JPWO2020166659A1 - Biomass gas production method, hydrogen production method, biomass gas production system and hydrogen production system - Google Patents

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Abstract

バイオマスを原料とし、金属成分を含む水蒸気によるガス化により、バイオマスガスを得る熱分解ガス化工程と水素製造工程とを有する、バイオマスガス製造方法及び水素製造方法。A biomass gas production method and a hydrogen production method, which comprises a pyrolysis gasification step and a hydrogen production step of obtaining biomass gas by gasification with steam containing a metal component using biomass as a raw material.

Description

本発明は、バイオマスガス製造方法、水素製造方法、バイオマスガス製造システム及び水素製造システムに関する。本願は、２０１９年２月１５日に日本に出願された特願２０１９−２６０１２号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。 The present invention relates to a biomass gas production method, a hydrogen production method, a biomass gas production system and a hydrogen production system. This application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2019-26012 filed in Japan on February 15, 2019, the contents of which are incorporated herein by reference.

これまで、木質バイオマスは燃焼燃料として用いられるか、又は廃棄物として処理されてきた。一方、バイオマスを高温の水蒸気を用いて直接熱分解ガス化する一段式ガス化技術及びバイオマスの炭化処理で生成する炭化物を高温の水蒸気で熱分解ガス化する二段式ガス化技術等、様々な形態の熱分解ガス化炉がこれまでに開発されている。熱分解ガス化で生成するバイオマスガス（ＣＯ、水素、ＣＯ２及びメタン等を含む混合ガス）は、ガスエンジン発電で電力利用するほか、バイオマスガスの改質反応で高純度水素を製造して燃料電池用等に利用されている（非特許文献１〜４参照）。So far, woody biomass has been used as a combustion fuel or treated as waste. On the other hand, there are various technologies such as one-stage gasification technology that directly pyrolyzes and gasifies biomass using high-temperature steam, and two-stage gasification technology that pyrolyzes and gasifies the charcoal produced by the biomass carbonization process with high-temperature steam. A form of pyrolysis gasification furnace has been developed so far. Biomass gas (mixed gas containing CO, hydrogen, CO 2, methane, etc.) generated by thermal decomposition gasification is used for power generation in gas engine power generation, and high-purity hydrogen is produced by the reforming reaction of biomass gas as fuel. It is used for batteries and the like (see Non-Patent Documents 1 to 4).

バイオマスの熱分解ガス化は、バイオマスの供給方法、水蒸気等の酸化剤の圧力、温度、流量等の反応条件や含有量、加熱方式、ガス化炉構造等により様々な形式がある。
圧力としては、常圧（０．１〜０．１２ＭＰａ）と加圧（０．２〜２ＭＰａ）で、バイオマスを熱分解ガス化する形式がある。
温度としては、低温（６５０℃未満）、高温（６５０〜１２００℃）において、バイオマスを熱分解ガス化する形式がある。
ガス化剤としては、空気、酸素、水蒸気を用いて、バイオマスを熱分解ガス化する形式がある。
加熱方式としては、ガス化原料となるバイオマスの一部を酸素と反応させて内部燃焼する内燃式ガス化と、原料となるバイオマスと水蒸気とを外部より加熱する外燃式ガス化がある。
ガス化炉形式としては、固定床、流動床、移動床、攪拌床、ロータリーキルン式等が挙げられる。
バイオマスの熱分解ガス化は、これらの形式やその組み合わせによって、それぞれ分類される。There are various types of thermal decomposition gasification of biomass depending on the method of supplying biomass, reaction conditions and contents such as pressure, temperature and flow rate of oxidant such as steam, heating method, gasification furnace structure and the like.
As the pressure, there is a type in which biomass is pyrolyzed and gasified by normal pressure (0.1 to 0.12 MPa) and pressurization (0.2 to 2 MPa).
As the temperature, there is a form in which biomass is pyrolyzed and gasified at a low temperature (less than 650 ° C.) and a high temperature (650 to 1200 ° C.).
As a gasifying agent, there is a form in which biomass is pyrolyzed and gasified using air, oxygen, and steam.
As a heating method, there are an internal combustion type gasification in which a part of biomass as a gasification raw material is reacted with oxygen and internally combusted, and an external combustion type gasification in which the raw material biomass and steam are heated from the outside.
Examples of the gasification furnace type include a fixed bed, a fluidized bed, a moving bed, a stirring bed, and a rotary kiln type.
Pyrolysis gasification of biomass is classified according to these types and their combinations.

バイオマスの熱分解ガス化で生成するバイオマスガスの利用方法としては、ガスエンジン発電や、水蒸気改質反応を応用した水素製造がある。これまでの開発事例では、直接に高温の水蒸気を用いてバイオマスをガス化する一段式熱分解ガス化方法と、バイオマスを炭化炉で炭化して得た炭化物に高温の水蒸気を用いてガス化する二段式熱分解ガス化方法が知られている（特許文献１〜２、非特許文献１〜５参照）。 Biomass gas generated by pyrolysis gasification of biomass can be used for gas engine power generation and hydrogen production by applying a steam reforming reaction. In the development cases so far, a one-stage pyrolysis gasification method that directly gasifies biomass using high-temperature steam, and a carbonized product obtained by carbonizing biomass in a carbonization furnace are gasified using high-temperature steam. A two-stage pyrolysis gasification method is known (see Patent Documents 1 and 2 and Non-Patent Documents 1 to 5).

日本国特開２００８−８８４３４号公報Japanese Patent Application Laid-Open No. 2008-88434 日本国特許第５３４２２６４号公報Japanese Patent No. 5342264

市川勝 監修「バイオマスリファイナリー触媒技術の新展開」シーエムシー出版（２０１１）ｐｐ７０〜７７，ｐｐ９９〜１０６Supervised by Masaru Ichikawa "New Development of Biomass Refinery Catalyst Technology" CMC Publishing (2011) pp70-77, pp99-106 D. Xianwenら, Energy Fuels 14, 2000, 552D. Xianwen et al., Energy Fuels 14, 2000, 552 I. D. Barnら, Energy Fuels 14, 2000, 889I. D. Barn et al., Energy Fuels 14, 2000, 889 笹内謙一、バイオマスの熱分解ガス化による発電利用 日本燃焼学会誌、４７巻、１３９号（２００５）３１〜３９頁Kenichi Sasauchi, Utilization of power generation by pyrolysis gasification of biomass, Journal of Combustion Society of Japan, Vol. 47, No. 139 (2005), pp. 31-39 市川勝、生活と環境、６１巻１号（２０１６）「バイオマス資源を利活用する水素エネルギー技術の新展開」Masaru Ichikawa, Life and Environment, Vol. 61, No. 1 (2016) "New Development of Hydrogen Energy Technology Utilizing Biomass Resources"

しかしながら、従来の技術では、バイオマスの熱分解ガス化におけるガス化効率（バイオマスガス熱量／（バイオマス熱量＋外熱投入熱量）×１００）は高々５０〜６５％であり、ガス化効率の改良と生成ガス量の増大が求められている。
加えて、従来の技術では、熱分解ガス化において、タール、木酢液やコーク等が副次的に生成される。副次的に生成される副生成物の処理コストや地域環境への負担低減が求められている。高温熱分解ガス化炉の排熱利用の向上が求められている。加えて、バイオマスガスを用いる水素製造方法においては、反応工程の低温化、低圧化及び触媒性能の改良による省エネルギー化並びに水素製造コストの低減が求められている。However, in the conventional technique, the gasification efficiency (biomass heat amount / (biomass heat amount + external heat input heat amount) × 100) in the thermal decomposition gasification of biomass is at most 50 to 65%, and the gasification efficiency is improved and generated. There is a need to increase the amount of gas.
In addition, in the conventional technique, tar, wood vinegar, cork and the like are secondarily produced in pyrolysis gasification. It is required to reduce the processing cost of by-products generated as a by-product and the burden on the local environment. There is a need to improve the use of waste heat from high-temperature thermal decomposition gasification furnaces. In addition, in the hydrogen production method using biomass gas, energy saving and reduction of hydrogen production cost by lowering the temperature of the reaction process, lowering the pressure, and improving the catalytic performance are required.

本発明は、バイオマスの熱分解ガス化におけるタール等の副生成物を低減し、バイオマスのガス化効率及びバイオマスガス生成量の向上を図れるバイオマスガス製造方法、水素製造方法、バイオマスガス製造システム及び水素製造システムを目的とする。 The present invention is a biomass gas production method, a hydrogen production method, a biomass gas production system, and hydrogen that can reduce by-products such as tar in the thermal decomposition gasification of biomass and improve the gasification efficiency of biomass and the amount of biomass gas produced. The purpose is a manufacturing system.

本発明は、以下の態様を有する。
［１］バイオマスを原料とし、金属成分を含む水蒸気によるガス化により、バイオマスガスを得る熱分解ガス化工程を有する、バイオマスガス製造方法。
［２］前記熱分解ガス化工程は、前記バイオマスの一部を燃焼する燃焼操作と、前記バイオマスの他の一部と前記水蒸気とから前記バイオマスガスを得るガス化操作とを有し、前記ガス化操作は、前記燃焼操作で発生した排熱を熱源として用いる、［１］に記載のバイオマスガス製造方法。
［３］前記熱分解ガス化工程は、前記バイオマスを炭化して炭化物を得る炭化操作と、前記炭化物と前記水蒸気とから前記バイオマスガスを得る炭化物ガス化操作とを有する、［１］に記載のバイオマスガス製造方法。
［４］前記熱分解ガス化工程で発生した排熱を熱源として用いて、前記水蒸気を加熱する水蒸気加熱工程を有する、［１］〜［３］のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造方法。
［５］前記金属成分が、ナトリウム、カリウム、リチウム、カルシウム、マグネシウム、ストロンチウム、バリウム、ホウ素、アルミニウム及びガリウムからなる群から選択される少なくとも１種の元素を含む、［１］〜［４］のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造方法。
［６］前記金属成分が炭酸塩、硫酸塩、塩酸塩及びケイ酸塩からなる群から選択される少なくとも１種の塩を含み、前記塩の含有量が前記水蒸気１ｋｇに対して、１０〜１００００ｍｇである［１］〜［５］のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造方法。The present invention has the following aspects.
[1] A biomass gas production method comprising a pyrolysis gasification step of obtaining biomass gas by using biomass as a raw material and gasifying with steam containing a metal component.
[2] The thermal decomposition gasification step includes a combustion operation for burning a part of the biomass and a gasification operation for obtaining the biomass gas from the other part of the biomass and the steam. The biomass gas production method according to [1], wherein the gasification operation uses the exhaust heat generated in the combustion operation as a heat source.
[3] The pyrolysis gasification step according to [1], which comprises a carbonization operation of carbonizing the biomass to obtain carbonized material and a carbonization gasification operation of obtaining the biomass gas from the carbonized material and the water vapor. Biomass gas production method.
[4] The biomass gas production method according to any one of [1] to [3], which comprises a steam heating step of heating the steam using the waste heat generated in the pyrolysis gasification step as a heat source. ..
[5] The metal components of [1] to [4], wherein the metal component contains at least one element selected from the group consisting of sodium, potassium, lithium, calcium, magnesium, strontium, barium, boron, aluminum and gallium. The biomass gas production method according to any one of the above.
[6] The metal component contains at least one salt selected from the group consisting of carbonates, sulfates, hydrochlorides and silicates, and the content of the salt is 10 to 10,000 mg with respect to 1 kg of the water vapor. The biomass gas production method according to any one of [1] to [5].

