JP2870929B2 - 石炭ガス化複合発電プラント - Google Patents
石炭ガス化複合発電プラントInfo
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- JP2870929B2 JP2870929B2 JP2031184A JP3118490A JP2870929B2 JP 2870929 B2 JP2870929 B2 JP 2870929B2 JP 2031184 A JP2031184 A JP 2031184A JP 3118490 A JP3118490 A JP 3118490A JP 2870929 B2 JP2870929 B2 JP 2870929B2
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- 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]
Description
【発明の詳細な説明】 産業上の利用分野 本発明は、石炭ガス化複合発電プラントに関し、発電
とH2、メタノール等の化学原料、工業原料とを併用した
多目的石炭ガス化プラントや重質油ガス化複合発電プラ
ントにも適用することができる。
とH2、メタノール等の化学原料、工業原料とを併用した
多目的石炭ガス化プラントや重質油ガス化複合発電プラ
ントにも適用することができる。
従来の技術 従来の石炭ガス化複合発電プラントとして、例えば第
２図に示すようなものがある。第２図は特にガス化剤と
して空気を用いた空気吹ガス化プラントの例を示してい
る。
２図に示すようなものがある。第２図は特にガス化剤と
して空気を用いた空気吹ガス化プラントの例を示してい
る。
第２図において、１が石炭ガス化炉であり、この石炭
ガス化炉１に石炭を投入し、高温・高圧下において、空
気によりガス化されて、CO,H2,N2主体の燃料生成ガスに
変換させる。この生成ガスは、その保有する顕熱を有効
利用する目的の熱交換器群で構成されているガス冷却器
へ送られ、水を加熱して蒸気を発生させる。
ガス化炉１に石炭を投入し、高温・高圧下において、空
気によりガス化されて、CO,H2,N2主体の燃料生成ガスに
変換させる。この生成ガスは、その保有する顕熱を有効
利用する目的の熱交換器群で構成されているガス冷却器
へ送られ、水を加熱して蒸気を発生させる。
石炭ガス化炉１から出た生成ガスは、脱塵装置、脱硫
装装置等で構成されているガス精製装置２へ送られて、
ガス中に含まれているばい塵、H2S,COS等の硫黄化合物
等の不純物が除去される。
装装置等で構成されているガス精製装置２へ送られて、
ガス中に含まれているばい塵、H2S,COS等の硫黄化合物
等の不純物が除去される。
このようにしてスクリーン化されたガスは、それか
ら、燃焼器へ送られて、燃焼させられる。この燃焼によ
り発生したガスはガスタービン３へ送られ、これにより
ガスタービン３は発電機及び空気圧縮機をそれぞれ駆動
する。空気圧縮機で圧縮された空気は燃焼用空気及びガ
ス化用空気としてそれぞれ燃焼器及び石炭ガス化炉１へ
送られる。
ら、燃焼器へ送られて、燃焼させられる。この燃焼によ
り発生したガスはガスタービン３へ送られ、これにより
ガスタービン３は発電機及び空気圧縮機をそれぞれ駆動
する。空気圧縮機で圧縮された空気は燃焼用空気及びガ
ス化用空気としてそれぞれ燃焼器及び石炭ガス化炉１へ
送られる。
そして、このガスタービン３からの高温のガスタービ
ン排気は、廃熱回収ボイラ４へ送られ、水を加熱して蒸
気を発生させ、その後煙突から大気中へ放出される。
ン排気は、廃熱回収ボイラ４へ送られ、水を加熱して蒸
気を発生させ、その後煙突から大気中へ放出される。
この廃熱回収ボイラ４で発生せしめた蒸気は、石炭ガ
ス化炉１内のガス冷却器で発生せしめた蒸気と一緒に、
蒸気タービン発電設備における蒸気タービン５へ送ら
れ、これにより蒸気タービン５はその発電機を駆動す
る。
ス化炉１内のガス冷却器で発生せしめた蒸気と一緒に、
蒸気タービン発電設備における蒸気タービン５へ送ら
れ、これにより蒸気タービン５はその発電機を駆動す
る。
このように、従来の石炭ガス化複合発電プラントの場
合は、プラントの高効率達成が主目的で、ガス化生成ガ
ス中のCO2の除去については特に考慮されていない。こ
れは、重質油ガス化発電プラントでも同じである。
合は、プラントの高効率達成が主目的で、ガス化生成ガ
ス中のCO2の除去については特に考慮されていない。こ
れは、重質油ガス化発電プラントでも同じである。
