JP2017137452A - Gasification system and operation method of gasification system - Google Patents
Gasification system and operation method of gasification system Download PDFInfo
- Publication number
- JP2017137452A JP2017137452A JP2016020800A JP2016020800A JP2017137452A JP 2017137452 A JP2017137452 A JP 2017137452A JP 2016020800 A JP2016020800 A JP 2016020800A JP 2016020800 A JP2016020800 A JP 2016020800A JP 2017137452 A JP2017137452 A JP 2017137452A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- unit
- gasification
- generated
- fuel
- supplied
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000002309 gasification Methods 0.000 title claims abstract description 124
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 128
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 97
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 71
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 39
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 19
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 8
- 239000011819 refractory material Substances 0.000 claims description 7
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims description 2
- 238000011017 operating method Methods 0.000 claims 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 abstract description 81
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 abstract description 17
- 238000010248 power generation Methods 0.000 abstract description 16
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 185
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 185
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 12
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 11
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 description 2
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 description 2
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 2
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen(.) Chemical compound [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
- Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
Abstract
Description
本発明は、ガス化システム及びガス化システムの運転方法に関するものである。 The present invention relates to a gasification system and a method for operating the gasification system.
ガス化システムは、ガス化炉を用いて石炭等の固体炭素質燃料をガス化処理して、一酸化炭素や水素等の生成ガスを生成する。ガス化システムは、複合発電システムや、化学製品の原料用ガスの製造に適用される。 The gasification system gasifies a solid carbonaceous fuel such as coal using a gasification furnace to generate a product gas such as carbon monoxide and hydrogen. The gasification system is applied to a combined power generation system and production of a raw material gas for chemical products.
従来のガス化システムでは、石炭を微粉砕した微粉炭等の燃料をガス化炉へ搬送する搬送ガスとして、窒素が用いられている。この場合、ガス化炉で生じた生成ガス中に非凝縮成分である窒素が混入すると、生成ガスの純度向上を図りにくい。そのため、ガス化システムの高効率化には、ガス化炉からの生成ガス中に含まれる窒素濃度の低減化が有効である。 In a conventional gasification system, nitrogen is used as a carrier gas for conveying a fuel such as pulverized coal obtained by finely pulverizing coal to a gasification furnace. In this case, if nitrogen, which is a non-condensed component, is mixed into the product gas generated in the gasification furnace, it is difficult to improve the purity of the product gas. Therefore, to increase the efficiency of the gasification system, it is effective to reduce the concentration of nitrogen contained in the product gas from the gasification furnace.
上記の特許文献1でも記載されているとおり、ガス化システムの生成ガス中の二酸化炭素(CO2)を回収し、回収されたCO2が、微粉炭及びチャーの搬送ガスとして使用される場合がある。搬送ガスとして使用されたCO2は、微粉炭等の燃料と共にガス化炉へ送られる。これにより、窒素を用いることなく、微粉炭等の燃料をガス化炉へ搬送でき、ガス化炉からの生成ガス中に含まれる窒素濃度の低減化を図ることができる。しかし、プラント起動直後は、ガス化炉で生成される生成ガス量が少ないことから、シフト反応器で生成されるCO2量が少ない。
As described in
一方、上記特許文献2で記載のとおり、ガスタービンシステムからの排ガスを回収し、回収されたCO2が、微粉炭及びチャーの搬送ガスとして使用される場合がある。搬送ガスとして使用されたCO2は、微粉炭等の燃料と共にガス化炉へ送られる。これにより、窒素を用いることなく、微粉炭等の燃料をガス化炉へ搬送でき、ガス化炉からの生成ガス中に含まれる窒素濃度の低減化を図ることができる。しかし、プラント起動直後は、ガスタービンが定格運転に到達するまでは、排ガスに含まれるCO2が少ない。
On the other hand, as described in
いずれの場合も、プラント起動直後において、微粉炭等の燃料の搬送ガスとしてCO2を用いるためには、不足するCO2量を補うため、別途、液体CO2と気化器を組み合わせた設備や、高圧のCO2バッファタンクなどのCO2供給設備を設置する必要がある。 In any case, in order to use CO 2 as a carrier gas for fuel such as pulverized coal immediately after the start of the plant, in order to make up for the insufficient amount of CO 2 , a separate facility for combining liquid CO 2 and a vaporizer, It is necessary to install a CO 2 supply facility such as a high-pressure CO 2 buffer tank.
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、プラントの起動時などのCO2量が少ない場合において、コンパクトな構成で、ガス化部までの燃料の搬送ガスとしてCO2を用いることが可能なガス化システム及びガス化システムの運転方法を提供することを目的とする。 The present invention was made in view of such circumstances, when a small amount of CO 2, such as at the start of the plant, a compact construction, the CO 2 as carrier gas of the fuel to the gasification unit An object is to provide a gasification system that can be used and a method of operating the gasification system.
上記課題を解決するために、本発明のガス化システム及びガス化システム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前記ガス化部へ供給する燃料供給部と、前記ガス化部で生成された前記可燃性ガスに基づいてCO2を生成するCO2生成部と、前記CO2生成部で生成されたCO2を回収するCO2回収部と、燃料を燃焼して、CO2を生成する燃焼部と、前記CO2回収部で回収されたCO2を前記燃料供給部へ供給する第1CO2供給路と、前記燃焼部で生成されたCO2を前記燃料供給部へ供給する第2CO2供給路と、を備え、前記第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、前記燃焼部で生成されたCO2を、前記第2CO2供給路を介して、前記燃料供給部へ供給する。
In order to solve the above problems, the gasification system and the operation method of the gasification system of the present invention employ the following means.
That is, a gasification system according to the present invention includes a gasification unit that gasifies solid carbonaceous fuel to generate a combustible gas, and a fuel supply unit that supplies the solid carbonaceous fuel to the gasification unit. combustion and CO 2 generation unit for generating, and CO 2 recovery unit for recovering the CO 2 generated by the CO 2 generator, a fuel of CO 2 on the basis of the flammable gas generated in the gasification section A combustion section that generates CO 2 , a first CO 2 supply path that supplies CO 2 recovered by the CO 2 recovery section to the fuel supply section, and CO 2 generated by the combustion section as the fuel and a second 2CO 2 supply path for supplying to the supply unit, when the amount of CO 2 supplied through the first 1 CO 2 supply path is small, the CO 2 generated in the combustion unit, the first 2CO 2 supply It supplies to the said fuel supply part via a path.
