JP5448858B2 - Oxy-combustion power plant and its operation method - Google Patents
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Description
本発明は火力発電プラントに係わり、特に、排ガスに含まれるＣＯ2を効率良く回収するに好適な酸素燃焼発電プラント及びその運転方法に関する。 The present invention relates to a thermal power plant, and more particularly to an oxyfuel power plant suitable for efficiently recovering CO 2 contained in exhaust gas and an operation method thereof.
石炭等の化石燃料を用いる火力発電プラントの排ガスに含まれるＣＯ2を効率良く回収するため、空気から酸素（Ｏ2）と窒素（Ｎ2）とを分離し、Ｎ2を含まない燃焼用ガスを用いることで、排ガス中のＣＯ2濃度を理論的に９０％以上に高める酸素燃焼発電プラントが研究開発されている。 Combustion gas that separates oxygen (O 2 ) and nitrogen (N 2 ) from air and does not contain N 2 in order to efficiently recover CO 2 contained in exhaust gas from thermal power plants using fossil fuels such as coal Oxygen combustion power plants that theoretically increase the CO 2 concentration in the exhaust gas to 90% or more by using the above are being researched and developed.
純酸素燃焼では火炎温度が高くなりすぎて材料が損傷するので、排ガス（主成分ＣＯ2）の一部を再循環して酸素と混合し、酸素濃度を２０％〜４０％程度に希釈して火炎温度を抑制する方法が採られる。この酸素燃焼発電プラントは、高酸素濃度ガスを供給するための空気分離装置（ＡＳＵ）やＣＯ2回収装置の圧縮機等に多大な動力を必要とするため、発電効率が低下するといった課題がある。 In pure oxygen combustion, since the flame temperature becomes too high and the material is damaged, a part of the exhaust gas (main component CO 2 ) is recirculated and mixed with oxygen, and the oxygen concentration is diluted to about 20% to 40%. A method of suppressing the flame temperature is adopted. Since this oxyfuel power plant requires a large amount of power for an air separation device (ASU) for supplying a high oxygen concentration gas, a compressor of a CO 2 recovery device, etc., there is a problem that power generation efficiency is lowered. .
ところで、酸素燃焼でも空気燃焼と同様に、燃料中の硫黄（Ｓ）成分が燃焼すると三酸化硫黄（ＳＯ3）が生成する。ＳＯ3は煙道中で水と反応して硫酸となり、金属材料の腐食原因となる。排ガスをボイラに再循環させる酸素燃焼発電プラントでは、ガス中成分が濃縮するので、特にダクトや石炭搬送ライン等、酸露点以下となる領域において、ＳＯ3に起因する腐食の問題が顕著となりやすく、その除去が重要である。 By the way, in the oxyfuel combustion, as in the air combustion, sulfur trioxide (SO 3) is generated when the sulfur (S) component in the fuel is combusted. SO 3 reacts with water in the flue to become sulfuric acid, which causes corrosion of the metal material. In an oxyfuel power plant that recirculates exhaust gas to the boiler, gas components are concentrated, so corrosion problems due to SO 3 are likely to be prominent, especially in areas where the acid dew point is below the duct, coal transport line, etc. Its removal is important.
従来の空気燃焼発電プラントにおいて、排ガス中の煤塵捕集効率を向上させるため集塵装置（乾式電気集塵機）の前流側で熱回収して排ガス温度を低減し、回収した熱を脱硫装置（ＦＧＤ）の後流で排ガスの再加熱に供する技術が特開平１１−１７９１４７号公報等に開示されている。このような技術によれば、排ガス熱回収器内の伝熱チューブの付着灰と電気集塵機（ＥＰ）内の煤塵にＳＯ3を吸着させて除去することができる。 In a conventional air-fired power plant, in order to improve the dust collection efficiency in the exhaust gas, heat is recovered at the upstream side of the dust collector (dry electrostatic precipitator) to reduce the exhaust gas temperature, and the recovered heat is desulfurized (FGD). A technique for reheating the exhaust gas in the downstream is disclosed in JP-A-11-179147. According to such a technique, SO 3 can be adsorbed and removed by the adhering ash of the heat transfer tube in the exhaust gas heat recovery device and the dust in the electric dust collector (EP).
『新エネルギー・産業技術総合開発機構、平成１７年度クリーンコールテクノロジー推進事業、既設微粉炭火力発電プラントへの酸素燃焼技術の適用に関する調査』報告書には、酸素燃焼発電プラントにおいて、このような排ガスの熱回収−再加熱が行われ、排ガス再加熱器の後段から排ガスを再循環させ、ＣＯ2を回収できるようにした例が開示されている。 The “New Energy and Industrial Technology Development Organization, 2005 Clean Coal Technology Promotion Project, Survey on Application of Oxyfuel Technology to Existing Pulverized Coal-Fired Power Plants” reports such exhaust gases in oxyfuel power plants. An example is disclosed in which heat recovery and reheating are performed, and exhaust gas is recirculated from the rear stage of the exhaust gas reheater so that CO 2 can be recovered.
また、特開２００６−３０８２６９号公報には空気燃焼発電プラントにおいて、排ガス熱回収器の排熱を蒸気タービン復水の再加熱器の熱源に利用してプラントの発電効率を上げる技術が示されている。 Japanese Patent Application Laid-Open No. 2006-308269 discloses a technique for increasing the power generation efficiency of a plant using an exhaust heat from an exhaust gas heat recovery unit as a heat source of a reheater for steam turbine condensate in an air combustion power plant. Yes.
しかし、前記非特許文献１記載の内容では、排ガス再加熱器の後段でガス温度が高くなるため、ＣＯ2回収効率の点では最適とはいえない。
特許文献２に記載の発明では、蒸気タービンに蒸気が供給されないボイラ起動時からしばらく経過した段階では、復水の再加熱に回収熱が利用できない。したがって、排ガス熱回収器が空焚きの状態となって熱損傷しないように配慮する必要がある。
However, the contents described in Non-Patent
In the invention described in
酸素燃焼発電プラントは、定常的な発電時には酸素燃焼を行い、再循環されない排ガスは全量ＣＯ2回収装置に供給される。
上記酸素燃焼発電プラントの起動は空気燃焼で行われ、それからしばらくの間は、酸素を希釈する再循環ガスの量、再循環系統の温度等の条件が十分な水準に達するまで、定常時とは異なる運用条件で運転を行う必要がある。ここで、再循環されない排ガスはＣＯ２回収装置に供給しないで、煙突から系外に排出される。このとき、排ガス中の残留ＳＯ3が低温のまま紫煙（ＳＯ3フューム）として放出されないように配慮する必要がある。また、排ガスから回収した排熱を有効に利用しようとする場合、運転条件に応じた適切な切り換え運用が必要である。
The oxyfuel power generation plant performs oxyfuel combustion at the time of steady power generation, and exhaust gas that is not recirculated is supplied to the entire CO 2 recovery device.
The oxyfuel power plant is activated by air combustion, and for a while, until the conditions such as the amount of recirculation gas for diluting oxygen and the temperature of the recirculation system reach a sufficient level, It is necessary to operate under different operating conditions. Here, the exhaust gas that is not recirculated is discharged from the chimney out of the system without being supplied to the CO 2 recovery device. At this time, it is necessary to consider that residual SO 3 in the exhaust gas is not released as purple smoke (SO 3 fume) at a low temperature. In addition, in order to effectively use the exhaust heat recovered from the exhaust gas, an appropriate switching operation according to the operation condition is necessary.
本発明は、酸素燃焼発電プラントにおいて、起動から定常運転に至るまで、プラント構成部材のＳＯ3による腐食や紫煙放出の問題がなく、排熱を有効利用して発電効率の低下を抑制することを課題とするものである。 In the oxyfuel power plant, there is no problem of SO 3 corrosion or purple smoke emission of plant components from start-up to steady operation, and effective use of exhaust heat suppresses a decrease in power generation efficiency. It is to be an issue.