一方、多目的石炭ガス化プラントの場合、ガス化ガス
中よりCO2を除去する構成は従来より考慮されている
が、いずれも湿式ガス精製との組合せであり、エネルギ
ロスが少ない乾式ガス精製との組合せの例はない。
中よりCO2を除去する構成は従来より考慮されている
が、いずれも湿式ガス精製との組合せであり、エネルギ
ロスが少ない乾式ガス精製との組合せの例はない。
発明が解決しようとする課題 第２図に示す従来の空気酸化ガス化プラント方式の場
合、石炭ガス化炉１にて空気にてガス化されたCO,H2,N2
主体の生成ガスは、例えば後述の第１表のＡ点に示す組
成になっている。この生成ガスはガスタービン燃焼器用
の燃料としては、ダスト濃度が高過ぎ、環境対応上SOx
（ここではH2S）レベルが高いので。ガス精製装置２で
脱塵、脱硫を行う。
合、石炭ガス化炉１にて空気にてガス化されたCO,H2,N2
主体の生成ガスは、例えば後述の第１表のＡ点に示す組
成になっている。この生成ガスはガスタービン燃焼器用
の燃料としては、ダスト濃度が高過ぎ、環境対応上SOx
（ここではH2S）レベルが高いので。ガス精製装置２で
脱塵、脱硫を行う。
ガス精製装置２としては、常温近辺（最高100℃）
で、永久スクラバによる脱塵と化学吸収液を用いた脱硫
装置の組合せであるいわゆる湿式法があるが、熱効率向
上の観点から特に発電用として有利と目されている乾式
法を用いる。すなわち、中高温域（300℃〜800℃）の高
温度ガス雰囲気下で吸収液を用いず固体状にて脱じん、
脱硫を行うものである。脱硫方式としては、酸化鉄系吸
収材を利用した固定床方式である。この乾式法を用いた
場合のガス精製装置２より出たクリーンガスの組成は第
１表のＢ点に示す。
で、永久スクラバによる脱塵と化学吸収液を用いた脱硫
装置の組合せであるいわゆる湿式法があるが、熱効率向
上の観点から特に発電用として有利と目されている乾式
法を用いる。すなわち、中高温域（300℃〜800℃）の高
温度ガス雰囲気下で吸収液を用いず固体状にて脱じん、
脱硫を行うものである。脱硫方式としては、酸化鉄系吸
収材を利用した固定床方式である。この乾式法を用いた
場合のガス精製装置２より出たクリーンガスの組成は第
１表のＢ点に示す。
そして、排熱回収ボイラ４を出て煙突へ向うガスを第
１表のＣ点に示す。
１表のＣ点に示す。
このように、従来の空気酸化ガス化プラント方式の場
合、CO2除去・回収に関する限り、何等考慮が払われて
いない上、もし、このまま、CO2除去プラントを設置す
るとなると次の問題点が生ずる。
合、CO2除去・回収に関する限り、何等考慮が払われて
いない上、もし、このまま、CO2除去プラントを設置す
るとなると次の問題点が生ずる。
排熱回収ボイラ出口にCO2除去装置を設置する場合、
一般に、ガスタービンでの燃焼用空気は、ボイラ排ガス
に比べ約２倍の排ガス量となり、CO2除去装置の形式如
何を問わず、CO2除去装置の大形化、コスト増を招く。
更に、ガスタービン排気ガス中に余分な設備を設けるこ
とは、ガスタービン出口排圧が高くなり、ガスタービン
の出力減、性能低下を招く。
一般に、ガスタービンでの燃焼用空気は、ボイラ排ガス
に比べ約２倍の排ガス量となり、CO2除去装置の形式如
何を問わず、CO2除去装置の大形化、コスト増を招く。
更に、ガスタービン排気ガス中に余分な設備を設けるこ
とは、ガスタービン出口排圧が高くなり、ガスタービン
の出力減、性能低下を招く。
又、石炭ガス化炉１とガスタービン３との間にCO2除
去装置を設ける場合、ガス量はガスタービン排ガス量に
比し、約1/4であり、しかも、20〜40ataの高圧雰囲気中
でもあり、CO2除去は効率良く実施可能といえるが、空
気吹の場合、ガス組成の関係上、CO2は全炭化物中の約2
0〜25％にすぎず、このままでは全体としてのCO2除去効
率の向上は望めない。更に、CO2を除去した分に対応し
て、ガスタービン出力も幾分低下するという課題を残
す。
去装置を設ける場合、ガス量はガスタービン排ガス量に
比し、約1/4であり、しかも、20〜40ataの高圧雰囲気中
でもあり、CO2除去は効率良く実施可能といえるが、空
気吹の場合、ガス組成の関係上、CO2は全炭化物中の約2
0〜25％にすぎず、このままでは全体としてのCO2除去効
率の向上は望めない。更に、CO2を除去した分に対応し
て、ガスタービン出力も幾分低下するという課題を残
す。
ガス化剤として酸素又は酸素富化空気を用いた酸素酸
化ガス化プラント方式の場合、構成的には、第２図にて
石炭ガス化炉１へガス化用空気の代りに酸素又は酸素富
化空気を導入し、その結果として、石炭ガス化炉出口
