JP2015148380A - コンベンショナル火力発電所及びコンベンショナル火力発電方法 - Google Patents

Abstract

【課題】簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができるコンベンショナル火力発電所を提供する。【解決手段】ボイラ１００を備え、ボイラ１００で燃料を燃焼させて発電を行うコンベンショナル火力発電所１であって、有機化合物から脱水素化することで水素を生成する脱水素装置４００を備え、ボイラ１００は、脱水素装置４００が生成した水素と化石燃料とを混焼する。【選択図】図１

Description

本発明は、ボイラで燃料を燃焼させて発電を行うコンベンショナル火力発電所及びコンベンショナル火力発電方法に関する。

ボイラで化石燃料を燃焼させて蒸気タービンで発電を行うコンベンショナル火力発電所においては、蒸気タービンとガスタービンとを組み合わせたコンバインドサイクル発電所に比べて、二酸化炭素の排出量が多くなる傾向にある。このため、従来、発電効率を向上させて、二酸化炭素の排出量を抑制するコンベンショナル火力発電所が提案されている（例えば、特許文献１参照）。

特開２００８−２４８８２２号公報

しかしながら、上記従来のコンベンショナル火力発電所においては、二酸化炭素の排出量を抑制するために、複雑な設備構成が必要になったり、コストが増大したりするという問題がある。つまり、発電効率を向上させたコンベンショナル火力発電所を新設する際には、複雑な設備構成が必要になったり、コストが増大したりする。また、既設のコンベンショナル火力発電所を改良して発電効率を向上させる場合においても、同様の問題がある。

本発明は、上記問題を解決するためになされたものであり、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができるコンベンショナル火力発電所及びコンベンショナル火力発電方法を提供することを目的とする。

上記目的を達成するために、本発明の一態様に係るコンベンショナル火力発電所は、ボイラを備え、前記ボイラで燃料を燃焼させて発電を行うコンベンショナル火力発電所であって、有機化合物から脱水素化することで水素を生成する脱水素装置を備え、前記ボイラは、前記脱水素装置が生成した水素と化石燃料とを混焼する。

これによれば、コンベンショナル火力発電所において、脱水素装置で有機化合物から脱水素化することで水素を生成し、ボイラで当該水素と化石燃料とを混焼することで、発電を行う。つまり、化石燃料だけではなく水素も燃焼して発電を行うことで、化石燃料のみを燃焼する場合よりも二酸化炭素の排出量を低減することができる。これにより、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができるコンベンショナル火力発電所を実現することができる。

また、前記脱水素装置は、前記コンベンショナル火力発電所が発電を行う際に生成される蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つが有する熱を前記有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成することにしてもよい。

これによれば、脱水素装置は、発電の際に生成される蒸気、排ガスまたは高温空気が有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置は、発電の際に生成される熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

また、さらに、空気を排ガスで予熱する空気予熱器を備え、前記脱水素装置は、前記空気予熱器の排ガス入口または空気出口から取り出された排ガスまたは高温空気が有する熱を前記有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成することにしてもよい。

これによれば、脱水素装置は、空気予熱器の排ガス入口または空気出口から取り出された排ガスまたは高温空気が有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置は、空気予熱器の排ガス入口または空気出口から取り出された熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

また、さらに、排ガスを脱硝する脱硝装置を備え、前記脱水素装置は、前記脱硝装置の入口または出口から取り出された排ガスが有する熱を前記有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成することにしてもよい。

これによれば、脱水素装置は、脱硝装置の入口または出口から取り出された排ガスが有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置は、脱硝装置の入口または出口から取り出された熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

また、さらに、蒸気タービンを備え、前記脱水素装置は、前記ボイラから前記蒸気タービンに送られる蒸気、及び前記蒸気タービンからの抽気のうちの少なくとも１つが有する熱を前記有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成することにしてもよい。

これによれば、脱水素装置は、ボイラから蒸気タービンに送られる蒸気、または蒸気タービンからの抽気が有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置は、当該蒸気または当該抽気の熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

また、前記蒸気タービンは、高圧タービン、中圧タービン及び低圧タービンを有しており、前記脱水素装置は、前記ボイラから前記高圧タービンに送られる主蒸気、前記高圧タービンまたは前記中圧タービンからの抽気、及び前記高圧タービンからの抽気である低温再熱蒸気が前記ボイラにより加熱された高温再熱蒸気のうちの少なくとも１つが有する熱を前記有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成することにしてもよい。

これによれば、脱水素装置は、主蒸気、高圧タービンまたは中圧タービンからの抽気、または高温再熱蒸気が有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置は、当該主蒸気、当該抽気、または高温再熱蒸気の熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

また、前記脱水素装置は、水素を生成する際に使用した蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つを、前記コンベンショナル火力発電所が発電を行うために使用される蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つとして供給することにしてもよい。

これによれば、脱水素装置は、水素を生成する際に使用した蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つを、コンベンショナル火力発電所が発電を行うために再利用する。これにより、熱を有効活用することができるため、脱水素装置で熱を使用することによる発電効率の低下を抑制することができる。

また、前記脱水素装置は、常圧の水素を前記ボイラに供給することにしてもよい。

これによれば、脱水素装置は、常圧の水素をボイラに供給すればよいので、生成した水素を昇圧する必要が無い。このため、コンベンショナル火力発電所において、簡易に水素をボイラに供給して発電を行うことができるため、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

また、前記脱水素装置は、有機ケミカルハイドライト法を用いて、水素化された前記有機化合物から脱水素化することで水素を生成することにしてもよい。

これによれば、脱水素装置は、有機ケミカルハイドライト法を用いて、水素化された有機化合物から脱水素化することで水素を生成する。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に水素を生成して発電を行うことができるため、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

また、前記ボイラは、前記脱水素装置が生成した水素と石炭とを混焼することにしてもよい。

これによれば、コンベンショナル火力発電所において、水素と石炭とを混焼して発電を行うことで、石炭の燃焼によって増加する二酸化炭素の排出量を、簡易に抑制することができる。

また、さらに、発電機を備え、前記脱水素装置は、生成した水素を、前記発電機の冷却用の水素として供給することにしてもよい。

これによれば、脱水素装置は、生成した水素を、発電機の冷却用の水素としても活用することができる。

なお、本発明は、このようなコンベンショナル火力発電所として実現することができるだけでなく、当該コンベンショナル火力発電所において発電を行う方法であるコンベンショナル火力発電方法として実現することもできる。

