JP5412205B2 - Gas turbine plant and gasification fuel power generation facility equipped with the same - Google Patents

Gas turbine plant and gasification fuel power generation facility equipped with the same Download PDF

Info

Publication number
JP5412205B2
JP5412205B2 JP2009179443A JP2009179443A JP5412205B2 JP 5412205 B2 JP5412205 B2 JP 5412205B2 JP 2009179443 A JP2009179443 A JP 2009179443A JP 2009179443 A JP2009179443 A JP 2009179443A JP 5412205 B2 JP5412205 B2 JP 5412205B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
diluent
compressor
gas turbine
nitrogen
pipe
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.)
Active
Application number
JP2009179443A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP2011032926A (en
Inventor
哲斗 國藤
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mitsubishi Heavy Industries Ltd filed Critical Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority to JP2009179443A priority Critical patent/JP5412205B2/en
Publication of JP2011032926A publication Critical patent/JP2011032926A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP5412205B2 publication Critical patent/JP5412205B2/en
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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)

Description

本発明は、ガスタービンプラント及びこれを備えたガス化燃料発電設備に関し、特に、燃料ガスへの水分の投入手段に関するものである。   The present invention relates to a gas turbine plant and a gasification fuel power generation facility including the gas turbine plant, and more particularly to a means for supplying moisture to fuel gas.

ガスタービンの燃焼器から排出されるＮＯｘの抑制方法として、燃焼器への蒸気の投入、燃焼器への直接水噴射、窒素や水や蒸気等を予め投入して希釈した燃料ガスの使用、特許文献１に開示されているように窒素を希釈剤として燃焼器に投入すること等が行われている。また、燃料ガスを燃焼させた後に発生する二酸化炭素を削減するために、燃料ガスに含まれている一酸化炭素を予め蒸気と反応させて二酸化炭素を生成し、生成された二酸化炭素を取除くことが行われている。   As a method of suppressing NOx discharged from the combustor of the gas turbine, the injection of steam into the combustor, the direct injection of water into the combustor, the use of fuel gas diluted with nitrogen, water, steam, etc. in advance, patent As disclosed in Document 1, nitrogen is introduced into a combustor as a diluent. In addition, in order to reduce carbon dioxide generated after burning fuel gas, carbon monoxide contained in fuel gas is reacted with steam in advance to generate carbon dioxide, and the generated carbon dioxide is removed. Things have been done.

特許第３９７３７７２号公報Japanese Patent No. 3973772

しかしながら、二酸化炭素を削減するために燃料ガス中の一酸化炭素に蒸気を供給し反応させて二酸化炭素を生成する場合には、多量の水素分が生成される。そのため、燃料ガス中の水素濃度が上昇しＮＯｘが発生し易くなるという問題があった。また、燃焼器内に直接水噴射をする場合には、水分による機器の腐食、高温耐熱性、性能劣化等の問題があった。
特許文献１には、発電設備において熱交換により発生する蒸気や高圧空気を用いて機器を冷却する方法が開示されているが、水分を投入して効果的に二酸化炭素やＮＯｘを低減することについては開示されていない。 However, in order to reduce carbon dioxide, when vapor is supplied to carbon monoxide in the fuel gas and reacted to generate carbon dioxide, a large amount of hydrogen is generated. For this reason, there is a problem that the concentration of hydrogen in the fuel gas increases and NOx is likely to be generated. In addition, when water is directly injected into the combustor, there are problems such as corrosion of equipment due to moisture, high-temperature heat resistance, and performance deterioration.
Patent Document 1 discloses a method for cooling equipment using steam or high-pressure air generated by heat exchange in a power generation facility. However, it is possible to effectively reduce carbon dioxide and NOx by adding moisture. Is not disclosed.

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、燃料ガスへ水分を効果的に投入し機器の健全性を維持しつつ、効果的にＮＯｘの低減を図ることができるガスタービンプラント及びこれを備えたガス化燃料発電設備を提供することを目的とする。   The present invention has been made in view of such circumstances, and is a gas turbine capable of effectively reducing NOx while effectively supplying moisture to fuel gas and maintaining the soundness of equipment. An object of the present invention is to provide a plant and a gasification fuel power generation facility including the plant.

上記課題を解決するために、本発明のガスタービンプラント及びこれを備えたガス化燃料発電設備は以下の手段を採用する。
すなわち、本発明にかかるガスタービンプラントは、燃料ガスを燃焼する燃焼器を備えるガスタービンと、前記燃焼器に接続されて燃料ガスを希釈する希釈剤を供給する希釈剤供給装置と、を備えているガスタービンプラントにおいて、前記希釈剤供給装置は、希釈剤を圧縮する多段式の希釈剤圧縮機と水分供給手段とを備え、前記希釈剤圧縮機の中間段には、希釈剤を冷却する熱交換器を備え、前記水分供給手段は、前記熱交換器の希釈剤の後流でかつ前記希釈剤圧縮機の後段の圧縮機の上流に接続されて、前記希釈剤圧縮機によって圧縮された希釈剤に水分を供給することを特徴とする。 In order to solve the above-mentioned problems, the gas turbine plant of the present invention and the gasified fuel power generation facility including the same employ the following means.
That is, a gas turbine plant according to the present invention includes a gas turbine including a combustor that burns fuel gas, and a diluent supply device that is connected to the combustor and supplies a diluent that dilutes the fuel gas. In the gas turbine plant, the diluent supply device includes a multistage diluent compressor for compressing the diluent and a water supply means, and a heat for cooling the diluent is provided in an intermediate stage of the diluent compressor. The water supply means is connected to the downstream of the diluent of the heat exchanger and upstream of the downstream compressor of the diluent compressor, and is compressed by the diluent compressor. Water is supplied to the agent.

上記構成によれば、希釈剤圧縮機によって圧縮された希釈剤に水分を供給することとしたので、圧縮されて高温となった希釈剤の顕熱により水分がガス化される。燃焼器では、希釈剤及びガス化した水分と、燃料ガスとが混合されて燃焼される。そのため、燃料ガスの直接加湿や燃焼器へ直接水噴射する場合と比較して、機器の耐食性、高温耐熱性、機能劣化を防止することができると共に、効果的にＮＯｘの発生を抑制することができる。
しかも、希釈剤圧縮機の中間段には希釈剤を冷却する熱交換器と水分供給手段とが設けられている。そのため、熱交換器によって温度を十分に下げることができなかった希釈剤の温度を下げることができる。また、希釈剤圧縮機により圧縮されて温度が高くなった希釈剤の顕熱により、供給された水分をガス化できる。従って、水分供給手段を設けなかった場合に比べて、熱交換器の容量を小さくすることができ、かつ、ＮＯｘの発生を抑制することができる。
また、従来の一般的な設備構造に水分供給手段を追設することで済むため、設備設置コストを削減することができる。 According to the above arrangement, since the supplying of water to the diluent compressed by diluent compressor, water is gasified by the sensible heat of the diluent to a high temperature are compressed. In the combustor, the diluent, gasified moisture, and fuel gas are mixed and burned. Therefore, compared to direct humidification of fuel gas and direct water injection to the combustor, it is possible to prevent the corrosion resistance, high temperature heat resistance and functional deterioration of the equipment and to effectively suppress the generation of NOx. it can.
In addition, a heat exchanger for cooling the diluent and a water supply means are provided in the middle stage of the diluent compressor. Therefore, the temperature of the diluent that could not be sufficiently lowered by the heat exchanger can be lowered. Further, the supplied moisture can be gasified by the sensible heat of the diluent which has been compressed by the diluent compressor and whose temperature has been increased. Therefore, the capacity of the heat exchanger can be reduced and the generation of NOx can be suppressed compared to the case where no water supply means is provided.
Moreover, since it is only necessary to add a water supply means to the conventional general equipment structure, equipment installation cost can be reduced.

また、本発明にかかるガス化燃料発電設備は、上記に記載の前記ガスタービンプラントと、前記ガスタービンの前記燃焼器に供給される燃料ガスを生成するガス化設備と、前記ガスタービンプラントから排出された排ガスが導入される排ガスボイラにより生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記ガスタービンと前記蒸気タービンとによって発電を行う発電機と、を備えたことを特徴とする。 Further, a gasification fuel power generation plant according to the present invention, said gas turbine plant described above SL, a gasification facility for generating a fuel gas supplied to the combustor of the gas turbine, from the gas turbine plant A steam turbine driven by steam generated by an exhaust gas boiler into which discharged exhaust gas is introduced, and a generator that generates electric power using the gas turbine and the steam turbine.