［７］［１］〜［６］のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造方法により前記バイオマスガスを得るバイオマスガス製造工程と、前記バイオマスガスを改質して水素を生成する水素製造工程と、を有する、水素製造方法。
［８］前記水素製造工程は、鉄、コバルト、白金、ロジウム、モリブデン、ジルコニウム、チタン、セリウム、ランタン及びネオジムから選択される少なくとも１種の金属元素を含む複合型改質触媒を用いる、［７］に記載の水素製造方法。[7] A biomass gas production step of obtaining the biomass gas by the biomass gas production method according to any one of [1] to [6], and a hydrogen production step of reforming the biomass gas to generate hydrogen. , A hydrogen production method.
[8] The hydrogen production step uses a composite reforming catalyst containing at least one metal element selected from iron, cobalt, platinum, rhodium, molybdenum, zirconium, titanium, cerium, lanthanum and neodymium [7]. ] The hydrogen production method described in.

［９］バイオマスを原料とし、金属成分を含む水蒸気によるガス化により、バイオマスガスを得る熱分解ガス化装置を有する、バイオマスガス製造システム。
［１０］前記熱分解ガス化装置は、前記バイオマスの一部を燃焼する燃焼炉と、前記バイオマスの他の一部と前記水蒸気とから前記バイオマスガスを得るガス化炉とを有し、前記熱分解ガス化装置は、前記燃焼炉で発生した排熱を前記ガス化炉へ供給する手段を有する、［９］に記載のバイオマスガス製造システム。
［１１］前記熱分解ガス化装置は、前記バイオマスを炭化して炭化物を得る炭化炉と、前記炭化物と前記水蒸気とから前記バイオマスガスを得る炭化物ガス化炉とを有する、［９］に記載のバイオマスガス製造システム。
［１２］前記熱分解ガス化装置で発生した排熱を熱源として用いて、前記水蒸気を加熱する水蒸気加熱手段を有する、［９］〜［１１］のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造システム。[9] A biomass gas production system having a pyrolysis gasification device that uses biomass as a raw material and gasifies it with steam containing a metal component to obtain biomass gas.
[10] The thermal decomposition gasification apparatus has a combustion furnace that burns a part of the biomass, and a gasification furnace that obtains the biomass gas from the other part of the biomass and the steam, and the heat. The biomass gas production system according to [9], wherein the decomposition gasification apparatus has means for supplying the exhaust heat generated in the combustion furnace to the gasification furnace.
[11] The pyrolysis gasification apparatus according to [9], wherein the pyrolysis gasification apparatus includes a carbonization furnace that carbonizes the biomass to obtain carbonized material, and a carbide gasification furnace that obtains the biomass gas from the carbonized material and the water vapor. Biomass gas production system.
[12] The biomass gas production system according to any one of [9] to [11], which has a steam heating means for heating the steam by using the waste heat generated by the pyrolysis gasification device as a heat source. ..

［１３］［９］〜［１２］のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造システムと、前記バイオマスガスを改質して水素を生成する水素製造装置と、を有する、水素製造システム。
［１４］前記水素製造装置は、複合型改質触媒が充填された反応床を有し、前記複合型改質触媒は、鉄、コバルト、白金、ロジウム、モリブデン、ジルコニウム、チタン、セリウム、ランタン及びネオジムから選択される少なくとも１種の金属元素を含む、［１３］に記載の水素の製造システム。[13] A hydrogen production system comprising the biomass gas production system according to any one of [9] to [12] and a hydrogen production apparatus for reforming the biomass gas to generate hydrogen.
[14] The hydrogen production apparatus has a reaction bed filled with a composite reforming catalyst, and the composite reforming catalyst includes iron, cobalt, platinum, rhodium, molybdenum, zirconium, titanium, cerium, lantern and the like. The hydrogen production system according to [13], which comprises at least one metallic element selected from neodymium.

本発明のバイオマスガス製造方法、水素製造方法、バイオマスガス製造システム及び水素製造システムによれば、バイオマスの熱分解ガス化におけるタール等の副生成物を低減し、バイオマスのガス化効率及びバイオマスガス生成量の向上を図れる。 According to the biomass gas production method, the hydrogen production method, the biomass gas production system and the hydrogen production system of the present invention, by-products such as tar in the pyrolysis gasification of biomass are reduced, and the efficiency of biomass gasification and the generation of biomass gas are achieved. The amount can be improved.

本発明の第一実施形態に係る水素製造システムの概略図である。It is a schematic diagram of the hydrogen production system which concerns on 1st Embodiment of this invention. 本発明の第一実施形態に係る水素製造方法のフローチャートである。It is a flowchart of the hydrogen production method which concerns on 1st Embodiment of this invention. 本発明の第二実施形態に係る水素製造システムの概略図である。It is a schematic diagram of the hydrogen production system which concerns on the 2nd Embodiment of this invention. 本発明の第二実施形態に係る水素製造方法のフローチャートである。It is a flowchart of the hydrogen production method which concerns on 2nd Embodiment of this invention.

本発明は、地熱水蒸気等の金属成分を含む高熱量水蒸気を利用して、バイオマスを熱分解ガス化することを特徴とするバイオマスガス製造方法である。本実施形態に示す技術により、バイオマスのガス化効率とバイオマスガス生成量の向上を図り、加えて、タール等の副生成物を限りなく除去できる。熱分解ガス化装置の排熱及び燃焼炉の排熱を地熱発電（バイナリー発電を含む）用のスチームの熱交換手段を用いて排熱の利用を向上できる。これにより、環境面と経済性に優れたバイオマスガス製造方法と水素製造方法とを提供できる。 The present invention is a biomass gas production method characterized in that biomass is pyrolyzed and gasified by utilizing high calorific value steam containing a metal component such as geothermal steam. By the technique shown in this embodiment, it is possible to improve the gasification efficiency of biomass and the amount of biomass gas produced, and in addition, it is possible to remove by-products such as tar as much as possible. The exhaust heat of the pyrolysis gasifier and the exhaust heat of the combustion furnace can be improved by using the steam heat exchange means for geothermal power generation (including binary power generation). This makes it possible to provide a biomass gas production method and a hydrogen production method that are excellent in terms of environment and economy.

本発明において、原料として用いるバイオマスとしては、林業や農業における生産又は廃棄されたバイオマスを粉砕し、乾燥したものを用いることが好ましい。バイオマスとしては、例えば、杉、松、竹等の森林伐採材、稲わら、サトウキビ等の農業生産物や副産物、建築廃材、綿、繊維製品等の産業廃棄物等を例示できる。 In the present invention, as the biomass used as a raw material, it is preferable to use crushed and dried biomass produced or discarded in forestry or agriculture. Examples of biomass include deforested timber such as cedar, pine and bamboo, agricultural products and by-products such as rice straw and sugar cane, construction waste, and industrial waste such as cotton and textile products.

［第一実施形態］
本発明の第一実施形態について、図１を用いて説明する。図１は、本実施形態に係る水素製造システムの概略図である。[First Embodiment]
The first embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. FIG. 1 is a schematic diagram of a hydrogen production system according to the present embodiment.

図１の水素製造システム１００は、バイオマスガス製造システム６０と、水素製造装置１６とを有する。バイオマスガス製造システム６０は、燃焼炉９と、熱分解ガス化装置５０（「熱分解ガス化炉」ともいう。）と、気水分離器３２とを有する。
燃焼炉９は、空気ブロアー３０と、熱分解ガス化装置５０とに接続されている。気水分離器３２は、地熱水貯留層３１と、熱分解ガス化装置５０とに接続されている。熱分解ガス化装置５０は、ガス分離精製処理部１３を介して、熱交換器１８と接続されている。熱交換器１８は、タービン発電機１９と、ガスホールダー１４と、熱交換器１７とに接続されている。ガスホールダー１４は、ガスエンジン発電装置１５と接続されている。熱交換器１７は、気水分離器３２と接続されている。
本実施形態において、熱分解ガス化装置５０は、ガス化炉本体１と、ガス化炉加熱部８と、ガス化反応塔１０と、水蒸気熱交換器３４とで構成されている。ガス化炉本体１は、ガス化炉加熱部８と、ガス化反応塔１０と、水蒸気熱交換器３４とに接続されている。
水蒸気熱交換器３４は、水蒸気加熱手段として機能する。The hydrogen production system 100 of FIG. 1 includes a biomass gas production system 60 and a hydrogen production apparatus 16. The biomass gas production system 60 includes a combustion furnace 9, a pyrolysis gasification device 50 (also referred to as a “pyrolysis gasification furnace”), and a steam separator 32.
The combustion furnace 9 is connected to the air blower 30 and the pyrolysis gasification device 50. The steam separator 32 is connected to the geothermal water storage layer 31 and the pyrolysis gasification device 50. The pyrolysis gasification device 50 is connected to the heat exchanger 18 via the gas separation / purification processing unit 13. The heat exchanger 18 is connected to the turbine generator 19, the gas holder 14, and the heat exchanger 17. The gas holder 14 is connected to the gas engine power generation device 15. The heat exchanger 17 is connected to the steam separator 32.
In the present embodiment, the pyrolysis gasification device 50 includes a gasification furnace main body 1, a gasification furnace heating unit 8, a gasification reaction tower 10, and a steam heat exchanger 34. The gasification furnace main body 1 is connected to a gasification furnace heating unit 8, a gasification reaction tower 10, and a steam heat exchanger 34.
The steam heat exchanger 34 functions as a steam heating means.

