JP3940481B2

JP3940481B2 - Hydrogen separation type thermal power generation system

Info

Publication number: JP3940481B2
Application number: JP00052798A
Authority: JP
Inventors: 秀人森塚
Original assignee: Central Research Institute of Electric Power Industry
Current assignee: Central Research Institute of Electric Power Industry
Priority date: 1998-01-05
Filing date: 1998-01-05
Publication date: 2007-07-04
Anticipated expiration: 2018-01-05
Also published as: JPH11200817A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料として液化天然ガス（以下「ＬＮＧ」と表記する）を用いる火力発電所のガスタービンから排出される燃焼排ガス中の二酸化炭素を回収する火力発電システムに関する。更に詳述すると、本発明は天然ガスを改質して水素を分離することにより残りの改質ガスから二酸化炭素を回収する水素分離型火力発電システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
近年、増加の一途をたどるＣＯ₂ガスによる地球の温暖化現象が世界的な問題となっており、全世界的にその削減が求められている。日本において発生するＣＯ₂の約３割は火力発電所からのもので、電気事業としても今後ＣＯ₂による地球温暖化問題については有効な対応が迫られている。
【０００３】
しかし、火力発電所から排出されるＣＯ₂は膨大な量にのぼり、これを環境保全の点からも効率的かつ経済的に回収する方式についての報告は従来ほとんどされていない。従来一般的なＣＯ₂の回収方法としては、化学吸収法や物理吸着法、膜分離法、水酸化カルシウムによる沈澱法などが挙げられる。例えば、ゼオライト系吸着剤を用い、その圧力によるガス吸着率の差異を利用して特定のガスを分離する圧力変動ＣＯ₂分離装置の採用よってＣＯ₂を全量回収することが考えられる。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、これらの方法は比較的小規模の装置においてＣＯ₂を取除く場合のもので、火力発電所から排出される膨大な燃焼ガス中の数％のＣＯ₂を回収し、固定化するには経済的観点から必ずしも現実的でない。すなわち、排ガス中の低濃度のＣＯ₂を回収するためには、大規模なＣＯ₂回収装置を付加する必要があるので、所要動力の上昇による送電電力量の減少と発電コストの大幅な上昇を伴ってしまう。
【０００５】
また、排ガス中の低濃度のＣＯ₂を圧力変動ＣＯ₂分離装置（ＰＳＡＣＯ₂）を用いて回収する場合、吸着作業を繰返して濃度を高めなければならないことから、設備費が増大し、経済的に見てかなり難しいものとなる。
【０００６】
したがって、従来のＣＯ₂を回収する方法は、化石燃料の燃焼排ガスからＣＯ₂を分離回収するものであるため、技術的には可能であっても経済的な不利益が大きくなってしまう。
【０００７】
そこで、本発明は、ＬＮＧを燃料とする火力発電所から排出される膨大な量のＣＯ₂を効率良く、かつ経済的に回収する火力発電システムを提供することを目的とする。
【０００８】
【課題を解決するための手段】
かかる目的を達成するため、請求項１の水素分離型火力発電システムは、天然ガスを改質して水素と二酸化炭素等とから成る改質ガスにする改質手段と改質ガスから水素を分離する水素分離手段とを一体化して天然ガスの改質と水素の分離とを並行して行う改質分離装置と、水素を燃料として発電を行う水素発電手段と、水素が分離された残りの改質ガスを酸素により燃焼して発電を行う二酸化炭素発電手段とを備えるようにしている。
【０００９】
したがって、二酸化炭素発電手段では水素が分離された残りの改質ガスを酸素により燃焼して発電を行っているので、その排ガスをＣＯ₂とＨ₂Ｏにすることができる。このため、Ｈ₂Ｏを除去するだけでＣＯ₂の回収を容易に行うことができるようになる。そして、天然ガスを改質せずにそのまま燃焼させたときに発生する膨大な量の排ガス中からＣＯ₂を回収する必要が無くなるので、ＣＯ₂を高効率かつ低コストで容易に回収できるようになる。また、水素発電手段の他に二酸化炭素発電手段によっても発電を行うことができるので、熱損失を抑えることができる。
【００１０】
また、改質手段と水素分離手段とを一体化しているので、天然ガスの改質と並行して改質ガス中の水素を水素分離手段により改質反応系の外に出すことができる。このため、改質反応が促進されるので、改質温度を従来の８５０〜９５０℃から４５０〜５００℃に下げることができる。これにより、改質手段と水素分離手段との間で改質ガスを冷却する必要が無くなって熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００１１】
そして、請求項１の水素分離型火力発電システムでは、水素発電手段は、改質分離装置と一体化すると共に水素を燃焼させる水素燃焼器と、この水素燃焼器からの燃焼ガスにより作動するガスタービンと、このガスタービンの作動により発電を行う発電機とを備えるようにしている。
【００１２】
したがって、改質分離装置を水素燃焼器と一体化させていると共に、改質手段と水素分離手段とを一体化して改質反応を促進させて改質温度を従来よりも下げているので、天然ガスの改質に要する熱を水素の燃焼から直接得ることができる。これにより、改質手段を加熱する熱源を別個に設ける必要がないので、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。しかも、これら改質分離装置及び水素燃焼器を水素分離型火力発電システムの一要素として扱うことができる。
【００１３】
また、請求項２の水素分離型火力発電システムは、ガスタービンからの排ガスの顕熱を回収する排熱回収ボイラと、排熱回収ボイラで排ガスと熱交換を行うことにより発電を行う複合発電手段とを備えるようにしている。したがって、水素を燃焼してガスタービンを作動させると共にその排ガスの顕熱により複合発電手段を作動させるので、複合発電を行うことができ熱損失を抑えることができる。
【００１４】
さらに、請求項３の水素分離型火力発電システムは、ガスタービンからの排ガスの顕熱を回収する排熱回収ボイラと、排熱回収ボイラで排ガスと熱交換を行うことによりガスタービンの作動流体の一部となる水蒸気を発生させる作動水蒸気発生手段とを備えるようにしている。したがって、ガスタービンでの作動流体の一部となる水蒸気を発生させる熱源を別個に設ける必要がないので、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００１９】
また、請求項４の水素分離型火力発電システムは、排熱回収ボイラで排ガスと熱交換を行うことにより天然ガスの改質に使用する水蒸気を発生させる改質水蒸気発生手段を備えるようにしている。したがって、天然ガスの改質に使用する水蒸気を発生させる熱源を別個に設ける必要がないので、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００２０】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の構成を図面に示す実施形態に基づいて詳細に説明する。この水素分離型火力発電システム１は、図１に示すように天然ガス（以下、「ＮＧ」と表記する）を改質して水素と二酸化炭素等とから成る改質ガスにする改質手段２と改質ガスから水素を分離する水素分離手段３とを一体化して天然ガスの改質と水素の分離とを並行して行う改質分離装置４と、水素を燃料として発電を行う水素発電手段５と、水素が分離された残りの改質ガスを酸素により燃焼して発電を行う二酸化炭素発電手段６とを備えている。二酸化炭素発電手段６では水素が分離された残りの改質ガスを酸素により燃焼して発電を行っているので、その排ガスをＣＯ₂とＨ₂Ｏにすることができる。これにより、天然ガスを改質せずにそのまま燃焼させたときに発生する膨大な量の排ガス中からＣＯ₂を回収する必要が無くなるので、ＣＯ₂を高効率かつ低コストで容易に回収できるようになる。
【００２１】
水素分離手段３は、図２に示すように水素分離膜から成る管形状としている。この水素分離手段３は、無機多孔質のセラミック製の管の表面上に薄い緻密なセラミック層を焼結して形成されて、例えば多孔質セラミック管またはパラジウムの薄膜管あるいはストロンチウムやセシウム等の水素イオンを透過するプロトン導電物質で形成されている。そして、水素分離手段３の外部を流通する改質ガスの水素が水素分離膜を透過して水素分離手段３の内側に入り込む。また、水素分離手段３の上流側からは窒素を流し込む。この窒素は水素分離手段３の内部に溜まった水素を下流側に押し流して改質ガスから水素を引き込むいわゆる掃引ガス（sweep gas ）となる。よって、水素分離手段３の内部に高濃度の水素が溜まることはないので、水素を分離する効率を常に良好なものに維持できる。
【００２２】
水素分離手段３の周囲には、金属製の受熱管７が設けられている。改質手段２は、ニッケルベースの粒状物であり受熱管７と水素分離手段３との間に充填されている。よって、改質分離装置４の上流側から受熱管７の内側かつ水素分離手段３の外側にＮＧ及び水蒸気を送り込むことにより、これらの気体は改質手段２によって一酸化炭素，水素，二酸化炭素，水蒸気，メタンに改質される。そして、この改質ガスのうち、水素が水素分離膜を透過して水素分離手段３の内側で流通する。また、受熱管７の内側の水素分離手段３の外側には水素以外の改質ガスが流通する。さらに、本実施形態では、改質手段２の好ましい改質温度及び水素分離手段３の好ましい分離温度がいずれも約５００℃となるようにしている。但し、この温度に限られないのは勿論であるが、水素の劣化を防止するために７００℃以下とすることが望ましい。
【００２３】
