JP3658497B2

JP3658497B2 - Coal gasification combined cycle power plant

Info

Publication number: JP3658497B2
Application number: JP34033997A
Authority: JP
Inventors: 暢久松; 武治長谷川; 保憲岩井; 昭博小野田
Original assignee: Toshiba Corp; Central Research Institute of Electric Power Industry
Current assignee: Toshiba Corp; Central Research Institute of Electric Power Industry
Priority date: 1997-12-10
Filing date: 1997-12-10
Publication date: 2005-06-08
Anticipated expiration: 2017-12-10
Also published as: JPH11173112A

Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a coal gasification combined cycle power generation plant which can divide its throw in amount suitably and restrain the generation of NOx and carbon monoxide to low, while increasing the output of a gas turbine and the thermal efficiency of the plant much more, when nitrogen gas N2 is thrown in a gas turbine combustor. SOLUTION: In this coal gasification combined cycle power generation plant, a nitrogen supply system for supplying nitrogen gas N2 separated by the air separation device 37 of a coal gasification plant 28 to the gas turbine combustor 30 of the gas turbine plant 28 is divided into two systems 38, 39 and the one nitrogen supply system 38 is connected to the fuel injection part of the gas turbine combustor 30, while the residual nitrogen supply system 39 is connected to the rear flow side of the gas turbine combustor 30.