（又はガス精製装置出口）ガスの発熱量が上り（約2500
Kcal/Nm3）、そのため、生成ガス量が空気ガス化に比
し、約1/2となる等の相違があるため、より生成ガス中
でのCO2除去が容易となる可能性を有するが、本質的課
題は空気吹きの場合と同様である。
化ガス化プラント方式の場合、構成的には、第２図にて
石炭ガス化炉１へガス化用空気の代りに酸素又は酸素富
化空気を導入し、その結果として、石炭ガス化炉出口
（又はガス精製装置出口）ガスの発熱量が上り（約2500
Kcal/Nm3）、そのため、生成ガス量が空気ガス化に比
し、約1/2となる等の相違があるため、より生成ガス中
でのCO2除去が容易となる可能性を有するが、本質的課
題は空気吹きの場合と同様である。
なお、酸素使用の場合は、当然のことながら、酸素プ
ラントが必要となるため、プラント効率面、経済性面に
おいて、空気吹の場合に比して不利となる面を有してい
る。
ラントが必要となるため、プラント効率面、経済性面に
おいて、空気吹の場合に比して不利となる面を有してい
る。
したがって、本発明は、CO2除去を、高効率でかつ最
少のエネルギ損失で達成できる石炭ガス化複合発電プラ
ントを提供することを目的とする。
少のエネルギ損失で達成できる石炭ガス化複合発電プラ
ントを提供することを目的とする。
課題を解決するための手段 本発明によれば、石炭ガス化炉と、この石炭ガス化炉
で生成したガス中から不純物を除去するガス精製装置
と、このガス精製装置で精製したガスを燃焼させる燃焼
器を有するガスタービン発電設備と、このガスタービン
発電設備からのガスタービン排気の熱を回収して蒸気を
発生させる廃熱回収ボイラと、この廃熱回収ボイラで発
生した蒸気を動力とした蒸気タービン発電設備とを具備
してなる石炭ガス化複合発電プラントにおいて、前記ガ
ス精製装置とガスタービン発電設備の燃焼器との間に、
ガス精製装置で精製したガス中のCOをCO2に変換する反
応器と、この反応器で生成したCO2をガス中から除去す
るCO2除去装置とを具備することを特徴とする石炭ガス
化複合発電プラントが提供される。
で生成したガス中から不純物を除去するガス精製装置
と、このガス精製装置で精製したガスを燃焼させる燃焼
器を有するガスタービン発電設備と、このガスタービン
発電設備からのガスタービン排気の熱を回収して蒸気を
発生させる廃熱回収ボイラと、この廃熱回収ボイラで発
生した蒸気を動力とした蒸気タービン発電設備とを具備
してなる石炭ガス化複合発電プラントにおいて、前記ガ
ス精製装置とガスタービン発電設備の燃焼器との間に、
ガス精製装置で精製したガス中のCOをCO2に変換する反
応器と、この反応器で生成したCO2をガス中から除去す
るCO2除去装置とを具備することを特徴とする石炭ガス
化複合発電プラントが提供される。
作用 ガス精製装置出口に設置した反応器では、ガス精製装
置からのガスに蒸気を混合してCOガスをCO2ガスに変換
し、更にCO2除去装置でCO2を主流ガスと分離し、主流ガ
スはガスタービン発電設備へ、CO2は回収装置により回
収される。
置からのガスに蒸気を混合してCOガスをCO2ガスに変換
し、更にCO2除去装置でCO2を主流ガスと分離し、主流ガ
スはガスタービン発電設備へ、CO2は回収装置により回
収される。
実施例 以下、第１図に例示した本発明の好適な実施例につい
て詳述する。第１図において、第３図に示したものと同
一の部分には同一の符号を付して、その詳細な説明は省
略する。
て詳述する。第１図において、第３図に示したものと同
一の部分には同一の符号を付して、その詳細な説明は省
略する。
第１図において、ガス精製装置２の出口にシフト反応
器６を設置し、石炭ガス化炉（特に加圧式空気吹石炭ガ
ス化炉）生成ガスを精製したものに、例えば中・低圧タ
ービン抽気蒸気を導入するようにし、更にシフト反応器
６の後流にCO2除去装置７を設置するようにしている。
器６を設置し、石炭ガス化炉（特に加圧式空気吹石炭ガ
ス化炉）生成ガスを精製したものに、例えば中・低圧タ
ービン抽気蒸気を導入するようにし、更にシフト反応器
６の後流にCO2除去装置７を設置するようにしている。
ガス精製装置出口ガス性状は、CO,H2,N2を主成分とす
る可燃性ガス（後述する第２表のＢ点参照）で、空気吹
ガス化炉１においては、その大略割合はCO≒25％,H2≒1
0％である。
る可燃性ガス（後述する第２表のＢ点参照）で、空気吹
ガス化炉１においては、その大略割合はCO≒25％,H2≒1
0％である。
このガスに、タービン抽気蒸気を混合し、シフト反応
