JP2680782B2 - 燃料改質器を組み合せた石炭焚きコンバインド発電プラント - Google Patents
燃料改質器を組み合せた石炭焚きコンバインド発電プラントInfo
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- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
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- F22—STEAM GENERATION
- F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
- F22B33/00—Steam-generation plants, e.g. comprising steam boilers of different types in mutual association
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Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は、事業用及び産業用の石
炭焚きコンバインド発電プラントの効率向上に関する。
炭焚きコンバインド発電プラントの効率向上に関する。
【０００２】
【従来の技術】従来技術の例として、以下の３例を示
す。
す。
【０００３】（第１例） 図１２に第１例のシステム構成図を示す。燃料である石
炭は加圧流動床ボイラ１に供給され、ガスタービン６に
連結された空気圧縮機７により加圧（約１０〜３０kg/c
m2) された空気によってその加圧流動床ボイラ１におい
て流動床燃焼し、その高温燃焼ガス（約８５０℃）は脱
塵装置であるサイクロン３、セラミックフィルタ４を通
過させる。
炭は加圧流動床ボイラ１に供給され、ガスタービン６に
連結された空気圧縮機７により加圧（約１０〜３０kg/c
m2) された空気によってその加圧流動床ボイラ１におい
て流動床燃焼し、その高温燃焼ガス（約８５０℃）は脱
塵装置であるサイクロン３、セラミックフィルタ４を通
過させる。
【０００４】この燃焼ガスはガスタービン入口温度とし
ては比較的低温な為、別にトッピング燃料として天然ガ
スを燃料として使用し、燃焼器５による燃焼後のガスと
混合する事によりガスタービン入口温度を高温としプラ
ント効率をさらに高めている。ガスタービン６は空気圧
縮機７を駆動し発電機８で発電する。
ては比較的低温な為、別にトッピング燃料として天然ガ
スを燃料として使用し、燃焼器５による燃焼後のガスと
混合する事によりガスタービン入口温度を高温としプラ
ント効率をさらに高めている。ガスタービン６は空気圧
縮機７を駆動し発電機８で発電する。
【０００５】一方、加圧流動床ボイラ１での発生熱は、
蒸気伝熱管２で吸熱される。蒸気系はガスタービン排ガ
スにより排ガスボイラ９で加熱されており、発生した蒸
気で駆動する蒸気タービン１１により発電機８で発電す
る複合発電サイクルを構成している。排ガスボイラ９か
らの排ガスは煙突１０より排出される。
蒸気伝熱管２で吸熱される。蒸気系はガスタービン排ガ
スにより排ガスボイラ９で加熱されており、発生した蒸
気で駆動する蒸気タービン１１により発電機８で発電す
る複合発電サイクルを構成している。排ガスボイラ９か
らの排ガスは煙突１０より排出される。
【０００６】（第２例） 図１３に第２例のシステム構成図を示す。燃料である石
炭は石炭ガス化炉１２において一酸化炭素と水素に富む
石炭ガス化ガスに部分燃焼させ、蒸気系への伝熱部２に
おいて熱交換させる。そのあと脱硫・脱硝装置１３を通
過させガスタービン燃焼器５へ導く。石炭ガス化炉１２
での生成ガスの発熱量を補い、ガスタービン燃焼器５の
着火を安定させる為、また発電プラントとしての燃料の
柔軟性を持たせるために必要により助燃燃料としての天
然ガスをガスタービン燃焼器５直前で石炭ガス化ガスと
混合させる。
炭は石炭ガス化炉１２において一酸化炭素と水素に富む
石炭ガス化ガスに部分燃焼させ、蒸気系への伝熱部２に
おいて熱交換させる。そのあと脱硫・脱硝装置１３を通
過させガスタービン燃焼器５へ導く。石炭ガス化炉１２
での生成ガスの発熱量を補い、ガスタービン燃焼器５の
着火を安定させる為、また発電プラントとしての燃料の
柔軟性を持たせるために必要により助燃燃料としての天
然ガスをガスタービン燃焼器５直前で石炭ガス化ガスと
混合させる。
【０００７】ガスタービン燃焼器５で燃焼した高温ガス
は、ガスタービン６を駆動することにより空気圧縮機７
を駆動するとともに発電機８で発電する。さらにガスタ
ービン６後流では排ガスボイラ９により蒸気系と熱交換
すると共に、石炭ガス化炉内伝熱部２での熱供給により
発生した蒸気で蒸気タービン１１を駆動し発電機８で発
電する。排ガスボイラ９からの排ガスは煙突１０から排
出される。
は、ガスタービン６を駆動することにより空気圧縮機７
を駆動するとともに発電機８で発電する。さらにガスタ
ービン６後流では排ガスボイラ９により蒸気系と熱交換
すると共に、石炭ガス化炉内伝熱部２での熱供給により
発生した蒸気で蒸気タービン１１を駆動し発電機８で発
電する。排ガスボイラ９からの排ガスは煙突１０から排
出される。
【０００８】（第３例） 図１４に第３例のシステム構成図を示す。燃料である石
炭は石炭部分ガス化炉１４へ投入され、炭素転換率に応
じて部分燃焼・ガス化される。未燃チャーは全量酸化炉
１５に投入され、酸化炉１５ではこの未燃チャーを主燃
料として完全燃焼させている。酸化炉１５での発生熱
は、流動床内に配置された伝熱管２により蒸気系で熱吸
収させている。
炭は石炭部分ガス化炉１４へ投入され、炭素転換率に応