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントに係り、特に、ＮＯｘ濃度の発生をより一層低く押えた石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントに関する。
【０００２】
【従来の技術】
最近のコンバインドサイクル発電プラントでは、ガスタービン燃焼器に使用するＬＮＧ燃料の代替として石炭をガス化した石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントが実証プラントとして実現し、各種のデータを収集しており、その構成として図１５に示すものがある。
【０００３】
この石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービンプラント１、蒸気タービンプラント２、排熱回収ボイラ３、および石炭ガス化プラント４を備えた構成になっている。
【０００４】
ガスタービンプラント１は、空気圧縮機５、ガスタービン燃焼器６、ガスタービン７を備え、空気圧縮機５で吸い込んだ大気ＡＲを圧縮して高圧化し、その高圧空気ＨＡＲの一部に石炭ガス化プラント４からの石炭ガス燃料ＣＧを加えてガスタービン燃焼器６で燃焼ガスＦＧを生成し、その燃焼ガスＦＧをガスタービン７で膨張仕事をさせるようになっている。
【０００５】
また、排熱回収ボイラ３は、ガスタービン７で膨張後のガスタービン排熱（排ガス）Ｇを加熱源として蒸気タービンプラント２からの復水・給水ＦＷと熱交換させて蒸気ＳＴを発生せしめ、熱交換後のガスタービン排熱Ｇを煙突１１を介して大気に放出させる一方、その蒸気ＳＴを蒸気タービンプラント２に供給するようになっている。
【０００６】
また、蒸気タービンプラント２は、ガスタービンプラント１の空気圧縮機５に軸直結した蒸気タービン８、発電機９、復水器１０を備え、蒸気タービン８で排熱回収ボイラ３からの蒸気ＳＴに膨張仕事をさせて回転トルクを発生させ、その回転トルクで発電機９を駆動するようになっている。
【０００７】
また、蒸気タービンプラント２は、蒸気タービン８で膨張後のタービン排気を、復水器１０で凝縮させ、復水・給水ＦＷとして排熱回収ボイラ３に還流させている。
【０００８】
一方、石炭ガス化プラント４は、ガス化炉１２と空気分離装置１３とを備え、ガスタービンプラント１の空気圧縮機５からの高圧空気ＨＡＲの一部を空気分離装置１３に案内させ、ここで窒素ガスＮ₂を酸素ガスＯ₂とに分離させ、分離後の酸素ガスＯ₂を、乾炭またはスラリ状の石炭Ｃとともにガス化炉１２に供給して石炭ガス燃料ＣＧを生成し、その石炭ガス燃料ＣＧをガスタービン燃焼器６に供給している。
【０００９】
他方、ガスタービン燃焼器６は、図１６に示すように、筒状の外筒１４、フロースリーブ１５、燃焼器ライナ１６を同心的に配置し、フロースリーブ１５と燃焼器ライナ１６との間に空気通路１７を、また燃焼器ライナ１６の内部を燃焼室１８として形成している。
【００１０】
燃焼器ライナ１６は、その下流側をトラジションピース１９に接続させる一方、その頭部側に燃料噴射部２０を備えている。この燃料噴射部２０は、液体燃料ＬＦを案内させる液体燃料供給口２１、図１５で示したガス化炉１２からの石炭ガ燃料ＣＧを案内させる石炭ガス燃料口２２、空気分離装置１３からの窒素ガスＮ₂を案内させる窒素供給口２３をそれぞれ備え、起動運転時、液体燃料供給口２１からの液体燃料ＬＦは、空気通路１７からの高圧空気ＨＡＲを加え、スワラ２４で旋回流を与え、燃焼室１８で拡散燃焼させて燃焼ガスＦＧを生成し、ガスタービンプラント１の負荷が例えば３０％になると、液体燃料ＬＦから石炭ガス燃料ＣＧに切り替え、石炭ガス燃料口２２からの石炭ガス燃料ＣＧに高圧空気ＨＡＲを加えて燃焼室１８で燃焼ガスＦＧを生成している。
【００１１】
このように、実証プラントとして運転している石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、天然ガス等の燃料の代替として石炭ガス燃料ＣＧを使用している。また、プラント起動時、ガスタービンプラント１は、液体燃料ＬＦを使用して起動し、ガス化炉１２より石炭ガス燃料ＣＧが生成されると、石炭ガス燃料ＣＧに切り替えて運転を行っていた。
【００１２】
【発明が解決しようとする課題】
ＮＯｘ濃度を低く抑える運転手段には、予め燃料に空気を混合させ燃焼ガスを生成する、いわゆる希薄予混合燃焼方式がよく知られている。この希薄予混合燃焼方式を、石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントに適用すると、石炭ガス燃料ＣＧは、液体燃料等と異なって燃焼速度が速く、燃料噴射部２０から噴射する燃料速度を上廻り、火炎（燃焼ガス）が燃料噴射部２０内に流入する、いわゆる逆火現象が発生し、燃料噴射部品を焼損させることがある。このため、石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントでは、ガス化炉１２から供給された約１０〜１３MJ／Nm³で中カロリの石炭ガス燃料ＣＧを拡散燃焼させ燃焼ガスを生成している。
【００１３】
しかし、拡散燃焼は、燃焼ガス温度が局所的に断熱火炎温度に近い高温になり、ＮＯｘ濃度が高くなる。このため、石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、図１５および図１６に示すように、空気分離装置１３で分離した窒素ガスＮ₂を窒素供給口２３を介して燃焼ガスＦＧに供給し、その火炎温度を低くしてＮＯｘ濃度を低く抑えている。
【００１４】
ところで、従来の石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントでは、ガスタービン燃焼器６に供給される窒素ガスＮ₂と石炭ガス燃料ＣＧとの比率がほぼ一定であり、１００％負荷時、ＮＯｘ濃度が極めて低い。しかし、低負荷時、火炎温度の低いところに窒素ガスＮ₂かを投入すると、燃焼の安定性が損われ、多量の一酸化炭素が発生する問題点があった。
【００１５】
また、急激な負荷変動、例えば系統事故等で負荷しゃ断があった場合、ガスタービンプラント１は、ガスタービン７の回転数を定格よりも低く抑えるために、今迄、ガスタービン燃焼器６に投入していた石炭ガス燃料ＣＧから液体燃料ＬＦ等に切り替え、液体燃料ＬＦ等で保炎（火種）を確保している。しかし、燃料の切り替えの際、石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、その追従性が悪く、その間、燃焼ガスＦＧに窒素ガスＮ₂が投入されているため、一酸化炭素を生成するだけにとどまらず、燃焼ガスＦＧの失火を招来することがあった。
【００１６】
また、石炭の炭種が変ると、ガス化炉１２で生成される石炭ガス燃料ＣＧの組成が変り、このため発熱量、燃焼速度、可燃域の燃料の性状も変り、窒素ガスＮ₂を投入している状態では、一酸化炭素がより一層多く排出されるなどの不都合、不具合があった。
【００１７】
本発明は、このような事情に基づいてなされたもので、ガスタービン燃焼器に窒素ガスＮ₂を投入する際、その投入量を適正に区分けし、燃焼ガスＦＧの失火を防止し、ＮＯｘおよび一酸化炭素の発生を低く抑える一方、ガスタービンプラントの出力およびプラント熱効率のより一層の向上を図った石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントを提供することを目的とする。
【００１８】
【課題を解決するための手段】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項１に記載したように、ガスタービンプラント、蒸気タービンプラント、排熱回収ボイラに石炭ガス化プラントを組み合わせた石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記石炭ガス化プラントの空気分離装置で分離した窒素ガスを上記ガスタービンプラントのガスタービン燃焼器に供給する窒素供給系を２系統に区分けし、その一つの窒素供給系を上記ガスタービン燃焼器の燃料噴射部に接続させる一方、その残りの窒素供給系を上記ガスタービン燃焼器の後流側に接続させたものである。
【００１９】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項２に記載したように、ガスタービン燃焼器の後流側に接続させた窒素供給系の接続口は、上記ガスタービン燃焼器の燃焼器ライナに接続するトラジションピースであることを特徴とするものである。
【００２０】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項３に記載したように、ガスタービン燃焼器の後流側に接続させた窒素供給系の接続口は、上記ガスタービン燃焼器の外筒であることを特徴とするものである。
【００２１】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項４に記載したように、ガスタービン燃焼器の後流側に接続させた窒素供給系の接続口は、上記ガスタービン燃焼器を覆設するガスタービンケーシングであることを特徴とするものである。
【００２２】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項５に記載したように、ガスタービンプラント、蒸気タービンプラント、排熱回収ボイラに石炭ガス化プラントを組み合わせた石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記石炭ガス化プラントの空気分離装置で分離した窒素ガスを上記ガスタービンプラントのガスタービン燃焼器に供給する窒素供給系を２系統に区分けし、その一つの窒素供給系に流量調整弁を介装させて上記ガスタービン燃焼器の燃料噴射部に接続させる一方、その残りの窒素供給系に流量調整弁を介装させて上記ガスタービン燃焼器の後流側に接続させたものである。
【００２３】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項６に記載したように、ガスタービン燃焼器の燃料噴射部に接続させた窒素供給系に介装した流量調整弁および上記ガスタービン燃焼器の後流側に接続させた窒素供給系に介装した流量調整弁は、石炭ガス化プラントのガス化炉から石炭ガス燃料供給系を介して上記燃料噴射部に供給する石炭ガス燃料の発熱量を検出し、その発熱量検出信号に基づいて弁開閉信号を演算する演算部を備えたものである。
【００２４】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項７に記載したように、ガスタービン燃焼器の燃料噴射部に接続させた窒素供給系に介装した流量調整弁および上記ガスタービン燃焼器の後流側に接続させた窒素供給系に介装した流量調整弁は、ガスタービンプラントのガスタービンから排熱回収ボイラに供給されるガスタービン排ガスに含まれる一酸化炭素濃度を検出し、その一酸化炭素濃度検出信号に基づいて弁開閉信号を演算する演算部を備えたものである。
【００２５】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項８に記載したように、ガスタービンプラント、蒸気タービンプラント、排熱回収ボイラに石炭ガス化プラントを組み合わせた石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記石炭ガス化プラントの空気分離装置で分離した窒素ガスを上記ガスタービンプラントのガスタービン燃焼器に供給する窒素供給系を２系統に区分けし、その一つを上記ガスタービン燃焼器の燃料噴射部に接続させた窒素供給系に介装した流量調整弁は、ガスタービンの負荷遮断時、弁開度を５％に設定するとともに、その残りを上記ガスタービン燃焼器の後流側に接続させた窒素供給系に介装した流量調整弁は、ガスタービンの負荷遮断時、弁開度を９５％に設定したものである。
【００２６】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項９に記載したように、ガスタービンプラント、蒸気タービンプラント、排熱回収ボイラに石炭ガス化プラントを組み合わせた石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記石炭ガス化プラントの空気分離装置で分離した窒素ガスを上記ガスタービンプラントのガスタービン燃焼器に供給する窒素供給系を２系統に区分けし、その一つを上記ガスタービン燃焼器の燃料噴射部に接続させた窒素供給系に介装した流量調整弁は、ガスタービンの負荷運転中、予め定められた負荷になったとき弁開度を２０％に絞ってホールド状態に維持させた後、再び弁開度を９５％に拡開させるとともに、その残りを上記ガスタービン燃焼器の後流側に接続させた窒素供給系に介装した流量調整弁は、ガスタービンの負荷運転中、予め定められた負荷になったとき弁開度を８０％に拡開してホールド状態に維持させた後、再び弁開度を５％に絞り込むものである。
【００２７】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項１０に記載したように、ガスタービンプラント、蒸気タービンプラント、排熱回収ボイラに石炭ガス化プラントを組み合わせた石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記ガスタービンプラントのガスタービン燃焼器の頭部側に複数の燃料噴射部を設置し、複数の全ての燃料噴射部に上記石炭ガス化プラントのガス化炉で生成された石炭ガス燃料を供給する石炭ガス燃料系を備えるとともに、上記複数の燃料噴射部のうち、少なくとも一つを除いた残りに上記石炭ガス化プラントの空気分離装置で分離した窒素ガスを供給する窒素供給系を備えたものである。
【００２８】
本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、上記目的を達成するために、請求項１１に記載したように、複数の燃料噴射部のうち、ガスタービン負荷遮蔽時、ガス化炉の石炭ガス燃料のみが供給される燃料噴射部の運転を継続させ、残りの全ての燃料噴射部の運転を停止させるものである。
【００２９】
【発明の実施の形態】
以下、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの実施形態を添付図面および図中に付した符号を引用して説明する。
【００３０】
図１は、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第１実施形態を示す概略系統図である。
【００３１】
本実施形態に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービンプラント２５、蒸気タービンプラント２６、排熱回収ボイラ２７、および石炭ガス化プラント２８を備えた構成になっている。
【００３２】
ガスタービンプラント２５は、空気圧縮機２９、ガスタービン燃焼器３０、ガスタービン３１を備え、空気圧縮機２９で吸い込んだ大気ＡＲを圧縮して高圧化し、その高圧空気ＨＡＲの一部に石炭ガス化プラント２８からの石炭ガス燃料ＣＧを加えてガスタービン燃焼器３０で燃焼ガスＦＧを生成し、その燃焼ガスＦＧをガスタービン３１で膨張仕事をさせるようになっている。
【００３３】
また、排熱回収ボイラ２７は、ガスタービン３１で膨張後のガスタービン排熱（排ガス）Ｇを加熱源として蒸気タービンプラント２６からの復水・給水ＦＷと熱交換させて蒸気ＳＴを発生せしめ、熱交換後のガスタービン排ガス（排熱）Ｇを煙突３２を介して大気に放出させる一方、その蒸気ＳＴを蒸気タービンプラント２６に供給するようになっている。
【００３４】
また、蒸気タービンプラント２６は、ガスタービンプラント２５の空気圧縮機２９に軸直結させた蒸気タービン３３、発電機３４、復水器３５を備え、蒸気タービン３３で排熱回収ボイラ２７からの蒸気ＳＴに膨張仕事をさせて回転トルクを発生させ、その回転トルクで発電機３４を駆動するようになっている。
【００３５】
また、蒸気タービンプラント２６は、蒸気タービン３３で膨張後のタービン排気を、復水器３５で凝縮させ、復水・給水として排熱回収ボイラ２７に還流させている。
【００３６】
一方、石炭ガス化プラント２８は、ガス化炉３６と空気分離装置３７とを備え、ガスタービンプラント２５の空気圧縮機２９からの高圧空気ＨＡＲの一部を空気分離装置３７に案内させ、ここで窒素ガスＮ₂と酸素ガスＯ₂とに分離させ、分離後の酸素ガスＯ₂を、乾炭またはスラリ状の石炭Ｃとともにガス化炉３６に供給して石炭ガス燃料ＣＧを生成し、その石炭ガス燃料ＣＧをガスタービン燃焼器３０に供給するようになっている。
【００３７】
ところで、本実施形態に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、空気分離装置３７で分離した窒素ガスＮ₂を、第１窒素供給系３８と第２窒素供給系３９との２系統に区分けしてガスタービン燃焼器３０に供給する構成になっている。空気分離装置３７で分離した窒素ガスＮ₂を、第１窒素供給系３８と第２窒素供給系３９との２系統に区分けしてガスタービン燃焼器３０に供給するのは、以下の理由に基づく。
【００３８】
第１の理由は、一酸化炭素の排出を低く抑えるためである。
【００３９】
従来、ガスタービン燃焼器３０は、運転中、空気分離装置３７で分離した窒素ガスＮ₂を、その頭部側にのみ供給していたが、例えば定格から部分負荷に負荷変動があった場合、窒素ガスＮ₂の供給量が過多になり、このため燃焼ガスＦＧが不安定状態になり、一酸化炭素が多量に排出することがあった。
【００４０】
本実施形態は、この点に着目したもので、空気分離装置３７で分離した窒素ガスＮ₂を、ガスタービン燃焼器３０に供給する際、第１窒素供給系３８と第２窒素供給系３９との２系統に区分けし、第１窒素供給系３８をガスタービン燃焼器３０の頭部側に接続させるとともに、第２窒素供給系３９をガスタービン燃焼器３０の下流側に接続させ、投入する窒素ガスＮ₂の全流量を変えないで、その頭部側に供給する窒素ガスＮ₂の流量を低くして一酸化炭素の排出をより低く抑えるように図ったものである。
【００４１】
第２の理由は、プラント出力およびプラント熱効率を向上させるためである。
【００４２】
図２は、プラント出力比およびプラント熱効率比を示すグラフで、縦軸にプラント出力比およびプラント熱効率比を示し、横軸に燃料（石炭ガス燃料）に対する窒素ガスＮ₂の投入量比（Ｎ₂／Fuel）を示している。今、燃料に対する窒素ガスＮ₂の投入量比（Ｎ₂／Fuel）が１．１０のときのプラント出力比およびプラント熱効率比が１．００を基準にして窒素ガスＮ₂の投入量比（Ｎ₂／Fuel）を増加させると、プラント出力比およびプラント熱効率比は、リニアに増加することがテスト機で検証されている。
【００４３】
この検証結果から逆に、空気分離装置３７からガスタービン燃焼器３０に供給する窒素ガスＮ₂の流量を減少させると、プラント出力比およびプラント熱効率比は、ともに向上させることができない。
【００４４】
したがって、本実施形態は、空気分離装置３７からガスタービン燃焼器３０に窒素ガスＮ₂を供給する際、第１窒素供給系３８と第２窒素供給系３９との２系統に区分けして供給し、プラント出力およびプラント熱効率の向上と相まって一酸化炭素の排出をより低く抑えることができるようにしたものである。
【００４５】
他方、空気分離装置３７で２系統に区分けした第１窒素供給系３８と第２窒素供給系３９は、図３に示すように、ガスタービン燃焼器３０の頭部側と下流側とのそれぞれに接続する構成になっている。
【００４６】
このガスタービン燃焼器３０は、頭部側から下流側に向って順に、燃料噴射部４０、燃焼室４１、トラジションピース４２を備えている。
【００４７】
燃料噴射部４０は、燃料タンク（図示せず）から例えば液体燃料ＬＦを案内する液体燃料供給口４３、図１で示したガス化炉３６からの石炭ガス燃料ＣＧを案内する石炭ガス燃料口４４、第１窒素供給系３８からの窒素ガスＮ₂を案内する第１窒素供給口４５をそれぞれ備えている。
【００４８】
また、燃焼室４１は、長筒状の燃焼器ライナ４６で形成している。この燃焼器ライナ４６は、その外側に空気通路４７を介して同心的に配置したフロースリーブ４８および外筒４９により包囲形成されている。
【００４９】
また、トラジションピース４２は、その上流側を燃焼器ライナ４６に遊嵌的に接続し、その下流側をガスタービン（図示せず）に接続する一方、その中間に第２窒素供給系３９からの窒素ガスＮ₂を案内する第２窒素供給口５０を備え、上流側から下流側に向って徐々に開口面積を小さくした絞り形状になっている。
【００５０】
次に作用を説明する。
【００５１】
起動運転時、ガスタービン燃焼器３０は、液体燃料供給口４３から案内された液体燃料ＬＦに、空気圧縮機から空気通路４７を介して供給された高圧空気ＨＡＲを混合させ、その際、スワラ５１で旋回流を与え、燃焼室４１で拡散燃焼させて燃焼ガスＦＧを生成する。この間、石炭ガス化プラント２８は、ガス化炉３６および空気分離装置３７を駆動させている。
【００５２】
ガスタービンプラント２５の負荷が上昇し、その負荷が例えば３０％になると、石炭ガス化プラント２８は、ガス化炉３６で生成した石炭ガス燃料ＣＧをガスタービン燃焼器３０の石炭ガス燃料口４４に供給する。このとき、ガスタービン燃焼器３０は、今迄、液体燃料供給口４３に供給されていた液体燃料ＬＦを停止させる。また、空気分離装置３７は、空気圧縮機２９からの高圧空気ＨＡＲに含まれている窒素ガスＮ₂を分離し、分離した窒素ガスＮ₂の一部を第１窒素供給系３８を介して燃料噴射部４０の第１窒素供給口４５に供給し、上述石炭ガス燃料ＣＧおよび高圧空気ＨＡＲと混合させ、スワラ５１で旋回流を与えて拡散燃焼させ、比較的温度の低い燃焼ガスＦＧを生成させる。また、空気分離装置３７は、残りの窒素ガスＮ₂を第２窒素供給系３９を介してトラジションピース４２の第２窒素供給口５０に供給し、燃焼ガスＦＧの体積重量を増加させ、ガスタービン３１により多くの膨張仕事をさせる。
【００５３】
このように、本実施形態は、空気分離装置３７で分離した窒素ガスＮ₂を、燃料噴射部４０に供給する第１窒素供給系３８とトラジションピース４２に供給する第２窒素供給系３９との２系統に区分けし、窒素ガスＮ₂の総量を変えないで、第１窒素供給系３８から燃料噴射部４０に供給する窒素ガスＮ₂を比較的少なくして燃焼ガス（ガスタービン駆動ガス）ＦＧの温度を低くし、また、第２窒素供給系３９からトラジションピース４２に供給する窒素ガスＮ₂を多くして燃焼ガスＦＧを増加させたので、ＮＯｘ濃度の低減および一酸化炭素の抑制と相まってプラント出力およびプラント熱効率を従来よりも大幅に向上させることができる。
【００５４】
図４は、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントに適用するガスタービン燃焼器の第１実施形態における変形例を示す概略図である。なお、第１実施形態に係るガスタービン燃焼器の構成部分と同一部分には同一符号を付し、その重複説明を省略する。
【００５５】
本実施例に係るガスタービン燃焼器３０は、空気分離装置３７から２系統に区分けした第１窒素供給系３８、第２窒素供給系３９のうち、第２窒素供給系３９からの窒素ガスＮ₂を案内する第２窒素供給口５０を、外筒４９に設置したものである。
【００５６】
このように、本実施例では、第２窒素供給口５０を外筒４９に設置し、第２窒素供給系３９からの窒素ガスＮ₂をフロースリーブ４８を介して空気通路４７に供給し、その大部分の窒素ガスＮ₂を燃焼器ライナ４６の冷却用に活用するとともに、その残りの窒素ガスＮ₂で燃焼ガスＦＧの温度上昇抑制用に活用する一方、第１窒素供給系３８から第１窒素供給口４５に供給する窒素ガスＮ₂の流量を少なくさせて燃焼ガスＦＧにおける窒素ガスＮ₂の濃淡濃度分布を少なくさせたので、ＮＯｘ濃度の低減とともに、一酸化炭素の発生を低く抑えることができる。
【００５７】
図５は、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第２実施形態を示す概略系統図である。なお、第１実施形態の構成部分と同一部分には同一符号を付す。
【００５８】
本実施形態に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、空気分離装置３７で分離した窒素ガスＮ₂を、ガスタービン燃焼器３０の燃料噴射部４０に供給する第１窒素供給系３８と、ガスタービンケーシング５２に供給する第２窒素供給系３９とを備えたものである。
【００５９】
ガスタービンプラント２５は、図６に示すように、空気圧縮機２９とガスタービン３１とを軸直結させるとともに、空気圧縮機２９とガスタービン３１との間に、例えば６〜３２缶のガスタービン燃焼器３０をガスタービン３１に対して環状に設置し、各ガスタービン燃焼器３０をガスタービンケーシング５２で覆設する構成になっている。
【００６０】
このような構成を備えたガスタービンプラント２５において、本実施形態は、空気分離装置３７で分離した窒素ガスＮ₂を、各ガスタービン燃焼器３０の燃料噴射部４０に供給する第１窒素供給系３８と、ガスタービンケーシング５２に設けた第２窒素供給口５０に供給する第２窒素供給系３９とを備え、第２窒素供給口５０から案内された窒素ガスＮ₂を主として燃焼器ライナ４６およびトラジションピース４２の冷却用として活用し、第１窒素供給系３８から燃料噴射部４０に供給する窒素ガスＮ₂をより少なくさせて石炭ガス燃料ＣＧとともに燃焼ガスＦＧを生成するようになっている。
