(57)【要約】【課題】  本発明が解決すべき課題は、含水量が多く発熱量が低いながらも低硫黄低灰分で安価な低品位炭を燃料とする発電方法であって、従来の生焚き発電方法よりも発電効率に優れる上に、建設コストと消費エネルギーを低減できる方法を提供することにある。【解決手段】  本発明の発電方法は、いわゆる低品位炭を脱水改質プロセスにより処理した後、発電システムの燃料として用いる前に、閉鎖系で中間貯炭することを特徴とするものである。【選択図】  図５
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
脱水改質プロセスを経た低品位炭を燃料とする発電方法であって、
当該脱水改質プロセスが、低品位炭と油分を混合して原料スラリーを製造する工程、当該原料スラリーを加熱することにより脱水改質する工程、次いで固液分離して脱水改質炭を得る工程を含むものであり、且つ
当該脱水改質プロセス後に、得られた脱水改質炭を閉鎖系で中間貯炭することを特徴とする発電方法。
【請求項２】
請求項１に記載の発電方法において、
上記脱水改質炭に、脱水改質処理前の低品位炭および燃料炭の燃焼により発生する排ガスを加え混合した状態で中間貯炭する発電方法。
【請求項３】
請求項１または２に記載の発電方法において、
発電プロセスにおける蒸気タービン復水を、上記脱水改質プロセスで気体として放出される水分および油分の冷却に用いる発電方法。
【請求項４】
請求項１〜３のいずれかに記載の発電方法において、
上記脱水改質プロセスで発生する蒸発潜熱を、発電プロセスにおける復水との熱交換によって回収する発電方法。
【請求項５】
請求項１〜４のいずれかに記載の発電方法を実施するための発電施設。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、脱水改質プロセスを経た低品位炭を燃料とする発電方法、および当該発電方法を実施するための発電施設に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
厳密な定義とはいえないが、含水量が約20質量％を超える亜瀝青炭や褐炭は、低品位炭と称されている。これは、高水分であるが故にカロリーが低く、燃焼発熱量が少ない上に、輸送コストが割高になる等の理由による。
【０００３】
しかし、これら亜瀝青炭や褐炭には、高品位とされる瀝青炭等にはない利点がある。例えば、褐炭には低硫黄で且つ低灰分の石炭が多く含まれており、これを燃料として使用すれば、亜硫酸ガスなどによる大気汚染を抑制することができる上に、捨灰の有害性を低減できる。
【０００４】
そこで、これまでにも、これら低品位炭を脱水改質や熱改質することによって、その欠点を補うための技術が提案されてきた。例えば特許文献１と２には、油分と低品位炭を混合して原料スラリーを得、当該スラリーを加熱して油中脱水し、更に加熱することによって、原料炭中のカルボキシル基や水酸基等を脱炭酸反応や脱水反応により分解若しくは脱離し、原料炭を改質する技術、または低品位炭の細孔内に重油分等を侵入せしめることにより自然発火を防止する技術が開示されている。
【０００５】
ところが、この様な脱水改質技術の存在にもかかわらず、低品位炭の山元（ここでは、低品位炭の産出地をいう）で発電を行なう場合、未処理の低品位炭をそのまま燃料として用いる所謂「生焚き発電」が一般的である。斯かる生焚き発電の典型的なシステムを、図１に示す。当該システムは、低品位炭の粉砕時にボイラー燃焼排ガスを供給することにより粉砕と乾燥を同時に行なうものであり、燃料単価が安い山元での発電方法としては、いまだこのシステムを凌駕する方法は見出されていない。
【０００６】
しかし、このシステムには、低品位炭の乾燥に要する熱ロスのために熱効率が低下するという問題がある。また、各炭種と生焚き発電システムとの関係（600 MW級の亜臨界ボイラーを使用して発電を行なった場合）を示す表１の通り、使用する低品位炭の含水量が多くなるほど熱密度の低下からボイラーを大きくせざるを得ず、建設コストがかかるという欠点がある。例えば、含水量が65％の高水分褐炭を燃料として用いた場合には、高品位炭である瀝青炭に比べて、ボイラー寸法を150％にする必要がある。
【０００７】
【表１】
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【０００８】