じて部分燃焼・ガス化される。未燃チャーは全量酸化炉
１５に投入され、酸化炉１５ではこの未燃チャーを主燃
料として完全燃焼させている。酸化炉１５での発生熱
は、流動床内に配置された伝熱管２により蒸気系で熱吸
収させている。
【０００９】酸化炉１５からの発生ガスは石炭部分ガス
化炉１４へ導かれた後、石炭ガス化ガスとともに脱硫炉
１６に導きここで石灰石を用いた還元雰囲気で脱硫させ
る。その後脱硫された燃料ガスはサイクロン３を通過
後、ガス冷却器１７で蒸気系と熱交換後、セラミックフ
ィルタ４で再び脱塵させガスタービン燃焼器５へ導く。
化炉１４へ導かれた後、石炭ガス化ガスとともに脱硫炉
１６に導きここで石灰石を用いた還元雰囲気で脱硫させ
る。その後脱硫された燃料ガスはサイクロン３を通過
後、ガス冷却器１７で蒸気系と熱交換後、セラミックフ
ィルタ４で再び脱塵させガスタービン燃焼器５へ導く。
【００１０】ガスタービン燃焼器５入口ガスは低カロリ
ーガスであり、燃焼器５における良好な燃焼と発電プラ
ントとしての燃料の多用性・柔軟性を持たせるため、天
然ガスをガスタービン燃焼器５の直前で助燃・複合燃料
として使用している。このことによりガスタービン燃焼
器５では良好な燃焼が可能となる。ガスタービン燃焼器
５で燃焼後、ガスタービン６により空気圧縮機７を駆動
させるとともに発電機８で発電する。
ーガスであり、燃焼器５における良好な燃焼と発電プラ
ントとしての燃料の多用性・柔軟性を持たせるため、天
然ガスをガスタービン燃焼器５の直前で助燃・複合燃料
として使用している。このことによりガスタービン燃焼
器５では良好な燃焼が可能となる。ガスタービン燃焼器
５で燃焼後、ガスタービン６により空気圧縮機７を駆動
させるとともに発電機８で発電する。
【００１１】空気圧縮機７により圧縮された空気の一部
は空気昇圧機１８により再び昇圧された後、石炭部分ガ
ス化炉１４、酸化炉１５へ導かれる。ガスタービン排ガ
スは約５６０℃と高温な為、排ガスボイラ９で蒸気系に
より熱回収している。蒸気系は酸化炉１５内の伝熱管
２、ガス冷却器１７及び排ガスボイラ９で熱量を得て蒸
気タービン１１に連結された発電機８で発電する複合発
電サイクルを構成している。
は空気昇圧機１８により再び昇圧された後、石炭部分ガ
ス化炉１４、酸化炉１５へ導かれる。ガスタービン排ガ
スは約５６０℃と高温な為、排ガスボイラ９で蒸気系に
より熱回収している。蒸気系は酸化炉１５内の伝熱管
２、ガス冷却器１７及び排ガスボイラ９で熱量を得て蒸
気タービン１１に連結された発電機８で発電する複合発
電サイクルを構成している。
【００１２】
【発明が解決しようとする課題】従来技術においても特
に問題となる点は無いが、エネルギ資源の有効利用と環
境対策、また発電プラントの経済性向上の為、現状のプ
ラント効率（４２〜４９％）を更に向上させる必要があ
る。
に問題となる点は無いが、エネルギ資源の有効利用と環
境対策、また発電プラントの経済性向上の為、現状のプ
ラント効率（４２〜４９％）を更に向上させる必要があ
る。
【００１３】本発明は、ガスタービン燃料の改質器を組
み込んでプラント効率を向上させた石炭焚きコンバイン
ド発電プラントを提供することを課題としている。
み込んでプラント効率を向上させた石炭焚きコンバイン
ド発電プラントを提供することを課題としている。
【００１４】
【課題を解決するための手段】本発明は、石炭を加圧下
の炉で燃焼させその生成ガスを用いるガスタービンと、
その排ガスによる排ガスボイラに組み合わされた蒸気タ
ービンとを有し、前記ガスタービンの入口温度を上げる
ためそのガスタービンの入口側で他の燃料を燃焼させる
ように構成された石炭焚きコンバインド発電プラントに
おける前記課題を解決するため、前記炉の内部に前記他
の燃料を改質する燃料改質器を設置した構成を採用す
る。
の炉で燃焼させその生成ガスを用いるガスタービンと、
その排ガスによる排ガスボイラに組み合わされた蒸気タ
ービンとを有し、前記ガスタービンの入口温度を上げる
ためそのガスタービンの入口側で他の燃料を燃焼させる
ように構成された石炭焚きコンバインド発電プラントに
おける前記課題を解決するため、前記炉の内部に前記他
の燃料を改質する燃料改質器を設置した構成を採用す
る。
【００１５】本発明において、石炭を加圧下で燃焼させ
る炉としては加圧流動床ボイラであってよく、この場
合、前記した燃料改質器はその加圧流動床ボイラの内部
に配設してよい。その設置場所は改質する燃料に応じて
選定する。
る炉としては加圧流動床ボイラであってよく、この場
合、前記した燃料改質器はその加圧流動床ボイラの内部
に配設してよい。その設置場所は改質する燃料に応じて
選定する。
【００１６】また、本発明において、石炭を加圧下で燃
焼させる炉としては石炭を部分燃焼させる石炭ガス化炉
であってもよく、この場合、燃料改質器はその石炭ガス
化炉内部に設置してよい。これらの構成において、燃料
改質器で改質された燃料はガスタービン入口のガスター
ビン燃焼器で燃焼させる。
焼させる炉としては石炭を部分燃焼させる石炭ガス化炉
であってもよく、この場合、燃料改質器はその石炭ガス
化炉内部に設置してよい。これらの構成において、燃料
改質器で改質された燃料はガスタービン入口のガスター
ビン燃焼器で燃焼させる。
【００１７】更にまた、本発明において石炭を加圧下で
燃焼させる炉としては未燃チャーを完全燃焼させる酸化
炉を具えた石炭ガス化炉であってよく、この場合、燃料
改質器はその酸化炉の内部に設置した構成とすることが
できる。この場合、改質燃料は石炭ガス化炉に導いて
も、ガスタービン燃焼器へ導いてもよい。
燃焼させる炉としては未燃チャーを完全燃焼させる酸化
炉を具えた石炭ガス化炉であってよく、この場合、燃料
