JP7758342B2 - Power generation methods and facilities - Google Patents
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Description
本発明は、発電方法及び発電設備に関する。 The present invention relates to a power generation method and power generation equipment.
発電用ボイラを備える石炭火力発電システムが一般に知られている（例えば、非特許文献１参照。）。 Coal-fired power generation systems equipped with power generation boilers are commonly known (see, for example, Non-Patent Document 1).
しかしながら、我が国では、世界有数の石炭火力発電技術を保有しているにも関わらず、石炭が燃焼時に二酸化炭素を排出するという問題のために、その技術の活用の場が失われつつある。 However, despite Japan possessing some of the world's leading coal-fired power generation technology, opportunities for utilizing this technology are being lost due to the issue of carbon dioxide emissions when coal is burned.
このような問題の１つの解決策となる技術として、火力発電所の排ガスから二酸化炭素を分離回収し、その回収した二酸化炭素を貯留する、いわゆる、ＣＣＳ（二酸化炭素回収・貯留）の取組みが行われている。 One technology that could solve these problems is carbon dioxide capture and storage (CCS), which involves separating and capturing carbon dioxide from the exhaust gases of thermal power plants and storing the captured carbon dioxide.
例えば、非特許文献２には、ＣＣＳに関する北海道の苫小牧市での取り組みについての紹介が行われており、具体的には、火力発電所の排ガスから二酸化炭素を分離回収し、その回収した二酸化炭素を海岸から３～４ｋｍ程度離れた海底下の地中深くに圧入し、貯留していることが説明されている。このように地中深くに圧入された二酸化炭素は長期間にわたって安定して貯留されるとともに、長い年月をかけて塩水に溶解、及び、岩石の隙間で鉱物になると考えられている。 For example, Non-Patent Document 2 introduces CCS efforts in Tomakomai City, Hokkaido, specifically explaining that carbon dioxide is separated and captured from exhaust gases from thermal power plants, and then injected and stored deep underground beneath the seabed about 3-4 km from the coast. It is believed that carbon dioxide injected deep underground in this way will be stored stably for a long period of time, and will dissolve in saltwater over a long period of time and become minerals in the gaps between rocks.
しかしながら、このような貯留を行うためには、二酸化炭素を貯留可能な隙間を有する地層であること、その上が二酸化炭素を通さない地層で覆われていることなど制約が多い、という問題がある。 However, there are many constraints to achieving this type of storage, such as the need for a geological layer with gaps large enough to store carbon dioxide, and for it to be covered by a layer of geological layer that does not allow carbon dioxide to pass through.
本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであり、発電時の二酸化炭素の発生を抑制した発電方法及び発電設備を提供することを目的とする。 The present invention was made in light of these circumstances, and aims to provide a power generation method and power generation equipment that suppresses the generation of carbon dioxide during power generation.
本発明は、上記目的を達成するために、以下の構成によって把握される。
（１）本発明の発電方法は、発電用ボイラの燃焼室内で、無機固体燃料と、助燃性ガスとしての酸化炭素ガスと、を燃焼させる。
In order to achieve the above object, the present invention is realized by the following configuration.
(1) In the power generation method of the present invention, inorganic solid fuel and carbon dioxide gas as a combustion supporting gas are combusted in the combustion chamber of a power generation boiler.
（２）上記（１）の構成において、前記無機固体燃料が、リチウム、マグネシウム、ボロン、及びアルミニウムのうちの少なくとも一つである。 (2) In the configuration of (1) above, the inorganic solid fuel is at least one of lithium, magnesium, boron, and aluminum.
（３）上記（１）の構成において、前記無機固体燃料が、リチウム、マグネシウム、及びアルミニウムのうちの少なくとも一つであり、前記無機固体燃料の燃焼生成物である酸化物を還元処理して、繰り返し、前記無機固体燃料として使用する。 (3) In the configuration of (1) above, the inorganic solid fuel is at least one of lithium, magnesium, and aluminum, and the oxides that are combustion products of the inorganic solid fuel are reduced and repeatedly used as the inorganic solid fuel.
（４）上記（１）の構成において、前記無機固体燃料が、少なくとも一部が水素化されたリチウム、マグネシウム、ボロン、及びアルミニウムのうちの少なくとも一つである。 (4) In the configuration of (1) above, the inorganic solid fuel is at least one of lithium, magnesium, boron, and aluminum, which are at least partially hydrogenated.
（５）上記（１）の構成において、前記無機固体燃料が、少なくとも一部が水素化されたリチウム、マグネシウム、及びアルミニウムのうちの少なくとも一つであり、前記無機固体燃料の燃焼生成物である酸化物を還元処理するとともに水素化処理して、繰り返し、前記無機固体燃料として使用する。 (5) In the configuration of (1) above, the inorganic solid fuel is at least one of lithium, magnesium, and aluminum, which are at least partially hydrogenated, and the oxides that are combustion products of the inorganic solid fuel are reduced and hydrogenated, and are repeatedly used as the inorganic solid fuel.
（６）上記（１）の構成において、前記助燃性ガスが、一酸化炭素と二酸化炭素とのうちの少なくとも一方である。 (6) In the configuration of (1) above, the combustion supporting gas is at least one of carbon monoxide and carbon dioxide.
（７）上記（１）の構成において、前記助燃性ガスが、酸化炭素ガスのみからなる。 (7) In the configuration of (1) above, the combustion supporting gas consists solely of carbon dioxide gas.
（８）本発明の発電設備は、発電用ボイラの燃焼室内で、無機固体燃料と、助燃性ガスとしての酸化炭素ガスと、を燃焼させ、前記燃焼室内の圧力を所定の圧力に維持するため、前記燃焼室へと供給される前記助燃性ガスの量が調整される。 (8) The power generation equipment of the present invention burns inorganic solid fuel and carbon dioxide gas as a combustion supporting gas in the combustion chamber of a power generation boiler, and adjusts the amount of the combustion supporting gas supplied to the combustion chamber to maintain the pressure in the combustion chamber at a predetermined pressure.
本発明によれば、発電時の二酸化炭素の発生を抑制した発電方法及び発電設備を提供するができる。 The present invention provides a power generation method and power generation equipment that suppresses the generation of carbon dioxide during power generation.
以下、添付図面を参照して、本発明を実施するための形態（以下、実施形態）について説明する。 The following describes a mode for carrying out the present invention (hereinafter referred to as an embodiment) with reference to the accompanying drawings.
本発明に係る発電設備は、一例として、石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ）に併設されたり、石炭ガス化燃料電池複合発電設備（ＩＧＦＣ）に併設されたりすることが考えられる。そこで、まず、本発明に係る発電設備が併設され得る石炭ガス化複合発電設備及び石炭ガス化燃料電池複合発電設備について説明する。石炭ガス化複合発電設備や石炭ガス化燃料電池複合発電設備のことを「石炭ガス化発電設備」とも称する。 As an example, the power generation facility according to the present invention may be installed alongside an integrated coal gasification combined cycle (IGCC) plant or an integrated coal gasification fuel cell combined cycle (IGFC) plant. Therefore, we will first explain the integrated coal gasification combined cycle (IGCC) plant and integrated coal gasification fuel cell combined cycle (IGFC) plant to which the power generation facility according to the present invention can be installed. Integrated coal gasification combined cycle (IGCC) plant and integrated coal gasification fuel cell combined cycle (IGFC) plant are also referred to as "integrated coal gasification power generation plant."
（石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ））
図１は、実施形態における石炭ガス化複合発電設備１００の概略構成を説明するための系統図である。
(Integrated coal gasification combined cycle (IGCC))
FIG. 1 is a system diagram for explaining a schematic configuration of an integrated coal gasification combined cycle power generation facility 100 according to an embodiment.
石炭ガス化複合発電設備１００は、石炭ガス化設備１０１で製造された石炭ガス化ガスを燃焼器１０３で燃焼させてガスタービン１０４を駆動させて電力を得るとともに、ガスタービン１０４の排気熱を回収して発生させた蒸気によって蒸気タービン１０７を駆動させて電力を得る発電設備である。石炭ガス化複合発電設備１００は周知の仕組みであるので詳細の説明は省略するが、概略の構成（特に、本発明に関係する構成）は下記のとおりである。 The integrated coal gasification combined cycle power generation facility 100 is a power generation facility that generates electricity by burning coal gasification gas produced in the coal gasification facility 101 in a combustor 103 to drive a gas turbine 104, and also generates electricity by driving a steam turbine 107 with steam generated by recovering exhaust heat from the gas turbine 104. The integrated coal gasification combined cycle power generation facility 100 is a well-known system, so a detailed explanation will be omitted, but the general configuration (particularly the configuration relevant to the present invention) is as follows:
石炭ガス化設備１０１は、石炭ガス化炉を含み、石炭及び酸化剤の供給を受け、酸化剤の反応によって石炭をガス化することで石炭ガス化ガスを製造する。石炭ガス化設備１０１の石炭ガス化炉へと供給される酸化剤は、酸素（Ｏ2）含有ガスであり、主な成分が、酸素でもよいし、酸素及び窒素（Ｎ2）でもよいし、空気でもよい。石炭ガス化ガスは、主成分として一酸化炭素（ＣＯ）及び水素（Ｈ2）を含む。 The coal gasification facility 101 includes a coal gasifier, receives supply of coal and an oxidant, and produces coal gasification gas by gasifying the coal through a reaction of the oxidant. The oxidant supplied to the coal gasifier of the coal gasification facility 101 is an oxygen ( O2 )-containing gas, the main components of which may be oxygen, oxygen and nitrogen ( N2 ), or air. The coal gasification gas contains carbon monoxide (CO) and hydrogen ( H2 ) as main components.
石炭ガス化設備１０１は、除塵器及び熱交換器を含み、石炭ガス化炉において生成された石炭ガス化ガスに対して除塵処理を施したり、石炭ガス化ガスを所定の温度に調整したりする。石炭ガス化設備１０１によって製造された石炭ガス化ガスはガス精製設備１０２へと送られる。 The coal gasification facility 101 includes a dust remover and a heat exchanger, and performs dust removal processing on the coal gasification gas produced in the coal gasification furnace and adjusts the coal gasification gas to a predetermined temperature. The coal gasification gas produced by the coal gasification facility 101 is sent to the gas purification facility 102.
石炭ガス化ガスには、一酸化炭素（ＣＯ）や水素（Ｈ2）などの可燃成分に加えて不純物や硫黄分などが含まれている。ガス精製設備１０２は、石炭ガス化設備１０１から供給される石炭ガス化ガスに含まれている不純物や硫黄分などを除去して精製する。 Coal gasification gas contains impurities, sulfur, etc. in addition to combustible components such as carbon monoxide (CO) and hydrogen ( H2 ). The gas purification facility 102 purifies the coal gasification gas supplied from the coal gasification facility 101 by removing impurities, sulfur, etc.