改質分離装置４は、改質手段２及び水素分離手段３の他に、図３及び図４に示すように多数の受熱管７の全体の周囲を覆う胴体８と、改質手段２の上流側に設けられて受熱管７が開口するＮＧ供給室９と、ＮＧ供給室９に連結されたＮＧ供給管１０と、ＮＧ供給室９を貫通する水素分離手段３の上流側に設けられて水素分離手段３が開口する掃引ガス供給室５０と、掃引ガス供給室５０に連結された掃引ガス供給管５１と、改質手段２の下流側に設けられて受熱管７が開口する非透過ガス排出室１１と、非透過ガス排出室１１に連結された非透過ガス排出管１２と、非透過ガス排出室１１を貫通する水素分離手段３の下流側に設けられて水素分離手段３が開口する水素排出管１３とを備えている。
【００２４】
このため、ＮＧ供給管１０から導入されたＮＧ及び水蒸気は全て改質手段２に送り込まれて改質されて改質ガスとなる。改質ガスの水素は水素分離手段３で分離されてその内側に流れ込む。また、掃引ガス供給管５１から導入された掃引ガスである窒素は、掃引ガス供給室５０を経て水素分離手段３に送り込まれて内部の水素を下流側に押し流して大部分を水素排出管１３に送り込む。水素を除いた改質ガスは、非透過ガス排出室１１を経て非透過ガス排出管１２から排出される。
【００２５】
水素発電手段５は、改質分離装置４と一体化すると共に水素を燃焼させる水素燃焼器１４と、この水素燃焼器１４からの燃焼ガスにより作動するガスタービン１５と、このガスタービン１５の作動により発電を行う発電機１６とを備えるようにしている。
【００２６】
また、水素燃焼器１４は、掃引ガス供給室５０の上流側に隣接して設けられた第１燃焼室１７と、第１燃焼室１７に開口した第１水素燃焼ノズル１８と、第１水素燃焼ノズル１８に連結された空気供給管１９と、一部の水素分離手段３の下流部が受熱管７の内部でＵターンして上流側に突出して第１水素燃焼ノズル１８に連結する水素流通管２０と、胴体８の内部で受熱管７の外部の空間（以下、胴体内空間２１という）と第１燃焼室１７とを連結する上流側連通管２２と、胴体内空間２１と水素排出管１３とを連結する下流側連通管２３と、水素排出管１３からの水素及び掃引ガスと燃焼ガスを噴き出す第２水素燃焼ノズル２４と、第２水素燃焼ノズル２４から噴き出す水素及び掃引ガスと燃焼ガスが燃焼する第２燃焼室２５とを備えている。
【００２７】
このため、Ｕターンして上流側に突出した水素分離手段３からの水素が第１水素燃焼ノズル１８に供給される。そして、第１水素燃焼ノズル１８からは空気供給管１９からの空気と水素流通管２０からの水素及び窒素とが別個に噴き出す。この空気は高温であるため第１燃焼室１７で水素が混合して燃焼する。この燃焼ガスは上流側連通管２２を経て胴体内空間２１で受熱管７を加熱する。そして、胴体内空間２１を流通した燃焼ガス及び掃引ガスは下流側連通管２３により水素排出管１３に送り込まれる。水素排出管１３からの水素及び掃引ガスと燃焼ガスは第２水素燃焼ノズル２４から噴き出して第２燃焼室２５で燃焼する。
【００２８】
よって、第１燃焼室１７と第２燃焼室２５との間に改質分離装置４を配置することにより水素燃焼器１４と改質分離装置４とが一体化しているので、ＮＧの改質に要する熱を水素の燃焼から直接得ることができる。これにより、改質分離装置４を加熱して作動温度（例えば５００℃）に維持するための熱源を別個に設ける必要がないので、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００２９】
二酸化炭素発電手段６は、図１に示すように水素が分離された残りの改質ガスに酸素を加えて燃焼させる後置燃焼器４３と、この後置燃焼器４３からの燃焼ガスにより作動して発電機１６を作動させる二酸化炭素タービン４４とを備えている。このため、水素が分離された残りの改質ガス、即ち一酸化炭素，二酸化炭素，水蒸気，メタンに酸素を加えて後置燃焼器４３で燃焼させるので、その排ガスをＣＯ₂とＨ₂Ｏにすることができる。これにより、天然ガスをそのまま燃焼させたときに発生する膨大な量の排ガス中からＣＯ₂を回収する必要が無くなるので、ＣＯ₂を容易かつ低コストで高効率に回収できるようになる。また、後置燃焼器４３からの燃焼ガスにより二酸化炭素タービン４４を作動させて複合発電を行うことができるので、熱損失を抑えることができる。
【００３０】
一方、この水素分離型火力発電システム１は、ＬＮＧが導入されるＬＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２６と、ＬＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２６からのＮＧが導入されるＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２７と、ガスタービン１５からの排ガスの顕熱を回収する排熱回収ボイラ２８と、排熱回収ボイラ２８からの排ガスが導入される復水器２９と、復水器２９からの排ガスが排出される煙突３０と、復水器２９で再生されたＨ₂ＯをＮＧの改質用の水蒸気にする改質水蒸気発生手段４５と、ガスタービン１５の駆動軸３１の回転により駆動される空気圧縮機３２と、排熱回収ボイラ２８からの蒸気を利用する複合発電手段３３とを備えている。
【００３１】
改質水蒸気発生手段４５は、復水器２９で再生されたＨ₂Ｏを排熱回収ボイラ２８で排ガスと熱交換を行うことによりＮＧの改質に使用する水蒸気を発生させる。この改質水蒸気発生手段４５は、排熱回収ボイラ２８及びＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２７とこれらの内部を通過する管路とから成る。そして、復水器２９で再生されたＨ₂Ｏは送水器３９により排熱回収ボイラ２８の下流部に送り込まれて排ガスと熱交換して加熱される。このＨ₂ＯはＬＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２６からのＮＧと混合してＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２７で加熱される。さらに、これらＨ₂ＯとＮＧは排熱回収ボイラ２８の中流部に送り込まれて排ガスと熱交換して加熱される。これにより、これらＨ₂ＯはＮＧの改質用の水蒸気となる。
【００３２】
複合発電手段３３は、排熱回収ボイラ２８からの蒸気により作動する蒸気タービン３４と、蒸気タービン３４からの蒸気を液化する復水器３５と、復水器３５からの水を送り出す送水器３７と、送水器３７からの水を脱気する脱気器３６と、脱気器３６からの水を排熱回収ボイラ２８に導入する送水器３８とを備えている。このため、複数のタービン１５，４４，３４により複合発電を行うことができるので、熱損失を抑えることができる。
【００３３】
この水素分離型火力発電システム１によりＬＮＧを燃焼させて発電を行う工程を以下に説明する。
【００３４】
この水素分離型火力発電システム１に供給されたＬＮＧは、ＬＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２６に導入されて本システム１から排出されるＣＯ₂と熱交換して加熱されてＮＧとなる。一方、排熱回収ボイラ２８により排出された排ガスからＨ₂Ｏを復水器２９で再生する。そして、このＨ₂Ｏを送水器３９で送り出して排熱回収ボイラ２８の下流部で排ガスと熱交換して加熱した後、ＬＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２６からのＮＧと混合している。
【００３５】
これらＮＧとＨ₂Ｏは、ＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２７に導入されて二酸化炭素タービン４４からの排ガスと熱交換して加熱される。さらに、このＮＧとＨ₂Ｏは、排熱回収ボイラ２８の中流部で排ガスと熱交換して加熱される。このＮＧとＨ₂Ｏが、改質分離装置４のＮＧ供給管１０を通してＮＧ供給室９に供給される。本実施形態では、このときのＮＧとＨ₂Ｏの温度を約５００℃となるようにしている。これにより、改質分離装置４での改質及び分離を高効率に行うことができる。
【００３６】
このＮＧとＨ₂Ｏは、ＮＧ供給室９から各受熱管７の内部に入り込んで改質手段２に触れる。これにより、ＮＧとＨ₂Ｏが一酸化炭素，水素，二酸化炭素，水蒸気，メタンに改質される。この改質ガスのうち、水素は水素分離手段３により分離されて水素分離手段３の内部に送り込まれる。
【００３７】
また、掃引ガス供給管５１から導入された掃引ガスは、掃引ガス供給室５０から水素分離手段３に送り込まれて内部の水素を下流側に押し流して大部分を水素排出管１３に送り込む。水素排出管１３に送り込まれた水素は第２水素燃焼ノズル２４に送られる。
【００３８】
Ｕターンした一部の水素分離手段３により分離された水素は、水素流通管２０を経て第１水素燃焼ノズル１８に供給される。一方、ガスタービン１５の作動により空気圧縮機３２が作動して圧縮空気を生成する。この圧縮空気は空気供給管１９を経て第１水素燃焼ノズル１８に供給される。よって、第１水素燃焼ノズル１８から第１燃焼室１７に水素及び掃引ガスと圧縮空気とが別個に噴き出して混合して燃焼する。この燃焼ガスは上流側連通管２２により胴体内空間２１に案内されて受熱管７を外部から加熱する。これにより、ＮＧとＨ₂Ｏの改質に必要な温度（例えば５００℃）に改質分離装置４を維持することができる。
【００３９】
さらに、この燃焼ガス及び掃引ガスは胴体内空間２１から下流側連通管２３を経て水素排出管１３に供給される。そして、水素と燃焼ガス及び掃引ガスが混合して第２水素燃焼ノズル２４から第２燃焼室２５に噴出して燃焼する。この燃焼による燃焼ガスはガスタービン１５に供給される。これにより、ガスタービン１５が作動して発電機１６で発電される。ガスタービン１５からの排ガスは排熱回収ボイラ２８に送られて各種の熱交換により放熱される。排熱回収ボイラ２８から送り出された排ガスは復水器２９でＨ₂Ｏの一部を復水する。そして、復水したＨ₂Ｏの一部以外の成分、即ちＨ₂Ｏ，窒素，酸素が煙突３０から排出される。
【００４０】
一方、改質分離装置４で水素が分離された改質ガスは、非透過ガス排出室１１から非透過ガス排出管１２を経て後置燃焼室７に供給される。後置燃焼室７では酸素を加えて改質ガス中のメタンを燃焼させる。この燃焼ガスは二酸化炭素タービン４４に供給される。これにより、二酸化炭素ガスタービン１５が作動して発電機１６で発電が行われる。二酸化炭素ガスタービン１５からの排ガスはＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２７に送り込まれてＮＧ及びＨ₂Ｏと熱交換して放熱される。さらに、ＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２７からの排ガスは冷却器４０でＨ₂Ｏを分離して二酸化炭素になる。この二酸化炭素がＬＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２６に送り込まれてＬＮＧと熱交換して液化二酸化炭素となる。これにより、本発電システム１の稼働により生じた二酸化炭素を回収することができる。
