分の供給位置を選択することによって行う。なお、既存の配管等を前提にした滞留時間・通過時間では十分な滞留時間・通過時間（即ち、反応時間）を確保することができない場合には、例えば、配管を長くしたり、配管の断面を拡張したりすることにより、滞留時間・通過時間を強制的に長くすることが考えられる。
（ＮＯを酸化させるための燃料の供給場所）
ここで、ガスタービン燃焼排気ガスに対してＮＯ酸化用燃料成分（具体的には、ＣＨ4，ＣＯ，Ｈ2，Ｏ3，ＣＯとＨ2との混合ガス、ガス化ガス，これらの混合ガスのうちのいずれか。以下同じ）を供給する地点Ｓとしては、ガスタービン６の排気出口から排熱回収ボイラ７を通過して排ガスダンパ１８に至る区間Ｓaのどこか（即ち、ガスタービン燃焼排気ガスＧに対して供給する）、排ガスダンパ１８によってリサイクル排気ガスＧrと分割された後の水洗塔・汽水分離器１４への案内ラインＳb（即ち、燃焼排気ガスＧpに対して供給する），水洗塔・汽水分離器１４の出口から圧縮機１３Ｂ及び水銀除去処理１６を通過して冷却器・汽水分離器１５の入口に至る区間Ｓcのどこか（即ち、水洗塔・汽水分離器１４を通過した後の燃焼排気ガスＧpに対して供給する）、冷却器・汽水分離器１５の出口から圧縮機１３Ｃを通過して流量コントロールバルブ１９によってＣＯ2回収・系外排出排気ガスＧdとガス化原料搬送用排気ガスＧcとに分割されるまでの区間Ｓdのどこか（即ち、冷却器・汽水分離器１５を通過した後の燃焼排気ガスＧpに対して供給する），又は、流量コントロールバルブ１９から二酸化炭素回収設備１２の入口までの案内ラインＳe（即ち、ＣＯ2回収・系外排出排気ガスＧdに対して供給する）の５カ所が考えられる。
ガスタービン６の排気出口から排ガスダンパ１８までの区間Ｓaのどこかで供給する場合、すなわち、ガスタービン燃焼排気ガスＧに対して供給する場合には、既存のガス化ガス発電プラントを参考にすると、１３００℃〜１５００℃級ガスタービンであればガスタービン燃焼排気ガスＧの温度は６８０〜７７０〔℃〕程度になっており（例えば前掲の非特許文献１を参照）、また、排ガスダンパ１８によって分離される地点では１００℃以下になっており、非常に高い温度から１００℃以下の温度まで任意の反応温度を確保することができる。また、ガスタービン６の排気出口から排ガスダンパ１８までの区間で反応時間として数秒程度を確保することができる。したがって、ガスタービン燃焼排気ガスＧ内のＮＯ成分をＮＯ2に酸化することが可能である。
また、煙道に隔壁を設けて二分割し、排ガスダンパ１８をガスタービン６の出口付近に設けるようにすることで、リサイクル排気ガスＧrとＣＯ2回収・系外排出排気ガスＧdとに分割することができる。この場合、燃焼排気ガス中のＮＯ成分のＮＯ2への酸化用に供給するＮＯ酸化用燃料成分の量を低減することが可能になる。
排ガスダンパ１８によってリサイクル排気ガスＧrと分割された後の水洗塔・汽水分離器１４への案内ラインＳbで供給する場合、すなわち、燃焼排気ガスＧpに対して供給する場合には、燃焼排気ガスＧpはガスタービン６の排気出口におけるガスタービン燃焼排気ガスＧと比べてガス温度は低く１００〔℃〕程度で、排気ガス量は５分の１以下になっている。したがって、分解すべきＮＯ成分の量が少ないので、煙道を二分割するなどの付帯設備を設けること無く供給するＮＯ酸化用燃料成分の供給量を少なくすることができる利点がある。この場合にはさらに、既設の設備に追設し易いなどの利点もある。
水洗塔・汽水分離器１４の出口から冷却器・汽水分離器１５の入口までの区間Ｓcのどこかで供給する場合、すなわち、水洗塔・汽水分離器１４を通過した後の燃焼排気ガスＧpに対して供給する場合には、燃焼排気ガスＧp中のＨ2Ｏの一部は汽水分離によって分離されており、排気ガス量は減少している。また、圧縮機１３Ｂによって加圧されるために燃焼排気ガスＧpの体積が更に小さくなっており、したがって、処理する排気ガス量が少なく、また、一部のＮＯ2は水洗塔・汽水分離器１４において水分に溶解して除去されており、ＮＯ成分の酸化反応を抑制するＮＯ2成分の量が少ないので、ＮＯ酸化用燃料成分の供給量を少なくすることができる利点がある。この場合にはさらに、既設の設備に追設し易いなどの利点もある。