【００６１】
このように、本実施形態では、第１窒素供給系３８から燃料噴射部４０に供給する窒素ガスＮ₂を少なくして燃焼ガスＦＧの温度を比較的低くさせているので、ＮＯｘ濃度を低く抑えることができ、一酸化炭素の発生を低く抑えることができる。
【００６２】
また、本実施形態では、第２窒素供給系３９から第２窒素供給口５０に供給する窒素ガスＮ₂の一部を、トラジションピース４２とガスタービン３１との接続部にシールＳＬとして供給し、燃焼ガス（ガスタービン駆動ガス）ＦＧに合流させてその体積重量を増加させているので、プラント出力およびプラント熱効率を向上させることができる。
【００６３】
図７は、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第３実施形態を示す概略系統図である。なお、第１実施形態の構成部分と同一部分には同一符号を付す。
【００６４】
本実施形態に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、空気分離装置３７で分離した窒素ガスＮ₂を、ガスタービン燃焼器３０の燃料噴射部４０に供給する第１窒素供給系３８とガスタービン燃焼器３０の後流側、具体的にはトラジションピース、外筒、ガスタービンケーシングのいずれかに供給する第２窒素供給系３９とのそれぞれに流量調整弁５３ａ，５３ｂを備えたものである。
【００６５】
本実施形態は、第１窒素供給系３８、第２窒素供給系３９のそれぞれに流量調整弁５３ａ，５３ｂを備え、ガスタービン燃焼器３０の燃料噴射部４０およびガスタービン燃焼器３０の後流側に供給する窒素ガスＮ₂を適量に調整したので、ＮＯｘ濃度の低減化および一酸化炭素の発生抑制と相まって燃焼ガスＦＧの体積重量の増加に伴うプラント出力およびプラント熱効率を確実に増加させることができる。
【００６６】
図８は、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第４実施形態を示す概略系統図である。なお、第１実施形態の構成部分と同一部分には同一符号を付す。
【００６７】
本実施形態に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、ガス化炉３６からガスタービン燃焼器３０に石炭ガス燃料ＣＧを供給する石炭ガス燃料供給系５４に発熱量を検出するセンサ５５を設置し、センサ５５で検出した発熱量に基づいて第１窒素供給系３８および第２窒素供給系３７のそれぞれ設置した流量調整弁５３ａ，５３ｂに弁開閉信号を与える演算部５６を設けたものである。
【００６８】
石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントでは、石炭Ｃの炭種が変ると、その発熱量が約１２００〜２５００kcal／Nm³の範囲にわたって変動する。このため、燃焼ガスＦＧに窒素ガスＮ₂を供給している状態で、石炭ガス燃料ＣＧの発熱量が低下した場合、燃焼ガスＦＧは燃焼状態が不安定になり、一酸化炭素をより多く排出するおそれがある。
【００６９】
本実施形態は、石炭Ｃの炭種が変ることを考慮し、ガス化炉３６から石炭ガス燃料供給系５４を介してガスタービン燃焼器３０に供給される石炭ガス燃料ＣＧの発熱量をセンサ５５で検出し、その検出信号を予め定められた設定信号と比較し、偏差が出たとき、その偏差に基づいて流量調整弁５３ａ，５３ｂに弁開閉信号を与える演算部５６を備えたものである。
【００７０】
したがって、本実施形態では、石炭Ｃの炭種が変っても流量調整弁５３ａ，５３ｂの弁開度を調整し、空気分離装置３７から第１窒素供給系３８および第２窒素供給系３９を介してガスタービン燃焼器３０に適正量の窒素ガスＮ₂を供給することができるようにしたので、石炭Ｃの炭種を問わず燃焼ガスＦＧから排出する一酸化炭素を確実に低く抑えることができる。
【００７１】
図９は、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第４実施形態における変形例を示す概略系統図である。なお、第１実施形態の構成部分と同一部分には同一符号を付す。
【００７２】
本実施形態に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービンプラント２５のガスタービン３１の出口側にガスタービン排ガス分析装置５７を設置し、ガスタービン排ガス分析装置５７で検出したガスタービン排ガスＧのうち、一酸化炭素濃度を分析し、その分析信号を予め定められた設定値と比較し、偏差が出たとき、その偏差に基づいて流量調整弁５３ａ，５３ｂに弁開閉信号を与える演算部５８を備えたものである。
【００７３】
このように、本実施形態では、ガスタービン３１から排出するガスタービン排ガス中に含まれる一酸化炭素を、ガスタービン排ガス分析装置５７で分析し、一酸化炭素の発生量に応じて演算部５８から流量調整弁５３ａ、５３ｂに与える弁開閉信号で流量調整弁５３ａ，５３ｂを弁開閉制御させたので、燃焼ガスＦＧから排出する一酸化炭素を確実に低く抑えることができる。
【００７４】
図１０は、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第５実施形態を示すもので、第３実施形態および第４実施形態で示した第１窒素供給系３８に設けた流量調整弁５３ａと、第２窒素供給系３９に設けた流量調整弁５３ｂとの弁開度関係を示す線図である。
【００７５】
本実施形態に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、定格負荷運転時、空気分離装置３７からガスタービン燃焼器３０の燃料噴射部４０に供給される窒素ガスＮ₂の流量が全流量に対して９５％になるように、第１窒素供給系３８の流量調整弁５３ａの弁開度を設定するとともに、空気分離装置３７からガスタービン燃焼器３０の後流側、具体的にはトラジションピース、外筒、ガスタービンケーシングのいずれかに供給される窒素ガスＮ₂が全流量に対して２５％になるように、第２窒素供給系３９の流量調整弁５３ｂの弁開度を設定しておき、ガスタービンプラント２５に負荷遮断指令があった場合、第１窒素供給系３８の流量調整弁５３ａの弁開度を５％に、また第２窒素供給系３９の流量調整弁５３ｂの弁開度を９５％に変更させたものである。
【００７６】
このように、本実施形態は、定格負荷運転時、第２窒素供給系３９の流量調整弁５３ｂを微開度に設定する一方、負荷遮断時、第１窒素供給系３８の流量調整弁５３ａを微開度に設定し、ガス化炉３６からガスタービン燃焼器３０に石炭ガス燃料ＣＧを常時、供給できるようにさせたので、ガスタービン燃焼器３０の燃料ガスＦＧの温度が下り、その燃焼状態が悪くなってもその火炎（保炎）を確実に確保することができる。特に、石炭ガス燃料ＣＧから液体燃料ＬＦに切り替える際、燃料ガスＦＧの失火がなく有効である。
【００７７】
図１１は、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第５実施形態における変形例を示すもので、第３実施形態および第４実施形態で示した第１窒素供給系３８に設けた流量調整弁５３ａと第２窒素供給系３９に設けた流量調整弁５３ｂとの弁開度関係を示す線図である。
【００７８】
本実施形態に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、起動運転から例えば３０％負荷まで液体燃料ＬＦを使用し、それ以後、石炭ガス燃料ＣＧを使用する場合、起動運転から３０％負荷まで第１窒素供給系３８の流量調整弁５３ａの弁開度を９５％に設定し、負荷が上昇するにつれその流量調整弁５３ａの弁開度を２０％に絞った後、再び弁開度を９５％に開口させる一方、第２窒素供給系３９の流量調整弁５３ｂの弁開度を、当初５％に設定し、３０％負荷になるとその流量調整弁５３ｂの弁開度を８０％に開口させた後、再び弁開度を５％に絞り、一酸化炭素の排出を低く抑えたものである。
【００７９】
起動運転から定格負荷運転までの間、ガスタービン燃焼器３０に使用する燃料を、液体燃料ＬＦ、例えば灯油から石炭ガス燃料ＣＧに切り替える場合、石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、燃料の切り替え時、第１窒素供給系３８の流量調整弁５３ａの弁開度を拡開ささせておくと、空気分離装置３７からガスタービン燃焼器３０に供給される窒素ガスＮ₂が過量になり、図１２ａに示すように、ＮＯｘ濃度が減少するものの、一酸化炭素ＣＯ濃度が過渡的に高くなる。
【００８０】
しかし、本実施形態は、燃料の切り替え時、第１窒素供給系３８の流量調整弁５３ａの弁開度を２０％に絞り、ホールド状態に維持しつつ、その後の負荷上昇につれてその弁開度を９５％に拡開させるとともに、第２窒素供給系３９の流量調整弁５３ｂの弁開度を逆に８０％に拡開させ、ホールド状態に維持しつつ、その後の負荷上昇につれてその弁開度を５％に絞るようにしたので、図１２ｂに示すように、一酸化炭素ＣＯの濃度を低く抑えることができる。なお、図１２ａ、図１２ｂともに、縦軸に燃焼ガスＦＧ中のＮＯｘ濃度、一酸化炭素ＣＯ濃度（ともに相対値）を、横軸にガスタービン負荷をそれぞれ示している。
【００８１】
このように、本実施形態では、各流量調整弁５３ａ，５３ｂの弁開度を、燃料の切り替え時に変更させたので、ＮＯｘの濃度はもとより、一酸化炭素ＣＯの濃度も低く抑えることができる。
【００８２】
図１３は、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第６実施形態を示す概略系統図である。なお、第１実施形態の構成部分と同一部分には同一符号を付す。
【００８３】
本実施形態に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービン燃焼器３０の頭部側に、スワラ５１を備えた燃料噴射部４０を３系統に区分けした第１燃料噴射部４０ａ、第２燃料噴射部４０ｂ、第３燃料噴射部４０ｃをそれぞれ設置し、各燃料噴射部４０ａ，４０ｂ，４０ｃに石炭ガス燃料供給系５４を介してガス化炉３６で生成した石炭ガス燃料ＣＧを供給するとともに、第１燃料噴射部４０ａおよび第３燃料噴射部４０ｃに空気分離装置３７で分離した窒素ガスＮ₂を窒素供給系５９を介して供給し、ガスタービン負荷遮断時、第２燃料噴射部４０ｂのみを残し、第１燃料噴射部４０ａおよび第２燃料噴射部４０ｃの使用を停止させたものである。
【００８４】
本実施形態は、低負荷時、ガス化炉３６から第２燃料噴射部４０ｂに、図１４で示すように、液体燃料ＬＦを供給し、拡散燃焼により燃焼ガスＦＧを生成・確保し、この間、空気分離装置３７から第１燃料噴射部４０ａ、第３燃料噴射部４０ｃに窒素ガスＮ₂を供給してＮＯｘ濃度および一酸化炭素ＣＯ濃度を低く抑え、ガスタービン負荷が予め定められた負荷値になると、各燃料噴射部４０ａ，４０ｂ，４０ｃの全てを開口させてガスタービン負荷を定格に至らしめ、定格負荷運転中、負荷遮断の指令があると、第２燃料噴射部４０ｂのみを残し、第１燃料噴射部４０ａおよび第３燃料噴射部４０ｃを閉口させ、第３燃料噴射部４０ｂのみで火炎（保炎）を確保させ、ガスタービンプラント２５の再起動運転まで待期させるようになっている。
【００８５】
このように、本実施形態では、燃料噴射部４０を３系統に区分けし、一つを燃焼ガスＦＧの生成確保に使用し、残りでガスタービン負荷増加用に使用する一方、ガスタービン負荷遮断時、一つだけを残して他の全てを閉口させ、この間、空気分離装置３７からの窒素ガスＮ₂を閉口させた燃料噴射部に供給し、残した燃料噴射部から生成された燃焼ガスＦＧに混合させたので、ＮＯｘ濃度および一酸化炭素濃度を低く抑えて再起動運転に迅速に対処させることができる。
【００８６】
【発明の効果】
以上の説明の通り、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、空気圧縮機からの高圧空気を空気分離装置で窒素ガスと酸素ガスに分離し、その窒素ガスをガスタービン燃焼器に供給する際、窒素供給系を第１窒素供給系と第２窒素供給系とに区分けし、第１窒素供給系をガスタービン燃焼器の燃料噴射部に接続して燃料噴射部から生成される燃焼ガス温度を低くさせるとともに、第２窒素供給系をガスタービン燃焼器の後流側に接続して燃焼ガスの体積重量を増加させたので、低ＮＯｘ濃度変化および低ＣＯ濃度化と相まってプラント出力およびプラント熱効率を従来よりも大幅に増加させることができる。
【００８７】
その際、第１窒素供給系および第２窒素供給系のそれぞれに流量調整弁を備え、空気分離装置からガスタービン燃焼器の燃料噴射部およびガスタービン燃焼器の後流側のそれぞれに供給する窒素ガスを各流量調整弁で適正流量に分配する流量コントロールをさせているので、ガスタービン燃焼器に低ＮＯｘ濃度化等を確実に行わせることができる。
【００８８】
また、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、第１窒素供給系および第２窒素供給系のそれぞれに設けた流量調整弁の弁開度を、ガスタービン負荷遮断時または負荷運転中に変更させたので、ＣＯ濃度をより一層低く抑えることができる。
【００８９】
また、本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービン燃焼器の頭部側に設けた燃料噴射部を複数個設置し、一つの燃料噴射部にガス化炉の石炭ガス燃料のみを供給し、残の燃料噴射部にガス化炉からの石炭ガス燃料および空気分離装置からの窒素ガスを供給し、ガスタービン負荷遮断時、一つの燃料噴射部のみで燃焼ガスを生成確保させたので、ＮＯｘ濃度等を低く維持させつつ、ガスタービンプラントの再起動運転に迅速に対処させることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第１実施形態を示す概略系統図。
【図２】燃焼ガスに投入する窒素ガスの比率とプラント比出力比およびプラント熱効率比との関係を示すグラフ。
【図３】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第１実施形態に適用するガスタービン燃焼器の概略図。
【図４】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントに適用するガスタービン燃焼器の第１実施形態における変形例を示す概略図。
【図５】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第２実施形態を示す概略系統図。
【図６】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第２実施形態に適用するガスタービンプラントの概略断面図。
【図７】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第３実施形態を示す概略系統図。
【図８】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第４実施形態を示す概略系統図。
【図９】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第４実施形態における変形例を示す概略系統図。
【図１０】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第５実施形態を示すもので、第３実施形態および第４実施形態で示した流量調整弁の弁開度を、ガスタービン負荷遮断時に変更する場合の線図。
【図１１】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第５実施形態における変形例を示すもので、第３実施形態および第４実施形態で示した流量調整弁の弁開度を、ガスタービン負荷運転中に変更する場合の線図。
【図１２】（ａ）は、図１１において、ガスタービン負荷運転中、燃料を灯油から石炭ガス燃料に切り替える場合、流量調整弁の弁開度を変更しないときのＮＯｘ濃度、ＣＯ濃度の変化を示すグラフ、（ｂ）は、図１１において、ガスタービン負荷運転中、燃料を灯油から石炭ガス燃料に切り替える場合、流量調整弁の弁開度を変更したときのＮＯｘ濃度、ＣＯ濃度の変化を示すグラフ。
【図１３】本発明に係る石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントの第６実施形態を示す概略系統図。
【図１４】図１３において、ガスタービン燃焼器に供給した石炭ガス燃料および窒素ガスの特性線図。
【図１５】従来の石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラントを示す概略系統図。
【図１６】従来のガスタービン燃焼器を示す概略図。
【符号の説明】
１ガスタービンプラント
２蒸気タービンプラント
３排熱回収ボイラ
４石炭ガス化プラント
５空気圧縮機
６ガスタービン燃焼器
７ガスタービン
８蒸気タービン
９発電機
１０復水器
１１煙突
１２ガス化炉
１３空気分離装置
１４外筒
１５フロースリーブ
１６燃焼器ライナ
１７空気通路
１８燃焼室
１９トラジションピース
２０燃料噴射部
２１液体燃料供給口
２２石炭ガス燃料口
２３窒素供給口
２４スワラ
２５ガスタービンプラント
２６蒸気タービンプラント
２７排熱回収ボイラ
２８石炭ガス化プラント
２９空気圧縮機
３０ガスタービン燃焼器
３１ガスタービン
３２煙突
３３蒸気タービン
３４発電機
３５復水器
３６ガス化炉
３７空気分離装置
３８第１窒素供給系
３９第２窒素供給系
４０燃料噴射部
４１燃焼室
４２トラジションピース
４３液体燃料供給口
４４石炭ガス燃料口
４５第１窒素供給口
４６燃焼器ライナ
４７空気通路
４８フロースリーブ
４９外筒
５０第２窒素供給口
５１スワラ
５２ガスタービンケーシング
５３ａ，５３ｂ流量調整弁
５４石炭ガス燃料供給系
５５センサ
５６演算部
５７ガスタービン排ガス分析装置
５８演算部
５９窒素供給系[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a coal gasification combined cycle power plant, and more particularly to a coal gasification combined cycle power plant that suppresses the generation of NOx concentration even lower.
[0002]
[Prior art]
In a recent combined cycle power plant, a coal gasification combined cycle power plant that gasifies coal as an alternative to LNG fuel used in gas turbine combustors has been realized as a demonstration plant, collecting various data. As shown in FIG.
[0003]
The coal gasification combined cycle power plant includes a gas turbine plant 1, a steam turbine plant 2, an exhaust heat recovery boiler 3, and a coal gasification plant 4.
[0004]
The gas turbine plant 1 includes an air compressor 5, a gas turbine combustor 6, and a gas turbine 7, compresses the atmospheric AR sucked by the air compressor 5 to a high pressure, and coal gasifies a part of the high-pressure air HAR. The coal gas fuel CG from the plant 4 is added to generate a combustion gas FG in the gas turbine combustor 6, and the combustion gas FG is expanded by the gas turbine 7.
[0005]
The exhaust heat recovery boiler 3 generates heat steam ST by exchanging heat with the condensate / feed water FW from the steam turbine plant 2 using the gas turbine exhaust heat (exhaust gas) G expanded by the gas turbine 7 as a heating source. The gas turbine exhaust heat G after the heat exchange is released to the atmosphere via the chimney 11, while the steam ST is supplied to the steam turbine plant 2.
[0006]
The steam turbine plant 2 includes a steam turbine 8, a generator 9, and a condenser 10 that are directly connected to the air compressor 5 of the gas turbine plant 1. The steam turbine 8 converts the steam ST from the exhaust heat recovery boiler 3 into the steam ST. The expansion work is performed to generate a rotational torque, and the generator 9 is driven by the rotational torque.
[0007]
Moreover, the steam turbine plant 2 condenses the turbine exhaust expanded by the steam turbine 8 by the condenser 10 and recirculates it to the exhaust heat recovery boiler 3 as the condensate / feed water FW.
[0008]
On the other hand, the coal gasification plant 4 includes a gasification furnace 12 and an air separation device 13, and causes the air separation device 13 to guide a part of the high-pressure air HAR from the air compressor 5 of the gas turbine plant 1, where Nitrogen gas N ₂ Oxygen gas O ₂ Oxygen gas O after separation ₂ Is supplied to the gasification furnace 12 together with dry coal or slurry-like coal C to generate coal gas fuel CG, and the coal gas fuel CG is supplied to the gas turbine combustor 6.
[0009]
On the other hand, in the gas turbine combustor 6, as shown in FIG. 16, a cylindrical outer cylinder 14, a flow sleeve 15, and a combustor liner 16 are arranged concentrically, and between the flow sleeve 15 and the combustor liner 16. An air passage 17 and the inside of the combustor liner 16 are formed as a combustion chamber 18.
[0010]
