JPWO2018074443A1 - 二酸化炭素回収システム、火力発電設備、及び、二酸化炭素回収方法 - Google Patents

二酸化炭素回収システム、火力発電設備、及び、二酸化炭素回収方法 Download PDF

Info

Publication number
JPWO2018074443A1
JPWO2018074443A1 JP2018546341A JP2018546341A JPWO2018074443A1 JP WO2018074443 A1 JPWO2018074443 A1 JP WO2018074443A1 JP 2018546341 A JP2018546341 A JP 2018546341A JP 2018546341 A JP2018546341 A JP 2018546341A JP WO2018074443 A1 JPWO2018074443 A1 JP WO2018074443A1
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
exhaust gas
carbon dioxide
cathode
fuel cell
exhaust
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
JP2018546341A
Other languages
English (en)
Other versions
JP6796140B2 (ja
Inventor
眞竹　徳久
徳久 眞竹
浩司 堀添
浩司 堀添
上地　英之
英之 上地
重徳 末森
重徳 末森
琢也 平田
琢也 平田
青木　泰高
泰高 青木
石黒　達男
達男 石黒
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mitsubishi Heavy Industries Ltd filed Critical Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Publication of JPWO2018074443A1 publication Critical patent/JPWO2018074443A1/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP6796140B2 publication Critical patent/JP6796140B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/32—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by electrical effects other than those provided for in group B01D61/00
    • B01D53/326—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by electrical effects other than those provided for in group B01D61/00 in electrochemical cells
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/343—Heat recovery
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/50—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/50—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K11/00—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers
    • F01K11/02—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers the engines being turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04014—Heat exchange using gaseous fluids; Heat exchange by combustion of reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04014—Heat exchange using gaseous fluids; Heat exchange by combustion of reactants
    • H01M8/04022—Heating by combustion
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04097—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with recycling of the reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04746—Pressure; Flow
    • H01M8/04753—Pressure; Flow of fuel cell reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04746—Pressure; Flow
    • H01M8/04761—Pressure; Flow of fuel cell exhausts
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H01M8/0625—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material in a modular combined reactor/fuel cell structure
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0668—Removal of carbon monoxide or carbon dioxide
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • H01M8/0675—Removal of sulfur
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/10—Oxidants
    • B01D2251/102—Oxygen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/30—Alkali metal compounds
    • B01D2251/304—Alkali metal compounds of sodium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20484—Alkanolamines with one hydroxyl group
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/16—Hydrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/10—Single element gases other than halogens
    • B01D2257/108—Hydrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/502—Carbon monoxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • B01D53/265—Drying gases or vapours by refrigeration (condensation)
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/50—Sulfur oxides
    • B01D53/501—Sulfur oxides by treating the gases with a solution or a suspension of an alkali or earth-alkali or ammonium compound
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/864—Removing carbon monoxide or hydrocarbons
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/14—Fuel cells with fused electrolytes
    • H01M2008/147—Fuel cells with molten carbonates
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/40—Combination of fuel cells with other energy production systems
    • H01M2250/402—Combination of fuel cell with other electric generators
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/40—Combination of fuel cells with other energy production systems
    • H01M2250/405—Cogeneration of heat or hot water
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02B90/10—Applications of fuel cells in buildings
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]

Abstract

燃焼装置を含む設備で発生した排ガスから二酸化炭素を回収するための二酸化炭素回収システムは、前記二酸化炭素を含む前記排ガスが流れる第１排ガス流路と、アノードと、前記第１排ガス流路上に設けられて前記第１排ガス流路からの前記排ガスが供給されるカソードと、前記第１排ガス流路からの前記排ガス中に含まれる二酸化炭素由来の炭酸イオンを前記カソードから前記アノードに移動させるように構成された電解質と、を含む燃料電池と、前記カソードをバイパスするように、前記カソードの上流側において前記第１排ガス流路から分岐して設けられる第２排ガス流路と、を備え、前記排ガスの一部を前記第２排ガス流路に導くように構成される。