改質器はその酸化炉の内部に設置した構成とすることが
できる。この場合、改質燃料は石炭ガス化炉に導いて
も、ガスタービン燃焼器へ導いてもよい。
【００１８】また、本発明において石炭を加圧下で燃焼
させる炉としては、脱硫炉とガス冷却器を備えた石炭ガ
ス化炉を採用してよく、その場合には、燃料改質器をそ
の脱硫炉とガス冷却器の少くともいづれか一方の内部に
設置することができる。この場合の改質燃料はガスター
ビン燃焼器で燃焼させる。
させる炉としては、脱硫炉とガス冷却器を備えた石炭ガ
ス化炉を採用してよく、その場合には、燃料改質器をそ
の脱硫炉とガス冷却器の少くともいづれか一方の内部に
設置することができる。この場合の改質燃料はガスター
ビン燃焼器で燃焼させる。
【００１９】本発明において、燃料改質器で改質する燃
料としては天然ガスやメタノールなどとすることができ
る。
料としては天然ガスやメタノールなどとすることができ
る。
【００２０】
【作用】本発明による石炭焚きコンバインド発電プラン
トにおいては前記したように燃料改質器を設置している
ので、従来蒸気系に回収されていた熱エネルギを燃料改
質器において燃料改質を行うことにより化学エネルギに
交換し、改質後燃料ガスを直接燃焼させ、作動流体とし
ガスタービンで発電する。
トにおいては前記したように燃料改質器を設置している
ので、従来蒸気系に回収されていた熱エネルギを燃料改
質器において燃料改質を行うことにより化学エネルギに
交換し、改質後燃料ガスを直接燃焼させ、作動流体とし
ガスタービンで発電する。
【００２１】また、本発明によれば燃料改質により燃料
の発熱量が上昇されるので燃料消費量を低減させること
ができる。例えば天然ガスを改質温度８００℃、改質圧
力３０ata 、天然ガス中のカーボンＣに対する水蒸気Ｓ
のモル比（以下Ｓ／Ｃと記す）を２．５として燃料改質
した場合、高位発熱量が約１．１６７倍に上昇する。
の発熱量が上昇されるので燃料消費量を低減させること
ができる。例えば天然ガスを改質温度８００℃、改質圧
力３０ata 、天然ガス中のカーボンＣに対する水蒸気Ｓ
のモル比（以下Ｓ／Ｃと記す）を２．５として燃料改質
した場合、高位発熱量が約１．１６７倍に上昇する。
【００２２】これを更に説明すると、天然ガスの水蒸気
改質の反応式は以下の通りである。
改質の反応式は以下の通りである。
【００２３】 ＣｎＨｍ＋ｎＨ2 Ｏ→ｎＣＯ＋（ｍ／２＋ｎ）Ｈ2 −Ｑ（吸熱） 天然ガス中で大半を占めるメタンの場合には ＣＨ4 ＋Ｈ2 Ｏ→ＣＯ＋３Ｈ2 −４９．３（kcal/mol) 理想的な改質前後の発熱量はＣＨ4 ＝２１２．８（kcal
/mol) からＣＯ（６７．７kcal/mol）＋３Ｈ2 （３×６
８．３kcal/mol）＝２７２．６（kcal/mol) へ１．２８
倍に増加するが、実際には改質条件（温度，圧力，Ｓ／
Ｃ）により改質後のガス組成が図９のように異なり、高
位発熱量増加率は図１０に示すように若干低下すること
になる。
/mol) からＣＯ（６７．７kcal/mol）＋３Ｈ2 （３×６
８．３kcal/mol）＝２７２．６（kcal/mol) へ１．２８
倍に増加するが、実際には改質条件（温度，圧力，Ｓ／
Ｃ）により改質後のガス組成が図９のように異なり、高
位発熱量増加率は図１０に示すように若干低下すること
になる。
【００２４】なお、改質に用いる水蒸気は触媒（アルミ
ナを担持体としたニッケル触媒）内におけるカーボン析
出防止の為、Ｓ／Ｃは２．５以上必要であるが、多量の
水蒸気の投入は水分損失の増大につながる為、Ｓ／Ｃ＝
２〜４の範囲を選定する。
ナを担持体としたニッケル触媒）内におけるカーボン析
出防止の為、Ｓ／Ｃは２．５以上必要であるが、多量の
水蒸気の投入は水分損失の増大につながる為、Ｓ／Ｃ＝
２〜４の範囲を選定する。
【００２５】次にメタノールを燃料改質する場合につい
て説明すると、その場合の化学反応式は次のとおりであ
る。
て説明すると、その場合の化学反応式は次のとおりであ
る。
【００２６】 ＣＨ3 ＯＨ →ＣＯ＋２Ｈ2 −２１．７（kcal/mol) ＣＯ＋Ｈ2 Ｏ→ＣＯ2 ＋Ｈ2 ＋９．８３（kcal/mol) 改質触媒には銅系触媒を使用し、改質条件は温度が約２
００〜３００℃、圧力は１０kg/cm2以下の低圧下で行わ
れる。また、触媒内でのカーボン析出防止の為、Ｓ／Ｃ
を約２〜３にして反応を行わせる。
００〜３００℃、圧力は１０kg/cm2以下の低圧下で行わ
れる。また、触媒内でのカーボン析出防止の為、Ｓ／Ｃ
を約２〜３にして反応を行わせる。
【００２７】次に燃料改質を複合サイクルへ組み込んだ
際の作用について説明する。図１１に示すように、
（ａ）図の従来技術において、サイクル内において蒸気
ランキンサイクルへ投入されていた熱エネルギの一部を
燃料改質作用を用いることにより化学エネルギに変換
し、（ｂ）図のように（ブレイトンサイクル＋ランキン
サイクルの）複合サイクルへ移行し、直接燃焼させガス
タービン作動流体とすることが可能となることから系内
におけるエントロピー生成量が低減され、プラント効率
が向上する。
際の作用について説明する。図１１に示すように、
（ａ）図の従来技術において、サイクル内において蒸気
ランキンサイクルへ投入されていた熱エネルギの一部を
燃料改質作用を用いることにより化学エネルギに変換
し、（ｂ）図のように（ブレイトンサイクル＋ランキン
サイクルの）複合サイクルへ移行し、直接燃焼させガス
タービン作動流体とすることが可能となることから系内
におけるエントロピー生成量が低減され、プラント効率
が向上する。
【００２８】さらに本発明においては、燃焼ガスが高温
の炉内に燃料改質器を設置しているので、改質に必要な
温度が３００℃でよいメタノールはもちろん、それ以外