The combustor liner 16 is connected to the transition piece 19 on the downstream side, and includes a fuel injection unit 20 on the head side. The fuel injection unit 20 includes a liquid fuel supply port 21 for guiding the liquid fuel LF, a coal gas fuel port 22 for guiding the coal gas fuel CG from the gasification furnace 12 shown in FIG. Gas N ₂ In the start-up operation, the liquid fuel LF from the liquid fuel supply port 21 is supplied with high-pressure air HAR from the air passage 17 and is given a swirling flow by the swirler 24. When the combustion gas FG is generated by diffusion combustion and the load of the gas turbine plant 1 reaches 30%, for example, the liquid fuel LF is switched to the coal gas fuel CG, and the high pressure air HAR is changed to the coal gas fuel CG from the coal gas fuel port 22. In addition, combustion gas FG is generated in the combustion chamber 18.
[0011]
Thus, the coal gasification combined cycle power plant operating as a demonstration plant uses coal gas fuel CG as a substitute for fuel such as natural gas. In addition, when the plant is activated, the gas turbine plant 1 is activated using the liquid fuel LF, and when the coal gas fuel CG is generated from the gasification furnace 12, the operation is switched to the coal gas fuel CG.
[0012]
[Problems to be solved by the invention]
As a driving means for keeping the NOx concentration low, a so-called lean premixed combustion system in which air is mixed with fuel in advance to generate combustion gas is well known. When this lean premixed combustion method is applied to a coal gasification combined cycle power plant, coal gas fuel CG has a high combustion speed unlike liquid fuel and the like, and exceeds the fuel speed injected from the fuel injection unit 20, and flame. A so-called flashback phenomenon in which (combustion gas) flows into the fuel injection unit 20 may occur, causing fuel injection parts to burn out. Therefore, in the coal gasification combined cycle power plant, about 10 to 13 MJ / Nm supplied from the gasification furnace 12 is used. ^Three The combustion gas is generated by diffusing and burning the medium-calorie coal gas fuel CG.
[0013]
However, in diffusion combustion, the combustion gas temperature locally becomes a high temperature close to the adiabatic flame temperature, and the NOx concentration becomes high. For this reason, the coal gasification combined cycle power plant has a nitrogen gas N separated by the air separation device 13 as shown in FIGS. 15 and 16. ₂ Is supplied to the combustion gas FG via the nitrogen supply port 23, and the flame temperature is lowered to keep the NOx concentration low.
[0014]
By the way, in the conventional coal gasification combined cycle power plant, nitrogen gas N supplied to the gas turbine combustor 6 ₂ And the ratio of coal gas fuel CG are almost constant, and the NOx concentration is extremely low at 100% load. However, when the load is low, nitrogen gas N ₂ However, there is a problem that combustion stability is lost and a large amount of carbon monoxide is generated.
[0015]
Further, when there is a load interruption due to a sudden load fluctuation, for example, a system fault, the gas turbine plant 1 has been introduced into the gas turbine combustor 6 in order to keep the rotational speed of the gas turbine 7 lower than the rated value. The coal gas fuel CG that has been used is switched to the liquid fuel LF or the like, and flame holding (fire type) is secured with the liquid fuel LF or the like. However, when switching fuel, the coal gasification combined cycle power plant has poor followability, and during that time, the combustion gas FG is replaced with nitrogen gas N. ₂ Therefore, not only the generation of carbon monoxide but also the misfire of the combustion gas FG may be caused.
[0016]
Further, when the coal type of coal changes, the composition of the coal gas fuel CG generated in the gasification furnace 12 changes, so the calorific value, the combustion speed, and the properties of the fuel in the combustible region also change, and the nitrogen gas N ₂ In the state where the carbon dioxide is introduced, there are inconveniences and inconveniences such as more carbon monoxide being discharged.
[0017]
The present invention has been made based on such circumstances, and the gas turbine combustor is supplied with nitrogen gas N. ₂ When the gas is charged, the amount of charge is properly classified to prevent misfiring of the combustion gas FG and to suppress the generation of NOx and carbon monoxide, while further improving the output of the gas turbine plant and the plant thermal efficiency. It aims to provide a coal gasification combined cycle power plant.
[0018]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention combines a coal gasification plant with a gas turbine plant, a steam turbine plant, and an exhaust heat recovery boiler as described in claim 1. In the coal gasification combined cycle power plant, the nitrogen supply system that supplies the nitrogen gas separated by the air separation device of the coal gasification plant to the gas turbine combustor of the gas turbine plant is divided into two systems, and one nitrogen The supply system is connected to the fuel injection part of the gas turbine combustor, while the remaining nitrogen supply system is connected to the downstream side of the gas turbine combustor.
[0019]
In order to achieve the above object, the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention has a nitrogen supply system connection port connected to the downstream side of the gas turbine combustor, as described in claim 2, It is a transition piece connected to the combustor liner of the gas turbine combustor.
[0020]
In order to achieve the above object, the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention has a nitrogen supply system connection port connected to the downstream side of the gas turbine combustor, as described in claim 3, It is an outer cylinder of the gas turbine combustor.
[0021]
In order to achieve the above object, the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention has a nitrogen supply system connection port connected to the downstream side of the gas turbine combustor, as described in claim 4, It is a gas turbine casing that covers the gas turbine combustor.
[0022]
In order to achieve the above object, the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention combines a coal gasification plant with a gas turbine plant, a steam turbine plant, and an exhaust heat recovery boiler as described in claim 5. In the coal gasification combined cycle power plant, the nitrogen supply system that supplies the nitrogen gas separated by the air separation device of the coal gasification plant to the gas turbine combustor of the gas turbine plant is divided into two systems, and one nitrogen A flow control valve is provided in the supply system and connected to the fuel injection portion of the gas turbine combustor, while a flow control valve is provided in the remaining nitrogen supply system on the downstream side of the gas turbine combustor. Connected.
[0023]
In order to achieve the above object, a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention has a flow rate interposed in a nitrogen supply system connected to a fuel injection part of a gas turbine combustor as described in claim 6. A flow rate adjusting valve interposed in the nitrogen supply system connected to the regulating valve and the downstream side of the gas turbine combustor is supplied from the gasification furnace of the coal gasification plant to the fuel injection unit via the coal gas fuel supply system. A calorific value of the supplied coal gas fuel is detected, and a calculation unit is provided for calculating a valve opening / closing signal based on the calorific value detection signal.
[0024]
In order to achieve the above object, a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention has a flow rate interposed in a nitrogen supply system connected to a fuel injection part of a gas turbine combustor as described in claim 7. The flow rate adjusting valve interposed in the nitrogen supply system connected to the regulating valve and the downstream side of the gas turbine combustor is included in the gas turbine exhaust gas supplied from the gas turbine of the gas turbine plant to the exhaust heat recovery boiler. A calculation unit is provided that detects the carbon oxide concentration and calculates a valve opening / closing signal based on the carbon monoxide concentration detection signal.
[0025]
In order to achieve the above object, a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention combines a coal gasification plant with a gas turbine plant, a steam turbine plant, and an exhaust heat recovery boiler as described in claim 8. In the coal gasification combined cycle power plant, the nitrogen supply system that supplies nitrogen gas separated by the air separation device of the coal gasification plant to the gas turbine combustor of the gas turbine plant is divided into two systems, one of which is The flow rate adjusting valve interposed in the nitrogen supply system connected to the fuel injection part of the gas turbine combustor sets the valve opening to 5% when the load of the gas turbine is shut off, and the rest is the gas turbine combustion The flow rate adjusting valve interposed in the nitrogen supply system connected to the downstream side of the gas generator has a valve opening of 95 when the load of the gas turbine is shut off. Are those set in.
[0026]
In order to achieve the above object, a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention combines a coal gasification plant with a gas turbine plant, a steam turbine plant, and an exhaust heat recovery boiler as described in claim 9. In the coal gasification combined cycle power plant, the nitrogen supply system that supplies nitrogen gas separated by the air separation device of the coal gasification plant to the gas turbine combustor of the gas turbine plant is divided into two systems, one of which is The flow rate adjustment valve interposed in the nitrogen supply system connected to the fuel injection part of the gas turbine combustor is configured to reduce the valve opening to 20% when a predetermined load is reached during the load operation of the gas turbine. After maintaining the hold state, the valve opening is again expanded to 95%, and the rest is disposed after the gas turbine combustor. The flow rate adjusting valve interposed in the nitrogen supply system connected to the side of the gas turbine is maintained in the hold state by expanding the valve opening to 80% when the gas turbine is in a load operation and when a predetermined load is reached. After that, the valve opening is narrowed down to 5% again.
[0027]
In order to achieve the above object, a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention combines a coal gasification plant with a gas turbine plant, a steam turbine plant, and an exhaust heat recovery boiler as described in claim 10. In the coal gasification combined cycle power plant, a plurality of fuel injection units are installed on the head side of the gas turbine combustor of the gas turbine plant, and the plurality of fuel injection units are installed in the gasification furnace of the coal gasification plant. A coal gas fuel system for supplying the generated coal gas fuel is provided, and nitrogen gas separated by the air separation device of the coal gasification plant is supplied to the remainder excluding at least one of the plurality of fuel injection units. This is equipped with a nitrogen supply system.