冷却器・汽水分離器１５の出口から流量コントロールバルブ１９までの区間Ｓdのどこかで供給する場合、すなわち、冷却器・汽水分離器１５を通過した後の燃焼排気ガスＧpに対して供給する場合には、燃焼排気ガスＧp中のＨ2Ｏのほとんどが二回の汽水分離によって分離されており、排気ガス量は減少している。また、圧縮機１３Ｂ及び圧縮機１３Ｃによって加圧されるために燃焼排気ガスＧpの体積が更に小さくなっており、したがって、処理する排気ガス量が少なく、また、一部のＮＯ2は水洗塔・汽水分離器１４及び冷却器・汽水分離器１５において水分に溶解して除去されており、ＮＯ成分の酸化反応を抑制するＮＯ2成分の量が少ないので、ＮＯ酸化用燃料成分の供給量を少なくすることができる利点がある。この場合にはさらに、既設の設備に追設し易いなどの利点もある。
流量コントロールバルブ１９から二酸化炭素回収設備１２の入口までの案内ラインＳeで供給する場合、すなわち、ＣＯ2回収・系外排出排気ガスＧdに対して供給する場合には、排気ガス成分中のＨ2Ｏ成分量が少なくなっているものの、圧縮機１３Ｂ及び圧縮機１３Ｃ、水洗塔・汽水分離器１４及び冷却器・汽水分離器１５を経て処理するべき排気ガス量が最も少なくなっており、また、一部のＮＯ2は汽水分離器１４，１５において水分に溶解して除去されており、ＮＯ成分の酸化反応を抑制するＮＯ2成分の量が少ないので、ＮＯ酸化用燃料成分の供給量を少なくすることができる利点がある。この場合にはさらに、既設の設備に追設し易いなどの利点もある。
上述のように、ガスタービン６の排気出口から二酸化炭素回収設備１２の入口までの排気ガス案内ライン上であって、排気ガス成分や温度更には供給するＮＯ酸化用燃料成分に応じて適当な位置で供給することによって、燃焼排気ガス中のＮＯをＮＯ2に転換し、汽水分離（ＣＯ2の回収における汽水分離を含む）によってＨ2Ｏに溶解して分離除去することができる。また、汽水分離器が複数ある場合には、排気ガス成分や温度条件及び供給するＮＯ酸化用燃料成分に応じて供給位置を複数設けるなどの調整によって供給するＮＯ酸化用燃料成分の量も少なくて済み、さらに、石炭搬送用の排気ガスＧc中のＯ2成分の低減も同時に実現できるので、ガス化ガス発電プラントの運転条件や熱効率等の仕様・性能に与える影響が小さい点で好ましい。
前述の数値解析の結果や従来の観測結果などを踏まえると、ＮＯ酸化用燃料成分としてＣＨ4を供給する場合には、反応温度が４００〜８００〔℃〕程度且つ反応時間が数〜１０〔ms〕以上で、或いは、反応温度が５０〜４００〔℃〕程度且つ反応時間が１０〔ms〕以上でＮＯの９０％以上がＮＯ2に酸化するので、ガスタービン燃焼排気ガス温度が前記温度であると共に前記反応時間が確保可能である箇所・区間がＮＯ酸化用燃料成分の供給位置として好ましい。具体的には例えば、ガスタービン６の排気出口から排熱回収ボイラ７を通過して排ガスダンパ１８に至る区間Ｓa内で反応時間が数〜１０〔ms〕以上になる箇所がＮＯ酸化用燃料成分の供給位置として好ましい。
ＣＨ4を供給する場合には、特に、反応温度が６００〔℃〕程度では最適な反応時間は数〔ms〕〜１００〔ｓ〕程度であり、また、反応温度が７００〔℃〕程度では最適な反応時間は数〔ms〕〜１０〔ｓ〕程度であり、これらの条件下においてＮＯの９０％以上がＮＯ2に酸化するので、ガスタービン６の排気出口から排熱回収ボイラ７を通過して排ガスダンパ１８に至る区間Ｓa内で燃焼排気ガスの温度が６００〜７００〔℃〕程度になる箇所がＮＯ酸化用燃料成分の供給位置として設定され得る。
ＣＨ4を供給する場合には、また、反応温度が２００〜５００〔℃〕程度の範囲では最適な反応時間は１０〔ms〕以上であり、この条件下においてＮＯの９０％以上がＮＯ2に酸化するので、ガスタービン６の排気出口から排熱回収ボイラ７を通過して排ガスダンパ１８に至る区間Ｓa内で燃焼排気ガスの温度が２００〜５００〔℃〕程度で反応時間（滞留時間・通過時間）が１０〔ms〕以上になる箇所がＮＯ酸化用燃料成分の供給位置として好ましい（ただし、ガスタービン燃焼排気ガスの温度が約３００℃以下になるのは、排熱回収ボイラ７の途中から下流（即ち、排ガスダンパ１８まで）の区間である）。