燃料ガスの直接加湿や燃焼器へ直接水噴射する場合と比較して、機器の耐食性、高温耐熱性、機能劣化を防止することができるので、ガス化燃料発電設備の健全性の維持を図ると共に、効果的にＮＯｘの発生を抑制することができる。
なお、ガス化設備としては、典型的には、石炭をガス化する石炭ガス化設備が挙げられる。 Compared to direct humidification of fuel gas and direct water injection to the combustor, it can prevent the corrosion resistance, high temperature heat resistance, and functional deterioration of the equipment, thus maintaining the soundness of gasification fuel power generation equipment The generation of NOx can be effectively suppressed.
In addition, typically as a gasification installation, the coal gasification installation which gasifies coal is mentioned.

本発明によると、圧縮された希釈剤に水分を供給することとしたので、希釈剤圧縮機によって圧縮されて高温になった希釈剤の顕熱により水分がガス化される。燃焼器では、希釈剤及びガス化した水分と、燃料ガスとが混合されて燃焼される。そのため、燃料ガスの直接加湿や燃焼器へ直接水噴射する場合と比較して、機器の耐食性、高温耐熱性、機能劣化を防止することができると共に、効果的にＮＯｘの発生を抑制することができる。   According to the present invention, since moisture is supplied to the compressed diluent, the moisture is gasified by the sensible heat of the diluent that has been compressed by the diluent compressor to a high temperature. In the combustor, the diluent, gasified moisture, and fuel gas are mixed and burned. Therefore, compared to direct humidification of fuel gas and direct water injection to the combustor, it is possible to prevent the corrosion resistance, high temperature heat resistance and functional deterioration of the equipment and to effectively suppress the generation of NOx. it can.

本発明に係るガス化燃料発電設備の概略構成図である。It is a schematic diagram of a gasification fuel power generation plant according to this onset bright. 第１参考実施形態に係る図１に示したガス化燃料発電設備のガスタービンプラントの要部を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows the principal part of the gas turbine plant of the gasification fuel power generation equipment shown in FIG. 1 which concerns on 1st reference embodiment . 第２参考実施形態に係る図１に示したガス化燃料発電設備のガスタービンプラントの要部を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows the principal part of the gas turbine plant of the gasification fuel power generation equipment shown in FIG. 1 which concerns on 2nd reference embodiment. 第３参考実施形態に係る図１に示したガス化燃料発電設備のガスタービンプラントの要部を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows the principal part of the gas turbine plant of the gasification fuel power generation equipment shown in FIG. 1 which concerns on 3rd reference embodiment. 第１実施形態に係る図１に示したガス化燃料発電設備のガスタービンプラントの要部を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows the principal part of the gas turbine plant of the gasification fuel power generation equipment shown in FIG. 1 which concerns on 1st Embodiment.

以下、本発明に係る石炭ガス化複合発電設備（ガス化燃料発電設備）の複数の実施形態について説明する。
図１に示されているように、石炭を燃料とする石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ；Integrated Coal Gasification Combined Cycle）１は、主として、石炭ガス化炉（ガス化設備）３と、ガスタービンプラント４と、蒸気タービン設備７とを備えている。
石炭ガス化炉３の上流側には、石炭ガス化炉３へと微粉炭を供給する石炭供給設備１０が設けられている。この石炭供給設備１０は、原料炭を粉砕して数μｍ〜数百μｍの微粉炭とする粉砕機（図示せず）を備えており、この粉砕機によって粉砕された微粉炭が複数のホッパ１１，１１…に貯留されるようになっている。 Hereinafter, it describes several embodiments of the IGCC plant according to the present invention (gasification fuel power generation plant).
As shown in FIG. 1, an integrated coal gasification combined cycle (IGCC) 1 using coal as fuel is mainly composed of a coal gasification furnace (gasification facility) 3 and a gas turbine plant. 4 and steam turbine equipment 7.
A coal supply facility 10 for supplying pulverized coal to the coal gasifier 3 is provided on the upstream side of the coal gasifier 3. The coal supply facility 10 includes a pulverizer (not shown) that pulverizes raw coal into pulverized coal of several μm to several hundred μm. The pulverized coal pulverized by the pulverizer is a plurality of hoppers 11. , 11... Are stored.

各ホッパ１１に貯留された微粉炭は、一定流量ずつ空気分離装置１５から供給される窒素とともに石炭ガス化炉３へと搬送される。
石炭ガス化炉３は、下方から上方へとガスが流されるように形成された石炭ガス化部３ａと、石炭ガス化部３ａの下流側に接続されて、上方から下方へとガスが流されるように形成された熱交換部３ｂとを備えている。
石炭ガス化部３ａには、下方から、コンバスタ１３及びリダクタ１４が設けられている。コンバスタ１３は、微粉炭及びチャーの一部分を燃焼させ、残りは熱分解により揮発分（一酸化炭素，水素，低級炭化水素）として放出させる部分である。コンバスタ１３には噴流床が採用されている。しかし、流動床式や固定床式であっても構わない。 The pulverized coal stored in each hopper 11 is conveyed to the coal gasification furnace 3 together with nitrogen supplied from the air separation device 15 at a constant flow rate.
The coal gasification furnace 3 is connected to the coal gasification unit 3a formed so that gas flows from below to above and to the downstream side of the coal gasification unit 3a, and gas flows from above to below. The heat exchange part 3b formed in this way is provided.
The coal gasification unit 3a is provided with a combustor 13 and a reductor 14 from below. The combustor 13 burns a part of the pulverized coal and char, and the remainder is a part that is released as volatile components (carbon monoxide, hydrogen, lower hydrocarbons) by thermal decomposition. The combustor 13 has a spouted bed. However, it may be a fluidized bed type or a fixed bed type.

コンバスタ１３及びリダクタ１４には、それぞれ、コンバスタバーナー１３ａ及びリダクタバーナー１４ａが設けられており、これらバーナー１３ａ，１４ａに対して石炭供給設備１０から微粉炭が供給される。
コンバスタバーナー１３ａには、空気昇圧機１７からの空気が、空気分離装置１５において分離された酸素とともに供給されるようになっている。このようにコンバスタバーナー１３ａには酸素濃度が調整された空気が供給されるようになっている。
リダクタ１４では、コンバスタ１３からの高温ガスによって微粉炭がガス化される。これにより、石炭から一酸化炭素や水素等の可燃性ガス（燃料ガス）が生成される。石炭ガス化反応は、微粉炭及びチャー中の炭素が高温ガス中の二酸化炭素及び水分と反応して一酸化炭素や水素を生成する吸熱反応である。 The combustor 13 and the reductor 14 are provided with a combustor burner 13a and a reductor burner 14a, respectively, and pulverized coal is supplied from the coal supply facility 10 to the burners 13a and 14a.
The combustor burner 13 a is supplied with air from the air booster 17 together with oxygen separated in the air separation device 15. As described above, the combustor burner 13a is supplied with air whose oxygen concentration is adjusted.
In the reductor 14, the pulverized coal is gasified by the high temperature gas from the combustor 13. Thereby, combustible gas (fuel gas), such as carbon monoxide and hydrogen, is produced | generated from coal. The coal gasification reaction is an endothermic reaction in which carbon in pulverized coal and char reacts with carbon dioxide and moisture in high-temperature gas to generate carbon monoxide and hydrogen.

石炭ガス化炉３の熱交換部３ｂには、複数の熱交換器が設置されており、リダクタ１４から導かれる燃料ガスから顕熱を得て蒸気を発生させるようになっている。熱交換器において発生した蒸気は、主として、蒸気タービン７ｂの駆動用蒸気として用いられる。
熱交換部３ｂを通過した燃料ガスは、チャー回収装置２０へと導かれる。このチャー回収装置２０は、ポーラスフィルタを備えており、ポーラスフィルタを通過させることによって燃料ガスに混在するチャーを捕捉して回収する。このように回収されたチャーは、空気分離装置１５において分離された窒素とともに石炭ガス化炉３のコンバスタバーナー１３ａへと返送されてリサイクルされる。 A plurality of heat exchangers are installed in the heat exchange part 3b of the coal gasification furnace 3, and steam is generated by obtaining sensible heat from the fuel gas guided from the reductor 14. The steam generated in the heat exchanger is mainly used as driving steam for the steam turbine 7b.
The fuel gas that has passed through the heat exchanging unit 3 b is guided to the char recovery device 20. The char recovery device 20 includes a porous filter, and captures and recovers char mixed in the fuel gas by passing through the porous filter. The char collected in this way is returned to the combustor burner 13a of the coal gasification furnace 3 together with the nitrogen separated in the air separation device 15 and recycled.

