JP4906519B2 - 石炭の水素化熱分解方法 - Google Patents
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Description
本発明は、石炭を水素雰囲気下において急速に水素化熱分解させて、ガス、オイル、チャーを製造する方法に関するものである。
現在までに、石炭を高温高圧下において水素と反応させて、直接メタンを始めとする炭化水素ガスおよびベンゼン、トルエン、キシレン（以下ＢＴＸと略す）を始めとするオイルを製造する石炭水添ガス化または水素化熱分解と呼ばれるプロセスがいくつか提案されている。
本発明者らも、石炭、チャーおよび炭素質原料の酸素によるガス化で生じる高温のガス（ガス化ガス）中に、水素ガスを混合し、水素濃度を高めたガス雰囲気中に石炭を吹き込み、石炭の急速加熱、熱分解反応およびガス化反応を気流層で行わせ、特にＢＴＸを高収率で得ることが可能であり,かつ設備のイニシャルコストを低減し、熱補給の必要がない高い熱効率の石炭水素化熱分解方法を提案している（特許文献１および特許文献２参照）。
また、本発明者らは石炭の水素化熱分解によって生成したガスおよびオイルをそれぞれ分離回収し、電力低負荷時には生成したガスを用いて発電すると同時に生成したオイルを貯蔵し、一方、電力高負荷時には生成したガス、オイルおよび先に貯蔵したオイルを用いて発電することによって、石炭水素化熱分解炉における定格量の石炭を常にほぼ一定量処理しながら、電力負荷の変更が可能な発電方法を提案している（特許文献３参照）。
特許文献１、特許文献２、特許文献３において提案されているプロセスは、ガスに加えて、ＢＴＸを始めとするオイルを高い収率で製造することが可能であり、かつ設備のイニシャルコストを低減し、熱補給の必要がない高い熱効率の石炭水素化熱分解方法である。しかし、これらの方法においては、石炭の水素化熱分解の結果生成したチャーをガスおよびオイルと分離する手段としてサイクロ（登録商標）ンを想定しているが、一般的にサイクロ（登録商標）ンにおけるチャーの捕集効率は８０〜９８％程度であるため、サイクロ（登録商標）ンにおいて捕集されなかったチャーが後段の設備（熱交換器、冷却器、脱硫器、ガス精製器等）へ導入され、設備トラブルの要因、あるいはチャー回収率の低下の原因となってしまうという問題があった。
また、特許文献１、特許文献２、特許文献３においては、石炭の熱分解を行わせる熱分解炉から排出されたガスおよびオイルの混合物は、熱回収器において顕熱の一部を回収された後に、脱硫および精製（ガスとオイルを分離）されるものと述べられている。これら脱硫および精製に関わる設備は、冷却器あるいは吸収塔等の湿式設備から構成されるため、熱回収器における酸露点等の制約から回収することができなかった２００〜３００℃以下の比較的低品位の顕熱は回収することができないのが現状である。特に、特許文献３においては、製品であるガスおよびオイルを発電（ガスタービン）燃料として用いるものと述べられているが、一層の発電効率の向上が見込まれるこれらの顕熱が利用されていないという問題があった。また、当然、ガスおよびオイルの分離に関わる一連の精製設備をプロセス内に設置することは、設備コストおよびランニングコストの増加につながってしまうという問題があった。
本発明の目的は、プロセス内における熱効率を従来法以上に高めた石炭の水素化熱分解方法を提供することである。
係る課題を解決するため、本発明の要旨とするところは、以下の通りである。
（１）下段がガス化部で上段が熱分解改質部である二室二段構造の石炭水素化熱分解炉を用いた石炭の水素化熱分解方法であって、前記ガス化部において、石炭、チャーおよび炭素質原料のうちの１種または２種以上を酸素と共に吹き込み、部分酸化反応を起こさせることによって、水素、一酸化炭素、水蒸気、二酸化炭素を主成分とするガス化ガスを発生させるガス化工程と、前記熱分解改質部において、前記発生したガス化ガス中に石炭または石炭と水素を吹き込み、前記ガス化ガスの顕熱を利用して水素化熱分解を起こさせることによって、ガス、オイル、及びチャーを生成させる熱分解改質工程と、前記生成したガス、オイル、及びチャーと前記発生したガス化ガスの混合物からなるプロセス発生物を、耐熱性フィルター設備へ導入して、前記チャーと前記ガスおよびオイルを分離する分離工程とを備え、前記分離したチャーを回収又は前記ガス化部へ吹き込むチャーとして使用し、前記分離したガス及びオイルを回収することを特徴とする石炭の水素化熱分解方法。
（２）前記分離工程において、前記オイルの一部を凝縮させて前記分離したチャーに付着させ、前記オイル付着後のチャーを回収又は前記ガス化部へ吹き込むチャーとして使用することを特徴とする（１）記載の石炭の水素化熱分解方法。