この構成によれば、ガス化部で固体炭素質燃料がガス化処理されて可燃性ガスが生成され、その後、CO2生成部で可燃性ガスに基づいてCO2が生成される。CO2生成部は、例えば、ガス化システムが、ガス化複合発電システムの場合、ガスタービンを駆動させる燃焼器であり、燃焼器は、可燃性ガスを燃焼してCO2を生成する。化学製品の原料用ガスを製造するガス化システムの場合、CO2生成部は、可燃性ガスのCOを水蒸気で改質してCO2とH2に変換するシフト反応器である。 According to this configuration, the solid carbonaceous fuel is gasified in the gasification unit to generate a combustible gas, and then CO 2 is generated based on the combustible gas in the CO 2 generation unit. For example, when the gasification system is a gasification combined power generation system, the CO 2 generation unit is a combustor that drives a gas turbine, and the combustor generates CO 2 by burning combustible gas. In the case of a gasification system for producing a raw material gas for a chemical product, the CO 2 generator is a shift reactor that reforms the combustible gas CO with water vapor and converts it into CO 2 and H 2 .
生成されたCO2は、CO2回収部で回収される。CO2回収部は、例えば、ガス化システムが、ガス化複合発電システムの場合、排熱回収ボイラに設けられた凝縮器であり、凝縮器は、排ガスからCO2を分離する。化学製品の原料用ガスを製造するガス化システムの場合、CO2回収部は、CO2分離回収装置や凝縮器である。 The generated CO 2 is recovered by the CO 2 recovery unit. For example, when the gasification system is a gasification combined power generation system, the CO 2 recovery unit is a condenser provided in the exhaust heat recovery boiler, and the condenser separates CO 2 from the exhaust gas. In the case of a gasification system that produces a raw material gas for a chemical product, the CO 2 recovery unit is a CO 2 separation and recovery device or a condenser.
回収されたCO2は、第1CO2供給路を介して、CO2回収部から燃料供給部へ供給されて、固体炭素質燃料が、CO2によって、燃料供給部からガス化部へ搬送される。また、燃焼部で燃料が燃焼されてCO2が生成される。燃焼部で生成されたCO2は、第2CO2供給路を介して、燃焼部から燃料供給部へ供給されて、固体炭素質燃料が、CO2によって、燃料供給部からガス化部へ搬送される。 The recovered CO 2 is supplied from the CO 2 recovery unit to the fuel supply unit via the first CO 2 supply path, and the solid carbonaceous fuel is conveyed from the fuel supply unit to the gasification unit by CO 2 . . Further, the fuel is combusted in the combustion section, and CO 2 is generated. The CO 2 generated in the combustion unit is supplied from the combustion unit to the fuel supply unit via the second CO 2 supply path, and the solid carbonaceous fuel is conveyed from the fuel supply unit to the gasification unit by CO 2 . The
第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、例えば、ガス化部を起動した後、定格運転に至るまで、ガス化部で生成される可燃性ガスが少なく、CO2生成部で生成されるCO2量が少ないとき、第2CO2供給路を介して、燃焼部で生成されたCO2が、燃料供給部へ供給される。これにより、第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないときであっても、CO2によって、固体炭素質燃料を燃料供給部からガス化部へ搬送できる。 When the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path is small, for example, after starting the gasification unit, until the rated operation is reached, there is little combustible gas generated in the gasification unit, and CO 2 production When the amount of CO 2 produced in the unit is small, CO 2 produced in the combustion unit is supplied to the fuel supply unit via the second CO 2 supply path. Thereby, even when the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path is small, the solid carbonaceous fuel can be transported from the fuel supply unit to the gasification unit by CO 2 .
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、を更に備え、前記第1CO2供給路は、前記CO2回収部で回収されたCO2を前記未燃粒子搬送路へ供給し、前記第2CO2供給路は、前記燃焼部で生成されたCO2を前記未燃粒子搬送路へ供給し、前記第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、前記燃焼部で生成されたCO2を、前記第2CO2供給路を介して、前記未燃粒子搬送路へ供給してもよい。 In the above invention, an unburned particle recovery unit that recovers unburned particles discharged from the gasification unit, and an unburned particle that supplies the unburned particles recovered by the unburned particle recovery unit to the gasification unit A transport path, wherein the first CO 2 supply path supplies the CO 2 recovered by the CO 2 recovery section to the unburned particle transport path, and the second CO 2 supply path is the combustion section. When the generated CO 2 is supplied to the unburned particle conveyance path and the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path is small, the CO 2 generated in the combustion section is converted into the second CO 2. You may supply to the said unburned particle conveyance path via a supply path.
この構成によれば、第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、例えば、ガス化部を起動した後、定格運転に至るまで、ガス化部で生成される可燃性ガスが少なく、CO2生成部で生成されるCO2量が少ないとき、第2CO2供給路を介して、燃焼部で生成されたCO2が、未燃粒子搬送路へ供給される。これにより、第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないときであっても、CO2によって、未燃粒子回収部で回収された未燃粒子を未燃粒子搬送路からガス化部へ搬送できる。 According to this configuration, when the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path is small, for example, after starting the gasification unit, the combustible gas generated in the gasification unit until the rated operation is reached. less, when the CO 2 amount is small, which is generated by the CO 2 generation unit, via the first 2CO 2 supply path, the CO 2 generated in the combustion unit, is supplied to the non-燃粒Ko conveying path. Thereby, even when the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path is small, the unburned particles recovered by the unburned particle recovery unit are gasified from the unburned particle transport path by CO 2 . Can be transported to the section.