の高温場（約５５０〜８５０℃）での改質が必要な天然
ガス等を燃料として用いることができる。
の炉内に燃料改質器を設置しているので、改質に必要な
温度が３００℃でよいメタノールはもちろん、それ以外
の高温場（約５５０〜８５０℃）での改質が必要な天然
ガス等を燃料として用いることができる。
【００２９】また熱供給側（高温側）と受熱側（低温
側）との温度差が小さくなればなる程、発電プラント効
率が向上することは既知であるが、本発明では燃料ガス
の高温の熱を燃料の改質に用いて高温の燃焼ガスの温度
を一旦下げた後、発電サイクルに組み込まれるので、そ
の分、発電効率が向上するとともに、燃料の改質による
効率向上の分も合わせて発電プラント効率が飛躍的に向
上する。
側）との温度差が小さくなればなる程、発電プラント効
率が向上することは既知であるが、本発明では燃料ガス
の高温の熱を燃料の改質に用いて高温の燃焼ガスの温度
を一旦下げた後、発電サイクルに組み込まれるので、そ
の分、発電効率が向上するとともに、燃料の改質による
効率向上の分も合わせて発電プラント効率が飛躍的に向
上する。
【００３０】
【実施例】以下、本発明による石炭焚きコンバインド発
電プラントを図示した実施例により具体的に説明する。
なお、以下説明する実施例において、図１２〜図１４に
示した従来の発電プラントと同じ構成の部分には同符号
を付してあり、それらについての重複する説明は省略す
る。
電プラントを図示した実施例により具体的に説明する。
なお、以下説明する実施例において、図１２〜図１４に
示した従来の発電プラントと同じ構成の部分には同符号
を付してあり、それらについての重複する説明は省略す
る。
【００３１】（実施例１） 図１に本発明の第１実施例を示してある。この実施例は
図１２に示した従来のプラントにおいて加圧流動床ボイ
ラ１内に燃料改質器１９を配設したものである。すなわ
ち、加圧下で流動床燃焼している炉１内の流動床内へ蒸
気伝熱管２と共に燃料改質器１９を配置し、改質温度８
００℃、改質圧力３０ata 、Ｓ／Ｃ＝２．５の条件で天
然ガスを改質させ発熱量の高いガスに変換した後、ガス
タービン燃焼器５で燃焼させ、Ａ点で流動床燃焼により
生じた燃焼ガスと混合させる。
図１２に示した従来のプラントにおいて加圧流動床ボイ
ラ１内に燃料改質器１９を配設したものである。すなわ
ち、加圧下で流動床燃焼している炉１内の流動床内へ蒸
気伝熱管２と共に燃料改質器１９を配置し、改質温度８
００℃、改質圧力３０ata 、Ｓ／Ｃ＝２．５の条件で天
然ガスを改質させ発熱量の高いガスに変換した後、ガス
タービン燃焼器５で燃焼させ、Ａ点で流動床燃焼により
生じた燃焼ガスと混合させる。
【００３２】図７に燃料改質器１９の構造の１例を示
す。改質器１９は二重管構造をしており、内筒より流入
させ予熱した後、外筒に充填した触媒において改質され
る。触媒層への入口温度は約４５０〜５００℃が必要
（触媒特性より）な為、図８に示すような温度制御用バ
イパス弁２１で制御されるバイパススプレイを使った温
度制御が必要である。
す。改質器１９は二重管構造をしており、内筒より流入
させ予熱した後、外筒に充填した触媒において改質され
る。触媒層への入口温度は約４５０〜５００℃が必要
（触媒特性より）な為、図８に示すような温度制御用バ
イパス弁２１で制御されるバイパススプレイを使った温
度制御が必要である。
【００３３】流動床燃焼により生じたガス温度は約８５
０℃と比較的低温であるが、サイクロン３、セラミック
フィルタ４で脱塵された後、燃焼器５で燃焼した高温ガ
スとの混合により１３００℃以上の高温ガスとなりガス
タービン６へ導かれ、圧縮機７を駆動し、発電機８で発
電する。ガスタービン入口温度の高温化によりガスター
ビン効率は飛躍的に向上する。ガスタービン入口温度の
高温化に伴い、ガスタービン排ガス温度も上昇し排ガス
ボイラ９での熱回収量も増大する。排ガスボイラ９から
の排ガスは煙突１０より排出される。
０℃と比較的低温であるが、サイクロン３、セラミック
フィルタ４で脱塵された後、燃焼器５で燃焼した高温ガ
スとの混合により１３００℃以上の高温ガスとなりガス
タービン６へ導かれ、圧縮機７を駆動し、発電機８で発
電する。ガスタービン入口温度の高温化によりガスター
ビン効率は飛躍的に向上する。ガスタービン入口温度の
高温化に伴い、ガスタービン排ガス温度も上昇し排ガス
ボイラ９での熱回収量も増大する。排ガスボイラ９から
の排ガスは煙突１０より排出される。
【００３４】蒸気系はこの排ガスボイラ９と加圧下にお
ける流動床燃焼の層内に配置された伝熱管２により熱供
給を受け蒸気タービン１１により発電機８で発電する。
このシステムによりプラント効率は相対値で約４％向上
する。
ける流動床燃焼の層内に配置された伝熱管２により熱供
給を受け蒸気タービン１１により発電機８で発電する。
このシステムによりプラント効率は相対値で約４％向上
する。
【００３５】本実施例の装置においては、加圧流動床ボ
イラ１の流動層内に燃料改質器１９を設置しているた
め、流動層内での熱伝達では、熱伝達率が非常に高く
（対流電熱の３〜５倍）、火炉又はガスタービン燃焼室
での火炎の輻射やガス対流による熱伝達の場合と比較し
て、流動層温度と伝熱管表面温度差を格段に小さくする
ことができる。
イラ１の流動層内に燃料改質器１９を設置しているた
め、流動層内での熱伝達では、熱伝達率が非常に高く
（対流電熱の３〜５倍）、火炉又はガスタービン燃焼室
での火炎の輻射やガス対流による熱伝達の場合と比較し
て、流動層温度と伝熱管表面温度差を格段に小さくする
ことができる。
【００３６】更に流動層内では温度と熱伝達率が均一で
あるため、局部的な温度上昇による伝熱管の損傷が生じ
にくく伝熱管内のガスを高い温度まで加熱できるという