ＣＨ4を供給する場合には、また、反応温度が５０〜１００〔℃〕程度の範囲では最適な反応時間は３０〔ms〕以上であり、この条件下においてＮＯの９０％以上がＮＯ2に酸化するので、排熱回収ボイラ７の途中から排ガスダンパ１８までの区間(Ｓa)の他にも案内ラインＳb，区間Ｓc，区間Ｓd，案内ラインＳeのいずれかで燃焼排気ガスの温度が５０〜１００〔℃〕程度で反応時間（滞留時間・通過時間）が３０〔ms〕以上になる箇所がＮＯ酸化用燃料成分の供給位置として好ましい。
また、ＮＯ酸化用燃料成分としてＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガス，ガス化ガスを供給する場合には、反応温度が６００〔℃〕程度でＮＯの９０％以上がＮＯ2に酸化するので、ガスタービン６の排気出口から排熱回収ボイラ７の入口までの区間で燃焼排気ガスの温度が６００〔℃〕程度で反応時間（滞留時間・通過時間）が１０〔ms〕程度になる箇所がＮＯ酸化用燃料成分の供給位置として好ましい。
ＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガス，ガス化ガスを供給する場合には、また、反応温度が３００〔℃〕程度且つ反応時間が１〔ｓ〕程度でＮＯの約４０％がＮＯ2に酸化し、反応温度が２００〔℃〕程度且つ反応時間が１〔ｓ〕程度でＮＯの約７０％がＮＯ2に酸化するので、排熱回収ボイラ７の途中から排ガスダンパ１８までの区間(Ｓa)で燃焼排気ガスの温度が２００〜３００〔℃〕程度で反応時間（滞留時間・通過時間）が１〔ｓ〕程度になる箇所がＮＯ酸化用燃料成分の供給位置として好ましい。
ＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガス，ガス化ガスを供給する場合には、また、反応温度が５０〜１００〔℃〕程度の範囲では、反応時間が１００〔ms〕程度でＮＯの約８０％がＮＯ2に酸化し、反応時間が１〔ｓ〕以上でＮＯの９０％以上がＮＯ2に酸化するので、排熱回収ボイラ７の途中から排ガスダンパ１８までの区間(Ｓa)の他にも案内ラインＳb，区間Ｓc，区間Ｓd，案内ラインＳeのいずれかで燃焼排気ガスの温度が５０〜１００〔℃〕程度で反応時間（滞留時間・通過時間）が約１００〔ms〕以上になる箇所がＮＯ酸化用燃料成分の供給位置として好ましい。
また、ＣＨ4を供給する場合も、ＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガス，ガス化ガスを供給する場合も、特に、排ガスダンパ１８によってリサイクル排気ガスＧrと分割された後の水洗塔・汽水分離器１４への案内ラインＳb（即ち、燃焼排気ガスＧpに対して供給する）において供給することにより、
１）供給するＮＯ酸化用燃料成分が燃焼排気ガス中に残留する可能性を最も低減させることができる
２）ＮＯのＮＯ2への酸化反応を最も長く維持することができる。そして、区間Ｓc，区間Ｓd，案内ラインＳeに設置される複数の汽水分離器の全てによってＮＯ2の回収を図ることが可能であり、ＮＯ2の回収率を最も高めることができる
３）ガスタービン燃焼排気ガスＧと比べ、リサイクル排気ガスＧrと分割された後であるためにガスタービン燃焼排気ガスＧpの方が排ガス量が少ないので、具体的には定格温度条件で１／６．６になるので、供給するＮＯ酸化用燃料成分の量も１／６．６に少なくすることができる
という効果が得られる。
