WO2020217398A1 - 超臨界水ガス化システム - Google Patents

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WO2020217398A1
WO2020217398A1 PCT/JP2019/017695 JP2019017695W WO2020217398A1 WO 2020217398 A1 WO2020217398 A1 WO 2020217398A1 JP 2019017695 W JP2019017695 W JP 2019017695W WO 2020217398 A1 WO2020217398 A1 WO 2020217398A1
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heat exchanger
steam
pressure
slurry
supercritical
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PCT/JP2019/017695
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English (en)
French (fr)
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泰孝 和田
博昭 谷川
幸彦 松村
良文 川井
琢史 野口
Original Assignee
中国電力株式会社
国立大学法人広島大学
中電プラント株式会社
株式会社東洋高圧
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    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/78—High-pressure apparatus
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
    • Y02P20/54—Improvements relating to the production of bulk chemicals using solvents, e.g. supercritical solvents or ionic liquids

Definitions

  • the present invention relates to a supercritical water gasification system that produces fuel gas by decomposing a slurry body prepared by adding water and a catalyst to biomass in a supercritical state.
  • a general biomass gasification system is configured to include a heat exchanger, a heater, a gasification reactor, etc., and organic matter is converted into hydrogen, methane, ethane, carbon monoxide, carbon dioxide, etc. by hydrolysis.
  • Gasify is a device that heats a slurry body prepared by adding water and activated carbon (gasification catalyst) to biomass such as shochu residue, egg-collecting chicken manure, and sewage sludge and mixing them.
  • the heater is a device that raises the temperature of the slurry heated by the heat exchanger to 600 ° C., which is the gasification reaction temperature.
  • the gasification reactor is a device that hydrothermally heats the slurry to gasify organic substances into a supercritical high-temperature fluid.
  • the fluid in the supercritical state is then heat-exchanged to room temperature and gas-liquid separated, and the gas is used as fuel gas.
  • fine powder of a non-metal catalyst for example, activated carbon
  • inorganic substances derived from raw materials and tar produced during gasification.
  • Char, etc. may cause obstruction in the double tube of the double tube heat exchanger or between the inner tube and the outer tube.
  • the treated fluid after the gasification reaction flows between the inner tube and the outer tube of the double-tube heat exchanger having a total length of about 100 m, and by heat exchange with the slurry body flowing in the inner tube. After the liquid temperature is lowered, it is further cooled and separated into gas and liquid to separate into gas and wastewater. Then, the gas is used as fuel, and the surplus gas is accumulated in the tank and used separately. At this time, in such a double-tube heat exchanger, the heat of the treated fluid is used for heating the slurry body which is a gasification raw material.
  • tar and char generated from the slurry body flowing in the inner pipe of the double-tube heat exchanger may cause blockage in the heat exchanger inner pipe and the pipes after its outlet, which in turn may cause the system to stop. was there.
  • heat exchangers are expensive because they can withstand high temperatures and pressures and are welded by engineers who have cleared legal regulations using thick piping made of expensive materials. Therefore, there is a demand to raise the temperature efficiently by using a heat exchanger as small as possible. For example, in the case of a heat exchanger having a long overall length, it takes time to raise the temperature. Since tar and char are generated in the medium and high temperature parts, if the reaction time here is long, the amount of tar and char generated increases, which may lead to blockage of the flow path at the inner pipe outlet of the heat exchanger. was there.
  • the present inventors have used steam having a high pressure equal to or higher than the supercritical water gasification system pressure for the slurry body. We focused on preheating.
  • the present invention has been made in view of the above problems, and the heat exchanger is made compact while minimizing fuel consumption, the generation of tar and char is suppressed, and the pipe blockage of the heat exchanger is avoided. It is an object of the present invention to provide a supercritical water gasification system capable of more efficiently producing fuel gas such as methane, hydrogen and carbon monoxide from water-containing biomass.
  • the supercritical water gasification system is used.
  • a gasification reactor that prepares biomass and performs supercritical water gasification treatment, and a first heat exchange that preheats the slurry body before it is subjected to supercritical water gasification treatment by the gasification reactor.
  • a supercritical water gasification system that is equipped with a vessel and decomposes the slurry in a supercritical state to generate fuel gas.
  • a heating unit that discharges steam at a pressure equal to or higher than the supercritical water gasification system pressure used to preheat the slurry in the first heat exchanger.
  • a flow rate adjusting unit provided in the flow path on the downstream side of the first heat exchanger and controlling the flow rate of the steam is provided. The flow rate adjusting unit is characterized in that the pressure of the steam for preheating the slurry body is kept higher than the pressure of the slurry body.
  • the supercritical water gasification system is A gasification reactor that prepares biomass and performs supercritical water gasification treatment, and a first heat exchange that preheats the slurry body before it is subjected to supercritical water gasification treatment by the gasification reactor.
  • a supercritical water gasification system that is equipped with a vessel and decomposes the slurry in a supercritical state to generate fuel gas.
  • a heating unit that discharges steam at a pressure equal to or higher than the supercritical water gasification system pressure used to preheat the slurry in the first heat exchanger.
  • a flow rate adjusting unit provided in the flow path on the downstream side of the first heat exchanger and controlling the flow rate of the steam is provided. The flow rate adjusting unit controls the flow rate of the steam so as to keep the pressure of the steam for preheating the slurry body higher than the pressure of the slurry body and maintain the preheating temperature of the slurry body. It is characterized by.
  • a second heat exchanger for recovering heat while cooling the product produced by the gasification reactor by utilizing the steam after preheating the slurry is further provided.
  • the flow rate adjusting unit may be provided in the flow path connecting the first heat exchanger and the second heat exchanger.
  • a booster may be provided in the flow path downstream of the flow rate adjusting unit.
  • the heating unit may include a supercritical pressure boiler that discharges the steam and a reactor burner that heats the gasification reactor.
  • the supercritical pressure boiler may use the produced gas generated by the gasification treatment as fuel.
  • the heating unit further includes a water supply pump for supplying water to the boiler and a driving turbine for driving the water supply pump.
  • the drive turbine may be driven by using steam after cooling the product in the second heat exchanger.
  • Preheating in the heat exchanger is preferably performed with steam at 600 ° C. and 25 MPa in consideration of hydrothermal treatment in the reactor.
  • the slurry body is preheated by using high-pressure steam higher than the supercritical water gasification system pressure in the first heat exchanger, while suppressing the fuel cost.
  • the heat exchanger can be made compact.
  • the product produced by the gasification reactor is cooled by reusing the high-pressure steam after preheating the slurry in the second heat exchanger, and the heat is recovered to minimize the fuel cost.
  • the heat exchanger can be made compact while keeping it at a minimum.
  • the heat exchanger compact and improving the temperature rise rate of the slurry body, it is possible to suppress the generation of tar and char and avoid blockage of the heat exchanger piping, and from the water-containing biomass, methane, hydrogen, and carbon monoxide. Fuel gas such as carbon oxide can be generated more efficiently.
  • FIG. 1 is a diagram showing a schematic configuration of a supercritical water gasification system described as an embodiment of the present invention.
  • the supercritical water gasification system according to the present invention (hereinafter, may be simply referred to as “system” as appropriate) includes a adjusting tank 100, a crusher 110, a supply pump 120, and a first heat.
  • the supercritical pressure boiler 140, the first heat exchanger 130 and the second heat exchanger 131 are connected by the flow path 150.
  • a flow path 150 includes a flow rate adjusting valve 160 between the first heat exchanger 130 and the second heat exchanger 131. Then, between the supercritical pressure boiler 140 / first heat exchanger 130 and the second heat exchanger 131, steam having a high pressure higher than the supercritical water gasification system pressure sent from the supercritical pressure boiler 140 (for details, refer to. (Described later) is distributed and used for each purpose.
  • the configuration of the flow path 150 is an example and is not limited to this.
  • the first heat exchanger 130 heat exchanger that preheats the slurry body before the supercritical water gasification treatment by the gasification reactor 141) and the second heat exchanger 131 (slurry body).
  • Heat exchanger that cools and recovers heat from the product of the gasification reactor 141) and the third heat exchanger 132 (second heat exchange from the gasification reactor 141) A heat exchanger that cools the product delivered via the vessel 131 to 100 ° C to 150 ° C and recovers heat), a fourth heat exchanger 133 (a third using water supplied from the condensate pump 193).
  • each of the heat exchangers is composed of a double-tube heat exchanger, but the present invention is not limited to this. Absent.