（３）前記耐熱性フィルター設備の立ち上げ時において、前記熱分解改質部の温度を１０００℃以上とし、前記耐熱性フィルター内において凝縮するオイル成分の生成を抑制し、前記耐熱性フィルター設備のフィルター表面へのオイルの付着を防ぐことを特徴とする（１）または（２）記載の石炭の水素化熱分解方法。
（４）前記分離工程で分離したガス及びオイルを、乾式脱硫した後に回収することを特徴とする（１）〜（３）のいずれかに記載の石炭の水素化熱分解方法。
（５）前記乾式脱硫した後のガス及びオイルを、混合状態のまま、ガスタービンの発電用燃料として使用することを特徴とする（４）記載の石炭の水素化熱分解方法。
（１）下段がガス化部で上段が熱分解改質部である二室二段構造の石炭水素化熱分解炉を用いた石炭の水素化熱分解方法であって、前記ガス化部において、石炭、チャーおよび炭素質原料のうちの１種または２種以上を酸素と共に吹き込み、部分酸化反応を起こさせることによって、水素、一酸化炭素、水蒸気、二酸化炭素を主成分とするガス化ガスを発生させるガス化工程と、前記熱分解改質部において、前記発生したガス化ガス中に石炭または石炭と水素を吹き込み、前記ガス化ガスの顕熱を利用して水素化熱分解を起こさせることによって、ガス、オイル、及びチャーを生成させる熱分解改質工程と、前記生成したガス、オイル、及びチャーと前記発生したガス化ガスの混合物からなるプロセス発生物を、耐熱性フィルター設備へ導入して、前記チャーと前記ガスおよびオイルを分離する分離工程とを備え、前記分離したチャーを回収又は前記ガス化部へ吹き込むチャーとして使用し、前記分離したガス及びオイルを回収することを特徴とする石炭の水素化熱分解方法。
（２）前記分離工程において、前記オイルの一部を凝縮させて前記分離したチャーに付着させ、前記オイル付着後のチャーを回収又は前記ガス化部へ吹き込むチャーとして使用することを特徴とする（１）記載の石炭の水素化熱分解方法。
（３）前記耐熱性フィルター設備の立ち上げ時において、前記熱分解改質部の温度を１０００℃以上とし、前記耐熱性フィルター内において凝縮するオイル成分の生成を抑制し、前記耐熱性フィルター設備のフィルター表面へのオイルの付着を防ぐことを特徴とする（１）または（２）記載の石炭の水素化熱分解方法。
（４）前記分離工程で分離したガス及びオイルを、乾式脱硫した後に回収することを特徴とする（１）〜（３）のいずれかに記載の石炭の水素化熱分解方法。
（５）前記乾式脱硫した後のガス及びオイルを、混合状態のまま、ガスタービンの発電用燃料として使用することを特徴とする（４）記載の石炭の水素化熱分解方法。
本発明により、石炭の水素化熱分解方法においてプロセス内における熱効率をより高めることが可能となる。
以下、本発明を詳細に説明する。図１に本発明に関するフローシートを、図2に本発明の二室二段型の石炭水素化熱分解炉内における反応メカニズムを示す。
本発明の石炭水素化熱分解炉１は、それぞれ内部反応の異なる二室から構成され、各々の部屋へ石炭等炭素質原料を投入する二段吹き込み型構造であることを特徴とする。すなわち、下段は酸素をガス化剤とする部分酸化反応によって石炭等炭素質原料をガス化するためのガス化部２とし、その上段にガス化部２において発生したガス化ガス中に石炭または石炭と水素を吹き込むことによって水素化熱分解反応を起こさせる熱分解改質部３を設置する。また、ガス化部２と熱分解改質部３の間は、それぞれの炉径よりも狭まったスロート部４（絞り部）で区切ることによって、内部で生じる反応、温度、水素濃度といった両者の条件をそれぞれ別々に管理することが容易なようにする。また、熱分解改質部３へ吹き込まれた石炭あるいは熱分解改質部３内において発生したチャーは、熱分解改質部３内をある一定時間内滞留しているが、スロート部４を設け、そのガス流速を適切に管理することによって、ガス化部への落下を防止することが可能となる。ただし、熱分解改質部３内におけるガス流速が充分に速く、石炭あるいはチャーのガス化部２への落下が起きにくい条件下においては、スロート部４を設けない場合もあり得る。
二室二段構造の石炭水素化熱分解炉１の下段であるガス化部２において発生したガス化ガス５（主成分は、水素（Ｈ2）、一酸化炭素（ＣＯ）、水蒸気（Ｈ2Ｏ）、二酸化炭素（ＣＯ2））は、スロート部４を介してガス化部２と直結している上段の熱分解改質部３へ直ちに導入される。ガス化ガス５の残部成分としては、メタン（ＣＨ4）、エタン（Ｃ2Ｈ6）、プロパン（Ｃ3Ｈ8）、エチレン（Ｃ2Ｈ4）、プロピレン（Ｃ3Ｈ6）等が２０体積％（ｄｒｙ）含有される。ガス化ガス５中には１０〜３５体積％程度の水素が当初より含有されているが、熱分解改質部３内における石炭の水素化熱分解反応を促進するためには、別途水素ガスを熱分解改質部３内へ添加することによって水素濃度を更に高めることが望ましい。
