JP4381130B2 - ガス化複合発電システム - Google Patents
ガス化複合発電システム Download PDFInfo
- Publication number
- JP4381130B2 JP4381130B2 JP2003425381A JP2003425381A JP4381130B2 JP 4381130 B2 JP4381130 B2 JP 4381130B2 JP 2003425381 A JP2003425381 A JP 2003425381A JP 2003425381 A JP2003425381 A JP 2003425381A JP 4381130 B2 JP4381130 B2 JP 4381130B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- exhaust heat
- gasification
- power generation
- heat recovery
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000002309 gasification Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 52
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 71
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims abstract description 69
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 53
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 53
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 11
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000000428 dust Substances 0.000 abstract description 16
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 abstract description 3
- 239000004071 soot Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 116
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 description 12
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical class C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 7
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 7
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 6
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 6
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 6
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 5
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 3
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- RCTYPNKXASFOBE-UHFFFAOYSA-M chloromercury Chemical compound [Hg]Cl RCTYPNKXASFOBE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229940008718 metallic mercury Drugs 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012719 wet electrostatic precipitator Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
- Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Exhaust Gas Treatment By Means Of Catalyst (AREA)
Description
本発明は、例えば石炭、油、ゴミ等を利用したガス化装置からのガスを有効利用して発電を行うガス化複合発電システムに関する。
近年、石炭火力プラントの発電効率向上のため、高度加圧流動床燃焼システムを使用した石炭ガス化複合発電システムの開発が進められている。
このような発電システムの一例を図７に示す。図７に示すように、石炭ガス化複合発電システム１０は、石炭１１を供給する設備１２を備えた石炭部分酸化炉（石炭ガス化炉）１３、生成ガス１４中の煤塵を除塵する除塵装置１５、生成ガス１４中のＳ成分を除去する脱硫装置１６、ガスタービン１７、蒸気タービン１８、該ガスタービンからの排ガス１９から排熱回収を行う排熱回収装置２０、煙突２１等から構成されている。このようなシステムでは、石炭中の炭素、水素分を一酸化炭素、二酸化炭素、水素、水蒸気としてガス化する際に、石炭中に含まれる硫黄分が硫化水素（Ｈ2Ｓ）や硫化カルボニル（ＣＯＳ）としてガス化ガス中に混入する。なお、必要に応じて、排熱回収装置２０内には脱硝装置が設けられており、排ガス中の窒素酸化物を除去するようにしている。
従来、これに対する対策として、石炭ガス化炉１３の下流側や排熱回収装置の下流側に脱硫装置１６を設置し、硫黄分の除去を行っていた（例えば特許文献１、特許文献２）。
近年環境規制が厳しくなり、複合発電システムから排出される水銀等の重金属類の濃度の低減が求められている。
また、排熱回収装置内における脱硝装置として、例えばアンモニア脱硝法を実施する場合、発生する硫酸アンモニウムが粒子となって排ガス中に浮遊する結果、環境汚染の問題となる場合がある。
本発明は、前記問題に鑑み、環境中への重金属等や硫酸アンモニウム等の粒子の排出物の低減を図ったガス化複合発電システムを提供することを課題とする。
上述した課題を解決するための本発明の第１の発明は、ガス化装置と、該得られたガスを燃料として供給されるガスタービンと、該ガスタービンからの排ガスから排熱回収を行う排熱回収装置とを含む石炭ガス化複合発電システムにおいて、前記排熱回収装置の内部に水銀を酸化する水銀酸化触媒を内装すると共に、前記排熱回収装置の後流側に脱硫装置を配設したことを特徴とするガス化複合発電システムにある。
第２の発明は、ガス化装置と、該得られたガスを燃料として供給されるガスタービンと、該ガスタービンからの排ガスから排熱回収を行う排熱回収装置とを含む石炭ガス化複合発電システムにおいて、前記排熱回収装置の内部に水銀を酸化する水銀酸化触媒を内装すると共に、前記ガスタービンと前記排熱回収装置との間に脱硫装置を介装したことを特徴とするガス化複合発電システムにある。
第３の発明は、ガス化装置と、該得られたガスを燃料として供給されるガスタービンと、該ガスタービンからの排ガスから排熱回収を行う排熱回収装置とを含む石炭ガス化複合発電システムにおいて、前記ガスタービンの前流側に水銀除去装置を介装すると共に、前記ガスタービンと前記排熱回収装置との間に脱硫装置を介装したことを特徴とするガス化複合発電システムにある。
第４の発明は、第１乃至３のいずれか一つの発明において、前記排熱回収装置に脱硝装置を内装したことを特徴とするガス化複合発電システムにある。
第５の発明は、ガス化装置と、該得られたガスを燃料として供給されるガスタービンと、該ガスタービンからの排ガスから排熱回収を行う排熱回収装置とを含む石炭ガス化複合発電システムにおいて、前記ガスタービンの前流側にアンモニア低減装置を設置すると共に、排熱回収装置内に脱硝装置を設け、且つ前記ガスタービンと前記排熱回収装置との間に脱硫装置を介装したことを特徴とするガス化複合発電システムにある。
第６の発明は、第１乃至５のいずれか一つの発明において、前記ガス化装置が加圧型であることを特徴とするガス化複合発電システムにある。
本発明によれば、ガスタービンからの排ガスを、水銀を水銀酸化触媒により、２価の水銀として水に吸収され易くし、排ガス中の水銀の除去が可能となる。
また、ガスタービンと排熱回収装置との間に脱硫装置を介装することで、硫酸アンモニウムの発生を回避することができる。
また、水銀除去装置をガスタービンの前流側に設置することにより、水銀除去を行うことができる。
また、アンモニア低減装置を設置することで、脱硝装置における硫酸アンモニウムの発生を防止することができる。
また、ガスタービンと排熱回収装置との間に脱硫装置を介装することで、硫酸アンモニウムの発生を回避することができる。
また、水銀除去装置をガスタービンの前流側に設置することにより、水銀除去を行うことができる。
また、アンモニア低減装置を設置することで、脱硝装置における硫酸アンモニウムの発生を防止することができる。
以下、この発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、この実施例によりこの発明が限定されるものではない。また、下記実施例における構成要素には、当業者が容易に想定できるもの、あるいは実質的に同一のものが含まれる。
