JP2010230287A - Coal gasification power-generating plant and combustion method for coal gasification power-generating plant - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、石炭ガス化発電プラント及び石炭ガス化発電プラントの燃焼方法に関する。 The present invention relates to a coal gasification power plant and a combustion method for the coal gasification power plant.
近年、ガスタービン燃焼器は燃料の多様化が検討されている。具体的には、ガスタービンの主要燃料である液化天然ガス(LNG)以外に、水素を含む副生燃料などを利用することが検討されている。水素は燃焼時に二酸化炭素(CO2)を発生させないため、地球温暖化防止に貢献できる燃料である。水素を含む副生燃料は、製鉄プロセスにおいて、高炉の原料となるコークス炉より発生するガス(COG:Coke Oven Gas)や、石油製油所で発生するオフガスなどがある。また、石炭や重質油を酸素でガス化して得られるガス化燃料も水素を含む燃料である。石炭や重質油などを酸素でガス化して、ガス化燃料によってガスタービンで発電する石炭ガス化複合発電システム(IGCC:Integrated Coal Gasification Combined Cycle)は、豊富な資源を有効利用した発電システムであり、欧米を中心に実用化されている。 In recent years, diversification of fuel has been studied for gas turbine combustors. Specifically, the use of by-product fuel containing hydrogen in addition to liquefied natural gas (LNG), which is the main fuel of gas turbines, has been studied. Since hydrogen does not generate carbon dioxide (CO 2 ) during combustion, it is a fuel that can contribute to the prevention of global warming. By-product fuel containing hydrogen includes, for example, a gas (COG: Coke Oven Gas) generated from a coke oven, which is a raw material for a blast furnace, and an off-gas generated at a petroleum refinery. Gasified fuel obtained by gasifying coal or heavy oil with oxygen is also a fuel containing hydrogen. The Coal Gasification Combined Cycle (IGCC), which gasifies coal, heavy oil, etc. with oxygen and uses gas fuel to generate power with a gas turbine, is a power generation system that makes effective use of abundant resources. It has been put to practical use mainly in Europe and America.
また、近年、地球温暖化防止の観点から燃料中の炭素分を分離・除去するCO2分離回収システム(CCS:Carbon Dioxide Capture and Storage)が検討されている。このCO2分離回収システムは、IGCCやその他の発電システムへの適用も検討されている。CCSによってCO2を分離回収した後の燃料は水素を多量に含む水素リッチ燃料となる。そのため、水素リッチ燃料を使用する燃焼器は、水素含有燃料特有の課題に対応する必要がある。また、IGCCプラントは、炭種やガス化炉負荷,CCSの運転条件などによって燃料組成が異なるため、燃料組成の変化に対応可能な燃焼器が必要となる。IGCCプラントで発生する代表的なガスは中カロリーガスである。この中カロリーガスは、一般的な高カロリー燃料であるLNGに比べると、火炎温度が高くNOx低減の対策が必要となる。また、CCSを設けることによって多量に発生する水素は可燃範囲が広く燃焼速度が速いため、燃焼の際に火炎がバーナに接近しやすくなる。 In recent years, a CO 2 separation and capture system (CCS: Carbon Dioxide Capture and Storage) that separates and removes carbon in fuels has been studied from the viewpoint of preventing global warming. This CO 2 separation and recovery system is also being considered for application to IGCC and other power generation systems. The fuel after the separation and recovery of CO 2 by CCS becomes a hydrogen-rich fuel containing a large amount of hydrogen. Therefore, a combustor that uses hydrogen-rich fuel needs to cope with problems peculiar to hydrogen-containing fuel. In addition, since the IGCC plant has a different fuel composition depending on the type of coal, gasifier load, CCS operating conditions, etc., a combustor that can cope with changes in the fuel composition is required. A typical gas generated in an IGCC plant is a medium calorie gas. This medium calorie gas has a higher flame temperature than that of LNG, which is a general high calorie fuel, and requires measures to reduce NOx. In addition, since hydrogen generated in a large amount by providing CCS has a wide flammable range and a high combustion speed, the flame easily approaches the burner during combustion.