チャー回収装置２０を通過した燃料ガスは、配管２５によってガスタービン５の燃焼器５ａへと送られる。
チャー回収装置２０とガスタービン５の燃焼器５ａとの間を接続している配管２５には、分岐路２２が設けられており、この分岐路２２の下流には、開閉弁２３を介してグランドフレア２４が設けられている。グランドフレア２４は、ガスタービン５に導入しない燃料ガスを完全燃焼し、無害なクリーンガスとして大気中に放出する設備である。 The fuel gas that has passed through the char recovery device 20 is sent to the combustor 5 a of the gas turbine 5 through the pipe 25.
A pipe 25 connecting the char recovery device 20 and the combustor 5 a of the gas turbine 5 is provided with a branch path 22, and a ground is provided downstream of the branch path 22 via an on-off valve 23. A flare 24 is provided. The ground flare 24 is a facility that completely burns the fuel gas that is not introduced into the gas turbine 5 and releases it into the atmosphere as a harmless clean gas.

ガスタービンプラント４は、ガスタービン５と、希釈剤供給装置３１とを備えている。
ガスタービン５は、燃焼器５ａと、燃料ガスによって駆動されるガスタービン５ｂと、燃焼器５ａへと高圧空気を送り出すターボ圧縮機５ｃとを備えている。燃焼器５ａでは、配管２５によって導かれる燃料ガスと、希釈剤供給装置３１から供給される希釈剤である窒素及びガス化した水分とが燃焼させられる。ガスタービン５ｂとターボ圧縮機５ｃとは同一の回転軸５ｄによって接続されている。ターボ圧縮機５ｃにおいて圧縮された空気は、燃焼器５ａとは別に、空気昇圧機１７へも導かれるようになっている。ガスタービン５ｂを通過した排ガスは、排ガスボイラ３０へと導かれる。 The gas turbine plant 4 includes a gas turbine 5 and a diluent supply device 31.
The gas turbine 5 includes a combustor 5a, a gas turbine 5b driven by fuel gas, and a turbo compressor 5c that sends high-pressure air to the combustor 5a. In the combustor 5a, the fuel gas guided by the pipe 25, the nitrogen that is the diluent supplied from the diluent supply device 31, and the gasified moisture are combusted. The gas turbine 5b and the turbo compressor 5c are connected by the same rotating shaft 5d. The air compressed in the turbo compressor 5c is guided to the air booster 17 separately from the combustor 5a. The exhaust gas that has passed through the gas turbine 5 b is guided to the exhaust gas boiler 30.

蒸気タービン設備７の蒸気タービン７ｂは、ガスタービン５と同じ回転軸５ｄに接続されており、いわゆる一軸式のコンバインドシステムとなっている。蒸気タービン７ｂには、石炭ガス化炉３及び排ガスボイラ３０から高圧蒸気が供給される。なお、一軸式のコンバインドシステムに限らず、別軸式のコンバインドシステムであっても構わない。
ガスタービン５ｂ及び蒸気タービン７ｂによって駆動される回転軸５ｄから電気を出力する発電機Ｇが、蒸気タービン７ｂを介してガスタービン５ｂの反対側に設けられている。なお、発電機Ｇの配置位置については、この位置に限られず、回転軸５ｄから電力が得られるようであればどの位置であっても構わない。 The steam turbine 7b of the steam turbine facility 7 is connected to the same rotating shaft 5d as the gas turbine 5, and is a so-called single-shaft combined system. High-pressure steam is supplied from the coal gasification furnace 3 and the exhaust gas boiler 30 to the steam turbine 7b. In addition, it is not limited to a single-shaft combined system, and may be a separate-shaft combined system.
A generator G that outputs electricity from a rotating shaft 5d driven by the gas turbine 5b and the steam turbine 7b is provided on the opposite side of the gas turbine 5b via the steam turbine 7b. The arrangement position of the generator G is not limited to this position, and may be any position as long as power can be obtained from the rotating shaft 5d.

排ガスボイラ３０は、ガスタービン５ｂからの排ガスによって蒸気を発生するものである。この排ガスボイラ３０で発生された蒸気は、蒸気タービン７ｂに供給される。   The exhaust gas boiler 30 generates steam by the exhaust gas from the gas turbine 5b. The steam generated in the exhaust gas boiler 30 is supplied to the steam turbine 7b.

[第１参考実施形態]
図２には、本発明の第１参考実施形態に係るガスタービンプラント４の構成が示されている。
ガスタービンプラント４は、ガスタービン５と、希釈剤供給装置３１とを備えている。
ガスタービン５は、燃焼器５ａと、燃料ガスによって駆動されるガスタービン５ｂと、燃焼器５ａへと高圧空気を送り出すターボ圧縮機５ｃとを備えている。燃焼器５ａでは、配管２５によって導かれる燃料ガスと、希釈剤供給装置３１から配管３５によって供給される希釈剤である窒素及びガス化した水分とが燃焼させられる。ガスタービン５ｂとターボ圧縮機５ｃとは同一の回転軸５ｄによって接続されている。ターボ圧縮機５ｃにおいて圧縮された空気は、燃焼器５ａとは別に、空気昇圧機１７（図１参照）へも導かれるようになっている。ガスタービン５ｂを通過した排ガスは、排ガスボイラ３０（図１参照）へと導かれる。 [First embodiment]
FIG. 2 shows the configuration of the gas turbine plant 4 according to the first reference embodiment of the present invention .
The gas turbine plant 4 includes a gas turbine 5 and a diluent supply device 31.
The gas turbine 5 includes a combustor 5a, a gas turbine 5b driven by fuel gas, and a turbo compressor 5c that sends high-pressure air to the combustor 5a. In the combustor 5a, the fuel gas guided by the pipe 25, the nitrogen that is the diluent supplied from the diluent supply device 31 through the pipe 35, and the gasified moisture are combusted. The gas turbine 5b and the turbo compressor 5c are connected by the same rotating shaft 5d. The air compressed in the turbo compressor 5c is guided to the air booster 17 (see FIG. 1) separately from the combustor 5a. The exhaust gas that has passed through the gas turbine 5b is guided to the exhaust gas boiler 30 (see FIG. 1).

希釈剤供給装置３１は、希釈剤圧縮機３２と、水分供給手段３４とを備えている。
希釈剤圧縮機３２は、単段式圧縮機３２ａである。希釈剤圧縮機３２は、圧縮機３２ａと、モーターＭと、モーターＭによって駆動される回転軸３２ｂとを備えている。希釈剤圧縮機３２には、空気分離装置１５（図１参照）から希釈剤である窒素が供給される。モーターＭによって回転軸３２ｂが駆動されることによって、回転軸３２ｂに設けられている圧縮機３２ａが回転駆動され、窒素を圧縮する。
水分供給手段３４は、希釈剤圧縮機３２の後流に接続されている配管３５（希釈剤流路）上に設けられている。水分供給手段３４は、配管３５に導出された窒素に水分を供給する。
配管３５は、希釈剤圧縮機３２と配管２５との間に設けられている。 The diluent supply device 31 includes a diluent compressor 32 and moisture supply means 34.
The diluent compressor 32 is a single stage compressor 32a. The diluent compressor 32 includes a compressor 32a, a motor M, and a rotating shaft 32b driven by the motor M. The diluent compressor 32 is supplied with nitrogen as a diluent from the air separation device 15 (see FIG. 1). When the rotating shaft 32b is driven by the motor M, the compressor 32a provided in the rotating shaft 32b is rotationally driven and compresses nitrogen.
The moisture supply means 34 is provided on a pipe 35 (diluent flow path) connected to the downstream of the diluent compressor 32. The moisture supply means 34 supplies moisture to the nitrogen led out to the pipe 35.
The pipe 35 is provided between the diluent compressor 32 and the pipe 25.