ガス精製設備１０２は、例えば、石炭ガス化ガス中の固形の不純物を除去するダストフィルターや、石炭ガス化ガスに含まれるハロゲン化物と化学反応するハロゲン化物吸収剤を備えるハロゲン化物除去装置や、石炭ガス化ガスに含まれる硫黄化合物と化学反応する金属酸化物系脱硫剤を備える脱硫装置を含む。ガス精製設備１０２によって精製された石炭ガス化ガス（「燃料ガス」と称する）は燃焼器１０３へと送られる。 The gas purification equipment 102 includes, for example, a dust filter that removes solid impurities from the coal gasification gas, a halide removal device equipped with a halide absorbent that chemically reacts with the halides contained in the coal gasification gas, and a desulfurization device equipped with a metal oxide desulfurization agent that chemically reacts with the sulfur compounds contained in the coal gasification gas. The coal gasification gas (referred to as "fuel gas") purified by the gas purification equipment 102 is sent to the combustor 103.
燃焼器１０３は、ガス精製設備１０２から供給される燃料ガス（ＣＯ、Ｈ2）を燃焼させて高温・高圧のガス（「燃焼ガス」と称する）をガスタービン１０４へと供給する。燃焼器１０３には、酸化剤として酸素（Ｏ2）が供給される。燃焼器１０３から排出される高温・高圧の燃焼ガスはガスタービン１０４へと送られる。燃焼ガスは、二酸化炭素（ＣＯ2）及び水分（Ｈ2Ｏ）を含む。 The combustor 103 burns fuel gas (CO, H2 ) supplied from the gas purification facility 102 to produce high-temperature, high-pressure gas (referred to as "combustion gas"), which is supplied to the gas turbine 104. Oxygen ( O2 ) is supplied to the combustor 103 as an oxidant. The high-temperature, high-pressure combustion gas discharged from the combustor 103 is sent to the gas turbine 104. The combustion gas contains carbon dioxide ( CO2 ) and moisture ( H2O ).
ガスタービン１０４は、燃焼器１０３から供給される高温・高圧の燃焼ガスを膨張させることでタービンを回転させて発電機１０５を駆動させる。 The gas turbine 104 expands the high-temperature, high-pressure combustion gas supplied from the combustor 103 to rotate the turbine and drive the generator 105.
排熱回収ボイラ１０６は、ガスタービン１０４から排出される排ガスの熱回収を行って蒸気を発生させる。排熱回収ボイラ１０６で熱回収された排ガスは圧縮機１１０へと送られる。 The heat recovery steam generator 106 recovers heat from the exhaust gas discharged from the gas turbine 104 to generate steam. The exhaust gas whose heat has been recovered by the heat recovery steam generator 106 is sent to the compressor 110.
蒸気タービン１０７は、排熱回収ボイラ１０６で発生した蒸気を用いてタービンを回転させて発電機１０８を駆動させる。 The steam turbine 107 uses steam generated in the heat recovery steam generator 106 to rotate the turbine and drive the generator 108.
回収装置１０９は、排熱回収ボイラ１０６から排出される排ガス（ＣＯ2、Ｈ2Ｏ）のうちの少なくとも一部について、排ガスの成分のうちの水分（Ｈ2Ｏ）を分離して二酸化炭素（ＣＯ2）を回収する。回収装置１０９は、例えば、排ガスを乾燥させることにより、排ガスから水分を分離（言い換えると、除去）する。水分が分離／除去された後の排ガス（ＣＯ2）のことを「乾燥ガス」と称する。 The recovery device 109 separates moisture ( H2O ) from at least a portion of the flue gas ( CO2 , H2O ) discharged from the heat recovery boiler 106, thereby recovering carbon dioxide ( CO2 ). The recovery device 109 separates (in other words, removes) moisture from the flue gas, for example, by drying the flue gas. The flue gas ( CO2 ) from which moisture has been separated/removed is called "dry gas."
圧縮機１１０は、排熱回収ボイラ１０６から排出される排ガスの供給を受けてこの排ガスを圧縮して燃焼器１０３へと供給する。この際、排熱回収ボイラ１０６から排出される排ガスについて、余剰な二酸化炭素が回収装置１０９によって回収される。 The compressor 110 receives exhaust gas discharged from the heat recovery boiler 106, compresses it, and supplies it to the combustor 103. At this time, excess carbon dioxide from the exhaust gas discharged from the heat recovery boiler 106 is recovered by the recovery device 109.
（石炭ガス化燃料電池複合発電設備（ＩＧＦＣ））
図２は、実施形態における石炭ガス化燃料電池複合発電設備１２０の概略構成を説明するための系統図である。
(Integrated coal gasification fuel cell combined cycle power plant (IGFC))
FIG. 2 is a system diagram for explaining the schematic configuration of a coal gasification fuel cell combined cycle power generation facility 120 according to the embodiment.
石炭ガス化燃料電池複合発電設備１２０は、石炭ガス化設備１０１で製造された石炭ガス化ガスを燃料電池１２４のアノード極（燃料極；図示せず）に供給されるアノード（燃料）として使用し、酸化剤を燃料電池１２４のカソード極（空気極、酸素極；図示せず）に供給して電気化学反応により発電を行うと同時に、燃料電池１２４から排出される排ガスでガスタービン１０４を駆動させて電力を得るとともに、ガスタービン１０４の排気熱を回収して発生させた蒸気によって蒸気タービン１０７を駆動させて電力を得る発電設備である。石炭ガス化燃料電池複合発電設備１２０は周知の仕組みであるので詳細の説明は省略するが、概略の構成（特に、本発明に関係する構成）は下記のとおりである。また、石炭ガス化燃料電池複合発電設備１２０について、上述の石炭ガス化複合発電設備１００と同等の構成については同一符号を付することでその説明を適宜省略する。 The coal gasification fuel cell integrated power generation system 120 uses coal gasification gas produced in the coal gasification system 101 as the anode (fuel) supplied to the anode (fuel electrode; not shown) of the fuel cell 124, and supplies an oxidant to the cathode (air electrode, oxygen electrode; not shown) of the fuel cell 124 to generate electricity through an electrochemical reaction. At the same time, exhaust gas discharged from the fuel cell 124 drives a gas turbine 104 to generate electricity, and exhaust heat from the gas turbine 104 is recovered to generate steam to drive a steam turbine 107 to generate electricity. The coal gasification fuel cell integrated power generation system 120 is a well-known system, so a detailed description will be omitted, but its general configuration (particularly the configuration relevant to the present invention) is as follows. Furthermore, in the coal gasification fuel cell integrated power generation system 120, components equivalent to those in the above-described coal gasification integrated power generation system 100 will be designated by the same reference numerals, and their description will be omitted where appropriate.
シフト反応設備１２１は、石炭ガス化設備１０１で製造された石炭ガス化ガスがガス精製設備１０２によって精製された後の燃料ガスに含まれている一酸化炭素と水（具体的には例えば、水蒸気）とを反応させて水素と二酸化炭素とを生成する。シフト反応設備１２１は、具体的には、水性ガスシフト反応（下記の反応式１参照）を利用して、一酸化炭素（ＣＯ）と水（Ｈ2Ｏ）とを反応させて水素（Ｈ2）と二酸化炭素（ＣＯ2）とを生成する。
ＣＯ ＋ Ｈ2Ｏ → Ｈ2 ＋ ＣＯ2 （１）
The shift reaction equipment 121 produces hydrogen and carbon dioxide by reacting carbon monoxide and water (specifically, for example, steam) contained in the fuel gas obtained after the coal gasification gas produced in the coal gasification equipment 101 is refined by the gas refinement equipment 102. Specifically, the shift reaction equipment 121 produces hydrogen (H 2 ) and carbon dioxide (CO 2 ) by reacting carbon monoxide (CO) and water (H 2 O) using the water-gas shift reaction (see reaction formula 1 below).
CO + H 2 O → H 2 + CO 2 (1)
シフト反応設備１２１によって生成される水性ガスシフト反応後のガス（ＣＯ2、Ｈ2；「シフトガス」と称する）は分離設備１２２へと送られる。 The gas after the water-gas shift reaction (CO 2 , H 2 ; referred to as “shift gas”) produced by the shift reaction facility 121 is sent to a separation facility 122 .
分離設備１２２は、シフト反応設備１２１から供給されるシフトガス（ＣＯ2、Ｈ2）の成分のうちの水素（Ｈ2）を分離して燃料電池１２４へと供給する。シフトガスから水素が分離された後のガスはすなわち二酸化炭素（ＣＯ2）ガスである。 The separation equipment 122 separates hydrogen (H 2 ) from the components of the shift gas (CO 2 , H 2 ) supplied from the shift reaction equipment 121 and supplies the hydrogen (H 2 ) to the fuel cell 124. The gas remaining after hydrogen has been separated from the shift gas is carbon dioxide (CO 2 ) gas.
圧縮機１２３は、空気を圧縮して燃料電池１２４へと供給する。 The compressor 123 compresses the air and supplies it to the fuel cell 124.
燃料電池１２４は、分離設備１２２から水素の供給を受けるとともに圧縮機１２３から圧縮空気の供給を受ける。燃料としての水素が燃料電池１２４のアノード極へと送られるとともに、酸化剤としての圧縮空気が燃料電池１２４のカソード極へと送られ、電気化学反応によって発電が行われる。 The fuel cell 124 receives a supply of hydrogen from the separation equipment 122 and a supply of compressed air from the compressor 123. Hydrogen as fuel is sent to the anode of the fuel cell 124, and compressed air as an oxidant is sent to the cathode of the fuel cell 124, generating electricity through an electrochemical reaction.
燃料電池１２４における反応後のアノードガス及びカソードガスは、燃料電池後段燃焼器１２５で燃焼されて高温・高圧のガス（即ち、燃焼ガス）とされたうえでガスタービン１０４へと供給される。 The anode gas and cathode gas after the reaction in the fuel cell 124 are combusted in the fuel cell post-stage combustor 125 to produce high-temperature, high-pressure gas (i.e., combustion gas), which is then supplied to the gas turbine 104.
ガスタービン１０４は、燃料電池後段燃焼器１２５から供給される高温・高圧の燃焼ガスを膨張させることでタービンを回転させて発電機１０５を駆動させる。 The gas turbine 104 rotates the turbine by expanding the high-temperature, high-pressure combustion gas supplied from the fuel cell post-stage combustor 125, thereby driving the generator 105.