IGCCプラントのガスタービン燃焼器が予混合燃焼方式を採用した場合、バーナに形成される火炎位置などの変化によって予混合気流路内に火炎が逆火しやすくなり、燃焼器の信頼性を損なう恐れがある。一方、拡散燃焼方式は、予混合燃焼に比べて燃焼器の信頼性を損なうリスクは低くなるものの、局所火炎温度が高くなりNOx排出量が増加する。その対策として、空気分離装置で発生する窒素を燃焼器内部に噴射し、局所火炎温度の低下によってNOxの低減を図るシステムを採用する。但し、プラント効率を向上させるために、窒素温度を上昇させたり、プラントで発生する窒素噴射量を十分に確保できない場合、NOx環境値を満足できず、蒸気噴射などの追加的措置が必要となる。 When the gas turbine combustor of the IGCC plant adopts the premixed combustion method, the flame may easily backfire in the premixed gas flow path due to changes in the flame position formed in the burner, and the reliability of the combustor may be impaired. There is. On the other hand, the diffusion combustion method has a lower risk of impairing the reliability of the combustor than the premixed combustion, but the local flame temperature is increased and the NOx emission amount is increased. As a countermeasure, a system is adopted in which nitrogen generated in the air separation device is injected into the combustor and NOx is reduced by lowering the local flame temperature. However, in order to improve the plant efficiency, if the nitrogen temperature is raised or the amount of nitrogen injection generated in the plant cannot be secured sufficiently, the NOx environmental value cannot be satisfied, and additional measures such as steam injection are required. .
これらの燃焼方式以外に高温領域を緩和する方式として、分散希薄燃焼方式が挙げられる。これは、噴射する燃料を空気流で包み込み、空気孔を通過する際の縮流と急拡大によって燃料と空気を急速に混合する方式であり、特許文献1にそれらの構造が記されている。 In addition to these combustion methods, a method of relaxing the high temperature region includes a distributed lean combustion method. This is a system in which fuel to be injected is wrapped in an air flow, and the fuel and air are rapidly mixed by contraction and rapid expansion when passing through the air hole.
また、石炭を酸素でガス化して発電するIGCCプラントにおいて、空気分離装置より発生する窒素をガスタービン燃焼器に供給する例としては、特許文献2が開示されている。特許文献2に記載されている燃焼器は、火炎安定化のための拡散バーナと、低NOxのための予混合バーナを組み合わせたものである。この燃焼器は、内筒を窒素で冷却することにより、内筒に供給する冷却空気を削減する。この冷却空気削減に伴い、予混合バーナに供給する燃焼用空気を増加させて混合気を希薄化し、NOx濃度を低下させている。
Further,
特許文献1の燃焼器は、空気孔を通過する際の縮流と急拡大によって燃料と空気を急速に混合させている。しかし、水素リッチ燃料を使用した場合、水素リッチ燃料は燃焼速度が速いため、燃料濃度に偏差が残った状態で着火し、NOx濃度が増加する可能性があった。
The combustor of
また、特許文献2の燃焼器も、燃料組成や燃料流量が変化すると、予混合気中の燃料濃度に偏差が生じ、NOx濃度が増加する可能性があった。
Further, in the combustor of
そこで本発明の目的は、更なる低NOx化を図ることにある。 Accordingly, an object of the present invention is to further reduce NOx.
本発明は、空気分離装置によって生成された窒素を内筒の外周側壁面に噴射する噴射孔を設けた隔壁を外筒の内側に設けることを特徴とする。 The present invention is characterized in that a partition wall provided with an injection hole for injecting nitrogen generated by the air separation device to the outer peripheral side wall surface of the inner cylinder is provided inside the outer cylinder.
本発明によれば、更なる低NOx化を図ることができる。 According to the present invention, it is possible to further reduce NOx.
以下、本発明の実施例について図面を参照して説明する。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.
図6は、本実施例の石炭ガス化発電プラントに関する系統概略を示したものである。まず、本プラントの構成及び系統について説明する。 FIG. 6 shows an outline of a system related to the coal gasification power plant of this embodiment. First, the configuration and system of this plant will be described.
