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JP2012159031A - Power generation system utilizing gasification furnace gas - Google Patents

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JP2012159031A
JP2012159031A JP2011018786A JP2011018786A JP2012159031A JP 2012159031 A JP2012159031 A JP 2012159031A JP 2011018786 A JP2011018786 A JP 2011018786A JP 2011018786 A JP2011018786 A JP 2011018786A JP 2012159031 A JP2012159031 A JP 2012159031A
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carbon dioxide
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fuel
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JP2011018786A
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Japanese (ja)
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Shinichi Sakuno
慎一 作野
Koji Sasazu
浩司 笹津
Jin Nakatomi
仁 中富
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Electric Power Development Co Ltd
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Electric Power Development Co Ltd
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Abstract

【課題】石炭ガス化燃料電池複合発電（ＩＧＦＣ）システム全体において二酸化炭素の回収率を高めるために、ガス化炉ガスのシフト反応に要する蒸気添加に起因する発電効率の低下を防止する。
【解決手段】石炭ガス化炉１から発生するガス化炉ガスを燃料として燃料極に導入する固体酸化物型燃料電池８と、この固体酸化物型燃料電池の燃料極８ａから排出される燃料電池排気燃料ガス中の二酸化炭素を分離回収する二酸化炭素分離回収器７と、この二酸化炭素分離回収器からのオフガスを燃料としてガスタービン発電を行うガスタービン発電設備９と、このガスタービン発電設備から排出される高温排気ガスを熱源として蒸気発電を行う蒸気発電設備１３を備える。二酸化炭素回収率を高めるために、固体酸化物型燃料電池８と二酸化炭素分離回収器７との間にシフト反応器を設けることもできる。
【選択図】図１In order to increase the carbon dioxide recovery rate in the entire coal gasification fuel cell combined power generation (IGFC) system, a decrease in power generation efficiency due to the addition of steam required for a shift reaction of gasification furnace gas is prevented.
SOLUTION: A solid oxide fuel cell 8 in which gasifier gas generated from a coal gasifier 1 is introduced as a fuel into a fuel electrode, and a fuel cell discharged from a fuel electrode 8a of the solid oxide fuel cell. A carbon dioxide separator / collector 7 for separating and recovering carbon dioxide in the exhaust fuel gas, a gas turbine power generation facility 9 for performing gas turbine power generation using off-gas from the carbon dioxide separator / recoverer as fuel, and an exhaust from the gas turbine power generation facility A steam power generation facility 13 that performs steam power generation using the generated high-temperature exhaust gas as a heat source is provided. In order to increase the carbon dioxide recovery rate, a shift reactor may be provided between the solid oxide fuel cell 8 and the carbon dioxide separation / recovery unit 7.
[Selection] Figure 1

Description

この発明は、石炭ガス化炉などのガス化炉において発生するガス（以下、ガス化炉ガスと言う。）を高度に効率よく、複合的に利用して発電を行うシステムに関し、二酸化炭素の分離回収による効率低下を抑え、システム全体での発電効率を高めるようにしたものである。   TECHNICAL FIELD The present invention relates to a system for generating power by using gas generated in a gasification furnace such as a coal gasification furnace (hereinafter referred to as gasification furnace gas) in a highly efficient and complex manner. The system reduces the efficiency drop due to recovery and increases the power generation efficiency of the entire system.

ガス化炉ガスを効率よく複合的に利用して高い発電効率で発電するシステムとして、石炭ガス化燃料電池複合発電システム（以下、ＩＧＦＣシステムと言う。）が提案されている。
図４は、このＩＧＦＣシステムの一例を示すもので、石炭ガス化炉１で発生したガス化炉ガスはサイクロン２、脱硫装置３などから構成される精製設備４に送られ、ここで、灰、硫黄化合物などが除去される。このガス化炉ガスは、約５０〜５５％（体積比、以下同じ）の一酸化炭素、約２０〜２５％の水素を主成分とし、窒素、二酸化炭素、メタンなどを少量含むものである。 A coal gasification fuel cell combined power generation system (hereinafter referred to as an IGFC system) has been proposed as a system for generating power with high power generation efficiency by using gasification furnace gas efficiently and in combination.
FIG. 4 shows an example of this IGFC system. The gasifier gas generated in the coal gasifier 1 is sent to a refining facility 4 composed of a cyclone 2, a desulfurizer 3, etc., where ash, Sulfur compounds and the like are removed. This gasifier gas contains about 50 to 55% (volume ratio, hereinafter the same) carbon monoxide, about 20 to 25% hydrogen as a main component, and contains a small amount of nitrogen, carbon dioxide, methane, and the like.