利点がある。
あるため、局部的な温度上昇による伝熱管の損傷が生じ
にくく伝熱管内のガスを高い温度まで加熱できるという
利点がある。
【００３７】（実施例２） 図２に本発明の第２実施例を示してある。この実施例
は、図１３に示した従来のプラントにおいて、その石炭
ガス化炉１２内に燃料改質器１９を配設したものであ
る。図２において、石炭を部分燃焼させるガス化炉１２
からの石炭ガス化ガスを利用して、従来蒸気系伝熱管２
を配置していた一部に燃料改質器１９を配し改質温度８
００℃、改質圧力３０ata 、Ｓ／Ｃ＝２．５の改質条件
で天然ガスを燃料改質しガスタービン６直前で燃焼器５
により燃焼させる前に脱硫・脱塵装置１３を通過した石
炭ガス化ガスと混合させ、ガスタービン６で圧縮機７を
駆動させると共に発電機８で発電させる。
は、図１３に示した従来のプラントにおいて、その石炭
ガス化炉１２内に燃料改質器１９を配設したものであ
る。図２において、石炭を部分燃焼させるガス化炉１２
からの石炭ガス化ガスを利用して、従来蒸気系伝熱管２
を配置していた一部に燃料改質器１９を配し改質温度８
００℃、改質圧力３０ata 、Ｓ／Ｃ＝２．５の改質条件
で天然ガスを燃料改質しガスタービン６直前で燃焼器５
により燃焼させる前に脱硫・脱塵装置１３を通過した石
炭ガス化ガスと混合させ、ガスタービン６で圧縮機７を
駆動させると共に発電機８で発電させる。
【００３８】ガスタービン排ガスは高温な為、熱回収ボ
イラ９と組み合せ、蒸気タービン１１により発電機８で
発電する複合サイクルを構成する。熱回収ボイラ９出口
排ガスは煙突１０により排出される。これによりプラン
ト効率は相対値で約４％向上する。
イラ９と組み合せ、蒸気タービン１１により発電機８で
発電する複合サイクルを構成する。熱回収ボイラ９出口
排ガスは煙突１０により排出される。これによりプラン
ト効率は相対値で約４％向上する。
【００３９】（実施例３） 図３に本発明の第３実施例を示してある。この実施例
は、図１４に示した従来のプラントにおいて、酸化炉１
５内に燃料改質器を設置したものである。ガス化炉１４
において部分燃焼させ、その未燃チャーを主燃料として
完全燃焼させている酸化炉１５での発生熱を利用し燃料
改質器１９によって改質温度８００℃、改質圧力３０at
a 、Ｓ／Ｃ＝２．５の改質条件で天然ガスの燃料改質を
行う。改質後ガスは前述の様に大量に水蒸気を含んでお
り、ガス化炉１４へ投入する。
は、図１４に示した従来のプラントにおいて、酸化炉１
５内に燃料改質器を設置したものである。ガス化炉１４
において部分燃焼させ、その未燃チャーを主燃料として
完全燃焼させている酸化炉１５での発生熱を利用し燃料
改質器１９によって改質温度８００℃、改質圧力３０at
a 、Ｓ／Ｃ＝２．５の改質条件で天然ガスの燃料改質を
行う。改質後ガスは前述の様に大量に水蒸気を含んでお
り、ガス化炉１４へ投入する。
【００４０】ガス化炉１４において石炭ガス化ガスと改
質後ガスは混合し、脱硫炉１６にて還元性雰囲気のもと
で還元された後、サイクロン３を経て、ガス冷却器１７
において蒸気系と熱交換した後、セラミックフィルタ４
を通過しガスタービン燃焼器５で燃焼され、ガスタービ
ン６で圧縮機７を駆動させるとともに発電機８で発電す
る。圧縮機７での圧縮空気は空気昇圧器１８により更に
昇圧されガス化炉１４、酸化炉１５へ導れる。
質後ガスは混合し、脱硫炉１６にて還元性雰囲気のもと
で還元された後、サイクロン３を経て、ガス冷却器１７
において蒸気系と熱交換した後、セラミックフィルタ４
を通過しガスタービン燃焼器５で燃焼され、ガスタービ
ン６で圧縮機７を駆動させるとともに発電機８で発電す
る。圧縮機７での圧縮空気は空気昇圧器１８により更に
昇圧されガス化炉１４、酸化炉１５へ導れる。
【００４１】ガスタービン６の後流には高温ガスタービ
ン排ガスを利用して熱回収を行う排ガスボイラ９があり
蒸気系と熱交換し煙突１０から排出される。ガス冷却器
１７と排ガスボイラ９で熱供給を受けた蒸気系は蒸気タ
ービン１１により発電機８で発電し、全体として高効率
なプラントシステムとなり相対値で約４％の向上とな
る。
ン排ガスを利用して熱回収を行う排ガスボイラ９があり
蒸気系と熱交換し煙突１０から排出される。ガス冷却器
１７と排ガスボイラ９で熱供給を受けた蒸気系は蒸気タ
ービン１１により発電機８で発電し、全体として高効率
なプラントシステムとなり相対値で約４％の向上とな
る。
【００４２】（実施例４） 図４に本発明の第４実施例を示す。この実施例も実施例
３と同様、酸化炉１５内に燃料改質器１９を設置してい
る。この第４実施例では、改質温度８００℃、改質圧力
３０ata 、Ｓ／Ｃ＝２．５で天然ガスを燃料改質した燃
料改質後ガスをガス化炉１４ではなくガスタービン燃焼
器５の直前Ａ点で石炭ガス化ガスと混合させる。
３と同様、酸化炉１５内に燃料改質器１９を設置してい
る。この第４実施例では、改質温度８００℃、改質圧力
３０ata 、Ｓ／Ｃ＝２．５で天然ガスを燃料改質した燃
料改質後ガスをガス化炉１４ではなくガスタービン燃焼
器５の直前Ａ点で石炭ガス化ガスと混合させる。
【００４３】蒸気発生器２０出口の改質後ガスは約４５
０℃とし、燃焼器５直前で石炭ガス化ガスと混合させる
為、脱塵装置であるサイクロン３、セラミックフィルタ
４、ガス冷却器１７の容量を低減させることが出来る
為、プラント全体としての機械設備費を実施例３の約６
割に低減可能となる。しかしながらガス化炉１４内での
カーボン析出防止用水蒸気を新たに投入する為、プラン
ト効率は相対値で約３％の向上となり、実施例３と比較
しやや低下する。
０℃とし、燃焼器５直前で石炭ガス化ガスと混合させる
為、脱塵装置であるサイクロン３、セラミックフィルタ
４、ガス冷却器１７の容量を低減させることが出来る