ガス化炉本体１は、地熱水蒸気等の金属成分を含む水蒸気３３を炉内部に供給する水蒸気投入部５を有する。
ガス化炉加熱部８は、炉頂部から熱分解ガス化用のバイオマス３を炉内部に供給するバイオマス投入部４と接続されている。
ガス化反応塔１０の下部には、熱分解ガス化で生成する固形灰やコークを取り出す排出部１１が設けられている。ガス化反応塔１０の上部には、生成するバイオマスガス２の排出部１２が設けられている。The gasification furnace main body 1 has a steam input unit 5 that supplies steam 33 containing a metal component such as geothermal steam to the inside of the furnace.
The gasification furnace heating section 8 is connected to a biomass input section 4 that supplies biomass 3 for pyrolysis gasification to the inside of the furnace from the top of the furnace.
At the lower part of the gasification reaction tower 10, a discharge unit 11 for taking out solid ash and cork generated by pyrolysis gasification is provided. At the upper part of the gasification reaction tower 10, a discharge portion 12 of the generated biomass gas 2 is provided.

次に、水素製造システム１００を用いた水素製造方法の一例について、図１及び図２を用いて説明する。
図２に示すように、本実施形態に係る水素製造方法は、バイオマスを原料とし、金属成分を含む水蒸気によるガス化により、バイオマスガスを得るバイオマスガス製造工程Ｐ３と、バイオマスガスを改質して水素を生成する水素製造工程Ｐ４とを有する。Next, an example of a hydrogen production method using the hydrogen production system 100 will be described with reference to FIGS. 1 and 2.
As shown in FIG. 2, in the hydrogen production method according to the present embodiment, a biomass gas production step P3 for obtaining biomass gas by gasification with steam containing a metal component using biomass as a raw material and reforming the biomass gas are performed. It has a hydrogen production step P4 for producing hydrogen.

まず、燃料用のバイオマス６を燃焼炉９の上部開口部より燃焼炉９内に投入し、空気ブロアー３０で燃焼炉９内に空気を供給しながら、バイオマス６の一部を燃焼して燃焼ガス７を生成する（燃焼操作Ｓ１）。
燃焼炉９で生成した燃焼ガス７は、熱分解ガス化装置５０のガス化炉加熱部８に供給される。First, the biomass 6 for fuel is put into the combustion furnace 9 from the upper opening of the combustion furnace 9, and while the air blower 30 supplies air into the combustion furnace 9, a part of the biomass 6 is burned and the combustion gas is burned. 7 is generated (combustion operation S1).
The combustion gas 7 generated in the combustion furnace 9 is supplied to the gasifier heating unit 8 of the pyrolysis gasification device 50.

次に、熱分解ガス化装置５０のバイオマス投入部４から熱分解ガス化用のバイオマス３をガス化炉本体１に投入する。 Next, the biomass 3 for pyrolysis gasification is charged into the gasification furnace main body 1 from the biomass input unit 4 of the pyrolysis gasification device 50.

本実施形態において、金属成分を含む水蒸気３３として、地熱水貯留層３１より汲み上げた地熱水を気水分離器３２で気体を分離して得られる地熱水蒸気を使用する。
水蒸気３３に含まれる金属成分としては、ナトリウム、カリウム、リチウム、カルシウム、マグネシウム、ストロンチウム、バリウム、ホウ素、アルミニウム及びガリウムからなる群から選択される少なくとも１種の元素が挙げられる。
水蒸気３３に含まれる金属成分は、炭酸塩、硫酸塩、塩酸塩及びケイ酸塩からなる群から選択される少なくとも１種の塩を含んでもよい。
塩の含有量は、水蒸気１ｋｇに対して、１０〜１００００ｍｇが好ましく、２０〜１０００ｍｇがより好ましい。In the present embodiment, as the steam 33 containing a metal component, the geothermal steam obtained by separating the gas from the geothermal water pumped from the geothermal water reservoir 31 with the gas-water separator 32 is used.
Examples of the metal component contained in the water vapor 33 include at least one element selected from the group consisting of sodium, potassium, lithium, calcium, magnesium, strontium, barium, boron, aluminum and gallium.
The metal component contained in the water vapor 33 may contain at least one salt selected from the group consisting of carbonates, sulfates, hydrochlorides and silicates.
The salt content is preferably 10 to 10000 mg, more preferably 20 to 1000 mg with respect to 1 kg of water vapor.

水蒸気３３は、水蒸気熱交換器３４において燃焼操作Ｓ１で発生した排熱ＷＨを熱源として加熱される（水蒸気加熱工程Ｐ２）。水蒸気３３は、ガス化炉本体１の下部の水蒸気投入部５よりガス化炉本体１内に投入される。水蒸気３３としては、水道水や工業用水を軟水処理後に直接、あるいは重油燃焼ボイラー処理で得られる水蒸気を、同様に用いることができる。
ガス化炉本体１内においては、投入されたバイオマス３と高温の水蒸気３３とが混合対流しつつ均一に加熱されて、バイオマスガス２が得られる（ガス化操作Ｓ２）。
水蒸気３３は、金属成分を含むので、タール等の副生成物を低減したバイオマスガス２が得られる。The steam 33 is heated by using the waste heat WH generated in the combustion operation S1 in the steam heat exchanger 34 as a heat source (steam heating step P2). The steam 33 is charged into the gasifier main body 1 from the steam input unit 5 at the lower part of the gasifier main body 1. As the steam 33, steam obtained by directly treating tap water or industrial water after softening treatment or by treating with a heavy oil combustion boiler can be used in the same manner.
In the gasification furnace main body 1, the charged biomass 3 and the high-temperature steam 33 are mixed and convected and uniformly heated to obtain the biomass gas 2 (gasification operation S2).
Since the water vapor 33 contains a metal component, biomass gas 2 with reduced by-products such as tar can be obtained.

ガス化炉本体１内に供給する水蒸気３３は、６５０〜１２００℃の高温度域において、好ましくは８００〜１０００℃に加熱されて、ガス化操作Ｓ２に供せられる。ガス化操作Ｓ２で得られたバイオマスガスは、ガス化炉反応塔１０に供給される。ガス化炉反応塔１０の内部で、高温度域での水蒸気３３による熱分解ガス化が促進され、ＣＨ４、Ｃ２Ｈ４等の炭化水素及びＨ２、ＣＯ、ＣＯ２を含むバイオマスガス２が生成する（熱分解ガス化工程Ｐ１）。The steam 33 supplied into the gasification furnace main body 1 is heated to preferably 800 to 1000 ° C. in a high temperature range of 650 to 1200 ° C. and is subjected to the gasification operation S2. The biomass gas obtained in the gasification operation S2 is supplied to the gasification furnace reaction tower 10. Inside the gasification furnace reaction tower 10, pyrolysis gasification by steam 33 is promoted in a high temperature range, and hydrocarbons such as CH 4 , C 2 H 4 and biomass gas 2 containing H 2 , CO, and CO 2 are contained. Is generated (pyrolysis gasification step P1).

熱分解ガス化工程Ｐ１では、一般に、バイオマス（ＣｎＨ２Ｏｍ：杉、竹、草木材の場合Ｃ１．４２Ｈ２Ｏ０．９１、ｎ、ｍは正の数。）を原料に、水蒸気（Ｈ２Ｏ）をガス化剤として、ガス化炉反応塔１０の内部の温度に応じて下記式（１）、（２）、（３）の熱分解ガス化反応が主体となる。
ガス化炉反応塔１０の内部の温度８００℃：
Ｃ１．４２Ｈ２Ｏ０．９１＋０．３８Ｈ２Ｏ＝０．７４Ｈ２＋０．７５ＣＯ＋０．２４ＣＨ４＋０．２４Ｃ２Ｈ４＋０．２８ＣＯ２ ・・・式（１）
ガス化炉反応塔１０の内部の温度９００℃：
Ｃ１．４２Ｈ２Ｏ０．９１＋０．７１Ｈ２Ｏ＝１．２７Ｈ２＋０．７６ＣＯ＋０．２１ＣＨ４＋０．０２Ｃ２Ｈ４＋０．４１ＣＯ２ ・・・式（２）
ガス化炉反応塔１０の内部の温度１０００℃：
Ｃ１．４２Ｈ２Ｏ０．９１＋０．８９Ｈ２Ｏ＝１．５９Ｈ２＋０．７６ＣＯ＋０．１５ＣＨ４＋０．５１ＣＯ２ ・・・式（３）In the pyrolysis gasification step P1, in general, biomass (C n H 2 O m : C 1.42 H 2 O 0.91 for cedar, bamboo and grass wood, n and m are positive numbers) is used as a raw material. , Steam (H 2 O) is used as a gasifying agent, and the pyrolysis gasification reactions of the following formulas (1), (2) and (3) are mainly carried out according to the temperature inside the gasification furnace reaction tower 10.
The temperature inside the gasifier reaction tower 10 is 800 ° C .:
C 1.42 H 2 O 0.91 + 0.38H 2 O = 0.74H 2 + 0.75CO + 0.24CH 4 + 0.24C 2 H 4 + 0.28CO 2 ... Equation (1)
Temperature inside the gasifier reaction tower 10 900 ° C .:
C 1.42 H 2 O 0.91 + 0.71H 2 O = 1.27H 2 + 0.76CO + 0.21CH 4 + 0.02C 2 H 4 + 0.41CO 2 ... Equation (2)
The temperature inside the gasifier reaction tower 10 is 1000 ° C .:
C 1.42 H 2 O 0.91 +0.89H 2 O = 1.59H 2 +0.76CO +0.15CH 4 +0.51CO 2 ... Equation (3)

生成したバイオマスガスを用いて、水素を製造するためには、上記式（１）、（２）、（３）の反応がスムーズに行われるように熱分解ガス化工程Ｐ１を調整する必要がある。水蒸気に酸素や空気が混有する場合は、バイオマスの完全燃焼によりバイオマスガスのガス熱量が低下するので水蒸気の脱酸素化を行ってもよい。 In order to produce hydrogen using the generated biomass gas, it is necessary to adjust the pyrolysis gasification step P1 so that the reactions of the above formulas (1), (2) and (3) can be smoothly carried out. .. When oxygen or air is mixed with water vapor, the gas calorific value of the biomass gas decreases due to the complete combustion of the biomass, so that the water vapor may be deoxidized.

