JP2021054895A - ガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備 - Google Patents

Abstract

【課題】ガス化炉にて生成された生成ガスの熱を効率的に利用できるガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備を提供する。【解決手段】複数の生成ガス熱交換器２０２，２０４，２０６と蒸気を気液分離する第１ドラム２０８とを有して炭素含有固体燃料から生成された生成ガスによって第１給水を加熱して蒸気を生成する生成ガス熱交換部３５Ａと、複数の生成ガス熱交換器２０２，２０４，２０６を支持するとともに内部に第２給水が流通する吊下管２３０と、を有しているガス化炉と、第３給水を加熱して蒸気を生成するボイラ２０とを備え、第２給水は、所定温度とされた第３給水から取り出され、第１給水は、ボイラ２０によって所定温度よりも高温に加熱された第３給水から取り出されている。【選択図】図２

Description

本発明は、ガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備に関する。

石炭等の炭素含有固体燃料をガス化炉内に供給し、炭素含有固体燃料を部分燃焼させてガス化して複合発電を行うプラントとして、石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ：Integrated Coal Gasification Combined Cycle）が知られている（例えば特許文献１）。

特許文献１には、ガス化炉内においてハンガー管（吊下管）に支持された熱交換器（過熱器、蒸発器、節炭器等）、及びそれらの熱交換器と接続された蒸気ドラムが設けられたガス化炉が記載されている。ここで、熱交換器を支持する吊下管は内部に水が流通するように構成されており、吊下管の異常過熱を抑制している。このガス化炉においては、吊下管によって加熱された給水は節炭器に供給されるように構成されている。

また、特許文献２には、ガス化炉内において熱交換器の吊具として機能する冷却管の上端部に接続された送水管が、ガス化炉の蒸気ドラムに連結されている構成が記載されている。このとき、冷却管の下端部には給水管が接続されている。また、この給水管は、ガス化炉内の熱交換器（節炭器）の給水口にも接続されている。

特開２０１７−９５５３０号公報 特開２０１４−８０５０６号公報

このような吊下管においては、一般に、吊下管の出口においてサブクール度を設定することによって流通する水の温度管理をすることがある。同様に、吊下管によって加熱された水が供給される節炭器の出口においてもサブクール度を設定することによって流通する水の温度管理をすることがある。これは、吊下管や節炭器を流通する給水のスチーミングを回避するためである。仮にスチーミングが発生した場合、熱輸送媒体が水から蒸気に状態変化するため熱輸送量が大幅に減少することとなる。そうすると、高温の生成ガスによって吊下管や節炭器のメタル温度が過度に上昇して、吊下管や節炭器の損傷を招く可能性がある。

このとき、特許文献１のように、吊下管によって加熱された水を節炭器に供給する構成、換言すると、吊下管及び節炭器の給水系統が同一の構成では、吊下管用に設定されたサブクール度の影響で節炭器への給水温度に制約が課せられる可能性がある。これでは、ガス化炉で生成された生成ガスの温度と節炭器への給水温度との温度差が大きくなり、ガス化炉に設けられた熱交換器における蒸気発生量が少量になる等の効率低下を招く可能性がある。

また、例えば、節炭器の伝熱面が比較的にクリーンな場合であって、節炭器への給水温度が低い場合、生成ガスが必要以上に冷却される可能性がある。これでは、熱交換後の生成ガスの温度が精製に必要な温度（例えば、触媒の活性温度）を下回る可能性があり好ましくない。

また、特許文献２のように、同一の給水管から冷却管（吊下管）及びガス化炉内の節炭器に給水する場合、仮に給水管及び節炭器のそれぞれにサブクール度が設定されていれば、吊下管用に設定されたサブクール度の影響で節炭器への給水温度に制約が課せられる可能性がある。

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、ガス化炉にて生成された生成ガスの熱を効率的に利用できるガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備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、本発明に係るガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備は以下の手段を採用する。
すなわち、本発明の一態様に係るガス化設備は、複数の生成ガス熱交換器と蒸気を気液分離する第１ドラムとを有して炭素含有固体燃料から生成された生成ガスによって第１給水を加熱して蒸気を生成する生成ガス熱交換部と、複数の前記生成ガス熱交換器を支持するとともに内部に第２給水が流通する吊下管と、を有しているガス化炉と、第３給水を加熱して蒸気を生成するボイラとを備え、前記第２給水は、所定温度とされた前記第３給水から取り出され、前記第１給水は、前記ボイラによって前記所定温度よりも高温に加熱された前記第３給水から取り出されている。

本態様に係るガス化設備によれば、複数の生成ガス熱交換器と蒸気を気液分離する第１ドラムとを有して炭素含有固体燃料から生成された生成ガスによって第１給水を加熱して蒸気を生成する生成ガス熱交換部と、複数の生成ガス熱交換器を支持するとともに内部に第２給水が流通する吊下管と、を有しているガス化炉と、第３給水を加熱して蒸気を生成するボイラとを備え、第２給水は、所定温度とされた第３給水から取り出され、第１給水は、ボイラによって所定温度よりも高温に加熱された第３給水から取り出されている。
これによって、第１給水及び第２給水をそれぞれ温度が異なる第３給水の系統から取り出すことができ、吊下管によって加熱され流出した第２給水が直接的に第１給水として生成ガス熱交換部に導かれない構成とすることができる。このため、吊下管から流出する第２給水にサブクール度を設定したとしても、そのサブクール度によって第１給水温度が制限されない。すなわち、第１給水温度を生成ガス熱交換部に最適な温度とするために、例えば吊下管から流出した第２給水よりも高温のものとすることができる。これは、例えば、高温の第３給水と加熱後の第２給水とが混合されたものを第１給水として取り出したり、高温の第３給水を第１給水として取り出したりすることで実現する。なお、ここで言う「最適な温度」とは、例えば、生成ガス熱交換器に設定されたサブクール度を満足する温度に可及的に近付けるように加熱された温度（例えば、３００℃以上３３０℃以下）である。そうすることで、ガス化炉によって生成された生成ガスの温度と第１給水温度との温度差を小さくすることができるので、生成ガス熱交換部における蒸気発生量を増加させることができる。つまり、生成ガスの熱（顕熱）を効率的に利用できることとなる。また、必要以上に生成ガスが冷却されることを抑制できるので、熱交換後の生成ガスの温度が精製に必要な温度を下回る現象を回避できる。
なお、ボイラは、ガスタービンの排熱を利用する排熱回収ボイラであっても良いし、補助ボイラであっても良い。

また、本発明の一態様に係るガス化設備において、複数の前記生成ガス熱交換器のうち一の前記生成ガス熱交換器は、水を加熱する節炭器とされ、前記第１給水は、前記節炭器に供給されている。

本態様に係るガス化設備によれば、複数の生成ガス熱交換器のうち一の生成ガス熱交換器は、水を加熱する節炭器とされ、第１給水は、節炭器に供給されている。
これによって、節炭器に設定されたサブクール度を満足する給水温度に可及的に近付けた温度の第１給水を節炭器に供給できる。このとき、他の生成ガス熱交換器として節炭器に接続された蒸発器が設けられている場合、効率的に蒸気を発生させることができる。

また、本発明の一態様に係るガス化設備において、複数の前記生成ガス熱交換器のうち一の前記生成ガス熱交換器は、水を蒸発させる蒸発器とされ、前記第１ドラムは、前記蒸発器にて生成された蒸気を気液分離して、前記第１給水は、前記第１ドラムに供給されている。