ここで、低品位炭の脱水改質プロセスは、単位熱量当たりの運送費削減の観点から、山元で行なわれる場合がほとんどである。従って、山元における生焚き発電方法を改良するに当たっては、低品位炭の脱水改質を行なってから発電燃料として用いることが考えられる。しかし、以下に掲げる理由により、その様な実施はほとんどされたことはない。
【０００９】
先ず、脱水改質プロセスにおいて、水分1 kgの分離に蒸気1 kg相当以上の熱量を用いると、脱水改質を行なっても、熱効率の点で生焚き発電方法に劣ることが挙げられる。その根拠を、含水量5質量％の瀝青炭と65質量％の高水分褐炭を例に説明する。
【００１０】
発電システムにおいて、蒸気条件が亜臨界圧で同じであればタービン効率は同じであるから、発電効率（＝ボイラー効率×タービン効率）は、ほとんどボイラー効率で決まると推定される。近代的な大型ボイラーの熱効率は、石炭の水分が5 ％程度なら87〜90 ％であるから、仮に88 ％とすると、瀝青炭（含水量5質量％）の発熱量は表１より6500 kcal／kgなので、蒸気に転換した熱量は、乾燥炭1 kg当たり6500×88％＝5720 kcal／kgと推定される。
【００１１】
一方、含水量65質量％の高水分褐炭は、乾燥炭1 kg当たり1×65／(100−65)≒1.86 kgの水分を有している。従って、高水分褐炭の場合は煙突から1.86 kgの湿分ロスがあり、湿分ロスは水1 kg当たり650 kcalであるので、乾燥炭1 kg当たり650×1.86＝1209 kcalの湿分ロスとなる。よって、蒸気に転換できる熱量は、乾燥炭1 kg当たり5720−1209＝4511 kcalとなり、瀝青炭に対する高水分褐炭の有効利用できる熱量についての比は、4511／5720≒79％となる。
【００１２】
表１によれば、高水分褐炭の発電効率は28％であり、瀝青炭（含水量：5質量％）の34.5％に比して、28.0/34.5≒81％となり、前述の熱量比とほぼ等しい。即ち、両石炭の熱量比は、湿分ロスの差に等しいことになる。従って、低品位炭を燃料として発電するに際して、脱水改質により低品位炭の熱量を上げる場合には、熱量の改善を湿分ロス以上に高める、即ち、水分1 kgの処理に要する蒸気消費量を1 kg未満にしなければ意味がないことになる。ところが、従来の脱水改質方法では、1 kg以上の蒸気消費量を要していた。
【００１３】
また、上記問題を克服できた場合であっても、固定費、即ち建設コストの問題がある。生焚き発電の場合、ボイラー寸法は燃料の発熱量によって大きく変わる（表１と図２を参照）。ここで、発電システムにおけるボイラーの建設コストの割合は経験的に35％程度であり、例えば燃料として低水分褐炭を使用する場合には瀝青炭に比してボイラー寸法が約1.2倍になるから（表１を参照）、コストが寸法の２乗（面積比）に比例するとすれば、タービンなど他部分の価格が同じなら、(100−35)％＋[35×(1.2)2]％≒115％より、建設コストは15％余分にかかることになる。更に、発熱量が6500 kcal／kgである瀝青炭を使用する発電システムの建設コストが1000ドル／kwとすると、低水分褐炭を使用する発電システムの場合には1000×115％＝1150ドル／kwになるから、この場合には、脱水改質プロセスを1150−1000＝150ドル／kw未満で建設できなければ、建設コストにおいて生焚き発電システムに劣ることになる。この様に、脱水改質プロセスシステムの建設コストには厳しい制限があるために、公知の脱水改質プロセスを、単に発電プロセスに付加するのみでは、建設コストの面でメリットがない。
【００１４】
ここで、従来の低品位炭処理方法を、熱効率と建設費の両面から考察する。低品位炭の処理法には、表２に示す通り蒸発法と非蒸発法がある。歴史的には、より単純な蒸発法の方が古くから用いられているが、水分の蒸発エネルギーを節減するために非蒸発法が開発された経緯がある。
【００１５】
【表２】
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【００１６】
つまり、蒸発法および熱改質法では何れも含水分を蒸発させる必要があるので、1 kgの水分の分離には蒸気相当で1 kg以上の熱が必要となる。具体的には、これらプロセスの温度圧力条件を示す図３の通り、常圧または数bar（約100〜数百kPa）という圧力条件下で加熱する必要がある。熱改質法では、更に熱分解温度以上の加熱を必要とするので、少なくとも300℃以上、多くは450℃以上としなければならず、化学反応を伴うので反応熱ロスもあり、熱効率の面から生焚きに勝ることはできない。蒸発法は、単純な加熱脱水なので建設費を安価にできる可能性はあるものの、やはり水分1 kgの分離には蒸気相当で1 kg以上の熱が必要である。
