(57)【要約】      （修正有）【課題】より一層効果的に、火力発電設備で発生するＮＯｘ量を低減させることができるＮＯｘ低減火力発電システムを提供する。【解決手段】火力発電設備１と、水分解光触媒水素製造設備２とを有し、水分解光触媒水素製造設備２から副生成する酸素が火力発電設備１に供給される。また、水分解光触媒水素製造設備２から生成する水素が燃料として火力発電設備１に導入される。火力発電設備１からの排出蒸気を熱源として利用する海水淡水化設備３をさらに有し、海水淡水化設備３で製造された淡水が水分解光触媒製造設備２に供給される。【選択図】図４
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
火力発電設備と、水分解光触媒水素製造設備とを有し、該水分解光触媒水素製造設備から副生成する酸素が該火力発電設備に供給されることを特徴とするＮＯｘ低減火力発電システム。
【請求項２】
前記水分解光触媒水素製造設備から生成する水素が燃料として前記火力発電設備に導入される、請求項１に記載のＮＯｘ低減火力発電システム。
【請求項３】
前記火力発電設備からの排出蒸気を熱源として利用する海水淡水化設備をさらに有し、該海水淡水化設備で製造された淡水が前記水分解光触媒製造設備に供給される、請求項１または２に記載のＮＯｘ低減火力発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、火力発電設備における窒素酸化物（以下ＮＯｘ）発生を抑制するＮＯｘ低減火力発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
火力発電設備を用いる発電において、高温雰囲気下での燃料燃焼と同時に、酸素供給のために導入される空気に含まれる窒素が酸化することによりサーマルＮＯｘが発生し、また、燃料中に含まれるＮ成分が酸化することによりフューエルＮＯｘが発生する。
【０００３】
これらのＮＯｘは排出規制の対象ガスであるため、火力発電所では様々な方法でＮＯｘの発生抑制（蒸気噴射、予混合、二段燃焼等）および除去（選択接触還元、活性炭吸着等）がなされている（非特許文献１、２）。
【０００４】
これらの方法はそれぞれに効果があるが、一層効果的にＮＯｘを低減させる方法が求められている。
【先行技術文献】
【非特許文献】
【０００５】
【非特許文献１】“火力発電の現状と今後  〜低炭素化社会の中で〜”、［online］、２００９年１０月［平成２３年１０月２４日検索］、インターネット〈http://www.kaneko-lab.iis.u-tokyo.ac.jp/event/20091023/20091023_03.pdf〉
【非特許文献２】木山研滋、他４名、日立評論、“微粉炭焚きボイラにおける最新の低ＮＯｘ燃焼技術”、［online］、２００９年３月［平成２３年１０月２４日検索］、インターネット〈URL:http://www.hitachihyoron.com/2009/03/pdf/03a02.pdf
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、より一層効果的に、火力発電設備で発生するＮＯｘ量を低減させることができるＮＯｘ低減火力発電システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
上記課題を解決するため、本発明のＮＯｘ低減火力発電システムは、火力発電設備と、水分解光触媒水素製造設備とを有し、該水分解光触媒水素製造設備から副生成する酸素が該火力発電設備に供給されることを特徴とする。
【０００８】
上記ＮＯｘ低減火力発電システムにおいて、好ましくは、前記水分解光触媒水素製造設備から生成する水素が燃料として前記火力発電設備に導入される。
【０００９】
