JP3868078B2 - 発電設備 - Google Patents
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Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、一般の火力発電設備とガス化ガス発電設備を併設してなる発電設備であって、設備を構成する装置の統合或いは兼用が効果的に実現されて、設備全体の簡素化及び小型化が図られた発電設備に関する。
【０００２】
【従来の技術】
近年、石油資源の枯渇、価格の高騰から、燃料の多様化が叫ばれ、石炭や重質油の利用技術開発が進められており、その一つとして、石炭や重質油をガス化して発電燃料とする技術が注目されている。また、ガス化ガスによる発電は、石炭や石油による従来の火力発電に比較して効率が良いので、有限な資源の有効利用の点からも注目されている。
【０００３】
なお、このガス化生成ガスには、数１００〜数１０００ｐｐｍの硫黄化合物（硫化水素等）が含まれ、これは公害防止のため、或いは後流機器（例えばガスタービン等）の腐食防止等のため、除去する必要が有る。この除去方法としては、例えば特開平７−４８５８４号公報に示されるように、ガスを吸収液に気液接触させて硫黄化合物を吸収し、その後再生塔で吸収液に熱を加えて硫黄化合物を含む再生ガスに再生し、この再生ガスを燃焼させて亜硫酸ガスを含む排ガスとして脱硫処理する湿式のガス精製方法が知られており、この方法によれば乾式のガス精製法に比較してよりクリーン化が可能である。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
ところで、上記ガス化ガス発電設備は、将来的に広く普及してゆくものと予想されているが、特に普及初期におけるその実際の設置態様は、一般の火力発電設備が例えば既設された発電所スペース内、或いはそれに隣接するスペースに設けられて、火力発電設備と併設される設置態様がほとんどであると考えられる。そして、上記ガス精製方法がこのような発電設備に単に適用された場合、このガス精製により生じる前述の亜硫酸ガス含有排ガスの処理装置（即ち脱硫装置）や、前記再生ガスを燃焼させる燃焼炉などの装置を新たに設ける必要があり、設備の簡素化及び小型化の点で支障となる。
【０００５】
なお、一般の火力発電設備では、ボイラから排出される燃焼排ガスを浄化処理する脱硫装置が付設されているのが通常であり、前記従来のガス精製方法を単に適用したのでは、亜硫酸ガスを含む排ガスを処理する同種の装置が一つの発電所内に複数設けられることになり、スペースの有効利用が図れず、またコスト増を招く。
【０００６】
そこで本発明は、一般の火力発電設備とガス化ガス発電設備を併設してなる発電設備であって、設備を構成する装置の統合或いは兼用が効果的に実現されて、設備全体の簡素化及び小型化が図られた発電設備を提供することを目的としている。
【０００７】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するため、請求項１記載の発電設備は、火力発電設備とガス化ガス発電設備とを併設してなり、
前記ガス化ガス発電設備のガス化炉で得られる生成ガスから硫黄化合物を除去してこの硫黄化合物を含む再生ガスを排出するガス精製装置と、前記再生ガスを燃焼させて亜硫酸ガスを含む排ガスに転換する燃焼炉と、この燃焼炉から排出される亜硫酸ガスを含む排ガスを、前記火力発電設備のボイラの排ガスとともに脱硫処理する脱硫装置とを備えたことを特徴とする。
【０００８】
また、請求項２記載の発電設備は、前記燃焼炉における前記再生ガスの燃焼により生じた熱エネルギにより、前記脱硫装置より排出される排ガスの再加熱を行う熱交換手段を備えたことを特徴とする。
【０００９】
また、請求項３記載の発電設備は、火力発電設備とガス化ガス発電設備とを併設してなり、
前記ガス化ガス発電設備のガス化炉で得られる生成ガスから硫黄化合物を除去してこの硫黄化合物を含む再生ガスを排出するガス精製装置と、前記火力発電設備のボイラの排ガスを脱硫処理する脱硫装置とを備えるとともに、
前記再生ガスが前記火力発電設備のボイラに導かれて発電用燃料とともに燃焼する構成とされたことを特徴とする。
【００１０】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態の各例を図面に基づいて説明する。
（第１例）
まず、本発明の第１例を説明する。図１は、本例の発電設備の全体構成を示す図であり、図２は脱硫装置の詳細構成例を示す図であり、図３はガス精製装置の詳細構成例を示す図である。
この発電設備は、図１に示すように、火力発電設備１０と、ガス化ガス発電設備２０とを併設してなるものである。
【００１１】
火力発電設備１０は、石炭又は重油等の燃料をボイラ１１で燃焼させて高温高圧蒸気を生成し、この蒸気で図示省略した蒸気タービンを駆動して発電を行う一般的なもので、ボイラ１１からエアヒータ１２を経由して導出された燃焼排ガスＡ１は、電気集塵機１３及び脱硫装置１４に順次導かれて浄化処理された後に大気放出される構成となっている。
【００１２】
すなわち、まず電気集塵機１３では、排ガスＡ１中のフライアッシュ等の粉塵が捕集除去され、また脱硫装置１４では、電気集塵機１３で除塵処理された排ガスＡ２から主に亜硫酸ガスなどの有害物が吸収除去される。そして、これら浄化装置を経由した浄化処理後の排ガスＡ３は、脱硫装置１４に付設された再加熱部１５で大気放出に好ましい温度に加熱された後、煙突１６によって排出規制を満足する高所から大気中に放出される。
【００１３】