【００１７】
一方、非蒸発法の場合は、もともと熱消費節減を意図したものであるから熱効率面では生焚きを凌駕できる。しかし、石炭の親水性の原因となっている含酸素官能基（カルボキシル基や水酸基など）を脱離するために、非蒸発とする必要から飽和蒸気圧以上の100 bar（10000 kpa）程度、少なくとも30 bar（3000 kpa）という圧力条件下で温度を250〜300℃にしなければならず、建設費を抑えることができない。
【００１８】
従って、発電プロセスに従来の低品位炭処理プロセスを単に付加しただけでは、熱効率と建設費の両面から生焚き発電に勝る効果は期待できない。
【００１９】
その他、低品位炭の脱水改質プロセスには単位発熱量当たりの運搬費を低減できるという利点があるが、採掘された低品位炭をそのまま山元で使用する場合にはこの利点を享受できないので、この点において、あえて脱水改質プロセスを実施する理由がないということもある。
【特許文献１】特開平７−２３３３８４号公報（請求項４等）
【特許文献２】特許第２７７６２７８号公報（請求項４等）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【００２０】
上述した理由から、従来の発電方法では、低品位炭を燃料とする場合、低品位炭を事前処理しない生焚き発電が行なわれていた。しかし、発電効率をより一層向上させるには低品位炭を事前に脱水改質処理することが好ましいものの、単に脱水改質プロセスを付加するのみでは、生焚き発電に比して熱効率の点でメリットがなく、且つ建設コスト等の面から実施が困難であった。
【００２１】
そこで、本発明が解決すべき課題は、含水量が多く発熱量が低いながらも低硫黄低灰分で安価な低品位炭を燃料とする発電方法であって、従来の生焚き発電方法よりも発電効率に優れる上に、建設コストと消費エネルギーを低減できる方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００２２】
本発明者は、上記課題を解決すべく、低品位炭の脱水改質システムと発電システムとの効果的な統合につき鋭意研究を重ねた。その結果、脱水改質プロセスを経た直後の脱水改質炭を閉鎖系で中間貯炭すれば上記課題が解決できることを見出して、本発明を完成した。
【００２３】
即ち、本発明の発電方法は、脱水改質プロセスを経た低品位炭を燃料とする発電方法であって、当該脱水改質プロセスが、低品位炭と油分を混合して原料スラリーを製造する工程、当該原料スラリーを加熱することにより脱水改質する工程、次いで固液分離して脱水改質炭を得る工程を含むものであり、且つ当該脱水改質プロセス後に、得られた脱水改質炭を閉鎖系で中間貯炭することを特徴とする。
【００２４】
上記発電方法では、脱水改質プロセス後において、上記脱水改質炭に脱水改質処理前の低品位炭および燃料炭の燃焼により発生する排ガスを加え混合した状態で中間貯炭することが好ましい。脱水改質炭の自然発火を抑制して安全な貯炭を図ると共に、燃料炭を増量できることからプラント規模を縮小でき、建設コストの低減が可能になるからである。
【００２５】
また、発電プロセスにおける蒸気タービン復水を、上記脱水改質プロセスで気体として放出される水分および油分の冷却に用いるのも好適な態様である。更に、上記脱水改質プロセスでは、蒸発分離した蒸気を圧縮機で圧縮して自らの熱源とすることにより蒸発潜熱を回収するのが一般的であるが、この蒸発潜熱を、発電システムにおける復水（ボイラー供給水）との熱交換によって回収することも好ましい。これら態様によれば、両システムの統合が更に効果的になるからである。
【００２６】
更に、本発明の発電設備は、上記発電方法を実施するためのものである。
【発明の効果】
【００２７】
本発明の発電方法によれば、燃料として低品位炭を用いても全体として熱効率が低下することがなく、且つ建設コストも低減できる。
【００２８】
従って、本発明の発電方法は、低品位炭を生焚きしていた従来の発電方法に比べ、熱効率でも建設コスト面でも優れており、低品位炭を燃料とする発電方法として極めて有用である。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２９】
以下、本発明の実施形態、及びその効果について説明する。
【００３０】