本態様に係るガス化設備によれば、複数の生成ガス熱交換器のうち一の生成ガス熱交換器は、水を蒸発させる蒸発器とされ、第１ドラムは、蒸発器にて生成された蒸気を気液分離して、第１給水は、第１ドラムに供給されている。
これによって、第１給水を第１ドラムに直接的に供給することができるので、例えば第１給水を節炭器に供給する場合に比べて、第１給水の温度をより高温にすることができる。また、第１蒸発器によって、効率的に蒸気を発生させることができる。

また、本発明の一態様に係るガス化設備において、前記ボイラは、一の燃焼ガス熱交換器と他の燃焼ガス熱交換器とを有し、前記第３給水は、前記一の燃焼ガス熱交換器、前記他の燃焼ガス熱交換器の順に導かれて、前記一の燃焼ガス熱交換器は、燃焼ガスの流通方向において前記他の燃焼ガス熱交換器よりも下流側に設置され、前記第１給水は、前記他の燃焼ガス熱交換器の出口に接続された第１配管を流通する前記第３給水から取り出され、前記第２給水は、前記一の燃焼ガス熱交換器の出口と前記他の燃焼ガス熱交換器の入口とを接続している第２配管を流通する前記第３給水から取り出されている。

本態様に係るガス化設備によれば、ボイラは、一の燃焼ガス熱交換器と他の燃焼ガス熱交換器とを有し、第３給水は、一の燃焼ガス熱交換器、他の燃焼ガス熱交換器の順に導かれて、一の燃焼ガス熱交換器は、燃焼ガスの流通方向において他の燃焼ガス熱交換器よりも下流側に設置され、第１給水は、他の燃焼ガス熱交換器の出口に接続された第１配管を流通する第３給水から取り出され、第２給水は、一の燃焼ガス熱交換器の出口と他の燃焼ガス熱交換器の入口とを接続している第２配管を流通する第３給水から取り出されている。
これによって、排ガス温度の高い排ガス上流側に他の燃焼ガス熱交換器を設置することができる。このとき、第１給水は、他の燃焼ガス熱交換器の出口に接続された第１配管を流通する第３給水から取り出され、第２給水は、他の燃焼ガス熱交換器の出口に接続された第２配管を流通する第３給水から取り出されている。このため、第１給水温度を第２給水温度よりも高温とすることができる。

また、本発明の一態様に係るガス化設備において、前記第１給水は、前記第１配管の第１取水部から取り出され、前記吊下管から流出した前記第２給水は、前記第１配管内の前記第３給水の流通方向において前記第１取水部よりも上流側の前記第１配管に設けられた第１返水部に戻されている。

本態様に係るガス化設備によれば、第１給水は、第１配管の第１取水部から取り出され、吊下管から流出した第２給水は、第１配管内の第３給水の流通方向において第１取水部よりも上流側の第１配管に設けられた第１返水部に戻されている。
これによって、第１配管を流通する第３給水の流量と吊下管から返水された第２給水の流量との合計流量を第１給水に供給され得る流量として確保できる。

また、本発明の一態様に係るガス化設備において、前記第１給水は、前記第１配管の第１取水部から取り出され、前記吊下管から流出した前記第２給水は、前記第１配管内の前記第３給水の流通方向において前記第１取水部よりも下流側の第１返水部に戻されている。

本態様に係るガス化設備によれば、第１給水は、第１配管の第１取水部から取り出され、吊下管から流出した第２給水は、第１配管内の第３給水の流通方向において第１取水部よりも下流側の第１返水部に戻されている。
これによって、吊下管から返水された第２給水によって第１給水の温度が低下することを回避できる。

また、本発明の一態様に係るガス化設備は、前記第１配管内の前記第３給水の流通方向において前記第１取水部よりも下流の前記第１配管には、第１流量調整弁が設けられ、前記第１返水部は、前記第１配管内の前記第３給水の流通方向において前記第１流量調整弁よりも下流側に設けられている。

本態様に係るガス化設備によれば、第１配管内の第３給水の流通方向において第１取水部よりも下流の第１配管には、第１流量調整弁が設けられ、第１返水部は、第１配管内の第３給水の流通方向において第１流量調整弁よりも下流側に設けられている。
これによって、吊下管を流通する第２給水の流量を確保することができる。

また、本発明の一態様に係るガス化設備において、前記吊下管の出口と前記第１返水部との間には第１返水管が設けられ、該第１返水管には、第２流量調整弁が設けられている。

本態様に係るガス化設備によれば、吊下管の出口と第１返水部との間には第１返水管が設けられ、第１返水管には、第２流量調整弁が設けられている。
これによって、第１返水管内の流量を調整することができる。結果として、吊下管を流通する第２給水の流量を調整することができる。なお、第２流量調整弁の開度は、例えば、第１返水管に設けられた流量計からの信号に基づいて制御部によって決定される。

また、本発明の一態様に係るガス化設備において、前記第１返水管内の前記第２給水の流通方向において前記第２流量調整弁よりも上流側の前記第１返水管には分岐配管が接続され、該分岐配管には、第３流量調整弁が設けられている。

本態様に係るガス化設備によれば、第１返水管内の第２給水の流通方向において第２流量調整弁よりも上流側の第１返水管には分岐配管が接続され、分岐配管には、第３流量調整弁が設けられている。
これによって、第２流量調整弁に加えて第３流量調整弁によっても吊下管を流通する第２給水の流量を調整することができる。
例えば、第３流量調整弁は、次のような場合に使用される。すなわち、第２流量統制弁の開度を全開にしているにもかかわらず第２給水の流量が不足している場合に、第３流量調整弁の開度を増加させることで第２給水の流量を確保する。なお、第２流量調整弁の開度調整のみによって第２給水の流量調整が可能な場合は、第３流量調整弁の開度は一定（例えば、全閉）としておく。また、第３流量調整弁の開度は、例えば、第１返水管に設けられた流量計からの信号に基づいて制御部によって決定される。
また、ボイラや生成ガス熱交換部による蒸気発生量に対して第２給水の流量が多い場合、分岐配管によって余分な第２給水を系外に排出することができる。

また、本発明の一態様に係るガス化設備は、前記吊下管に前記第２給水を送る送水ポンプを備え、前記第２給水は、前記第２配管の第２取水部から取り出され、前記吊下管から流出した前記第２給水は、前記第２配管内の前記第３給水の流通方向において前記第２取水部よりも上流側の前記第２配管に設けられた第２返水部に戻されている。

本態様に係るガス化設備によれば、吊下管に第２給水を送る送水ポンプを備え、第２給水は、第２配管の第２取水部から取り出され、吊下管から流出した第２給水は、第２配管内の第３給水の流通方向において第２取水部よりも上流側の第２配管に設けられた第２返水部に戻されている。
これによって、第２給水は、第２配管と吊下げ管とによって構成される系統を循環して、その流量は送水ポンプによって調整される。このため、例えばガス化複合発電設備が定格運転していない場合でも、すなわち、排熱回収ボイラや生成ガス熱交換部による蒸気発生量が定格運転時よりも少ない場合でも、一定量の第２給水を吊下管内に流通させることができる。

また、本発明の一態様に係るガス化設備において、前記吊下管から流出した前記第２給水は、前記第１ドラムに送水されている。

本態様に係るガス化設備によれば、吊下管から流出した第２給水は、第１ドラムに送水されている。
これによって、吊下管によって加熱され流出した第２給水を第１給水とは別の給水系統として第１ドラムに導くことができる。このため、吊下管から流出する第２給水にサブクール度を設定したとしても、そのサブクール度によって第１給水温度が制限されない。

