JP2010534745A - 発電プロセスとシステム - Google Patents

Abstract

本発明は、合成ガス(１７)を製造するために炭素質の燃料源をガス化する（１２）工程を備える発電プロセスとシステム(１０)に関し、合成ガスを冷却する工程と、冷却された合成ガス(１８)からＣＯ₂を除去し、発電用に適した可燃性ガスを残す工程（１９）と、貯蔵又は隔離のために除去されたＣＯ₂を圧縮する工程（２０）と、圧縮されたＣＯ₂の少なくとも一部を冷却工程に利用する工程と、を備える。適切な弁装置を備え、上記のプロセスを実行するシステムもまた、提供される。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力を発生させるプロセスとシステムに関する。特に本発明は、ＣＯ₂捕獲と、これに関連する隔離と、を備えた、ガス化に基づいた発電所の運転を改善するプロセスとシステムに関する。

この明細書では、公知の文献、実施、又は物品が参照され、議論されるが、この参照又は議論は、公知の文献、実施、又は物品、又はこれらの組み合わせが、優先的な日付において、
(ｉ) 一般的に公知の一部、又は、
(ｉｉ)本明細書が関係する問題を解決する試みに関連することが公知、
であったことを認めるものではない。

工業化された国と発展途上国の両者のエネルギー需要の大部分は、予見できる将来にわたって、石炭火力発電所であり続けるであろう。しかし、石炭のような化石燃料を燃やすことは、大気中に二酸化炭素（ＣＯ₂）を、大量に放出し、これは現在、潜在的に破滅的な地球温暖化の要因となることが公知であり、従って、燃料源としての石炭の継続的な使用を容易にしつつ大気中へのＣＯ₂排出量を低減する技術を、開発する必要があることは、明らかである。

ＣＯ₂捕獲と貯蔵が、この技術の一例であり、石炭火力発電所で発生したＣＯ₂を大気中に放出する代わりに、捕獲し、圧縮し、貯蔵する。地下の地層は、捕獲されたＣＯ₂の貯蔵場所として適切であると言われており、「地中隔離」として公知である。

ガス化に基づいた発電所では、炭素燃料源が燃焼されて発電を行う前に、炭素燃料源からのＣＯ₂の捕獲を行う。捕獲されたＣＯ₂は、次に、地中隔離場所へ、容易に輸送することができる。当業者に公知であるように、石炭ガス化は、石炭又は他の炭素質の燃料源と、オキシダント（例えば空気又は酸素）と、水蒸気とを、高い圧力と高い温度の下で反応させ、主に水素と一酸化炭素（ＣＯ）とから成る合成ガス（syngas）を生じる工程を含む。合成ガスは、冷却され（又は冷まされ）、灰のような不要な材料が除去され、次に、ＣＯをＣＯ₂に変換する水性ガスシフト反応で反応され、この反応は、更に、水素を発生する。

このＣＯ₂は、ガス化ユニットの合成ガス流れから捕獲され、次に、後の地中隔離のために、超臨界流体に圧縮される。残りの水素リッチガスは、発電用ガスタービンを駆動するために燃焼させるか、又は、燃料電池に燃料を供給するのに利用することができる。コンバインドサイクル発電プラントでは、ガスタービンからの排熱は、蒸気タービンによって更なる電気を発生させるための蒸気を作るのに利用される。ガスタービンの燃料源として合成ガスを利用するコンバインドサイクルプラントは、ガス化を組み込んだコンバインドサイクル（ＩＧＣＣ）プラントとして知られている。

ＣＯ₂捕獲と隔離を伴うガス化に基づいた発電プラントは、公知であり、その中で行われる発電プロセスを最適化するための様々な手段は、特許文献に記載されている。例えば、特許文献１は、捕獲されたＣＯ₂が、ガスタービンの効率を改善するために再循環される、ガス化に基づいた発電プラントを記載している。特許文献２は、ガス化に基づいた発電プラントを記載しており、そこでは、再循環されたＣＯ₂は、ガス化反応を改善するために利用されている。特に、第１のガス化装置で発生させた合成ガスを、炭素源（例えばコークス層）とＣＯ₂の存在のもとで、第２の反応装置で更に反応させる、第１と第２のガス化装置が記載されている。このように第２のガス化装置で製造した合成ガスは、次に、（従来のプロセスの場合のように）ガスタービンを駆動するのに用いられ、タービン排気ガスから抽出したＣＯ₂は、再循環されて、第２のガス化装置へ戻される。

