(57)【要約】【課題】本発明の目的は、炭化水素燃料から高効率で電力と水素を併産する炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法とそのプラント及びその排熱回収型改質器並びに水蒸気発生器を提供することにある。【解決手段】発電工程からの燃焼排ガスの熱を用いて水蒸気と燃料を触媒の存在下で反応をさせて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質工程と、燃料改質工程から出た燃焼排ガスによって水蒸気を発生させる第一蒸気発生工程と、燃料改質工程で生成される可燃性ガスの熱によって水蒸気を発生させる第二蒸気発生工程と、第二蒸気発生工程で得られる可燃性ガスを水素とそれ以外のガスに分離するガス分離工程とを有し、ガス分離工程で得られる水素を含まないガスを発電工程の燃料として供給する炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。【選択図】　図１
2004018343.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電工程から排出される燃焼排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質工程と、該燃料改質工程で生成される可燃性ガスを水素とそれ以外のガスに分離するガス分離工程とを有し、該ガス分離工程で得られる前記水素以外のガスを前記発電工程の主燃料として供給することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項２】
発電工程から排出される燃焼排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質工程と、該燃料改質工程で生成される可燃性ガスを冷却する熱交換工程と、該冷却された前記可燃性ガスを水素とそれ以外のガスに分離するガス分離工程とを有し、該ガス分離工程で得られる前記水素以外のガスを前記発電工程の燃料として供給することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項３】
発電工程から排出される燃焼排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質工程と、該燃料改質工程から出た前記燃焼排ガスの熱によって水蒸気を発生させる第一水蒸気発生工程と、前記燃料改質工程で生成される前記可燃性ガスの熱によって水蒸気を発生させる第二水蒸気発生工程と、前記第一水蒸気発生工程及び第二水蒸気発生工程で得られる前記水蒸気と前記燃料とを混合させて前記燃料改質工程に導入する工程とを有することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項４】
発電工程から排出される燃焼排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質工程と、該燃料改質工程からの前記燃焼排ガスを用いて水蒸気を発生させる第一水蒸気発生工程と、前記燃料改質工程で生成される前記可燃性ガスの熱によって水蒸気を発生させる第二水蒸気発生工程と、該第二水蒸気発生工程で得られる前記可燃性ガスを水素とそれ以外のガスに分離するガス分離工程と、前記第一水蒸気発生工程及び第二水蒸気発生工程で得られる前記水蒸気と前記燃料とを混合させて前記燃料改質工程に導入する工程とを有し、前記ガス分離工程で得られる前記水素以外のガスを前記発電工程の燃料として供給することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項５】
請求項３又は４において、前記燃料改質工程、第一水蒸気発生工程及び第二水蒸気発生工程は常圧又はそれ以下の圧力であり、前記第二水蒸気発生工程から排出される前記可燃性ガスを復水工程に導入し水蒸気を除去する水蒸気除去工程と、該水蒸気を除去した前記可燃性ガスを前記ガス分離工程に必要な圧力まで加圧する第一加圧工程と、前記ガス分離工程で得られた水素を含まない前記可燃性ガスをガスタービン発電の運転に必要な圧力まで加圧する第二加圧工程とを有することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項６】
請求項１〜５のいずれかにおいて、前記発電工程はガスタービン発電でることを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項７】
請求項３〜６のいずれかにおいて、前記第一水蒸気発生工程から排出される燃焼排ガス及第二水蒸気発生工程から生成される前記可燃性ガスの温度がそれぞれ飽和温度になるように熱回収された時の水蒸気量と原料の容積比（熱回収限界容積比ｍｏｌ／ｍｏｌ）が、３．５以下となるように前記発電工程における前記燃焼排ガスの温度と熱効率を設定することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項８】
請求項７において、前記熱回収限界容積比が、前記燃料改質工程において炭素析出障害を防止しうる水蒸気と原料の容積比（改質操作容積比ｍｏｌ／ｍｏｌ）より大きい場合、前記熱回収限界容積比と改質操作容積比の差に相当する水蒸気を動力発生用作動流体として前記発電工程に導入することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項９】
請求項８において、前記第一水蒸気発生工程を加圧系統と常圧系統とに分離し、該常圧系統から生成される水蒸気を動力発生用作動流体として前記燃料改質工程に用い、前記加圧系統から生成される水蒸気を前記発電工程に用いることを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項１０】
請求項１〜９のいずれかにおいて、前記水素を貯蔵する水素貯蔵工程を有し、水素需要の変動に応じてその貯蔵量と需要先供給量とを調節することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項１１】