【００４１】
他方、複合発電手段３３では、排熱回収ボイラ２８で排ガスと熱交換して生成された高温かつ高圧の蒸気が蒸気タービン３４に送り込まれる。これにより、蒸気タービン３４が作動して発電機１６により発電が行われる。そして、蒸気タービン３４からの蒸気が復水器３５に送り込まれる。この蒸気は復水器３５で液体になり送水器３７で脱気器３６に送り込まれる。そして、脱気が行われてから送水器３８により排熱回収ボイラ２８の中流部で排ガスと熱交換される。その後、さらに排熱回収ボイラ２８の上流部で排ガスと熱交換されて再び高圧かつ高温の蒸気となる。このように、複合発電手段３３ではＨ₂Ｏが排熱を熱源にして液体と気体とに繰り返し変態して蒸気タービン３４を作動させて発電を行う。
【００４２】
上述したように、本実施形態の水素分離型火力発電システム１によれば、二酸化炭素発電手段６では水素が分離された残りの改質ガスを酸素により燃焼して発電を行っているので、その排ガスをＣＯ₂とＨ₂Ｏにすることができる。これにより、天然ガスを改質せずにそのまま燃焼させたときに発生する膨大な量の排ガス中からＣＯ₂を回収する必要が無くなるので、ＣＯ₂を高効率かつ低コストで容易に回収できるようになる。しかも、後置燃焼器４３からの燃焼ガスにより二酸化炭素ガスタービン１５を作動させるので、複合発電を行うことができる。これにより、熱損失を抑えることができる。
【００４３】
また、本実施形態の改質分離装置４では、改質手段２と水素分離手段３とを一体化しているので、改質手段２と水素分離手段３との間で改質ガスを冷却する必要が無く熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００４４】
さらに、本実施形態の改質分離装置４では、改質分離装置４を水素燃焼器１４と一体化させているので、ＮＧの改質に要する熱を水素燃焼から直接得ることができる。これにより、改質手段２を加熱する熱源を別個に設ける必要がないので、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。しかも、これら改質分離装置４及び水素燃焼器１４を水素分離型火力発電システム１の一要素として扱うことができる。このため、既存の水素分離型火力発電システム１に改質分離装置４を取り付ける際に改質分離装置４及び水素燃焼器１４を一まとめにして設置できるので、設置作業を容易に行うことができる。
【００４５】
また、本実施形態の水素分離型火力発電システム１では、複合発電手段３３を備えているので、複数のタービン１５，４４，３４により複合発電を行うことができる。これにより、熱損失を抑えることができる。
【００４６】
しかも、この水素分離型火力発電システム１では、排熱回収ボイラ２８で熱交換して得られた水蒸気をＮＧに混合してその改質に使用しているので、ＮＧの改質に使用する水蒸気を発生させる熱源を別個に設ける必要がなく、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００４７】
なお、上述の実施形態は本発明の好適な実施の一例ではある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、図１に示す水素分離型火力発電システム１では改質分離装置４を水素燃焼器１４と一体化して水素の燃焼の熱を改質に使用しているが、これには限られず図５に示すように改質分離装置４を排熱回収ボイラ２８に組み込んで排ガスの熱を改質に使用するようにしても良い。この改質分離装置４は、図７に示すようにＮＧを改質して水素と二酸化炭素等にする改質手段２と、改質したガスより水素を分離する水素分離手段３とを一体化して形成されている。改質手段２及び水素分離手段３の構成は上述した図２に示すものと同様としている。すなわち、水素分離手段３は水素分離膜から成る管形状としている。そして、この水素分離手段３の周囲に金属製の受熱管７を設けている。さらに、改質手段２はニッケルベースの粒状物であり受熱管７と水素分離手段３との間に充填している。
【００４８】
この改質分離装置４によっても図１に示すものと同様に、二酸化炭素発電手段６では水素が分離された残りの改質ガスを酸素により燃焼して発電を行っているので、その排ガスをＣＯ₂とＨ₂Ｏにすることができる。これにより、天然ガスを改質せずにそのまま燃焼させたときに発生する膨大な量の排ガス中からＣＯ₂を回収する必要が無くなるので、ＣＯ₂を高効率かつ低コストで容易に回収できるようになる。しかも、改質手段２と水素分離手段３とを一体化しているので、改質手段２と水素分離手段３との間で改質ガスを冷却する必要が無く熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００４９】
また、この改質分離装置４は、改質手段２及び水素分離手段３の他に、図６に示すように改質手段２の上流側に設けられて受熱管７が開口するＮＧ供給室９と、ＮＧ供給室９に連結されたＮＧ供給管１０と、ＮＧ供給室９を貫通する水素分離手段３の上流側に設けられて水素分離手段３が開口する掃引ガス供給室５０と、掃引ガス供給室５０に連結された掃引ガス供給管５１と、改質手段２の下流側に設けられて受熱管７が開口する非透過ガス排出室１１と、非透過ガス排出室１１に連結された非透過ガス排出管１２と、非透過ガス排出室１１を貫通する水素分離手段３の下流側に設けられて水素分離手段３が開口する水素排出室４１と、水素排出室４１に連結された水素排出管４２とを備えている。このため、ＮＧ供給管１０から導入されたＮＧ及び水蒸気は全て改質手段２に送り込まれる。そして、改質手段２を透過して得られた水素及び掃引ガスは、水素分離手段３と水素排出室４１と水素排出管４２とを経て水素燃焼器１４に送り込まれる。一方、水素を除いた改質ガスは非透過ガス排出室１１と非透過ガス排出管１２とを経て後置燃焼器４３に送り込まれる。
【００５０】
この改質分離装置４は排熱回収ボイラ２８の上流部に組み込まれている。そして、排熱回収ボイラ２８に送り込まれた排ガスが受熱管７の周囲を流通する。これにより、排ガスとＮＧとの間で熱交換が行われるので、排ガスは放熱されるのに対しＮＧは加熱されて改質される。したがって、改質手段２を加熱する熱源を別個に設ける必要がないので、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００５１】
また、この水素分離型火力発電システム１では、改質分離装置４と排熱回収ボイラ２８の他に、水素分離手段３から供給される水素を燃焼させる水素燃焼器１４と、この水素燃焼器１４からの燃焼ガスにより作動するガスタービン１５と、このガスタービン１５の作動により発電を行う発電機１６と、水素が分離された残りの改質ガスを酸素により燃焼して発電を行う二酸化炭素発電手段６とを備えている。これらガスタービン１５、発電機１６、二酸化炭素発電手段６は上述した図１に示す水素分離型火力発電システム１に使用したものと同様である。また、水素燃焼器１４は改質分離装置４からの水素と空気圧縮機３２からの圧縮空気とを燃焼させるものであり、形状等が特に限定されるものではなく既知のまたは新規のものを使用することができる。
【００５２】
さらに、この水素分離型火力発電システム１は、ＬＮＧが導入されるＬＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２６と、ＬＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２６からのＮＧが導入されるＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２７と、ガスタービン１５からの排ガスの顕熱を回収する排熱回収ボイラ２８と、排熱回収ボイラ２８からの排ガスが導入される復水器２９と、復水器２９からの排ガスが排出される煙突３０と、復水器２９で再生されたＨ₂ＯをＮＧの改質用の水蒸気にする改質水蒸気発生手段４５と、ガスタービン１５の駆動軸３１の回転により駆動される空気圧縮機３２と、排熱回収ボイラ２８からの蒸気を利用する複合発電手段３３とを備えている。これらの各部は上述した図１に示す水素分離型火力発電システム１に使用したものと同様である。
【００５３】
したがって、この水素分離型火力発電システム１では、複合発電手段３３を備えているので、複数のタービン１５，４４，３４により複合発電を行うことができる。これにより、熱損失を抑えることができる。また、この水素分離型火力発電システム１では、排熱回収ボイラ２８で熱交換して得られた水蒸気をＮＧに混合してその改質に使用しているので、ＮＧの改質に使用する水蒸気を発生させる熱源を別個に設ける必要がなく、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００５４】
ところで、上述した各実施形態では排熱回収ボイラ２８に複合発電手段３３を設けているが、これには限られず図８及び図９に示すように排熱回収ボイラ２８で排ガスと熱交換を行うことによりガスタービン１５の作動流体の一部となる水蒸気を発生させる作動水蒸気発生手段４６を設けても良い。この作動水蒸気発生手段４６は、排熱回収ボイラ２８とその内部を通過する管路とから成る。そして、復水器２９で再生されたＨ₂Ｏを送水器４７で脱気器４８に送り込む。このＨ₂Ｏを送水器４９により排熱回収ボイラ２８の下流部に送り込んで排ガスと熱交換を行う。加熱されたＨ₂Ｏの一部はＮＧと混合してＮＧ−ＣＯ₂熱交換器２７に送り込む。また、残りのＨ₂Ｏは排熱回収ボイラ２８の中流部で更に熱交換して加熱して水素燃焼器１４に供給される。よって、この水蒸気がガスタービン１５での作動流体の一部となるので、ガスタービン１５の回転数を増加させて熱損失を抑えることができる。また、ガスタービン１５での作動流体の一部となる水蒸気を発生させる熱源を別個に設ける必要がないので、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００５５】