本発明の上記課題は、次の解決手段により解決される。
請求項１記載の発明は、石炭又は石炭以外の燃料を燃焼させるボイラ（１７）と、脱硝装置（１８）、集塵装置（２０）および脱硫装置（２２）を含むボイラ（１７）の燃焼排ガスを浄化する装置をそれぞれ前流側から後流側に順次設けた排ガス流路である排ガス処理ライン（１４）と、ボイラ（１７）の給水ライン（６８）と、ボイラ（１７）に燃焼用ガスとして用いる酸素を供給する酸素供給ライン（４，８）と、ボイラ（１７）の燃焼用ガスに用いる空気と前記酸素供給ライン（４，８）から分岐した分岐酸素供給ライン（６）より供給される酸素とを混合して得られる一次用燃焼ガスと共に石炭を含む燃料をボイラ（１７）に供給する一次用燃焼ガス供給ライン（６６）と、ボイラ（１７）の燃焼用ガスに用いる空気を酸素供給ライン（４，８）からの酸素と混合して燃焼ガスとしてボイラ（１７）に供給する二次用燃焼ガス供給ライン（６７）と、ボイラ排ガス中のＣＯ2を回収する排ガス流路であるＣＯ2回収ライン（６９）と、集塵装置（２０）より後流側の排ガス処理ライン（１４）から分岐して燃焼排ガスをボイラ（１７）の二次用燃焼用ガスとして戻すために二次用燃焼ガス供給ライン（６７）へ接続する排ガス再循環ライン（３４）と、浄化処理した燃焼排ガスを煙突（２７）へ向けて流す排ガス処理ライン（１４）の後流側に設けた排ガス流路である排出ライン（４５）とを備えた酸素燃焼発電プラントであって、排ガス処理ライン（１４）には、集塵装置（２０）より排ガス流路前流側にある燃焼排ガスの熱を回収する熱交換器（３６）を有する排ガス熱回収器（５０）と脱硫装置（２２）の排ガス流路後流側に設けた燃焼排ガスを再加熱する排ガス再加熱器（２３）を備え、前記ＣＯ2回収ライン（６９）は、脱硫装置（２２）のある排ガス流路後流側であって、排ガス再加熱器（２３）の排ガス流路前流側の排ガス処理ライン（１４）から分岐して設けられ、前記給水ライン（６８）には、ボイラ給水を加熱する給水加熱器（５６）を設け、該給水加熱器（５６）と排ガス熱回収器（５０）との間及び前記給水加熱器（５６）と排ガス再加熱器（２３）との間に熱媒体が循環する熱媒体循環ライン（６１）を設け、熱媒体循環ライン（６１）は排ガス熱回収器（５０）で回収した熱の供給先となる排ガス再加熱器（２３）と給水加熱器（５６）とを流れる熱媒体の流量をそれぞれ調節可能に構成したことを特徴とする酸素燃焼発電プラントである。
The above-described problems of the present invention are solved by the following solution means.
The invention according to
請求項２記載の発明は、前記排ガス再循環ライン（３４）は、排ガス再加熱器（２３）より後流側の排ガス処理ライン（１４）から分岐して設けられていることを特徴とする請求項１に記載の酸素燃焼発電プラントである。
The invention according to
請求項３記載の発明は、前記排ガス再循環ライン（３４）は、ボイラ（１７）に燃料を搬送する一次用燃焼ガス供給ライン（６６）と燃料を搬送しない二次用燃焼ガス供給ライン（６７）に分岐して接続していることを特徴とする請求項１に記載の酸素燃焼発電プラントである。
According to a third aspect of the present invention, the exhaust gas recirculation line (34) includes a primary combustion gas supply line (66) for conveying fuel to the boiler (17) and a secondary combustion gas supply line (67) for not conveying fuel. The oxyfuel combustion power plant according to
請求項４記載の発明は、前記排ガス再循環ライン（３４）は、脱硫装置（２２）より前流側の排ガス処理ライン（１４）と脱硫装置（２２）より後流側の排ガス処理ライン（１４）から分岐してそれぞれ設けられた排ガス再循環ライン（３４ｂ）と排ガス再循環ライン（３４ａ）からなり、排ガス再循環ライン（３４ａ）は、ボイラ（１７）に燃料を搬送する一次用燃焼ガス供給ライン（６６）に接続し、排ガス再循環ライン（３４ｂ）は、ボイラ（１７）に燃料を搬送しない二次用燃焼ガス供給ライン（６７）に接続していることを特徴とする請求項１に記載の酸素燃焼発電プラントである。 According to a fourth aspect of the present invention, the exhaust gas recirculation line (34) includes an exhaust gas treatment line (14) on the upstream side of the desulfurization device (22) and an exhaust gas treatment line (14 on the downstream side of the desulfurization device (22)). ) Are provided with an exhaust gas recirculation line (34b) and an exhaust gas recirculation line (34a) provided respectively, and the exhaust gas recirculation line (34a) supplies primary combustion gas for conveying fuel to the boiler (17). The exhaust gas recirculation line (34b) connected to the line (66) is connected to a secondary combustion gas supply line (67) that does not convey fuel to the boiler (17). The oxyfuel combustion power plant described.
請求項５記載の発明は、請求項１記載の酸素燃焼発電プラントの運転方法であって、
プラント起動時は、ボイラ（１７）の燃焼用ガスには二次用燃焼ガス供給ライン（６７）から供給される空気を使用して空気燃焼を行いながら、ボイラ排ガスは排ガス処理ライン（１４）から排出ライン（４５）に流し、同時に排ガス熱回収器（５０）で回収した熱を熱媒体循環ライン（６１）により排ガス再加熱器（２３）に流し、プラント定常運転時には、ボイラ（１７）の燃焼用ガスとして酸素供給ライン（４，６，８）からの酸素と排ガス再循環ライン（３４）からの排ガスとの混合ガスを使用して酸素燃焼を行いながら、排ガス処理ライン（１４）からの排ガスをＣＯ2回収ライン（６９）に流して排ガスからＣＯ2を回収し、同時に排ガス熱回収器（５０）で回収した熱を熱媒体循環ライン（６１）により給水加熱器（５６）に流すことを特徴とする酸素燃焼発電プラントの運転方法である。
Invention of
At the time of starting the plant, the boiler exhaust gas is discharged from the exhaust gas treatment line (14) while performing air combustion using the air supplied from the secondary combustion gas supply line (67) as the combustion gas of the boiler (17). At the same time, the heat recovered by the exhaust gas heat recovery unit (50) is supplied to the exhaust line reheater (23) by the heat medium circulation line (61), and the boiler (17) is combusted during normal plant operation. Exhaust gas from the exhaust gas treatment line (14) while performing oxygen combustion using a mixed gas of oxygen from the oxygen supply line (4, 6, 8) and exhaust gas from the exhaust gas recirculation line (34) as a working gas To the CO 2 recovery line (69) to recover CO 2 from the exhaust gas. At the same time, the heat recovered by the exhaust gas heat recovery device (50) flows to the feed water heater (56) through the heat medium circulation line (61). It is the operating method of the oxyfuel combustion power plant characterized by this.
請求項６記載の発明は、プラント起動時からボイラ（１７）が設定した第１の温度条件に達するまでは、石炭以外の燃料を用いて空気燃焼により昇温させながらボイラ排ガスは排ガス処理ライン（１４）から排出ライン（４５）へ流し、その後、燃焼用ガスとして、徐々に空気の量を減じつつ、酸素供給ライン（４，６，８）からの酸素と排ガス再循環ライン（３４）からの排ガスの量を増加させることで排ガス再循環ライン（３４）内の排ガスを昇温させ、その過程において、石炭以外の燃料と石炭との混焼を開始し、ボイラ（１７）が設定した第２の温度条件に達したら、燃料を石炭に切り換えて、ボイラ（１７）の昇温を継続し、設定した第３の温度条件に達したら定常運転に移行し、前記熱媒体循環ライン（６１）で回収した熱の供給先を排ガス再加熱器（２３）側から給水加熱器（５６）側に切り換え、排ガス中のＣＯ２濃度が９０％以上になると、ボイラ排ガスの排出先を排出ライン（４５）からＣＯ2回収ライン（６９）に切り換えることを特徴とする請求項５記載の酸素燃焼発電プラントの運転方法である。
According to the sixth aspect of the invention, the boiler exhaust gas is heated by air combustion using a fuel other than coal from the time of starting the plant until the first temperature condition set by the boiler (17) is reached. 14) from the oxygen supply line (4, 6, 8) and the exhaust gas recirculation line (34) while gradually reducing the amount of air as a combustion gas. By increasing the amount of exhaust gas, the temperature of the exhaust gas in the exhaust gas recirculation line (34) is increased, and in the process, mixed combustion of fuel other than coal and coal is started, and the boiler (17) sets the second When the temperature condition is reached, the fuel is switched to coal, and the temperature of the boiler (17) is continuously increased. When the third temperature condition is reached, the operation is shifted to the steady operation and recovered by the heat medium circulation line (61). Donated heat Previously switched from the exhaust gas reheater (23) side to the feed water heater (56) side, when the CO 2 concentration in the exhaust gas becomes 90% or more, CO 2 recovery line discharge destination of the boiler flue gas from the discharge line (45) The method according to
請求項１，５記載の発明によれば、排ガスの廃熱をボイラ発電設備の給水加熱に利用でき、設備全体の有効な熱利用を図ることができる。さらに従来において低圧タービンのスチームの一部を抽出し、給水加熱の熱源としていたものが不要になり、タービン駆動力に使用できるため、酸素燃焼システムによる発電効率の低下を抑制できる。同時に、起動時の空気燃焼におけるＳＯ3による紫煙発生を防止できる。
According to invention of
より具体的には次のような効果がある。
（１）排ガス熱回収器５０により集塵装置２０の入口の排ガス温度を酸露点以下になる９０℃に下げることでＳＯ3の高効率捕集が可能になり、後段の酸腐食防止及び煙突２７からの紫煙削減に効果がある。
More specifically, there are the following effects.
