JP2014129784A - 火力発電プラントの運転方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】燃料ガスがガス反応設備を流通する過程において、燃料ガス中の炭素が析出することを確実に防止できる火力発電プラントの運転方法を提供する。
【解決手段】下記式１に示すブドアール反応に関与する一酸化炭素及び二酸化炭素の第１分圧比と、下記式２に示す水性ガスシフト反応に関与する一酸化炭素、二酸化炭素、水素及び水蒸気の第２分圧比とで特定される燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め測定し、ガス化炉で生成された燃料ガスの第１分圧比及び第２分圧比を、ガス反応設備で炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように燃料ガスのガス組成を調整して火力発電プラントを運転する。［式１］ＫＢ＝ＰＣＯ２／ＰＣＯ ２（ＰＣＯ２は二酸化炭素の分圧、ＰＣＯは一酸化炭素の分圧である。）［式２］ＫＷ＝ＰＣＯ２・ＰＨ２／（ＰＣＯ・ＰＨ２Ｏ）（ＰＨ２は水素の分圧、ＰＨ２Ｏは水蒸気の分圧である。）
【選択図】図２
【解決手段】下記式１に示すブドアール反応に関与する一酸化炭素及び二酸化炭素の第１分圧比と、下記式２に示す水性ガスシフト反応に関与する一酸化炭素、二酸化炭素、水素及び水蒸気の第２分圧比とで特定される燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め測定し、ガス化炉で生成された燃料ガスの第１分圧比及び第２分圧比を、ガス反応設備で炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように燃料ガスのガス組成を調整して火力発電プラントを運転する。［式１］ＫＢ＝ＰＣＯ２／ＰＣＯ ２（ＰＣＯ２は二酸化炭素の分圧、ＰＣＯは一酸化炭素の分圧である。）［式２］ＫＷ＝ＰＣＯ２・ＰＨ２／（ＰＣＯ・ＰＨ２Ｏ）（ＰＨ２は水素の分圧、ＰＨ２Ｏは水蒸気の分圧である。）
【選択図】図２
Description
本発明は、ガス化炉で生成された燃料ガス中の炭素が析出することを防止できる火力発電プラントの運転方法に関する。
火力発電プラントの一例としては、ガス化炉と、ガス化炉で生成されたガス化ガスが供給されるガス反応設備を備えた石炭ガス化複合発電設備がある。ガス反応設備としては、燃料ガス中の不純物を除去して精製するガス精製設備や、燃料ガスを燃焼するガスタービンなどがある。ガス精製設備の一例として、燃料ガス中の硫化物を除去する脱硫装置がある。
燃料ガスは、石炭、褐炭、コークス、重質油、石油精製残渣、バイオマスなど、様々な炭素系資源をガス化することにより得ることができる。高温（たとえば１５００℃以上）でガス化された燃料ガスが配管や各種のガス反応設備を流通する過程で冷却されると、ガス状になった炭素が固体に戻ろうとする反応が優勢になり、ブドアール反応（２ＣＯ⇔ＣＯ２＋Ｃ）が起こり得る。ブドアール反応が起こると、燃料ガスが固体の炭素に戻り、配管や各種のガス反応設備で析出するという問題がある。
脱硫装置におけるブドアール反応では、脱硫剤に含まれる鉄が炭素析出の触媒として作用し、脱硫剤内部に固体の炭素が析出する。炭素が析出すると、脱硫剤の本来の脱硫作用が阻害され、装置の劣化及び損傷を生じる。
このような炭素析出の抑制策として、炭素析出の抑制効果を有する二酸化炭素や水蒸気を燃料ガスに添加する方法が提案されている（例えば、特許文献１参照）。
しかしながら、燃料ガスからの炭素析出をより確実に防止するためには、ガス精製設備や、ガスタービンなどのガス反応設備の処理温度、圧力、使用する材料などに加えて、燃料ガスが接触する固体の触媒作用及び接触時間などの要因、燃料ガスの種類、さらに実験結果も考慮しながら、ガス反応設備毎に炭素析出特性を把握することが必要である。
本発明は、かかる事情に鑑み、燃料ガスがガス反応設備を流通する過程において、燃料ガス中の炭素が析出することを確実に防止できる火力発電プラントの運転方法を提供することを目的とする。
上記課題を解決する本発明の第１の態様は、一酸化炭素、二酸化炭素、水素及び水蒸気を含む燃料ガスを生成するガス化炉と、前記ガス化炉で生成された燃料ガスが供給されるガス反応設備とを備える火力発電プラントの運転方法であって、下記式１に示すブドアール反応に関与する一酸化炭素及び二酸化炭素の第１分圧比と、下記式２に示す水性ガスシフト反応に関与する一酸化炭素、二酸化炭素、水素及び水蒸気の第２分圧比とで特定される燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め測定し、前記ガス化炉で生成された燃料ガスの第１分圧比及び第２分圧比が、前記測定により得られた炭素が析出する第１分圧比及び第２分圧比である場合、炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように前記燃料ガスのガス組成を調整することを特徴とする火力発電プラントの運転方法にある。
［式１］
ＫＢ＝ＰＣＯ２／ＰＣＯ ２
（ＰＣＯ２は二酸化炭素の分圧、ＰＣＯは一酸化炭素の分圧である。）
［式２］
ＫＷ＝ＰＣＯ２・ＰＨ２／（ＰＣＯ・ＰＨ２Ｏ）
（ＰＨ２は水素の分圧、ＰＨ２Ｏは水蒸気の分圧である。）
［式１］
ＫＢ＝ＰＣＯ２／ＰＣＯ ２
（ＰＣＯ２は二酸化炭素の分圧、ＰＣＯは一酸化炭素の分圧である。）