ここでエアヒータ１２は、ボイラ１１に供給される燃焼用空気Ｂを、燃焼排ガスＡ１の熱で予め加熱するための熱交換器である。
また脱硫装置１４は、例えば排ガスと吸収液を気液接触させて排ガス中の主に亜硫酸ガスを吸収除去する湿式もので、具体的には各種方式のものが使用できるが、例えば図２の構成となっている。
【００１４】
この図２の脱硫装置は、タンク３２内のスラリを攪拌しつつ酸化用の空気Ｄを微細な気泡として吹込むいわゆるアーム回転式のエアスパージャ３３を備え、タンク３２内で亜硫酸ガスを吸収した吸収剤スラリ（石灰石等の吸収剤が懸濁した吸収液）と空気とを効率良く接触させて全量酸化し石膏を得るものである。
【００１５】
すなわちこの装置では、吸収搭３１の排煙導入部３１ａに前記排ガスＡ２を導き、循環ポンプ３４によりヘッダーパイプ３５から噴射した吸収剤スラリに接触させて、排ガスＡ２中の主に亜硫酸ガスを吸収除去し、排煙導出部３１ｂから処理済排ガスＡ３として排出させる。ヘッダーパイプ３５から噴射され亜硫酸ガスを吸収しつつ充填材３６を経由して流下する吸収剤スラリは、タンク３２内においてエアスパージャ３３により攪拌されつつ吹込まれた多数の気泡と接触して酸化され、さらには中和反応を起こして石膏となる。
【００１６】
こうしてタンク３２内には、石膏と吸収剤である少量の石灰石が懸濁し、これらがこの場合循環ポンプ３４の吐出配管から分岐する配管ラインにより固液分離機３７に供給され、ろ過されて水分の少ない石膏Ｅ（通常、水分含有率１０％程度）として採り出される。一方、固液分離機３７からのろ液は、ろ液タンク３８に送られ、ここに一旦貯留された後、吸収剤スラリを構成する水分としてポンプ３９によりスラリ調整槽４０に適宜供給される。
【００１７】
スラリ調整槽４０は、攪拌機４１を有し、図示省略した石灰石サイロから投入される石灰石Ｆ（吸収剤）と、前記ポンプ３９より送られる水とを攪拌混合して吸収剤スラリを生成するもので、内部の吸収剤スラリがスラリポンプ４２により吸収塔３１のタンク３２に適宜供給されるようになっている。
【００１８】
次に、図１に示す再加熱部１５は、脱硫装置１４の排ガスＡ２の入口付近に設けられた熱回収器（図示省略）と、後述のガス流路２５の途上に設けられた熱回収器１７とに、熱媒流路で接続されて、熱媒循環式の熱交換手段を構成するもので、この熱交換手段によって、排ガスＡ２と後述の排ガスＣ５から回収された熱で浄化処理後の排ガスＡ３が加熱される。
【００１９】
なお、ボイラ１１で発生し脱硫装置１４等で処理すべき排ガスＡ１，Ａ２の量は、例えば６００ＭＷの火力発電設備の場合には、２００万ｍ3Ｎ／ｈ程度であり、またこの排ガスＡ１中の亜硫酸ガス濃度は、５００ｐｐｍ程度である。
【００２０】
一方、ガス化ガス発電設備２０は、図１に示すように、例えば石炭が空気をガス化剤としてガス化されるガス化炉２１を有し、このガス化炉２１で発生した生成ガスＣ１中から硫黄化合物（硫化水素）を除去するガス精製装置２２と、精製後のガスＣ２（主成分；一酸化炭素及び水素）を燃料として運転されるガスタービン２３とを備える。
【００２１】
なお、ガス化ガス発電設備は、ガス化炉２１やガスタービン２３で発生した熱により生成した蒸気で駆動される蒸気タービンを備えており、いわゆる複合発電が行われるのが一般的であるが、本例においてはこの蒸気タービンの図示を省略している。
また、ガスタービン２３でガスＣ２が燃焼してなる排ガスＣ３は、図示省略した脱硝装置により含有する窒素酸化物を分解処理された後、図示省略された煙突より大気放出される。
【００２２】
この場合、ガス化炉２１で発生する生成ガスＣ１（石炭を原料とし空気をガス化剤としてなる生成ガス）には、通常、１０００〜１５００ｐｐｍ程度のＨ2Ｓ(硫黄化合物）と、１００ｐｐｍ程度のＣＯＳ（硫黄化合物）とが含有され、さらに、１０００〜１５００ｐｐｍ程度のＮＨ3と、１００ｐｐｍ程度のＨＣｌが含有されている。また、例えば３００ＭＷのガス化ガス発電設備の場合には、生成ガスＣ１の流量は、３５万ｍ3Ｎ／ｈ程度となる。
【００２３】
ここで、ガス精製装置２２は、例えば図３に示す構成となっている。すなわち、生成ガスＡは、まずサイクロン５２とポーラスフィルタ５３に順次導入され、比較的大径な粉塵と微細な粉塵とがそれぞれ分離除去される構成となっている。ポーラスフィルタ５３の後流には、熱交換器５４が設けられ、ポーラスフィルタ５３から導出されたガスＧ１の熱により浄化された後のガスＣ２が加熱される。なお、ガスＧ１はこの熱交換器５４において逆に熱を奪われて、例えば２３０℃程度まで冷却される。
【００２４】
この熱交換器５４の後流には、ＣＯＳ(硫化カルボニル）をＨ2Ｓに変換する触媒が装填された変換器５５が設けられ、ガスＧ１中のＣＯＳのほとんどがここでＨ2Ｓに変換される。
またこの変換器５５の後流には、熱交換器５６が設けられ、変換器５５から導出されたガスＧ２の熱によっても浄化された後のガスＣ２が加熱される構成となっている。
【００２５】
そして、熱交換器５６の後流には、ガスＧ２を硫化水素の吸収液Ｈに気液接触させる脱硫塔５７と、吸収液Ｈから硫化水素を分離放出して吸収液Ｈを再生する再生塔５８と、が順次設置されている。
この脱硫塔５７は、この場合いわゆる充填式の気液接触塔であり、再生塔５８の塔底部に貯留された硫化水素の吸収液Ｈが循環ポンプ５９により吸上げられて、吸収液熱交換器６０で冷却された後、塔上部のスプレーパイプ６１から噴射され、ガスＧ２と気液接触しつつ充填材６２を経由して流下する構成となっている。
【００２６】
また、吸収液Ｈと気液接触してＨ2Ｓを除去されたガスＧ２は、ミストエリミネータ６３により同伴ミストを除去された後、この脱硫塔５７の塔頂部から排出され、前述の熱交換器５６及び熱交換器５４により加熱されて、精製後のガスＣ２となる。