(1) The exhaust gas
また、プラント起動時のボイラ排ガス処理ライン１４の排ガス温度を９０℃に維持できないときは、熱媒体循環ライン６１を経由してボイラ熱回収器５０と排ガス再加熱器２３を接続することでボイラ熱回収器５０による排ガス冷却を行い、ガス状ＳＯ3が大気放出されることを防止できる効果がある。
Further, when the exhaust gas temperature of the boiler exhaust
（２）給水用加熱器５６と排ガス熱回収器５０の間で熱交換を行うことで、それまでボイラ給水加熱に利用していたタービン５２からの抽気を低減でき、これによりタービン５２への蒸気量が増加し、タービン出力増加につながり、酸素燃焼システムによる発電効率低下を抑制できる。
(2) By exchanging heat between the
請求項２記載の発明によれば、請求項１記載の発明の効果に加えて、排ガス再循環ライン３４は長くなるが、排ガス再加熱器２３で昇温された排ガスをボイラ１７に再循環させることができるため、プラント起動後、図５の（２）〜（３）の循環ライン昇温モードにおいて、排ガス再循環ライン３４の昇温に要する時間を短縮できる利点がある。
According to the invention described in
請求項３記載の発明によれば、請求項１記載の発明の効果に加えて、排ガス再循環ライン３４から一次用燃焼ガス供給ライン６６と二次用燃焼ガス供給ライン６７に分岐して、ボイラ１７に排ガス再循環ガスを搬送するので、燃焼搬送用と排ガス再循環ガス内の未燃焼燃料をボイラに供給できる。
According to the invention described in
請求項４記載の発明によれば、請求項１記載の発明の効果に加えて、大部分の酸素燃焼排ガスを脱硫装置２２の前流側の排ガス処理ライン１４から分岐して抜き出すため、脱硫装置２２での処理ガス量が低減でき、脱硫装置２２のコンパクト化、脱硫剤の低減による低ランニングコスト化などが図れる。さらに脱硫装置２２出口で排ガス温度を９０℃から５０℃まで下げなくて済むため、排ガスの熱損失を大幅に防止できる。一次用排ガス再循環ライン６５を流れるガスは脱硫装置２２を通過することで硫黄分が除去されているため、該ライン６５の酸露点による腐食を防止できるメリットがある。
According to the fourth aspect of the present invention, in addition to the effect of the first aspect of the invention, most of the oxyfuel combustion exhaust gas branches off from the exhaust
請求項６記載の発明によれば、請求項５記載の発明の効果に加えて、、ＣＯC濃度９０％以上の排ガスを得ることで、排ガス中のＣＯC濃度が高いほどＣＯCの回収が容易であり、ＣＯC貯留やＥＯＲ（Enhanced Oil Recovery）への適用に有利となる。
According to the invention described in
以下、図面を参照して本発明の実施例を説明する。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.
図１は本実施例の酸素燃焼発電プラントの構成を示す図である。主な構成は、ボイラ１７に酸素を供給するための酸素供給ライン４とボイラ１７から排出する燃焼排ガスを脱硝装置（ＳＣＲ）１８で脱硝し、予熱器（ＰＨ）１９でボイラ１７で使用する燃焼用空気を予熱し、電気集塵機（ＥＰ）２０で集塵し、脱硫装置（ＦＧＤ）２２で脱硫する排ガス処理ライン１４と、該排ガス処理ライン１４から排ガス再加熱器２３で再加熱して煙突２７に浄化した排ガスを送る排出ライン４５と、前記排ガス処理ライン１４から分岐してボイラ１７の二次用燃焼ガスとしてボイラ１７のウインドボックス１６へ二次用燃焼ガスライン６７から混合器１１を経由して循環される排ガス再循環ライン３４と、該排ガス再循環ライン３４への分岐点の後流側の排ガス処理ライン１４から分岐したＣＯ2回収ライン６９と、ボイラ１７で得られた蒸気５１をタービン５２で使用した後、復水器５４で復水して再びボイラ１７に給水する給水ライン６８とを備えている。
FIG. 1 is a diagram showing the configuration of an oxyfuel power plant according to this embodiment. The main configuration is that the
酸素燃焼発電プラントの発電時におけるボイラ１７で使用する石炭を含む燃料を酸素を利用して燃焼させる酸素燃焼時のボイラ１７の運転時には、空気１は空気分離装置（ＡＳＵ）２（これを酸素供給装置ともいう）により窒素３と酸素に分離される。分離した酸素は酸素供給ライン４を経由して予熱ヒータ５で予熱され、酸素供給ライン４の２つに分岐した一次酸素（燃料搬送用）ライン（これを分岐酸素供給ラインともいう）６と二次酸素（燃焼用）ライン８にそれぞれ設けられた流量調節弁７と流量調節弁１０によって分配される。
At the time of operation of the
一方、ボイラ１７の起動時には燃料は空気を用いる燃焼（以後、空気燃焼という）が行われるが、該空気燃焼では一定条件に達するまで流量調節弁７と流量調節弁１０は全閉され、ボイラ１７へ燃料の二次燃焼用の燃焼ガス（空気）を供給するために設けられた二次用燃焼ガス供給ライン６７の入口付近にある流量調節弁４９が開き、再循環ガス用ブロア３５により空気４０が二次酸素（燃焼用）ライン８に配置された混合器１１に供給される。また、二次用燃焼ガス供給ライン６７には前記排ガス再循環ライン３４からの燃焼排ガスが供給される。詳しい運転モードの切り換えについては、後述する。
On the other hand, when the
一次酸素（燃料搬送用）ライン６に供給される一次酸素は混合器９に送られ、該混合器９には二次用燃焼ガス供給ライン６７に設置される予熱器１９の前流側で分岐した一次用燃焼ガス供給ライン６６から一次用燃焼ガス用ブロア４４により再循環ガスの一部も搬送されるので混合器９で一次酸素は燃焼排ガスと混合され、次いで石炭粉砕器ミル１３に供給される。ミル１３では石炭１２が粉砕されて微粉炭となり、得られた微粉炭はミル１３に供給された一次酸素と燃焼排ガスとの混合ガスによって、乾燥されると同時に一次用燃焼ガス供給ライン６６内を気流搬送されてバーナ１５に供給される。
The primary oxygen supplied to the primary oxygen (fuel transfer)
また、二次酸素（燃焼用）ライン８に送られる二次酸素は混合器１１に送られ、該混合器１１には排ガス再循環ライン３４と二次用燃焼ガス供給ライン６７を経由して再循環ガスの一部も供給されるので混合器１１で二次酸素は再循環ガスと混合された後に二次燃焼用酸化剤としてウィンドボックス１６に導入後、バーナ１５の二次燃焼気体供給口に供給される。
Further, the secondary oxygen sent to the secondary oxygen (combustion)
石炭１２と排ガス再循環ガスで希釈された一次酸素と二次酸素はボイラ１７で燃料を酸素燃焼させる。このときの全酸素比（完全燃焼に必要な酸素量を１としたときの燃焼に必要な酸素量）は１以上である。石炭中の炭素分はほとんどが二酸化炭素（ＣＯ2）になり、水素、窒素、硫黄等の揮発分を含む石炭では、これらの揮発分が燃焼気体中の酸素により酸化され、窒素酸化物（ＮＯｘ）、二酸化硫黄（ＳＯ2）、三酸化硫黄（ＳＯ3）等の酸性ガスを発生する。
The primary oxygen and the secondary oxygen diluted with the
前記ＣＯ2、ＮＯｘ、ＳＯ2、ＳＯ3等の成分と粉塵を含む酸素燃焼排ガスは、ボイラ１７の後流の排ガス処理ライン１４に配置した複数の浄化機器で処理される。即ち、酸素燃焼排ガスは脱硝装置（ＳＣＲ）１８でＮＯｘが除去され、その後、予熱器（ＰＨ）１９で、排ガス再循環ライン３４からの再循環ガスと熱交換して、約３５０℃から２００〜１４０℃に冷却され、次いで排ガス熱回収器５０で約９０℃まで降温される。約９０℃の酸素燃焼排ガスは電気集塵装置（ＥＰ）２０で煤塵とＳＯ3が除去される。その後、排ガスは湿式脱硫装置（ＦＧＤ）２２でＳＯ2が除去されて、排ガス温度が約５０℃になる。続いて再循環ガスライン３４にある流量調節弁３３の開度を調整して、排ガス量の約５０〜７５％を再循環ガスライン３４から抜き出して予熱器（ＰＨ）１９に送って昇温させ、次いで混合機９とミル１３を経由してバーナ１５に送られ、また混合器１１を経由してウィンドボックス１６に再循環されるようになっている。