（資源循環型の発電設備）
本発明に係る実施形態の発電方法は、発電用ボイラ２の燃焼室２１内で燃料を燃焼させて発電する発電工程と、燃焼で発生する燃焼灰から燃料の原材料を生成する（言い換えると、再生する）資源再生工程と、を有する。
(Resource recycling power generation facilities)
The power generation method of the embodiment according to the present invention includes a power generation process in which fuel is combusted in the combustion chamber 21 of the power generation boiler 2 to generate power, and a resource recycling process in which raw materials for fuel are produced (in other words, recycled) from the combustion ash generated by the combustion.
（発電工程）
発電工程は、発電所で実施される工程であるが、そこで使用されている技術は、これまで石炭火力発電で培った技術を利用したもの（具体的には、微粉炭の代わりに無機固体燃料の粉体を燃焼させるもの）であるため、従来の技術と同様の点については、説明を省略する場合がある。
(Power generation process)
The power generation process is a process carried out at a power plant, but the technology used there utilizes technology that has been developed for coal-fired power generation (specifically, burning inorganic solid fuel powder instead of pulverized coal), so explanations of the similarities with conventional technology may be omitted.
図３は、本発明に係る実施形態の発電工程を行うための発電所１０の概略構成を説明するための図である。 Figure 3 is a diagram illustrating the general configuration of a power plant 10 for carrying out the power generation process of an embodiment of the present invention.
本発明に係る実施形態の発電方法は、発電用ボイラ２の燃焼室２１内で、無機固体燃料と、助燃性ガスとしての一酸化炭素や二酸化炭素と、を燃焼させるようにしている。 In a power generation method according to an embodiment of the present invention, inorganic solid fuel is combusted with carbon monoxide and carbon dioxide as combustion-supporting gases in the combustion chamber 21 of a power boiler 2.
図３に示すように、発電所１０は、発電機１と、発電機１を駆動させる発電用ボイラ２と、発電用ボイラ２に供給する燃料を貯蔵する燃料貯蔵庫３と、発電用ボイラ２に供給する補助燃料を貯蔵する補助燃料貯蔵庫４と、発電用ボイラ２から排出される排ガスに含まれる窒素酸化物（ＮＯｘ）を無害化する（言い換えると、除去する）脱硝装置５と、脱硝装置５を通過した排ガス中に含まれる燃焼灰を回収する集塵装置６と、燃焼灰を貯蔵する燃焼灰貯蔵庫７と、を備える。 As shown in FIG. 3, the power plant 10 includes a generator 1, a power generation boiler 2 that drives the generator 1, a fuel storage tank 3 that stores fuel to be supplied to the power generation boiler 2, an auxiliary fuel storage tank 4 that stores auxiliary fuel to be supplied to the power generation boiler 2, a denitration device 5 that neutralizes (in other words, removes) nitrogen oxides (NOx) contained in the exhaust gas discharged from the power generation boiler 2, a dust collector 6 that collects combustion ash contained in the exhaust gas that has passed through the denitration device 5, and a combustion ash storage tank 7 that stores the combustion ash.
発電用ボイラ２は、燃焼室２１と、回転軸が発電機１に接続され、燃焼室２１で作られた蒸気で駆動する蒸気タービン２２と、その蒸気を蒸気タービン２２へと供給するとともに、復水器９で液体状態に戻された水を燃焼室２１へと再び供給するための配管２３と、を備える。 The power generation boiler 2 comprises a combustion chamber 21, a steam turbine 22 whose rotating shaft is connected to the generator 1 and is driven by steam produced in the combustion chamber 21, and piping 23 for supplying the steam to the steam turbine 22 and for supplying water returned to a liquid state in the condenser 9 back to the combustion chamber 21.
なお、給水ポンプ２４が、復水器９と燃焼室２１とを繋ぐ配管２３の途中に設けられており、復水器９で液体状態に戻された水を燃焼室２１側に送るようになっている。 In addition, a water supply pump 24 is installed midway along the pipe 23 connecting the condenser 9 and the combustion chamber 21, and sends the water returned to a liquid state by the condenser 9 to the combustion chamber 21.
燃焼室２１は、燃料貯蔵庫３から供給される粉体の燃料を燃焼させる粉末燃焼バーナ３１と、補助燃料貯蔵庫４から供給される液体燃料（例えば、重油、軽油など）を燃焼させる補助燃焼バーナ４１と、を備える。 The combustion chamber 21 is equipped with a powder combustion burner 31 that burns powdered fuel supplied from the fuel storage tank 3, and an auxiliary combustion burner 41 that burns liquid fuel (e.g., heavy oil, light oil, etc.) supplied from the auxiliary fuel storage tank 4.
燃焼室２１内における粉体の燃料の燃焼は、本発明では酸素が無い環境下（言い換えると、雰囲気）で行われることが好ましい。燃焼室２１内の雰囲気に酸素が含まれる場合でも、酸素濃度が、燃焼生成物として炭素（Ｃ）の生成が可能である程度に低い濃度に調整されることが好ましい。すなわち、マグネシウムと本発明における助燃性ガス（例えば、一酸化炭素、二酸化炭素）との反応と比べてマグネシウムと酸素との反応が優位とならない（言い換えると、優先されない）程度に低い酸素濃度に調整されることが好ましい。 In the present invention, the combustion of powdered fuel in the combustion chamber 21 is preferably carried out in an oxygen-free environment (in other words, in the atmosphere). Even if the atmosphere in the combustion chamber 21 contains oxygen, it is preferable that the oxygen concentration be adjusted to a concentration low enough to allow the production of carbon (C) as a combustion product. In other words, it is preferable that the oxygen concentration be adjusted to a level low enough that the reaction between magnesium and oxygen is not dominant (in other words, not preferred) compared to the reaction between magnesium and the combustion-supporting gas (e.g., carbon monoxide, carbon dioxide) used in the present invention.
粉末燃焼バーナ３１は、例えば、石炭火力発電で用いられている微粉炭バーナと同様のものでよく、また、粉体の燃料や助燃性ガスを粉末燃焼バーナ３１に供給する供給系も石炭火力発電で用いられているものと同様でよい。 The powder combustion burner 31 may be similar to the pulverized coal burner used in coal-fired power generation, for example, and the supply system that supplies powdered fuel and combustion-supporting gas to the powder combustion burner 31 may also be similar to that used in coal-fired power generation.
補助燃焼バーナ４１は、燃焼室２１内の温度が上昇して粉末燃焼バーナ３１の燃焼が安定するまでの補助火力を得るためのバーナであり、これも石炭火力発電で用いられているものと同様でよい。 The auxiliary combustion burner 41 is a burner used to provide auxiliary heating power until the temperature in the combustion chamber 21 rises and combustion in the powder combustion burner 31 stabilizes, and may be similar to that used in coal-fired power plants.
なお、粉末燃焼バーナ３１の燃焼が安定した後は、補助燃焼バーナ４１による補助火力は必要ない。そして、火力発電所は基本的には停止させることなく稼働することになるため、稼働開始時のみ使用する補助火力で発生する二酸化炭素は無いに等しいレベルのものである。 Furthermore, once combustion in the powder combustion burner 31 has stabilized, auxiliary heating power from the auxiliary combustion burner 41 is no longer necessary. Furthermore, since thermal power plants generally operate without being shut down, the amount of carbon dioxide generated by the auxiliary heating power, which is only used at the start of operation, is virtually negligible.
燃料貯蔵庫３には、本発明における無機固体燃料である、燃焼時に二酸化炭素を出さない粉体の燃料として、マグネシウム（Ｍｇ）が貯蔵されている。燃料貯蔵庫３に貯蔵されるマグネシウムは、少なくとも表面が水素化された層を有する水素化マグネシウム（ＭｇＨ2）でもよく、マグネシウムと水素化マグネシウムとの混合物でもよい。 Magnesium (Mg) is stored as a powder fuel that does not emit carbon dioxide when burned, which is the inorganic solid fuel of the present invention, in the fuel storage tank 3. The magnesium stored in the fuel storage tank 3 may be magnesium hydride ( MgH2 ) having at least a hydrogenated layer on its surface, or a mixture of magnesium and magnesium hydride.
無機固体燃料としてのマグネシウム（水素化マグネシウムを含む。以下同様）は、１５０μｍ以下の粒径に調整されることが好ましい。ただし、マグネシウムは完全な球形ではないので、ここでいう１５０μｍ以下の粒径とは、例えば、目開きが０．１６ｍｍ程度のメッシュを篩に用いたときに通過する程度の粒径である。 Magnesium (including magnesium hydride; the same applies below) used as an inorganic solid fuel is preferably adjusted to a particle size of 150 μm or less. However, since magnesium is not perfectly spherical, a particle size of 150 μm or less here refers to a particle size that can pass through a sieve with a mesh opening of approximately 0.16 mm, for example.
ここで、石炭火力発電で用いられている微粉炭バーナで使用される微粉炭は、概ね１５０μｍ以下であり、マグネシウムの粒径を１５０μｍ以下にすることで微粉炭バーナと同様の構造のバーナを粉末燃焼バーナ３１として使用することができるという利点がある。 The pulverized coal used in pulverized coal burners used in coal-fired power plants is generally 150 μm or less, and by reducing the particle size of the magnesium to 150 μm or less, it is possible to use a burner with a similar structure to a pulverized coal burner as the powder combustion burner 31, which is an advantage.
粉末燃焼バーナ３１では、助燃性ガスと混合されたマグネシウムが燃焼する。 In the powder combustion burner 31, magnesium mixed with a combustion-supporting gas is burned.
粉末燃焼バーナ３１へと供給される助燃性ガスとして、上述の石炭ガス化複合発電設備１００の系統において生じる一酸化炭素や二酸化炭素が供給されるようにしてもよく、また、上述の石炭ガス化燃料電池複合発電設備１２０の系統において生じる一酸化炭素や二酸化炭素が供給されるようにしてもよい。 The combustion supporting gas supplied to the powder combustion burner 31 may be carbon monoxide or carbon dioxide generated in the system of the above-mentioned integrated coal gasification combined cycle power generation plant 100, or may be carbon monoxide or carbon dioxide generated in the system of the above-mentioned integrated coal gasification fuel cell combined cycle power generation plant 120.
ア）マグネシウム（Ｍｇ）と、石炭ガス化複合発電設備１００や石炭ガス化燃料電池複合発電設備１２０の石炭ガス化設備１０１から排出される石炭ガス化ガス（ＣＯ、Ｈ2）やガス精製設備１０２から排出される燃料ガス（ＣＯ、Ｈ2）のうちの一酸化炭素（ＣＯ）と、の燃焼反応（熱の発生を含む。以下同様）は、下記の反応式２に示すとおりである。また、水素化マグネシウム（ＭｇＨ2）と一酸化炭素との燃焼反応は、下記の反応式３に示すとおりである。なお、燃焼反応によって生成される酸化マグネシウム（ＭｇＯ）及び炭素（Ｃ）は固体（具体的には、紛体）である。
Ｍｇ ＋ ＣＯ → ＭｇＯ ＋ Ｃ （２）
ＭｇＨ2 ＋ ＣＯ → ＭｇＯ ＋ Ｈ2 ＋ Ｃ （３）
A) The combustion reaction (including the generation of heat; the same applies below) between magnesium (Mg) and carbon monoxide (CO) in the coal gasification gas (CO, H2 ) discharged from the coal gasification equipment 101 of the integrated coal gasification combined cycle power plant 100 or the integrated coal gasification fuel cell combined cycle power plant 120 or the gas purification equipment 102 is shown in reaction formula 2 below. The combustion reaction between magnesium hydride ( MgH2 ) and carbon monoxide is shown in reaction formula 3 below. The magnesium oxide (MgO) and carbon (C) produced by the combustion reaction are solids (specifically, powders).