また、本発明の一態様に係るガス化設備において、前記ボイラは、ガスタービンからの排ガスによって前記第３給水を加熱して蒸気を生成する排熱回収ボイラとされている。

本態様に係るガス化設備によれば、ボイラは、ガスタービンからの排ガスによって第３給水を加熱して蒸気を生成する排熱回収ボイラとされている。

また、本発明の一態様に係るガス化複合発電設備は、上述のガス化設備を備えている。

本態様に係るガス化複合発電設備によれば、上述のガス化設備を備えている。
これによって、ガス化炉にて生成された生成ガスの熱を効率的に利用できるガス化複合発電設備を提供できる。

本発明に係るガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備によれば、ガス化炉にて生成された生成ガスの熱を効率的に利用できる。

本発明の各実施形態に係るガス化設備を備えているガス化複合発電設備の概略構成図である。 本発明の第１実施形態に係るガス化設備の概略構成図である。 本発明の第２実施形態に係るガス化設備の概略構成図である。 図２又は図３に示されている第１返水部周辺の構成を示した図である。 第１返水部周辺の構成の変形例を示した図である。 第１返水部周辺の構成の他の変形例を示した図である。 本発明の第３実施形態に係るガス化設備の概略構成図である。 本発明の第４実施形態に係るガス化設備の概略構成図である。 本発明の第５実施形態に係るガス化設備の概略構成図である。

［第１実施形態］
以下、本発明の第１実施形態に係るガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備について図面を用いて説明する。
［石炭ガス化複合発電設備の全体構成］
図１には、本実施形態に係る石炭ガス化複合発電設備の概略構成が示されている。
石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ：Integrated Coal Gasification Combined Cycle）１は、ガス化炉設備３を備えている。ガス化炉設備３は、空気を酸化剤として用いており、石炭等の炭素含有固体燃料から可燃性ガス（生成ガス）を生成する空気燃焼方式を採用している。石炭ガス化複合発電設備１は、ガス化炉設備３で生成した生成ガスを、ガス精製設備５で精製して燃料ガスとした後、ガスタービン装置７に供給して発電を行っている。すなわち、石炭ガス化複合発電設備１は、空気燃焼方式（空気吹き）の発電設備となっている。
なお、本実施形態では空気吹きとして説明するが、酸素吹きとしても良い。ガス化炉設備３に供給する炭素含有固体燃料としては、例えば石炭が用いられる。

石炭ガス化複合発電設備１は、給炭設備９と、ガス化炉設備３と、チャー回収設備１１と、ガス精製設備５と、ガスタービン装置７と、蒸気タービン装置１８と、発電機１９と、ボイラとしての排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ：Heat Recovery Steam Generator）２０とを備えている。

給炭設備９は、原炭として炭素含有固体燃料である石炭が給炭バンカから供給され、石炭を石炭ミルで粉砕することで、細かい粒子状に粉砕した微粉炭を製造する。石炭ミルで製造された微粉炭は、各微粉炭ホッパ１４から給炭ライン１５を経て、空気分離設備４２から供給される搬送用イナートガスとしての窒素ガスによって加圧されて、ガス化炉設備３へ向けて供給される。イナートガスとは、酸素含有率が約５体積％以下の不活性ガスであり、窒素ガスや二酸化炭素ガスやアルゴンガスなどが代表例であるが、必ずしも約５％以下に制限されるものではない。

ガス化炉設備３は、給炭設備９で製造された微粉炭が供給されるとともに、チャー回収設備１１で回収されたチャー（石炭の未反応分と灰分）が戻されて再利用可能に供給されている。

ガス化炉設備３には、ガスタービン装置７（圧縮機６１）からの圧縮空気供給ライン４１が接続されており、ガスタービン装置７で圧縮された圧縮空気の一部が昇圧機６８で所定圧力に昇圧されてガス化炉（ガス化部）１６に供給可能となっている。空気分離設備４２は、大気中の空気から窒素と酸素を分離生成するものであり、第１窒素供給ライン４３によって空気分離設備４２とガス化炉設備３とが接続されている。そして、この第１窒素供給ライン４３には、給炭設備９からの給炭ライン１５が接続されている。また、第１窒素供給ライン４３から分岐する第２窒素供給ライン４５もガス化炉設備３に接続されており、この第２窒素供給ライン４５には、チャー回収設備１１からのチャー戻しライン４６が接続されている。更に、空気分離設備４２は、酸素供給ライン４７によって、圧縮空気供給ライン４１と接続されている。そして、空気分離設備４２によって分離された窒素は、第１窒素供給ライン４３及び第２窒素供給ライン４５を流通することで、石炭やチャーの搬送用ガスとして利用される。また、空気分離設備４２によって分離された酸素は、酸素供給ライン４７及び圧縮空気供給ライン４１を流通することで、ガス化炉設備３において酸化剤として利用される。

ガス化炉設備３は、例えば、２段噴流床形式のガス化炉１６を備えている。ガス化炉設備３は、内部に供給された石炭（微粉炭）及びチャーを酸化剤（空気、酸素）により部分燃焼させることでガス化させ生成ガスとする。ガス化炉１６内は加圧状態とされ、例えば、３〜４ＭＰａ（ゲージ圧）とされている。
バーナ３０，３１は、上下二段に設けられている。下方のバーナ３０に相当する位置には、コンバスタ部３２が設けられており、微粉炭の一部を燃焼させることでガス化のための熱を供給する。上方のバーナ３１に相当する位置には、リダクタ部３３が設けられ、微粉炭をガス化する。
リダクタ部３３の下流側には、シンガスクーラ（生成ガス熱交換部）３５が設けられており、生成ガスを所定温度まで冷却してからチャー回収設備１１に供給する。シンガスクーラ３５では蒸気が生成され、生成後の蒸気は排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）２０へと導かれる。シンガスクーラ３５及び排熱回収ボイラ２０の構成の詳細については後述する。

ガス化炉設備３には、チャー回収設備１１に向けて生成ガスを供給する生成ガスライン４９が接続されており、チャーを含む生成ガスが排出可能となっている。

チャー回収設備１１は、集塵設備５１と供給ホッパ５２とを備えている。この場合、集塵設備５１は、１つ又は複数のサイクロンやポーラスフィルタにより構成され、ガス化炉設備３で生成された生成ガスに含有するチャーを分離することができる。そして、チャーが分離された生成ガスは、ガス排出ライン５３を通してガス精製設備５に送られる。供給ホッパ５２は、集塵設備５１で生成ガスから分離されたチャーを貯留するものである。集塵設備５１と供給ホッパ５２との間には、チャービン５４が配置されている。チャービン５４に対して、複数の供給ホッパ５２が接続されている。供給ホッパ５２からのチャー戻しライン４６が第２窒素供給ライン４５に接続されている。

ガス精製設備５は、チャー回収設備１１によりチャーが分離された生成ガスに対して、硫黄化合物や窒素化合物などの不純物を取り除くことで、ガス精製を行うものである。
ガス精製設備５は、生成ガスを精製して燃料ガスを製造し、これをガスタービン装置７に供給する。チャーが分離された生成ガス中にはまだ硫黄分（Ｈ_２Ｓなど）が含まれているため、ガス精製設備５では、アミン吸収液などによって硫黄分を除去回収して、有効利用する。