以上のように構成された本発明のＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントによれば、一酸化窒素を二酸化窒素に酸化させてから、汽水分離器１４，１５によって得られた凝縮水に二酸化窒素を吸収させて回収するようにしているので、循環排気ガス中のＮＯ量又はＮＯ2量の増加を抑制して発電プラントの系外へのＮＯxの排出を抑制することができ、環境負荷の低減を図ることが可能になる。しかも、発電プラントの系内にもとより組み込まれている汽水分離器１４，１５によってガスタービン燃焼排気ガスＧpから分離された凝縮水を用いるようにしているので、設備の大規模な追加をすること無く発電プラントの系外へのＮＯxの排出を抑制して環境負荷の低減を図ることが可能になる。
さらに、本発明のＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラントによれば、発電プラントの系外へのＮＯxの排出を抑制するための脱硝設備の設置コスト及び運用コストを削減することができると共に硝酸(ＨＮＯ3)は売却することができるので、コスト削減及び売却益の分だけ発電コストを低減させることが可能になる。加えて、供給するＣＨ4，ＣＯ，Ｈ2，ＣＯとＨ2との混合ガス，ガス化ガス，又はこれらの混合ガスは燃焼排気ガスＦＧ中のＯ2によって酸化され、また、燃焼排気ガス中に未燃焼成分であるＣＯ，Ｈ2が含まれる場合には供給するＯ3によって酸化され、この酸化によって発生する反応熱は排熱回収ボイラで回収することにより、発電プラントの出力を増大させる効果も有する。
なお、上述の形態は本発明の好適な形態の一例ではあるが本発明の実施の形態がこれに限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々変形実施可能である。例えば、上述の実施形態では図１に全体構成を示す発電プラントに本発明を適用した場合を例に挙げて説明したが、本発明が適用され得る発電プラントは図１に示すプラントに限定されるものではなく、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼排気ガスによって駆動するガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスの一部を希釈剤としてリサイクルすると共に残りの一部からＣＯ2を回収しつつ系外に排出するものであればどのようなものでも良い。
また、上述の実施形態ではＮＯをＮＯ2に酸化させるために燃料ガスとしてＣＨ4，ＣＯ，Ｈ2，Ｏ3，ＣＯとＨ2との混合ガス，ガス化ガス，又はこれらの混合ガスを供給するようにしているが、ＮＯのＮＯ2への酸化のさせ方は上述のような燃料ガスを供給する方法には限られない。具体的には、触媒や活性炭を用いるようにしても良いし、また、マンガン酸素酸液や過酸化水素若しくは過酸化水素水などを用いるようにしても良い。これらの場合には、触媒や活性炭を格納してこれら触媒・活性炭と排気ガスとを接触させる設備、或いは、マンガン酸素酸液や過酸化水素若しくは過酸化水素水の貯留槽を備えてこれらマンガン酸素酸液・過酸化水素・過酸化水素水中に排気ガスを吹き込む設備を、区間Ｓaのどこか，案内ラインＳb，区間Ｓcのどこか，区間Ｓdのどこか，案内ラインＳeのいずれかに設けるようにする。また、これらの場合、触媒としては具体的には例えばプラチナやロジュームでコーティングされた酸化触媒などが用いられ、活性炭としては具体的には例えばヨウ素の酸化物やヨウ素のオキソ酸を吸着した活性炭などが用いられる。
２ ガス化設備（ガス化炉）
６ ガスタービン
１２ 二酸化炭素回収設備
１４ 水洗塔・汽水分離器
１５ 冷却器・汽水分離器

Claims (4)

  1. ガス化原料をガス化剤でガス化するガス化設備と、当該ガス化設備で生成されたガス化ガスを主燃料として酸化剤によって燃焼させるガスタービン燃焼器と、当該ガスタービン燃焼器から排出される燃焼排気ガスによって駆動するガスタービンと、当該ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧから取り分けられたガスタービン燃焼排気ガスＧpの水分を分離する汽水分離器と、当該汽水分離器を通過した後の前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部のガスタービン燃焼排気ガスＧdを二酸化炭素として回収する