ここで、当然ガス化ガス５の温度は、ガス化部２の炉温に依存する。炉温（反応温度）が１２００℃より低いと石炭が充分にガス化せず、かつ、スラグ（石炭中の灰分が溶融したもの）を連続的に安定してガス化部２の底部より抜き出すこともできなくなり、１７００℃を超えるとガス化部２の炉壁の寿命を極度に短縮し、かつ、放熱による熱損失も増加させるので、１２００℃〜１７００℃とすることが好ましい。ガス化部２の圧力は、ガス化反応速度を促進し、かつ熱分解改質部３からのガスの逆流を防ぐために、１．０ＭＰａ（ゲージ圧）以上とすることが好ましい。圧力の上限は特に定めないが、必要以上の高圧とすることによる設備コストの上昇を防ぐため、また、最終のプロセス製品（ガス、オイル）を発電用燃料として用いる場合、一般的なガスタービンの入口ガス圧力が２〜３ＭＰａ（ゲージ圧）であることから、５．０ＭＰａ（ゲージ圧）以下とすることが好ましい。
熱分解改質部３内において、水素リッチガス７と共にノズル８から吹き込まれた微粉状の石炭６−１は、先の高温のガス化ガス５と混合されることによって、ガス化ガス５の持つ顕熱を熱源として、急速加熱ならびに熱分解される。まず、反応の最初に起きる熱分解一次反応において、石炭は熱分解ガス（主成分はＨ2、ＣＯ、ＣＯ2、Ｈ2Ｏ、炭化水素ガス）、重質分であるベンゼン環が３環以上の多環芳香族が成分の大半を占めるタール、固体のチャーへと分解される。これらの熱分解反応生成物は、引き続き、水素との反応を主反応とする熱分解二次反応によって、熱分解ガス中の炭化水素ガスは、更に低分子量の炭化水素ガス（ＣＨ4、Ｃ2Ｈ6、Ｃ3Ｈ8、Ｃ2Ｈ4、Ｃ3Ｈ6等）へ、タールはガスあるいはＢＴＸ、ナフタレンのようなベンゼン環が１〜２環程度の軽質分が成分の主体を占めるオイルへと分解される。また、チャーの一部も、（１）式において示される水素化反応によってＣＨ4を主とする炭化水素ガス、あるいは（２）および（３）式において示されるガス化反応によってＣＯあるいはＨ2へと転換される。
Ｃ（チャー） ＋ Ｈ2 → 低分子炭化水素ガス（ＣＨ4等） …（１）
Ｃ（チャー） ＋ ＣＯ2 → ２ＣＯ …（２）
Ｃ（チャー） ＋ Ｈ2Ｏ → ＣＯ ＋ Ｈ2 …（３）
これらのチャーに関する反応の中で、（３）式の水蒸気によるガス化反応は、ある一定の反応条件（温度、圧力）において、他の２つの反応よりも数倍以上反応速度が速いため、熱分解改質部内におけるチャーの生成量を削減する最も効果的な反応である。また、本発明のように、石炭が急速に加熱（１００℃／ｓｅｃ以上）されて生成したチャーは、比較的低温度域（７００〜１１００℃）においても、これらのガス（Ｈ2、ＣＯ2、水蒸気）との反応性が極めて優れている活性なチャーであるため、更に水蒸気ガス化反応を生じさせるのに好適である。
Ｃ（チャー） ＋ ＣＯ2 → ２ＣＯ …（２）
Ｃ（チャー） ＋ Ｈ2Ｏ → ＣＯ ＋ Ｈ2 …（３）
これらのチャーに関する反応の中で、（３）式の水蒸気によるガス化反応は、ある一定の反応条件（温度、圧力）において、他の２つの反応よりも数倍以上反応速度が速いため、熱分解改質部内におけるチャーの生成量を削減する最も効果的な反応である。また、本発明のように、石炭が急速に加熱（１００℃／ｓｅｃ以上）されて生成したチャーは、比較的低温度域（７００〜１１００℃）においても、これらのガス（Ｈ2、ＣＯ2、水蒸気）との反応性が極めて優れている活性なチャーであるため、更に水蒸気ガス化反応を生じさせるのに好適である。
熱分解改質部３内において、チャーと反応させるための水蒸気は、ガス化部２から導入されるガス化ガス５中の成分として供給される。また、チャーの水蒸気ガス化反応に関する反応速度は、圧力、温度、水蒸気濃度の濃度上昇に伴って大きくなる。従って、ある一定の圧力、温度条件下において、可能な限り短い反応時間内でガス化反応を促進し、チャー生成量を更に削減するためには、熱分解改質部３内へ別途ダイレクトに水蒸気９−１を添加して、熱分解改質部３内の水蒸気分圧を高めてやっても良い。
熱分解改質部３におけるガスの滞留時間は、ガスあるいはタールが充分に熱分解二次反応され、かつ必要以上に炉のサイズが大きくならない程度（０．５〜１０ｓｅｃ）とすることが望ましい。