請求項１〜１０のいずれかにおいて、前記炭化水素原料は、ＣＨ４、Ｃ３Ｈ８及びＣ４Ｈ１０のいずれかを主成分とするガス又は液体、石油精製系液体燃料、廃油、有機物及び廃棄物の熱分解生成された液状物又はこれらの混合物のいずれかからなることを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法。
【請求項１２】
発電プラントで得られる燃焼排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質器と、該燃料改質器で得られる前記可燃性ガスを水素とそれ以外のガスとに分離するガス分離器と、前記ガス分離器で得られる前記水素以外のガスを前記発電プラントの主燃料として供給するラインとを有することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産プラント。
【請求項１３】
発電プラントで得られる燃焼排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質器と、該燃料改質器で得られる前記可燃性ガスを冷却する熱交換器と、該冷却された前記可燃性ガスを水素とそれ以外のガスとに分離するガス分離器と、前記ガス分離器で得られる前記水素以外のガスを前記発電プラントの燃料として供給するラインとを有することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産プラント。
【請求項１４】
発電プラントで得られる燃焼排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質器と、該燃料改質器から出た前記燃焼排ガスの熱によって水蒸気を発生させる第一水蒸気発生器と、前記燃料改質器で生成される前記可燃性ガスの熱によって水蒸気を発生させる第二水蒸気発生器と、前記第一水蒸気発生器及び第二水蒸気発生器で得られる前記水蒸気と前記燃料とを混合させて前記燃料改質器に導入するラインとを有することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産プラント。
【請求項１５】
発電プラントで得られる燃焼排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質器と、該燃料改質器からの前記燃焼排ガスを用いて水蒸気を発生させる第一水蒸気発生器と、前記燃料改質器で生成される前記可燃性ガスの熱によって水蒸気を発生させる第二水蒸気発生器と、該第二水蒸気発生器で得られる前記可燃性ガスを水素と水素以外のガスとに分離するガス分離器と、前記第一水蒸気発生器及び第二水蒸気発生器で得られる前記水蒸気と前記燃料とを混合させて前記燃料改質器に導入するラインと、前記ガス分離器で得られる前記水素以外のガスを前記発電プラントの燃料として供給するラインとを有することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産プラント。
【請求項１６】
発電機、圧縮機、タービン及び燃焼器を備えたガスタービン発電プラントから排出される燃焼排ガスの下流側にあって、前記排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質器と該燃料改質器の下流側に設けられ前記燃焼排ガスによって水蒸気を発生させる第一水蒸気発生器が一体となった排熱回収型改質器と、前記燃料改質器で得られる前記可燃性ガスの熱によって水蒸気を発生させる第二水蒸気発生器と、該第二水蒸気発生器で得られる前記可燃性ガスを水素とそれ以外のガスとに分離するガス分離器と、前記第一水蒸気発生器及び第二水蒸気発生器で得られる前記水蒸気と前記燃料とを混合させて前記燃料改質器に導入するラインと、前記ガス分離器で得られる前記水素以外のガスを前記燃焼器に供給するラインとを有することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産プラント。
【請求項１７】
請求項１２〜１６のいずれかにおいて、前記燃焼排ガスの熱によって水蒸気を発生させる第三水蒸気発生器を有し、該第三水蒸気発生器によって得られた前記水蒸気を前記発電プラントに導入するラインを有することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産プラント。
【請求項１８】
ガスタービン発電プラントから排出される燃焼排ガスの下流側にあって、前記排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質器と、該燃料改質器の下流側にあって前記燃焼排ガスによって水蒸気を発生させる第一水蒸気発生器と、第三水蒸気発生器とが一体となった構成であることを特徴とする排熱回収型改質器。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、炭化水素原料を用いた新規な電力と水素の併産方法とそのプラント及びその排熱回収型改質器に関する。
【０００２】
【従来の技術】
水素はクリーンな二次原料及び燃料であり、化学製品原料、鉱石還元剤、硫黄化合物の脱硫剤、燃料電池用燃料として使用され、また今後事業用の発電燃料、自動車用燃料等への期待が大きい。現在最も一般的な水素の製造方法は天然ガス、石油系燃料の部分酸化法又は水蒸気改質法である。また石炭やバイオマスを原料とする場合は部分酸化（ガス化）により製造されている。その他、太陽熱や光、又は各種の触媒を用いた水の分解法も試みられている。
【０００３】
一方、電力もクリーンエネルギーであり、その利便性から今後消費量が増大する。化石燃料の最も環境性に優れた使い方として、電力と水素の二次エネルギーへの転換が考えられ、両者を高効率で同時に生産するシステムが望まれる。石油精製業や製鉄業では電力と水素を同時に必要としているが、一般に両者は別々の燃料で別々の方法で製造されている。同時に製造する方法としては、例えば固体の炭化水素原料を酸素でガス化し、生成したガスの一部をガスタービン燃料として発電する一方、他の一部のガスを変性して水素を製造するシステムが提示されている。