具体的には、ＣＯＳ変換器２１、スクラバ２２、冷却洗浄塔２３を経た後に、Ｈ_２Ｓ吸収塔２４に導かれてＨ_２Ｓが吸収される。Ｈ_２Ｓ吸収塔２４でＨ_２Ｓを吸収した吸収液は、吸収液再生塔２５で再生されるとともに、Ｈ_２Ｓ吸収塔２４へ返送される。Ｈ_２Ｓ吸収塔２４で吸収液から分離されたＨ_２Ｓガスは、オフガス燃焼炉２６にて焼却処理された後に、排煙脱硫装置２７へと導かれる。

ガスタービン装置７は、圧縮機６１、燃焼器６２、ガスタービン６３を備えており、圧縮機６１とガスタービン６３とは、回転軸６４により連結されている。燃焼器６２には、圧縮機６１からの圧縮空気供給ライン６５が接続されるとともに、ガス精製設備５から燃料ガス供給ライン６６が接続されている。

燃焼器６２とガスタービン６３との間には、燃焼ガス供給ライン６７が接続されている。ガスタービン装置７は、圧縮機６１からガス化炉設備３に延びる圧縮空気供給ライン４１が設けられており、中途部に昇圧機６８が設けられている。したがって、燃焼器６２では、圧縮機６１から供給された圧縮空気の一部とガス精製設備５から供給された燃料ガスの少なくとも一部とを混合して燃焼させることで燃焼ガスを発生させ、発生させた燃焼ガスをガスタービン６３へ向けて供給する。そして、ガスタービン６３は、供給された燃焼ガスにより回転軸６４を回転駆動させることで発電機１９を回転駆動させる。

蒸気タービン装置１８は、ガスタービン装置７の回転軸６４に連結される蒸気タービン６９を備えている。蒸気タービン６９の下流には、復水器７２が接続されている。発電機１９は、回転軸６４の基端部に連結されている。なお、発電機１９は、蒸気タービン６９とガスタービン６３との間に配置されても良い。排熱回収ボイラ２０は、ガスタービン６３からの排ガスライン７０が接続されており、復水器７２から導かれた給水とガスタービン６３から排気された燃焼ガス（以下、「排ガス」ともいう。）との間で熱交換を行うことで、蒸気を生成するものである。そして、排熱回収ボイラ２０は、蒸気タービン装置１８との間に蒸気供給ライン７１が設けられている。また、排熱回収ボイラ２０で加熱又は過熱する蒸気には、ガス化炉１６のシンガスクーラ（ＳＧＣ）３５で生成ガスと熱交換して生成された蒸気を含んでいる。したがって、蒸気タービン装置１８では、排熱回収ボイラ２０から供給された蒸気により蒸気タービン６９が回転駆動され、回転軸６４を回転させることで発電機１９を回転駆動させる。

排熱回収ボイラ２０の出口には、煙突７５が接続されており、燃焼ガスが大気へと放出される。なお、排熱回収ボイラ２０の出口に、ガス浄化設備を設けても良い。

［石炭ガス化複合発電設備の動作］
次に、本実施形態の石炭ガス化複合発電設備１の動作について説明する。
本実施形態の石炭ガス化複合発電設備１において、給炭設備９に原炭（石炭）が供給されると、石炭は、給炭設備９において細かい粒子状に粉砕されることで微粉炭となる。給炭設備９で製造された微粉炭は、空気分離設備４２から供給される窒素により第１窒素供給ライン４３を流通してガス化炉設備３に供給される。また、後述するチャー回収設備１１で回収されたチャーが、空気分離設備４２から供給される窒素により第２窒素供給ライン４５を流通してガス化炉設備３に供給される。更に、後述するガスタービン装置７から抽気された圧縮空気が昇圧機６８で昇圧された後、空気分離設備４２から供給される酸素とともに圧縮空気供給ライン４１を通してガス化炉設備３に供給される。

ガス化炉設備３では、供給された微粉炭及びチャーが圧縮空気（酸素）により燃焼し、微粉炭及びチャーがガス化することで、生成ガスを生成する。そして、この生成ガスは、ガス化炉設備３から生成ガスライン４９を通って排出され、チャー回収設備１１に送られる。

このチャー回収設備１１にて、生成ガスは、まず、集塵設備５１に供給されることで、生成ガスに含有する微粒のチャーが分離される。そして、チャーが分離された生成ガスは、ガス排出ライン５３を通してガス精製設備５に送られる。一方、生成ガスから分離した微粒のチャーは、供給ホッパ５２に堆積され、チャー戻しライン４６を通ってガス化炉設備３に戻されてリサイクルされる。

チャー回収設備１１によりチャーが分離された生成ガスは、ガス精製設備５にて、硫黄化合物や窒素化合物などの不純物が取り除かれてガス精製され、燃料ガスが製造される。

圧縮機６１は、圧縮空気を生成して燃焼器６２に供給する。この燃焼器６２は、圧縮機６１から供給される圧縮空気と、燃料ガスとを混合し、燃焼することで燃焼ガスを生成する。この燃焼ガスによりガスタービン６３を回転駆動することで、回転軸６４を介して圧縮機６１及び発電機１９を回転駆動する。このようにして、ガスタービン装置７は発電を行うことができる。

排熱回収ボイラ２０は、ガスタービン６３から排出された排ガス（以下、「ＧＴ排ガス」という。）と、復水器７２から供給された給水とで熱交換を行うことにより蒸気を生成し、この生成した蒸気を蒸気タービン装置１８に供給する。蒸気タービン装置１８では、排熱回収ボイラ２０から供給された蒸気により回転駆動されることで、回転軸６４を介して発電機１９を回転駆動し、発電を行うことができる。
なお、ガスタービン装置７と蒸気タービン装置１８は同一軸として１つの発電機１９を回転駆動しなくてもよく、別の軸として複数の発電機を回転駆動しても良い。

［シンガスクーラ及び排熱回収ボイラの構成］
次に、シンガスクーラ３５Ａ及び排熱回収ボイラ２０の構成について詳細に説明する。
図２には、ガス化設備であれば備えているシンガスクーラ３５Ａ、排熱回収ボイラ２０及びそれらを接続する配管（ＰＡ１〜ＰＡ４，ＰＨ１〜ＰＨ７，ＰＳ１〜ＰＳ４）が示されている。

シンガスクーラ３５Ａは、ＳＧＣ過熱器（生成ガス熱交換器）２０６、ＳＧＣ蒸発器（生成ガス熱交換器）２０４及びＳＧＣ節炭器（生成ガス熱交換器）２０２を備えている（以下、ＳＧＣ過熱器２０６、ＳＧＣ蒸発器２０４及びＳＧＣ節炭器２０２を区別しない場合、単に「生成ガス熱交換器」という。）。このとき、ＳＧＣ節炭器２０２は、生成ガスの流れ方向において、ＳＧＣ過熱器２０６及びＳＧＣ蒸発器２０４よりも下流側に配置されている。また、シンガスクーラ３５Ａは、これらの生成ガス熱交換器と接続された気液分離器としてのＳＧＣドラム（第１ドラム）２０８を備えている。更に、シンガスクーラ３５Ａは、鉛直方向に沿って延在するとともに生成ガス熱交換器を支持している吊下管２３０を備えている。このとき、各生成ガス熱交換器及び吊下管２３０は、生成ガスが流通する生成ガス流路に設けられており、ＳＧＣドラム２０８は、生成ガス流路の外部に設けられている。

吊下管２３０は、内部に冷却水（第２給水）が流れるように構成されており、吊下管２３０自体の異常過熱を抑制している。

生成ガス熱交換器とＳＧＣドラム２０８とは、配管（ＰＳ１〜ＰＳ４）によって接続されている。
詳細には、ＳＧＣ節炭器２０２の給水出口とＳＧＣドラム２０８とは配管ＰＳ１によって接続されている。ＳＧＣ蒸発器２０４とＳＧＣドラム２０８とは配管ＰＳ２及び配管ＰＳ３によって接続されている。ＳＧＣ過熱器２０６の蒸気入口とＳＧＣドラム２０８とは配管ＰＳ４によって接続されている。