なお、図８は改質分離装置４を水素燃焼器１４と一体化した水素分離型火力発電システム１を示し、一方、図９は改質分離装置４を排熱回収ボイラ２８に組み込んだ水素分離型火力発電システム１を示している。
【００５６】
また、上述した各実施形態では排熱回収ボイラ２８に複合発電手段３３または作動水蒸気発生手段４６のいずれか一方のみを設けているが、これには限られず両方を設けても良い。
【００５７】
【発明の効果】
以上の説明より明らかなように、本発明の請求項１の水素分離型火力発電システムは、天然ガスを改質して水素と二酸化炭素等とから成る改質ガスにする改質手段と改質ガスから水素を分離する水素分離手段とを一体化して天然ガスの改質と水素の分離とを並行して行う改質分離装置と、水素を燃料として発電を行う水素発電手段と、水素が分離された残りの改質ガスを酸素により燃焼して発電を行う二酸化炭素発電手段とを備えるようにしているので、二酸化炭素発電手段の排ガスをＣＯ₂とＨ₂ＯにしてＨ₂Ｏを除去するだけでＣＯ₂の回収を容易に行うことができる。そして、天然ガスを改質せずにそのまま燃焼させたときに発生する膨大な量の排ガス中からＣＯ₂を回収する必要が無くなるので、ＣＯ₂を高効率かつ低コストで容易に回収できるようになる。また、水素発電手段の他に二酸化炭素発電手段によっても発電を行うことができるので、熱損失を抑えることができる。
【００５８】
また、改質手段と水素分離手段とを一体化しているので、改質手段と水素分離手段との間で改質ガスを冷却する必要が無く熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００５９】
また、水素発電手段は、改質分離装置と一体化すると共に水素を燃焼させる水素燃焼器と、この水素燃焼器からの燃焼ガスにより作動するガスタービンと、このガスタービンの作動により発電を行う発電機とを備えるようにしているので、天然ガスの改質に要する熱を水素の燃焼から直接得ることができる。これにより、改質手段を加熱する熱源を別個に設ける必要がないので、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００６０】
しかも、これら改質分離装置及び水素燃焼器を水素分離型火力発電システムの一要素として扱うことができる。このため、既存の水素分離型火力発電システムに改質分離装置を取り付ける際に改質分離装置及び水素燃焼器を一まとめにして設置できるので、設置作業を容易に行うことができる。
【００６１】
また、請求項２の水素分離型火力発電システムは、ガスタービンからの排ガスの顕熱を回収する排熱回収ボイラと、排熱回収ボイラで排ガスと熱交換を行うことにより発電を行う複合発電手段とを備えるようにしているので、水素を燃焼してガスタービンを作動させると共にその排ガスの排熱により複合発電手段を作動させることができる。これにより、熱損失を抑えることができる。
【００６２】
さらに、請求項３の水素分離型火力発電システムは、ガスタービンからの排ガスの顕熱を回収する排熱回収ボイラと、排熱回収ボイラで排ガスと熱交換を行うことによりガスタービンの作動流体の一部となる水蒸気を発生させる作動水蒸気発生手段とを備えるようにしているので、ガスタービンの作動流体の一部となる水蒸気を発生させる熱源を別個に設ける必要がなく、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【００６６】
また、請求項４の水素分離型火力発電システムは、排熱回収ボイラで排ガスと熱交換を行うことにより天然ガスの改質に使用する水蒸気を発生させる改質水蒸気発生手段を備えるようにしているので、天然ガスの改質に使用する水蒸気を発生させる熱源を別個に設ける必要がない。これにより、熱損失を抑えることができると共に設備の簡易化を図ることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の水素分離型タービン発電システムの実施形態を示す概念図である。
【図２】図１の水素分離型タービン発電システムに使用する改質分離装置に使用する改質手段及び水素分離手段を示す斜視図である。
【図３】改質分離装置及び水素燃焼器を示す斜視図である。
【図４】改質分離装置を示す斜視図である。
【図５】水素分離型タービン発電システムの他の実施形態を示す概念図である。
【図６】図５の水素分離型タービン発電システムに使用する改質分離装置を示す斜視図である。
【図７】図６の改質分離装置に使用する改質手段及び水素分離手段を示す斜視図である。
【図８】水素分離型タービン発電システムの別の実施形態を示す概念図である。
【図９】水素分離型タービン発電システムの更に他の実施形態を示す概念図である。
【符号の説明】
１水素分離型タービン発電システム
２改質手段
３水素分離手段
４改質分離装置
５水素発電手段
６二酸化炭素発電手段
１４水素燃焼器
１５ガスタービン
１６発電機
２８排熱回収ボイラ
３３複合発電手段
４５改質水蒸気発生手段
４６作動水蒸気発生手段[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a thermal power generation system that recovers carbon dioxide in combustion exhaust gas discharged from a gas turbine of a thermal power plant that uses liquefied natural gas (hereinafter referred to as “LNG”) as fuel. More specifically, the present invention relates to a hydrogen separation thermal power generation system that recovers carbon dioxide from the remaining reformed gas by reforming natural gas and separating hydrogen.
[0002]
[Prior art]
In recent years, CO continues to increase ₂ The global warming phenomenon caused by gas has become a global problem, and its reduction is required worldwide. CO generated in Japan ₂ About 30% of these are from thermal power plants, ₂ There is an urgent need to deal with the global warming problem caused by.
[0003]
However, CO emitted from thermal power plants ₂ In the past, there has been almost no report on a method for efficiently and economically recovering this from the viewpoint of environmental conservation. Conventional general CO ₂ Examples of the recovery method include a chemical absorption method, a physical adsorption method, a membrane separation method, and a precipitation method using calcium hydroxide. For example, a pressure fluctuation CO that separates a specific gas by using a zeolite-based adsorbent and utilizing a difference in gas adsorption rate depending on the pressure. ₂ CO by adopting separation device ₂ It is conceivable to recover the entire amount.
[0004]
[Problems to be solved by the invention]
However, these methods can be used in relatively small scale equipment. ₂ Of CO, which is a few percent of the enormous amount of combustion gas discharged from thermal power plants ₂ It is not always practical from the economical point of view to recover and fix the material. That is, the low concentration of CO in the exhaust gas ₂ To recover large-scale CO ₂ Since it is necessary to add a recovery device, it is accompanied by a decrease in the amount of transmitted power and a significant increase in power generation cost due to an increase in required power.
[0005]
In addition, low concentration CO in the exhaust gas ₂ Pressure fluctuation CO ₂ Separation device (PSA CO ₂ ) Is used, the adsorption work must be repeated to increase the concentration, so that the equipment cost increases, which is very difficult from an economic point of view.