  • the adjustment tank 100 is a tank that mixes water-containing biomass (may be a slurry of biomass. The same applies hereinafter), a non-metallic catalyst, water, and the like.
  • the slurry body processed by this system is a mixture of the hydrous biomass and the non-metal catalyst charged into the adjusting tank 100 and the water charged as needed, and the non-metal catalyst is suspended on the hydrous biomass. Prepared by turbidity. It should be noted that the addition of water is appropriately performed according to the water content of the biomass.
  • the water-containing biomass is, for example, shochu residue, egg-collecting chicken manure, sewage sludge, or the like.
  • non-metal catalyst for example, activated carbon, zeolite, a mixture thereof and the like can be used, but it is preferable to use a powder having an average particle size of 200 ⁇ m or less, and porous particles having an average particle size of 200 ⁇ m or less. Is more preferable to use.
  • the crusher 110 crushes the biomass in the slurry prepared in the adjustment tank 100 to make the biomass a uniform size in advance (preferably, the average particle size is 800 ⁇ m or less, more preferably the average particle size is 300 ⁇ m or less). It is a device for.
  • the supercritical pressure boiler 140 as a heating unit includes a water cooling wall 143 and a superheater 144, and supplies water from a water supply pump 180 and preheated water via a third heat exchanger 132 to the water cooling wall 143. To generate steam, the steam is further heated by the superheater 144. Then, high-pressure steam generated by such overheating, which is higher than the supercritical water gasification system pressure, is supplied to the first heat exchanger 130. At this time, the water supply pump 180 is driven by a drive turbine 181 that utilizes steam (steam after cooling the product produced by the gasification reactor 141) supplied from the second heat exchanger 131 described later. To.
  • the supercritical pressure boiler 140 can use inexpensive fuel such as coal and heavy oil, and can generate steam with high boiler efficiency, so that steam can be supplied at low cost.
  • the gasification reactor 141 is prepared by adding water or a non-metallic catalyst to water-containing biomass in the adjustment tank 100 to prepare a slurry, or adding a non-metallic catalyst to the biomass crushed by the crusher 110 and mixing them.
  • This is an apparatus for gasifying the biomass in the slurry by supercritical water gasification treatment of the prepared slurry.
  • the condition is preferably a supercritical state (that is, a condition of 374 ° C. or higher and 22.1 MPa or higher), but under a temperature and pressure (600) that can suppress the formation of tar and char and increase the carbon gasification rate. ° C. or higher, in the range of 25 to 35 MPa) is more preferable.
  • fuel gas such as methane, hydrogen gas, carbon monoxide, ethane, and ethylene.
  • the gasification reactor 141 includes a temperature measuring device for measuring the internal fluid temperature and the external combustion gas temperature thereof, and a pressure measuring device for measuring the internal fluid pressure and the inlet / outlet differential pressure of the gasification reactor 141. Both are not shown), and it is preferable to provide.
  • the gasification reactor 141 is provided with a reactor burner 142, and a coiled pipe (not shown) is heated by the reactor burner 142.
  • a tubular reactor When such a tubular reactor is used, there is an advantage that the reaction time can be secured for a certain period of time by adjusting the diameter and length of the pipe.
  • the gasification reactor is not limited to this, and a catalyst layer reactor, a fluidized bed reactor, a jet bed reactor, and the like can be widely applied.
  • the apparatus is not particularly limited as long as it is an apparatus capable of hydrothermally treating a slurry containing biomass under the above-mentioned conditions.
  • the first heat exchanger 130 configured as a double-tube heat exchanger is steam having a high pressure higher than the supercritical water gasification system pressure supplied from the supercritical pressure boiler 140 (in this case, steam at 600 ° C. and 25 MPa). ) Is used to preheat a slurry in which a non-metallic catalyst is suspended in water-containing biomass to be supercritically hydrogasified in a gasification reactor 141 to a predetermined temperature (in this case, about 600 ° C.). It is a device to do.
  • the temperature difference becomes small in the intermediate portion due to the physical properties of water. That is, since the slurry body pressure is higher than the treated fluid pressure, the pseudo-critical point temperature is higher in the slurry body than in the treated fluid, and the constant pressure specific heat of water is maximum at the pseudo-critical point.
  • the temperature difference between the treated fluid and the slurry body becomes small in a large range. Therefore, the amount of heat exchanged per unit heat transfer area is reduced, and there is a risk that heat exchange becomes inefficient.
  • the large change in density near the pseudo-critical point temperature is also a cause of the small temperature difference.
  • the total length is formed to increase the amount of heat exchanged, so it takes time to raise the temperature.
  • Tar and char are generated in the medium and high temperature parts, but if it takes time to raise the temperature, the tar and char generation time here will increase, and the amount of tar and char generated will increase, which in turn will increase the inside of the heat exchanger and its outlet. There was a risk that the piping would be blocked.
  • the first heat exchanger 130 uses high-pressure steam (in this case, steam at 600 ° C. and 25 MPa) that is higher than the supercritical water gasification system pressure supplied from the supercritical pressure boiler 140. , The above slurry body was preheated. That is, the first heat exchanger 130 can preheat the slurry body supplied to the gasification reactor 141 so as to approach 600 ° C. before being gasified by supercritical water in the gasification reactor 141. ..
  • high-pressure steam in this case, steam at 600 ° C. and 25 MPa
  • the double pipe in the first heat exchanger 130 is composed of an outer pipe and an inner pipe like the existing double pipe heat exchanger, and is provided by the supply pump 120.
  • the supplied slurry body flows through the flow path in the inner pipe, and the steam supplied from the supercritical pressure boiler 140 flows through the flow path between the outer pipe and the inner pipe. That is, in the first heat exchanger 130, the slurry body flows in the flow path in the inner pipe and is supplied to the gasification reactor 141, and the direction in which the slurry body flows with respect to the flow path between the outer pipe and the inner pipe. Steam flows in the opposite direction and is supplied to the second heat exchanger 131.
  • the first heat exchanger 130 is significantly compacted by preheating the slurry body using the steam of the supercritical pressure boiler 140 having a high pressure higher than the supercritical water gasification system pressure. Can be transformed into. In addition, by improving the temperature rise rate of the slurry body, the generation of tar and char is suppressed to avoid blockage of the piping of the first heat exchanger 130, and fuel gas such as methane, hydrogen, and carbon monoxide from the water-containing biomass. Can be generated more efficiently. Moreover, the steam is sent to the second heat exchanger 131, the drive turbine 181 for driving the water supply pump 180, the steam turbine 190, etc., which will be described later, via the flow path 150, and is reused for each purpose. , The fuel consumption of the whole system can be minimized.
  • the second heat exchanger 131 which functions as a cooler, is a device for cooling and recovering heat of the discharge discharged from the gasification reactor 141 via the first heat exchanger 130.
  • the steam after preheating the slurry body discharged from the first heat exchanger 130 and the above-mentioned discharge (product produced by the gasification reactor 141) are heat-exchanged.
  • the discharge is cooled from 600 ° C. to 150 ° C. to 200 ° C. and heat is recovered for effective use.
  • a flow rate adjusting valve 160 as a flow rate adjusting unit for controlling the flow rate of steam after preheating the slurry body is provided. It is provided.
  • the flow rate adjusting valve 160 controls the flow rate of steam after preheating the slurry body discharged from the first heat exchanger 130 to exceed the supercritical water gasification system pressure supplied from the supercritical pressure boiler 140.
  • the pressure of the high-pressure steam steam for preheating the slurry body
  • the pressure of the high-pressure steam is maintained at about 24.5 MPa, which is higher than the pressure of the slurry body, and the temperature (preheating temperature of the slurry body) is maintained at around 600 ° C. Heat exchange is performed advantageously.
  • thermometer (not shown) is provided at the outlet on the gas reactor 141 side in the first heat exchanger 130 of the pipe through which the slurry body flows, or between the first heat exchanger 130 and the second heat exchanger 131.
  • a pressure gauge (not shown) is provided on the upstream side of the flow control valve 160 in the flow path 150 of the above, or both the thermometer and the pressure gauge are provided to adjust the flow control valve 160 so as to control each temperature. Is preferable.
  • the third heat exchanger 132 which functions as a cooler like the second heat exchanger 131, cools the discharge supplied from the second heat exchanger 131 and recovers the heat to the thermal power generation system side. It is a device of.
  • the discharge is cooled from 150 ° C. to 200 ° C. to 100 ° C. to 150 ° C. by exchanging heat between the water supplied from the water supply pump 180 and the discharge.