器６へ導入すると、次の反応によりCOガスがCO2ガスに
変換される。
器６へ導入すると、次の反応によりCOガスがCO2ガスに
変換される。
CO＋H2OCO2＋H2＋9.85 Kcal/mol COからCO2へのシフト反応は発熱反応であり、化学平
衡上からは低温程有利に進むが、実用上300〜500℃程度
で操作するのが好ましい。
衡上からは低温程有利に進むが、実用上300〜500℃程度
で操作するのが好ましい。
しかも、上記式では、左辺と右辺とのガス発熱量の差
はCOがH2に変換されるだけで、大きな相違とはならず、
又、ガスタービンの燃焼面においては、H2が増す分だけ
燃焼の安定性が増すことにもなる。
はCOがH2に変換されるだけで、大きな相違とはならず、
又、ガスタービンの燃焼面においては、H2が増す分だけ
燃焼の安定性が増すことにもなる。
そして、シフト反応器６を通ったガスの性状は、H2,C
O2,N2及び若干のCO,H2Oを主成分とする可燃性ガス（第
２表のＣ点）で、このガスをCO2除去装置７に導入し、C
O2を主流ガスと分離し、主流ガスはガスタービン３へ行
き、CO2は回収装置等で回収される。これにより、ガス
タービン３へ導入されるガスはH2,N2ガス主体のガス
（酸素ガス化の場合はN2がないためH2ガス主体となる）
となり、ガスタービン３において燃焼に際してのCO2の
発生は、第２表のＤ点に見られるように激減する。更
に、生成ガス中にH2が増加したことにより、ガスタービ
ン３での燃焼安定性が増すことになる。
O2,N2及び若干のCO,H2Oを主成分とする可燃性ガス（第
２表のＣ点）で、このガスをCO2除去装置７に導入し、C
O2を主流ガスと分離し、主流ガスはガスタービン３へ行
き、CO2は回収装置等で回収される。これにより、ガス
タービン３へ導入されるガスはH2,N2ガス主体のガス
（酸素ガス化の場合はN2がないためH2ガス主体となる）
となり、ガスタービン３において燃焼に際してのCO2の
発生は、第２表のＤ点に見られるように激減する。更
に、生成ガス中にH2が増加したことにより、ガスタービ
ン３での燃焼安定性が増すことになる。
このCO2除去装置７としては、同雰囲気ガス条件に適
したものとして、PSA（圧力スイング）法による物理吸
着方式が好適である。
したものとして、PSA（圧力スイング）法による物理吸
着方式が好適である。
また、主流ガスより分離された後のCO2は、加圧状態
にあるので、例えばエキスパンダ８を設けて動力を回収
する構成にして、所内動力の更なる低減を達成できる。
但し、CO2回収後の形状（固体、液体等）及び用途（メ
タノール等の原料等）により、排出条件がシステム的に
常に常圧まで下げる必要のない場合もある。
にあるので、例えばエキスパンダ８を設けて動力を回収
する構成にして、所内動力の更なる低減を達成できる。
但し、CO2回収後の形状（固体、液体等）及び用途（メ
タノール等の原料等）により、排出条件がシステム的に
常に常圧まで下げる必要のない場合もある。
更に、PSA法によりCO2を除去する場合、ガス精製装置
２で除去できなかったH2S,COS等の硫黄化合物（30〜100
ppm程度）も硫黄化合物分離器９で分離・除去させるこ
とのできる。この硫黄化合物分離器９はCO2除去装置７
で処理後の石炭ガス（Ｄ点）から硫黄化合物を分離除去
して高純度ガスを作ることができ、第１図の例では石炭
ガス化炉１の出口ガスに混合させるようにしている。硫
黄化合物分離器９より得られるガスは高純度であるた
め、燃料電池用等、高純度が要求されるものに適用する
ことができる。
２で除去できなかったH2S,COS等の硫黄化合物（30〜100
ppm程度）も硫黄化合物分離器９で分離・除去させるこ
とのできる。この硫黄化合物分離器９はCO2除去装置７
で処理後の石炭ガス（Ｄ点）から硫黄化合物を分離除去
して高純度ガスを作ることができ、第１図の例では石炭
ガス化炉１の出口ガスに混合させるようにしている。硫
黄化合物分離器９より得られるガスは高純度であるた
め、燃料電池用等、高純度が要求されるものに適用する
ことができる。
なお、シフト反応器６に熱回収装置10,11を設けて、C
O2ガスへの変換時に生ずる発熱を回収することもでき
る。
O2ガスへの変換時に生ずる発熱を回収することもでき
る。
発明の効果 本発明の石炭ガス化複合発電プラントによれば、以下
の効果を奏することができる。
の効果を奏することができる。
（ａ）石炭ガス化複合発電プラントにおいて、CO2ガス
を高い除去効率をもって任意に除去でき、かつ低い所内
動力で達成することができる。