【０００４】
同時に製造する方法としては、例えば固体の炭化水素原料を酸素でガス化し、生成したガスの一部をガスタービン燃料として発電する一方、他の一部のガスを変性して水素を製造するシステムが提示されている。
【０００５】
近年、発電工程からの排熱を利用して燃料を水蒸気改質し、得られた可燃性ガスから水素とオフガスに分離し、電力と水素を得ようとする試みがなされている。特開平２−２０７１４４号公報には、発電工程からの排熱を利用して燃料を水蒸気改質し、得られた可燃性ガスから水素とオフガスに分離することに関し、排熱からは蒸気のみを発生させ、この蒸気とメタノールを改質器に導入して生成ガスから水素を分離し、オフガスをガスタービンの補助燃料とすることが、記載されている。また特開２００２−１２２０３０号公報には燃焼排ガスの熱回収で得られた水蒸気を天然ガスの改質用に供給し、得られた改質ガスから水素を分離し、オフガスを改質器加熱の燃料、又はガスタービンの補助燃料に用いることが示されている。
【０００６】
同じく排熱利用ではあるが、電力のみを目的としたものとして、特開平８−２６０９１４２号公報には、燃焼排ガスの熱を使って天然ガスを改質し、改質ガスから水素を分離し、水素を燃料電池の燃料とする一方、オフガスはガスタービンの補助燃料とすることが示されている。
【０００７】
天然ガスの水蒸気改質温度は相対的に高い一方、燃焼排ガスの温度はそれに対して低いので、上述の公知例ではいかに改質の転換率を高めるかに主眼があり、その原理と作用は古くから知られているメタン−水蒸気改質反応特性に基づき（例えば、Ｐ．Ｗｅｌｌｍａｎ　＆　Ｓ．Ｋａｔｅｌｌ，　゛Ｈｏｗ　Ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ａｎｄ　Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　Ａｆｆｅｃｔ　Ｓｔｅａｍ−Ｍｅｔｈａｎｅ　Ｒｅｆｏｒｍｉｎｇ”，　Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　＆　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　ＲＥＦＩＮＥＲ，Ｖｏｌ．４２，Ｎｏ．６，Ｊｕｎｅ　１９６３）、改質の温度、圧力等がそれぞれ工夫されている。また、排熱を利用したメタノールの改質に関しても、ガスタービン排ガスの熱による改質や（例えば、新エネルギー・産業技術綜合開発機構、Ｈ７年度石油火力発電所メタノール転換等実施試験委託業務報告書、平成８年３月）、自動車排ガスの排気管に触媒を充填した改質器を設置し、メタノールを改質してＣＯ、Ｈ２を含むガスを製造し、これを冷却した後、吸気管に導入してエンジンに供すること（広田寿男、メタノール改質エンジンの研究、自動車技術、Ｖｏｌ．３４，Ｎｏ．１０，１９８０）等が知られている。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
化石燃料などの一次エネルギーから二次エネルギーへの転換では熱効率を高めることが必須であり、電力と水素の併産においても同様である。即ち、一次エネルギーから電力と水素の製造量の合計を最大にすることである。水素又は電力個々の製造に関する熱効率は以下が代表的である。例えば天然ガスにより水蒸気改質法で水素を製造する場合、水蒸気改質に必要な熱は原料である天然ガスを一部燃焼するので、熱効率を上げるため燃焼排ガスの熱は水蒸気の発生や燃焼用空気の予熱に合理的に利用されており、その結果、単位天然ガス量当りの水素製造量は０．２２Ｎｍ３／Ｎｍ３で、熱効率は７８％である（松浦康夫、“石炭ガス化、ガス化発電プラントの経済性”、アイピーシー、１９９２年）。
【０００９】
また電力でいえば、天然ガスによる最新のガスタービン、蒸気タービン複合発電システムでは発電効率４８〜５０％であり、これに燃料電池を加えた複合システムでは５５〜６０％となる。しかし、電力と水素を併産する場合、各々の技術、システムを単に組み合わせただけでは、それぞれの最高効率が限界である。例えば原料のそれぞれ５０％を電力と水素の製造に用いたとして、熱効率は０．５×５０％＋０．５×７８％＝６４％であり、仮に全量水素を製造した場合でも前記の７８％前後である。前記、固体燃料をガス化し電力と水素を併産する場合には全て電力を製造する場合で４５〜４８％、全て水素を製造する場合で７５〜８０％であり、両者の併産では少なくとも８０％を超えることはなかった。
【００１０】
前記、排熱利用で改質し水素を分離する公知例では、水素が分離されたオフガスはガスタービンの補助燃料であったり、他の加熱源であったりし、いずれにしてもガスタービンには主燃料として原料である天然ガスを供給しているため電力と水素を併産する際の燃料使用量が多く、水素を分離したオフガスは有効なエネルギーの利用にはなっていない。
【００１１】
なお、ガスタービン排熱利用で発電のみを行う前記公知例には電力と水素の併産は示されていないが、天然ガスの転換率を高めるため改質温度を上げることが必要となり、加熱用の熱が使われていたり、蒸気の発生と利用プロセスが最適でなかったりし、熱効率（発電効率）を阻害する要因となっていた。
【００１２】
本発明の目的は、発電機関の一次エネルギーを排熱として利用して代表的なクリーン燃料である電力と水素を高い効率でエネルギー転換できる炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法とそのプラント及びその排熱回収型改質器を提供することにある。
【００１３】
【課題を解決するための手段】
本発明では、発電設備から出る排熱を利用して燃料の改質を行い、改質ガス中の水素を分離した後、改質されなかったガスを発電設備の燃料とする電力と水素の回収率を高くするものである。
【００１４】