  • the fourth heat exchanger 133 exchanges heat between the water supplied from the condensate pump 193 and the discharge, thereby cooling the discharge from 100 ° C. to 150 ° C. to almost room temperature.
  • the water after cooling the discharge is supplied to the water cooling wall 143 via the deaerator 200 / water supply pump 180 and the third heat exchanger 132, and then heated to the superheater 144 in the state of steam. Will be sent to.
  • the depressurizer 134 is arranged between the fourth heat exchanger 133 and the gas-liquid separator 170, and is arranged from the gasification reactor 141 to the second heat exchanger 131, the third heat exchanger 132, and the fourth heat exchanger.
  • the discharge discharged via 133 is depressurized from 25 MPa to a pressure at which gas can be sent to the place of consumption and pressure can be stored in the container.
  • the discharge discharged from the gasification reactor 141 contains highly flammable fuel gas (for example, methane, hydrogen, carbon monoxide, ethane, ethylene), water vapor, etc., so it is a decompression device.
  • the 134 cools and depressurizes the discharge, thereby reducing the risk of fire and the like, and converting water vapor into water to facilitate gas-liquid separation.
  • the second heat exchanger 131, the third heat exchanger 132, and the fourth heat exchanger 133 are taken as examples as devices for cooling and recovering heat of the discharge discharged from the gasification reactor 141.
  • the cooler is not limited to these, and any device may be used as long as it can cool the discharge discharged from the gasification reactor 141.
  • the decompressor is not limited to the decompression device 134.
  • the heat exchanger described above is not limited to the countercurrent type, and may be, for example, a parallel flow type. Further, the heat exchanger is not limited to the double tube type heat exchanger, and for example, a spiral type or plate type heat exchanger may be used.
  • this system equipped with at least the first heat exchanger 130 (further when the second heat exchanger 131, the third heat exchanger 132 and the fourth heat exchanger 133 are included) is excellent in economy. ..
  • the gas-liquid separator 170 uses the discharges supplied through the gasification reactors 141 and the second to fourth heat exchangers 131 to 133 in sequence with the generated gas (gas component) including fuel gas and water or water. It is a device that separates ash and non-metallic catalyst into liquid components suspended in water.
  • the gas-liquid separator 170 an existing gas-liquid separator such as a separator can be used.
  • the gas tank 171 is a container (preferably a pressure-resistant container) for storing the gas component (produced gas) separated by the gas-liquid separator 170.
  • the discharge decompressed by the decompression device 134 and transferred to the gas-liquid separator 170 is a generated gas (gas component) containing fuel gas and a mixed solution (liquid component) of water, ash, non-metallic catalyst, etc.
  • the produced gas is stored in the gas tank 171.
  • the mixed solution contains a non-metal catalyst
  • the non-metal catalyst may be recovered by separating the ash, the non-metal catalyst, and water by the catalyst recovery device 172. This makes it possible to reuse the non-metal catalyst.
  • the superheater 144 arranged in the supercritical pressure boiler 140 is sent from the condensate pump 193 via the fourth heat exchanger 133, the deaerator 200, the water supply pump 180, and the third heat exchanger 132, and is sent from the water cooling wall 143.
  • the supercritical pressure boiler 140 is heated by using the heat of combustion in a part of the generated gas stored in the gas tank 171 or a gas containing oxygen such as the atmosphere in the fuel gas (LNG, LPG, etc.).
  • a gas containing oxygen such as the atmosphere in the fuel gas (LNG, LPG, etc.).
  • the fuel of the supercritical pressure boiler 140 is not limited to gas fuel, but may be solid fuel such as coal or woody biomass or liquid fuel such as heavy oil or light oil. At that time, the generated gas may be used in combination.
  • the supply pump 120 is a device that supplies the slurry body prepared in the adjusting tank 100 or the slurry body obtained by crushing the biomass with the crusher 110 to the first heat exchanger 130.
  • the slurry body is supplied to the gasification reactor 141 via the first heat exchanger 130 (the flow path in the inner pipe of the double pipe).
  • a plunger pump, a high-pressure piston pump, a diaphragm pump, or the like can be used.
  • the steam turbine 190 is arranged in, for example, a thermal power plant (not shown) and is connected to this system (specifically, a superheater 144 in a supercritical pressure boiler 140) via a heat transfer tube. Then, by utilizing the steam of the supercritical pressure boiler 140 and the steam discharged from the second heat exchanger 131, the steam turbine 190 is rotated to generate electricity with the generator 191 connected coaxially, and then the steam. Is restored by the condenser 192.
  • the system may be provided with a power generation device that generates electricity by using the generated gas stored in the gas tank 171 as fuel.
  • the power generation device can be widely applied to existing devices such as a gas engine, a gas turbine, a Stirling engine, and a fuel cell.
  • biomass that is, aggregates of polymers can be decomposed individually, so that the fluidity is increased and the biomass is treated by the gasification reactor 141. It is possible to improve the contact efficiency between biomass and water or non-metallic catalysts, further suppress the formation of tar and char, and efficiently generate fuel gas such as methane, hydrogen, and carbon monoxide from biomass. ..
  • the generated gas containing the fuel gas can be generated from the emissions discharged from the gasification reactor 141. Can be safely collected.
  • the biomass can be crushed in advance, so that the efficiency of slurry and gasification of biomass can be improved.
  • the heat of the steam discharged from the supercritical pressure boiler 140 is used to preheat the slurry body transferred to the gasification reactor 141 by the first heat exchanger 130. Since the slurry can be transferred to the gasification reactor 141 at a temperature of around 600 ° C., it is possible to avoid a state in which the temperature is significantly less than 600 ° C. due to insufficient heating of the slurry. Therefore, the heater provided between the first heat exchanger 130 and the gasification reactor 141 in the conventional system can be eliminated.
  • this system preheats the gasification reactor 141 for supercritical water gasification treatment of the slurry containing the aqueous biomass and the slurry before being treated with the gasification reactor 141. It is provided with a first heat exchanger 130, a supercritical pressure boiler 140 as a heating unit for discharging steam having a pressure higher than the supercritical water gasification system pressure, and a flow rate adjusting valve 160 for controlling the flow rate of steam. ing. At this time, the flow rate adjusting valve 160 is arranged in the flow path 150 connecting between the first heat exchanger 130 and the second heat exchanger 131.
  • the first heat exchanger 130 uses steam having a high pressure equal to or higher than the supercritical water gasification system pressure sent from the supercritical pressure boiler 140 to flow through the inner pipe of the first heat exchanger 130.
  • the fuel cost is suppressed
  • the first heat exchanger 130 is made compact, the temperature rise rate of the slurry body is improved, and the residence time in the temperature range where tar and char generated from the slurry body are generated is reduced. It can be reduced, thereby suppressing the formation of tar and chae, and preventing the inner pipe of the first heat exchanger 130 from being blocked.
  • suppressing the formation of tar and char not only avoids blockage of the inner pipe of the first heat exchanger 130 and the flow path after the outlet, but also suppresses the conversion of tar and char from the water-containing biomass to methane, hydrogen, and methane. Since fuel gas such as carbon monoxide can be generated, fuel gas can be generated more efficiently.
  • the high-pressure steam after preheating the slurry body cools the product of the gasification reactor 141 in the second heat exchanger 131 and recovers heat, which is expected to have a further effect of minimizing the fuel cost. it can.
  • the supercritical pressure boiler 140 as a heating unit is not limited to the above-described embodiment, and is configured to include, for example, a gasification reactor 141, and a gasification reactor is utilized by utilizing the combustion of the supercritical pressure boiler 140. It is also possible to heat 141. In this case, it is not necessary to separately provide a heating means (for example, a reactor burner 142) for heating the gasification reactor 141, and the configuration of the entire system can be simplified.
  • a heating means for example, a reactor burner 142
  • the supercritical pressure boiler 140 as a heating unit may heat the gasification reactor 141 by utilizing the heat of the above-mentioned steam discharged from the supercritical pressure boiler 140.
  • a coiled heating pipe or the like to which steam is supplied from the supercritical pressure boiler 140 is provided on the outside (outer peripheral surface) of the coil (not shown) of the gasification reactor 141. It is preferable to dispose of it inside (inner peripheral surface) to form a double pipe. In this case, since the steam of the supercritical pressure boiler 140 having a pressure higher than the supercritical water gasification system pressure can be effectively used as a heat source, the gasification reactor 141 can be efficiently heated.
  • the drive source of the steam turbine 190 is not limited to the steam discharged from the supercritical pressure boiler 140.