上記発明において、前記ガス化部から供給された前記可燃性ガスを燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器から供給される燃焼ガスによって駆動するガスタービンと、前記ガスタービンの駆動により回転駆動するガスタービン圧縮機とを更に備え、前記第1CO2供給路は、前記CO2回収部で回収されたCO2を前記ガスタービン圧縮機へ供給し、前記第2CO2供給路は、前記燃焼部で生成されたCO2を前記ガスタービン圧縮機へ供給し、前記第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、前記燃焼部で生成されたCO2を、前記第2CO2供給路を介して、前記ガスタービン圧縮機へ供給してもよい。 In the above invention, a combustor that combusts the combustible gas supplied from the gasification unit, a gas turbine that is driven by the combustion gas supplied from the combustor, and a gas turbine that is driven to rotate by driving the gas turbine. A compressor, wherein the first CO 2 supply path supplies CO 2 recovered by the CO 2 recovery section to the gas turbine compressor, and the second CO 2 supply path is generated by the combustion section. When CO 2 is supplied to the gas turbine compressor and the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply passage is small, the CO 2 generated in the combustion section is supplied to the second CO 2 supply passage. To the gas turbine compressor.
この構成によれば、第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、例えば、ガス化部を起動した後、定格運転に至るまで、ガス化部で生成される可燃性ガスが少なく、CO2生成部で生成されるCO2量が少ないとき、第2CO2供給路を介して、燃焼部で生成されたCO2が、圧縮機へ供給される。これにより、第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないときであっても、CO2を圧縮機へ供給でき、CO2に適した圧縮機を選定できる。 According to this configuration, when the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path is small, for example, after starting the gasification unit, the combustible gas generated in the gasification unit until the rated operation is reached. when less, CO 2 amount is less generated in the CO 2 generation unit, via the first 2CO 2 supply path, the CO 2 generated in the combustion unit, is supplied to the compressor. Thereby, even when the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path is small, CO 2 can be supplied to the compressor, and a compressor suitable for CO 2 can be selected.
上記発明において、前記燃焼部は、内筒と、前記内筒の外側に設けられる外筒とを有してもよい。
この構成によれば、燃焼部は、内筒と外筒によって、二重管構造となり、メンテナンス性が向上する。
In the above invention, the combustion section may include an inner cylinder and an outer cylinder provided outside the inner cylinder.
According to this structure, a combustion part becomes a double pipe structure with an inner cylinder and an outer cylinder, and a maintainability improves.
上記発明において、前記内筒と前記外筒の間には、冷却媒体が流通してもよい。
この構成によれば、内筒と外筒の間に冷却媒体が供給され、冷却媒体が内筒と外筒の間を流れることから、内筒が冷却され、かつ、内筒内の燃焼温度の上昇を防止できる。
In the above invention, a cooling medium may flow between the inner cylinder and the outer cylinder.
According to this configuration, since the cooling medium is supplied between the inner cylinder and the outer cylinder and the cooling medium flows between the inner cylinder and the outer cylinder, the inner cylinder is cooled and the combustion temperature in the inner cylinder is reduced. The rise can be prevented.
上記発明において、前記燃焼部は、壁部を有し、前記壁部の内壁面に耐火材が施されてもよい。
この構成によれば、耐火材によって壁部が断熱され、壁部が加熱されることを防止できかつ、燃焼部内の燃焼温度の上昇を防止できる。
In the above invention, the combustion part may have a wall part, and a refractory material may be applied to the inner wall surface of the wall part.
According to this structure, a wall part is thermally insulated by a refractory material, it can prevent that a wall part is heated, and can prevent the raise of the combustion temperature in a combustion part.
本発明に係るガス化システムの運転方法は、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前記ガス化部へ供給する燃料供給部と、前記ガス化部で生成された前記可燃性ガスに基づいてCO2を生成するCO2生成部と、前記CO2生成部で生成されたCO2を回収するCO2回収部と、燃料を燃焼して、CO2を生成する燃焼部と、前記CO2回収部で回収されたCO2を前記燃料供給部へ供給する第1CO2供給路と、前記燃焼部で生成されたCO2を前記燃料供給部へ供給する第2CO2供給路と、を備えるガス化システムの運転方法であって、前記第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、前記燃焼部で生成されたCO2を、前記第2CO2供給路を介して、前記燃料供給部へ供給するステップを有する。 An operation method of a gasification system according to the present invention includes a gasification unit that gasifies solid carbonaceous fuel to generate a combustible gas, and a fuel supply unit that supplies the solid carbonaceous fuel to the gasification unit A CO 2 generator that generates CO 2 based on the combustible gas generated in the gasifier, a CO 2 recovery unit that recovers CO 2 generated in the CO 2 generator, and a fuel Combustion unit that generates CO 2 by combustion, a first CO 2 supply path that supplies CO 2 recovered by the CO 2 recovery unit to the fuel supply unit, and CO 2 generated by the combustion unit a first 2CO 2 supply path for supplying to the fuel supply unit, a method of operating a gasification system comprising a, when the amount of CO 2 supplied through the first 1 CO 2 supply path is small, is generated in the combustion portion was CO 2, through the first 2CO 2 supply path Has a supplying to the fuel supply unit.
本発明によれば、プラントの起動時などのCO2量が少ない場合において、コンパクトな構成で、ガス化部までの燃料の搬送ガスとしてCO2を用いることができる。 According to the present invention, when a small amount of CO 2, such as at the start of the plant, a compact configuration can be used CO 2 as carrier gas of the fuel to the gasification unit.
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。
まず、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。
石炭ガス化複合発電システム1は、ビン2と、供給ホッパ3と、石炭ガス化炉4と、サイクロン5と、ガス精製装置6と、燃焼器7と、ガスタービン8と、圧縮機9と、排熱回収ボイラ(HRSG)10と、蒸気タービン11と、復水器12と、発電機13と、ガス浄化装置14と、煙突15と、CO2循環ブロワ16と、空気分離装置17と、チャービン18と、チャー供給ホッパ19と、加圧燃焼炉20と、循環ブロワ21と、フィルタ22などを備える。
Embodiments according to the present invention will be described below with reference to the drawings.