熱分解ガス化工程Ｐ１を調整する手段の１つとしては、ガス化炉反応塔１０の内部の温度を、８００〜１０００℃に制御することにある。ガス化炉反応塔１０の内部の温度の制御は、燃焼ガス７の温度及び流量制御に加えて、ガス化炉本体１に供給するバイオマス３及び水蒸気３３の供給流量の調整により行われる。ガス化炉反応塔１０の内部の温度を、８００〜１０００℃に制御することにより、バイオマス３の熱分解ガス化反応（１）〜（３）が好ましいガス化変換率で進行してバイオマスガス２が得られる（以上、バイオマスガス製造工程Ｐ３）。 One of the means for adjusting the pyrolysis gasification step P1 is to control the temperature inside the gasification furnace reaction tower 10 to 800 to 1000 ° C. The temperature inside the gasification furnace reaction tower 10 is controlled by adjusting the supply flow rates of the biomass 3 and the steam 33 supplied to the gasification furnace main body 1 in addition to controlling the temperature and the flow rate of the combustion gas 7. By controlling the temperature inside the gasification furnace reaction tower 10 to 800 to 1000 ° C., the pyrolysis gasification reactions (1) to (3) of the biomass 3 proceed at a preferable gasification conversion rate, and the biomass gas 2 (The above is the biomass gas production process P3).

バイオマスガス２に含まれる固形灰やコーク等の煤塵は、サイクロンと、副次的に生成されるタールを物理的に除去するバグフィルターとを備えるガス分離精製処理部１３で除去される。バイオマスガス２は、ガス分離精製処理部１３を経由してガスホールダー１４に貯蔵される。バイオマスガス２は、ガスエンジン発電装置１５及び水素製造装置１６の双方又はいずれか一方に供給される。 Soot dust such as solid ash and cork contained in the biomass gas 2 is removed by a gas separation / purification processing unit 13 including a cyclone and a bag filter for physically removing tar generated as a by-product. The biomass gas 2 is stored in the gas holder 14 via the gas separation / purification processing unit 13. The biomass gas 2 is supplied to both or one of the gas engine power generation device 15 and the hydrogen production device 16.

本実施形態において、バイオマス投入部４は炉頂部に設けられており、水蒸気投入部５はガス化炉本体１の下部に設けられている。しかし、本発明はこれに限定されるものではなく、バイオマス３をガス化炉本体１の下方又は側方から供給してもよい。水蒸気３３をガス化炉本体１の炉頂部又は側方から供給してもよい。バイオマスや水蒸気の供給箇所は１箇所のみならずに複数箇所としてもよい。 In the present embodiment, the biomass charging unit 4 is provided at the top of the furnace, and the steam charging unit 5 is provided at the bottom of the gasification furnace main body 1. However, the present invention is not limited to this, and the biomass 3 may be supplied from below or from the side of the gasifier main body 1. The steam 33 may be supplied from the top or side of the gasification furnace main body 1. The biomass and steam supply points may be not limited to one place but may be multiple places.

本実施形態において、燃焼操作Ｓ１で発生した燃焼ガス７の排熱ＷＨは、熱交換機１７に供給される。熱分解ガス化工程Ｐ１で発生したバイオマスガス２の排熱ＷＨは、熱交換機１８に供給される。熱交換機１７又は熱交換機１８に供給された排熱ＷＨは、地熱水蒸気の追加の熱源として利用される（水蒸気加熱工程Ｐ２）。熱交換処理後の水蒸気は、タービン発電機１９に投入して排熱を利用したスチーム発電に供される。 In the present embodiment, the waste heat WH of the combustion gas 7 generated in the combustion operation S1 is supplied to the heat exchanger 17. The waste heat WH of the biomass gas 2 generated in the pyrolysis gasification step P1 is supplied to the heat exchanger 18. The waste heat WH supplied to the heat exchanger 17 or the heat exchanger 18 is used as an additional heat source for geothermal steam (steam heating step P2). The steam after the heat exchange treatment is put into the turbine generator 19 and used for steam power generation using waste heat.

バイオマスガス２を用いて水素Ｈを製造する場合は、複合型改質触媒が充填された反応床を有する水素製造装置１６において、バイオマスガス２を改質して水素Ｈを生成する（水素製造工程Ｐ４）。水素製造装置１６は、ガス圧力を所定圧に加圧するブースターと、生成した水素Ｈを分離する気液分離装置とを備えていてもよい。所定圧としては、例えば、１〜２０気圧（０．１〜２ＭＰａ）が挙げられる。水素製造装置１６の熱源として、熱交換器１７より排出する燃焼ガス７の排熱を用いて所定温度域で水素を製造することもできる。所定温度域としては、例えば、２５０℃〜６００℃が挙げられる。 When hydrogen H is produced using the biomass gas 2, the biomass gas 2 is modified to generate hydrogen H in the hydrogen production apparatus 16 having a reaction bed filled with a composite reforming catalyst (hydrogen production step). P4). The hydrogen production device 16 may include a booster that pressurizes the gas pressure to a predetermined pressure, and a gas-liquid separation device that separates the generated hydrogen H. Examples of the predetermined pressure include 1 to 20 atm (0.1 to 2 MPa). As a heat source of the hydrogen production apparatus 16, hydrogen can be produced in a predetermined temperature range by using the waste heat of the combustion gas 7 discharged from the heat exchanger 17. Examples of the predetermined temperature range include 250 ° C. to 600 ° C.

本実施形態の水素製造工程Ｐ４においては、鉄、コバルト、白金、ロジウム、モリブデン、ジルコニウム、チタン、セリウム、ランタン及びネオジムから選択される少なくとも１種の金属元素を含む複合型改質触媒を用いてもよい。本明細書において、「複合型改質触媒」とは、ニッケルやルテニウム等を主成分とする従来の触媒に、鉄、コバルト、白金、ロジウム、モリブデン、ジルコニウム、チタン、セリウム、ランタン及びネオジムから選択される少なくとも１種の金属元素を混合した触媒をいう。これらの触媒は、上記金属元素を含む多孔質酸化物であってもよい。多孔質酸化物とは、細かい孔が非常に多く空いている金属酸化物のことをいう。多孔質酸化物としては、例えば、ジルコニア等が挙げられる。複合型改質触媒は、従来の含浸法に従って、上記金属元素を含む物質のアセチルアセトナト錯体のアセトン溶液や様々な塩（硝酸塩や塩酸塩等）の水溶液を用いて調製できる。通常、調製された触媒に水素ガスあるいは還元試薬を用いて還元処理後にバイオマスガスの改質反応に供する。しかし、本発明において、複合型改質触媒は、水素ガスあるいは還元試薬を用いて還元処理を行わずにバイオマスガスの改質反応に供されてもよい。 In the hydrogen production step P4 of the present embodiment, a composite reforming catalyst containing at least one metal element selected from iron, cobalt, platinum, rhodium, molybdenum, zirconium, titanium, cerium, lanthanum and neodymium is used. May be good. In the present specification, the "composite type reforming catalyst" is selected from iron, cobalt, platinum, rhodium, molybdenum, zirconium, titanium, cerium, lanthanum and neodymium as a conventional catalyst containing nickel, ruthenium and the like as main components. A catalyst in which at least one kind of metal element is mixed. These catalysts may be porous oxides containing the above metal elements. Porous oxides are metal oxides with a large number of fine pores. Examples of the porous oxide include zirconia and the like. The composite reforming catalyst can be prepared by using an acetone solution of the acetylacetonato complex of the above-mentioned metal-containing substance or an aqueous solution of various salts (nitrate, hydrochloride, etc.) according to the conventional impregnation method. Usually, the prepared catalyst is subjected to a reforming reaction of biomass gas after a reduction treatment using hydrogen gas or a reducing reagent. However, in the present invention, the complex reforming catalyst may be subjected to a reforming reaction of biomass gas without performing a reduction treatment using hydrogen gas or a reducing reagent.

本実施形態の水素製造工程Ｐ４においては、バイオマスガス２の改質反応で水素製造を行う。バイオマスガス２の改質反応において、反応温度は、反応性及び熱効率という観点から２５０℃〜６００℃が好ましく、３５０℃〜４５０℃がより好ましい。反応圧力は、１〜２０気圧（０．１〜２ＭＰａ）が好ましく、５〜１０気圧（０．５〜１ＭＰａ）がより好ましい。 In the hydrogen production step P4 of the present embodiment, hydrogen production is performed by the reforming reaction of the biomass gas 2. In the reforming reaction of the biomass gas 2, the reaction temperature is preferably 250 ° C. to 600 ° C., more preferably 350 ° C. to 450 ° C. from the viewpoint of reactivity and thermal efficiency. The reaction pressure is preferably 1 to 20 atm (0.1 to 2 MPa), more preferably 5 to 10 atm (0.5 to 1 MPa).

本実施形態においては、生成した水素Ｈは、ＰＳＡ（圧力変動吸着：Pressure Swing Adsorption）ガス分離装置によりガス精製されて高純度水素（純度９９．９９９％以上の水素）として得られる。高純度水素は、燃料電池自動車、家庭発電及び緊急電源設備（ＵＰＳ：Uninterruptible Power Supply）の燃料電池用に利用される。 In the present embodiment, the generated hydrogen H is gas-purified by a PSA (Pressure Swing Adsorption) gas separator to obtain high-purity hydrogen (hydrogen having a purity of 99.999% or more). High-purity hydrogen is used for fuel cells in fuel cell vehicles, household power generation and uninterruptible power supply (UPS).

［第二実施形態］
本発明の第二実施形態について、図３を用いて説明する。
図３に、本発明の第二実施形態に係る水素製造システムの概略図を示す。第一実施形態と同じ構成には、同じ符号を付して、その説明を省略する。[Second Embodiment]
The second embodiment of the present invention will be described with reference to FIG.
FIG. 3 shows a schematic view of the hydrogen production system according to the second embodiment of the present invention. The same components as those in the first embodiment are designated by the same reference numerals, and the description thereof will be omitted.