次に、石炭ガス化複合発電設備１及びガスタービンプラント４の運転方法について図１および図２に基づいて説明する。
原料炭は粉砕機で粉砕された後、ホッパ１１へと導かれて貯留される。ホッパ１１に貯留された微粉炭は、空気分離装置１５において分離された窒素とともに、リダクタバーナー１４ａ及びコンバスタバーナー１３ａへと供給される。さらに、コンバスタバーナー１３ａには、微粉炭だけでなく、チャー回収装置２０において回収されたチャーが供給される。
コンバスタバーナー１３ａの燃焼用空気としては、ターボ圧縮機５ｃから抽気した圧縮空気をさらに空気昇圧機１７によって昇圧した圧縮空気に、空気分離装置１５により分離された酸素が添加された空気が使用される。コンバスタ１３では、微粉炭及びチャーが燃焼用空気によって部分燃焼させられ、残部は揮発分（一酸化炭素，水素，低級炭化水素）へと熱分解させられる。 Next, an operation method of the coal gasification combined power generation facility 1 and the gas turbine plant 4 will be described with reference to FIGS. 1 and 2.
After the raw coal is pulverized by a pulverizer, it is guided to the hopper 11 and stored. The pulverized coal stored in the hopper 11 is supplied to the reductor burner 14a and the combustor burner 13a together with the nitrogen separated in the air separation device 15. Further, not only pulverized coal but also char collected in the char collection device 20 is supplied to the combustor burner 13a.
As the combustion air for the combustor burner 13a, air obtained by adding the oxygen separated by the air separation device 15 to the compressed air obtained by further boosting the compressed air extracted from the turbo compressor 5c by the air booster 17 is used. . In the combustor 13, the pulverized coal and char are partially burned by the combustion air, and the remainder is thermally decomposed into volatile components (carbon monoxide, hydrogen, lower hydrocarbons).

リダクタ１４では、リダクタバーナー１４ａから供給された微粉炭及びコンバスタ１３内で揮発分を放出したチャーが、コンバスタ１３から上昇してきた高温ガスによりガス化され、一酸化炭素や水素等の可燃性ガス（燃料ガス）が生成される。
リダクタ１４を通過した燃料ガスは、石炭ガス化炉３の熱交換部３ｂを通過しつつ各熱交換器にその顕熱を与え、蒸気を発生させる。熱交換部３ｂで発生させた蒸気は、主として、蒸気タービン７ｂの駆動のために用いられる。
熱交換部３ｂを通過した燃料ガスは、チャー回収装置２０へと導かれ、チャーが回収される。回収されたチャーは、石炭ガス化炉３へと返送される。
チャー回収装置２０を通過した燃料ガスは、流量調節弁２３により流量が調節され、一部がグランドフレア２４へと導かれグランドフレア２４により完全燃焼される。チャー回収装置２０を通過した燃料ガスの残りは、配管２５からガスタービン５の燃焼器５ａに供給される。 In the reductor 14, the pulverized coal supplied from the reductor burner 14a and the char released from the volatile matter in the combustor 13 are gasified by the high-temperature gas rising from the combustor 13, and combustible gases such as carbon monoxide and hydrogen are produced. (Fuel gas) is generated.
The fuel gas that has passed through the reductor 14 gives its sensible heat to each heat exchanger while passing through the heat exchange section 3b of the coal gasification furnace 3, thereby generating steam. The steam generated in the heat exchange unit 3b is mainly used for driving the steam turbine 7b.
The fuel gas that has passed through the heat exchanging section 3b is guided to the char recovery device 20, and the char is recovered. The collected char is returned to the coal gasifier 3.
The flow rate of the fuel gas that has passed through the char recovery device 20 is adjusted by the flow rate control valve 23, and a part thereof is guided to the ground flare 24 and completely burned by the ground flare 24. The remainder of the fuel gas that has passed through the char recovery device 20 is supplied from the pipe 25 to the combustor 5 a of the gas turbine 5.

空気分離装置１５により分離された窒素の一部は、希釈剤圧縮機３２に導入される。希釈剤圧縮機３２に導入された窒素は、モーターＭによって駆動される圧縮機３２ａによって圧縮される。圧縮されて高温になった窒素は、配管３５に導出される。導出された窒素には、配管３５上に設けられている水分供給手段３４より水分が供給される。供給された水分は、高温になった圧縮窒素の顕熱によってガス化される。また、配管３５へ導出された高温の圧縮窒素は、供給された水分によって冷却される。冷却された圧縮窒素と、ガス化した水分とは、配管３５を経て配管２５へと導かれる。   Part of the nitrogen separated by the air separation device 15 is introduced into the diluent compressor 32. Nitrogen introduced into the diluent compressor 32 is compressed by a compressor 32 a driven by a motor M. The compressed nitrogen and high temperature is led out to the pipe 35. Moisture is supplied to the derived nitrogen from the water supply means 34 provided on the pipe 35. The supplied moisture is gasified by the sensible heat of the compressed nitrogen that has reached a high temperature. Moreover, the high-temperature compressed nitrogen led out to the pipe 35 is cooled by the supplied moisture. The cooled compressed nitrogen and the gasified moisture are led to the pipe 25 through the pipe 35.

流量調節弁２３によって流量が調節され配管２５へと導かれた燃料ガスと、配管３５から導出された圧縮窒素およびガス化した水分と、ターボ圧縮機５ｃから供給される圧縮空気とが、ガスタービン５の燃焼器５ａへと導かれ燃焼させられる。これらを燃料することによって発生する排ガスによりガスタービン５ｂが回転させられ、回転軸５ｄが駆動させられる。   The fuel gas whose flow rate is adjusted by the flow rate adjusting valve 23 and led to the pipe 25, the compressed nitrogen and gasified moisture led out from the pipe 35, and the compressed air supplied from the turbo compressor 5 c are a gas turbine. 5 to the combustor 5a and burned. The gas turbine 5b is rotated by the exhaust gas generated by fueling them, and the rotating shaft 5d is driven.

ガスタービン５ｂを通過した排ガスは、排ガスボイラ３０へと導かれ、この排ガスの顕熱を利用することによって蒸気が発生させられる。排ガスボイラ３０において発生した蒸気は、主として、蒸気タービン７ｂの駆動のために用いられる。   The exhaust gas that has passed through the gas turbine 5b is guided to the exhaust gas boiler 30, and steam is generated by utilizing the sensible heat of the exhaust gas. The steam generated in the exhaust gas boiler 30 is mainly used for driving the steam turbine 7b.

蒸気タービン７ｂは、石炭ガス化炉３からの蒸気及び排ガスボイラ３０からの蒸気によって回転させられ、ガスタービン５と同一の回転軸５ｄを駆動させる。回転軸５ｄの回転力は、発電機Ｇによって電力へと変換される。
排ガスボイラ３０を通過した排ガスは、煙突２８から大気へと放出される。 The steam turbine 7 b is rotated by the steam from the coal gasification furnace 3 and the steam from the exhaust gas boiler 30, and drives the same rotating shaft 5 d as the gas turbine 5. The rotating force of the rotating shaft 5d is converted into electric power by the generator G.
Exhaust gas passing through the exhaust gas boiler 30 is released from the chimney 2 8 to the atmosphere.

以上の通り、本参考実施形態に係るガスタービンプラント４によれば、以下の作用効果を奏する。
圧縮された窒素に水分を供給することとしたので、希釈剤圧縮機３２（３２ａ）によって圧縮されて高温となった窒素の顕熱により水分がガス化される。燃焼器５ａでは、圧縮窒素及びガス化した水分と、燃料ガスとが混合されて燃焼される。そのため、燃料ガスの直接加湿や燃焼器５ａへ直接水噴射する場合と比較して、機器の耐食性、高温耐熱性、機能劣化を防止することができると共に、効果的にＮＯｘの発生を抑制することができる。 As described above, according to the gas turbine plant 4 according to the present reference embodiment, the following advantages.
Since moisture is supplied to the compressed nitrogen, the moisture is gasified by the sensible heat of the nitrogen that has been compressed by the diluent compressor 32 (32a) to a high temperature. In the combustor 5a, compressed nitrogen, gasified moisture, and fuel gas are mixed and burned. Therefore, compared to direct humidification of fuel gas or direct water injection to the combustor 5a, it is possible to prevent the corrosion resistance, high temperature heat resistance and functional deterioration of the equipment and effectively suppress the generation of NOx. Can do.