図１に本発明による実施例１に係るガス化複合発電システムの概略を示す。図１に示すように、実施例１に係るガス化複合発電システム１００は、例えば石炭ガス化炉等のガス化装置１０１と、該ガス化装置１０１から得られた生成ガス１４中の煤塵を除去する例えばセラミックフィルタ等の除塵装置１０２と、除塵された生成ガス１４を燃料として供給されるガスタービン１７と、該ガスタービン１７からの排ガス１９から排熱回収を行う排熱回収装置２０とを含む石炭ガス化複合発電システムにおいて、前記排熱回収装置２０の内部に水銀除去装置である水銀酸化触媒１０３を内装すると共に、前記排熱回収装置２０の後流側に脱硫装置１０４を配設したものである。
また、本実施例では、脱硫装置１０４の後流側に例えば電気集塵装置等の除塵装置１０５を設け、ガス中の微粒子を除去するようにしている。また、本実施例では、排熱回収装置２０に脱硝装置１０６を設け、排ガス中のＮＯｘ成分を除去するようにしている。なお、図１中、符号２１は煙突を図示する。
また、本実施例では、脱硫装置１０４の後流側に例えば電気集塵装置等の除塵装置１０５を設け、ガス中の微粒子を除去するようにしている。また、本実施例では、排熱回収装置２０に脱硝装置１０６を設け、排ガス中のＮＯｘ成分を除去するようにしている。なお、図１中、符号２１は煙突を図示する。
前記水銀酸化触媒１０３は排熱回収装置２０内で排ガス１９中に浮遊する水銀を酸化するようにガスと直交する方向にフィルタ形式で設置するようにしている。
図２はその一例を示しており、排ガスボイラ２１ａの出口側に水銀酸化触媒１０３を設置し、排ガス中の水銀を酸化するようにしている。
なお、水銀酸化触媒１０３の設置位置は図２のものに限定されるものではなく、排ガスボイラの内部のいずれであってもよく、例えば排ガスボイラ２１ｂの出口側に設置するようにしてもよい。
図２はその一例を示しており、排ガスボイラ２１ａの出口側に水銀酸化触媒１０３を設置し、排ガス中の水銀を酸化するようにしている。
なお、水銀酸化触媒１０３の設置位置は図２のものに限定されるものではなく、排ガスボイラの内部のいずれであってもよく、例えば排ガスボイラ２１ｂの出口側に設置するようにしてもよい。
本実施例では水銀を酸化するものとして水銀酸化触媒を例示したが、水銀酸化触媒以外に例えばＡＣＦ等の触媒を用いて酸化するようにしてもよい。
本実施例では、排熱回収装置２０の内部に水銀酸化触媒１０３を内装するので、タービン１７からの排ガス１９中の水銀が２価水銀化し、後流側に設けた除塵装置１０５で除去可能としている。
すなわち、金属ＨｇをＨｇＣｌやＨｇＯとすることで、水溶性となり、後流側に例えば湿式の電気集塵装置等で水銀を除去するようにしている。なお、水銀酸化触媒は水銀等を酸化させる作用を有する公知の触媒を用いることができる。
これにより、煙突２１から排出する排ガス中の水銀濃度を大幅に低減することができ、環境性能を向上させることができる。
これにより、煙突２１から排出する排ガス中の水銀濃度を大幅に低減することができ、環境性能を向上させることができる。
前記脱硫装置１０４としては、例えば石灰−石膏法による脱硫装置、活性炭素繊維（ＡＣＦ）を用いた脱硫装置を挙げることができるが、特に限定されるものではない。
ここで、石灰−石膏法による脱硫装置について説明する。
例えば石灰石膏法は、石灰石又は消石灰スラリーを吸収剤として用いて、吸収部でＳＯ2の吸収を行うようにしている。その反応は複雑であるが、大要は以下の通りである。吸収部は、例えば、スプレーノズルから吸収剤を含む水を噴き上げ、下向流の排ガスと接触させて吸収を行う。
ＣａＯ＋ＳＯ2＝ＣａＳＯ3ＣａＣＯ3＋ＳＯ2＝ＣａＳＯ3＋ＣＯ2反応によって生じるＣａＳＯ3（亜硫酸石灰）は水に溶けにくい１−２μｍの微細な結晶で、用途がない。そこで、形成されるスラリーに空気又は酸素の細かい泡を吹き込んで酸化し、石膏として回収する。反応は以下の通りである。
ＣａＳＯ3＋１／２Ｏ2＋２Ｈ2Ｏ＝ＣａＳＯ4・２Ｈ2Ｏ
例えば石灰石膏法は、石灰石又は消石灰スラリーを吸収剤として用いて、吸収部でＳＯ2の吸収を行うようにしている。その反応は複雑であるが、大要は以下の通りである。吸収部は、例えば、スプレーノズルから吸収剤を含む水を噴き上げ、下向流の排ガスと接触させて吸収を行う。
ＣａＯ＋ＳＯ2＝ＣａＳＯ3ＣａＣＯ3＋ＳＯ2＝ＣａＳＯ3＋ＣＯ2反応によって生じるＣａＳＯ3（亜硫酸石灰）は水に溶けにくい１−２μｍの微細な結晶で、用途がない。そこで、形成されるスラリーに空気又は酸素の細かい泡を吹き込んで酸化し、石膏として回収する。反応は以下の通りである。
ＣａＳＯ3＋１／２Ｏ2＋２Ｈ2Ｏ＝ＣａＳＯ4・２Ｈ2Ｏ