Oxygen combustion exhaust gas containing components such as CO 2 , NOx, SO 2 , SO 3 and dust is processed by a plurality of purification devices arranged in the exhaust
上述のように排ガス再循環ガスは一次用燃焼ガス供給ライン６６から燃料搬送用として利用できるだけでなく、二次用燃焼ガス供給ライン６７から排ガス再循環ガス内の未燃焼燃料としてボイラ１７に供給して燃焼させることができる。
なお、ＥＰ２０とＦＧＤ２２の間の排ガス処理ライン１４には排ガスをスムーズに後流側に送り出すための排ガス用ブロア２１を配置している。
As described above, the exhaust gas recirculation gas can be used not only for fuel transfer from the primary combustion
Note that an
また、ボイラ１７での燃料の酸素燃焼時は、排出ライン４５の流量調節弁３０を閉じ、該流量調節弁３０の前流側の排出ライン４５から分岐したＣＯ2回収ライン６９の流量調節弁３１を開いて、ボイラ燃焼排ガスはＣＯ2回収ライン６９に送られ、残りの燃焼排ガスは、冷却機３２を経て圧縮機２４に導入される。冷却機３２では燃焼排ガスが３０℃まで冷却及び脱水され、圧縮機２４では０．５１８〜５０ＭＰａの範囲で圧縮される。その後、冷却機２５により燃焼排ガス中に含まれるＣＯ2は−５６．６℃〜３１．１℃の範囲で冷却液化され、分離器２６で気体と液化ＣＯ2に分離される。液化されないガス２９は煙突２７にて排出される。液化されたＣＯ2はＣＯ2貯蔵容器２８に貯蔵される。
Further, during the oxygen combustion of fuel in the
ボイラ１７の内部には給水が通るチューブが多数並べられている。チューブ表面が伝熱面となってボイラ１７で発生した燃焼熱を吸収して、チューブの中を通る給水を加熱する。加熱された給水はスチーム５１となってタービン５２に導かれる。タービン５２は多数の羽根が円周方向に埋め込まれた構造となっており、スチーム５１のエネルギーを受けてタービン５２が回転し、軸に直結された発電機５３を回す。タービン５２から排出されたスチーム５１は低温、低圧の蒸気となって復水器５４に導入される。
A large number of tubes through which water is supplied are arranged inside the
復水器５４はタービン５２の下部に設けられたタンクである。復水器５４の中には冷却水（海水等）が通るチューブが多数配置されており、スチーム５１はこれに触れて凝縮して水に戻る。スチーム５１が水になると体積が著しく小さくなるので、復水器５４中は真空になっている。水は復水器５４の底に貯まる。復水器５４からの水はボイラ１７の給水に必要な２０ＭＰａ程度までポンプ５５で昇圧された後、ボイラ１７に供給される。
The
次にＳＯ3除去技術に関して述べる。
排ガスに接する固体表面上に液滴硫酸が出現する温度を一般に酸露点と呼ぶが、ＳＯ3濃度が高まるほど酸露点温度が上昇し、ＳＯ3が１ｐｐｍ含まれるだけでも露点が１００℃を超え１３０℃になる。これは、ＳＯ3が存在すると硫酸のような不揮発性溶液の溶質を含む液滴は蒸気圧が減少するためである。排ガス温度を１００℃未満にするとガス状ＳＯ3が液滴として捕集可能になる。したがって、排ガス熱回収器５０により電気集塵機２０の入口での排ガス温度を酸露点以下となる９０℃まで低下させると、ガス状ＳＯ3が凝縮し、それが煤塵に吸着し、排ガス熱回収器５０及び電気集塵機２０で煤塵と共にＳＯ3が除去できる。
Next, the SO 3 removal technique will be described.
The temperature at which droplet sulfuric acid appears on the solid surface in contact with the exhaust gas is generally referred to as the acid dew point. The higher the SO 3 concentration, the higher the acid dew point temperature. Even if 1 ppm of SO 3 is contained, the dew point exceeds 100 ° C. and 130 It becomes ℃. This is because in the presence of SO 3 , the vapor pressure of a droplet containing a non-volatile solution solute such as sulfuric acid is reduced. When the exhaust gas temperature is lower than 100 ° C., gaseous SO 3 can be collected as droplets. Therefore, when the exhaust gas
本実施例に係る排ガス熱回収器５０について図４を参照して説明する。
排ガス熱回収器５０は熱回収する排ガスを導入する入口３７と熱回収された排ガスを排出する出口４１とを有する装置内に排ガスの熱を回収する伝熱管としてフィンチューブ３６を配置し、フィンチューブ３６の内部を熱媒体（水）３９が流れ、排ガスと熱交換し、１４０〜２００℃から９０℃まで排ガス温度を下げる。
The exhaust gas
The exhaust gas
排ガス熱回収器５０内でフィンチューブ３６に堆積した灰に９０℃で気体から凝縮したＳＯ3ミストが吸湿されて排ガス中からＳＯ3が除去される。ＳＯ3吸着灰４２は排ガス熱回収器５０の下部の灰ホッパ５０ａに落下して系外に排出される。このときフィンチューブ３６に堆積したＳＯ3吸着灰はスートブロア３８で高温高圧のスチームを吹き付けて落下させるものである。
The SO 3 mist condensed from the gas at 90 ° C. is absorbed by the ash deposited on the
前述のとおり、蒸気タービン５２に蒸気が供給されない起動からしばらく経過した段階では、復水の再加熱には回収熱が利用できない。したがって、排ガス熱回収器５０が空焚きの状態となって熱損傷しないように配慮する必要がある。また、プラントの起動時に空気を用いて燃料を燃焼させる空気燃焼を行うが、このとき排ガスの熱を排ガス熱回収器５０により除熱しなかった場合には、排ガス中に含まれる強腐食性ガスである三酸化硫黄（ＳＯ3）は、電気集塵機２０でほとんど除去されず、電気集塵機２０より後流側のダクト配管の腐食の発生、さらに煙突２７からの紫煙（ＳＯ3フューム）発生などの問題が生じる。
As described above, the recovered heat cannot be used for reheating the condensate after a while has elapsed since the start of when no steam is supplied to the
従って、ボイラ燃料の空気燃焼時と酸素燃焼時で熱媒体の熱供給先を切り換えるため、排出ライン４５に排ガス再加熱器２３を設置し、給水加熱器５６と排ガス再加熱器２３にそれぞれ熱媒体を切り換えて循環可能にした熱媒体循環ライン６１を設け、熱媒体循環ライン６１に流量調節弁５７、流量調節弁５８、流量調節弁５９、流量調節弁６０を設置して排ガス熱回収器５０からの熱媒体の流れが給水加熱器５６と排ガス再加熱器２３との間で切り換わるようにした。すなわち、排ガス熱回収器５０から給水加熱器５６への熱媒体循環ライン６１には流量調節弁５８を配置し、給水加熱器５６から排ガス熱回収器５０への熱媒体循環ライン６１には流量調節弁５７を配置し、排ガス熱回収器５０から排ガス再加熱器２３への熱媒体循環ライン６１には流量調節弁６０を配置し、排ガス再加熱器２３から排ガス熱回収器５０への熱媒体循環ライン６１には流量調節弁５９を配置している。また熱媒体循環ライン６１には流量調節弁５７と流量調節弁５９を直列に配置し、されに流量調節弁５８と流量調節弁６０も熱媒体循環ライン６１に直列に配置されているので、流量調節弁５７〜６０の開閉制御で熱媒体循環ライン６１中の熱媒体は排ガス熱回収器５０と給水加熱器５６の間で循環されるか又は排ガス熱回収器５０と排ガス再加熱器２３の間で循環され、さらに場合によって給水加熱器５６と排ガス再加熱器２３の間で循環させることもできる。