Description

本開示は、二酸化炭素回収システム、火力発電設備、及び、二酸化炭素回収方法に関する。
石油、天然ガス及び石炭等の炭素含有燃料を燃焼させる際等に発生する二酸化炭素（ＣＯ２）は、地球温暖化に影響を有する温室効果ガスである。そこで、二酸化炭素の大気中への放出を抑制するため、火力発電設備等の排ガスから二酸化炭素を回収するための技術が提案されている。
例えば、特許文献１には、溶融炭酸塩型燃料電池を用いてガスタービンからの排ガス中のＣＯ２を回収する発電システムが記載されている。この発電システムでは、ＣＯ２を含むガスタービンからの排ガスが溶融炭酸塩型燃料電池のカソードに供給され、燃料電池での反応により、排ガス中のＣＯ２がカソード側からアノード側に輸送される。そして、ＣＯ２及びＨ２Ｏを含むアノードアウトプット流から、分離器によってＣＯ２が分離されるようになっている。
特開２０１６−５１１５２６号公報
特許文献１に記載の発電システムでは、ガスタービン等に燃料電池を適用することにより、排ガス中の二酸化炭素を回収しながら発電することができるので、プラント全体としてのエネルギー効率の向上に寄与し得る。一方、燃料電池を安定運転するためには、該燃料電池に適切な流量範囲の排ガスを供給する必要があるため、燃料電池は、ガスタービン等の排ガス発生設備からの排ガス流量の変動への対応が困難である。
この点、特許文献１には、排ガス発生設備からの排ガス流量の変動へ対応しながら、排ガスを処理することについては開示されていない。
上述の事情に鑑みて、本発明の少なくとも一実施形態は、排ガス流量の変化に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制可能な二酸化炭素回収システム、火力発電設備、及び、二酸化炭素回収方法を提供することを目的とする。
（１）本発明の少なくとも一実施形態に係る二酸化炭素回収システムは、
燃焼装置を含む設備で発生した排ガスから二酸化炭素を回収するためのシステムであって、
前記二酸化炭素を含む前記排ガスが流れる第１排ガス流路と、
アノードと、前記第１排ガス流路上に設けられて前記第１排ガス流路からの前記排ガスが供給されるカソードと、前記第１排ガス流路からの前記排ガス中に含まれる二酸化炭素由来の炭酸イオンを前記カソードから前記アノードに移動させるように構成された電解質と、を含む燃料電池と、
前記カソードをバイパスするように、前記カソードの上流側において前記第１排ガス流路から分岐して設けられる第２排ガス流路と、を備え、
前記排ガスの一部を前記第２排ガス流路に導くように構成される。
上述したように、燃料電池は、二酸化炭素を回収しながら発電することができるので、プラント全体としてのエネルギー効率の向上に寄与し得る一方、排ガス流量の変動への対応が困難である。
この点、上記（１）の構成によれば、第１排ガス流路に燃料電池のカソードを設け、第１排ガス流路から分岐した第２排ガス流路に排ガスの一部を導いて燃料電池（カソード）をバイパスさせるようにしたので、燃焼装置を含む設備からの排ガスのうち、燃料電池で適切に処理可能な範囲の流量を燃料電池に供給するとともに、排ガスのうち残りの部分を、第２排ガス流路に導いて利用したり処理したりすることができる。よって、排ガス発生設備の負荷変動に伴う排ガス流量の変化に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制しながら二酸化炭素を回収することができる。
（２）幾つかの実施形態では、上記（１）の構成において、
前記燃料電池の定格運転時における前記排ガスの処理流量は、前記設備の定格運転時における前記排ガスの全流量よりも小さい。
燃焼装置を含む設備の定格負荷時における排ガスの全量を処理可能な燃料電池群を設置すると、前記設備の部分負荷運転時に燃料電池群の安定運転を維持することができず、燃料電池の一部を運転停止（ホットスタンバイ）させる必要が生じる。この場合、運転しない燃料電池の設備コストや、一部の燃料電池の運転停止に伴う発電量の低下に伴う逸失利益を考慮すれば、経済性の面で問題がある。
この点、上記（２）の構成によれば、前記設備の定格負荷時における排ガスの全流量を処理するのに必要な容量よりも低容量の定格出力の燃料電池を用いることで、前記設備の部分負荷運転時においても、燃料電池の安定運転を維持したまま排ガス流量の減少に対応しやすくなる。
（３）幾つかの実施形態では、上記（１）又は（２）の構成において、
前記燃料電池の定格運転時における前記排ガスの処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤは、前記燃焼装置を含む前記設備の３０％負荷での運転時における前記排ガスの全流量をＦ＊ ｍｉｎとし、前記設備の８０％負荷での運転時における前記排ガスの全流量をＦ＊ ｍａｘとしたとき、
Ｆ＊ ｍｉｎ≦ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤ≦Ｆ＊ ｍａｘ
の関係を満たす。
燃焼装置を含む設備として代表的なものに火力発電装置がある。火力発電装置の負荷は、系統からの要請により、例えば４０％〜１００％の負荷範囲において変動することがある。この場合、上記（３）の構成のように、上記関係式を満たすように燃料電池の定格運転時における排ガス処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤを設定することで、燃焼装置を含む設備の部分負荷運転時においても、燃料電池の安定運転を維持したまま排ガス流量の減少に対応しやすくなる。
（４）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（３）の何れかの構成において、
前記第１排ガス流路を介して前記カソードに供給される前記排ガスの第１流量を調節するための流量調節部をさらに備える。
上記（４）の構成によれば、流量調節部によって燃料電池のカソードへの排ガス供給量（第１流量）を調節するようにしたので、排ガスの総流量の変動時においても第１流量を適切に調節することで、燃料電池の適正な運転状態（例えば温度）を維持することができる。また、燃料電池の劣化に起因した電圧低下に伴いアノード−カソード間の電流を減少させる必要が生じた場合、カソードへの排ガス供給量（第１流量）を減少させることで燃料電池を適正温度範囲に維持することができる。
（５）幾つかの実施形態では、上記（４）の構成において、
前記流量調節部を制御するための制御部を備え、
前記制御部は、前記燃焼装置を含む前記設備の少なくとも一部の負荷範囲において、前記設備の負荷の大きさによらず、前記第１流量が前記燃料電池の定格流量で一定となるよう前記流量調節部を制御するように構成される。
燃焼装置を含む設備の負荷変動に伴い排ガスの全流量が変化すると、燃料電池のカソードへの排ガス供給量（第１流量）もその影響を受けて変化し、燃料電池の安定運転が可能な目標流量範囲から第１流量が逸脱してしまう可能性がある。
この点、上記（５）の構成によれば、少なくとも一部の負荷範囲での前記設備の運転時、前記設備の負荷の大きさによらず第１流量を定格流量で一定に維持することができる。よって、前記設備の負荷が変動しても、燃料電池の安定運転を維持することができる。
（６）幾つかの実施形態では、上記（４）又は（５）の構成において、
前記流量調節部は、前記第１排ガス流路又は前記第２排ガス流路に設けられたダンパを含み、
前記第１排ガス流路及び前記第２排ガス流路は、少なくとも前記ダンパの設置位置の上流側において、互いに独立して設けられる。
上記（６）の構成によれば、ダンパの設置位置よりも上流側では、排ガスを燃料電池のカソードに供給するための第１排ガス流路と、燃料電池（カソード）をバイパスする第２排ガス流路と、が互いに独立して設けられる。このため、ダンパの開度調整によって、第１排ガス流路と第２排ガス流路とで排ガスを適切に分配することができる。
（７）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（６）の何れかの構成において、
前記燃料電池の前記カソードは、前記設備としてのガスタービンの下流側、且つ、前記ガスタービンの排熱を回収するための第１排熱回収ボイラの上流側に設けられ、
前記第２排ガス流路は、前記カソードをバイパスして、前記ガスタービンの排熱を回収するための第２排熱回収ボイラに接続され、
少なくとも前記ガスタービンの定格運転時において、前記ガスタービンの排ガスの一部を前記第２排ガス流路を介して前記第２排熱回収ボイラに導くように構成される。
上記（７）の構成によれば、第１排熱回収ボイラを通過する前の比較的高温（例えば６００〜６５０度）のガスタービンの排ガスを燃料電池に導くことで、燃料電池を適正温度にて安定運転することができる。また、ガスタービンの排ガスの一部を第２排ガス流路によりカソードをバイパスして第２排熱回収ボイラに直接導くようにしたので、負荷変動に伴い排ガス流量が変化しても、燃料電池の安定運転を維持しやすくなる。
（８）幾つかの実施形態では、上記（７）の構成において、
前記第２排熱回収ボイラの下流側において前記第２排ガス流路上に設けられ、前記第２排熱回収ボイラからの前記排ガスに含まれる二酸化炭素を吸収液に吸収させるための化学吸収塔をさらに備え、
前記第１排ガス流路及び前記第２排ガス流路は、前記第１排ガス流路を流れる前記排ガスが、前記第１排熱回収ボイラの下流側において、前記第２排熱回収ボイラから前記化学吸収塔へと前記第２排ガス流路を流れる前記排ガスと混合しないように、互いに独立して設けられる。
上記（８）の構成によれば、第２排熱回収ボイラを通過後の比較的低温の排ガスを化学吸収塔に導くことで、化学吸収塔における二酸化炭素の回収効率を向上させることができる。また、第１排ガス流路と第２排ガス流路とを互いに独立して設け、第１排ガス流路におけるカソードを通過後のＣＯ２欠乏排ガスと、化学吸収塔へと導入される第２排ガス流路におけるＣＯ２リッチ排ガスとの混合を防止することで、化学吸収塔における二酸化炭素分離効率を向上させることができる。
（９）幾つかの実施形態では、上記（７）又は（８）の構成において、
前記第１排熱回収ボイラ内において最も上流側に位置する第１熱交換器は、前記第２排熱回収ボイラ内において最も上流側に位置する第２熱交換器よりも高温の熱媒体を熱交換により得るように構成される。
燃料電池のカソード通過後の排ガスは、通常、燃料電池における反応熱によりガスタービンからの排ガスよりも高温になる。このため、燃料電池のカソード通過後の排ガスが流入する第１排熱回収ボイラは、カソードをバイパスした排ガスが流入する第２排熱回収ボイラに比べて入口温度が高い。そこで、上記（９）の構成のように、第１排熱回収ボイラの最上流側に位置する第１熱交換器を第２排熱回収ボイラの最上流側の第２熱交換器よりも高温の熱媒体を得るように構成することで、排熱を有効利用してプラント全体としてのエネルギー効率を高めることができる。
（１０）幾つかの実施形態では、上記（７）乃至（９）の何れかの構成において、
前記第１排ガス流路を介して前記カソードに供給される前記排ガスの第１流量を調節するための流量調節部を備え、
前記第１排熱回収ボイラおよび前記第２排熱回収ボイラは、
共通の煙道と、
前記共通の煙道のうち少なくとも上流側領域を、前記第１排ガス流路を少なくとも部分的に形成する第１部分と、前記第２排ガス流路を少なくとも部分的に形成する第２部分とに隔てるように前記共通の煙道内に設けられる隔壁と、
を含み、
前記流量調節部は、前記共通の煙道のうち前記第１部分又は前記第２部分の何れかに設けられるダンパを含む。
上記（１０）の構成によれば、排熱回収ボイラの煙道にダンパを設けた簡素な構成で、第１流量を適切に調節して、第１排ガス流路を少なくとも部分的に形成する煙道の第１部分、及び、第２排ガス流路を少なくとも部分的に形成する煙道の第２部分に対して、排ガス流量を適切に分配することができる。
（１１）幾つかの実施形態では、上記（７）乃至（１０）の何れかの構成において、
前記第２排ガス流路上に設けられ、前記第２排ガス流路を流れる前記排ガスに含まれる二酸化炭素を吸収液に吸収させるための化学吸収塔と、
前記第１排熱回収ボイラ又は前記第２排熱回収ボイラにおいて前記排ガスから回収した熱エネルギーを利用して生成した蒸気により、前記吸収液を加熱して再生するように構成された再生塔と、
をさらに備える。
上記（１１）の構成によれば、第２排熱回収ボイラを通過後の比較的低温の排ガスを化学吸収塔に導くことで、化学吸収塔における二酸化炭素の回収効率を向上させることができる。また、排熱回収ボイラにおいて排ガスから回収した熱エネルギーを利用して生成した蒸気を吸収液の再生に利用するので、プラント全体としてエネルギー効率を向上させることができる。
（１２）幾つかの実施形態では、上記（７）乃至（１１）の何れかの構成において、
少なくとも前記燃料電池により前記アノード側に回収された前記二酸化炭素を圧縮するためのコンプレッサと、
前記コンプレッサを駆動するための蒸気タービンをさらに備え、
前記蒸気タービンは、前記第１排熱回収ボイラ又は前記第２排熱回収ボイラにおいて前記排ガスから回収した熱エネルギーを利用して生成した蒸気により駆動されるように構成される。
上記（１２）の構成によれば、排熱回収ボイラにおいて排ガスから回収した熱エネルギーを利用して生成した蒸気を、燃料電池により回収された二酸化炭素を圧縮するコンプレッサを駆動するための蒸気タービンの動力源として利用するので、プラント全体としてエネルギー効率を向上させることができる。
（１３）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（６）の何れかの構成において、
前記二酸化炭素回収システムは、
前記第２排ガス流路に設けられ、前記第２排ガス流路から供給される前記排ガスに含まれる二酸化炭素を吸収液に吸収させるための化学吸収塔をさらに備える。
化学吸収塔を用いたＣＯ２の回収では、例えば、化学吸収塔内において、吸収液と排ガスとを接触させることで、排ガスに含まれるＣＯ２が吸収液内に取り込まれる。ＣＯ２を取り込んだアミン吸収液は、吸収液再生塔においてスチームストリッピングにより再生され、この際ＣＯ２が吸収液から分離される。そして、このように吸収液から分離されたＣＯ２がガスとして回収される。
このような化学吸収塔によるＣＯ２回収技術は、例えば吸収液の循環量を調節することで排ガス流入量の変動に対応可能である一方、吸収液からＣＯ２を再生するには多くのエネルギーを必要とし、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を招く。これに対し、燃料電池は、ＣＯ２を回収しながら発電することができるので、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制できる一方、排ガス流量の変動への対応が困難である。
この点、上記（１３）の構成によれば、第１排ガス流路に燃料電池のカソードを設け、第１排ガス流路から分岐した第２排ガス流路に化学吸収塔を設けることで、燃料電池と化学吸収塔とが並列配置されることになる。このため、排ガスを化学吸収塔と燃料電池とに分配して両者を併用することで、排ガス流量の変動に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制することができる。
（１４）幾つかの実施形態では、上記（１３）の構成において、前記吸収液は、アミンを含むことを特徴とする。
上記（１４）の構成によれば、二酸化炭素との高い化学反応性を有するアミンを含む吸収液を用いることで、排ガスにおける二酸化炭素の分圧が低い場合であっても、二酸化炭素を効果的に回収できる。
（１５）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（１４）の何れかの構成において、
前記二酸化炭素回収システムは、
前記第１排ガス流路における前記カソードの入口側の前記排ガスと、前記第１排ガス流路における前記カソードの出口側の前記排ガスと、を熱交換するための熱交換器をさらに備える。
上記（１５）の構成によれば、例えば火力発電装置等からの比較的低温の排ガスであっても、燃料電池で生じる反応熱により高温となったカソード出口側の排ガスとの熱交換によって昇温した後にカソードに供給することができる。これにより、燃料電池で発生した熱エネルギーを有効活用しながら、燃料電池の適正温度を維持して安定運転を行うことができる。
（１６）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（１５）の何れかの構成において、
前記二酸化炭素回収システムは、
前記第１排ガス流路からの前記第２排ガス流路の分岐点の上流側において前記第１排ガス流路に設けられ、前記排ガスに含まれる硫黄分を除去するように構成された脱硫装置をさらに備える。
上記（１６）の構成によれば、分岐点上流側において第１排ガス流路に脱硫装置（例えば高度脱硫ガス冷却塔）を設けることで、前処理としての脱硫装置を燃料電池と化学吸収塔とで共有することができる。これにより、脱硫装置の設置コストを削減しながら、排ガス中における硫黄分に起因した燃料電池または化学吸収塔の性能低下を抑制することができる。
（１７）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（１６）の何れかの構成において、
前記二酸化炭素回収システムは、
前記第１排ガス流路からの前記第２排ガス流路の分岐点の下流側且つ前記カソードの上流側において前記第１排ガス流路に設けられ、前記カソードに供給される前記排ガス中の煤塵を除去するための除塵装置をさらに備える。
上記（１７）の構成によれば、分岐点の下流側かつ燃料電池のカソードの上流側において第１排ガス流路に除塵装置を設けたので、煤塵が除去された排ガスをカソードに供給することができ、排ガス中の煤塵に起因した燃料電池の性能劣化を抑制することができる。
（１８）本発明の少なくとも一実施形態に係る火力発電設備は、
燃焼装置を含む設備である火力発電装置と、
前記火力発電装置からの排ガスに含まれる二酸化炭素を回収するように構成された前記（１）乃至（１７）の何れかの二酸化炭素回収システムと、
を備える。
上記（１８）の構成によれば、第１排ガス流路に燃料電池のカソードを設け、第１排ガス流路から分岐した第２排ガス流路に排ガスの一部を導いて燃料電池（カソード）をバイパスさせるようにしたので、燃焼装置を含む設備からの排ガスのうち、燃料電池で適切に処理可能な範囲の流量を燃料電池に供給するとともに、排ガスのうち残りの部分を、第２排ガス流路に導いて利用したり処理したりすることができる。よって、排ガス発生設備の負荷変動に伴う排ガス流量の変化に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制しながら二酸化炭素を回収することができる。
（１９）本発明の少なくとも一実施形態に係る二酸化炭素回収方法は、
燃焼装置を含む設備で発生した排ガスから二酸化炭素を回収するための方法であって、
前記二酸化炭素を含む前記排ガスを燃料電池のカソードに供給するステップと、
前記燃料電池の電解質内において、前記排ガス中の前記二酸化炭素由来の炭酸イオンを前記カソードから前記燃料電池のアノードに移動させるステップと、
前記設備の前記排ガスの一部が前記カソードをバイパスするように前記排ガスの前記一部を導くステップと、
を備える。
上記（１９）の方法によれば、燃焼装置を含む設備からの排ガスの一部を、燃料電池（カソード）をバイパスさせるようにしたので、燃焼装置を含む設備からの排ガスのうち、燃料電池で適切に処理可能な範囲の流量を燃料電池に供給するとともに、排ガスのうち残りの部分を、前記燃料電池とは別に利用したり処理したりすることができる。よって、排ガス発生設備の負荷変動に伴う排ガス流量の変化に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制しながら二酸化炭素を回収することができる。
（２０）幾つかの実施形態では、上記（１９）の方法において、
前記燃料電池の定格運転時における前記排ガスの処理流量は、前記設備の定格運転時における前記排ガスの全流量よりも小さい。
上記（２０）の方法によれば、前記設備の定格負荷時における排ガスの全流量を処理するのに必要な容量よりも低容量の定格出力の燃料電池を用いることで、前記設備の部分負荷運転時においても、燃料電池の安定運転を維持したまま排ガス流量の減少に対応しやすくなる。
（２１）幾つかの実施形態では、上記（１９）又は（２０）の方法において、
前記燃料電池の定格運転時における前記排ガスの処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤは、前記設備としての火力発電装置の３０％負荷での運転時における前記排ガスの全流量をＦ＊ ｍｉｎとし、前記火力発電装置の８０％負荷での運転時における前記排ガスの全流量をＦ＊ ｍａｘとしたとき、
Ｆ＊ ｍｉｎ≦ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤ≦Ｆ＊ ｍａｘ
の関係を満たす。
燃焼装置を含む設備の一例である火力発電装置の負荷は、系統からの要請により、例えば４０％〜１００％の負荷範囲において変動することがある。この場合、上記（２１）の構成のように、上記関係式を満たすように燃料電池の定格運転時における排ガス処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤを設定することで、燃焼装置を含む設備の部分負荷運転時においても、燃料電池の安定運転を維持したまま排ガス流量の減少に対応しやすくなる。
（２２）幾つかの実施形態では、上記（１９）乃至（２１）の何れかの方法において、
前記設備の少なくとも一部の負荷範囲において、前記設備の負荷の大きさによらず、前記カソードに供給される前記排ガスの第１流量を前記燃料電池の定格流量で一定となるように維持するステップをさらに備える。
燃焼装置を含む設備の負荷変動に伴い排ガスの全流量が変化すると、燃料電池のカソードへの排ガス供給量（第１流量）もその影響を受けて変化し、燃料電池の安定運転が可能な目標流量範囲から第１流量が逸脱してしまう可能性がある。
この点、上記（２２）の方法によれば、少なくとも一部の負荷範囲での前記設備の運転時、前記設備の負荷の大きさによらず第１流量を定格流量で一定に維持することができる。よって、前記設備の負荷が変動しても、燃料電池の安定運転を維持することができる。
（２３）幾つかの実施形態では、上記（１９）乃至（２２）の方法において、
前記設備としてのガスタービンからの排ガスのうち前記燃料電池のカソードを通過した第１排ガスを第１排熱回収ボイラに導き、該第１排熱回収ボイラにおいて排熱を回収するステップと、
少なくとも前記ガスタービンの定格運転時において、前記ガスタービンの前記排ガスのうち前記カソードをバイパスした第２排ガスを第２排熱回収ボイラに導き、該第２排熱回収ボイラにおいて排熱を回収するステップと、
をさらに備える。
上記（２３）の方法によれば、第１排熱回収ボイラを通過する前の比較的高温（例えば６００〜６５０度）のガスタービンの排ガスを燃料電池に導くことで、燃料電池を適正温度にて安定運転することができる。また、ガスタービンの排ガスの一部を、カソードをバイパスして第２排熱回収ボイラに直接導くようにしたので、負荷変動に伴い排ガス流量が変化しても、燃料電池の安定運転を維持しやすくなる。
（２４）幾つかの実施形態では、上記（２３）の方法において、
前記第２排熱回収ボイラからの前記第２排ガスを化学吸収塔に導き、該化学吸収塔において前記第２排ガスに含まれる二酸化炭素を吸収液に吸収させるステップをさらに備え、
前記化学吸収塔に導かれる前記第２排ガスに前記第１排ガスが混合しないように、前記第１排ガス及び前記第２排ガスを、それぞれ、互いに独立して設けられた第１排ガス流路及び第２排ガス流路により導く。
上記（２４）の方法によれば、第２排熱回収ボイラを通過後の比較的低温の排ガスを化学吸収塔に導くことで、化学吸収塔における二酸化炭素の回収効率を向上させることができる。また、第１排ガス流路と第２排ガス流路とを互いに独立して設け、第１排ガス流路におけるカソードを通過後のＣＯ２欠乏排ガスと、化学吸収塔へと導入される第２排ガス流路におけるＣＯ２リッチ排ガスとの混合を防止することで、化学吸収塔における二酸化炭素分離効率を向上させることができる。
（２５）幾つかの実施形態では、上記（１９）乃至（２２）の何れかの方法は、
前記二酸化炭素を含む前記排ガスの一部を前記燃料電池の前記カソードに供給するステップと、
前記排ガスの残部を化学吸収塔に導くステップと、
前記化学吸収塔において、前記排ガス中の前記二酸化炭素を吸収液に吸収させるステップと、
を備える。
上記（２５）の方法によれば、排ガスの一部を燃料電池のカソードに供給するとともに、排ガスの残部を化学吸収塔に導くので、排ガスは、燃料電池と化学吸収塔とで並列に処理される。よって、排ガス流量の変動に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制することができる。
（２６）幾つかの実施形態では、上記（２５）の方法において、前記吸収液は、アミンを含む。
上記（２６）の方法によれば、二酸化炭素との高い化学反応性を有するアミンを含む吸収液を用いることで、排ガスにおける二酸化炭素の分圧が低い場合であっても、二酸化炭素を効果的に回収できる。
（２７）幾つかの実施形態では、上記（１９）乃至（２６）の何れかの方法は、
前記カソードの入口側の前記排ガスと、前記カソードの出口側の前記排ガスとを熱交換するステップをさらに備える。
上記（２７）の方法によれば、例えば火力発電装置等からの比較的低温の排ガスであっても、燃料電池で生じる反応熱により高温となったカソード出口側の排ガスとの熱交換によって昇温した後にカソードに供給することができる。これにより、燃料電池で発生した熱エネルギーを有効活用しながら、燃料電池の適正温度を維持して安定運転を行うことができる。
（２８）幾つかの実施形態では、上記（１９）乃至（２７）の何れかの方法は、
前記排ガスの一部と前記排ガスの残部とに前記排ガスを分流するステップと、
分流前における前記排ガスに含まれる硫黄分を除去するステップと、
をさらに備える。
上記（２８）の方法によれば、分流前における排ガスに含まれる硫黄分を除去するので、燃料電池に供給される排ガスの一部及び化学吸収塔に供給される排ガスの残部のそれぞれについて分流後に別々に硫黄分を除去するのではなく、排ガスに含まれる硫黄分を分流前に一括して除去できる。これにより、脱硫にかかるコストを削減しながら、排ガス中における硫黄分に起因した燃料電池または化学吸収塔の性能低下を抑制することができる。
（２９）幾つかの実施形態では、上記（１９）乃至（２８）の何れかの方法は、
前記カソードの上流側において、前記カソードに供給される前記排ガスの前記一部に含まれる煤塵を除去するステップをさらに備える。
上記（２９）の方法によれば、燃料電池のカソードの上流側において、燃料電池に供給される排ガスの一部に含まれる煤塵を除去するので、煤塵が除去された排ガスをカソードに供給することができる。よって、排ガス中の煤塵に起因した燃料電池の性能劣化を抑制することができる。
本発明の少なくとも一実施形態によれば、排ガス流量の変化に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制可能な二酸化炭素回収システム、火力発電設備、及び、二酸化炭素回収方法が提供される。
一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 図１に示す二酸化炭素回収システムにおける流量制御の一例を示す概念図である。 火力発電装置の負荷と排ガスの第１流量との関係の一例を示すグラフである。 一実施形態に係る二酸化炭素回収システムの構成の一例を示す図である。 一実施形態に係る排熱回収ボイラの煙道の一部を平面視した概略図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る二酸化炭素回収システムの構成を部分的に示す図である。 火力発電装置からの排ガスの流量制御の一例を示す概念図である。 火力発電装置の負荷と制御部によって調節される第１流量との関係の一例を示すグラフである。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。
以下、添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
まず、幾つかの実施形態に係る二酸化炭素回収システムの概要について説明する。なお、本発明に係る二酸化炭素回収システムの適用先は、以下に説明するガスタービンを含む火力発電設備には限られず、燃焼装置（例えば、ボイラ、ガスタービン、又はエンジン等）を含み、二酸化炭素を含む排ガスを発生する種々の設備に適用することができる。
図１、図６、図１０〜１２、図１６〜図１９及び図２０〜図２５は、それぞれ、一実施形態に係る火力発電設備の概略構成図である。図１に示すように、火力発電設備１は、火力発電装置２（設備）と、二酸化炭素回収システム４と、を備える。二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２からの排ガスから二酸化炭素（ＣＯ２）を回収するように構成される。
図６、図１０〜１２、図１６〜図１９及び図２０〜図２５に係る火力発電設備１も、同様の構成を有している。
火力発電装置２は、燃焼装置としてガスタービン１００を含んでいてもよい。
なお、図６、図１０〜１２、図１６〜図１９及び図２０〜図２５において明示されていない場合であっても、これらの図に示す実施形態において、火力発電装置２は上述のガスタービン１００を含んでいてもよい。
図１に示す例示的な実施形態では、ガスタービン１００は、空気を圧縮するための圧縮機１０２と、燃料（例えば天然ガス等）を燃焼させて燃焼ガスを発生させるための燃焼器１０４と、燃焼ガスにより回転駆動されるように構成されたタービン１０６と、を備える。
燃焼器１０４には、燃料貯留部２０からの燃料（天然ガス等）が燃料供給流路２２を介して供給されるようになっている。また、燃焼器１０４には圧縮機１０２で圧縮された空気が送り込まれるようになっており、この圧縮空気は、燃焼器１０４において燃料が燃焼する際の酸化剤としての役割を有する。
タービン１０６には回転シャフト１０３を介して発電機１０８が連結されており、タービン１０６の回転エネルギーによって発電機１０８が駆動されて電力が生成されるようになっている。タービン１０６で仕事を終えた燃焼ガスは、排ガスとしてタービン１０６から排出されるようになっている。
また、図１以外の図に示すガスタービン１００も、基本的には同様の構成を有している。
他の実施形態では、火力発電装置２は、例えば、燃焼装置としてボイラを含む石炭焚き発電装置や、ガスタービン複合発電（ＧＴＣＣ： Ｇａｓ Ｔｕｒｂｉｎｅ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ）、又は石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ： Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ ｃｏａｌ Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ）等の複合型発電装置であってもよい。
二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２における燃焼生成ガスを含む排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成されていてもよい。例えば、火力発電装置２が燃焼器を含むボイラ又はガスタービンを備える場合、二酸化炭素回収システム４は、該ボイラ又はガスタービンからの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成されていてもよい。あるいは、火力発電装置２が、ガスタービン等からの排ガスの熱を回収するための排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ： Ｈｅａｔ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｓｔｅａｍ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）を備える場合、二酸化炭素回収システム４は、該排熱回収ボイラからの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成されていてもよい。
以下、本発明の幾つかの態様について説明する。
〔本発明の第１の態様〕
図１に示す例示的な実施形態では、二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２で発生した排ガスから二酸化炭素を回収するように構成される。すなわち、図１に示す二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２において、ガスタービン１００における燃料の燃焼で生じた燃焼ガスを含み、ガスタービン１００から排出された排ガスから二酸化炭素を回収するように構成される。
図１に示す二酸化炭素回収システム４は、二酸化炭素を含む排ガス（ガスタービン１００からの排ガス）が流れる第１排ガス流路６と、第１排ガス流路６から分岐する第２排ガス流路８と、第１排ガス流路６上に設けられたカソード１２を含む燃料電池１０と、を備える。
第２排ガス流路は、燃料電池１０のカソード１２をバイパスするように、カソード１２の上流側において第１排ガス流路６から分岐して設けられる。したがって、火力発電装置２からの排ガスは、分岐点から第１排ガス流路６を介して燃料電池１０のカソード１２に供給できるようになっているとともに、分岐点から第２排ガス流路８に導くことができるようになっている。
分岐点から第１排ガス流路６及び第２排ガス流路８への排ガスの分配の仕方については後で詳述するが、幾つかの実施形態では、少なくとも火力発電装置２の定格運転時において、火力発電装置２からの排ガスの一部は、第２排ガス流路８に導かれるようになっている。
このように、火力発電装置２からの排ガスの一部を、燃料電池１０（カソード１２）をバイパスさせて第２排ガス流路８に導くことで、火力発電装置２からの排ガスのうち、燃料電池１０で適切に処理可能な範囲の流量を燃料電池１０のカソード１２に供給するとともに、排ガスのうち残りの部分を、第２排ガス流路８に導いて利用したり処理したりすることができる。よって、火力発電装置２の負荷変動に伴う排ガス流量の変化に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制しながら二酸化炭素を回収することができる。
燃料電池１０は、アノード（燃料極）１６と、カソード（空気極）１２と、電解質１４と、を含む。カソード１２は、上述したように第１排ガス流路６上に設けられており、第１排ガス流路６からの排ガスが供給されるようになっている。電解質１４は、第１排ガス流路６からの排ガス中に含まれるＣＯ２由来の炭酸イオン（ＣＯ３ ２−）をカソード１２からアノード１６に移動させるように構成される。
燃料電池１０は、電解質１４として炭酸塩を用いた、溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ： Ｍｏｌｔｅｎ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよい。電解質１４として用いられる炭酸塩は、例えば、炭酸リチウム、炭酸ナトリウム、又は炭酸カリウム等であってもよく、又は、これらの混合物であってもよい。