[0028]
In order to achieve the above object, a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention includes, as described in claim 11, a coal gas of a gasification furnace when a gas turbine load is shielded among a plurality of fuel injection units. The operation of the fuel injection unit to which only fuel is supplied is continued, and the operation of all the remaining fuel injection units is stopped.
[0029]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
DESCRIPTION OF EMBODIMENTS Hereinafter, embodiments of a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention will be described with reference to the accompanying drawings and the reference numerals in the drawings.
[0030]
FIG. 1 is a schematic system diagram showing a first embodiment of a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention.
[0031]
The coal gasification combined cycle power plant according to the present embodiment includes a gas turbine plant 25, a steam turbine plant 26, an exhaust heat recovery boiler 27, and a coal gasification plant 28.
[0032]
The gas turbine plant 25 includes an air compressor 29, a gas turbine combustor 30, and a gas turbine 31, compresses the atmospheric AR sucked by the air compressor 29 to a high pressure, and coal gasifies a part of the high-pressure air HAR. The coal gas fuel CG from the plant 28 is added to generate the combustion gas FG in the gas turbine combustor 30, and the combustion gas FG is expanded by the gas turbine 31.
[0033]
Further, the exhaust heat recovery boiler 27 uses the gas turbine exhaust heat (exhaust gas) G expanded in the gas turbine 31 as a heating source to exchange heat with the condensate / feed water FW from the steam turbine plant 26 to generate steam ST, The gas turbine exhaust gas (exhaust heat) G after the heat exchange is discharged to the atmosphere through the chimney 32, while the steam ST is supplied to the steam turbine plant 26.
[0034]
The steam turbine plant 26 also includes a steam turbine 33, a generator 34, and a condenser 35 that are directly connected to an air compressor 29 of the gas turbine plant 25. The steam ST 33 generates steam ST from the exhaust heat recovery boiler 27. The rotating work is caused to generate a rotational torque, and the generator 34 is driven by the rotational torque.
[0035]
Further, the steam turbine plant 26 condenses the turbine exhaust expanded by the steam turbine 33 by the condenser 35 and returns it to the exhaust heat recovery boiler 27 as condensate / feed water.
[0036]
On the other hand, the coal gasification plant 28 includes a gasification furnace 36 and an air separation device 37, and causes the air separation device 37 to guide a part of the high-pressure air HAR from the air compressor 29 of the gas turbine plant 25. Nitrogen gas N ₂ And oxygen gas O ₂ Oxygen gas O after separation ₂ Is supplied to the gasification furnace 36 together with dry coal or slurry-like coal C to generate coal gas fuel CG, and the coal gas fuel CG is supplied to the gas turbine combustor 30.
[0037]
By the way, the coal gasification combined cycle power plant according to the present embodiment uses nitrogen gas N separated by the air separation device 37. ₂ Is divided into two systems of a first nitrogen supply system 38 and a second nitrogen supply system 39 and supplied to the gas turbine combustor 30. Nitrogen gas N separated by air separation device 37 ₂ Is divided into two systems of a first nitrogen supply system 38 and a second nitrogen supply system 39 and supplied to the gas turbine combustor 30 for the following reason.
[0038]
The first reason is to keep carbon monoxide emissions low.
[0039]
Conventionally, the gas turbine combustor 30 has a nitrogen gas N separated by an air separation device 37 during operation. ₂ Is supplied only to the head side, for example, when there is a load fluctuation from the rating to the partial load, nitrogen gas N ₂ In this case, the combustion gas FG becomes unstable and a large amount of carbon monoxide is discharged.
[0040]
The present embodiment focuses on this point, and the nitrogen gas N separated by the air separation device 37 is used. ₂ Is supplied to the gas turbine combustor 30 and divided into two systems, a first nitrogen supply system 38 and a second nitrogen supply system 39, and the first nitrogen supply system 38 is arranged on the head side of the gas turbine combustor 30. And connecting the second nitrogen supply system 39 to the downstream side of the gas turbine combustor 30 and introducing the nitrogen gas N ₂ Nitrogen gas N supplied to the head without changing the total flow rate ₂ The flow rate of carbon monoxide is lowered so that the emission of carbon monoxide is kept lower.
[0041]
The second reason is to improve plant output and plant thermal efficiency.
[0042]
FIG. 2 is a graph showing the plant output ratio and the plant thermal efficiency ratio. The vertical axis shows the plant output ratio and the plant thermal efficiency ratio, and the horizontal axis shows the nitrogen gas N relative to the fuel (coal gas fuel). ₂ Input ratio (N ₂ / Fuel). Nitrogen gas for fuel N ₂ Input ratio (N ₂ / Fuel) Nitrogen gas N based on the plant output ratio and the plant thermal efficiency ratio of 1.00 ₂ Input ratio (N ₂ It has been verified by a test machine that the plant output ratio and the plant thermal efficiency ratio increase linearly when (Fuel) is increased.
[0043]
Contrary to this verification result, the nitrogen gas N supplied from the air separation device 37 to the gas turbine combustor 30. ₂ If the flow rate is decreased, both the plant output ratio and the plant thermal efficiency ratio cannot be improved.
[0044]
Therefore, in the present embodiment, the nitrogen gas N is supplied from the air separation device 37 to the gas turbine combustor 30. ₂ Can be divided into two systems, a first nitrogen supply system 38 and a second nitrogen supply system 39, and combined with improvements in plant output and plant thermal efficiency, carbon monoxide emissions can be suppressed to a lower level. It is what I did.
[0045]
On the other hand, the first nitrogen supply system 38 and the second nitrogen supply system 39, which are divided into two systems by the air separation device 37, are respectively provided on the head side and the downstream side of the gas turbine combustor 30, as shown in FIG. It is configured to connect.
[0046]
The gas turbine combustor 30 includes a fuel injection unit 40, a combustion chamber 41, and a transition piece 42 in order from the head side toward the downstream side.
[0047]
The fuel injection unit 40 includes, for example, a liquid fuel supply port 43 that guides liquid fuel LF from a fuel tank (not shown), and a coal gas fuel port 44 that guides the coal gas fuel CG from the gasification furnace 36 shown in FIG. , Nitrogen gas N from the first nitrogen supply system 38 ₂ Are provided with first nitrogen supply ports 45 for guiding the above.
[0048]
The combustion chamber 41 is formed by a long cylindrical combustor liner 46. The combustor liner 46 is surrounded by a flow sleeve 48 and an outer cylinder 49 that are disposed concentrically on the outside via an air passage 47.
[0049]
Further, the transition piece 42 is connected loosely to the combustor liner 46 on the upstream side, and connected to a gas turbine (not shown) on the downstream side, while the second nitrogen supply system 39 is interposed in the middle. Nitrogen gas N ₂ The second nitrogen supply port 50 is provided, and the aperture shape is gradually reduced from the upstream side toward the downstream side.
[0050]
Next, the operation will be described.
[0051]
During the start-up operation, the gas turbine combustor 30 mixes the liquid fuel LF guided from the liquid fuel supply port 43 with the high-pressure air HAR supplied from the air compressor through the air passage 47, and at that time, the swirler 51. A swirling flow is applied to the combustion chamber 41, and diffusion combustion is performed in the combustion chamber 41 to generate combustion gas FG. During this time, the coal gasification plant 28 drives the gasification furnace 36 and the air separation device 37.
[0052]
When the load of the gas turbine plant 25 increases and the load becomes, for example, 30%, the coal gasification plant 28 supplies the coal gas fuel CG generated in the gasification furnace 36 to the coal gas fuel port 44 of the gas turbine combustor 30. Supply. At this time, the gas turbine combustor 30 stops the liquid fuel LF that has been supplied to the liquid fuel supply port 43 until now. Further, the air separation device 37 includes a nitrogen gas N contained in the high-pressure air HAR from the air compressor 29. ₂ And separated nitrogen gas N ₂ Is supplied to the first nitrogen supply port 45 of the fuel injection unit 40 via the first nitrogen supply system 38, mixed with the coal gas fuel CG and the high-pressure air HAR, and swirled by the swirler 51 to be diffused. Combustion is performed to generate combustion gas FG having a relatively low temperature. In addition, the air separation device 37 has a remaining nitrogen gas N ₂ Is supplied to the second nitrogen supply port 50 of the transition piece 42 via the second nitrogen supply system 39 to increase the volume weight of the combustion gas FG and cause the gas turbine 31 to perform more expansion work.
[0053]
Thus, in this embodiment, the nitrogen gas N separated by the air separation device 37 is used. ₂ Are divided into two systems, a first nitrogen supply system 38 that supplies the fuel injection unit 40 and a second nitrogen supply system 39 that supplies the transition piece 42, and nitrogen gas N ₂ Nitrogen gas N supplied from the first nitrogen supply system 38 to the fuel injection unit 40 without changing the total amount of ₂ The nitrogen gas N supplied to the transition piece 42 from the second nitrogen supply system 39 is reduced by relatively reducing the temperature of the combustion gas (gas turbine drive gas) FG. ₂ The combustion gas FG is increased and the NOx concentration is reduced and the carbon monoxide is suppressed, so that the plant output and the plant thermal efficiency can be greatly improved as compared with the prior art.
[0054]
FIG. 4 is a schematic diagram showing a modification of the first embodiment of the gas turbine combustor applied to the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the same part as the component of the gas turbine combustor which concerns on 1st Embodiment, and the duplication description is abbreviate | omitted.
[0055]
The gas turbine combustor 30 according to the present embodiment includes a nitrogen gas N from the second nitrogen supply system 39 among the first nitrogen supply system 38 and the second nitrogen supply system 39 divided into two systems from the air separation device 37. ₂ A second nitrogen supply port 50 for guiding the above is installed in the outer cylinder 49.
[0056]