特許文献３は、ガスタービン排気からＣＯ₂を分離し、燃焼室に再循環し、燃焼するガスの温度を調節、維持することを記載している。更に、特許文献４は、「ハイブリッド」ガス化サイクルを採用している発電プラントを記載しており、そこでは、蒸気発生器からの圧縮された排気ガスは、ガス化装置へ再循環され、ガス化装置の内部の温度をコントロールしてガス化反応を助ける。

上述のように、ガス化装置で製造される合成ガスは、汚染物質除去、水性ガスシフト、及びＣＯ₂分離、の前に冷却される。一般的に、冷却は、ガス化装置の冷却室の中で起こり、冷却室の中では、熱い合成ガスの熱が、水を蒸発させるのに利用される。特許文献５に記載されている発電所のプロセスでは、水は、発電プロセスの他の場所から再循環され、冷却流体として利用されている。

合成ガスは、部分的に冷却される（約９００℃の温度に冷却される）か、又は完全に冷却される（約２００℃の温度に冷却される）。

合成ガスの冷却は、再循環された、以前冷却された合成ガスを利用すると効果的である。しかし、再循環された合成ガスの冷却は、専用の合成ガス圧縮器の使用を必要とし、それによって発電プロセス全体の効率を低下させる。

米国特許第５，７２４，８０５号公報 米国特許第６，３３３，０１５号公報 米国特許第５，２６５，４１０号公報 米国特許第６，８７７，３２２号公報 ＷＯ ０３／０８０５０３号公報

従って、合成ガス冷却を行う、改善されたガス化に基づく発電プロセスを開発すれば、有利である。

本発明の第１の実施形態によれば、発電プロセスであって、
炭素質の燃料源をガス化し、合成ガスを発生する工程と、
合成ガスを冷却する工程と、
冷却された合成ガスからＣＯ₂を除去し、発電に適した可燃性ガスを残す工程と、
除去されたＣＯ₂を、貯蔵又は隔離のために圧縮する工程と、
圧縮されたＣＯ₂の少なくとも一部を、冷却工程に利用する工程と、
を備える発電プロセスが、提供される。

要点を述べると、本発明のプロセスは、ガス化装置からの冷却された合成ガスとは独立に、又はガス化装置からの冷却された合成ガスとともに高圧ＣＯ₂を利用して、ガス化装置から出てくる非常に熱い合成ガスの冷却を行い、更に、任意に、霧状の噴霧のような水ベースの流体とともに高圧ＣＯ₂を利用して、ガス化装置から出てくる非常に熱い合成ガスの冷却を行うものである。

本発明のプロセスは、再循環する合成ガスの冷却目的の、専用の冷却流体圧縮機を設ける必要がない。その代わりに、本発明は、隔離現場に移送される前に圧縮され、ＣＯ₂の形で既に圧縮されている流体源を利用し、この圧縮されたＣＯ₂を、工業的に利用できるように再利用する。

このプロセスは、任意に、以下の工程を含む。すなわち、
圧縮されたＣＯ₂を、冷却された合成ガスの分岐流れと混合し、その圧力を増加させる工程と、
冷却工程の間、圧縮された合成ガスとＣＯ₂とを利用する工程と、
を含む。

本発明のこの実施形態により、再循環されたＣＯ₂が、冷却された可燃性ガスの圧縮器の代わりに効果的に作用し、これによってガス再循環冷却を、専用の合成ガス圧縮器無しで可能にする。

ＣＯ₂の圧力は、合成ガスを冷却するのに必要な流速よりも大きくない流速で、合成ガスとＣＯ₂が混合された冷却流れを送る程度に、十分に高くなければならない。例えば隔離パイプラインの中におけるような、超臨界流体の状態のＣＯ₂の圧力は、冷却された合成ガスと混合され、冷却流体として利用されるのに十分な高圧であり、都合がよい。