本実施例のガス化発電プラントは、ガス化炉21,ガス精製装置22,CO2分離回収装置23,ガスタービン5,空気分離装置11などを備える。ガス化炉21は石炭20によって石炭ガス化ガス60を発生させ、ガス精製装置22は脱硫・脱塵により燃料中の不純物を除去し、CO2分離回収装置23は燃料中の炭素分を水蒸気とのシフト反応によってH2とCO2を発生させ、CO2を分離・除去する設備である。CO2分離回収装置23を出た石炭ガス化ガス63は、ガスタービン燃焼器3に供給され、熱エネルギーを発生させる。そして、タービン4は回転エネルギーを生じ、発電機6に動力を伝え、発電する。空気分離装置11は、圧縮機2からの抽気空気103とバックアップ用圧縮機14からの吐出空気110を供給することが可能である。そして、ガスタービンの起動前でも、バックアップ用空気圧縮機14の吐出空気110により、ガス化炉21に必要な酸素120を供給できる。起動用の液体燃料51にてガスタービン5を起動し、圧縮機2から空気分離装置11へ抽気空気103を供給可能になると、抽気空気103の増加によりバックアップ用圧縮機14の吐出空気110はその流量を減少できる。
The gasification power plant of this embodiment includes a
空気分離装置11で製造した酸素120は、酸素用昇圧圧縮機15により昇圧後、ガス化炉21へ供給される。また、空気分離によって発生した窒素130は窒素用昇圧圧縮機13により昇圧後、ガスタービン燃焼器3に供給される。
The
そして、ガスタービン燃焼器3に供給される燃料の組成はCO2分離回収の前後で大きく異なる。CO2回収前の代表的組成はH2,COを主要成分とした燃料(組成A)となる。一方、CO2回収装置によって燃料中のCOを水蒸気とシフト反応させCO2に変換後、分離・回収することによって燃料中のCO濃度が減少する。そのため、CO2分離回収装置23から排出された石炭ガス化ガスは、CO2回収率が高くなる条件では燃料中のH2濃度が高くなり、H2リッチ燃料となる(組成B)。本プラントにおいてH2リッチ燃料をガスタービンに供給中、CO2分離回収装置23に不具合などが生じた場合、CO2分離回収装置23を停止しなければならない。CO2分離回収装置23を停止中、ガスタービン燃焼器には組成Aの燃料が供給される。また、組成Aの燃料をガスタービンに供給中、CO2分離回収装置23に石炭ガス化ガスを通過させるため系統を切り替えると、ガスタービン燃焼器に供給される燃料は組成Aから組成Bに変化し、燃料中のH2濃度が大きく変化する。そのため、ガスタービン燃焼器はこれらの組成変化に対応する必要がある。特に、燃料が組成Aから組成Bに変化した場合、燃料中のH2濃度の増加に伴い燃焼速度が速くなるため、予混合燃焼による低NOx燃焼では逆火のリスクが高くなる。
The composition of the fuel supplied to the
図1は、ガスタービンの系統図、及びガスタービン燃焼器の拡大図を示す。ガスタービン5は、圧縮機2,ガスタービン燃焼器3,タービン4,発電機6、及び起動用モーター8などを備える。ガスタービン5は、圧縮機2が大気より吸込んだ空気101を圧縮し、燃焼用空気102をガスタービン燃焼器3へと供給する。ガスタービン燃焼器3は圧縮機2による燃焼用空気102と起動用の液体燃料51、または石炭ガス化ガス62(63)との混合・燃焼によって燃焼ガス140を発生させ、燃焼ガス140をタービン4に供給する。タービン4は燃焼ガス140の供給により回転動力が与えられ、タービン4の回転動力が圧縮機2及び発電機6に伝達される。圧縮機2に伝えられた回転動力は圧縮動力に用いられ、発電機6に伝えられた回転動力は電気エネルギーに変換される。
FIG. 1 shows a system diagram of a gas turbine and an enlarged view of a gas turbine combustor. The
ガスタービン燃焼器3は、圧力容器である外筒10と、外筒10の内側に設けられ、燃焼室12を内部に形成する内筒151と、燃焼室12の上流側に火炎を形成する外周バーナ300、及び起動用液体燃料とガス燃焼が可能なパイロットバーナ301と、燃焼室12で発生した燃焼ガス140をタービン4へ導く尾筒(図示せず)などを備えている。低NOx燃焼を行うための外周バーナ300は、空気孔プレート315に開口した複数の空気孔310と、空気孔310の上流側に位置し、且つ空気孔310に燃料を噴射する複数の燃料ノズル320を備える。一方、パイロットバーナ301は、複数の空気孔と燃料ノズルで構成するバーナの半径方向中心部に、油ノズル302を配置している。本実施例の燃焼器は、パイロットバーナ301を燃焼器の径方向中心部に配置し、その外周側に外周バーナ300を複数配置している。
The
内筒151と外筒10との間には、円筒状の隔壁150が設けられている。図2に、隔壁150の断面図を示す。そして、隔壁150の下流端は、外筒10と接合されている。外筒10と隔壁150に囲まれた円環状の空間は、窒素用昇圧圧縮機13からの窒素130が流れる。また、円筒状の隔壁150には、窒素を噴射させるための窒素噴射孔135が設けられている。窒素噴射孔135は環状構造とし、バーナに近い軸方向位置の内筒151に窒素噴流が衝突するように配置される。窒素噴射孔135は周方向に複数配置され、燃焼器軸方向に5列配置されている。窒素噴射孔135より噴射した窒素130は噴流となって内筒151の外周側壁面に衝突し、その衝突噴流によって内筒151を冷却する。そして、窒素130は燃焼用空気102と混合しながら隔壁150と内筒151との間の空間を流れ、外周バーナ300やパイロットバーナ301の空気孔310に流入する。従って、各バーナには燃焼用空気102と窒素130が混合した低酸素濃度空気102aが供給される。低酸素濃度空気102aと石炭ガス化ガス62,63との混合・燃焼によって、火炎200、及び201が形成される。
A
以下、ガス化発電プラントを例とした運転方法について説明する。始動時、ガスタービンは起動用モーター8などの外部動力によって駆動される。ガスタービン回転数が燃焼器の着火条件に相当する回転数で一定に保持され、着火に必要な燃焼用空気102をガスタービン燃焼器3に供給し、着火条件が成立する。そして、起動用の液体燃料51を油ノズル302から燃焼室12に供給し、着火する。その後、燃焼ガス140がタービン4に供給され、液体燃料51の流量増加と共にタービン4が昇速する。そして、起動用モーター8が離脱して、ガスタービンは自立運転に入り、無負荷定格回転数に到達する。ガスタービンが無負荷定格回転数に到達した後、発電機6の併入、さらに液体燃料51の流量増加によりタービン4の入口ガス温度が上昇し、負荷が上昇する。負荷併入後、空気分離装置11に必要な抽気空気103を圧縮機2より抽気することで、空気分離装置11が酸素を生成する。また、空気分離装置11が生成した窒素130はガスタービン燃焼器3へ供給される。なお、空気分離装置11に必要な空気はバックアップ用圧縮機14からも供給できる。そのため、空気分離装置11より酸素120をガス化炉に供給することにより、ガスタービンの起動前からガス化炉の運転が可能となる。
Hereinafter, an operation method using a gasification power plant as an example will be described. At startup, the gas turbine is driven by external power such as a
ガスタービン燃焼器は、空気分離装置11で発生した窒素130を内筒151に噴射することにより、液体燃料焚き運転時も局所火炎温度を低下でき、NOx排出濃度を抑制することが可能となる。その後、ガス化炉負荷の上昇に伴い石炭ガスの供給が可能になると、燃焼器では液体燃料焚きからガス焚きへ燃料を切り替える。燃料切り替え操作は、ほぼ一定の負荷条件において行い、パイロットバーナ301から噴出する液体燃料51の流量を減少させると同時に石炭ガス化ガス62(または63)の流量を増加させ、ガス専焼に切り替える。ガス専焼に切り替えた後は、外周バーナ300の燃料流量を増加することにより負荷の上昇が可能となる。これらの運転スケジュールの概略を図7(a),(b)に示す。
The gas turbine combustor injects
図7(a)は、ガスタービン回転数及びガスタービン負荷に対する液体燃料51と石炭ガス化ガス62(または63)の流量変化を示し、図7(b)は抽気空気及び窒素噴射流量の変化概略をそれぞれ示す。図7(a)における石炭ガス化ガスの流量は、燃焼器に供給する全流量を示している。図中の(a)〜(e)の状態は、
(a)起動用燃料による着火
(b)無負荷定格回転数
(c)燃料切り替え開始時
(d)燃料切り替え完了時
(e)定格負荷
を表わす。そして、状態(a)〜(c)が起動用燃料の専焼、状態(c),(d)が起動用燃料と石炭ガス化ガスとの混焼、状態(d),(e)がガス専焼の運転状態となる。
FIG. 7A shows changes in the flow rates of the
(A) Ignition by starting fuel (b) No-load rated speed (c) At the start of fuel switching (d) At the completion of fuel switching (e) Represents the rated load. The states (a) to (c) are the exclusive combustion of the starting fuel, the states (c) and (d) are the mixed combustion of the starting fuel and the coal gasification gas, and the states (d) and (e) are the exclusive combustion of the gas. It becomes a driving state.