一方、一般的に、熱分解されて生成したチャーはガスよりも長時間炉内へ滞留するが、特に本発明において、チャーと水蒸気との反応を充分に進行させるためには、チャーの滞留時間ができるだけ長くなるように、すなわち、チャーが熱分解改質部３内においてある程度滞留するように熱分解改質部３内の上向きのガス流速を制御することが重要である。その際の適切な流速は、チャーの性状（比重、粒径等）によっても異なるが、０．１〜１０ｍ／ｓｅｃ程度とすることが好適である。なお、ガス流速が０．１ｍ／ｓｅｃよりも小さな場合には、チャーは上向きのガスにほとんど気流同伴されず、ガス化部２の方へ落下してしまう。また逆に、１０ｍ／ｓｅｃよりも大きな場合には、チャーはほとんど熱分解改質部３内へ滞留せずに、ガスとほぼ同じ滞留時間内において炉から放出されてしまうため、チャーのガス化反応を促進させる観点からは好ましくない。
なお、熱分解改質部３のサイズ（炉長）の巨大化に伴う設備コストの上昇を防ぐために、ガスの滞留時間は、熱分解二次反応がほぼ完了する３ｓｅｃ以下とし、またガス流速は、チャーの大半が気流同伴される１ｍ／ｓｅｃ以上、チャーの滞留が適度に生じる５ｍ／ｓｅｃ以下となる範囲で熱分解改質部３の炉長を決定することが好適である。
熱分解改質部３内の反応条件は、温度５００〜１２００℃、圧力１〜１０ＭＰａ（ゲージ圧）、水素濃度１０〜７０％とすることが好ましいが、特に、ＢＴＸおよびナフタレンのような軽質オイル成分の収率を向上させ、また、製造に関わるコストを低減するためには、温度６００〜９００℃、圧力２〜５ＭＰａ（ゲージ圧）、水素濃度２５〜５０％とすることが望ましい。ここで定義する水素濃度とは、熱分解改質部３内において石炭が熱分解される前の雰囲気中の水素濃度、すなわちガス化ガス５、外部から添加された水素あるいは水素リッチガス７、その他搬送用ガス、パージガス等が混合されたガス中の水素濃度（推定値）を意味する。また、石炭６−１、水素あるいは水素リッチガス７、水蒸気９−１は、すべてを同一のノズル８から吹き込んでも、別々のノズルから吹き込んでやっても構わない。
石炭水素化熱分解炉１から排出された、ガス化部２から発生したガス化ガス５と熱分解改質部から発生したガス、オイル、チャーの混合物から構成されるプロセス発生物１０は、廃熱回収器１１においてその顕熱の一部を回収された後、耐熱性フィルター１２へ導入される。なお、プロセス全体の熱効率向上のためには、廃熱回収器１１を設置することが望ましいが、プロセス発生物１０中に含有される飛散スラグ（ガス化部からガスに同伴される）やチャーの特性上、廃熱回収器１１等における付着トラブルが発生する可能性がある場合には、水スプレー、クエンチガスによる急冷器（クエンチャー）で代用、あるいは両者を併用しても構わない。
また、耐熱性フィルター１２とは、通常のバグフィルターの使用上限温度である２００℃以上の高温条件下においてガス中に含有されるチャー等のダスト分（固形分）を除去することが可能なフィルターであるものと定義される。使用の上限温度は、フィルター材料、構造、ガス中の腐食物質含有量等によっても異なるが、最大８００℃程度まで使用することが可能な材料が開発されているのが現状である。核となるフィルターエレメントの材質はセラミックスと金属に大別される。セラミックス材料の例としてはコージェライト等、金属材料としては鉄アルミ系金属間化合物、ハステロイ、インコネル等の高ニッケル・高クロム系合金等が使用されている。
図３に本発明における耐熱性フィルター１２の集塵機構を示す。耐熱性フィルター１２へ導入されたチャー（ダスト）・オイル含有ガス２３はフィルターエレメント２４においてチャー分を除去された後（除塵後）、オイル含有ガス２５として排出される。除去されたチャー（ダスト）分は、フィルターエレメント２４表面においてダスト層を形成するが、ダスト層が厚くなりすぎると、フィルター前後における差圧が上昇し、耐熱性フィルター１２を通過するガス流量が低下するため、定期的に逆洗を実施（逆洗ガス２６導入）することによって、付着したダスト層を除去する必要がある。この際、ダスト層は逆洗によって剥ぎ取ることのできる二次ダスト層２７と逆洗によって剥ぎ取ることができずそのままの状態で維持される一次ダスト層２８（パーマネントケーキ層）に区分される。
耐熱性フィルター１２へ導入される際の温度に応じて、ガス中に含有されるオイル成分の一部は凝縮し、オイルミストの状態で耐熱性フィルター１２内へ導入される。これら凝縮したオイル成分の大半はフィルターエレメント２４においてチャー（ダスト）と共に（チャー粒子に付着した状態で）除去される。ダスト層に取り込まれた状態のオイル成分はフィルター性能に何ら影響を及ぼさず、逆洗によってダストと共に除去されるが、フィルターエレメント２４表面に直接付着したオイル成分は逆洗によって除去することができず、フィルターの閉塞トラブルへとつながってしまう恐れがあるため、一次ダスト層２８が形成される耐熱性フィルター１２の立ち上げ時（操業開始時）においては、フィルターエレメント２４表面へ付着するオイル成分（すなわち凝縮するオイル成分）の生成を抑制するような石炭水素化熱分解炉１の条件とすることが望ましい。