ついで、精製されたガス化炉ガスはシフト反応器５に送られる。シフト反応器５には、後述する蒸気発電設備１３の蒸気系統から抽気した蒸気が経路６を経て送り込まれ、導入されたガス化炉ガス中の一酸化炭素の大部分が、以下のシフト反応により、前記蒸気（水分）と反応して、二酸化炭素と水素とに変換される。
ＣＯ＋Ｈ２Ｏ→ＣＯ２＋Ｈ２ Subsequently, the purified gasifier gas is sent to the shift reactor 5. The shift reactor 5 is fed with steam extracted from a steam system of a steam power generation facility 13 described later via a path 6, and most of the carbon monoxide in the introduced gasifier gas is converted by the following shift reaction. It reacts with the steam (water) and is converted into carbon dioxide and hydrogen.
CO + H 2 O → CO 2 + H 2

シフト反応器５から排出されるシフト反応器出口ガスはついで二酸化炭素分離回収器７に送られ、シフト反応器出口ガス中の大部分の二酸化炭素が分離回収される。分離回収器７での二酸化炭素の分離回収は、シフト反応器出口ガスをアミン溶液などの吸収液と気液接触させて、シフト反応器出口ガス中の二酸化炭素を吸収液に吸収させて行うものであり、この吸収液が飽和となった際には、この吸収液を後述する蒸気発電設備１３の蒸気系統から抽気した蒸気により加熱して、二酸化炭素を分離し再生するようになっている。分離された二酸化炭素は、別途回収・貯留されるようになっている。   The shift reactor outlet gas discharged from the shift reactor 5 is then sent to the carbon dioxide separation / recovery unit 7, where most of the carbon dioxide in the shift reactor outlet gas is separated and recovered. The separation and recovery of the carbon dioxide in the separation / recovery unit 7 is performed by bringing the shift reactor outlet gas into gas-liquid contact with an absorption liquid such as an amine solution and absorbing the carbon dioxide in the shift reactor outlet gas into the absorption liquid. When the absorption liquid becomes saturated, the absorption liquid is heated by steam extracted from a steam system of a steam power generation facility 13 to be described later to separate and regenerate carbon dioxide. The separated carbon dioxide is separately collected and stored.

二酸化炭素分離回収器７で二酸化炭素が分離回収された後のオフガスは水素濃度が高いものとなっており、このオフガスは固体酸化物型燃料電池８の燃料極８ａに燃料として導入される。この固体酸化物型燃料電池８の空気極８ｂには酸化剤としての空気が送り込まれ、燃料極８ａに導入された前記オフガス中の水素、一酸化炭素が燃料となって反応し、発電が行われる。
固体酸化物型燃料電池８の燃料極８ａから排出される高温の燃料電池排気燃料ガスには水素、メタン、一酸化炭素の可燃成分が含まれており、この燃料電池排気燃料ガスはガスタービン発電設備９に付随する燃焼器１０に燃料として送られる。この燃焼器１０には、前記固体酸化物型燃料電池８の空気極８ｂから排出される高温の酸素含有ガスが酸化剤として送り込まれ、ここで燃料電池排気燃料ガスが燃焼する。 The off gas after carbon dioxide is separated and recovered by the carbon dioxide separator 7 has a high hydrogen concentration, and this off gas is introduced into the fuel electrode 8 a of the solid oxide fuel cell 8 as fuel. Air as an oxidant is fed into the air electrode 8b of the solid oxide fuel cell 8, and hydrogen and carbon monoxide in the off-gas introduced into the fuel electrode 8a react as fuel to generate power. Is called.
The high-temperature fuel cell exhaust fuel gas discharged from the fuel electrode 8a of the solid oxide fuel cell 8 contains combustible components of hydrogen, methane, and carbon monoxide. This fuel cell exhaust fuel gas is used for gas turbine power generation. It is sent as fuel to a combustor 10 associated with the facility 9. The combustor 10 is fed with a high-temperature oxygen-containing gas discharged from the air electrode 8b of the solid oxide fuel cell 8 as an oxidant, where the fuel cell exhaust fuel gas is combusted.

燃焼器１０から排出される燃焼ガスは、約８００℃以上の高温となっており、ガスタービン発電設備９のガスタービン１１に送られ、ガスタービン１１を回転駆動し、ガスタービン１１は発電機１２を駆動し、発電が行われる。
ガスタービン１１から排出される排気ガスはまだ約４００℃以上の高温を保っており、この排気ガスは、ついで蒸気発電設備１３を構成する排熱回収ボイラ１４に送られ、ここで蒸気を発生して熱回収され、自らは冷却されて１００℃以下となって、煙突１５から外部に排出される。
石炭ガス化炉１や排熱回収ボイラ１４で発生した蒸気は、蒸気タービン１６に送られ、これを回転駆動し、蒸気タービン１６は発電機１２を駆動して発電を行う。 The combustion gas discharged from the combustor 10 has a high temperature of about 800 ° C. or higher and is sent to the gas turbine 11 of the gas turbine power generation facility 9 to drive the gas turbine 11 to rotate. To generate electricity.
The exhaust gas discharged from the gas turbine 11 is still kept at a high temperature of about 400 ° C. or higher, and this exhaust gas is then sent to the exhaust heat recovery boiler 14 constituting the steam power generation facility 13 where steam is generated. Then, the heat is recovered and cooled by itself to 100 ° C. or less and discharged from the chimney 15 to the outside.
The steam generated in the coal gasification furnace 1 and the exhaust heat recovery boiler 14 is sent to the steam turbine 16 to rotate and the steam turbine 16 drives the generator 12 to generate power.