本発明は、発電工程から排出される燃焼排ガス熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質工程と、該燃料改質工程で生成される可燃性ガスを水素とそれ以外のガスに分離するガス分離工程とを有し、該ガス分離工程で得られる前記水素以外のガスを前記発電工程の主燃料として供給すること、又は前記燃料改質工程で生成される可燃性ガスを冷却させる熱交換工程と、該冷却された前記可燃性ガスを水素と水素以外のガスに分離するガス分離工程とを有し、該ガス分離工程で得られる前記水素以外のガスを前記発電工程の燃料として供給する炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法にある。
【００１５】
又、本発明は、発電工程から排出される燃焼排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質工程と、該燃料改質工程から出た前記燃焼排ガスの熱によって水蒸気を発生させる第一水蒸気発生工程と、前記燃料改質工程で生成される前記可燃性ガスの熱によって水蒸気を発生させる第二水蒸気発生工程と、前記第一水蒸気発生工程及び第二水蒸気発生工程で得られる前記水蒸気と前記燃料とを混合させて前記燃料改質工程に導入する工程とを有する炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法にある。
【００１６】
即ち、本発明は、より具体的には、気体又は液体の炭化水素燃料から電力と水素を生産する方法において、発電工程からの燃焼排ガスの熱によって水蒸気と前記燃料を触媒の存在下で反応をさせて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質工程と、燃料改質工程からの燃焼排ガスの熱を更に回収して燃料改質に必要な水蒸気１を発生させる第一蒸気発生工程と、前記燃料改質工程で生成する可燃性ガスの熱を回収することによって水蒸気２を発生させる第二蒸気発生工程と、第二蒸気発生工程で熱を回収された可燃性ガスを、主に水素を含むガスと水素以外のガスに分離するガス分離工程と、第一、第二蒸気発生工程で発生した水蒸気と前記燃料を混合させて燃料改質工程に導入する工程とを有し、ガス分離工程で得られる水素を含まないガスを発電工程の燃料として発電し、ガス分離工程で得られた水素を貯蔵又は需要先に送るようにした炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法にある。
【００１７】
ここにおいて、燃料改質工程及び第一、第二蒸気発生工程を常圧又はそれ以下の圧力で実施し、第二蒸気発生工程で熱を回収された可燃性ガスを復水工程に導入し、水蒸気を除去した可燃性ガスを加圧して続くガス分離工程に導入し、ガス分離工程で得られた水素を含まない可燃性ガスをガスタービンの運転に好適な圧力まで加圧した後、発電工程に導入することにより、発生電力の所内消費量を最小限にし正味の熱効率を高めることとした。この場合、第一水蒸気発生工程からの燃焼排ガス、及び第二水蒸気発生工程からの可燃性ガスの温度がそれぞれ飽和温度になるように充分熱回収された時の水蒸気量と原料の容積比（熱回収限界容積比、ｍｏｌ／ｍｏｌ）が３．５以下となるように燃焼排ガス温度と熱効率を設定すると高い効率が得られる。更に、この熱回収限界容積比が、改質反応において炭素析出障害を防止しうる水蒸気と原料の容積比（改質操作容積比、ｍｏｌ／ｍｏｌ）より大きい場合、熱回収限界容積比と改質操作容積比の差に相当する水蒸気を発電工程に導入して発電機の出力を増加させると、総合熱効率が一層向上する。
【００１８】
電力と水素の需要は変動するので、上述の工程で電力と水素を製造する設備で水素貯蔵設備を設け、水素需要の変動に応じて貯蔵量と需要先供給量を調節する設備とした。
【００１９】
炭化水素原料としては、ＣＨ４、Ｃ３Ｈ８及びＣ４Ｈ１０を主成分とするガス又は液体、石油精製系液体燃料、廃油、有機物や廃棄物の熱分解で生成した液状物及びこれら複数個の混合物等、触媒の存在下で水蒸気との反応で水素を生成できるものが対象である。
【００２０】
図１は本発明の炭化水素燃料からの電力と水素の併産を実施するプロセスとそのプラントの基本構成図である。本プロセスは発電工程１０、燃料改質工程２０、第一水蒸気発生工程３０、第二水蒸気発生工程５０、水素分離工程６０より構成される。発電工程１０からの燃焼排ガス１５を燃料改質工程２０に導入する。続いてここからの燃焼排ガス１６を続く第一蒸気発生工程３０に導入する。燃料１は脱硫等の前処理（図示しない）をした後、ガス混合工程７０に導入し、ここで第一水蒸気発生工程で発生した水蒸気３２及び後述する第二水蒸気発生工程で発生した水蒸気５２と混合する。燃料改質工程２０には触媒を充填した改質器２１が設置されており、ここからの改質ガス２５を第二水蒸気発生工程５０に導入する。ここで発生した水蒸気５２が前述のガス混合工程７０に導入される。第二水蒸気発生工程で熱を回収された改質ガス２６は冷却器（図示なし）によって水分が除かれて水素分離工程６０に導入され、水素ガス６１と水素を含まない可燃性ガスである発電用燃料ガス６５に分離される。水素を含まない発電用燃料ガス６５が発電工程１０の主燃料となる。しかし、発電工程１０では、起動時には別途設けられた燃料供給手段から燃料が供給される。又、第一、第二蒸気発生器には水２が供給される。
【００２１】
このようなプロセスにおける燃料の改質特性について説明する。燃料はメタンガスを例とする。改質特性には温度、圧力、水蒸気と燃料（メタンガス）の容積割合（以降、Ｓ／Ｃ、単位　ｍｏｌ／ｍｏｌ）が影響することが公知である。改質温度Ｔｒｆは燃焼排ガスの温度と熱交換器の特性により決まる。発電に用いる内燃機関の燃焼排ガスの温度は４００〜７００℃が一般的であり、本発明でもこの範囲を対象とする。このような温度の排ガスと熱交換するので、改質温度は燃焼排ガスの温度より低くなり、５００℃レベルを対象としなければならない。温度が低いと当然改質の程度（メタン転換率）は低くなるが、ここで重要なことは低い温度でもその温度における改質反応の平衡状態まで到達するかどうかである。改質器内では（１）式の改質反応と（２）式のＣＯ転化反応が併発している。
【００２２】
【式１】
2004018343.tif 000003
【００２３】
【式２】
2004018343.tif 000004
【００２４】