を高い除去効率をもって任意に除去でき、かつ低い所内
動力で達成することができる。
（ｂ）同CO2除去において、高温・高圧（350〜500℃、2
0〜40ata）の条件下で、容易にかつ非常に少ない所要エ
ネルギで、炭素化合物をCO2に変換、分離することがで
きる。
0〜40ata）の条件下で、容易にかつ非常に少ない所要エ
ネルギで、炭素化合物をCO2に変換、分離することがで
きる。
（ｃ）CO2分離後の精製ガスはH2分が増加し、ガスター
ビンの燃焼安定性を向上させることができる。
ビンの燃焼安定性を向上させることができる。
（ｄ）除去されたCO2はガスエキスパンダを通して動力
回収をすることができる。
回収をすることができる。
（ｅ）CO2と併せてガス中残存のH2S,COS等の硫黄化合物
も分離・除去できるので、吸着材の選択によって処理後
の石炭ガスは、燃料電池用としても使用可能である。
も分離・除去できるので、吸着材の選択によって処理後
の石炭ガスは、燃料電池用としても使用可能である。
（ｆ）硫黄化合物分離器はその上流側のガス精製装置の
脱硫機能が不調な場合のサポートとして使用できる。
脱硫機能が不調な場合のサポートとして使用できる。
第１図は本発明による石炭ガス化複合発電プラントのシ
ステムフローを示す図、第２図は従来例を示す図であ
る。 １……石炭ガス化炉、２……ガス精製装置、３……ガス
タービン、４……排熱回収ボイラ、５……蒸気タービ
ン、６……シフト反応器、７……CO2除去装置、８……
エキスパンダ、９……硫黄化合物分離器。
ステムフローを示す図、第２図は従来例を示す図であ
る。 １……石炭ガス化炉、２……ガス精製装置、３……ガス
タービン、４……排熱回収ボイラ、５……蒸気タービ
ン、６……シフト反応器、７……CO2除去装置、８……
エキスパンダ、９……硫黄化合物分離器。
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (58)調査した分野(Int.Cl.6，ＤＢ名) F02C 3/28
Claims (1)
- 【請求項１】石炭ガス化炉と、この石炭ガス化炉で生成
したガス中から不純物を除去するガス精製装置と、この
ガス精製装置で精製したガスを燃焼させる燃焼器を有す
るガスタービン発電設備と、このガスタービン発電設備
からのガスタービン排気の熱を回収して蒸気を発生させ
る廃熱回収ボイラと、この廃熱回収ボイラで発生した蒸
気を動力とした蒸気タービン発電設備とを具備してなる
石炭ガス化複合発電プラントにおいて、前記ガス精製装
置とガスタービン発電設備の燃焼器との間に、ガス精製
装置で精製したガス中のCOをCO2に変換する反応器と、
この反応器で生成したCO2をガス中から除去するCO2除去
装置とを具備することを特徴とする石炭ガス化複合発電
プラント。
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2031184A JP2870929B2 (ja) | 1990-02-09 | 1990-02-09 | 石炭ガス化複合発電プラント |
| AU70810/91A AU638543B2 (en) | 1990-02-09 | 1991-02-07 | Process for purifying high-temperature reducing gases and integrated coal gasification combined cycle power generation plant |
| DE91400307T DE69100271T2 (de) | 1990-02-09 | 1991-02-08 | Methode zur Reinigung heisser Reduktionsgase und kombiniertes Kraftwerk mit Kohlenvergasung. |
| AT91400307T ATE93262T1 (de) | 1990-02-09 | 1991-02-08 | Methode zur reinigung heisser reduktionsgase und kombiniertes kraftwerk mit kohlenvergasung. |
| CN91100960A CN1033427C (zh) | 1990-02-09 | 1991-02-08 | 煤或重油气化气体的精制方法 |
| CA002036052A CA2036052C (en) | 1990-02-09 | 1991-02-08 | Process for purifying high-temperature producing gases and composite power plant with coal gasification |