［式２］
ＫＷ＝ＰＣＯ２・ＰＨ２／（ＰＣＯ・ＰＨ２Ｏ）
（ＰＨ２は水素の分圧、ＰＨ２Ｏは水蒸気の分圧である。）
ここでいう分圧とは、大気圧を含めた絶対圧のことであって、工業的に使用される大気圧を差し引いたゲージ圧とは異なる。圧力の単位は統一して用いればＭＰａ、ａｔｍ、ｂａｒなどどれを用いてもよいが、使用する単位系によって分圧比の数値は異なるものとなる。本願発明では便宜的に圧力単位としてｂａｒを用いることとした。
かかる態様では、第１分圧比及び第２分圧比で特定される燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め測定した結果に基づき、炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように、燃料ガスのガス組成を調整する。これにより、ガス反応設備での炭素析出を確実に防止することができる。
本発明の第２の態様は、第１の態様に記載する火力発電プラントの運転方法において、前記ガス化炉で生成された燃料ガスの第１分圧比及び第２分圧比が、前記測定により得られた炭素が析出する第１分圧比及び第２分圧比である場合、ブドアール反応を抑制する流体を前記燃料ガスに添加することにより、炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように前記燃料ガスのガス組成を調整することを特徴とする火力発電プラントの運転方法にある。
かかる態様では、ブドアール反応を抑制する流体を添加することにより、燃料ガスのガス組成を調整する。これにより、ブドアール反応を抑制でき、ガス反応設備での炭素析出を確実に防止することができる。
本発明の第３の態様は、第２の態様に記載する火力発電プラントの運転方法において、前記ブドアール反応を抑制する流体は、二酸化炭素及び水蒸気の少なくとも一方であることを特徴とする火力発電プラントの運転方法にある。
かかる態様では、ブドアール反応の抑制効果を有する二酸化炭素及び水蒸気の少なくとも一方を添加することで、燃料ガスのガス組成を調整する。これにより、ブドアール反応を効果的に抑制でき、ガス反応設備での炭素析出をより確実に防止することができる。
本発明の第４の態様は、第２又は第３の態様に記載する火力発電プラントの運転方法において、前記ブドアール反応を抑制する流体は、前記火力発電プラントの系内から回収されたものであることを特徴とする火力発電プラントの運転方法にある。
かかる態様では、系内から回収された二酸化炭素及び水蒸気の少なくとも一方を有効利用しながら、ガス反応設備での炭素析出を確実に防止することができる。
本発明の第５の態様は、第２〜第４の態様の何れか一の態様に記載する火力発電プラントの運転方法において、前記ガス化炉から前記ガス反応設備の間において、前記ブドアール反応を抑制する流体を前記燃料ガスに添加することを特徴とする火力発電プラントの運転方法にある。
かかる態様では、ブドアール反応を抑制する流体を燃料ガスに添加してから、ガス反応設備に流通させるため、ガス反応設備での炭素析出を効果的に防止することができる。
本発明の第６の態様は、第１〜第５の態様の何れか一の態様に記載する火力発電プラントの運転方法において、前記ガス反応設備は、ガス化炉で生成された燃料ガスを精製するガス精製設備であることを特徴とする火力発電プラントの運転方法にある。
かかる態様では、ガス精製設備での炭素析出を防止することができる。これにより、ガス精製設備を劣化及び損傷させることなく、継続的に燃料ガスを精製することができる。
本発明の第７の態様は、第６の態様に記載する火力発電プラントの運転方法において、前記ガス精製設備は燃料ガス中の硫化物を除去する脱硫装置を備えることを特徴とする火力発電プラントの運転方法にある。
かかる態様では、脱硫装置内の脱硫剤内部への炭素析出を防止することができる。これにより、脱硫装置を劣化及び損傷させることなく、燃料ガスを精製することができ、且つ脱硫剤の機能を阻害することなく長期に亘り使用することができる。
本発明の第８の態様は、第７の態様に記載する火力発電プラントの運転方法において、前記脱硫装置は亜鉛フェライトを成分に含む脱硫剤を用いて燃料ガス中の硫化物を除去することを特徴とする火力発電プラントの運転方法にある。
かかる態様では、脱硫装置内の亜鉛フェライト脱硫剤内部への炭素析出を確実に防止することができる。これにより、亜鉛フェライトを成分に含む脱硫剤を用いて、脱硫装置を劣化及び損傷させることなく、燃料ガスを精製することができ、且つ脱硫剤の機能を阻害することなく長期に亘り使用することができる。
本発明の第９の態様は、第１〜第８の態様の何れか一の態様に記載する火力発電プラントの運転方法において、前記測定から、前記第１分圧比及び前記第２分圧比で特定される燃料ガスと、該燃料ガス中の炭素が析出するか否かとの関係を表す判断図を作成し、前記判断図を用いて、前記ガス化炉で生成された燃料ガスの第１分圧比及び第２分圧比が、前記判断図上に表された炭素が析出する第１分圧比及び第２分圧比である場合、炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように前記燃料ガスのガス組成を調整することを特徴とする火力発電プラントの運転方法にある。