なお、精製後のガスＣ２中の硫黄分(Ｈ2Ｓ及びＣＯＳの濃度）は１０ｐｐｍ以下となる。
【００２７】
一方、再生塔５８は、脱硫塔５７の塔底部に貯留された吸収液Ｈが循環ポンプ６４により吸上げられて、吸収液熱交換器６０で加熱された後、塔上部のスプレーパイプ６５から噴射され、塔内を上昇する吸収液Ｈの蒸気や吸収成分（オフガス）と接触しつつ充填材６６を経由して流下する構成となっている。
【００２８】
この再生塔５８の塔底部の吸収液Ｈは、リボイラ６７において水蒸気Ｉにより加熱され、これにより吸収成分であるＨ2Ｓがこの再生塔２２においてガス側に放散されるようになっている。そして、このＨ2Ｓを含むオフガスＧ３は、ミストエリミネータ６８においてミストを除去された後、再生塔５８の頂部に設けられた還流部を経て高濃度にＨ2Ｓを含む再生ガスＣ４（主成分ＣＯ2）として、後述の燃焼炉２４（図１に示す）に送られる。
ここで再生ガスＣ４の流量は、例えば３００ＭＷのガス化ガス発電設備の場合には、１０００ｍ3Ｎ／ｈ〜２０００ｍ3Ｎ／ｈ程度となる。
【００２９】
なおここで、再生塔５８の頂部に設けられた還流部は、オフガスＧ３が冷却器６９により冷却されることにより生成され、タンク７０に貯留されたオフガスＧ３の凝縮液Ｊが、ポンプ７１によりスプレーパイプ７２から噴射されるもので、これにより、オフガスＧ３中の蒸気がより多く液化する一方で、液中の吸収成分であるＨ2Ｓがより多く放散して、例えば体積パーセントで２０％程度の高濃度のＨ2Ｓを含む再生ガスＣ４が得られる。
【００３０】
なお、熱交換器５６の後流で脱硫塔５７の前流には、ガスＧ２を洗浄液に気液接触させる洗浄塔を必要に応じて複数設置し、ここでガスＧ２中のアンモニアや塩素を除去するようにしてもよい。
【００３１】
次に、図１に戻って、上記精製装置２２で発生した再生ガスＣ４を処理するための本例の構成について説明する。
本例の場合、図１に示すように燃焼炉２４が設けられ、ここで再生ガスＣ４が、供給された空気（図示省略）と反応して燃焼し、再生ガスＣ４が亜硫酸ガスを含む排ガスＣ５に変換される構成となっている。
【００３２】
そして排ガスＣ５は、燃焼炉２４の排ガス出口と、火力発電設備１０における脱硫装置１４の入口（例えば、図２における排煙導入部３１ａに接続された排ガスのダクト）を接続するガス流路２５により、前述の排ガスＡ２とともに脱硫装置１４に導入されて処理される構成となっている。
なお排ガスＣ５の流量は、例えば３００ＭＷのガス化ガス発電設備の場合には、１万ｍ3Ｎ／ｈ程度となる。
【００３３】
以上説明した本例の発電設備では、ガス化ガス発電設備２０の精製装置２２より生じた硫黄化合物を含む再生ガスＣ４が、燃焼炉２４で燃焼して亜硫酸ガスを含む排ガスＣ５となるが、この排ガスＣ５は、火力発電設備１０の脱硫装置１４で、火力発電設備１０のボイラ１１から出た排ガスＡ２とともに脱硫処理される。
このため、図１に点線で示すように、ガス化ガス発電設備２０のために別個に脱硫装置や煙突を設ける必要がなくなり、設備の簡素化及び小型化が図れる。
【００３４】
なお、この場合脱硫装置１４の負荷は、火力発電設備だけの場合よりも当然増加する。例えば、火力発電設備１０が６００ＭＷで、ガス化ガス発電設備２０が３００ＭＷの場合には、全ガス流量が２０１万ｍ3Ｎ／ｈ程度で、その亜硫酸ガス濃度は８００ｐｐｍ程度となる。
【００３５】
しかし、一般の既設の火力発電設備の脱硫装置は、燃料の硫黄含有量の低下傾向もあって、負荷的に余裕をもっている場合が多く、このような場合には、既設の脱硫装置がそのまま使用でき、例えば図２に示した吸収塔３１の循環ポンプ３４の循環流量を増加させるといった僅かな変更で、ほとんど改造する必要がない。このため、ガス化ガス発電設備の新設が極めて安価かつ小スペースですむ。
【００３６】
また、既設の火力発電設備の脱硫装置が負荷的に余裕がない場合、或いは火力発電設備とガス化ガス発電設備を共に新設する場合には、全亜硫酸ガスが処理できる十分な能力を有する脱硫装置に改造するか、或いはそのような能力を有する脱硫装置を新設する必要があるが、このような場合でも、火力発電設備とガス化ガス発電設備とで別個に脱硫装置を設ける場合に比し、図２に示す吸収塔３１その他の各設備要素が統合されることで、設備の簡素化や小スペース化、ひいては低コスト化が図れる。
【００３７】
また本例の場合には、再加熱部１５や熱回収器１７により構成される熱交換手段によって、燃焼炉２４で再生ガスＣ４が燃焼して生じる熱エネルギが大気放出される処理後排ガスＡ３の再加熱に利用される。このため、エネルギの有効利用が図られるとともに、排ガスＡ３をより高温化することができて、煙突１６の小型化（高さ低減）に貢献できる効果もある。
【００３８】
（第２例）
次に、本発明の第２例について、図４により説明する。図４は、本例の発電設備の全体構成を示す図である。なお第１例と同様の要素には、同符号を使用し重複する説明を省略する。
【００３９】
本例も、第１例と同様な火力発電設備１０ａとガス化ガス発電設備２０ａとが併設されたものであるが、ガス化ガス発電設備２０ａのガス精製装置２２における再生塔５８（図３に示す）の前述の還流部出口と、火力発電設備１０におけるエアヒータ１２の空気入口（燃焼用空気Ｂの供給配管）とを接続するガス流路２６を備え、このガス流路２６を介して再生ガスＣ４が燃焼用空気Ｂとともにボイラ１１に導入される構成となっている点に特徴を有する。
【００４０】