この混合工程は、圧縮されたＣＯ₂で冷却された可燃性ガスを抽出する工程を、備えることが好ましい。

本発明の第２の実施形態によると、
合成ガスを製造するために炭素質の燃料源をガス化する、ガス化装置と、
この合成ガスを冷却する手段と、
冷却された合成ガスからＣＯ₂を除去し、可燃性ガスを発電に適した状態にする手段と、
貯蔵又は隔離のために、除去されたＣＯ₂を圧縮する、圧縮器と、
合成ガスの冷却利用のために、圧縮されたＣＯ₂の少なくとも一部を、冷却手段の方へ再導入する手段と、
を備えた、発電システムが提供される。

この発電システムは、
発電プラントと、
貯蔵又は隔離のために圧縮されたＣＯ₂を輸送する、輸送パイプラインシステムと、
発電プラントのシャットダウンと同時に輸送パイプラインシステム内の圧縮されたＣＯ₂の量を保持するようにされた弁手段であって、この保持されたＣＯ₂が発電プラントのスタートアップの間の冷却流体として利用可能である、弁手段と、
を備える。

この輸送パイプラインシステムは、緩衝貯蔵のような適切な貯蔵手段を含んでもよい。

本発明の好ましい実施形態は、補助の水噴霧の有無にかかわらず、合成ガス冷却を利用するガス化に基づいた発電プラントのスタートアップ又はシャットダウンの改善を、補助することができる。

この発電システムは、任意に、冷却手段と圧縮器との間に挿入された抽出機を含み、この抽出機は、圧縮されたＣＯ₂を冷却手段の方に再導入する手段の中に、冷却された合成ガスを送り込むように構成される。

好ましい実施形態によると、このシステムは、可燃性ガスから電力を発生させる、コンバインドサイクル発電プラントを含む。

本発明の実施形態は、添付図面を参照して、更に説明される。

図１は、ＣＯ₂捕獲と、これに関連する隔離と、を備える、ガス化に基づいた発電プラントの中で行われる本発明の第１の実施形態を示す、フローダイヤグラムである。 図２は、ＣＯ₂捕獲と、これに関連する隔離と、を備える、ガス化に基づいた発電プラントの中で行われる本発明の第２の実施形態を示す、フローダイヤグラムである。

図１を参照すると、ＣＯ₂捕獲とこれに関連する地中隔離とを備える、ガス化を組み込んだコンバインドサイクル（ＩＧＣＣ）発電プラント１０が、示されている。プラント１０は、ベース負荷発電に適している。

プラント１０は、搬送流れのガス化装置１２と、合成ガス処理とＣＯ₂除去用のチャンバー１８と、ＣＯ₂圧縮器２０及び圧縮されたＣＯ₂の輸送パイプライン２２と、を含む。切り離し弁２１、２３、２３Ａ、２５と２７は、これらの構成要素の間に挿入され、その機能は、以下で更に詳しく記述される。

実施例では、輸送パイプライン２２は、長さ２２０ｋｍであり、圧縮されたＣＯ₂を、クイーンズランドの北部デニソントロー（Ｄｅｎｉｓｏｎ Ｔｒｏｕｇｈ）地域へ運ぶ。この地域は、オーストラリア政府によって、圧縮されたＣＯ₂の貯蔵のために適切な構造を有すると確認された。特に、この地域は、天然に存在する比較的高い濃度のＣＯ₂を含む、天然ガス層を有する。更に、この地域はまた、地震に対して安定である。

一連の井戸と輸送パイプライン（図示せず）を利用して、ＣＯ₂は永久隔離のために、地下最高２ｋｍの塩性の帯水層に注入される。

当業者であれば、パイプライン２２は隔離場所に直接とどかないかもしれず、圧縮されたＣＯ₂の、中間地点での貯蔵と移送が採用されるかもしれないと思うであろう。このパイプラインシステムは、例えば、適切な緩衝貯蔵手段を有してもよく、或いは、最終的な隔離場所の目的地に向かう、圧縮されたＣＯ₂の更なる輸送用の別の貯蔵手段、例えば、海上、鉄道、又は陸上のタンカー、に接続されてもよい。