かかる態様では、第１分圧比及び第２分圧比で特定される燃料ガスと、該燃料ガス中の炭素が析出するか否かとの関係を表す判断図に基づき、炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように燃料ガスのガス組成を調整することができ、調整後の燃料ガスを流通させることにより、ガス反応設備での炭素析出を確実に防止することができる。
本発明の火力発電プラントの運転方法によれば、ブドアール反応に関与する第１分圧比及び水性ガスシフト反応に関与する第２分圧比で特定される燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め測定した結果に基づき、炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように燃料ガスのガス組成を調整する。調整後の燃料ガスを流通させることにより、各種のガス反応設備での炭素析出を確実に防止することができる。
（実施形態１）
図１に、実施形態１に係る火力発電プラントの運転方法に適用される火力発電プラントの一例である石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ）の一部概略構成図を示す。
図１に、実施形態１に係る火力発電プラントの運転方法に適用される火力発電プラントの一例である石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ）の一部概略構成図を示す。
石炭ガス化複合発電設備（以下「ＩＧＣＣ」と示す）１００は、石炭ガス化炉１１を備えている。石炭ガス化炉１１は、石炭をガス化し燃料ガスを生成するものである。石炭ガス化炉１１には、系内からの二酸化炭素が供給され、酸化剤（酸素、空気）の反応により燃料ガスが生成される。
燃料ガスには、一酸化炭素や水素ガスなどの可燃成分が含まれ、また、水溶性不純物、凝縮性不純物、粒子状不純物及びガス状不純物が含まれている。燃料ガスは、図示しない除塵手段により除塵されて、蒸気加熱器１２で所定温度に調整される。
所定温度に調整された燃料ガスは、ガス反応設備の一例であるガス精製設備１３に送られる。ここで、ガス反応設備とは、燃料ガスを触媒や吸着剤などと反応させて燃料ガスを改質したり、他の流体や固体と反応させて新たな組成のガスを生成したり、燃料ガスや燃料ガスの燃焼により生成された燃焼ガス及びこれらの熱を発電に利用する設備をいう。
また、ＩＧＣＣ１００は、燃料ガスの不純物を除去するガス精製設備１３と、燃料ガスを燃焼させる燃焼器１６と、燃焼器１６で生成された燃焼ガスを膨張して発電動力を得るガスタービン１７と、排気ガスの熱を回収する排熱回収ボイラ１８とを備えている。ガス精製設備１３は、燃料ガスに含まれる硫黄化合物を除去する脱硫装置１４を備えている。本実施形態では、ガス精製設備１３、燃焼器１６、ガスタービン１７、排熱回収ボイラ１８及び脱硫装置１４が請求項に記載するガス反応設備に該当する。
脱硫装置１４には、硫黄化合物と化学反応する脱硫剤が保持される。脱硫剤としては、金属酸化物脱硫剤が好ましく、たとえば、酸化鉄を主成分とする脱硫剤、亜鉛フェライトを主成分とする脱硫剤、酸化亜鉛を主成分とする脱硫剤を挙げることができる。
脱硫装置１４には、後述する流体添加手段１５により流体が添加された燃料ガスが供給される。燃料ガスは、脱硫装置１４で硫黄化合物が除去されて精製され、燃焼器１６に送られる。燃焼器１６には、高濃度の酸素と燃焼温度調整のための燃焼ガスが送られ、燃料ガスと酸素との燃焼反応により燃焼ガスが生成される。
燃焼器１６で生成された燃焼ガスは、ガスタービン１７に送られて膨張され、発電動力が得られる。ガスタービン１７で仕事を終えた排気ガス（二酸化炭素と水蒸気を主成分とする流体）は再生熱交換器２０を経て、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１８で熱回収され、熱回収された排気ガスは圧縮機１９ａで圧縮される。圧縮機１９ａで圧縮された排気ガスは再生熱交換器２０で昇温されて燃焼器１６に投入される。
排熱回収ボイラ１８で発生した蒸気は蒸気タービン２１に送られ、蒸気タービン２１で膨張され、動力が得られる。本実施形態では、ガスタービン１７と蒸気タービン２１とは、直列に接続され、ガスタービン１７と蒸気タービン２１の動力により発電機が駆動され、ガスタービン１７と蒸気タービン２１による複合発電が行われる。
蒸気タービン２１で仕事を終えた排気蒸気は復水器２２で復水されて、図示しない給水ポンプにより給水加熱器２３に送られる。給水加熱器２３には排熱回収ボイラ１８で熱回収された排気ガスの一部が送られている。その回収された熱により復水器２２で凝縮された復水が加熱され、排熱回収ボイラ１８に供給される。
排熱回収ボイラ１８で熱回収された排気ガスの一部は、二酸化炭素回収系により二酸化炭素が回収される。すなわち、排気ガスは、給水加熱器２３で冷却された後、スクラバー２４で水洗浄されて冷却されるとともに水溶性の不純物が分離され、水溶性の不純物が分離された排気ガスは圧縮機１９ｂで所定圧力に加圧された後、さらに、汽水分離器２５で冷却され水分が分離される。冷却されて水分が除去された排気ガス、すなわち、二酸化炭素は圧縮機１９ｃで所定圧力に加圧されて石炭ガス化炉１１に送られる。余剰の二酸化炭素は圧縮機１９ｄで加圧して液化する等により回収される。
ここで、流体添加手段１５について説明する。本実施形態では、脱硫装置１４の脱硫剤や配管での炭素の析出を未然に防止するため、石炭ガス化炉１１からガス精製設備１３までの間、具体的には、蒸気加熱器１２から脱硫装置１４までの間に系内から抽出した循環排ガスＸを燃料ガスに添加する流体添加手段１５が設けられている。