この場合再生ガスＣ４は、火力発電設備１０ａのボイラ１１において発電用燃料（例えば、微粉炭等の石炭や重油など）とともに燃焼し、この再生ガスＣ４中の硫化水素は従来の燃焼炉と同様に亜硫酸ガスに転換され、発電用燃料の燃焼により生じた亜硫酸ガスとともに排ガスＡ１中に含有されることになり、最終的には脱硫装置１４において一括処理される。
このため、図４に点線で示すように、ガス化ガス発電設備２０のために別個に脱硫装置や煙突を設ける必要がなくなり、さらに燃焼炉を設ける必要もなくなって、設備が格段に簡素化され小型化できる。
【００４１】
なお、この場合再生ガスＣ４の発生量は、前述したように、例えば３００ＭＷのガス化ガス発電設備の場合でも、１０００ｍ3Ｎ／ｈ〜２０００ｍ3Ｎ／ｈ程度と比較的僅かである。このため、ガス流路２６は比較的小径なダクトにより構成でき、また、エアヒータ１２やボイラ１１さらには電気集塵機１３もそのために改造したり設計変更したりする必要がないか、或いは僅かですむ。
【００４２】
またこの場合、第１例と同様に、脱硫装置１４の負荷も若干増加するが、既設の脱硫装置に余裕がある場合には改造する必要がない。また、既設の脱硫装置に余裕がない場合、或いは全設備を新設する場合には、全亜硫酸ガスが処理できる十分な能力を有する脱硫装置に改造するか、或いはそのような能力を有する脱硫装置を新設する必要があるが、このような場合でも、やはり火力発電設備とガス化ガス発電設備とで別個に脱硫装置を設ける場合に比し、脱硫装置の各設備要素が統合されることで、設備の簡素化や小スペース化、ひいては低コスト化が図れる。
【００４３】
また本例の場合には、再生ガスＣ４の硫化水素がボイラ１１で燃焼し、火力発電設備１０ａの発電燃料の一部として機能することになるので、この点でエネルギの有効利用が図られる。また、図１に示す燃料炉２４のような独立の燃焼炉で再生ガスＣ４を燃焼させるには、通常助燃剤としての燃料が別途必要になるが、本例の場合にはこのような燃料が不要になり、この点で運転コストが低減される効果もある。
【００４４】
なお、本発明は上記形態例に限られず各種の態様がありうる。例えば脱硫装置は、スプレー式又は液柱式等の気液接触部（並流式でも向流式でもよい）を備えた１塔式又は２塔式の吸収塔よりなるものであってもよいし、タンク内のスラリ中に酸化用空気と排ガスの両者が吹込まれ、亜硫酸ガスの吸収と酸化が全てタンク内で行われるいわゆるバブリング方式のものであってもよい。また、ガス精製装置の詳細構成も特に限定されないことは、いうまでもない。
【００４５】
【発明の効果】
請求項１記載の発明による発電設備では、ガス化ガス発電設備のガス精製装置より生じた硫黄化合物を含む再生ガスが、燃焼炉で燃焼して亜硫酸ガスを含む排ガスとなるが、この排ガスは、火力発電設備のボイラから出た排ガスとともに脱硫装置で脱硫処理される。
このため、例えば図１に点線で示すように、ガス化ガス発電設備のみのために別個に脱硫装置や煙突を設ける必要がなくなり、設備の簡素化及び小型化が図れる。
【００４６】
さらに、請求項２記載の発電設備では、熱交換手段によって、燃焼炉で再生ガスが燃焼して生じる熱エネルギが処理後排ガスの再加熱に利用される。このため、エネルギの有効利用が図られるとともに、処理後排ガスをより高温化することができて、このガスを大気放出するための煙突の小型化（高さ低減）に貢献できる効果もある。
【００４７】
また、請求項３記載の発電設備では、再生ガスが、火力発電設備のボイラにおいて発電用燃料とともに燃焼し、この再生ガス中の硫黄化合物は従来の燃焼炉と同様に亜硫酸ガスに転換され、発電用燃料の燃焼により生じた亜硫酸ガスとともにボイラより出る排ガス中に含有されることになり、最終的には脱硫装置において一括処理される。
このため、例えば図４に点線で示すように、ガス化ガス発電設備のみのために別個に脱硫装置や煙突を設ける必要がなくなり、さらに燃焼炉を設ける必要もなくなって、設備が格段に簡素化され小型化できる。
【００４８】
また本発明の場合には、再生ガス中の硫黄化合物がボイラで燃焼し、火力発電設備の発電燃料の一部として機能することになるので、この点でエネルギの有効利用が図られる。また、例えば図１に示す燃料炉２４のような独立の燃焼炉で再生ガスを燃焼させるには、通常助燃剤としての燃料が別途必要になるが、本例の場合にはこのような燃料が不要になり、この点で運転コストが低減される効果もある。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１例である発電設備の全体構成を示す図である。
【図２】同発電設備における脱硫装置の詳細構成を示す図である。
【図３】同発電設備におけるガス精製装置の詳細構成を示す図である。
【図４】本発明の第２例である発電設備の全体構成を示す図である。
【符号の説明】
１０，１０ａ 火力発電設備
１１ ボイラ
１４ 脱硫装置
１５ 再加熱部（熱交換手段）
１７ 熱回収器（熱交換手段）
２０，２０ａ ガス化ガス発電設備
２１ ガス化炉
２２ ガス精製装置
２４ 燃焼炉
Ａ１，Ａ２ ボイラから排出された排ガス
Ａ３ 脱硫処理後の排ガス
Ｃ１ ガス化炉で得られる生成ガス
Ｃ２ 精製後の生成ガス
Ｃ４ オフガス（再生ガス）
Ｃ５ 亜硫酸ガスを含む排ガス
【発明の属する技術分野】
本発明は、一般の火力発電設備とガス化ガス発電設備を併設してなる発電設備であって、設備を構成する装置の統合或いは兼用が効果的に実現されて、設備全体の簡素化及び小型化が図られた発電設備に関する。
【０００２】
【従来の技術】
近年、石油資源の枯渇、価格の高騰から、燃料の多様化が叫ばれ、石炭や重質油の利用技術開発が進められており、その一つとして、石炭や重質油をガス化して発電燃料とする技術が注目されている。また、ガス化ガスによる発電は、石炭や石油による従来の火力発電に比較して効率が良いので、有限な資源の有効利用の点からも注目されている。