また、燃料ガスの直接加湿や燃焼器５ａへ直接水噴射する場合と比較して、機器の耐食性、高温耐熱性、機能劣化を防止することができるので、石炭ガス化複合発電設備１の健全性の維持を図ると共に、効果的にＮＯｘの発生を抑制することができる。   In addition, compared to direct humidification of fuel gas or direct water injection to the combustor 5a, the corrosion resistance, high temperature heat resistance, and functional deterioration of the equipment can be prevented, so the soundness of the coal gasification combined power generation facility 1 Can be maintained, and generation of NOx can be effectively suppressed.

なお、本参考実施形態において、燃料ガスとして石炭ガス化ガスを用いて説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、重質油ガス化ガスなどであっても良い。
また、本参考実施形態において、石炭ガス化複合発電設備１を用いて説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、燃料ガスとして一酸化炭素や水素を燃焼する燃焼器５ａを有するガスタービン５を用いて発電を行う設備であれば良い。 In addition, in this reference embodiment, although demonstrated using coal gasification gas as fuel gas, this invention is not limited to this, Heavy oil gasification gas etc. may be sufficient.
Moreover, in this reference embodiment, although demonstrated using the coal gasification combined cycle power generation equipment 1, this invention is not limited to this, It has the combustor 5a which burns carbon monoxide and hydrogen as fuel gas. Any facility that generates power using the gas turbine 5 may be used.

[第２参考実施形態]
以下、本発明の第２参考実施形態について図３に基づいて説明する。本参考実施形態の石炭ガス化複合発電設備及びガスタービンプラントの構成は、希釈剤圧縮機として２段式圧縮機が用いられ、水分供給手段が２段式圧縮機の中間段に設けられている点において第１参考実施形態と相違し、その他は同様である。
また、石炭ガス化複合発電設備及びガスタービンプラントの運転方法は、希釈剤圧縮機が窒素を２段階にわたって圧縮する点において相違し、その他は同様である。
したがって、同一の構成及び運転方法については、同一の符号を付してその説明を省略する。 Second Reference Embodiment
Hereinafter, a second reference embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. Configuration of the IGCC plant and gas turbine plant according to this reference embodiment, two-stage compressor is used as a diluent compressor, water supply means is provided in the intermediate stage of the two-stage compressor This is different from the first reference embodiment in the points, and the other points are the same.
The operation method of the coal gasification combined power generation facility and the gas turbine plant is different in that the diluent compressor compresses nitrogen in two stages, and the others are the same.
Therefore, about the same structure and operation method, the same code | symbol is attached | subjected and the description is abbreviate | omitted.

希釈剤圧縮機３３は、２段式圧縮機３３ａ，３３ｂである。希釈剤圧縮機３３は、前段の圧縮機３３ａと、後段の圧縮機３３ｂと、モーターＭと、モーターＭによって駆動される回転軸３３ｃとを備えている。希釈剤圧縮機３３には、空気分離装置１５（図１参照）から希釈剤である窒素が供給される。モーターＭによって回転軸３３ｃが駆動されることによって、回転軸３３ｃに設けられている圧縮機３３ａ，３３ｂが回転駆動され、窒素を２段階にわたって圧縮する。
水分供給手段３４は、希釈剤圧縮機３３の前段の圧縮機３３ａと後段の圧縮機３３ｂとの間の中間段に設けられている。
水分供給手段３４と前段の圧縮機３３ａとの間には、配管３６が接続されている。また、水分供給手段３４と後段の圧縮機３３ｂとの間には、水分をガス化させるために十分な配管長を有している配管３７が接続されている。希釈剤圧縮機３３と配管２５との間には、配管３５が設けられている。 Diluent compressor 33 is a two-stage compressor 33a, 33b. The diluent compressor 33 includes a front-stage compressor 33a, a rear-stage compressor 33b, a motor M, and a rotating shaft 33c driven by the motor M. The diluent compressor 33 is supplied with nitrogen, which is a diluent, from the air separation device 15 (see FIG. 1). When the rotary shaft 33c is driven by the motor M, the compressors 33a and 33b provided on the rotary shaft 33c are rotationally driven to compress nitrogen in two stages.
The moisture supply means 34 is provided at an intermediate stage between the compressor 33a at the front stage and the compressor 33b at the rear stage of the diluent compressor 33.
A pipe 36 is connected between the moisture supply means 34 and the preceding compressor 33a. A pipe 37 having a sufficient pipe length for gasifying the water is connected between the water supply means 34 and the downstream compressor 33b. A pipe 35 is provided between the diluent compressor 33 and the pipe 25.

空気分離装置１５（図１参照）によって分離された窒素の一部は、希釈剤圧縮機３３に導入される。希釈剤圧縮機３３に導入された窒素は、モーターＭによって駆動されている前段の圧縮機３３ａによって圧縮される。圧縮されて高温になった窒素は、配管３６に導出される。配管３６に導出された圧縮窒素には、水分供給手段３４より水分が供給される。水分供給手段３４から供給される水分は、配管２５から燃焼器５ａに供給される燃料ガスの成分や希釈剤圧縮機３３の後流における窒素の温度によって供給量が制御される。供給された水分は、圧縮されて高温になった窒素の顕熱および水分をガス化させるために十分な配管長を有している配管３７を通過することによってガス化される。また、前段の圧縮機３３ａによって圧縮されて高温になった窒素は、供給された水分によって冷却される。冷却された圧縮窒素と、ガス化した水分とは、配管３７から後段の圧縮機３３ｂへと導入される。導入された窒素は、後段の圧縮機３３ｂにより更に高圧に圧縮される。後段の圧縮機３３ｂによって圧縮された窒素と、ガス化した水分とは、配管３５を経て配管２５に導かれる。   A part of the nitrogen separated by the air separation device 15 (see FIG. 1) is introduced into the diluent compressor 33. Nitrogen introduced into the diluent compressor 33 is compressed by a preceding compressor 33 a driven by a motor M. The compressed nitrogen and high temperature is led out to the pipe 36. Moisture is supplied from the moisture supply means 34 to the compressed nitrogen led out to the pipe 36. The amount of water supplied from the water supply means 34 is controlled by the component of the fuel gas supplied from the pipe 25 to the combustor 5 a and the temperature of nitrogen in the downstream of the diluent compressor 33. The supplied water is gasified by passing through a pipe 37 having a sufficient pipe length to gasify the sensible heat of nitrogen and the gas that have been compressed to a high temperature. Further, the nitrogen that has been compressed and heated to a high temperature by the former compressor 33a is cooled by the supplied moisture. The cooled compressed nitrogen and the gasified moisture are introduced from the pipe 37 to the subsequent compressor 33b. The introduced nitrogen is further compressed to a high pressure by the subsequent compressor 33b. Nitrogen compressed by the downstream compressor 33b and the gasified moisture are led to the pipe 25 via the pipe 35.

以上の通り、本参考実施形態に係るガスタービンプラント４によれば、以下の作用効果を奏する。
希釈剤圧縮機３３の中間段に水分が供給されるので、水分供給手段３４の後段に設けられている圧縮機３３ｂに導かれる窒素の温度を下げることができる。そのため、後段の圧縮機３３ｂの動力を減らすことができる。従って、ＮＯｘの発生を抑制することができると共に、消費される動力を削減することができる。 As described above, according to the gas turbine plant 4 according to the present reference embodiment, the following advantages.
Since moisture is supplied to the intermediate stage of the diluent compressor 33, the temperature of nitrogen introduced to the compressor 33b provided at the subsequent stage of the moisture supply means 34 can be lowered. As a result, the power of the subsequent compressor 33b can be reduced. Therefore, the generation of NOx can be suppressed and the power consumed can be reduced.

なお、本参考実施形態では、希釈剤圧縮機３３を２段式圧縮機３３ａ，３３ｂとして説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく３段以上の多段式圧縮機であっても良い。
また、希釈剤供給手段３４の後流に設けられている配管３７は、水分をガス化させるために十分な管路長を有するものとして説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、配管３７上に気水分離器を設け配管３７の配管長を短くしても良い。 In the reference embodiment, the diluent compressor 33 has been described as the two-stage compressors 33a and 33b. However, the present invention is not limited to this and may be a multistage compressor having three or more stages. good.
Moreover, although the piping 37 provided in the downstream of the diluent supply means 34 has been described as having a sufficient pipeline length for gasifying moisture, the present invention is not limited to this. A steam separator may be provided on the pipe 37 to shorten the pipe length of the pipe 37.