Therefore, in order to switch the heat supply destination of the heat medium between the air combustion and the oxygen combustion of the boiler fuel, the
ボイラ燃料の酸素燃焼時には、排ガス熱回収器５０でガス温度１２０℃〜２００℃の温度域で熱回収した熱媒体を給水用加熱器５６に送り、ここで２５〜５０℃付近の温度域の復水を加熱する。このとき熱媒体循環ライン６１の流量調節弁５７と流量調節弁５８は全開し、流量調節弁５９と流量調節弁６０は全閉し、熱媒体が排ガス再加熱器２３へ流れないようにする。
At the time of oxyfuel combustion of boiler fuel, the heat medium recovered in the exhaust gas
一方、プラント起動時における燃料の空気燃焼時には、給水加熱器５６に復水が流れておらず、熱媒体循環ライン６１内の熱媒体を排出ライン４５に設置した排ガス再加熱器２３に流すために、流量調節弁５７、流量調節弁５８を閉じ、流量調節弁５９、流量調節弁６０を開いて運用する。
On the other hand, during the air combustion of the fuel at the time of starting the plant, the condensate does not flow into the
以下に図５を用いてプラント起動手順のシーケンスを説明する。図５には火炉温度と発電負荷の時間変化と手順項目を示している。 Hereinafter, the sequence of the plant starting procedure will be described with reference to FIG. FIG. 5 shows the time variation of the furnace temperature and the power generation load and the procedure items.
（１）点火：プラント起動時は天然ガスや軽油など着火性の良い石炭以外の燃料で空気燃焼を行い、ボイラ（火炉）１７を昇温させる。このとき、一次酸素供給ライン６の流量調節弁７と二次酸素供給ライン８の流量調節弁１０を閉じ、排ガス再循環ライン３４の流量調節弁３３を閉じ、二次用燃焼ガス供給ライン６７に空気４０を供給するため流量調節弁４９を開く。また、排ガス中のＣＯ2濃度は１０数％のため、ＣＯ2回収ライン６９の流量調節弁３１を閉じ、排出ライン４５の流量調節弁３０を開き、排ガスが排ガス再加熱器２３に流れるようにする。
また、排ガス熱回収器５０の熱媒体は排ガス再加熱器２３に流れるように熱媒体循環ライン６１にある流量調節弁５７、流量調節弁５８を閉じ、流量調節弁５９、流量調節弁６０を開く。
(1) Ignition: At the time of starting the plant, air combustion is performed with a fuel other than coal with good ignitability such as natural gas and light oil, and the temperature of the boiler (furnace) 17 is increased. At this time, the flow control valve 7 of the primary
Further, the flow
（２）燃焼モード変更：ボイラ１７の火炉内温度が８００℃に達したとき、排ガス再循環ライン３４の流量調節弁３３を開き、且つ一次酸素供給ライン６の流量調節弁７と二次酸素供給ライン８の流量調節弁１０を開いて酸素をボイラ１７に供給し、二次用燃焼ガス供給ライン６７の流量調節弁４９を除々に閉じながら空気４０のボイラ１７への供給量を除々に減らし、ボイラ１７の燃料の空気燃焼を酸素燃焼に変更する。このときの燃料はまだ天然ガスや軽油である。これは、排ガス再循環ライン３４及び石炭などの燃料搬送ラインである一次用燃焼ガス供給ライン６６を１００℃まで昇温させることで、凝縮水などで微粉炭や煤塵などが詰まることを防止するためである。
(2) Change of combustion mode: When the furnace temperature of the
また、発電負荷開始と同時に、今まで排ガス熱回収器５０と排ガス再加熱器２３の間を流れていた熱媒体を排ガス熱回収器５０と給水加熱器５６の間に流れるように熱媒体循環ライン６１にある流量調節弁５７と流量調節弁５８を開き、流量調節弁５９と流量調節弁６０を閉じる。
In addition, at the same time when the power generation load is started, the heat medium circulation line so that the heat medium that has flown between the exhaust gas
（３）燃料変更：火炉温度が石炭が着火する温度９００℃以上に達し、且つ石炭などの燃料搬送ラインである一次用燃焼ガス供給ライン６６が１００℃に達した後、石炭の供給を開始する。このとき、天然ガス供給量を除々に減らし、一方、石炭は供給量を除々に増加させて、火炉内の圧力や温度、排ガス量の変動を抑えながら燃料を切換え、石炭専焼にする。
(3) Fuel change: After the furnace temperature reaches a temperature at which coal is ignited at 900 ° C. or higher and the primary combustion
（４）ＣＯ2回収開始：排ガス中のＣＯ2濃度が９０％以上であることを確認後、ＣＯ2回収ライン６９の流量調節弁３１を開き、排出ライン４５の流量調節弁３０を閉じる。
(4) Start of CO 2 recovery: After confirming that the CO 2 concentration in the exhaust gas is 90% or more, the
上記各ステップおよび各ステップ間を次のように表現することができる。
（１）〜（２）：ボイラ昇温モード
（２）前後：空気／酸素混合燃焼モード（除々に再循環ガスを供給）
（２）〜（３）：循環ライン昇温モード
（３）前後：天然ガス／石炭の混焼モード
（３）〜（４）：石炭専燃モード
（４）前後：炉内圧静定モード
（４）〜 ：定常酸素燃焼モード
The above steps and the steps can be expressed as follows.
(1)-(2): Boiler temperature increase mode (2) Before and after: Air / oxygen mixed combustion mode (recirculation gas is gradually supplied)
(2) to (3): Circulation line temperature raising mode (3) Before and after: Natural gas / coal mixed combustion mode (3) to (4): Coal combustion mode (4) Before and after: In-furnace pressure stabilization mode (4) ~: Steady oxygen combustion mode
次に実施例１の比較例として、従来の空気燃焼で用いられているＳＯ3除去技術を酸素燃焼プラントに採用した場合について、図６と図７により説明する。
図６に示す比較例は排ガスの廃熱を有効利用するために、予熱器（ＰＨ）１９の後流側に排ガス熱回収器５０を設け、該排ガス熱回収器５０で回収した熱を給水ライン６８の給水加熱器５６の熱源として利用し、図１に示す実施例１のように、排出ライン４５に排ガス再加熱器２３を設けていない例である。
Next, as a comparative example of Example 1, the case where the SO 3 removal technique used in conventional air combustion is employed in an oxyfuel combustion plant will be described with reference to FIGS. 6 and 7.