【０００３】
なお、このガス化生成ガスには、数１００〜数１０００ｐｐｍの硫黄化合物（硫化水素等）が含まれ、これは公害防止のため、或いは後流機器（例えばガスタービン等）の腐食防止等のため、除去する必要が有る。この除去方法としては、例えば特開平７−４８５８４号公報に示されるように、ガスを吸収液に気液接触させて硫黄化合物を吸収し、その後再生塔で吸収液に熱を加えて硫黄化合物を含む再生ガスに再生し、この再生ガスを燃焼させて亜硫酸ガスを含む排ガスとして脱硫処理する湿式のガス精製方法が知られており、この方法によれば乾式のガス精製法に比較してよりクリーン化が可能である。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
ところで、上記ガス化ガス発電設備は、将来的に広く普及してゆくものと予想されているが、特に普及初期におけるその実際の設置態様は、一般の火力発電設備が例えば既設された発電所スペース内、或いはそれに隣接するスペースに設けられて、火力発電設備と併設される設置態様がほとんどであると考えられる。そして、上記ガス精製方法がこのような発電設備に単に適用された場合、このガス精製により生じる前述の亜硫酸ガス含有排ガスの処理装置（即ち脱硫装置）や、前記再生ガスを燃焼させる燃焼炉などの装置を新たに設ける必要があり、設備の簡素化及び小型化の点で支障となる。
【０００５】
なお、一般の火力発電設備では、ボイラから排出される燃焼排ガスを浄化処理する脱硫装置が付設されているのが通常であり、前記従来のガス精製方法を単に適用したのでは、亜硫酸ガスを含む排ガスを処理する同種の装置が一つの発電所内に複数設けられることになり、スペースの有効利用が図れず、またコスト増を招く。
【０００６】
そこで本発明は、一般の火力発電設備とガス化ガス発電設備を併設してなる発電設備であって、設備を構成する装置の統合或いは兼用が効果的に実現されて、設備全体の簡素化及び小型化が図られた発電設備を提供することを目的としている。
【０００７】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するため、請求項１記載の発電設備は、火力発電設備とガス化ガス発電設備とを併設してなり、
前記ガス化ガス発電設備のガス化炉で得られる生成ガスから硫黄化合物を除去してこの硫黄化合物を含む再生ガスを排出するガス精製装置と、前記再生ガスを燃焼させて亜硫酸ガスを含む排ガスに転換する燃焼炉と、この燃焼炉から排出される亜硫酸ガスを含む排ガスを、前記火力発電設備のボイラの排ガスとともに脱硫処理する脱硫装置とを備えたことを特徴とする。
【０００８】
また、請求項２記載の発電設備は、前記燃焼炉における前記再生ガスの燃焼により生じた熱エネルギにより、前記脱硫装置より排出される排ガスの再加熱を行う熱交換手段を備えたことを特徴とする。
【０００９】
また、請求項３記載の発電設備は、火力発電設備とガス化ガス発電設備とを併設してなり、
前記ガス化ガス発電設備のガス化炉で得られる生成ガスから硫黄化合物を除去してこの硫黄化合物を含む再生ガスを排出するガス精製装置と、前記火力発電設備のボイラの排ガスを脱硫処理する脱硫装置とを備えるとともに、
前記再生ガスが前記火力発電設備のボイラに導かれて発電用燃料とともに燃焼する構成とされたことを特徴とする。
【００１０】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態の各例を図面に基づいて説明する。
（第１例）
まず、本発明の第１例を説明する。図１は、本例の発電設備の全体構成を示す図であり、図２は脱硫装置の詳細構成例を示す図であり、図３はガス精製装置の詳細構成例を示す図である。
この発電設備は、図１に示すように、火力発電設備１０と、ガス化ガス発電設備２０とを併設してなるものである。
【００１１】
火力発電設備１０は、石炭又は重油等の燃料をボイラ１１で燃焼させて高温高圧蒸気を生成し、この蒸気で図示省略した蒸気タービンを駆動して発電を行う一般的なもので、ボイラ１１からエアヒータ１２を経由して導出された燃焼排ガスＡ１は、電気集塵機１３及び脱硫装置１４に順次導かれて浄化処理された後に大気放出される構成となっている。
【００１２】
すなわち、まず電気集塵機１３では、排ガスＡ１中のフライアッシュ等の粉塵が捕集除去され、また脱硫装置１４では、電気集塵機１３で除塵処理された排ガスＡ２から主に亜硫酸ガスなどの有害物が吸収除去される。そして、これら浄化装置を経由した浄化処理後の排ガスＡ３は、脱硫装置１４に付設された再加熱部１５で大気放出に好ましい温度に加熱された後、煙突１６によって排出規制を満足する高所から大気中に放出される。
【００１３】
ここでエアヒータ１２は、ボイラ１１に供給される燃焼用空気Ｂを、燃焼排ガスＡ１の熱で予め加熱するための熱交換器である。
また脱硫装置１４は、例えば排ガスと吸収液を気液接触させて排ガス中の主に亜硫酸ガスを吸収除去する湿式もので、具体的には各種方式のものが使用できるが、例えば図２の構成となっている。
【００１４】
この図２の脱硫装置は、タンク３２内のスラリを攪拌しつつ酸化用の空気Ｄを微細な気泡として吹込むいわゆるアーム回転式のエアスパージャ３３を備え、タンク３２内で亜硫酸ガスを吸収した吸収剤スラリ（石灰石等の吸収剤が懸濁した吸収液）と空気とを効率良く接触させて全量酸化し石膏を得るものである。
【００１５】