  • the steam or the like supplied sequentially via the first heat exchanger 130 and the second heat exchanger 131 is used.
  • the steam turbine 190 may be driven.
  • the mass ratio of the non-metal catalyst and the biomass (dry biomass) when preparing a mixture of biomass, non-metal catalyst and water in the adjustment tank 100 is in the range of 1: 1 to 20.
  • the amount of water to be mixed is preferably adjusted so that the water content of the biomass is 70 to 99 wt%. As a result, the gasification rate of biomass can be increased.
  • the hydrothermal treatment conditions for the biomass slurry in the gasification reactor 141 are not particularly limited as long as they are supercritical water conditions (374 ° C. or higher and 22.1 MPa or higher), but they suppress the formation of tar and char. It is preferable to carry out under a temperature (500 ° C. or higher) and a pressure (range of 25 to 35 MPa) at which the gasification rate can be increased, and from the viewpoint of gasification rate, equipment cost and deterioration prevention, the conditions of 600 ° C. and 25 MPa are set. Especially preferable.
  • the generated gas stored in the gas tank 171 is supplied to the supercritical pressure boiler 140 and the burner 142 for the reactor and burned.
  • the supercritical pressure boiler 140 / reactor burner 142 uses the supplied generated gas as fuel and burns in, for example, an oxygen-containing gas such as the atmosphere to produce steam or gas from the water cooling wall 143 and / or the heater 144.
  • the slurry body inside the chemical reactor 141 is heated.
  • the steam having a pressure equal to or higher than the supercritical water gasification system pressure generated in the supercritical pressure boiler 140 is supplied to the first heat exchanger 130 to preheat the slurry body to a predetermined temperature (600 ° C.). To do.
  • combustion gas in the supercritical pressure boiler 140 may be supplied to the gasification reactor 141 to heat the slurry body.
  • the steam supplied to the second heat exchanger 131 absorbs heat from the product generated in the gasification reactor 141, thereby causing the said steam.
  • the product is cooled, it is transferred to the drive turbine 181 and the steam turbine 190, and is used for driving the drive turbine 181 and the steam turbine 190.
  • the high-temperature and high-pressure steam after cooling the product discharged from the second heat exchanger 131 is used for the drive turbine 181 for driving the feed water pump 180 and the steam turbine 190 (second stage and subsequent stages). ), But it can be widely applied to steam utilization destinations where pressure and temperature conditions such as feed water heaters, deaerators, and small turbines are appropriate.
  • the supercritical water gasification system is not limited to the above-described embodiment, and for example, as shown in FIG. 2 in which the corresponding portions corresponding to those in FIG. 1 are designated by the same reference numerals, the second heat exchanger 131 (see FIG. 1). ) Is not provided, and the steam after preheating the slurry body discharged from the first heat exchanger 130 is lower than the temperature of the flow path 150 downstream of the first heat exchanger 130 and the pressure of the flow path 150. It may be collected in a lower place (for example, the deaerator 200). In addition, as the collection point, an outlet of the condensate pump 193, a feed water heater (not shown), and the like can also be applied. Further, the recovery location may be switched depending on the temperature and pressure conditions in the flow path 150 downstream of the first heat exchanger 130.
  • the supercritical water gasification system is not limited to the above-described embodiment, and is more than the flow control valve 160 in the flow path 150, for example, as shown in FIG. 3 in which the corresponding portions with those in FIG. 1 are designated by the same reference numerals.