次に、ガス化複合発電システムの作用を説明する。まず、ガス化炉として例えば石炭ガス化炉を用いる場合には、ガス化装置１０１である石炭ガス化炉に石炭と酸化ガス（空気）を供給すると、石炭が酸化ガス中の酸素と、燃焼ガスによりガス化される。これによって、ガス化ガスとチャーとに転換される。次いで、ガス化ガスは、除塵装置１０２として設けたセラミックフィルタで除塵される。ここで、約４５０℃付近となる。そして、この生成ガス１４は、ガスタービン１７の燃焼器に送られる。燃焼器は、空気圧縮機からの空気で石炭ガス化ガスを燃焼させ、膨張側のタービンを回転させる。そして、タービン１７からの排ガス１９は排熱回収装置２０へと送られる。排熱回収装置２０では排熱回収が行われ、エネルギーを回収して図示しない蒸気タービンの動力源となり、発電を行う。排熱回収装置内に設置された脱硝装置１０６では、公知の手法に従って排ガスからの脱硝を行う。この際、水銀酸化触媒１０３により排ガス１９中の水銀の除去がなされる。
排熱回収装置２０を経た排ガスは約１３０℃となる。この排ガスは図示しないガスガスヒータに導入され、脱硫装置１０４から排出される排ガスとの間で熱交換される。すなわち、ある程度の冷却が行われる。なお、ガスガスヒータは、脱硫装置１０４前段で排ガスの温度を十分下げることにより脱硫効率を上げ、かつ工水の消費量を抑えるとともに、煙突入口ガス温度を十分高くして処理ガスの拡散効率を上げる目的で備え付けられている。脱硫装置１０４では、前記したごとく、排ガスの冷却、亜硫酸ガスの吸収、亜硫酸石灰の酸化といった操作が行われ、石膏が回収される。脱硫後の排ガスは、約５０℃であるが、
図示しないガスガスヒータで熱交換され、１１０℃となって煙突から排出される。このように昇温されるので、白煙化しない。以上のようにして、排熱回収装置２０の後段に脱硫装置により、ＳＯx＜１０ｐｐｍ、より望ましくはＳＯx＜５ｐｐｍとすることができる。すなわち、本実施例に係るガス化複合発電システムは、排ガス中の重金属である水銀を効率的に除去すると共に、ＳＯx濃度値に関し、優れた低下能力を備えることとなる。
図示しないガスガスヒータで熱交換され、１１０℃となって煙突から排出される。このように昇温されるので、白煙化しない。以上のようにして、排熱回収装置２０の後段に脱硫装置により、ＳＯx＜１０ｐｐｍ、より望ましくはＳＯx＜５ｐｐｍとすることができる。すなわち、本実施例に係るガス化複合発電システムは、排ガス中の重金属である水銀を効率的に除去すると共に、ＳＯx濃度値に関し、優れた低下能力を備えることとなる。
ここで、ＡＣＦを用いた他の脱硫方法について説明する。
ＡＣＦ脱硫装置は、硫黄酸化物の吸収剤や大型の脱硫設備を必要としない簡易な脱硫方法として、本出願人が開発したものである。この脱硫装置では、表面に水が付着した脱硫反応用活性炭素繊維と接触させて、排ガス中のＳＯ2 をＳＯ3 に酸化させると共に、該ＳＯ3 と脱硫反応用活性炭素繊維上の水との反応によって硫酸を生成させることとしている。脱硫触媒としては、ボックス容器に、一体成形した触媒支持用グレーチング構造の格子を配設し、このようにして形成される触媒パック構造に複数の脱硫触媒エレメントを収納したものが好適である。脱硫触媒は排ガスが上下方向に流れるガス平行流型触媒が好適である。ガス平行流型とは、格子状、ハニカム状又は板状等の規則正しく形成配列された脱硫触媒のガス通路を排ガスが平行に流れる方式である。煤塵により触媒が閉塞しないようにするため、この方式が好適である。
ＡＣＦ脱硫装置は、硫黄酸化物の吸収剤や大型の脱硫設備を必要としない簡易な脱硫方法として、本出願人が開発したものである。この脱硫装置では、表面に水が付着した脱硫反応用活性炭素繊維と接触させて、排ガス中のＳＯ2 をＳＯ3 に酸化させると共に、該ＳＯ3 と脱硫反応用活性炭素繊維上の水との反応によって硫酸を生成させることとしている。脱硫触媒としては、ボックス容器に、一体成形した触媒支持用グレーチング構造の格子を配設し、このようにして形成される触媒パック構造に複数の脱硫触媒エレメントを収納したものが好適である。脱硫触媒は排ガスが上下方向に流れるガス平行流型触媒が好適である。ガス平行流型とは、格子状、ハニカム状又は板状等の規則正しく形成配列された脱硫触媒のガス通路を排ガスが平行に流れる方式である。煤塵により触媒が閉塞しないようにするため、この方式が好適である。
脱硫の際、ＳＯ2 をＳＯ3 に酸化するのに酸素（Ｏ2 ）が用いられるため、排ガス中に酸素を含むか、または、別途、酸素を排ガス中に供給する必要がある。排ガス中の酸素の含有量は３容量％から２１容量％以下である。ＳＯ2 およびＯ2 以外のガス成分としては、通常、窒素、二酸化炭素、一酸化炭素等の成分を含み得る。ガスの流量は、通常、脱硫反応用活性炭素繊維の単位重量当たり、０．２〜１リットル／分程度である。生成するＳＯ3は、散水ノズルから供給され脱硫反応用活性炭素繊維上にある水との反応によって希硫酸となり、脱硫装置の下部に蓄えられる。