排熱回収ボイラ２０は、ＧＴ排ガスの流れ方向の上流から順に、高圧過熱器（燃焼ガス熱交換器）１０６、高圧蒸発器（燃焼ガス熱交換器）１０４、高圧２次節炭器（燃焼ガス熱交換器）１０２及び高圧１次節炭器（燃焼ガス熱交換器）１０１を備えている（以下、高圧過熱器１０６、高圧蒸発器１０４、高圧２次節炭器１０２及び高圧１次節炭器１０１を区別しない場合、単に「燃焼ガス熱交換器」という。）。また、排熱回収ボイラ２０は、これらの燃焼ガス熱交換器と接続された気液分離器としてのＨＲＳＧドラム１０８を備えている。このとき、燃焼ガス熱交換器は、ＧＴ排ガスが流通する排ガス流路に設けられており、ＨＲＳＧドラム１０８は、排ガス流路の外部に設けられている。

各燃焼ガス熱交換器、燃焼ガス熱交換器とＨＲＳＧドラム１０８とは、配管（ＰＨ１〜ＰＨ７）によって接続されている。
詳細には、高圧１次節炭器１０１の給水入口には配管ＰＨ７が接続されている。高圧１次節炭器１０１の給水出口と高圧２次節炭器１０２の給水入口とは配管（第２配管）ＰＨ２によって接続されている。高圧２次節炭器１０２の給水出口とＨＲＳＧドラム１０８とは配管（第１配管）ＰＨ１によって接続されている。高圧蒸発器１０４とＨＲＳＧドラム１０８とは配管ＰＨ３及び配管ＰＨ４によって接続されている。高圧過熱器１０６の蒸気入口とＨＲＳＧドラム１０８とは配管ＰＨ５によって接続されている。高圧過熱器１０６の蒸気出口には配管ＰＨ６が接続されている。
なお、配管ＰＨ１、配管ＰＨ２等の排熱回収ボイラ２０の高圧給水系統には、必要な圧力損失を確保するためのオリフィスや弁等を設けてもよい。
また、配管ＰＨ７の他端は復水器７２に接続されており（図１参照）、配管ＰＨ７に設けられた高圧給水ポンプ（図示せず）によって復水器７２から高圧１次節炭器１０１に水（第３給水）を送水している。また、配管ＰＨ６の他端は蒸気供給ライン７１に接続されており、蒸気タービン装置１８に高圧蒸気を供給している。

ＨＲＳＧドラム１０８はレベル計１１２によって水位が監視されており、レベル計１１２からの信号に基づいて制御部（図示せず）が配管ＰＨ１に設けられた第１流量調整弁１１０の開度を決定している。

上記の通り説明したシンガスクーラ３５Ａと排熱回収ボイラ２０とは、配管（ＰＡ１〜ＰＡ４）によって接続されている。以下、各配管（ＰＡ１〜ＰＡ４）について詳細に説明する。

配管ＰＡ１は、配管ＰＨ１に設けられた第１取水部１４１とＳＧＣ節炭器２０２の給水入口とを接続しており、配管ＰＨ１を流通する第３給水の一部を取り出して第１給水としてＳＧＣ節炭器２０２に供給している。
なお、第１取水部１４１は、高圧２次節炭器１０２と第１流量調整弁１１０との間の配管ＰＨ１に設けられている。

配管ＰＡ２は、配管ＰＨ２に設けられた第２取水部１４２と吊下管２３０下部の給水入口とを接続しており、配管ＰＨ２を流通する第３給水の一部を取り出して第２給水として吊下管２３０に供給している。

配管（第１返水管）ＰＡ３は、吊下管２３０上部の給水出口と配管ＰＨ１に設けられた第１返水部１５１とを接続しており、吊下管２３０から排出された第２給水を配管ＰＨ１に戻している。
なお、第１返水部１５１は、高圧２次節炭器１０２と第１取水部１４１との間の配管ＰＨ１に設けられている。

配管ＰＡ４は、ＳＧＣ過熱器２０６の蒸気出口と配管ＰＨ５とを接続しており、ＳＧＣ過熱器２０６から排出された蒸気を配管ＰＨ５を介して高圧過熱器１０６に供給している。

［シンガスクーラ及び排熱回収ボイラの動作］
次に、シンガスクーラ３５Ａ及び排熱回収ボイラ２０の動作について詳細に説明する。
シンガスクーラ３５Ａの生成ガス熱交換器及びＳＧＣドラム２０８において、リダクタ部３３から高温の生成ガスが導かれると、生成ガス熱交換器によって生成ガスと第１給水との間で熱交換が行われる。そして、生成ガス熱交換器及びＳＧＣドラム２０８によって第１給水から蒸気が生成、過熱されて排熱回収ボイラ２０に供給される。

詳細には、まず、配管ＰＡ１を介して排熱回収ボイラ２０（配管ＰＨ１）からＳＧＣ節炭器２０２に供給された第１給水は、ＳＧＣ節炭器２０２によって加熱される。ＳＧＣ節炭器２０２によって加熱された第１給水は、配管ＰＳ１を介してＳＧＣドラム２０８に供給される。このとき、ＳＧＣ節炭器２０２の給水出口にはサブクール度（節炭器サブクール度）が設定されており、ＳＧＣ節炭器２０２におけるスチーミングを回避できるように構成されている。ＳＧＣドラム２０８に供給された第１給水は、配管ＰＳ２を介してＳＧＣ蒸発器２０４に供給され、一部が蒸気となった第１給水として配管ＰＳ３を介してＳＧＣドラム２０８に戻される。ＳＧＣドラム２０８によって気液分離された蒸気は、配管ＰＳ４を介してＳＧＣ過熱器２０６に供給されて過熱された後、配管ＰＡ４及び配管ＰＨ５を介して排熱回収ボイラ２０の高圧過熱器１０６に供給される。

シンガスクーラ３５Ａの吊下管２３０において、シンガスクーラ３５Ａにリダクタ部３３から高温の生成ガスが導かれると、吊下管２３０によって生成ガスと第２給水との間で熱交換が行われ、第２給水が加熱される。

詳細には、まず、配管ＰＡ２を介して排熱回収ボイラ２０（配管ＰＨ２）から吊下管２３０に供給された第２給水は、吊下管２３０によって加熱された後、配管ＰＡ３を介して配管ＰＨ１に設けられた第１返水部１５１に戻されて配管ＰＨ１を流通する第３給水に混合される。このとき、吊下管２３０の給水出口にはサブクール度（吊下管サブクール度）が設定されており、吊下管２３０におけるスチーミングを回避できるように構成されている。
また、吊下管２３０は、第２給水によって吊下管２３０の異常過熱を抑制している。つまり、吊下管２３０は、第２給水の加熱、生成ガス熱交換器の支持及び異常過熱防止を担っている。このとき、吊下管２３０を流通する第２給水は、異常過熱防止を主たる目的としているため、その流量は一定であることが好ましい。

ここで、シンガスクーラ３５Ａに導かれる高温の生成ガスは、シンガスクーラ３５Ａの入口付近では１０００℃以上１２００℃以下とされ、出口付近では３００℃以上５００℃以下とされている。