二酸化炭素回収設備とを有し、前記ガスタービンから排出された前記ガスタービン燃焼排気ガスＧをガスタービン燃焼排気ガスＧrと前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpとに分け、前記ガスタービン燃焼排気ガスＧrを前記ガスタービンの作動媒体としてリサイクルすると共に、前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部である前記ガスタービン燃焼排気ガスＧdは前記二酸化炭素回収設備によって二酸化炭素として回収し、残りのガスタービン燃焼排気ガスＧcは前記ガス化設備に前記ガス化原料を搬送する媒体として使用するガス化ガス発電プラントにおいて、前記ガスタービンから排出されてから前記二酸化炭素回収設備に供給される前の前記ガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇdにメタン，一酸化炭素，水素，オゾンのうちの少なくとも一つを供給して前記ガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇd中の一酸化窒素を二酸化窒素に酸化させてから、前記汽水分離器若しくは前記二酸化炭素回収設備に備えられている汽水分離器によって得られた凝縮水に前記二酸化窒素を吸収させて回収することを特徴とするＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラント。
  2. ガス化原料をガス化剤でガス化するガス化設備と、当該ガス化設備で生成されたガス化ガスを主燃料として酸化剤によって燃焼させるガスタービン燃焼器と、当該ガスタービン燃焼器から排出される燃焼排気ガスによって駆動するガスタービンと、当該ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧから取り分けられたガスタービン燃焼排気ガスＧpの水分を分離する汽水分離器と、当該汽水分離器を通過した後の前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部のガスタービン燃焼排気ガスＧdを二酸化炭素として回収する二酸化炭素回収設備とを有し、前記ガスタービンから排出された前記ガスタービン燃焼排気ガスＧをガスタービン燃焼排気ガスＧrと前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpとに分け、前記ガスタービン燃焼排気ガスＧrを前記ガスタービンの作動媒体としてリサイクルすると共に、前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部である前記ガスタービン燃焼排気ガスＧdは前記二酸化炭素回収設備によって二酸化炭素として回収し、残りのガスタービン燃焼排気ガスＧcは前記ガス化設備に前記ガス化原料を搬送する媒体として使用するガス化ガス発電プラントにおいて、前記ガスタービンから排出されてから前記二酸化炭素回収設備に供給される前の前記ガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇdに前記ガス化ガスの一部又は前記ガス化ガスから抽出されたメタン，一酸化炭素，水素のうちの少なくとも一つを供給して前記ガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇd中の一酸化窒素を二酸化窒素に酸化させてから、前記汽水分離器若しくは前記二酸化炭素回収設備に備えられている汽水分離器によって得られた凝縮水に前記二酸化窒素を吸収させて回収することを特徴とするＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラント。