すなわちこの装置では、吸収搭３１の排煙導入部３１ａに前記排ガスＡ２を導き、循環ポンプ３４によりヘッダーパイプ３５から噴射した吸収剤スラリに接触させて、排ガスＡ２中の主に亜硫酸ガスを吸収除去し、排煙導出部３１ｂから処理済排ガスＡ３として排出させる。ヘッダーパイプ３５から噴射され亜硫酸ガスを吸収しつつ充填材３６を経由して流下する吸収剤スラリは、タンク３２内においてエアスパージャ３３により攪拌されつつ吹込まれた多数の気泡と接触して酸化され、さらには中和反応を起こして石膏となる。
【００１６】
こうしてタンク３２内には、石膏と吸収剤である少量の石灰石が懸濁し、これらがこの場合循環ポンプ３４の吐出配管から分岐する配管ラインにより固液分離機３７に供給され、ろ過されて水分の少ない石膏Ｅ（通常、水分含有率１０％程度）として採り出される。一方、固液分離機３７からのろ液は、ろ液タンク３８に送られ、ここに一旦貯留された後、吸収剤スラリを構成する水分としてポンプ３９によりスラリ調整槽４０に適宜供給される。
【００１７】
スラリ調整槽４０は、攪拌機４１を有し、図示省略した石灰石サイロから投入される石灰石Ｆ（吸収剤）と、前記ポンプ３９より送られる水とを攪拌混合して吸収剤スラリを生成するもので、内部の吸収剤スラリがスラリポンプ４２により吸収塔３１のタンク３２に適宜供給されるようになっている。
【００１８】
次に、図１に示す再加熱部１５は、脱硫装置１４の排ガスＡ２の入口付近に設けられた熱回収器（図示省略）と、後述のガス流路２５の途上に設けられた熱回収器１７とに、熱媒流路で接続されて、熱媒循環式の熱交換手段を構成するもので、この熱交換手段によって、排ガスＡ２と後述の排ガスＣ５から回収された熱で浄化処理後の排ガスＡ３が加熱される。
【００１９】
なお、ボイラ１１で発生し脱硫装置１４等で処理すべき排ガスＡ１，Ａ２の量は、例えば６００ＭＷの火力発電設備の場合には、２００万ｍ3Ｎ／ｈ程度であり、またこの排ガスＡ１中の亜硫酸ガス濃度は、５００ｐｐｍ程度である。
【００２０】
一方、ガス化ガス発電設備２０は、図１に示すように、例えば石炭が空気をガス化剤としてガス化されるガス化炉２１を有し、このガス化炉２１で発生した生成ガスＣ１中から硫黄化合物（硫化水素）を除去するガス精製装置２２と、精製後のガスＣ２（主成分；一酸化炭素及び水素）を燃料として運転されるガスタービン２３とを備える。
【００２１】
なお、ガス化ガス発電設備は、ガス化炉２１やガスタービン２３で発生した熱により生成した蒸気で駆動される蒸気タービンを備えており、いわゆる複合発電が行われるのが一般的であるが、本例においてはこの蒸気タービンの図示を省略している。
また、ガスタービン２３でガスＣ２が燃焼してなる排ガスＣ３は、図示省略した脱硝装置により含有する窒素酸化物を分解処理された後、図示省略された煙突より大気放出される。
【００２２】
この場合、ガス化炉２１で発生する生成ガスＣ１（石炭を原料とし空気をガス化剤としてなる生成ガス）には、通常、１０００〜１５００ｐｐｍ程度のＨ2Ｓ(硫黄化合物）と、１００ｐｐｍ程度のＣＯＳ（硫黄化合物）とが含有され、さらに、１０００〜１５００ｐｐｍ程度のＮＨ3と、１００ｐｐｍ程度のＨＣｌが含有されている。また、例えば３００ＭＷのガス化ガス発電設備の場合には、生成ガスＣ１の流量は、３５万ｍ3Ｎ／ｈ程度となる。
【００２３】
ここで、ガス精製装置２２は、例えば図３に示す構成となっている。すなわち、生成ガスＡは、まずサイクロン５２とポーラスフィルタ５３に順次導入され、比較的大径な粉塵と微細な粉塵とがそれぞれ分離除去される構成となっている。ポーラスフィルタ５３の後流には、熱交換器５４が設けられ、ポーラスフィルタ５３から導出されたガスＧ１の熱により浄化された後のガスＣ２が加熱される。なお、ガスＧ１はこの熱交換器５４において逆に熱を奪われて、例えば２３０℃程度まで冷却される。
【００２４】
この熱交換器５４の後流には、ＣＯＳ(硫化カルボニル）をＨ2Ｓに変換する触媒が装填された変換器５５が設けられ、ガスＧ１中のＣＯＳのほとんどがここでＨ2Ｓに変換される。
またこの変換器５５の後流には、熱交換器５６が設けられ、変換器５５から導出されたガスＧ２の熱によっても浄化された後のガスＣ２が加熱される構成となっている。
【００２５】
そして、熱交換器５６の後流には、ガスＧ２を硫化水素の吸収液Ｈに気液接触させる脱硫塔５７と、吸収液Ｈから硫化水素を分離放出して吸収液Ｈを再生する再生塔５８と、が順次設置されている。
この脱硫塔５７は、この場合いわゆる充填式の気液接触塔であり、再生塔５８の塔底部に貯留された硫化水素の吸収液Ｈが循環ポンプ５９により吸上げられて、吸収液熱交換器６０で冷却された後、塔上部のスプレーパイプ６１から噴射され、ガスＧ２と気液接触しつつ充填材６２を経由して流下する構成となっている。
【００２６】
また、吸収液Ｈと気液接触してＨ2Ｓを除去されたガスＧ２は、ミストエリミネータ６３により同伴ミストを除去された後、この脱硫塔５７の塔頂部から排出され、前述の熱交換器５６及び熱交換器５４により加熱されて、精製後のガスＣ２となる。
なお、精製後のガスＣ２中の硫黄分(Ｈ2Ｓ及びＣＯＳの濃度）は１０ｐｐｍ以下となる。
【００２７】
一方、再生塔５８は、脱硫塔５７の塔底部に貯留された吸収液Ｈが循環ポンプ６４により吸上げられて、吸収液熱交換器６０で加熱された後、塔上部のスプレーパイプ６５から噴射され、塔内を上昇する吸収液Ｈの蒸気や吸収成分（オフガス）と接触しつつ充填材６６を経由して流下する構成となっている。
【００２８】