First, a combined coal gasification combined
The combined coal gasification combined
本実施形態に係る石炭ガス化複合発電システム1は、石炭ガス化炉4で可燃性ガス(水素(H2)や一酸化炭素(CO))を生成し、ガスタービン8を駆動する燃焼器7へ、生成された可燃性ガスを供給する。石炭ガス化炉4は、固体炭素質燃料として例えば石炭を用い、酸化剤として空気分離装置17で生成された酸素を用いる。また、本実施形態に係る石炭ガス化複合発電システム1は、酸素とCO2で微粉炭をガス化するCO2回収型である。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が、固体炭素質燃料は、石炭以外に、バイオマスなどでもよい。
The combined coal gasification combined
排熱回収ボイラ10から排出された排ガスに含まれるCO2は、CO2循環ブロワ16で圧送されて、供給ホッパ3から供給される微粉炭の搬送用ガスとして用いられたり、石炭ガス化炉4の出口から排出される可燃性ガスの冷却用ガス(クエンチガス)として用いられる。
The CO 2 contained in the exhaust gas discharged from the exhaust
微粉炭は、微粉炭機(図示せず。)で乾燥用ガスによって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製造されたものである。こうして製造された微粉炭は、ビン2に一時的に貯留され、ビン2に貯留された微粉炭は、重力により落下して供給ホッパ3に回収される。
The pulverized coal is produced by heating coal supplied with a drying gas by a pulverized coal machine (not shown) and pulverizing it into fine particles while removing moisture in the coal. The pulverized coal thus manufactured is temporarily stored in the
供給ホッパ3内に回収された微粉炭は、排熱回収ボイラ10から排出されたCO2や、加圧燃焼炉20によって生成されたCO2によって、石炭ガス化炉4内へ搬送される。排熱回収ボイラ10から排出されたCO2や、加圧燃焼炉20によって生成されたCO2は、チャーの搬送ガスとしても使用される。ここでいうチャーとは、石炭ガス化炉4中において、微粉炭から揮発分や水分が除去された未燃粒子で主に灰分と固定炭素から成る。
The pulverized coal recovered in the
空気分離装置17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17は、PSA(圧力変動吸着)方式でもよい。空気分離装置17で生成された酸素は、圧縮機(図示せず。)によって昇圧されて石炭ガス化炉4又は加圧燃焼炉20へ供給される。
The
石炭ガス化炉4では、供給ホッパ3からの微粉炭と、空気分離装置17からの酸素によって、微粉炭がガス化処理されて、可燃性ガス(H2,CO)を含む生成ガスが生成される。生成ガスには、H2,COのほかに、CO2、水蒸気(H2O)が含まれる。
In the coal gasification furnace 4, the pulverized coal is gasified by the pulverized coal from the
また、石炭ガス化炉4は、約3MPaに維持されており、石炭ガス化炉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。 The coal gasification furnace 4 is maintained at about 3 MPa, and the coal gasification furnace 4 has a double structure of an outer pressure vessel and an inner gasification furnace section. The inside of the gasification furnace inside is kept at about 1000 ° C. to about 2000 ° C.
石炭ガス化炉4で生成された生成ガスは、冷却された後に、サイクロン5へ供給される。サイクロン5では、石炭ガス化炉4において生成ガスと共に生成されたチャーが分離される。サイクロン5において分離されたチャーは、チャービン18で回収され、チャービン18に回収されたチャーはチャー供給ホッパ19に供給される。チャー供給ホッパ19は、サイクロンで生成ガスから分離されたチャーを貯留する。
The product gas generated in the coal gasification furnace 4 is cooled and then supplied to the
チャーは、チャー供給路L1を介して、チャー供給ホッパ19から石炭ガス化炉4へ搬送される。チャー供給路L1には、搬送ガスとして、排熱回収ボイラ10から排出されたCO2や、加圧燃焼炉20によって生成されたCO2が供給される。
サイクロン5で分離された生成ガスは、ガス精製装置6へ供給される。
Char via the char supply path L 1, is conveyed from the
The product gas separated by the
ガス精製装置6は、例えば、脱硫装置などから構成され、生成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。
The
ガス精製装置6において精製された可燃性ガスは、燃焼器7の燃料ガスとして使用される。この燃料ガスを燃焼器7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、燃焼器7へ供給される。燃焼器7には、圧縮機9から酸素及びCO2が供給される。
The combustible gas purified in the
燃焼器7で生成された燃焼排ガスは、ガスタービン8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8は、回転する主軸が発電機13と連結されているので、発電機13を駆動して発電を行うことができる。
The combustion exhaust gas generated by the combustor 7 is discharged as high-temperature exhaust gas after driving the
ガスタービン8から排出された高温の排ガスは、排熱回収ボイラ10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10から排出される排ガスは、ガス浄化装置14において、排ガス中のNOx及びSOxを除去する必要な処理が施された後に煙突15から大気へ排気される。また、排熱回収ボイラ10には、凝縮器36が設置され、凝縮器36には、復水器12からの凝縮水が冷却媒体(給水加熱用)として送られる。排熱回収ボイラ10において、凝縮器36よりも上流側で熱回収された排ガスは、凝縮器36で凝縮されて水(H2O)と非凝縮ガス(CO2)に分離される。分離されたCO2は、第1CO2供給路L2を介して、供給ホッパ3、石炭ガス化炉4、チャー供給路L1、及び、圧縮機9へ供給される。
The hot exhaust gas discharged from the
排熱回収ボイラ10で生成された蒸気は、蒸気タービン11に供給される。蒸気タービン11は、ガスタービン8と連結され、発電機13を駆動して発電を行う。蒸気タービン11から排出された水蒸気は、復水器12で凝縮されて、排熱回収ボイラ10へ戻される。