Mg + CO → MgO + C (2)
MgH 2 + CO → MgO + H 2 + C (3)
イ）マグネシウム（Ｍｇ）と、石炭ガス化複合発電設備１００の燃焼器１０３から排出される燃焼ガス（ＣＯ2、Ｈ2Ｏ）のうちの二酸化炭素（ＣＯ2）と、の燃焼反応は、下記の反応式４に示すとおりである。また、水素化マグネシウム（ＭｇＨ2）と二酸化炭素との燃焼反応は、下記の反応式５に示すとおりである。加えて、マグネシウムと水分（Ｈ2Ｏ）との燃焼反応は下記の反応式６に示すとおりである。また、水素化マグネシウム（ＭｇＨ2）と水分との燃焼反応は、下記の反応式７に示すとおりである。
２Ｍｇ ＋ ＣＯ2 → ２ＭｇＯ ＋ Ｃ （４）
２ＭｇＨ2 ＋ ＣＯ2 → ２ＭｇＯ ＋ ２Ｈ2 ＋ Ｃ （５）
Ｍｇ ＋ Ｈ2Ｏ → ＭｇＯ ＋ Ｈ2 （６）
ＭｇＨ2 ＋ Ｈ2Ｏ → ＭｇＯ ＋ ２Ｈ2 （７）
a) The combustion reaction between magnesium (Mg) and carbon dioxide ( CO2 ) in the combustion gas ( CO2 , H2O ) discharged from the combustor 103 of the integrated coal gasification combined cycle power generation facility 100 is as shown in the following reaction formula 4. The combustion reaction between magnesium hydride ( MgH2 ) and carbon dioxide is as shown in the following reaction formula 5. In addition, the combustion reaction between magnesium and moisture ( H2O ) is as shown in the following reaction formula 6. The combustion reaction between magnesium hydride ( MgH2 ) and moisture is as shown in the following reaction formula 7.
2Mg + CO 2 → 2MgO + C (4)
2MgH 2 + CO 2 → 2MgO + 2H 2 + C (5)
Mg + H 2 O → MgO + H 2 (6)
MgH 2 + H 2 O → MgO + 2H 2 (7)
ウ）マグネシウム（Ｍｇ）と、石炭ガス化複合発電設備１００の回収装置１０９から排出される二酸化炭素（ＣＯ2）ガス（即ち、乾燥ガス）と、の燃焼反応は、下記の反応式８に示すとおりである。また、水素化マグネシウム（ＭｇＨ2）と二酸化炭素との燃焼反応は、下記の反応式９に示すとおりである。
２Ｍｇ ＋ ＣＯ2 → ２ＭｇＯ ＋ Ｃ （８）
２ＭｇＨ2 ＋ ＣＯ2 → ２ＭｇＯ ＋ ２Ｈ2 ＋ Ｃ （９）
C) The combustion reaction between magnesium (Mg) and carbon dioxide (CO 2 ) gas (i.e., dry gas) discharged from the recovery device 109 of the integrated coal gasification combined cycle power generation facility 100 is as shown in the following reaction formula 8. The combustion reaction between magnesium hydride (MgH 2 ) and carbon dioxide is as shown in the following reaction formula 9.
2Mg + CO 2 → 2MgO + C (8)
2MgH 2 + CO 2 → 2MgO + 2H 2 + C (9)
エ）マグネシウム（Ｍｇ）と、石炭ガス化燃料電池複合発電設備１２０のシフト反応設備１２１から排出されるシフトガス（ＣＯ2、Ｈ2）のうちの二酸化炭素（ＣＯ2）と、の燃焼反応は、下記の反応式１０に示すとおりである。また、水素化マグネシウム（ＭｇＨ2）と二酸化炭素との燃焼反応は、下記の反応式１１に示すとおりである。
２Ｍｇ ＋ ＣＯ2 → ２ＭｇＯ ＋ Ｃ （１０）
２ＭｇＨ2 ＋ ＣＯ2 → ２ＭｇＯ ＋ ２Ｈ2 ＋ Ｃ （１１）
d) The combustion reaction between magnesium (Mg) and carbon dioxide ( CO2 ) in the shift gas ( CO2 , H2 ) discharged from the shift reaction equipment 121 of the coal gasification fuel cell combined cycle power generation equipment 120 is as shown in the following reaction formula 10. Also, the combustion reaction between magnesium hydride ( MgH2 ) and carbon dioxide is as shown in the following reaction formula 11.
2Mg + CO 2 → 2MgO + C (10)
2MgH 2 + CO 2 → 2MgO + 2H 2 + C (11)
オ）マグネシウム（Ｍｇ）と、石炭ガス化燃料電池複合発電設備１２０の分離設備１２２における分離処理においてシフトガス（ＣＯ2、Ｈ2）から水素（Ｈ2）が分離された後の二酸化炭素（ＣＯ2）と、の燃焼反応は、下記の反応式１２に示すとおりである。また、水素化マグネシウム（ＭｇＨ2）と二酸化炭素との燃焼反応は、下記の反応式１３に示すとおりである。
２Ｍｇ ＋ ＣＯ2 → ２ＭｇＯ ＋ Ｃ （１２）
２ＭｇＨ2 ＋ ＣＯ2 → ２ＭｇＯ ＋ ２Ｈ2 ＋ Ｃ （１３）
E) The combustion reaction between magnesium (Mg) and carbon dioxide ( CO2 ) remaining after hydrogen ( H2 ) has been separated from the shift gas ( CO2 , H2 ) in the separation process in the separation equipment 122 of the coal gasification fuel cell combined cycle power generation facility 120 is shown in the following reaction formula 12. The combustion reaction between magnesium hydride ( MgH2 ) and carbon dioxide is shown in the following reaction formula 13.
2Mg + CO 2 → 2MgO + C (12)
2MgH 2 + CO 2 → 2MgO + 2H 2 + C (13)
上記のように、粉末燃焼バーナ３１における燃焼反応で発生するのは酸化マグネシウム（ＭｇＯ）と炭素（Ｃ）であり、発電のための燃焼時に二酸化炭素（ＣＯ2）は発生しない。ただし、例えば粉末燃焼バーナ３１へと供給される助燃性ガスに水分が含まれている場合、水と酸化マグネシウムの一部とが反応し、燃焼灰中に水酸化マグネシウム（Ｍｇ(ＯＨ)2）が含まれる場合がある。 As described above, only magnesium oxide (MgO) and carbon (C) are produced in the combustion reaction in the powder combustion burner 31, and no carbon dioxide ( CO2 ) is produced during combustion for power generation. However, if the combustion supporting gas supplied to the powder combustion burner 31 contains moisture, for example, the water may react with part of the magnesium oxide, resulting in magnesium hydroxide (Mg(OH) 2 ) being contained in the combustion ash.
ここで、マグネシウムと助燃性ガスとの燃焼反応は固体と気体との反応によって固体が生成される圧力減少反応であり、燃焼室２１内で無機固体燃料と助燃性ガスとが完全燃焼すると燃焼室２１内の圧力が低下する場合があるので、燃焼室２１内の圧力を所定の圧力（例えば、１気圧程度、或いは、燃焼室２１内の圧力として許容される圧力の範囲程度）に維持するため、燃焼室２１へと供給される助燃性ガスの量が調整されるようにしてもよい。この場合、例えば、燃焼室２１内での反応に寄与せずに燃焼室２１外へと排出されるガスが集塵処理されたうえで燃焼室２１内へと再投入される圧力調整系が、粉末燃焼バーナ３１に纏わる供給系・燃焼系とは別に設けられるようにしてもよい。 The combustion reaction between magnesium and the combustion supporting gas is a pressure-reducing reaction in which a solid is produced by a reaction between a solid and a gas. When the inorganic solid fuel and the combustion supporting gas are completely combusted within the combustion chamber 21, the pressure within the combustion chamber 21 may decrease. Therefore, the amount of combustion supporting gas supplied to the combustion chamber 21 may be adjusted to maintain the pressure within the combustion chamber 21 at a predetermined pressure (for example, approximately 1 atmosphere, or within the range of pressures acceptable for the pressure within the combustion chamber 21). In this case, for example, a pressure adjustment system may be provided separate from the supply system and combustion system associated with the powder combustion burner 31, in which gas discharged outside the combustion chamber 21 without contributing to the reaction within the combustion chamber 21 is collected and then reintroduced into the combustion chamber 21.
燃焼室２１内での燃焼時に窒素酸化物（ＮＯｘ）が発生する場合への対応として、燃焼室２１から排出される排ガス中の窒素酸化物を無害化する（言い換えると、除去する）ために、燃焼室２１から排出される排ガスを集塵装置６に送るための排気管８の途上に脱硝装置５が設けられる。 In order to deal with cases in which nitrogen oxides (NOx) are generated during combustion within the combustion chamber 21, a denitration device 5 is installed in the exhaust pipe 8 that sends the exhaust gas discharged from the combustion chamber 21 to the dust collector 6 in order to render the nitrogen oxides in the exhaust gas discharged from the combustion chamber 21 harmless (in other words, remove them).
脱硝装置５は、排ガスにアンモニア（ＮＨ3）を添加して触媒層を通過させることで窒素酸化物を無害な窒素と水とに分解する機能を備える、石炭火力発電で用いられている脱硝装置と同様のものでよい。 The denitration device 5 may be similar to a denitration device used in coal-fired power plants, which has the function of decomposing nitrogen oxides into harmless nitrogen and water by adding ammonia (NH 3 ) to the exhaust gas and passing it through a catalyst layer.
脱硝装置５を通過した後の排ガスには、有害なガスは含まれていないものの、燃焼時に発生した燃焼灰（具体的には、紛体状の酸化マグネシウム、水酸化マグネシウム、及び炭素を含む）のうち粒径が極めて小さいものが含まれている。このため、排気管８は集塵装置６に接続されており、集塵装置６で燃焼灰を回収した後に、排ガスが大気へと放出される。 The exhaust gas that passes through the denitrification device 5 does not contain any harmful gases, but it does contain extremely small particles of combustion ash (specifically, powdered magnesium oxide, magnesium hydroxide, and carbon) generated during combustion. For this reason, the exhaust pipe 8 is connected to the dust collector 6, which collects the combustion ash before releasing the exhaust gas into the atmosphere.