[0006]
Therefore, conventional CO ₂ To recover CO2 from fossil fuel combustion exhaust gas ₂ However, even if it is technically possible, an economic disadvantage is increased.
[0007]
Therefore, the present invention is a huge amount of CO discharged from a thermal power plant using LNG as fuel. ₂ An object is to provide a thermal power generation system that efficiently and economically recovers the power.
[0008]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve this object, the hydrogen separation thermal power generation system according to claim 1 reforms natural gas into reformed gas composed of hydrogen, carbon dioxide, etc., and hydrogen from the reformed gas. A reforming / separation device that integrates the hydrogen separation means to perform natural gas reforming and hydrogen separation in parallel, a hydrogen power generation means that generates power using hydrogen as a fuel, and the remaining reforming after the hydrogen has been separated. Carbon dioxide power generation means for generating power by burning quality gas with oxygen is provided.
[0009]
Therefore, in the carbon dioxide power generation means, the remaining reformed gas from which hydrogen has been separated is burned with oxygen to generate power. ₂ And H ₂ O. For this reason, H ₂ Just remove O and CO ₂ Can be easily recovered. Then, CO gas is generated from a huge amount of exhaust gas generated when natural gas is burned as it is without reforming. ₂ Because there is no need to recover the CO ₂ Can be easily recovered at high efficiency and at low cost. In addition to the hydrogen power generation means, the carbon dioxide power generation means can also generate power, so that heat loss can be suppressed.
[0010]
Further, since the reforming means and the hydrogen separation means are integrated, hydrogen in the reformed gas can be taken out of the reforming reaction system by the hydrogen separation means in parallel with the reforming of the natural gas. For this reason, since the reforming reaction is promoted, the reforming temperature can be lowered from the conventional 850 to 950 ° C. to 450 to 500 ° C. Thereby, it is not necessary to cool the reformed gas between the reforming means and the hydrogen separation means, so that heat loss can be suppressed and equipment can be simplified.
[0011]
And claims 1 In this hydrogen separation type thermal power generation system, the hydrogen power generation means is integrated with the reforming separation device and combusts hydrogen, a gas turbine operated by the combustion gas from the hydrogen combustor, and the gas turbine And a generator that generates electric power by the operation of.
[0012]
Therefore, the reforming and separating apparatus is integrated with the hydrogen combustor, and the reforming means and the hydrogen separating means are integrated to promote the reforming reaction so that the reforming temperature is lower than before. The heat required for gas reforming can be obtained directly from hydrogen combustion. Thereby, since it is not necessary to provide the heat source which heats a reforming means separately, a heat loss can be suppressed and simplification of an installation can be achieved. In addition, the reforming separation device and the hydrogen combustor can be handled as an element of the hydrogen separation type thermal power generation system.
[0013]
Claims 2 The hydrogen separation type thermal power generation system includes an exhaust heat recovery boiler that recovers sensible heat of the exhaust gas from the gas turbine, and a combined power generation means that generates electricity by exchanging heat with the exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler. ing. Therefore, the combined power generation means is operated by burning hydrogen and operating the gas turbine and sensible heat of the exhaust gas, so that combined power generation can be performed and heat loss can be suppressed.
[0014]
And claims 3 The hydrogen separation thermal power generation system of this type is a waste heat recovery boiler that recovers the sensible heat of the exhaust gas from the gas turbine, and steam that becomes part of the working fluid of the gas turbine by exchanging heat with the exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler And a working water vapor generating means for generating. Therefore, it is not necessary to separately provide a heat source for generating water vapor that becomes a part of the working fluid in the gas turbine, so that heat loss can be suppressed and the equipment can be simplified.
[0019]
Claims 4 The hydrogen separation thermal power generation system includes a reformed steam generating means for generating steam used for reforming natural gas by exchanging heat with exhaust gas in an exhaust heat recovery boiler. Therefore, it is not necessary to separately provide a heat source for generating water vapor used for reforming natural gas, so that heat loss can be suppressed and equipment can be simplified.
[0020]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, the configuration of the present invention will be described in detail based on embodiments shown in the drawings. As shown in FIG. 1, this hydrogen separation type thermal power generation system 1 reforms natural gas (hereinafter referred to as “NG”) to form a reformed gas composed of hydrogen, carbon dioxide and the like. And hydrogen separation means 4 for separating hydrogen from the reformed gas, reforming and separating apparatus 4 for performing reforming of natural gas and hydrogen separation in parallel, and hydrogen power generating means for generating power using hydrogen as fuel 5 and carbon dioxide power generation means 6 for generating power by burning the remaining reformed gas from which hydrogen has been separated with oxygen. In the carbon dioxide power generation means 6, the remaining reformed gas from which hydrogen has been separated is burned with oxygen to generate power. ₂ And H ₂ O. As a result, CO gas is produced from a huge amount of exhaust gas generated when natural gas is burned as it is without being reformed. ₂ Because there is no need to recover the CO ₂ Can be easily recovered at high efficiency and at low cost.
[0021]
As shown in FIG. 2, the hydrogen separation means 3 has a tube shape made of a hydrogen separation membrane. This hydrogen separation means 3 is formed by sintering a thin dense ceramic layer on the surface of an inorganic porous ceramic tube, for example, a porous ceramic tube, a palladium thin film tube, or hydrogen such as strontium or cesium. It is made of a proton conductive material that transmits ions. Then, hydrogen of the reformed gas flowing outside the hydrogen separation means 3 permeates the hydrogen separation membrane and enters the inside of the hydrogen separation means 3. Further, nitrogen is introduced from the upstream side of the hydrogen separation means 3. This nitrogen becomes a so-called sweep gas that pushes the hydrogen accumulated in the hydrogen separation means 3 downstream and draws hydrogen from the reformed gas. Therefore, since high concentration hydrogen does not accumulate inside the hydrogen separation means 3, the efficiency of separating hydrogen can always be kept good.
[0022]
A metal heat receiving pipe 7 is provided around the hydrogen separation means 3. The reforming means 2 is a nickel-based granular material and is filled between the heat receiving pipe 7 and the hydrogen separation means 3. Therefore, by sending NG and water vapor from the upstream side of the reforming / separating device 4 to the inside of the heat receiving pipe 7 and to the outside of the hydrogen separating means 3, these gases are converted into carbon monoxide, hydrogen, carbon dioxide, Reformed to steam and methane. Of this reformed gas, hydrogen passes through the hydrogen separation membrane and circulates inside the hydrogen separation means 3. Further, a reformed gas other than hydrogen circulates outside the hydrogen separation means 3 inside the heat receiving pipe 7. Further, in the present embodiment, the preferred reforming temperature of the reforming means 2 and the preferred separation temperature of the hydrogen separation means 3 are both about 500 ° C. However, it is of course not limited to this temperature, but it is desirable that the temperature be 700 ° C. or lower in order to prevent hydrogen deterioration.
[0023]
In addition to the reforming means 2 and the hydrogen separation means 3, the reforming / separating device 4 includes a body 8 that covers the entire periphery of a large number of heat receiving tubes 7 as shown in FIGS. 3 and 4, and an upstream side of the reforming means 2. The NG supply chamber 9 provided on the side and having the heat receiving tube 7 open, the NG supply tube 10 connected to the NG supply chamber 9, and the hydrogen provided on the upstream side of the hydrogen separation means 3 passing through the NG supply chamber 9 A sweep gas supply chamber 50 in which the separation means 3 is opened, a sweep gas supply pipe 51 connected to the sweep gas supply chamber 50, and a non-permeate gas discharge that is provided downstream of the reforming means 2 and in which the heat receiving pipe 7 is opened. Hydrogen that is provided on the downstream side of the hydrogen separation means 3 that passes through the non-permeate gas discharge chamber 11 and that passes through the non-permeate gas discharge chamber 11 and is opened by the hydrogen separation means 3. And a discharge pipe 13.
[0024]
For this reason, all NG and water vapor introduced from the NG supply pipe 10 are sent to the reforming means 2 and reformed to become reformed gas. Hydrogen of the reformed gas is separated by the hydrogen separation means 3 and flows into the inside thereof. Further, nitrogen, which is the sweep gas introduced from the sweep gas supply pipe 51, is sent to the hydrogen separation means 3 through the sweep gas supply chamber 50 to push the internal hydrogen downstream, and most of the nitrogen flows into the hydrogen discharge pipe 13. Send it in. The reformed gas excluding hydrogen is discharged from the non-permeate gas discharge pipe 12 through the non-permeate gas discharge chamber 11.
[0025]
The hydrogen power generation means 5 is integrated with the reforming / separation apparatus 4 and combusts hydrogen, a gas turbine 15 operated by the combustion gas from the hydrogen combustor 14, and the operation of the gas turbine 15. And a generator 16 for generating power.