本発明におけるコンベンショナル火力発電所によれば、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

本発明の実施の形態に係るコンベンショナル火力発電所の概略構成を示す模式図である。 本発明の実施の形態に係る蒸気タービン周りの構成を示す模式図である。 本発明の実施の形態に係るボイラ周りの構成を示す模式図である。 本発明の実施の形態に係る制御装置の機能構成を示すブロック図である。 本発明の実施の形態に係る制御装置が行う処理を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態の変形例１に係るボイラ周りの構成を示す模式図である。 本発明の実施の形態の変形例２に係るボイラ周りの構成を示す模式図である。 本発明の実施の形態の変形例３に係る蒸気タービン周りの構成を示す模式図である。 本発明の実施の形態の変形例４に係る蒸気タービン周りの構成を示す模式図である。

以下、図面を参照しながら、本発明の実施の形態に係るコンベンショナル火力発電所について説明する。なお、以下で説明する実施の形態は、いずれも本発明の好ましい一具体例を示すものである。以下の実施の形態で示される数値、形状、材料、構成要素、構成要素の配置位置及び接続形態、工程、工程の順序などは、一例であり、本発明を限定する主旨ではない。また、以下の実施の形態における構成要素のうち、最上位概念を示す独立請求項に記載されていない構成要素については、任意の構成要素として説明される。

（実施の形態）
まず、コンベンショナル火力発電所１の構成について、説明する。

図１は、本発明の実施の形態に係るコンベンショナル火力発電所１の概略構成を示す模式図である。また、図２は、本発明の実施の形態に係る蒸気タービン２００周りの構成を示す模式図である。また、図３は、本発明の実施の形態に係るボイラ１００周りの構成を示す模式図である。

コンベンショナル火力発電所１は、ボイラで燃料を燃焼させて蒸気を発生し、蒸気タービンで発電を行う発電システムである。

まず、図１に示すように、コンベンショナル火力発電所１は、ボイラ１００、蒸気タービン２００、発電機３００などを含む発電部１０と、発電部１０に含まれる機器を制御する制御装置２０とを備えている。具体的には、発電部１０は、ボイラ１００、蒸気タービン２００、発電機３００、脱水素装置４００、化石燃料供給装置５００、脱硝装置６００、空気予熱器７００、及び煙突８００などを有している。

ボイラ１００は、脱水素装置４００が生成した水素と化石燃料とを混焼するボイラであり、本実施の形態では、定圧貫流ボイラである。つまり、ボイラ１００は、脱水素装置４００から供給される水素を燃焼するとともに、化石燃料供給装置５００から供給される化石燃料を燃焼する。

ここで、脱水素装置４００から供給される水素は、常圧の水素であり、具体的には、常温かつ常圧の水素である。そして、ボイラ１００は、当該水素を燃焼する水素燃焼用バーナ（図示せず）を有している。また、本実施の形態では、化石燃料供給装置５００から供給される化石燃料は石炭（微粉炭）であり、ボイラ１００は、当該微粉炭を燃焼する微粉炭燃焼用バーナ（図示せず）も有している。つまり、ボイラ１００は、脱水素装置４００が生成した水素と石炭とを混焼する。

なお、水素燃焼用バーナ及び微粉炭燃焼用バーナは、従来の水素を燃焼するバーナ（水素を空気とともに噴出して燃焼するバーナ）、及び微粉炭を燃焼するバーナ（微粉炭を空気とともに噴出して燃焼するバーナ）を用いることができる。

また、ボイラ１００は、主蒸気管１１０を有しており、燃料を燃焼することで生成した蒸気（主蒸気）を、主蒸気管１１０を通じて蒸気タービン２００に送る。また、ボイラ１００は、煙道１２０を有しており、燃料を燃焼した後の排ガスを、煙道１２０を通じて脱硝装置６００、空気予熱器７００及び煙突８００へと送る。また、ボイラ１００の底部にはボトムアッシュ処理設備１３０が設けられており、このボトムアッシュ処理設備１３０にて、ボイラ１００で燃料を燃焼して生成される灰（石炭灰）を処理する。

なお、ボイラ１００の形式は、定圧貫流ボイラには限定されず、変圧貫流ボイラや循環式ボイラなど、どのような形式のボイラであってもかまわない。

蒸気タービン２００は、ボイラ１００で生成された蒸気のエネルギーによって回転するタービンである。本実施の形態では、蒸気タービン２００は、高圧タービン２１０、中圧タービン２２０及び低圧タービン２３０を有している。

高圧タービン２１０は、高圧の蒸気によって回転するタービンであり、中圧タービン２２０は、当該高圧の蒸気よりも圧力の低い中圧の蒸気によって回転するタービンであり、低圧タービン２３０は、当該中圧の蒸気よりも圧力の低い低圧の蒸気によって回転するタービンである。本実施の形態では、発電機３００に近い側から、低圧タービン２３０、中圧タービン２２０、高圧タービン２１０の順に配置されている。

つまり、ボイラ１００で生成された高温高圧の蒸気（主蒸気）は、主蒸気管１１０を通って高圧タービン２１０に送られ、高圧タービン２１０を回転させる。また、高圧タービン２１０を出た蒸気は、中圧タービン２２０に送られて、中圧タービン２２０を回転させる。また、中圧タービン２２０を出た蒸気は、低圧タービン２３０に送られて、低圧タービン２３０を回転させる。

具体的には、図２に示すように、ボイラ１００で生成された高温高圧の主蒸気は、主蒸気管１１０を通って高圧タービン２１０に送られ、高圧タービン２１０を回転させる。また、高圧タービン２１０を出た蒸気（低温再熱蒸気）は、低温再熱蒸気管２１１を通ってボイラ１００に送られ、ボイラ１００で再加熱される。そして、ボイラ１００で再加熱された蒸気（高温再熱蒸気）は、高温再熱蒸気管１４０を通って中圧タービン２２０に送られ、中圧タービン２２０を回転させる。また、中圧タービン２２０を出た蒸気は、蒸気管２２３を通って低圧タービン２３０に送られ、低圧タービン２３０を回転させる。

なお、高温再熱蒸気は、主蒸気と同程度か主蒸気よりも高い温度まで加熱される。

また、低圧タービン２３０を出た蒸気は、蒸気管２３５を通って復水器２４０に送られ、復水器２４０で冷やされて水になり、配管２４１を通ってグランドコンデンサ２４２に送られる。