In the comparative example shown in FIG. 6, in order to effectively use the waste heat of the exhaust gas, an exhaust gas
ＳＯ3による紫煙問題は、ボイラ１７の燃料の酸素燃焼時では大気放出する排ガスがほとんどゼロに近いため問題とならない。一方、ボイラ起動時に燃料の空気燃焼を開始して定常的な酸素燃焼に移行するまでのしばらくの間は、煙突２７から排ガスを系外に放出するが、この図６に示す比較例の構成では、復水が給水加熱器５６に流れていない発電前の段階では、排ガス熱回収器５０では排ガス再加熱器２３を設けていないために排ガスの除熱ができず、排ガス温度を９０℃に下げることができない。このため、電気集塵機（ＥＰ）２０でＳＯ3を灰に吸着して十分に除去させることができず、そのままガス状のＳＯ3がすり抜けて煙突２７から大気放出され、ガス状ＳＯ3が凝縮してミスト状となって大気中で紫煙が発生するといった問題が生じる。
The problem of purple smoke due to SO 3 is not a problem because the exhaust gas released into the atmosphere is almost zero during the oxygen combustion of the
また、図７に示す比較例はボイラ１７からの燃焼排ガスを、熱媒体循環ライン６１で接続した排ガス熱回収器５０と排ガス再加熱器２３の組み合わせにおいて、排ガス再加熱器２３の後流側の排出ライン４５から排ガス再循環ライン３４及びＣＯ2回収ライン６９を分岐させた例を示す。
Further, in the comparative example shown in FIG. 7, in the combination of the exhaust gas
ボイラ１７における燃料の酸素燃焼時の排ガスの水分は約３０％と高く、水分を除去するために、ＣＯ2回収ライン６９の冷却機３２で３０℃程度まで除熱する必要がある。これは、凝縮水に排ガス中のＣＯ2が溶けて炭酸水となって圧縮機２４の腐食を引き起こすためである。本比較例のような構成であると、圧縮機２４へ導入する前に、排ガスは排ガス再加熱器２３で５０℃から９０℃まで昇温した後、水分を除去するために、冷却機３２で３０℃程度まで再度冷却する必要がある。このように排ガスを昇温後に再冷却することになるので、エネルギー損失が大きく、プラント効率の低下を招く。
The moisture content of the exhaust gas at the time of oxygen combustion of fuel in the
以下に実施例１の作用、効果を述べる。
排ガス熱回収器５０により電気集塵機２０の入口の排ガス温度を酸露点以下になる９０℃に下げることでＳＯ3の高効率捕集が可能になり、後段の酸腐食防止及び煙突からの紫煙削減に効果がある。
The operation and effect of Example 1 will be described below.
The exhaust gas
給水用加熱器５６と排ガス熱回収器５０の間で熱交換を行うことで、それまでボイラ給水加熱に利用していたタービン５２からの抽気を低減でき、これによりタービン５２への蒸気量が増加し、タービン出力増加につながる。
By exchanging heat between the
例えば、発電端出力５００ＭＷのプラントにおけるヒートバランスは、排ガス熱回収器５０で燃焼排ガスの温度を約２００℃から９０℃に下げることによって熱媒体（水）の温度は約５０℃から１１０℃にまで上がる。熱媒体が給水用加熱器５６を通過することにより、復水温度が約７０℃程度増加する。タービン出力は７２ＭＪ／ｓから換算して約２０〜２５ＭＷｔｈ相当の出力増加が達成でき、酸素燃焼システムによる発電効率低下を約３％抑制できる。
For example, the heat balance in a plant with a power generation end output of 500 MW is achieved by reducing the temperature of the combustion exhaust gas from about 200 ° C. to 90 ° C. with the exhaust gas
表１は酸素燃焼プラントにおける酸素燃焼運転時の熱収支を示したものである。排ガス熱回収器５０と給水加熱器５６の熱交換により、６０ＭＷｔｈの廃熱を有効利用できることを示している。
このように従来ではボイラ給水の加熱をタービン５２からの抽気により賄っていたが、本発明のように給水加熱器５６によりボイラ給水の加熱ができるので、これまで行っていたタービン５２からの抽気を一部低減可能となり、出力増加を図ることができる。
As described above, the boiler feed water is conventionally heated by the extraction from the
同時にプラント起動時の給水加熱器５６の熱交換ができずにボイラ排ガス処理ライン１４の排ガス温度を９０℃に維持できないときは、熱媒体循環ライン６１を経由してボイラ熱回収器５０と排ガス再加熱器２３を接続することでボイラ熱回収器５０による排ガス冷却を行い、ガス状ＳＯ3が大気放出されることを防止できる効果がある。
At the same time, when the heat exchange of the
このように、図１に示す実施例では、定常運転以外の段階でも排ガス中からのＳＯ3の高効率除去を図ることができる（後述の実施例２、実施例３も同様）。表２はプラント起動時の各機器の温度と排ガス中のＳＯ3濃度を示したものである。排ガス熱回収器５０より後流側の排ガス処理ライン１４において電気集塵機（ＥＰ）２０で排ガス中のＳＯ3が高効率で除去されるため、煙突２７までの排ガス中のＳＯ3濃度が０．１ｐｐｍ未満となる。
本実施例の酸素燃焼システムに係る実施手段として以下のものを挙げる。
排ガス熱回収器５０の熱交換の方式において、低温流体側の熱媒体流れ方向は、高温流体側の排ガスの熱を効率的に熱回収できる向流式が望ましいが、電気集塵機（ＥＰ）２０の入口温度を９０℃未満にできるならば、並流式でも十字流式でも良い。
排ガス再加熱器２３の熱交換の方式において、高温流体側の熱媒体流れ方向は、低温流体側の排ガスに熱を効率的に供給できる向流式が望ましいが、煙突２７の入口温度を９０℃以上にできるならば、並流式でも十字流式でも良い。
給水加熱器５６の熱交換の方式において、高温流体側の熱媒体流れ方向は、低温流体側の給水に熱を効率的に供給できる向流式が望ましいが、並流式でも十字流式でも良い。
The following are mentioned as implementation means according to the oxyfuel combustion system of the present embodiment.
In the heat exchange system of the exhaust gas
In the heat exchange system of the
In the heat exchange method of the
空気分離装置（ＡＳＵ）２として、例えば深冷分離法による高純度酸素製造装置を利用できるが、これに限定されるものでなく、圧力スウィング吸着法や膜分離法などを利用した装置でも良い。
脱硝装置（ＳＣＲ）１８としては、触媒を用いるアンモニア接触還元法を利用した装置が挙げられるが、これに限定されるものでなく、無触媒還元法や活性炭吸着法などを利用した装置でも良い。
脱硫装置（ＦＧＤ）２２は、湿式脱硫方式のものが挙げられるがこれに限定されるものでなく、乾式脱硫、および半乾式脱硫などでも良い。
集塵装置２０は電気集塵装置（ＥＰ）が挙げられるが、バグフィルタなどのろ布式などのものでも良い。
As the air separation device (ASU) 2, for example, a high-purity oxygen production device using a cryogenic separation method can be used, but the present invention is not limited to this, and a device using a pressure swing adsorption method or a membrane separation method may be used.
Examples of the denitration apparatus (SCR) 18 include an apparatus using an ammonia catalytic reduction method using a catalyst, but the present invention is not limited to this, and an apparatus using a non-catalytic reduction method or an activated carbon adsorption method may be used.
The desulfurization apparatus (FGD) 22 includes a wet desulfurization type, but is not limited thereto, and may be dry desulfurization, semi-dry desulfurization, or the like.
The
酸素濃度は、高温によるボイラ１７内の材料損傷を防止するため、約１５〜４０％−ｄｒｙ（無水状態基準）になるように再循環ガスライン３４の流量を流量調節弁３３および一次酸素供給ライン６の流量調節弁７、二次酸素供給ライン８の流量調節弁１０で調整する。
In order to prevent material damage in the
排ガス熱回収器５０には熱交換用伝熱管に付着した灰を払い落とすスートブロア３８を設ける。スートブロア３８には、高温高圧スチームの他にＣＯ2の気体でも構わないが、空気は窒素が含まれると、ＣＯ2回収率が低下するため、望ましくない。
排ガス熱回収器５０の熱交換する伝熱管は、熱回収効率及び煤塵の付着面積が増大するフィン付のフィンチューブ３６とすることが望ましい。排ガスとフィンチューブ３６内の熱媒体の流れ方向は、向流でも並行流でも構わないが熱交換性の高い向流が望ましい。フィンチューブ３６の配置は水平方向でも鉛直方向でも良いが、煤塵が堆積し易い水平方向が望ましい。
排ガス熱回収器５０内に流す熱媒体３９として、例えば温度が７０〜１８０℃程度の水／蒸気やオイル、または窒素等の気体を用いることができる。
The exhaust gas
The heat transfer tube for exchanging heat of the exhaust gas
As the
燃料は可燃性であれば何でも良く、一般に発電用燃料としては化石燃料である石油、石炭、天然ガスなどが使用される。他にバイオマス燃料を混ぜたものでも構わない。 The fuel may be anything as long as it is combustible. Generally, oil, coal, natural gas or the like, which is a fossil fuel, is used as a fuel for power generation. Other than that, biomass fuel may be mixed.