[0026]
The hydrogen combustor 14 includes a first combustion chamber 17 provided adjacent to the upstream side of the sweep gas supply chamber 50, a first hydrogen combustion nozzle 18 opened to the first combustion chamber 17, and a first hydrogen combustion. An air supply pipe 19 connected to the nozzle 18 and a hydrogen circulation pipe in which the downstream portion of some of the hydrogen separation means 3 makes a U-turn inside the heat receiving pipe 7 and protrudes upstream to connect to the first hydrogen combustion nozzle 18. 20, an upstream side communication pipe 22 connecting the space outside the heat receiving pipe 7 (hereinafter referred to as the fuselage space 21) and the first combustion chamber 17 inside the fuselage 8, the fuselage space 21 and the hydrogen discharge pipe 13. Are connected to the downstream side communication pipe 23, the second hydrogen combustion nozzle 24 that ejects hydrogen and sweep gas and combustion gas from the hydrogen discharge pipe 13, and the hydrogen and sweep gas and combustion gas ejected from the second hydrogen combustion nozzle 24. A second combustion chamber 25 for burning. .
[0027]
For this reason, hydrogen from the hydrogen separation means 3 that has U-turned and protruded upstream is supplied to the first hydrogen combustion nozzle 18. And from the 1st hydrogen combustion nozzle 18, the air from the air supply pipe | tube 19 and the hydrogen and nitrogen from the hydrogen distribution pipe | tube 20 spout separately. Since this air is hot, hydrogen is mixed in the first combustion chamber 17 and burned. The combustion gas heats the heat receiving pipe 7 in the body space 21 through the upstream communication pipe 22. Then, the combustion gas and the sweep gas that have circulated through the body space 21 are sent to the hydrogen discharge pipe 13 through the downstream communication pipe 23. Hydrogen, sweep gas and combustion gas from the hydrogen discharge pipe 13 are ejected from the second hydrogen combustion nozzle 24 and burned in the second combustion chamber 25.
[0028]
Therefore, by arranging the reforming / separating device 4 between the first combustion chamber 17 and the second combustion chamber 25, the hydrogen combustor 14 and the reforming / separating device 4 are integrated. The required heat can be obtained directly from the combustion of hydrogen. This eliminates the need to separately provide a heat source for heating the reforming / separating device 4 to maintain the operating temperature (for example, 500 ° C.), thereby reducing heat loss and simplifying the equipment. it can.
[0029]
As shown in FIG. 1, the carbon dioxide power generation means 6 is operated by a post-combustor 43 that burns by adding oxygen to the remaining reformed gas from which hydrogen has been separated, and the combustion gas from the post-combustor 43. And a carbon dioxide turbine 44 for operating the generator 16. For this reason, oxygen is added to the remaining reformed gas from which hydrogen has been separated, that is, carbon monoxide, carbon dioxide, water vapor, and methane, and burned in the post-combustor 43. ₂ And H ₂ O. As a result, CO is discharged from a huge amount of exhaust gas generated when natural gas is burned as it is. ₂ Because there is no need to recover the CO ₂ Can be collected easily and at low cost with high efficiency. Moreover, since the carbon dioxide turbine 44 can be operated by the combustion gas from the post-combustor 43 to perform combined power generation, heat loss can be suppressed.
[0030]
On the other hand, this hydrogen separation type thermal power generation system 1 is an LNG-CO in which LNG is introduced. ₂ Heat exchanger 26 and LNG-CO ₂ NG-CO into which NG from heat exchanger 26 is introduced ₂ A heat exchanger 27, an exhaust heat recovery boiler 28 that recovers sensible heat of the exhaust gas from the gas turbine 15, a condenser 29 into which the exhaust gas from the exhaust heat recovery boiler 28 is introduced, and an exhaust gas from the condenser 29 Is discharged from the chimney 30 and the H regenerated by the condenser 29. ₂ A reformed steam generating means 45 for converting O into steam for reforming NG, an air compressor 32 driven by the rotation of the drive shaft 31 of the gas turbine 15, and a composite using steam from the exhaust heat recovery boiler 28. Power generation means 33.
[0031]
The reformed steam generation means 45 is the H regenerated by the condenser 29. ₂ Steam is used for reforming NG by exchanging heat of O with the exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler 28. The reformed steam generating means 45 includes the exhaust heat recovery boiler 28 and the NG-CO. ₂ It consists of a heat exchanger 27 and pipes passing through these. And H regenerated by the condenser 29 ₂ O is sent to the downstream portion of the exhaust heat recovery boiler 28 by the water feeder 39 and is heated by exchanging heat with the exhaust gas. This H ₂ O is LNG-CO ₂ NG-CO mixed with NG from heat exchanger 26 ₂ Heated by the heat exchanger 27. Furthermore, these H ₂ O and NG are fed into the midstream portion of the exhaust heat recovery boiler 28 and are heated by exchanging heat with the exhaust gas. As a result, these H ₂ O becomes steam for reforming NG.
[0032]
The combined power generation means 33 includes a steam turbine 34 that is operated by steam from the exhaust heat recovery boiler 28, a condenser 35 that liquefies the steam from the steam turbine 34, and a water feeder 37 that sends out water from the condenser 35. A deaerator 36 for degassing water from the water feeder 37 and a water feeder 38 for introducing water from the deaerator 36 into the exhaust heat recovery boiler 28 are provided. For this reason, combined power generation can be performed by the plurality of turbines 15, 44, 34, so that heat loss can be suppressed.
[0033]
A process of generating power by burning LNG with the hydrogen separation thermal power generation system 1 will be described below.
[0034]
The LNG supplied to the hydrogen separation thermal power generation system 1 is LNG-CO. ₂ CO introduced into the heat exchanger 26 and discharged from the system 1 ₂ Heat is exchanged with NG. On the other hand, from the exhaust gas exhausted by the exhaust heat recovery boiler 28, H ₂ O is regenerated by the condenser 29. And this H ₂ After O is sent out by the water feeder 39 and is heated by exchanging heat with the exhaust gas at the downstream portion of the exhaust heat recovery boiler 28, LNG-CO ₂ Mix with NG from heat exchanger 26.
[0035]
These NG and H ₂ O is NG-CO ₂ It is introduced into the heat exchanger 27 and is heated by exchanging heat with the exhaust gas from the carbon dioxide turbine 44. Furthermore, this NG and H ₂ O is heated by exchanging heat with the exhaust gas at the midstream portion of the exhaust heat recovery boiler 28. This NG and H ₂ O is supplied to the NG supply chamber 9 through the NG supply pipe 10 of the reforming separation apparatus 4. In this embodiment, NG and H at this time ₂ The temperature of O is set to about 500 ° C. Thereby, the reforming and separation in the reforming / separating apparatus 4 can be performed with high efficiency.
[0036]
This NG and H ₂ O enters the inside of each heat receiving pipe 7 from the NG supply chamber 9 and touches the reforming means 2. As a result, NG and H ₂ O is reformed to carbon monoxide, hydrogen, carbon dioxide, steam, and methane. Of this reformed gas, hydrogen is separated by the hydrogen separation means 3 and sent into the hydrogen separation means 3.
[0037]
Further, the sweep gas introduced from the sweep gas supply pipe 51 is sent from the sweep gas supply chamber 50 to the hydrogen separation means 3 to push the internal hydrogen to the downstream side and send most of it to the hydrogen discharge pipe 13. The hydrogen fed into the hydrogen discharge pipe 13 is sent to the second hydrogen combustion nozzle 24.
[0038]
The hydrogen separated by the part of the hydrogen separation means 3 that has made a U-turn is supplied to the first hydrogen combustion nozzle 18 through the hydrogen flow pipe 20. On the other hand, the air compressor 32 is operated by the operation of the gas turbine 15 to generate compressed air. This compressed air is supplied to the first hydrogen combustion nozzle 18 through the air supply pipe 19. Therefore, hydrogen, the sweep gas, and the compressed air are separately ejected from the first hydrogen combustion nozzle 18 into the first combustion chamber 17 and mixed and combusted. This combustion gas is guided to the body space 21 by the upstream communication pipe 22 and heats the heat receiving pipe 7 from the outside. As a result, NG and H ₂ The reforming / separating device 4 can be maintained at a temperature required for reforming O (for example, 500 ° C.).
[0039]
Further, the combustion gas and the sweep gas are supplied from the body space 21 to the hydrogen discharge pipe 13 through the downstream communication pipe 23. Then, the hydrogen, the combustion gas, and the sweep gas are mixed and ejected from the second hydrogen combustion nozzle 24 into the second combustion chamber 25 and combusted. The combustion gas resulting from this combustion is supplied to the gas turbine 15. As a result, the gas turbine 15 is activated and the generator 16 generates power. The exhaust gas from the gas turbine 15 is sent to the exhaust heat recovery boiler 28 and radiated by various heat exchanges. The exhaust gas sent from the exhaust heat recovery boiler 28 is H in the condenser 29. ₂ Condensate part of O. And condensate H ₂ Components other than part of O, that is, H ₂ O, nitrogen, and oxygen are discharged from the chimney 30.