この再生塔５８の塔底部の吸収液Ｈは、リボイラ６７において水蒸気Ｉにより加熱され、これにより吸収成分であるＨ2Ｓがこの再生塔２２においてガス側に放散されるようになっている。そして、このＨ2Ｓを含むオフガスＧ３は、ミストエリミネータ６８においてミストを除去された後、再生塔５８の頂部に設けられた還流部を経て高濃度にＨ2Ｓを含む再生ガスＣ４（主成分ＣＯ2）として、後述の燃焼炉２４（図１に示す）に送られる。
ここで再生ガスＣ４の流量は、例えば３００ＭＷのガス化ガス発電設備の場合には、１０００ｍ3Ｎ／ｈ〜２０００ｍ3Ｎ／ｈ程度となる。
【００２９】
なおここで、再生塔５８の頂部に設けられた還流部は、オフガスＧ３が冷却器６９により冷却されることにより生成され、タンク７０に貯留されたオフガスＧ３の凝縮液Ｊが、ポンプ７１によりスプレーパイプ７２から噴射されるもので、これにより、オフガスＧ３中の蒸気がより多く液化する一方で、液中の吸収成分であるＨ2Ｓがより多く放散して、例えば体積パーセントで２０％程度の高濃度のＨ2Ｓを含む再生ガスＣ４が得られる。
【００３０】
なお、熱交換器５６の後流で脱硫塔５７の前流には、ガスＧ２を洗浄液に気液接触させる洗浄塔を必要に応じて複数設置し、ここでガスＧ２中のアンモニアや塩素を除去するようにしてもよい。
【００３１】
次に、図１に戻って、上記精製装置２２で発生した再生ガスＣ４を処理するための本例の構成について説明する。
本例の場合、図１に示すように燃焼炉２４が設けられ、ここで再生ガスＣ４が、供給された空気（図示省略）と反応して燃焼し、再生ガスＣ４が亜硫酸ガスを含む排ガスＣ５に変換される構成となっている。
【００３２】
そして排ガスＣ５は、燃焼炉２４の排ガス出口と、火力発電設備１０における脱硫装置１４の入口（例えば、図２における排煙導入部３１ａに接続された排ガスのダクト）を接続するガス流路２５により、前述の排ガスＡ２とともに脱硫装置１４に導入されて処理される構成となっている。
なお排ガスＣ５の流量は、例えば３００ＭＷのガス化ガス発電設備の場合には、１万ｍ3Ｎ／ｈ程度となる。
【００３３】
以上説明した本例の発電設備では、ガス化ガス発電設備２０の精製装置２２より生じた硫黄化合物を含む再生ガスＣ４が、燃焼炉２４で燃焼して亜硫酸ガスを含む排ガスＣ５となるが、この排ガスＣ５は、火力発電設備１０の脱硫装置１４で、火力発電設備１０のボイラ１１から出た排ガスＡ２とともに脱硫処理される。
このため、図１に点線で示すように、ガス化ガス発電設備２０のために別個に脱硫装置や煙突を設ける必要がなくなり、設備の簡素化及び小型化が図れる。
【００３４】
なお、この場合脱硫装置１４の負荷は、火力発電設備だけの場合よりも当然増加する。例えば、火力発電設備１０が６００ＭＷで、ガス化ガス発電設備２０が３００ＭＷの場合には、全ガス流量が２０１万ｍ3Ｎ／ｈ程度で、その亜硫酸ガス濃度は８００ｐｐｍ程度となる。
【００３５】
しかし、一般の既設の火力発電設備の脱硫装置は、燃料の硫黄含有量の低下傾向もあって、負荷的に余裕をもっている場合が多く、このような場合には、既設の脱硫装置がそのまま使用でき、例えば図２に示した吸収塔３１の循環ポンプ３４の循環流量を増加させるといった僅かな変更で、ほとんど改造する必要がない。このため、ガス化ガス発電設備の新設が極めて安価かつ小スペースですむ。
【００３６】
また、既設の火力発電設備の脱硫装置が負荷的に余裕がない場合、或いは火力発電設備とガス化ガス発電設備を共に新設する場合には、全亜硫酸ガスが処理できる十分な能力を有する脱硫装置に改造するか、或いはそのような能力を有する脱硫装置を新設する必要があるが、このような場合でも、火力発電設備とガス化ガス発電設備とで別個に脱硫装置を設ける場合に比し、図２に示す吸収塔３１その他の各設備要素が統合されることで、設備の簡素化や小スペース化、ひいては低コスト化が図れる。
【００３７】
また本例の場合には、再加熱部１５や熱回収器１７により構成される熱交換手段によって、燃焼炉２４で再生ガスＣ４が燃焼して生じる熱エネルギが大気放出される処理後排ガスＡ３の再加熱に利用される。このため、エネルギの有効利用が図られるとともに、排ガスＡ３をより高温化することができて、煙突１６の小型化（高さ低減）に貢献できる効果もある。
【００３８】
（第２例）
次に、本発明の第２例について、図４により説明する。図４は、本例の発電設備の全体構成を示す図である。なお第１例と同様の要素には、同符号を使用し重複する説明を省略する。
【００３９】
本例も、第１例と同様な火力発電設備１０ａとガス化ガス発電設備２０ａとが併設されたものであるが、ガス化ガス発電設備２０ａのガス精製装置２２における再生塔５８（図３に示す）の前述の還流部出口と、火力発電設備１０におけるエアヒータ１２の空気入口（燃焼用空気Ｂの供給配管）とを接続するガス流路２６を備え、このガス流路２６を介して再生ガスＣ４が燃焼用空気Ｂとともにボイラ１１に導入される構成となっている点に特徴を有する。
【００４０】
この場合再生ガスＣ４は、火力発電設備１０ａのボイラ１１において発電用燃料（例えば、微粉炭等の石炭や重油など）とともに燃焼し、この再生ガスＣ４中の硫化水素は従来の燃焼炉と同様に亜硫酸ガスに転換され、発電用燃料の燃焼により生じた亜硫酸ガスとともに排ガスＡ１中に含有されることになり、最終的には脱硫装置１４において一括処理される。
このため、図４に点線で示すように、ガス化ガス発電設備２０のために別個に脱硫装置や煙突を設ける必要がなくなり、さらに燃焼炉を設ける必要もなくなって、設備が格段に簡素化され小型化できる。
【００４１】
なお、この場合再生ガスＣ４の発生量は、前述したように、例えば３００ＭＷのガス化ガス発電設備の場合でも、１０００ｍ3Ｎ／ｈ〜２０００ｍ3Ｎ／ｈ程度と比較的僅かである。このため、ガス流路２６は比較的小径なダクトにより構成でき、また、エアヒータ１２やボイラ１１さらには電気集塵機１３もそのために改造したり設計変更したりする必要がないか、或いは僅かですむ。