図３の水素製造システム２００は、バイオマスガス製造システム６２と、水素製造装置１６とを有する。バイオマスガス製造システム６２は、炭化炉２１と、炭化物ガス化炉２４と、水蒸気熱交換器２７とを有する。
炭化炉２１は、空気ブロアー３０と、炭化物ガス化炉２４に設けられたガス化炉加熱部２５とに接続されている。水蒸気熱交換器２７は、ガス化炉加熱部２５と、炭化物ガス化炉２４の水蒸気投入部２６と、水蒸気２９の供給源とに接続されている。炭化物ガス化炉２４は、ガス分離精製処理部１３を介して、熱交換器１８と接続されている。熱交換器１８は、タービン発電機１９と、ガスホールダー１４と、熱交換器１７とに接続されている。ガスホールダー１４は、ガスエンジン発電装置１５と接続されている。熱交換器１７は、水蒸気熱交換器２７と接続されている。
本実施形態において、熱分解ガス化装置５２は、炭化炉２１と、炭化物ガス化炉２４とで構成されている。
水蒸気熱交換器２７は、水蒸気加熱手段として機能する。The hydrogen production system 200 of FIG. 3 has a biomass gas production system 62 and a hydrogen production apparatus 16. The biomass gas production system 62 includes a carbonization furnace 21, a carbide gasification furnace 24, and a steam heat exchanger 27.
The carbonization furnace 21 is connected to an air blower 30 and a gasification furnace heating unit 25 provided in the carbide gasification furnace 24. The steam heat exchanger 27 is connected to a gasification furnace heating unit 25, a steam input unit 26 of the carbide gasification furnace 24, and a supply source of steam 29. The carbide gasification furnace 24 is connected to the heat exchanger 18 via the gas separation / purification processing unit 13. The heat exchanger 18 is connected to the turbine generator 19, the gas holder 14, and the heat exchanger 17. The gas holder 14 is connected to the gas engine power generation device 15. The heat exchanger 17 is connected to the steam heat exchanger 27.
In the present embodiment, the pyrolysis gasification device 52 includes a carbonization furnace 21 and a carbide gasification furnace 24.
The steam heat exchanger 27 functions as a steam heating means.

次に、水素製造システム２００を用いた水素製造方法の一例について、図３及び図４を用いて説明する。
図４に示すように、本実施形態の水素製造方法は、バイオマスを炭化して炭化物を得る炭化操作Ｓ３と、炭化物と水蒸気とからバイオマスガスを得る炭化物ガス化操作Ｓ４とを有するバイオマスガス製造工程Ｐ３と、バイオマスガスを改質して水素を生成する水素製造工程Ｐ４とを有する。Next, an example of a hydrogen production method using the hydrogen production system 200 will be described with reference to FIGS. 3 and 4.
As shown in FIG. 4, the hydrogen production method of the present embodiment has a biomass gas production step including a carbonization operation S3 for carbonizing biomass to obtain carbon dioxide and a carbonization gasification operation S4 for obtaining biomass gas from carbon dioxide and water vapor. It has P3 and a hydrogen production step P4 that reforms biomass gas to generate hydrogen.

まず、杉、松、竹等の木質バイオマス２０を炭化炉２１の上部開口部より炭化炉２１内に投入し、空気ブロアー３０で炭化炉２１内に空気を供給しながら、木質バイオマス２０の部分燃焼で炭化物２２を生成する（炭化操作Ｓ３）。
炭化炉２１で生成した炭化物２２は、炭化炉２１の下端部より取り出され、破砕処理を施された後に、上部開口部又は中部開口部より、炭化物ガス化炉２４に投入される。
炭化炉２１で発生する燃焼ガス２３は、上部開口部を経てガス化炉加熱部２５に供給され、炭化物ガス化炉２４の内壁を所定温度に加熱する。燃焼ガス２３は、ガス化炉加熱部２５を経て、水蒸気熱交換器２７に供給される。First, woody biomass 20 such as cedar, pine, and bamboo is put into the carbonization furnace 21 from the upper opening of the carbonization furnace 21, and while air is supplied into the carbonization furnace 21 by an air blower 30, partial combustion of the woody biomass 20 is performed. 22 is produced in (carbonization operation S3).
The carbide 22 produced in the carbonization furnace 21 is taken out from the lower end portion of the carbonization furnace 21, crushed, and then charged into the carbide gasification furnace 24 from the upper opening or the middle opening.
The combustion gas 23 generated in the carbonization furnace 21 is supplied to the gasification furnace heating unit 25 through the upper opening, and heats the inner wall of the carbonization gasification furnace 24 to a predetermined temperature. The combustion gas 23 is supplied to the steam heat exchanger 27 via the gasification furnace heating unit 25.

水蒸気２９は、金属成分を含む。
水蒸気２９に含まれる金属成分としては、ナトリウム、カリウム、リチウム、カルシウム、マグネシウム、ストロンチウム、バリウム、ホウ素、アルミニウム及びガリウムからなる群から選択される少なくとも１種の元素が挙げられる。
水蒸気２９に含まれる金属成分は、炭酸塩、硫酸塩、塩酸塩及びケイ酸塩からなる群から選択される少なくとも１種の塩を含んでもよい。
塩の含有量は、水蒸気１ｋｇに対して、１０〜１００００ｍｇが好ましく、２０〜１０００ｍｇがより好ましい。The water vapor 29 contains a metal component.
Examples of the metal component contained in the water vapor 29 include at least one element selected from the group consisting of sodium, potassium, lithium, calcium, magnesium, strontium, barium, boron, aluminum and gallium.
The metal component contained in the water vapor 29 may contain at least one salt selected from the group consisting of carbonates, sulfates, hydrochlorides and silicates.
The salt content is preferably 10 to 10000 mg, more preferably 20 to 1000 mg with respect to 1 kg of water vapor.

水蒸気２９は、水蒸気熱交換器２７で、所定の温度に加熱された後、その一部が水蒸気投入部２６から炭化物ガス化炉２４内に供給される。所定の温度としては、例えば、６５０〜１２００℃が挙げられる。
炭化物ガス化炉２４の内部では、水蒸気２９と炭化物２２との熱分解ガス化反応（Ｃ＋Ｈ２Ｏ＝ＣＯ＋Ｈ２）及びＣＯシフト反応（ＣＯ＋Ｈ２Ｏ＝ＣＯ２＋Ｈ２）等が連続して進行する（熱分解ガス化工程Ｐ１）。その結果、水素（Ｈ２）、一酸化炭素（ＣＯ）、メタン（ＣＨ４）及び二酸化炭素（ＣＯ２）の混合ガスであるバイオマスガス２８が生成する（炭化物ガス化操作Ｓ４）。生成したバイオマスガス２８は、ガス分離精製処理部１３に供給される（以上、バイオマスガス製造工程Ｐ３）。
水蒸気２９は、金属成分を含むので、タール等の副生成物を低減したバイオマスガス２８が得られる。
ガス分離精製処理部１３を経由したバイオマスガス２８は、熱交換器１８に供給される。The steam 29 is heated to a predetermined temperature by the steam heat exchanger 27, and then a part of the steam 29 is supplied from the steam input unit 26 into the carbide gasification furnace 24. Examples of the predetermined temperature include 650 to 1200 ° C.
Inside the carbide gasification furnace 24, a pyrolysis gasification reaction (C + H 2 O = CO + H 2 ) and a CO shift reaction (CO + H 2 O = CO 2 + H 2 ) between the steam 29 and the carbide 22 proceed continuously. (Pyrolysis gasification step P1). As a result, biomass gas 28, which is a mixed gas of hydrogen (H 2 ), carbon monoxide (CO), methane (CH 4 ) and carbon dioxide (CO 2 ), is produced (carbide gasification operation S4). The generated biomass gas 28 is supplied to the gas separation / purification processing unit 13 (above, biomass gas production step P3).
Since the water vapor 29 contains a metal component, a biomass gas 28 with reduced by-products such as tar can be obtained.
The biomass gas 28 that has passed through the gas separation / purification processing unit 13 is supplied to the heat exchanger 18.

水蒸気熱交換器２７で加熱された水蒸気２９の一部は、熱交換器１７、１８を経由し、タービン発電機１９に供給される。 A part of the steam 29 heated by the steam heat exchanger 27 is supplied to the turbine generator 19 via the heat exchangers 17 and 18.

水蒸気熱交換器２７より排出される燃焼ガス２３の排熱ＷＨは、熱交換機１７に供給される。炭化物ガス化炉２４で生成するバイオマスガス２８の排熱ＷＨは、熱交換機１８に供給される。熱交換機１７又は熱交換機１８に供給された排熱ＷＨは、第一実施形態と同様に、熱交換器１７、１８において、地熱水蒸気等の水蒸気の追加の熱源として利用される（水蒸気加熱工程Ｐ２）。熱交換処理後の水蒸気は、タービン発電機１９に投入して排熱を利用したスチーム発電に供される。 The waste heat WH of the combustion gas 23 discharged from the steam heat exchanger 27 is supplied to the heat exchanger 17. The waste heat WH of the biomass gas 28 generated in the carbide gasification furnace 24 is supplied to the heat exchanger 18. The waste heat WH supplied to the heat exchanger 17 or the heat exchanger 18 is used as an additional heat source for steam such as geothermal steam in the heat exchangers 17 and 18 as in the first embodiment (steam heating step P2). ). The steam after the heat exchange treatment is put into the turbine generator 19 and used for steam power generation using waste heat.

本実施形態の炭化物ガス化炉２４で生成するバイオマスガス２８は、第一実施形態と同様に、ガス分離精製処理部１３で、タールやコークが分離され、精製処理後に、熱交換器１８、１７を順に経由して、ガスホールダー１４に貯蔵される。
ガスホールダー１４内のバイオマスガス２８は、ガスエンジン発電装置１５あるいは水素製造装置１６に供給されて、ガス発電及び水素製造に利用される。As in the first embodiment, the biomass gas 28 generated in the charcoal gasification furnace 24 of the present embodiment is separated from tar and cork by the gas separation and purification processing unit 13, and after the purification processing, the heat exchangers 18 and 17 are used. Is stored in the gas holder 14 in order.
The biomass gas 28 in the gas holder 14 is supplied to the gas engine power generation device 15 or the hydrogen production device 16 and used for gas power generation and hydrogen production.

本実施形態では、第一実施形態と同様に、生成するバイオマスガス２８を複合型改質触媒に接触させることにより、低圧（例えば、１ＭＰａ以下）で、かつ、低温度域（例えば、６５０℃未満）において水素製造を行うことが可能である（水素製造工程Ｐ４）。水素製造装置１６の加熱熱源として、炭化炉２１及び炭化物ガス化炉２４より排出する燃焼ガス２３及びバイオマスガス２８の排熱を用いて所定温度域で水素製造を行うこともできる。 In the present embodiment, as in the first embodiment, by contacting the generated biomass gas 28 with the composite reforming catalyst, the pressure is low (for example, 1 MPa or less) and the temperature is low (for example, less than 650 ° C.). ), It is possible to produce hydrogen (hydrogen production step P4). As a heating heat source for the hydrogen production apparatus 16, hydrogen can be produced in a predetermined temperature range by using the exhaust heat of the combustion gas 23 and the biomass gas 28 discharged from the carbonization furnace 21 and the carbonized gasification furnace 24.