本発明の発電方法は、脱水改質プロセスを経た低品位炭を燃料とする発電方法であって、当該脱水改質プロセスが、低品位炭と油分を混合して原料スラリーを製造する工程、当該原料スラリーを加熱することにより脱水し、更に改質する工程、次いで固液分離して脱水改質炭を得る工程を含むものであり、且つ当該脱水改質プロセス後に、得られた脱水改質炭を閉鎖系で中間貯炭することに要旨を有し、その後、この脱水改質炭を燃料として火力発電を行なうものである。
【００３１】
本発明で主な燃料として使用される「低品位炭」は、含水量が約20質量％を超えるものであれば亜瀝青炭，亜炭，褐炭などその名称は特に問わない。また、燃料として使用する石炭が全て低品位炭である必要はなく、含水量が約20質量％未満の高品位炭を添加してもよいが、後述する実施例２で示す結果の通り、本発明の作用効果が発揮されるのは燃料として含水量が２５質量％以上の石炭を用いた場合であるので、燃料炭（高品位炭を添加した場合は、高品位炭を含む）全体に占める含水量は２５質量％以上とすることが好ましい。
【００３２】
本発明の脱水改質プロセスでは、先ず、低品位炭と油分を混合して原料スラリーを製造する。ここで使用される「油分」は、沸点が水より高く、また、重質油分を含むものが好ましい。脱水に先立って油分が留去されるのは望ましくないからであり、また、油分中の重質油分は、水分が抜けた後の石炭細孔内に吸着されることによって、細孔の内部表面と空気中酸素との接触を断ち、脱水改質炭の自然発火を抑制できるからであるが、勿論、沸点が水より低い溶媒を含んでいてもかまわない。このような油分としては、例えば石油系の重油；精製未済で重質油成分を含む石油系の軽油留分，灯油留分，潤滑油留分；コールタール；溶剤或いは洗浄剤として用いたため、不純物として重質油分を含んでしまった軽油や灯油；繰返し使用したことによって劣化した留分を含んでしまった熱媒油等を挙げることができる。また、重質油分としては、石油アスファルト，天然アスファルト，石油系重質油やこれらを多く含む油を挙げることができる。
【００３３】
スラリーの製造に用いる燃料炭の粒径は特に制限されないが、ポンプ輸送できる程度に粒径を調整することが好ましく、例えば、燃料炭全体の８０％以上を７ｍｍ以下に粉砕した上で、質量比で油分／燃料炭が１〜２０（１／１〜２０／１）となる様に混合すればよい。
【００３４】
次に、得られた原料スラリーを加熱することにより脱水改質する。この際の加熱温度は、主として用いる原料炭により調整するのがよく特に制限されないが、例えば100〜250℃（好適には、120〜200℃）とする。また圧力は、通常その操作温度の飽和蒸気圧とするが、脱水率を90％以上に高める場合には、飽和蒸気圧より10〜100 kPa低い圧力で加熱することが好ましい。
【００３５】
前工程で脱水改質された燃料炭は、固液分離によって油分を除去する。固液分離するための方法は特に制限されないが、例えば沈降槽，遠心分離機，濾過機，圧搾機などを使用する方法が挙げられ、これら方法から１種を選択するか２種以上を選択して組み合わせる等することができる。また、固液分離により回収された油分は、上記原料スラリーの製造で再利用することができる。
【００３６】
得られた脱水改質炭は、発電プロセスに到る前に、閉鎖系で中間貯炭する。これは、脱水改質プロセスと発電プロセスとを近接統合するために必要な要件である。即ち、従来、脱水改質プロセスを行なうための施設と発電施設とは離れていたために、両プロセスを統合するためには、輸送やハンドリングのために脱水改質炭を成形する必要があり、また、輸送中には大気と接触せざるを得ないため、空気中水分の再吸着による水分増加が起こっていた。一方、これらプロセスを行なうための施設を隣接させ、脱水改質直後の石炭を発電システムで直接用いるとすれば、ボイラー炉へ空気輸送する際に、空送配管内で発火するおそれがある。
【００３７】
本発明は斯かる従来技術の問題点を初めて認識し、その解決を図るため、脱水改質プロセスと発電プロセスとを近接統合するに当たり、高温の脱水改質炭をある程度冷却するために中間貯炭することにした。
【００３８】
この中間貯炭を実施するに当たっては、脱水改質炭と大気との接触を抑制すべく閉鎖系で行なう必要がある。脱水改質炭が大気と接触すると、大気中の水分が再吸着し、ボイラー炉での燃焼時に湿分ロスが生じ、総合熱効率を損ねるからである。従って、本発明の「閉鎖系」とは、脱水改質炭を実質的に大気に接触させないことをいうものとする。閉鎖系にするための方法、即ち脱水改質炭を大気に接触させないための方法は特に問わないが、例えば、閉鎖系サイロで不活性ガスによりガスシールする方法を挙げることができる。