そのような石炭水素化熱分解炉１の条件とは、すなわち熱分解改質部３の温度を１０００℃以上となるように制御することが望ましい。石炭の種類によっても異なるが、一般的に熱分解改質部３の温度を１０００℃以上の高温とした場合、熱分解一次反応の結果生じたタールはそのほぼ全量が熱分解二次反応によって、ガスあるいはＢＴＸクラス（ベンゼン環１環クラス）のオイルにまで分解されるため、一次ダスト層２７が形成される以前の状態の耐熱性フィルター１２内部へプロセス発生物９を導入しても、フィルターエレメント２４へのオイル成分の付着は起こらない。
勿論、熱分解改質部３の温度を１０００℃以上とした場合であっても耐熱性フィルター１２内において凝縮するオイル成分は皆無ではないが、ごく微量であるため、フィルターエレメント２４表面へ付着したとしても問題とはならない（閉塞までは起こさない）。
また、この熱分解改質部３の温度は、炭種に応じてそれぞれ適切な温度が設定される。その後、一次ダスト層２８が形成された後に、石炭水素化熱分解炉１の熱分解改質部３を１０００℃より低い任意の温度条件とすることによって、プロセス発生物１０としてのオイル併産を開始すれば良い。
なお、フィルターエレメント２４表面へ付着するオイル成分を発生させない石炭水素化熱分解炉１の条件として、ガス化部２においてのみ石炭のガス化を行い、熱分解改質部３へは石炭の投入を行わないケースを選択することもできるが、ガス化部２からのガス化ガス５中に同伴される飛散スラグは、熱分解改質部３において生成するチャーが共存しない場合には、ガス化部２以降の各部において付着し、設備の安定操業を阻害する可能性があるため望ましくない。
耐熱性フィルター１２において、ほぼ１００％近い高い捕集効率で分離されたチャー１３（付着したオイル含む）は、チャーリサイクル設備１４を経由した後、ガス化部２へ微粉状の石炭６−２と共に導入され、ガス化剤である酸素１５によって、１２００〜１７００℃の高温でガス化され、ガス化ガス５（主成分はＨ2、ＣＯ、Ｈ2Ｏ、ＣＯ2）に転換される。なお、チャーと共に耐熱性フィルター１２において除去されたチャーに付着したオイル分もチャーと一緒にガス化される。
この際、ガス化部２内の温度制御（過昇温防止）の目的も兼ねて、ガス化剤として水蒸気９−２を酸素１４と併用しても良い。石炭６−２とチャー１３は混合後に同一のバーナー１６からガス化部２内へ吹き込んでも、それぞれ別々のバーナー１５からガス化部２内へと吹き込んでも良い。
また、石炭６−２の一部または全部の代わりに他の炭素質原料を使用しても良い。特に、水素含有量の大きな炭素質原料（例えば、天然ガス、石油残渣、廃プラスチック、バイオマス等）を使用した場合、発生する高温ガス中の水素濃度が上昇し、別途水素濃度富化のために添加する水素を削減、あるいは省略できる効果もある。また、チャー１３の一部または全部を回収してボイラー用燃料、高炉還元剤等の他の用途に使用しても良い。
ガス化部２内で発生した溶融スラグの大半は炉底のスラグ抜き出し口（スラグタップ）より抜き出され、スラグ１６として回収される。
耐熱性フィルター１２にてチャー及びチャーに付着したオイルを分離した残りのプロセス発生物（オイルを含有するガス）は、脱硫設備１８−１へ導入され、ガス中に含有される不純物である硫黄分（Ｈ2Ｓ、ＣＯＳ等）が除去される。脱硫設備１８−１の方式としては、湿式法と乾式法が存在するが、通常の廃熱ボイラー等の廃熱回収設備において回収可能な３００〜４００℃程度の温度レベル以下にまでプロセス発生物の持つ顕熱を徹底的に有効利用するためには、乾式法を選択することが望ましい。
現状実用化されている乾式法は、基本的に鉄系の脱硫剤を使用し、４００〜５００℃程度の温度条件下で以下の反応式に従って脱硫を実施する方式である。
３Ｆｅ2Ｏ3＋Ｈ2→２Ｆｅ3Ｏ4＋Ｈ2Ｏ …（４）
Ｆｅ3Ｏ4＋３Ｈ2Ｓ＋Ｈ2→３ＦｅＳ＋４Ｈ2Ｏ …（５）
Ｆｅ3Ｏ4＋３ＣＯＳ＋ＣＯ→３ＦｅＳ＋４ＣＯ2 …（６）
リアクター方式としては、流動層式、固定層式、移動層式等いくつかの方式が存在するが、いずれの方式においても上記反応に従って脱硫を行わせる脱硫塔（４００〜５００℃）と脱硫後の脱硫剤の再生を行う再生塔（６００〜８００℃）から構成されている。再生塔における反応は以下の通りである。
Ｆｅ3Ｏ4＋３Ｈ2Ｓ＋Ｈ2→３ＦｅＳ＋４Ｈ2Ｏ …（５）
Ｆｅ3Ｏ4＋３ＣＯＳ＋ＣＯ→３ＦｅＳ＋４ＣＯ2 …（６）
リアクター方式としては、流動層式、固定層式、移動層式等いくつかの方式が存在するが、いずれの方式においても上記反応に従って脱硫を行わせる脱硫塔（４００〜５００℃）と脱硫後の脱硫剤の再生を行う再生塔（６００〜８００℃）から構成されている。再生塔における反応は以下の通りである。