燃料電池１０のカソード１２では、第１排ガス流路６からの排ガスに含まれるＣＯ２及び酸素（Ｏ２）と電子とが反応して炭酸イオン（ＣＯ３ ２−）が生成される。カソード１２で生成した炭酸イオンは、電解質１４をアノード１６に向かって移動する。
一方、燃料電池１０のアノード１６には、アノード入口側流路１５から水素（Ｈ２）を含む燃料ガスが供給されるようになっている。アノード１６では、アノード入口側流路１５からの水素（Ｈ２）と、電解質１４を移動してきた炭酸イオン（ＣＯ３ ２−）とが反応して、水（Ｈ２Ｏ）、ＣＯ２及び電子が生成される。
このようにして、第１排ガス流路６からカソード１２に供給されたＣＯ２は、炭酸イオンの形で電解質１４をカソード１２からアノード１６に移動し、アノード１６での反応によりＣＯ２となる。
アノード１６で生成されたＣＯ２は、Ｈ２Ｏ及び燃料ガスの未反応成分とともに混合ガスとしてアノード出口側流路１７に流出する。混合ガス中に含まれるＣＯ２は、アノード出口側流路１７に設けられた分離器３６によって混合ガスから分離された後、回収される。なお、分離器３６で分離されたＣＯ２（すなわち、燃料電池１０によりアノード１６側に回収されたＣＯ２）は、コンプレッサ４０で圧縮されるようになっていてもよい。
分離器３６は、膜分離法または深冷分離法によって混合ガスを分離するように構成されていてもよい。また、アノード出口側流路１７において、分離器３６の上流側には、混合ガスの圧力を、分離器３６で採用される分離手法に適した圧力に昇圧するための圧縮機３４が設けられていてもよい。
アノード入口側流路１５には、燃料供給流路２２を介して、燃料（例えば天然ガス）が貯留される燃料貯留部２０が接続されている。燃料貯留部２０内の燃料は、水素（Ｈ２）に改質されて、アノード入口側流路１５からアノード１６に供給されるようになっている。
例えば、図１に示す例示的な実施形態では、燃料供給流路２２に設けられた予備改質器２６及び燃料電池１０に設けられた改質部１８において、燃料が改質されて水素（Ｈ２）が生成される。そして、このように燃料の改質により生成した水素がアノード入口側流路１５からアノード１６に供給されるようになっている。
なお、図１に示すように、アノード出口側流路１７に設けられた上述の分離器３６では、アノード１６からの混合ガスから水素が分離されるようになっていてもよい。分離器３６で分離された水素は、アノード入口側流路１５に連通する流路（不図示）及びアノード入口側流路１５を介して、燃料電池１０での反応に用いられる燃料としてアノード１６に供給されるようになっていてもよい。
また、図１に示すように、アノード出口側流路１７には、分離器３６及び圧縮機３４の上流側に、ＣＯシフト反応を行うためのＣＯ変成器３０及び混合ガスを冷却してＨ２Ｏを分離するための冷却器３２が設けられていてもよい。
ところで、燃料の改質反応は吸熱反応であり、通常、外部から熱を加える必要がある。そこで、図１に示すように、燃料供給流路２２から改質部１８に供給する燃料を昇温させるための熱交換器２８を、改質部１８の上流側に設けてもよい。燃料を熱交換器２８により昇温させてから改質部１８に供給することで、燃料の改質反応を効率良く行うことができる。
なお、図１に示す実施形態では、熱交換器２８は、燃料供給流路２２から改質部１８に供給する燃料を、アノード１６から流出するガスとの熱交換により昇温させるように構成される。
溶融炭酸塩型燃料電池は、約６００℃〜７００℃程度の高温で動作し、アノード１６から流出するガスも同程度の高温を有する。よって、上述の熱交換器２８によれば、燃料電池１０で生じる反応熱を有効利用しながら燃料の改質反応を行うことができる。
第１排ガス流路６において、カソード出口１２ｂからは、カソード１２でＣＯ２が消費された排ガスが流出する。カソード出口１２ｂから流出した排ガスは、第１排ガス流路６に接続される煙突４６から排出されるようになっていてもよい。
図１に示すように、第１排ガス流路６には、カソード１２よりも上流側に、燃焼器２４が設けられていてもよい。この場合、燃焼器２４において燃料を燃焼させることにより、燃焼熱によって第１排ガス流路６のカソード入口側の排ガスを昇温させることができる。
通常、燃料電池１０の動作温度は約６００℃〜７００℃程度であり、燃料電池１０の適正な運転状態を維持するためには、燃料電池１０に供給されるガスの温度がある程度高いことが望ましい。そこで、カソード１２よりも上流側に設けた燃焼器２４によってカソード入口側の排ガスを適温まで昇温させることにより、燃料電池１０を適切に作動させることができる。
図１に示す例示的な実施形態では、カソード１２の下流側には、カソード１２からの排ガスが流入するように構成された第１排熱回収ボイラ４４Ａが設けられている。第１排熱回収ボイラ４４Ａは、カソード１２からの排ガスの熱（すなわちガスタービン１００の排熱）を回収するように構成される。例えば、第１排熱回収ボイラ４４Ａは、カソード１２からの排ガスと給水との間で熱交換を行うことにより、蒸気を生成するように構成されていてもよい。これにより、ガスタービン１００の排熱を有効利用して蒸気を生成することができる。
この場合、煙突４６は、第１排熱回収ボイラ４４Ａの下流側において第１排ガス流路６に接続され、第１排熱回収ボイラ４４Ａからの排ガスが煙突４６から排出されるようになっていてもよい。
図１に示す例示的な実施形態では、第１排ガス流路から分岐する第２排ガス流路８は、カソード１２をバイパスして第２排熱回収ボイラ４４Ｂに接続されている。第２排熱回収ボイラ４４Ｂは、カソード１２をバイパスして第２排ガス流路８を流れるガスタービン１００からの排ガスの熱（すなわちガスタービン１００の排熱）を回収するように構成される。例えば、第２排熱回収ボイラ４４Ｂは、第２排ガス流路８からの排ガスと給水との間で熱交換を行うことにより、蒸気を生成するように構成されていてもよい。これにより、ガスタービン１００の排熱を有効利用して蒸気を生成することができる。
なお、カソード１２を経由した排ガスが供給される上述の第１排熱回収ボイラ４４Ａと、カソード１２をバイパスした排ガスが供給される上述の第２排熱回収ボイラ４４Ｂとは、それぞれ別個の排熱回収ボイラとして構成されていてもよく、あるいは、図１に示すように、同一筐体の排熱回収ボイラ４４が第１排熱回収ボイラ４４Ａ及び第２排熱回収ボイラ４４Ｂの両方として機能するようになっていてもよい。
図１に示す例示的な実施形態では、第２排熱回収ボイラ４４Ｂの下流側において、第２排ガス流路８上に、化学吸収塔４８が設けられている。化学吸収塔４８は、第２排熱回収ボイラ４４Ｂからの排ガスに含まれるＣＯ２を吸収液に吸収させるように構成される。
一実施形態に係る化学吸収塔４８では、吸収液と、第２排熱回収ボイラ４４Ｂからの排ガスとを接触させることにより、排ガスに含まれるＣＯ２が吸収液に取り込まれるようになっている。これにより、排ガスからＣＯ２が除去される。ＣＯ２が除去された排ガスは、処理済排ガスとして化学吸収塔４８の出口４８ａから排出される。
ＣＯ２を吸収した吸収液は、化学吸収塔４８から再生塔５０に送られて、該再生塔５０にて再生される。再生塔５０では、ＣＯ２を吸収した吸収液が加熱されることによって、ＣＯ２が吸収液から除去される。吸収液から除去されたＣＯ２を含むガスは、再生塔５０から排出ライン９に排出され、例えば気液分離器（不図示）で水分が除去された後、ＣＯ２がガスとして回収される。なお、排出ライン９からのＣＯ２（すなわち、化学吸収塔４８により回収されたＣＯ２）は、コンプレッサ４０で圧縮されるようになっていてもよい。
一方、再生塔５０でＣＯ２が除去されて再生された吸収液は化学吸収塔４８に返送され、再度、第２排熱回収ボイラ４４Ｂからの排ガスに含まれるＣＯ２を吸収するために用いられる。
化学吸収塔４８に用いる吸収液は、アミンを含んでいてもよい。アミンを含む吸収液は、二酸化炭素との高い化学反応性を有する。よって、アミンを含む吸収液を用いることで、排ガスにおける二酸化炭素の分圧が低い場合であっても、二酸化炭素を効果的に回収できる。
アミンを含む吸収液は、例えば、アルカノールアミン（例えばモノエタノールアミン等）の水溶液であってもよい。
化学吸収塔４８において、ＣＯ２が効率的に吸収液に吸収される温度は、吸収液の種類によって異なるが、ガスタービン１００や、燃料電池１０から排出される排ガスの温度よりも低い場合がある。この点、図１に示す実施形態では、第２排熱回収ボイラ４４Ｂを通過後の比較的低温の排ガスを化学吸収塔４８に導くようにしているので、化学吸収塔４８における二酸化炭素の回収効率を向上させることができる。
図１に示す例示的な実施形態では、第１排熱回収ボイラ４４Ａ及び第２排熱回収ボイラ４４Ｂの下流側において、第１排ガス流路６と第２排ガス流路とが互いに独立して設けられている。これにより、第１排熱回収ボイラ４４Ａの下流側において、第１排ガス流路６を流れる排ガスが、第２排熱回収ボイラ４４Ｂから化学吸収塔４８へと第２排ガス流路８を流れる排ガスと混合しないようになっている。
この場合、第１排熱回収ボイラ４４Ａの下流側において、第１排ガス流路６におけるカソードを通過後のＣＯ２欠乏排ガスと、第２排ガス流路８から化学吸収塔４８へと導入される第２排ガス流路におけるＣＯ２リッチ排ガスとの混合が防止されるので、化学吸収塔４８における二酸化炭素分離効率を向上させることができる。
第１排熱回収ボイラ４４Ａ又は第２排熱回収ボイラ４４Ｂにおいて排ガスから回収した熱エネルギーを利用して生成された蒸気は、様々な用途で利用することができる。
幾つかの実施形態では、第１排熱回収ボイラ４４Ａ又は第２排熱回収ボイラ４４Ｂで生成された蒸気により、化学吸収塔４８でＣＯ２を吸収した吸収液を加熱して再生するようにしてもよい。
例えば、図１に示すように、排熱回収ボイラ４４（第１排熱回収ボイラ４４Ａ又は第２排熱回収ボイラ４４Ｂ）で生成された蒸気を、蒸気供給路５１を介して再生塔５０に供給し、再生塔５０にて該蒸気を用いて吸収液を加熱するようにしてもよい。
幾つかの実施形態では、回収されたＣＯ２（燃料電池１０によりアノード１６側に回収されたＣＯ２又は化学吸収塔４８により回収されたＣＯ２）を圧縮するためのコンプレッサ４０は、図１に示すように、蒸気タービン４２によって駆動されるように構成されていてもよい。そして、第１排熱回収ボイラ４４Ａ又は第２排熱回収ボイラ４４Ｂで生成された蒸気により駆動されるようにしてもよい。
例えば、図１に示すように、排熱回収ボイラ４４（第１排熱回収ボイラ４４Ａ又は第２排熱回収ボイラ４４Ｂ）で生成された蒸気が、蒸気供給路５１を介して蒸気タービン４２に供給され、このように供給された蒸気によって蒸気タービン４２が駆動されるようになっていてもよい。
このように、排熱回収ボイラ４４（第１排熱回収ボイラ４４Ａ又は第２排熱回収ボイラ４４Ｂ）において排ガスから回収した熱エネルギーを利用して生成した蒸気を、例えば、化学吸収塔４８で用いられる吸収液の再生に利用したり、コンプレッサ４０を駆動するための蒸気タービン４２の動力源として利用したりすることで、プラント全体としてエネルギー効率を向上させることができる。
幾つかの実施形態では、二酸化炭素回収システム４は、第１排ガス流路６を介してカソード１２に供給される排ガスの流量である第１流量を調節するための流量調節部７をさらに備える。
この場合、火力発電装置２（ガスタービン１００）の負荷の変動時等、排ガスの総流量の変動時においても、流量調節部７によって第１流量を適切に調節することで、燃料電池の適正な運転状態（例えば温度）を維持することができる。また、燃料電池１０の劣化に起因した電圧低下に伴いアノード−カソード間の電流を減少させる必要が生じた場合、カソード１２への排ガス供給量（第１流量）を減少させることで燃料電池１０を適正温度範囲に維持することができる。
流量調節部７は、第１排ガス流路６に設けられていてもよく、あるいは第２排ガス流路８に設けられていてもよい。
例えば、図１に示す実施形態では、流量調節部７は、第２排ガス流路８において、第２排ガス流路８が第１排ガス流路６から分岐する分岐点の下流側かつ第２排熱回収ボイラ４４Ｂの上流側に設けられている。
他の実施形態では、流量調節部７は、例えば、第２排ガス流路８において、第２排熱回収ボイラ４４Ｂの下流側かつ化学吸収塔４８の上流側に設けられていてもよく、あるいは、第１排ガス流路６において、上述の分岐点よりも下流側かつカソード１２の上流側、又は、カソード１２の下流側かつ煙突４６の上流側に設けられていてもよい。あるいは、流量調節部７は、第１排ガス流路６又は第２排ガス流路８に設けられる機器（例えば、第１排熱回収ボイラ４４Ａ又は第２排熱回収ボイラ４４Ｂ）の内部に設けられていてもよい（後で説明する図４又は図５参照）。
流量調節部７は、例えば、ダンパを含んでいてもよい。流量調節部７としてダンパを用いることで、簡素な構成により、第１排ガス流路６を介して燃料電池１０のカソード１２に供給される排ガス流量（第１流量）を調節することができる。
また、少なくともダンパ（流量調節部７）の設置位置よりも上流側において、第１排ガス流路６及び第２排ガス流路８は、互いに独立して設けられる。この場合、ダンパの開度調整によって、第１排ガス流路６と第２排ガス流路８とで排ガスを適切に分配することができる。
あるいは、流量調節部７は、送風機（ブロワ又はファン等）を含んでいてもよい。送風機は、第１排ガス流路６において煙突４６よりも上流側に設けられていてもよく、あるいは、第２排ガス流路において化学吸収塔４８よりも上流側に設けられていてもよく、あるいは、その両方に設けられていてもよい。
流量調節部７としては、単一のダンパ又は送風機を用いてもよく、あるいは、少なくとも１つのダンパ及び／又は少なくとも１つの送風機を組み合わせて用いてもよい。
幾つかの実施形態では、二酸化炭素回収システム４は、流量調節部７を制御するための制御部５を備えていてもよい。
以下、二酸化炭素回収システム４における排ガスの流量分配についてより具体的に説明する。なお、以下に説明する排ガスの流量分配は、制御部５で流量調節部７を制御することにより達成されてもよい。
上述したように、幾つかの実施形態において、二酸化炭素回収システム４では、少なくとも火力発電装置２の定格運転時において、火力発電装置２からの排ガスの一部は、第２排ガス流路８に導かれるようになっている。例えば、図１に示す例示的な実施形態では、少なくともガスタービン１００（火力発電装置２）の定格運転時において、ガスタービン１００の排ガスの一部は、カソード１２を経由せずに、第２排ガス流路８を介して第２排熱回収ボイラ４４Ｂに導かれるようになっている。
このように、火力発電装置２からの排ガスの一部を、燃料電池１０（カソード１２）をバイパスさせて第２排ガス流路８に導くことで、火力発電装置２からの排ガスのうち、燃料電池１０で適切に処理可能な範囲の流量を燃料電池１０のカソード１２に供給するとともに、排ガスのうち残りの部分を、第２排ガス流路８に導いて利用したり処理したりすることができる。
特に、図１に示す実施形態では、第１排熱回収ボイラ４４Ａを通過する前の比較的高温（例えば６００〜６５０度）のガスタービン１００の排ガスを燃料電池１０に導くことで、燃料電池１０を適正温度にて安定運転することができる。また、ガスタービン１００の排ガスの一部を第２排ガス流路８によりカソード１２をバイパスして第２排熱回収ボイラ４４Ｂに直接導くようにしたので、負荷変動に伴い排ガス流量が変化しても、燃料電池１０の安定運転を維持しやすくなる。
よって、火力発電装置２（ガスタービン１００）の負荷変動に伴う排ガス流量の変化に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制しながら二酸化炭素を回収することができる。
図２は、図１に示す二酸化炭素回収システム４において、火力発電装置２からの排ガスを、燃料電池１０のカソード１２が設けられた第１排ガス流路６と、カソード１２をバイパスするように第１排ガス流路６から分岐する第２排ガス流路８とに分配する場合の流量制御の一例を示す概念図である。図２に示すように、燃焼装置（図１に示すガスタービン１００）を含む火力発電装置２からの排ガスは、分岐点において分岐して、第１排ガス流路６を介して燃料電池１０のカソード１２（図１参照）に供給される排ガスと、第２排ガス流路８を介して第２排熱回収ボイラ４４Ｂに供給される排ガスとに分配される。
上述したように、第１排ガス流路６を介してカソード１２に供給される排ガスの流量（第１流量）は、流量調節部７によって調節されてもよい。ここで、カソード１２をバイパスして第２排ガス流路８に分配される排ガスの流量（図１及び図２に示す例では、第２排熱回収ボイラ４４Ｂに供給される排ガスの流量）を第２流量とすれば、第１流量と第２流量との和が、火力発電装置２からの排ガスの全流量である。
図２に示すように、二酸化炭素回収システム４において、燃料電池１０は、互いに直列又は並列に配置された複数台の燃料電池ユニット１０ａを含んでいてもよい。ここで、燃料電池ユニット１０ａとは、それぞれが固有の筐体を有し、独立して燃料電池として機能する単位である。燃料電池１０を構成する燃料電池ユニット１０ａの台数は、燃料電池１０で処理すべき排ガスの流量又は燃料電池ユニット１０ａの容量等に応じて決定されてもよい。
図２に示す例では、燃料電池１０は、「ＦＣ−１」〜「ＦＣ−ｎ」のｎ台の燃料電池ユニット１０ａが互いに並列配置された構成を有する。そして、複数台の燃料電池ユニット１０ａにより構成される燃料電池１０のカソード１２（即ち複数台の燃料電池ユニット１０ａのそれぞれのカソード）に対して、全体として第１流量の排ガスが供給されるようになっている。
また、図３は、火力発電装置２（ガスタービン１００）の負荷と、第１排ガス流路６を介してカソード１２に供給される排ガスの第１流量との関係の一例を示すグラフである。
図３のグラフの横軸は火力発電装置２（ガスタービン１００）の負荷（横軸）を示し、負荷１００％は、火力発電装置２（ガスタービン１００）の定格負荷を意味する。また、図３のグラフにおいて、縦軸は排ガス流量を示し、第１排ガス流路６を介して燃料電池１０のカソード１２に供給される排ガスの第１流量、及び、火力発電装置２からの排ガスの全流量（第１流量と、第２排ガス流路８に分配される第２流量の和）が示されている。
なお、ＦＴ＿ＲＡＴＥＤは、ガスタービン１００の定格運転時（負荷：１００％）における火力発電装置２からの排ガス流量の全量（全流量）を示し、ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤは、燃料電池１０の定格運転時における排ガスの処理流量を示す。また、図４のグラフにおいて、領域Ｓ１は、排ガス全流量のうち第１流量の占める部分を示し、領域Ｓ２は、排ガス全流量のうち第２流量の占める部分を示す。
幾つかの実施形態では、二酸化炭素回収システム４において、燃料電池１０の定格運転時における火力発電装置２からの排ガスの処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤは、火力発電装置２（ガスタービン１００）の定格運転時における排ガスの全流量ＦＴ＿ＲＡＴＥＤよりも小さい。すなわち、燃料電池１０の定格出力（複数の燃料電池ユニット１０ａの全容量）は、火力発電装置２の定格負荷時における排ガスの全流量ＦＴ＿ＲＡＴＥＤを処理するのに必要な燃料電池の容量よりも小さい（例えば、燃料電池ユニット１０ａの台数が少ない）。
仮に、火力発電装置２の定格負荷時における排ガスの全量ＦＴ＿ＲＡＴＥＤを処理可能な燃料電池１０（複数の燃料電池ユニット１０ａ）を設置した場合、火力発電装置２の部分負荷運転時には、定格負荷時に比べて火力発電装置２からの排ガス流量が減少するため、燃料電池１０の安定運転をするのに十分な量の熱エネルギーを排ガスから得ることができず、燃料電池１０を構成する全ての燃料電池ユニット１０ａの安定運転を維持することができない。このため、火力発電装置２の部分負荷運転時には、燃料電池１０の安定運転を維持するために、複数の燃料電池ユニット１０ａのうちの一部を運転停止（ホットスタンバイ）させる必要が生じる。
この場合、運転しない燃料電池ユニット１０ａの設備コストや、一部の燃料電池ユニット１０ａの運転停止に伴う発電量の低下に伴う逸失利益を考慮すれば、経済性の面で問題がある。
この点、上述したように、火力発電装置２（ガスタービン１００）の定格負荷時における排ガスの全流量ＦＴ＿ＲＡＴＥＤを処理するのに必要な容量よりも低容量の定格出力の燃料電池１０（複数の燃料電池ユニット１０ａ）を用いれば、火力発電装置２の定格負荷時における排ガスの全流量ＦＴ＿ＲＡＴＥＤのうち一部のみが、第１排ガス流路６を介して燃料電池１０に供給される。よって、火力発電装置２の部分負荷運転時においても、燃料電池１０（又は燃料電池１０を構成する複数の燃料電池ユニット１０ａの全て）の安定運転を維持したまま排ガス流量の減少に対応しやすくなる。
幾つかの実施形態では、図３のグラフに示す例のように、燃料電池１０の定格運転時における排ガスの処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤは、火力発電装置２（ガスタービン１００）の負荷Ｌ１での運転時における排ガスの全流量Ｆ＊ ｍｉｎ以上であり、かつ、火力発電装置２（ガスタービン１００）の負荷Ｌ３（ただしＬ１＜Ｌ３）での運転時における前記排ガスの全流量Ｆ＊ ｍａｘ以下である。一実施形態では、燃料電池１０の定格運転時における排ガスの処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤは、火力発電装置２（ガスタービン１００）の３０％負荷（Ｌ１＝３０％）での運転時における排ガスの全流量Ｆ＊ ｍｉｎ以上であり、かつ、火力発電装置２（ガスタービン１００）の８０％負荷（Ｌ３＝８０％）での運転時における前記排ガスの全流量Ｆ＊ ｍａｘ以下であってもよい。
なお、図３のグラフでは、火力発電装置２の負荷Ｌ２（ただしＬ１＜Ｌ２＜Ｌ３）での運転時における排ガスの全流量が、燃料電池１０の定格運転時における排ガス処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤとして設定されている。例えば、火力発電装置２の負荷Ｌ２は５０％であってもよい。
火力発電装置２（ガスタービン１００）の負荷は、系統からの要請により、例えば４０％〜１００％の負荷範囲において変動することがある。この場合、燃料電池１０の定格運転時における排ガスの処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤが上述のＦ＊ ｍｉｎ以上かつＦ＊ ｍａｘ以下となるように、燃料電池１０の定格運転時における排ガス処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤを設定することで、火力発電装置２の部分負荷運転時においても、燃料電池１０の安定運転を維持したまま排ガス流量の減少に対応しやすくなる。
また、幾つかの実施形態では、火力発電装置２（ガスタービン１００）の少なくとも一部の負荷範囲において、火力発電装置２の負荷の大きさによらず、第１流量が燃料電池１０の定格流量で一定となるように、第１流量が調節されるようになっていてもよい。
例えば、図３のグラフに示す例では、火力発電装置２の負荷範囲が５０％以上１００％以下の負荷範囲（比較的負荷が高い高負荷帯）において、負荷の大きさによらず第１流量が燃料電池１０の定格流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤで一定となるように、第１流量が調節される。
この場合、上述の負荷範囲（高負荷帯）では、火力発電装置２の負荷が変動して、この負荷変動に伴い火力発電装置２からの排ガスの全流量が変化したとしても、燃料電池１０の安定運転が可能な一定の第１流量（定格流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤ）を燃料電池１０に供給するので、燃料電池１０の安定運転を維持することができる。
なお、上述の高負荷帯における第１流量の一定値（図３の例では定格流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤ）は、燃料電池１０の経時的な状態変化に応じて変化させてもよい。
例えば、燃料電池１０が劣化して、燃料電池１０の劣化に起因した電圧低下に伴いアノード‐カソード間の電流を減少させる必要が生じた場合、上述の高負荷帯での燃料電池１０への排ガス供給量（第１流量）が上述の定格流量（ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤ）よりも小さい流量で一定となるように、第１流量の一定値を設定するようにしてもよい。
このように、上述の高負荷帯における第１流量の一定値は、燃料電池１０の劣化等の状態変化を考慮して、定格流量（ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤ）から変化させた値に設定してもよい。
なお、燃料電池１０に供給される排ガスの第１流量が定格流量以下である場合であっても、ある程度の排ガス供給量が確保できれば、燃料電池１０の安定運転が可能である場合がある。そこで、火力発電装置２の負荷が閾値未満であり、排ガス全流量が燃料電池１０の定格流量（ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤ）以下である少なくとも一部の負荷範囲において、排ガス全流量を第１流量として燃料電池１０に供給するように制御部５による制御を行ってもよい。
例えば、火力発電装置２の負荷がＬ１であるときの排ガス全流量（図３のＦ＊ ｍｉｎ）以上の第１流量が確保できれば燃料電池１０の安定運転が維持できる場合、図３に示す例のように、火力発電装置２の負荷がＬ１以上Ｌ２未満の負荷範囲である時に、火力発電装置２からの排ガスの全流量を、第１流量として燃料電池１０に供給するようにしてもよい。
これにより、火力発電装置２のより広範な負荷範囲において燃料電池１０を運転することができ、プラント全体としての発電効率を向上させながら、二酸化炭素を回収することができる。
次に、幾つかの実施形態に係る排熱回収ボイラ４４についてより具体的に説明する。
図４は、一実施形態に係る二酸化炭素回収システム４の構成の一例を示す図であり、特に、排熱回収ボイラ４４（第１排熱回収ボイラ４４Ａ及び第２排熱回収ボイラ４４Ｂ）の構成の一例を説明するための図である。
なお、図４に示すガスタービン１００を含む火力発電装置２は、図１に示す火力発電装置２と同様の構成を有する。
図４に示す例示的な実施形態では、火力発電装置２を構成するガスタービン１００からの排ガスは、第１排ガス流路６及び第１排ガス流路６から分岐する第２排ガス流路８を介して、排熱回収ボイラ４４に導かれるようになっている。
排熱回収ボイラ４４は、第１排ガス流路６から導かれる排ガスから熱を回収するための第１排熱回収ボイラ４４Ａであるとともに、第２排ガス流路８から導かれる排ガスから熱を回収するための第２排熱回収ボイラ４４Ｂである。
排熱回収ボイラ４４は、ガスタービン１００の排ガスを流通させるための煙道５４を有している。すなわち、第１排熱回収ボイラ４４Ａと第２排熱回収ボイラ４４Ｂとは、共通の煙道５４を有している。そして、第１排ガス流路６及び第２排ガス流路８は、それぞれ、煙道５４に連通している。なお、煙道５４は、ダクト壁５５によって形成されている。
煙道５４の上流側領域は、隔壁５２によって第１部分５６と第２部分５８とに隔てられている。ここで、煙道５４の第１部分５６は、第１排ガス流路６を部分的に形成するとともに、煙道５４の第２部分５８は、第２排ガス流路８を部分的に形成している。
図４に示す実施形態では、煙道５４の第１部分に燃料電池１０のカソード１２が配置され、第１排ガス流路６からの排ガスがカソード１２に供給されるようになっている。また、カソード１２出口から流出した排ガスは、カソード１２の下流側の煙道５４の第１部分に流出するようになっている。
そして、隔壁５２よりも下流側において、燃料電池１０のカソード１２を経由した第１部分からの排ガスと、カソード１２を経由せずにバイパスした第２部分からの排ガスとが合流するようになっている。
すなわち、煙道５４のうち、第１排ガス流路６からの排ガスが導かれる第１部分５６は第１排熱回収ボイラ４４Ａを構成し、第２排ガス流路８からの排ガスが導かれる第２部分５８は第２排熱回収ボイラ４４Ｂを構成する。また、煙道５４のうち、隔壁５２で区切られていない下流側の領域（第１部分５６及び第２部分５８の下流側の領域）は、第１排ガス流路６からの排ガス及び第２排ガス流路８からの排ガスが導かれる領域であり、第１排熱回収ボイラ４４Ａ及び第２排熱回収ボイラ４４Ｂを構成する。
排熱回収ボイラ４４は、各種の熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）を有しており、これらの熱交換器を構成する伝熱管は、煙道５４の内部を通過するように設けられる。伝熱管の内部を蒸気が循環しており、伝熱管の内部を流通する蒸気と、煙道５４を流れる排ガス（熱媒体）とが熱交換されるようになっている。
図４に示す排熱回収ボイラ４４は、高圧蒸気流路６９、中圧蒸気流路７１、低圧蒸気流路７３を含む蒸気循環流路と、これらの各蒸気流路に設けられた熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）と、を含む。これらの熱交換器は、例えば、節炭器、蒸発器、過熱器、又は再熱器等であってもよい。
高圧蒸気流路６９、中圧蒸気流路７１、低圧蒸気流路７３には、それぞれ、各蒸気流路からの蒸気によって駆動されるように構成された高圧タービン６０、中圧タービン６２、及び低圧タービン６４が設けられている。また、各蒸気タービン６０，６２，６４には発電機６１，６３，６５が接続されており、発電機６１，６３，６５は、各蒸気タービンによって回転駆動されて、電気を生成するようになっている。
図４に示すように、高圧タービン６０及び中圧タービンで６２仕事を終えた蒸気は、それぞれ、中圧蒸気流路７１及び低圧蒸気流路７３にそれぞれ合流し、再度熱交換器により昇温されて、中圧タービンで６２及び低圧タービン６４をそれぞれ駆動する蒸気として、各タービンに流入するようになっていてもよい。
低圧タービン６４の出口から流出した蒸気は、復水器６６で凝縮された後、熱交換器６８を経て、再度蒸気となって、高圧蒸気流路６９、中圧蒸気流路７１、又は低圧蒸気流路７３に送られる。
図４に示す実施形態では、第１排熱回収ボイラ４４Ａ内において最も上流側に位置する第１熱交換器（図４における熱交換器７２ｆ）は、第２排熱回収ボイラ４４Ｂ内において最も上流側に位置する第２熱交換器（図４における熱交換器７２ｅ）よりも高温の熱媒体を熱交換により得るようになっている。
すなわち、第１部分５６におけるカソード１２の下流側の排ガスは、燃料電池１０における反応熱により、ガスタービン１００からの排ガスよりも高温になる。このため、燃料電池１０のカソード１２通過後の排ガスが流入する第１排熱回収ボイラ４４Ａ（煙道５４の第１部分５６及び隔壁５２の下流側）は、カソード１２をバイパスした排ガスが流入する第２排熱回収ボイラ（煙道５４第２部分５８及び隔壁５２の下流側）に比べて入口温度が高い。
よって、図４に示すように、第１排熱回収ボイラ４４Ａの最上流側に位置する第１熱交換器（図４では熱交換器７２ｆ）を第２排熱回収ボイラ４４Ｂの最上流側の第２熱交換器（図４では熱交換器７２ｅ）よりも高温の熱媒体を得るように構成することで、ガスタービン１００からの排熱を有効利用してプラント全体としてのエネルギー効率を高めることができる。
第１排ガス流路６を介してカソード１２に供給される排ガスの第１流量を調節するための流量調節部７としてのダンパは、煙道５４内の第１部分５６（第１排ガス流路６）又は第２部分５８（第２排ガス流路８）に設けられていてもよい。
図４に示す実施形態では、流量調節部７としてのダンパは、第２部分５８に設けられている。燃料電池１０のカソード１２を経由していない排ガスが流れる第２部分５８の温度は、カソード１２を経由した排ガスが流れる第１部分５６に比べて低い。よって、図４に示すように第２部分５８にダンパを設けることで、ダンパの寿命低下を抑制しながら、第１流量を適切に調節することができる。
なお、ダンパ設置位置における排ガス温度が過度に低いと、煙道において排ガス中の酸や水分等が凝縮し、これらの凝縮成分によってダンパが腐食される場合がある。よって、温度が低すぎない位置（例えば、排ガスに含まれる成分（水分等）の露点よりも温度が高い位置）にダンパを設けることで、ダンパの腐食を抑制することができる。
なお、第２排熱回収ボイラ４４Ｂの下流側に化学吸収塔４８（図４において不図示、図１参照）を設ける場合、上述したように、吸収液を加熱して再生するための蒸気を、排熱回収ボイラ４４から供給するようにしてもよい。例えば、図４に示すように、低圧蒸気流路７３から分岐する蒸気供給路５１を介して、低圧蒸気を再生塔５０に供給するようにしてもよい。
図５は、他の一実施形態に係る排熱回収ボイラ４４の煙道５４の一部を平面視した概略図である。なお、図５には、排熱回収ボイラ４４の煙道５４のうち、上流側部分の周辺部が示されている。図５に示す実施形態において、煙道５４の内部には、上流側から順に、熱交換器７２ｄ、７０ｄ、７０ｃ、７０ｂが設けられている。各熱交換器は、伝熱管７６によって構成されている。これらの熱交換器のうち、熱交換器７２ｄ、７０ｄ、７０ｃは、隔壁５２を超えて第１部分５６と第２部分５８の両方にまたがって設けられている。
幾つかの実施形態では、図５に示すように、流量調節部７（ダンパ）は、複数の熱交換器の間（図５では、熱交換器７０ｃと熱交換器７０ｂとの間）に設けられていてもよい。
このように、ダンパは、複数の熱交換器の間に設けることができるので、煙道５４内におけるダンパの設置位置を柔軟に選択することができる。
〔本発明の第２の態様〕
図６に示す例示的な実施形態に係る二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２からの排ガスが流れる第１排ガス流路６と、第１排ガス流路６から分岐する第２排ガス流路８と、第１排ガス流路６に設けられたカソード１２を含む燃料電池１０と、第２排ガス流路８に設けられた化学吸収塔１２０と、を備える。
第２排ガス流路８は、燃料電池１０のカソード１２の上流側において第１排ガス流路６から分岐して設けられる。したがって、火力発電装置２からの排ガスは、分岐点において第１排ガス流路６と第２排ガス流路８とに分岐されて、燃料電池１０のカソード１２及び化学吸収塔１２０のそれぞれに供給できるようになっている。
燃料電池１０は、基本的には上述した本発明の第１の態様おける燃料電池１０と同様の構成を有する。ただし、第２の態様に係る実施形態では、燃料電池１０のアノード１６には、アノード入口側流路１４６から水素（Ｈ２）を含む燃料ガスが供給されるようになっている。
アノード１６で生成されたＣＯ２は、Ｈ２Ｏ及び燃料ガスの未反応成分とともに混合ガスとしてアノード出口側流路１４８に流出する。混合ガス中に含まれるＣＯ２は、アノード出口側流路１４８に設けられた分離器１３８によって混合ガスから分離された後、回収される。なお、分離器１３８で分離されたＣＯ２は、圧縮機１４０で圧縮されてから回収されるようになっていてもよい。
分離器１３８は、膜分離法または深冷分離法によって混合ガスを分離するように構成されていてもよい。また、アノード出口側流路１４８において、分離器１３８の上流側には、混合ガスの圧力を、分離器１３８で採用される分離手法に適した圧力に昇圧するための圧縮機１３６が設けられていてもよい。