[第３参考実施形態]
以下、本発明の第３参考実施形態について図４に基づいて説明する。本参考実施形態の石炭ガス化複合発電設備及びガスタービンプラントの構成は、希釈剤圧縮機として２段式圧縮機が用いられ、窒素を冷却する熱交換器が２段式圧縮機の中間段に設けられている点において第１参考実施形態と相違し、その他は同様である。
また、石炭ガス化複合発電設備及びガスタービンプラントの運転方法は、希釈剤圧縮機が窒素を２段階にわたって圧縮し、圧縮されて高温になった窒素が熱交換器により冷却される点において相違し、その他は同様である。
したがって、同一の構成及び運転方法については、同一の符号を付してその説明を省略する。 [Third Reference Embodiment]
Hereinafter, a third embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. Configuration of the IGCC plant and gas turbine plant according to this reference embodiment, two-stage compressor is used as a diluent compressor, heat exchanger for cooling the nitrogen to an intermediate stage of the two-stage compressor It differs from the first reference embodiment in that it is provided, and the others are the same.
The operation method of the coal gasification combined cycle power generation facility and the gas turbine plant is different in that the diluent compressor compresses nitrogen in two stages, and the compressed and heated nitrogen is cooled by the heat exchanger. Others are the same.
Therefore, about the same structure and operation method, the same code | symbol is attached | subjected and the description is abbreviate | omitted.

希釈剤圧縮機３３は、２段式圧縮機３３ａ，３３ｂである。希釈剤圧縮機３３は、前段の圧縮機３３ａと、後段の圧縮機３３ｂと、モーターＭと、モーターＭによって駆動される回転軸３３ｃとを備えている。希釈剤圧縮機３３には、空気分離装置１５（図１参照）から希釈剤である窒素が供給される。モーターＭによって回転軸３３ｃが駆動されることによって、回転軸３３ｃに設けられている圧縮機３３ａ，３３ｂが回転駆動され、窒素を２段階にわたって圧縮する。
熱交換器３８は、冷媒として水が用いられ導入される窒素を冷却する。熱交換器３８は、希釈剤圧縮機３３の前段の圧縮機３３ａと後段の圧縮機３３ｂとの間の中間段に設けられている。
熱交換器３８と前段の圧縮機３３ａとの間には、配管３６が接続されている。また、熱交換器３８と後段の圧縮機３３ｂとの間には、配管３９が接続されている。希釈剤圧縮機３３と配管２５との間には、配管３５が設けられている。 Diluent compressor 33 is a two-stage compressor 33a, 33b. The diluent compressor 33 includes a front-stage compressor 33a, a rear-stage compressor 33b, a motor M, and a rotating shaft 33c driven by the motor M. The diluent compressor 33 is supplied with nitrogen, which is a diluent, from the air separation device 15 (see FIG. 1). When the rotary shaft 33c is driven by the motor M, the compressors 33a and 33b provided on the rotary shaft 33c are rotationally driven to compress nitrogen in two stages.
The heat exchanger 38 cools nitrogen introduced by using water as a refrigerant. The heat exchanger 38 is provided in an intermediate stage between the compressor 33a at the front stage and the compressor 33b at the rear stage of the diluent compressor 33.
A pipe 36 is connected between the heat exchanger 38 and the preceding compressor 33a. A pipe 39 is connected between the heat exchanger 38 and the downstream compressor 33b. A pipe 35 is provided between the diluent compressor 33 and the pipe 25.

空気分離装置１５（図１参照）によって分離された窒素の一部は、希釈剤圧縮機３３に導入される。希釈剤圧縮機３３に導入された窒素は、モーターＭによって駆動されている前段の圧縮機３３ａによって圧縮される。圧縮されて高温になった窒素は、配管３６に導出される。配管３６に導出された圧縮窒素は、熱交換器３８へと導入される。熱交換器３８に導入された高温の窒素は、水と熱交換し冷却される。冷却された圧縮窒素は、熱交換器３８から配管３９へと導出され後段の圧縮機３３ｂへと導入される。後段の圧縮機３３ｂによって更に高圧に圧縮された窒素は、配管３５に導出される。配管３５へ導出された高圧の窒素には、配管３５上に設けられている水分供給手段３４より水分が供給される。供給された水分は、圧縮されて高温になった窒素の顕熱によってガス化される。また、希釈剤圧縮機３３によって圧縮されて高温になった窒素は、供給された水分によって冷却される。冷却された圧縮窒素と、ガス化した水分とは、配管３５を経て配管２５へと導かれる。   A part of the nitrogen separated by the air separation device 15 (see FIG. 1) is introduced into the diluent compressor 33. Nitrogen introduced into the diluent compressor 33 is compressed by a preceding compressor 33 a driven by a motor M. The compressed nitrogen and high temperature is led out to the pipe 36. The compressed nitrogen led out to the pipe 36 is introduced into the heat exchanger 38. The high-temperature nitrogen introduced into the heat exchanger 38 is cooled by exchanging heat with water. The cooled compressed nitrogen is led out from the heat exchanger 38 to the pipe 39 and introduced into the subsequent compressor 33b. Nitrogen compressed to a higher pressure by the subsequent compressor 33 b is led out to the pipe 35. Moisture is supplied to the high-pressure nitrogen led out to the pipe 35 from a water supply means 34 provided on the pipe 35. The supplied moisture is gasified by the sensible heat of nitrogen that has been compressed to a high temperature. Further, the nitrogen that has been compressed by the diluent compressor 33 to a high temperature is cooled by the supplied moisture. The cooled compressed nitrogen and the gasified moisture are led to the pipe 25 through the pipe 35.

以上の通り、本参考実施形態に係るガスタービンプラント４によれば、以下の作用効果を奏する。
希釈剤圧縮機３３の中間段に窒素を冷却する熱交換器３８が設けられることによって、後段の圧縮機３３ｂを駆動する動力を低減することができる。また、燃料ガスを移送する管２５や燃焼器５ａなどは、水分が直接接触した場合には高温表面が熱衝撃で損傷することがある。希釈剤圧縮機３３の後流に設けられている配管（希釈剤流路）３５に水分供給手段３４を設けて燃料ガスと水分とが直接混合されないようにしたので、燃料ガスに水分を混合させる場合や燃焼器５ａ内に燃料ガスと水分とを噴射させる場合と比較して、より安全に燃料ガスと水分を含んだ窒素とを燃焼させ、ＮＯｘの発生を抑制することができる。 As described above, according to the gas turbine plant 4 according to the present reference embodiment, the following advantages.
By providing the heat exchanger 38 for cooling nitrogen in the intermediate stage of the diluent compressor 33, the power for driving the downstream compressor 33b can be reduced. Further, the pipe 25, the combustor 5a, and the like that transfer the fuel gas may be damaged by a thermal shock when the moisture is in direct contact. Since the water supply means 34 is provided in the pipe (diluent flow path) 35 provided downstream of the diluent compressor 33 so that the fuel gas and the water are not directly mixed, the water is mixed with the fuel gas. In comparison with the case where the fuel gas and moisture are injected into the combustor 5a, the fuel gas and nitrogen containing moisture can be burned more safely and the generation of NOx can be suppressed.

なお、本参考実施形態において、水分供給手段３４を希釈剤圧縮機３３と配管２５との間に接続されている配管３５上に設けることとして説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、希釈剤圧縮機３３と配管２５との間に接続されている配管３５上に後段の圧縮機３３ｂによって圧縮された窒素と熱交換する冷媒を有する熱交換器と、水分供給手段３４とをこの順に設けてもよい。この場合には、希釈剤圧縮機３３と配管２５との間に接続されている配管３５上に設けられる熱交換器から導出される窒素と同じ温度を有する水分（例えば、蒸気）を水分供給手段３４から供給することによって、石炭ガス化複合発電設備１の冷態状態における起動運転を容易にすることができる。 In the present reference embodiment, but it is described be provided on a pipe 35 connected between the water supply means 34 with a diluent compressor 33 and the pipe 25, the present invention is not limited to this A heat exchanger having a refrigerant for exchanging heat with nitrogen compressed by the subsequent compressor 33b on the pipe 35 connected between the diluent compressor 33 and the pipe 25, and a water supply means 34. You may provide in this order. In this case, moisture supply means supplies moisture (for example, steam) having the same temperature as nitrogen derived from the heat exchanger provided on the pipe 35 connected between the diluent compressor 33 and the pipe 25. By supplying from 34, the start-up operation in the cold state of the coal gasification combined cycle facility 1 can be facilitated.