  • a pump 161 may be provided on the downstream side to recover the steam after preheating the slurry body discharged via the first heat exchanger 130 and the second heat exchanger 131 to the inlet of the steam turbine 190. ..
  • non-metal catalyst used in the present embodiment examples include activated carbon, zeolite, and a mixture thereof. Further, as the catalyst, a metal-based catalyst or an alkaline catalyst can be used.

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Abstract

本発明では、第一熱交換器１３０より下流側の流路１５０に設けられ、蒸気の流量を制御する流量調整弁１６０を備え、流量調整弁１６０でスラリー体を予熱するための蒸気の圧力を、スラリー体の圧力より高く保つと共に、スラリー体の予熱温度を維持するように、蒸気の流量を制御し、含水性バイオマスを含むスラリー体を、第一熱交換器１３０にて超臨界水ガス化系統圧力以上の高圧の蒸気を利用して予熱することで、燃料消費を最低限に抑えつつ、熱交換器１３０をコンパクト化し、タールやチャーの生成を抑制して、熱交換器１３０の配管が閉塞されることを回避でき、含水性バイオマスからメタンや水素等の燃料ガスをより効率的に生成できる。

Description

超臨界水ガス化システム
　本発明は、バイオマスに水および触媒を添加して調整されたスラリー体を、超臨界状態で分解処理して燃料ガスを生成する超臨界水ガス化システムに関する。
　近年、含水性バイオマス（焼酎残渣・採卵鶏糞・下水汚泥等）を超臨界水でガス化する技術において、含水性バイオマスの超臨界水ガス化により得られた生成物や、その熱を利用して、含水性バイオマスまたは該バイオマスのスラリー体を加熱する二重管式熱交換器を備えた超臨界水ガス化システムが開発されている（例えば、特許文献１および２参照）。なお、超臨界水とは、３７４℃以上、２２．１ＭＰａ以上の水である。また、この場合、含水性バイオマスは燃料ガスの原料となる。
　ここで、一般的なバイオマスによるガス化システムは、熱交換器・加熱器およびガス化反応器等を含んで構成され、加水分解によって有機物を水素・メタン・エタン・一酸化炭素・二酸化炭素等にガス化する。例えば、熱交換器は、焼酎残渣・採卵鶏糞・下水汚泥等のバイオマスに、水および活性炭（ガス化触媒）を加えて混合することで調整されるスラリー体を加熱する装置である。加熱器は、熱交換器で加熱されたスラリー体をガス化反応温度である６００℃まで昇温する装置である。ガス化反応器は、このスラリー体を水熱処理して有機物をガス化し、超臨界状態の高温流体にする装置である。超臨界状態となった流体は、その後、常温まで熱交換されて気液分離され、気体分が燃料ガスとして利用される。
特開２００７－２７１１４６号公報 特開２００９－２４２６９７号公報
　しかしながら、上述のような超臨界水ガス化システムでは、ガス化の際に触媒として使用される非金属触媒（例えば、活性炭）の微細粉末、原料由来の無機質、ガス化の際に生成されるタール・チャー等によって、二重管式熱交換器の二重管における内管や、内管と外管との間に閉塞が生じる場合がある。
　具体的に、例えば、ガス化反応後の処理後流体は、全長約１００ｍの二重管式熱交換器の内管と外管との間を流れ、内管内を流れるスラリー体との熱交換により液温が下げられた後、更に冷却して気液分離されることでガスと排水に分離される。そして、ガスは燃料として使用され、余剰ガスはタンクへ蓄圧して別途使用される。このとき、かかる二重管式熱交換器では、処理後流体の熱をガス化原料であるスラリー体の加熱に利用している。
　ところが、二重管式熱交換器の中間部分では、スラリー体の主体である水の物性の関係から温度差が小さくなるため熱交換が非効率になる。これは、スラリー体圧力が処理後流体圧力より高圧となるためで、内管内のスラリー体の擬臨界点温度が内管と外管との間における処理後流体の擬臨界点温度より高くなるが、水は擬臨界点で定圧比熱が最大となるため、熱交換器内の広い範囲で処理後流体とスラリー体の温度差が小さくなり、単位面積当たりの交換熱量が減少することが原因である。また、擬臨界点温度近傍で密度が大きく変化することも、この原因となっている。
　このため、二重管式熱交換器の内管内を流れるスラリー体から生成されるタールやチャーによって、当該熱交換器内管およびその出口以降の配管で閉塞が発生し、ひいてはシステムが停止する虞があった。
　また、熱交換器は高温高圧に耐え得るために、高価な材料の厚肉配管を用いて法的規制をクリアした技士が溶接を行うため高価である。従って、極力小型の熱交換器を用いて効率よく温度上昇させたい要望がある。例えば、全長の長い熱交換器の場合、昇温に時間が掛かる。そして、中温部・高温部でタールやチャーが生成されるため、ここでの反応時間が長くなるとタールやチャーの生成量が増大し、ひいては熱交換器の内管出口における流路閉塞を招く虞があった。
　そこで、本発明者等は、上述した熱交換器の流路閉塞防止と、ガス化率の向上の観点から、前記スラリー体を、超臨界水ガス化系統圧力以上の高圧の蒸気を利用して予熱することに着目した。
　本発明は、上記課題に鑑みてなされたものであり、燃料消費を最低限に抑えつつ熱交換器をコンパクト化し、タールやチャーの生成を抑制して熱交換器の配管閉塞を回避すると共に、含水性バイオマスからメタン・水素・一酸化炭素等の燃料ガスをより効率的に生成できる超臨界水ガス化システムを提供することを目的とする。
　上記課題を解決するために、本発明に係る超臨界水ガス化システムは、
　バイオマスを調製して生成されたスラリー体を超臨界水ガス化処理するガス化反応器と、前記ガス化反応器で超臨界水ガス化処理される前に前記スラリー体を予熱する第一熱交換器と、を備え、前記スラリー体を超臨界状態で分解処理して燃料ガスを生成する超臨界水ガス化システムであって、
　前記第一熱交換器にて前記スラリー体を予熱するために利用する超臨界水ガス化系統圧力以上の圧力の蒸気を排出する加熱部と、
　前記第一熱交換器より下流側の流路に設けられ、前記蒸気の流量を制御する流量調整部と、を備え、
　前記流量調整部は、前記スラリー体を予熱するための前記蒸気の圧力を、前記スラリー体の圧力より高く保つことを特徴とする。
　また、本発明に係る超臨界水ガス化システムは、
　バイオマスを調製して生成されたスラリー体を超臨界水ガス化処理するガス化反応器と、前記ガス化反応器で超臨界水ガス化処理される前に前記スラリー体を予熱する第一熱交換器と、を備え、前記スラリー体を超臨界状態で分解処理して燃料ガスを生成する超臨界水ガス化システムであって、
　前記第一熱交換器にて前記スラリー体を予熱するために利用する超臨界水ガス化系統圧力以上の圧力の蒸気を排出する加熱部と、
　前記第一熱交換器より下流側の流路に設けられ、前記蒸気の流量を制御する流量調整部と、を備え、
　前記流量調整部は、前記スラリー体を予熱するための前記蒸気の圧力を、前記スラリー体の圧力より高く保つと共に、前記スラリー体の予熱温度を維持するように、前記蒸気の流量を制御することを特徴とする。
　前記スラリー体を予熱した後の前記蒸気を利用して、前記ガス化反応器によって生成される生成物を冷却しつつ熱回収する第二熱交換器を更に備え、
　前記第一熱交換器と前記第二熱交換器との間を結ぶ流路に、前記流量調整部が設けられていることとしても良い。
　前記流量調整部より下流の流路に昇圧装置を備えることとしても良い。
　前記加熱部は、前記蒸気を排出する超臨界圧ボイラと、前記ガス化反応器を加熱する反応器用バーナと、を備えていることとしても良い。
　前記超臨界圧ボイラは、前記ガス化処理によって生成された生成ガスを燃料として使用することとしても良い。
　前記加熱部は、前記ボイラへ給水するための給水ポンプと、前記給水ポンプを駆動するための駆動用タービンと、を更に備え、
　前記駆動用タービンは、前記第二熱交換器にて生成物を冷却した後の蒸気を利用して駆動されることとしても良い。
　なお、熱交換器での予熱は反応器での水熱処理を考慮し、６００℃および２５ＭＰａの蒸気で行うことが好ましい。
　本発明の超臨界水ガス化システムによれば、スラリー体を、第一熱交換器にて超臨界水ガス化系統圧力以上の高圧の蒸気を利用して予熱することで、燃料費用を抑えつつ熱交換器をコンパクト化できる。また、ガス化反応器によって生成される生成物を、第二熱交換器にてスラリー体を予熱した後の高圧の蒸気を再利用して冷却すると共に熱回収することで、燃料費用を最低限に抑えつつ、熱交換器をコンパクト化できる。さらに、熱交換器をコンパクト化してスラリー体の昇温速度を向上することで、タールやチャーの生成を抑制して熱交換器の配管閉塞を回避できると共に、含水性バイオマスからメタン・水素・一酸化炭素等の燃料ガスをより効率的に生成できる。