アノード入口側流路１４６には、燃料供給流路１５０を介して、燃料（例えば天然ガス）が貯留される燃料貯留部１２８が接続されている。燃料貯留部１２８内の燃料は、水素（Ｈ２）に改質されて、アノード入口側流路１４６からアノード１６に供給されるようになっている。
例えば、図６に示す例示的な実施形態では、燃料供給流路１５０に設けられた予備改質器１３２及び燃料電池１０に設けられた改質部１８において、燃料が改質されて水素（Ｈ２）が生成される。そして、このように燃料の改質により生成した水素がアノード入口側流路１４６からアノード１６に供給されるようになっている。
また、図６に示すように、アノード出口側流路１４８に設けられた上述の分離器１３８では、アノード１６からの混合ガスから水素が分離されるようになっていてもよい。分離器１３８で分離された水素は、アノード入口側流路１４６を介してアノード１６に供給されるようになっていてもよい。
なお、図６において、燃料供給流路１５０には、燃料供給流路１５０を流れる燃料ガスと、アノード出口側流路１４８を流れるガスとの間で熱交換を行うための熱交換器１３４が設けられている。
燃料の改質反応は吸熱反応であり、通常、外部から熱を加える必要がある。一方、溶融炭酸塩型燃料電池は、約６００℃〜７００℃程度の高温で動作し、アノード１６から流出するガスも同程度の高温を有する。そこで、アノード１６から流出するガスの熱で燃料供給流路１５０を流れる燃料を熱交換器１３４において昇温させることによって、燃料電池で生じる反応熱を有効利用しながら燃料の改質反応を行うことができる。
第１排ガス流路６において、カソード出口１２ｂからは、カソード１２でＣＯ２が消費された排ガスが流出する。カソード出口１２ｂから流出した排ガスは、第１排ガス流路６に接続される煙突１２６から排出されるようになっていてもよい。
図６に示す例示的な実施形態において、第１排ガス流路６には、カソード入口１２ａ側の排ガスと、カソード出口１２ｂ側の排ガスとを熱交換するための熱交換器１２４が設けられている。
火力発電装置２からの排ガス（カソード入口１２ａ側の排ガス）は、通常、燃料電池１０の動作温度（約６００℃〜７００℃程度）に比べて低い。一方、カソード１２から流出する排ガス（カソード出口１２ｂ側の排ガス）は、燃料電池で生じる反応熱により高温となっている。そこで、比較的低温のカソード入口１２ａ側の排ガスを、比較的高温を有するカソード出口１２ｂ側の排ガスとの熱交換によって昇温した後にカソード１２に供給することにより、燃料電池１０で発生した熱エネルギーを有効活用しながら、燃料電池１０の適正温度を維持して安定運転を行うことができる。
なお、図６に示すように、第１排ガス流路６には、カソード１２よりも上流側に、燃焼器１３０が設けられていてもよい。この場合、燃焼器１３０において燃料を燃焼させることにより、燃焼熱によって第１排ガス流路６のカソード入口１２ａ側の排ガスを昇温させることができる。なお、燃焼器１３０には、燃料供給流路１５２を介して燃料貯留部１２８からの燃料が供給されるようになっていてもよい。
例えば、燃料電池１０の起動時等には、燃料電池１０での反応熱があまり発生しておらず、カソード出口１２ｂ側の排ガスの温度があまり高くなっていない場合がある。このような場合、熱交換器１２４による熱交換だけでは、カソード入口１２ａ側の排ガス温度を、燃料電池１０での反応に必要な温度まで十分に昇温できないことがある。そこで、燃焼器１３０によってカソード入口１２ａ側の排ガスを適温まで昇温させることにより、燃料電池１０を適切に作動させることができる。
化学吸収塔１２０は、第２排ガス流路８から供給される排ガスに含まれるＣＯ２を吸収液に吸収させるように構成される。
一実施形態に係る化学吸収塔１２０では、吸収液と、第２排ガス流路８からの排ガスとを接触させることにより、排ガスに含まれるＣＯ２が吸収液に取り込まれるようになっている。これにより、排ガスからＣＯ２が除去される。ＣＯ２が除去された排ガスは、処理済排ガスとして化学吸収塔１２０の出口１２０ａから排出される。
ＣＯ２を吸収した吸収液は、化学吸収塔１２０から吸収液再生塔１２２に送られて再生される。吸収液再生塔１２２では、ＣＯ２を吸収した吸収液が加熱されることによって、ＣＯ２が吸収液から除去される。吸収液から除去されたＣＯ２を含むガスが排出ライン９に排出され、気液分離器で水分を除去した後、ＣＯ２がガスとして回収される。なお、排出ライン９からのＣＯ２を圧縮機１４０により圧縮してから回収してもよい。
一方、吸収液再生塔１２２でＣＯ２が除去されて再生された吸収液は化学吸収塔１２０に返送され、再度、第２排ガス流路８からの排ガスに含まれるＣＯ２を吸収するために用いられる。
化学吸収塔１２０に用いる吸収液は、アミンを含んでいてもよい。アミンを含む吸収液は、二酸化炭素との高い化学反応性を有する。よって、アミンを含む吸収液を用いることで、排ガスにおける二酸化炭素の分圧が低い場合であっても、二酸化炭素を効果的に回収できる。
アミンを含む吸収液は、例えば、アルカノールアミン（例えばモノエタノールアミン等）の水溶液であってもよい。
なお、化学吸収塔１２０において、ＣＯ２が効率的に吸収液に吸収される温度は、吸収液の種類によって異なるが、火力発電装置等から排出される排ガスの温度よりも低い場合がある。この場合、化学吸収塔１２０よりも上流側において、第１排ガス流路６又は第２排ガス流路８に、化学吸収塔１２０に供給される排ガスを冷却するための冷却装置（不図示）を設けてもよい。これにより、化学吸収塔１２０において、ＣＯ２を吸収液に効率良く吸収させることができる。
上述の二酸化炭素回収システム４によれば、第１排ガス流路６に燃料電池１０のカソード１２を設け、第１排ガス流路６から分岐した第２排ガス流路８に化学吸収塔１２０を設けることで、燃料電池１０と化学吸収塔１２０とが並列配置されることになる。このため、排ガスを化学吸収塔１２０と燃料電池１０とに分配して両者を併用することで、排ガス流量の変動に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制することができる。
図７は、一実施形態に係る二酸化炭素回収システム４の構成を部分的に示す図である。
幾つかの実施形態では、図７に示すように、第１排ガス流路６からの第２排ガス流路８の分岐点の上流側において、第１排ガス流路６に脱硫装置１４２が設けられる。脱硫装置１４２は、第１排ガス流路６を流れる排ガスに含まれる硫黄分を除去するように構成される。
火力発電装置等からの排ガス中には、硫黄酸化物（ＳＯ２等）等の硫黄分が含まれることがある。
ＳＯ２が含まれる排ガスが化学吸収塔１２０に供給されると、化学吸収塔１２０において排ガス中のＳＯ２が吸収液に吸収されることがある。この場合、吸収液再生塔１２２（図６参照）においてＳＯ２が吸収液から放散されずに吸収液内に蓄積され、吸収液のＣＯ２吸収性能が低下する要因となる可能性がある。
また、燃料電池１０には、カソード１２（図６参照）に直接排ガスが供給されるようになっている。このため、第１排ガス流路６からの排ガスに硫黄分等の不純物が含まれると、カソード１２に不純物が導入されてしまい、燃料電池１０の発電性能が低下する要因となる可能性がある。
この点、上述の分岐点の上流側において第１排ガス流路６に脱硫装置１４２を設けることで、前処理としての脱硫装置を燃料電池１０と化学吸収塔１２０とで共有することができる。すなわち、燃料電池１０に供給される排ガス、及び、化学吸収塔１２０に供給される排ガスのそれぞれに含まれる硫黄分を、分岐点の上流側で一括して除去することができる。
よって、燃料電池１０と化学吸収塔１２０のそれぞれについて別個の脱硫装置を設ける場合に比べて脱硫装置の設置コストを削減しながら、排ガス中における硫黄分に起因した燃料電池１０または化学吸収塔１２０の性能低下を抑制することができる。
脱硫装置１４２は、例えば、塩基性吸収液（例えば、塩基性ナトリウム化合物を含む吸収液）と、排ガスとを接触させることにより、排ガス中のＳＯ２を吸収液に吸収させるように構成された高度脱硫装置であってもよい。
幾つかの実施形態では、図７に示すように、第１排ガス流路６からの第２排ガス流路８の分岐点の下流側かつカソード１２（燃料電池１０）の上流側において、カソード１２に供給される排ガス中の煤塵を除去するための除塵装置１４４が設けられる。
このように、分岐点の下流側かつ燃料電池１０のカソード１２の上流側に設けた除塵装置１４４によって排ガスを処理することにより、煤塵が除去された排ガスをカソード１２に供給することができ、排ガス中の煤塵に起因した燃料電池１０の性能劣化を抑制することができる。
なお、除塵装置１４４は、第１排ガス流路６からの第２排ガス流路８の分岐点の上流側に設けられてもよく、この場合、除塵装置１４４によって煤塵が除去された排ガスが燃料電池１０のカソード１２及び化学吸収塔１２０の両方に供給されることとなる。
しかしながら、排ガスに含まれる煤塵の性能劣化等への影響は、吸収液にＣＯ２を吸収させる化学吸収塔１２０よりも、排ガスが直接カソード１２に供給される燃料電池１０において、より大きいと考えられる。
この点、図７に示すように、分岐点の下流側かつカソード１２（燃料電池１０）の上流側に除塵装置１４４を設ける場合、分岐点の上流側に除塵装置１４４を設ける場合に比べて、処理対象となる排ガスの流量が低減される。よって、除塵装置１４４を小型化することができ、あるいは、除塵装置１４４を駆動するための動力を低減することができる。
幾つかの実施形態では、二酸化炭素回収システム４（図６参照）は、第１排ガス流路６を介してカソード１２に供給される排ガスの流量である第１流量を調節するための流量調節部７をさらに備える。
流量調節部７によって、燃料電池１０を運転するうえで適切な流量（第１流量）の排ガスをカソード１２に供給することにより、燃料電池１０の適正な運転状態（例えば温度）を維持することができる。また、燃料電池１０の劣化に起因した電圧低下に伴いアノード−カソード間の電流を減少させる必要が生じた場合、カソード１２への排ガス供給量（第１流量）を減少させることで燃料電池１０を適正温度範囲に維持することができる。
流量調節部７は、第１排ガス流路６に設けられていてもよく、あるいは第２排ガス流路８に設けられていてもよい。
例えば、流量調節部７は、第１排ガス流路６において、図６に示すように上述の分岐点とカソード入口１２ａとの間に設けられていてもよく、又は、カソード出口１２ｂと煙突１２６との間に設けられていてもよい。あるいは、流量調節部７は、第２排ガス流路８において、上述の分岐点と化学吸収塔１２０の入口との間に設けられていてもよい。
流量調節部７は、ダンパによって構成されていてもよい。流量調節部７としてダンパを用いることで、簡素な構成により、第１排ガス流路６を介して燃料電池１０のカソード１２に供給される排ガス流量（第１流量）を調節することができる。
幾つかの実施形態では、二酸化炭素回収システム４（図６参照）は、流量調節部７を制御するための制御部５を備えていてもよい。
以下、制御部５による排ガスの流量調節の考え方についてより具体的に説明する。
図８は、火力発電装置２からの排ガスを燃料電池１０及び化学吸収塔１２０に分配する場合の流量制御の一例を示す概念図である。図８に示すように、火力発電装置２（排ガス発生設備）からの排ガスは、分岐点において分岐して、第１排ガス流路６を介して燃料電池１０のカソード１２（図６参照）に供給される排ガスと、第２排ガス流路８を介して化学吸収塔１２０に供給される排ガスとに分配される。
上述したように、第１排ガス流路６を介してカソード１２に供給される排ガスの流量（第１流量）は、流量調節部７によって調節される。ここで、第２排ガス流路８を介して化学吸収塔１２０に供給される排ガスの流量を第３流量とすれば、第１流量と第３流量との和が、火力発電装置２からの排ガスの総流量である。
なお、二酸化炭素回収システム４において、燃料電池１０は、互いに直列又は並列に配置された複数台の燃料電池ユニット１０ａを含んでいてもよい。ここで、燃料電池ユニット１０ａとは、それぞれが固有の筐体を有し、独立して燃料電池として機能する単位である。燃料電池１０を構成する燃料電池ユニット１０ａの台数は、燃料電池１０で処理すべき排ガスの流量又は燃料電池ユニット１０ａの容量等に応じて決定されてもよい。
図８に示す例では、燃料電池１０は、「ＦＣ−１」〜「ＦＣ−ｎ」のｎ台の燃料電池ユニット１０ａが互いに並列配置された構成を有する。そして、複数台の燃料電池ユニット１０ａにより構成される燃料電池１０のカソード１２（即ち複数台の燃料電池ユニット１０ａのそれぞれのカソード）に対して、全体として第１流量の排ガスが供給されるようになっている。
ここで、図９は、排ガス発生設備（火力発電装置２）の負荷と、制御部５によって調節される第１流量との関係の一例を示すグラフである。
図９のグラフの横軸は火力発電装置２の負荷（横軸）を示し、負荷１００％は、火力発電装置２の定格負荷を意味する。また、図９のグラフにおいて、縦軸は排ガス流量を示し、燃料電池１０のカソード１２に供給される第１流量、及び、火力発電装置２からの総流量（第１流量と、化学吸収塔１２０に供給される第３流量の和）について、火力発電装置２の定格運転時（定格負荷での運転時）における排ガス総流量を１としたときの割合が示されている。なお、図９のグラフにおいて、領域Ｓ１は、排ガス総流量のうち第１流量の占める部分を示し、領域Ｓ２は、排ガス総流量のうち第３流量の占める部分を示す。
幾つかの実施形態では、制御部５は、排ガスの発生源である排ガス発生設備（図６に示す例示的な実施形態では、火力発電装置２）の少なくとも一部の負荷範囲において、排ガス発生設備の負荷の大きさによらず、燃料電池１０のカソード１２に供給される第１流量が一定となるように、流量調節部７を制御する（例えば、ダンパの開度を調節する）ように構成される。
一実施形態では、制御部５は、少なくとも、排ガス発生設備（火力発電装置２）の定格負荷よりも低くてゼロよりも大きい閾値以上且つ排ガス発生設備の定格負荷以下の負荷範囲に排ガス発生設備の負荷が含まれるとき、該負荷の大きさによらず、上述の第１流量が燃料電池１０の定格負荷に対応する定格流量で一定となるよう流量調節部７を制御するように構成されていてもよい。
例えば、図９のグラフに示すように、火力発電装置２の負荷が、閾値Ｌ２以上１００％（定格負荷）以下の負荷範囲に含まれるとき、火力発電装置２の負荷の大きさによらず、第１流量が燃料電池１０の定格負荷に対応する定格流量ＦＲ１＿ｒａｔｅｄで一定となるように、制御部５が流量調節部７を制御するようにしてもよい。
火力発電装置に代表される排ガス発生設備（例えば火力発電装置２）の負荷は一定とは限らず、例えば系統からの要請により負荷が変動することがある（例えば図９のグラフ参照）。この場合、排ガス発生設備からの排ガス発生量（上述の総流量）も変化し、燃料電池１０のカソード１２への排ガス供給量（第１流量）もその影響を受けて変化し、燃料電池１０の安定運転が可能な目標流量から第１流量が逸脱してしまう可能性がある。
この点、制御部５で流量調節部７を適切に制御することにより、少なくとも一部の負荷範囲での排ガス発生設備（火力発電装置２）の運転時、排ガス発生設備（火力発電装置２）の負荷の大きさによらず第１流量を一定に維持することができる。よって、排ガス発生設備（火力発電装置２）の負荷が変動しても、燃料電池１０の安定運転を維持することができる。
例えば、図９のグラフに示す例のように、少なくとも排ガス発生設備（火力発電装置２）の高負荷帯（閾値Ｌ２以上定格負荷（１００％）以下）において、燃料電池１０を定格負荷で運転することで、燃料電池１０の安定運転を維持しながら、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制できる。
なお、上述の高負荷帯における第１流量の一定値（図９の例では定格流量ＦＲ１＿ｒａｔｅｄ）は、燃料電池１０の経時的な状態変化に応じて変化させてもよい。
例えば、燃料電池１０が劣化して、燃料電池１０の劣化に起因した電圧低下に伴いアノード‐カソード間の電流を減少させる必要が生じた場合、上述の高負荷帯での燃料電池１０への排ガス供給量（第１流量）が上述の定格流量（ＦＲ１＿ｒａｔｅｄ）よりも小さい流量で一定となるように、第１流量の一定値を設定するようにしてもよい。
このように、上述の高負荷帯における第１流量の一定値は、燃料電池１０の劣化等の状態変化を考慮して、定格流量（ＦＲ１＿ｒａｔｅｄ）から変化させた値に設定してもよい。
図９に示すグラフに従って第１流量の調節をする場合、上述の高負荷帯（閾値Ｌ２以上１００％以下の負荷範囲）では、総流量と第１流量との差分が第３流量として化学吸収塔１２０に供給される。すなわち、該負荷範囲では、燃料電池１０に供給される第１流量が一定であるのに対し、化学吸収塔１２０に供給される第３流量は、負荷の増減に応じて変化する。したがって、上述の高負荷帯では、火力発電装置２の負荷に変動がある場合であっても、該負荷の変動に応じて化学吸収塔１２０への第３流量を変化させながら、燃料電池１０の定格負荷での運転を継続することができる。
よって、例えば、火力発電装置２（排ガス発生設備）の負荷の変動に応じて、燃料電池１０の一部（複数台の燃料電池ユニット１０ａのうちの一部）を一時的に運転停止及び再起動する場合に比べて、燃料電池１０の稼働率を向上させることができ、プラント全体として発電コストの増大を抑制することができる。
なお、燃料電池１０に供給される排ガスの第１流量が定格流量以下である場合であっても、ある程度の排ガス供給量が確保できれば、燃料電池１０の安定運転が可能である場合がある。そこで、火力発電装置２の負荷が閾値未満であり、排ガス総流量が燃料電池１０の定格流量以下である少なくとも一部の負荷範囲において、排ガス総流量の全量を第１流量として燃料電池１０に供給するように制御部５による制御を行ってもよい。
例えば、火力発電装置２の負荷がＬ１であるときの排ガス総流量（図９のＦＲ１＿ｍｉｎ）以上の第１流量が確保できれば、燃料電池１０の安定運転が維持できる場合、図９に示すように、火力発電装置２の負荷が、Ｌ１以上Ｌ２（上述の閾値）未満の負荷範囲であるときに、火力発電装置２からの排ガスの全量を、第１流量として燃料電池１０に供給するようにしてもよい。
これにより、排ガス発生装置（火力発電装置２）のより広範な負荷範囲において燃料電池１０での発電を行うことができ、プラント全体としての発電効率を向上させながら、二酸化炭素を回収することができる。
また、火力発電装置２の起動時等、排ガス発生設備の負荷が小さい時（例えば図９のＬ１未満の負荷範囲）には、排ガス発生設備からの排ガスの総流量を燃料電池１０に供給しても、例えば燃料電池１０の安定運転に必要な温度を維持するための熱エネルギー（反応熱）が確保できない等、燃料電池１０の安定運転ができない場合がある。このような場合、排ガス発生設備からの排ガスの総流量の全量を第３流量として、化学吸収塔１２０に供給するようにしてもよい。これにより、排ガス発生設備（火力発電装置２）の負荷範囲に応じて、適切に二酸化炭素を回収することができる。
次に、図６を参照して、幾つかの実施形態に係る二酸化炭素回収システム４の設置方法について説明する。
幾つかの実施形態に係る二酸化炭素回収システム４の設置方法は、火力発電装置２からの排ガスが流れる第１排ガス流路６を設置するステップと、第１排ガス流路６上に燃料電池１０のカソード１２が配置されるように燃料電池１０を設置するステップと、カソード１２の上流側において第１排ガス流路６から分岐して第２排ガス流路８を設置するステップと、第２排ガス流路８に、二酸化炭素を吸収液に吸収させるための化学吸収塔１２０を設置するステップと、を備える。
上述の二酸化炭素回収システム４の設置方法によれば、既存の火力発電装置２に対して、第１排ガス流路６、第２排ガス流路８、燃料電池１０、及び、化学吸収塔１２０を追加で設置することによって、上述に説明した二酸化炭素回収システム４を構築することができる。これにより、火力発電装置２からの排ガスを化学吸収塔１２０と燃料電池１０とに分配して両者を併用することで、排ガス流量の変動に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制することができる。
一実施形態では、二酸化炭素回収システム４の設置方法は、第１排ガス流路６におけるカソード入口１２ａ側の排ガスと、第１排ガス流路６におけるカソード出口１２ｂ側の排ガスとを熱交換するための熱交換器１２４を第１排ガス流路６上に設置するステップをさらに備えてもよい。
上述の熱交換器１２４を設置することで、例えば火力発電装置等からの比較的低温の排ガスであっても、燃料電池１０で生じる反応熱により高温となったカソード出口１２ｂ側の排ガスとの熱交換によって昇温した後にカソード１２に供給することができる。これにより、燃料電池１０で発生した熱エネルギーを有効活用しながら、燃料電池１０の適正温度を維持して安定運転を行うことができる。
例えば、排熱回収ボイラを含む火力発電装置２からは、通常、蒸気（水）との熱交換により温度が低下した比較的低温の排ガスが排出される。このような場合、二酸化炭素回収システム４において、燃料電池１０、化学吸収塔１２０、及び、上述の熱交換器１２４を併せて設置することで、燃料電池１０で発生した熱エネルギーを利用して比較的低温の排ガスを昇温させて、燃料電池１０の適正温度を維持して安定運転を行うことができるとともに、排ガス流量の変動に対応しつつ、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制しながら、排ガス中の二酸化炭素を回収することができる。
なお、上述の二酸化炭素回収システム４の設置方法は、火力発電装置２に対して二酸化炭素回収システムを設置する方法であるが、同様の設置方法を、火力発電装置２以外の排ガス発生装置を含む種々の排ガス発生設備への二酸化炭素回収システム４の設置に適用してもよい。
〔本発明の第３の態様〕
図１０〜図１２に示す例示的な実施形態では、火力発電装置２は、ガスタービン１００と、ガスタービン１００からの排ガスの熱を回収するための排熱回収ボイラ１１０と、を含むガスタービン複合発電装置である。これらの実施形態では、二酸化炭素回収システム４は、排熱回収ボイラ１１０からの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成される。
また、図１３〜図１５に示す例示的な実施形態では、火力発電装置２は、ガスタービン１００を含む火力発電装置である。これらの実施形態では、二酸化炭素回収システム４は、ガスタービン１００からの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成される。
図１０〜図１５に示すガスタービン１００は、空気を圧縮するための圧縮機１０２と、燃料（例えば天然ガス等）を燃焼させて燃焼ガスを発生させるための燃焼器１０４と、燃焼ガスにより回転駆動されるように構成されたタービン１０６と、を備える。
燃焼器１０４には、燃料貯留部２２２から燃料（天然ガス等）が供給されるようになっている。また、燃焼器１０４には圧縮機１０２で圧縮された空気が送り込まれるようになっており、この圧縮空気は、燃焼器１０４において燃料が燃焼する際の酸化剤としての役割を有する。
タービン１０６には回転シャフト１０３を介して発電機１０８が連結されており、タービン１０６の回転エネルギーによって発電機１０８が駆動されて電力が生成されるようになっている。タービン１０６で仕事を終えた燃焼ガスは、排ガスとしてタービン１０６から排出されるようになっている。
図１０〜図１２に示す排熱回収ボイラ１１０は、ガスタービン１００からの排ガスが導かれるダクト（不図示）と、ダクトに設けられた熱交換器（不図示）と、を備える。熱交換器は、ダクトを流れる排ガスとの熱交換により蒸気を生成するように構成されている。排熱回収ボイラ１１０で生成された蒸気は蒸気タービン１１２に導かれ、蒸気タービン１１２を回転駆動するようになっている。また、蒸気タービン１１２には発電機１１４が接続されており、発電機１１４は、蒸気タービン１１２によって回転駆動されて、電力を生成するようになっている。
排熱回収ボイラ１１０のダクト内を流れて熱交換器を通過した排ガスは、ダクト出口を介して排熱回収ボイラから排出されるようになっている。
以下、幾つかの実施形態に係る二酸化炭素回収システム４について説明する。
図１０〜図１５に示す例示的な実施形態に係る二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２又は排熱回収ボイラ１１０からの排ガスが流れるカソード入口側流路２７０と、カソード入口側流路２７０から分岐して設けられたバイパス流路２７８と、を含む。火力発電装置２又は排熱回収ボイラ１１０からの排ガスは、分岐点においてカソード入口側流路２７０とバイパス流路２７８とに分岐されて、燃料電池１０のカソード１２及び後述する化学吸収塔２３０のそれぞれに供給できるようになっている。
すなわち、第３の態様におけるカソード入口側流路２７０及びバイパス流路２７８は、第１及の態様における第１排ガス流路６及び第２排ガス流路８にそれぞれ相当する。
図１０〜図１５に示すように、二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２からの排ガスが供給されるカソード１２を含む燃料電池１０と、燃料電池１０のアノード１６の出口側に接続されるＣＯ２リッチガスライン（アノード出口側流路）２２８と、ＣＯ２リッチガスライン２２８に一端が接続されるリサイクルライン２５２と、を備える。ＣＯ２リッチガスライン２２８は、アノード１６の出口ガス由来のＣＯ２リッチガスを導くように構成される。また、リサイクルライン２５２は、ＣＯ２リッチガスライン２２８を流れるＣＯ２リッチガスの一部をカソード１２の入口側に戻すように構成される。
火力発電装置２からの排ガス中に含まれる二酸化炭素は、以下に説明するように、燃料電池１０及びＣＯ２リッチガスライン２２８を介して回収されるようになっている。
本明細書において、アノードの出口ガス由来のＣＯ２リッチガスは、アノード出口ガスそのものであってもよいし、アノード出口ガスに対して所定の処理（例えば、後述するＣＯシフト反応器２２０でのＣＯシフト反応やガス分離ユニット２３６における膜分離等）を行った後のガスであってもよい。なお、ＣＯ２リッチガスは、処理対象である排ガスよりもＣＯ２濃度が高いガスを指す。
燃料電池１０は、基本的には上述した本発明の第１の態様おける燃料電池１０と同様の構成を有する。ただし、第３の態様に係る実施形態では、燃料電池１０のカソード１２には、カソード入口側流路２７０を介して火力発電装置２からのＣＯ２を含む排ガスが供給されるとともに、アノード１６には、アノード入口側流路２７６から水素（Ｈ２）を含む燃料ガスが供給されるようになっている。
アノード１６には、アノード入口側流路２７６及び燃料供給流路２７４を介して、燃料（例えば天然ガス）が貯留される燃料貯留部２２２が接続されている。燃料貯留部２２２内の燃料は、水素（Ｈ２）に改質されて、アノード入口側流路２７６を介してアノード１６に供給されるようになっている。
例えば、図１０〜図１５に示す例示的な実施形態では、燃料供給流路２７４に設けられた予備改質器２２４及び燃料電池１０に設けられた改質部１８において、燃料が改質されて水素（Ｈ２）が生成される。そして、このように燃料の改質により生成した水素がアノード入口側流路２７６を介してアノード１６に供給されるようになっている。
アノード１６で生成されたＣＯ２は、Ｈ２Ｏ及び燃料ガスの未燃成分（例えばＣＯやＨ２）とともに混合ガス（アノード１６の出口ガス）としてＣＯ２リッチガスライン（アノード出口側流路）２２８に流出する。ＣＯ２リッチガスライン２２８に流出したアノード出口ガスは、処理対象である排ガスよりもＣＯ２濃度が高いＣＯ２リッチガスである。
アノード１６から排出されたＣＯ２リッチガスに含まれるＣＯ２は、ＣＯ２リッチガスライン２２８を介して回収される。なお、回収されるＣＯ２（即ち、燃料電池１０によりアノード１６側に回収されたＣＯ２）は、圧縮機２０９で圧縮されるようになっていてもよい。
ある種の燃料電池（例えば上述した溶融炭酸塩型燃料電池）では、燃料電池の効率的又は安定的な運転のために適したカソード入口ガスのＣＯ２濃度は、例えば約１０％以上である。これに対し、ガスタービンからの排ガス中のＣＯ２濃度は、燃料の組成にもよるが、例えば３〜４％程度である。仮に、ガスタービンからの排ガスを、該ガスタービンの圧縮機に再循環させたとしても、ガスタービンからの排ガス中のＣＯ２濃度を上昇させる効果はあまり大きくならず、燃料電池のカソード入口ガスとして適する程度にＣＯ２濃度を上昇させることは難しい。
この点、上述した二酸化炭素回収システム４では、アノード１６の出口ガス由来のＣＯ２リッチガスの一部をカソード１２の入口側にリサイクルすることにより、比較的少ないリサイクルガス量であっても、カソード１２の入口におけるＣＯ２濃度を高めることができる。よって、燃料電池１０の運転に適切なＣＯ２濃度を得ることができる。また、カソード１２の入口のＣＯ２濃度が上昇することで、燃料電池１０の起電力を増大させて、燃料電池１０の発電効率を向上させることができる。
また、上述した二酸化炭素回収システム４では、比較的少ないリサイクルガス量でカソード入口におけるＣＯ２濃度を高めることができる。よって、例えば特許文献１に記載のように、ガスタービンの排ガスの一部、又はカソード出口を経由したガスを、ガスタービンのコンプレッサの入口に再循環させることでカソード入口のＣＯ２濃度を上げる場合に比べ、リサイクルするガス量を低減することができる。このため、ＣＯ２リッチガスのリサイクルに必要な動力の削減が可能である。
なお、例えば特許文献１に記載のように、カスタービン燃焼器の排ガスをリサイクルする場合には、ガス中のＳＯｘ分が低温のリサイクルラインで濃縮し、硫酸析出が生じ、熱交換器等の腐食対策でコストが増加する可能性がある。この点、上述の二酸化炭素回収システム４では、硫黄分が低減された排ガスを燃料電池１０のカソード１２に供給することにより、アノード１６の出口由来のガスをカソード１２の入口側にリサイクルしても、該リサイクルラインにおいてＳＯｘ分が低減された状態が維持されやすくなる。よって、リサイクルガス中の硫黄分による伝熱管や配管等の腐食を抑制することができる。
さらに、例えば特許文献１に記載のように、ガスタービンの排ガスの一部又はカソード出口を経由したガスを、ガスタービンのコンプレッサの入口に再循環させて、カソード入口のＣＯ２濃度を調整する場合、特にガスタービンが低負荷の場合、燃焼器の温度維持のため、投入燃料を絞るなどの対応が必要となり、結果的にＣＯ２濃度が上げられない状況が起こりうると考えられる。この点、上述の二酸化炭素回収システム４では、カソード入口のＣＯ２濃度を上げるために、アノード出口ガスのリサイクルを利用しているため、火力側（ガスタービン１００や排熱回収ボイラ１１０など）の運用状態によらず、カソード入口のＣＯ２濃度の調整が容易となる。
ところで、燃料の改質反応は吸熱反応であり、通常、外部から熱を加える必要がある。そこで、図１０〜１５に示すように、改質部１８の上流側に、燃料供給流路２７４を介して改質部１８に供給する燃料を昇温させるための熱交換器２２６を設けてもよい。燃料を熱交換器２２６により昇温させてから改質部１８に供給することで、燃料の改質反応を効率良く行うことができる。
なお、図１０〜図１５に示す実施形態では、熱交換器２２６は、燃料供給流路２７４から改質部１８に供給する燃料を、アノード１６の出口ガス（ＣＯ２リッチガス）との熱交換により昇温させるように構成される。
溶融炭酸塩型燃料電池は、約６００℃〜７００℃程度の高温で動作し、アノード１６から流出するガスも同程度の高温を有する。よって、上述の熱交換器２２６によれば、燃料電池１０で生じる反応熱を有効利用しながら燃料の改質反応を行うことができる。
また、通常、燃料電池１０の動作温度は約６００℃〜７００℃程度であり、燃料電池１０の適正な運転状態を維持するためには、燃料電池１０に供給される排ガスの温度がある程度高いことが望ましい。また、火力発電装置２からの排ガス温度は、燃料電池１０の動作温度よりも低い場合がある。
そこで、幾つかの実施形態では、カソード１２よりも上流側に設けた熱交換器２８０（図１０〜図１２参照）又は燃焼器（例えば後述する燃焼器２５０等；図１１〜図１４参照）により、カソード１２に供給される排ガス（カソード１２の入口ガス）を昇温させるようになっていてもよい。
図１０〜図１２に示す熱交換器２８０は、カソード１２からカソード出口側流路２７２に排出されたガス（カソード１２の出口ガス）との熱交換により、カソード１２に流入する排ガスを昇温させるように構成されている。なお、熱交換器２８０を通過したカソード１２の出口ガスは、煙突２３９から外部に排出されるようになっていてもよい。
このように、カソード１２の入口ガスとカソード１２の出口ガスとを熱交換する熱交換器２８０を用いることにより、燃料電池１０で発生した熱エネルギーを有効活用しながら、燃料電池１０の適正温度を維持して安定運転を行うことができる。
幾つかの実施形態では、図１０〜図１５に示すように、ＣＯ２リッチガスライン２２８には、ＣＯ２リッチガスに含まれるＣＯを変性させるためのＣＯシフト反応器２２０が設けられる。ＣＯシフト反応器２２０は、ＣＯ２リッチガスに含まれるＣＯを、例えば水（Ｈ２Ｏ）との反応により、ＣＯ２に変換するように構成される。
ＣＯシフト反応器２２０によってＣＯを変成させることにより、ＣＯシフト反応器２２０よりも下流側のＣＯ２リッチガスライン２２８のＣＯ２濃度を、ＣＯシフト反応器２２０の上流側に比べて高めることができる。これにより、より高純度の二酸化炭素を回収することができる。
幾つかの実施形態では、ＣＯ２リッチガスライン２２８には、ＣＯ２リッチガス中のガス成分を分離するためのガス分離ユニット２３６が設けられている。
ガス分離ユニット２３６は、該ガス分離ユニット２３６に供給されるＣＯ２リッチガスからＣＯ２を分離するように構成されていてもよい。ガス分離ユニット２３６によりＣＯ２リッチガスからＣＯ２を分離することにより、ガス分離ユニット２３６よりも下流側のＣＯ２リッチガスライン２２８のＣＯ２濃度を、ガス分離ユニット２３６の上流側に比べて高めることができる。これにより、より高純度の二酸化炭素を回収することができる。
図１０〜図１５に示す例示的な実施形態では、ガス分離ユニット２３６は、ＣＯ２リッチガスからＣＯ２を分離するように構成された分離膜２３７を含む。
幾つかの実施形態では、ガス分離ユニット２３６は、深冷分離法によってＣＯ２リッチガスからＣＯ２を分離するように構成されていてもよい。
また、図１０〜図１５に示すように、ＣＯ２リッチガスライン２２８において、ガス分離ユニット２３６の上流側には、ＣＯ２リッチガスを、ガス分離ユニット２３６で採用される分離手法に適した圧力に昇圧するための圧縮機２３４が設けられていてもよい。
二酸化炭素回収システム４においては、火力発電装置２からの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するために、上述した燃料電池１０及びＣＯ２リッチガスライン２２８を介したＣＯ２回収手段に加え、他のＣＯ２回収手段を併用してもよい。
例えば、図１０〜図１５に示す例示的な実施形態では、排ガスに含まれるＣＯ２を吸収液に吸収させるための化学吸収塔２３０と、化学吸収塔２３０でＣＯ２を吸収した吸収液からＣＯ２を分離するように構成された再生塔２３２と、を用いて排ガスからＣＯ２を回収するようになっている。