この際、上述したように、石炭ガス化炉１や排熱回収ボイラ１４で発生した蒸気の一部を抽気（抜き出し）して経路６を介して前記シフト反応器５に送るようになっている。また、石炭ガス化炉１や排熱回収ボイラ１４で発生した蒸気の一部を同様に抽気して前記二酸化炭素分離回収器７に送り、この蒸気を二酸化炭素分離回収器７での二酸化炭素の分離回収を行うための熱源として利用するようになっている。   At this time, as described above, a part of the steam generated in the coal gasification furnace 1 and the exhaust heat recovery boiler 14 is extracted (extracted) and sent to the shift reactor 5 via the path 6. . In addition, a part of the steam generated in the coal gasification furnace 1 and the exhaust heat recovery boiler 14 is extracted in the same manner and sent to the carbon dioxide separation and recovery unit 7, and this steam is supplied to the carbon dioxide separation and recovery unit 7. It is used as a heat source for separation and recovery.

以上のように、このＩＧＦＣシステムでは、固体酸化物型燃料電池８、ガスタービン発電設備９および蒸気発電設備１３においてそれぞれ発電がなされ、システム全体では高い発電効率が期待できるとされている。
ところで、このＩＧＦＣシステムにおいて、前述のように、ガス化炉ガスに蒸気を添加してガス化炉ガス中の一酸化炭素をシフト反応器５において二酸化炭素と水素に変換している。これは、次段の固体酸化物型燃料電池８の燃料として水素を多く含むガスを用いることで固体酸化物型燃料電池８での発電効率が高くなって好ましいためである。 As described above, in the IGFC system, power is generated in the solid oxide fuel cell 8, the gas turbine power generation facility 9, and the steam power generation facility 13, and high power generation efficiency can be expected in the entire system.
By the way, in this IGFC system, as described above, steam is added to the gasifier gas to convert carbon monoxide in the gasifier gas into carbon dioxide and hydrogen in the shift reactor 5. This is because it is preferable to use a gas containing a large amount of hydrogen as the fuel of the solid oxide fuel cell 8 in the next stage because the power generation efficiency in the solid oxide fuel cell 8 is increased.

しかしながら、前記シフト反応器５に導入されるガス化炉ガスに添加される蒸気は前述のように、蒸気発電設備１３の蒸気系統で発生した蒸気の一部であり、この蒸気の抽気により蒸気発電設備１３での蒸気発電の出力が低下する問題が残されている。
この蒸気発電設備１３での発電出力の低下は、システム全体では、系外の蒸気供給源から蒸気を添加するシステムに比較して、約１０％程度の効率の低下を招くと推算されている。 However, the steam added to the gasifier gas introduced into the shift reactor 5 is a part of the steam generated in the steam system of the steam power generation facility 13 as described above, and steam power generation is performed by extracting the steam. There remains a problem that the output of steam power generation at the facility 13 decreases.
It is estimated that the decrease in the power generation output of the steam power generation facility 13 results in a decrease in efficiency of about 10% in the entire system as compared with a system in which steam is added from a steam supply source outside the system.

また、ＩＧＦＣシステム全体での二酸化炭素の回収率を高くしようとすると、前記シフト反応器５および二酸化炭素分離回収器７に送る蒸気の排熱回収ボイラ１４からの抽気量が多くなり、二酸化炭素回収率を高くするとこれに応じて発電効率が低下することも知られている。   In addition, if an attempt is made to increase the carbon dioxide recovery rate of the entire IGFC system, the amount of steam extracted from the exhaust heat recovery boiler 14 for the steam sent to the shift reactor 5 and the carbon dioxide separation and recovery device 7 will increase, and carbon dioxide recovery will occur. It is also known that when the rate is increased, the power generation efficiency decreases accordingly.

特開２００８−２９１０８１号公報JP 2008-291081 A

本発明における課題は、ＩＧＦＣシステム全体において二酸化炭素の回収率を高めるために、ガス化炉ガスのシフト反応に要する蒸気添加に起因する発電効率の低下を防止することにある。   An object of the present invention is to prevent a reduction in power generation efficiency due to the addition of steam required for the shift reaction of gasifier gas in order to increase the carbon dioxide recovery rate in the entire IGFC system.