【００３９】
この不活性ガスとしてボイラーの燃焼排ガスを使用すれば、以下の効果を享受できる。ボイラー燃焼排ガスは、含まれる酸素濃度が数％以下であるので自然発火を抑制でき、含水分も少ないことから、脱水改質炭と大気との接触を遮断するガス（シールガス）として適している上に、エネルギーの節約にもなる。また、ボイラー燃焼排ガスは、斯かる特性から、脱水改質炭を発電プロセス施設へ運搬するためのキャリーガスとしても好適である。
【００４０】
脱水改質プロセスを経た脱水改質炭は、中間貯炭の前に脱水改質処理前の低品位炭を適量混合することが好ましい。脱水改質プロセスを経た直後の脱水改質炭は高温状態（１５０℃程度）にあり、そのまま中間貯炭するには安全上の問題があることから、低品位炭の水分により脱水改質炭を冷却できる上に燃料炭を増加することができるので、結果としてプラント規模の縮小が可能となり、建設費を低減できるからである。
【００４１】
脱水改質炭と脱水改質処理前の低品位炭との混合割合は、前者１質量部に対して、後者０．０５〜０．２５質量部が好ましく、０．１〜０．２質量部がより好ましい。少なすぎると脱水改質炭の冷却効果が十分でない一方で、多すぎると低品位炭の水分により熱効率が低減したり、脱水改質炭が単なる乾燥炭（高温の脱水改質炭により脱水された低品位炭であって、細孔内に油分が存在しないため、発火のおそれがある）で過剰に希釈され、安全性を損じるからである。また、中間貯炭すべき石炭の量を増やし過ぎると、大気から完全に遮断することが困難になったり、シールガスとして用いる燃焼排ガスも僅かながら酸素を含むので、発火のおそれが生じるからである。
【００４２】
脱水改質プロセスでは、蒸発分離した水分は当初蒸気（気体）の状態にあるが、これをコンプレッサーで圧縮して水（液体）とすることによって発生する蒸発潜熱を回収する（図９を参照）。この蒸発潜熱は、主として脱水改質プロセスで必要とされる熱源として再利用されるが、再利用できなかった分は、凝縮水へ移行する。その結果、凝縮水は、１００℃未満ではあるものの残熱を有する。また、石炭細孔内に存在する一部の油分も蒸発回収されるが、この油分蒸気も若干の熱を有している。従来、これらの残熱は冷却水中に廃棄されていた。一方、発電プロセスにおける復水は、予熱されてからボイラーへ供給され、更に過熱器により過熱蒸気に変換され、蒸気タービンを回転させる。従って、脱水改質プロセスで再利用されなかった蒸発潜熱を、発電プロセスにおける復水の加熱に利用すれば、全体としてエネルギー損失を低減できる。
【００４３】
脱水改質プロセスで発生する水蒸気や油分蒸気は、圧縮せず、そのまま復水をボイラーに供給する前の予熱用に用いれば、圧縮する必要がないため省エネルギーの観点から好ましく、更に、コンプレッサーの建設費も削減することができる。
【００４４】
中間貯炭を経た脱水改質炭は、発電プロセスにおけるボイラーで燃料炭として燃焼させられるが、脱水改質前の含水分は除去されているために、湿分ロスは低減されている。しかも、低硫黄・低灰分という低品位炭の特性から、亜硫酸ガス等の有害ガスの発生も抑制できる。
【００４５】
上記発電方法では、脱水改質プロセスで発生した蒸気を圧縮機（コンプレッサー）で圧縮して水とし、得られた蒸発潜熱を原料炭の加熱に用いてもよいが（図９を参照）、脱水改質プロセスで発生した蒸気を圧縮することなく、発電プロセス由来の復水の加熱にそのまま使用してもよい。以下、斯かる態様について図１０を用いて説明する。
【００４６】
発電プロセス中、蒸気タービンのから抽気蒸気（もはや、発電に適さない10 bar以下の蒸気）を得、これを改質用蒸気（図１０を参照）として脱水改質プロセスの原料スラリーの加熱に用いる。そして、原料スラリーから分離した蒸気を圧縮することなくボイラーへの給水予熱に用いる。その結果、圧縮機の動力源である高圧蒸気（少なくとも、30 bar）を蒸気タービンから抽出する必要がなくなる。ここで、圧縮機による蒸気から圧縮力への転換効率をξ（35％）とすれば、圧縮機の動力は蒸気換算で脱水改質炭1 kg当たりｘkg（ｘ=約0.2）であるので、本態様の省エネ率は、脱水改質炭1 kg当たりｘ*(1-ξ)≒0.2 * (1-0.35) = 0.13 kg(蒸気)となる。
【００４７】