流体添加手段１５は、炭素の析出を抑制する流体として、ブドアール反応を抑制する流体を燃料ガスに添加するものである。ブドアール反応を抑制する流体としては、二酸化炭素、水蒸気、排気ガス及びこれらの混合流体などを挙げることができる。本実施形態では、ガスタービン１７で仕事を終え、排熱回収ボイラ１８で熱回収された排気ガスの一部を循環排ガスＸとして、燃料ガスに添加している。燃料ガスに添加される循環排ガスＸの圧力は、燃料ガスの圧力と同等以上にする必要があるため、なるべく高い圧力で得られることが好ましく、圧縮機１９ａで圧縮されたものを用いている。なお、循環排ガスＸは、圧縮機１９ａにより圧縮されたものに限定されず、循環排ガスＸの圧力が燃料ガスの圧力以下であるならば、別途圧縮機を用いるなどして燃料ガスより高い圧力にすることによって供給するようにしてもよい。
このような流体添加手段１５は、石炭ガス化炉１１で生成された燃料ガスや循環排ガスＸのガス組成、濃度などを計測する計測手段と、計測結果に基づき、ブドアール反応を抑制する流体の添加量を決定する制御手段と、決定された添加量を燃料ガスに添加する調整手段から構成される。循環排ガスＸの添加量及び添加方法などについては後述する。
次に、本発明の火力発電プラントの運転方法について説明する。
本発明の火力発電プラントの運転方法は、第１及び第２の手順で構成される。
第１の手順は、ブドアール反応に関与する一酸化炭素及び二酸化炭素の第１分圧比及び水性ガスシフト反応に関与する一酸化炭素、二酸化炭素、水素及び水蒸気の第２分圧比で特定される燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め測定する。
第１の手順は、ブドアール反応に関与する一酸化炭素及び二酸化炭素の第１分圧比及び水性ガスシフト反応に関与する一酸化炭素、二酸化炭素、水素及び水蒸気の第２分圧比で特定される燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め測定する。
燃料ガスとは、石炭、褐炭、コークス、重質油、石油精製残渣、バイオマスなど、様々な炭素系資源をガス化炉でガス化することにより生成されたもの、又はこれらの模擬ガスをいう。本実施形態では、石炭ガス化ガスまたはこの模擬ガスをいう。
第１分圧比とは式１で定義されるＫＢであり、下記式（ａ）に示すブドアール反応の平衡定数で表される。ブドアール反応は、一酸化炭素から二酸化炭素と炭素が生成する反応である。ブドアール反応が起こると燃料ガス中に固体の炭素が析出する。以下、第１分圧比をＫＢという。
第２分圧比とは式２で定義されるＫＷであり、下記式（ｂ）に示す水性ガスシフト反応の平衡定数で表される。水性ガスシフト反応は、一酸化炭素と水蒸気から二酸化炭素と水素が生成する反応である。以下、第２分圧比をＫＷという。
ブドアール反応
２ＣＯ⇔ＣＯ２＋Ｃ （ａ）
水性ガスシフト反応（ＷＧＳ）
ＣＯ＋Ｈ２Ｏ⇔ＣＯ２＋Ｈ２ （ｂ）
［式１］
ＫＢ＝ＰＣＯ２／ＰＣＯ ２
（ＰＣＯ２は二酸化炭素の分圧、ＰＣＯは一酸化炭素の分圧である。）
［式２］
ＫＷ＝ＰＣＯ２・ＰＨ２／（ＰＣＯ・ＰＨ２Ｏ）
（ＰＨ２は水素の分圧、ＰＨ２Ｏは水蒸気の分圧である。）
２ＣＯ⇔ＣＯ２＋Ｃ （ａ）
水性ガスシフト反応（ＷＧＳ）
ＣＯ＋Ｈ２Ｏ⇔ＣＯ２＋Ｈ２ （ｂ）
［式１］
ＫＢ＝ＰＣＯ２／ＰＣＯ ２
（ＰＣＯ２は二酸化炭素の分圧、ＰＣＯは一酸化炭素の分圧である。）
［式２］
ＫＷ＝ＰＣＯ２・ＰＨ２／（ＰＣＯ・ＰＨ２Ｏ）
（ＰＨ２は水素の分圧、ＰＨ２Ｏは水蒸気の分圧である。）
試料とは、燃料ガスと接触することで炭素が析出する可能性があるものをいう。たとえば、炭素析出の触媒となる鉄を含む脱硫剤や配管などを挙げることができる。本実施形態では、燃料ガス中の硫化物を除去する脱硫装置１４を用いて、燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め測定する。試料としては、鉄を含む亜鉛フェライトを成分に含む脱硫剤を用いる。
燃料ガス中の炭素が析出するか否かの測定は、反応検証装置を用いて行う。反応検証装置とは、燃料ガスを試料に流通する際に、燃料ガスが試料に接触する前と接触した後とで、ガス組成の変化が殆ど無い状況で燃料ガスを試料に流通させ、試料が接触しているガスの組成は常に一定に保たれている条件を作ることができる装置をいう。
このような反応検証装置を用いて、ＫＢ及びＫＷで特定される燃料ガスを連続的に試料（以下、脱硫剤試料という）に流通させ、脱硫剤試料に炭素が析出するか否かを測定する。炭素析出の判断は、脱硫剤試料に炭素（Ｃ）が析出したか否かで行うものとする。得られた測定結果を用いることにより、たとえば図２に示す判断図を作成することができる。本発明は、このように作成された判断図を用いて、火力発電プラントの運転方法を実施するものである。
図２の判断図は、ＫＢ及びＫＷで特定される燃料ガスと該燃料ガス中の炭素が析出するか否かとの関係を示す。横軸はＫＢ、縦軸はＫＷであり、各プロットは、このＫＢ及びＫＷで特定される燃料ガスの炭素析出状況を記号化して表している。
ＫＢ及びＫＷで特定される燃料ガスとは、燃料ガスに含まれるガス組成から算出したＫＢ及びＫＷを満たす燃料ガス、またはＫＢ及びＫＷから算出したガス組成を満たす燃料ガスの双方を含むものとする。