かかる課題を解決するため、
請求項１にかかる発明は、ガス化炉から発生するガス化炉ガスを燃料として燃料極に導入する固体酸化物型燃料電池と、この固体酸化物型燃料電池の燃料極から排出される燃料電池排気燃料ガス中の二酸化炭素を分離回収する二酸化炭素分離回収器と、この二酸化炭素分離回収器からのオフガスを燃料としてガスタービン発電を行うガスタービン発電設備と、このガスタービン発電設備から排出される高温排気ガスを熱源として蒸気発電を行う蒸気発電設備を備えたことを特徴とするガス化炉ガス利用発電システムである。 To solve this problem,
The invention according to claim 1 is a solid oxide fuel cell in which gasifier gas generated from a gasifier is introduced as a fuel into a fuel electrode, and a fuel cell discharged from the fuel electrode of the solid oxide fuel cell. A carbon dioxide separation / recovery device that separates and recovers carbon dioxide in exhaust fuel gas, a gas turbine power generation facility that performs gas turbine power generation using off-gas from the carbon dioxide separation / recovery device as fuel, and the gas turbine power generation facility A gasifier gas-based power generation system comprising a steam power generation facility that performs steam power generation using high-temperature exhaust gas as a heat source.

請求項２にかかる発明は、前記燃料電池排気燃料ガスを導入して該排気燃料ガス中の一酸化炭素を二酸化炭素に変換するシフト反応器をさらに設け、このシフト反応器からのシフト反応器出口ガスを前記二酸化炭素分離回収器に送り、前記シフト反応器出口ガス中の二酸化炭素を分離回収することを特徴とする請求項１記載のガス化炉ガス利用発電システムである。   The invention according to claim 2 further includes a shift reactor for introducing the fuel cell exhaust fuel gas and converting carbon monoxide in the exhaust fuel gas into carbon dioxide, and the shift reactor outlet from the shift reactor. The gasifier gas-based power generation system according to claim 1, wherein gas is sent to the carbon dioxide separation and recovery device, and carbon dioxide in the shift reactor outlet gas is separated and recovered.

請求項３にかかる発明は、前記ガスタービン発電設備は、燃焼器を備え、この燃焼器には前記二酸化炭素分離回収器からのオフガスを送る経路と前記固体酸化物型燃料電池の空気極から排出される酸素含有ガスを送る経路が接続され、前記二酸化炭素分離回収器からのオフガスを燃焼させて燃焼ガスを発生させ、この燃焼ガスをガスタービンに送るようにしたことを特徴とする請求項１または２記載のガス化炉ガス利用発電システムである。   According to a third aspect of the present invention, the gas turbine power generation facility includes a combustor, and the combustor is discharged from a path for sending off-gas from the carbon dioxide separator and the air electrode of the solid oxide fuel cell. A path for sending the oxygen-containing gas is connected, the off-gas from the carbon dioxide separation and recovery device is burned to generate combustion gas, and the combustion gas is sent to the gas turbine. Or it is a gasification furnace gas utilization power generation system of 2 description.

本発明によれば、ガス化炉ガスをまず固体酸化物型燃料電池の燃料極に燃料として送って、酸化剤と反応させ発電することにより、固体酸化物型燃料電池の燃料極から排出される燃料電池排気燃料ガス中には二酸化炭素および水分（蒸気）が多く含まれ、一酸化炭素が減少することになる。このため、シフト反応器を設けなくとも、二酸化炭素分離回収器において大部分の二酸化炭素を分離回収できる。このため、シフト反応に必要な水分（蒸気）を添加する必要がなくなる。   According to the present invention, the gasifier gas is first discharged as a fuel to the fuel electrode of the solid oxide fuel cell, reacted with the oxidant, and generated to be discharged from the fuel electrode of the solid oxide fuel cell. Fuel cell exhaust fuel gas contains a large amount of carbon dioxide and moisture (steam), and carbon monoxide is reduced. Therefore, most of the carbon dioxide can be separated and recovered in the carbon dioxide separator / recovery unit without providing a shift reactor. For this reason, it is not necessary to add moisture (steam) necessary for the shift reaction.

また、シフト反応器を設けたシステムにあっても、ここでのシフト反応に必要とされる水分は、燃料電池排気燃料ガス中に含まれる水分で賄われるので、外部からシフト反応に必要は水分（蒸気）を供給する必要がない。
したがって、蒸気発電設備からの蒸気の抽気量が少なくなり、蒸気発電設備での発電効率が低下せず、システム全体の発電効率の低下が防止される。
さらに、二酸化炭素分離回収器における運転条件が１００℃以下の低温となるため、ここに導入された燃料電池排気燃料ガスが冷却され、これに含まれる水分が凝縮する。このため、二酸化炭素分離回収器の後段以降に送られるガス量が大幅に減少し、ガスタービン発電設備以降のガスの処理設備をコンパクトにすることができる。 Even in a system equipped with a shift reactor, the water required for the shift reaction here is covered by the water contained in the fuel gas exhausted from the fuel cell. There is no need to supply (steam).
Therefore, the amount of steam extracted from the steam power generation facility is reduced, the power generation efficiency in the steam power generation facility is not decreased, and the decrease in power generation efficiency of the entire system is prevented.
Furthermore, since the operating condition in the carbon dioxide separator / recovery unit is a low temperature of 100 ° C. or lower, the fuel cell exhaust fuel gas introduced here is cooled and the water contained therein is condensed. For this reason, the amount of gas sent to the subsequent stage of the carbon dioxide separator / recovery unit is greatly reduced, and the gas processing facility after the gas turbine power generation facility can be made compact.