ここで、蒸気タービン２００は、８段抽気として、８箇所から蒸気が取り出される構成になっている。つまり、蒸気タービン２００から、第一抽気から第八抽気までの８段の抽気が取り出される。

具体的には、低圧タービン２３０から、第一抽気管２３１によって第一抽気が取り出され、取り出された第一抽気は、第一給水ヒータ２５１において、グランドコンデンサ２４２を出た水（給水）を加熱する。また、低圧タービン２３０から、第二抽気管２３２によって第二抽気が取り出され、取り出された第二抽気は、第二給水ヒータ２５２において、第一給水ヒータ２５１を出た給水を加熱する。

また、低圧タービン２３０から、第三抽気管２３３によって第三抽気が取り出され、取り出された第三抽気は、第三給水ヒータ２５３において、第二給水ヒータ２５２を出た給水を加熱する。また、低圧タービン２３０から、第四抽気管２３４によって第四抽気が取り出され、取り出された第四抽気は、第四給水ヒータ２５４において、第三給水ヒータ２５３を出た給水を加熱する。

このように、低圧タービン２３０からは、第一抽気から第四抽気までの４段の抽気が取り出される。なお、取り出された抽気の温度は、低い方から、第一抽気、第二抽気、第三抽気、第四抽気となっている。

また、中圧タービン２２０から、第五抽気管２２１によって第五抽気が取り出され、取り出された第五抽気は、脱気器２５５に送られる。また、中圧タービン２２０から、第六抽気管２２２によって第六抽気が取り出され、取り出された第六抽気は、第六給水ヒータ２５６において、脱気器２５５で脱気された給水を加熱する。

このように、中圧タービン２２０からは、第五抽気及び第六抽気の２段の抽気が取り出される。なお、取り出された抽気の温度は、低い方から、第五抽気、第六抽気となっている。また、第五抽気及び第六抽気は、第一抽気から第四抽気までの抽気よりも高い温度となっている。

また、高圧タービン２１０の低温再熱蒸気管２１１から、第七抽気管２１２によって第七抽気（補助蒸気）が取り出され、取り出された第七抽気は、第七給水ヒータ２５７において、第六給水ヒータ２５６を出た給水を加熱する。また、高圧タービン２１０から、第八抽気管２１３によって第八抽気が取り出され、取り出された第八抽気は、第八給水ヒータ２５８において、第七給水ヒータ２５７を出た給水を加熱する。そして、第七給水ヒータ２５７で加熱された給水は、配管２５９を通ってボイラ１００に送られる。

このように、高圧タービン２１０からは、第七抽気及び第八抽気の２段の抽気が取り出される。なお、取り出された抽気の温度は、低い方から、第七抽気、第八抽気となっている。

なお、蒸気タービン２００は、高圧タービン２１０、中圧タービン２２０及び低圧タービン２３０のうちのいずれかのタービンを有していない構成でもかまわない。また、蒸気タービン２００からの抽気は、上記のような８段抽気でなくともかまわない。

また、主蒸気管１１０、高温再熱蒸気管１４０、低温再熱蒸気管２１１、第一抽気管２３１〜第八抽気管２１３、蒸気管２２３、２３５、配管２４１、２５９などの配管は、内部を通る蒸気（または水）の条件（流量、流速、温度、圧力等）に応じた仕様（口径、材質等）で構成されていれば、どのような仕様であってもかまわない。

また、第一給水ヒータ２５１〜第四給水ヒータ２５４及び第六給水ヒータ２５６〜第八給水ヒータ２５８は、第一抽気〜第四抽気及び第六抽気〜第八抽気と給水との間で熱交換を行うことができる熱交換器であるが、当該熱交換器の構造は、特に限定されない。

図１に戻り、発電機３００は、蒸気タービン２００の回転力を電力に変換することによって発電を行うタービン発電機である。具体的には、発電機３００は、低圧タービン２３０の側方（中圧タービン２２０と反対側）に配置されており、高圧タービン２１０、中圧タービン２２０及び低圧タービン２３０の回転力を電力に変換することによって発電を行う。

また、発電機３００は、発電の際に界磁や固定子に大きな電流が流れて高温になるため、機内に冷媒としての水素が封入される。具体的には、発電機３００は、脱水素装置４００から発電機供給配管４５０を通って供給される水素を機内に封入することで、冷却される。

脱水素装置４００は、有機化合物から脱水素化することで水素を生成する装置である。具体的には、脱水素装置４００は、有機ケミカルハイドライト法を用いて、水素化された有機化合物から脱水素化することで水素を生成する。ここで、有機ケミカルハイドライト法とは、芳香族化合物を水素化して水素化芳香族化合物として水素を貯蔵し、使用場所まで輸送して、使用場所で水素化芳香族化合物から脱水素化することで水素を取り出す手法であり、水素の貯蔵及び輸送を安全に行うことができる。

本実施の形態では、脱水素装置４００は、有機化合物であるＭＣＨ（メチルシクロヘキサン）に熱を加えて脱水素反応を起こすことで、トルエンと水素とを生成する。ここで、ＭＣＨは、トルエンに水素化反応を行うことで生成することができる。また、ＭＣＨは、あらかじめ必要量がコンベンショナル火力発電所１の構内に受け入れられ、タンクなどに貯留されている。

具体的には、脱水素装置４００は、ＭＣＨを、当該タンクからＭＣＨ入力配管４１０を通じて受け入れる。そして、脱水素装置４００は、受け入れたＭＣＨに熱エネルギーを加えて脱水素反応を起こすことで、トルエンと水素とを生成する。そして、脱水素装置４００は、生成したトルエンをトルエン出口配管４２０から取り出し、生成した水素を水素出口配管４３０から取り出す。なお、トルエン出口配管４２０から取り出されたトルエンは、タンクなどに一時的に保管された後、適切に処理される。

また、水素出口配管４３０から取り出された水素は、ボイラ供給配管４４０を通って、ボイラ１００に供給される。ここで、脱水素装置４００で生成される水素は、常温かつ常圧の水素である。つまり、脱水素装置４００は、常温かつ常圧の水素をボイラ１００に供給する。なお、常温とは１０〜２０℃程度、常圧とは０．１〜０．３ＭＰａ程度の圧力をいう。