当業者には十分理解できるように、プラント１０はまた、プラントを支えるインフラストラクチャー、例えば石炭処理装置、火災検知器、廃棄物処理手段等、を備え、また、これに関連する建物のインフラストラクチャー、例えば制御室、研究所、工場、倉庫、その他、を備える。

ガス化装置１２は、供給ライン１４を通して、炭素質の燃料源を供給される。燃料源（下記参照）のガス化の後で、スラグは、出口１６を通してガス化装置から除去される。

搬送流れのガス化装置１２用の炭素質の燃料源は、普通、石炭工場（図示せず）で製造された粉末状の石炭である。燃料源は、高圧の下で、酸素と水蒸気（供給ライン１３を通して届けられる）の存在の下で、ガス化装置１２で反応され、主に水素ガスと一酸化炭素とから成る合成ガス（又は「sungas」）になる。合成ガス中には、ＣＯ₂も存在するが、一般的にかなり低濃度である。

ガス化装置１２の出口１７では、合成ガスの温度は、約１５００℃であり、液体又は粘着性の物質として合成ガス中に存在する鉱物が出てくる。この液体又は粘着性のスラグの、下流の装置の表面上への堆積によって生じる汚れから装置を保護するために、合成ガスは、約８００℃〜９００℃まで冷却され（又は「冷まされ」）なければならず（部分冷却の場合）、又は、状況によっては、２００℃まで冷却されなければならない。

冷却された合成ガスは、合成ガス処理とＣＯ₂除去のシステム１８に送られ、そこで、冷却された合成ガスは、まず、例えばフライアッシュ、硫黄含有化合物、窒素含有化合物等の、不要な材料を、洗浄される。

冷却され、洗浄された合成ガスは、次に、水と適切な触媒の追加を含む水性ガスシフト反応を受ける。水性ガスシフト反応の効果は、一酸化炭素の二酸化炭素への転換とともに、一酸化炭素の熱量を水素ガスに移すことである。更に、水素が、水性ガスシフト反応を通して生産される。

次に、ＣＯ₂は、合成ガスから分離される。ＣＯ₂分離は、セレクソル（Ｓｅｌｅｘｏｌ）（登録商標）プロセスを実行することによって製造されてもよく、そこでは、セレクソル溶媒が、比較的高い圧力（普通２．０７〜６．８９ＭＰａ）で、合成ガスからＣＯ₂を溶出する。ＣＯ₂リッチの溶媒は、次に、圧力を低下させるか、又は、水蒸気分離を行い、ＣＯ₂を放出させて回収し、また、水素を、別の流れとして回収する。

これに代わるか又は追加のＣＯ₂分離技術を、ＣＯ₂除去システム１８で実施してもよく、これらには、
・代わりの物理的な溶媒、例えばジェノソーブ（Ｇｅｎｏｓｏｒｂ）（登録商標）と、
・アミンを主成分とする化学溶媒、例えばモノエタノールアミン（ＭＥＡ）、ジエタノールアミン（ＤＥＡ）、又はメチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）と、
・物理的な溶媒と化学溶媒の組み合わせ、例えばサルフィノール（Ｓｕｌｆｉｎｏｌ）（登録商標）と、
の利用が含まれる。

分離の後で、高濃度の水素を含む合成ガスは、出口１９を通ってＣＯ₂除去システム１８を出て、コンバインドサイクル発電プラントに導かれ、発電用のガスタービン（図示せず）で燃焼されるか、又は、発電用の燃料電池に導かれる。炭素質の燃料源例えば石炭の燃焼と比較すると、高濃度の水素を含む合成ガスの燃焼の間は、少量のＣＯ₂だけが大気中に放出される点に注意されたい。

更に、当業者によって理解できるように、ＩＧＣＣプラントは、ガスタービンを出る排気ガスから熱量を回収する装置（図示せず）も含むことができ、この熱量は、蒸気タービンによって更に電力を発生させるために、蒸気を発生するのに利用される。コンバインドサイクルプラントは、オープンサイクルプラント（すなわち蒸気タービンを駆動するための排熱回収を備えないプラント）よりも、エネルギー効率が高く、単位量のＣＯ₂の排出に対して、より多くの電力を発生する。