本実施の形態で用いる脱硫反応用活性炭素繊維は、排ガス中のＳＯ2 がＳＯ3に酸化する際に触媒として働く。このような脱硫反応用活性炭素繊維の製造方法を以下、説明する。原料となる活性炭素繊維の種類としては、特に制限はなく、ピッチ系、ポリアクリロニトリル系、フェノール系、セルロース系等の活性炭素繊維を用いることができる。これらの中でも、特に活性炭素繊維の表面の疎水性のより高いものが望ましく、具体的にはピッチ系活性炭素繊維等を挙げることができる。
活性炭素繊維は、窒素ガス等の非酸化雰囲気下で、通常６００〜１，２００℃程度の温度で熱処理される。処理時間は、処理温度等に応じて適宜定めればよい。この熱処理により、本実施の形態で用いる脱硫反応用炭素繊維を得ることができる。脱硫反応用活性炭素繊維は、熱処理により親水性である酸素官能基の一部または全部がＣＯ、ＣＯ2 等として除去されているので、処理前に比べて疎水性の大きな表面となっている。このため、ＳＯ2 の酸化活性点へのＳＯ2 の吸着が容易に起こり、しかも生成する硫酸の排出も速やかに進行する結果、触媒の機能が阻害されることなく、脱硫反応が促進される。
また、本実施例においても、脱硫装置１０４をタービン１９の後流側に設置しているので、タービン前流側に脱硫装置１０４を設置する場合に較べて、送電端効率を２％（ａｂｓ．）向上させることができる。
このように、本実施例によれば、タービン排ガスは煤塵がほとんど存在せず、且つ水銀形態が吸収されにくい２価以外の形態であったものを、水銀酸化触媒１０３を設置することにより、２価の水銀として水に吸収され易くし、排ガス中の水銀の除去が可能となる。
図３に本発明による実施例２に係るガス化複合発電システムの概略を示す。なお、実施例１の装置と同一の構成については、同一の符号を付してその説明は省略する。
図３に示すように、実施例２に係るガス化複合発電システムは、実施例１のガス化複合発電システムにおいて、脱硫装置の設置位置をガスタービン１７と排熱回収装置２０との間に、脱硫装置１０４を配設したものである。また、脱硫装置１０４の前流側には熱交換器１１０を設置すると共に、脱硫装置１０４の後流側には再生熱交換器１１１を設置して、脱硫・脱硝に適した排ガス温度に調整している。すなわち、前記熱交換器１１０で６０℃程度まで排ガス１９の温度を低下させて脱硫を行い、再生熱交換器１１１で逆に３００−４００℃程度まで排ガス１９の温度を上げて脱硝を行うようにしている。
図３に示すように、実施例２に係るガス化複合発電システムは、実施例１のガス化複合発電システムにおいて、脱硫装置の設置位置をガスタービン１７と排熱回収装置２０との間に、脱硫装置１０４を配設したものである。また、脱硫装置１０４の前流側には熱交換器１１０を設置すると共に、脱硫装置１０４の後流側には再生熱交換器１１１を設置して、脱硫・脱硝に適した排ガス温度に調整している。すなわち、前記熱交換器１１０で６０℃程度まで排ガス１９の温度を低下させて脱硫を行い、再生熱交換器１１１で逆に３００−４００℃程度まで排ガス１９の温度を上げて脱硝を行うようにしている。
本実施例では、脱硫装置１０４を脱硝装置１０６の前流側に設置するので、脱硝装置１０５の前段においてＳ成分が除去され、脱硝装置１０６で用いるアンモニアとＳ成分とから生成される硫酸アンモニウムの発生を回避することができる。
本実施例においても排熱回収装置２０内に水銀酸化触媒１０３を設置するので、排ガス１９中の水銀を除去することができ、環境性能を向上させることができる。
図４に本発明による実施例３に係るガス化複合発電システムの概略を示す。なお、実施例１の装置と同一の構成については、同一の符号を付してその説明は省略する。
図４に示すように、実施例２に係るガス化複合発電システムは、実施例１のガス化複合発電システムにおいて、排熱回収装置２０内に水銀酸化触媒１０３を介装する代わりに、除塵装置１０２とガスタービン１７との間に、水銀除去装置１２０を配設したものである。
図４に示すように、実施例２に係るガス化複合発電システムは、実施例１のガス化複合発電システムにおいて、排熱回収装置２０内に水銀酸化触媒１０３を介装する代わりに、除塵装置１０２とガスタービン１７との間に、水銀除去装置１２０を配設したものである。
前記水銀除去装置１２０としては、例えば洗浄水等による水銀を除去する例えばベンチュリスクラバ等を挙げることができる。これは、生成ガス１４中のＨ2Ｓの存在により金属水銀が加圧下において、水溶性が向上する結果、水側に除去されることとなる。
これにより、水銀をガスタービン１７の前段側で除去することができる。
これにより、水銀をガスタービン１７の前段側で除去することができる。
特に、ガス化炉１０１が加圧型の場合には、加圧条件下においてはガス量の少ないものとなるので、水銀のみを除去する水銀除去装置をコンパクト化することができる。すなわち、加圧下においては、ガス容積がコンパクトとなり、空間あたりのＨｇの濃度が高くなり、この結果除去できる水銀量が増大することとなる。
