JP2014136763A - ガス化複合発電システム及びその運転方法 - Google Patents

Abstract

【課題】設備容量を小さくし、設備の信頼性を向上させることが可能なガス化複合発電システム及びその運転方法を提供することを目的とする。
【解決手段】石炭ガス化複合発電システム１は、燃料をガス化処理して、可燃性ガスを生成する石炭ガス化設備４と、燃料を石炭ガス化設備４へ供給する石炭供給設備３とを備え、石炭ガス化設備４に設けられ、シール用ガスとして天然ガスを石炭ガス化設備４に導入する第１導入部を有する。石炭ガス化設備４から排出されたチャーを回収するチャー回収供給設備６と、チャー回収供給設備６で回収されたチャーを石炭ガス化設備４へ供給するチャー搬送路１２とを備え、チャー搬送路１２に設けられ、チャーを搬送する搬送ガスとして天然ガスをチャー搬送路１２に導入する第２導入部を有してもよい。
【選択図】図１

Description

本発明は、固体炭素質燃料を用いるガス化複合発電システム及びその運転方法に関するものである。

ガス化複合発電システムは、例えば、石炭、バイオマス等の固体炭素質燃料をガス化して生成された可燃性ガスを燃焼して得られるガスタービンの駆動力と、ガスタービンの排熱を回収して得られる蒸気タービンの駆動力によって発電を行う。代表的なものとしては、石炭を用いる石炭ガス化複合発電システム（IGCC：Integrated coal Gasification Combined Cycle）が挙げられる。

ガス化複合発電システムでは、燃料供給設備で生成された微粉体や未燃粒子回収供給設備で回収された未燃粒子を搬送するため、窒素ガスやＣＯ_２などの不活性ガスが使用される。また、ガス化複合発電システムでは、ガス化炉が、石炭等の固体炭素質燃料をガス化して可燃性ガスを生成する。そして、ガス化炉には、各種シール部やパージのために、不活性ガスが使用されている。また、生成された可燃性ガスを冷却するガス冷却設備の清浄化媒体として不活性ガスや蒸気が使用され、未燃粒子回収供給設備の高温フィルターの逆洗媒体として不活性ガスが使用されている。

これに対して、ガス化炉で生成された可燃性ガスを、不活性ガスの代わりに微粉体や未燃粒子をガス化炉に供給する搬送ガスとして用いる技術がある。特許文献１では、微粉炭等の粉体燃料の搬送媒体として使用され、燃料供給ホッパから排気された可燃性ガスを安全に大気に放出するガス化設備が開示されている。

国際公開第２０１２／０７３３００号

ガス化複合発電システムにおいて不活性ガスとして窒素ガスを使用する場合、窒素を製造するために空気分離装置を設置する必要があり、設備費が増加したり、空気分離時の動力の増加によって送電端効率が低下したりする。また、ガス化炉で生成される可燃性ガスが不活性ガスによって希釈されるため、生成された可燃性ガスのカロリーが低下してしまう。さらに、可燃性ガスに不活性ガスが混入しているため、ガスタービンにて所定の発電量を得るためにはガス流量を増加させる必要がある。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、設備容量を小さくし、設備の信頼性を向上させることが可能な固体炭素質燃料を用いるガス化複合発電システム及びそ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ために、本発明のガス化複合発電システム及びその運転方法は以下の手段を採用する。
すなわち、本発明に係るガス化複合発電システムは、固体炭素質燃料をガス化処理して、可燃性ガスを生成するガス化部と、前記固体炭素質燃料をガス化部へ供給する燃料供給部とを備え、前記ガス化部に設けられ、シール用ガスとして炭化水素系可燃性ガスを前記ガス化部に導入する第１導入部を有する。