実施例１の変形例として図２に示す構成からなる実施例２を採用することもできる。
図１との相違点は、再循環ガスライン３４を排ガス再加熱器２３の後流側の排出ライン４５から分岐させ、流量調節弁３０を排ガス再加熱器２３の後流側の排出ライン４５に設けるように構成した点である。
As a modification of the first embodiment, the second embodiment having the configuration shown in FIG. 2 can be adopted.
The difference from FIG. 1 is that the
この例では、図１に示す例に比べ、排ガス再循環ライン３４は長くなるが、排ガス再加熱器２３で昇温された排ガスを再循環させることができるため、プラント起動後、図５の（２）〜（３）：循環ライン昇温モードにおいて、排ガス再循環ライン３４の昇温に要する時間を短縮できる利点がある。
本実施例２における、その他の作用・効果については、いずれも実施例１と同様である。
In this example, the exhaust
The other actions and effects in the second embodiment are the same as those in the first embodiment.
図３に実施例３の酸素燃焼フロー図を示す。実施例１との差異は、排ガス処理ライン１４からボイラ１７に再循環させる排ガスのラインを一次用排ガス再循環ライン３４ａと二次用排ガス再循環ライン３４ｂの複数系統に分割した点である。
FIG. 3 shows an oxyfuel combustion flowchart of the third embodiment. The difference from Example 1 is that the exhaust gas line recirculated from the exhaust
流量調節弁３３を有する二次用排ガス再循環ライン３４ｂは、ＥＰ２０の後流側の排ガス処理ライン１４と二次用燃焼ガス供給ライン６７の間に設ける。一方、流量調節弁６１を有する一次用排ガス再循環ライン３４ａは、ＦＧＤ２２の後流側の排ガス処理ライン１４と一次用燃焼ガス供給ライン６６の間に設ける。
The secondary exhaust gas recirculation line 34 b having the
また二次用燃焼ガス供給ライン６７の入口には流量調節弁４９を備え、空気４０が導入できる構成であり、二次用燃焼ガス供給ライン６７の流量調節弁４９の前流側には一次用排ガス再循環ライン３４ａへの空気導入用ライン７０があり、この空気導入用ライン７０には流量調節弁６３を設けている。
本実施例３の起動方法とその後の運転方法は実施例１に準じる。
Further, the flow
The starting method of the third embodiment and the subsequent operation method are the same as those of the first embodiment.
実施例３の効果は、大部分の酸素燃焼排ガスをＥＰ２０の後流側の排ガス処理ライン１４から分岐して抜き出すため、脱硫装置（ＦＧＤ）２２での処理ガス量が低減でき、ＦＧＤ２２のコンパクト化、脱硫剤の低減による低ランニングコスト化及びブロア２１の低容量化などが図れる。さらにＦＧＤ２２出口で排ガス温度を９０℃から５０℃まで下げなくて済むため、排ガスの熱損失を大幅に防止できる。一次用排ガス再循環ガスは、ＦＧＤ２２を通過することで硫黄分が除去されているため、ミル１３までの一次用燃焼ガス供給ライン６６での酸露点による腐食を防止できるメリットがある。
The effect of the third embodiment is that most of the oxygen combustion exhaust gas is branched and extracted from the exhaust
なお、図示しないが図３に示す実施例３において、一次用排ガス再循環ライン３４ａを図２に示す実施例２と同様に、排ガス再加熱器２３の後流側の排出ライン４５から分岐させるように構成しても良く、この場合も排ガス再加熱器２３で昇温された排ガスを再循環させることができるため、プラント起動後、一次用排ガス再循環ライン３４ａの昇温に要する時間を短縮できる利点がある。
Although not shown, in the third embodiment shown in FIG. 3, the primary exhaust gas recirculation line 34a is branched from the
以上のように、本発明に係る酸素燃焼プラントは、排ガス熱回収器による排ガスの廃熱を発電設備の給水の加熱に利用することができ、プラント全体の発電効率の向上を図ることができると同時に、酸腐食や紫煙発生の原因となるガス状ＳＯ3を、効率よく除去ができ、酸素燃焼プラントに用いるのに適している。 As described above, the oxyfuel combustion plant according to the present invention can use the waste heat of the exhaust gas from the exhaust gas heat recovery device for heating the feed water of the power generation facility, and can improve the power generation efficiency of the entire plant. At the same time, gaseous SO 3 that causes acid corrosion and generation of purple smoke can be efficiently removed and is suitable for use in an oxyfuel combustion plant.
１ 空気（大気） ２ 空気分離装置（ＡＳＵ）
３ 窒素（Ｎ２） ４ 酸素供給ライン
５ 予熱ヒータ
６ 一次酸素（燃料搬送用）ライン
７ 流量調節弁
８ 二次酸素（燃焼用）ライン
９ 混合器 １０ 流量調節弁
１１ 混合器 １２ 燃料（Ｃｏａｌ）
１３ ミル １４ 排ガス処理ライン
１５ バーナ １６ ウィンドボックス
１７ ボイラ １８ 脱硝装置（ＳＣＲ）
１９ 予熱器（ＰＨ） ２０ 電気集塵機（ＥＰ）
２１ ブロア（ＩＤＦ）２２ 脱硫装置（ＦＧＤ）
２３ 排ガス再加熱器 ２４ 圧縮機
２５ 冷却機 ２６ 分離器
２７ 煙突 ２８ ＣＯ2貯蔵容器
２９ 液化されないガス
３０ 流量調節弁 ３１ 流量調節弁
３２ 冷却機 ３３ 流量調節弁
３４ 再循環ガスライン
３４ｂ 二次用再循環ガスライン
３４ａ 一次用再循環ガスライン
３５ ２次用ブロア ３６ フィンチューブ
３７ 入口 ３８ スートブロア
３９ 熱媒体 ４０ 空気
４１ 出口 ４２ ＳＯ3吸着灰
４３ 液化ＣＯ2 ４４ 一次用ブロア
４５ 排出ライン ４９ 流量調節弁
５０ 排ガス熱回収器 ５０ａ 灰ホッパ
５１ スチーム ５２ タービン
５３ 発電機 ５４ 復水器
５５ ポンプ ５６ 給水加熱器
５７〜６０ 流量調節弁
６１ 熱媒体循環ライン
６２ 一次用再循環ガス
６３ 流量調節弁
６６ 一次用燃焼ガス供給ライン
６７ 二次用燃焼ガス供給ライン
６８ 給水ライン ６９ ＣＯ2回収ライン
７０ 空気導入用ライン
1 Air (atmosphere) 2 Air separation device (ASU)
3 Nitrogen (N2) 4
13
19 Preheater (PH) 20 Electric dust collector (EP)
21 Blower (IDF) 22 Desulfurization equipment (FGD)
23
Claims (6)
脱硝装置（１８）、集塵装置（２０）および脱硫装置（２２）を含むボイラ（１７）の燃焼排ガスを浄化する装置をそれぞれ前流側から後流側に順次設けた排ガス流路である排ガス処理ライン（１４）と、
ボイラ（１７）の給水ライン（６８）と、
ボイラ（１７）に燃焼用ガスとして用いる酸素を供給する酸素供給ライン（４，８）と、
ボイラ（１７）の燃焼用ガスに用いる空気と前記酸素供給ライン（４，８）から分岐した分岐酸素供給ライン（６）より供給される酸素とを混合して得られる一次用燃焼ガスと共に石炭を含む燃料をボイラ（１７）に供給する一次用燃焼ガス供給ライン（６６）と、
ボイラ（１７）の燃焼用ガスに用いる空気を酸素供給ライン（４，８）からの酸素と混合して燃焼ガスとしてボイラ（１７）に供給する二次用燃焼ガス供給ライン（６７）と、
ボイラ排ガス中のＣＯ2を回収する排ガス流路であるＣＯ2回収ライン（６９）と、
集塵装置（２０）より後流側の排ガス処理ライン（１４）から分岐して燃焼排ガスをボイラ（１７）の二次用燃焼用ガスとして戻すために二次用燃焼ガス供給ライン（６７）へ接続する排ガス再循環ライン（３４）と、
浄化処理した燃焼排ガスを煙突（２７）へ向けて流す排ガス処理ライン（１４）の後流側に設けた排ガス流路である排出ライン（４５）と
を備えた酸素燃焼発電プラントであって、
排ガス処理ライン（１４）には、集塵装置（２０）より排ガス流路前流側にある燃焼排ガスの熱を回収する熱交換器（３６）を有する排ガス熱回収器（５０）と脱硫装置（２２）の排ガス流路後流側に設けた燃焼排ガスを再加熱する排ガス再加熱器（２３）
を備え、
前記ＣＯ2回収ライン（６９）は、脱硫装置（２２）のある排ガス流路後流側であって、排ガス再加熱器（２３）の排ガス流路前流側の排ガス処理ライン（１４）から分岐して設けられ、
前記給水ライン（６８）には、ボイラ給水を加熱する給水加熱器（５６）を設け、該給水加熱器（５６）と排ガス熱回収器（５０）との間及び前記給水加熱器（５６）と排ガス再加熱器（２３）との間に熱媒体が循環する熱媒体循環ライン（６１）を設け、熱媒体循環ライン（６１）は排ガス熱回収器（５０）で回収した熱の供給先となる排ガス再加熱器（２３）と給水加熱器（５６）とを流れる熱媒体の流量をそれぞれ調節可能に構成したことを特徴とする酸素燃焼発電プラント。 A boiler (17) for burning coal or fuel other than coal;
Exhaust gas that is an exhaust gas flow path in which devices for purifying combustion exhaust gas of a boiler (17) including a denitration device (18), a dust collector (20), and a desulfurization device (22) are sequentially provided from the upstream side to the downstream side. A processing line (14);
The water supply line (68) of the boiler (17);
Oxygen supply lines (4, 8) for supplying oxygen used as combustion gas to the boiler (17);
Coal together with the primary combustion gas obtained by mixing the air used for the combustion gas of the boiler (17) and the oxygen supplied from the branched oxygen supply line (6) branched from the oxygen supply line (4, 8). A primary combustion gas supply line (66) for supplying fuel to the boiler (17),
A secondary combustion gas supply line (67) that mixes the air used for the combustion gas of the boiler (17) with oxygen from the oxygen supply line (4, 8) and supplies it as combustion gas to the boiler (17);
A CO 2 recovery line (69) which is an exhaust gas passage for recovering CO 2 in boiler exhaust gas;