図１０〜図１５に示す実施形態では、火力発電装置２からの排ガスが化学吸収塔２３０に導かれるようになっている。化学吸収塔２３０に導かれる排ガスは、カソード入口側流路２７０及び燃料電池１０のカソード１２を通過した排ガスを含んでいてもよく（図１３〜図１５参照）、または、燃料電池１０のカソードを経ずに、カソード入口側流路２７０から分岐して設けられたバイパス流路２７８を通過した排ガスを含んでいてもよい（図１０〜図１５参照）。また、化学吸収塔２３０に導かれる排ガスは、例えば、図１３〜図１５に示すように、排熱回収ボイラ２４０において熱が回収された後の排ガスを含んでいてもよい。
幾つかの実施形態に係る排熱回収ボイラ２４０は、上述した火力発電装置２の一部としての排熱回収ボイラ１１０と同様の構成を有していてもよい。すなわち、幾つかの実施形態では、排熱回収ボイラ２４０は、火力発電装置２からの排ガスが導かれるダクト（不図示）と、ダクトに設けられた熱交換器（不図示）と、を備える。熱交換器は、ダクトを流れる排ガスとの熱交換により蒸気を生成するように構成されている。排熱回収ボイラ２４０で生成された蒸気は蒸気タービン２４２に導かれ、蒸気タービン２４２を回転駆動するようになっている。また、蒸気タービン２４２には発電機２４４が接続されており、発電機２４４は、蒸気タービン２４２によって回転駆動されて、電力を生成するようになっている。
図１２〜図１５に示す実施形態では、排熱回収ボイラ１１０のダクト内を流れて熱交換器を通過した排ガスは、ダクト出口を介して排熱回収ボイラから排出され、化学吸収塔２３０に導かれるようになっている。
一実施形態に係る化学吸収塔２３０では、吸収液と、化学吸収塔２３０に導かれた排ガスとを接触させることにより、排ガスに含まれるＣＯ２が吸収液に取り込まれるようになっている。これにより、排ガスからＣＯ２が除去される。ＣＯ２が除去された排ガスは、処理済排ガスとして化学吸収塔２３０の出口２３０ａから排出される。
ＣＯ２を吸収した吸収液は、化学吸収塔２３０から再生塔２３２に送られて、該再生塔２３２にて再生される。再生塔２３２では、ＣＯ２を吸収した吸収液が蒸気によって加熱され、これによりＣＯ２が吸収液から分離及び除去される（即ち、吸収液が再生される）。
吸収液から除去されたＣＯ２を含むガスは、再生塔２３２から排出されて、例えば気液分離器（不図示）で水分が除去された後、ＣＯ２がガスとして回収される。なお、再生塔２３２から排出されたＣＯ２（すなわち、化学吸収塔２３０を介して回収されたＣＯ２）は、圧縮機２０９で圧縮されるようになっていてもよい。
一方、再生塔２３２でＣＯ２が除去されて再生された吸収液は化学吸収塔２３０に返送され、再度、火力発電装置２からの排ガスに含まれるＣＯ２を吸収するために用いられる。
化学吸収塔２３０に用いる吸収液は、アミンを含んでいてもよい。アミンを含む吸収液は、二酸化炭素との高い化学反応性を有する。よって、アミンを含む吸収液を用いることで、排ガスにおける二酸化炭素の分圧が低い場合であっても、二酸化炭素を効果的に回収できる。
アミンを含む吸収液は、例えば、アルカノールアミン（例えばモノエタノールアミン等）の水溶液であってもよい。
幾つかの実施形態に係る二酸化炭素回収システム４は、さらに、以下の特徴を有する。
幾つかの実施形態では、例えば図１１〜図１４に示すように、カソード入口側流路２７０においてカソード１２の上流側には燃焼器２５０が設けられている。
燃焼器２５０には、ＣＯ２リッチガスライン２２８からリサイクルライン２５２を介してカソード１２の入口側に戻されたＣＯ２リッチガスが導入され、燃焼器２５０によって該ＣＯ２リッチガスが燃焼されるようになっている。
なお、燃焼器２５０で燃焼されたＣＯ２リッチガスは、カソード入口側流路２７０を流れる排ガスと合流し、カソード１２に供給される。
このように、カソード１２の入口側に戻されたＣＯ２リッチガス中に含まれる炭素を含有する未燃成分（ＣＯ等）を燃焼器２５０により燃焼させることで、カソード入口のＣＯ２濃度をさらに上昇させることができる。
燃焼器２５０は、例えば、ＣＯ２リッチガスを燃焼させるためのバーナを含んでいてもよい。
燃焼器２５０としてバーナを用いることにより、簡素な構成で、ＣＯ２リッチガス中に含まれる未燃成分を燃焼させて、カソード入口のＣＯ２濃度をさらに上昇させることができる。
あるいは、燃焼器２５０は、反応器と、反応器内に設けられた酸化触媒と、を含む触媒反応器を含んでいてもよい。
燃焼器２５０として酸化触媒を含む触媒反応器を用いることにより、ＣＯ２リッチガス中に含まれる未燃成分を燃焼させて、カソード入口のＣＯ２濃度をさらに上昇させることができる。
幾つかの実施形態では、ＣＯ２リッチガスライン２２８に設けられた上述のガス分離ユニット２３６は、ＣＯ２リッチガスからＨ２（水素）リッチガスを分離するように構成されていてもよい。なお、ガス分離ユニット２３６で分離されるＨ２リッチガスは、ガス分離ユニット２３６の上流側におけるＣＯ２リッチガス中よりもＨ２濃度が高いガスを指す。
例えば、図１０〜図１５に示す実施形態における分離膜２３７（ガス分離ユニット２３６）は、供給されるＣＯ２リッチガス中のＣＯ２を選択的に透過させることにより、ＣＯ２リッチガスからＣＯ２を分離するようになっていてもよい。そして、ＣＯ２リッチガスからＣＯ２が分離された残部ガスは、Ｈ２を比較的多く含むＨ２リッチガスとして分離されるようになっていてもよい。
ガス分離ユニット２３６でＣＯ２リッチガスから分離されたＨ２リッチガスは、例えば、図１２及び図１４に示すように、Ｈ２リッチガスライン２５４を介して、カソード１２の上流側に設けられた燃焼器２５０に供給されるようになっていてもよい。
この場合、燃焼器２５０で生じるＨ２の燃焼熱を利用して、カソード１２に流入するカソード入口ガスの温度を効果的に高めることができる。これにより、燃料電池１０の適正温度を維持して安定運転を行うことができる。
特に、火力発電装置２に含まれる排熱回収ボイラ１１０（図１０〜図１２参照）からの排ガスは、排熱回収ボイラ１１０によって熱を回収された後の排ガスであり、温度が比較的低い。そこで、例えば、図１２に示すように、カソード１２の上流側に設けた燃焼器２５０での燃焼熱を利用して、カソード１２に流入するカソード入口ガスの温度を効果的に高めることができる。
なお、図示しないが、ガス分離ユニット２３６でＣＯ２リッチガスから分離されたＨ２リッチガスは、例えば、アノード入口側流路２７６を介して、燃料電池１０での反応に用いられる燃料としてアノード１６に供給されるようになっていてもよい。
幾つかの実施形態では、例えば図１０及び図１３に示すように、リサイクルライン２５２の一端（ＣＯ２リッチガスライン２２８側の一端）は、燃料電池１０のアノード１６の下流側かつＣＯシフト反応器２２０の上流側においてＣＯ２リッチガスライン２２８に接続される。
このように、リサイクルライン２５２を介してＣＯシフト反応器２２０の上流側のＣＯ２リッチガスをカソード１２の入口側に戻すことにより、ＣＯシフト反応器２２０で処理対象となるＣＯ２リッチガスの量を低減することができる。これにより、ＣＯシフト反応にかかるコストを低減しながら、カソード入口におけるＣＯ２濃度を高めることができる。
幾つかの実施形態では、例えば図１１及び図１４に示すように、ＣＯシフト反応器２２０は、ＣＯ２リッチガスライン２２８において圧縮機２３４よりも上流側に設けられ、リサイクルライン２５２の一端は、ＣＯシフト反応器２２０の下流側かつ圧縮機２３４の上流側においてＣＯ２リッチガスライン２２８に接続される。
この場合、ＣＯシフト反応器２２０を通過後のより高濃度のＣＯ２を含むＣＯ２リッチガスがリサイクルライン２５２を介してカソード１２の入口側に戻されるので、カソード入口のＣＯ２濃度をより効果的に上昇させることができる。
幾つかの実施形態では、例えば図１２及び図１５に示すように、ガス分離ユニット２３６は、ＣＯ２リッチガスから二酸化炭素を分離するための分離膜２３７を含み、リサイクルライン２５２の一端は、分離膜２３７の下流側においてＣＯ２リッチガスライン２２８に接続される。
この場合、分離膜２３７を通過後のさらに高濃度のＣＯ２を含むＣＯ２リッチガスがリサイクルライン２５２を介してカソード１２の入口側に戻される。よって、カソード入口のＣＯ２濃度をより効果的に上昇させることができる。
〔本発明の第４の態様〕
図１６及び図１７に示す例示的な実施形態では、火力発電装置２は、ガスタービン１００と、ガスタービン１００からの排ガスの熱を回収するための排熱回収ボイラ１１０と、を含むガスタービン複合発電装置である。これらの実施形態では、二酸化炭素回収システム４は、排熱回収ボイラ１１０からの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成される。
また、図１８及び図１９に示す例示的な実施形態では、火力発電装置２は、ガスタービン１００を含む火力発電装置である。これらの実施形態では、二酸化炭素回収システム４は、ガスタービン１００からの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するように構成される。
図１６〜図１９に示すガスタービン１００は、空気を圧縮するための圧縮機１０２と、燃料（例えば天然ガス等）を燃焼させて燃焼ガスを発生させるための燃焼器１０４と、燃焼ガスにより回転駆動されるように構成されたタービン１０６と、を備える。
燃焼器１０４には、燃料貯留部２２２から燃料（天然ガス等）が供給されるようになっている。また、燃焼器１０４には圧縮機１０２で圧縮された空気が送り込まれるようになっており、この圧縮空気は、燃焼器１０４において燃料が燃焼する際の酸化剤としての役割を有する。
タービン１０６には回転シャフト１０３を介して発電機１０８が連結されており、タービン１０６の回転エネルギーによって発電機１０８が駆動されて電力が生成されるようになっている。タービン１０６で仕事を終えた燃焼ガスは、排ガスとしてタービン１０６から排出されるようになっている。
図１６及び図１７に示す排熱回収ボイラ１１０は、ガスタービン１００からの排ガスが導かれるダクト（不図示）と、ダクトに設けられた熱交換器（不図示）と、を備える。熱交換器は、ダクトを流れる排ガスとの熱交換により蒸気を生成するように構成されている。排熱回収ボイラ１１０で生成された蒸気は蒸気タービン１１２に導かれ、蒸気タービン１１２を回転駆動するようになっている。また、蒸気タービン１１２には発電機１１４が接続されており、発電機１１４は、蒸気タービン１１２によって回転駆動されて、電力を生成するようになっている。
排熱回収ボイラ１１０のダクト内を流れて熱交換器を通過した排ガスは、ダクト出口を介して排熱回収ボイラから排出されるようになっている。
以下、幾つかの実施形態に係る二酸化炭素回収システム４について説明する。
図１６、図８及び図１９に示す例示的な実施形態に係る二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２又は排熱回収ボイラ１１０からの排ガスが流れるカソード入口側流路２７０と、カソード入口側流路２７０から分岐して設けられたバイパス流路２７８と、を含む。火力発電装置２又は排熱回収ボイラ１１０からの排ガスは、分岐点においてカソード入口側流路２７０とバイパス流路２７８とに分岐されて、燃料電池１０のカソード１２及び後述する化学吸収塔２３０のそれぞれに供給できるようになっている。
すなわち、第４の態様におけるカソード入口側流路２７０及びバイパス流路２７８は、第１の態様における第１排ガス流路６及び第２排ガス流路８にそれぞれ相当する。
図１６〜図１９に示すように、二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２からの排ガスが供給されるカソード１２を含む燃料電池１０と、燃料電池１０のアノード１６の出口側に接続されるＣＯ２リッチガスライン（アノード出口側流路）２２８と、を備える。ＣＯ２リッチガスライン２２８は、アノード１６の出口ガス由来のＣＯ２リッチガスを導くように構成される。また、二酸化炭素回収システム４は、ＣＯ２リッチガスライン２２８を流れるＣＯ２リッチガスに酸素を供給するための酸素供給部３５０と、ＣＯ２リッチガスライン２２８に設けられる酸化反応ユニット３５４と、を備える。火力発電装置２からの排ガス中に含まれる二酸化炭素は、以下に説明するように、燃料電池１０及びＣＯ２リッチガスライン２２８を介して回収されるようになっている。
本明細書において、アノードの出口ガス由来のＣＯ２リッチガスは、アノード出口ガスそのものであってもよいし、アノード出口ガスに対して所定の処理（例えば、後述するＣＯシフト反応器２２０でのＣＯシフト反応や分離器３３６における膜分離等）を行った後のガスであってもよい。なお、ＣＯ２リッチガスは、処理対象である排ガスよりもＣＯ２濃度が高いガスを指す。
燃料電池１０は、基本的には上述した本発明の第１の態様における燃料電池１０と同様の構成を有する。ただし、第４の態様に係る実施形態では、燃料電池１０のカソード１２には、カソード入口側流路２７０を介して火力発電装置２からのＣＯ２を含む排ガスが供給されるとともに、アノード１６には、アノード入口側流路２７６から水素（Ｈ２）を含む燃料ガスが供給されるようになっている。
アノード１６には、アノード入口側流路２７６及び燃料供給流路２７４を介して、燃料（例えば天然ガス）が貯留される燃料貯留部２２２が接続されている。燃料貯留部２２２内の燃料は、水素（Ｈ２）に改質されて、アノード入口側流路２７６を介してアノード１６に供給されるようになっている。
例えば、図１６〜図１９に示す例示的な実施形態では、燃料供給流路２７４に設けられた予備改質器２２４及び燃料電池１０に設けられた改質部１８において、燃料が改質されて水素（Ｈ２）が生成される。そして、このように燃料の改質により生成した水素がアノード入口側流路２７６を介してアノード１６に供給されるようになっている。
アノード１６で生成されたＣＯ２は、Ｈ２Ｏ及び燃料ガスの未反応成分（例えばＣＯやＨ２）とともに混合ガス（アノード１６の出口ガス）としてＣＯ２リッチガスライン（アノード出口側流路）２２８に流出する。ＣＯ２リッチガスライン２２８に流出したアノード出口ガスは、処理対象である排ガスよりもＣＯ２濃度が高いＣＯ２リッチガスである。
ＣＯ２リッチガスライン２２８を流れるＣＯ２リッチガスは、酸化反応ユニット３５４における酸化反応によってＣＯ２濃度が上昇された後、例えば分離器（不図示）によって水分等が分離されて、ＣＯ２が回収されるようになっている。なお、回収されるＣＯ２（即ち、燃料電池１０によりアノード１６側に回収されたＣＯ２）は、圧縮機２０９で圧縮されるようになっていてもよい。なお、ＣＯ２リッチガスライン２２８におけるＣＯ２リッチガスの処理については、後でより具体的に説明する。
ところで、燃料の改質反応は吸熱反応であり、通常、外部から熱を加える必要がある。そこで、図１６〜４に示すように、改質部１８の上流側に、燃料供給流路２７４を介して改質部１８に供給する燃料を昇温させるための熱交換器２２６を設けてもよい。燃料を熱交換器２２６により昇温させてから改質部１８に供給することで、燃料の改質反応を効率良く行うことができる。
なお、図１６〜図１９に示す実施形態では、熱交換器２２６は、燃料供給流路２７４から改質部１８に供給する燃料を、アノード１６の出口ガス（ＣＯ２リッチガス）との熱交換により昇温させるように構成される。
溶融炭酸塩型燃料電池は、約６００℃〜７００℃程度の高温で動作し、アノード１６から流出するガスも同程度の高温を有する。よって、上述の熱交換器２２６によれば、燃料電池１０で生じる反応熱を有効利用しながら燃料の改質反応を行うことができる。
また、通常、燃料電池１０の動作温度は約６００℃〜７００℃程度であり、燃料電池１０の適正な運転状態を維持するためには、燃料電池１０に供給される排ガスの温度がある程度高いことが望ましい。また、火力発電装置２からの排ガス温度は、燃料電池１０の動作温度よりも低い場合がある。
そこで、幾つかの実施形態では、カソード１２よりも上流側に設けた燃焼器１９や熱交換器（３６４，２８０）等により、カソード１２に供給される排ガス（カソード１２の入口ガス）を昇温させるようになっていてもよい。
幾つかの実施形態では、図１６〜図１９に示すように、カソード入口側流路２７０には燃焼器１９が設けられる。燃焼器１９は、該燃焼器１９において燃料を燃焼させることにより生じる燃焼熱によって、カソード１２に供給される排ガス（カソード１２の入口ガス）を昇温させるように構成される。燃焼器１９には、例えば、燃料貯留部２２２から燃料が供給されるようになっていてもよい。
また、幾つかの実施形態では、図１６、図１７及び図１８に示すように、カソード入口側流路２７０には、カソード１２に流入する排ガスを予熱するための熱交換器（３６４又は２８０）が設けられる。
図１６及び図１７に示す熱交換器２８０は、カソード１２からカソード出口側流路２７２に排出されたガス（カソード１２の出口ガス）との熱交換により、カソード１２に流入する排ガスを昇温させるように構成される。なお、熱交換器２８０を通過したカソード１２の出口ガスは、煙突２３９から外部に排出されるようになっていてもよい。
このように、カソード１２の入口ガスとカソード１２の出口ガスとを熱交換する熱交換器２８０を用いることにより、燃料電池１０で発生した熱エネルギーを有効活用しながら、燃料電池１０の適正温度を維持して安定運転を行うことができる。
また、図１８に示す熱交換器３６４は、酸化反応ユニット３５４よりも下流側においてＣＯ２リッチガスライン２２８に設けられており、酸化反応ユニット３５４を通過後のＣＯ２リッチガスとの熱交換により、カソード１２に流入する排ガスを昇温させるように構成される。
このように、カソード１２の入口ガスと、酸化反応ユニット３５４を通過後のＣＯ２リッチガスとを熱交換する熱交換器３６４を用いることにより、酸化反応ユニット３５４で発生した反応熱を有効活用しながら、燃料電池１０の適正温度を維持して安定運転を行うことができる。
ＣＯ２リッチガスライン２２８において、酸化反応ユニット３５４は、酸素供給部３５０による酸素の供給位置よりも下流側に設けられている。酸化反応ユニット３５４は、ＣＯ２リッチガスに含まれるＨ２又はＣＯの少なくとも一方と酸素とを反応させるように構成される。
酸素供給部３５０でＣＯ２リッチガスに酸素を供給するとともに、酸化反応ユニット３５４でＣＯ２リッチガス中のＨ２又はＣＯの少なくとも一方と酸素とを反応させることにより、腐食の原因となり得るＨ２又はＣＯの含有量を低減し、高純度の二酸化炭素を得ることができる。
幾つかの実施形態では、酸化反応ユニット３５４は、酸化触媒反応器を含んでいてもよく、あるいは、バーナ等の燃焼器を含んでいてもよい。
酸化反応ユニット３５４では、ＣＯ２リッチガスに含まれるＨ２又はＣＯの酸化反応により、水（Ｈ２Ｏ）及び／又はＣＯ２が生成される。よって、酸化反応ユニット３５４を通過後のＣＯ２リッチガスは、酸化反応ユニット３５４の上流側に比べて、Ｈ２濃度及び／又はＣＯ濃度は低く、ＣＯ２濃度は高い。
図１６〜図１９に示す例示的な実施形態では、酸素供給部３５０は、ＣＯ２リッチガスライン２２８に供給するＯ２を製造するための酸素製造装置３５２を含む。
酸素製造装置３５２は、例えば、水の電気分解により酸素を製造するように構成されていてもよい。あるいは、酸素製造装置３５２は、空気から酸素を分離することにより酸素を製造するように構成されていてもよい。空気から酸素を分離する手法としては、例えば、空気に含まれる成分の沸点の違いを利用するＡＳＵ（Ａｉｒ Ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）方式、ゼオライト等の吸着剤を用いるＰＳＡ（Ｐｒｅｓｓｕｒｅ Ｓｗｉｎｇ Ａｄｓｏｒｐｔｉｏｎ）方式、又は、膜分離法等を用いることができる。
幾つかの実施形態では、酸素供給部３５０は、純酸素をＣＯ２リッチガスライン２２８に注入するように構成される。純酸素は、例えば、酸素濃度が９５％以上又は９８％以上の酸素含有ガスである。
酸素供給部３５０から純酸素をＣＯ２リッチガスライン２２８に供給することにより、酸化反応ユニット３５４により得られる二酸化炭素の純度をさらに向上させることができる。
幾つかの実施形態では、酸素供給部３５０は、ＣＯ２リッチガスライン２２８への酸素の供給量を、ＣＯ２リッチガスに含まれるＨ２及びＣＯの完全酸化当量以下に制限するように構成される。
ＣＯ２リッチガスラインへの酸素供給量が完全酸化当量以下に制限されることにより、酸化反応ユニット３５４における酸化反応において酸素の全量が消費されやすくなり、酸化反応ユニット３５４の下流側におけるＣＯ２リッチガスの酸素含有量を低減することができる。これにより、酸化反応ユニット３５４の下流側における配管等の腐食を抑制することができる。
幾つかの実施形態では、二酸化炭素回収システム４は、酸素供給位置よりも上流側のＣＯ２リッチガスライン２２８を流れるＣＯ２リッチガス中のＨ２又はＣＯの濃度に基づいて、ＣＯ２リッチガスラインへの酸素の供給量を調節するコントローラ（調節部）３６０を含む。
例えば、図１７〜図１９に示す例示的な実施形態では、ＣＯ２リッチガスライン２２８には、酸素供給部３５０による酸素供給位置よりも上流側に、ＣＯ２リッチガス中のＨ２又はＣＯの濃度を検出するための濃度センサ３５８が設けられている。また、酸素製造装置３５２とＣＯ２リッチガスライン２２８との間には、酸素製造装置３５２からＣＯ２リッチガスライン２２８への酸素の供給量を調節するための流量調節弁３５６が設けられている。そしてコントローラ３６０は、濃度センサ３５８の検出結果に基づいて、流量調節弁３５６の開度を制御するように構成されている。
このように、コントローラ３６０によって、酸化反応ユニット３５４に導入されるＣＯ２リッチガスへの酸素供給量を適切に調節することができ、これにより、ＣＯ２リッチガス中のＨ２又はＣＯの含有量を効果的に低減し、高純度の二酸化炭素を得ることができる。
幾つかの実施形態では、例えば図１７及び図１８に示すように、ＣＯ２リッチガスライン２２８には、酸素供給部３５０による酸素の供給位置よりも上流側において、分離器３３６が設けられる。分離器３３６は、ＣＯ２リッチガスからＣＯ２以外の不純物ガス（例えばＨ２又はＣＯ等）を分離するように構成される。
酸素供給位置よりも上流側において、分離器３３６によってＣＯ２以外の不純物ガスの大部分を予め除去することにより、酸化反応ユニット３５４におけるＨ２又はＣＯの酸化反応に必要な酸素量を減らすことができる。よって、低コストで高純度の二酸化炭素を得ることができる。
分離器３３６は、ＣＯ２及びＣＯ２以外の成分（例えばＨ２又はＣＯ）を含むアノード１６の出口ガス（ＣＯ２リッチガス）から、ＣＯ２を選択的に透過させて分離するように構成された分離膜（ＣＯ２分離膜）を含んでいてもよい。あるいは、分離器３３６は、深冷分離法によってアノード１６の出口ガスからＣＯ２を分離するように構成されていてもよい。
また、ＣＯ２リッチガスライン２２８において、分離器３３６の上流側には、アノード１６の出口ガス（ＣＯ２リッチガス）を、分離器３３６で採用される分離手法に適した圧力に昇圧するための圧縮機２３４が設けられていてもよい。
なお、分離器３３６では、アノード１６の出口ガス（ＣＯ２リッチガス）から水素が分離されるようになっていてもよい。図１７及び図１８に示すように、分離器３３６で分離された水素は、アノード入口側流路２７６を介して、燃料電池１０での反応に用いられる燃料としてアノード１６に供給されるようになっていてもよい。
幾つかの実施形態では、例えば図１７及び図１９に示すように、ＣＯ２リッチガスライン２２８には、酸素供給部３５０による酸素の供給位置よりも上流側において、ＣＯ２リッチガスに含まれるＣＯを変性させるためのＣＯシフト反応器２２０が設けられる。ＣＯシフト反応器２２０は、アノード１６の出口ガス（ＣＯ２リッチガス）に含まれるＣＯを、例えば水（Ｈ２Ｏ）との反応によりＣＯ２に変換するように構成されていてもよい。
酸素供給位置よりも上流側において、ＣＯシフト反応器２２０によってＣＯを変成させることにより、ＣＯ２リッチガス中のＣＯ含有量を減少させて、酸化反応ユニット３５４におけるＣＯの酸化反応に必要な酸素量を減らすことができる。よって、低コストで高純度の二酸化炭素を得ることができる。
幾つかの実施形態では、ＣＯ２リッチガスライン２２８には、酸化反応ユニット３５４よりも下流側において、酸化反応ユニット３５４を通過後のＣＯ２リッチガスの排熱を回収するための熱交換器（例えば、図１６及び図１９に示す熱交換器３６２、又は、上述した図１８に示す熱交換器３６４等）が設けられる。
酸化反応ユニット３５４での酸化反応により温度が上昇したＣＯ２リッチガスの排熱を熱交換器（３６２，３６４）により回収するので、回収した熱を有効利用して、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制しながらＣＯ２回収を効果的に行うことができる。
例えば、図１８に示す例示的な実施形態では、ＣＯ２リッチガスライン２２８において酸化反応ユニット３５４よりも下流側に設けられた熱交換器３６４は、上述したように、ＣＯ２リッチガスとの熱交換により、カソードに流入する前の排ガスを予熱するように構成される。
また、幾つかの実施形態では、図１６及び図１９に示すように、ＣＯ２リッチガスライン２２８において酸化反応ユニット３５４よりも下流側に設けられた熱交換器３６２は、ＣＯ２リッチガスとの熱交換により蒸気を生成するように構成される。
このように生成された蒸気は様々な用途に適用することができ、例えば、圧縮機又は発電機に接続されたタービンを駆動するために該タービンに供給してもよく、燃料の改質に用いるために予備改質器２２４等に供給してもよい。あるいは、熱交換器３６２で生成された蒸気は、図１６及び図１９に示すように、以下に説明する化学吸収塔２３０で用いられる吸収液を再生するための再生塔２３２に供給されるようになっていてもよい。
二酸化炭素回収システム４においては、火力発電装置２からの排ガスに含まれるＣＯ２を回収するために、上述した燃料電池１０及びＣＯ２リッチガスライン２２８を介したＣＯ２回収手段に加え、他のＣＯ２回収手段を併用してもよい。
例えば、図１６、図１８及び図１９に示す例示的な実施形態では、排ガスに含まれるＣＯ２を吸収液に吸収させるための化学吸収塔２３０と、化学吸収塔２３０でＣＯ２を吸収した吸収液からＣＯ２を分離するように構成された再生塔２３２と、を用いて排ガスからＣＯ２を回収するようになっている。
図１６、図１８及び図１９に示す実施形態では、火力発電装置２からの排ガスが化学吸収塔２３０に導かれるようになっている。化学吸収塔２３０に導かれる排ガスは、カソード入口側流路２７０及び燃料電池１０のカソード１２を通過した排ガスを含んでいてもよく（図１８及び図１９参照）、または、燃料電池１０のカソードを経ずに、カソード入口側流路２７０から分岐して設けられたバイパス流路２７８を通過した排ガスを含んでいてもよい（図１６、図１８及び図１９参照）。また、化学吸収塔２３０に導かれる排ガスは、例えば、図１８及び図１９に示すように、排熱回収ボイラ２４０において熱が回収された後の排ガスを含んでいてもよい。
幾つかの実施形態に係る排熱回収ボイラ２４０は、上述した火力発電装置２の一部としての排熱回収ボイラ１１０と同様の構成を有していてもよい。すなわち、幾つかの実施形態では、排熱回収ボイラ２４０は、火力発電装置２からの排ガスが導かれるダクト（不図示）と、ダクトに設けられた熱交換器（不図示）と、を備える。熱交換器は、ダクトを流れる排ガスとの熱交換により蒸気を生成するように構成されている。排熱回収ボイラ２４０で生成された蒸気は蒸気タービン２４２に導かれ、蒸気タービン２４２を回転駆動するようになっている。また、蒸気タービン２４２には発電機２４４が接続されており、発電機２４４は、蒸気タービン２４２によって回転駆動されて、電力を生成するようになっている。
図１８及び図１９に示す実施形態では、排熱回収ボイラ１１０のダクト内を流れて熱交換器を通過した排ガスは、ダクト出口を介して排熱回収ボイラから排出され、化学吸収塔２３０に導かれるようになっている。
一実施形態に係る化学吸収塔２３０では、吸収液と、化学吸収塔２３０に導かれた排ガスとを接触させることにより、排ガスに含まれるＣＯ２が吸収液に取り込まれるようになっている。これにより、排ガスからＣＯ２が除去される。ＣＯ２が除去された排ガスは、処理済排ガスとして化学吸収塔２３０の出口２３０ａから排出される。
ＣＯ２を吸収した吸収液は、化学吸収塔２３０から再生塔２３２に送られて、該再生塔２３２にて再生される。再生塔２３２では、ＣＯ２を吸収した吸収液が蒸気によって加熱され、これによりＣＯ２が吸収液から分離及び除去される（即ち、吸収液が再生される）。
ここで、上述したように、図１６及び図１９に示す実施形態では、吸収液を再生するための蒸気として、ＣＯ２リッチガスライン２２８において酸化反応ユニット３５４よりも下流側に設けられた熱交換器３６２で生成された蒸気が再生塔２３２に供給されるようになっている。また、図１８に示す実施形態では、吸収液を再生するための蒸気として、排熱回収ボイラ２４０で生成された蒸気の少なくとも一部が再生塔２３２に供給されるようになっている。
吸収液から除去されたＣＯ２を含むガスは、再生塔２３２から排出されて、例えば気液分離器（不図示）で水分が除去された後、ＣＯ２がガスとして回収される。なお、再生塔２３２から排出されたＣＯ２（すなわち、化学吸収塔２３０を介して回収されたＣＯ２）は、圧縮機２０９で圧縮されるようになっていてもよい。
一方、再生塔２３２でＣＯ２が除去されて再生された吸収液は化学吸収塔２３０に返送され、再度、火力発電装置２からの排ガスに含まれるＣＯ２を吸収するために用いられる。
化学吸収塔２３０に用いる吸収液は、アミンを含んでいてもよい。アミンを含む吸収液は、二酸化炭素との高い化学反応性を有する。よって、アミンを含む吸収液を用いることで、排ガスにおける二酸化炭素の分圧が低い場合であっても、二酸化炭素を効果的に回収できる。
アミンを含む吸収液は、例えば、アルカノールアミン（例えばモノエタノールアミン等）の水溶液であってもよい。
以上、第４の態様について説明したが、第４の態様において、火力発電装置２と、火力発電装置２からの排ガスからＣＯ２を回収する二酸化炭素回収システム４との組み合わせは、図示した組み合わせに限定されない。例えば、幾つかの実施形態に係る火力発電設備１は、図１６及び図１７に示すガスタービン１００及び排熱回収ボイラ１１０を含む火力発電装置２（ガスタービン複合発電装置）と、図１８又は図１９に示す二酸化炭素回収システム４とを含んでいてもよい。あるいは、幾つかの実施形態に係る火力発電設備１は、図１８及び図１９に示すガスタービン１００を含む火力発電装置２と、図１６又は図１７に示す二酸化炭素回収システム４とを含んでいてもよい。
〔本発明の第５の態様〕
図２０、図２１、図２４、及び図２５に示す実施形態では、火力発電装置２は、ガスタービン１００を含む。ガスタービン１００は、基本的には第１の態様におけるガスタービンと同様の構成を有するが、
燃焼器１０４には、燃料貯留部２２２（図２４及び図２５において図示略）から燃料（天然ガス等）が供給されるようになっている。
以下、幾つかの実施形態に係る二酸化炭素回収システム４について説明する。
図２０〜図２４に示す例示的な実施形態に係る二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２からの排ガスが流れるカソード入口側流路４１０と、カソード入口側流路４１０から分岐して設けられたバイパス流路４２０と、を含む。火力発電装置２からの排ガスは、分岐点においてカソード入口側流路４１０とバイパス流路４２８とに分岐されて、燃料電池１０のカソード１２及び後述する排熱回収ボイラ２４０又は化学吸収塔２３０のそれぞれに供給できるようになっている。
すなわち、第５の態様におけるカソード入口側流路４１０及びバイパス流路４２８は、第１の態様における第１排ガス流路６及び第２排ガス流路８にそれぞれ相当する。
図２０〜図２５に示すように、二酸化炭素回収システム４は、火力発電装置２からの排ガスが供給されるカソード１２を含む燃料電池ユニット４０４と、火力発電装置２からの排ガスから二酸化炭素を分離するための二酸化炭素分離ユニット４０５と、を備える。二酸化炭素分離ユニット４０５は、燃料電池ユニット４０４の作動排熱により生成された蒸気を用いて、排ガスからＣＯ２を分離するように構成されている。
二酸化炭素分離ユニット４０５で分離されたＣＯ２は、例えば圧縮機４０９（図２４及び図２５において図示略）で圧縮されて、回収されるようになっている。
燃料電池ユニット４０４は、基本的には上述した本発明の第１の態様における燃料電池１０と同様の構成を有する。ただし、第５の態様に係る実施形態では、燃料電池ユニット４０４のカソード１２には、カソード入口側流路４１０を介して火力発電装置２からのＣＯ２を含む排ガスが供給されるとともに、アノード１６には、アノード入口側流路４１４から水素（Ｈ２）を含む燃料ガスが供給されるようになっている。 燃料電池ユニット４０４は、後述する燃焼器１９及びＣＯシフト反応器２２０を備えていてもよい。
アノード入口側流路４１４（図２４及び図２５において図示略）には、燃料供給流路４１８を介して、燃料（例えば天然ガス）が貯留される燃料貯留部２２２が接続されている。燃料貯留部２２２内の燃料は、水素（Ｈ２）に改質されて、アノード入口側流路４１４を介してアノード１６に供給されるようになっている。
例えば、図２０〜図２３に示す例示的な実施形態では、燃料供給流路４１８に設けられた予備改質器２２４及び燃料電池１０に設けられた改質部１８において、燃料が改質されて水素（Ｈ２）が生成される。そして、このように燃料の改質により生成した水素がアノード入口側流路４１４を介してアノード１６に供給されるようになっている。
アノード１６で生成されたＣＯ２は、Ｈ２Ｏ及び燃料ガスの未反応成分（例えばＣＯやＨ２）とともに混合ガス（アノード１６の出口ガス）としてアノード出口側流路４１６（図２４及び図２５において図示略）に流出する。アノード出口側流路４１６には分離器３３６が設けられており、分離器３３６によって、アノード１６の出口ガスからＣＯ２が分離される。分離器３３６によって分離されたＣＯ２（すなわち、燃料電池１０によりアノード１６側に回収されたＣＯ２）は、圧縮機４０９で圧縮されるようになっていてもよい。
幾つかの実施形態では、分離器３３６は、アノード１６の出口ガスからＣＯ２を分離するように構成されたＣＯ２分離膜を含んでいてもよい。
あるいは、幾つかの実施形態では、分離器３３６は、深冷分離法によってアノード１６の出口ガスからＣＯ２を分離するように構成されていてもよい。
また、アノード出口側流路４１６において、分離器３３６の上流側には、アノード１６の出口ガスを、分離器３３６で採用される分離手法に適した圧力に昇圧するための圧縮機２３４が設けられていてもよい。
アノード出口側流路４１６に設けられた上述の分離器３３６では、アノード１６の出口ガスから水素が分離されるようになっていてもよい。図２０〜図２３に示すように、分離器３３６で分離された水素は、アノード入口側流路４１４を介して、燃料電池１０での反応に用いられる燃料としてアノード１６に供給されるようになっていてもよい。
また、幾つかの実施形態では、図２０〜図２３に示すように、アノード出口側流路４１６において、アノード１６の下流側かつ分離器３３６及び圧縮機２３４の上流側に、アノード１６の出口ガスに含まれるＣＯを変性させるためのＣＯシフト反応器２２０が設けられていてもよい。ＣＯシフト反応器２２０は、アノード１６の出口ガスに含まれるＣＯを、例えば水（Ｈ２Ｏ）との反応により、ＣＯ２に変換するように構成されていてもよい。