為、プラント全体としての機械設備費を実施例３の約６
割に低減可能となる。しかしながらガス化炉１４内での
カーボン析出防止用水蒸気を新たに投入する為、プラン
ト効率は相対値で約３％の向上となり、実施例３と比較
しやや低下する。
【００４４】（実施例５） 図５に本発明の第５実施例を示す。この実施例は、図１
４に示した従来のプラントにおいて、ガス冷却器１７内
に燃料改質器１９を設置したものである。この実施例５
では、改質温度８００℃、改質圧力３０ata 、Ｓ／Ｃ＝
２．５での天然ガスの改質を脱硫炉１６出口からサイク
ロン３を通過した石炭ガス化ガスを用いて行うこと以外
は実施例４と同様である。
４に示した従来のプラントにおいて、ガス冷却器１７内
に燃料改質器１９を設置したものである。この実施例５
では、改質温度８００℃、改質圧力３０ata 、Ｓ／Ｃ＝
２．５での天然ガスの改質を脱硫炉１６出口からサイク
ロン３を通過した石炭ガス化ガスを用いて行うこと以外
は実施例４と同様である。
【００４５】（実施例６） 図６に本発明の第６実施例を示す。この実施例は、図１
に示した実施例１の場合と同様に加圧流動床ボイラ１内
に燃料改質器を配設し、メタノールを改質する場合であ
る。メタノールの改質は、メタノール１モルに対して約
２１．７kcalと低熱量で可能である。本実施例では、加
圧流動床ボイラ１での発生熱を利用し、流動床内へメタ
ノール改質器１９を設置し、メタノールの燃料改質を行
う。
に示した実施例１の場合と同様に加圧流動床ボイラ１内
に燃料改質器を配設し、メタノールを改質する場合であ
る。メタノールの改質は、メタノール１モルに対して約
２１．７kcalと低熱量で可能である。本実施例では、加
圧流動床ボイラ１での発生熱を利用し、流動床内へメタ
ノール改質器１９を設置し、メタノールの燃料改質を行
う。
【００４６】メタノールの改質後ガスはガスタービン燃
焼器５で燃焼させた後、ガスタービン直前Ａ点で脱塵装
置を通過してきた燃焼ガスと混合させる。ガスタービン
排ガス温度は４００〜５００℃と高温な為、脱硝装置２
２を通過した後、排熱回収給水加熱器、即ち、排ガスボ
イラ９で熱回収を行わせ、蒸気タービン１１に連結した
発電機８で発電する。
焼器５で燃焼させた後、ガスタービン直前Ａ点で脱塵装
置を通過してきた燃焼ガスと混合させる。ガスタービン
排ガス温度は４００〜５００℃と高温な為、脱硝装置２
２を通過した後、排熱回収給水加熱器、即ち、排ガスボ
イラ９で熱回収を行わせ、蒸気タービン１１に連結した
発電機８で発電する。
【００４７】メタノールを改質する燃料改質器１９は図
７に示されているものと同様、二重管構造でその内外筒
間に銅系触媒を充填したものである。メタノールと水蒸
気は内筒より流入させ触媒内におけるカーボン析出を可
能な限り抑制させる為に予熱する。その後管底で反転さ
せ外筒へ導き改質を行わせる。
７に示されているものと同様、二重管構造でその内外筒
間に銅系触媒を充填したものである。メタノールと水蒸
気は内筒より流入させ触媒内におけるカーボン析出を可
能な限り抑制させる為に予熱する。その後管底で反転さ
せ外筒へ導き改質を行わせる。
【００４８】メタノールの改質反応温度は、約２００〜
３００℃、圧力が１０kg/cm2以下で行われる。本実施例
によれば相対値で約３％の効率向上となる。なお、図６
において、２３は復水器、２４は給水ポンプを示してい
る。
３００℃、圧力が１０kg/cm2以下で行われる。本実施例
によれば相対値で約３％の効率向上となる。なお、図６
において、２３は復水器、２４は給水ポンプを示してい
る。
【００４９】
【発明の効果】以上詳細に説明したように、本発明のコ
ンバインド発電プラントでは、従来技術の石炭焚きコン
バインドサイクルに燃料改質プロセスを組み込んだこと
によりプラント効率の飛躍的向上が達成された。これは
エネルギ資源の有効利用と環境対策の面で極めて重要で
あり同時に発電プラントの経済性を大幅に向上させるも
のである。
ンバインド発電プラントでは、従来技術の石炭焚きコン
バインドサイクルに燃料改質プロセスを組み込んだこと
によりプラント効率の飛躍的向上が達成された。これは
エネルギ資源の有効利用と環境対策の面で極めて重要で
あり同時に発電プラントの経済性を大幅に向上させるも
のである。
【図１】本発明の第１実施例に係る発電システムの構成
図。
図。
【図２】本発明の第２実施例に係る発電システムの構成
図。
図。
【図３】本発明の第３実施例に係る発電システムの構成
図。
図。
【図４】本発明の第４実施例に係る発電システムの構成
図。
図。
【図５】本発明の第５実施例に係る発電システムの構成
図。
図。
【図６】本発明の第６実施例に係る発電システムの構成
図。
図。
【図７】本発明の発電プラントで使用する燃料改質器の
構造の１例を示す斜視図。
構造の１例を示す斜視図。
【図８】本発明の発電プラントで使用する燃料改質器に
おける温度制御方法を示す説明図。
おける温度制御方法を示す説明図。
【図９】本発明の発電プラントにおける燃料改質器によ
る燃料改質後のガス組成のモル比を示すグラフ。
る燃料改質後のガス組成のモル比を示すグラフ。
【図１０】本発明の発電プラントにおける燃料改質器に
よる燃料改質後の高位発熱量増加率を示すグラフ。
よる燃料改質後の高位発熱量増加率を示すグラフ。
【図１１】本発明の発電プラントにおける燃料改質によ
るエネルギフローの変化を示す図。
るエネルギフローの変化を示す図。
【図１２】従来の石炭を加圧流動床下で燃焼させる発電
プラントを示すシステム構成図。
プラントを示すシステム構成図。
【図１３】従来の石炭ガス化を行う発電プラントのシス
テム構成図。
テム構成図。
【図１４】石炭の部分ガス化と流動床燃焼を組み合せた