本発明の一実施形態に係る超臨界水ガス化システムの概略構成を示す図である。 他の実施形態に係る超臨界水ガス化システムの概略構成を示す図である。 他の実施形態に係る超臨界水ガス化システムの概略構成を示す図である。
　以下、本発明の好ましい実施形態を、図面を参照して詳細に説明する。なお、本発明は、請求の範囲および明細書全体から読み取ることのできる発明の要旨または思想に反しない範囲で適宜変更可能であり、そのような変更を伴う超臨界水ガス化システムもまた本発明の技術思想に含まれる。
＝＝本発明に係る超臨界水ガス化システムの全体構成＝＝
　図１は、本発明の一実施形態として説明する超臨界水ガス化システムの概略構成を示す図である。図１に示すように、本発明に係る超臨界水ガス化システム（以下、適宜、単に「システム」と称する場合がある。）は、調整タンク１００・破砕機１１０・供給ポンプ１２０・第一熱交換器１３０・第二熱交換器１３１・第三熱交換器１３２・第四熱交換器１３３・減圧装置１３４・超臨界圧ボイラ１４０・ガス化反応器１４１・反応器用バーナ１４２・ボイラ水冷壁１４３・過熱器１４４・気液分離器１７０・ガスタンク１７１・触媒回収器１７２・給水ポンプ１８０等を備えており、供給ポンプ１２０と第一熱交換器１３０の間・第一熱交換器１３０とガス化反応器１４１の間・ガス化反応器１４１と第二熱交換器１３１の間・第二熱交換器１３１と第三熱交換器１３２の間および第三熱交換器１３２と第四熱交換器１３３の間は、それぞれ配管によって接続されている。
　また、本実施形態の場合、本システムは、超臨界圧ボイラ１４０・第一熱交換器１３０および第二熱交換器１３１が、流路１５０によって連結されている。かかる流路１５０は、第一熱交換器１３０および第二熱交換器１３１の間に流量調整弁１６０を備えている。そして、超臨界圧ボイラ１４０・第一熱交換器１３０および第二熱交換器１３１の間で、超臨界圧ボイラ１４０から送出される超臨界水ガス化系統圧力以上の高圧の蒸気（詳細は、後述する）を流通し、各々の用途に利用している。なお、この流路１５０の構成は一例であってこれに限らない。
　さらに、本実施形態の場合、第一熱交換器１３０（ガス化反応器１４１で超臨界水ガス化処理される前にスラリー体を予熱する熱交換器）、第二熱交換器１３１（スラリー体を予熱し温度が低下した蒸気を利用して、ガス化反応器１４１の生成物を冷却すると共に熱回収する熱交換器）、第三熱交換器１３２（ガス化反応器１４１から第二熱交換器１３１を介して送出される生成物を１００℃～１５０℃まで冷却すると共に熱回収する熱交換器）、第四熱交換器１３３（復水ポンプ１９３から供給される水を利用して第三熱交換器１３２から送出される生成物をほぼ常温まで冷却すると共に熱回収する熱交換器）は、それぞれ二重管式熱交換器で構成されている場合について述べるが、本発明はこれに限らない。
　調整タンク１００は、含水性バイオマス（バイオマスのスラリー体であっても良い。以下、同じ。）・非金属系触媒・水等を混合するタンクである。本システムで処理されるスラリー体は、調整タンク１００に投入された含水性バイオマスおよび非金属系触媒、並びに必要に応じて投入された水を混合して、含水性バイオマスに非金属系触媒を懸濁することにより調製される。なお、水の投入は、バイオマスの含水率に応じて適宜行われる。上記含水性バイオマスは、例えば、焼酎残渣・採卵鶏糞・下水汚泥等である。また、上記非金属系触媒としては、例えば、活性炭・ゼオライト・これらの混合物等を用いることができるが、平均粒径２００μｍ以下の粉末を用いることが好ましく、平均粒径２００μｍ以下の多孔質の粒子を用いることがより好ましい。
　破砕機１１０は、調整タンク１００で調製したスラリー体中のバイオマスを破砕して、バイオマスを予め均一な大きさ（好ましくは平均粒径が８００μｍ以下、より好ましくは平均粒径が３００μｍ以下）にするための装置である。
　加熱部としての超臨界圧ボイラ１４０は、水冷壁１４３および過熱器１４４を含んで構成され、給水ポンプ１８０から供給され、第三熱交換器１３２を介すことで予熱された水を水冷壁１４３で加熱して蒸気を生成し、更にこの蒸気を過熱器１４４にて過熱する。そして、かかる過熱により発生する超臨界水ガス化系統圧力以上の高圧の蒸気を、第一熱交換器１３０へと供給する。このとき、給水ポンプ１８０は、後述する第二熱交換器１３１から送給される蒸気（ガス化反応器１４１によって生成される生成物を冷却した後の蒸気）を利用する駆動タービン１８１によって駆動される。
　なお、前記超臨界圧ボイラ１４０は、石炭や重油等の安価な燃料の使用が可能で、且つ、高いボイラ効率で蒸気を発生できるため、安価に蒸気を供給できる。
　ガス化反応器１４１は、調整タンク１００にて含水性バイオマスに水や非金属系触媒を加えて混合し調製したスラリー体、または破砕機１１０で破砕したバイオマスに非金属系触媒を加えて混合し調整したスラリー体を、超臨界水ガス化処理してスラリー体中のバイオマスをガス化する装置である。その条件は、超臨界状態（つまり、３７４℃以上および２２．１ＭＰａ以上の条件下）が好ましいが、タールやチャーの生成を抑制すると共に炭素ガス化率を高めることができる温度および圧力下（６００℃以上、２５～３５ＭＰａの範囲内）がより好ましい。このように、バイオマスを超臨界水でガス化処理することでバイオマスを分解し、メタン・水素ガス・一酸化炭素・エタン・エチレン等の燃料ガスを生成できる。
　また、ガス化反応器１４１は、その内部流体温度および外部燃焼ガス温度を測定する温度測定装置と、ガス化反応器１４１の内部流体圧力および入口出口差圧を測定するための圧力測定装置と（共に図示せず）、を備えることが好ましい。
　本実施形態の場合、ガス化反応器１４１は反応器用バーナ１４２を備えており、不図示のコイル状の配管を反応器用バーナ１４２で加温する。このような管状反応器を用いた場合、配管の径や長さを調整することで、反応時間を一定時間確保できる利点がある。なお、ガス化反応器としては、これに限定されず、この他、触媒層反応器・流動層反応器・噴流床反応器等を広く適用できる。また、前述の条件下でバイオマスを含むスラリー体を水熱処理できる装置であれば特に制限されない。
　二重管式熱交換器として構成される第一熱交換器１３０は、超臨界圧ボイラ１４０から供給される超臨界水ガス化系統圧力以上の高圧の蒸気（この場合、６００℃、２５ＭＰａの蒸気）の熱を利用して、ガス化反応器１４１で超臨界水ガス化処理される含水性バイオマスに非金属系触媒を懸濁したスラリー体を所定の温度（この場合、６００℃程度）まで予熱する装置である。
　ここで、従来のスラリー体と処理後流体を熱交換する二重管式熱交換器では、水の物性の関係から、その中間部分で温度差が小さくなる。すなわち、スラリー体圧力が、処理後流体圧力より高いため、擬臨界点温度は処理後流体よりスラリー体の方が高くなり、水の定圧比熱は擬臨界点で最大となることから、熱交換器内の大きな範囲で処理後流体とスラリー体の温度差が小さくなる。このため、単位伝熱面積当たりの交換熱量が減少し、熱交換が非効率になる虞があった。なお、擬臨界点温度近傍で密度が大きく変化することも、温度差が小さくなることの原因となっている。
　また、従来の二重管式熱交換器では、交換熱量を増大するべく全長が長く形成されていたことから温度上昇に時間が掛かる。中温部・高温部ではタールやチャーが生成されるが、温度上昇に時間が掛かると、ここでのタールやチャーの生成時間が長くなるため生成量が増大し、ひいては熱交換器内やその出口で配管が閉塞する虞があった。
　そこで、本システムでは、第一熱交換器１３０で、超臨界圧ボイラ１４０から供給される超臨界水ガス化系統圧力以上の高圧の蒸気（この場合、６００℃、２５ＭＰａの蒸気）を利用して、上記スラリー体を予熱するようにした。すなわち、第一熱交換器１３０は、ガス化反応器１４１に供給されるスラリー体を、当該ガス化反応器１４１で超臨界水によりガス化処理される前に、より６００℃に近づくよう予熱できる。
　具体的には、図示省略するが、第一熱交換器１３０における二重管は既存の二重管式熱交換器と同様に、外管と内管とから構成されており、供給ポンプ１２０によって送給されるスラリー体が内管内の流路を流れ、超臨界圧ボイラ１４０から供給される蒸気が外管と内管との間の流路を流れる。すなわち、第一熱交換器１３０では、内管内の流路にスラリー体が流れてガス化反応器１４１に供給され、外管と内管との間の流路に対して、スラリー体が流れる方向とは逆方向に、蒸気が流れて第二熱交換器１３１に供給される。
　このように、第一熱交換器１３０で、超臨界水ガス化系統圧力以上の高圧の超臨界圧ボイラ１４０の蒸気を利用した上記スラリー体の予熱により、第一熱交換器１３０を大幅にコンパクト化できる。また、スラリー体の昇温速度向上により、タールやチャーの生成を抑制して第一熱交換器１３０の配管閉塞を回避し、且つ、含水性バイオマスからメタン・水素・一酸化炭素等の燃料ガスをより効率的に生成できる。しかも、かかる蒸気は流路１５０を介して後述する第二熱交換器１３１・給水ポンプ１８０を駆動するための駆動タービン１８１・蒸気タービン１９０等に送出され、各々の用途に再利用されることで、システム全体の燃料消費を最小にできる。
　冷却器として機能する第二熱交換器１３１は、第一熱交換器１３０を介してガス化反応器１４１から供給される排出物を冷却すると共に熱回収するための装置である。この第二熱交換器１３１では、第一熱交換器１３０から排出されたスラリー体を予熱した後の蒸気と上記排出物（ガス化反応器１４１によって生成される生成物）を熱交換することで、当該排出物を６００℃から１５０℃～２００℃まで冷却すると共に熱を回収して有効利用する。