また、水素出口配管４３０から取り出された水素は、発電機供給配管４５０を通って、発電機３００に供給される。つまり、脱水素装置４００は、生成した水素を、発電機３００の冷却用の水素として供給する。このように、脱水素装置４００で生成された水素は、発電機３００の冷却用の水素としても活用される。

ここで、脱水素装置４００は、コンベンショナル火力発電所１が発電を行う際に生成される蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つが有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。本実施の形態では、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の空気出口から取り出された高温空気が有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。

具体的には、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の空気出口ダクト７３０から取り出された高温空気管７３１内の高温空気が有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置４００内には熱交換器（図示せず）が配置されており、当該高温空気が有する熱エネルギーをＭＣＨに加えて、水素を生成する。

また、脱水素装置４００は、水素を生成する際に使用した蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つを、コンベンショナル火力発電所１が発電を行うために使用される蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つとして供給する。本実施の形態では、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の空気出口から取り出された高温空気を熱交換器に通して熱交換を行った後に、熱交換器から取り出された当該高温空気を空気出口ダクト７３０に再び戻す。これにより、当該高温空気は、ボイラ１００での燃焼用空気として有効活用される。

なお、当該高温空気の供給先は、空気出口ダクト７３０には限定されず、ボイラ１００での燃焼用空気以外で有効活用されてもよい。

化石燃料供給装置５００は、ボイラ１００に化石燃料である石炭（微粉炭）を供給する装置である。具体的には、化石燃料供給装置５００は、石炭を貯蔵する貯蔵設備（図示せず）を有しており、当該貯蔵設備に貯蔵された石炭を微粉炭に粉砕して、当該微粉炭を微粉炭搬送路５１０を通じてボイラ１００に供給する。

脱硝装置６００は、排ガスを脱硝する装置である。具体的には、脱硝装置６００は、ボイラ１００の煙道１２０の空気予熱器７００の手前に配置されており、煙道１２０内の空気予熱器７００に向かう排ガス中の窒素酸化物を除去する。

空気予熱器７００は、空気を排ガスで予熱する装置、つまり、ボイラ１００の熱効率を高めるために燃焼用の空気をボイラ１００に送り込む前に加熱する装置である。具体的には、空気予熱器７００には、押込ファン７１０が接続されており、押込ファン７１０の駆動によって空気入口ダクト７２０を通じて空気が送り込まれる。そして、空気予熱器７００は、当該空気を、煙道１２０内の脱硝装置６００を出た排ガスと熱交換させて、高温空気として空気出口ダクト７３０に送り出す。

さらに具体的には、図３に示すように、空気予熱器７００と押込ファン７１０との間の空気入口ダクト７２０には、蒸気式空気予熱器７４０が配置されている。蒸気式空気予熱器７４０は、押込ファン７１０によって空気入口ダクト７２０に送り込まれた空気を蒸気で加熱する。そして、蒸気式空気予熱器７４０で加熱された空気は、空気予熱器７００で再度加熱され、空気出口ダクト７３０を通じてボイラ１００に送られる。

つまり、空気出口ダクト７３０は、ボイラ１００の風箱（ウインドボックス）に接続されており、空気予熱器７００で加熱された高温空気は、当該風箱に送られる。そして、このボイラ１００の風箱に送られた高温空気は、水素及び微粉炭の燃焼用空気として使用される。

なお、空気予熱器７００は、内部に伝熱体（エレメント）が配置されており、空気と排ガスとの熱交換を行う構成を有しているが、空気予熱器７００は、空気と排ガスとの熱交換を行うことができるのであればどのような構成を有していてもかまわない。

また、図３に示すように、煙道１２０における脱硝装置６００の手前には、節炭器１２４が配置されている。節炭器１２４は、ボイラ１００からの燃焼排ガスの余熱を利用して給水などを加熱する機器である。

また、煙道１２０の空気予熱器７００と煙突８００との間には、電気集じん器９１０、吸込ファン９２０及び脱硫装置９３０が配置されている。電気集じん器９１０は、排ガス中のばいじんを静電気力で引き付け除去する装置である。吸込ファン９２０は、ボイラ１００から煙道１２０を通じて排ガスを吸い込み、煙突８００に導くファンである。脱硫装置９３０は、排ガス中の硫黄酸化物を除去する装置である。

以上のようにして、排ガス中から、窒素酸化物、ばいじん（灰）、硫黄酸化物などが取り除かれて、煙突８００から排出される。

また、以上の構成により、コンベンショナル火力発電所１が全負荷運転で６００ＭＷの出力の場合に、空気出口ダクト７３０中の空気予熱器７００の出口空気温度（高温空気管７３１内の高温空気の温度）は、およそ３４０℃になる。ここで、脱水素装置４００がＭＣＨから水素を効率的に生成することができる温度は、例えば３００℃（転化率９０％の場合の触媒活性化温度）である。このため、脱水素装置４００は、高温空気管７３１を通じて取り込んだ高温空気が有する熱をＭＣＨに加えることにより、効率的に水素を生成することができる。

また、脱水素装置４００の熱交換器から取り出される高温空気はおよそ３００℃程度になるため、当該高温空気を空気出口ダクト７３０に戻すことで、当該高温空気が有する熱を有効活用することができる。

次に、コンベンショナル火力発電所１が有する制御装置２０の構成及び制御装置２０が行う処理について、詳細に説明する。

図４は、本発明の実施の形態に係る制御装置２０の機能構成を示すブロック図である。また、図５は、本発明の実施の形態に係る制御装置２０が行う処理を示すフローチャートである。

まず、図４に示すように、制御装置２０は、発電部１０に含まれる機器を制御する装置であり、具体的には、脱水素制御部２１、燃料制御部２２、発電機冷却制御部２３、発電制御部２４及び記憶部２５を備えている。

脱水素制御部２１は、脱水素装置４００を制御する。具体的には、脱水素制御部２１は、脱水素装置４００がＭＣＨ入力配管４１０から受け入れるＭＣＨの量や、高温空気管７３１から取り込む高温空気の熱量などを調整して、水素出口配管４３０から取り出される水素の量、温度または圧力などを調整する。本実施の形態では、脱水素制御部２１は、ボイラ１００へ供給される水素の量が一定になるように、また当該水素が常温かつ常圧となるように、脱水素装置４００を制御する。