現在、改質触媒はＮｉ系が代表的であり、水素製造専用のシステムでは８００〜８５０℃の状態で用いられる。この温度では平衡に近い状態で反応が進み、メタン転換率は９０％以上である。これより低い温度で平衡到達度を調べた結果、Ｎｉ系触媒は５００℃程度でも、適当な空間速度（ＳＶ；Ｓｐａｃｅ　Ｖｅｌｏｃｉｔｙ）を与えれば、その温度における平衡まで到達することを確認した。即ち、本発明が対象とする燃焼排ガスの温度レベルでも、メタン転換率自体は水素製造専用の条件より低いが、改質反応は平衡状態までは進むのである。
【００２５】
圧力については低いほど改質反応に有利である。一方、本発明の対象とするプロセスでは水素分離や発電工程があり、これらは通常加圧系である。プロセス全体で適正な圧力を探索し、少なくとも改質工程は常圧とした。
【００２６】
図２にメタン転換率ηｒｆ、改質ガス量、改質ガス組成に及ぼすＳ／Ｃの影響を示す。改質温度Ｔｒｆは（ａ）５００℃と（ｂ）５５０℃のケースとした。メタン転換率ηｒｆは（３）式で定義した。
【００２７】
ηｒｆ＝　１　［｛改質ガス中のメタン量（ｍｏｌ／ｈ）｝／｛供給メタン量（ｍｏｌ／ｈ）｝］　（３）
【００２８】
Ｔｒｆ＝５００℃の場合、２．５≦Ｓ／Ｃ≦４．５の範囲でＳ／Ｃの増加と共にメタン転換率は増加し、ηｒｆ＝３８〜５４％である。また水素は１．５〜２．１ｍｏｌ／ｍｏｌ発生する。改質ガス中の組成では水蒸気が４２〜５３％と最も多く、続いて水素３２〜３４％、メタンガス７〜１５％、ＣＯ＋ＣＯ２ガスの順番である。本発明では、ＣＨ４、ＣＯ、ＣＯ２の混合ガスを発電用燃料ガスとするが、これらの割合は１５〜２３％である。図２（ｂ）のＴｒｆ＝５５０℃の場合には、ηｒｆ＝５３〜７３％と、温度が高くなる分だけメタン転換率は高くなり、改質ガス中の水素割合も大きくなる。
【００２９】
図２はＳ／Ｃに対する特性であるが、本発明では、燃焼排ガスの熱量で改質反応の熱量と蒸気発生熱量を賄うので、この熱収支が成立する範囲が存在する。即ち、（４）式及び（５）式を満足する条件が好ましい。
【００３０】
回収可能熱量≧改質反応熱量＋水蒸気発生熱量　　　（４）
【００３１】
回収可能熱量≒発電用燃料ガス発熱量×（１−発電効率）×熱回収効率＋改質
ガス顕熱×熱回収効率　　　（５）
【００３２】
熱回収効率は第一蒸気発生工程からの燃焼排ガス３５の温度及び第二蒸気発生工程からの改質ガス２６の温度を何度にするかで決まる。当然排熱は最大限回収するのがよく、燃焼排ガス３５と改質ガス２６の温度はいずれもその圧力での飽和温度、常圧では１００℃前後となるようにする。発電効率ηｅは発電機器の性能やシステムで決まり、例えば高温ガスタービンを用いた場合は、例えば３５％である。図２には熱回収率８０％として（４）式を満たす、即ち熱収支が成立する範囲を併記した。（ａ）Ｔｒｆ＝５００℃の場合、例えばηｅ＝３５％では、Ｓ／Ｃ≦３．７１で熱収支が成立する。Ｓ／Ｃをこれ以上にすると、回収熱量で改質と蒸気発生熱量が賄えない。これ以下では燃焼排ガス３５又は改質ガス２６の温度が１００℃以上となり、まだ熱回収の余地がある。このように最も多く熱回収できる限界のＳ／Ｃが存在するが（以降、熱回収限界Ｓ／Ｃと称す）、熱回収限界Ｓ／Ｃはηｅが大きくなるほど小さくなる。これはηｅが高いほど、燃焼排ガス熱量が少なくなり、発生できる蒸気量が少なくなるからである。（ｂ）Ｔｒｆ＝５５０℃の場合にも同様に熱収支の成立範囲を示したが、各発電効率における熱回収限界Ｓ／Ｃは５００℃の場合に比べ小さくなる。これは温度が高くなると、メタン転換率が高くなり改質の熱量を多く必要とすること、また蒸気温度自体は高くなる事から、熱収支的に発生できる蒸気量が少なくなるためである。
【００３３】
以上が改質反応の特性であるが、次に電力と水素の回収量の向上という観点から、両者を併せた総合熱効率について説明する。総合熱効率ηｔｏｔの定義は次のようである。
【００３４】
ηｔｏｔ＝（発生電力＋水素発熱量）／（供給メタン発熱量）　　　（６）
【００３５】
図２によると、ηｅが小さいほど、即ち発生電力が少ないほど（熱回収限界Ｓ／Ｃが大きくなるほど）水素量は多くなり、両者はＳ／Ｃに対して相反関係にある。そこで熱回収限界Ｓ／Ｃにおける総合熱効率を求めて、両者の関係を図３に示した。この図３にはＴｒｆ＝５００、５５０℃に加え、５３０、５７０℃の結果も示した。その結果、ηｅとＴｒｆが異なっても、総合効率は熱回収限界Ｓ／Ｃで関係付けられ、熱回収限界Ｓ／Ｃの低下と共に大きくなることが明らかとなった。
【００３６】
即ち、燃焼排ガス及び改質ガスからの熱を最大限回収するような条件では、総合熱効率は熱回収限界Ｓ／Ｃに強く規定され、特定の総合熱効率以上とするには熱回収限界Ｓ／Ｃを特定の値以下にするのがよい。図１のプロセスでわかるように、本プロセスの熱損失は第一水蒸気発生工程からの燃焼排ガスのエンタルピと第二水蒸気発生工程からの改質ガスの冷却損失であり、これらの温度を例えば１００℃と規定すると、結局プロセスからの熱損失は改質のために供給した水の量（水と燃料の比）に支配されるということである。図３から、総合熱効率が従来改質設備の熱効率７８〜８０％を上回るには、熱回収限界Ｓ／Ｃが３．５以下になるような発電工程や熱回収工程を持ったプロセスにすればよい。
【００３７】
一方、Ｓ／Ｃの選定は主に炭素析出障害防止の観点からも規定され、現在、Ｓ／Ｃ＝３前後以上が一般的である。図３でわかるように、８０％以上の総合熱効率を可能とする熱回収限界Ｓ／Ｃには３．０以上の条件が存在し、本発明の成立条件は改質器での炭素析出防止条件をも満たす。従って、熱回収限界Ｓ／Ｃが例えば３．０以上の場合、改質工程に導入する水蒸気と燃料の比（以降、改質操作Ｓ／Ｃと称す）を３．０程度にすることが可能である。この場合、発生した水蒸気は余ることになる。そこで本発明ではこの水蒸気を発電工程の燃焼機関に導入して、機関の熱出力を増加させることにした。その結果、後述の実施例で説明するように総合熱効率は更に増大する。
【００３８】