また、本参考実施形態では、希釈剤圧縮機３３を２段式圧縮機３３ａ、３３ｂとして説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく３段以上の多段式圧縮器であっても良い。 Further, in the present reference embodiment, the diluent compressor 33 two-stage compressor 33a, has been described as 33b, even the invention three or more multi-stage compressor is not limited thereto good.

[第１実施形態]
以下、本発明の第１実施形態について図５に基づいて説明する。本実施形態の石炭ガス化複合発電設備及びガスタービンプラントの構成は、希釈剤圧縮機として２段式圧縮機が用いられ、２段式圧縮機の中間段には窒素を冷却する熱交換器と水分供給手段とが設けられている点において第１参考実施形態と相違し、その他は同様である。
また、石炭ガス化複合発電設備及びガスタービンプラントの運転方法は、希釈剤圧縮機が窒素を２段階にわたって圧縮し、圧縮されて高温になった窒素が熱交換器によって冷却され、熱交換器から導出された窒素に水分供給装置から水分が供給される点において相違し、その他は同様である。
したがって、同一の構成及び運転方法については、同一の符号を付してその説明を省略する。 First Embodiment
Hereinafter, a first embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. In the configuration of the combined coal gasification combined power generation facility and gas turbine plant of the present embodiment, a two-stage compressor is used as a diluent compressor, and a heat exchanger that cools nitrogen is provided in an intermediate stage of the two-stage compressor. It is different from the first reference embodiment in that a moisture supply means is provided, and the others are the same.
Moreover, the operation method of the coal gasification combined power generation facility and the gas turbine plant is such that the diluent compressor compresses nitrogen in two stages, and the compressed and heated nitrogen is cooled by the heat exchanger, The difference is that water is supplied from the water supply device to the derived nitrogen, and the others are the same.
Therefore, about the same structure and operation method, the same code | symbol is attached | subjected and the description is abbreviate | omitted.

希釈剤圧縮機３３は、２段式圧縮機３３ａ，３３ｂである。希釈剤圧縮機３３は、前段の圧縮機３３ａと、後段の圧縮機３３ｂと、モーターＭと、モーターＭによって駆動される回転軸３３ｃとを備えている。希釈剤圧縮機３３には、空気分離装置１５（図１参照）から窒素が供給される。モーターＭによって回転軸３３ｃが駆動されることによって、回転軸３３ｃに設けられている圧縮機３３ａ，３３ｂが回転駆動され、窒素を２段階にわたって圧縮する。
熱交換器３８は、冷媒として水が用いられ、導入される窒素を冷却する。熱交換器３８は、希釈剤圧縮機３３の前段の圧縮機３３ａと後段の圧縮機３３ｂとの間の中間段に設けられている。
水分供給手段３４は、希釈剤圧縮機３３の前段の圧縮機３３ａと後段の圧縮機３３ｂとの間の中間段であり、かつ、熱交換器３８の後流に設けられている。
前段の圧縮機３３ａと熱交換器３８との間には、配管３６が接続されている。また、熱交換器３８と後段の圧縮機３３ｂとの間には、水分をガス化させるために十分な管路長を有している配管３７が接続されている。水分供給手段３４は、配管３７の上流に設けられている。希釈剤圧縮機３３と配管２５との間には、配管３５が設けられている。 Diluent compressor 33 is a two-stage compressor 33a, 33b. The diluent compressor 33 includes a front-stage compressor 33a, a rear-stage compressor 33b, a motor M, and a rotating shaft 33c driven by the motor M. Nitrogen is supplied to the diluent compressor 33 from the air separation device 15 (see FIG. 1). When the rotary shaft 33c is driven by the motor M, the compressors 33a and 33b provided on the rotary shaft 33c are rotationally driven to compress nitrogen in two stages.
The heat exchanger 38 uses water as a refrigerant and cools the introduced nitrogen. The heat exchanger 38 is provided in an intermediate stage between the compressor 33a at the front stage and the compressor 33b at the rear stage of the diluent compressor 33.
The moisture supply means 34 is an intermediate stage between the compressor 33 a at the front stage and the compressor 33 b at the rear stage of the diluent compressor 33, and is provided downstream of the heat exchanger 38.
A pipe 36 is connected between the front-stage compressor 33a and the heat exchanger 38. In addition, a pipe 37 having a pipe length sufficient for gasifying moisture is connected between the heat exchanger 38 and the subsequent compressor 33b. The moisture supply means 34 is provided upstream of the pipe 37. A pipe 35 is provided between the diluent compressor 33 and the pipe 25.

空気分離装置１５（図１参照）によって分離された希釈剤である窒素の一部は、希釈剤圧縮機３３に導入される。希釈剤圧縮機３３に導入された窒素は、モーターＭによって駆動されている前段の圧縮機３３ａによって圧縮される。圧縮されて高温になった窒素は、配管３６に導出される。配管３６に導出された圧縮窒素は、熱交換器３８に導入される。熱交換器３８に導入された高温の窒素は、水と熱交換し冷却される。冷却された圧縮窒素は、熱交換器３８から配管３７に導出される。配管３７に導出された窒素には、配管３７に設けられている水分冷却手段３４より水分が供給される。供給された水分は、圧縮されて高温になった窒素の顕熱および供給された水分をガス化させるために十分な管路長を有している配管３７を通過することによってガス化される。また、前段の圧縮機３３ａによって圧縮されて高温になった窒素は、熱交換器３８と水分供給手段３４から供給される水分とによって温度が更に下げられる。温度が下げられた圧縮窒素とガス化された水分とは、配管３７から後段の圧縮機３３ｂへと導入される。後段の圧縮機３３ｂによって更に圧縮された窒素とガス化した水分とは、配管３５を経て配管２５に導かれる。   A part of the nitrogen that is the diluent separated by the air separation device 15 (see FIG. 1) is introduced into the diluent compressor 33. Nitrogen introduced into the diluent compressor 33 is compressed by a preceding compressor 33 a driven by a motor M. The compressed nitrogen and high temperature is led out to the pipe 36. The compressed nitrogen led out to the pipe 36 is introduced into the heat exchanger 38. The high-temperature nitrogen introduced into the heat exchanger 38 is cooled by exchanging heat with water. The cooled compressed nitrogen is led out from the heat exchanger 38 to the pipe 37. Moisture is supplied to the nitrogen led out to the pipe 37 from the water cooling means 34 provided in the pipe 37. The supplied water is gasified by passing through a sensible heat of nitrogen that has been compressed to a high temperature and a pipe 37 having a pipe length sufficient to gasify the supplied water. Further, the temperature of the nitrogen which has been compressed by the compressor 33a in the previous stage and becomes high temperature is further lowered by the moisture supplied from the heat exchanger 38 and the moisture supply means 34. The compressed nitrogen and the gasified moisture whose temperature has been lowered are introduced from the pipe 37 to the compressor 33b at the subsequent stage. Nitrogen and gasified moisture further compressed by the subsequent compressor 33 b are guided to the pipe 25 through the pipe 35.

以上の通り、本実施形態に係るガスタービンプラント４によれば、以下の作用効果を奏する。
希釈剤圧縮機３３の中間段には、窒素を冷却する熱交換器３８と水分供給手段３４とが設けられている。そのため、熱交換器３８によって温度を十分に下げることできなかった窒素の温度を下げることができる。また、希釈剤圧縮機３３により圧縮されて温度が高くなった窒素の顕熱により、供給された水分をガス化することができる。従って、水分供給手段３４を設けなかった場合と比べて、熱交換器３８の容量を小さくすることができ、かつ、ＮＯｘの発生を抑制することができる。
また、従来の一般的な設備構造に水分供給手段３４を追設することで済むため、設備設置コストを削減することができる。 As described above, the gas turbine plant 4 according to the present embodiment has the following operational effects.
In the middle stage of the diluent compressor 33, a heat exchanger 38 for cooling nitrogen and a moisture supply means 34 are provided. Therefore, the temperature of nitrogen that could not be lowered sufficiently by the heat exchanger 38 can be lowered. Further, the supplied water can be gasified by sensible heat of nitrogen which has been compressed by the diluent compressor 33 and whose temperature has increased. Therefore, the capacity of the heat exchanger 38 can be reduced and the generation of NOx can be suppressed as compared with the case where the water supply means 34 is not provided.
Moreover, since it is sufficient to add the water supply means 34 to the conventional general equipment structure, the equipment installation cost can be reduced.