The steam generated in the exhaust
加圧燃焼炉20は、補助燃料を、空気分離装置17から供給される酸素を用いて燃焼して、CO2を含む燃焼排ガスを生成する。加圧燃焼炉20で生成された燃焼排ガスは、第2CO2供給路L3を介して、供給ホッパ3、石炭ガス化炉4、チャー供給路L1、及び、圧縮機9へ供給される。
The
補助燃料は、例えば、ガスタービン8や石炭ガス化炉4の起動用燃料として使用されている灯油や天然ガス(メタン)、LPGのほかに、微粉炭やチャーなどの固体燃料を用いてもよい。なお、補助燃料が固体燃料の場合、加圧燃焼炉20と圧縮機9を結ぶ燃焼排ガス供給路において、フィルタ22が設置される。これにより、フィルタ22によって、加圧燃焼炉20の燃焼排ガスに含まれる微粒子が除去されて、圧縮機9等の回転機械の損傷を防止できる。
For example, in addition to kerosene, natural gas (methane), and LPG used as starting fuel for the
加圧燃焼炉20は、例えば、内筒31と、内筒31の外側に設けられる外筒32を有する二重管構造であり、外筒32によって圧力が保持される。加圧燃焼炉20は、二重管構造であることから、メンテナンス性の向上を図ることができる。また、内筒31と外筒32の間で断熱構造が設けられ、断熱構造によって、内筒31の過剰な昇温を防止する。また、加圧燃焼炉20の内筒31内における燃焼温度の上昇を抑制できることから、燃焼時に発生するNOxを低減でき、加圧燃焼炉20からの燃焼排ガス中に含まれるNOxを減らすことができる。断熱構造は、図2に示す壁面空冷方式、図3に示す壁面水冷方式、図4に示す耐火壁構造などがある。
The
図2に示す壁面空冷方式の場合、内筒31において複数の貫通孔が形成される。そして、内筒31と外筒32の間に冷却媒体(例えば酸素及びCO2、又は、CO2のみ)が供給されて、冷却媒体が内筒31と外筒32の間を通気しながら、貫通孔を介して内筒31内に吹き込まれる。これにより、常時、冷却媒体が内筒31の貫通孔を通過していることで、内筒31が冷却される。
In the case of the wall surface air cooling system shown in FIG. 2, a plurality of through holes are formed in the
図3に示す壁面水冷方式の場合、内筒31と外筒32の間に冷却水が供給されて、冷却水が内筒31と外筒32の間を一方向から他方向へ流れていく。これにより、常時、冷却水が内筒31と外筒32の間を通過していることで、内筒31が冷却される。
In the case of the wall surface water cooling system shown in FIG. 3, cooling water is supplied between the
また、加圧燃焼炉20は、二重管構造でなくてもよく、図4に示す耐火壁構造の場合、壁部35の内壁面の全面に耐火材34が施される。耐火材34は、例えばセラミックファイバーを用いたブロック材などである。これにより、耐火材34によって壁部35が断熱され、壁部35が加熱されることを防止できる。
Further, the
加圧燃焼炉20は、バーナ33を備え、バーナ33に対して、補助燃料が燃料系統を介して供給され、酸素とCO2が酸化剤系統を介して供給される。加圧燃焼炉20の出口側と入口側は、循環ブロワ21が設けられた循環路L4によって接続されており、加圧燃焼炉20から排出された燃焼排ガスは、加圧燃焼炉20に戻される。例えば、供給ホッパ3等に供給されるCO2量が調整されて、余剰の燃焼排ガスが循環路L4を介して加圧燃焼炉20へ供給される。
The
加圧燃焼炉20のバーナ33には、送風機(図示せず)が設置され、加圧燃焼炉20の内部は高圧に維持され、加圧された燃焼排ガスが供給ホッパ3等へ供給される。
A blower (not shown) is installed in the
加圧燃焼炉20から供給ホッパ3まで、加圧燃焼炉20から石炭ガス化炉4まで、及び、加圧燃焼炉20から圧縮機9までの第2CO2供給路L3には、必要に応じて、蒸気トレース管が、第2CO2供給路L3に沿って設置される。蒸気トレース管には、蒸気が流通しており、第2CO2供給路L3を加温する。このとき、第2CO2供給路L3を流れる燃焼排ガスの温度が、露点以上(例えば200℃以上)に維持されるようにする。これにより、補助燃料の種類に応じて燃焼排ガス中の水蒸気濃度が高い場合において、第2CO2供給路L3で水蒸気が凝縮することを防止できる。
The second CO 2 supply path L 3 from the
なお、石炭ガス化炉4から、燃焼器7を通過せずに加圧燃焼炉20までを結ぶバイパス路L5を設けてもよい。これにより、石炭ガス化炉4の起動初期において生成される低カロリーの生成ガスを加圧燃焼炉20で焼却することができる。
Incidentally, the coal gasification furnace 4 may be provided with a bypass passage L 5 connecting to
次に、本実施形態に係る石炭ガス化複合発電システム1の運転方法について説明する。
石炭ガス化炉4において生成ガスが生成され、生成ガスは、サイクロン5、ガス精製装置6を経て、燃焼器7で燃焼される。燃焼器7で発生する燃焼排ガスには、CO2が含まれる。その後、燃焼排ガスは、ガスタービン8を駆動して、排熱回収ボイラ10へ供給される。そして、燃焼排ガス中のCO2が凝縮器36で分離されて、CO2が微粉炭やチャーの搬送ガスとして使用される。
Next, an operation method of the coal gasification combined
Product gas is generated in the coal gasification furnace 4, and the product gas is combusted in the combustor 7 through the
具体的には、凝縮器36で分離されたCO2は、第1CO2供給路L2を介して、排熱回収ボイラ10の下流側に設けられた凝縮器36から供給ホッパ3へ供給されて、微粉炭が、CO2によって、供給ホッパ3から石炭ガス化炉4へ搬送される。
Specifically, CO 2 separated by the
石炭ガス化炉4で所定以上のカロリーを有し、かつ、所定量以上の生成ガスが生成されている場合において、ガスタービン8が定格運転しているときは、上述したとおり、搬送ガスとして、燃焼器7で発生する燃焼排ガスに含まれるCO2を使用する。
In the case where the coal gasification furnace 4 has a predetermined calorie or more and a generated gas of a predetermined amount or more is generated, when the
一方、プラント起動直後など、石炭ガス化炉4で生成される生成ガス量が少なく、凝縮器36から供給ホッパ3へ供給されるCO2量が少ない場合、加圧燃焼炉20で補助燃料が燃焼されてCO2が生成される。加圧燃焼炉20で生成されたCO2は、第2CO2供給路L3を介して、加圧燃焼炉20から供給ホッパ3へ供給されて、微粉炭が、CO2によって、供給ホッパ3から石炭ガス化炉4へ搬送される。
On the other hand, when the amount of generated gas generated in the coal gasification furnace 4 is small and the amount of CO 2 supplied from the