燃料制御部２２は、ボイラ１００へ供給される燃料を制御する。具体的には、燃料制御部２２は、脱水素装置４００から供給される水素の量と、化石燃料供給装置５００から供給される微粉炭の量とのバランスを調整する。本実施の形態では、燃料制御部２２は、ボイラ１００へ供給される水素の量を一定に維持できるように、化石燃料供給装置５００からボイラ１００へ供給される微粉炭の量を変化させる。

発電機冷却制御部２３は、発電機３００の冷却を制御する。具体的には、発電機冷却制御部２３は、脱水素装置４００から発電機３００へ供給される冷却用の水素の量、温度または圧力などを調整する。

発電制御部２４は、発電部１０による発電を制御する。具体的には、発電制御部２４は、発電部１０に含まれるボイラ１００、蒸気タービン２００、発電機３００などの種々の機器を制御し、発電を行う。

記憶部２５は、制御装置２０に含まれる各処理部が行う処理に必要なデータを記憶しているメモリである。記憶部２５は、例えば、脱水素制御部２１がＭＣＨ入力配管４１０から受け入れるＭＣＨの量の上限、下限または目標値や、高温空気管７３１から取り込む高温空気の熱量の上限、下限または目標値などを記憶している。

次に、制御装置２０に含まれる各処理部が行う処理（コンベンショナル火力発電方法）について、説明する。なお、以下では、当該処理のうち、特に、本願発明の特徴部分についての説明を行う。

図５に示すように、まず、脱水素制御部２１は、脱水素工程として、有機化合物から脱水素化することで水素を生成する（Ｓ１０２）。つまり、脱水素制御部２１は、脱水素装置４００が受け入れるＭＣＨの量や、取り込む高温空気の熱量などを調整して、水素出口配管４３０から取り出される水素の量、温度または圧力などを調整する。

そして、燃料制御部２２は、混焼工程として、ボイラ１００で、脱水素工程で生成された水素と化石燃料とを混焼する（Ｓ１０４）。つまり、燃料制御部２２は、脱水素装置４００から供給される水素の量と、化石燃料供給装置５００から供給される微粉炭の量とのバランスを調整し、水素と微粉炭とを混焼する。

そして、発電機冷却制御部２３は、発電機冷却工程として、発電機３００への冷却用水素の供給を制御する（Ｓ１０６）。つまり、発電機冷却制御部２３は、脱水素装置４００から発電機３００へ供給される冷却用の水素の量、温度または圧力などを調整する。

以上のように、本発明の実施の形態に係るコンベンショナル火力発電所１によれば、脱水素装置４００で有機化合物から脱水素化することで水素を生成し、ボイラ１００で当該水素と化石燃料とを混焼することで、発電を行う。つまり、化石燃料だけではなく水素も燃焼して発電を行うことで、化石燃料のみを燃焼する場合よりも二酸化炭素の排出量を低減することができる。これにより、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができるコンベンショナル火力発電所１を実現することができる。

また、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の空気出口から取り出された高温空気が有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の空気出口から取り出された熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。特に、空気予熱器７００の空気出口から取り出された高温空気が有する熱を利用する場合には、排ガス中に含まれる灰等によるエロージョンの懸念が少ないため、トラブル防止の観点から、当該高温空気を利用するのが望ましい。これにより、コンベンショナル火力発電所１において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

また、脱水素装置４００は、常温かつ常圧の水素をボイラ１００に供給すればよいので、生成した水素を昇圧等する必要が無い。このため、コンベンショナル火力発電所１において、簡易に水素をボイラ１００に供給して発電を行うことができるため、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

また、コンバインドサイクル発電などにおいてガスタービンに水素を供給する場合には、１．３〜５ＭＰａ程度にまで水素を昇圧する必要があるが、コンベンショナル火力発電所１においては、常温かつ常圧の水素をボイラ１００に供給すればよいので、水素の取り扱いが容易であり、また発電効率の低下を抑制することができる。

また、脱水素装置４００は、有機ケミカルハイドライト法を用いて、水素化された有機化合物から脱水素化することで水素を生成する。これにより、コンベンショナル火力発電所１において、簡易に水素を生成して発電を行うことができるため、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

また、コンベンショナル火力発電所１において、水素と石炭とを混焼して発電を行うことで、石炭の燃焼によって増加する二酸化炭素の排出量を、簡易に抑制することができる。

また、脱水素装置４００は、生成した水素を、発電機３００の冷却用の水素としても活用することができる。

（変形例１）
次に、上記実施の形態の変形例１について、説明する。上記実施の形態では、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の空気出口から取り出された高温空気が有する熱を有機化合物に加えることにより、水素を生成することとした。しかし、本変形例では、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の排ガス入口から取り出された排ガスが有する熱を有機化合物に加えることにより、水素を生成する。

図６は、本発明の実施の形態の変形例１に係るボイラ１００周りの構成を示す模式図である。

同図に示すように、煙道１２０における空気予熱器７００の排ガス入口に、排ガス入口管１２１が設けられている。そして、脱水素装置４００は、排ガス入口管１２１内の排ガスが有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置４００内には熱交換器が配置されており、当該排ガスが有する熱エネルギーをＭＣＨに加えて、水素を生成する。

このように、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の排ガス入口から取り出された排ガスが有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。

また、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の排ガス入口から取り出された排ガスを熱交換器に通して熱交換を行った後に、熱交換器から取り出された当該排ガスを空気予熱器７００の排ガス入口に再び戻す。これにより、当該排ガスは、空気予熱器７００での熱源として有効活用される。なお、当該排ガスの供給先は、空気予熱器７００の排ガス入口には限定されず、空気予熱器７００での熱源以外で有効活用されてもよい。

なお、コンベンショナル火力発電所が全負荷運転で６００ＭＷの出力の場合に、煙道１２０中の空気予熱器７００の入口排ガス温度（排ガス入口管１２１内の排ガスの温度）は、およそ３８０℃になる。ここで、脱水素装置４００がＭＣＨから水素を効率的に生成することができる温度は、例えば３００℃（転化率９０％の場合の触媒活性化温度）である。このため、脱水素装置４００は、排ガス入口管１２１を通じて取り込んだ排ガスが有する熱をＭＣＨに加えることにより、効率的に水素を生成することができる。

以上のように、本発明の実施の形態の変形例１に係るコンベンショナル火力発電所によれば、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の排ガス入口から取り出された排ガスが有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の排ガス入口から取り出された熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