排熱回収ボイラ２０において、ガスタービン６３から高温のＧＴ排ガスが導かれると、燃焼ガス熱交換器によってＧＴ排ガスと第３給水との間で熱交換が行われる。そして、燃焼ガス熱交換器及びＨＲＳＧドラム１０８によって第３給水から蒸気が生成される。

詳細には、まず、配管ＰＨ７を介して復水器７２から高圧１次節炭器１０１に供給された第３給水は、高圧１次節炭器１０１によって、例えば、２００℃以上３００℃以下とされた第１所定温度（所定温度）に加熱される。高圧１次節炭器１０１によって加熱された第３給水は配管ＰＨ２を介して高圧２次節炭器１０２に供給されて更に加熱されることで第２所定温度となる。高圧２次節炭器１０２によって加熱された第３給水は配管ＰＨ１を介してＨＲＳＧドラム１０８に供給される。ＨＲＳＧドラム１０８に供給された第３給水は、配管ＰＨ３を介して高圧蒸発器１０４に供給され、一部が蒸気となった第３給水として配管ＰＳ４を介してＨＲＳＧドラム１０８に戻される。ＨＲＳＧドラム１０８によって気液分離された蒸気は、配管ＰＨ５を介して高圧過熱器１０６に供給されて過熱された後、配管ＰＨ６を介して蒸気供給ライン７１に供給される。

ここで、高圧２次節炭器１０２によって加熱された後の第３給水の第２所定温度は、第１返水部１５１に戻される第２給水よりも高温とされることが好ましい。これによって、第２所定温度の第３給水と第２給水とが混合されたとしても、混合後の第３給水の温度は、少なくとも第１返水部１５１に戻される第２給水よりも高温となる。

本実施形態によれば、以下の効果を奏する。
すなわち、第２給水は、配管ＰＨ２を流通する所定温度の第３給水から取り出され、第１給水は、配管ＰＨ１を流通する第３給水から取り出されている。このとき、第１所定温度の第３給水は高圧２次節炭器１０２によって第２所定温度（＞第１所定温度）に加熱されている。また、吊下管２３０から流出した第２給水は、配管ＰＨ１に設けられた第１返水部１５１に戻されている。
これによって、吊下管２３０によって加熱された第２給水が直接的に第１給水としてシンガスクーラ３５Ａが有するＳＧＣ節炭器２０２に導かれない構成とすることができる。このため、吊下管２３０から流出する第２給水に吊下管サブクール度を設定したとしても、吊下管サブクール度によって第１給水温度が制限されない。すなわち、ＳＧＣ節炭器２０２の給水として最適な温度とするために、ＳＧＣ節炭器２０２へ供給する第１給水の温度を、吊下管２３０によって加熱された第２給水よりも高温のものとすることができる。なお、ここで言う「最適な温度」とは、ＳＧＣ節炭器２０２に設定された節炭器サブクール度を満足する温度に可及的に近付けるように加熱された温度（圧力にも依るが、一例として３００℃以上３５０℃以下）である。そうすることで、生成ガスの温度（ＳＧＣ節炭器２０２の設置位置付近にて３００℃以上５００℃以下）と第１給水温度との温度差を小さくすることができるので、シンガスクーラ３５Ａにおける蒸気発生量を増加させることができる。つまり、生成ガスの熱（顕熱）を効率的に利用できることとなる。また、必要以上に生成ガスが冷却されることを抑制できるので、熱交換後の生成ガスの温度が精製に必要な温度（例えば、ＣＯＳ変換器２１での触媒活性温度）を下回る現象を回避できる。

また、第１給水は、第２所定温度の第３給水と吊下管２３０によって加熱された第２給水とが混合された第３給水とされている。
これによって、配管ＰＨ１を流通する第３給水の流量と吊下管２３０から返水された第２給水の流量との合計流量を第１給水に供給され得る流量として確保できる。

なお、例えばガス化設備が備えている補助ボイラ（ボイラ）に第３給水が供給されるよう構成されても良い。この場合、ガス化設備は排熱回収ボイラ２０を備えていなくても良い。

［第２実施形態］
以下、本発明の第２実施形態に係るガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備について図面を用いて説明する。本実施形態は、第１実施形態に対して、第２給水の給水先をＳＧＣドラム２０８とした上でＳＧＣ節炭器２０２に代えてＳＧＣ第２蒸発器２１０を設けた点で相違する。したがって、以下の説明では、第１実施形態と同様の構成については同一符号を付し、相違する構成について説明することとする。

［シンガスクーラ及び排熱回収ボイラの構成］
図３には、ガス化設備であれば備えているシンガスクーラ３５Ｂ、排熱回収ボイラ２０及びそれらを接続する配管（ＰＡ１〜ＰＡ４，ＰＨ１〜ＰＨ７，ＰＳ２〜ＰＳ６）が示されている。

シンガスクーラ３５Ｂは、ＳＧＣ過熱器（生成ガス熱交換器）２０６、ＳＧＣ蒸発器（生成ガス熱交換器）２０４及びＳＧＣ第２蒸発器（生成ガス熱交換器）２１０を備えている（以下、ＳＧＣ過熱器２０６、ＳＧＣ蒸発器２０４及びＳＧＣ第２蒸発器２１０を区別しない場合、単に「生成ガス熱交換器」という。）。このとき、ＳＧＣ第２蒸発器２１０は、生成ガスの流れ方向において、ＳＧＣ過熱器２０６及びＳＧＣ蒸発器２０４よりも下流側に配置されている。また、シンガスクーラ３５Ｂは、これらの生成ガス熱交換器と接続された気液分離器としてのＳＧＣドラム２０８を備えている。更に、シンガスクーラ３５Ｂは、鉛直方向に沿って延在する吊下管２３０を備えている。このとき、生成ガス熱交換器及び吊下管２３０は、生成ガスが流通する生成ガス流路に設けられており、ＳＧＣドラム２０８は、生成ガス流路の外部に設けられている。

ＳＧＣ第２蒸発器２１０とＳＧＣドラム２０８とは配管ＰＳ５及び配管ＰＳ６によって接続されている。

配管ＰＡ１は、配管ＰＨ１に設けられた第１取水部１４１とＳＧＣドラム２０８とを接続しており、配管ＰＨ１を流通する第３給水の一部を取り出して第１給水としてＳＧＣ節炭器２０２に供給している。

［シンガスクーラ及び排熱回収ボイラの動作］
次に、シンガスクーラ３５Ｂ及び排熱回収ボイラ２０の動作について詳細に説明する。
まず、排熱回収ボイラ２０（配管ＰＨ１）から取り出された第１給水は配管ＰＡ１を介してＳＧＣドラム２０８に供給される。ＳＧＣドラム２０８に供給された第１給水は、配管ＰＳ２を介してＳＧＣ蒸発器２０４に供給され、一部が蒸気となった第１給水として配管ＰＳ３を介してＳＧＣドラム２０８に戻される。また、ＳＧＣドラム２０８に供給された第１給水は、配管ＰＳ５を介してＳＧＣ第２蒸発器２１０に供給され、一部が蒸気となった第１給水として配管ＰＳ６を介してＳＧＣドラム２０８に戻される。ＳＧＣドラム２０８によって気液分離された蒸気は、配管ＰＳ４を介してＳＧＣ過熱器２０６に供給されて過熱された後、配管ＰＡ４及び配管ＰＨ５を介して排熱回収ボイラ２０の高圧過熱器１０６に供給される。