この構成によれば、炭化水素系可燃性ガスがシール用ガスとしてガス化部に導入されることから、シール用ガスに窒素ガス等の不活性ガスが用いられる場合に比べて、不活性ガスを生成する設備の容量や生成時の電力消費を低減できる。また、可燃性ガスのカロリー低下防止やガスタービン駆動時の燃焼カロリーの増加を図ることができ、ガス流量が低減する。その結果、ガス化部、ガス精製設備及びガス管のサイズを減らせる。さらに、炭化水素系可燃性ガスを使用した分、ガス化処理に必要な燃料の流量が低減でき、燃料供給部の設備容量を低減できる。ここでいう炭化水素系可燃性ガスとは、天然ガスや、メタンガス、エタンガス、プロパンガス等を主成分として可燃性の特性を保有するガスを総称する。なお、炭化水素系可燃性ガスには、ガス成分を調整したものも含む。

本発明に係るガス化複合発電システムは、固体炭素質燃料をガス化処理して、可燃性ガスを生成するガス化部と、前記固体炭素質燃料をガス化部へ供給する燃料供給部と、前記ガス化部から排出された未燃粒子を回収する未燃粒子回収部と、前記未燃粒子回収部で回収された前記未燃粒子を前記ガス化部へ供給する未燃粒子搬送路とを備え、前記未燃粒子搬送路に設けられ、前記未燃粒子を搬送する搬送ガスとして炭化水素系可燃性ガスを前記未燃粒子搬送路に導入する第２導入部を有する。

この構成によれば、炭化水素系可燃性ガスが未燃粒子の搬送ガスとして未燃粒子搬送路に導入されることから、未燃粒子の搬送ガスに窒素ガス等の不活性ガスが用いられる場合に比べて、不活性ガスを生成する設備の容量や生成時の電力消費を低減できる。また、可燃性ガスのカロリー低下防止やガスタービン駆動時の燃焼カロリーの増加を図ることができ、ガス流量が低減する。その結果、ガス化部、ガス精製設備及びガス管のサイズを減らせる。さらに、炭化水素系可燃性ガスを使用した分、ガス化処理に必要な燃料の流量が低減でき、燃料供給部や未燃粒子回収部の設備容量を低減できる。

上記発明において、ガス化部で生成された可燃性ガスを冷却するガス冷却設備と、高圧ガスを噴射し、前記ガス冷却設備における冷却面を清浄化する除煤装置とを更に備え、前記冷却面を清浄化する高圧ガスとして炭化水素系可燃性ガスを前記除煤装置に導入する第３導入部を有してもよい。

この構成によれば、炭化水素系可燃性ガスがガス冷却設備に導入されることから、冷却面の清浄化ガスに窒素ガス等の不活性ガスが用いられる場合に比べて、不活性ガスを生成する設備の容量や生成時の電力消費を低減できる。また、可燃性ガスのカロリー低下防止やガスタービン駆動時の燃焼カロリーの増加を図ることができ、ガス流量が低減する。その結果、ガス化部、ガス精製設備及びガス管のサイズを減らせる。さらに、炭化水素系可燃性ガスを使用した分、ガス化処理に必要な燃料の流量が低減でき、燃料供給部や未燃粒子回収部の設備容量を低減できる。

上記発明において、前記ガス化部から排出された未燃粒子を回収する未燃粒子回収部に設置される高温フィルターに付着する未燃粒子を、高圧ガスによって除去する逆洗装置を更に備え、前記未燃粒子を除去する高圧ガスとして炭化水素系可燃性ガスを前記逆洗装置に導入する第４導入部を有してもよい。

この構成によれば、炭化水素系可燃性ガスが高温フィルターの逆洗ガスとして導入されることから、逆洗ガスに窒素ガス等の不活性ガスが用いられる場合に比べて、不活性ガスを生成する設備の容量や生成時の電力消費を低減できる。また、可燃性ガスのカロリー低下防止やガスタービン駆動時の燃焼カロリーの増加を図ることができ、ガス流量が低減する。その結果、ガス化部、ガス精製設備及びガス管のサイズを減らせる。さらに、天然ガスを使用した分、ガス化処理に必要な燃料の流量が低減でき、燃料供給部や未燃粒子回収部の設備容量を低減できる。