（変形例２）
次に、上記実施の形態の変形例２について、説明する。上記実施の形態の変形例１では、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の排ガス入口から取り出された排ガスが有する熱を有機化合物に加えることにより、水素を生成することとした。しかし、本変形例では、脱水素装置４００は、脱硝装置６００の入口または出口から取り出された排ガスが有する熱を有機化合物に加えることにより、水素を生成する。

図７は、本発明の実施の形態の変形例２に係るボイラ１００周りの構成を示す模式図である。

同図に示すように、煙道１２０における脱硝装置６００の入口に、脱硝装置入口管１２２が設けられている。そして、脱水素装置４００は、脱硝装置入口管１２２内の排ガスが有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。

また、煙道１２０における脱硝装置６００の出口に、脱硝装置出口管１２３が設けられていてもよい。そして、脱水素装置４００は、脱硝装置出口管１２３内の排ガスが有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成することにしてもよい。

このように、脱水素装置４００は、脱硝装置６００の入口または出口から取り出された排ガスが有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。

また、脱水素装置４００は、脱硝装置６００の入口または出口から取り出された排ガスを熱交換器に通して熱交換を行った後に、熱交換器から取り出された当該排ガスを脱硝装置６００の入口または出口に再び戻す。これにより、当該排ガスは、空気予熱器７００での熱源として有効活用される。なお、当該排ガスの供給先は、脱硝装置６００の入口または出口には限定されず、空気予熱器７００での熱源以外で有効活用されてもよい。

なお、コンベンショナル火力発電所が全負荷運転で６００ＭＷの出力の場合に、煙道１２０中の脱硝装置６００の入口排ガス温度（脱硝装置入口管１２２内の排ガスの温度）は、およそ３８０℃になり、脱硝装置６００の出口排ガス温度（脱硝装置出口管１２３内の排ガスの温度）についても、およそ３８０℃になる。このため、脱水素装置４００は、脱硝装置入口管１２２または脱硝装置出口管１２３を通じて取り込んだ排ガスが有する熱をＭＣＨに加えることにより、効率的に水素を生成することができる。

以上のように、本発明の実施の形態の変形例２に係るコンベンショナル火力発電所によれば、脱水素装置４００は、脱硝装置６００の入口または出口から取り出された排ガスが有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置４００は、脱硝装置６００の入口または出口から取り出された熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

なお、上記では、脱硝装置６００の入口に、脱硝装置入口管１２２が設けられていることとしたが、脱硝装置入口管１２２は、節炭器１２４の出口に設けられているとも言える。つまり、脱水素装置４００は、節炭器１２４の出口から取り出された排ガスが有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成することにしてもよい。

（変形例３）
次に、上記実施の形態の変形例３について、説明する。上記実施の形態及びその変形例では、脱水素装置４００は、排ガス系統から取り出された熱を有機化合物に加えることにより、水素を生成することとした。しかし、本変形例では、脱水素装置４００は、蒸気タービン２００からの抽気が有する熱を有機化合物に加えることにより、水素を生成する。

図８は、本発明の実施の形態の変形例３に係る蒸気タービン２００周りの構成を示す模式図である。

同図に示すように、高圧タービン２１０からの第八抽気管２１３に、第八抽気取出管２１４が設けられている。そして、脱水素装置４００は、第八抽気取出管２１４内の第八抽気が有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置４００内には熱交換器が配置されており、当該第八抽気が有する熱エネルギーをＭＣＨに加えて、水素を生成する。

また、中圧タービン２２０からの第五抽気管２２１に、第五抽気取出管２２４が設けられていてもよい。そして、脱水素装置４００は、第五抽気取出管２２４内の第五抽気が有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成することにしてもよい。

また、中圧タービン２２０からの第六抽気管２２２に、第六抽気取出管２２５が設けられていてもよい。そして、脱水素装置４００は、第六抽気取出管２２５内の第六抽気が有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成することにしてもよい。

なお、第八抽気取出管２１４、第五抽気取出管２２４または第六抽気取出管２２５は、内部を通る蒸気の条件（流量、流速、温度、圧力等）に応じた仕様（口径、材質等）で構成されていれば、どのような仕様の配管であってもかまわない。

このように、脱水素装置４００は、蒸気タービン２００からの抽気が有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。

また、脱水素装置４００は、蒸気タービン２００からの抽気を熱交換器に通して熱交換を行った後に、熱交換器から取り出された当該抽気を蒸気タービン２００からの抽気系統に再び戻す。例えば、脱水素装置４００は、第六抽気を熱交換器に通して熱交換を行った後に、熱交換器から取り出された当該第六抽気を第七抽気系統（例えば図２の第七抽気管２１２）に戻す。これにより、当該抽気は、第七抽気系統（補助蒸気系統）での熱源として有効活用される。なお、当該抽気の供給先は、抽気系統には限定されず、抽気系統での熱源以外で有効活用されてもよい。

なお、コンベンショナル火力発電所が全負荷運転で６００ＭＷの出力の場合に、第八抽気の温度（第八抽気取出管２１４内の抽気の温度）は、およそ３５０℃になり、第五抽気の温度（第五抽気取出管２２４内の抽気の温度）は、およそ３９０℃になり、第六抽気の温度（第六抽気取出管２２５内の抽気の温度）は、およそ４７０℃になる。このため、脱水素装置４００は、第八抽気取出管２１４、第五抽気取出管２２４または第六抽気取出管２２５を通じて取り込んだ抽気が有する熱をＭＣＨに加えることにより、効率的に水素を生成することができる。

以上のように、本発明の実施の形態の変形例３に係るコンベンショナル火力発電所によれば、脱水素装置４００は、蒸気タービン２００からの抽気（高圧タービン２１０または中圧タービン２２０からの抽気）が有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置４００は、当該抽気の熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

（変形例４）
次に、上記実施の形態の変形例４について、説明する。上記変形例３では、脱水素装置４００は、蒸気タービン２００からの抽気が有する熱を有機化合物に加えることにより、水素を生成することとした。しかし、本変形例では、脱水素装置４００は、ボイラ１００から蒸気タービン２００に送られる蒸気が有する熱を有機化合物に加えることにより、水素を生成する。

図９は、本発明の実施の形態の変形例４に係る蒸気タービン２００周りの構成を示す模式図である。

同図に示すように、主蒸気管１１０に、主蒸気取出管１１１が設けられている。そして、脱水素装置４００は、主蒸気取出管１１１内の主蒸気が有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。