また、水銀除去装置１２０として、活性炭を用いて水銀を吸着するようにしてもよい。
なお、活性炭除去の場合には、活性炭を充填した塔を２塔設け、交互に水銀を補修するようにすればよい。
なお、活性炭除去の場合には、活性炭を充填した塔を２塔設け、交互に水銀を補修するようにすればよい。
また、前述したＡＣＦを用いて、ＡＣＦ表面にて酸化させて水により水銀を除去するようにしてもよい。または前記ＡＣＦで吸着除去するようにしてもよい。
このように、本実施例においては排熱回収装置２０の前流側において、水銀除去装置１２０を設置するので、生成ガス１４中の水銀を除去することができ、環境性能を向上させることができる。
図５に本発明による実施例４に係るガス化複合発電システムの概略を示す。なお、実施例１の装置と同一の構成については、同一の符号を付してその説明は省略する。
図５に示すように、実施例４に係るガス化複合発電システムは、実施例１のガス化複合発電システムにおいて、水銀酸化触媒１０３や水銀除去装置１２０を設置せずに、除塵装置１０２とガスタービン１７との間に、ＮＨ3低減装置１３０を配設したものである。
図５に示すように、実施例４に係るガス化複合発電システムは、実施例１のガス化複合発電システムにおいて、水銀酸化触媒１０３や水銀除去装置１２０を設置せずに、除塵装置１０２とガスタービン１７との間に、ＮＨ3低減装置１３０を配設したものである。
このＮＨ3低減装置１３０としては、例えば洗浄水等の溶媒へアンモニアを吸収させる方法や、アンモニア分解触媒を用いてＮ2とＨ2Ｏとに分解させる方法を挙げることができる。前記溶媒へアンモニアを吸収させる方法としては、例えば洗浄塔（スプレータワー等）を挙げることができる。
また、このＮＨ3低減装置１３０を設置することで、ガス中のアンモニアの低減を図ることができ、排熱回収装置２０内の脱硝設備の容量の低減を図ることができる。また、排熱回収装置２０内で発生する硫酸アンモニウムの発生を低減させることができる。
図６に本発明による実施例５に係るガス化複合発電システムの概略を示す。なお、実施例１、２及び４の装置と同一の構成については、同一の符号を付してその説明は省略する。
本実施例のガス化複合発電システム１００は、実施例１のシステムにおいて、除塵装置１０２とガスタービン１７との間に、水銀除去装置１２０とＮＨ3低減装置１３０を設置するものである。
本実施例のガス化複合発電システム１００は、実施例１のシステムにおいて、除塵装置１０２とガスタービン１７との間に、水銀除去装置１２０とＮＨ3低減装置１３０を設置するものである。
前記水銀除去装置１２０をガスタービン１７の前流側に設置して、生成ガス１４中の金属水銀を除去すると共に、ガスタービン１７の後流側に水銀酸化触媒１０３で２価水銀化して除去するので、煙突２１から排出する排ガス中の水銀の完全除去を図ることができる。
また、脱硫装置の一例として石灰石膏法を用いた場合においても、水銀の含有濃度が低い石膏を得ることができる。
以上の実施例においては、脱硝装置を必須としているが、排ガス中の窒素酸化物濃度が低い場合や規制が緩やかな場合には、必要に応じて脱硝装置の設置を省略するようにしてもよい。
また、除塵装置１０５は電気集塵装置を挙げたがこれに限定されることはなく、バグフィルタ等の除塵装置を用いることもできる。
また、本実施例ではガス化装置として石炭を用いたガス化について説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、例えば油、ゴミ等を利用したガス化装置からのガスを有効利用して発電を行うガス化複合発電システムに適用することができる。
また、除塵装置１０５は電気集塵装置を挙げたがこれに限定されることはなく、バグフィルタ等の除塵装置を用いることもできる。
また、本実施例ではガス化装置として石炭を用いたガス化について説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、例えば油、ゴミ等を利用したガス化装置からのガスを有効利用して発電を行うガス化複合発電システムに適用することができる。
以上のように、本発明にかかるガス化複合発電システムは、煙突出口ガス中のＳＯx濃度を１０ｐｐｍ以下にすることが可能となるとともに、水銀等の重金属の排出のない、優れた環境対策を実施するシステムに用いて適している。
１００ ガス化複合発電システム
１０１ ガス化装置
１０２ 除塵装置
１０３ 水銀酸化触媒
１０４ 脱硫装置
１０５ 除塵装置
１０６ 脱硝装置
１２０ 水銀除去装置
１３０ ＮＨ3低減装置
１４ 生成ガス
１７ ガスタービン
１９ 排ガス
２０ 排熱回収装置
２１ 煙突
１０１ ガス化装置
１０２ 除塵装置
１０３ 水銀酸化触媒
１０４ 脱硫装置
１０５ 除塵装置
１０６ 脱硝装置
１２０ 水銀除去装置
１３０ ＮＨ3低減装置