本発明のガス化炉ガス利用発電システムの一例を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows an example of the gasifier gas utilization power generation system of this invention. 本発明のガス化炉ガス利用発電システムの他の例を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows the other example of the gasifier gas utilization power generation system of this invention. 本発明のガス化炉ガス利用発電システムにおける送電端効率と二酸化炭素回収率との関係を示すグラフである。It is a graph which shows the relationship between the power transmission end efficiency and carbon dioxide recovery rate in the gasifier gas utilization power generation system of this invention. 従来のガス化炉ガス利用発電システムの一例を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows an example of the conventional gasifier gas utilization power generation system.

図１は、本発明のガス化炉ガス利用発電システムの一例を示す概略構成図である。図１において、図４に示した構成部分と同一の構成部分には同一符号を付して、その説明を簡略化する。
石炭ガス化炉１からのガス化炉ガスは精製設備４により精製された後、固体酸化物型燃料電池８の燃料極８ａに送られる。固体酸化物型燃料電池８の燃料極８ａに導入されるガス化炉ガスの成分は、一酸化炭素と水素が大部分を占め、二酸化炭素は約１０％以下となっている。
固体酸化物型燃料電池８では、その燃料極８ａに供給されたガス化炉ガス中の一酸化炭素、水素が、空気極８ｂに導入された空気中の酸素を酸化剤として、これと以下のように反応して二酸化炭素と水になり、発電が行われる。 FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing an example of a gasifier gas utilization power generation system of the present invention. In FIG. 1, the same components as those shown in FIG. 4 are denoted by the same reference numerals, and the description thereof is simplified.
The gasifier gas from the coal gasifier 1 is purified by the refining equipment 4 and then sent to the fuel electrode 8 a of the solid oxide fuel cell 8. The components of the gasifier gas introduced into the fuel electrode 8a of the solid oxide fuel cell 8 are mostly carbon monoxide and hydrogen, and carbon dioxide is about 10% or less.
In the solid oxide fuel cell 8, carbon monoxide and hydrogen in the gasifier gas supplied to the fuel electrode 8a are oxygen in the air introduced into the air electrode 8b as an oxidant, and the following: Thus, carbon dioxide and water are reacted to generate electricity.

ＣＯ＋１／２Ｏ２→ＣＯ２
Ｈ２＋１／２Ｏ２→Ｈ２Ｏ
ガス化炉ガス中の大部分の一酸化炭素と水素とが発電反応に使われるため、固体酸化物型燃料電池８の燃料極８ａから排出される燃料電池排気燃料ガスには、多くの二酸化炭素と水とが含まれる。 CO + 1 / 2O 2 → CO 2
H 2 + 1 / 2O 2 → H 2 O
Since most of the carbon monoxide and hydrogen in the gasifier gas are used for power generation reaction, the fuel cell exhaust fuel gas discharged from the fuel electrode 8a of the solid oxide fuel cell 8 contains a large amount of carbon dioxide. And water.

この燃料電池排気燃料ガスは、ついで二酸化炭素分離回収器７に送られる。二酸化炭素分離回収器７は二酸化炭素吸収塔と加熱再生塔とから構成され、二酸化炭素吸収液がこれら２基の塔を循環するようになっている。二酸化炭素吸収塔ではアミン溶液などの二酸化炭素吸収液と前記燃料電池排気燃料ガスとを気液接触させて、これに含まれる二酸化炭素を二酸化炭素吸収液に吸収させる。二酸化炭素吸収液が飽和に達すると、二酸化炭素吸収液を加熱再生塔に送り、排熱回収ボイラ１４から経路１７を経て送られる蒸気により二酸化炭素吸収液を加熱し、吸収液から二酸化炭素を放出して吸収液を再生し、再び二酸化炭素吸収液塔に送るようにする。この操作を繰り返すことで二酸化炭素が分離回収される。   This fuel cell exhaust fuel gas is then sent to the carbon dioxide separator 7. The carbon dioxide separator / collector 7 includes a carbon dioxide absorption tower and a heating regeneration tower, and a carbon dioxide absorption liquid circulates through these two towers. In the carbon dioxide absorption tower, a carbon dioxide absorbent such as an amine solution is brought into gas-liquid contact with the fuel cell exhaust fuel gas, and carbon dioxide contained therein is absorbed by the carbon dioxide absorbent. When the carbon dioxide absorbing liquid reaches saturation, the carbon dioxide absorbing liquid is sent to the heating regeneration tower, and the carbon dioxide absorbing liquid is heated by the steam sent from the exhaust heat recovery boiler 14 via the path 17 to release carbon dioxide from the absorbing liquid. Then, the absorption liquid is regenerated and sent again to the carbon dioxide absorption liquid tower. By repeating this operation, carbon dioxide is separated and recovered.

なお、二酸化炭素の分離吸収は前述の吸収液を用いた化学吸収法以外に物理吸収法等を用いても良い。
ここでの二酸化炭素の分離回収率は、前述のように、吸収液の加熱に排熱回収ボイラ１４から抽気された蒸気を用いるため、システム全体の発電効率に影響を与えるので、大気中に放散可能な二酸化炭素量を勘案して決められる。 The carbon dioxide may be separated and absorbed by a physical absorption method or the like other than the chemical absorption method using the above-described absorption liquid.
As described above, since the steam extracted from the exhaust heat recovery boiler 14 is used for heating the absorption liquid, the carbon dioxide separation and recovery rate here affects the power generation efficiency of the entire system, and is thus diffused into the atmosphere. It is determined in consideration of the amount of carbon dioxide that is possible.

二酸化炭素分離回収器７から排出されるオフガスは、約２５〜３０％の水素、約２０％の二酸化炭素、約５〜８％のメタン、少量の一酸化炭素を含んでおり、このオフガスは、ついでガスタービン発電設備９の燃焼器１０に燃料として送られる。燃焼器１０には固体酸化物型燃料電池８の空気極８ｂから排出される高温の酸素含有ガスが酸化剤として送られ、二酸化炭素分離回収器７からのオフガス中のメタン、水素がここで燃焼する。   The off-gas discharged from the carbon dioxide separator 7 contains about 25-30% hydrogen, about 20% carbon dioxide, about 5-8% methane, and a small amount of carbon monoxide. Subsequently, it is sent to the combustor 10 of the gas turbine power generation facility 9 as fuel. A high-temperature oxygen-containing gas discharged from the air electrode 8b of the solid oxide fuel cell 8 is sent to the combustor 10 as an oxidant, and methane and hydrogen in the off-gas from the carbon dioxide separator / recoverer 7 are burned here. To do.

燃焼器１０から排出される燃焼ガスは、ガスタービン発電設備９のガスタービン１１に送られ、ガスタービン１１を回転駆動し、ガスタービン１１は発電機１２を駆動し、発電が行われる。
ガスタービン１１から排出される排気ガスはまだ約４００℃程度の高温を保っており、このガスは、ついで蒸気発電設備１３を構成する排熱回収ボイラ１４に送られ、ここで蒸気を発生し熱回収され、自らは冷却されて１００℃以下となって、その一部は凝縮水として除去され、気体成分は、煙突１５から外部に排出される。 The combustion gas discharged from the combustor 10 is sent to the gas turbine 11 of the gas turbine power generation facility 9 to drive the gas turbine 11 to rotate, and the gas turbine 11 drives the generator 12 to generate power.
The exhaust gas discharged from the gas turbine 11 still maintains a high temperature of about 400 ° C., and this gas is then sent to the exhaust heat recovery boiler 14 constituting the steam power generation facility 13 where steam is generated and heat is generated. It is recovered and cooled itself to 100 ° C. or less, part of which is removed as condensed water, and the gaseous component is discharged from the chimney 15 to the outside.

排熱回収ボイラ１４で発生した蒸気は、蒸気タービン１６に送られ、これを回転駆動し、蒸気タービン１６は発電機１２を駆動して発電を行う。排熱回収ボイラ１４からは、前述のように、一部の蒸気が抽気され、経路１７を介して二酸化炭素分離回収器７に送られ、その二酸化炭素吸収液の再生に用いられる。   The steam generated in the exhaust heat recovery boiler 14 is sent to the steam turbine 16 and rotationally driven. The steam turbine 16 drives the generator 12 to generate power. As described above, a part of the steam is extracted from the exhaust heat recovery boiler 14 and sent to the carbon dioxide separator / recoverer 7 through the path 17 and used for regeneration of the carbon dioxide absorption liquid.