Thus, in the present embodiment, the second nitrogen supply port 50 is installed in the outer cylinder 49, and the nitrogen gas N from the second nitrogen supply system 39 is provided. ₂ Is supplied to the air passage 47 through the flow sleeve 48, and most of the nitrogen gas N is supplied to the air passage 47. ₂ Is used for cooling the combustor liner 46 and the remaining nitrogen gas N ₂ The nitrogen gas N is supplied from the first nitrogen supply system 38 to the first nitrogen supply port 45 while being used for suppressing the temperature rise of the combustion gas FG. ₂ The nitrogen gas N in the combustion gas FG ₂ Since the density concentration distribution of the carbon dioxide is reduced, the generation of carbon monoxide can be suppressed as well as the NOx concentration.
[0057]
FIG. 5 is a schematic system diagram showing a second embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the same part as the component of 1st Embodiment.
[0058]
The coal gasification combined cycle power plant according to the present embodiment has a nitrogen gas N separated by an air separation device 37. ₂ Is provided with a first nitrogen supply system 38 that supplies the fuel to the fuel injection unit 40 of the gas turbine combustor 30 and a second nitrogen supply system 39 that supplies the gas turbine casing 52 with the first nitrogen supply system 38.
[0059]
As shown in FIG. 6, the gas turbine plant 25 directly connects the air compressor 29 and the gas turbine 31, and between the air compressor 29 and the gas turbine 31, for example, 6 to 32 cans of gas turbine combustion. The gas turbine combustor 30 is covered with a gas turbine casing 52. The gas turbine combustor 30 is covered with a gas turbine casing 52.
[0060]
In the gas turbine plant 25 having such a configuration, the present embodiment is directed to the nitrogen gas N separated by the air separation device 37. ₂ And a second nitrogen supply system 39 for supplying a first nitrogen supply system 38 to the fuel injection section 40 of each gas turbine combustor 30 and a second nitrogen supply port 50 provided in the gas turbine casing 52, Nitrogen gas N guided from the second nitrogen supply port 50 ₂ Is mainly used for cooling the combustor liner 46 and the transition piece 42, and is supplied from the first nitrogen supply system 38 to the fuel injection unit 40. ₂ The combustion gas FG is generated together with the coal gas fuel CG by reducing the amount of gas.
[0061]
As described above, in this embodiment, the nitrogen gas N supplied from the first nitrogen supply system 38 to the fuel injection unit 40. ₂ Since the temperature of the combustion gas FG is made relatively low, the NOx concentration can be kept low, and the generation of carbon monoxide can be kept low.
[0062]
In the present embodiment, the nitrogen gas N supplied from the second nitrogen supply system 39 to the second nitrogen supply port 50 ₂ Is supplied as a seal SL to the connection part between the transition piece 42 and the gas turbine 31 and merged with the combustion gas (gas turbine driving gas) FG to increase its volume weight. Plant thermal efficiency can be improved.
[0063]
FIG. 7 is a schematic system diagram showing a third embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the same part as the component of 1st Embodiment.
[0064]
The coal gasification combined cycle power plant according to the present embodiment has a nitrogen gas N separated by an air separation device 37. ₂ To the downstream side of the first nitrogen supply system 38 and the gas turbine combustor 30, specifically to the transition piece, outer cylinder, or gas turbine casing. Each of the second nitrogen supply system 39 to be supplied is provided with flow rate adjusting valves 53a and 53b.
[0065]
In the present embodiment, the first nitrogen supply system 38 and the second nitrogen supply system 39 are provided with flow rate adjustment valves 53a and 53b, respectively, and the fuel injection unit 40 of the gas turbine combustor 30 and the downstream side of the gas turbine combustor 30 are provided. Nitrogen gas N supplied to ₂ Therefore, the plant output and the plant thermal efficiency accompanying the increase in the volume weight of the combustion gas FG can be surely increased in combination with the reduction of the NOx concentration and the suppression of the generation of carbon monoxide.
[0066]
FIG. 8 is a schematic system diagram showing a fourth embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the same part as the component of 1st Embodiment.
[0067]
In the coal gasification combined cycle power plant according to the present embodiment, a sensor 55 for detecting a calorific value is installed in the coal gas fuel supply system 54 that supplies the coal gas fuel CG from the gasification furnace 36 to the gas turbine combustor 30. Based on the calorific value detected by the sensor 55, there is provided a calculation unit 56 that gives a valve opening / closing signal to the flow rate adjusting valves 53a, 53b installed in the first nitrogen supply system 38 and the second nitrogen supply system 37, respectively.
[0068]
In the coal gasification combined cycle power plant, when the coal C type changes, the calorific value is about 1200 to 2500 kcal / Nm. ^Three Fluctuates over a range of. Therefore, nitrogen gas N is added to the combustion gas FG. ₂ When the calorific value of the coal gas fuel CG is reduced in a state where the gas is supplied, the combustion state of the combustion gas FG becomes unstable, and there is a possibility that more carbon monoxide is discharged.
[0069]
In the present embodiment, taking into account that the coal type of the coal C changes, the calorific value of the coal gas fuel CG supplied from the gasification furnace 36 to the gas turbine combustor 30 via the coal gas fuel supply system 54 is detected by the sensor 55. And a calculation unit 56 that compares the detected signal with a predetermined setting signal and gives a valve opening / closing signal to the flow rate adjusting valves 53a and 53b based on the deviation when the deviation occurs. .
[0070]
Therefore, in this embodiment, even if the type of coal C changes, the valve opening degree of the flow rate adjusting valves 53a and 53b is adjusted, and the air separation device 37 passes through the first nitrogen supply system 38 and the second nitrogen supply system 39. To the gas turbine combustor 30 with an appropriate amount of nitrogen gas N ₂ Therefore, carbon monoxide discharged from the combustion gas FG can be surely kept low regardless of the type of coal C.
[0071]
FIG. 9 is a schematic system diagram showing a modification of the fourth embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the same part as the component of 1st Embodiment.
[0072]
In the coal gasification combined cycle power plant according to the present embodiment, a gas turbine exhaust gas analyzer 57 is installed on the outlet side of the gas turbine 31 of the gas turbine plant 25, and the gas turbine exhaust gas G detected by the gas turbine exhaust gas analyzer 57 is installed. Among them, the carbon monoxide concentration is analyzed, the analysis signal is compared with a predetermined set value, and when a deviation occurs, a calculation unit 58 that gives a valve opening / closing signal to the flow rate adjusting valves 53a and 53b based on the deviation. It is equipped with.
[0073]
Thus, in this embodiment, the carbon monoxide contained in the gas turbine exhaust gas discharged from the gas turbine 31 is analyzed by the gas turbine exhaust gas analyzer 57, and the calculation unit 58 determines the amount of carbon monoxide generated. Since the flow rate adjusting valves 53a and 53b are controlled to be opened and closed by a valve opening / closing signal given to the flow rate adjusting valves 53a and 53b, the carbon monoxide discharged from the combustion gas FG can be reliably kept low.
[0074]
FIG. 10 shows a fifth embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention, and a flow rate adjusting valve 53a provided in the first nitrogen supply system 38 shown in the third embodiment and the fourth embodiment. And a diagram showing a valve opening relationship between the flow rate adjustment valve 53b provided in the second nitrogen supply system 39.
[0075]
In the coal gasification combined cycle power plant according to the present embodiment, the nitrogen gas N supplied from the air separation device 37 to the fuel injection unit 40 of the gas turbine combustor 30 during rated load operation. ₂ The flow rate adjustment valve 53a of the first nitrogen supply system 38 is set so that its flow rate becomes 95% of the total flow rate, and the downstream side of the gas turbine combustor 30 from the air separation device 37, Specifically, nitrogen gas N supplied to any of the transition piece, outer cylinder, and gas turbine casing ₂ If the valve opening degree of the flow rate adjustment valve 53b of the second nitrogen supply system 39 is set so that the gas flow rate is 25% with respect to the total flow rate, The valve opening degree of the flow rate adjustment valve 53a of the supply system 38 is changed to 5%, and the valve opening degree of the flow rate adjustment valve 53b of the second nitrogen supply system 39 is changed to 95%.
[0076]
As described above, in the present embodiment, the flow rate adjustment valve 53b of the second nitrogen supply system 39 is set to a slight opening degree at the rated load operation, while the flow rate adjustment valve 53a of the first nitrogen supply system 38 is set at the time of load interruption. Since the coal gas fuel CG is always supplied from the gasification furnace 36 to the gas turbine combustor 30 because the opening degree is set to a slight opening degree, the temperature of the fuel gas FG in the gas turbine combustor 30 decreases, and the combustion state Even if it becomes worse, the flame (flame holding) can be ensured reliably. In particular, when switching from coal gas fuel CG to liquid fuel LF, there is no misfire of fuel gas FG, which is effective.
[0077]
FIG. 11 shows a modification of the fifth embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention, and the flow rate provided in the first nitrogen supply system 38 shown in the third and fourth embodiments. It is a diagram which shows the valve opening degree relationship between the regulating valve 53a and the flow regulating valve 53b provided in the second nitrogen supply system 39.
[0078]
The coal gasification combined cycle power plant according to the present embodiment uses the liquid fuel LF from the start-up operation to, for example, 30% load. Thereafter, when using the coal gas fuel CG, the first operation from the start-up operation to 30% load is performed. The valve opening degree of the flow rate adjusting valve 53a of the nitrogen supply system 38 is set to 95%, and the valve opening degree of the flow rate adjusting valve 53a is reduced to 20% as the load increases, and then the valve opening degree is again set to 95%. On the other hand, after the valve opening degree of the flow rate adjusting valve 53b of the second nitrogen supply system 39 is initially set to 5%, and the valve opening degree of the flow rate adjusting valve 53b is opened to 80% when the load becomes 30%. The valve opening is again reduced to 5%, and the emission of carbon monoxide is kept low.