トッピング発電サイクルを示すシステム構成図。
トッピング発電サイクルを示すシステム構成図。
１ 加圧流動床ボイラ ２ 蒸気伝熱管 ３ サイクロン ４ セラミックフィルタ ５ ガスタービン燃焼器 ６ ガスタービン ７ 空気圧縮機 ８ 発電機 ９ 排ガスボイラ １０ 煙突 １１ 蒸気タービン １２ 石炭ガス化炉 １３ 脱硝・脱硫装置 １４ 石炭部分ガス化炉 １５ 酸化炉 １６ 脱硫炉 １７ ガス冷却器 １８ 空気昇圧機 １９ 燃料改質器 ２０ 蒸気発生器 ２１ 温度制御用バイパス弁 ２２ 脱硝装置
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (51)Int.Cl.6 識別記号 庁内整理番号 ＦＩ 技術表示箇所 Ｆ０２Ｃ 7/22 Ｆ０２Ｃ 7/22 Ｄ (72)発明者 小林 由則 長崎市飽の浦町１番１号 三菱重工業株 式会社長崎造船所内 (72)発明者 百武 慎徳 長崎市飽の浦町１番１号 三菱重工業株 式会社長崎造船所内 (72)発明者 内田 聡 東京都千代田区丸の内二丁目５番１号 三菱重工業株式会社内 (72)発明者 山内 康弘 東京都千代田区丸の内二丁目５番１号 三菱重工業株式会社内 (56)参考文献 特開 平４−246244（ＪＰ，Ａ) 特開 昭63−105241（ＪＰ，Ａ)
Claims (8)
- 【請求項１】 石炭を加圧下の炉で燃焼させその生成ガ
スを用いるガスタービンと、その排ガスによる排ガスボ
イラに組み合わされた蒸気タービンを有し、前記ガスタ
ービンの入口温度を上げるため同ガスタービンの入口側
で他の燃料を燃焼させるように構成した石炭焚きコンバ
インド発電プラントにおいて、前記炉の内部に前記他の
燃料を改質する燃料改質器を設置したことを特徴とする
燃料改質器を組み合せた石炭焚きコンバインド発電プラ
ント。 - 【請求項２】 前記炉が加圧流動床ボイラであって、そ
の内部に前記燃料改質器を設置し、その改質燃料をガス
タービン燃焼器に導くよう構成した請求項１記載の燃料
改質器を組み合せた石炭焚きコンバインド発電プラン
ト。 - 【請求項３】 前記炉が石炭を部分燃焼させる石炭ガス
化炉であって、その内部に前記燃料改質器を設置し、そ
の改質燃料をガスタービン燃焼器に導くよう構成した請
求項１記載の燃料改質器を組み合せた石炭焚きコンバイ
ンド発電プラント。 - 【請求項４】 前記炉が未燃チャーを主燃料として完全
燃焼させる酸化炉をもつ石炭ガス化炉であって、その酸
化炉の内部に前記燃料改質器を設置し、その改質燃料を
前記石炭ガス化炉に導くよう構成した請求項１記載の燃
料改質器を組み合せた石炭焚きコンバインド発電プラン
ト。 - 【請求項５】 前記燃料改質器で改質された前記改質燃
料をガスタービン燃焼器へ導入するよう構成した請求項
４記載の燃料改質器を組み合せた石炭焚きコンバインド
発電プラント。 - 【請求項６】 前記炉が脱硫炉とガス冷却器を備えた石
炭ガス化炉であって、その脱硫炉及びガス冷却器の少く
ともいづれか一方の内部に前記燃料改質器を設置し、そ
の改質燃料をガスタービン燃焼器に導くよう構成した請
求項１記載の燃料改質器を組み合せた石炭焚きコンバイ
ンド発電プラント。 - 【請求項７】 前記他の燃料が天然ガスである請求項１
〜６のいづれかに記載の燃料改質器を組み合せた石炭焚
きコンバインド発電プラント。 - 【請求項８】 前記他の燃料がメタノールである請求項
１〜６のいづれかに記載の燃料改質器を組み合せた石炭
焚きコンバインド発電プラント。
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP6109600A JP2680782B2 (ja) | 1994-05-24 | 1994-05-24 | 燃料改質器を組み合せた石炭焚きコンバインド発電プラント |
| DE69505302T DE69505302T2 (de) | 1994-05-24 | 1995-05-19 | Kombikraftwerk mit Kohlebrenner und Brennstoffreformierung |
| ES95107749T ES2122391T3 (es) | 1994-05-24 | 1995-05-19 | Planta motriz combinada con quemador de carbon que tiene un reformador de combustible. |
| EP95107749A EP0684367B1 (en) | 1994-05-24 | 1995-05-19 | Coal burner combined power plant having a fuel reformer |
| CN95106536A CN1054417C (zh) | 1994-05-24 | 1995-05-23 | 装有燃料改性器的燃煤联合发电设备 |
| KR1019950012816A KR0183501B1 (ko) | 1994-05-24 | 1995-05-23 | 연료개질기를 결합한 석탄때기병합발전설비 |
| US08/447,935 US5704206A (en) | 1994-05-24 | 1995-05-23 | Coal burner combined power plant having a fuel reformer located within the coal furnace |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP6109600A JP2680782B2 (ja) | 1994-05-24 | 1994-05-24 | 燃料改質器を組み合せた石炭焚きコンバインド発電プラント |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH07317506A JPH07317506A (ja) | 1995-12-05 |