ガス化、水性ガスシフト、及びＣＯ₂分離のプロセスは、石炭の炭素の合計約７０％〜９５％を、分離されて隔離されたＣＯ₂として、変換及び回収することができると見積もられている。

分離されたＣＯ₂は、出口を通って分離システム１８を出て、圧縮器２０に導かれ、圧縮されて超臨界流体になる。

圧縮の後で、このＣＯ₂は、隔離場所に輸送パイプライン２２に沿って輸送され、長期隔離のために選定された地層に注入される。

圧縮されたＣＯ₂の流れの一部は、ガス化装置１２の出口１７に向かって、パイプライン２９によって導かれる。このように、圧縮されたＣＯ₂は、ガス化装置１７を出てくる熱い合成ガスの冷却流体として利用することができる。ＣＯ₂の高い熱量運搬能力は、特に効果的な冷却を行い、冷却に必要な水量を、非常に減らすことができる。冷却流体として利用される圧縮されたＣＯ₂の量は、制御弁２３、２３Ａの調節によってコントロールすることができる。

図２を参照すると、本発明の他の実施形態が、示されている。この実施形態は、図１に示す実施形態とは異なり、図２では、ＣＯ₂除去システム１８を出てくる（又はＩＧＣＣ発電プラントに接続された）冷却された合成ガスの流れの一部が、圧縮されたＣＯ₂を圧縮器２０からガス化装置の出口に戻すパイプライン２９の中に配置されたベンチュリ式抽出機３１の方に導かれる。

抽出機３１は、高圧ＣＯ₂を利用して、冷却された合成ガスの流れをガス化装置の出口１７に移送し、これによって、ガス化装置１２を出てくる熱い合成ガスを冷却する合成ガスとＣＯ₂の混合冷却流体を作る。

圧縮されたＣＯ₂は、専用の合成ガス圧縮器を必要とせずに、合成ガスの圧力を上昇させる（及び、質量流量を増加させる）効果を有し、その結果、従来の方法と比較的すると、更にエネルギー効率が高くなる。

発電プラント１０の通常の運転の間、各隔離弁２１、２３、２３Ａ、２５及び２７は開いており、発電プラントの機能ユニットの中に、冷却された合成ガス、水素ガス、及び圧縮されたＣＯ₂を、自由に流す。プラントのシャットダウンでは、隔離弁２１、２３、２３Ａ、２５及び２７は、閉じられる。この結果、大量の冷却されたＣＯ₂が、弁２７の下流の輸送パイプラインシステムの中に残る。次に、プラント１０のスタートアップ時に弁２３と２７が開かれ、システム内の圧縮されたＣＯ₂を、水とともに又は水の代わりに、スタートアップの間利用できるようにする。

スタートアップ時に高圧ＣＯ₂を（単独で、又は、再循環された冷却された合成ガスと混合して）利用することは、プラントのスタートアップ時に、水を単独で利用することに伴う危険性を低減する。これらの危険性には、ガス化装置１２、ガス化装置出口ライン１７、及び合成ガス浄化システム１８のような構成要素への、構成要素の表面に接触している液体の水に基づく装置損傷を含む。

シャットダウン時に高圧ＣＯ₂を（単独で、又は、再循環された冷却された合成ガスと混合して）利用することは、水の使用に関連する同様の危険性を低減することができる。

圧縮されたＣＯ₂はまた、粉末状の炭素質の燃料源を、パイプライン１４に沿ってガス化装置に輸送するための、駆動ガス源として利用することができる。

本発明への修正と改良は、当業者にとって明らかであろう。そのような修正と改良は、本発明の範囲内であると考えられる。

本明細書及び請求項で使用する用語「備える」と、用語「備える」の構文は、変形又は追加を除外するために請求された発明を制限するものではない。

本発明への修正と改良は、当業者にとって明らかであろう。そのような修正と改良は、本発明の範囲内であると考えられる。

Claims (15)