To the secondary combustion gas supply line (67) for branching from the exhaust gas treatment line (14) downstream from the dust collector (20) to return the combustion exhaust gas as secondary combustion gas for the boiler (17). Connected exhaust gas recirculation line (34);
An oxyfuel combustion power plant comprising an exhaust line (45) which is an exhaust gas flow path provided on the downstream side of an exhaust gas treatment line (14) for flowing purified exhaust gas to a chimney (27),
In the exhaust gas treatment line (14), an exhaust gas heat recovery device (50) having a heat exchanger (36) for recovering the heat of the combustion exhaust gas on the upstream side of the exhaust gas flow path from the dust collector (20) and a desulfurization device ( 22) Exhaust gas reheater (23) for reheating the combustion exhaust gas provided on the downstream side of the exhaust gas flow path
With
The CO 2 recovery line (69) is branched from the exhaust gas treatment line (14) on the downstream side of the exhaust gas flow path where the desulfurization device (22) is located and on the upstream side of the exhaust gas flow path of the exhaust gas reheater (23). Provided,
The feed water line (68) is provided with a feed water heater (56) for heating boiler feed water, between the feed water heater (56) and the exhaust gas heat recovery device (50), and the feed water heater (56). A heat medium circulation line (61) through which the heat medium circulates is provided between the exhaust gas reheater (23) and the heat medium circulation line (61) is a supply destination of the heat recovered by the exhaust gas heat recovery device (50). An oxyfuel power plant characterized in that the flow rate of the heat medium flowing through the exhaust gas reheater (23) and the feed water heater (56) is adjustable.
排ガス再循環ライン（３４ａ）は、ボイラ（１７）に燃料を搬送する一次用燃焼ガス供給ライン（６６）に接続し、
排ガス再循環ライン（３４ｂ）は、ボイラ（１７）に燃料を搬送しない二次用燃焼ガス供給ライン（６７）に接続していることを特徴とする請求項１に記載の酸素燃焼発電プラント。 The exhaust gas recirculation line (34) is branched from the exhaust gas treatment line (14) on the upstream side of the desulfurization device (22) and the exhaust gas treatment line (14) on the downstream side of the desulfurization device (22). The exhaust gas recirculation line (34b) and the exhaust gas recirculation line (34a)
The exhaust gas recirculation line (34a) is connected to a primary combustion gas supply line (66) for conveying fuel to the boiler (17),
The oxyfuel combustion power plant according to claim 1, wherein the exhaust gas recirculation line (34b) is connected to a secondary combustion gas supply line (67) that does not convey fuel to the boiler (17).
プラント起動時は、ボイラ（１７）の燃焼用ガスには二次用燃焼ガス供給ライン（６７）から供給される空気を使用して空気燃焼を行いながら、ボイラ排ガスは排ガス処理ライン（１４）から排出ライン（４５）に流し、同時に排ガス熱回収器（５０）で回収した熱を熱媒体循環ライン（６１）により排ガス再加熱器（２３）に流し、
プラント定常運転時には、ボイラ（１７）の燃焼用ガスとして酸素供給ライン（４，６，８）からの酸素と排ガス再循環ライン（３４）からの排ガスとの混合ガスを使用して酸素燃焼を行いながら、排ガス処理ライン（１４）からの排ガスをＣＯ2回収ライン（６９）に流して排ガスからＣＯ2を回収し、同時に排ガス熱回収器（５０）で回収した熱を熱媒体循環ライン（６１）により給水加熱器（５６）に流す
ことを特徴とする酸素燃焼発電プラントの運転方法。 A method for operating an oxyfuel power plant according to claim 1,
At the time of starting the plant, the boiler exhaust gas is discharged from the exhaust gas treatment line (14) while performing air combustion using the air supplied from the secondary combustion gas supply line (67) as the combustion gas of the boiler (17). The heat recovered by the exhaust gas heat recovery device (50) is simultaneously supplied to the exhaust line reheater (23) through the heat medium circulation line (61).
During steady operation of the plant, oxygen combustion is performed using a mixed gas of oxygen from the oxygen supply line (4, 6, 8) and exhaust gas from the exhaust gas recirculation line (34) as combustion gas for the boiler (17). while the exhaust gas from the exhaust gas processing line (14) by flowing the CO 2 recovery line (69) of CO 2 is recovered from the exhaust gas, the recovered heat heat medium circulation line at the same time the exhaust gas heat recovery device (50) (61) The method of operating an oxyfuel power plant, characterized by flowing through a feed water heater (56).
前記熱媒体循環ライン（６１）で回収した熱の供給先を排ガス再加熱器（２３）側から給水加熱器（５６）側に切り換え、排ガス中のＣＯ２濃度が９０％以上になると、ボイラ排ガスの排出先を排出ライン（４５）からＣＯ2回収ライン（６９）に切り換えることを特徴とする請求項５記載の酸素燃焼発電プラントの運転方法。 The boiler exhaust gas is discharged from the exhaust gas treatment line (14) to the exhaust line (45) while the temperature is raised by air combustion using a fuel other than coal from the time the plant is started until the boiler (17) reaches the first temperature condition set. And then increasing the amount of oxygen from the oxygen supply line (4, 6, 8) and the amount of exhaust gas from the exhaust gas recirculation line (34) while gradually reducing the amount of air as a combustion gas. The temperature of the exhaust gas in the exhaust gas recirculation line (34) is raised, and in the process, the combustion of fuel other than coal and coal is started, and when the second temperature condition set by the boiler (17) is reached, the fuel is Switch to coal, continue to heat up the boiler (17), shift to steady operation when the third temperature condition set is reached,
When the supply destination of the heat recovered in the heat medium circulation line (61) is switched from the exhaust gas reheater (23) side to the feed water heater (56) side and the CO 2 concentration in the exhaust gas reaches 90% or more, boiler exhaust gas the method of operation oxygen combustion power plant according to claim 5 wherein the discharge destination from the discharge line (45), characterized in that switching to the CO 2 recovery line (69) of.
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