| JP2680782B2 true JP2680782B2 (ja) | 1997-11-19 |
Family
ID=14514395
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP6109600A Expired - Lifetime JP2680782B2 (ja) | 1994-05-24 | 1994-05-24 | 燃料改質器を組み合せた石炭焚きコンバインド発電プラント |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5704206A (ja) |
| EP (1) | EP0684367B1 (ja) |
| JP (1) | JP2680782B2 (ja) |
| KR (1) | KR0183501B1 (ja) |
| CN (1) | CN1054417C (ja) |
| DE (1) | DE69505302T2 (ja) |
| ES (1) | ES2122391T3 (ja) |
Families Citing this family (35)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DK146196A (da) * | 1996-06-21 | 1997-12-22 | Haldor Topsoe As | Fremgangsmåde til fremstilling af syntesegas og elektrisk energi. |
| US5927063A (en) * | 1997-08-19 | 1999-07-27 | Exxon Chemical Patents Inc. | High efficiency reformed methanol gas turbine power plants |
| EP0949405B1 (en) * | 1998-04-07 | 2006-05-31 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Turbine plant |
| US6065280A (en) * | 1998-04-08 | 2000-05-23 | General Electric Co. | Method of heating gas turbine fuel in a combined cycle power plant using multi-component flow mixtures |
| US6510695B1 (en) * | 1999-06-21 | 2003-01-28 | Ormat Industries Ltd. | Method of and apparatus for producing power |
| DE19934927A1 (de) | 1999-07-26 | 2001-02-01 | Abb Alstom Power Ch Ag | Verfahren zum Kühlen von Leit- und/oder Laufschaufeln in den Turbinenstufen einer Gasturbinenanlage sowie Gasturbinenanlage zur Durchführung des Verfahrens |
| TR200201283T2 (tr) * | 1999-08-19 | 2002-09-23 | Manufacturing And Technology Conversion International, Inc. | Dolaylı olarak ısıtılan buhar yeniden yapılandırıcı sistemli gaz türbini. |
| US6608395B1 (en) * | 2000-03-28 | 2003-08-19 | Kinder Morgan, Inc. | Hybrid combined cycle power generation facility |
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| JP2005194968A (ja) * | 2004-01-09 | 2005-07-21 | Hitachi Ltd | 排気再燃プラント及びプラント設備の改造方法 |
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| CN100419050C (zh) * | 2005-07-14 | 2008-09-17 | 上海联翔置业有限公司 | 一种混空轻烃燃气掺混煤制气的制作城市混合燃气的方法 |
| US7770376B1 (en) | 2006-01-21 | 2010-08-10 | Florida Turbine Technologies, Inc. | Dual heat exchanger power cycle |
| CN100494659C (zh) * | 2006-08-09 | 2009-06-03 | 马龙根 | 煤粉燃气轮机发电系统以及产生煤粉两相流燃料的工艺方法 |
| JP2008045483A (ja) * | 2006-08-16 | 2008-02-28 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | ガスタービン設備 |
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