このような構成のガス化炉ガス利用発電システムにあっては、固体酸化物型燃料電池８の燃料極８ａから排出される燃料電池排気燃料ガスには、二酸化炭素および水分がかなりの量含まれることから、この燃料電池排気燃料ガスを直接二酸化炭素分離回収器７に導入することができる。このため、シフト反応に必要な蒸気を抽気する必要がなくなることから、蒸気発電設備１３での発電に用いる蒸気の損失がなくなり、蒸気発電設備１３の発電出力を維持でき、システム全体での発電効率が従来のシステムに比較して高いものとなる。ただし、二酸化炭素分離回収器７での二酸化炭素分離回収に要する蒸気の抽気は従来と同等となるが、システム全体としてみれば、従来のシステムに比較して蒸気の抽気は少なくて済む。   In the gasifier gas utilization power generation system having such a configuration, the fuel cell exhaust fuel gas discharged from the fuel electrode 8a of the solid oxide fuel cell 8 contains a considerable amount of carbon dioxide and moisture. Thus, the fuel cell exhaust fuel gas can be directly introduced into the carbon dioxide separator / recoverer 7. For this reason, since it is not necessary to extract steam necessary for the shift reaction, there is no loss of steam used for power generation in the steam power generation facility 13, power generation output of the steam power generation facility 13 can be maintained, and power generation efficiency in the entire system Is higher than the conventional system. However, the steam extraction required for carbon dioxide separation / recovery in the carbon dioxide separator / recovery unit 7 is equivalent to that of the conventional system. However, the overall system requires less steam extraction than the conventional system.

また、二酸化炭素分離回収器７でのプロセスが１００℃以下の低温のプロセスであることから、燃料電池排気燃料ガス中の水分がここで凝縮し、ガス量が減少する。このため、燃焼器１０から後段の排気ガスの処理をコンパクトにすることができ、設備コストを削減することも可能である。   Further, since the process in the carbon dioxide separator 7 is a low-temperature process of 100 ° C. or less, moisture in the fuel cell exhaust fuel gas is condensed here, and the gas amount is reduced. For this reason, it is possible to make the processing of exhaust gas downstream from the combustor 10 compact, and it is possible to reduce the equipment cost.

さらに、この実施形態での発電システムでは、従来のシフト反応器を用いる必要がなく、固体酸化物型燃料電池８を上流側に、二酸化炭素分離回収器７を下流側に配置するだけでよく、設備コストが余分に必要となることもない。   Furthermore, in the power generation system in this embodiment, it is not necessary to use a conventional shift reactor, it is only necessary to arrange the solid oxide fuel cell 8 on the upstream side and the carbon dioxide separation and recovery device 7 on the downstream side, There is no need for extra equipment costs.

図２は、本発明のガス化炉ガス利用発電システムの他の例を示す概略構成図である。図２において、図１と同一構成部分には同一符号を付してその説明を省略する。
この実施形態のシステムでは、二酸化炭素分離回収器７の前段にシフト反応器５を設け、固体酸化物型燃料電池８の燃料極８ａから排出される燃料電池排気燃料ガスをシフト反応器５に送り、このシフト反応器５の出口ガスを二酸化炭素分離回収器７に送るようにした点が、図１に示したシステムと異なるところである。 FIG. 2 is a schematic configuration diagram showing another example of the gasifier gas utilization power generation system of the present invention. In FIG. 2, the same components as those in FIG.
In the system of this embodiment, a shift reactor 5 is provided in front of the carbon dioxide separator / recoverer 7, and the fuel cell exhaust fuel gas discharged from the fuel electrode 8 a of the solid oxide fuel cell 8 is sent to the shift reactor 5. 1 is different from the system shown in FIG. 1 in that the outlet gas of the shift reactor 5 is sent to the carbon dioxide separator 7.

この実施形態のシステムでは、燃料電池排気燃料ガス中に残存する一酸化炭素がシフト反応器５において二酸化炭素に変換され、この二酸化炭素と燃料電池排気燃料ガス中に存在する二酸化炭素とが二酸化炭素分離回収器７にて分離回収され、二酸化炭素の分離回収率を高めることができる。
この場合でも、シフト反応器５でのシフト反応には、燃料電池排気燃料ガス中に多量に含まれる水分をそのまま利用できる。したがって、従来のシステムとは異なり、シフト反応器５でのシフト反応のための蒸気を排熱回収ボイラ１４から抽気して供給しなくとも良い。 In the system of this embodiment, carbon monoxide remaining in the fuel cell exhaust fuel gas is converted into carbon dioxide in the shift reactor 5, and this carbon dioxide and carbon dioxide present in the fuel cell exhaust fuel gas are carbon dioxide. It is separated and collected by the separation / recovery unit 7 and the carbon dioxide separation and recovery rate can be increased.
Even in this case, the water contained in a large amount in the fuel cell exhaust fuel gas can be used as it is for the shift reaction in the shift reactor 5. Therefore, unlike the conventional system, the steam for the shift reaction in the shift reactor 5 need not be extracted from the exhaust heat recovery boiler 14 and supplied.

以下、具体例を挙げる。
図１および図４に示した発電システムについて、シミュレーションを行い、ぞれぞれの発電効率を算出した。
シミュレーションのための設定条件は、表１に示した通りである。 Specific examples are given below.
The power generation system shown in FIGS. 1 and 4 was simulated to calculate the power generation efficiency of each.
The setting conditions for the simulation are as shown in Table 1.