また、上記ＮＯｘ低減火力発電システムにおいて、好ましくは、前記火力発電設備からの排出蒸気を熱源として利用する海水淡水化設備をさらに有し、該海水淡水化設備で製造された淡水が前記水分解光触媒製造設備に供給される。
【発明の効果】
【００１０】
本発明のＮＯｘ低減火力発電システムでは、水分解光触媒水素製造設備から副生成する酸素が火力発電設備に供給されるので、副生成酸素の利用により、燃料燃焼のための投入空気量を低減させることが可能となり、そのため投入窒素量（空気含有）も低減させられ、結果として火力発電設備からのＮＯｘ発生量の低減に繋がる。副生成Ｏ２ガスを火力発電設備に投入することで燃焼効率が上昇するため、その分を考慮してももとの投入空気量を減少させる（大まかには、全体としてのＯ２量が一定になるように）ことが可能である。
【００１１】
特に液化天然ガスを燃料として使用する火力発電における効果は顕著で、火力発電設備の規模によっては実質投入空気量をゼロにできる可能性もある。この場合、排煙脱硝設備が不要となり、それに伴いイニシャルコスト・ランニングコストの低減に繋がる。
【００１２】
また、水分解光触媒水素製造設備で副生成した酸素だけでなく、生成水素を火力発電設備に戻して燃料として利用することで、発電設備の効率が飛躍的に向上する。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】実施の形態１のＮＯｘ低減火力発電システムを説明するフローシートである。
【図２】コンバインドサイクル火力発電設備を説明する内部概略図である。
【図３】水分解光触媒水素製造設備を示す概略図である。
【図４】実施の形態２のＮＯｘ低減火力発電システムを説明するフローシートである。
【図５】実施の形態３のＮＯｘ低減火力発電システムを説明するフローシートである。
【図６】汽力発電システムを用いた火力発電設備（１’）を説明する内部概略図である。
【図７】実施の形態４のＮＯｘ低減火力発電システムを説明するフローシートである。
【図８】コンバインドサイクル火力発電設備を説明する内部概略図である。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下、本発明のＮＯｘ低減火力発電システムについて詳細に説明する。
【００１５】
（実施の形態１）
図１は、実施の形態１のＮＯｘ低減火力発電システムを説明するフローシートである。
【００１６】
本実施の形態１のＮＯｘ低減火力発電システムは、火力発電設備（１）と、水分解光触媒水素製造設備（２）とを有し、水分解光触媒水素製造設備（２）から副生成する酸素が火力発電設備（１）に供給される。
【００１７】
火力発電設備（１）として、例えば、燃料を燃焼させたガスでタービンを回転させるガスタービンと、燃料燃焼の排熱回収ボイラで生成した蒸気でタービンを回転させる蒸気タービンとを有するコンバインドサイクル火力発電が挙げられる。なお、以降の実施の形態２〜４とは異なり、本実施の形態１では、火力発電設備（１）で発生した電力のみを利用する構成であるので、火力発電設備（１）における蒸気の利用は必須ではない。
【００１８】
図２は、コンバインドサイクル火力発電設備を説明する内部概略図である。
【００１９】
コンバインドサイクル火力発電システムは、発電機（１１）と、ガスタービン（１２）と、蒸気タービン（１３）とを有し、ガスタービン（１２）には、空気圧縮機（１４）からの圧縮空気および後述の水分解光触媒水素製造設備（２）から副生成する酸素が導入され、ＬＮＧ、石油などの燃料の燃焼によりガスタービン（１２）が回転し、この回転により発電機（１１）にて発電が行われる。燃料燃焼後に生じるガスタービン（１２）からの排気は、排熱回収ボイラ（１５）に送られ、ここで、別途取り込んだ海水などとの熱交換により冷却され、その後、発電設備から排気される。排熱回収ボイラ（１５）に供給された海水などの水は、熱交換により蒸気となり、蒸気タービン（１３）に送られて、蒸気タービン（１３）を回転させ、その後、蒸気の状態で発電設備から出る。