以上、総合熱効率を高く出来ることを説明したが、実際には発生した電力は水素の分離や発電設備への燃料供給の動力に使われるので、この分を差し引いた電力が生産されることになる。この正味熱効率を大きくするには、加圧の動力を最小限にする必要がある。この動力は水素分離方式と深く係わっている。水素分離工程は大きく、ｉ）ＰＳＡ（又はＴＳＡ）とｉｉ）分離膜方式がある。ｉ）は通常、常圧〜加圧下で吸着し、減圧下で脱着する。ｉｉ）は通常原料側は加圧下であり、例えば０．４〜１．０ＭＰａである。発電工程の燃焼器が加圧で作動する場合（例えばガスタービン）、加圧方式には次の３つの方法が考えられる。
【００３９】
Ａ）ｉ）を用いて水素分離工程は常圧で行い、水素が分離された改質ガス（発電用燃料ガス）を燃焼器圧力まで加圧する。
Ｂ）ｉ）又はｉｉ）を用い、水素分離工程の前で発電工程に必要な圧力まで一度に加圧する−１段加圧法。
Ｃ）ｉ）又はｉｉ）を用い、まず水素分離工程に必要な圧力まで加圧し、水素が分離された後のガスを更に発電工程に必要な圧力まで加圧する−２段加圧法。
【００４０】
一方、加圧動力は作動流体の量に比例するが、図２に示したように、改質ガス中には水蒸気の割合が最も多く、続いて水素、メタンガス、ＣＯ＋ＣＯ２ガスの順番である。水蒸気を除いた組成では、水素が６０〜８０％を占め、残りが発電用燃料ガスである。従って、上記Ｃ）の方法のように、まず、水素分離用に低い圧力で一旦加圧し、水素が除かれた発電用燃料ガスを更に加圧する方法が最も加圧動力が少ない。Ａ）の方式は吸着が例えば１１００ｋＰａで脱着が３００ｋＰａなので、改質ガス２５の加圧は不要であるが、脱着にかなり動力を要する。この動力は吸着剤の性能に依存するが、ケースＢ）の動力よりは少ない。従って、本発明ではＣ）又はＡ）の方式を採用することで、正味熱効率を大きくすることとした。Ｃ）の場合、当然ながら、ガスタービンの圧力が水素分離工程の圧力と等しいか小さい場合は第二の加圧工程は不要となる。
【００４１】
ところで、前記ｉｉ）の水素分離法は一般的に加温下で実施される。金属膜の場合は温度が高いほど分離性能は優れ、４５０〜６００℃で操作される。また高分子膜の場合は同様に５０〜１００℃である。本発明では改質ガスを水素分離工程に必要な圧力まで加圧するとガスの温度が２１０〜２４０℃に上昇するので、その温度条件で分離が可能な膜が好適である。
【００４２】
熱回収限界容積比と改質操作容積比の差に相当する水蒸気を発電工程に導入する場合、第一水蒸気発生工程を加圧系統と常圧系統に分離し、常圧系統からの水蒸気を改質工程用、加圧系統からの水蒸気を発電工程用とする。発電工程用水蒸気は直接発電工程の燃焼機関に導入するので、圧力は燃焼機関に好適な圧力とし、例えば２．０ＭＰａである。この場合、水を加圧することになるので加圧動力は極めて少ない。
【００４３】
以上、本発明は、未反応の燃料を含む改質ガスから先ず水素を分離し、残りのガスで発電する、いわば物質のカスケード利用であり、Ｓ／Ｃの選定と２段加圧法により、一次エネルギーから電力と水素を効率よく発生させられるものである。
【００４４】
更に、本発明は、発電プラントで得られる燃焼排ガスの熱によって気体又は液体の炭化水素燃料を触媒の存在下で反応させて水素を含む可燃性ガスを発生させる燃料改質器と、該燃料改質器で得られる前記可燃性ガスを水素とそれ以外のガスとに分離するガス分離器と、前記ガス分離器で得られる前記水素以外のガスを前記発電プラントの主燃料として供給するラインとを有すること、又は前記燃料改質器で得られる前記可燃性ガスを冷却する熱交換器と、該冷却された前記可燃性ガスを水素とそれ以外のガスとに分離するガス分離器と、前記ガス分離器で得られる前記水素以外のガスを前記発電プラントの燃料として供給するラインとを有することを特徴とする炭化水素燃料からの電力と水素の併産プラントにある。本発明についてより具体的には以下の実施例によって説明する。
【００４５】
【発明の実施の形態】
（実施例１）
図４はガスタービン発電プラントを用いた本発明のシステム構成図である。本システムは空気圧縮機１１、燃焼器１２、ガスタービン１３、排熱回収型改質器４０、改質器２１、第一水蒸気発生器３１、第二水蒸気発生器５１、冷却器８０、第一加圧機１２０、水素分離装置６０、第二加圧機１３０、及び発電機１４より構成される。燃焼器１２には後述の方法で製造された発電用燃料ガス６５を主燃料として燃焼が行われる。この主燃料に対して補助的に別途燃料供給手段を設けることができる。ガスタービン１３からの燃焼排ガス１５は排熱回収型改質器４０に導入される。
【００４６】
排熱回収型改質器は燃焼排ガスを流通させるダクトであり、その内部に、改質器２１と第一水蒸気発生器３１が納めてあり、改質反応と水蒸気発生が、燃焼排ガス１５の熱により逐次行われるようになっている。改質器は燃料１と水蒸気の改質反応をさせるもので改質触媒が装填されている。改質触媒は例えばＮｉ系である。触媒の量は所定の燃料が所定の転換率となるように決められる。
【００４７】
改質器の構造は伝熱管タイプのものやプレート熱交換型のものであり、いずれにしても熱伝達が速やかに行わせるため、高温側（燃焼排ガス側）には例えばフィンや溝を付けた構造とする。改質器と第一水蒸気発生器の中間にガス混合器７０が設置されている。これは第一、及び第二水蒸気発器から発生した水蒸気３２、５２と燃料１を集合させるパイプ又は容器であり、混合ガス３３が改質器の入口に流れるようになっている。改質器を通過した燃焼排ガス１６は第一蒸気発生器３１に導入される。
【００４８】
第一水蒸気発生器及び第二水蒸気発生器は、節炭器、蒸発器、過熱器で構成される排熱回収型の蒸気発生器である。ここには後述する冷却器８０で回収された温水５、６が導入される。第一水蒸気発生器では燃焼排ガス１６が飽和温度（常圧で１００℃前後）になるまで熱を回収する。低温燃焼排ガス３５はそのまま大気に放出される。燃料１は流量を調節した後、ブロワー１１０により混合器７０に送られる。改質器２１を出た改質ガス２５は第二水蒸気発生器５１に送られる。ここで改質ガスと水の熱交換が行われ、水蒸気５２が発生する。この水蒸気は前述混合器７０に送られる。
【００４９】
第二水蒸気発生器を出た改質ガス２６は冷却器８０に導入される。冷却器では改質ガス中の水分４が凝縮され、これを前記改質用の水蒸気源とする。熱損失を低減するため、冷却温度はできるだけ高いのがよく、例えば７０〜９０℃である。なお、ここで回収される水の量は供給時より減少しているので、給水２が必要で、これは給水ポンプ１００で供給される。復水４と給水２は給水ポンプ１０１及び１０２でそれぞれ第一、第二水蒸気発生器５０に送られる。冷媒８１としては空気又は冷水等である。