なお、本実施形態では、希釈剤圧縮機３３を２段式圧縮機３３ａ、３３ｂとして説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく３段以上の多段式圧縮器であっても良い。   In the present embodiment, the diluent compressor 33 has been described as the two-stage compressors 33a and 33b. However, the present invention is not limited to this and may be a multistage compressor having three or more stages. .

４ ガスタービンプラント
５ ガスタービン
５ａ 燃焼器
３１ 希釈剤供給装置
３２，３３ 希釈剤圧縮機
３４ 水分供給手段
4 Gas Turbine Plant 5 Gas Turbine 5a Combustor 31 Diluent Supply Device 32, 33 Diluent Compressor 34 Moisture Supply Means

Claims (2)

燃料ガスを燃焼する燃焼器を備えているガスタービンと、
前記燃焼器に接続されて燃料ガスを希釈する希釈剤を供給する希釈剤供給装置と、を備えるガスタービンプラントにおいて、
前記希釈剤供給装置は、希釈剤を圧縮する多段式の希釈剤圧縮機と水分供給手段とを備え、
前記希釈剤圧縮機の中間段には、希釈剤を冷却する熱交換器を備え、
前記水分供給手段は、前記熱交換器の希釈剤の後流でかつ前記希釈剤圧縮機の後段の圧縮機の上流に接続されて、前記希釈剤圧縮機によって圧縮された希釈剤に水分を供給することを特徴とするガスタービンプラント。 A gas turbine comprising a combustor for burning fuel gas;
In a gas turbine plant comprising: a diluent supply device connected to the combustor for supplying a diluent for diluting a fuel gas;
The diluent supply apparatus includes a multistage diluent compressor for compressing the diluent and a water supply means.
The middle stage of the diluent compressor includes a heat exchanger for cooling the diluent,
The moisture supply means is connected to the downstream of the diluent of the heat exchanger and upstream of the compressor downstream of the diluent compressor, and supplies moisture to the diluent compressed by the diluent compressor. A gas turbine plant characterized by: 請求項１に記載のガスタービンプラントと、  A gas turbine plant according to claim 1;
前記ガスタービンの前記燃焼器に供給される燃料ガスを生成するガス化設備と、  A gasification facility for generating fuel gas to be supplied to the combustor of the gas turbine;
前記ガスタービンプラントから排出された排ガスが導入される排ガスボイラにより生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、  A steam turbine driven by steam generated by an exhaust gas boiler into which exhaust gas discharged from the gas turbine plant is introduced;
前記ガスタービンと前記蒸気タービンとによって発電を行う発電機と、を備えたことを特徴とするガス化燃料発電設備。  A gasification fuel power generation facility, comprising: a generator that generates electric power using the gas turbine and the steam turbine.
JP2009179443A 2009-07-31 2009-07-31 Gas turbine plant and gasification fuel power generation facility equipped with the same Active JP5412205B2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2009179443A JP5412205B2 (en) 2009-07-31 2009-07-31 Gas turbine plant and gasification fuel power generation facility equipped with the same

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2009179443A JP5412205B2 (en) 2009-07-31 2009-07-31 Gas turbine plant and gasification fuel power generation facility equipped with the same

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2013192149A Division JP2013253611A (en) 2013-09-17 2013-09-17 Gas turbine plant, method of operating the same, and gasification fuel power generation facility including gas turbine plant

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2011032926A JP2011032926A (en) 2011-02-17
JP5412205B2 true JP5412205B2 (en) 2014-02-12

Family

ID=43762248

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2009179443A Active JP5412205B2 (en) 2009-07-31 2009-07-31 Gas turbine plant and gasification fuel power generation facility equipped with the same

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP5412205B2 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2983245B1 (en) * 2011-11-25 2014-01-10 Air Liquide METHOD AND APPARATUS FOR NITROGEN FEEDING OF A COMBUSTION CHAMBER

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS58101226A (en) * 1981-12-10 1983-06-16 Mitsubishi Gas Chem Co Inc Gas turbine cycle
ZA85528B (en) * 1984-02-01 1986-12-30 Fluor Corp Process for producing power
DE4107109C1 (en) * 1991-03-06 1992-10-08 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt, De Environmentally friendly purificn. of crude gas - by cooling to contain condensate, sepg. condensate and evaporating to obtain saline soln. which is combusted and condensate stream which is added to pure gas
DE4301100C2 (en) * 1993-01-18 2002-06-20 Alstom Schweiz Ag Baden Process for operating a combined cycle power plant with coal or oil gasification
US5459994A (en) * 1993-05-28 1995-10-24 Praxair Technology, Inc. Gas turbine-air separation plant combination
JPH0835434A (en) * 1994-07-25 1996-02-06 Hitachi Ltd Gasification combined power generating plant
JPH08291291A (en) * 1995-04-21 1996-11-05 Hitachi Ltd Gasifying plant and gasification power plant
JP3787820B2 (en) * 1996-02-16 2006-06-21 石川島播磨重工業株式会社 Gasification combined power generation facility
JPH11200885A (en) * 1998-01-05 1999-07-27 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd Gasifying combined power generation equipment
DE19832293A1 (en) * 1998-07-17 1999-10-21 Siemens Ag Gas-and-steam turbine plant with integrated fossil fuel gasification
DE19846225C2 (en) * 1998-10-07 2002-05-29 Siemens Ag Gas and steam turbine plant
JP2001115854A (en) * 1999-10-14 2001-04-24 Hitachi Ltd Gasification power generating plant
US6588212B1 (en) * 2001-09-05 2003-07-08 Texaco Inc. Combustion turbine fuel inlet temperature management for maximum power outlet
JP4179496B2 (en) * 2002-10-08 2008-11-12 川崎重工業株式会社 Atmospheric pressure combustion turbine system
JP2004316534A (en) * 2003-04-16 2004-11-11 Simulation Technology:Kk Method and system for recovering blast furnace by-product gas energy
US7137257B2 (en) * 2004-10-06 2006-11-21 Praxair Technology, Inc. Gas turbine power augmentation method
US7690204B2 (en) * 2005-10-12 2010-04-06 Praxair Technology, Inc. Method of maintaining a fuel Wobbe index in an IGCC installation

Also Published As

Publication number Publication date
JP2011032926A (en) 2011-02-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6877322B2 (en) Advanced hybrid coal gasification cycle utilizing a recycled working fluid
US8959885B2 (en) Heat recovery from a gasification system
Ryzhkov et al. Technological solutions for an advanced IGCC plant
US7805923B2 (en) Integrated coal gasification combined cycle plant
US20110139047A1 (en) Integrated coal gasification combined cycle power generation system
JPH041428A (en) Power generation facilities
US20100193742A1 (en) Power generation process and system
CA2468769A1 (en) Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
KR20110033053A (en) Carbon capture cooling system and method
US8713907B2 (en) System for providing air flow to a sulfur recovery unit
US8191349B2 (en) System and method for low emissions combustion
US20120285176A1 (en) Integration of coal fired steam plants with integrated gasification combined cycle power plants
US20120009075A1 (en) Systems for compressing a gas
EP2251626A2 (en) Efficiently compressing nitrogen in a combined cycle power plant
JP5804888B2 (en) Control method for gas turbine power plant, gas turbine power plant, control method for carbon-containing fuel gasifier, and carbon-containing fuel gasifier
US8186177B2 (en) Systems for reducing cooling water and power consumption in gasification systems and methods of assembling such systems
JP5412205B2 (en) Gas turbine plant and gasification fuel power generation facility equipped with the same
JP2011089425A (en) Carbon dioxide recovery type gasification power generation system
JP2013253611A (en) Gas turbine plant, method of operating the same, and gasification fuel power generation facility including gas turbine plant
KR20120021051A (en) Integrated gasification combined cycle power system
Rao et al. Gas turbine based high-efficiency ‘Vision 21’natural gas and coal central plants
JP6556639B2 (en) Gasification system and operation method of gasification system
US8535418B2 (en) Gaseous byproduct removal from synthesis gas
JP2011185240A (en) Gas turbine, and gasification combined power generation plant having the same
JP2011201945A (en) Gasification furnace and coal gasification power plant provided with the same

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20120622

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20130709

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20130716

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20130905

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20130906

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20130917

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: 20131015

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20131111

R151 Written notification of patent or utility model registration

Ref document number: 5412205

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151

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

S533 Written request for registration of change of name

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350