[0040]
On the other hand, the reformed gas from which hydrogen has been separated by the reforming separator 4 is supplied from the non-permeate gas discharge chamber 11 to the post-combustion chamber 7 via the non-permeate gas discharge pipe 12. In the post combustion chamber 7, oxygen is added to burn methane in the reformed gas. This combustion gas is supplied to the carbon dioxide turbine 44. As a result, the carbon dioxide gas turbine 15 is operated and the generator 16 generates power. The exhaust gas from the carbon dioxide gas turbine 15 is NG-CO ₂ NG and H sent to heat exchanger 27 ₂ Heat is exchanged with O to dissipate heat. Furthermore, NG-CO ₂ The exhaust gas from the heat exchanger 27 is cooled by the cooler 40. ₂ O is separated into carbon dioxide. This carbon dioxide is LNG-CO ₂ It is sent to the heat exchanger 26 to exchange heat with LNG to become liquefied carbon dioxide. Thereby, the carbon dioxide generated by the operation of the power generation system 1 can be recovered.
[0041]
On the other hand, in the combined power generation means 33, high-temperature and high-pressure steam generated by exchanging heat with exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler 28 is sent to the steam turbine 34. As a result, the steam turbine 34 operates to generate power by the generator 16. Then, steam from the steam turbine 34 is fed into the condenser 35. This steam becomes liquid in the condenser 35 and is sent to the deaerator 36 by the water feeder 37. Then, after deaeration is performed, heat exchange is performed with the exhaust gas at the midstream portion of the exhaust heat recovery boiler 28 by the water feeder 38. Thereafter, heat is exchanged with the exhaust gas at the upstream portion of the exhaust heat recovery boiler 28 to become high-pressure and high-temperature steam again. Thus, in the combined power generation means 33, H ₂ O uses the exhaust heat as a heat source to repeatedly transform into liquid and gas and operate the steam turbine 34 to generate power.
[0042]
As described above, according to the hydrogen separation type thermal power generation system 1 of the present embodiment, the carbon dioxide power generation means 6 performs power generation by burning the remaining reformed gas from which hydrogen has been separated with oxygen. The exhaust gas is CO ₂ And H ₂ O. As a result, CO gas is produced from a huge amount of exhaust gas generated when natural gas is burned as it is without being reformed. ₂ Because there is no need to recover the CO ₂ Can be easily recovered at high efficiency and at low cost. Moreover, since the carbon dioxide gas turbine 15 is operated by the combustion gas from the post-combustor 43, combined power generation can be performed. Thereby, heat loss can be suppressed.
[0043]
Further, in the reforming / separating apparatus 4 of the present embodiment, the reforming means 2 and the hydrogen separating means 3 are integrated, so it is necessary to cool the reformed gas between the reforming means 2 and the hydrogen separating means 3. In addition, heat loss can be suppressed and the equipment can be simplified.
[0044]
Furthermore, in the reforming / separating apparatus 4 of the present embodiment, the reforming / separating apparatus 4 is integrated with the hydrogen combustor 14, so that heat required for reforming NG can be directly obtained from hydrogen combustion. Thereby, since it is not necessary to provide the heat source which heats the modification | reformation means 2, a heat loss can be suppressed and the simplification of an installation can be aimed at. In addition, the reforming separation device 4 and the hydrogen combustor 14 can be handled as one element of the hydrogen separation thermal power generation system 1. Therefore, when the reforming / separation device 4 is attached to the existing hydrogen separation thermal power generation system 1, the reforming / separation device 4 and the hydrogen combustor 14 can be installed together, so that the installation work can be easily performed. .
[0045]
Moreover, since the hydrogen separation type thermal power generation system 1 of the present embodiment includes the combined power generation means 33, combined power generation can be performed by the plurality of turbines 15, 44, and 34. Thereby, heat loss can be suppressed.
[0046]
Moreover, in this hydrogen separation type thermal power generation system 1, since steam obtained by heat exchange in the exhaust heat recovery boiler 28 is mixed with NG and used for reforming, steam used for reforming NG It is not necessary to provide a separate heat source for generating heat, so that heat loss can be suppressed and the facility can be simplified.
[0047]
The above-described embodiment is an example of a preferred embodiment of the present invention, but is not limited thereto, and various modifications can be made without departing from the scope of the present invention. For example, in the hydrogen separation type thermal power generation system 1 shown in FIG. 1, the reforming / separating device 4 is integrated with the hydrogen combustor 14 and the heat of hydrogen combustion is used for reforming. As shown, the reforming / separating device 4 may be incorporated in the exhaust heat recovery boiler 28 to use the heat of the exhaust gas for reforming. As shown in FIG. 7, the reforming / separating apparatus 4 is formed by integrating a reforming means 2 for reforming NG into hydrogen and carbon dioxide, etc., and a hydrogen separating means 3 for separating hydrogen from the reformed gas. Is formed. The configurations of the reforming means 2 and the hydrogen separation means 3 are the same as those shown in FIG. That is, the hydrogen separation means 3 has a tube shape made of a hydrogen separation membrane. A metal heat receiving pipe 7 is provided around the hydrogen separation means 3. Further, the reforming means 2 is a nickel-based granular material and is filled between the heat receiving pipe 7 and the hydrogen separation means 3.
[0048]
As with the reformer / separator 4 as shown in FIG. 1, the carbon dioxide power generation means 6 generates power by burning the remaining reformed gas from which hydrogen has been separated with oxygen. ₂ And H ₂ O. As a result, CO gas is produced from a huge amount of exhaust gas generated when natural gas is burned as it is without being reformed. ₂ Because there is no need to recover the CO ₂ Can be easily recovered at high efficiency and at low cost. In addition, since the reforming means 2 and the hydrogen separation means 3 are integrated, there is no need to cool the reformed gas between the reforming means 2 and the hydrogen separation means 3, and heat loss can be suppressed and equipment can be suppressed. Can be simplified.
[0049]
In addition to the reforming unit 2 and the hydrogen separating unit 3, the reforming / separating device 4 is provided on the upstream side of the reforming unit 2 as shown in FIG. A NG supply pipe 10 connected to the NG supply chamber 9, a sweep gas supply chamber 50 provided upstream of the hydrogen separation means 3 penetrating the NG supply chamber 9 and opened by the hydrogen separation means 3, and a sweep gas A sweep gas supply pipe 51 connected to the supply chamber 50, a non-permeate gas discharge chamber 11 provided on the downstream side of the reforming means 2 and opening the heat receiving pipe 7, and a non-permeate gas discharge chamber 11 connected to the non-permeate gas discharge chamber 11 A hydrogen discharge chamber 41 provided downstream of the hydrogen separation means 3 penetrating the permeate gas discharge pipe 12, the non-permeate gas discharge chamber 11, and opened by the hydrogen separation means 3, and a hydrogen discharge connected to the hydrogen discharge chamber 41 A tube 42. For this reason, all NG and water vapor introduced from the NG supply pipe 10 are sent to the reforming means 2. Then, the hydrogen and the sweep gas obtained through the reforming unit 2 are sent to the hydrogen combustor 14 through the hydrogen separating unit 3, the hydrogen discharge chamber 41, and the hydrogen discharge pipe 42. On the other hand, the reformed gas excluding hydrogen is sent to the post-combustor 43 through the non-permeate gas discharge chamber 11 and the non-permeate gas discharge pipe 12.
[0050]
The reforming / separating device 4 is incorporated in the upstream portion of the exhaust heat recovery boiler 28. Then, the exhaust gas sent to the exhaust heat recovery boiler 28 circulates around the heat receiving pipe 7. Thereby, since heat exchange is performed between the exhaust gas and NG, the exhaust gas is dissipated, whereas NG is heated and reformed. Therefore, it is not necessary to provide a separate heat source for heating the reforming means 2, so that heat loss can be suppressed and equipment can be simplified.
[0051]
In the hydrogen separation thermal power generation system 1, in addition to the reforming separation device 4 and the exhaust heat recovery boiler 28, a hydrogen combustor 14 that combusts hydrogen supplied from the hydrogen separation means 3, and the hydrogen combustor 14. A gas turbine 15 that is operated by combustion gas from the gas generator, a generator 16 that generates electric power by the operation of the gas turbine 15, and carbon dioxide power generation means that generates electric power by burning the remaining reformed gas from which hydrogen has been separated with oxygen 6 is provided. The gas turbine 15, the generator 16, and the carbon dioxide power generation means 6 are the same as those used in the hydrogen separation thermal power generation system 1 shown in FIG. The hydrogen combustor 14 burns hydrogen from the reforming / separation apparatus 4 and compressed air from the air compressor 32. The shape and the like are not particularly limited, and a known or new one is used. can do.