集塵装置６は、石炭火力発電で用いられている集塵装置と同様のものでよく、具体的には例えば、電気集塵機でよい。 The dust collector 6 may be similar to the dust collector used in coal-fired power plants, and specifically may be, for example, an electrostatic precipitator.
なお、図３に示す例では、集塵装置６の下流に排風装置８１が設けられ、これにより、燃焼室２１の排ガスが脱硝装置５及び集塵装置６を経て大気へと放出される。 In the example shown in Figure 3, an exhaust device 81 is provided downstream of the dust collector 6, allowing exhaust gas from the combustion chamber 21 to be released into the atmosphere via the denitration device 5 and dust collector 6.
一方、石炭火力発電では、燃料に石炭を用いるため、石炭中に含まれる硫黄成分が排ガス中に含まれる。このため、石炭火力発電では、排ガスを大気放出する前段に、さらに、脱硫装置が設けられている。これに対し、本発明では、マグネシウムには硫黄成分が含まれていないため、脱硫装置が不要であるという利点がある。 On the other hand, coal-fired power plants use coal as fuel, so the sulfur components contained in the coal are contained in the exhaust gas. For this reason, coal-fired power plants also install a desulfurization unit before releasing the exhaust gas into the atmosphere. In contrast, the present invention has the advantage that a desulfurization unit is not required because magnesium does not contain sulfur components.
加えて、石炭火力発電では、排ガス中に二酸化炭素が含まれているため、排ガスを大気放出するにあたっては、高い煙突から大気放出する必要がある。これに対し、本発明では、そのような高い煙突も不要である。 In addition, in coal-fired power plants, the exhaust gas contains carbon dioxide, so when the exhaust gas is released into the atmosphere, it must be released through a tall chimney. In contrast, with the present invention, such a tall chimney is not necessary.
そして、燃焼室２１の底部に堆積する燃焼灰、及び、集塵装置６によって集塵された燃焼灰は、燃焼灰貯蔵庫７に集められ、資源循環のために、次に説明する資源再生工程を経て、繰り返し、マグネシウムに再生される。再生されたマグネシウムは、粉末燃焼バーナ３１へと供給される無機固体燃料として使用される。 The combustion ash that accumulates at the bottom of the combustion chamber 21 and the combustion ash collected by the dust collector 6 are collected in the combustion ash storage 7, where, for resource circulation, it is repeatedly recycled into magnesium through the resource recycling process described below. The recycled magnesium is used as inorganic solid fuel and supplied to the powder combustion burner 31.
なお、石炭火力発電においても、石炭の燃え残りが燃焼室の底部に堆積するとともに、排ガス中にも含まれるために集塵装置が用いられており、マグネシウムの燃焼灰を回収するための機構も石炭火力発電で用いられている機構と同様のものでよい。 In addition, in coal-fired power plants, coal residue accumulates at the bottom of the combustion chamber and is also contained in the exhaust gas, so a dust collector is used, and the mechanism for collecting magnesium combustion ash can be similar to the mechanism used in coal-fired power plants.
以上の説明から分かるように、燃料に粒径が１５０μｍ以下のマグネシウムを用いるようにすれば、これまで培われてきた微粉炭バーナで微粉炭を燃焼させて発電を行う石炭火力発電の技術との相性が極めてよい、二酸化炭素の排出を抑えた発電工程が行われ得る。 As can be seen from the above explanation, if magnesium with a particle size of 150 μm or less is used as fuel, it is highly compatible with the existing coal-fired power generation technology that burns pulverized coal in a pulverized coal burner to generate electricity, making it possible to carry out a power generation process with reduced carbon dioxide emissions.
（資源再生工程）
次に、発電工程で発生した燃焼生成物としての燃焼灰に含まれているマグネシウムの酸化物（具体的には、酸化マグネシウム）を出発材として、再び、マグネシウムを生成する資源回収工程について説明する。
(Resource recycling process)
Next, a resource recovery process will be described in which magnesium is regenerated using as a starting material an oxide of magnesium (specifically, magnesium oxide) contained in combustion ash, which is a combustion product generated in the power generation process.
なお、燃焼灰に含まれる水酸化マグネシウム（Ｍｇ(ＯＨ)2）については、加熱により、下記の反応式１４に示すとおり脱水反応が起きて酸化マグネシウム（ＭｇＯ）になるため、資源回収工程の出発材は酸化マグネシウムであると考えてよい。
Ｍｇ(ＯＨ)2 → ＭｇＯ ＋ Ｈ2Ｏ （１４）
Regarding the magnesium hydroxide (Mg(OH) 2 ) contained in the combustion ash, when heated, a dehydration reaction occurs and it becomes magnesium oxide (MgO) as shown in the following reaction formula 14, so it can be considered that the starting material for the resource recovery process is magnesium oxide.
Mg(OH) 2 → MgO + H 2 O (14)
出発材である酸化マグネシウムからマグネシウムを生成する手順は、燃焼灰である酸化マグネシウムを材料として塩化マグネシウムを生成する塩素化工程と、塩素化工程で生成された塩化マグネシウムを材料としてマグネシウムを生成する溶融塩電解工程とに分けられる。 The procedure for producing magnesium from the starting material, magnesium oxide, can be divided into a chlorination process, in which magnesium chloride is produced using magnesium oxide, which is combustion ash, as a material, and a molten salt electrolysis process, in which magnesium is produced using the magnesium chloride produced in the chlorination process as a material.
（塩素化工程）
塩素化工程は、燃焼灰である酸化マグネシウムを材料として、後に続く手順である溶融塩電解工程で用いる塩化マグネシウムを生成する工程である。
(Chlorination process)
The chlorination process is a process in which magnesium chloride is produced from magnesium oxide, which is combustion ash, as a raw material and is used in the subsequent molten salt electrolysis process.
塩素化工程では、まず、燃焼灰である紛体状の酸化マグネシウム（ＭｇＯ）及び炭素（Ｃ）が塩化水素（ＨＣｌ）水へと投入される。酸化マグネシウムは、塩化水素水中で下記の反応式１５の反応を起こして塩化マグネシウム（ＭｇＣｌ2）となる。反応によって生成される塩化マグネシウムは、水に対する溶解度が大きい物質であるため、塩化水素水の水分が十分に多ければ、溶解する。
ＭｇＯ ＋ ２ＨＣｌ → ＭｇＣｌ2 ＋ Ｈ2Ｏ （１５）
In the chlorination process, powdered magnesium oxide (MgO) and carbon (C), which are combustion ash, are first added to hydrogen chloride (HCl) water. The magnesium oxide undergoes the reaction shown in the following reaction formula 15 in the hydrogen chloride water to become magnesium chloride ( MgCl2 ). The magnesium chloride produced by the reaction is a substance that has high solubility in water, so it will dissolve if the hydrogen chloride water has a sufficient amount of water.
MgO + 2HCl → MgCl 2 + H 2 O (15)
一方で、炭素は、反応を起こさないので、また、溶解しないので、紛体状のまま塩化水素水中に残る。このため、塩化マグネシウムが溶解している塩化水素水をろ過することにより、燃焼灰のうちの炭素が回収される。 On the other hand, carbon does not react or dissolve, so it remains in powder form in the hydrogen chloride water. Therefore, by filtering the hydrogen chloride water in which magnesium chloride is dissolved, the carbon in the combustion ash can be recovered.
上記によって回収される炭素は、高純度であり、産業用の材料として有用であり、特に純度の高い炭素素材が必要とされる分野において極めて有用である。 The carbon recovered by the above method is highly pure and useful as an industrial material, and is particularly useful in fields where highly pure carbon materials are required.
炭素をろ過した後の塩化水素水から、無水の塩化マグネシウムが回収される。塩化水素水から無水の塩化マグネシウムを回収する仕法としては、例えば、塩化水素水中に塩化水素ガスを吹き流しながら加熱する方法が挙げられる。この方法は周知の手順であるので詳細な説明は省略する。 After filtering the carbon, anhydrous magnesium chloride is recovered from the hydrogen chloride solution. One method for recovering anhydrous magnesium chloride from hydrogen chloride solution is to heat the hydrogen chloride solution while blowing hydrogen chloride gas through it. This method is well known, so a detailed explanation will be omitted.
塩化水素水から無水の塩化マグネシウムを回収する仕法として、或いは、塩化水素水（尚、塩化マグネシウムは６水和物の状態で溶解している）を窒素雰囲気において加熱し、水を脱離させて塩化マグネシウムの無水和物を得たり、塩化水素を脱離させて酸化マグネシウムを得て酸化マグネシウムを更に処理したりするようにしてもよい。 Anhydrous magnesium chloride can be recovered from hydrogen chloride water by heating the hydrogen chloride water (where the magnesium chloride is dissolved in the form of a hexahydrate) in a nitrogen atmosphere to remove water and obtain anhydrous magnesium chloride, or by removing hydrogen chloride to obtain magnesium oxide, which can then be further processed.
上記の場合、酸化マグネシウムについては、酸化マグネシウムと塩化水素ガスとで３００～６００℃程度の温度下で下記の反応式１６の反応を起こさせることで塩化マグネシウムとされるようにしてもよい。
ＭｇＯ ＋ ２ＨＣｌ → ＭｇＣｌ2 ＋ Ｈ2Ｏ （１６）
In the above case, magnesium oxide may be converted into magnesium chloride by causing the reaction of magnesium oxide with hydrogen chloride gas at a temperature of about 300 to 600° C. according to the following reaction formula 16.
MgO + 2HCl → MgCl 2 + H 2 O (16)
上記の場合、酸化マグネシウムについては、または、酸化マグネシウムと塩化アンモニウム（ＮＨ4Ｃｌ）とで３００～６００℃程度の温度下で下記の反応式１７の反応を起こさせることで塩化マグネシウムとされるようにしてもよい。
ＭｇＯ ＋ ２ＮＨ4Ｃｌ → ＭｇＣｌ2 ＋ Ｈ2Ｏ ＋ ２ＮＨ3 （１７）
In the above case, magnesium oxide may be converted into magnesium chloride by reacting magnesium oxide with ammonium chloride (NH 4 Cl) at a temperature of about 300 to 600°C according to the reaction shown in Reaction Formula 17 below.