また、高温再熱蒸気管１４０に、高温再熱蒸気取出管１４１が設けられていてもよい。そして、脱水素装置４００は、高温再熱蒸気取出管１４１内の高温再熱蒸気が有する熱を有機化合物（ＭＣＨ）に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成することにしてもよい。

なお、主蒸気取出管１１１または高温再熱蒸気取出管１４１は、内部を通る蒸気の条件（流量、流速、温度、圧力等）に応じた仕様（口径、材質等）で構成されていれば、どのような仕様の配管であってもかまわない。

このように、脱水素装置４００は、ボイラ１００から蒸気タービン２００に送られる蒸気が有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。

また、脱水素装置４００は、主蒸気系統または高温再熱蒸気系統からの蒸気を熱交換器に通して熱交換を行った後に、熱交換器から取り出された当該蒸気を、主蒸気系統、高温再熱蒸気系統またはその他の系統に戻す。なお、主蒸気系統または高温再熱蒸気系統からの蒸気は、高温の蒸気であるため、発電に関わる様々な箇所において有効活用することができる。

なお、コンベンショナル火力発電所が全負荷運転で６００ＭＷの出力の場合に、主蒸気の温度（主蒸気取出管１１１内の蒸気の温度）は、およそ５４０℃になり、高温再熱蒸気の温度（高温再熱蒸気取出管１４１内の蒸気の温度）は、およそ５７０℃になる。このため、脱水素装置４００は、主蒸気取出管１１１または高温再熱蒸気取出管１４１を通じて取り込んだ蒸気が有する熱をＭＣＨに加えることにより、効率的に水素を生成することができる。

以上のように、本発明の実施の形態の変形例４に係るコンベンショナル火力発電所によれば、脱水素装置４００は、ボイラ１００から蒸気タービン２００に送られる蒸気（主蒸気または高温再熱蒸気）が有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置４００は、当該蒸気の熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。

このように、変形例３及び４によれば、脱水素装置４００は、ボイラ１００から蒸気タービン２００に送られる蒸気、及び蒸気タービン２００からの抽気のうちの少なくとも１つが有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置４００は、ボイラ１００から高圧タービン２１０に送られる主蒸気、高圧タービン２１０または中圧タービン２２０からの抽気、及び高圧タービン２１０からの抽気である低温再熱蒸気がボイラ１００により加熱された高温再熱蒸気のうちの少なくとも１つが有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。

そして、以上の実施の形態及びその変形例によれば、脱水素装置４００は、発電の際に生成される蒸気、排ガスまたは高温空気が有する熱を有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する。つまり、脱水素装置４００は、発電の際に生成される熱を利用することで、簡易に水素を生成することができる。これにより、コンベンショナル火力発電所において、簡易に、二酸化炭素の排出量を抑制することができる。また、脱水素装置４００は、発電の際に生成される熱を水素の生成に有効活用することで、発電効率の向上にも寄与する。

また、脱水素装置４００は、コンバインドサイクル発電などにおいて水素を生成する場合と比較して、高温で様々な温度帯の熱を取得することができ、また発電効率の低下も抑制することができる。

また、脱水素装置４００は、水素を生成する際に使用した蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つを、コンベンショナル火力発電所が発電を行うために再利用する。これにより、熱を有効活用することができるため、脱水素装置４００で熱を使用することによる発電効率の低下を抑制することができる。

以上のように、本願発明は、コンベンショナル火力発電所（石炭火力発電所）の新設、リプレース、及び、既設油火力発電所の石炭燃料転換時に適用することができ、また、既設石炭火力発電所を改造して本願発明を適用することもできる。

以上、本発明の実施の形態及びその変形例に係るコンベンショナル火力発電所について説明したが、本発明は、上記実施の形態及びその変形例に限定されるものではない。つまり、今回開示された実施の形態及びその変形例は全ての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。

例えば、上記実施の形態及びその変形例では、ボイラ１００は、脱水素装置４００によって供給される水素と、化石燃料供給装置５００によって供給される石炭（微粉炭）とを混焼することとした。しかし、化石燃料供給装置５００が供給する化石燃料は、石炭には限定されず、重油や原油などの油燃料や、液化天然ガス（ＬＮＧ）などであってもよい。つまり、ボイラ１００は、水素と、重油、原油または液化天然ガスなどとを混焼することとにしてもかまわない。

また、上記実施の形態及びその変形例では、脱水素装置４００は、空気予熱器７００の排ガス入口もしくは空気出口、脱硝装置６００の入口もしくは出口、主蒸気、高温再熱蒸気、第五抽気、第六抽気、または第八抽気から取り出された熱を用いて水素を生成することとした。しかし、脱水素装置４００は、水素を生成することができる温度の熱を取得できるのであれば、どのような系統の熱を用いることにしてもかまわない。

また、上記実施の形態及びその変形例では、脱水素装置４００は、常温かつ常圧の水素をボイラ１００に供給することとした。しかし、脱水素装置４００がボイラ１００に供給する水素の温度及び圧力は、常温よりも少し低めの温度または少し高めの温度や、常圧よりも少し低めの圧力または少し高めの圧力などであってもかまわない。

また、上記実施の形態及びその変形例では、脱水素装置４００は、生成した水素を、発電機３００の冷却用の水素として供給することとした。しかし、脱水素装置４００は、生成した水素の量が不足している場合などには、発電機３００には水素を供給せずに、従来の水素ボンベから発電機３００に水素を供給するような構成でもかまわない。

また、上記実施の形態及びその変形例では、脱水素装置４００は、有機ケミカルハイドライト法を用いて、水素化された有機化合物（ＭＣＨ）から脱水素化することで水素を生成することとした。しかし、脱水素装置４００は、熱を加えて水素を生成することができるのであれば、用いる有機化合物はＭＣＨには限定されず、どのような有機化合物を用いることにしてもよい。また、熱を加えて水素を生成することができる手法であれば、有機ケミカルハイドライト法には限定されず、どのような手法を用いてもかまわない。