　ここで、第一熱交換器１３０と第二熱交換器１３１との間を結ぶ流路１５０には、スラリー体を予熱した後の蒸気の流量を制御する流量調整部としての流量調整弁１６０が設けられている。この流量調整弁１６０は、第一熱交換器１３０から排出されるスラリー体を予熱した後の蒸気の流量を制御することで、超臨界圧ボイラ１４０から供給される超臨界水ガス化系統圧力以上の高圧の蒸気（スラリー体を予熱するための蒸気）の圧力を、スラリー体の圧力よりも高い２４．５ＭＰａ程度に保つと共に、その温度（スラリー体の予熱温度）を６００℃近辺で維持して有利に熱交換を行う。このとき、スラリー体の予熱温度制御より蒸気の圧力維持制御の方が優先される。これは、有利な熱交換条件を維持するためである。また、スラリー体が流通する配管の第一熱交換器１３０におけるガス化反応器１４１側出口に温度計（図示省略）を設けるか、第一熱交換器１３０と第二熱交換器１３１との間の流路１５０における流量調整弁１６０よりも上流側に圧力計（図示省略）を設けるか、あるいはこれら温度計および圧力計を共に設けて各々の温度を制御するように流量調整弁１６０を調整することが好ましい。
　また、第二熱交換器１３１と同様に冷却器として機能する第三熱交換器１３２は、第二熱交換器１３１から供給される排出物を冷却すると共に熱を火力発電システム側へ回収するための装置である。この第三熱交換器１３２では、給水ポンプ１８０から供給される水と上記排出物を熱交換することで、当該排出物を１５０℃～２００℃から１００℃～１５０℃まで冷却する。その後、第四熱交換器１３３で、復水ポンプ１９３から供給される水と上記排出物を熱交換することで、当該排出物を１００℃～１５０℃からほぼ常温まで冷却する。また、排出物を冷却した後の水は、脱気器２００・給水ポンプ１８０および第三熱交換器１３２を介して水冷壁１４３へと供給された後、加熱されて蒸気の状態で過熱器１４４へ送られる。
　減圧装置１３４は、第四熱交換器１３３と気液分離器１７０との間に配設され、ガス化反応器１４１から第二熱交換器１３１・第三熱交換器１３２および第四熱交換器１３３を介して排出される排出物を、この場合、２５ＭＰａから消費場所への送ガスや容器への蓄圧が可能な圧力まで減圧する。本システムでは、ガス化反応器１４１から排出される排出物に、可燃性の高い燃料ガス（例えば、メタン・水素・一酸化炭素・エタン・エチレン）や水蒸気等が含まれているため、減圧装置１３４が上記排出物を冷却し減圧することで、火災等の危険性を低減させたり、水蒸気を水に変換させて気液分離し易くさせたりする役目を果たす。
　なお、本実施形態では、ガス化反応器１４１から排出された排出物を冷却すると共に熱回収する装置として第二熱交換器１３１・第三熱交換器１３２・第四熱交換器１３３を例に挙げて説明したが、かかる冷却器としては、これらに限らず、ガス化反応器１４１から排出された排出物を冷却できる装置であれば、どのような装置を用いても良い。また、減圧器としても同様に、減圧装置１３４に限らない。
　また、前述の熱交換器も向流式に限らず、例えば、並流式でも良い。さらに、二重管式熱交換器に限らず、例えば、スパイラル式やプレート式の熱交換器でも良い。
　以上のように、本システムに第一～第四熱交換器１３０～１３３を備えることにより、エネルギーを有効に利用できるので、低エネルギー・低コストで含水性バイオマスから燃料ガスを生成できる。また、第一熱交換器１３０により昇温速度が大幅に向上されるので、ガス化反応器１４１において燃料ガスへ効率的に変換できる。従って、少なくとも第一熱交換器１３０を備えた本システムは（第二熱交換器１３１・第三熱交換器１３２および第四熱交換器１３３を含んだ場合は更に）、経済性に優れている。
　気液分離器１７０は、ガス化反応器１４１・第二～第四熱交換器１３１～１３３を順次介して供給された排出物を、燃料ガス等を含む生成ガス（気体成分）と、水または水に灰分および非金属系触媒が懸濁された液体成分とに分離する装置である。この気液分離器１７０としては、セパレーター等の既存の気液分離器を用いることができる。
　ガスタンク１７１は、気液分離器１７０によって分離された気体成分（生成ガス）を貯える容器（好ましくは耐圧容器）である。減圧装置１３４で減圧され、気液分離器１７０へと移送された排出物は、燃料ガスを含む生成ガス（気体成分）と、水と灰分と非金属系触媒等の混合液（液体成分）とに分離され、生成ガスはガスタンク１７１に貯えられる。なお、混合液に非金属系触媒が含まれる場合は、触媒回収器１７２によって灰分・非金属系触媒・水にそれぞれ分離し、非金属系触媒を回収しても良い。これにより、非金属系触媒の再利用が可能となる。
　超臨界圧ボイラ１４０内に配置された過熱器１４４は、復水ポンプ１９３から第四熱交換器１３３・脱気器２００・給水ポンプ１８０および第三熱交換器１３２を介して送られ水冷壁１４３で加熱された蒸気の温度を、ガスタンク１７１に貯えられた生成ガスの一部または燃料ガス（ＬＮＧやＬＰＧ等）における大気等の酸素を含むガス中での燃焼熱を使って更に上昇させるための熱交換用の配管群である。また、超臨界圧ボイラ１４０は、ガスタンク１７１に貯えられた生成ガスの一部または燃料ガス（ＬＮＧやＬＰＧ等）における大気等の酸素を含むガス中での燃焼熱を使って加熱された前述の蒸気によって第一熱交換器１３０を加熱することで、含水性バイオマスに非金属系触媒を懸濁したスラリー体を所定の温度（この場合、６００℃）まで予熱する装置である。なお、超臨界圧ボイラ１４０の燃料は、ガス燃料に限らず、石炭や木質バイオマス等の固体燃料または重油や軽油等の液体燃料でも良い。その際も生成ガスを併用して良い。
　供給ポンプ１２０は、調整タンク１００で調製したスラリー体または破砕機１１０でバイオマスを破砕したスラリー体を第一熱交換器１３０に供給する装置である。スラリー体は、第一熱交換器１３０（二重管の内管内の流路）を介してガス化反応器１４１に供給される。供給ポンプ１２０は、例えば、プランジャーポンプ・高圧ピストンポンプ・ダイアフラムポンプ等を用いることができる。
　蒸気タービン１９０は、例えば、不図示の火力発電所に配設され、本システム（具体的には、超臨界圧ボイラ１４０内の過熱器１４４）と伝熱管を介して接続されている。そして、超臨界圧ボイラ１４０の蒸気と第二熱交換器１３１から排出される蒸気とを利用することで、蒸気タービン１９０を回転させて同軸に接続される発電機１９１で発電し、その後、蒸気は復水器１９２にて復水される。
　なお、本実施形態では図示省略しているが、本システムに、ガスタンク１７１に貯えられた生成ガスを燃料として利用することで発電する発電装置を備えてもよい。この場合、発電装置は、例えば、ガスエンジン・ガスタービン・スターリングエンジン・燃料電池等の既存の装置を広く適用できる。
　また、本システムに予め含水性バイオマスを水熱処理する前処理装置を備えることで、バイオマスつまり高分子の集合体を個別に分解できるので、流動性が高まると共に、ガス化反応器１４１で処理されるバイオマスと水や非金属系触媒との接触効率を高め、タールやチャーの生成の更なる抑制が可能となると共に、バイオマスからメタン・水素・一酸化炭素等の燃料ガスを効率よく生成可能になる。
　このように、本システムに、第二～第四熱交換器１３１～１３３・気液分離器１７０等を備えることで、ガス化反応器１４１から排出される排出物から燃料ガスを含む生成ガスを安全に回収できる。
　また、本システムに、バイオマスを破砕する破砕機１１０を備えることで、バイオマスを予め破砕できるので、バイオマスのスラリー化やガス化の効率を高めることができる。
　さらに、本システムで得られた燃料ガスを用いて、ガスエンジンによる発電を行うことで、電力と排熱を得ることができるので、石炭・石油等の化石燃料の省資源化を図ることが可能になる。
　さらに、本システムでは、超臨界圧ボイラ１４０から排出される前記蒸気の熱を利用して、第一熱交換器１３０にてガス化反応器１４１へと移送されるスラリー体を予熱することで、ガス化反応器１４１に対してスラリー体を６００℃近辺の温度で移送できるので、当該スラリー体の加熱不足による６００℃に大幅に満たない状態を回避できる。このため、従来のシステムにおいて第一熱交換器１３０とガス化反応器１４１との間に設けられていた加熱器を排除できる。
　以上、説明したように、本システムは、含水性バイオマスを含むスラリー体を超臨界水ガス化処理するガス化反応器１４１と、ガス化反応器１４１で処理される前に前記スラリー体を予熱する第一熱交換器１３０と、超臨界水ガス化系統圧力以上の圧力の蒸気を排出する加熱部としての超臨界圧ボイラ１４０と、蒸気の流量を制御するための流量調整弁１６０と、を備えている。このとき、流量調整弁１６０は、第一熱交換器１３０と第二熱交換器１３１との間を連結する流路１５０に配設されている。そして、第一熱交換器１３０は、超臨界圧ボイラ１４０から送出される超臨界水ガス化系統圧力以上の高圧の蒸気を利用して、当該第一熱交換器１３０の内管を流れるスラリー体を予熱することで、燃料費用を抑えると共に第一熱交換器１３０をコンパクト化してスラリー体の昇温速度を向上させ、スラリー体から生成されるタールやチャーが生成する温度域での滞留時間を減少させ、もってタールやチェーの生成を抑制し、第一熱交換器１３０の内管の閉塞を防止できる。