起動用燃料による着火を完了し、ガスタービンの無負荷定格回転数に到達後、ガスタービン燃焼器に窒素130を供給することが可能となる。図7(b)は、無負荷定格回転数に到達し、負荷併入後に窒素を供給している。但し、バックアップ用圧縮機の吐出空気を空気分離装置に供給することで、無負荷定格回転数に到達する前から窒素をガスタービン燃焼器へ供給することもできる。燃焼器へ窒素を供給後、ガスタービンの負荷上昇に伴い、圧縮機2から空気分離装置11へ空気を抽気することが可能となる。抽気空気の流量はガスタービン負荷の変化とほぼ比例関係にある。その後、石炭ガス化ガスの供給が可能となると、ガスタービン燃焼器は液体燃料焚きからガス焚きへの燃料切り替えが可能となる[状態(c)]。燃料切り替え中[状態(c),(d)]は燃焼安定性確保のため、ほぼ一定負荷条件のもと、窒素流量や抽気空気流量を一定に保ち、運転する。液体燃料51の流量減少と石炭ガス化ガス62(または63)の流量増加によってガス専焼へ燃料を切り替える[状態(d)]。ガス専焼に切り替え後、燃料流量の増加に伴い負荷を増やすことが可能となる。
After the ignition with the starting fuel is completed and the no-load rated rotation speed of the gas turbine is reached, the
次に、図2〜図5を用いて、低酸素濃度空気を用いた低NOx化の概念について説明する。図2は、図1で示したガスタービン燃焼器を下流側(燃焼室側)から見た図である。燃焼器の径方向中心部に、液体燃料燃焼とガス燃焼が可能なパイロットバーナ301を備え、その外周側に外周バーナ300を複数配置している。これらのバーナは、燃料ノズルと空気孔を備えた同軸噴流バーナを備える。そして、パイロットバーナ301は、ガス燃焼が可能な同軸噴流バーナの内側に油ノズル302を備えている。一方、内筒151の外周側には、隔壁150が設けられ、この隔壁150には内筒151の外周側壁面に向けて窒素130を噴射する窒素噴射孔135を備えている。噴射した窒素130は、噴流となって内筒151に衝突し熱伝達により内筒壁面を冷却する(インピンジメント冷却)。内筒151を冷却した窒素130は燃焼用空気と混合し、外周バーナ及びパイロットバーナの空気孔310に供給される。
Next, the concept of reducing NOx using low oxygen concentration air will be described with reference to FIGS. FIG. 2 is a view of the gas turbine combustor shown in FIG. 1 as viewed from the downstream side (combustion chamber side). A
図3は外周バーナ300における空気孔と燃料ノズルの部分拡大図を示したものである。空気孔プレート315に開口した空気孔310の上流側に、空気孔に燃料を噴射する燃料ノズル320を配置している。燃料ノズル320の先端には燃料を噴出するための噴孔320aを備えており、燃焼室へ向けて燃料の噴射が可能である。燃料ノズルの周囲から、窒素と燃焼用空気が混合した低酸素濃度空気102aが供給され、噴射した石炭ガス化ガス62(63)と低酸素濃度空気102aは、空気孔入口での縮流と出口における急拡大によって急速に混合し、火炎200が形成される。この混合過程において、火炎に流入する混合気(図3のM部)には燃料濃度分布が存在する。
FIG. 3 shows a partially enlarged view of air holes and fuel nozzles in the outer
図4は、空気孔に相当する噴流径に対する燃料濃度分布を模式的に表わしたものである。燃料の噴孔と同軸上に位置する空気孔の径方向中心部は、燃料と空気を混合した平均的な燃料濃度Caveよりも高くなりやすい(C1)。また、燃料噴孔の外周側は平均的な燃料濃度よりも低くなりやすい(C0)。この濃淡が大きくなると、燃料濃度の高い領域でNOx濃度が高くなる。これらの現象を、図5の火炎温度をもとに説明する。 FIG. 4 schematically shows the fuel concentration distribution with respect to the jet diameter corresponding to the air hole. The central portion in the radial direction of the air hole located coaxially with the fuel injection hole tends to be higher than the average fuel concentration C ave in which the fuel and air are mixed (C 1 ). Further, the outer peripheral side of the fuel injection hole tends to be lower than the average fuel concentration (C 0 ). As the density increases, the NOx concentration increases in a region where the fuel concentration is high. These phenomena will be described based on the flame temperature in FIG.