【００５０】
冷却器８０によって改質ガス２７から水分が復水４となって除去され、更に第一加圧機１２０で昇圧され水素分離装置６０に送られる。この圧力は水素分離に好適な圧力とする。水素分離法としては、例えば高分子膜法であり、その圧力は例えば１．０ＭＰａである。改質ガス２６をこの圧力まで加圧すると断熱圧縮により温度は約２１０〜２４０℃に上昇するので、温度を調節して分離装置に流通する。水素分離装置６０の低圧側からは分離された水素ガス６１が発生する。それ以外のガスを発電量燃料ガス６５とする。このガスを第二加圧機１３０に通し、供給に好適な圧力、例えば２．０ＭＰａまで加圧する。第二加圧機には起動時に燃料１を加圧できるよな系統が設置されている。加圧された発電用燃料ガス６６は流量調節弁９０で流量を調節された後、燃焼器１２に導入される。
【００５１】
なお、水素分離装置から得られる水素は高純度であるが、発電用燃料ガス６６は組成は、図２に示したように、ＣＨ４、ＣＯ２、ＣＯが主成分である。しかし水素分離装置の性能や操作条件によっては水素は１００％分離されなく、発電用燃料ガス側にもわずかに含まれる。本明細書では、発電用燃料ガスのことを、便宜上、“水素以外のガス”と表現する場合があるが、これは水素がまったく含まれない、という意味ではなく、“水素分離装置の性能を充分発揮した上で分離されなかった水素が含まれるガス”、という意味で用いる。
【００５２】
本装置の運転方法は次のようである。起動時には全系統が低温なので、まず燃料１を第二加圧機１３０を通して直接、燃焼器１２に供給してガスタービン１３を起動させる。ボイラ４０には燃焼排ガス１５が流れるので、第一水蒸気発生器３１に予め設定した量の水６を供給して水蒸気３２を発生させ、この水蒸気３２を改質器２１に導入し、更に第二水蒸気発生器５１に流通させてこの系統を加熱する。同様に予め設定した量の水５を第二水蒸気発生器５１に流通させ水蒸気５２を発生させる。蒸気温度が適正になった時点で燃料１を混合器７０にも流し改質反応を開始させる。改質ガスが前記の工程を経て水素分離装置（水素分離工程）に導入され、水素が生成し始めると同時に、発電量燃料ガス６５が燃焼器１２に導入される。この導入開始と共に、燃料１を第二加圧機１３０から混合器７０に随時切り替えて起動用燃料ガス量を減少し、最終的に改質ガス２５から水素を分離して得た発電量燃料ガス６５に全て置き換える。以降、燃料流量とＳ／Ｃを制御しながら定常運転を行う。
【００５３】
前述したように、本発明では限界Ｓ／Ｃで操作することが重要であり、このため、排熱回収型改質器４０からの低温燃焼排ガス３５の温度と第二水蒸気発生器からの改質ガス２６の温度を飽和温度近くに維持するよう、給水５及び６の量を制御する。運転中は混合器７０から燃焼器１２の入口までの全系が可燃性ガスが存在するので、停止時にはまず燃料１の供給を停止した後、暫らくの間は給水を続け予熱で発生される水蒸気で全系がパージされるようにする。
【００５４】
本発明では改質温度を決める一番の要因は燃焼排ガス温度であり、この温度はガスタービンの仕様により異なるので、熱効率に及ぼすその影響を表１に示す。
【００５５】
【表１】
2004018343.tif 000005
【００５６】
この実施例では燃焼器温度を一定とし、燃焼排ガス１５の温度が異なるケース、例えば圧力比が異なる仕様での比較である。燃焼排ガス温度が低いということはガスタービン自体の熱効率は高いことを意味する。なお、熱回収は充分行い、低温燃焼排ガス３５及び改質ガス２６の温度はいずれも１０２〜１０４℃の条件である。改質器入口温度というのは混合器７０における混合ガス３３の温度であり、出口温度というのは改質ガス２５の温度である。
【００５７】
本実施例のような熱交換型の改質器では混合ガスの入口と出口で温度の分布が生じる。入口側は３００℃を超えた程度であり、実質的には改質器の下流側で反応が顕著である。入口温度は高いほど改質器での熱負荷は軽減するが、高すぎると燃焼排ガス１５との温度差が小さくなり熱交換効率的には不利である。水素製造用の改質器においても水蒸気の入口温度は３００〜３５０℃が典型であり、本実施例の排熱回収型改質器においてもそのレベルの温度が得られた。燃焼排ガス３５と改質ガス２６にはケース１で７０℃程度の温度差があり、この差は燃焼排ガス温度が高くなるほど大きくなった。燃焼排ガス３５の温度が高くなると伝熱量も増えるが、それに伴い改質反応が進んで吸熱量が増加するので、これらの収支関係で表１の温度になったものである。
【００５８】
メタン転換率は４８〜５５％となった。総合熱効率の内、電力の占める効率（発電効率）と水素の占める効率は表のようであり、水素の占める割合が大きい。燃焼排ガス温度の増大により発電効率は低下する一方、改質反応は進み水素の発生量が増大する。その結果として、総合熱効率は燃焼排ガス温度と共に増大する。総合熱効率から第一、第二加圧工程で消費される電力を差し引いた正味熱効率は３５〜８０％となった。
【００５９】
（実施例２）
表２には燃焼器温度を高くすることで燃焼排ガス温度を高くしたケースの比較である。例えば圧力比は同じ仕様である。表１と同様、いずれも熱回収は充分行い、燃焼排ガス３５及び改質ガス２６の温度は１０２〜１０４℃である。燃焼排ガス温度の上昇に伴い改質器出口温度が上昇し、メタン転換率は増大する。一方発電効率自体は低下するが、その結果として総合熱効率は燃焼排ガス温度と共に上昇した。ケース６、７で正味熱効率は８０％以上となっており、Ｓ／Ｃは３．５２以下であった。
【００６０】
【表２】
2004018343.tif 000006
【００６１】
（実施例３）
表３にはラジアルタービンを用いた小型の発電機を備えたシステムに適用した例を示す。圧縮比は例えば４、燃焼器温度が９７０℃である。燃焼排ガス温度は高くなり、メタン転換率は５９．６％となった。この結果発電効率は低くなるが総合統合効率は８０％以上となる。この実施例では燃焼圧力は水素分離圧力とほぼ等しくしたので、第二加圧工程は不要となり、加圧動力も小さくなるので、正味熱効効率は８０％近くになった。