[0079]
When the fuel used for the gas turbine combustor 30 is switched from the liquid fuel LF, for example, kerosene to the coal gas fuel CG, from the start-up operation to the rated load operation, the coal gasification combined cycle power generation plant Nitrogen gas N supplied from the air separation device 37 to the gas turbine combustor 30 when the valve opening of the flow rate adjusting valve 53a of the first nitrogen supply system 38 is expanded. ₂ As shown in FIG. 12A, the NOx concentration decreases, but the carbon monoxide CO concentration increases transiently.
[0080]
However, in the present embodiment, when the fuel is switched, the valve opening degree of the flow rate adjustment valve 53a of the first nitrogen supply system 38 is reduced to 20% and maintained in the hold state, and the valve opening degree is increased as the load increases thereafter. While expanding to 95%, the valve opening of the flow rate adjusting valve 53b of the second nitrogen supply system 39 is expanded to 80% and maintained in the hold state, and the valve opening is increased as the load increases thereafter. Since the concentration is limited to 5%, the concentration of carbon monoxide CO can be kept low as shown in FIG. 12b. 12a and 12b, the vertical axis represents the NOx concentration and carbon monoxide CO concentration (both relative values) in the combustion gas FG, and the horizontal axis represents the gas turbine load.
[0081]
Thus, in this embodiment, since the valve opening degree of each flow regulating valve 53a, 53b is changed at the time of fuel switching, not only the concentration of NOx but also the concentration of carbon monoxide CO can be kept low.
[0082]
FIG. 13 is a schematic system diagram showing a sixth embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the same part as the component of 1st Embodiment.
[0083]
The coal gasification combined cycle power plant according to the present embodiment includes a first fuel injection unit 40a and a second fuel which are divided into three systems on the head side of the gas turbine combustor 30. The fuel injection unit 40 including the swirler 51 is divided into three systems. The injection unit 40b and the third fuel injection unit 40c are installed, respectively, and the coal gas fuel CG generated in the gasification furnace 36 is supplied to the fuel injection units 40a, 40b, and 40c via the coal gas fuel supply system 54, Nitrogen gas N separated by the air separation device 37 into the first fuel injection unit 40a and the third fuel injection unit 40c ₂ Is supplied via the nitrogen supply system 59, and when the gas turbine load is cut off, only the second fuel injection unit 40b is left and the use of the first fuel injection unit 40a and the second fuel injection unit 40c is stopped.
[0084]
In the present embodiment, when the load is low, the liquid fuel LF is supplied from the gasification furnace 36 to the second fuel injection unit 40b as shown in FIG. 14, and the combustion gas FG is generated and secured by diffusion combustion. Nitrogen gas N from the air separation device 37 to the first fuel injection unit 40a and the third fuel injection unit 40c ₂ When the NOx concentration and the carbon monoxide CO concentration are kept low and the gas turbine load reaches a predetermined load value, all of the fuel injection portions 40a, 40b, and 40c are opened and the gas turbine load is rated. If there is a command to shut off the load during rated load operation, only the second fuel injection unit 40b is left, the first fuel injection unit 40a and the third fuel injection unit 40c are closed, and only the third fuel injection unit 40b is left. Thus, the flame (flame holding) is secured, and the gas turbine plant 25 is made to wait until the restarting operation.
[0085]
Thus, in this embodiment, the fuel injection unit 40 is divided into three systems, one is used for ensuring the generation of the combustion gas FG, and the rest is used for increasing the gas turbine load, while the gas turbine load is cut off. , Leaving only one and closing all others, during this time nitrogen gas N from the air separation device 37 ₂ Is supplied to the closed fuel injection section and mixed with the combustion gas FG generated from the remaining fuel injection section, so that the NOx concentration and the carbon monoxide concentration can be kept low, and the restart operation can be dealt with quickly. it can.
[0086]
【The invention's effect】
As described above, the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention separates high-pressure air from an air compressor into nitrogen gas and oxygen gas by an air separation device, and supplies the nitrogen gas to a gas turbine combustor. In this case, the nitrogen supply system is divided into a first nitrogen supply system and a second nitrogen supply system, and the first nitrogen supply system is connected to the fuel injection portion of the gas turbine combustor to generate combustion gas generated from the fuel injection portion. Since the temperature was lowered and the volumetric weight of the combustion gas was increased by connecting the second nitrogen supply system to the downstream side of the gas turbine combustor, the plant output and the plant were combined with the low NOx concentration change and the low CO concentration. The thermal efficiency can be greatly increased as compared with the prior art.
[0087]
At that time, each of the first nitrogen supply system and the second nitrogen supply system is provided with a flow rate adjusting valve, and nitrogen supplied from the air separation device to each of the fuel injection part of the gas turbine combustor and the downstream side of the gas turbine combustor. Since the flow rate control for distributing the gas to an appropriate flow rate is performed by each flow rate adjustment valve, the gas turbine combustor can be reliably reduced in NOx concentration and the like.
[0088]
In the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention, the valve opening degree of the flow regulating valve provided in each of the first nitrogen supply system and the second nitrogen supply system is set at the time of gas turbine load interruption or during load operation. Since it is changed, the CO concentration can be further reduced.
[0089]
Further, the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention is provided with a plurality of fuel injection units provided on the head side of the gas turbine combustor, and only one coal gas fuel of the gasification furnace is provided in one fuel injection unit. Since the coal gas fuel from the gasifier and the nitrogen gas from the air separation device are supplied to the remaining fuel injection section, and when the gas turbine load is shut off, only one fuel injection section ensures the generation of combustion gas. Further, it is possible to quickly cope with the restart operation of the gas turbine plant while keeping the NOx concentration and the like low.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic system diagram showing a first embodiment of a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 2 is a graph showing the relationship between the ratio of nitrogen gas input to combustion gas, the plant specific output ratio, and the plant thermal efficiency ratio.
FIG. 3 is a schematic view of a gas turbine combustor applied to the first embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 4 is a schematic view showing a modification of the first embodiment of the gas turbine combustor applied to the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 5 is a schematic system diagram showing a second embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 6 is a schematic cross-sectional view of a gas turbine plant applied to a second embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 7 is a schematic system diagram showing a third embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 8 is a schematic system diagram showing a fourth embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 9 is a schematic system diagram showing a modification of the fourth embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention.
10 shows a fifth embodiment of a coal gasification combined cycle power plant according to the present invention, in which the valve opening degree of the flow regulating valve shown in the third embodiment and the fourth embodiment is determined by shutting off a gas turbine load. FIG. Diagram when changing sometimes.
FIG. 11 shows a modified example of the fifth embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention, in which the valve opening degree of the flow regulating valve shown in the third embodiment and the fourth embodiment is expressed as a gas. The diagram in the case of changing during turbine load operation.
FIG. 12 (a) shows changes in NOx concentration and CO concentration when the valve opening degree of the flow regulating valve is not changed when the fuel is switched from kerosene to coal gas fuel in FIG. 11 during gas turbine load operation. A graph (b) shown in FIG. 11 shows changes in NOx concentration and CO concentration when the valve opening degree of the flow rate adjustment valve is changed when the fuel is switched from kerosene to coal gas fuel during gas turbine load operation. Graph.
FIG. 13 is a schematic system diagram showing a sixth embodiment of the coal gasification combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 14 is a characteristic diagram of coal gas fuel and nitrogen gas supplied to the gas turbine combustor in FIG. 13;
FIG. 15 is a schematic system diagram showing a conventional coal gasification combined cycle power plant.
FIG. 16 is a schematic view showing a conventional gas turbine combustor.
[Explanation of symbols]
1 Gas turbine plant
2 Steam turbine plant
3 Waste heat recovery boiler
4 Coal gasification plant
5 Air compressor
6 Gas turbine combustor
7 Gas turbine
8 Steam turbine
9 Generator
10 Condenser
11 Chimney
12 Gasifier
13 Air separation device
14 outer cylinder
15 Flow sleeve
16 Combustor liner
17 Air passage
18 Combustion chamber
19 Transition piece
20 Fuel injection part
21 Liquid fuel supply port
22 Coal gas fuel port
23 Nitrogen supply port
24 Swala
25 Gas turbine plant
26 Steam turbine plant
27 Waste heat recovery boiler
28 Coal gasification plant
29 Air compressor
30 Gas turbine combustor
31 Gas turbine
32 Chimney
33 Steam turbine
34 Generator
35 condenser
36 Gasifier
37 Air separation device
38 First nitrogen supply system
39 Second nitrogen supply system
40 Fuel injection part
41 Combustion chamber
42 Transition Piece
43 Liquid fuel supply port
44 Coal gas fuel port
45 First nitrogen supply port
46 Combustor liner
47 Air passage
48 Flow sleeve
49 outer cylinder
50 Second nitrogen supply port
51 Swala
52 Gas turbine casing
53a, 53b Flow control valve
54 Coal gas fuel supply system
55 sensors
56 Calculation unit
57 Gas turbine exhaust gas analyzer
58 Calculation unit
59 Nitrogen supply system