また、上記実施の形態及びその変形例では、制御装置２０は、ボイラ１００へ供給される水素の量を一定に維持し、ボイラ１００へ供給される微粉炭の量を変化させて、ボイラ１００における燃焼を調整することとした。しかし、制御装置２０は、ボイラ１００へ供給される微粉炭の量を一定に維持し、ボイラ１００へ供給される水素の量を変化させて、ボイラ１００における燃焼を調整することにしてもよい。また、制御装置２０は、ボイラ１００へ供給される水素の量及び微粉炭の量をともに変化させて、ボイラ１００における燃焼を調整することにしてもよい。

また、上記実施の形態及び上記変形例を任意に組み合わせて構築される形態も、本発明の範囲内に含まれる。例えば、脱水素装置４００は、上記実施の形態及び上記変形例のうちの複数の系統から熱を取得して水素を生成することにしてもよい。また、脱水素装置４００は、上記実施の形態及び上記変形例のうちの複数の系統に接続されており、当該複数の系統の中から適切な系統を制御装置２０が選択して熱を取得することにしてもよい。

本発明は、コンベンショナル石炭火力発電所などのコンベンショナル火力発電所等に適用できる。

１ コンベンショナル火力発電所
１０ 発電部
２０ 制御装置
２１ 脱水素制御部
２２ 燃料制御部
２３ 発電機冷却制御部
２４ 発電制御部
２５ 記憶部
１００ ボイラ
１１０ 主蒸気管
１１１ 主蒸気取出管
１２０ 煙道
１２１ 排ガス入口管
１２２ 脱硝装置入口管
１２３ 脱硝装置出口管
１２４ 節炭器
１３０ ボトムアッシュ処理設備
１４０ 高温再熱蒸気管
１４１ 高温再熱蒸気取出管
２００ 蒸気タービン
２１０ 高圧タービン
２１１ 低温再熱蒸気管
２１２ 第七抽気管
２１３ 第八抽気管
２１４ 第八抽気取出管
２２０ 中圧タービン
２２１ 第五抽気管
２２２ 第六抽気管
２２３ 蒸気管
２２４ 第五抽気取出管
２２５ 第六抽気取出管
２３０ 低圧タービン
２３１ 第一抽気管
２３２ 第二抽気管
２３３ 第三抽気管
２３４ 第四抽気管
２３５ 蒸気管
２４０ 復水器
２４１ 配管
２４２ グランドコンデンサ
２５１ 第一給水ヒータ
２５２ 第二給水ヒータ
２５３ 第三給水ヒータ
２５４ 第四給水ヒータ
２５５ 脱気器
２５６ 第六給水ヒータ
２５７ 第七給水ヒータ
２５８ 第八給水ヒータ
２５９ 配管
３００ 発電機
４００ 脱水素装置
４１０ ＭＣＨ入力配管
４２０ トルエン出口配管
４３０ 水素出口配管
４４０ ボイラ供給配管
４５０ 発電機供給配管
５００ 化石燃料供給装置
５１０ 微粉炭搬送路
６００ 脱硝装置
７００ 空気予熱器
７１０ 押込ファン
７２０ 空気入口ダクト
７３０ 空気出口ダクト
７３１ 高温空気管
７４０ 蒸気式空気予熱器
８００ 煙突
９１０ 電気集じん器
９２０ 吸込ファン
９３０ 脱硫装置

Claims (12)

1. ボイラを備え、前記ボイラで燃料を燃焼させて発電を行うコンベンショナル火力発電所であって、
   有機化合物から脱水素化することで水素を生成する脱水素装置を備え、
   前記ボイラは、前記脱水素装置が生成した水素と化石燃料とを混焼する
   コンベンショナル火力発電所。
2. 前記脱水素装置は、前記コンベンショナル火力発電所が発電を行う際に生成される蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つが有する熱を前記有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する
   請求項１に記載のコンベンショナル火力発電所。
3. さらに、
   空気を排ガスで予熱する空気予熱器を備え、
   前記脱水素装置は、前記空気予熱器の排ガス入口または空気出口から取り出された排ガスまたは高温空気が有する熱を前記有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する
   請求項２に記載のコンベンショナル火力発電所。
4. さらに、
   排ガスを脱硝する脱硝装置を備え、
   前記脱水素装置は、前記脱硝装置の入口または出口から取り出された排ガスが有する熱を前記有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する
   請求項２または３に記載のコンベンショナル火力発電所。
5. さらに、
   蒸気タービンを備え、
   前記脱水素装置は、前記ボイラから前記蒸気タービンに送られる蒸気、及び前記蒸気タービンからの抽気のうちの少なくとも１つが有する熱を前記有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する
   請求項２〜４のいずれか１項に記載のコンベンショナル火力発電所。
6. 前記蒸気タービンは、高圧タービン、中圧タービン及び低圧タービンを有しており、
   前記脱水素装置は、前記ボイラから前記高圧タービンに送られる主蒸気、前記高圧タービンまたは前記中圧タービンからの抽気、及び前記高圧タービンからの抽気である低温再熱蒸気が前記ボイラにより加熱された高温再熱蒸気のうちの少なくとも１つが有する熱を前記有機化合物に加えることにより、脱水素化を行い、水素を生成する
   請求項５に記載のコンベンショナル火力発電所。
7. 前記脱水素装置は、水素を生成する際に使用した蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つを、前記コンベンショナル火力発電所が発電を行うために使用される蒸気、排ガス及び高温空気のうちの少なくとも１つとして供給する
   請求項１〜６のいずれか１項に記載のコンベンショナル火力発電所。
8. 前記脱水素装置は、常圧の水素を前記ボイラに供給する
   請求項１〜７のいずれか１項に記載のコンベンショナル火力発電所。
9. 前記脱水素装置は、有機ケミカルハイドライト法を用いて、水素化された前記有機化合物から脱水素化することで水素を生成する
   請求項１〜８のいずれか１項に記載のコンベンショナル火力発電所。
10. 前記ボイラは、前記脱水素装置が生成した水素と石炭とを混焼する
    請求項１〜９のいずれか１項に記載のコンベンショナル火力発電所。
11. さらに、
    発電機を備え、
    前記脱水素装置は、生成した水素を、前記発電機の冷却用の水素として供給する
    請求項１〜１０のいずれか１項に記載のコンベンショナル火力発電所。
12. ボイラで燃料を燃焼させて発電を行うコンベンショナル火力発電方法であって、
    有機化合物から脱水素化することで水素を生成する脱水素工程と、
    前記ボイラで、前記脱水素工程で生成された水素と化石燃料とを混焼する混焼工程と
    を含むコンベンショナル火力発電方法。

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