ところで、燃料の改質反応は吸熱反応であり、通常、外部から熱を加える必要がある。そこで、図２０〜２３に示すように、改質部１８の上流側に、燃料供給流路４１８を介して改質部１８に供給する燃料を昇温させるための熱交換器２２６を設けてもよい。燃料を熱交換器２２６により昇温させてから改質部１８に供給することで、燃料の改質反応を効率良く行うことができる。
なお、図２０〜図２３に示す実施形態では、熱交換器２２６は、燃料供給流路４１８から改質部１８に供給する燃料を、アノード１６の出口ガスとの熱交換により昇温させるように構成される。
溶融炭酸塩型燃料電池は、約６００℃〜７００℃程度の高温で動作し、アノード１６から流出するガスも同程度の高温を有する。よって、上述の熱交換器２２６によれば、燃料電池１０で生じる反応熱を有効利用しながら燃料の改質反応を行うことができる。
幾つかの実施形態では、図２０〜図２３に示すように、カソード入口側流路４１０には燃焼器１９が設けられる。燃焼器１９は、該燃焼器１９において燃料を燃焼させることにより生じる燃焼熱によって、カソード１２に供給される排ガス（カソード１２の入口ガス）を昇温させるように構成される。
また、幾つかの実施形態では、図２２及び図２３に示すように、カソード入口側流路４１０には、カソード１２に流入する排ガスを予熱するための再生熱交換器８０が設けられる。再生熱交換器８０は、カソード１２からカソード出口側流路４１２に排出されたガス（カソード１２の出口ガス）の少なくとも一部との熱交換により、カソード１２に流入する排ガスを昇温させるように構成される。
通常、燃料電池１０の動作温度は約６００℃〜７００℃程度であり、燃料電池１０の適正な運転状態を維持するためには、燃料電池１０に供給される排ガスの温度がある程度高いことが望ましい。また、火力発電装置２からの排ガス温度は、燃料電池１０の動作温度よりも低い場合がある。そこで、カソード１２よりも上流側に設けた燃焼器１９及び／又は再生熱交換器８０によってカソード１２に流入する排ガスを昇温させることにより、燃料電池１０で発生した熱エネルギーを有効活用しながら、燃料電池１０の適正温度を維持して安定運転を行うことができる。
なお、図２２及び図２３に示すように、カソード１２に流入する排ガスとの熱交換を終えて再生熱交換器８０から流出したカソード１２の出口ガスは、煙突２３９から外部に排出されるようになっていてもよい。
二酸化炭素分離ユニット４０５は、上述したように、燃料電池ユニット４０４の作動排熱により生成された蒸気を用いて、火力発電装置２からの排ガスからＣＯ２を分離するように構成される。
幾つかの実施形態では、図２０及び図２２〜図２５に示すように、二酸化炭素分離ユニット４０５は、排ガスに含まれるＣＯ２を吸収液に吸収させるための化学吸収塔２３０（図２４及び図２５において図示略）と、化学吸収塔２３０でＣＯ２を吸収した吸収液からＣＯ２を分離するように構成された再生塔２３２と、を含む。再生塔２３２には、第１蒸気供給ライン４０７を介して、吸収液からのＣＯ２の分離に用いられる蒸気が供給される。
また、幾つかの実施形態では、図２１に示すように、二酸化炭素分離ユニット４０５は、アノード１６の出口ガスからＣＯ２を分離するように構成されたＣＯ２分離膜３３７（上述した分離器３３６）を含む。ＣＯ２分離膜３３７の上流側には、第２蒸気供給ライン４０８を介して、アノード１６の出口ガスを加湿するための蒸気が供給される。
そして、図２０〜図２５に示すように、上述の二酸化炭素分離ユニット４０５における再生塔２３２（図２０及び図２２〜図２５に示す実施形態）又はＣＯ２分離膜３３７の上流側（図２１に示す実施形態）には、第１蒸気供給ライン４０７又は第２蒸気供給ライン４０８を介して、燃料電池ユニット４０４の作動排熱により生成された蒸気が供給されるようになっている。
ここで、幾つかの実施形態に係る化学吸収塔２３０及びＣＯ２分離膜３３７を含む二酸化炭素分離ユニット４０５によるＣＯ２分離について説明する。
図２０及び図２２〜図２５に示す例示的な実施形態では、火力発電装置２からの排ガスが化学吸収塔２３０（図２４及び図２５において図示略）に導かれるようになっている。化学吸収塔２３０に導かれる排ガスは、カソード入口側流路４１０及び燃料電池１０のカソード１２を通過した排ガスを含んでいてもよく（図２０及び図２４参照）、又は、燃料電池１０のカソード１２を経ずに、カソード入口側流路４１０から分岐したバイパス流路（４２０，４２１）を通過した排ガスを含んでいてもよい（図２０及び図２２〜図２４参照）。また、化学吸収塔２３０に導かれる排ガスは、例えば図２０、図２２及び図２４に示すように、後述する排熱回収ボイラ２４０において熱が回収された後の排ガスを含んでいてもよい。
一実施形態に係る化学吸収塔２３０では、吸収液と、上述の排ガスとを接触させることにより、排ガスに含まれるＣＯ２が吸収液に取り込まれるようになっている。これにより、排ガスからＣＯ２が除去される。ＣＯ２が除去された排ガスは、処理済排ガスとして化学吸収塔２３０の出口２３０ａから排出される。
ＣＯ２を吸収した吸収液は、化学吸収塔２３０から再生塔２３２に送られて、該再生塔２３２にて再生される。再生塔２３２では、ＣＯ２を吸収した吸収液が、上述した第１蒸気供給ライン４０７を介して供給される蒸気によって加熱され、これによりＣＯ２が吸収液から分離及び除去される。
吸収液から除去されたＣＯ２を含むガスは、再生塔２３２から排出ライン２３３（図２４及び図２５において図示略）に排出され、例えば気液分離器（不図示）で水分が除去された後、ＣＯ２がガスとして回収される。なお、排出ライン２３３からのＣＯ２（すなわち、化学吸収塔２３０により回収されたＣＯ２）は、圧縮機４０９で圧縮されるようになっていてもよい。
一方、再生塔２３２でＣＯ２が除去されて再生された吸収液は化学吸収塔２３０に返送され、再度、火力発電装置２からの排ガスに含まれるＣＯ２を吸収するために用いられる。
化学吸収塔２３０に用いる吸収液は、アミンを含んでいてもよい。アミンを含む吸収液は、二酸化炭素との高い化学反応性を有する。よって、アミンを含む吸収液を用いることで、排ガスにおける二酸化炭素の分圧が低い場合であっても、二酸化炭素を効果的に回収できる。
アミンを含む吸収液は、例えば、アルカノールアミン（例えばモノエタノールアミン等）の水溶液であってもよい。
図２１に示す例示的な実施形態では、火力発電装置２からの排ガスに含まれるＣＯ２に由来するＣＯ２（燃料電池１０のアノード１６で生成されるＣＯ２）を含むアノード１６の出口ガスが、ＣＯ２分離膜３３７に供給される。
幾つかの実施形態に係るＣＯ２分離膜３３７は、該ＣＯ２分離膜３３７の前後の圧力の差（例えばＣＯ２分圧の差）を利用して、ＣＯ２及びＣＯ２以外の成分（例えばＨ２又はＣＯ）を含むアノード１６の出口ガスから、ＣＯ２を選択的に透過させて分離するように構成される。
ＣＯ２分離膜３３７の上流側には、第２蒸気供給ライン４０８を介して蒸気が供給されるようになっており、ＣＯ２分離膜３３７には、該蒸気により加湿されたアノード１６の出口ガスが導入されるようになっている。これにより、処理対象のアノード１６の出口ガスの湿度を、ＣＯ２分離膜３３７の安定作動に適した湿度とすることができ、ＣＯ２分離膜３３７によるアノード１６の出口ガスからのＣＯ２の分離を安定して行うことができる。
幾つかの実施形態では、ＣＯ２分離膜３３７は、ＣＯ２分子ゲート膜を用いた分離膜であってもよい。
図２１に示す実施形態では、第２蒸気供給ライン４０８は、アノード１６の出口ガスを昇圧させるための圧縮機２３４の下流側及びＣＯ２分離膜３３７の上流側において、アノード１６の出口ガスに蒸気を混入させるようになっている。これにより、ＣＯ２分離膜３３７の運転に適したアノード出口ガスの圧力を得やすくなるとともに、蒸気混入等による圧縮機２３４のエロージョンを抑制することができる。
また、図２１に示す実施形態では、第２蒸気供給ライン４０８は、ＣＯシフト反応器２２０の下流側かつＣＯ２分離膜３３７の上流側において、アノード１６の出口ガスに蒸気を混入させるようになっている。これにより、アノード出口ガスに含まれるＣＯがＣＯシフト反応器２２０でＣＯ２に変成されてからアノード出口ガスがＣＯ２分離膜３３７に供給されるので、ＣＯ２回収効率を向上させることができる。
以上説明したように、二酸化炭素分離ユニット４０５では、蒸気を用いて排ガスからＣＯ２が分離されるようになっている。二酸化炭素分離ユニット４０５に供給される蒸気、すなわち、燃料電池ユニット４０４の作動排熱により生成される蒸気は、以下に説明するように、カソード１２の出口ガスの排熱、ＣＯシフト反応器２２０の排熱、又は、カソード１２の上流側又は下流側に設けられる燃焼ユニット（図２０〜図２３に示す実施形態では燃焼器１９）における燃焼熱により生成される蒸気であってもよい。
幾つかの実施形態では、図２０〜図２５に示すように、二酸化炭素回収システム４は、燃料電池ユニット４０４のカソード１２から排出されるガス（カソード１２の出口ガス）を含むガスとの熱交換により蒸気を生成するための第１熱交換器４０６（図２４及び図２５に示す実施形態では、後述する排熱回収ボイラ２４０の熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）の少なくとも１つ）を備える。そして、二酸化炭素分離ユニット４０５には、第１熱交換器４０６で生成された蒸気が供給され、この蒸気を用いて火力発電装置２からの排ガスからＣＯ２が回収されるようになっている。
例えば、図２０〜図２２、図２４、及び図２５に示す例示的な実施形態では、上述の第１熱交換器４０６は、カソード１２の出口ガスを含むガスとの熱交換により蒸気を生成するように構成された排熱回収ボイラ２４０の熱交換器である。排熱回収ボイラ２４０は、少なくともカソード出口側流路４１２に連通するダクト５３（図２４参照）を含み、ダクト５３には、カソード１２の出口ガスを含むガスが導かれるようになっていてもよい。また、上述の第１熱交換器４０６はダクト５３内に設けられており、排熱回収ボイラ２４０の第１熱交換器４０６で生成された蒸気が、蒸気供給ライン４４２（第１蒸気供給ライン４０７又は第２蒸気供給ライン４０８）を介して、二酸化炭素分離ユニット４０５に供給されるようになっていてもよい。
なお、図２０、図２１及び図２４に示すように、排熱回収ボイラ２４０には、カソード入口側流路４１０から分岐したバイパス流路４２０が接続されていてもよく、火力発電装置２からの排ガスは、燃料電池１０のカソード１２を経ずに、該バイパス流路４２０を介してダクト５３に導かれるようになっていてもよい。
そして、図２０に示すように、排熱回収ボイラ２４０を経由して化学吸収塔２３０に導かれる排ガスは、カソード１２の出口ガスであってもよく、又は、バイパス流路４２０から導かれる排ガスであってもよく、あるいは、これらの両方であってもよい。
図２１、図２４、及び図２５に示すように、排熱回収ボイラ２４０から排出される排ガスの少なくとも一部は、煙突２３９から外部に排出されるようになっていてもよい。
なお、図２０〜図２５に示す実施形態において、火力発電装置２からの排ガスのうち、カソード入口側流路４１０及び／又はバイパス流路（４２０，４２１）を流れる排ガスの流量は、流量調節部４３８によって調節されるようになっていてもよい。
図２０〜図２４に示すように、流量調節部４３８は、カソード入口側流路４１０とバイパス流路（４２０，４２１）との分岐点の下流側に設けられていてもよい。また、流量調節部４３８は、図２４に示すように、排熱回収ボイラ２４０のダクト５３内に設けられていてもよい。
流量調節部４３８は、カソード入口側流路４１０、バイパス流路（４２０，４２１）、又は排熱回収ボイラ２４０のダクト５３内に設けられたダンパであってもよい。
図２３に示す例示的な実施形態では、上述の第１熱交換器４０６は、カソード出口側流路４１２において再生熱交換器８０よりも下流側に設けられ、再生熱交換器８０を通過後のカソード１２の出口ガスとの熱交換により蒸気を生成するための熱交換器８２である。熱交換器８２（第１熱交換器４０６）で生成された蒸気は、蒸気供給ライン９６（第１蒸気供給ライン４０７）を介して、再生塔２３２（二酸化炭素分離ユニット４０５）に供給されるようになっている。
なお、図２３に示すように、再生塔２３２において吸収液の再生のために供給された蒸気が凝縮することにより生成した水が、再生塔２３２から流路９８を介して熱交換器８２に導入され、該熱交換器８２でカソード１２の出口ガスと熱交換されて蒸気が生成されるようになっていてもよい。
幾つかの実施形態では、図２０〜図２２に示すように、二酸化炭素回収システム４において、ＣＯシフト反応器２２０の下流側に、アノード１６の出口ガスとの熱交換により蒸気を生成するための第２熱交換器８４が設けられる。そして、二酸化炭素分離ユニット４０５には、第２熱交換器８４で生成された蒸気が供給され、この蒸気を用いて火力発電装置２からの排ガスからＣＯ２が回収されるようになっている。
例えば、図２０〜２２に示す例示的な実施形態では、第２熱交換器８４でアノード１６の出口ガスとの熱交換により生成された蒸気は、第３蒸気供給ライン９２を介して、二酸化炭素分離ユニット４０５に供給されるようになっている。
なお、図２０及び図２２に示すように、再生塔２３２において吸収液の再生のために供給された蒸気が凝縮することにより生成した水が、再生塔２３２から流路９０を介して第２熱交換器８４に導入され、該第２熱交換器８４でアノード１６の出口ガスと熱交換されて蒸気が生成されるようになっていてもよい。
幾つかの実施形態では、二酸化炭素回収システム４において、カソード１２の上流側又は下流側に、カソード１２の入口ガス又は出口ガスの温度を上昇させるための燃焼ユニット（例えば図２０〜図２３における燃焼器１９）が設けられる。燃焼ユニットは、アノード１６の出口ガス又は該出口ガスからＣＯ２を取り除いたガスを燃焼させることにより、カソード１２の入口ガス又は出口ガスを昇温させるように構成される。そして、上述の燃焼ユニットでの燃焼熱により昇温されたカソード１２の入口ガス又は出口ガスの排熱を用いて、二酸化炭素分離ユニット４０５に供給する蒸気が生成される。すなわち、燃焼ユニットにおける燃焼熱（燃料電池ユニット４０４の作動排熱の一種）を用いて、二酸化炭素分離ユニット４０５に供給する蒸気が生成されるようになっている。
例えば、図２０〜図２３に示す実施形態では、カソード１２の上流側に、カソード１２の入口ガスを昇温させるための燃焼器１９が設けられている。燃焼器１９には、アノード１６の下流側に設けられた分離器３３６において、アノード１６の出口ガスからＣＯ２が分離された、未燃成分（例えばＨ２又はＣＯ）を含むガスを、図示しない流路を介して、分離器３３６から燃焼器１９に導くようになっていてもよい。また、燃焼器１９では、このようにして分離器３３６から導かれたガスを燃焼させることにより、カソード１２の入口ガスを昇温させるようになっていてもよい。そして、第１熱交換器４０６では、燃焼器１９での燃焼熱により昇温されたカソード１２の入口ガスに由来するカソード１２の出口ガスとの熱交換により蒸気が生成され、該蒸気が第１蒸気供給ライン４０７又は第２蒸気供給ライン４０８を介して二酸化炭素分離ユニット４０５に供給されるようになっていてもよい。
以上に説明した二酸化炭素回収システム４によれば、燃料電池ユニット４０４により、発電しながらＣＯ２の回収が可能であるため、ＣＯ２回収に伴うプラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制することができる。また、燃料電池ユニット４０４の作動排熱を利用して生成した蒸気を用いて、二酸化炭素分離ユニット４０５により、ＣＯ２を排ガスから分離するようにしたので、プラント全体としてのエネルギー効率の低下を抑制しながらＣＯ２回収を効果的に行うことができる。
幾つかの実施形態では、二酸化炭素回収システム４において、燃料電池ユニット４０４の作動排熱により生成された燃料改質蒸気を用いて、アノード１６に供給される燃料が改質されるように構成される。
例えば、図２０〜図２２に示すように、排熱回収ボイラ２４０の熱交換器（上述の第１熱交換器４０６と同一の熱交換器であってもよい）において、カソードの出口ガスを含むガスとの熱交換により蒸気が生成され、燃料改質蒸気として該蒸気が第４蒸気供給ライン９４を介して予備改質器２２４に供給されるようになっていてもよい。
また、例えば、図２０〜図２３に示すように、ＣＯシフト反応器２２０の下流側に設けられた熱交換器８６において、アノード１６の出口ガスとの熱交換により蒸気が生成され、燃料改質蒸気として該蒸気が第４蒸気供給ライン９４を介して予備改質器２２４に供給されるようになっていてもよい。
ここで、図２４及び図２５を参照して、幾つかの実施形態に係る排熱回収ボイラ２４０についてより具体的に説明する。なお、図２０、図２２及び図２３に示す排熱回収ボイラ２４０は、図２４又は図２５に示す排熱回収ボイラ２４０と同様の構成を有していてもよい。
上述したように、排熱回収ボイラ２４０には、火力発電装置２を構成するガスタービン１００からの排ガスが、カソード入口側流路４１０及び／又はバイパス流路４２０を介して導かれるようになっている。
排熱回収ボイラ２４０は、カソード入口側流路４１０及び／又はバイパス流路４２０に接続されるダクト５３を有し、ダクト５３の内部を排ガスが流通するようになっている。
図２４に示す排熱回収ボイラ２４０において、ダクト５３内部の上流側領域は、隔壁５２によって、カソード入口側流路４１０から排ガスが導かれる第１部分５６と、バイパス流路４２０から排ガスが導かれる第２部分５８とに隔てられている。そして、ダクト５３の第１部分に燃料電池１０のカソード１２が配置され、カソード入口側流路４１０からの排ガスがカソード１２に供給されるようになっている。また、カソード１２出口から流出した排ガスは、カソード１２の下流側のダクト５３の第１部分５６に導かれるようになっている。
そして、隔壁５２よりも下流側において、燃料電池１０のカソード１２を経由した第１部分５６からの排ガスと、カソード１２を経由せずにバイパスした第２部分５８からの排ガスとが合流するようになっている。
図２４に示す排熱回収ボイラ２４０では、カソード入口側流路４１０及び／又はバイパス流路４２０における排ガスの流量を調節するための流量調節部４３８としてのダンパが、ダクト５３内の第２部分５８に設けられている。なお、他の実施形態では、上述の流量調節部４３８（例えばダンパ）は、ダクト５３内の第１部分５６に設けられていてもよい。
図２５に示す排熱回収ボイラ２４０では、カソード入口側流路４１０からダクト５３内部に排ガスが導かれるようになっている。また、ダクト５３内部の上流側領域に燃料電池１０のカソード１２が配置されており、カソード入口側流路４１０からの排ガスがカソード１２に供給されるようになっている。カソード１２出口から流出した排ガスは、カソード１２の下流側のダクト５３内部に導かれるようになっている。
排熱回収ボイラ２４０は、高圧蒸気流路６９、中圧蒸気流路７１、低圧蒸気流路７３を含む蒸気循環流路と、これらの各蒸気流路に設けられた熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）と、を含む。これらの熱交換器を構成する伝熱管は、ダクト５３内を通過するように設けられる。伝熱管の内部を蒸気が循環しており、伝熱管の内部を流通する蒸気と、ダクト５３内を流れる排ガス（熱媒体）とが熱交換されるようになっている。
なお、上述の熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）は、例えば、節炭器、蒸発器、過熱器、又は再熱器等であってもよい。
高圧蒸気流路６９、中圧蒸気流路７１、低圧蒸気流路７３には、それぞれ、各蒸気流路からの蒸気によって駆動されるように構成された高圧タービン６０、中圧タービン６２、及び低圧タービン６４が設けられている。すなわち、高圧蒸気流路６９、中圧蒸気流路７１、及び低圧蒸気流路７３は、それぞれ、熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）で排ガスとの熱交換によりカソード１２の出口ガスを含む排ガスから回収した排熱により生成されるタービン駆動用蒸気を蒸気タービン（高圧タービン６０、中圧タービン６２、及び低圧タービン６４）に供給するためのタービン蒸気供給ラインである。
各蒸気タービン６０，６２，６４には発電機６１，６３，６５が接続されており、発電機６１，６３，６５は、各蒸気タービンによって回転駆動されて、電気を生成するようになっている。
図２４及び図２５に示すように、高圧タービン６０及び中圧タービンで６２仕事を終えた蒸気は、それぞれ、中圧蒸気流路７１及び低圧蒸気流路７３にそれぞれ合流し、再度熱交換器により昇温されて、中圧タービンで６２及び低圧タービン６４をそれぞれ駆動する蒸気として、各タービンに流入するようになっていてもよい。
低圧タービン６４の出口から流出した蒸気は、復水器６６で凝縮された後、熱交換器６８を経て、再度蒸気となって、高圧蒸気流路６９、中圧蒸気流路７１、又は低圧蒸気流路７３に送られる。
二酸化炭素回収システム４において、上述の排熱回収ボイラ２４０のダクト５３内に設けられた複数の熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）の少なくとも１つは、二酸化炭素回収システム４の第１熱交換器４０６である。
例えば、図２４及び図２５に示す実施形態では、ダクト５３内において燃料電池１０のカソード１２よりも下流側に設けられた熱交換器のうち少なくとも１つが第１熱交換器４０６である。図２４に示す実施形態では、カソード１２よりも下流側に設けられた熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｅ、７２ａ〜７２ｅ、７４ａ〜７４ｂ）のうち少なくとも１つが第１熱交換器４０６である。また、図２５に示す実施形態では、カソード１２よりも下流側に設けられた熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｃ、７０ｅ、７２ａ〜７２ｃ、７２ｅ、７４ａ〜７４ｂ）のうち少なくとも１つが第１熱交換器４０６である。
幾つかの実施形態では、第１熱交換器４０６である熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）で生成された蒸気が蒸気供給ライン４４２を介して、二酸化炭素分離ユニット４０５に供給されるようになっている。
蒸気供給ライン４４２は、排熱回収ボイラ２４０における第１熱交換器４０６よりも下流側において、高圧蒸気流路６９、中圧蒸気流路７１、又は低圧蒸気流路７３から分岐するように設けられていてもよい。
例えば、図２４及び図２５に示す実施形態では、低圧蒸気が流れる低圧蒸気流路７３から分岐して蒸気供給ライン４４２が設けられている。そして、第１熱交換器４０６としての熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）で生成された蒸気が、蒸気供給ライン４４２を介して上述の再生塔２３２に（二酸化炭素分離ユニット４０５）に供給されるようになっている。
図２４及び図２５に示す例示的な実施形態では、蒸気供給ライン４４２には、低圧蒸気流路７３において、中圧タービン６２よりも下流側及び低圧タービン６４よりも上流側の部分から分岐して設けられている。ここで、低圧蒸気流路７３において中圧タービン６２よりも下流側を流れる低圧蒸気には、高圧タービン６０及び中圧タービン６２でそれぞれの蒸気タービンを駆動した後の蒸気（タービン駆動用蒸気）が含まれる。よって、図２４及び図２５に示す実施形態では、再生塔２３２（二酸化炭素分離ユニット４０５）には、蒸気タービンを駆動後のタービン駆動用蒸気が蒸気供給ライン４４２を介して供給されるようになっている。
このように、蒸気タービン（高圧タービン６０、中圧タービン６２、又は低圧タービン６４）を駆動後のタービン駆動用蒸気を二酸化炭素分離ユニット４０５に供給してＣＯ２分離に利用することで、プラント全体としてエネルギーを有効活用することができる。
なお、蒸気供給ライン４４２は、高圧蒸気流路６９、中圧蒸気流路７１又は低圧蒸気流路７３において蒸気タービン（高圧タービン６０、中圧タービン６２、又は低圧タービン６４）よりも上流側から分岐するように設けられていてもよく、第１熱交換器４０６としての熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）で生成された蒸気のうち、蒸気タービン（高圧タービン６０、中圧タービン６２、及び低圧タービン６４）を駆動していない蒸気（高圧タービン６０、中圧タービン６２、及び低圧タービン６４の何れにも流入していない蒸気）を二酸化炭素分離ユニット４０５に供給するように構成されていてもよい。
幾つかの実施形態では、図２４及び図２５に示すように、燃料電池ユニット４０４のカソード１２は、排熱回収ボイラ２４０のダクト５３内における排ガスの流れ方向において、複数の熱交換器（６８、７０ａ〜７０ｆ、７２ａ〜７２ｆ、７４ａ〜７４ｂ）のうち、隣り合う一対の熱交換器間にてダクト５３内に設けられる。
例えば、図２４に示す実施形態では、ダクト５３内において、排ガス流れ方向において互いに隣り合うように設けられた熱交換器７０ｆと熱交換器７０ｅとの間に、燃料電池ユニット４０４のカソード１２が設けられている。また、図２５に示す実施形態では、ダクト５３内において、排ガス流れ方向において互いに隣り合うように設けられた熱交換器７０ｄと熱交換器７０ｅまたは７２ｅとの間に、燃料電池ユニット４０４のカソード１２が設けられている。
このように、カソード１２の上流側に位置する熱交換器（図２４における熱交換器７０ｆ、図２５における熱交換器７０ｄ）において、カソード１２への流入前において排ガスの排熱の一部を回収することにより、カソード出口の排ガス温度が高くなりすぎることを防止して、燃料電池１０や排熱回収ボイラ２４０（例えばダクト５３）の耐久性を確保しながら、燃料電池ユニット４０４によりＣＯ２回収を行うことができる。
なお、火力発電装置２の排ガスが導かれる排熱回収ボイラ２４０のダクト５３は、一続きのダクト管によって構成されていてもよく、あるいは、それぞれ内部に熱交換器が設けられる２以上のダクト管を連通させたものであってもよい。例えば、複数の熱交換器が内部に設けられた既存のダクト管に、内部に熱交換器及び燃料電池１０のカソード１２が配置された別のダクト管を接続してダクト５３を構成するようしてもよい。
幾つかの実施形態では、二酸化炭素回収システム４は、ガスタービン１００の排ガスの熱を回収した蒸気を前記燃料電池ユニット４０４の作動排熱で更に昇温するように構成される。
例えば、図２５に示す例示的な実施形態では、排熱回収ボイラ２４０の複数の伝熱管は、高圧蒸気流路６９上において、カソード１２よりも上流側に設けられた熱交換器７０ｄと、カソード１２よりも下流側に設けられた熱交換器７０ｅと、を含む。カソード１２よりも上流側の熱交換器７０ｄでは、ガスタービン１００から排熱回収ボイラ２４０のダクト５３に導入された排ガスと、熱交換器７０ｄ内を流れる蒸気との熱交換により、ガスタービン１００からの排ガスの熱が蒸気に回収される。また、カソード１２よりも下流側の熱交換器７０ｅでは、カソード１２から排出された高温のアノード出口ガスと、熱交換器７０ｄで排ガスの熱を回収した後の蒸気との熱交換により、該蒸気がさらに昇温される。
また、図２５に示す例示的な実施形態では、排熱回収ボイラ２４０の複数の伝熱管は、中圧蒸気流路７１上において、カソード１２よりも上流側に設けられた熱交換器７２ｄと、カソード１２よりも下流側に設けられた熱交換器７２ｅと、を含む。カソード１２よりも上流側の熱交換器７２ｄでは、ガスタービン１００から排熱回収ボイラ２４０のダクト５３に導入された排ガスと、熱交換器７２ｄ内を流れる蒸気との熱交換により、ガスタービン１００からの排ガスの熱が蒸気に回収される。また、カソード１２よりも下流側の熱交換器７２ｅでは、カソード１２から排出された高温のアノード出口ガスと、熱交換器７２ｄで排ガスの熱を回収した後の蒸気との熱交換により、該蒸気がさらに昇温される。
このように、ガスタービン１００の排熱で予熱した蒸気を燃料電池ユニット４０４の作動排熱との熱交換によりさらに昇温させるので、より高温の蒸気を得ることができ、プラントの効率を高めることができる。
幾つかの実施形態では、二酸化炭素回収システム４は、燃料電池ユニット４０４の作動排熱を超臨界圧蒸気に回収するように構成される。
例えば、図２４及び図２５に示す例示的な実施形態において、高圧蒸気流路６９上に設けられた熱交換器（７０ａ〜７０ｆ）のうち、排熱回収ボイラ２４０のダクト５３においてカソード１２よりも下流側に設けられた熱交換器の少なくとも１つ（例えば、図２４における熱交換器７０ｅ、図２５における熱交換器７０ｅ）には、超臨界圧の蒸気が流れるようになっていてもよい。この場合、燃料電池１０のカソード出口ガスとこれらの熱交換器を流れる超臨界圧蒸気との熱交換により、燃料電池ユニット４０４の作動排熱が超臨界圧蒸気に回収される。そして、燃料電池ユニット４０４の作動排熱を回収した超臨界圧蒸気が、高圧タービン６０に流入して該高圧タービン６０を駆動するようになっている。
このように、燃料電池ユニット４０４の作動排熱を超臨界圧蒸気に回収することにより、燃料電池ユニット４０４の高温の作動排熱を有効活用して、プラントの効率を高めることができる。
なお、図２４及び図２５には、上述した二酸化炭素回収システム４を備えた火力発電設備１の一例を示したが、本発明はこの例に限定されず、二酸化炭素回収システム４の有無にかかわらず、燃料電池ユニット４０４の作動排熱を超臨界蒸気に回収するように構成されたプラントに広く及ぶ。すなわち、本発明の幾つかの実施形態に係るプラントは、アノード及びカソードと、前記カソードと前記アノードとの間に設けられる電解質と、を含む燃料電池ユニットを備え、前記燃料電池ユニットの作動排熱を超臨界圧蒸気に回収するように構成される。この場合、燃料電池ユニット４０４のカソード１２を通過後の排ガスと蒸気とを第１熱交換器４０６において熱交換させることで、燃料電池ユニット４０４の作動排熱を利用して超臨界圧蒸気を生成してもよい。こうして生成された超臨界圧蒸気は、上述のとおり、高圧蒸気タービン６０を駆動するために使用されてもよい。
また、本発明は図２４及び図２５に示した例に限定されず、二酸化炭素回収システム４の有無にかかわらず、ガスタービン１００の排ガスの熱を回収した蒸気を燃料電池ユニット４０４の作動排熱でさらに昇温するようにしたプラントに広く及ぶ。すなわち、本発明の幾つかの実施形態に係るプラントは、ガスタービンと、ガスタービンの排ガスによって駆動される燃料電池ユニットと、前記燃料電池ユニットへの流入前の前記ガスタービンの排ガスと蒸気とを熱交換するための第３熱交換器（図２５に示す例では熱交換器７０ｄ）と、前記蒸気の流路上において前記第３熱交換器の下流側に設けられ、前記燃料電池ユニットを通過後の前記排ガスと前記第３熱交換器にて昇温された後の前記蒸気とを熱交換させるための第４熱交換器（図２５に示す例では熱交換器７０ｅ）と、を備える。この場合、第４熱交換器において、超臨界圧蒸気が生成されてもよい。こうして生成された超臨界圧蒸気は、上述のとおり、高圧蒸気タービン６０を駆動するために使用されてもよい。
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上述した実施形態に限定されることはなく、上述した実施形態に変形を加えた形態や、これらの形態を適宜組み合わせた形態も含む。
本明細書において、「ある方向に」、「ある方向に沿って」、「平行」、「直交」、「中心」、「同心」或いは「同軸」等の相対的或いは絶対的な配置を表す表現は、厳密にそのような配置を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の角度や距離をもって相対的に変位している状態も表すものとする。
例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
また、本明細書において、四角形状や円筒形状等の形状を表す表現は、幾何学的に厳密な意味での四角形状や円筒形状等の形状を表すのみならず、同じ効果が得られる範囲で、凹凸部や面取り部等を含む形状も表すものとする。
また、本明細書において、一の構成要素を「備える」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
１ 火力発電設備
２ 火力発電装置
４ 二酸化炭素回収システム
５ 制御部
６ 第１排ガス流路
７ 流量調節部
８ 第２排ガス流路
９ 排出ライン
１０ 燃料電池
１０ａ 燃料電池ユニット
１２ カソード
１２ａ カソード入口
１２ｂ カソード出口
１４ 電解質
１５ アノード入口側流路
１６ アノード
１７ アノード出口側流路
１８ 改質部
１９ 燃焼器
２０ 燃料貯留部
２２ 燃料供給流路
２４ 燃焼器
２６ 予備改質器
２８ 熱交換器
３０ ＣＯ変成器
３２ 冷却器
３４ 圧縮機
３６ 分離器
４０ コンプレッサ
４２ 蒸気タービン
４４ 排熱回収ボイラ
４４Ａ 第１排熱回収ボイラ
４４Ｂ 第２排熱回収ボイラ
４６ 煙突
４８ 化学吸収塔
４８ａ 出口
５０ 再生塔
５１ 蒸気供給路
５２ 隔壁
５３ ダクト
５４ 煙道
５５ ダクト壁
５６ 第１部分
５８ 第２部分
６０ 高圧タービン
６１ 発電機
６２ 中圧タービン
６３ 発電機
６４ 低圧タービン
６５ 発電機
６６ 復水器
６８ 熱交換器
６９ 高圧蒸気流路
７０ａ〜７０ｆ 熱交換器
７１ 中圧蒸気流路
７２ａ〜７２ｆ 熱交換器
７３ 低圧蒸気流路
７４ａ，７４ｂ 熱交換器
７６ 伝熱管
８０ 再生熱交換器
８２ 熱交換器
８４ 第２熱交換器
８６ 熱交換器
９０ 流路
９２ 第３蒸気供給ライン
９４ 第４蒸気供給ライン
９６ 蒸気供給ライン
９８ 流路
１００ ガスタービン
１０２ 圧縮機
１０３ 回転シャフト
１０４ 燃焼器
１０６ タービン
１０８ 発電機
１１０ 排熱回収ボイラ
１１２ 蒸気タービン
１１４ 発電機
１２０ 化学吸収塔
１２０ａ 出口
１２２ 吸収液再生塔
１２４ 熱交換器
１２６ 煙突
１２８ 燃料貯留部
１３０ 燃焼器
１３２ 予備改質器
１３４ 熱交換器
１３６ 圧縮機
１３８ 分離器
１４０ 圧縮機
１４２ 脱硫装置
１４４ 除塵装置
１４６ アノード入口側流路
１４８ アノード出口側流路
１５０ 燃料供給流路
１５２ 燃料供給流路
２０９ 圧縮機
２２０ ＣＯシフト反応器
２２２ 燃料貯留部
２２４ 予備改質器
２２６ 熱交換器
２２８ ＣＯ２リッチガスライン
２３０ 化学吸収塔
２３０ａ 出口
２３２ 再生塔
２３３ 排出ライン
２３４ 圧縮機
２３６ ガス分離ユニット
２３７ 分離膜
２３９ 煙突
２４０ 排熱回収ボイラ
２４２ 蒸気タービン
２４４ 発電機
２５０ 燃焼器
２５２ リサイクルライン
２５４ Ｈ２リッチガスライン
２７０ カソード入口側流路
２７２ カソード出口側流路
２７４ 燃料供給流路
２７６ アノード入口側流路
２７８ バイパス流路
２８０ 熱交換器
３３６ 分離器
３３７ ＣＯ２分離膜
３５０ 酸素供給部
３５２ 酸素製造装置
３５４ 酸化反応ユニット
３５６ 流量調節弁
３５８ 濃度センサ
３６０ コントローラ
３６２ 熱交換器
３６４ 熱交換器
４０４ 燃料電池ユニット
４０５ 二酸化炭素分離ユニット
４０６ 第１熱交換器
４０７ 第１蒸気供給ライン
４０８ 第２蒸気供給ライン
４０９ 圧縮機
４３８ 流量調節部
４４２ 蒸気供給ライン
４１０ カソード入口側流路
４１２ カソード出口側流路
４１４ アノード入口側流路
４１６ アノード出口側流路
４１８ 燃料供給流路
４２０ バイパス流路
４２１ バイパス流路