Figure 2012159031
Figure 2012159031

図３には、このシミュレーションで得られた結果を示し、システム全体ので送電端効率と二酸化炭素回収率との関係をグラフとして示している。
送電端効率とは、発生した電力からシステム内で使用する電力を差し引いた電力と投入される熱量との比である。二酸化炭素回収率とは、ガス化炉ガス中の全炭素量と回収した二酸化炭素量との比である。
図３に示した結果から、本発明の発電システムでは、従来の発電システムに比較して、発電効率が高いことがわかる。なお、二酸化炭素回収率が０％では、本発明のシステムと従来のシステムの送電端効率が同じである理由は、二酸化炭素を回収しない場合は二酸化炭素分離回収器をバイパスするシステムとなり、従来のＩＧＦＣシステムとなることから送電端効率は同一となるためである。 In FIG. 3, the result obtained by this simulation is shown, and the relationship between the power transmission end efficiency and the carbon dioxide recovery rate of the entire system is shown as a graph.
The power transmission end efficiency is the ratio between the generated power minus the power used in the system and the amount of heat input. The carbon dioxide recovery rate is a ratio between the total carbon amount in the gasifier gas and the recovered carbon dioxide amount.
From the results shown in FIG. 3, it can be seen that the power generation system of the present invention has higher power generation efficiency than the conventional power generation system. When the carbon dioxide recovery rate is 0%, the power transmission end efficiency of the system of the present invention is the same as that of the conventional system because when the carbon dioxide is not recovered, the system bypasses the carbon dioxide separation and recovery device. This is because the power transmission end efficiency is the same because of the IGFC system.

１・・石炭ガス化炉、８・・固体酸化物型燃料電池、８ａ・・燃料極、８ｂ・・空気極、５・・シフト反応器、７・・二酸化炭素分離回収器、９・・ガスタービン発電設備、１０・・燃焼器、１３・・蒸気発電設備 1 .... Coal gasifier, 8 .... Solid oxide fuel cell, 8a ... Fuel electrode, 8b ... Air electrode, 5 .... Shift reactor, 7 .... CO2 separator, 9 .... Gas Turbine power generation equipment, 10 .... combustor, 13 .... steam power generation equipment

Claims (3)

ガス化炉から発生するガス化炉ガスを燃料として燃料極に導入する固体酸化物型燃料電池と、この固体酸化物型燃料電池の燃料極から排出される燃料電池排気燃料ガス中の二酸化炭素を分離回収する二酸化炭素分離回収器と、この二酸化炭素分離回収器からのオフガスを燃料としてガスタービン発電を行うガスタービン発電設備と、このガスタービン発電設備から排出される高温排気ガスを熱源として蒸気発電を行う蒸気発電設備を備えたことを特徴とするガス化炉ガス利用発電システム。   A solid oxide fuel cell that introduces gasifier gas generated from the gasifier into the fuel electrode as fuel, and carbon dioxide in the fuel gas exhausted from the fuel electrode of the solid oxide fuel cell. A carbon dioxide separation and recovery device for separation and recovery, a gas turbine power generation facility that performs gas turbine power generation using off-gas from the carbon dioxide separation and recovery device as fuel, and steam power generation using the high-temperature exhaust gas discharged from the gas turbine power generation facility as a heat source A gasifier gas power generation system comprising a steam power generation facility for performing 前記燃料電池排気燃料ガスを導入して該排気燃料ガス中の一酸化炭素を二酸化炭素に変換するシフト反応器をさらに設け、このシフト反応器からのシフト反応器出口ガスを前記二酸化炭素分離回収器に送り、前記シフト反応器出口ガス中の二酸化炭素を分離回収することを特徴とする請求項１記載のガス化炉ガス利用発電システム。   A shift reactor for introducing the fuel cell exhaust fuel gas to convert carbon monoxide in the exhaust fuel gas into carbon dioxide is further provided, and the shift reactor outlet gas from the shift reactor is supplied to the carbon dioxide separation and recovery device. The gasifier gas-based power generation system according to claim 1, wherein carbon dioxide in the shift reactor outlet gas is separated and recovered. 前記ガスタービン発電設備は、燃焼器を備え、この燃焼器には前記二酸化炭素分離回収器からのオフガスを送る経路と前記固体酸化物型燃料電池の空気極から排出される酸素含有ガスを送る経路が接続され、前記二酸化炭素分離回収器からのオフガスを燃焼させて燃焼ガスを発生させ、この燃焼ガスをガスタービンに送るようにしたことを特徴とする請求項１または２記載のガス化炉ガス利用発電システム。   The gas turbine power generation facility includes a combustor, and a route for sending off-gas from the carbon dioxide separator and a route for sending oxygen-containing gas discharged from the air electrode of the solid oxide fuel cell to the combustor. The gasifier gas according to claim 1, wherein an off gas from the carbon dioxide separation and recovery device is combusted to generate a combustion gas, and the combustion gas is sent to a gas turbine. Utilization power generation system.
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