また、判断図の作成に際しては、脱硫装置の処理温度（４５０℃）及び実際の運転圧力（２７．５１ｂａｒ）を分圧調整法により実験室装置の運転圧力（９．８１ｂａｒ）に補償した。したがって、判断図は、その実験室装置の運転圧力をもとに作成されたものである。
各プロットは、ＫＢ及びＫＷで特定される燃料ガスを脱硫剤試料に流通させ、脱硫剤試料に炭素の析出が認められなかった場合を「○」で表し、炭素の析出が認められた場合を「■」で表している。ＫＢ及びＫＷの値が広範囲にわたる様々な燃料ガスについて、炭素の析出が認められなかったことを示す「○」の集合、及び炭素の析出が認められたことを示す「■」の集合はそれぞれ炭素が析出しない領域Ｂ及び炭素が析出する領域Ｃとしてまとめることができる。そして、それぞれまとめられた領域Ｂ及び領域Ｃの境界として特定できる曲線Ａは、燃料ガス中での炭素析出の有無の境界となることを実証的に示すことができる。
次に、第２の手順について説明する。
第２の手順は、第１の手順の測定結果に基づき、石炭ガス化炉で生成された燃料ガスのＫＢ及びＫＷが、炭素が析出するＫＢ及びＫＷである場合、炭素が析出しないＫＢ及びＫＷの燃料ガスとなるように燃料ガスのガス組成を調整する。
第２の手順は、第１の手順の測定結果に基づき、石炭ガス化炉で生成された燃料ガスのＫＢ及びＫＷが、炭素が析出するＫＢ及びＫＷである場合、炭素が析出しないＫＢ及びＫＷの燃料ガスとなるように燃料ガスのガス組成を調整する。
燃料ガスのＫＢ及びＫＷが、炭素が析出するＫＢ及びＫＷであるとは、燃料ガスが図２の領域Ｃ内のガス組成（分圧比）を満たすことをいう。燃料ガスのＫＢ及びＫＷが、炭素が析出しないＫＢ及びＫＷであるとは、燃料ガスが図２の領域Ｂ内のガス組成（分圧比）を満たすことをいう。
燃料ガスのガス組成を調整するとは、石炭ガス化炉で生成された燃料ガスが、領域Ｃ内の炭素が析出するＫＢ及びＫＷである場合、既知のガス組成の流体を燃料ガスに添加することにより、領域Ｂ内の炭素が析出しないＫＢ及びＫＷの燃料ガスとなるように、燃料ガスのガス組成を調整することをいう。
既知のガス組成の流体としては、ブドアール反応を抑制する流体が好ましく、二酸化炭素、水蒸気、排気ガス及びこれらの混合流体を挙げることができる。本実施形態では、排熱回収ボイラ１８で熱回収された排気ガスの一部である循環排ガスＸを燃料ガスに添加している。
燃料ガスのガス組成の調整は、図２に示す判断図を用いて、図１に示すＩＧＣＣ１００に設けられた計測手段、制御手段及び調整手段からなる流体添加手段１５により行うことができる。
以下、ガス組成の調整方法について説明する。まず、計測手段は、燃料ガスの圧力、ガス組成などを計測することによりＫＢ及びＫＷを算出し、ＫＢ及びＫＷの算出結果を制御手段に伝達する。
計測手段としては、ＫＢ及びＫＷを算出することができる圧力計やガスクロマトグラフィーなどの公知の計測装置を挙げることができる。次に、制御手段は、計測手段から伝達された情報に基づいて、燃料ガスが領域Ｃ内の炭素が析出するＫＢ及びＫＷである場合、領域Ｂ内の炭素が析出しないＫＢ及びＫＷの燃料ガスとなるように循環排ガスＸの添加量を決定し、添加量の循環排ガスＸを燃料ガスに添加するように調整手段を制御する。このような添加量の決定は、図２に示す判断図の情報を制御手段に予め記憶させることにより行うことができる。次に、調整手段は、制御手段の制御信号に基づいて決定された添加量の循環排ガスＸを燃料ガスに添加する。調整手段としては、流量調節弁や流量計などを挙げることができる。
なお、計測手段は、石炭ガス化炉１１から脱硫装置１４の間に設けることが好ましく、本実施形態では、図示されないが、石炭ガス化炉１１の出口に設けられている。
本発明の火力発電プラントの運転方法は、ＩＧＣＣ１００に流体添加手段１５を設け、図２に示す判断図を用いて火力発電プラントを運転するものである。これにより、燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め正確に判断することができ、石炭ガス化炉１１で生成された燃料ガスが領域Ｃ内の炭素が析出するＫＢ及びＫＷであったとしても、領域Ｂ内の炭素が析出しないＫＢ及びＫＷを満たす燃料ガスとなるようにガス組成を調整することができる。さらに、調整後の燃料ガスを脱硫装置１４に流通させることにより、脱硫装置１４での炭素析出を確実に防止することができる。
次に、反応検証装置を用いて得られた他の判断図に基づいて、本発明の火力発電プラントの運転方法を実施する場合について説明する。
図３に、ＫＢ及びＫＷで特定される燃料ガスと該燃料ガス中の炭素が析出するか否かとの関係を表す判断図を示す。図２と同様に、横軸はＫＢ、縦軸はＫＷであり、各プロットは、このＫＢ及びＫＷの燃料ガスの炭素析出状況を記号化して表している。具体的に、炭素の析出が認められなかった場合は「○」、炭素の析出が認められた場合は「■」、「▲」で表している。また、図３に示す判断図は、図２と同様に脱硫装置の処理温度（４５０℃）及び実験室装置の運転圧力（９．８１ｂａｒ）をもとに作成されている。
図３の曲線Ｄ０の各プロット「▲」は、矢印αの方向に、石炭ガス化炉で生成された約９００℃の燃料ガスに循環排ガスＸを添加せずに４５０℃で運転する脱硫装置まで降温していく過程で水性ガスシフト反応が進行した時のＫＢ及びＫＷの変化を表すものである。
ただし、実際のプラントでは、石炭ガス化炉で生成された燃料ガスが脱硫装置まで流通する過程で、水性ガスシフト反応が平衡に至る前に停止しており曲線Ｄ０の各プロットの途中段階の組成となっている。曲線Ｄ０の各プロットは水性ガスシフト反応の進行による計算上の変化を表しているものである。