MgO + 2NH 4 Cl → MgCl 2 + H 2 O + 2NH 3 (17)
上記の場合、酸化マグネシウムについては、或いは、酸化マグネシウムと塩化アンモニウムとのモル比を１：３で４００℃程度の温度下で下記の反応式１８の反応を起こさせることでアンモニウムカーナリットの水和物を生成した後に、アンモニウムカーナリットの水和物をアンモニアガスの吹き流し状態下で塩化アンモニウムの昇華温度よりも少し低い温度（例えば、昇華温度よりも５～２０℃程度低い温度）に加熱して下記の反応式１９の脱水反応を起こさせることで水分を取り除き、さらに、乾燥窒素の吹き流し状態下で塩化アンモニウムの昇華温度よりも高い温度（例えば、４００℃前後）に加熱して下記の反応式２０の反応を起こさせることで塩化アンモニウム部分を取り除いて無水の塩化マグネシウムとされるようにしてもよい。
ＭｇＯ＋３ＮＨ4Ｃｌ→ＭｇＣｌ2・ＮＨ4Ｃｌ・Ｈ2Ｏ＋２ＮＨ3 （１８）
ＭｇＣｌ2・ＮＨ4Ｃｌ・Ｈ2Ｏ→ＭｇＣｌ2・ＮＨ4Ｃｌ＋Ｈ2Ｏ （１９）
ＭｇＣｌ2・ＮＨ4Ｃｌ→ＭｇＣｌ2＋ＮＨ3＋ＨＣｌ （２０）
In the above case, for magnesium oxide, alternatively, a molar ratio of magnesium oxide to ammonium chloride is 1:3 and the reaction of the following reaction formula 18 is caused at a temperature of about 400°C to produce an ammonium carnallite hydrate, and then the ammonium carnallite hydrate is heated in a state where ammonia gas is blown over it to a temperature slightly lower than the sublimation temperature of ammonium chloride (for example, a temperature about 5 to 20°C lower than the sublimation temperature) to cause a dehydration reaction of the following reaction formula 19 to remove moisture, and further heated in a state where dry nitrogen is blown over it to a temperature higher than the sublimation temperature of ammonium chloride (for example, around 400°C) to cause the reaction of the following reaction formula 20 to remove the ammonium chloride portion to produce anhydrous magnesium chloride.
MgO+ 3NH4Cl → MgCl2・NH4Cl・H2O + 2NH3 (18)
MgCl2・NH4Cl・H2O → MgCl2・NH4Cl + H2O (19)
MgCl 2 .NH 4 Cl → MgCl 2 +NH 3 +HCl (20)
（溶融塩電解工程）
溶融塩電解工程は、塩素化工程で生成された無水の塩化マグネシウムを材料として、電気分解によってマグネシウムを生成する工程であり、マグネシウムの製造に用いられる一手法である。
(Molten salt electrolysis process)
The molten salt electrolysis process is a process for producing magnesium by electrolysis using anhydrous magnesium chloride produced in the chlorination process as a raw material, and is one method used for producing magnesium.
溶融塩電解工程の概要は、例えば、レンガ炉内で７００℃前後の温度に塩化マグネシウムを加熱し、塩化マグネシウムを溶融する。 The molten salt electrolysis process involves, for example, heating magnesium chloride to a temperature of around 700°C in a brick furnace to melt the magnesium chloride.
レンガ炉内には少なくとも一対の電極が設けられており、これら電極間に電源が繋がれて２．５Ｖ以上の電圧がかけられると、陽極で塩素（Ｃｌ2）ガスが発生し、陰極でマグネシウムが生成される。 At least one pair of electrodes is provided inside the brick furnace, and when a power source is connected between these electrodes and a voltage of 2.5 V or more is applied, chlorine (Cl 2 ) gas is generated at the anode and magnesium is produced at the cathode.
塩化水素ガスは水素ガスと塩素ガスとを反応させることで製造されるので、溶融塩電解工程で発生する塩素ガスを材料として塩化水素ガスが生成されて塩素化工程で使用されるようにしてもよい。 Hydrogen chloride gas is produced by reacting hydrogen gas with chlorine gas, so hydrogen chloride gas can be produced using chlorine gas generated in the molten salt electrolysis process as a material and used in the chlorination process.
（微粒化工程）
微粒化工程は、溶融塩電解工程で生成されたマグネシウムを粉末状のマグネシウムにする工程であり、一般的な粉砕機が用いられて行われてもよく、或いは、ガスアトマイザーと呼ばれる微粉末製造装置が用いられて行われてもよい。
(Atomization process)
The atomization process is a process for converting the magnesium produced in the molten salt electrolysis process into powdered magnesium, and may be carried out using a general grinding machine or a fine powder manufacturing device called a gas atomizer.
粉砕装置が用いられて微粒化工程が実施される場合には、粉砕効率を考え、粉砕工程が２段階に分けられて実施されることが好ましい。 When a grinding device is used to carry out the micronization process, it is preferable to carry out the grinding process in two stages, taking grinding efficiency into consideration.
具体的には、微粒化工程は、微粒化まではいかないものの粉砕速度が速い装置で１８０～８００μｍ程度の粒径に粗粉砕される粗粉砕工程と、粗粉砕工程で粉砕されたマグネシウムが１５０μｍ以下の粒径に粉砕される微粉砕工程と、の２段階に分けられて実施されることが好ましい。 Specifically, the atomization process is preferably carried out in two stages: a coarse crushing process in which the magnesium is coarsely crushed to a particle size of approximately 180 to 800 μm using a device with a high crushing speed, although this does not result in fine particles; and a fine crushing process in which the magnesium crushed in the coarse crushing process is crushed to a particle size of 150 μm or less.
微粒化工程における粒径は正確な球形を意味するのではなく、粗粉砕工程における粒径は、例えば、目開きが０．８ｍｍ程度のメッシュを篩に用いたときに通過する程度の粒径である。 The particle size in the micronization process does not mean an exact sphere; the particle size in the coarse grinding process is, for example, a particle size that can pass through a sieve with a mesh opening of approximately 0.8 mm.
ここで、マグネシウムを粗く粉砕するときは、マグネシウムが柔らかい金属であることが悪さをすることはないが、微粉砕するときは、粉砕過程でマグネシウム同士がくっ付いて微粉末状になり難いという問題が発生し得る。このため、微粉砕工程では、粗粉砕したマグネシウムに粉砕助剤が添加されることが好ましい。 When magnesium is coarsely crushed, the fact that it is a soft metal does not pose a problem. However, when it is finely crushed, the magnesium particles can stick together during the crushing process, making it difficult to form a fine powder. For this reason, it is preferable to add a crushing aid to the coarsely crushed magnesium during the crushing process.
粉砕助剤として、例えば、ステアリン酸などが用いられ得るが、無機化合物の粉末が用いられることが好ましい。具体的には例えば、無機化合物の粉末である酸化マグネシウムが粉砕助剤として用いられるようにすることにより、燃焼灰と同じ組成であるため、燃焼灰の一部を粉砕助剤として流用することが可能になる。 While stearic acid, for example, can be used as a grinding aid, it is preferable to use an inorganic compound powder. Specifically, by using magnesium oxide, an inorganic compound powder, as a grinding aid, it is possible to reuse part of the combustion ash as a grinding aid, as it has the same composition as combustion ash.
（水素化工程）
本発明における無機固体燃料として、上述のとおり、少なくとも表面が水素化された層を有する水素化マグネシウムが使用されるようにしてもよい。そこで、微粒化工程で微粒化されたマグネシウムが水素化される（この処理のことを「水素化工程」と称する）ようにしてもよい。
(Hydrogenation step)
As described above, magnesium hydride having at least a hydrogenated layer on its surface may be used as the inorganic solid fuel in the present invention. Therefore, the magnesium atomized in the atomization step may be hydrogenated (this treatment is referred to as the "hydrogenation step").
ここで、微粒化後、マグネシウムが酸素に触れると、表面に酸化膜が形成され、反応効率が著しく低下する。このため、微粉砕工程で粉砕されたマグネシウムは、水素化工程が終了するまで酸素に触れないように取扱われるようにする。 If the magnesium comes into contact with oxygen after being atomized, an oxide film will form on the surface, significantly reducing the reaction efficiency. For this reason, the magnesium pulverized in the milling process must be handled in such a way that it does not come into contact with oxygen until the hydrogenation process is complete.
水素化工程を実施するための装置構成を説明する図である図４を参照しながら、外気に触れさせないで水素化工程を行う方法について説明する。 Referring to Figure 4, which illustrates the configuration of the apparatus used to carry out the hydrogenation process, we will explain a method for carrying out the hydrogenation process without exposing the material to outside air.
水素化工程を実施するための装置３００は、図４に示すように、微粒化されたマグネシウムを収容して水素との反応を行う加熱容器３１０と、加熱容器３１０を加熱するヒータ３２０と、加熱容器３１０の入口３１１に着脱可能に接続された配管３１５と、を備える。 As shown in Figure 4, the apparatus 300 for carrying out the hydrogenation process includes a heating vessel 310 that contains atomized magnesium and reacts it with hydrogen, a heater 320 that heats the heating vessel 310, and a pipe 315 that is detachably connected to the inlet 311 of the heating vessel 310.
加熱容器３１０は、入口３１１から加熱部３１２へと至る道管部３１３にバルブ３１４が設けられており、バルブ３１４が閉じられると密閉構造になるようになっている。 The heating vessel 310 has a valve 314 in the conduit section 313 leading from the inlet 311 to the heating section 312, and when the valve 314 is closed, the vessel becomes airtight.
配管３１５は、図示していないが、水素ガス供給系、アルゴンガス供給系、及び真空ポンプに繋がっている。 Although not shown, piping 315 is connected to a hydrogen gas supply system, an argon gas supply system, and a vacuum pump.
加熱容器３１０は、微粉砕工程で粉砕されたマグネシウムを回収する回収容器を兼ねたものになっている。 The heating container 310 also serves as a collection container for collecting the magnesium pulverized during the fine grinding process.
上記により、微粉砕工程がアルゴンガス雰囲気下で行われ、微粉砕工程を行う粉砕装置から加熱容器３１０が取り外される前にバルブ３１４が閉じられて取り外しが行われることで、加熱容器３１０内に回収されたマグネシウムがアルゴン封入状態で、図４に示す装置３００に接続される。 As described above, the fine grinding process is carried out in an argon gas atmosphere, and before the heating container 310 is removed from the grinding device performing the fine grinding process, valve 314 is closed and the magnesium recovered in the heating container 310 is connected to the device 300 shown in Figure 4 while still sealed in argon.
そして、バルブ３１４が開けられる前に真空引きが行われ、配管３１５及びバルブ３１４よりも前段側にある空気が排気された後にバルブ３１４が開けられ、加熱部３１２内のアルゴンガスが排気される。 Then, before valve 314 is opened, a vacuum is drawn, and the air upstream of pipe 315 and valve 314 is exhausted. After that, valve 314 is opened, and the argon gas inside heating section 312 is exhausted.