本発明の実施例を以下に示すが、下記の実施例は、発明を例示するだけのものあって、本発明の内容が下記の実施例によって制限されるものではない。 Examples of the present invention are shown below, but the following examples are merely examples of the invention, and the content of the present invention is not limited by the following examples.

［実施例１、比較例１］
金属成分を含む水蒸気として、地熱水貯蔵層より汲み上げた地熱水の気水分離器で得られる地熱水蒸気をバイオマスの熱分解ガス化用の水蒸気として使用した。バイオマスとして杉材ペレット（１５％含水率）をガス化用１００ｋｇ／ｈ及び燃焼用５０ｋｇ／ｈの供給速度で、それぞれ熱分解ガス化炉及び燃焼ガス炉に投入してバイオマスの熱分解ガス化実験を行った。熱分解ガス化炉の温度は９００℃、圧力は１．２気圧（０．１２ＭＰａ）とした。熱分解ガス化炉におけるスチーム（水蒸気）とバイオマスとの重量比（Ｓ／Ｃ［ｋｇ］／［ｋｇ］）は、１．９とした。金属成分を含む水蒸気として地熱水蒸気Ａ（１５０℃、０．３ＭＰａ、流量２００ｋｇ／ｈ、熱量６５０ｋｃａｌ／ｋｇ）を用いた場合（実施例１）と、軟水処理の水道水を用いた場合（比較例１）での熱分解ガス炉のバイオマスのガス化変換効率及びバイオマスガスの生成量等について熱分解ガス化反応の試験結果を表１に比較して示した。表中、「燃料ガス収率（ｍ３／ｋｇ）」は、バイオマス１ｋｇ当たりの燃料ガス（Ｈ２＋ＣＯ＋ＣＨ４＋Ｃ２Ｈ６＋ＣＯ２）の生成量（Ｎｍ３）を意味する。表中、「ＣｎＨｍ（ｖｏｌ％）」は、ｎ（ｎ、ｍは自然数）が２以上の揮発性長鎖炭化水素成分の体積％を意味する。出口ガス中のＣＯ、水素、ＣＯ２、ＣＨ４及びその他の炭化水素濃度は、ガスクロパック（Ｇａｓｋｕｒｏｐａｃｋ）及びモレキュラシーブ１３Ｘを充填するマイクロガスクロ分析器（ジーエルサイエンス株式会社製）とＦＩＤ（水素炎イオン化検出器）ガスクロ分析器（株式会社島津製作所製）を用いて測定した。排出ガスの流量は、湿式ガス流量計により測定した。生成ガスの生成速度は、流出ガスのＧＣ（ガスクロマトグラフィー）分析から算出した。ガス化変換率は、式「（バイオマスガスの総低位発熱量）／（投入バイオマスの低位発熱量）×１００」から算出した。バイオマスガスの生成速度は、２〜１０時間の平均値とした。タール及びチャーの生成量は、バイオマス供給を停止した後、フィルター採取重量測定により決定した。地熱水蒸気Ａの含有金属成分は、Ｎａ：６００ｍｇ／ｋｇ、Ｋ：９５ｍｇ／ｋｇ、Ｍｇ：３５ｍｇ／ｋｇ、Ｃａ：６５ｍｇ／ｋｇ、Ｓｒ：１５ｍｇ／ｋｇであった。地熱水蒸気Ａの含有金属成分は、イオンクロマトグラフ法により測定した。軟水処理後の水道水を用いた水蒸気中の金属成分及び塩成分は水蒸気１ｋｇ当たりの濃度で、Ｎａ：８ｍｇ／ｋｇ、Ｋ：３ｍｇ／ｋｇ、Ｃａ：６ｍｇ／ｋｇ、Ｍｇ：３ｍｇ／ｋｇ、Ａｌ：０．２ｍｇ／ｋｇ、Ｂ：０．５ｍｇ／ｋｇであった。軟水処理後の水道水を用いた水蒸気中の金属成分及び塩成分は、イオンクロマトグラフ法及びＩＣＰ（誘導結合プラズマ）発光分光分析法により測定した。この結果から、金属成分を含む地熱水蒸気を用いるバイオマスのガス化炉において水道水を用いた場合に比べて、ガス化変換率と燃料ガス（バイオマスガス）の生成量及びガス発熱量（低位ガス熱量）が顕著に向上して、かつ副次的に生成されるタールが低減した。[Example 1, Comparative Example 1]
As the steam containing a metal component, the geothermal steam obtained by the hydrothermal separator pumped from the geothermal water storage layer was used as the steam for pyrolysis gasification of biomass. Pyrolysis gasification experiment of biomass by putting cedar pellets (15% water content) as biomass into pyrolysis gasification furnace and combustion gas furnace at supply speeds of 100 kg / h for gasification and 50 kg / h for combustion, respectively. Was done. The temperature of the pyrolysis gasification furnace was 900 ° C. and the pressure was 1.2 atm (0.12 MPa). The weight ratio (S / C [kg] / [kg]) of steam (steam) to biomass in the pyrolysis gasification furnace was set to 1.9. When geothermal steam A (150 ° C., 0.3 MPa, flow rate 200 kg / h, calorific value 650 kcal / kg) was used as the steam containing a metal component (Example 1) and when tap water treated with soft water was used (comparative example). Table 1 shows the test results of the pyrolysis gasification reaction regarding the gasification conversion efficiency of the biomass of the pyrolysis gas furnace in 1) and the amount of biomass gas produced. In the table, "fuel gas yield (m 3 / kg)" means the amount of fuel gas (H 2 + CO + CH 4 + C 2 H 6 + CO 2 ) produced per 1 kg of biomass (Nm 3 ). In the table, "C n H m (vol%)" means the volume% of the volatile long-chain hydrocarbon component having n (n, m is a natural number) of 2 or more. The CO, hydrogen, CO 2 , CH 4 and other hydrocarbon concentrations in the outlet gas are determined by a micro gas chromatograph (manufactured by GL Sciences Co., Ltd.) and FID (hydrogen flame ionization detection) filled with gas chromatopack and molecular sieve 13X. Instrument) Measurement was performed using a gas chromatograph analyzer (manufactured by Shimadzu Corporation). The flow rate of the exhaust gas was measured by a wet gas flow meter. The production rate of the produced gas was calculated from the GC (gas chromatography) analysis of the outflow gas. The gasification conversion rate was calculated from the formula "(total low calorific value of biomass gas) / (low calorific value of input biomass) x 100". The production rate of biomass gas was an average value of 2 to 10 hours. The amount of tar and char produced was determined by measuring the weight collected by the filter after stopping the biomass supply. The metal components contained in the geothermal steam A were Na: 600 mg / kg, K: 95 mg / kg, Mg: 35 mg / kg, Ca: 65 mg / kg, and Sr: 15 mg / kg. The metal component contained in the geothermal steam A was measured by an ion chromatograph method. The metal component and salt component in the steam using tap water after soft water treatment are the concentrations per 1 kg of steam, Na: 8 mg / kg, K: 3 mg / kg, Ca: 6 mg / kg, Mg: 3 mg / kg, Al. : 0.2 mg / kg, B: 0.5 mg / kg. The metal component and salt component in water vapor using tap water after the soft water treatment were measured by ion chromatography and ICP (inductively coupled plasma) emission spectroscopy. From this result, compared with the case of using tap water in a gasification furnace of biomass using geothermal steam containing metal components, the gasification conversion rate, the amount of fuel gas (biomass gas) produced, and the amount of gas calorific value (low gas calorific value) ) Was significantly improved, and the amount of tar produced as a by-product was reduced.

Figure 2020166659
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［実施例２〜３］
実施例１と同様に、金属成分を含む高温水蒸気Ｂ及びＣを用いてバイオマスの熱分解ガス化反応を行った。熱分解ガス化炉の温度は１０００℃、圧力は１気圧（０．１ＭＰａ）とした。熱分解ガス化炉におけるスチーム（水蒸気）とカーボンとのモル比（Ｓ／Ｃ）は、１．５とした。水蒸気Ｂ（実施例２：１６５℃、０．３５ＭＰａ、流量２１０ｋｇ／ｈ、熱量６５０ｋｃａｌ／ｋｇ）及び水蒸気Ｃ（実施例３：１８０℃、０．５ＭＰａ、流量２００ｋｇ／ｈ、熱量６７０ｋｃａｌ／ｋｇ）を用いて行った場合の燃料ガスのガス成分組成、ガス化変換率、燃料ガス収量等を表２に示した。この結果から、熱分解ガス化において金属成分を含む水蒸気Ｂ及びＣを用いた場合、ガス化変換率、燃料ガスの収量及びガス発熱量（低位ガス熱量）は通常水を用いた比較例１に比べて増加することが実証された。タールの生成量は顕著に低下した。水蒸気Ｂの含有金属成分は水蒸気１ｋｇ当たりの濃度で、Ｎａ：６５０ｍｇ／ｋｇ、Ｌｉ：１５０ｍｇ／ｋｇ、Ｃａ：２０ｍｇ／ｋｇ、Ｂ：１２０ｍｇ／ｋｇ、Ｍｇ：２３０ｍｇ／ｋｇであった。一方、水蒸気Ｃの含有金属成分の濃度は、水蒸気１ｋｇ当たり、Ｎａ：３８０ｍｇ／ｋｇ、Ｋ：１２０ｍｇ／ｋｇ、Ｍｇ：８５ｍｇ／ｋｇ、Ａｌ：１３０ｍｇ／ｋｇ、Ｂａ：７８ｍｇ／ｋｇであった。水蒸気Ｂの含有金属成分は、軟水処理後の水道水を用いた水蒸気中の金属成分及び塩成分と同様の方法により測定した。水蒸気Ｃの含有金属成分は、地熱水蒸気Ａの含有金属成分と同様の方法により測定した。[Examples 2 to 3]
Similar to Example 1, the thermal decomposition gasification reaction of biomass was carried out using high temperature steam B and C containing a metal component. The temperature of the pyrolysis gasification furnace was 1000 ° C. and the pressure was 1 atm (0.1 MPa). The molar ratio (S / C) of steam (steam) to carbon in the pyrolysis gasification furnace was 1.5. Steam B (Example 2: 165 ° C., 0.35 MPa, flow rate 210 kg / h, calorific value 650 kcal / kg) and steam C (Example 3: 180 ° C., 0.5 MPa, flow rate 200 kg / h, calorific value 670 kcal / kg). Table 2 shows the gas component composition, gasification conversion rate, fuel gas yield, etc. of the fuel gas when used. From this result, when steam B and C containing a metal component are used in the thermal decomposition gasification, the gasification conversion rate, the yield of the fuel gas and the gas calorific value (low gas calorific value) are shown in Comparative Example 1 using normal water. It was demonstrated that it increased in comparison. The amount of tar produced was significantly reduced. The metal component contained in water vapor B was Na: 650 mg / kg, Li: 150 mg / kg, Ca: 20 mg / kg, B: 120 mg / kg, Mg: 230 mg / kg in the concentration per 1 kg of water vapor. On the other hand, the concentration of the metal component contained in water vapor C was Na: 380 mg / kg, K: 120 mg / kg, Mg: 85 mg / kg, Al: 130 mg / kg, Ba: 78 mg / kg per 1 kg of water vapor. The metal component contained in steam B was measured by the same method as the metal component and salt component in steam using tap water after soft water treatment. The metal component contained in water vapor C was measured by the same method as the metal component contained in geothermal water vapor A.