1. 発電プロセスであって、
   合成ガスを製造するために炭素質の燃料源をガス化する工程と、
   合成ガスを冷却する工程と、
   冷却された合成ガスからＣＯ₂を除去し、発電に適した可燃性ガスを残す工程と、
   貯蔵又は隔離のために、除去されたＣＯ₂を圧縮する工程と、
   前記圧縮されたＣＯ₂の少なくとも一部を、冷却工程において利用する工程と、
   を備える、発電プロセス。
2. 冷却工程で利用される圧縮されたＣＯ₂が、臨界状態の流体である、請求項１に記載の発電プロセス。
3. 冷却工程で利用される圧縮されたＣＯ₂の量をコントロールする工程を更に備える、請求項１又は請求項２に記載の発電プロセス。
4. 冷却工程で利用される圧縮されたＣＯ₂の量が、弁装置の利用によってコントロールされる、請求項３に記載の発電プロセス。
5. 圧縮されたＣＯ₂を第２の流体と混合する工程を更に含み、圧力と質量流れとを増加させ、また、圧縮されたＣＯ₂と第２の流体との混合物を冷却工程で利用する、請求項１から４のいずれか１項に記載の発電プロセス。
6. 前記第２の流体が、先に冷却された合成ガスの流れを変更した流体である、請求項５に記載の発電プロセス。
7. 前記混合する工程が、冷却工程用に第２の流体の蒸気を取り入れるために、前記圧縮されたＣＯ₂で第２の流体を抽出する工程を備える、請求項５又は請求項６に記載の発電プロセス。
8. 前記ＣＯ₂を除去する工程が、セレクソル（Ｓｅｌｅｘｏｌ）（登録商標）プロセスを実行する工程を含む、請求項１から７のいずれか１項に記載の発電プロセス。
9. 前記ＣＯ₂を除去する工程が、
   物理的な溶媒と、
   アミンを主成分とする化学的な溶媒と、
   物理的な溶媒と化学的な溶媒との組み合わせと、
   を備える、請求項１から８のいずれか１項に記載の発電プロセス。
10. 発電システムであって、
    合成ガスを製造するために炭素質の燃料源をガス化する、ガス化装置と、
    合成ガスを冷却する手段と、
    発電に適した可燃性ガスを残すために、冷却された合成ガスからＣＯ₂を除去する手段と、
    貯蔵又は隔離のために、除去されたＣＯ₂を圧縮する、圧縮器と、
    合成ガスの冷却利用のために、圧縮されたＣＯ₂の少なくとも一部を、前記冷却する手段の方に再導入する手段と、
    を備える、発電システム。
11. 前記圧縮されたＣＯ₂を第２の流体と混合する工程を更に含み、前記圧縮されたＣＯ₂を、合成ガスの冷却に利用するために前記冷却する手段の方に再導入する前に、圧力と質量流れとを増加させる、請求項１０に記載の発電システム。
12. 前記第２の流体が、先に冷却された合成ガスの流れを変更した流体である、請求項１０に記載の発電システム。
13. 前記混合する工程が、前記冷却手段と前記圧縮機との間に挿入された抽出機を備え、第２の流体と圧縮されたＣＯ₂の流れを前記冷却手段の方に運ぶために、前記抽出機が、第２の流体を、圧縮されたＣＯ₂とともに抽出する、請求項１１又は請求項１２に記載の発電システム。
14. 前記冷却された合成ガスからＣＯ₂を除去する前記手段が、セレクソル（登録商標）プロセスを実行する手段を含む、請求項１０から１３のいずれか１項に記載の発電システム。
15. 発電プラントと、
    貯蔵又は隔離のために圧縮されたＣＯ₂を輸送する輸送パイプラインシステムと、
    発電プラントのシャットダウンと同時に輸送パイプラインシステム内の圧縮されたＣＯ₂の量を保持するようにされた弁手段であって、前記保持されたＣＯ₂が発電プラントのスタートアップの間の冷却流体として利用可能である、弁手段と、
    を更に備える、請求項１０から１４のいずれか１項に記載の発電システム。

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