【００２０】
本実施の形態１では、燃料燃焼の際に、水分解光触媒水素製造設備（２）の副生成酸素を利用するため、投入空気量を抑えることができる。
【００２１】
ＣＨ４  ＋  ２Ｏ２  →  ＣＯ２  ＋  ２Ｈ２Ｏ
水分解光触媒水素製造設備（２）は、太陽光と光触媒の作用により水を水素と酸素に分解する設備である。
【００２２】
図３は、水分解光触媒水素製造設備を示す概略図である。
【００２３】
水分解光触媒水素製造設備（２）は、上部の陽極室（２１）と、この陽極室（２１）に一端側にて連結する下部の陰極室（２２）とを備えている。陽極室（２１）には、太陽光により酸素を生成させる触媒作用を有する陽極光触媒（例えば、ＴａＯＮ、Ｔａ３Ｎ５、ＴｉＯ２−ｘＮｘ、ＢｉＶＯ４、ＷＯ３など）（２３）が陽極として備えられ、陰極室（２２）には、水素を生成させる触媒作用を有する陰極触媒（例えば、Ｐｔなど）（２４）が陰極として備えられている。
【００２４】
水は、一端側上端から陽極室（２１）に導入され、一端側の連通路から陰極室（２２）に通り、他端側下端を介して水分解光触媒水素製造設備（２）から出る。
【００２５】
火力発電設備（１）からの電力が電源（２５）に供給され、太陽光が照射されると、陽極光触媒（２３）の触媒作用により、酸素が発生する。発生した酸素は、陽極室（２１）中央部上端に設けられた通気孔（２６）から排出される。また、陰極室（２２）では、陰極触媒（２４）の触媒作用により、水素が発生する。発生した水素は、陰極室（２２）中央部の所定区間に設けられた区画（２７）を経て、陰極室（２２）の他端側から排出される。
【００２６】
生成した水素は、燃料電池や化学工業原料などとして有効に利用され、一方で、酸素は火力発電設備（１）に供給されて燃料燃焼工程で利用される。
【００２７】
次に、本実施形態１のＮＯｘ低減火力発電システムを用いた場合について実施例１として具体的に説明する。
【００２８】
（実施例１）
火力発電設備（１）として、コンバインドサイクル火力発電設備を用いた。高位発熱量ベース（ＨＨＶ基準）の発電効率は５０％であり、発電規模（出力）は１５０ＭＷであった。
【００２９】
水分解光触媒水素製造設備（２）について、太陽エネルギー変換効率は４％、設備（光触媒電極）面積は２８，０００ｍ２（例えば５ｋｍ×５．６ｋｍ）、場内消費電力量：２×１０６ｋＷｈ／ｄａｙ、水素製造規模（出力）：３５０ｔ／ｄａｙ−Ｈ２、酸素製造規模（副生成）：２，８００ｔ／ｄａｙ−Ｏ２とした。
【００３０】
日照時間を８ｈと仮定し、ある程度の日射強度（６ｋＷｈ／ｍ２／ｄａｙ）が得られるとすると、水分解光触媒設備（２）によって昼間３２００ｔの淡水が水素（３５０ｔ）と酸素（２，８００ｔ）に分解される。
【００３１】
以上の条件に基づくと、火力発電設備（１）の１日あたりの発電量は３，６００ＭＷｈ／ｄａｙであり、このために必要な投入燃料エネルギーは発電効率５０％を考慮すると、７，２００ＭＷｈ／ｄａｙである。
【００３２】
燃料として液化天然ガス（ＬＮＧ）を想定すると、その単位発熱量は５５ＭＪ／ｋｇ（即ち１５ｋＷｈ／ｋｇ）であるため（http://www.ecofukuoka.jp/image/custom/data/santei/hatunetu.pdf参照）、必要な投入燃料は４８０ｔ／ｄａｙとなる。ＬＮＧの主成分はメタン（Ｃ：７５％）であり、そのＣ成分は約８０％と考えられる。その完全燃焼にはＣ成分モル数の２倍以下のＯ２モル数が必要であり、４８０ｔ／ｄａｙの液化天然ガスを燃焼させるのに必要なＯ２量は２，０００ｔ／ｄａｙと概算される。この場合、２，８００ｔ／ｄａｙの副生成Ｏ２を利用すると投入空気量は必要ない（利用しない場合８，８００ｔ−Ａｉｒ／ｄａｙ必要）。つまり、副生成Ｏ２を利用すると、空気を燃焼のために投入せずに済み、そのため燃焼場へのＮ２投入量をゼロにすることが可能とわかる。これによりサーマルＮＯｘ発生量をほぼ抑制する効果が期待できる。