Figure 2020166659
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［実施例４〜５、比較例２］
複合型改質触媒Ａ（８％Ｎｉ、１０％Ｒｕ、１％Ｐｔ、５％Ｃｅ、１％Ｔｉ、２％Ｃｏ／Ａｌ２Ｏ３）又は複合型改質触媒Ｂ（２％Ｆｅ、１０％Ｒｕ、１％Ｒｈ、５％Ｚｒ、２％Ｍｏ、２％Ｌａ／Ａｌ２Ｏ３）（重量％）を充填した水蒸気改質反応器に実施例１の熱分解ガス化で得られたバイオマスガス（４５％Ｈ２、８％ＣＨ４、２５％ＣＯ、２１％ＣＯ２、１％Ｃ２Ｈ６）を用いて改質反応を行った（実施例４、５）。熱分解ガス化炉の出口バイオマスガスを水洗浄処理及びガス精製後に水蒸気改質反応器に投入した。反応条件は、反応温度：２５０℃、圧力：０．５ＭＰａとした。バイオマス熱分解ガス化で得られるバイオマスガスの水蒸気改質反応器を具備した場合の水素製造試験結果を表３に示す。表中、「水素収量（Ｎｍ３／ｈ）」は、純度９９．９９９％以上の水素の量を表す。表３に示すように、生成水素ガスを気液分離後、ＰＳＡガス精製処理を行った水素収量は６９０Ｎｍ３／ｈ（実施例４）、６４５Ｎｍ３／ｈ（実施例５）であった。比較例２に示した市販触媒（２５％Ｎｉ、５％Ｒｕ／Ａｌ２Ｏ３）を用いて行った場合（５４０Ｎｍ３／ｈ）に比べて、実施例４の触媒Ａ及び実施例５の触媒Ｂを用いた場合の水素収量及び水素変換率が増大することが実証された。[Examples 4 to 5, Comparative Example 2]
Composite reforming catalyst A (8% Ni, 10% Ru, 1% Pt, 5% Ce, 1% Ti, 2% Co / Al 2 O 3) or a composite type reforming catalyst B (2% Fe, 10% ru, 1% Rh, 5% Zr, 2% Mo, 2% La / Al 2 O 3) ( wt%) biomass gas obtained by thermal decomposition gasification of example 1 filled steam reforming reactor The reforming reaction was carried out using (45% H 2 , 8% CH 4 , 25% CO, 21% CO 2 , 1% C 2 H 6 ) (Examples 4 and 5). The biomass gas at the outlet of the pyrolysis gasification furnace was charged into the steam reforming reactor after water cleaning treatment and gas purification. The reaction conditions were reaction temperature: 250 ° C. and pressure: 0.5 MPa. Table 3 shows the results of the hydrogen production test when equipped with a steam reforming reactor for biomass gas obtained by biomass pyrolysis gasification. In the table, "hydrogen yield (Nm 3 / h)" represents the amount of hydrogen having a purity of 99.999% or more. As shown in Table 3, the hydrogen yields obtained by performing the PSA gas purification treatment after gas-liquid separation of the produced hydrogen gas were 690 Nm 3 / h (Example 4) and 645 Nm 3 / h (Example 5). Compared with the case of using the commercially available catalyst (25% Ni, 5% Ru / Al 2 O 3 ) shown in Comparative Example 2 (540 Nm 3 / h), the catalyst A of Example 4 and the catalyst of Example 5 are used. It was demonstrated that the hydrogen yield and hydrogen conversion rate were increased when B was used.

Figure 2020166659
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［実験例１］
実施例１において、杉ペレットを用いた熱分解ガス化炉で排出される燃焼ガス（１０００〜１２００℃）とバイオマスガス（６５０〜８００℃）とをガス化炉出口及び炉加熱部にそれぞれ接続する熱交換器において、スチーム発電用の地熱水蒸気（流量２ｔ／ｈ）の追い炊き加熱を実施した。実施例１と同様の稼動条件において、熱分解ガス化炉の燃焼ガス及びバイオマスガスの排熱利用で得られる高熱量水蒸気を用いてスチームターボ発電を行った（実験例１）。その結果、熱分解ガス化炉の排熱を利用する場合と排熱を利用しない場合の発電効率は１６％及び１５％であり、送電端出力は２７３ｋＷｅ及び２１３ｋＷｅであった。バイオマスガス化炉の排熱利用により地熱発電出力は３０％増加することが分かった。[Experimental Example 1]
In Example 1, the combustion gas (1000 to 1200 ° C.) and the biomass gas (650 to 800 ° C.) discharged in the thermal decomposition gasification furnace using cedar pellets are connected to the gasification furnace outlet and the furnace heating unit, respectively. In the heat exchanger, additional heating of geothermal steam (flow rate 2 t / h) for steam power generation was carried out. Under the same operating conditions as in Example 1, steam turbo power generation was performed using high calorific value steam obtained by utilizing the exhaust heat of the combustion gas and biomass gas of the pyrolysis gasification furnace (Experimental Example 1). As a result, the power generation efficiencies when the waste heat of the pyrolysis gasification furnace was used and when the waste heat was not used were 16% and 15%, and the power transmission end outputs were 273kWe and 213kWe. It was found that the use of waste heat from the biomass gasification furnace increased the geothermal power generation output by 30%.

［実施例６、比較例３］
バイオマスとして建築廃材ペレット（１５％含水率）を用いて１５０ｋｇ／ｈの供給速度で図３に示す高温炭化炉に投入して炭化物回収率３５％で炭化物４５ｋｇ／ｈを生成した。回収炭化物を機械的に破砕して得られた炭化物を熱分解ガス化炉の上部より投入した。金属成分を含む水蒸気Ｄ（実施例６：１５０℃、０．３５ＭＰａ、流量２００ｋｇ／ｈ、熱量６５８ｋｃａｌ／ｋｇ）を熱分解ガス化炉に投入した場合と水道水を用いた場合（比較例３）の炭化物のガス化変換率及び生成ガス量、ガス組成について熱分解ガス化反応の試験結果を表４に比較して示した。熱分解ガス化炉の温度は９５０℃、圧力は１．２気圧（０．１２ＭＰａ）とした。熱分解ガス化炉におけるスチーム（水蒸気）と炭化物とのモル比（Ｓ／Ｃ）は、１．２とした。この結果から、バイオマスの２段式熱分解ガス化炉において金属成分を含む水蒸気を用いた場合、ガス化変換率、燃料ガス収率及び低位ガス熱量は、水道水を用いた比較例３に比べて増加することが実証された。生成ガスのＨ２／ＣＯモル比は、水蒸気Ｄを用いた場合４．３であり、水道水を用いた場合の２．５に比べて水素生成モル比が増大した。加えて、バイオマスのガス化変換効率は６８％に改善した。水蒸気Ｄの含有金属成分の濃度は、水蒸気１ｋｇ当たり、Ｎａ：６００ｍｇ／ｋｇ、Ｌｉ：８０ｍｇ／ｋｇ、Ｓｒ：１５ｍｇ／ｋｇ、Ｇａ：２０ｍｇ／ｋｇ、Ｂ：１２ｍｇ／ｋｇであった。水蒸気Ｄの含有金属成分の濃度は、軟水処理後の水道水を用いた水蒸気中の金属成分及び塩成分と同様の方法により測定した。使用した水道水の金属成分の濃度は、水蒸気１ｋｇ当たり、Ｎａ：６ｍｇ／ｋｇ、Ｋ：２ｍｇ／ｋｇ、Ｃａ：５ｍｇ／ｋｇ、Ｍｇ：２ｍｇ／ｋｇ、Ａｌ：０．１ｍｇ／ｋｇであった。水道水の金属成分の濃度は、地熱水蒸気Ａの含有金属成分と同様の方法により測定した。[Example 6, Comparative Example 3]
Building waste pellets (15% water content) were used as biomass and charged into a high-temperature carbonization furnace shown in FIG. 3 at a supply rate of 150 kg / h to generate 45 kg / h of carbide with a carbonization recovery rate of 35%. The carbide obtained by mechanically crushing the recovered carbide was charged from the upper part of the pyrolysis gasification furnace. When steam D containing a metal component (Example 6: 150 ° C., 0.35 MPa, flow rate 200 kg / h, calorific value 658 kcal / kg) is put into a pyrolysis gasification furnace and when tap water is used (Comparative Example 3). Table 4 shows the test results of the pyrolysis gasification reaction regarding the gasification conversion rate, the amount of produced gas, and the gas composition of the carbonized material. The temperature of the pyrolysis gasification furnace was 950 ° C., and the pressure was 1.2 atm (0.12 MPa). The molar ratio (S / C) of steam (steam) to carbides in the pyrolysis gasification furnace was 1.2. From this result, when steam containing a metal component is used in a two-stage thermal decomposition gasification furnace for biomass, the gasification conversion rate, fuel gas yield and low gas calorific value are higher than those in Comparative Example 3 using tap water. Demonstrated to increase. The H 2 / CO molar ratio of the produced gas was 4.3 when steam D was used, and the hydrogen produced molar ratio was higher than that when tap water was used. In addition, the gasification conversion efficiency of biomass has improved to 68%. The concentration of the metal component contained in water vapor D was Na: 600 mg / kg, Li: 80 mg / kg, Sr: 15 mg / kg, Ga: 20 mg / kg, B: 12 mg / kg per 1 kg of water vapor. The concentration of the metal component contained in the water vapor D was measured by the same method as the metal component and the salt component in the water vapor using tap water after the soft water treatment. The concentration of the metal component of the tap water used was Na: 6 mg / kg, K: 2 mg / kg, Ca: 5 mg / kg, Mg: 2 mg / kg, Al: 0.1 mg / kg per 1 kg of steam. The concentration of the metal component of tap water was measured by the same method as that of the metal component contained in the geothermal steam A.