同様に、チャーの搬送に関しても、プラント起動直後など、石炭ガス化炉4で生成される生成ガス量が少なく、凝縮器36から第1CO2供給路L2へ供給されるCO2量が少ない場合、加圧燃焼炉20で生成されたCO2が、第2CO2供給路L3を介して、加圧燃焼炉20からチャー供給路L1へ供給されて、チャーが、CO2によって、チャー供給路L1から石炭ガス化炉4へ搬送される。
Similarly, when the char is transferred, the amount of generated gas generated in the coal gasification furnace 4 is small, such as immediately after the start of the plant, and the amount of CO 2 supplied from the
これにより、プラント起動直後など、第1CO2供給路L2を介して供給されるCO2量が少ないときであっても、CO2によって、微粉炭又はチャーを供給ホッパ3又はチャー供給路L1から石炭ガス化炉4へ搬送できる。
Thereby, even when the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path L 2 is small, such as immediately after the start of the plant, the pulverized coal or char is supplied by the CO 2 to the
また、上述したように、本実施形態に係る石炭ガス化複合発電システム1では、石炭ガス化炉4の後流側でCO2を分離、回収して、圧縮機9を介してCO2を燃焼器7に送りつつ、空気分離装置17からの酸素と、石炭ガス化炉4からの可燃性ガスに基づいて、燃焼器7で燃焼排ガスを生成する。したがって、定格運転しているとき、圧縮機9が圧縮するガスは、窒素や空気を含まず、酸素とCO2が主とした成分となる。
Further, as described above, in the coal gasification combined
そして、微粉炭やチャーの搬送と同様に、本実施形態では、プラント起動直後など、石炭ガス化炉4で生成される生成ガス量が少なく、凝縮器36から第1CO2供給路L2へ供給されるCO2量が少ない場合、加圧燃焼炉20で生成されたCO2が、第2CO2供給路L3を介して、圧縮機9へ供給される。
And like conveyance of pulverized coal and char, in this embodiment, the amount of generated gas generated in the coal gasification furnace 4 is small, such as immediately after the start of the plant, and is supplied from the
これにより、プラント起動直後など、第1CO2供給路L2を介して供給されるCO2量が少ないときであっても、窒素や空気を含まず、酸素とCO2が主とした成分となるガスが、圧縮機9へ供給される。したがって、本実施形態に係る石炭ガス化複合発電システム1では、圧縮機9として、圧縮するガスに空気や窒素が含有される場合は考慮しなくてよくなり、CO2に適した圧縮機を選定できる。すなわち、CO2の分圧が非常に高く、通常の空気に比べて比重が大きいことから、圧縮機9をコンパクト化することができる。
Thereby, even when the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path L 2 is small, such as immediately after the start of the plant, nitrogen and air are not included, and oxygen and CO 2 are the main components. Gas is supplied to the compressor 9. Therefore, in the coal gasification combined
また、従来、プラント起動直後など、石炭ガス化炉4で生成される生成ガス量が少なく、CO2量も少ない場合、これらの排ガスの適用先がないため、煙突15を介して大気へ排気していた。一方、本実施形態によれば、プラント起動直後などのCO2量が少ない排ガスを、加圧燃焼炉20で生成される燃焼排ガスと共に、搬送ガス等に用いることができるため、煙突15を介して大気へ排気する必要がない。したがって、本実施形態では、煙突15の設置を不要とすることもできる。
Conventionally, when the amount of produced gas generated in the coal gasification furnace 4 is small and the amount of CO 2 is small, such as immediately after the start of the plant, there is no application destination of these exhaust gases, so the exhaust gas is exhausted through the
さらに、起動時から定格運転時まで一貫して、酸素とCO2で微粉炭をガス化するCO2回収型を適用した石炭ガス化複合発電システムとすることができるため、従来の空気吹き方式や酸素吹き(酸素と窒素)方式のガス化に比べて、ガス化システム全体をコンパクト化することができる。 Furthermore, since it is possible to provide a coal gasification combined power generation system that applies a CO 2 recovery type that gasifies pulverized coal with oxygen and CO 2 from the start to the rated operation, the conventional air blowing method and Compared to oxygen-blown (oxygen and nitrogen) gasification, the entire gasification system can be made compact.
またさらに、微粉炭等の燃料の搬送ガスとしてCO2を用いる際、不足するCO2量を補うため、別途、液体CO2と気化器を組み合わせた設備や、高圧のCO2バッファタンクなどのCO2供給設備を設置する必要もなく、プラントの起動直後などにおいて、石炭ガス化炉4までの燃料の搬送ガスとしてCO2を用いることができる。 Furthermore, when CO 2 is used as a carrier gas for fuel such as pulverized coal, in order to compensate for the insufficient amount of CO 2 , a separate CO 2 facility such as a combination of liquid CO 2 and a vaporizer or a high-pressure CO 2 buffer tank is used. 2 It is not necessary to install a supply facility, and CO 2 can be used as a carrier gas for fuel to the coal gasification furnace 4 immediately after startup of the plant.