１４ 生成ガス
１７ ガスタービン
１９ 排ガス
２０ 排熱回収装置
２１ 煙突
Claims (6)
- ガス化装置と、該得られたガスを燃料として供給されるガスタービンと、該ガスタービンからの排ガスから排熱回収を行う排熱回収装置とを含む石炭ガス化複合発電システムにおいて、
前記排熱回収装置の内部に水銀を酸化する水銀酸化触媒を内装すると共に、前記排熱回収装置の後流側に脱硫装置を配設したことを特徴とするガス化複合発電システム。 - ガス化装置と、該得られたガスを燃料として供給されるガスタービンと、該ガスタービンからの排ガスから排熱回収を行う排熱回収装置とを含む石炭ガス化複合発電システムにおいて、
前記排熱回収装置の内部に水銀を酸化する水銀酸化触媒を内装すると共に、前記ガスタービンと前記排熱回収装置との間に脱硫装置を介装したことを特徴とするガス化複合発電システム。 - ガス化装置と、該得られたガスを燃料として供給されるガスタービンと、該ガスタービンからの排ガスから排熱回収を行う排熱回収装置とを含む石炭ガス化複合発電システムにおいて、
前記ガスタービンの前流側に水銀除去装置を介装すると共に、前記ガスタービンと前記排熱回収装置との間に脱硫装置を介装したことを特徴とするガス化複合発電システム。 - 請求項１乃至３のいずれか一つにおいて、
前記排熱回収装置に脱硝装置を内装したことを特徴とするガス化複合発電システム。 - ガス化装置と、該得られたガスを燃料として供給されるガスタービンと、該ガスタービンからの排ガスから排熱回収を行う排熱回収装置とを含む石炭ガス化複合発電システムにおいて、
前記ガスタービンの前流側にアンモニア低減装置を設置すると共に、排熱回収装置内に脱硝装置を設け、且つ前記ガスタービンと前記排熱回収装置との間に脱硫装置を介装したことを特徴とするガス化複合発電システム。 - 請求項１乃至５のいずれか一つにおいて、
前記ガス化装置が加圧型であることを特徴とするガス化複合発電システム。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2003425381A JP4381130B2 (ja) | 2003-12-22 | 2003-12-22 | ガス化複合発電システム |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2003425381A JP4381130B2 (ja) | 2003-12-22 | 2003-12-22 | ガス化複合発電システム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2005180388A JP2005180388A (ja) | 2005-07-07 |
| JP4381130B2 true JP4381130B2 (ja) | 2009-12-09 |
Family
ID=34785278
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2003425381A Expired - Fee Related JP4381130B2 (ja) | 2003-12-22 | 2003-12-22 | ガス化複合発電システム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP4381130B2 (ja) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4817140B2 (ja) * | 2006-03-13 | 2011-11-16 | 日立造船株式会社 | セラミックフィルタを用いたシステム |
| JP5144967B2 (ja) * | 2007-06-11 | 2013-02-13 | バブコック日立株式会社 | 排ガス処理システム |
| JP5556068B2 (ja) * | 2009-07-03 | 2014-07-23 | 株式会社Ｉｈｉ | 排ガス処理設備の流体拡散装置 |
| JP5564846B2 (ja) * | 2009-07-23 | 2014-08-06 | 株式会社Ｉｈｉ | 排ガス処理方法及び排ガス処理設備 |
| JP5369048B2 (ja) * | 2010-05-12 | 2013-12-18 | バブコック日立株式会社 | 二酸化炭素化学吸収設備を有する排ガス処理システムおよび方法 |
| CN102309918B (zh) * | 2011-03-14 | 2013-07-17 | 无锡华光锅炉股份有限公司 | 火电厂燃煤烟气除尘脱硝系统 |
-
2003