Claims

In a coal gasification combined cycle power plant in which a coal gasification plant is combined with a gas turbine plant, a steam turbine plant, and an exhaust heat recovery boiler, the nitrogen gas separated by the air separation device of the coal gasification plant is gas from the gas turbine plant. The nitrogen supply system supplied to the turbine combustor is divided into two systems, and one of the nitrogen supply systems is connected to the fuel injection portion of the gas turbine combustor, while the remaining nitrogen supply system is connected to the gas turbine combustor. A coal gasification combined cycle power plant characterized by being connected to the downstream side.

The coal gas according to claim 1, wherein the connection port of the nitrogen supply system connected to the downstream side of the gas turbine combustor is a transition piece connected to the combustor liner of the gas turbine combustor. Combined cycle power plant.

The coal gasification combined cycle power plant according to claim 1, wherein the connection port of the nitrogen supply system connected to the downstream side of the gas turbine combustor is an outer cylinder of the gas turbine combustor.

The coal gasification combined cycle according to claim 1, wherein the connection port of the nitrogen supply system connected to the downstream side of the gas turbine combustor is a gas turbine casing covering the gas turbine combustor. Power plant.

In a coal gasification combined cycle power plant in which a coal gasification plant is combined with a gas turbine plant, a steam turbine plant, and an exhaust heat recovery boiler, the nitrogen gas separated by the air separation device of the coal gasification plant is gas from the gas turbine plant. The nitrogen supply system to be supplied to the turbine combustor is divided into two systems, and one nitrogen supply system is connected to the fuel injection portion of the gas turbine combustor through a flow rate adjusting valve, while the remaining nitrogen supply is supplied. A coal gasification combined cycle power plant characterized in that a flow control valve is interposed in the system and connected to the downstream side of the gas turbine combustor.

The flow rate adjusting valve interposed in the nitrogen supply system connected to the fuel injection part of the gas turbine combustor and the flow rate adjusting valve interposed in the nitrogen supply system connected to the downstream side of the gas turbine combustor are coal gas A calculation unit for detecting a calorific value of the coal gas fuel supplied from the gasification furnace of the gasification plant to the fuel injection unit via the coal gas fuel supply system and calculating a valve opening / closing signal based on the calorific value detection signal The coal gasification combined cycle power plant according to claim 5 characterized by things.

The flow rate adjusting valve interposed in the nitrogen supply system connected to the fuel injection part of the gas turbine combustor and the flow rate adjusting valve interposed in the nitrogen supply system connected to the downstream side of the gas turbine combustor are the gas turbine A calculation unit that detects the carbon monoxide concentration contained in the gas turbine exhaust gas supplied from the gas turbine of the plant to the exhaust heat recovery boiler and calculates a valve opening / closing signal based on the carbon monoxide concentration detection signal; The coal gasification combined cycle power plant according to claim 5, characterized in that

In a coal gasification combined cycle power plant in which a coal gasification plant is combined with a gas turbine plant, a steam turbine plant, and an exhaust heat recovery boiler, the nitrogen gas separated by the air separation device of the coal gasification plant is gas from the gas turbine plant. The nitrogen supply system supplied to the turbine combustor is divided into two systems, one of which is connected to the fuel injection part of the gas turbine combustor, and the flow control valve interposed in the nitrogen supply system is designed to cut off the load of the gas turbine. At the time, the valve opening degree is set to 5%, and the remainder is connected to the downstream side of the gas turbine combustor. A coal gasification combined cycle power plant characterized in that the degree is set at 95%.

In a coal gasification combined cycle power plant in which a coal gasification plant is combined with a gas turbine plant, a steam turbine plant, and an exhaust heat recovery boiler, the nitrogen gas separated by the air separation device of the coal gasification plant is gas from the gas turbine plant. The nitrogen supply system supplied to the turbine combustor is divided into two systems, one of which is connected to the fuel injection part of the gas turbine combustor, and the flow rate adjusting valve interposed in the nitrogen supply system is loaded into the gas turbine. In the middle, when the predetermined load is reached, the valve opening is reduced to 20% and maintained in the hold state, and then the valve opening is expanded again to 95%, and the rest is used for the gas turbine combustor. The flow rate adjustment valve interposed in the nitrogen supply system connected to the wake side opens when a predetermined load is reached during the load operation of the gas turbine. After kept in the hold state by expanding the 80%, the coal gasification combined cycle power plant, characterized in that narrow the valve opening degree of 5% again.

In a coal gasification combined cycle power plant that combines a coal gasification plant with a gas turbine plant, steam turbine plant, and exhaust heat recovery boiler, multiple fuel injection units are installed on the head side of the gas turbine combustor of the gas turbine plant. And a coal gas fuel system for supplying coal gas fuel generated in the gasification furnace of the coal gasification plant to all of the plurality of fuel injection units, and at least one of the plurality of fuel injection units. A coal gasification combined cycle power plant comprising a nitrogen supply system for supplying nitrogen gas separated by an air separation device of the coal gasification plant to the remaining portion.

Among the plurality of fuel injection units, when the gas turbine load is shielded, the operation of the fuel injection unit to which only the coal gas fuel of the gasification furnace is supplied is continued, and the operation of all the remaining fuel injection units is stopped. The coal gasification combined cycle power plant according to claim 10.