以下、反応検証装置を用いて作成した図３の判断図を用いて、実際の火力発電プラントにおいて、燃料ガスに循環排ガスＸを体積比で３％、５％、１０％、１５％添加し、火力発電プラントを運転した場合について説明する。
石炭ガス化炉で生成する燃料ガスは、石炭ガス化炉出口でも９００℃以上の高温にあるため、図３のＥに位置するガス組成となっている。この燃料ガスに循環排ガスＸが添加されると、ＫＢは増大する。これにより、循環排ガスＸを添加した燃料ガスの状態は、ＫＢが増大する方向に移行し、図３の点線の領域Ｆで表す領域にプロットされる。
一方、循環排ガスＸが添加された燃料ガスは水性ガスシフト反応が脱硫装置の運転温度における平衡状態まで移行すると考えると、循環排ガスＸを添加した燃料ガスの状態は水性ガスシフト反応が平衡状態となる直線Ｇまで変化する。
よって、燃料ガスに循環排ガスＸが３％、５％、１０％、１５％添加された後、燃料ガスが水性ガスシフト反応の平衡状態まで移行する過程はそれぞれ曲線Ｄ３、曲線Ｄ５、曲線Ｄ１０、曲線Ｄ１５で表すことができる。
曲線Ｄ３及び曲線Ｄ５より、燃料ガスに循環排ガスＸを３％、５％添加した場合は、水性ガスシフト反応が平衡に至る前に停止して領域Ｆにとどまるならば炭素析出が抑制されるが、万一、石炭ガス化炉から脱硫装置までの流通過程で水性ガスシフト反応が進んで、ガス組成が曲線Ｄ３、曲線Ｄ５に沿って変化すると、ＫＷの値が２ないし３まで増大しただけで炭素が析出する可能性が残されていることが判る。また、燃料ガスに循環排ガスＸを１０％添加した場合も同様に、水性ガスシフト反応が進んで、ガス組成が曲線Ｄ１０に沿って変化すると、ＫＷの値が６ないし８まで増大した段階で炭素が析出する可能性が残されていることが判る。一方、循環排ガスＸを１５％添加した場合は、たとえ水性ガスシフト反応が進んで、矢印βの方向、すなわち、曲線Ｄ１５上に沿ってガス組成が変化し、ＫＷの値が９近くまで変化しても炭素析出が認められないことが判断される。
このように、図３に示す判断図を用いることにより、石炭ガス化炉で生成された燃料ガスが脱硫装置まで流通する過程で水性ガスシフト反応が進んでＫＢ及びＫＷの値が変化しても、ＫＢ及びＫＷで特定される燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め把握することができる。
本発明の火力発電プラントの運転方法では、ＫＢ及びＫＷで特定される燃料ガスと該燃料ガス中の炭素が析出するか否かとの関係を表す判断図を用いてプラントを運転する。これにより、石炭ガス化炉で生成された燃料ガスが脱硫装置まで流通する過程において、水性ガスシフト反応が進んでＫＢ及びＫＷの値が変化したときに起こり得る炭素析出の可能性を予め予測することができる。
燃料ガスに循環排ガスＸを所定量添加する場合においては、図３の曲線Ｄ３、曲線Ｄ５、曲線Ｄ１０のように、ＫＷの値が小さいうちには燃料ガスから炭素が析出しない条件であっても、燃料ガスの流通過程で水性ガスシフト反応が進んでＫＷの値が増大したときに炭素が析出する条件に移行する、または移行する可能性があることを予め予測することができる。そして、この予測に基づき、石炭ガス化炉から脱硫装置まで燃料ガスが流通する全ての過程（曲線Ｄ１５）で炭素が析出しないＫＢ及びＫＷに収まるように予め燃料ガスのガス組成を調整することができる。これにより、脱硫装置や配管で炭素が析出するのを未然に防止しながら火力発電プラントを運転することができる。
また、脱硫剤への炭素の析出が防止されるため、脱硫剤が有する硫黄化合物の除去機能が阻害されることなく、燃料ガスを精製することができる。さらに、循環排ガスＸは本来燃焼器１６に直接投入される排ガスの一部をＩＧＣＣ１００の系内から抽出して流体添加手段１５を経て、脱硫装置１４の上流で添加される。このため、燃焼器１６に投入されるガス量や組成条件ならびにガスタービンの燃焼状態には何ら影響を与えることがなく、本質的に火力発電プラントの熱効率に悪影響を及ぼすことなくブドアール反応を抑制することができ、炭素析出を確実に防止しながら火力発電プラントを運転することができる。
（実施形態２）
実施形態２は、実施形態１の構成の変形例であり、実施形態１と同一のものには同一符号を付し、重複する説明は省略する。図４に、実施形態２に係る火力発電プラントの運転方法に適用される石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ）の一部概略構成図を示す。実施形態２では、図２に示す判断図を用いて火力発電プラントの運転方法を実施する場合について説明する。
実施形態２は、実施形態１の構成の変形例であり、実施形態１と同一のものには同一符号を付し、重複する説明は省略する。図４に、実施形態２に係る火力発電プラントの運転方法に適用される石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ）の一部概略構成図を示す。実施形態２では、図２に示す判断図を用いて火力発電プラントの運転方法を実施する場合について説明する。
ＩＧＣＣ１０１に設けられた流体添加手段１５は、ブドアール反応を抑制する流体として、系内から抽出した水蒸気Ｙを燃料ガスに添加するものである。水蒸気Ｙは、排熱回収ボイラ１８で製造された水蒸気の一部である。水蒸気Ｙを添加することにより、ＫＷを減少させ、領域Ｂ（図２参照）内の炭素が析出しないＫＢ及びＫＷの燃料ガスとなるようにガス組成を調整することができる。水蒸気は改質反応を有し、且つ水蒸気は炭素が析出する触媒活性点に吸着されその効果を減ずる特性を有するため、より効果的に炭素析出を抑制できる。