図5は、燃料と空気の混合気濃度(当量比)に対する理論火炎温度の変化を示したものである。図中には、燃料と空気による火炎温度、及び燃料と低酸素濃度空気による火炎温度とを比較して示している。まず、バーナ出口においてNOxを低下させるための設計温度をa℃とする。この温度は、燃料と空気を使用する場合、平均的な燃料濃度Cave1での運転を想定している。そして、燃料と空気の混合気に燃料濃度偏差が生じC1の当量比に達していると、火炎温度はd℃となり、設計温度a℃よりも高くなる。そのため、火炎温度の上昇によってNOx濃度が高くなる。これに対し、空気と窒素を混合した低酸素濃度空気を用いると、a℃の設計温度における平均的な燃料濃度はCave2となる。そして、燃料濃度の偏差によって局所的にC1の当量比が存在しても、低酸素濃度空気による火炎温度はb℃(b℃<d℃)にとどまる。即ち、通常の燃料と空気の混合気に比べ、プラントで発生する窒素を利用することでNOx濃度をより抑制することが可能となる。 FIG. 5 shows the change in the theoretical flame temperature with respect to the fuel / air mixture concentration (equivalent ratio). In the figure, the flame temperature by fuel and air and the flame temperature by fuel and low oxygen concentration air are compared and shown. First, the design temperature for reducing NOx at the burner outlet is a ° C. This temperature assumes operation at an average fuel concentration Cave1 when fuel and air are used. When a fuel concentration deviation occurs in the mixture of fuel and air and the equivalent ratio of C 1 is reached, the flame temperature becomes d ° C., which is higher than the design temperature a ° C. For this reason, the NOx concentration increases as the flame temperature rises. On the other hand, when low oxygen concentration air in which air and nitrogen are mixed is used, the average fuel concentration at the design temperature of a ° C. is C ave2 . And even if the equivalence ratio of C 1 exists locally due to the deviation of the fuel concentration, the flame temperature by the low oxygen concentration air remains at b ° C. (b ° C. <d ° C.). That is, it is possible to further suppress the NOx concentration by using nitrogen generated in the plant as compared with a normal fuel / air mixture.
このように、空気分離装置11によって生成された窒素130を内筒151の外周側壁面に噴射する窒素噴射孔135を設けた隔壁150を外筒10の内側に設けることにより、石炭ガス化プラントで発生する窒素などの不活性媒体は内筒151を冷却した後、燃焼用空気102と混合され、低酸素濃度空気となる。この低酸素濃度空気を各バーナに供給することで、バーナ部に燃料濃度の偏差が生じても火炎温度の上昇を抑制することが可能となり、低NOx燃焼が可能となる。従って、内筒の冷却に燃焼用空気を使用せずに済むと同時に、更なる低NOx化を図ることが可能である。
As described above, the
そして、従来の拡散燃焼器において蒸気噴射などの追加的措置は不要となり、蒸気噴射設備費の削減とプラント効率の向上に寄与できる。 Further, in the conventional diffusion combustor, additional measures such as steam injection are not necessary, which can contribute to reduction of steam injection equipment cost and improvement of plant efficiency.