本実施形態によれば、以下の効果を奏する。
すなわち、排熱回収ボイラ２０（配管ＰＨ１）から取り出された第１給水は配管ＰＡ１を介してＳＧＣドラム２０８に供給されている。
これによって、第１給水をＳＧＣドラム２０８に直接的に供給することができるので、第１給水を節炭器（例えば、第１実施形態のＳＧＣ節炭器２０２参照）に供給する場合に比べて、第１給水の温度をより高温にすることができる。また、ＳＧＣ蒸発器２０４やＳＧＣ第２蒸発器２１０によって、効率的に蒸気を発生させることができる。

［変形例１］
図４に示されているように、上述の第１実施形態及び第２実施形態において、第１流量調整弁１１０、第１取水部１４１及び第１返水部１５１付近の構成は、配管ＰＨ１における第３給水の流通方向に沿って、上流側から第１返水部１５１、第１取水部１４１、第１流量調整弁１１０の順に配置されている。

この構成を、図５に示されているように、上流側から第１取水部１４１、第１返水部１５１、第１流量調整弁１１０の順に配置してもよい。
これによって、第１給水を吊下管２３０から返水された第２給水が混合される前の第３給水とすることができる。このとき、この第３給水は第２所定温度とされている。このため、第２所定温度の第３給水と吊下管２３０によって加熱された第２給水とが混合された第３給水を第１給水とした場合と比べて、第１給水の温度が低下することを回避できる。

［変形例２］
図６に示されているように、上流側から第１取水部１４１、第１流量調整弁１１０、第１返水部１５１の順に配置してもよい。
これによって、吊下管２３０を流通する第２給水の流量を確保することができる。この場合、第１流量調整弁１１０が、排熱回収ボイラ２０の高圧給水系統に必要な圧力損失を確保する弁として作用する。

［第３実施形態］
以下、本発明の第３実施形態に係るガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備について図面を用いて説明する。本実施形態は、第１実施形態及び第２実施形態に対して、配管ＰＡ３に配管ＰＡ５を設けた点で相違する。したがって、以下の説明では、第１実施形態及び第２実施形態と同様の構成については同一符号を付し、相違する構成について説明することとする。

図７には、ガス化設備であれば備えているシンガスクーラ３５Ｃ、排熱回収ボイラ２０及びそれらを接続する配管（ＰＡ１〜ＰＡ５，ＰＨ１〜ＰＨ７，ＰＳ１〜ＰＳ４）が示されている。

シンガスクーラ３５Ｃは、第１実施形態と同様（図２参照）、ＳＧＣ過熱器２０６、ＳＧＣ蒸発器２０４及びＳＧＣ節炭器２０２を備えている。また、シンガスクーラ３５Ｃは、これらの生成ガス熱交換器と接続された気液分離器としてのＳＧＣドラム２０８を備えている。
なお、第２実施形態（図３参照）のように、ＳＧＣ節炭器２０２に代えてＳＧＣ第２蒸発器２１０を設けた構成としてもよい。

配管ＰＡ３には、第２流量調整弁２１２及び流量計２１６が設けられている。これによって、配管ＰＡ３を流通する第２給水の流量を調整することができる。結果として、吊下管２３０を流通する第２給水の流量を調整することができる。なお、第２流量調整弁２１２の開度は、流量計２１６からの信号に基づいて制御部（図示せず）によって決定される。

また、配管ＰＡ３には、配管（分岐配管）ＰＡ５が接続されている。配管ＰＡ５の他端はフラッシュパイプや復水器７２に接続されており、配管ＰＡ３を流通する第２給水を系外にも排出できる。

配管ＰＡ５には、第３流量調整弁２１４が設けられている。第３流量調整弁２１４の開度は、流量計２１６からの信号に基づいて制御部（図示せず）によって決定される。

本実施形態によれば、以下の効果を奏する。
すなわち、配管ＰＡ３には第２流量調整弁２１２が設けられている。これによって、吊下管２３０を流通する第２給水の流量を調整することができる。

また、配管ＰＡ３に接続された配管ＰＡ５には第３流量調整弁２１４が設けられている。第３流量調整弁２１４は、次のような場合に使用される。すなわち、第２流量調整弁２１２の開度を全開にしているにもかかわらず第２給水の流量が不足している場合に、第３流量調整弁２１４の開度を増加させることで第２給水の流量を確保する。なお、第２流量調整弁２１２の開度調整のみによって第２給水の流量調整が可能な場合は、第３流量調整弁２１４の開度は一定（例えば、全閉状態）としておく。

また、排熱回収ボイラ２０やシンガスクーラ３５による蒸気発生量に対して第２給水の流量が多い場合、配管ＰＡ５によって余分な第２給水を系外に排出することができる。

［第４実施形態］
以下、本発明の第４実施形態に係るガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備について図面を用いて説明する。本実施形態は、第１実施形態乃至第３実施形態対して、配管ＰＡ３の返水先を配管ＰＨ２とした点で相違する。したがって、以下の説明では、第１実施形態乃至第３実施形態と同様の構成については同一符号を付し、相違する構成について説明することとする。

図８には、ガス化設備であれば備えているシンガスクーラ３５Ｄ、排熱回収ボイラ２０及びそれらを接続する配管（ＰＡ１〜ＰＡ４，ＰＨ１〜ＰＨ７，ＰＳ１〜ＰＳ４）が示されている。

シンガスクーラ３５Ｄは、第１実施形態と同様（図２参照）、ＳＧＣ過熱器２０６、ＳＧＣ蒸発器２０４及びＳＧＣ節炭器２０２を備えている。また、シンガスクーラ３５Ｄは、これらの生成ガス熱交換器と接続された気液分離器としてのＳＧＣドラム２０８を備えている。
なお、第２実施形態（図３参照）のように、ＳＧＣ節炭器２０２に代えてＳＧＣ第２蒸発器２１０を設けた構成としてもよい。

配管ＰＡ３は、吊下管２３０上部の給水出口と配管ＰＨ２に設けられた第２返水部１５２とを接続しており、吊下管２３０から排出された第２給水を配管ＰＨ２に戻している。このとき、第２返水部１５２は、配管ＰＨ２の第３給水の流通方向において、第２取水部１４２よりも上流に位置している。
これによって、配管ＰＡ２、吊下管２３０、配管ＰＡ３、配管ＰＨ２（第２返水部１５２と第２取水部１４２との間の配管ＰＨ２）によって第２給水を循環させることができる。

配管ＰＡ２には、送水ポンプ２３２が設けられている。これによって、第２給水の循環に必要な圧力ヘッドを確保できる。

本実施形態によれば、以下の効果を奏する。
すなわち、配管ＰＡ２、吊下管２３０、配管ＰＡ３、配管ＰＨ２、送水ポンプ２３２によって第２給水を循環させることとした。
これによって、第２給水は、第２給水の流量は送水ポンプ２３２によって調整される。このため、例えばガス化複合発電設備が定格運転していない場合でも、すなわち、排熱回収ボイラ２０やシンガスクーラ３５による蒸気発生量が定格運転時よりも少ない場合でも、一定量の第２給水を吊下管２３０内に流通させることができる。

［第５実施形態］
以下、本発明の第５実施形態に係るガス化設備及びこれを備えたガス化複合発電設備について図面を用いて説明する。本実施形態は、第１実施形態乃至第４実施形態対して、配管ＰＡ３の返水先をＳＧＣドラム２０８とした点で相違する。したがって、以下の説明では、第１実施形態乃至第４実施形態と同様の構成については同一符号を付し、相違する構成について説明することとする。

図９には、ガス化設備であれば備えているシンガスクーラ３５Ｅ、排熱回収ボイラ２０及びそれらを接続する配管（ＰＡ１〜ＰＡ４，ＰＨ１〜ＰＨ７，ＰＳ１〜ＰＳ４）が示されている。