| EP91400307A EP0444987B1 (en) | 1990-02-09 | 1991-02-08 | Process for purifying high-temperature reducing gases and composite power plant with coal gasification |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2031184A JP2870929B2 (ja) | 1990-02-09 | 1990-02-09 | 石炭ガス化複合発電プラント |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH03237222A JPH03237222A (ja) | 1991-10-23 |
| JP2870929B2 true JP2870929B2 (ja) | 1999-03-17 |
Family
ID=12324359
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2031184A Expired - Fee Related JP2870929B2 (ja) | 1990-02-09 | 1990-02-09 | 石炭ガス化複合発電プラント |
Country Status (1)
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|---|---|
| JP (1) | JP2870929B2 (ja) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP5213745B2 (ja) * | 2009-02-12 | 2013-06-19 | 中国電力株式会社 | 石炭ガス化ガスからの二酸化炭素回収システム |
| DE102009043499A1 (de) * | 2009-09-30 | 2011-03-31 | Uhde Gmbh | Verfahren zum Betrieb eines IGCC-Kraftwerkprozesses mit integrierter CO2-Abtrennung |
| JP5193160B2 (ja) * | 2009-11-10 | 2013-05-08 | 株式会社日立製作所 | 二酸化炭素分離回収装置を備えたガス化発電システム |
| JP5578907B2 (ja) * | 2010-03-29 | 2014-08-27 | 三菱重工業株式会社 | 石炭ガス化複合発電プラント |
| JP5599743B2 (ja) * | 2011-02-28 | 2014-10-01 | 一般財団法人電力中央研究所 | Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント |
| JP5599742B2 (ja) * | 2011-02-28 | 2014-10-01 | 一般財団法人電力中央研究所 | Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント |
| JP5900924B2 (ja) * | 2012-08-17 | 2016-04-06 | 一般財団法人電力中央研究所 | Ｃｏ２回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント |
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3415224A1 (de) * | 1984-04-21 | 1985-10-24 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Gasturbinen- und dampfkraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage |
-
1990
- 1990-02-09 JP JP2031184A patent/JP2870929B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH03237222A (ja) | 1991-10-23 |
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