本態様では、蒸気タービンから得て復水を加熱するはずの蒸気を、改質用蒸気として脱水改質プロセスにおいて原料スラリーの加熱に用いるが、このことによる復水加熱の損失分は10％以下と推算される。蒸気タービンから得られる蒸気は、約800 kcal/kgであるので、全体の熱効率改善は、800kcal/kg(蒸気) * 0.13kg(蒸気)/kg(脱水改質炭) * (1-0.1) = 94 kcal/ kg(脱水改質炭)であり、脱水改質炭の発熱量を6700 kcal/kalとすると、94/6760 = 1.4％の熱効率改善が達成されることになる。
【００４８】
以下に、実施例を示すことにより本発明を更に詳細に説明するが、本発明の範囲はこれらに限定されるものではない。
【実施例】
【００４９】
実施例１
含水量40％の褐炭（インドネシア産，発熱量：4000 kcal/kg）1.65 kg（6600 kcal）と軽質油（灯油） 2 kgから原料スラリーを製造し、これを先ず150℃で１時間加熱することにより脱水した後、遠心分離機およびドライヤーを用いて固液分離（油分回収）することによって、脱水改質炭を得た。
【００５０】
得られた脱水改質炭（温度：180℃）をＮ２ガスでシールしつつ１時間静置して３０℃まで冷却した。以上、得られた収支結果を、その他の条件も合わせて表３に示す。
【００５１】
【表３】
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【００５２】
得られた脱水改質炭の含水量は0.9質量％で、高位発熱量（HHV）は6700 kcal/kgだった。この脱水改質炭の発電効率を、表１中の瀝青炭（含水量：5％）相当である34.5％であると仮定すると、総合熱効率は34.5×(6700／7183)＝32.2％となる。同じ表１より、褐炭の生焚き発電の効率は31.2％であるから、32.2／31.2＝1.032より約3.2％の熱効率改善が達成できたことになる。また、脱水改質プロセスの建設コストは150ドル/kwを下回ると推算されており、約3.2％の熱効率改善を達成できれば、生焚き発電に比して十分にメリットが出る。
【００５３】
比較例１
上記実施例１において、脱水改質プロセス後の脱水改質炭の冷却を閉鎖系でなく大気中で１０時間放置することにより行なった。その結果得られた脱水改質炭の含水量は、7質量％であった。発電プロセスにおけるボイラー効率は約90％であり、水1 kgを水蒸気にするために要する熱量は720 kcalであるから、この脱水改質炭が含有する水分によるロスは720 kcal×90％×7％＝45.36 kcalに当たり、総合熱効率は45.36／6700＝約0.7％減の2.5％の熱効率改善にとどまる。
【００５４】
従って、中間貯炭を閉鎖系で行なうのみで熱効率を改善できることが明らかにされた。因みに、実施例１と比較例１の熱効率における数字上の相違はわずか0.7％であるが、大規模な燃料炭燃焼を行なう発電プロセスにおいては、実際上極めて大きな違いとなる。
【００５５】
実施例２
上記実施例１は含水量40％の褐炭を脱水改質した例であったが、脱水改質プロセスから閉鎖系の中間貯炭を経た場合の熱効率は、使用した低品位炭の含水量に依存するものであって一定でない。そこで、実施例１で得た熱効率結果を基にし、表１に示した発熱量等を参考にして、生焚き発電の場合と脱水改質プロセスを経た場合について、燃料石炭の含水量と熱効率との関係を推算した。結果を図４に示す。
【００５６】
図４の結果より、燃料炭の含水量が25％以上、好ましくは27％以上の場合に、脱水改質プロセスを経た発電の効率は、生焚き発電に勝ることが分かる。斯かる結果となる理由は、脱水改質プロセスでは、水分の除去に大きなエネルギー節減が可能である一方で、その他（油分の回収など）に要するエネルギーは石炭の含水量にかかわらずほぼ一定であることから、その熱効率改善効果は高含水炭ほど大きいことによる。
【００５７】
実施例３
次に、脱水改質プロセスと発電プロセスを効果的に統合した例を示す。具体的には、（ｉ）脱水改質プロセス直後の燃料炭の顕熱と発電プロセスにおける燃焼排ガスを利用することによって脱水改質プロセスの規模を縮小し（即ち、建設費を削減し）、（ii）脱水改質プロセスの冷却水系統と発電脱水改質プロセスの給水予熱系統の統合によって、エネルギーを節約し且つ建設費を削減した。
【００５８】
詳しくは、上記実施例１の実施態様に加え、脱水改質プロセスと中間貯炭の間に、図５に示す通り、脱水改質炭を未処理の生炭（含水量40％の褐炭）と混合し、更に発電プロセスにおいて燃料炭の燃焼によって発生する排ガスを通じるプロセスを加えた。脱水改質炭1 kg/hを基準に物質とその熱収支を表４に示す。