その後、加熱部３１２内の温度を水素化に適した温度（具体的には、１８０℃～２２０℃）に加熱するようにヒータ３２０を駆動させるとともに、加熱容器３１０に水素ガスを供給して、水素化処理（下記の反応式２１参照）が行われる。
Ｍｇ ＋ Ｈ2 → ＭｇＨ2 （２１）
Thereafter, the heater 320 is driven to heat the temperature inside the heating section 312 to a temperature suitable for hydrogenation (specifically, 180°C to 220°C), and hydrogen gas is supplied to the heating container 310 to perform the hydrogenation process (see reaction equation 21 below).
Mg + H 2 → MgH 2 (21)
ここで、水素化率２０質量％程度の水素化マグネシウムは石炭と重量当たりの発熱量がほぼ同じになるため、石炭を置き換える（言い換えると、石炭の代わりの）燃料としては、低純度の水素化マグネシウムでよい。また、マグネシウムは、微粉末になると燃焼し易くなり、一般的には、消防法上、危険物扱いになる。一方で、水素化マグネシウムは、水素化されたことで引火性が低くなっており、微粉末でも消防法上の危険物に該当していない。そこで、マグネシウムの水素化は、運搬・保管などの点で危険物に該当しない程度の水素化率が達成されていればよい。 Here, magnesium hydride with a hydrogenation rate of about 20% by mass has roughly the same calorific value per weight as coal, so low-purity magnesium hydride can be used as a fuel to replace coal (in other words, as a substitute for coal). Furthermore, magnesium becomes highly flammable when reduced to a fine powder, and is generally treated as a hazardous material under the Fire Service Act. However, magnesium hydride, because its flammability is reduced by being hydrogenated, does not qualify as a hazardous material under the Fire Service Act, even in its fine powder form. Therefore, it is sufficient for magnesium to be hydrogenated to a degree that does not make it a hazardous material in terms of transportation, storage, etc.
なお、マグネシウムの水素化は、処理時間に比例して進行するのではなく、純度が高くなるにつれて進行速度が大幅に遅くなっていく。このため、少なくとも表面側が水素化された水素化率３０質量％以下（例えば、２０質量％程度）の低純度の水素化マグネシウムとすれば、水素化工程に必要な時間を大幅に削減することができ、生産性を大幅に高めることが可能となる。 The hydrogenation of magnesium does not progress in proportion to the treatment time, but rather progresses at a significantly slower rate as the purity increases. Therefore, by using low-purity magnesium hydride, where at least the surface side is hydrogenated to a hydrogenation rate of 30% by mass or less (for example, around 20% by mass), the time required for the hydrogenation process can be significantly reduced, making it possible to significantly increase productivity.
水素化処理の後、ヒータ３２０が止められて、冷却後、加熱容器３１０内の水素ガスがアルゴンガスに置換されて、低純度の水素化マグネシウムが取り出される。このようにして生成された少なくとも表面側が水素化された水素化率３０質量％以下（例えば、２０質量％程度）の低純度の水素化マグネシウムは、再び、発電工程で燃料として使用される。 After the hydrogenation process, the heater 320 is turned off, and after cooling, the hydrogen gas in the heating vessel 310 is replaced with argon gas, and low-purity magnesium hydride is extracted. The low-purity magnesium hydride thus produced, with at least the surface side hydrogenated to a hydrogenation rate of 30% by mass or less (for example, approximately 20% by mass), is reused as fuel in the power generation process.
なお、本発明における無機固体燃料として、水素化率の高い水素化マグネシウムが使用されるようにしてもよく、また、マグネシウムと水素化マグネシウムとの混合物が使用されるようにしてもよい。 In addition, magnesium hydride, which has a high hydrogenation rate, may be used as the inorganic solid fuel in this invention, or a mixture of magnesium and magnesium hydride may be used.
（作用効果）
実施形態に係る発電方法や発電所１０によれば、発電用ボイラ２の燃焼室２１内で、無機固体燃料（具体的には、マグネシウム、水素化マグネシウム）と、助燃性ガスとしての一酸化炭素や二酸化炭素と、を燃焼させるようにしているので、発電時に二酸化炭素が発生せず、しかも、マグネシウム資源が循環する資源循環型の火力発電を実現することが可能となる。さらに、実施形態に係る発電方法や発電所１０によれば、二酸化炭素を助燃性ガスとして使用して発電することにより、二酸化炭素を排出する種々の設備や活動の環境負荷を大幅に低減させることが可能となる。
(Action and effect)
According to the power generation method and power plant 10 of the embodiment, inorganic solid fuel (specifically, magnesium, magnesium hydride) and carbon monoxide and carbon dioxide as combustion supporting gases are combusted in the combustion chamber 21 of the power generation boiler 2, so no carbon dioxide is generated during power generation, and it is possible to realize resource-circulating thermal power generation in which magnesium resources are recycled. Furthermore, according to the power generation method and power plant 10 of the embodiment, by generating power using carbon dioxide as a combustion supporting gas, it is possible to significantly reduce the environmental load of various facilities and activities that emit carbon dioxide.
実施形態に係る発電方法や発電所１０によれば、また、資源再生工程は電力で動く設備だけで構成されているので、いわゆる系統接続ができない余剰電力だけで燃料の再生生産を行うことが可能となる。したがって、資源再生工程が余剰電力を用いて実施されるものとすれば、再生可能エネルギー等の余剰電力の受皿として機能し、一方で、実施形態に係る発電方法や発電所１０は、電力の需要と供給とに合わせて需給バランスをとることが可能な慣性力のある発電であるといえる。つまり、再生可能エネルギー等の慣性力のない電力を用いて資源再生工程が行われることで、その慣性力のない電力を慣性力のある電力に変換可能な発電方法であるともいえる。 According to the power generation method and power plant 10 of the embodiment, and because the resource recycling process is composed only of electrically powered equipment, it is possible to regenerate and produce fuel using only surplus electricity that cannot be connected to a grid. Therefore, if the resource recycling process is carried out using surplus electricity, it functions as a receptacle for surplus electricity from renewable energy sources, etc. Meanwhile, the power generation method and power plant 10 of the embodiment can be said to be power generation with inertia, which can balance supply and demand in accordance with the supply and demand of electricity. In other words, by carrying out the resource recycling process using electricity without inertia, such as electricity from renewable energy, it can be said to be a power generation method that can convert that electricity without inertia into electricity with inertia.
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明の具体的な構成態様は上記の実施形態に限定されるものではなく、上記の実施形態に、本発明の要旨を逸脱しない範囲の変形や変更などが加えられた形態も本発明に含まれる。 Although the embodiments of the present invention have been described above, the specific configuration of the present invention is not limited to the above embodiments, and the present invention also includes modifications and alterations to the above embodiments that do not deviate from the gist of the present invention.
例えば、上記の実施形態では発電所１０が石炭ガス化発電設備（具体的には、石炭ガス化複合発電設備１００、石炭ガス化燃料電池複合発電設備１２０）に併設される場合を例に挙げて説明したが、本発明に係る発電設備は石炭ガス化発電設備に併設される態様には限定されない。本発明に係る発電設備は、例えば、一酸化炭素の貯留設備に併設されたり、二酸化炭素回収・貯留（ＣＣＳ）設備に併設されたりするようにしてもよい。 For example, in the above embodiment, the power plant 10 is installed alongside a coal gasification power generation facility (specifically, an integrated coal gasification combined cycle power generation facility 100 and an integrated coal gasification fuel cell combined cycle power generation facility 120), but the power generation facility of the present invention is not limited to being installed alongside a coal gasification power generation facility. The power generation facility of the present invention may also be installed alongside a carbon monoxide storage facility or a carbon dioxide capture and storage (CCS) facility, for example.
また、上記の実施形態では粉末燃焼バーナ３１を用いる発電用ボイラを例に挙げて説明したが、石炭火力発電にはストーカボイラと呼ばれる、微粉炭バーナを用いずに発電用ボイラの燃焼室が単なる燃焼炉のような構成で常に燃焼が続くように石炭を送り込むだけの構成のものもあり、このような形態に、上記で説明した燃料が用いられるようにしてもよい。この場合には、バーナ火炎として燃焼を持続させるために必要であった微粒化は必要なく、火力を維持するように燃料を供給すればよいだけとなるため、比較的大きいサイズの燃料でよい。そして、マグネシウムであっても５００μｍ程度の粒径であれば消防法上の危険物には該当しないので、マグネシウムの大きさを５００μｍ以上に留めた適当な粗粉砕だけを行い、水素化工程を行わないマグネシウムを燃料とした発電方法としてもよい。つまり、ストーカボイラへと５００μｍ程度の粒径のマグネシウムを供給して本発明に係る発電方法を実施する場合には、資源再生工程は、粗粉砕までを行い、微粉砕工程及び水素化工程は行わないようにしてもよい。 While the above embodiment uses a power boiler that uses a powder combustion burner 31, coal-fired power generation also includes stoker boilers, which do not use pulverized coal burners and instead simply feed coal into the combustion chamber, maintaining continuous combustion. The fuel described above can also be used in these configurations. In this case, atomization, which is necessary for sustaining combustion in a burner flame, is not required; instead, fuel simply needs to be supplied to maintain thermal power, so a relatively large fuel size is sufficient. Furthermore, since magnesium with a particle size of approximately 500 μm is not considered a hazardous material under the Fire Service Act, a power generation method using magnesium as fuel can be achieved by only appropriately coarsely crushing the magnesium to a size of 500 μm or greater and not performing a hydrogenation process. In other words, when supplying magnesium with a particle size of approximately 500 μm to a stoker boiler to implement the power generation method of the present invention, the resource recycling process can be limited to coarse crushing, without performing the fine crushing and hydrogenation processes.
また、上記の実施形態では粉末燃焼バーナ３１へと供給される無機固体燃料としてマグネシウムが供給されるようにしているが、本発明において粉末燃焼バーナ３１へと供給される無機固体燃料は、マグネシウムに限定されるものではなく、リチウム（Ｌｉ）、ボロン（Ｂ）、アルミニウム（Ａｌ）であるようにしてもよい。また、複数の物質が無機固体燃料として粉末燃焼バーナ３１へと供給されるようにしてもよい。なお、リチウムは、上記の実施形態におけるマグネシウムと同様に、塩素化工程によって塩化物にされてから、溶融塩電界工程によって電気分解されて還元処理される。アルミニウムは、塩素化工程によって塩化物にされることなく、溶融塩電界工程によって電気分解されて還元処理される。 In addition, in the above embodiment, magnesium is supplied as the inorganic solid fuel to the powder combustion burner 31, but in the present invention, the inorganic solid fuel supplied to the powder combustion burner 31 is not limited to magnesium and may be lithium (Li), boron (B), or aluminum (Al). Furthermore, multiple substances may be supplied to the powder combustion burner 31 as the inorganic solid fuel. Like magnesium in the above embodiment, lithium is converted to chloride in a chlorination process, and then electrolyzed and reduced in a molten salt electric field process. Aluminum is not converted to chloride in a chlorination process, but is electrolyzed and reduced in a molten salt electric field process.