[0052]
Furthermore, this hydrogen separation type thermal power generation system 1 is an LNG-CO in which LNG is introduced. ₂ Heat exchanger 26 and LNG-CO ₂ NG-CO into which NG from heat exchanger 26 is introduced ₂ A heat exchanger 27, an exhaust heat recovery boiler 28 that recovers sensible heat of the exhaust gas from the gas turbine 15, a condenser 29 into which the exhaust gas from the exhaust heat recovery boiler 28 is introduced, and an exhaust gas from the condenser 29 Is discharged from the chimney 30 and the H regenerated by the condenser 29. ₂ A reformed steam generating means 45 for converting O into steam for reforming NG, an air compressor 32 driven by the rotation of the drive shaft 31 of the gas turbine 15, and a composite using steam from the exhaust heat recovery boiler 28. Power generation means 33. These parts are the same as those used in the hydrogen separation thermal power generation system 1 shown in FIG.
[0053]
Therefore, since this hydrogen separation type thermal power generation system 1 includes the combined power generation means 33, combined power generation can be performed by the plurality of turbines 15, 44 and 34. Thereby, heat loss can be suppressed. Further, in this hydrogen separation thermal power generation system 1, since steam obtained by heat exchange in the exhaust heat recovery boiler 28 is mixed with NG and used for reforming, steam used for reforming NG It is not necessary to provide a separate heat source for generating heat, so that heat loss can be suppressed and the facility can be simplified.
[0054]
By the way, in each embodiment mentioned above, although the combined heat generation means 33 is provided in the exhaust heat recovery boiler 28, it is not restricted to this, As shown in FIG.8 and FIG.9, heat exchange with exhaust gas is performed in the exhaust heat recovery boiler 28. FIG. Thus, a working water vapor generating means 46 for generating water vapor that becomes a part of the working fluid of the gas turbine 15 may be provided. This working water vapor generating means 46 comprises an exhaust heat recovery boiler 28 and a pipe line passing therethrough. And H regenerated by the condenser 29 ₂ O is fed into the deaerator 48 by the water feeder 47. This H ₂ O is sent to the downstream portion of the exhaust heat recovery boiler 28 by the water feeder 49 to exchange heat with the exhaust gas. Heated H ₂ Part of O is mixed with NG and mixed with NG-CO ₂ Feed into heat exchanger 27. The remaining H ₂ O is further heat-exchanged and heated in the middle part of the exhaust heat recovery boiler 28 and supplied to the hydrogen combustor 14. Therefore, since this water vapor becomes a part of the working fluid in the gas turbine 15, the rotational speed of the gas turbine 15 can be increased to suppress heat loss. In addition, since it is not necessary to separately provide a heat source for generating water vapor that becomes part of the working fluid in the gas turbine 15, heat loss can be suppressed and the equipment can be simplified.
[0055]
8 shows the hydrogen separation type thermal power generation system 1 in which the reforming / separating device 4 is integrated with the hydrogen combustor 14, while FIG. 9 is a hydrogen separation in which the reforming / separating device 4 is incorporated in the exhaust heat recovery boiler 28. A type thermal power generation system 1 is shown.
[0056]
Further, in each of the above-described embodiments, only one of the combined power generation means 33 or the working steam generation means 46 is provided in the exhaust heat recovery boiler 28. However, the present invention is not limited to this, and both may be provided.
[0057]
【The invention's effect】
As is apparent from the above description, the hydrogen separation thermal power generation system according to claim 1 of the present invention reforms natural gas into reformed gas composed of hydrogen, carbon dioxide and the like, and reforming means. Hydrogen separation means that separates hydrogen from gas and integrates hydrogen separation means to perform reforming of natural gas and hydrogen separation in parallel, hydrogen power generation means that generates power using hydrogen as fuel, and hydrogen separation The carbon dioxide power generation means for generating power by burning the remaining reformed gas with oxygen is provided. ₂ And H ₂ O then H ₂ Just remove O and CO ₂ Can be easily recovered. Then, CO gas is generated from a huge amount of exhaust gas generated when natural gas is burned as it is without reforming. ₂ Because there is no need to recover the CO ₂ Can be easily recovered at high efficiency and at low cost. In addition to the hydrogen power generation means, the carbon dioxide power generation means can also generate power, so that heat loss can be suppressed.
[0058]
Further, since the reforming means and the hydrogen separation means are integrated, it is not necessary to cool the reformed gas between the reforming means and the hydrogen separation means, and heat loss can be suppressed and the equipment can be simplified. Can be planned.
[0059]
Also The hydrogen power generation means includes a hydrogen combustor that is integrated with the reforming separation device and combusts hydrogen, a gas turbine that is operated by combustion gas from the hydrogen combustor, and a generator that generates power by the operation of the gas turbine. Therefore, the heat required for reforming the natural gas can be obtained directly from the combustion of hydrogen. Thereby, since it is not necessary to provide the heat source which heats a reforming means separately, a heat loss can be suppressed and simplification of an installation can be achieved.
[0060]
In addition, the reforming separation device and the hydrogen combustor can be handled as an element of the hydrogen separation type thermal power generation system. For this reason, when the reforming / separation device and the hydrogen combustor are installed together when attaching the reforming / separation device to an existing hydrogen separation thermal power generation system, the installation work can be easily performed.
[0061]
Claims 2 The hydrogen separation type thermal power generation system includes an exhaust heat recovery boiler that recovers sensible heat of the exhaust gas from the gas turbine, and a combined power generation means that generates electricity by exchanging heat with the exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler. Therefore, it is possible to operate the gas turbine by burning hydrogen and to operate the combined power generation means by exhaust heat of the exhaust gas. Thereby, heat loss can be suppressed.
[0062]
And claims 3 The hydrogen separation thermal power generation system of this type is a waste heat recovery boiler that recovers the sensible heat of the exhaust gas from the gas turbine, and steam that becomes part of the working fluid of the gas turbine by exchanging heat with the exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler Since there is no need to provide a separate heat source for generating water vapor that becomes a part of the working fluid of the gas turbine, it is possible to suppress heat loss and simplify equipment. Can be achieved.
[0066]
Claims 4 The hydrogen separation thermal power generation system of the present invention is provided with reformed steam generating means for generating steam used for reforming natural gas by exchanging heat with exhaust gas in an exhaust heat recovery boiler. There is no need to provide a separate heat source for generating steam used for reforming. Thereby, heat loss can be suppressed and simplification of equipment can be achieved.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a conceptual diagram showing an embodiment of a hydrogen separation type turbine power generation system of the present invention.
2 is a perspective view showing reforming means and hydrogen separation means used in a reforming / separation apparatus used in the hydrogen separation-type turbine power generation system of FIG. 1. FIG.
FIG. 3 is a perspective view showing a reforming separation device and a hydrogen combustor.
FIG. 4 is a perspective view showing a reforming / separating apparatus.
FIG. 5 is a conceptual diagram showing another embodiment of the hydrogen separation turbine power generation system.
6 is a perspective view showing a reforming / separating apparatus used in the hydrogen separation type turbine power generation system of FIG.
7 is a perspective view showing reforming means and hydrogen separation means used in the reforming / separation apparatus of FIG. 6;
FIG. 8 is a conceptual diagram showing another embodiment of the hydrogen separation turbine power generation system.
FIG. 9 is a conceptual diagram showing still another embodiment of the hydrogen separation type turbine power generation system.
[Explanation of symbols]
1 Hydrogen separation type turbine power generation system
2 Modification means
3 Hydrogen separation means
4 reforming separator
5 Hydrogen power generation means
6 Carbon dioxide power generation means
14 Hydrogen combustor
15 Gas turbine
16 Generator
28 Waste heat recovery boiler
33 Combined power generation means
45 Modified steam generation means
46 Working water vapor generating means

Claims

Reformation of natural gas and separation of hydrogen by integrating reforming means for reforming natural gas into reformed gas composed of hydrogen and carbon dioxide and hydrogen separation means for separating hydrogen from the reformed gas A reforming / separation apparatus that performs power generation in parallel, a hydrogen power generation means that generates power using the hydrogen as fuel, a carbon dioxide power generation means that generates power by burning the remaining reformed gas from which the hydrogen has been separated with oxygen, and The hydrogen power generation means is integrated with the reforming / separating device and combusts the hydrogen, a gas turbine operated by combustion gas from the hydrogen combustor, and operation of the gas turbine. hydrogen separation thermal power system, comprising a generator for generating electric power.

The exhaust heat recovery boiler which collect | recovers the sensible heat of the waste gas from the said gas turbine, and the combined power generation means which produces electric power by heat-exchanging with the said waste gas with the said exhaust heat recovery boiler are characterized by the above-mentioned. The hydrogen separation thermal power generation system described.

An exhaust heat recovery boiler that recovers sensible heat of exhaust gas from the gas turbine, and operating steam that generates water vapor that becomes part of the working fluid of the gas turbine by exchanging heat with the exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler The hydrogen separation thermal power generation system according to claim 1, further comprising a generation unit.

The hydrogen according to claim 2 or 3, further comprising reformed steam generating means for generating steam used for reforming the natural gas by exchanging heat with the exhaust gas in the exhaust heat recovery boiler. Separate thermal power generation system.