また、本実施例のガスタービン燃焼器のバーナは、燃焼室12の上流側に配置され、燃焼用空気102を燃焼室12に供給する空気孔310を備えた空気孔プレート315と、空気孔プレート315の上流側に配置され、石炭ガス化ガスを空気孔310に噴射する燃料ノズル320とを有するため、燃料と空気の混合距離が短く、逆火などのリスクを排除できる。従って、IGCCプラントに前記バーナを適用することで、CO2分離回収装置の運転状態によってガスタービン燃焼器に供給される燃料組成が変化しても、逆火などのリスクを排除できる。そして、ガスタービン機器を停止することなく同一の燃焼器で連続的に運転することが可能となる。しかも、バーナには低酸素濃度空気を供給するため、燃料組成変化によって燃料濃度の偏差が生じても火炎温度の上昇を抑制できるため、低NOx燃焼が可能となる。
The burner of the gas turbine combustor according to the present embodiment is disposed on the upstream side of the
本実施例は、窒素噴射孔の周方向ピッチの変更例である。図8は、燃焼器下流側から見た構造図である。内筒151の内壁面と、燃焼器上流側に配置した外周バーナ300は、スペースの関係上隣接して配置される。燃焼器の運転条件などによって、内筒151の内壁面は外周バーナ300に形成される火炎200の影響を受け、内筒151の内壁面A部のメタル温度がB部に比べて高くなる可能性がある。本実施例は、A部のメタル温度上昇を抑制するものである。具体的には、バーナ近傍の内筒壁面(A部)に窒素を効果的に供給するために、バーナに近接する隔壁150に窒素噴射孔135を集中的に開口する。外周バーナ間(B部)のメタル温度の上昇はA部に比べて低い。そのため、窒素によるインピンジメント冷却をB部に施さなくても、メタル温度の上昇度合いは低い。A部を中心に冷却した窒素は、燃焼用空気と混合した低酸素濃度空気となり、外周バーナ300及びパイロットバーナ301に設けた空気孔310に供給される。そして、低酸素濃度空気と燃料との燃焼により、実施例1と同様に低NOx燃焼が可能となる。
This embodiment is an example of changing the circumferential pitch of nitrogen injection holes. FIG. 8 is a structural view seen from the combustor downstream side. The inner wall surface of the
これまで、パイロットバーナには油ノズルを備えた構成例を示したが、起動用燃料に液化石油ガス(LPG)やLNGなどの高カロリー燃料を用いても同様の効果が得られる。その場合、パイロットバーナは外周バーナと同様のノズル構成となる。 So far, the pilot burner has been shown with an oil nozzle, but the same effect can be obtained by using a high-calorie fuel such as liquefied petroleum gas (LPG) or LNG as the starting fuel. In that case, the pilot burner has a nozzle configuration similar to that of the outer peripheral burner.
また、外周バーナにおいては、石炭ガス化ガスを供給した場合の実施例を示したが、LNGやLPGなどの高カロリー燃料,コークス炉ガスや石油製油所で発生するH2リッチ燃料など、石炭ガス化ガス以外の燃料でも同様の効果を得ることが可能である。 In addition, in the peripheral burner, the example in the case of supplying coal gasification gas was shown, but coal gas such as high calorie fuel such as LNG and LPG, coke oven gas and H 2 rich fuel generated in oil refinery, etc. Similar effects can be obtained with fuels other than activated gas.