上記発明において、前記ガス化部は、前記固体炭素質燃料の微粉体を高温で燃焼させ、ガス化反応に必要な高温熱源を発生させるコンバスタと、前記コンバスタから上昇する高温ガスに前記固体炭素質燃料の微粉体を吹き込んでガス化するリダクタとを有し、前記炭化水素系可燃性ガスを前記コンバスタに導入してもよい。
この構成によれば、コンバスタに未燃粒子が供給される場合、未燃粒子は炭化水素系可燃性ガスとともにガス化部に供給されるため、コンバスタの温度が上昇する。その結果、ガス化部へ酸素を供給するための圧縮機を省略できる場合もある。

また、本発明に係るガス化複合発電システムの運転方法は、ガス化部で固体炭素質燃料をガス化処理して可燃ガスを生成する工程と、前記ガス化部へ前記固体炭素質燃料を供給する工程と、シール用ガスとして炭化水素系可燃性ガスを前記ガス化部に導入する工程と
を含む。

また、本発明に係るガス化複合発電システムの運転方法は、ガス化部で固体炭素質燃料をガス化処理して可燃ガスを生成する工程と、前記ガス化部へ前記固体炭素質燃料を供給する工程と、前記ガス化部から排出された未燃粒子を回収する工程と、回収された前記未燃粒子を前記ガス化部へ供給する工程と、前記未燃粒子を供給する搬送ガスとして炭化水素系可燃性ガスを導入する工程とを含む。

本発明によれば、設備容量を小さくし、設備の信頼性を向上させることができる。

本発明の一実施形態に係る石炭ガス化複合発電システムを示す概略構成図である。 従来の石炭ガス化複合発電システムを示す概略構成図である。

以下に、本発明に係る実施形態について、図面を参照して説明する。
以下、本発明の一実施形態に係る石炭ガス化複合発電システム１を図１に基づいて説明する。
図１に示す本実施形態の石炭ガス化複合発電システム１は、固体炭素質燃料として石炭を用い、空気及び空気分離装置２からの余剰酸素を酸化剤として石炭ガス化設備４で可燃性ガスを生成する空気吹きガス化方式を採用し、生成された可燃性ガスを複合発電設備８のガスタービンへ供給する。すなわち、図１に示す石炭ガス化複合発電システム１は、空気吹きガス化方式の石炭ガス化複合発電システム（以下「空気吹きIGCC」という。）である。以下では、固体炭素質燃料として石炭を用いる場合について説明する。なお、固体炭素質燃料は、石炭以外に、バイオマスなどでもよい。

この空気吹きIGCCは、乾燥用ガスとともに原料となる石炭を石炭供給設備３の微粉炭機に供給する。微粉炭機では、乾燥用ガスにより供給された石炭を加熱し、石炭中の水分を除去しながら細かい粒子状に粉砕して微粉炭を製造する。
こうして製造された微粉炭は、乾燥用ガスによって石炭供給設備３のサイクロンへ搬送される。サイクロンの内部では、乾燥用ガス等のガス成分と微粉炭（粒子成分）とが分離され、ガス成分は排気される。一方、粒子成分の微粉炭は、重力により落下してホッパに回収される。

ホッパ内に回収された微粉炭は、空気分離装置２から供給される加圧搬送用の窒素ガスにより、石炭ガス化設備４内へ搬送される。空気分離装置２は、大気から空気を導入して窒素及び酸素のガスに分離する装置であり、例えば、ＡＳＵ（Air Separation Unit：深冷空気分離装置）である。また、空気分離装置２は、ＰＳＡ（圧力変動吸着）方式でもよい。