【００３３】
光触媒反応に十分な日射強度（量）が得られ、かつ広大な面積が確保できる地域で、淡水も利用できる環境であれば、海水淡水化設備を併設する必要がなく、当該設備のコンパクト化が可能である。
【００３４】
（実施の形態２）
図４は、実施の形態２のＮＯｘ低減火力発電システムを説明するフローシートである。
【００３５】
本実施の形態２のＮＯｘ低減火力発電システムは、火力発電設備（１）と、水分解光触媒水素製造設備（２）と、海水淡水化設備（３）とを有し、水分解光触媒水素製造設備（２）から副生成する酸素が火力発電設備（１）に供給される。また、海水淡水化設備（３）は、火力発電設備（１）からの排出蒸気を熱源として利用し、海水淡水化設備（３）で製造された淡水が水分解光触媒製造設備（２）に供給されるようになっている。
【００３６】
火力発電設備（１）および水分解光触媒水素製造設備（２）は、上記の実施の形態１のものと同様のものであるので、詳細な説明は省略する。
【００３７】
海水淡水化設備（３）としては、火力発電設備（１）からの蒸気を熱源として用いて海水から淡水を製造することができるものであれば特に限定はなく、例えば、多段フラッシュ法、多重効用法などを用いた設備が挙げられる。また、海水淡水化設備（３）を駆動するための電力は、火力発電設備（１）から供給される。
【００３８】
海水淡水化設備（３）により製造された淡水は、水分解光触媒水素製造設備（２）に供給される。
【００３９】
昼間に生成させられる淡水が水分解光触媒水素製造設備（２）に供給されて水素製造に利用される一方で、夜間に生成させられる淡水は飲料などの生活用水や工業用水として有効に利用される。
【００４０】
次に、本実施形態２のＮＯｘ低減火力発電システムを用いた場合について実施例２として具体的に説明する。
【００４１】
（実施例２）
火力発電設備（１）および水分解光触媒水素製造設備（２）については実施例１と同様であるので詳細な説明は省略する。
【００４２】
海水淡水化設備（３）は、多段フラッシュ方式（ＭＳＦ）の設備である。造水比：６〜１０（約８）、場内消費電力量：４ｋＷｈ／ｍ３−生産淡水、淡水生産規模（出力）：４００ｔ／ｈとした。
【００４３】
淡水化システムにおける必要蒸気量（導入時温度２００℃）は、その造水比から４０〜６７ｔ／ｈであり、火力発電設備（１）から導かれる量（２５０ｔ／ｈ）を考えると可能である。
【００４４】
以上の条件に基づくと、火力発電設備（１）の１日あたりの発電量は３，６００ＭＷｈ／ｄａｙであり、このために必要な投入燃料エネルギーは発電効率５０％を考慮すると、７，２００ＭＷｈ／ｄａｙである。
【００４５】
燃料として液化天然ガス（ＬＮＧ）を想定すると、その単位発熱量は５５ＭＪ／ｋｇ（即ち１５ｋＷｈ／ｋｇ）であるため（http://www.ecofukuoka.jp/image/custom/data/santei/hatunetu.pdf参照）、必要な投入燃料は４８０ｔ／ｄａｙとなる。ＬＮＧの主成分はメタン（Ｃ：７５％）であり、そのＣ成分は約８０％と考えられる。その完全燃焼にはＣ成分モル数の２倍以下のＯ２モル数が必要であり、４８０ｔ／ｄａｙの液化天然ガスを燃焼させるのに必要なＯ２量は２，０００ｔ／ｄａｙと概算される。この場合、２，８００ｔ／ｄａｙの副生成Ｏ２を利用すると投入空気量は必要ない（利用しない場合８，８００ｔ−Ａｉｒ／ｄａｙ必要）。つまり、副生成Ｏ２を利用すると、空気を燃焼のために投入せずに済み、そのため燃焼場へのＮ２投入量をゼロにすることが可能とわかる。これによりサーマルＮＯｘ発生量をほぼ抑制する効果が期待できる。
【００４６】
（実施の形態３）
図５は、実施の形態３のＮＯｘ低減火力発電システムを説明するフローシートである。
【００４７】