２ＦｅＳ＋７／２Ｏ2→２Ｆｅ2Ｏ3＋２ＳＯ2 …（７）
２Ｆｅ3Ｏ4＋１／２Ｏ2→３Ｆｅ2Ｏ3 …（８）
脱硫設備入口のガス中に凝縮したオイル成分（オイルミスト）が存在する場合、脱硫剤へオイルが付着（析出）し、脱硫剤の性能を阻害する恐れがあるが、前記した通り、脱硫設備１８−１と同等の温度で運転されている前段の耐熱性フィルター１２において、オイルミストの大半はチャーに付随して除去されているため、脱硫設備１８−１おいて何ら問題とはならない。
２Ｆｅ3Ｏ4＋１／２Ｏ2→３Ｆｅ2Ｏ3 …（８）
脱硫設備入口のガス中に凝縮したオイル成分（オイルミスト）が存在する場合、脱硫剤へオイルが付着（析出）し、脱硫剤の性能を阻害する恐れがあるが、前記した通り、脱硫設備１８−１と同等の温度で運転されている前段の耐熱性フィルター１２において、オイルミストの大半はチャーに付随して除去されているため、脱硫設備１８−１おいて何ら問題とはならない。
脱硫設備１８−１において不純物を除去されて生成したプロセス製品の一部は抜き出され、シフト反応器、脱炭酸器等から構成される水素転換設備１９において、水素リッチガスへ転換された後、石炭水素化熱分解炉１の熱分解改質部３内へリサイクルされる。無論、プロセス製品を使用せずに、他から調達した水素を添加用水素として使用しても良い。また、前記した通り、ガス化ガス５中に充分な水素が含有されている場合は、設備コスト削減のため、あえてこれら一連の水素転換設備１９を設置せずに、ガス化ガス５中に含有される水素のみによって熱分解改質部３において水素化熱分解を起こさせても構わない。
こうして生成した最終のプロセス製品２０（前段の設備において除去されなかったオイルを含有するガス）は様々な用途に使用可能であるが、ガスの保有する顕熱を有効に活用することが可能な複合サイクル発電設備２１におけるガスタービン発電用燃料として使用することが望ましい。
なお、複合サイクル発電設備２１とは、ガスタービン、ガスタービン排ガス廃熱回収ボイラー、スチームタービンから構成される発電設備を意味する。石炭を石炭ガス化炉においてガス化ガスへと転換し、そのガス化ガスを複合サイクル発電燃料として用いる発電プロセスは石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ）として既知であるが、本発明の石炭水素化熱分解炉においては通常の石炭ガス化炉よりも石炭のエネルギー転換効率（冷ガス効率）を高めることが可能であるため、発電設備も含めた全体プロセスにおける効率、すなわち発電効率を更に高めることが可能となる。
（実施例）
図４に示したフローに従って、石炭８６０ｔ／ｄａｙの水素化熱分解を実施した。
図４に示したフローに従って、石炭８６０ｔ／ｄａｙの水素化熱分解を実施した。
石炭６−１（粒径２００メッシュ以下、平均４０μm）２１ｔ／ｈｒを、温度８００℃、圧力２．５ＭＰａ（ゲージ圧）、水素濃度３０％（ガス化ガス５中の水素と水素リッチガス７、石炭６−１の搬送ガス、その他パージガスを合わせたガス中の水素濃度）の条件下の石炭水素化熱分解炉１の熱分解改質部３において処理を行った。
なお、操業開始時においては、熱分解改質部３の温度を１０５０℃とし、後段の耐熱性フィルター１２内フィルターエレメント２４表面において一次ダスト層２８が形成された後に８００℃まで低下させた。
石炭水素化熱分解炉１から排出されたプロセス発生物は、水素予熱器２９および廃熱回収ボイラー３０から構成される廃熱回収器１１において４５０℃まで顕熱を回収された後、耐熱性フィルター１２へ導入されチャー１３が分離された。耐熱性フィルター１２においては、凝縮してミスト状態で存在しているオイル成分もチャー１３と共に分離された。
図５に石炭水素化熱分解炉１から排出された直後のオイルの蒸留曲線（ＢＴＸクラスの低沸点成分は含まない）を示す。３質量％程度含有される沸点４５０℃以上のオイル成分が耐熱性フィルター１２内においてミスト状態で析出し、チャー１３と共に分離された。
なお、留出温度２００℃付近の留出分（蒸留曲線において水平部分）はナフタレンの留出を示しており、このオイルの５０質量％以上はナフタレンで占められていた。
これらチャー１３（チャーと一緒に分離されたオイル含む）１０ｔ／ｈｒは、１５ｔ／ｈｒの石炭６−２と共に、ガス化部２において、酸素１５（１．４万Ｎｍ3／ｈｒ）および水蒸気９−２（３ｔ／ｈｒ）をガス化剤として、１５５０℃でのガス化を行った。１５５０℃で発生したガス化ガス５（５．１万Ｎｍ3／ｈｒ（ｗｅｔ））中には、Ｈ2が２９体積％、ＣＯが５２体積％、ＣＯ2が6体積％、Ｈ2Ｏ（水蒸気）が９体積％含有されており、直ちに上段に直結した熱分解改質部３へ導入することによって、水素化熱分解反応に必要な熱源、水素源（一部）、およびチャーのガス化反応を生じさせるための水蒸気源、ＣＯ2源として機能した。