シンガスクーラ３５Ｅは、第１実施形態と同様（図２参照）、ＳＧＣ過熱器２０６、ＳＧＣ蒸発器２０４及びＳＧＣ節炭器２０２を備えている。また、シンガスクーラ３５Ｄは、これらの生成ガス熱交換器と接続された気液分離器としてのＳＧＣドラム２０８を備えている。
なお、第２実施形態（図３参照）のように、ＳＧＣ節炭器２０２に代えてＳＧＣ第２蒸発器２１０を設けた構成としてもよい。

配管ＰＡ３は、吊下管２３０上部の給水出口とＳＧＣドラム２０８とを接続しており、吊下管２３０から排出された第２給水をＳＧＣドラム２０８に戻している。

本実施形態によれば、以下の効果を奏する。
すなわち、第２給水は、配管ＰＨ２を流通する所定温度の第３給水から取り出され、第１給水は、配管ＰＨ１を流通する第３給水から取り出されている。このとき、吊下管２３０から流出した第２給水は、ＳＧＣドラム２０８に戻している。
これによって、吊下管２３０によって加熱された第２給水を第１給水とは別の給水系統としてＳＧＣドラム２０８に導くことができる。このため、吊下管２３０から流出する第２給水に吊下管サブクール度を設定したとしても、吊下管サブクール度によって第１給水温度が制限されない。すなわち、第１給水温度をシンガスクーラ３５が有するＳＧＣ節炭器２０２やＳＧＣドラム２０８に最適な温度とすることができる。そうすることで、生成ガスの温度と第１給水温度との温度差を小さくすることができるので、シンガスクーラ３５Ａにおける蒸気発生量を増加させることができる。つまり、生成ガスの熱（顕熱）を効率的に利用できることとなる。また、必要以上に生成ガスが冷却されることを抑制できるので、熱交換後の生成ガスの温度が精製に必要な温度（例えば、ＣＯＳ変換器２１での触媒活性温度）を下回る現象を回避できる。

なお、第１実施形態乃至第５実施形態の構成は、可能な範囲で組み合わせることができ、設備の仕様に応じて適宜設計できる。

１ 石炭ガス化複合発電設備
１６ ガス化炉
２０ 排熱回収ボイラ（ボイラ）
３５ シンガスクーラ（生成ガス熱交換部）
６３ ガスタービン
１０１ 高圧１次節炭器（一の燃焼ガス熱交換器）
１０２ 高圧２次節炭器（他の燃焼ガス熱交換器）
１０４ 高圧蒸発器（燃焼ガス熱交換器）
１０６ 高圧過熱器（燃焼ガス熱交換器）
１１０ 第１流量調整弁
１４１ 第１取水部
１４２ 第２取水部
１５１ 第１返水部
１５２ 第２返水部
２０２ ＳＧＣ節炭器（生成ガス熱交換器）
２０４ ＳＧＣ蒸発器（生成ガス熱交換器）
２０６ ＳＧＣ過熱器（生成ガス熱交換器）
２０８ ＳＧＣドラム（第１ドラム）
２１０ ＳＧＣ第２蒸発器（生成ガス熱交換器）
２１２ 第２流量調整弁
２１４ 第３流量調整弁
２３０ 吊下管
２３２ 送水ポンプ
ＰＡ３ 配管（第１返水管）
ＰＡ５ 配管（分岐配管）
ＰＨ１ 配管（第１配管）
ＰＨ２ 配管（第２配管）

Claims (13)

1. 複数の生成ガス熱交換器と蒸気を気液分離する第１ドラムとを有して炭素含有固体燃料から生成された生成ガスによって第１給水を加熱して蒸気を生成する生成ガス熱交換部と、複数の前記生成ガス熱交換器を支持するとともに内部に第２給水が流通する吊下管と、を有しているガス化炉と、
   第３給水を加熱して蒸気を生成するボイラと、
   を備え、
   前記第２給水は、所定温度とされた前記第３給水から取り出され、
   前記第１給水は、前記ボイラによって前記所定温度よりも高温に加熱された前記第３給水から取り出されているガス化設備。
2. 複数の前記生成ガス熱交換器のうち一の前記生成ガス熱交換器は、水を加熱する節炭器とされ、
   前記第１給水は、前記節炭器に供給されている請求項１に記載のガス化設備。
3. 複数の前記生成ガス熱交換器のうち一の前記生成ガス熱交換器は、水を蒸発させる蒸発器とされ、
   前記第１ドラムは、前記蒸発器にて生成された蒸気を気液分離して、
   前記第１給水は、前記第１ドラムに供給されている請求項１に記載のガス化設備。
4. 前記ボイラは、一の燃焼ガス熱交換器と他の燃焼ガス熱交換器とを有し、
   前記第３給水は、前記一の燃焼ガス熱交換器、前記他の燃焼ガス熱交換器の順に導かれて、
   前記一の燃焼ガス熱交換器は、燃焼ガスの流通方向において前記他の燃焼ガス熱交換器よりも下流側に設置され、
   前記第１給水は、前記他の燃焼ガス熱交換器の出口に接続された第１配管を流通する前記第３給水から取り出され、
   前記第２給水は、前記一の燃焼ガス熱交換器の出口と前記他の燃焼ガス熱交換器の入口とを接続している第２配管を流通する前記第３給水から取り出されている請求項１から３のいずれかに記載のガス化設備。
5. 前記第１給水は、前記第１配管の第１取水部から取り出され、
   前記吊下管から流出した前記第２給水は、前記第１配管内の前記第３給水の流通方向において前記第１取水部よりも上流側の前記第１配管に設けられた第１返水部に戻されている請求項４に記載のガス化設備。
6. 前記第１給水は、前記第１配管の第１取水部から取り出され、
   前記吊下管から流出した前記第２給水は、前記第１配管内の前記第３給水の流通方向において前記第１取水部よりも下流側の第１返水部に戻されている請求項４に記載のガス化設備。
7. 前記第１配管内の前記第３給水の流通方向において前記第１取水部よりも下流の前記第１配管には、第１流量調整弁が設けられ、
   前記第１返水部は、前記第１配管内の前記第３給水の流通方向において前記第１流量調整弁よりも下流側に設けられている請求項６に記載のガス化設備。
8. 前記吊下管の出口と前記第１返水部との間には第１返水管が設けられ、
   該第１返水管には、第２流量調整弁が設けられている請求項５から７のいずれかに記載のガス化設備。
9. 前記第１返水管内の前記第２給水の流通方向において前記第２流量調整弁よりも上流側の前記第１返水管には分岐配管が接続され、
   該分岐配管には、第３流量調整弁が設けられている請求項８に記載のガス化設備。
10. 前記吊下管に前記第２給水を送る送水ポンプを備え、
    前記第２給水は、前記第２配管の第２取水部から取り出され、
    前記吊下管から流出した前記第２給水は、前記第２配管内の前記第３給水の流通方向において前記第２取水部よりも上流側の前記第２配管に設けられた第２返水部に戻されている請求項４に記載のガス化設備。
11. 前記吊下管から流出した前記第２給水は、前記第１ドラムに送水されている請求項１から４のいずれかに記載のガス化設備。
12. 前記ボイラは、ガスタービンからの排ガスによって前記第３給水を加熱して蒸気を生成する排熱回収ボイラとされている請求項１から１１のいずれかに記載のガス化設備。
13. 請求項１から１２のいずれかに記載のガス化設備を備えているガス化複合発電設備。

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