このような流体添加手段１５を設けることにより、ＫＢ及びＫＷで特定される燃料ガスと該燃料ガス中の炭素が析出するか否かとの関係を表す判断図を用いて、領域Ｂ内の炭素が析出しないＫＢ及びＫＷの燃料ガスとなるように水蒸気Ｙの添加量を調整することができ、調整後の燃料ガスを流通させることにより、脱硫装置１４内での炭素析出を確実に防止しながらＩＧＣＣ１０１を運転することができる。また、脱硫剤が有する硫黄化合物の除去機能が大きく阻害されることなく、燃料ガスを精製することができる。さらに、ブドアール反応を抑制する流体を系外から導入することなく、ＩＧＣＣ１０１の系内の水蒸気Ｙを有効利用でき、炭素析出を確実に防止しながら火力発電プラントを運転することができる。
（実施形態３）
実施形態３は、実施形態１の構成の変形例であり、実施形態１と同一のものには同一符号を付し、重複する説明は省略する。図５に、実施形態３に係る火力発電プラントの運転方法に適用されるＩＧＣＣの一部概略構成図を示す。実施形態３では、図２に示す判断図を用いて火力発電プラントの運転方法を実施する場合について説明する。
実施形態３は、実施形態１の構成の変形例であり、実施形態１と同一のものには同一符号を付し、重複する説明は省略する。図５に、実施形態３に係る火力発電プラントの運転方法に適用されるＩＧＣＣの一部概略構成図を示す。実施形態３では、図２に示す判断図を用いて火力発電プラントの運転方法を実施する場合について説明する。
ＩＧＣＣ１０２に設けられた流体添加手段１５は、ブドアール反応を抑制する流体として、系内から抽出した二酸化炭素Ｚを燃料ガスに添加するものである。二酸化炭素Ｚは、排熱回収ボイラ１８で熱回収された排気ガスの一部が二酸化炭素回収系により回収され、給水加熱器２３、スクラバー２４及び汽水分離器２５などを経て、圧縮機１９ｃで加圧された二酸化炭素の一部である。二酸化炭素Ｚを添加することにより、ＫＢを増大させ、領域Ｂ（図２参照）内の炭素が析出しないＫＢ及びＫＷの燃料ガスとなるように燃料ガスのガス組成を調整することができる。
このような流体添加手段１５を設けることにより、実施形態１、２と同様に、炭素が析出しないＫＢ及びＫＷの燃料ガスとなるように二酸化炭素Ｚの添加量を調整することができ、調整後の燃料ガスを流通させることにより、脱硫装置１４内での炭素析出を確実に防止しながらＩＧＣＣ１０２を運転することができる。また、脱硫剤が有する硫黄化合物の除去機能が阻害されることなく、燃料ガスを精製することができる。さらに、ブドアール反応を抑制する流体を系外から導入することなく、ＩＧＣＣ１０２の系内の二酸化炭素Ｚを有効利用でき、炭素析出を確実に防止しながら火力発電プラントを運転することができる。
（他の実施形態）
実施形態１〜３では、燃料ガスに添加する流体として、系内から抽出した循環排ガスＸ、水蒸気Ｙおよび二酸化炭素Ｚをそれぞれ用いたが、系内から抽出したものでなくてもよく、また、循環排ガスＸ及び水蒸気Ｙ及び二酸化炭素Ｚから選択される少なくとも２以上の混合流体であってもよい。
実施形態１〜３では、燃料ガスに添加する流体として、系内から抽出した循環排ガスＸ、水蒸気Ｙおよび二酸化炭素Ｚをそれぞれ用いたが、系内から抽出したものでなくてもよく、また、循環排ガスＸ及び水蒸気Ｙ及び二酸化炭素Ｚから選択される少なくとも２以上の混合流体であってもよい。
また、実施形態１〜３では、脱硫装置１４を評価対象としたが、脱硫装置１４の他に、例えば燃料ガスに含まれるハロゲンを除去するハロゲン化物除去装置、水銀を除去する水銀除去装置、アンモニアを除去するアンモニア除去装置などのガス精製設備、燃焼器、ガスタービン、排熱回収ボイラ及び燃料電池などの各種のガス反応設備に適用することができる。
この場合、各種のガス反応設備の実際の処理温度及び圧力または圧力を補償した実験室装置の運転圧力に合わせて、第１の手順に従い、ＫＢ及びＫＷで特定される燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め反応検証装置により測定し、測定結果に基づいてガス反応設備毎に図２及び図３に示す判断図を作成することができる。そして、かかる判断図に基づき、第２の手順に従い、流体添加手段１５によりブドアール反応を抑制する流体を燃料ガスに添加することで燃料ガスのガス組成を調整し、調整後の燃料ガスを各種のガス反応設備に流通させることで炭素析出を未然に防止することができる。
脱硫装置１４以外の他のガス反応設備が、炭素析出の要因となる鉄を含む脱硫剤などの物質を有していない場合には、脱硫装置１４において炭素析出が抑制できる条件となっていれば、脱硫装置１４と同様の条件で運転されるガス反応設備においても炭素析出が抑制できる条件となることを合理的に推察できる。そのような場合には、脱硫装置１４で得られた判断図をそのまま当該ガス反応設備に適用してもよい。
なお、実施形態１〜３では、図２又は図３の判断図に従い、燃料ガスに添加されるブドアール反応を抑制する流体の添加量を決定し、燃料ガスのガス組成を調整したが、かかる判断図を用いなくても、ガス組成を調整することができる。たとえば、第１の手順で測定した結果を別のグラフ、表などに表したり、測定結果を制御手段などの各種機器に記憶させて用いたりすることにより、図２又は図３の判断図を用いた場合と同様に、ブドアール反応を抑制する流体の添加量を決定し、ガス組成を調整することができる。