耐熱性フィルター１２から排出されたプロセス発生物（オイルを含有するガス）は直ちに脱硫設備（乾式法）１８−２へ導入され、ガス中に含有される硫黄分が１００ｐｐｍ以下にまで除去を行った。耐熱性フィルター１２から脱硫設備１８−２入口までの間は断熱材張りの配管とし、その流路長さを可能な限り短くすることによって、耐熱性フィルター１２から脱硫設備１８−２へ至る間のガスの温度低下はわずか（３℃）であり、脱硫設備１８−２入口において凝縮してミスト状態で存在しているオイルはごく微量であったため、これらオイルは脱硫設備１８−２で使用されている脱硫剤へ何ら影響を及ぼさなかった。また、影響を及ぼさない範囲で脱硫剤へ付着したオイルに関しても、脱硫剤の再生工程において燃焼（酸化）除去されるため問題とならなかった。
脱硫後のクリーンなプロセス製品は、ガス６．３万Ｎｍ3／ｈｒ（ｄｒｙ）およびオイル（ＢＴＸ含む）３ｔ／ｈｒからなるが、その内の、ガス０．２万Ｎｍ3／ｈｒ（ｄｒｙ）およびオイル（ＢＴＸ含む）０．１ｔ／ｈｒは水素転換設備１９において、水素リッチガス７（０．１万Ｎｍ3／ｈｒ（ｄｒｙ））へ転換され、熱分解改質部３へリサイクルを行った。
こうして得られた最終的なプロセス製品２０（温度４２０℃）は、Ｈ2、ＣＯリッチなガス６．１万Ｎｍ3／ｈｒ（ｄｒｙ）およびベンゼンおよびナフタレンを主成分とするオイル２．９ｔ／ｈｒの混合物であり、直ちにガスタービンとスチームタービンから構成される複合サイクル発電設備２１内のガスタービン燃料として利用した。
なお、先の廃熱回収器において回収された水蒸気（スチーム）の一部およびガスタービンの排ガスから廃熱回収ボイラーによって熱回収を行うことによって回収された水蒸気（スチーム）は複合発電サイクル設備２１内のスチームタービンへ導入した。
（９）式で示される今回の条件における石炭水素化熱分解炉１のエネルギー転換効率は８８％であり、プロセス全体における発電効率（送電端／高位発熱量基準）は４６％であった。
エネルギー転換効率＝（製品潜熱〈ガス＋オイル〉）／（石炭潜熱）×１００ …（９）
（比較例）
図６に示したフローに従って、石炭８６０ｔ／ｄａｙの水素化熱分解を実施した。
（比較例）
図６に示したフローに従って、石炭８６０ｔ／ｄａｙの水素化熱分解を実施した。
石炭６−１（粒径２００メッシュ以下、平均４０μm）２１ｔ／ｈｒを、温度８００℃、圧力２．５ＭＰａ（ゲージ圧）、水素濃度３０％（ガス化ガス５中の水素と水素リッチガス７、石炭６−１の搬送ガス、その他パージガスを合わせたガス中の水素濃度）の条件下の石炭水素化熱分解炉１の熱分解改質部３において処理を行った。
石炭水素化熱分解炉１から排出されたプロセス発生物１０は、サイクロ（登録商標）ン３１へ導入されチャー１３が分離された後、水素予熱器２９および廃熱回収ボイラー３０から構成される廃熱回収器１１において３００℃まで顕熱が回収された。
分離回収されたチャー１３（１０ｔ／ｈｒ）は、１５ｔ／ｈｒの石炭６−２と共に、ガス化部２において、酸素１５（１．４万Ｎｍ3／ｈｒ）および水蒸気９−２（３ｔ／ｈｒ）をガス化剤として、１５５０℃でのガス化を行った。１５５０℃で発生したガス化ガス５（５．１万Ｎｍ3／ｈｒ（ｗｅｔ））中には、Ｈ2が２９体積％、ＣＯが５２体積％、ＣＯ2が6体積％、Ｈ2Ｏ（水蒸気）が９体積％含有されており、直ちに上段に直結した熱分解改質部３へ導入することによって、水素化熱分解反応に必要な熱源、水素源（一部）、およびチャーのガス化反応を生じさせるための水蒸気源、ＣＯ2源として機能した。
廃熱回収器１１から排出されたプロセス発生物（オイルを含有するガス）はガス冷却塔、ガス吸収等から構成されるオイル分離設備３２においてオイルを回収された後、脱硫設備（湿式法）１８−３へ導入され、ガス中に含有される硫黄分を１００ｐｐｍ以下にまで除去を行った。
廃熱回収器１１から排出されたプロセス発生物（オイルを含有するガス）はガス冷却塔、ガス吸収等から構成されるオイル分離設備３２においてオイルを回収された後、脱硫設備（湿式法）１８−３へ導入され、ガス中に含有される硫黄分を１００ｐｐｍ以下にまで除去を行った。
脱硫後のクリーンな製品ガス６．３万Ｎｍ3／ｈｒ（ｄｒｙ）の内０．２万Ｎｍ3／ｈｒ（ｄｒｙ）は水素転換設備１９において、水素リッチガス０．１万Ｎｍ3／ｈｒ（ｄｒｙ）へ転換され、熱分解改質部３へリサイクルを行った。