本実施の形態３では、火力発電設備（１’）の燃料として石炭を用いることとし、それに伴って、汽力発電システムとする。
【００４８】
他の構成は、実施の形態２と同様であるので詳細な説明は省略する。
【００４９】
図６は、汽力発電システムを用いた火力発電設備（１’）を説明する内部概略図である。
【００５０】
汽力発電システムは、発電機（３１）と、蒸気タービン（３２）と、ボイラ（３３）とを有している。ボイラ（３３）には、空気および酸素と燃料（石炭）が導入され、燃料が燃焼する。蒸気タービン（３２）には、ボイラ（３３）からの蒸気が供給されてタービンが回転する。蒸気タービン（３２）に供給される蒸気は、ボイラ（３３）との間で循環させられる。ボイラ（３３）中での燃料燃焼により生じた排気は、発電設備から排気される。また、ボイラ（３３）と蒸気タービン（３２）との間を循環する蒸気の一部は、取り出されて、淡水化設備（３）に供給するようになっている。
【００５１】
次に、本実施形態３のＮＯｘ低減火力発電システムを用いた場合について実施例３として具体的に説明する。
【００５２】
（実施例３）
汽力発電システムに変更したことにより、発電効率は４０％に変更される。また、排出ガスのＣ成分量を考慮して出力規模を１００ＭＷに低減させる。他の点は、実施例２と同様であるので詳細な説明は省略する。
【００５３】
火力発電設備（１’）の１日あたりの発電量は２，４００ＭＷｈ／ｄａｙであり、このために必要な投入燃料エネルギーは発電効率４０％を考慮すると、６，０００ＭＷｈ／ｈである。
【００５４】
燃料として石炭を想定すると、その単位発熱量は２７ＭＪ／ｋｇ（即ち、７．４ｋＷｈ／ｋｇであるため（http://www.ecofukuoka.jp/image/custom/data/santei/hatunetu.pdf参照）、必要な投入燃料は、８１３ｔ／ｄａｙとなる。石炭に含まれるＣ成分は石炭の種類によって異なり、火力発電で主に使用される石炭種（亜歴青炭、褐炭）においてそのＣ成分は約７０〜８５％の範囲にある（http://www.sekitanland.com/hg/index.htm、http://www.nirs.go.jp/db/anzendb/NORMDB/PDF/90.pdf参照）。その完全燃焼にはＣ成分モル数の２倍以下のＯ２モル数が必要であり、８１３ｔ／ｄａｙの石炭を燃焼させるのに必要なＯ２量は３，０００〜３７００ｔ／ｄａｙと概算される。この場合、２，８００ｔ／ｄａｙの副生成Ｏ２を利用すると、投入空気により２００〜９００ｔ／ｄａｙに相当するＯ２量、即ち８６０〜３，９００ｔ−Ａｉｒ／ｄａｙを賄うと十分である（利用しない場合、１３，０００〜１６，０００ｔ−Ａｉｒ／ｄａｙ必要）。つまり、副生成Ｏ２を利用することで燃焼のために投入する空気量を、利用しない場合の７〜２４％に減少させることが可能であり、そのため燃焼場へのＮ２投入量を同様に７〜２４％に減少させることが可能とわかる。これによりサーマルＮＯｘ発生量を大きく低減させる効果が期待できる。
【００５５】
（実施の形態４）
図７は、実施の形態４のＮＯｘ低減火力発電システムを説明するフローシートである。
【００５６】
本実施の形態４では、水分解光触媒水素製造設備（２）において生成した水素および酸素を火力発電設備（１”）に供給し、その燃料燃焼工程で使用する。
【００５７】
火力発電設備（１”）として、例えば、燃料を燃焼させたガスでタービンを回転させるガスタービンと、燃料燃焼の排熱回収ボイラで生成した蒸気でタービンを回転させる蒸気タービンとを有するコンバインドサイクル火力発電が挙げられる。
【００５８】
水分解光触媒水素製造設備（２）および海水淡水化設備（３）は、上記の実施の形態２のものと同様のものであるので、詳細な説明は省略する。
【００５９】
図８は、コンバインドサイクル火力発電設備を説明する内部概略図である。
【００６０】