また、複数のガス反応設備を対象に本発明を実施する場合、流体添加手段は、炭素析出が起こる、または起き易いガス反応設備毎に設けることが好ましく、配設場所は、燃料ガスをガス反応設備に流通させる前、すなわち、ガス反応設備の上流側が好ましい。
本発明の火力発電プラントの運転方法は、石炭、褐炭、コークス、重質油、石油精製残渣、バイオマスなど、様々な炭素系資源をガス化することにより得られる燃料ガスが流通する各種の火力発電設備で利用することができる。火力発電設備には、ガス精製設備、燃焼器、ガスタービン、蒸気タービン及び排熱回収ボイラなどのガス反応設備を備える火力発電設備の他、燃料ガスから取り出した水素と空気中の酸素とを電気化学反応させる燃料電池を備える石炭ガス化燃料電池複合発電（ＩＧＦＣ）等が含まれる。
１１ 石炭ガス化炉
１２ 蒸気加熱器
１３ ガス精製設備
１４ 脱硫装置
１５ 流体添加手段
１６ 燃焼器
１７ ガスタービン
１８ 排熱回収ボイラ
１９ 圧縮機
２０ 再生熱交換器
２１ 蒸気タービン
２２ 復水器
２３ 給水加熱器
２４ スクラバー
２５ 汽水分離器
１００、１０１、１０２ 石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ）
１２ 蒸気加熱器
１３ ガス精製設備
１４ 脱硫装置
１５ 流体添加手段
１６ 燃焼器
１７ ガスタービン
１８ 排熱回収ボイラ
１９ 圧縮機
２０ 再生熱交換器
２１ 蒸気タービン
２２ 復水器
２３ 給水加熱器
２４ スクラバー
２５ 汽水分離器
１００、１０１、１０２ 石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ）
Claims (9)
- 一酸化炭素、二酸化炭素、水素及び水蒸気を含む燃料ガスを生成するガス化炉と、前記ガス化炉で生成された燃料ガスが供給されるガス反応設備とを備える火力発電プラントの運転方法であって、
下記式１に示すブドアール反応に関与する一酸化炭素及び二酸化炭素の第１分圧比と、下記式２に示す水性ガスシフト反応に関与する一酸化炭素、二酸化炭素、水素及び水蒸気の第２分圧比とで特定される燃料ガス中の炭素が析出するか否かを予め測定し、
前記ガス化炉で生成された燃料ガスの第１分圧比及び第２分圧比が、前記測定により得られた炭素が析出する第１分圧比及び第２分圧比である場合、炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように前記燃料ガスのガス組成を調整することを特徴とする火力発電プラントの運転方法。
［式１］
ＫＢ＝ＰＣＯ２／ＰＣＯ ２
（ＰＣＯ２は二酸化炭素の分圧、ＰＣＯは一酸化炭素の分圧である。）
［式２］
ＫＷ＝ＰＣＯ２・ＰＨ２／（ＰＣＯ・ＰＨ２Ｏ）
（ＰＨ２は水素の分圧、ＰＨ２Ｏは水蒸気の分圧である。） - 請求項１に記載する火力発電プラントの運転方法において、
前記ガス化炉で生成された燃料ガスの第１分圧比及び第２分圧比が、前記測定により得られた炭素が析出する第１分圧比及び第２分圧比である場合、ブドアール反応を抑制する流体を前記燃料ガスに添加することにより、炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように前記燃料ガスのガス組成を調整することを特徴とする火力発電プラントの運転方法。 - 請求項２に記載する火力発電プラントの運転方法において、
前記ブドアール反応を抑制する流体は、二酸化炭素及び水蒸気の少なくとも一方であることを特徴とする火力発電プラントの運転方法。 - 請求項２又は３に記載する火力発電プラントの運転方法において、
前記ブドアール反応を抑制する流体は、前記火力発電プラントの系内から回収されたものであることを特徴とする火力発電プラントの運転方法。 - 請求項２〜４の何れか一項に記載する火力発電プラントの運転方法において、
前記ガス化炉から前記ガス反応設備の間において、前記ブドアール反応を抑制する流体を前記燃料ガスに添加することを特徴とする火力発電プラントの運転方法。 - 請求項１〜５の何れか一項に記載する火力発電プラントの運転方法において、
前記ガス反応設備は、前記ガス化炉で生成された燃料ガスを精製するガス精製設備であることを特徴とする火力発電プラントの運転方法。 - 請求項６に記載する火力発電プラントの運転方法において、
前記ガス精製設備は燃料ガス中の硫化物を除去する脱硫装置を備えることを特徴とする火力発電プラントの運転方法。 - 請求項７に記載する火力発電プラントの運転方法において、
前記脱硫装置は亜鉛フェライトを成分に含む脱硫剤を用いて燃料ガス中の硫化物を除去することを特徴とする火力発電プラントの運転方法。 - 請求項１〜８の何れか一項に記載する火力発電プラントの運転方法において、
前記測定から、前記第１分圧比及び前記第２分圧比で特定される燃料ガスと、該燃料ガス中の炭素が析出するか否かとの関係を表す判断図を作成し、
前記判断図を用いて、前記ガス化炉で生成された燃料ガスの第１分圧比及び第２分圧比が、前記判断図上に表された炭素が析出する第１分圧比及び第２分圧比である場合、炭素が析出しない第１分圧比及び第２分圧比となるように前記燃料ガスのガス組成を調整することを特徴とする火力発電プラントの運転方法。
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