- 2003-12-22 JP JP2003425381A patent/JP4381130B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2005180388A (ja) | 2005-07-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5313781A (en) | Gasification-combined power plant | |
| US6503470B1 (en) | Use of sulfide-containing liquors for removing mercury from flue gases | |
| WO2009093576A1 (ja) | 石炭焚ボイラの排ガス処理システム及びその運転方法 | |
| WO2009093574A1 (ja) | 石炭焚ボイラの排ガス処理システム及び方法 | |
| US9067165B2 (en) | Handling of acids from compressed oxyfuel-derived CO2 | |
| CN104514599B (zh) | 用于燃气涡轮系统的排气处理的方法及排气处理组件 | |
| JP4326276B2 (ja) | ガス浄化装置および排煙脱硫システム | |
| JP2009166013A (ja) | 石炭焚ボイラの排ガス処理システム | |
| JP5144967B2 (ja) | 排ガス処理システム | |
| JP4381130B2 (ja) | ガス化複合発電システム | |
| EP0933516B1 (en) | Gasification power generation process and equipment | |
| WO2019069519A1 (ja) | ガス燃焼処理装置及び燃焼処理方法、ガス燃焼処理装置を備えたガス精製システム | |
| JP2009095711A (ja) | 排ガス処理方法及び排ガス処理装置 | |
| CN103623682A (zh) | 一种用于烟气净化的hc-lscr／o-as工程系统 | |
| JP2000111032A (ja) | 石炭ガス化複合発電システム | |
| JP2009149460A (ja) | 炭素質材料の表面改質方法、炭素質材料又は活性炭素繊維 | |
| JP4719117B2 (ja) | 排ガス処理方法 | |
| JP3868078B2 (ja) | 発電設備 | |
| AU2015263824A1 (en) | Integrated de-SOx and de-NOx process | |
| US11441087B2 (en) | Gas purification device | |
| JP4658350B2 (ja) | 硫黄化合物の低減方法及びその装置 | |
| CN204093311U (zh) | 一种用煤气、天然气净化工业炉窑的装置 | |
| JP2013220376A (ja) | 海水脱硫装置と方法 | |
| WO2024190323A1 (ja) | 排ガス浄化方法及び排ガス浄化装置 | |
| White et al. | Handling of acids from compressed oxyfuel-derived CO2 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20061115 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20090819 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20090825 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20090915 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20121002 Year of fee payment: 3 |
|
| R151 | Written notification of patent or utility model registration |
Ref document number: 4381130 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20121002 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20121002 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20131002 Year of fee payment: 4 |
|
| S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313111 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |