"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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。CH42O2→CO22H2O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。図3は、水分解光触媒水素製造設備を示す概略図である。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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httpwwwecofukuokajpimagecustomdatasanteihatunetupdf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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。淡水化システムにおける必要蒸気量導入時温度200°C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。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。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httpwwwecofukuokajpimagecustomdatasanteihatunetupdf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。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。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。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。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。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。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。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。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。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httpwwwecofukuokajpimagecustomdatasanteihatunetupdf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httpwwwsekitanlandcomhgindexhtm、httpwwwnirsgojpdbanzendbNORMDBPDF90pdf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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。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httpwwwecofukuokajpimagecustomdatasanteihatunetupdf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。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。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。"