【００４２】
またこの場合、第１例と同様に、脱硫装置１４の負荷も若干増加するが、既設の脱硫装置に余裕がある場合には改造する必要がない。また、既設の脱硫装置に余裕がない場合、或いは全設備を新設する場合には、全亜硫酸ガスが処理できる十分な能力を有する脱硫装置に改造するか、或いはそのような能力を有する脱硫装置を新設する必要があるが、このような場合でも、やはり火力発電設備とガス化ガス発電設備とで別個に脱硫装置を設ける場合に比し、脱硫装置の各設備要素が統合されることで、設備の簡素化や小スペース化、ひいては低コスト化が図れる。
【００４３】
また本例の場合には、再生ガスＣ４の硫化水素がボイラ１１で燃焼し、火力発電設備１０ａの発電燃料の一部として機能することになるので、この点でエネルギの有効利用が図られる。また、図１に示す燃料炉２４のような独立の燃焼炉で再生ガスＣ４を燃焼させるには、通常助燃剤としての燃料が別途必要になるが、本例の場合にはこのような燃料が不要になり、この点で運転コストが低減される効果もある。
【００４４】
なお、本発明は上記形態例に限られず各種の態様がありうる。例えば脱硫装置は、スプレー式又は液柱式等の気液接触部（並流式でも向流式でもよい）を備えた１塔式又は２塔式の吸収塔よりなるものであってもよいし、タンク内のスラリ中に酸化用空気と排ガスの両者が吹込まれ、亜硫酸ガスの吸収と酸化が全てタンク内で行われるいわゆるバブリング方式のものであってもよい。また、ガス精製装置の詳細構成も特に限定されないことは、いうまでもない。
【００４５】
【発明の効果】
請求項１記載の発明による発電設備では、ガス化ガス発電設備のガス精製装置より生じた硫黄化合物を含む再生ガスが、燃焼炉で燃焼して亜硫酸ガスを含む排ガスとなるが、この排ガスは、火力発電設備のボイラから出た排ガスとともに脱硫装置で脱硫処理される。
このため、例えば図１に点線で示すように、ガス化ガス発電設備のみのために別個に脱硫装置や煙突を設ける必要がなくなり、設備の簡素化及び小型化が図れる。
【００４６】
さらに、請求項２記載の発電設備では、熱交換手段によって、燃焼炉で再生ガスが燃焼して生じる熱エネルギが処理後排ガスの再加熱に利用される。このため、エネルギの有効利用が図られるとともに、処理後排ガスをより高温化することができて、このガスを大気放出するための煙突の小型化（高さ低減）に貢献できる効果もある。
【００４７】
また、請求項３記載の発電設備では、再生ガスが、火力発電設備のボイラにおいて発電用燃料とともに燃焼し、この再生ガス中の硫黄化合物は従来の燃焼炉と同様に亜硫酸ガスに転換され、発電用燃料の燃焼により生じた亜硫酸ガスとともにボイラより出る排ガス中に含有されることになり、最終的には脱硫装置において一括処理される。
このため、例えば図４に点線で示すように、ガス化ガス発電設備のみのために別個に脱硫装置や煙突を設ける必要がなくなり、さらに燃焼炉を設ける必要もなくなって、設備が格段に簡素化され小型化できる。
【００４８】
また本発明の場合には、再生ガス中の硫黄化合物がボイラで燃焼し、火力発電設備の発電燃料の一部として機能することになるので、この点でエネルギの有効利用が図られる。また、例えば図１に示す燃料炉２４のような独立の燃焼炉で再生ガスを燃焼させるには、通常助燃剤としての燃料が別途必要になるが、本例の場合にはこのような燃料が不要になり、この点で運転コストが低減される効果もある。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１例である発電設備の全体構成を示す図である。
【図２】同発電設備における脱硫装置の詳細構成を示す図である。
【図３】同発電設備におけるガス精製装置の詳細構成を示す図である。
【図４】本発明の第２例である発電設備の全体構成を示す図である。
【符号の説明】
１０，１０ａ 火力発電設備
１１ ボイラ
１４ 脱硫装置
１５ 再加熱部（熱交換手段）
１７ 熱回収器（熱交換手段）
２０，２０ａ ガス化ガス発電設備
２１ ガス化炉
２２ ガス精製装置
２４ 燃焼炉
Ａ１，Ａ２ ボイラから排出された排ガス
Ａ３ 脱硫処理後の排ガス
Ｃ１ ガス化炉で得られる生成ガス
Ｃ２ 精製後の生成ガス
Ｃ４ オフガス（再生ガス）
Ｃ５ 亜硫酸ガスを含む排ガス
Claims (3)
- 火力発電設備とガス化ガス発電設備とを併設してなり、
前記ガス化ガス発電設備のガス化炉で得られる生成ガスから硫黄化合物を除去してこの硫黄化合物を含む再生ガスを排出するガス精製装置と、前記再生ガスを燃焼させて亜硫酸ガスを含む排ガスに転換する燃焼炉と、この燃焼炉から排出される亜硫酸ガスを含む排ガスを、前記火力発電設備のボイラの排ガスとともに脱硫処理する脱硫装置とを備えたことを特徴とする発電設備。 - 前記燃焼炉における前記再生ガスの燃焼により生じた熱エネルギにより、前記脱硫装置より排出される排ガスの再加熱を行う熱交換手段を備えたことを特徴とする請求項１記載の発電設備。
- 火力発電設備とガス化ガス発電設備とを併設してなり、
前記ガス化ガス発電設備のガス化炉で得られる生成ガスから硫黄化合物を除去してこの硫黄化合物を含む再生ガスを排出するガス精製装置と、前記火力発電設備のボイラの排ガスを脱硫処理する脱硫装置とを備えるとともに、
前記再生ガスが前記火力発電設備のボイラに導かれて発電用燃料とともに燃焼する構成とされたことを特徴とする発電設備。
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