【００５９】
【表４】
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【００６０】
脱水改質プロセスを経た直後の脱水改質炭１は、通常、絶乾に近い状態（含水量：0.9質量％程度）であり、約180℃の温度を有している。従って、そのままボイラー炉へ空気輸送すると空送配管内で燃焼するおそれがあり、また、中間貯炭時において空気の漏れこみによる自然発火の危険性がある。そこで、若干の冷却と熱量を失わない程度の加湿を行なうため、未処理の生炭２を0.15 kg/h加え、更にボイラー燃焼排ガス３ 0.02 Nm3/hをキャリアガスとして加えた。因みに、通常のボイラー燃焼排ガス量は、脱水改質炭1 kg/hに対して10 Nm3/h程度であるから、キャリアガスとして加える分はその0.2％に過ぎないので、発電システム側の大幅な設計変更は不要であった。また、ボイラー燃焼排ガス３は、その酸素濃度が数％以下（典型的には4％程度）なので発火の心配はなく、キャリアガスとして好適である。更に、脱水改質炭の顕熱によって、生炭の水分は蒸気として排気６に移行し、ボイラーに供給する製品炭５の含水量は約2質量％となっており、その熱量はほとんど脱水改質炭（6700 kcal/kg）とかわらず、同様の発電効率が期待できる。
【００６１】
一方、貯炭排気６はボイラー燃焼排ガスと水蒸気との混合物であり、100℃の温度を有していた。このガスを発電プロセスの復水で冷却すると、水蒸気の潜熱約20 kcal/h（フロー６，７，８のエンタルピー計算：24.4−1.5−2.7＝20 kcal/hによる）が、ボイラー給水予熱として利用できる。
【００６２】
1 kg/hの脱水改質炭１によりボイラーから発生する蒸気は約10 kg/hであり、その半分の約5 kg/hが復水されるので、冷却水の温度上昇を20℃とすれば、そのうちの1 kg/h（20 kg/h÷20 kg/h＝1 kg/h）程度をこの冷却水に使えばよいことになる。脱水改質炭１と生炭２を単純に混合したのみでは蒸発した水分の潜熱を回収することはできないし、また、この水蒸気による煙突ロスも避けられない。
【００６３】
以上の操作によって、1 kgの製品炭を製造するのに必要な脱水改質炭の必要量は0.91 kg（フロー１と５の比：1／1.103）に減少するので、その製造エネルギーも91％まで低減できた。また、蒸発潜熱の回収によって、約20 kcal/hが回収できる。得られた結果から導き出せる熱効率の改善を表５に示す。
【００６４】
【表５】
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【００６５】
上記結果より、脱水改質プロセスと中間貯炭の間に、脱水改質炭，生炭，ボイラー燃焼排ガスを混合するプロセスを加えれば、熱効率改善にとどまらず、脱水改質炭の製造規模を91％に縮小できるので、脱水改質プロセス設備の建設コストも、ほぼ同じ割合で縮小できる。また、上記の他に、凝縮水８ 0.045 kg/hを用水として回収することができる。山元発電の場合、海水や河川水の使い捨てはできない場合がほとんどであるから、この凝縮水は、貴重な用水源になる。
【００６６】
実施例４
亜臨界圧或いは超臨界圧ボイラーによる大型石炭火力の場合の概略蒸気系統と、油中脱水改質プロセスの冷却水系統とを統合した場合のフローチャートを、図６に示す。
【００６７】
概数であるが、1 kgの脱水改質炭（6700 kcal/kg）を燃焼させることによって発生した蒸気は、通常、過熱器を経て約10 kgの過熱蒸気となる。この過熱蒸気は、（ｉ）蒸気タービンに供給され発電に共されるが、（ii）一部は復水器で復水され、（iii）その他はタービンから抽気され再熱された後、再度抽気されて給水予熱などに使われて、ボイラー供給水に戻る。復水器で復水される蒸気は、通常、過熱蒸気の50％である5 kgになる。復水の温度は、冷却水温度で決まる復水器の操作圧力によるが、30℃から40℃程度である。
【００６８】
一方、脱水改質プロセスにおける冷却の目的は、蒸発潜熱回収システムでも回収できなかった水分や油分が蒸気として大気中へ放出されることを防ぐためにこれらを凝縮回収することにあり、その冷却水負荷は、脱水改質炭 1 kg当たり240 kcalである。従って、脱水改質プロセスの冷却水として上記復水を用い、冷却により昇温した冷却水を給水予熱器で予熱してボイラーへ給水すると、脱水改質プロセスの廃熱を発電プロセスで再利用したことになり、プロセス全体の熱効率の向上が望める。この場合、復水による冷却水のクーリングレンジ（入りと出の温度差）を20℃とすると、燃料1 kg当たりで、下記計算により100 kcalの廃熱を回収できることになる。