このコンバインドサイクル火力発電システムは、発電機（４１）と、ガスタービン（４２）と、蒸気タービン（４３）とを有し、ガスタービン（４２）には、空気圧縮機（４４）からの圧縮空気および後述の水分解光触媒水素製造設備（２）から副生成する酸素が導入され、ＬＮＧ、石油などの燃料および／または水分解光触媒水素製造設備（２）からの水素の燃焼によりガスタービン（４２）が回転し、この回転により発電機（４１）にて発電が行われる。燃料燃焼後に生じるガスタービン（４２）からの排気は、排熱回収ボイラ（４５）に送られ、ここで、別途取り込んだ海水などとの熱交換により冷却され、その後、発電設備から排気される。排熱回収ボイラ（４５）に供給された海水などの水は、熱交換により蒸気となり、蒸気タービン（４３）に送られて、蒸気タービン（４３）を回転させ、その後、蒸気の状態で発電設備から出る。
【００６１】
上記のようなコンバインドサイクル火力発電システムの他、水分解光触媒水素製造設備（２）からの水素を燃焼させる水素ガスタービンを別途備えたものでもよい。
【００６２】
次に、本実施形態４のＮＯｘ低減火力発電システムを用いた場合について実施例４として具体的に説明する。
【００６３】
（実施例４）
火力発電設備（１”）として、コンバインドサイクル火力発電設備を用いた。高位発熱量ベース（ＨＨＶ基準）の発電効率は５０％であり、発電規模（出力）は１５０ＭＷであった。また、この火力発電設備は、ガスタービン（水素を含む）および蒸気タービンの２種のタービンを備えている。
【００６４】
水分解光触媒水素製造設備（２）および海水淡水化設備（３）については実施例２と同様であるので詳細な説明は省略する。
【００６５】
以上の条件に基づくと、火力発電設備（１”）の１日あたりの発電量は３，６００ＭＷｈ／ｄａｙであり、このために必要な投入燃料エネルギーは発電効率５０％を考慮すると、７，２００ＭＷｈ／ｄａｙである。
【００６６】
燃料として液化天然ガス（ＬＮＧ）を想定すると、その単位発熱量は５５ＭＪ／ｋｇ（即ち１５ｋＷｈ／ｋｇ）であるため（http://www.ecofukuoka.jp/image/custom/data/santei/hatunetu.pdf参照）、必要な投入燃料は４８０ｔ／ｄａｙとなる。ＬＮＧの主成分はメタン（Ｃ：７５％）であり、そのＣ成分は約８０％と考えられる。その完全燃焼にはＣ成分モル数の２倍以下のＯ２モル数が必要であり、４８０ｔ／ｄａｙの液化天然ガスを燃焼させるのに必要なＯ２量は２，０００ｔ／ｄａｙと概算される。この場合、２，８００ｔ／ｄａｙの副生成Ｏ２を利用すると投入空気量は必要ない（利用しない場合８，８００ｔ−Ａｉｒ／ｄａｙ必要）。つまり、副生成Ｏ２を利用すると、空気を燃焼のために投入せずに済み、そのため燃焼場へのＮ２投入量をゼロにすることが可能とわかる。これによりサーマルＮＯｘ発生量をほぼ抑制する効果が期待できる。
【００６７】
また、ガスタービン＋蒸気タービンのコンバインドサイクル発電において、投入水素エネルギーに対して得られる発電エネルギーを５０％と仮定すると、上記生成水素量では、およそ５，６００ＭＷｈ／ｄａｙの発電が見込まれる。水分解光触媒水素製造設備（２）および海水淡水化設備（３）を併用することにより使用された電力量はおよそ２，０００ＭＷｈ／ｄａｙであるので、収支としては＋３，６００ＭＷｈ／ｄａｙとなる。
【００６８】
したがって、本発明のシステムでは、太陽光エネルギーの寄与もあり、投入燃料エネルギーが７，２００ＭＷｈ／ｄａｙ、発電量が７，２００ＭＷｈ／ｄａｙとなり、投入燃料に対する発電効率が５０％から１００％に飛躍的に向上することになる。
【符号の説明】
【００６９】
１  火力発電設備
２  水分解光触媒水素製造設備
【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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