2 圧縮機
3 ガスタービン燃焼器
4 タービン
5 ガスタービン
6 発電機
8 起動用モーター
10 外筒
11 空気分離装置
12 燃焼室
20 石炭
21 ガス化炉
22 ガス精製装置
23 CO2分離回収装置
51 液体燃料
62,63 石炭ガス化ガス
101 空気
102 燃焼用空気
102a 低酸素濃度空気
103 抽気空気
120 酸素
130 窒素
135 窒素噴射孔
140 燃焼ガス
300 外周バーナ
301 パイロットバーナ
302 油ノズル
310 空気孔
315 空気孔プレート
320 燃料ノズル
320a 噴孔
2
Claims (4)
石炭と該空気分離装置が生成した前記酸素によって石炭ガス化ガスを生成するガス化炉と、
該ガス化炉が生成した前記石炭ガス化ガスによって燃焼ガスを生成するガスタービン燃焼器と、
該燃焼ガスによって駆動するタービンとを備え、
前記ガスタービン燃焼器は、外筒と、該外筒の内側に配置され、前記石炭ガス化ガスを燃焼させる燃焼室を内部に形成する内筒と、前記石炭ガス化ガスによって燃焼させるバーナとを有した石炭ガス化プラントにおいて、
前記空気分離装置によって生成された前記窒素を前記内筒の外周側壁面に噴射する噴射孔を設けた隔壁を前記外筒の内側に設けることを特徴とする石炭ガス化プラント。 An air separation device for separating air into oxygen and nitrogen;
A gasification furnace that generates coal gasification gas from the oxygen generated by the coal and the air separation device;
A gas turbine combustor that generates combustion gas from the coal gasification gas generated by the gasification furnace;
A turbine driven by the combustion gas,
The gas turbine combustor includes an outer cylinder, an inner cylinder which is disposed inside the outer cylinder and forms a combustion chamber for burning the coal gasification gas, and a burner which burns with the coal gasification gas. In our coal gasification plant,
A coal gasification plant characterized in that a partition wall provided with injection holes for injecting the nitrogen generated by the air separation device onto the outer peripheral side wall surface of the inner cylinder is provided inside the outer cylinder.
前記ガスタービン燃焼器のバーナは、前記燃焼室の上流側に配置され、燃焼用空気を前記燃焼室に供給する空気孔を備えた空気孔プレートと、該空気孔プレートの上流側に配置され、前記石炭ガス化ガスを前記空気孔に噴射する燃料ノズルとを有することを特徴とする石炭ガス化プラント。 A coal gasification plant according to claim 1,
The burner of the gas turbine combustor is disposed on the upstream side of the combustion chamber, and is disposed on the upstream side of the air hole plate having an air hole for supplying combustion air to the combustion chamber, A coal gasification plant comprising: a fuel nozzle that injects the coal gasification gas into the air holes.
前記バーナ近傍の内筒壁面のみに前記窒素を噴射するように、前記隔壁に窒素を噴射する前記噴射孔を設けることを特徴とする石炭ガス化プラント。 A coal gasification plant according to claim 1,
The coal gasification plant, wherein the injection hole for injecting nitrogen is provided in the partition so as to inject the nitrogen only to the inner cylinder wall surface in the vicinity of the burner.
石炭と該空気分離装置が生成した前記酸素によって石炭ガス化ガスを生成するガス化炉と、
該ガス化炉が生成した前記石炭ガス化ガスによって燃焼ガスを生成するガスタービン燃焼器と、
該燃焼ガスによって駆動するタービンとを備え、
前記ガスタービン燃焼器は、外筒と、該外筒の内側に配置され、前記石炭ガス化ガスを燃焼させる燃焼室を内部に形成する内筒と、前記石炭ガス化ガスによって燃焼させるバーナとを有した石炭ガス化プラントの燃焼方法において、
前記空気分離装置によって生成された前記窒素を前記内筒の外周側壁面に噴射し、前記内筒を前記窒素によって冷却した後に、前記窒素と燃焼用空気を混合して低酸素濃度空気を生成し、前記バーナに該低酸素濃度空気を供給することを特徴とする石炭ガス化プラントの燃焼方法。 An air separation device for separating air into oxygen and nitrogen;
A gasification furnace that generates coal gasification gas from the oxygen generated by the coal and the air separation device;
A gas turbine combustor that generates combustion gas from the coal gasification gas generated by the gasification furnace;
A turbine driven by the combustion gas,
The gas turbine combustor includes an outer cylinder, an inner cylinder which is disposed inside the outer cylinder and forms a combustion chamber for burning the coal gasification gas, and a burner which burns with the coal gasification gas. In the combustion method of the coal gasification plant
The nitrogen generated by the air separation device is sprayed onto the outer peripheral side wall surface of the inner cylinder, and after cooling the inner cylinder with the nitrogen, the nitrogen and combustion air are mixed to generate low oxygen concentration air. A combustion method for a coal gasification plant, wherein the low oxygen concentration air is supplied to the burner.
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