こうして得られた最終的なプロセス製品である製品ガス３３（６．１万Ｎｍ3／ｈｒ（ｄｒｙ））（温度２５℃）および製品オイル３４（３．０ｔ／ｈｒ）はガスタービンとスチームタービンから構成される複合サイクル発電設備２１内のガスタービン燃料として利用した。なお、先の廃熱回収器１１において回収された水蒸気（スチーム）の一部およびガスタービンの排ガスから廃熱回収ボイラーによって熱回収を行うことによって回収された水蒸気（スチーム）はスチームタービンへ導入した。
（９）式で示される今回の条件における石炭水素化熱分解炉１のエネルギー転換効率は８８％であり、プロセス全体における発電効率（送電端／高位発熱量基準）は４５％であった。
従って、実施例においては、石炭から製造したプロセス製品（ガス、オイル）の保有する４２０℃以下の顕熱をすべて有効に発電に利用することができたため、比較例よりもプロセス全体における発電効率を１％高めることが可能となった。
また、実施例は、比較例よりもオイル分離に関わる諸設備を削減できたため、設備費が５％安価となった。
１ 石炭水素化熱分解炉
２ ガス化部
３ 熱分解改質部
４ スロート部
５ ガス化ガス
６−１ 石炭
６−２ 石炭
７ 水素リッチガス
８ ノズル
９−１ 水蒸気
９−２ 水蒸気
１０ プロセス発生物
１１ 廃熱回収器
１２ 耐熱性フィルター
１３ チャー
１４ チャーリサイクル設備
１５ 酸素
１６ スラグ
１７ バーナー
１８−１ 脱硫設備
１８−２ 脱硫設備（乾式法）
１８−３ 脱硫設備（湿式法）
１９ 水素転換設備
２０ プロセス製品
２１ 複合サイクル発電設備
２２ 電力
２３ チャー（ダスト）・オイル含有ガス
２４ フィルターエレメント
２５ オイル含有ガス
２６ 逆洗ガス
２７ 二次ダスト層
２８ 一次ダスト層
２９ 水素予熱器
３０ 廃熱回収ボイラー
３１ サイクロ（登録商標）ン
３２ オイル分離設備
３３ 製品ガス
３４ 製品オイル
２ ガス化部
３ 熱分解改質部
４ スロート部
５ ガス化ガス
６−１ 石炭
６−２ 石炭
７ 水素リッチガス
８ ノズル
９−１ 水蒸気
９−２ 水蒸気
１０ プロセス発生物
１１ 廃熱回収器
１２ 耐熱性フィルター
１３ チャー
１４ チャーリサイクル設備
１５ 酸素
１６ スラグ
１７ バーナー
１８−１ 脱硫設備
１８−２ 脱硫設備（乾式法）
１８−３ 脱硫設備（湿式法）
１９ 水素転換設備
２０ プロセス製品
２１ 複合サイクル発電設備
２２ 電力
２３ チャー（ダスト）・オイル含有ガス
２４ フィルターエレメント
２５ オイル含有ガス
２６ 逆洗ガス
２７ 二次ダスト層
２８ 一次ダスト層
２９ 水素予熱器
３０ 廃熱回収ボイラー
３１ サイクロ（登録商標）ン
３２ オイル分離設備
３３ 製品ガス
３４ 製品オイル
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- 下段がガス化部で上段が熱分解改質部である二室二段構造の石炭水素化熱分解炉を用いた石炭の水素化熱分解方法であって、前記ガス化部において、石炭、チャーおよび炭素質原料のうちの１種または２種以上を酸素と共に吹き込み、部分酸化反応を起こさせることによって、水素、一酸化炭素、水蒸気、二酸化炭素を主成分とするガス化ガスを発生させるガス化工程と、前記熱分解改質部において、前記発生したガス化ガス中に石炭または石炭と水素を吹き込み、前記ガス化ガスの顕熱を利用して水素化熱分解を起こさせることによって、ガス、オイル、及びチャーを生成させる熱分解改質工程と、前記生成したガス、オイル、及びチャーと前記発生したガス化ガスの混合物からなるプロセス発生物を、耐熱性フィルター設備へ導入して、前記チャーと前記ガスおよびオイルを分離する分離工程とを備え、前記分離工程において、前記耐熱性フィルター設備の立ち上げ時において、前記熱分解改質部の温度を１０００℃以上とし、前記耐熱性フィルター内において凝縮するオイル成分の生成を抑制して、前記耐熱性フィルターの表面へのオイルの付着を防ぎ、次いで、前記オイルの一部を凝縮させて、そのオイルを前記耐熱性フィルター表面に既に分離され存在するチャーに付着させ、前記オイル付着後のチャーを回収又は前記ガス化部へ吹き込むチャーとして使用し、前記耐熱性フィルター設備で分離したガス及びオイルを回収することを特徴とする石炭の水素化熱分解方法。
- 前記分離工程で分離したガス及びオイルを、乾式脱硫した後に回収することを特徴とする請求項１に記載の石炭の水素化熱分解方法。
- 前記乾式脱硫した後のガス及びオイルを、混合状態のまま、ガスタービンの発電用燃料として使用することを特徴とする請求項２記載の石炭の水素化熱分解方法。
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