空気分離装置２の内部は、空気圧縮機によって昇圧される。空気分離装置２で生成された窒素は、圧縮機によって昇圧されて、石炭供給設備３へ供給され、微粉炭の搬送ガスとして使用される。空気分離装置２から石炭供給設備３まで至る窒素は、窒素供給路を介して供給される。本実施形態では、空気分離装置２で生成された窒素は、図２に示すような従来の石炭ガス化複合発電システム２０と異なり、チャーの搬送ガスとして使用されない。ここでいうチャーとは、石炭ガス化設備４のガス化炉中において、石炭から揮発分や水分を除いて得られる未燃粒子で主に灰分と固定炭素から成る。
空気分離装置２で生成された酸素は、圧縮機によって昇圧されて石炭ガス化設備４へ供給される。空気分離装置２から石炭ガス化設備４まで至る酸素は、酸素供給路を介して供給される。

石炭ガス化設備４は、ガス化炉などからなり、石炭ガス化設備４では、可燃性ガスの原料としての微粉炭と、複合発電設備８のガスタービン空気圧縮機（以下「ＧＴ空気圧縮機」という。）からの圧縮空気や空気分離装置２からの酸素によって、微粉炭がガス化されて、可燃性ガスが生成される。ＧＴ空気圧縮機からの圧縮空気は、昇圧機によって昇圧され、空気供給路を経由して、石炭ガス化設備４へ供給される。

石炭ガス化設備４で生成された可燃性ガスは、石炭ガス化設備４のガス化炉からガス冷却設備５へ導かれて冷却される。この可燃性ガスは、ガス冷却設備５で冷却された後に、未燃粒子であるチャーを回収する未燃粒子回収部となるチャー回収供給設備６へ供給される。

ガス冷却設備５は、冷却面がチャーで汚れる。そのため、定期的にガス冷却設備５の冷却面を清浄化する除煤装置１０が設置される。図２に示すような従来の石炭ガス化複合発電システム２０では、除煤装置３０において、除煤用ガスとして蒸気又は窒素が用いられている。本実施形態では、従来の石炭ガス化複合発電システム２０と異なり、空気分離装置２で生成される窒素は、除煤装置１０で使用されずに、天然ガスが除煤装置１０で使用される。除煤装置１０に設けられ、外部から天然ガスが導入される導入口は、第３の導入口の一例である。

チャー回収供給設備６では、石炭ガス化設備４で可燃性ガスとともに生成されたチャーが分離される。チャー回収供給設備６には、チャーの流動化及びチャーの搬送のため、天然ガス（ＮＧ）が供給される。可燃性ガスは、チャー回収供給設備６から流出し、ガス精製設備７へ供給される。分離されたチャーは、外部から供給される天然ガスによって、チャー搬送路１２を介して、石炭ガス化設備４内へ搬送される。天然ガスは、外部からチャー搬送路１２に導入される。ここで、チャー搬送路１２に設けられ、外部から天然ガスが導入される導入口は、第２導入部の一例である。

また、チャー回収供給設備６には、高温フィルターなどの精密除塵装置（図示せず。）が設置されており、生成ガスからチャーを回収除去している。高温フィルターはチャーにより目詰まりするため、逆洗装置１１からの高圧の逆洗ガスにより定期的に清浄にする必要がある。図２に示すような従来の石炭ガス化複合発電システム２０では、逆洗装置３１において、逆洗用ガスとして例えば窒素が用いられている。本実施形態では、従来の石炭ガス化複合発電システム２０と異なり、空気分離装置２で生成された窒素は、逆洗装置１１では使用されずに、天然ガスが逆洗装置１１で使用される。逆洗装置１１に設けられ、外部から天然ガスが導入される導入口は、第４の導入口の一例である。

ガス精製設備７は、例えば、脱硫装置や二酸化炭素回収装置などから構成され、可燃性ガスから硫黄又は硫黄化合物や二酸化炭素等を除去する。

精製された可燃性ガスは、複合発電設備８のガスタービン燃焼器（以下「ＧＴ燃焼器」という。）の燃料ガスとして使用される。この燃料ガスをＧＴ燃焼器に供給して燃焼させることによって、高温高圧の燃焼排ガスが生成される。可燃性ガスは、圧力調整弁及び燃料流量調整弁によって、圧力及び流量が調整されて、ＧＴ燃焼器へ供給される。ＧＴ燃焼器には、大気を吸引して昇圧するＧＴ空気圧縮機から空気が供給される。