【００６２】
【表３】
2004018343.tif 000007
【００６３】
（実施例４）
表１〜３には熱回収限界Ｓ／Ｃが３．５以上のケースも示したが、このケースの場合、改質操作Ｓ／Ｃを、例えば３．０とすると発生蒸気量が余る。このような場合には余剰な蒸気を発電工程に供給するのが良い。図５は、ガスタービン発電プラントを用いたこのような場合のシステム構成図である。本実施例においても、図４と同様に得られた改質ガス２５は水素６１が分離され、残った可燃性ガスが発電用燃料ガス６５を主燃料として用いられる。起動時及びその後の運転は実施例１と同様である。本実施例は図４に示した排熱回収型改質器４０に、第三水蒸気発生器４１を改質器２１と第一水蒸気発生器３１との間に設け、それへの給水系統及びそれによって得られる水蒸気４２を燃焼器１２に導入する系統を追加したものである。水７は給水ポンプ１６０で加圧され、発生した水蒸気４２はそのまま燃焼器１２へ供給される。水蒸気圧力は燃焼器１２の操作に好適な圧力、例えば２．０ＭＰａである。この実施例では給水ポンプ１０１及び１０２で供給される水蒸気量は改質操作Ｓ／Ｃが所定の値、例えば３．０になるようにし、給水ポンプ１６０で供給される水蒸気量は、低温燃焼排ガス３５の温度が飽和温度になるように供給する。なお、低温排ガス３５を公知の方法で復水器に通して冷却し、回収された水を原料の水７の一部にしてもよい。水蒸気４２を燃焼器１２に導入することによってガスタービンのパワーを高めることができる。
【００６４】
前述の表１のケース１では熱回収限界Ｓ／Ｃ＝３．９３なので、この発電工程の仕様において、改質操作Ｓ／Ｃを変えた場合の結果を表４に示す。
【００６５】
【表４】
2004018343.tif 000008
【００６６】
ケース１は熱回収限界Ｓ／Ｃで操作した場合、１−１、１−２、１−３は改質操作Ｓ／Ｃをそれぞれ３．５、３．０、２．５とした場合である。改質操作Ｓ／Ｃを小さくするに伴い総合効率は上昇した。
【００６７】
これは、改質操作Ｓ／Ｃを小さくするに伴いガスタービン燃焼器に供給される水蒸気量が増えるので発電量が増加することと、燃焼排ガス熱量が増加するので改質器の温度が高くなり、Ｓ／Ｃは減少するが温度上昇の効果でメタン転換率は上昇し、結果として水素生成量の減少が低く抑えられたためである。改質器の操作Ｓ／Ｃを３．０とすると、正味効率は８０．５％となった。
【００６８】
（実施例５）
実施例１〜３のケース３、６及び８についても図５のシステムで同様に実施した結果、表５に示すように、いずれのケースでも正味熱効率は増大した。ケース８−１はラジアルタービンを用いて圧力比４．０とした場合であるが、正味熱効率は８３％と極めて高効率となった。
【００６９】
【表５】
2004018343.tif 000009
【００７０】
以上、第一水蒸気発生工程からの燃焼排ガス及第二水蒸気発生工程からの可燃性ガスの温度がそれぞれ飽和温度になるように充分熱回収された時の水蒸気量と原料の容積比（熱回収限界Ｓ／Ｃ、ｍｏｌ単位）が、ほぼ３．５以下となるような排熱温度と熱効率を持つ発電工程の仕様とする時に、高い総合熱効率が得られる。改質器操作条件がこれより小さい場合は余剰の水蒸気を発電工程の熱機関に導入することで更に高い効率が達成できる。
【００７１】
電力と水素を併産する設備においては需要の変動に対応する必要がある。このため図４及び図５のシステムにおいて水素貯蔵設備１５０を設置する。水素貯蔵設備１５０は加圧貯蔵容器、又は水素貯蔵合金、又は液体水素容器である。水素需要が少ない時には加圧ポンプ１４０によって分離された水素ガスを貯蔵する。貯蔵設備から需要の変動に対して適宜水素１５１を外部需要系統６１へ流す。
【００７２】
炭化水素原料としては、ＣＨ４を主成分とするガス、例えば天然ガス、炭層メタンガス、メタンハイドレート、都市ガス、発酵メタンガスが好適である。また水蒸気により改質されうるＣ３Ｈ８を主成分とするガス又は液体、Ｃ４Ｈ１０を主成分とするガス又は液体、石油精製系液体燃料、廃油、有機物や廃棄物の熱分解で生成した液状物等、水蒸気により改質されうる原料でそれぞれ単独及び複数個の混合物が可能である。
【００７３】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば、一次エネルギーを代表的なクリーン燃料である電力と水素に高い効率で転換できるので、省資源、省エネルギー及び一層の環境保全が図れる。発電工程にガスタービンを用いた場合、小規模なシステムにおいても熱効率は低下せず、同様な効果があるので、民生用から事業用まで広く電力と水素の需要に対応できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法そのプラントを示す基本構成図である。
【図２】本発明の改質反応特性を説明する図である。
【図３】本発明の総合熱効率特性を説明する図である。
【図４】本発明をガスタービン発電プラントに適用したその全体構成図である。
【図５】本発明をガスタービン発電プラントに適用した他の全体構成図である。
【符号の説明】
１…燃料、２…水、３…空気、１０…発電工程、１１…空気圧縮機、１２…燃焼器、１３…ガスタービン、１５…燃焼排ガス、２０…改質工程、２１…改質器、２５…改質ガス、３０…第一水蒸気発生工程、３１…第一水蒸気発生器、３２…水蒸気、３５…低温燃焼排ガス、４０…排熱回収型改質器、４１…第三水蒸気発生器、５０…第二水蒸気発生工程、５１…第二水蒸気発生器、６０…水素分離工程、６１…水素、６５…発電用燃料ガス、７０…混合器、８０…冷却器、８１…冷媒、９０…発電用燃料ガス流量調節弁、１００、１０１、１０２…給水ポンプ、１１０…燃料ブロワー、１２０…第一加圧器、１３０…第二加圧器、１４０…水素加圧機、１５０…水素貯蔵設備第、１６０…加圧給水ポンプ。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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