　また、タールやチャーの生成抑制は、第一熱交換器１３０の内管や出口以降の流路の閉塞回避のみならず、タールやチャーへの変換を抑制された含水性バイオマスからメタン・水素・一酸化炭素等の燃料ガスを生成できるので、より効率的に燃料ガスを生成できる。
　さらに、スラリー体予熱後の高圧の蒸気によって、ガス化反応器１４１の生成物を第二熱交換器１３１にて冷却すると共に熱回収することで、燃料費用を最低限に抑える更なる効果も期待できる。
　なお、加熱部としての超臨界圧ボイラ１４０は、上述した実施形態に限らず、例えば、ガス化反応器１４１を含んで構成され、当該超臨界圧ボイラ１４０の燃焼を利用してガス化反応器１４１を加熱することとしても良い。この場合、ガス化反応器１４１を加熱する加熱手段（例えば、反応器用バーナ１４２）を別体で設ける必要がなく、システム全体としての構成を簡略化できる。
　また、加熱部としての超臨界圧ボイラ１４０は、当該超臨界圧ボイラ１４０から排出される前述の蒸気の熱を利用して、ガス化反応器１４１を加熱することとしても良い。このとき、ガス化反応器１４１には、超臨界圧ボイラ１４０から蒸気を供給されるコイル状の加熱用配管等を、当該ガス化反応器１４１のコイル（不図示）の外部（外周面）または内部（内周面）に配設して二重管とすることが好ましい。この場合、超臨界水ガス化系統圧力以上の圧力である超臨界圧ボイラ１４０の蒸気を熱源として有効利用できるので、ガス化反応器１４１を効率よく加熱できる。
　また、蒸気タービン１９０の駆動源としては、超臨界圧ボイラ１４０から排出される前記蒸気に限らない。例えば、図１に示すように、超臨界圧ボイラ１４０から排出される前記蒸気に加えて、第一熱交換器１３０および第二熱交換器１３１を順次介して供給される前記蒸気等を利用し、蒸気タービン１９０を駆動しても良い。
　また、調整タンク１００でバイオマスと非金属系触媒と水を混合した混合物を調製する際の非金属系触媒とバイオマス（乾燥状態のバイオマス）との質量比としては、１：１～２０の範囲が好ましく、バイオマスのガス化効率が高い１：１～５の範囲が特に好ましい。また、混合する水の量は、バイオマスの含水率が７０～９９ｗｔ％となるように調整することが好ましい。これにより、バイオマスのガス化率を高めることができる。
　ガス化反応器１４１におけるバイオマスのスラリー体の水熱処理条件としては、超臨界水条件（３７４℃以上、且つ、２２．１ＭＰａ以上）であれば特に制限されないが、タールやチャーの生成を抑制すると共にガス化率を高めることができる温度（５００℃以上）および圧力（２５～３５ＭＰａの範囲）下で行うことが好ましく、ガス化率・機器コスト・劣化防止の観点から、６００℃，２５ＭＰａの条件が特に好ましい。
　ガスタンク１７１に貯えられた生成ガスは、超臨界圧ボイラ１４０や反応器用バーナ１４２に供給され燃焼させられる。超臨界圧ボイラ１４０・反応器用バーナ１４２は、供給された生成ガスを燃料として、例えば、大気等の酸素を含むガス中で燃焼して、水冷壁１４３および／または過熱器１４４の蒸気や、ガス化反応器１４１内部のスラリー体を加熱する。このとき、超臨界圧ボイラ１４０にて発生した超臨界水ガス化系統圧力以上の圧力の蒸気は、第一熱交換器１３０に供給されることでスラリー体を所定温度（６００℃）近辺まで予熱する。
　また、超臨界圧ボイラ１４０内の燃焼ガスをガス化反応器１４１に供給して、スラリー体を加熱しても良い。
　第一熱交換器１３０で前述のスラリー体を予熱した後、第二熱交換器１３１に供給された蒸気は、ガス化反応器１４１にて生成された生成物から熱を吸収することで、当該生成物を冷却させた後、駆動タービン１８１や蒸気タービン１９０へと移送され、これら駆動タービン１８１や蒸気タービン１９０の駆動に利用される。なお、第二熱交換器１３１から排出される生成物を冷却させた後の高温高圧の蒸気の利用用途としては、給水ポンプ１８０を駆動するための駆動タービン１８１や蒸気タービン１９０（２段目以降）に限らず、給水加熱器・脱気器・小型タービン等の圧力や温度の条件が適切な蒸気利用先に広く適用できる。
　また、超臨界水ガス化システムとしては、前述した実施形態に限らず、例えば、図１との対応部分に同一符号を付した図２に示すように、第二熱交換器１３１（図１参照）を設けることなく、第一熱交換器１３０から排出されたスラリー体を予熱した後の蒸気を、第一熱交換器１３０の下流における流路１５０の温度より低く、且つ、流路１５０の圧力より低い箇所（例えば、脱気器２００）へ回収するようにしても良い。なお、この回収箇所としては、この他、復水ポンプ１９３の出口や、不図示の給水加熱器等も適用可能である。また、回収箇所を第一熱交換器１３０の下流の流路１５０における温度・圧力の条件により、切り替えても良い。
　さらに、超臨界水ガス化システムとしては、前述した実施形態に限らず、例えば、図１との対応部分に同一符号を付した図３に示すように、流路１５０における流量調整弁１６０よりも下流側にポンプ１６１を設け、第一熱交換器１３０および第二熱交換器１３１を介して排出されたスラリー体を予熱した後の蒸気を、蒸気タービン１９０の入口へ回収するようにしても良い。
　本実施形態において用いられる非金属系触媒としては、例えば、活性炭・ゼオライト・これらの混合物等を挙げることができる。また、触媒としては、金属系触媒やアルカリ触媒を利用できる。
　１００…調整タンク　　　　　　　　１１０…破砕機
　１２０…供給ポンプ　　　　　　　　１３０…第一熱交換器（熱交換器）
　１３１…第二熱交換器　　　　　　　１３２…第三熱交換器
　１３３…第四熱交換器　　　　　　　１３４…減圧装置
　１４０…超臨界圧ボイラ（加熱部）　１４１…ガス化反応器
　１４２…反応器用バーナ　　　　　　１４３…水冷壁
　１４４…過熱器　　　　　　　　　　１５０…流路
　１６０…流量調整弁（流量調整部）　１７０…気液分離器
　１７１…ガスタンク　　　　　　　　１７２…触媒回収器
　１８０…給水ポンプ　　　　　　　　１８１…駆動タービン
　１９０…蒸気タービン　　　　　　　１９１…発電機
　１９２…復水器　　　　　　　　　　１９３…復水ポンプ

Claims (7)

  1. 　バイオマスを調製して生成されたスラリー体を超臨界水ガス化処理するガス化反応器と、前記ガス化反応器で超臨界水ガス化処理される前に前記スラリー体を予熱する第一熱交換器と、を備え、前記スラリー体を超臨界状態で分解処理して燃料ガスを生成する超臨界水ガス化システムであって、
    　前記第一熱交換器にて前記スラリー体を予熱するために利用する超臨界水ガス化系統圧力以上の圧力の蒸気を排出する加熱部と、
    　前記第一熱交換器より下流側の流路に設けられ、前記蒸気の流量を制御する流量調整部と、を備え、
    　前記流量調整部は、前記スラリー体を予熱するための前記蒸気の圧力を、前記スラリー体の圧力より高く保つ
    　ことを特徴とする超臨界水ガス化システム。
  2. 　バイオマスを調製して生成されたスラリー体を超臨界水ガス化処理するガス化反応器と、前記ガス化反応器で超臨界水ガス化処理される前に前記スラリー体を予熱する第一熱交換器と、を備え、前記スラリー体を超臨界状態で分解処理して燃料ガスを生成する超臨界水ガス化システムであって、
    　前記第一熱交換器にて前記スラリー体を予熱するために利用する超臨界水ガス化系統圧力以上の圧力の蒸気を排出する加熱部と、
    　前記第一熱交換器より下流側の流路に設けられ、前記蒸気の流量を制御する流量調整部と、を備え、
    　前記流量調整部は、前記スラリー体を予熱するための前記蒸気の圧力を、前記スラリー体の圧力より高く保つと共に、前記スラリー体の予熱温度を維持するように、前記蒸気の流量を制御する
    　ことを特徴とする超臨界水ガス化システム。
  3. 　前記スラリー体を予熱した後の前記蒸気を利用して、前記ガス化反応器によって生成される生成物を冷却しつつ熱回収する第二熱交換器を更に備え、
    　前記第一熱交換器と前記第二熱交換器との間を結ぶ流路に、前記流量調整部が設けられていることを特徴とする請求項１または２に記載の超臨界水ガス化システム。
  4. 　前記流量調整部より下流の流路に昇圧装置を備えることを特徴とする請求項１～３のいずれか一項に記載の超臨界水ガス化システム。
  5. 　前記加熱部は、前記蒸気を排出する超臨界圧ボイラと、前記ガス化反応器を加熱する反応器用バーナと、を備えていることを特徴とする請求項１～４のいずれか一項に記載の超臨界水ガス化システム。
  6. 　前記超臨界圧ボイラは、前記ガス化処理によって生成された生成ガスを燃料として使用することを特徴とする請求項５に記載の超臨界水ガス化システム。
  7. 　前記加熱部は、前記ボイラへ給水するための給水ポンプと、前記給水ポンプを駆動するための駆動用タービンと、を更に備え、
    　前記駆動用タービンは、前記第二熱交換器にて生成物を冷却した後の蒸気を利用して駆動されることを特徴とする請求項５または６に記載の超臨界水ガス化システム。
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