ＧＴ燃焼器で生成された燃焼排ガスは、ガスタービンを駆動した後、高温の排ガスとして排出される。こうして駆動されたガスタービンは、回転する主軸が発電機と連結されているので、発電機を駆動して発電を行うことができる。

ガスタービンから排出された高温の排ガスは、排熱回収ボイラに供給されて蒸気を生成する熱源として使用される。排熱回収ボイラから排出される排ガスは、必要な処理を施した後に煙突９から大気へ排気される。
排熱回収ボイラで生成された蒸気は、複合発電設備８の蒸気タービン等に供給される。蒸気タービンは、ガスタービンと連結され、発電機を駆動して発電を行う。

石炭ガス化設備４には、サンプリング用にガスを吸引するサンプリングガス管が設置されている。サンプリングガス管は、管表面でガス化炉内のガスが冷却することによって凝縮し、管表面や計器に付着してしまう。また、ガス化炉内のチャー等がサンプリングガス管の表面に付着する可能性もある。そのため、石炭ガス化設備４内部のサンプリングガス管内やサンプリングガス管近傍にシール用ガスを供給する。本実施形態では、このシール用ガスとして天然ガスを用いる。シール用ガスとして供給された天然ガスは、石炭ガス化設備４内を通過して、石炭ガス化設備４で生成された可燃性ガスとともに後流側のガス冷却設備５などに流れていく。ここで、サンプリングガス管内やサンプリングガス管近傍における天然ガスの導入口は、第１導入部の一例である。

また、石炭ガス化設備４は、約3MPaに維持されており、石炭ガス化設備４は、外側の圧力容器と内側のガス化炉部の二重構造になっている。内側のガス化炉部内部は、約1000℃から約2000℃に保たれている。一方、ガス化炉部と圧力容器の間は、ガス化炉内部よりも低温（例えば約300℃）に保たれ、かつ、ガス化炉内とほぼ同一圧とする必要があり、圧力容器とガス化炉部の間にシール用ガスが供給される。本実施形態では、このシール用ガスとして天然ガスを用いる。シール用ガスとして供給された天然ガスは、ガス化炉部の壁を通過してガス化炉部内に導入され、ガス化炉で生成された可燃性ガスとともに後流側のガス冷却設備５や複合発電設備８などに流れていく。ここで、圧力容器における天然ガスの導入口は、第１導入部の一例である。
なお、石炭供給設備３から供給される微粉炭等は、バーナを通過して、ガス化炉部の内部に直接導入されるため、圧力容器とガス化炉部の間で天然ガスと混合することは無い。

以上、本実施形態によれば、石炭ガス化設備４のシール用ガスとして、又は、チャーの搬送ガス、除煤用ガス、逆洗用ガスとして天然ガスが用いられ、天然ガスは石炭ガス化設備４、ガス冷却設備５、チャー回収供給設備６に導入された後、後流側のガス精製設備７や複合発電設備８などに送られる。なお、シール用ガスは、チャーの搬送ガスよりも例えば２倍ほど流量が多い。

従来の石炭ガス化複合発電システム２０では、図２に示すように、空気分離装置２２で生成した窒素ガスが、石炭供給設備２３に微粉炭の搬送ガスとして用いられるだけでなく、石炭ガス化設備２４に供給されるシール用ガスや、チャー回収供給設備２６から石炭ガス化設備２４へチャーを搬送する搬送ガスとして用いられている。また、ガス冷却設備２５の除煤用ガスや、チャー回収供給設備２６の逆洗用ガスとしても用いられる。一方、本実施形態によれば、石炭ガス化設備４のシール用ガスやチャーの搬送ガス、ガス冷却設備５の除煤用ガス、チャー回収供給設備６の逆洗用ガスとして窒素ガスを用いず、天然ガスを用いる。
その結果、空気分離装置２で生成する窒素量は、従来に比べて少量でよい。したがって、空気分離装置２の設備容量を低減でき、かつ、空気分離時の動力を低減できるため送電端効率を増加させることができる。