Figure 2020166659
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本発明によれば、木材や農業廃棄物等のバイオマスの熱分解ガス化において地熱水蒸気等金属成分を含む水蒸気を利用することにより、バイオマスのガス化効率と燃料ガス及び水素収量を向上できることが分かった。これにより、環境負荷の低減と経済的なバイオマスの熱分解ガス化と水素製造方法とを提供できる。 According to the present invention, it has been found that the gasification efficiency of biomass and the yield of fuel gas and hydrogen can be improved by using steam containing a metal component such as geothermal steam in the pyrolysis gasification of biomass such as wood and agricultural waste. rice field. This makes it possible to provide a reduction in environmental load, an economical pyrolysis gasification of biomass, and a hydrogen production method.

本発明によれば、バイオマスの熱分解ガス化におけるタール等の副生成物を低減し、バイオマスのガス化効率及びバイオマスガス生成量の向上を図れる。 According to the present invention, by-products such as tar in the pyrolysis gasification of biomass can be reduced, and the gasification efficiency of biomass and the amount of biomass gas produced can be improved.

１ ガス化炉本体
２ 熱分解ガス（バイオマスガス）
３ 熱分解ガス化用のバイオマス
４ バイオマス投入部
５ 水蒸気投入部
６ 燃料用のバイオマス
７ 燃焼ガス
８ ガス化炉加熱部
９ 燃焼炉
１０ ガス化反応塔
１１ 排出部
１２ バイオマスガスの排出部
１３ ガス分離精製処理部
１４ ガスホールダー
１５ ガスエンジン発電装置
１６ 水素製造装置
１７ 熱交換器
１８ 熱交換器
１９ タービン発電機
２０ 木質バイオマス
２１ 炭化炉
２２ 炭化物
２３ 燃焼ガス
２４ 炭化物ガス化炉
２５ ガス化炉加熱部
２６ 水蒸気投入部
２７ 水蒸気熱交換器
２８ バイオマスガス
２９ 水蒸気
３０ 空気ブロアー
３１ 地熱水貯留層
３２ 気水分離器
３３ 水蒸気
３４ 水蒸気熱交換器
５０ 熱分解ガス化装置
５２ 熱分解ガス化装置
６０ バイオマスガス製造システム
６２ バイオマスガス製造システム
１００ 水素製造システム
２００ 水素製造システム
Ｐ１ 熱分解ガス化工程
Ｐ２ 水蒸気加熱工程
Ｐ３ バイオマスガス製造工程
Ｐ４ 水素製造工程
Ｓ１ 燃焼操作
Ｓ２ ガス化操作
Ｓ３ 炭化操作
Ｓ４ 炭化物ガス化操作
ＷＨ 排熱1 Gasification furnace body 2 Pyrolysis gas (biomass gas)
3 Biomass for thermal decomposition gasification 4 Biomass input part 5 Steam input part 6 Biomass for fuel 7 Combustion gas 8 Gasification furnace heating part 9 Burning furnace 10 Gasification reaction tower 11 Discharge part 12 Biomass gas discharge part 13 Gas separation Purification processing unit 14 Gas holder 15 Gas engine power generation device 16 Hydrogen production device 17 Heat exchanger 18 Heat exchanger 19 Turbine generator 20 Woody biomass 21 Carbonization furnace 22 Carbonated material 23 Combustion gas 24 Carbonized gasification furnace 25 Gasification furnace heating unit 26 Steam input part 27 Steam heat exchanger 28 Biomass gas 29 Steam 30 Air blower 31 Geothermal water reservoir 32 Gas-water separator 33 Steam 34 Steam heat exchanger 50 Thermal decomposition gasifier 52 Thermal decomposition gasifier 60 Biomass gas production System 62 Biomass gas production system 100 Hydrogen production system 200 Hydrogen production system P1 Thermal decomposition gasification process P2 Steam heating process P3 Biomass gas production process P4 Hydrogen production process S1 Burning operation S2 Gasification operation S3 Carbonization operation S4 Carbonized gasification operation WH Exhaust heat

Claims (14)

バイオマスを原料とし、金属成分を含む水蒸気によるガス化により、バイオマスガスを得る熱分解ガス化工程を有する、バイオマスガス製造方法。 A biomass gas production method comprising a pyrolysis gasification step of obtaining biomass gas by using biomass as a raw material and gasifying it with steam containing a metal component. 前記熱分解ガス化工程は、前記バイオマスの一部を燃焼する燃焼操作と、前記バイオマスの他の一部と前記水蒸気とから前記バイオマスガスを得るガス化操作とを有し、
前記ガス化操作は、前記燃焼操作で発生した排熱を熱源として用いる、請求項１に記載のバイオマスガス製造方法。The pyrolysis gasification step includes a combustion operation for burning a part of the biomass and a gasification operation for obtaining the biomass gas from the other part of the biomass and the steam.
The biomass gas production method according to claim 1, wherein the gasification operation uses the waste heat generated in the combustion operation as a heat source. 前記熱分解ガス化工程は、前記バイオマスを炭化して炭化物を得る炭化操作と、前記炭化物と前記水蒸気とから前記バイオマスガスを得る炭化物ガス化操作とを有する、請求項１に記載のバイオマスガス製造方法。 The biomass gas production according to claim 1, wherein the pyrolysis gasification step comprises a carbonization operation for carbonizing the biomass to obtain carbonized material and a carbide gasification operation for obtaining the biomass gas from the carbonized material and the steam. Method. 前記熱分解ガス化工程で発生した排熱を熱源として用いて、前記水蒸気を加熱する水蒸気加熱工程を有する、請求項１〜３のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造方法。 The biomass gas production method according to any one of claims 1 to 3, further comprising a steam heating step of heating the steam using the waste heat generated in the pyrolysis gasification step as a heat source. 前記金属成分が、ナトリウム、カリウム、リチウム、カルシウム、マグネシウム、ストロンチウム、バリウム、ホウ素、アルミニウム及びガリウムからなる群から選択される少なくとも１種の元素を含む、請求項１〜４のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造方法。 One of claims 1 to 4, wherein the metal component comprises at least one element selected from the group consisting of sodium, potassium, lithium, calcium, magnesium, strontium, barium, boron, aluminum and gallium. The method for producing biomass gas according to the above method. 前記金属成分が炭酸塩、硫酸塩、塩酸塩及びケイ酸塩からなる群から選択される少なくとも１種の塩を含み、前記塩の含有量が前記水蒸気１ｋｇに対して、１０〜１００００ｍｇである請求項１〜５のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造方法。 Claimed that the metal component contains at least one salt selected from the group consisting of carbonates, sulfates, hydrochlorides and silicates, and the content of the salt is 10 to 10,000 mg with respect to 1 kg of the water vapor. Item 6. The biomass gas production method according to any one of Items 1 to 5. 請求項１〜６のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造方法により前記バイオマスガスを得るバイオマスガス製造工程と、
前記バイオマスガスを改質して水素を生成する水素製造工程と、を有する、水素製造方法。The biomass gas production step of obtaining the biomass gas by the biomass gas production method according to any one of claims 1 to 6.
A hydrogen production method comprising a hydrogen production step of reforming the biomass gas to generate hydrogen. 前記水素製造工程は、鉄、コバルト、白金、ロジウム、モリブデン、ジルコニウム、チタン、セリウム、ランタン及びネオジムから選択される少なくとも１種の金属元素を含む複合型改質触媒を用いる、請求項７に記載の水素製造方法。 The hydrogen production step according to claim 7, wherein a composite reforming catalyst containing at least one metal element selected from iron, cobalt, platinum, rhodium, molybdenum, zirconium, titanium, cerium, lanthanum and neodymium is used. Hydrogen production method. バイオマスを原料とし、金属成分を含む水蒸気によるガス化により、バイオマスガスを得る熱分解ガス化装置を有する、バイオマスガス製造システム。 A biomass gas production system having a pyrolysis gasification device that uses biomass as a raw material and gasifies it with steam containing metal components to obtain biomass gas. 前記熱分解ガス化装置は、前記バイオマスの一部を燃焼する燃焼炉と、前記バイオマスの他の一部と前記水蒸気とから前記バイオマスガスを得るガス化炉とを有し、
前記熱分解ガス化装置は、前記燃焼炉で発生した排熱を前記ガス化炉へ供給する手段を有する、請求項９に記載のバイオマスガス製造システム。The pyrolysis gasifier has a combustion furnace that burns a part of the biomass, and a gasification furnace that obtains the biomass gas from the other part of the biomass and the steam.
The biomass gas production system according to claim 9, wherein the pyrolysis gasification device has means for supplying the waste heat generated in the combustion furnace to the gasification furnace. 前記熱分解ガス化装置は、前記バイオマスを炭化して炭化物を得る炭化炉と、前記炭化物と前記水蒸気とから前記バイオマスガスを得る炭化物ガス化炉とを有する、請求項９に記載のバイオマスガス製造システム。 The biomass gas production according to claim 9, wherein the pyrolysis gasification apparatus includes a carbonization furnace that carbonizes the biomass to obtain carbonized material, and a carbide gasification furnace that obtains the biomass gas from the carbonized material and the steam. system. 前記熱分解ガス化装置で発生した排熱を熱源として用いて、前記水蒸気を加熱する水蒸気加熱手段を有する、請求項９〜１１のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造システム。 The biomass gas production system according to any one of claims 9 to 11, further comprising a steam heating means for heating the steam using the waste heat generated by the pyrolysis gasification device as a heat source. 請求項９〜１２のいずれか一項に記載のバイオマスガス製造システムと、
前記バイオマスガスを改質して水素を生成する水素製造装置と、を有する、水素製造システム。The biomass gas production system according to any one of claims 9 to 12.
A hydrogen production system comprising a hydrogen production apparatus that reforms the biomass gas to generate hydrogen. 前記水素製造装置は、複合型改質触媒が充填された反応床を有し、
前記複合型改質触媒は、鉄、コバルト、白金、ロジウム、モリブデン、ジルコニウム、チタン、セリウム、ランタン及びネオジムから選択される少なくとも１種の金属元素を含む、請求項１３に記載の水素製造システム。The hydrogen production apparatus has a reaction bed filled with a composite reforming catalyst and has a reaction bed.
The hydrogen production system according to claim 13, wherein the composite reforming catalyst contains at least one metal element selected from iron, cobalt, platinum, rhodium, molybdenum, zirconium, titanium, cerium, lanthanum and neodymium.
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