Claims (29)

  1. 燃焼装置を含む設備で発生した排ガスから二酸化炭素を回収するためのシステムであって、
    前記二酸化炭素を含む前記排ガスが流れる第１排ガス流路と、
    アノードと、前記第１排ガス流路上に設けられて前記第１排ガス流路からの前記排ガスが供給されるカソードと、前記第１排ガス流路からの前記排ガス中に含まれる二酸化炭素由来の炭酸イオンを前記カソードから前記アノードに移動させるように構成された電解質と、を含む燃料電池と、
    前記カソードをバイパスするように、前記カソードの上流側において前記第１排ガス流路から分岐して設けられる第２排ガス流路と、を備え、
    前記排ガスの一部を前記第２排ガス流路に導くように構成された二酸化炭素回収システム。
  2. 前記燃料電池の定格運転時における前記排ガスの処理流量は、前記設備の定格運転時における前記排ガスの全流量よりも小さいことを特徴とする請求項１に記載の二酸化炭素回収システム。
  3. 前記燃料電池の定格運転時における前記排ガスの処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤは、前記燃焼装置を含む前記設備の３０％負荷での運転時における前記排ガスの全流量をＦ＊ ｍｉｎとし、前記設備の８０％負荷での運転時における前記排ガスの全流量をＦ＊ ｍａｘとしたとき、
    Ｆ＊ ｍｉｎ≦ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤ≦Ｆ＊ ｍａｘ
    の関係を満たすことを特徴とする請求項１又は２に記載の二酸化炭素回収システム。
  4. 前記第１排ガス流路を介して前記カソードに供給される前記排ガスの第１流量を調節するための流量調節部をさらに備えることを特徴とする請求項１乃至３の何れか一項に記載の二酸化炭素回収システム。
  5. 前記流量調節部を制御するための制御部を備え、
    前記制御部は、前記燃焼装置を含む前記設備の少なくとも一部の負荷範囲において、前記設備の負荷の大きさによらず、前記第１流量が前記燃料電池の定格流量で一定となるよう前記流量調節部を制御するように構成されたことを特徴とする請求項４に記載の二酸化炭素回収システム。
  6. 前記流量調節部は、前記第１排ガス流路又は前記第２排ガス流路に設けられたダンパを含み、
    前記第１排ガス流路及び前記第２排ガス流路は、少なくとも前記ダンパの設置位置の上流側において、互いに独立して設けられることを特徴とする請求項４又は５に記載の二酸化炭素回収システム。
  7. 前記燃料電池の前記カソードは、前記設備としてのガスタービンの下流側、且つ、前記ガスタービンの排熱を回収するための第１排熱回収ボイラの上流側に設けられ、
    前記第２排ガス流路は、前記カソードをバイパスして、前記ガスタービンの排熱を回収するための第２排熱回収ボイラに接続され、
    少なくとも前記ガスタービンの定格運転時において、前記ガスタービンの排ガスの一部を前記第２排ガス流路を介して前記第２排熱回収ボイラに導くように構成されたことを特徴とする請求項１乃至６の何れか一項に記載の二酸化炭素回収システム。
  8. 前記第２排熱回収ボイラの下流側において前記第２排ガス流路上に設けられ、前記第２排熱回収ボイラからの前記排ガスに含まれる二酸化炭素を吸収液に吸収させるための化学吸収塔をさらに備え、
    前記第１排ガス流路及び前記第２排ガス流路は、前記第１排ガス流路を流れる前記排ガスが、前記第１排熱回収ボイラの下流側において、前記第２排熱回収ボイラから前記化学吸収塔へと前記第２排ガス流路を流れる前記排ガスと混合しないように、互いに独立して設けられることを特徴とする請求項７に記載の二酸化炭素回収システム。
  9. 前記第１排熱回収ボイラ内において最も上流側に位置する第１熱交換器は、前記第２排熱回収ボイラ内において最も上流側に位置する第２熱交換器よりも高温の熱媒体を熱交換により得るように構成されたことを特徴とする請求項７又は８に記載の二酸化炭素回収システム。
  10. 前記第１排ガス流路を介して前記カソードに供給される前記排ガスの第１流量を調節するための流量調節部を備え、
    前記第１排熱回収ボイラおよび前記第２排熱回収ボイラは、
    共通の煙道と、
    前記共通の煙道のうち少なくとも上流側領域を、前記第１排ガス流路を少なくとも部分的に形成する第１部分と、前記第２排ガス流路を少なくとも部分的に形成する第２部分とに隔てるように前記共通の煙道内に設けられる隔壁と、
    を含み、
    前記流量調節部は、前記共通の煙道のうち前記第１部分又は前記第２部分の何れかに設けられるダンパを含むことを特徴とする請求項７乃至９の何れか一項に記載の二酸化炭素回収システム。
  11. 前記第２排ガス流路上に設けられ、前記第２排ガス流路を流れる前記排ガスに含まれる二酸化炭素を吸収液に吸収させるための化学吸収塔と、
    前記第１排熱回収ボイラ又は前記第２排熱回収ボイラにおいて前記排ガスから回収した熱エネルギーを利用して生成した蒸気により、前記吸収液を加熱して再生するように構成された再生塔と、
    をさらに備えることを特徴とする請求項７乃至１０の何れか一項に記載の二酸化炭素回収システム。
  12. 少なくとも前記燃料電池により前記アノード側に回収された前記二酸化炭素を圧縮するためのコンプレッサと、
    前記コンプレッサを駆動するための蒸気タービンをさらに備え、
    前記蒸気タービンは、前記第１排熱回収ボイラ又は前記第２排熱回収ボイラにおいて前記排ガスから回収した熱エネルギーを利用して生成した蒸気により駆動されるように構成されたことを特徴とする請求項７乃至１１の何れか一項に記載の二酸化炭素回収システム。
  13. 前記第２排ガス流路に設けられ、前記第２排ガス流路から供給される前記排ガスに含まれる二酸化炭素を吸収液に吸収させるための化学吸収塔をさらに備えることを特徴とする請求項１乃至６の何れか一項に記載の二酸化炭素回収システム。
  14. 前記吸収液は、アミンを含むことを特徴とする請求項１３に記載の二酸化炭素回収システム。
  15. 前記第１排ガス流路における前記カソードの入口側の前記排ガスと、前記第１排ガス流路における前記カソードの出口側の前記排ガスと、を熱交換するための熱交換器をさらに備えることを特徴とする請求項１乃至１４の何れか一項に記載の二酸化炭素回収システム。
  16. 前記第１排ガス流路からの前記第２排ガス流路の分岐点の上流側において前記第１排ガス流路に設けられ、前記排ガスに含まれる硫黄分を除去するように構成された脱硫装置をさらに備えることを特徴とする請求項１乃至１５の何れか一項に記載の二酸化炭素回収システム。
  17. 前記第１排ガス流路からの前記第２排ガス流路の分岐点の下流側且つ前記カソードの上流側において前記第１排ガス流路に設けられ、前記カソードに供給される前記排ガス中の煤塵を除去するための除塵装置をさらに備えることを特徴とする請求項１乃至１６の何れか一項に記載の二酸化炭素回収システム。
  18. 燃焼装置を含む設備である火力発電装置と、
    前記火力発電装置からの排ガスに含まれる二酸化炭素を回収するように構成された請求項１乃至１７の何れか一項に記載の二酸化炭素回収システムと、
    を備えることを特徴とする火力発電設備。
  19. 燃焼装置を含む設備で発生した排ガスから二酸化炭素を回収するための方法であって、
    前記二酸化炭素を含む前記排ガスを燃料電池のカソードに供給するステップと、
    前記燃料電池の電解質内において、前記排ガス中の前記二酸化炭素由来の炭酸イオンを前記カソードから前記燃料電池のアノードに移動させるステップと、
    前記設備の前記排ガスの一部が前記カソードをバイパスするように前記排ガスの前記一部を導くステップと、
    を備えることを特徴とする二酸化炭素回収方法。
  20. 前記燃料電池の定格運転時における前記排ガスの処理流量は、前記設備の定格運転時における前記排ガスの全流量よりも小さいことを特徴とする請求項１９に記載の二酸化炭素回収方法。
  21. 前記燃料電池の定格運転時における前記排ガスの処理流量ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤは、前記設備としての火力発電装置の３０％負荷での運転時における前記排ガスの全流量をＦ＊ ｍｉｎとし、前記火力発電装置の８０％負荷での運転時における前記排ガスの全流量をＦ＊ ｍａｘとしたとき、
    Ｆ＊ ｍｉｎ≦ＦＦＣ＿ＲＡＴＥＤ≦Ｆ＊ ｍａｘ
    の関係を満たすことを特徴とする請求項１９又は２０に記載の二酸化炭素回収方法。
  22. 前記設備の少なくとも一部の負荷範囲において、前記設備の負荷の大きさによらず、前記カソードに供給される前記排ガスの第１流量を前記燃料電池の定格流量で一定となるように維持するステップをさらに備えることを特徴とする請求項１９乃至２１の何れか一項に記載の二酸化炭素回収方法。
  23. 前記設備としてのガスタービンからの排ガスのうち前記燃料電池の前記カソードを通過した第１排ガスを第１排熱回収ボイラに導き、該第１排熱回収ボイラにおいて排熱を回収するステップと、
    少なくとも前記ガスタービンの定格運転時において、前記ガスタービンの前記排ガスのうち前記カソードをバイパスした第２排ガスを第２排熱回収ボイラに導き、該第２排熱回収ボイラにおいて排熱を回収するステップと、
    をさらに備えることを特徴とする請求項１９乃至２２の何れか一項に記載の二酸化炭素回収方法。
  24. 前記第２排熱回収ボイラからの前記第２排ガスを化学吸収塔に導き、該化学吸収塔において前記第２排ガスに含まれる二酸化炭素を吸収液に吸収させるステップをさらに備え、
    前記化学吸収塔に導かれる前記第２排ガスに前記第１排ガスが混合しないように、前記第１排ガス及び前記第２排ガスを、それぞれ、互いに独立して設けられた第１排ガス流路及び第２排ガス流路により導くことを特徴とする請求項２３に記載の二酸化炭素回収方法。
  25. 前記二酸化炭素を含む前記排ガスの一部を前記燃料電池の前記カソードに供給するステップと、
    前記排ガスの残部を化学吸収塔に導くステップと、
    前記化学吸収塔において、前記排ガス中の前記二酸化炭素を吸収液に吸収させるステップと、
    を備えることを特徴とする請求項１９乃至２２の何れか一項に記載の二酸化炭素回収方法。
  26. 前記吸収液は、アミンを含むことを特徴とする請求項２５に記載の二酸化炭素回収方法。
  27. 前記カソードの入口側の前記排ガスと、前記カソードの出口側の前記排ガスとを熱交換するステップをさらに備えることを特徴とする請求項１９乃至２６の何れか一項に記載の二酸化炭素回収方法。
  28. 前記排ガスの一部と前記排ガスの残部とに前記排ガスを分流するステップと、
    分流前における前記排ガスに含まれる硫黄分を除去するステップと、
    をさらに備えることを特徴とする請求項１９乃至２７の何れか一項に記載の二酸化炭素回収方法。
  29. 前記カソードの上流側において、前記カソードに供給される前記排ガスの前記一部に含まれる煤塵を除去するステップをさらに備えることを特徴とする請求項１９乃至２８の何れか一項に記載の二酸化炭素回収方法。
JP2018546341A 2016-10-19 2017-10-17 二酸化炭素回収システム、火力発電設備、及び、二酸化炭素回収方法 Active JP6796140B2 (ja)