石炭ガス化設備４のシール用ガスやチャーの搬送ガス、ガス冷却設備５の除煤用ガス、チャー回収供給設備６の逆洗用ガスとして導入された天然ガスは、複合発電設備８に供給されると、ＧＴ燃焼器の燃料ガスとして使用され、ガスタービンの動力として用いられる。導入される天然ガスは、すべてＧＴ燃焼器で燃焼されて発電に用いられる。従来、石炭ガス化設備２４のシール用ガスやチャーの搬送ガス、ガス冷却設備２５の除煤用ガス、チャー回収供給設備２６の逆洗用ガスとして窒素ガスが供給されているため、ガス化炉で生成される可燃性ガスが窒素ガスによって希釈されるため、生成された可燃性ガスのカロリーが低下していた。さらに、可燃性ガスに窒素ガスが混入しているため、所定の発電量を得るためにはガス流量を増加させる必要があった。

一方、本実施形態では、窒素ガス等の不活性ガスによる可燃性ガスの希釈化が生じず、可燃性ガスのカロリー低下を防止できる。そして、天然ガスによって燃焼が行われるため、カロリー増加を図ることができる。また、石炭ガス化設備４で生成される可燃性ガスのみで燃料ガスを供給する場合に比べて、ＧＴ燃焼器での燃焼が安定化する。

さらに、窒素ガスに代替して天然ガスを使用することによって、ガス燃焼におけるカロリーが増加した分、全体のガス流量が低減する。その結果、石炭ガス化設備４のガス化炉、ガス冷却設備５、チャー回収供給設備６、ガス精製設備７及びこれらを結ぶガス管は、ガスの流量に基づいて設備容量が決定されているため、従来の石炭ガス化設備２４のガス化炉、ガス冷却設備２５、チャー回収供給設備２６、ガス精製設備２７及びこれらを結ぶガス管に比べて設備容量を低減できる。なお、図１では、図２で示した従来のシステムに比べて容量を低減できる設備について、記号＊を付している。

また、天然ガスを使用した分、石炭等の固体炭素質燃料の流量を低減でき、石炭供給設備３のガス化炉やチャー回収供給設備６の設備容量を低減できる。そして、設備容量が小さくなり、設備が簡素化した分、信頼性が向上する。さらに、本実施形態は、石炭ガス化設備４で生成された可燃性ガスを自己循環して用いるのではなく、外部から供給される天然ガスを用いる。自己循環ガスでは、石炭等の固体炭素質燃料の流量を低減できないため、ガス化炉の設備容量を低減できないが、本実施形態では可能である。

また、万一、石炭供給設備３が不具合によって可燃性ガスを生成できなくなった場合でも、外部から供給される天然ガスがＧＴ燃焼器で燃焼するため、ガスタービンによる発電を継続できる。さらに、天然ガスが石炭ガス化設備４のガス化炉に導入されることによって、天然ガスは、ガス化炉内におけるチャーの燃焼の補助の役割も果たす。

ガス化炉が、微粉炭を高温で燃焼させ、ガス化反応に必要な高温熱源を発生させるコンバスタと、コンバスタから上昇してくる高温ガスに微粉炭を吹き込んでガス化するリダクタの２段構造で構成される場合、コンバスタにチャーが供給される。本実施形態では、チャーは天然ガスとともにガス化炉内に供給されるため、コンバスタの温度が上昇する。その結果、ガス化炉へ酸素を供給するための圧縮機を省略できる場合もある。

本実施形態では、天然ガスは、微粉炭の搬送ガスとして用いられない。そのため、天然ガスは、酸素が存在しない位置に供給されるため、ガス化炉外での発火や燃焼のおそれがない。また、先行技術文献の特許文献１における課題のように、微粉炭等の粉体燃料の搬送媒体として使用したガスが、燃料供給ホッパから排気されるおそれがない。そのため、大気にガスを放出する前にガスを燃焼させるなどの安全設備も不要となる。