また、上記の実施形態では粉末燃焼バーナ３１へと供給される助燃性ガスとして石炭ガス化発電設備（具体的には、石炭ガス化複合発電設備１００、石炭ガス化燃料電池複合発電設備１２０）の系統において生じる石炭ガス化ガス（石炭ガス化設備１０１で製造された石炭ガス化ガスに所定の処理が施されたガスを含み、成分として一酸化炭素や二酸化炭素を含む）が供給されるようにしているが、本発明において粉末燃焼バーナ３１へと供給される助燃性ガスは、石炭ガス化発電設備の系統において生じる石炭ガス化ガスに限定されるものではなく、その他の系統で生じたり独自に貯留・貯蔵されたりしている一酸化炭素や二酸化炭素であるようにしてもよい。 In addition, in the above embodiment, the combustion supporting gas supplied to the powder combustion burner 31 is coal gasification gas (including gas obtained by subjecting coal gasification gas produced in the coal gasification plant 101 to predetermined processing, and containing carbon monoxide and carbon dioxide as components) produced in the system of the coal gasification power generation plant (specifically, the integrated coal gasification combined cycle power generation plant 100 and the integrated coal gasification fuel cell combined cycle power generation plant 120). However, in the present invention, the combustion supporting gas supplied to the powder combustion burner 31 is not limited to coal gasification gas produced in the system of the coal gasification power generation plant, and may be carbon monoxide or carbon dioxide produced in other systems or stored or preserved independently.
また、上記の実施形態では粉末燃焼バーナ３１へと供給される助燃性ガスとして一酸化炭素や二酸化炭素が供給されるようにしているが、本発明において粉末燃焼バーナ３１へと供給される助燃性ガスは、一酸化炭素や二酸化炭素に限定されるものではなく、Ｎ酸化炭素（但し、Ｎは３以上の整数）や亜酸化炭素（例えば、二酸化三炭素（Ｃ3Ｏ2）、二酸化五炭素（Ｃ5Ｏ2））なども含む炭素の酸化物（別言すると、酸化炭素ガス）であればよく、さらに言えば、無機固体燃料と酸化反応（特に、燃焼反応）し得る物質であればよい。このことも踏まえ、本発明において粉末燃焼バーナ３１へと供給される無機固体燃料は、助燃性ガスとして選択された物質と酸化反応（特に、燃焼反応）し得る少なくとも一つの物質（尚、複数の物質の混合物を含む）であればよく、また、本発明において粉末燃焼バーナ３１へと供給される助燃性ガスは、無機固体燃料として選択された物質と酸化反応（特に、燃焼反応）し得る少なくとも一つの物質（尚、複数の物質の混合ガスを含む）であればよい。 Furthermore, although carbon monoxide or carbon dioxide is supplied as the combustion supporting gas to the powder combustion burner 31 in the above embodiment, the combustion supporting gas to be supplied to the powder combustion burner 31 in the present invention is not limited to carbon monoxide or carbon dioxide, but may be any oxide of carbon (in other words, carbon oxide gas) including carbon nitroxide (where N is an integer of 3 or more) and carbon suboxide (e.g., tricarbon dioxide ( C3O2 ) , pentacarbon dioxide ( C5O2 )), and more specifically, any substance capable of undergoing an oxidation reaction (particularly, a combustion reaction) with the inorganic solid fuel. Taking this into consideration, the inorganic solid fuel to be supplied to the powder combustion burner 31 in the present invention may be at least one substance (including a mixture of multiple substances) capable of undergoing an oxidation reaction (particularly, a combustion reaction) with the substance selected as the combustion supporting gas, and the combustion supporting gas to be supplied to the powder combustion burner 31 in the present invention may be at least one substance (including a mixture of multiple substances) capable of undergoing an oxidation reaction (particularly, a combustion reaction) with the substance selected as the inorganic solid fuel.
また、上記の実施形態では燃焼室２１における燃焼による燃焼生成物であるマグネシウムの酸化物（具体的には、酸化マグネシウム）を電気分解で還元処理するようにしているが、本発明における還元処理の仕法は電気分解に限定されるものではなく、他の仕法によって還元処理が行われるようにしてもよい。 In addition, in the above embodiment, the magnesium oxide (specifically, magnesium oxide), which is a combustion product produced by combustion in the combustion chamber 21, is reduced by electrolysis, but the method of reduction in the present invention is not limited to electrolysis, and reduction may be performed by other methods.
１０ 発電所
１ 発電機
２ 発電用ボイラ
２１ 燃焼室
２２ 蒸気タービン
２３ 配管
２４ 給水ポンプ
３ 燃料貯蔵庫
３１ 粉末燃焼バーナ
４ 補助燃料貯蔵庫
４１ 補助燃焼バーナ
５ 脱硝装置
６ 集塵装置
７ 燃焼灰貯蔵庫
８ 排気管
８１ 排風装置
９ 復水器
１００ 石炭ガス化複合発電設備
１０１ 石炭ガス化設備
１０２ ガス精製設備
１０３ 燃焼器
１０４ ガスタービン
１０５ 発電機
１０６ 排熱回収ボイラ
１０７ 蒸気タービン
１０８ 発電機
１０９ 回収装置
１１０ 圧縮機
１２０ 石炭ガス化燃料電池複合発電設備
１２１ シフト反応設備
１２２ 分離設備
１２３ 圧縮機
１２４ 燃料電池
１２５ 燃料電池後段燃焼器
３００ 水素化工程を実施するための装置
３１０ 加熱容器
３１１ 入口
３１２ 加熱部
３１３ 道管部
３１４ バルブ
３１５ 配管
３２０ ヒータ
REFERENCE SIGNS LIST 10 Power plant 1 Generator 2 Power generation boiler 21 Combustion chamber 22 Steam turbine 23 Piping 24 Feedwater pump 3 Fuel storage 31 Powder combustion burner 4 Auxiliary fuel storage 41 Auxiliary combustion burner 5 Denitrification device 6 Dust collector 7 Combustion ash storage 8 Exhaust pipe 81 Exhaust air device 9 Condenser 100 Integrated coal gasification combined cycle power generation facility 101 Coal gasification facility 102 Gas purification facility 103 Combustor 104 Gas turbine 105 Generator 106 Exhaust heat recovery boiler 107 Steam turbine 108 Generator 109 Recovery device 110 Compressor 120 Integrated coal gasification fuel cell combined cycle power generation facility 121 Shift reaction facility 122 Separation facility 123 Compressor 124 Fuel cell 125 Fuel cell post-stage combustor 300 Apparatus for carrying out hydrogenation step 310: Heating vessel 311: Inlet 312: Heating section 313: Conduit section 314: Valve 315: Piping 320: Heater
Claims (6)
前記無機固体燃料が、少なくとも一部が水素化されたリチウム、マグネシウム、ボロン、及びアルミニウムのうちの少なくとも一つであり、
前記燃焼によって生じる燃焼灰が、前記無機固体燃料の燃焼生成物である酸化物及び炭素の混合物であり、
前記混合物を塩化水素水中に投入することで、前記酸化物を塩化物に変化させて水中に溶解させ、粉体状の炭素のみを濾過により回収し、
前記少なくとも一部が水素化されたリチウム、マグネシウム、ボロン、及びアルミニウムの水素化率は、前記少なくとも一部が水素化されたリチウム、マグネシウム、ボロン、及びアルミニウムの総量に対して、３０質量％以下である、
発電方法。 In a combustion chamber of a power generation boiler, inorganic solid fuel and carbon dioxide gas as a combustion supporting gas are combusted,
the inorganic solid fuel is at least one of at least partially hydrogenated lithium, magnesium, boron, and aluminum;
combustion ash produced by the combustion is a mixture of oxides and carbon, which are combustion products of the inorganic solid fuel;
The mixture is poured into hydrogen chloride water to convert the oxide into a chloride and dissolve it in the water, and only the powdery carbon is recovered by filtration .
a hydrogenation rate of the at least partially hydrogenated lithium, magnesium, boron, and aluminum is 30 mass% or less based on the total amount of the at least partially hydrogenated lithium, magnesium, boron, and aluminum;
Power generation method.
請求項１に記載の発電方法。 The oxides, which are combustion products of the inorganic solid fuel, are subjected to reduction treatment and hydrogenation treatment, and are repeatedly used as the inorganic solid fuel.
The power generation method according to claim 1 .
請求項１に記載の発電方法。 The combustion-supporting gas is at least one of carbon monoxide and carbon dioxide.
The power generation method according to claim 1 .
請求項１に記載の発電方法。 The combustion supporting gas consists of only carbon dioxide gas.
The power generation method according to claim 1 .
請求項１に記載の発電方法。 The amount of the combustion supporting gas supplied to the combustion chamber is adjusted to maintain the pressure in the combustion chamber at a predetermined pressure.
The power generation method according to claim 1 .
前記燃焼室内の圧力を所定の圧力に維持するため、前記燃焼室へと供給される前記助燃性ガスの量が調整され、
前記無機固体燃料が、少なくとも一部が水素化されたリチウム、マグネシウム、ボロン、及びアルミニウムのうちの少なくとも一つであり、
前記燃焼によって生じる燃焼灰が、前記無機固体燃料の燃焼生成物である酸化物及び炭素の混合物であり、
前記混合物を塩化水素水中に投入することで、前記酸化物を塩化物に変化させて水中に溶解させ、粉体状の炭素のみを濾過により回収し、
前記少なくとも一部が水素化されたリチウム、マグネシウム、ボロン、及びアルミニウムの水素化率は、前記少なくとも一部が水素化されたリチウム、マグネシウム、ボロン、及びアルミニウムの総量に対して、３０質量％以下である、
発電設備。 In a combustion chamber of a power generation boiler, inorganic solid fuel and carbon dioxide gas as a combustion supporting gas are combusted,
The amount of the combustion supporting gas supplied to the combustion chamber is adjusted to maintain the pressure in the combustion chamber at a predetermined pressure,
the inorganic solid fuel is at least one of at least partially hydrogenated lithium, magnesium, boron, and aluminum;
combustion ash produced by the combustion is a mixture of oxides and carbon, which are combustion products of the inorganic solid fuel;
The mixture is poured into hydrogen chloride water to convert the oxide into a chloride and dissolve it in the water, and only the powdery carbon is recovered by filtration .
a hydrogenation rate of the at least partially hydrogenated lithium, magnesium, boron, and aluminum is 30 mass% or less based on the total amount of the at least partially hydrogenated lithium, magnesium, boron, and aluminum;
Power generation equipment.
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