Applications Claiming Priority (11)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2016205074 2016-10-19
JP2016205074 2016-10-19
JP2016209767 2016-10-26
JP2016209767 2016-10-26
JP2017008409 2017-01-20
JP2017008408 2017-01-20
JP2017008408 2017-01-20
JP2017008409 2017-01-20
JP2017012938 2017-01-27
JP2017012938 2017-01-27
PCT/JP2017/037459 WO2018074443A1 (ja) 2016-10-19 2017-10-17 二酸化炭素回収システム、火力発電設備、及び、二酸化炭素回収方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JPWO2018074443A1 true JPWO2018074443A1 (ja) 2019-06-24
JP6796140B2 JP6796140B2 (ja) 2020-12-02

Family

ID=62019403

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2018546341A Active JP6796140B2 (ja) 2016-10-19 2017-10-17 二酸化炭素回収システム、火力発電設備、及び、二酸化炭素回収方法

Country Status (3)

Country Link
US (1) US11433350B2 (ja)
JP (1) JP6796140B2 (ja)
WO (1) WO2018074443A1 (ja)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7025663B2 (ja) * 2019-10-29 2022-02-25 ダイキン工業株式会社 換気装置
US11326513B1 (en) * 2020-10-30 2022-05-10 Doosan Heavy Industries & Construction Co., Ltd. Hybrid power generation equipment
JP2023031928A (ja) * 2021-08-26 2023-03-09 三菱重工業株式会社 二酸化炭素吸収還元溶液、二酸化炭素吸収還元装置、及び二酸化炭素吸収還元方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH05283090A (ja) * 1992-04-01 1993-10-29 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 溶融炭酸塩型燃料電池発電装置
JPH09320620A (ja) * 1996-05-24 1997-12-12 Toshiba Corp 燃料電池発電プラント
JP2006196268A (ja) * 2005-01-12 2006-07-27 Chugoku Electric Power Co Inc:The 発電設備及び発電方法
JP2015218634A (ja) * 2014-05-15 2015-12-07 三菱重工業株式会社 ガスタービンサイクル設備、排ガスのｃｏ２回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法
JP2016511526A (ja) * 2013-03-15 2016-04-14 エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニーＥｘｘｏｎ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｍｐａｎｙ 溶融炭酸塩形燃料電池を使用する集積化された発電

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4921765A (en) * 1989-06-26 1990-05-01 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Combined goal gasifier and fuel cell system and method
US5554453A (en) * 1995-01-04 1996-09-10 Energy Research Corporation Carbonate fuel cell system with thermally integrated gasification
JP4216152B2 (ja) 2003-09-16 2009-01-28 関西電力株式会社 脱硫脱炭酸方法及びその装置
JP5638262B2 (ja) 2010-02-23 2014-12-10 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置およびｃｏ２回収方法
JP6216490B2 (ja) 2012-02-03 2017-10-18 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置
US20140102096A1 (en) 2012-10-12 2014-04-17 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Carbon-dioxide recovery system
JP6200338B2 (ja) 2014-01-24 2017-09-20 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH05283090A (ja) * 1992-04-01 1993-10-29 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 溶融炭酸塩型燃料電池発電装置
JPH09320620A (ja) * 1996-05-24 1997-12-12 Toshiba Corp 燃料電池発電プラント
JP2006196268A (ja) * 2005-01-12 2006-07-27 Chugoku Electric Power Co Inc:The 発電設備及び発電方法
JP2016511526A (ja) * 2013-03-15 2016-04-14 エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニーＥｘｘｏｎ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｍｐａｎｙ 溶融炭酸塩形燃料電池を使用する集積化された発電
JP2016513866A (ja) * 2013-03-15 2016-05-16 エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニーＥｘｘｏｎ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｍｐａｎｙ 溶融カーボネート燃料電池の集積化された作動
JP2015218634A (ja) * 2014-05-15 2015-12-07 三菱重工業株式会社 ガスタービンサイクル設備、排ガスのｃｏ２回収設備及び燃焼排ガスの排熱回収方法

Also Published As

Publication number Publication date
JP6796140B2 (ja) 2020-12-02
WO2018074443A1 (ja) 2018-04-26
US20210299609A1 (en) 2021-09-30
US11433350B2 (en) 2022-09-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5896885B2 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JP2008541382A (ja) 一体化熱交換器ネットワークを有する高温型燃料電池システム
WO2010058749A1 (ja) Ｍｃｆｃ発電システムとその運転方法
CN101899329B (zh) 用于处理包括不希望的排放气体的流的系统和方法
JP2006525626A (ja) アノード排出ガスの再循環を利用する燃料電池システム
WO2018074443A1 (ja) 二酸化炭素回収システム、火力発電設備、及び、二酸化炭素回収方法
CN105091016B (zh) 带有热联合的燃煤氧气设备
AU2020316185B2 (en) Gas turbine plant
JP4744971B2 (ja) 低質廃熱回収システム
JP4358338B2 (ja) 燃料電池複合発電プラントシステム
WO2014038412A1 (ja) 熱回収システム及び熱回収方法
KR20170136144A (ko) 복합발전 시스템
WO2011105176A1 (ja) ケミカルループ反応システム及びこれを用いた発電システム
WO2010067836A1 (ja) 水素製造システムおよび発電システム
JPS63119163A (ja) 燃料電池発電システム
JP6755424B1 (ja) 燃料電池システム
KR102243329B1 (ko) 4중 결합 하이브리드 발전시스템
US8601817B2 (en) Hydrogen production apparatus and power generation plant
JP2000133295A (ja) 固体電解質燃料電池複合発電プラントシステム
JP2000297656A (ja) 火力発電プラント
JPH04206158A (ja) 溶融炭酸塩型燃料電池を用いる発電プラント
WO2023163182A1 (ja) 燃料電池システム
JP5968234B2 (ja) 発電システム
JPH0491324A (ja) 二酸化炭素回収型火力発電システム
KR20170136138A (ko) 복합발전 시스템

Legal Events

Date Code Title Description
A524 Written submission of copy of amendment under article 19 pct

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A527

Effective date: 20190111

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20190111

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20190115

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20190122

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20200407

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20200514

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20201027

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20201113

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 6796140

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150