上述した本実施形態は、特に、天然ガスが豊富にあり天然ガスのインフラ設備が整った発電所等のプラントに石炭ガス化複合発電システム１を設置する場合に効果が大きい。

１ 石炭ガス化複合発電システム（ガス化複合発電システム）
２ 空気分離装置
３ 石炭供給設備（燃料供給部）
４ 石炭ガス化設備（ガス化部）
５ ガス冷却設備
６ チャー回収供給設備（未燃粒子回収部）
７ ガス精製設備
８ 複合発電設備
９ 煙突
１０ 除煤装置
１１ 逆洗装置
１２ チャー搬送路（未燃粒子搬送路）

Claims (7)

1. 固体炭素質燃料をガス化処理して、可燃性ガスを生成するガス化部と、
   前記固体炭素質燃料を前記ガス化部へ供給する燃料供給部と、
   を備え、
   前記ガス化部に設けられ、シール用ガスとして炭化水素系可燃性ガスを前記ガス化部に導入する第１導入部を有するガス化複合発電システム。
2. 固体炭素質燃料をガス化処理して、可燃性ガスを生成するガス化部と、
   前記固体炭素質燃料を前記ガス化部へ供給する燃料供給部と、
   前記ガス化部から排出された未燃粒子を回収する未燃粒子回収部と、
   前記未燃粒子回収部で回収された前記未燃粒子を前記ガス化部へ供給する未燃粒子搬送路と、
   を備え、
   前記未燃粒子搬送路に設けられ、前記未燃粒子を搬送する搬送ガスとして炭化水素系可燃性ガスを前記未燃粒子搬送路に導入する第２導入部を有するガス化複合発電システム。
3. 前記ガス化部で生成された前記可燃性ガスを冷却するガス冷却設備と、
   高圧ガスを噴射し、前記ガス冷却設備における冷却面を清浄化する除煤装置と、
   を更に備え、
   前記冷却面を清浄化する高圧ガスとして炭化水素系可燃性ガスを前記除煤装置に導入する第３導入部を有する請求項１又は請求項２に記載のガス化複合発電システム。
4. 前記ガス化部から排出された未燃粒子を回収する未燃粒子回収部に設置される高温フィルターに付着する未燃粒子を、高圧ガスによって除去する逆洗装置を更に備え、
   前記未燃粒子を除去する高圧ガスとして炭化水素系可燃性ガスを前記逆洗装置に導入する第４導入部を有する請求項１から請求項３のいずれか１項に記載のガス化複合発電システム。
5. 前記ガス化部は、
   前記固体炭素質燃料の微粉体を高温で燃焼させ、ガス化反応に必要な高温熱源を発生させるコンバスタと、
   前記コンバスタから上昇する高温ガスに前記固体炭素質燃料の微粉体を吹き込んでガス化するリダクタと、
   を有し、
   前記炭化水素系可燃性ガスを前記コンバスタに導入することを特徴とする請求項１から請求項４のいずれか１項に記載のガス化複合発電システム。
6. ガス化部で固体炭素質燃料をガス化処理して可燃ガスを生成する工程と、
   前記ガス化部へ前記固体炭素質燃料を供給する工程と、
   シール用ガスとして炭化水素系可燃性ガスを前記ガス化部に導入する工程と、
   を含むガス化複合発電システムの運転方法。
7. ガス化部で固体炭素質燃料をガス化処理して可燃ガスを生成する工程と、
   前記ガス化部へ前記固体炭素質燃料を供給する工程と、
   前記ガス化部から排出された未燃粒子を回収する工程と、
   回収された前記未燃粒子を前記ガス化部へ供給する工程と、
   前記未燃粒子を供給する搬送ガスとして炭化水素系可燃性ガスを導入する工程と、
   を含むガス化複合発電システムの運転方法。
   

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