上述した本実施形態では、ガス化システムを石炭ガス化複合発電システムに適用する場合について説明したが、本発明はこの例に限定されない。例えば、本発明は、化学製品の原料用ガスを製造するためのガス化炉を備えるガス化炉システムにも適用できる。化学用途のガス化システムでは、生成されるガスを、目的とする製品(合成物)に合わせた生成ガス組成(CO/H2比)にする必要がある。このため、ガス化炉の下流側に、CO/H2比を調整するためのシフト反応器が設けられ、シフト反応器は、生成ガスのCOを水蒸気で改質してCO2とH2に変換する。また、CO2分離回収装置も設けられる。そして、上述した実施形態と同様に、プラントの起動直後などにおいて、加圧燃焼炉で生成されたCO2を、石炭ガス化炉までの燃料の搬送ガスとすることができる。 Although this embodiment mentioned above demonstrated the case where a gasification system was applied to a coal gasification combined cycle system, the present invention is not limited to this example. For example, the present invention can be applied to a gasification furnace system including a gasification furnace for producing a raw material gas for a chemical product. In a gasification system for chemical use, the generated gas needs to have a generated gas composition (CO / H 2 ratio) that matches the target product (synthetic product). For this reason, a shift reactor for adjusting the CO / H 2 ratio is provided on the downstream side of the gasification furnace, and the shift reactor reforms the CO of the product gas with steam to CO 2 and H 2 . Convert. A CO 2 separation and recovery device is also provided. As in the above-described embodiment, the CO 2 generated in the pressurized combustion furnace immediately after the start of the plant can be used as the carrier gas for the fuel to the coal gasification furnace.
1 :石炭ガス化複合発電システム
2 :ビン
3 :供給ホッパ
4 :石炭ガス化炉
5 :サイクロン
6 :ガス精製装置
7 :燃焼器
8 :ガスタービン
9 :圧縮機
10 :排熱回収ボイラ
11 :蒸気タービン
12 :復水器
13 :発電機
14 :ガス浄化装置
15 :煙突
16 :CO2循環ブロワ
17 :空気分離装置
18 :チャービン
19 :チャー供給ホッパ
20 :加圧燃焼炉
21 :循環ブロワ
22 :フィルタ
31 :内筒
32 :外筒
33 :バーナ
34 :耐火材
35 :壁部
36 :凝縮器
L1 :チャー供給路
1: Coal gasification combined power generation system 2: Bin 3: Supply hopper 4: Coal gasification furnace 5: Cyclone 6: Gas refining device 7: Combustor 8: Gas turbine 9: Compressor 10: Waste heat recovery boiler 11: Steam turbine 12: condenser 13: generator 14: gas purification device 15: chimney 16: CO 2 circulation blower 17: air separation apparatus 18: Chabin 19: char feeding hopper 20: pressurized combustion furnace 21: circulating blower 22: filter 31: inner cylinder 32: outer cylinder 33: burner 34: refractory material 35: wall 36: condenser L 1: char feeding passage
Claims (7)
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、
前記ガス化部で生成された前記可燃性ガスに基づいてCO2を生成するCO2生成部と、
前記CO2生成部で生成されたCO2を回収するCO2回収部と、
燃料を燃焼して、CO2を生成する燃焼部と、
前記CO2回収部で回収されたCO2を前記燃料供給部へ供給する第1CO2供給路と、
前記燃焼部で生成されたCO2を前記燃料供給部へ供給する第2CO2供給路と、
を備え、
前記第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、前記燃焼部で生成されたCO2を、前記第2CO2供給路を介して、前記燃料供給部へ供給するガス化システム。 A gasification unit that gasifies solid carbonaceous fuel to generate combustible gas;
A fuel supply unit for supplying the solid carbonaceous fuel to the gasification unit;
A CO 2 generator that generates CO 2 based on the combustible gas generated in the gasifier;
A CO 2 recovery unit that recovers CO 2 generated by the CO 2 generation unit;
A combustion section that burns fuel to produce CO 2 ;
And the 1 CO 2 supply path for supplying the CO 2 recovered by the CO 2 recovery unit to the fuel supply unit,
A second CO 2 supply path for supplying CO 2 generated in the combustion section to the fuel supply section;
With
When the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path is small, the gasification system supplies CO 2 generated in the combustion section to the fuel supply section through the second CO 2 supply path. .
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、
を更に備え、
前記第1CO2供給路は、前記CO2回収部で回収されたCO2を前記未燃粒子搬送路へ供給し、
前記第2CO2供給路は、前記燃焼部で生成されたCO2を前記未燃粒子搬送路へ供給し、
前記第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、前記燃焼部で生成されたCO2を、前記第2CO2供給路を介して、前記未燃粒子搬送路へ供給する請求項1に記載のガス化システム。 An unburned particle recovery unit for recovering unburned particles discharged from the gasification unit;
An unburned particle conveyance path for supplying the unburned particles collected by the unburned particle collecting unit to the gasification unit;
Further comprising
Wherein the 1 CO 2 supply passage supplies the CO 2 to the recovered in the CO 2 recovery unit to the non燃粒Ko conveying path,
The second CO 2 supply path supplies CO 2 generated in the combustion section to the unburned particle transport path,
When the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply path is small, CO 2 generated in the combustion section is supplied to the unburned particle transport path through the second CO 2 supply path. Item 4. The gasification system according to Item 1.
前記第1CO2供給路は、前記CO2回収部で回収されたCO2を前記ガスタービン圧縮機へ供給し、
前記第2CO2供給路は、前記燃焼部で生成されたCO2を前記ガスタービン圧縮機へ供給し、
前記第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、前記燃焼部で生成されたCO2を、前記第2CO2供給路を介して、前記ガスタービン圧縮機へ供給する請求項1又は2に記載のガス化システム。 A combustor that combusts the combustible gas supplied from the gasification unit, a gas turbine that is driven by the combustion gas supplied from the combustor, and a gas turbine compressor that is rotationally driven by driving the gas turbine. In addition,
Wherein the 1 CO 2 supply passage supplies the CO 2 to the recovered in the CO 2 recovery unit to the gas turbine compressor,
The second CO 2 supply path supplies CO 2 generated in the combustion section to the gas turbine compressor,
When the amount of CO 2 supplied through the first 1 CO 2 supply path is small, the CO 2 generated in the combustion section, through the first 2CO 2 supply path, claim to be supplied to the gas turbine compressor The gasification system according to 1 or 2.