5 kg×20℃×1 kcal/kg℃（比熱）＝100 kcal/kg
【００６９】
脱水改質炭の発熱量を6700 kcal/kgとすれば、100／6700＝1.5％の熱効率向上が期待できる。図７に示す様に、脱水改質プロセスにおける被冷却物の温度が90℃であるから、交流による冷却で出口温度差10℃まで許されるとすると、温度上昇は理論上40℃となるから、回収廃熱量は、理論的には、下記式の通り燃料1 kg当たり約200 kcalに達し、熱効率の改善は脱水改質炭1 kg当たり200 kcal、率にして3％になる。
5 kg×40℃×1 kcal/kg℃（比熱）＝200 kcal/kg−脱水改質炭＝200／6700＝3％
【００７０】
この計算は、実施例３の表５中２番目の項目と重複しているので、実施例３との相乗的な効果は、3＋0.91−0.3（表５の項目２との重複部分）＝3.6％程度の改善であると評価できる。
【００７１】
考察
上記実施例１での総合熱効率の改善は3.2％であるから、上記実施例１〜４の相乗効果による熱効率の改善は3.2＋3.6＝6.8％と評価でき、含水量が40質量％である低水分褐炭（4000 kcal/kg）の場合の発電効率は、表１より31.2％×1.068＝33.3％の総合熱効率（HHV）と評価できる。
【００７２】
ここで、低品位炭を燃料とする場合には、これまでほとんど亜臨界圧ボイラーが使われてきた。これは、低品位炭を用いる場合にはボイラーを大きくせざるを得ず、そのために高圧化が困難であったことによる。従って、低品位炭を脱水改質することによってボイラーを縮小でき、その結果、超臨界圧ボイラーが適用できる様になるとするならば、図８に示す様に、6500 kcal/kgの瀝青炭の場合で35％から40％へと40／35＝10％の熱効率アップが可能になるので、上記を合わせて、10＋6.8＝16.8％と更に大きな発電効率の改善が望めることになる。
【図面の簡単な説明】
【００７３】
【図１】低品位炭を燃料とする従来の生焚き発電システムを示す概略図である。
【図２】燃料炭の熱量と、各燃料炭に必要とされる発電ボイラーとの関係であって、高品位炭である瀝青炭に必要とされるボイラーサイズを１とした場合の、各燃料炭に対応するボイラーサイズの比を示す図である。
【図３】従来の低品位炭処理方法（蒸発法，非蒸発法，熱改質法）で必要とされる温度条件と圧力条件を示す図である。
【図４】生焚き発電の場合と脱水改質プロセスを経た場合における、燃料炭の含水量と熱効率との関係を示す図である。
【図５】低品位炭の脱水改質プロセスと発電プロセスを統合するに当たり、脱水改質プロセスを経た直後の脱水改質炭に、脱水改質処理前の低品位炭および燃料炭の燃焼により発生する排ガスを加え混合した後、中間貯炭した場合のフローチャートである。
【図６】亜臨界圧或いは超臨界圧ボイラーによる大型石炭火力の場合の概略蒸気系統と、油中脱水改質プロセスの冷却水系統とを統合した場合のフローチャートである。
【図７】脱水改質プロセスにおける冷却水の温度分布を示す図である。
【図８】亜臨界圧ボイラーと超臨界圧ボイラーを用いた場合における、熱量と発電効率との関係を示す図である。
【図９】脱水改質プロセスにおいて、原料スラリー（原料炭）中に含まれる水分を蒸気として分離し、得られた蒸気を圧縮することによって得られる蒸発潜熱を、原料スラリーの加熱に用いる態様を示す図である。
【図１０】脱水改質プロセスにおいて分離された蒸気を圧縮することなく、発電プロセスの復水の加熱に用いる態様を示す図である。
【符号の説明】
【００７４】
１  ：  脱水改質炭
２  ：  未処理の生炭
３  ：  ボイラー燃焼排ガス
４  ：  脱水改質炭＋生炭＋ボイラー燃焼排ガス
５  ：  製品炭（燃料炭）
６  ：  中間貯炭における排気
【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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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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