  3. ガス化原料をガス化剤でガス化するガス化設備と、当該ガス化設備で生成されたガス化ガスを主燃料として酸化剤によって燃焼させるガスタービン燃焼器と、当該ガスタービン燃焼器から排出される燃焼排気ガスによって駆動するガスタービンと、当該ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧから取り分けられたガスタービン燃焼排気ガスＧpの水分を分離する汽水分離器と、当該汽水分離器を通過した後の前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部のガスタービン燃焼排気ガスＧdを二酸化炭素として回収する二酸化炭素回収設備とを有し、前記ガスタービンから排出された前記ガスタービン燃焼排気ガスＧをガスタービン燃焼排気ガスＧrと前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpとに分け、前記ガスタービン燃焼排気ガスＧrを前記ガスタービンの作動媒体としてリサイクルすると共に、前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部である前記ガスタービン燃焼排気ガスＧdは前記二酸化炭素回収設備によって二酸化炭素として回収し、残りのガスタービン燃焼排気ガスＧcは前記ガス化設備に前記ガス化原料を搬送する媒体として使用するガス化ガス発電プラントにおいて、前記ガスタービンから排出されてから前記二酸化炭素回収設備に供給される前の前記ガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇdを触媒若しくは活性炭に接触させて前記ガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇd中の一酸化窒素を二酸化窒素に酸化させてから、前記汽水分離器若しくは前記二酸化炭素回収設備に備えられている汽水分離器によって得られた凝縮水に前記二酸化窒素を吸収させて回収することを特徴とするＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラント。
  4. ガス化原料をガス化剤でガス化するガス化設備と、当該ガス化設備で生成されたガス化ガスを主燃料として酸化剤によって燃焼させるガスタービン燃焼器と、当該ガスタービン燃焼器から排出される燃焼排気ガスによって駆動するガスタービンと、当該ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスＧから取り分けられたガスタービン燃焼排気ガスＧpの水分を分離する汽水分離器と、当該汽水分離器を通過した後の前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部のガスタービン燃焼排気ガスＧdを二酸化炭素として回収する二酸化炭素回収設備とを有し、前記ガスタービンから排出された前記ガスタービン燃焼排気ガスＧをガスタービン燃焼排気ガスＧrと前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpとに分け、前記ガスタービン燃焼排気ガスＧrを前記ガスタービンの作動媒体としてリサイクルすると共に、前記ガスタービン燃焼排気ガスＧpのうちの一部である前記ガスタービン燃焼排気ガスＧdは前記二酸化炭素回収設備によって二酸化炭素として回収し、残りのガスタービン燃焼排気ガスＧcは前記ガス化設備に前記ガス化原料を搬送する媒体として使用するガス化ガス発電プラントにおいて、前記ガスタービンから排出されてから前記二酸化炭素回収設備に供給される前の前記ガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇdをマンガン酸素酸液若しくは過酸化水素若しくは過酸化水素水中に吹き込んで前記ガスタービン燃焼排気ガスＧ，Ｇp，Ｇd中の一酸化窒素を二酸化窒素に酸化させてから、前記汽水分離器若しくは前記二酸化炭素回収設備に備えられている汽水分離器によって得られた凝縮水に前記二酸化窒素を吸収させて回収することを特徴とするＣＯ2回収型ガス化ガス発電プラント。
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