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、
前記ガス化部で生成された前記可燃性ガスに基づいてCO2を生成するCO2生成部と、
前記CO2生成部で生成されたCO2を回収するCO2回収部と、
燃料を燃焼して、CO2を生成する燃焼部と、
前記CO2回収部で回収されたCO2を前記燃料供給部へ供給する第1CO2供給路と、
前記燃焼部で生成されたCO2を前記燃料供給部へ供給する第2CO2供給路と、
を備えるガス化システムの運転方法であって、
前記第1CO2供給路を介して供給されるCO2量が少ないとき、前記燃焼部で生成されたCO2を、前記第2CO2供給路を介して、前記燃料供給部へ供給するステップを有するガス化システムの運転方法。
A gasification unit that gasifies solid carbonaceous fuel to generate combustible gas;
A fuel supply unit for supplying the solid carbonaceous fuel to the gasification unit;
A CO 2 generator that generates CO 2 based on the combustible gas generated in the gasifier;
A CO 2 recovery unit that recovers CO 2 generated by the CO 2 generation unit;
A combustion section that burns fuel to produce CO 2 ;
And the 1 CO 2 supply path for supplying the CO 2 recovered by the CO 2 recovery unit to the fuel supply unit,
A second CO 2 supply path for supplying CO 2 generated in the combustion section to the fuel supply section;
A gasification system operating method comprising:
When the amount of CO 2 supplied through the first CO 2 supply channel is small, the method includes a step of supplying CO 2 generated by the combustion unit to the fuel supply unit through the second CO 2 supply channel. How to operate the gasification system.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016020800A JP6556639B2 (en) | 2016-02-05 | 2016-02-05 | Gasification system and operation method of gasification system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016020800A JP6556639B2 (en) | 2016-02-05 | 2016-02-05 | Gasification system and operation method of gasification system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2017137452A true JP2017137452A (en) | 2017-08-10 |
JP6556639B2 JP6556639B2 (en) | 2019-08-07 |
Family
ID=59565640
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2016020800A Active JP6556639B2 (en) | 2016-02-05 | 2016-02-05 | Gasification system and operation method of gasification system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6556639B2 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH04116232A (en) * | 1990-09-07 | 1992-04-16 | Babcock Hitachi Kk | Coal gasification compound power generation method |
JPH11315727A (en) * | 1998-05-01 | 1999-11-16 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Gasification combined cycle power generation plant for removal of carbon dioxide |
JP2000355693A (en) * | 1999-06-14 | 2000-12-26 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Coal gasification equipment |
JP2011208513A (en) * | 2010-03-29 | 2011-10-20 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Coal gasification combined-cycle power generation plant |
JP2012180426A (en) * | 2011-02-28 | 2012-09-20 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Integrated coal gasification combined cycle power generating facility and method for generating power by integrated coal gasification combined cycle |
JP2013189553A (en) * | 2012-03-14 | 2013-09-26 | Babcock Hitachi Kk | Gasification plant |
-
2016
- 2016-02-05 JP JP2016020800A patent/JP6556639B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH04116232A (en) * | 1990-09-07 | 1992-04-16 | Babcock Hitachi Kk | Coal gasification compound power generation method |
JPH11315727A (en) * | 1998-05-01 | 1999-11-16 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Gasification combined cycle power generation plant for removal of carbon dioxide |
JP2000355693A (en) * | 1999-06-14 | 2000-12-26 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Coal gasification equipment |
JP2011208513A (en) * | 2010-03-29 | 2011-10-20 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Coal gasification combined-cycle power generation plant |
JP2012180426A (en) * | 2011-02-28 | 2012-09-20 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Integrated coal gasification combined cycle power generating facility and method for generating power by integrated coal gasification combined cycle |
JP2013189553A (en) * | 2012-03-14 | 2013-09-26 | Babcock Hitachi Kk | Gasification plant |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP6556639B2 (en) | 2019-08-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2010219421B2 (en) | Method and apparatus for drying solid feedstock using steam | |
US20110315096A1 (en) | Gasifier Hybrid combined cycle power plant | |
JP5308347B2 (en) | Method and apparatus for producing synthesis gas from biomass | |
JP2010285564A (en) | Coal gasification furnace, method and program for controlling the same, and coal gasification combined power generator equipped with the furnace | |
JP5804888B2 (en) | Control method for gas turbine power plant, gas turbine power plant, control method for carbon-containing fuel gasifier, and carbon-containing fuel gasifier | |
WO2013008924A1 (en) | Gas cooler, gasification furnace, and integrated gasification combined cycle device for carbon-containing fuel | |
WO2012073300A1 (en) | Gasification device | |
JP6388555B2 (en) | Biomass gasification system and boiler equipment using the same | |
JP6556639B2 (en) | Gasification system and operation method of gasification system | |
JP6602174B2 (en) | Gasification apparatus, combined gasification power generation facility, gasification facility, and removal method | |
JP7236194B2 (en) | Gas turbine facility, gasification facility, and method of operating gas turbine facility | |
US8597581B2 (en) | System for maintaining flame stability and temperature in a Claus thermal reactor | |
JP5606045B2 (en) | Gasification equipment | |
RU2277638C1 (en) | Method of and device for producing electric energy from condensed fuels | |
JP5812575B2 (en) | Boiler equipment | |
JP5675297B2 (en) | Gasification facilities and coal gasification combined power generation facilities | |
JP5412205B2 (en) | Gas turbine plant and gasification fuel power generation facility equipped with the same | |
JP5595089B2 (en) | Gasifier and boiler equipment | |
JP6957198B2 (en) | Gasification furnace equipment and gasification combined cycle equipment equipped with this | |
JP2013253611A (en) | Gas turbine plant, method of operating the same, and gasification fuel power generation facility including gas turbine plant | |
JP2019178230A (en) | Gasification furnace system | |
JP2016037593A (en) | Gasification furnace equipment, gasification composite power generating equipment, and method for controlling the gasification furnace unit | |
JPS6032672B2 (en) | Method for producing electrical energy and gas from pulverized caking coal | |
JP2011185240A (en) | Gas turbine, and gasification combined power generation plant having the same | |
JP2018141042A (en) | Gasification furnace equipment, gasification combined electric power generation equipment having the same and method for operating gasification furnace equipment |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A625 | Written request for application examination (by other person) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A625 Effective date: 20180725 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20190509 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20190611 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20190710 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6556639 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |