JP5599742B2 - Co2 recovery type gasification gas generator for a closed cycle gas turbine power plant - Google Patents

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    • Y02E20/18Integrated gasification combined cycle [IGCC]

Description

本発明は、 ガス化原料をガス化し、生成したガス化ガスを燃焼させるガス化ガス用ガスタービン発電プラントにおける燃焼促進技術に関する。 The present invention is a gasification raw material is gasified, to promote combustion technique in the generated gas turbine power plant for the gasification gas to burn the gasified gas. さらに詳述すると、本発明は、ガスタービンから排出された後のガスタービン燃焼排気ガスの一部を希釈剤としてリサイクルすると共に一部から二酸化炭素(CO )を回収しつつ排出するCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントにおける燃焼促進技術に関する。 More particularly, the present invention, CO 2 recovery for discharging while recovering carbon dioxide (CO 2) from a portion with recycling a portion of the gas turbine combustion exhaust gas after being discharged from the gas turbine as a diluent combustion accelerator technology in the mold gasification closed cycle gas turbine power plant for gas power.

近年、エネルギー資源の多様化と高効率発電を目的に石炭ガス化複合発電(IGCC)技術の開発が進められている。 In recent years, the development of coal gasification combined cycle (IGCC) technology has been advanced for the purpose of diversification and high-efficiency power generation of energy resources. 一方、地球環境問題への対応から、CO 回収機構を組み合わせた発電システムとすることも求められている。 On the other hand, the response to global environmental issues, are also required to power generation systems combining a CO 2 recovery mechanism.

そこで、本特許出願人等は、これら要望に応えるため、IGCCに閉サイクルガスタービンとCO 回収機構とを組み合わせた図19に示すCO 回収型IGCCシステムを先に提案した(非特許文献1)。 The present patent applicants have to meet these demands, the CO 2 recovering IGCC system 19 which combines a closed cycle gas turbine and a CO 2 recovery mechanism IGCC previously proposed (Non-Patent Document 1 ). このシステムは、COとH を主成分とするCO 添加O 吹き石炭ガス化ガス燃料をO にて量論比燃焼させ、生成される高温の燃焼ガスをCO とH Oを主成分とするガスタービン燃焼排気ガスで希釈して所定の温度に調整する、排ガス循環・O 量論比燃焼による閉サイクルガスタービンを構成するものである。 This system, the CO 2 added O 2 blown coal gasification gas fuel consisting mainly of CO and H 2 by stoichiometric combustion in O 2, the hot combustion gases generated CO 2 and H 2 O diluted with a gas turbine combustion exhaust gas mainly adjusted to a predetermined temperature, and constitutes a closed cycle gas turbine according to exhaust gas circulation · O 2 stoichiometric combustion. ここで、ガスタービン燃焼排気ガスの一部はCO を回収して系外へ排出され、残りはリサイクルされて燃焼器に希釈剤として供給され、約3000℃に昇る燃焼温度を所定の温度(例えば、1300℃級ガスタービンの場合、膨張タービンの初段動翼入口で1350℃)に調整するものである。 Here, a portion of the gas turbine combustion exhaust gas is discharged out of the system to recover the CO 2, the remainder is fed as a diluent to the combustor is recycled, combustion temperature predetermined temperature rises to about 3000 ° C. ( for example, the case of 1300 ° C. class gas turbine, and adjusts the 1350 ° C.) in the first stage moving blade inlet of the expansion turbine. すなわち、ガスタービン燃焼排気ガスを循環させる閉サイクルガスタービンでは、CO およびH Oを主成分とする燃焼排気ガスを作動媒体とするガスタービン燃焼を実現することにより、CO 回収に伴うプラント熱効率の低下を抑制するIGCC発電を実現する。 That is, in the closed cycle gas turbine for circulating a gas turbine combustion exhaust gases, by implementing a gas turbine combustion to the combustion exhaust gas working medium composed mainly of CO 2 and H 2 O, the plant due to the CO 2 recovery realizing suppressing IGCC power a decrease in thermal efficiency.

しかしながら、非特許文献1記載のCO 回収型IGCC用閉サイクルガスタービンでは、多量の空気で酸素過剰燃焼させる通常のLNG焚きガスタービンとは異なり、O による量論比燃焼であるため燃料の酸化反応が遅れ、通常のガスタービンでの燃焼ガス滞留時間では完全燃焼させることが難しいという問題を含んでいる。 However, the CO 2 recovery type IGCC for closed cycle gas turbine of the non-patent document 1, unlike the conventional LNG-fired gas turbine which excess oxygen combustion with a large amount of air, the fuel for a stoichiometric combustion by O 2 It delays the oxidation reaction contains a problem that it is difficult to complete combustion in the combustion gas residence time in the ordinary gas turbine.

しかも、O 量論比燃焼では、見かけ上、二段階の反応現象を呈しており、一次反応後に希釈剤中CO 、H O成分の還元によりCOまたはH が再生成し(所謂、反応の可逆性を惹起し)、燃料の酸化反応を抑制する。 Moreover, the O 2 stoichiometric combustion, apparently, two-stage and exhibits a reaction phenomenon, CO or H 2 is regenerated by the reduction of CO 2, H 2 O component in the diluent after the primary reaction (the so-called eliciting reversibility of the reaction was), to inhibit oxidation reaction of the fuel.

また、CO およびH O成分の分圧が高く、ガス化ガス燃料中のCOおよびH の酸化反応が抑制されることから、反応が収束するまでの時間が長くなる。 Also, the partial pressure of CO 2 and H 2 O component is high, since the oxidation reaction of CO and H 2 of the gasification gas in the fuel is suppressed, the time until the reaction is converged longer.

このことから、燃料中CO成分濃度の上昇に伴い燃焼反応は抑制され、同一の反応時間で比較すると、燃焼ガス中に残存するO およびCO成分濃度が増加することとなる。 Therefore, combustion reaction with the rise in the fuel CO component concentration is suppressed, when compared with the same reaction time, and thus the O 2 and CO component concentration remaining in the combustion gas increases. すなわち、ガス化ガス燃料の場合、主に燃料中CO成分濃度の増加に応じて燃焼性が低下し、燃焼効率が低下する問題がある。 That is, in the case of gasification gas fuel, mainly flammability decreases with the increase in the fuel CO component concentration, the combustion efficiency is a problem to decrease.

また、燃焼生成物としてガスタービン燃焼排気ガス中のCO 濃度が上昇し、CO およびH Oを主成分とするガスタービン燃焼排気ガスで燃焼ガスを希釈する閉サイクルガスタービン燃焼ではCOとH を主成分とするガス化ガス燃料の酸化反応が更に抑制され、燃焼性は低下する。 Moreover, CO 2 concentration of the gas turbine combustion exhaust gas as combustion products increases, and CO in the closed cycle gas turbine combustion to dilute the combustion gas in the gas turbine combustion exhaust gas mainly composed of CO 2 and H 2 O oxidation of the gasification gas fuel of H 2 as a main component is further suppressed, flammability is reduced.

しかし、酸化反応を進めるために、例えば若干の酸素過剰条件で燃焼させると、燃焼効率は上昇するものの、余剰のO が燃焼ガス中に残留し、ガス化炉への石炭等のガス化原料の搬送ガスとしてのリサイクルガスタービン燃焼排気ガスの使用を制限することとなる。 However, in order to promote the oxidation reaction, for example, is burned in some oxygen excess conditions, although the combustion efficiency is increased, O 2 excess remains in the combustion gas, gasification feedstock such as coal to the gasification furnace and thus to limit the use of the recycled gas turbine combustion exhaust gas as carrier gas. また、量論比よりも少し高めの燃料過剰条件で燃焼させた場合には、燃焼効率が急激に低下することが懸念される。 Further, in the case than stoichiometric ratio was burned in the fuel excess condition slightly higher is concern that the combustion efficiency drops suddenly.

さらに、O により量論比燃焼させたCO およびH Oを主成分とするガスタービン燃焼排気ガスでガス化ガス燃料を希釈して定格運転時の燃焼器出口ガス温度まで下げるように調整されることから、COとH を主成分とするガス化ガス燃料の酸化反応が一層抑制されることになり、LNGを燃焼させるガスタービン燃焼器のように比較的短い反応時間(例えば、数十msの反応時間)では、ガスタービン燃焼排気ガス中に酸化剤であるO と未燃焼成分であるCOが高濃度で残留し、十分な燃焼効率が得られないばかりか、燃焼ガス中の未燃焼成分COに起因した煤の生成によって発電プラントの各機器へ影響することが懸念される。 Further, adjustment to lower until the combustor exit gas temperature during rated operation to dilute the gasification gas fuel in the gas turbine combustion exhaust gas mainly composed of CO 2 and H 2 O obtained by stoichiometric combustion by O 2 from being, will be the oxidation reaction of gasification gas fuel consisting mainly of CO and H 2 is further suppressed, a relatively short reaction time as in the gas turbine combustor for burning LNG (e.g., several in ten ms reaction time), CO is a O 2 and unburned component is an oxidizing agent in a gas turbine combustion exhaust gas remains at a high concentration, not only can not be obtained sufficient combustion efficiency, in the combustion gas It may affect the respective devices of the power plant is concerned by the generation of soot due to the unburned component CO.

このことから、COとH を主成分とするガス化ガス燃料のO による量論比燃焼ガスタービン燃焼器では、燃焼排気ガスの循環に起因する燃焼反応の阻害を抑制し、比較的短い反応時間例えば百ms以下、好ましくは数十msの反応時間で未燃焼成分および残存O 成分の排出量を低減した安定燃焼技術の開発が望まれる。 Therefore, in the stoichiometric combustion gas turbine combustor of CO and H 2 by O 2 in the gasification gas fuel as a main component to suppress the inhibition of the combustion reaction caused by the circulation of the combustion exhaust gas, a relatively short the reaction time, for example one hundred ms or less, preferably development of a stable combustion technology that reduces the emissions of unburned components and residual O 2 component tens ms reaction time is desired. さらに、閉サイクルガスタービン燃焼器での燃焼性と燃焼安定性を確保し、十分な燃焼効率を維持する燃焼技術の開発が望まれる。 Furthermore, to ensure combustibility and combustion stability in the closed cycle gas turbine combustor, the development of combustion technology to maintain sufficient combustion efficiency is desired.

本発明は、かかる要望に応えるものであり、排気循環下におけるガス化ガス燃料のO 量論比燃焼を採用する閉サイクルガスタービン発電プラントにおいて、ガスタービンにおける燃焼反応を促進、安定燃焼を図ることを目的とする。 The present invention to meet such demands, reduced in the closed cycle gas turbine power plant employing the O 2 stoichiometric combustion of the gasification gas fuel under exhaust circulation, promoting the combustion reaction in the gas turbine, the stable combustion and an object thereof. 具体的には、本発明は、CO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントにおいて、閉サイクルガスタービン燃焼器の燃焼過程で発生する未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性または燃焼効率を向上させることを目的とする。 Specifically, the present invention provides a CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant, due to unburned CO components or unburned CO generated during the combustion of a closed cycle gas turbine combustor by suppressing the soot to be produced, and an object thereof is to improve the combustion or the combustion efficiency of the gas turbine combustor.

かかる目的を達成するため、本発明者等が種々研究・数値解析した結果、CO 回収型IGCC用閉サイクルガスタービンでは、ガスタービン燃焼器の頭部における一次燃焼領域における反応温度が1500℃以上1900℃以下の範囲に制御される場合、燃料の酸化反応の可逆性が低下して、酸化反応が進行することを知見するに至った。 To achieve the above object, the inventors of the present inventors, have made various studies and numerical analysis, the CO 2 recovery type IGCC for closed cycle gas turbine, the reaction temperature in the primary combustion zone in the head of the gas turbine combustor is 1500 ° C. or higher when controlled in the range of 1900 ° C. or less, it lowered reversibility of the oxidation reaction of the fuel, leading to the finding that the oxidation reaction proceeds. 特に、1650〜1800℃の範囲、より好ましくは1700℃〜1800℃近傍では、より燃料の酸化反応の可逆性が低下して、酸化反応が進行するため、燃焼効率をより高く維持できることを知見した。 In particular, the range of 1650-1,800 ° C., a more preferably 1700 ° C. to 1800 ° C. vicinity, and more reduced reversibility of oxidation reaction of the fuel, the oxidation reaction proceeds, and knowledge to be able to maintain the combustion efficiency higher .

本発明は、かかる知見に基づくものであって、請求項1記載の発明は、酸化剤でガス化原料をガス化するガス化設備、および前記ガス化設備で生成されたガス化ガスを精製するガス精製設備とを備え、前記ガス化ガスを主燃料とし、酸素を主成分とする酸化剤により量論比燃焼させるガスタービン燃焼器と、燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、前記ガスタービンに結合されて電力を出力する発電機と、前記ガスタービンから排出された排気ガスの一部をガスタービン作動媒体としてリサイクルしつつ残りの前記排気ガスを系外に排出する際にCO を回収するCO 回収装置を含むガス化ガス用閉サイクル型ガスタービン発電プラントにおいて、リサイクルする前記ガスタービン燃焼排気ガスを分割して、一部を前記ガスタービン The present invention has been made based on such finding, a first aspect of the present invention, the gas raw material for purifying the gasification equipment, and the generated gasification facilities gasification gas gasified by oxidant and a gas purification equipment, the gasification gas as main fuel, oxygen and a gas turbine combustor for stoichiometric combustion by an oxidizing agent composed mainly of a gas turbine driven by the combustion gas, to the gas turbine a generator coupled to output power, recovering CO 2 part of the exhaust gas discharged from the gas turbine when discharging to the outside the rest of the exhaust gas while recycling the gas turbine working medium in the closed-cycle gas turbine power plant for the gasification gas containing CO 2 recovery apparatus, by dividing the gas turbine combustion exhaust gas recycle, the part gas turbine 焼器の頭部に供給し、残部を前記ガスタービン燃焼器の頭部よりも下流で前記ガスタービンの第1段動翼の入口までの間で供給する一方、前記ガスタービン燃焼器の頭部に供給する前記ガスタービン燃焼排気ガスの量を前記ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量に制御するようにしている。 Is supplied to the head of the burn unit, while also supplied than the head of the remainder gas turbine combustor downstream between the to the inlet of the first stage blade of the gas turbine, the gas turbine combustor of the head is the amount of the gas turbine combustion exhaust gas supplied to control the amount to from 1,500 to 1,900 ° C. the combustion temperature in the gas turbine combustor's head.

ここで、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガスタービン燃焼排気ガスは、ガス化ガス燃料及び酸化剤と共にガスタービン燃焼器の頭部に直接供給するようにしても良いし、ガスタービン燃焼器の上流側で燃焼器に供給される前のガス化ガス燃料と混合してから供給しても、あるいは一部をガスタービン燃焼器の頭部に直接供給する一方、一部をガスタービン燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合してから供給するようにしても良い。 Here, the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the gas turbine combustor of the head, also may be supplied directly to the gas turbine combustor of the head together with the gasification gas fuel and oxidant gas turbine combustion be fed is mixed with the previous gasification gas fuel supplied to the combustor upstream of the vessel, or while the part is directly supplied to the gas turbine combustor of the head, a part gas turbine combustion it may be supplied by mixing the gasified gas fuel at the upstream side of the vessel. この場合、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃の範囲に調整する量を供給するのであれば、ガスタービン燃焼器の頭部に供給される直前のガスタービン燃焼排気ガスあるいはこれとガス化ガス燃料との混合ガスの温度には特に制限を受けるものではない。 In this case, if the supply amount to adjust the combustion temperature in the head of the gas turbine combustor in a range of from 1,500 to 1,900 ° C., or a gas turbine combustion exhaust gas immediately before being supplied to the head of the gas turbine combustor It is not particularly restricted to a temperature of a gas mixture of this and gasification gas fuel. また、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガスタービン燃焼排気ガスをガス化設備よりも下流側でかつガスタービン燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合されてからガスタービン燃焼器に供給する場合には、400℃〜900℃の間の温度に維持してガスタービン燃焼排気ガス中の水蒸気を水素に分解し、ガス化ガス燃料中の水素成分濃度を上昇させてからガスタービン燃焼器に供給することが好ましい。 The gas turbine combustor after being mixed in the gasification gas fuel upstream than and a gas turbine combustor is downstream of the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the gas turbine combustor head gasification in the case of supply, 400 ° C. and maintained at a temperature of between to 900 ° C. the water vapor in the gas turbine combustion exhaust gas is decomposed into hydrogen gas from raising the hydrogen component concentration of the gasification gas fuel turbines it is preferably supplied to the combustor.

また、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガスタービン燃焼排気ガスは、燃料組成やガス化システムなどによって変動するガス化ガス燃料の発熱量によって求まる供給量で一定としても良いが、より好ましくはガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼排気ガスの供給量を調整することにより、あるいはガスタービン燃焼器に供給する前のガス化ガス燃料へ供給するガスタービン燃焼排気ガスの量と、ガスタービン燃焼排気ガスのガスタービン燃焼器の頭部へ直接供給する量との分配比を調整することにより、若しくはガス化設備よりも下流側でかつガスタービン燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合されるガスタービン燃焼排気ガスの供給位置を調整すること Further, the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor, also good as constant feed rate determined by the calorific value of the gasification gas fuel varies depending on the fuel composition and gasification systems, and more preferably watching the CO component concentration or soot content in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor, by adjusting the supply amount of the gas turbine combustion exhaust gas or gasified before being fed to the gas turbine combustor, the amount of gas turbine combustion exhaust gas supplied to the gas fuel, by adjusting the distribution ratio of the amount supplied directly to the head of the gas turbine combustor of gas turbine combustion exhaust gas, or downstream of the gasification in and adjusting the location of gas turbine combustion exhaust gas to be mixed with the gasification gas fuel at upstream side of the gas turbine combustor より、CO排出濃度を一定量以下に制御するようにしても良い。 More, it is also possible to control the CO emissions concentration constant amount or less. ここで、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視するとは、燃焼器の燃焼性と燃焼効率の向上を図るために、ガスタービン燃焼器から排気された直後のガス中のCO及びCOに起因する煤を抑制することを主目的としていることから、燃焼器における燃焼性および安定性等を評価できるのであれば、燃焼器出口、膨張タービン出口または排熱回収ボイラ出口などのいずれにおいて実施しても良い。 Here, monitoring the CO component concentration or soot amount combustion gas discharged from the gas turbine combustor, in order to improve the combustion efficiency and combustor flammability, immediately after being exhausted from the gas turbine combustor to suppress the soot due to CO and CO in the gas since it is the main purpose, as long as it can evaluate the flammability and stability in the combustor, the combustor outlet, an expansion turbine outlet or heat recovery it may be implemented in any of such boiler outlet.

さらに、ガス化ガス燃料の燃料発熱量を監視して、発熱量が変化した際には、ガスタービン燃焼器の頭部へ供給する排ガス量を調整することが好ましい。 Furthermore, by monitoring the fuel heating value of the gasification gas fuel, when the calorific value is changed, it is preferable to adjust the amount of exhaust gas supplied to the gas turbine combustor of the head.

さらに、リサイクルするガスタービン燃焼排気ガスの残りはガスタービン燃焼器の中間位置よりも下流で供給されることが好ましい。 Moreover, the rest of the gas turbine combustion exhaust gases to be recycled is preferably supplied downstream than the intermediate position of the gas turbine combustor.

さらに、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガス化ガス燃料またはガスタービン燃焼排気ガス若しくはこれらの混合ガスに予め混合してから、あるいはガスタービン燃焼器の頭部に単独で、水蒸気または窒素のいずれか一方または双方を混合して供給することが好ましい。 Further, since the premixed gas of the gas fuel or gas turbine combustion exhaust gas or a mixture of these gases is supplied to the head of the gas turbine combustor or solely a gas turbine combustor head, steam or nitrogen it is preferred to mixing either one or both of the supply. この場合においても、ガスタービン燃焼器における燃焼反応過程で燃焼ガス中に水素成分を生成させて、燃焼反応を促進することができる。 In this case, it is possible by generating the hydrogen component in the combustion gas in the combustion reaction process in the gas turbine combustor to facilitate combustion reaction.

さらに、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼排気ガスに供給される水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の供給量を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御することが好ましい。 Furthermore, by monitoring the CO component concentration or soot content in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor, adjusting the supply amount of either or both of the steam or nitrogen is supplied to the gas turbine combustion exhaust gases Accordingly, it is preferable to control the CO emissions concentration constant amount or less.

さらに、ガス化ガス燃料をガスタービン燃焼器に供給する前に、ガス化ガス燃料にガスタービン燃焼排気ガスを混合して混合気中に水素を生成する場合、反応温度を適切に制御して400℃〜900℃の間の温度に維持することが重要となる。 Furthermore, before supplying the gasification gas fuel to a gas turbine combustor, by appropriately controlling case, the reaction temperature to produce hydrogen in a gas mixture by mixing a gas turbine combustion exhaust gas to the gasification gas fuel 400 ° C. can be maintained at a temperature of between to 900 ° C. is important. そこで、本発明では、ガスタービン燃焼排気ガスとガス化ガス燃料との混合ガス中に水素を生成させる反応温度を適正に制御するための熱源として、 ガス化設備の熱または排熱回収ボイラあるいは熱交換器で回収されるガスタービン燃焼排気ガスの熱を利用するようにしている。 Therefore, in the present invention, as a heat source for properly controlling the reaction temperature to produce hydrogen in a mixed gas of a gas turbine combustion exhaust gas and gasification gas fuel, heat or waste heat recovery boiler or heat of gasification so that utilizes the heat of the gas turbine combustion exhaust gas recovered by the exchanger.

請求項1記載の発明にかかるCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントによると、リサイクルするガスタービン燃焼排気ガスを分割して、一部をガスタービン燃焼器の頭部に供給し、残部をガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口までの間で供給する一方、ガスタービン燃焼器の頭部に供給するガスタービン燃焼排気ガスの量をガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量に制御するようにしているので、燃焼領域での燃料の酸化反応速度が速い時点で、燃料の酸化反応の可逆性を低下させて酸化反応を進行させつつ、ガスタービンの初段動翼入口で定格温度に調整された燃焼ガスを供給することができる。 According to claim 1 of the CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant to the invention described, by dividing the gas turbine combustion exhaust gas recycling supply part to the gas turbine combustor of the head and, while the remainder is supplied between the downstream than the head of the gas turbine combustor to the inlet of the first stage moving blade of a gas turbine, the amount of gas turbine combustion exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor since the so as to control the amount to 1500 to 1,900 ° C. the combustion temperature in the head of the gas turbine combustor, at a fast oxidation rate of the fuel in the combustion area, the reversibility of the oxidation reaction of the fuel while advancing the oxidation reaction is lowered, it is possible to supply the combustion gas is adjusted to the rated temperature at the first stage moving blade inlet of the gas turbine. したがって、燃焼過程で発生する未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性並びに燃焼効率を向上させることができる。 Therefore, by suppressing the soot that is generated because of the unburned CO components or unburned CO generated in the combustion process, it is possible to improve the combustibility and combustion efficiency of the gas turbine combustor. 特に、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1650〜1800℃の範囲、より好ましくは1700℃〜1800℃近傍に制御すると、酸化反応速度が速いまま燃料の酸化反応の可逆性がより低下して酸化反応が進行するため、燃焼効率をより高くできる。 In particular, a range of 1650-1,800 ° C. The combustion temperature in the head of the gas turbine combustor, when the control in the vicinity of 1700 ° C. to 1800 ° C. More preferably, the reversibility of the oxidation reaction of the fuel remains fast oxidation reaction rate is lowered more the oxidation reaction proceeds Te, can be higher combustion efficiency. これにより、従来のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントよりも未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性または燃焼効率を向上させることができる。 Thus, by suppressing the soot that is generated because of the unburned CO components or unburned CO than conventional CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant, a gas turbine combustor flammability or combustion efficiency can be improved.

ここで、ガスタービン燃焼器の頭部の一次燃焼領域に供給されるリサイクルガスタービン燃焼排気ガスは、燃焼器の頭部に直接供給しても、燃焼器の上流側で燃焼器に供給される前のガス化ガス燃料と混合してから供給しても、あるいは一部を燃焼器の頭部に直接供給する一方、一部を燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合してから供給するようにしても、一次燃焼領域での燃焼温度を1500〜1900℃の範囲に調整して燃焼領域での燃料の酸化反応速度が速い時点で、燃料の酸化反応の可逆性を低下させて酸化反応を進行させることができる。 Here, the recycle gas turbine combustion exhaust gas supplied to the primary combustion zone of the head of the gas turbine combustor, be fed directly to the combustor head is supplied to the combustor upstream of the combustor is mixed be fed is mixed with the previous gasification gas fuel, or a part while directly supplied to the combustor of the head, the gasification gas fuel at upstream side of a portion combustor be supplied, when the oxidation reaction rate is high in fuel adjustment to combustion zone of the combustion temperature in the range of 1500-1,900 ° C. in the primary combustion zone, reduce the reversibility of the oxidation reaction of the fuel it can be advanced oxidation reaction. しかも、ガスタービン燃焼器の頭部の一次燃焼領域にリサイクルさせるガスタービン燃焼排気ガスが供給されることによって、燃焼前にあるいは燃焼過程で燃焼ガス中に水素成分を生成させることが可能となり、燃焼反応を促進し、閉サイクルガスタービンから排出される未燃焼CO濃度を低減すると共に、煤の生成を抑制し、燃焼性がさらに良くなると共に一層の熱効率向上を可能にすることができる。 Moreover, by the gas turbine combustion exhaust gas to be recycled to the primary combustion zone of a gas turbine combustor head is supplied, it becomes possible to generate a hydrogen component in the combustion gas prior to combustion or during the combustion process, the combustion the reaction promoting, can thereby reduce the unburned CO concentration is discharged from the closed cycle gas turbine, and suppress the formation of soot, it allows to further improve thermal efficiency with the combustion characteristics become better.

さらに、請求項3記載の発明によると、ガスタービン燃焼器に供給する前にガスタービン燃焼排気ガス中の水蒸気を水素に分解してガス化ガス燃料中の水素成分濃度を上昇させてからガスタービン燃焼器に供給することができるので、燃焼性の良いガス化ガス燃料の供給により一次燃焼域における燃焼性を確実に向上させ得る。 Furthermore, according to the third aspect of the invention, the gas turbine from the water vapor in the gas turbine combustion exhaust gas is decomposed into hydrogen to increase the hydrogen component concentration of the gasification gas in the fuel before being fed to the gas turbine combustor can be supplied to the combustor, it may certainly improve the combustibility in the primary combustion zone by the supply of combustible good gasification gas fuel. つまり、燃焼速度の高いH が1割程度高くなるため、燃料噴射速度の速いガスタービン燃焼器での燃焼安定性を向上させると共に、一次燃焼領域での燃焼温度を1500〜1900℃の範囲に調整して燃焼領域での燃料の速い反応速度を維持しつつ反応の可逆性を抑えることで燃焼安定性への効果が大きくなる。 That is, since the high H 2 of the combustion speed becomes higher about 10%, improves the combustion stability of the fast gas turbine combustor of the fuel injection rate, the combustion temperature in the primary combustion zone in the range of 1500-1,900 ° C. the effect of adjustments to the combustion stability by suppressing fuel fast while the reaction rate was maintained reaction reversibility in the combustion region is increased. これにより、燃焼温度の調整によって酸化反応速度が速い時点で、燃料の酸化反応の可逆性を低下させて酸化反応を進行させることと相俟って、燃焼効率並びに燃焼性の改善や煤の抑制に効果がある。 Thus, when a fast oxidation reaction rate by adjustment of the combustion temperature, I cooperation with a possible to proceed the oxidation reaction by reducing the reversibility of the oxidation reaction of the fuel, suppression of combustion efficiency as well as flammability improvements and soot there is an effect to. しかも、複雑な流れと反応過程を有するガスタービン燃焼器に供給する前に、ガス化ガス組成とガスタービン燃焼排気ガスの組成または水蒸気との割合を適正に制御するので、制御が容易であると共に、燃焼性をより一層効率良く向上させることが可能である。 Moreover, before being supplied to the gas turbine combustor having a complicated flow reaction process, the so appropriately controlling the ratio of the composition or steam gasification gas composition and the gas turbine combustion exhaust gas, it is easy to control , it is possible is possible to further effectively improve combustibility.

また、請求項5記載の発明によると、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼排気ガスの供給量を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御するようにしているので、ガス化発電プラントの全作動範囲全域においてガスタービンの燃焼性、燃焼安定性を確保し、燃焼効率の向上を図ることができる。 Further, according to the invention of claim 5, wherein, to monitor the CO component concentration or soot content in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor, by adjusting the supply amount of the gas turbine combustion exhaust gas, CO emissions since so as to control the concentration constant amount below the flammability of the gas turbine in the entire operating range the entire region of the gasification power generation plant, to ensure combustion stability, it is possible to improve the combustion efficiency.

また、請求項6記載の発明によると、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼器に供給する前のガス化ガスへ供給するガスタービン燃焼排気ガスの量と、ガスタービン燃焼排気ガスのガスタービン燃焼器の頭部へ直接供給する量との分配比を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御することができる。 Further, according to the invention of claim 6 wherein the gas supplied to monitor the CO component concentration or soot content in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor, Previous gasification gas supplied to the gas turbine combustor the amount of turbine combustion exhaust gas, by adjusting the distribution ratio of the amount supplied directly to the head of the gas turbine combustor of gas turbine combustion exhaust gas, it is possible to control the CO emissions concentration constant amount or less.

また、請求項7記載の発明によると、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO排出濃度を監視して、 ガス化設備よりも下流側でかつガスタービン燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合されるガスタービン燃焼排気ガスの供給位置を調整するようにしているので、ガス化ガス燃料中に生成するH 量を適正にし、CO排出濃度を一定量以下に抑制することができる。 Gas Further, according to the invention of claim 7, wherein, to monitor the CO emission concentration in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor, the upstream side of and a gas turbine combustor is downstream of the gasification since so as to adjust the location of gas turbine combustion exhaust gas to be mixed with the gases fuel, it is a proper and H 2 amount produced during the gasification gas fuel, suppressing CO emission concentration constant amount below can.

請求項8記載の発明によると、ガス化ガス燃料の発熱量を監視して、発熱量が変化した際には、ガスタービン燃焼器の頭部へ供給するガスタービン燃焼排気ガス量を調整するので、ガス化ガス燃料の発熱量の変動にかかわらずガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量に制御することができる。 According to the invention of claim 8, wherein, to monitor the amount of heat generated by the gasification gas fuel, when the calorific value is changed, since the adjustment of the gas turbine combustion exhaust gas amount supplied to the gas turbine combustor of the head can be controlled to an amount to 1500-1,900 ° C. the combustion temperature in the gas turbine combustor of the head irrespective of variations in the heating value of the gasification gas fuel.

請求項9記載の発明によると、リサイクルするガスタービン燃焼排気ガスの残りはガスタービン燃焼器の中間位置よりも下流で供給されるので、もっとも燃焼が活発な一次燃焼領域における燃焼温度が二次リサイクル排ガスの供給による影響を受け難く、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃の温度範囲に安定して制御し、燃焼反応を促進できることから、高い燃焼効率と安定な燃焼性を維持しつつガスタービンの初段動翼入口で定格温度に調整された燃焼ガスを供給することができる。 According to the ninth aspect of the present invention, since the remaining gas turbine combustion exhaust gas recycling is fed downstream than the intermediate position of the gas turbine combustor, the combustion temperature in the most one combustion vigorous primary combustion zone secondary recycling hardly affected by the supply of exhaust gas, the combustion temperature in the head of the gas turbine combustor stably controlled to a temperature range of from 1,500 to 1900 ° C., because it can accelerate the combustion reaction, a high combustion efficiency and stable flammability the first stage rotor blade inlet of the gas turbine while maintaining in can be supplied to the combustion gas which has been adjusted to the rated temperature.

請求項10記載の発明によると、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガス化ガス燃料またはガスタービン燃焼排気ガス若しくはこれらの混合ガスに予め混合してから、あるいはガスタービン燃焼器の頭部に単独で、水蒸気または窒素のいずれか一方または双方を混合して供給するので、O による量論比燃焼では完全燃焼し難いガス化ガス燃料であっても、燃料中のH 成分濃度を燃焼反応前にあるいは燃焼反応過程でさらに増やすことができるので、ガス化ガス燃料の燃焼性をより向上させて燃焼反応を促進させることができる。 According to the invention described in claim 10, since the premixed gas of the gas fuel or gas turbine combustion exhaust gas or a mixture of these gases is supplied to the head of the gas turbine combustor or a gas turbine combustor, the head alone, since supply a mixture of one or both of steam or nitrogen, even complete combustion hardly gasified gas fuel at stoichiometric combustion by O 2, and H 2 component concentration in the fuel it is possible to further increase the combustion reaction prior to or combustion reaction process, it is possible to accelerate the combustion reaction by further improving the combustibility of the gasification gas fuel. これにより、燃焼性を上げ、未燃CO成分を少なくして燃焼効率を高めることができる。 Thus, increasing the flammability, it is possible to increase the combustion efficiency with less unburned CO component. また、希釈剤中のCO 成分の濃度が相対的に低下するので、燃料中のCO成分の酸化が促進される効果も有する。 Further, since the concentration of CO 2 component in the diluent relatively reduced, with the effect of oxidation of CO component in the fuel is promoted. ここで、H 成分濃度の増量効果は、燃焼器よりも上流側で供給しようと、ガスタービン燃焼器の頭部に直接供給するガスタービン燃焼排気ガスに供給しようとも、同じであるが、ガス化ガス燃料をガスタービン燃焼器に供給する前に予め水蒸気または窒素のいずれか一方または双方を混合してH 成分濃度を増大させる場合にはガス化ガス燃料の制御を確実にすることができるので好ましい。 Here, increasing the effect of the H 2 component concentration in an attempt to supply upstream from the combustor, no matter fed directly supplying the gas turbine combustion exhaust gas to the gas turbine combustor of the head is the same, gas can ensure control of the gasification gas fuel in the case of the reduction gas fuel is increased in advance steam or one or a mixture of both H 2 component concentration nitrogen before feeding to the gas turbine combustor since preferred. この水蒸気または窒素のいずれか一方または双方のガス化ガス燃料への混合は、ガスタービン燃焼排気ガスの還流量が減少した時にでも、H 成分濃度の増大によって燃焼性を維持できる。 Mixed into one or both of the gasification gas fuel of the steam or nitrogen, even when the amount of recirculated gas turbine combustion exhaust gas is decreased, can be maintained flammability by increasing the H 2 component concentration.

請求項11記載の発明によると、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼排気ガスに供給される水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の供給量を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御することができるので、燃焼効率を上げると共にCOに起因した煤の生成を抑えることができる。 According to the invention of claim 11, wherein, to monitor the CO component concentration or soot content in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor, either or both of the steam or nitrogen is supplied to the gas turbine combustion exhaust gases by adjusting the supply amount, it is possible to control the CO emissions concentration constant amount or less, it is possible to suppress the generation of soot due to CO with increasing combustion efficiency.

請求項12記載の発明によると、ガスタービン燃焼排気ガスとガス化ガス燃料との混合ガス中に水素を生成させる反応温度を適正に制御するための熱源として、 ガス化設備の熱または排熱回収ボイラあるいは熱交換器で回収されるガスタービン燃焼排気ガスの熱を利用しているので、外部熱源を求める必要がなくなるばかりか、排熱の有効利用が可能となるためプラント熱効率の低減を最小限にすることが可能となる。 According to the invention of claim 12, wherein, as the heat source for properly controlling the reaction temperature to produce hydrogen in a mixed gas of a gas turbine combustion exhaust gas and gasification gas fuel, heat or waste heat recovery gasification minimal since the use of the heat of the gas turbine combustion exhaust gas recovered by the boiler or heat exchanger, not only eliminates the need to obtain the external heat source, the reduction of the plant thermal efficiency since it is possible to effectively utilize the exhaust heat it is possible to to.

本発明に係るCO 回収型ガス化発電プラントの第1の実施形態を示す概略配置図である。 It is a schematic arrangement diagram showing a first embodiment of a CO 2 recovery gasification plant according to the present invention. ガス化ガス燃料、酸化剤および希釈剤をガスタービン燃焼器に供給した場合の燃料中水素成分の経時変化に及ぼす希釈剤の組成の影響に関する解析結果を示すグラフである。 Gasification gas fuel is a graph showing the analysis results on the effects of the composition of the oxidizing agent and diluent diluent on temporal change of the fuel in hydrogen component when supplied to the gas turbine combustor. ガスタービン燃焼器出口部における燃焼排気ガス特性と燃焼効率に及ぼす希釈剤の組成の影響に関する解析結果を示すグラフである。 It is a graph showing the analysis results on the effects of the composition of the diluent on the combustion exhaust gas characteristics and fuel efficiency in a gas turbine combustor outlet. ガスタービン燃焼器出口部における燃焼排気ガス特性と燃焼効率に及ぼす希釈剤中H O成分濃度の影響に関する解析結果を示すグラフである。 Is a graph showing the analysis results on the effect of diluent in H 2 O component concentration on Combustion exhaust gas characteristics and fuel efficiency in a gas turbine combustor outlet. ガス化ガス燃料と排気ガスの混合ガス中に生成する水素量に及ぼす反応温度の影響に関する解析結果(希釈量/燃料の比率=2の場合)を示すグラフである。 Is a graph showing analysis of the influence of the reaction temperature on the amount of hydrogen to produce a mixed gas of gasification gas fuel and exhaust gas results (for a ratio = 2 dilution volume / fuel). ガス化ガス燃料と排気ガスの混合ガス中に生成する水素量に及ぼす反応温度の影響に関する解析結果(希釈量/燃料の比率=4の場合)を示すグラフである。 It is a graph showing analysis of the influence of the reaction temperature on the amount of hydrogen to produce a mixed gas of gasification gas fuel and exhaust gas results (for dilution amount / ratio of fuel = 4). ガス化ガス燃料と排気ガスの混合ガス中に生成する水素量に及ぼす反応温度の影響に関する解析結果(希釈量/燃料の比率=3の場合)を示すグラフである。 Is a graph showing analysis of the influence of the reaction temperature on the amount of hydrogen to produce a mixed gas of gasification gas fuel and exhaust gas results (for a ratio = 3 dilution volume / fuel). ガス化ガス燃料と排気ガスの混合ガス中に生成する水素量に及ぼす反応温度の影響に関する解析結果(希釈量/燃料の比率=5の場合)を示すグラフである。 Is a graph showing an analysis on the effect of reaction temperature on the amount of hydrogen to produce a mixed gas of gasification gas fuel and exhaust gas results (when the ratio = 5 dilution volume / fuel). ガスタービン燃焼器より上流部でガス化ガス燃料に希釈剤を供給した場合の希釈剤の量と反応温度とが水素量に与える影響に関する解析結果(希釈量/燃料の比率=2〜5の場合)を示すグラフである。 Analysis of impact on the amount and the reaction temperature and the hydrogen content of the diluent in the case of supplying the diluent gas of the gas fuel in the upstream of the gas turbine combustor results (when the ratio = 2-5 dilution amount / fuel ) is a graph showing a. ガスタービン燃焼器出口部における燃焼排気ガス特性と燃焼効率に及ぼす希釈剤/燃料のモル比率の影響に関する解析結果を示すグラフである。 Is a graph showing the analysis results on the effect of the molar ratio of diluent / fuel on the combustion exhaust gas characteristics and fuel efficiency in a gas turbine combustor outlet. 燃焼反応時間毎の希釈率と燃焼効率との関係を解析した結果を示すグラフである。 It is a graph showing the results of analyzing the relationship between the dilution ratio of each combustion reaction time and combustion efficiency. 本発明に係るCO 回収型ガス化発電プラントの第2の実施形態を示す概略配置図である。 The second embodiment of the CO 2 recovery gasification plant according to the present invention is a schematic arrangement diagram showing. 本発明に係るCO 回収型ガス化発電プラントの第3の実施形態を示す概略配置図である。 It is a schematic arrangement diagram showing a third embodiment of a CO 2 recovery gasification plant according to the present invention. 本発明に係るCO 回収型ガス化発電プラントの第4の実施形態を示す概略配置図である。 It is a schematic layout diagram showing a fourth embodiment of a CO 2 recovery gasification plant according to the present invention. 本発明に係るCO 回収型ガス化発電プラントの第5の実施形態を示す概略配置図である。 It is a schematic layout diagram showing a fifth embodiment of a CO 2 recovery gasification plant according to the present invention. 本発明に係るCO 回収型ガス化発電プラントの第6の実施形態を示す概略配置図である。 A sixth embodiment of the CO 2 recovery gasification plant according to the present invention is a schematic arrangement diagram showing. 一次燃焼領域の燃焼時間と燃焼ガスの組成物と燃焼効率との関係を解析した結果を示すグラフである。 It is a graph showing the results of analyzing the relationship between the composition of the combustion time and the combustion gas in the primary combustion zone and the combustion efficiency. 燃焼ガス中の可燃性成分の経時変化に及ぼす一次燃焼領域に供給する希釈剤/燃料のモル比率の影響に関する解析結果を示すグラフである。 Is a graph showing the analysis results on the effect of the molar ratio of diluent / fuel supplied to the primary combustion zone on the aging of the combustible components in the combustion gas. 従来のCO 回収型IGCCシステムを示す概略配置図である。 It is a schematic arrangement diagram showing a conventional CO 2 recovering IGCC system.

以下、本発明の構成を図面に示す実施形態に基づいて詳細に説明する。 Hereinafter will be described in detail with reference to embodiments shown in the drawings the arrangement of the present invention.

図1に本発明にかかるCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントの一実施形態を示す。 It shows an embodiment of such a CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant of the present invention in FIG. この発電プラントは、 ガス化原料を酸化剤でガス化するガス化設備・ガス化炉2およびガス化炉2で生成されたガス化ガスCG1を精製するガス精製設備3とを備え、ガス化ガスを主燃料とし、酸素を主成分とする酸化剤(以下、単にO とも呼ぶ)により量論比燃焼させるガスタービン燃焼器5と、燃焼ガスにより駆動されるガスタービン6と、ガスタービン6に結合されて電力を出力する発電機9と、ガスタービン6から排出された排気ガスの一部をガスタービン作動媒体としてリサイクルしつつ残りの排気ガスを系外に排出する際にCO を回収するCO 回収装置12を含み、CO 添加O 吹き石炭ガス化ガス燃料をO にて量論比燃焼させ、ガスタービン燃焼排気ガスの一部はCO を回収して系外へ排気し、残りはリサイクル The power plant is provided with a gas purification equipment 3 for purifying the gasification gas CG1 produced in the gasification equipment, gasification furnace 2 and the gasification furnace 2 to gasified in oxidant gas raw material, gasified gas was the main fuel, oxidant mainly containing oxygen (hereinafter, simply referred to as O 2) and a gas turbine combustor 5 for stoichiometric combustion by a gas turbine 6 driven by the combustion gas, the gas turbine 6 a generator 9 which is coupled to output power, to collect the CO 2 when discharging the remaining exhaust gases out of the system while recycling a portion of the exhaust gas discharged from the gas turbine 6 as the gas turbine working medium include CO 2 recovering apparatus 12, the CO 2 added O 2 blown coal gasification gas fuel is stoichiometric combustion in O 2, a portion of the gas turbine combustion exhaust gas exhausted to recover the CO 2 out of the system and the remaining recycling して燃焼器5に供給して燃焼温度を調整し、燃焼ガスをタービン6に導入する閉ループを構成する。 And it is supplied to the combustor 5 to adjust the combustion temperature, constitutes a closed loop for introducing the combustion gas to a turbine 6. 即ち、本発明のCO 回収型IGCC用閉サイクルガスタービンでは、CO およびH Oを主成分とする燃焼排気ガスを作動媒体とするガスタービン燃焼を実現することにより、CO 回収に伴うプラント熱効率の低下を抑制するIGCC発電を実現するものである。 That is, in the CO 2 recovery type IGCC for closed cycle gas turbine of the present invention, by realizing a gas turbine combustion to the combustion exhaust gas working medium composed mainly of CO 2 and H 2 O, due to the CO 2 recovery It realizes the suppressing IGCC power the lowering of the plant thermal efficiency. 尚、図中の符号1は空気からガス化炉2及びガスタービン燃焼器5で必要な酸素AO2を生成する酸素製造装置、4はガス化炉2からガス化ガス燃料をガスタービン燃焼器5に供給するための燃料供給系統、7は排熱回収ボイラ、8はリサイクルされるガスタービン燃焼排気ガス(単にリサイクル排ガスとも呼ぶ)を昇圧する圧縮機、9は発電機、10は蒸気タービン、11は復水器、13は煙突、14はガスタービン車軸、Cは石炭などのガス化原料、CG1はガス化後のガス、CG2はガス精製後のガス化ガス燃料、CDはガスタービン燃焼排気ガスから回収したCO 、FGはガスタービン燃焼器排出ガス、FWは復水・給水、Gはタービン排気後のガス、HGは圧縮後のリサイクル排ガス、HG1はガスタービン燃焼器にリサイクル排ガスを直接供給する排ガス供 Reference numeral 1 in the drawing oxygen generating apparatus for generating a gasification furnace 2 and the oxygen AO2 required in the gas turbine combustor 5 from air, 4 the gasification gas fuel from the gasification furnace 2 to the gas turbine combustor 5 the fuel supply system for supplying, the exhaust heat recovery boiler 7, 8 compressor to boost the gas turbine combustion exhaust gas to be recycled (simply referred to as recycle gas), 9 generator, 10 is a steam turbine, 11 condenser, 13 a chimney, 14 gas turbine axle, C is gasified raw material such as coal, gas after gasification CG1, CG2 gasification gas fuel after the gas purification, CD from the gas turbine combustion exhaust gases recovered CO 2, FG is a gas turbine combustor exhaust gases, FW is condensed-water supply, G is the gas after the turbine exhaust, recycling exhaust gas after HG compression, HG1 supplies directly recycled exhaust gas turbine combustor exhaust gas test ライン、HG2はガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口までの間でリサイクル排ガスを供給する排ガス供給ライン、HG3はガス化炉へのガス化原料搬送用リサイクル排ガスの排ガス供給ライン、STは蒸気タービンプラントの作動媒体である水蒸気である。 Line, HG2 exhaust gas supply line for supplying recycled exhaust gas until the inlet of the first stage moving blade of the gas turbine downstream than the head of the gas turbine combustor, HG3 the gas raw material transported to the gasification furnace exhaust gas supply line of recycling exhaust gas, ST is water vapor which is the working medium of the steam turbine plant.

ガス化炉2では、酸素AO2の供給により、石炭Cを酸素酸化してガス化ガスCG1を発生し、ガス精製装置3により脱塵、脱硫してガスタービン燃焼器5に供給するガス化ガス燃料CG2を生成する。 In the gasification furnace 2, the supply of oxygen AO2, coal C and oxygen oxidation generates gasification gas CG1, gasification gas fuel supplied dedusting by the gas purifier 3, desulfurization to the gas turbine combustor 5 to generate the CG2. ガス化炉2の負荷が上昇して、ある程度以上の品位のガス化ガスCG2が製造されるようになると、これをガスタービン燃焼器5に供給する。 Load of the gasification furnace 2 rises, if a certain degree or more quality gasification gas CG2 comes to be manufactured, and supplies it to the gas turbine combustor 5. ガスタービン6では、ガス化ガス燃料CG2を起動用燃料と切り替えて運転を開始し、さらにプラント負荷を上昇させ、主に定格条件にて運転する。 In the gas turbine 6, by switching the startup fuel gasification gas fuel CG2 started operation, further increasing the plant load, mainly operated at rated conditions.

また、ガスタービン6の高温の排気ガスGは、排熱回収ボイラ7で給水FWに熱を受け渡し、発生した水蒸気STを蒸気タービン10に案内して、これを駆動して、発電器9により発電する。 The exhaust gas G of high temperature gas turbine 6, passes the heat to the feed water FW exhaust heat recovery boiler 7, the generated steam ST guided to the steam turbine 10, and drives this, power generation by the generator 9 to. 排熱回収ボイラ7を通過した排気ガスGは大半が圧縮機8により圧縮され、高圧排ガスHGとしてその極一部がガス化炉2に排ガス供給ラインHG3を介してガス化原料搬送用ガスとして供給され、大部分が排ガス供給ラインHG1および二次排ガス供給ラインHG2を介して一次リサイクル排ガスあるいは二次リサイクル排ガスとして供給される。 Exhaust gas G that has passed through the exhaust heat recovery boiler 7 most is compressed by the compressor 8, fed as gasifying the raw material transporting gas via the exhaust gas supply line HG3 the pole part to the gasifier 2 as a high-pressure exhaust gas HG It is, for the most part is supplied as the primary recycle flue gas or secondary recycled flue gas through the exhaust gas supply line HG1 and secondary gas supply line HG2. 一次リサイクル排ガスは、ガスタービン燃焼器5に直接あるいは燃焼器5の上流の燃料供給系統4のガス化ガス燃料に混合されてから供給され、残部となる二次リサイクル排ガスはガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口までの間で供給されてガス化ガス燃料のO による量論比燃焼ガスを希釈して所定の温度に調整する。 Primary recycling exhaust gas is supplied after being mixed in the gasification gas fuel upstream of the fuel supply system 4 directly or combustor 5 to the gas turbine combustor 5, the secondary recycle gas as the remainder of the gas turbine combustor head It is supplied between the to the inlet of the first stage moving blade of the gas turbine to dilute the stoichiometric combustion gas by O 2 in the gasified gas fuel is adjusted to a predetermined temperature downstream from parts. また、燃焼排気ガスの一部はCO 回収設備12にてCO を回収した後、煙突13から排気される。 Also, part of the combustion exhaust gas after recovering CO 2 in the CO 2 recovery facility 12, is exhausted from the stack 13. 熱回収ボイラ7を通過した排気ガスGは、図示していない排ガスダンパの開度を調整することによって、圧縮機8に導入されてリサイクルされる大半のガスタービン燃焼排気ガスと、圧縮機側とCO 回収側に導入されて系外に排気される一部のガスタービン燃焼排気ガスとに分離される。 Exhaust gas G passing through the heat recovery boiler 7, by adjusting the opening degree of the exhaust gas damper (not shown), the majority of the gas turbine combustion exhaust gases to be recycled is introduced into the compressor 8, the compressor side is introduced into the CO 2 recovery side is separated into the portion of the gas turbine combustion exhaust gas exhausted out of the system. また、圧縮機8を通過して圧縮されたリサイクル排ガスHGは、図示していない流量コントロールバルブの開度調整により、ガスタービン燃焼器に希釈剤としてのリサイクル排ガスを直接供給する排ガス供給ラインHG1と、ガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口までの間で希釈剤としてのリサイクル排ガスを供給する二次排ガス供給ラインHG2と、ガス化炉へのガス化原料搬送用の排ガス供給ラインHG3とに分割されて供給される。 Also, compressed through the compressor 8 recycled exhaust gas HG is the adjustment of the opening degree of the flow control valve (not shown), directly supplies the exhaust gas supply line HG1 recycled exhaust gas as a diluent to the gas turbine combustor a secondary gas supply line HG2 supplying recycled exhaust gas as a diluent in between to the inlet of the first stage moving blade of the gas turbine downstream than the head of the gas turbine combustor, gasification to the gasification furnace It is divided into an exhaust gas supply line HG3 for material conveyed is fed. 因みに、流量コントロールバルブは、差圧により流量を測定することが一般的であり、その他、流量調節弁と流量測定部、コントロールするための駆動用空気源(レシプロタイプなどの空気圧縮機)などで構成されている。 Incidentally, the flow rate control valve, it is common to measure the flow rate by the pressure difference, other flow control valves and flow rate measuring unit, the driving source of air to control (air compressor such as reciprocating type), etc. It is configured.

尚、ガス化原料Cとしては、例えば、石炭、石油、バイオマス、廃棄物等が挙げられるが、これらに限定されるものではない。 As the gasification raw material C, for example, coal, oil, biomass, and waste, and the like, but is not limited thereto. また、ガス化剤AO2は、例えば、酸素、空気、酸素富化空気等が挙げられるが、これらに限定されるものではない。 Further, the gasifying agent AO2, for example, oxygen, air, and oxygen-enriched air, and the like, but is not limited thereto.

ここで、COとH を主成分とするガス化ガス燃料のO による量論比燃焼ガスタービン燃焼器5では、ガスタービン燃焼排気ガスの循環による燃焼反応の阻害を抑制し、数十ms〜約百msの反応時間で未燃焼成分および残存O 成分の排出量を低減した安定燃焼が必要となる。 Here, in the stoichiometric combustion gas turbine combustor 5 by O 2 in the gasification gas fuel consisting mainly of CO and H 2, to suppress the inhibition of the combustion reaction by circulation of the gas turbine combustion exhaust gases, several tens of ms it is necessary to unburned components and reduced stable combustion emissions residual O 2 components a reaction time of about one hundred ms. また、閉サイクルガスタービンでは、通常のLNG焚きサイクルガスタービンのように、必ずしも高い燃焼効率(η>99.5%)を維持する必要は無い。 Further, in the closed cycle gas turbine, as in the conventional LNG fired cycle gas turbine, is not always necessary to maintain a high combustion efficiency (η> 99.5%) no. CO 回収型IGCC発電システムでは各構成機器がガスタービン燃焼排気ガスの組成を許容し、且つ、燃料、酸化剤および希釈剤の調整により安定した運転を実施することが重要となる。 CO 2 recovering IGCC each component device in the power generation system allows the composition of the gas turbine combustion exhaust gas, and fuel, be carried stable operation becomes important by adjusting the oxidizing agent and diluent. ただし、燃焼効率が低下すると燃焼ガス中のCO成分に起因して煤が生じるなど、閉サイクルガスタービンの運用に支障をきたす可能性がある。 However, due to the CO component of the combustion gas and the combustion efficiency is reduced such as soot occurs, there is the potential to interrupt the operation of the closed-cycle gas turbine. したがって、ガスタービン燃焼器5では、煤などの発生を抑制しつつ、安定燃焼を維持することが最も重要となる。 Therefore, in the gas turbine combustor 5, while suppressing the occurrence of soot, it is most important to maintain stable combustion.

そこで、本発明にかかるCO 回収型IGCC用閉サイクルガスタービン発電プラントは、ガスタービン燃焼器5にリサイクルさせるガスタービン燃焼排気ガス(以下、本明細書ではリサイクル排ガスあるいは希釈剤と呼ぶ)を分割して供給し、一部をガスタービン燃焼器5の頭部即ち一次燃料領域に、残部をガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口即ち燃焼器出口までの間で供給する一方、ガスタービン燃焼器の頭部に供給するリサイクル排ガスの量をガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量に制御するようにしている。 Therefore, such a CO 2 recovery type IGCC for closed cycle gas turbine power plant of the present invention, a gas turbine combustion exhaust gas to be recycled to the gas turbine combustor 5 (hereinafter, referred to as recycled flue gas or diluent herein) divided and to supply a portion on the head or primary fuel region of the gas turbine combustor 5, until inlet or combustor outlet of the first stage moving blade of the gas turbine downstream than the head of the gas turbine combustor balance while supply between, so as to control the amount of recycled flue gas supplied to the head of the gas turbine combustor to the amount of the 1500-1,900 ° C. the combustion temperature in the gas turbine combustor of the head. 尚、燃焼器にリサイクルされるガスタービン燃焼排気ガスの他に、ガス化炉に石炭などのガス化原料を搬送するためガス化原料搬送用排ガスとして、系外に排気されるガスタービン燃焼排ガスの10%程度が使用される。 In addition to the gas turbine combustion exhaust gas is recycled to the combustor as a gasifying a raw material transporting gas for transporting the gas raw material such as coal to the gasifier, the gas turbine combustion exhaust gas is exhausted out of the system about 10% is used. このガス化原料を搬送するためのリサイクル排ガスはガス化剤の一部となる。 Recycle gas for conveying the gas raw material becomes part of the gasifying agent.

リサイクル排ガスHGの全体の量は、定格運転条件(燃焼ガスの燃焼器出口温度など)と使用するガス化ガス燃料の発熱量とによって定まる。 The amount of total recycle gas HG is determined by the calorific value of the gasification gas fuel to be used with the rated operating conditions (such as the combustor exit temperature of the combustion gas). 例えば、表1に示す組成のガス化ガス燃料を用いる場合には、燃焼温度が3087℃になるため、燃焼ガスの燃焼器出口温度(定格燃焼温度)を1350℃にするときには燃料1モルに対して5モルのガスタービン燃焼排気ガスが燃焼器に循環供給される。 For example, when using a gasification gas fuel having the composition shown in Table 1, since the combustion temperature is 3087 ° C., to fuel 1 mol when the combustor exit temperature of the combustion gas (rated combustion temperature) to 1350 ° C. 5 moles of gas turbine combustion exhaust gases Te is circulated and supplied to the combustor. また、定格燃焼温度が1300℃のときには、燃料1モルに対して5.4モルのガスタービン燃焼排気ガスが燃焼器に循環供給される。 Further, when the rated combustion temperature of 1300 ° C. is 5.4 moles of the gas turbine combustion exhaust gas to the fuel 1 mole is circulated and supplied to the combustor. したがって、定格運転温度の維持と燃焼効率を上げる燃焼温度の維持とを両立させるためには、燃焼器へ供給するリサイクル排ガスを、燃焼器の頭部で燃焼反応が活発なところに燃焼温度を1500〜1900℃に調整するのに必要とする量と、燃焼ガスの燃焼器出口温度を定格温度までに下げるのに必要とする量とに分割して供給する。 Therefore, in order to achieve both the maintenance of combustion temperature raising and maintaining combustion efficiency of the rated operating temperature, the recycling exhaust gas supplied to the combustor, the combustion temperature in the combustion reaction where active in the combustor head 1500 the amount which is required to adjust to 1900 ° C., is provided by dividing into the amount required to lower the combustor exit temperature of the combustion gases to the rated temperature. 即ち、リサイクル排ガスを、燃焼器頭部の一次燃焼領域に供給する一次リサイクル排ガスと、それに続く二次燃焼領域に供給する二次リサイクル排ガスと、さらに場合によっては燃焼ガスを希釈する三次リサイクル排ガスとに分割して供給する。 That is, the recycle gas, the primary combustion zone to supply primary recycle flue gas of the combustor head, and secondary recycled flue gas supplied to the secondary combustion region followed, further optionally a tertiary recycled exhaust gas to dilute the combustion gas divided supplies to. このとき、二次リサイクル排ガスはガスタービン燃焼器の中間位置よりも下流で供給されることが好ましい。 At this time, secondary recycled flue gas is preferably supplied at a downstream from the intermediate position of the gas turbine combustor. 三次リサイクル排ガスは、膨張タービンの第一段静翼入口までに供給して、十分に混合すれば良い。 Tertiary recycling exhaust gas is supplied to a to the first stage stationary blade inlet of the expansion turbine may be thoroughly mixed. すなわち、三次排ガスは膨張タービンの翼冷却にも用いることが可能である。 That is, tertiary exhaust gas can be used to blade cooling of the expansion turbine.

リサイクル排ガスのガスタービン燃焼器5の頭部への供給は、例えば、図1に示すようにガス化ガス燃料及び酸化剤と共にガスタービン燃焼器5の頭部に直接供給するようにしても良いし、図12〜図16に示すように燃料供給系統4に接続される排ガス供給ラインHG1'を介してリサイクル排ガスの一部をガスタービン燃焼器5よりも上流側でガス化ガス燃料に予め混合してからガスタービン燃焼器5の頭部に供給するようにしても良い。 Supply to the head of the gas turbine combustor 5 of the recycling exhaust gases, for example, may be supplied directly to the head of the gas turbine combustor 5 with gasification gas fuel and oxidizer as shown in FIG. 1 , premixed in gasification gas fuel upstream from combustor 5 a portion of the recycled exhaust gas through the exhaust gas supply line HG1 'which is connected to the fuel supply system 4 as shown in FIGS. 12 to 16 it may be supplied to the head of the gas turbine combustor 5 from. なかでも、図16の実施形態のように、ガス化炉2よりも下流側でかつガスタービン燃焼器5よりも上流側において、ガスタービン燃焼器5に供給する前のガス化ガス燃料とリサイクル排ガスとを混合した混合ガスを400℃〜900℃の範囲、好ましくは600〜800℃の温度に維持してリサイクル排ガス中の水蒸気を水素に分解し、ガス化ガス燃料中の水素成分濃度を上昇させてからガスタービン燃焼器5に供給することが好ましい。 Among them, as in the embodiment of FIG. 16, the upstream side of and a gas turbine combustor 5 is downstream of the gasification furnace 2, the gasification gas fuel and recycled exhaust gas before being supplied to the gas turbine combustor 5 preparative mixed gas mixture range 400 ° C. to 900 ° C., was preferably decomposed into hydrogen water vapor in the recycled exhaust gas maintained at a temperature of 600 to 800 ° C., increasing the concentration of the hydrogen component gasification gas in the fuel it is preferably supplied to the gas turbine combustor 5 from. この場合には、ガス化ガス燃料中の水素濃度が高くなるので燃焼反応速度が速くなると共に燃焼性が良くなる。 In this case, the better flammability with combustion reaction rate because the hydrogen concentration of the gasification gas in the fuel becomes higher becomes faster. ガスタービン燃焼器5よりも上流側の燃料供給系統4における、ガス化ガス燃料中にリサイクル排ガスを混入することによって起こるガス化ガス燃料中の水素濃度の増大は酸素がほとんど無い状態で起こる還元状態での反応現象である。 In the fuel supply system 4 upstream of the gas turbine combustor 5, an increase of the hydrogen concentration of the gasification gas in the fuel that occurs by incorporating recycled exhaust during the gasification gas fuel takes place with little oxygen reduced state it is a reaction phenomenon in. この反応は、400℃〜900℃の温度範囲、好ましくはより適正な反応温度例えば600〜800℃の温度にある程度の時間維持することが重要であり、これを維持する場合にはリサイクル排ガス中に僅かなO (例えば0.3vol%程度)が存在したとしても、酸化よりもH が生成される反応速度の方が高く、H を生成する。 This reaction temperature range of 400 ° C. to 900 ° C., preferably it is important to maintain a certain amount of time to a more appropriate reaction temperature, for example a temperature of 600 to 800 ° C., in the recycling exhaust gas in maintaining this even slight O 2 (for example, about 0.3 vol%) was present, towards the reaction rate H 2 is produced than the oxidation is high, to generate an H 2. そこで、本実施形態では、リサイクル排ガスとガス化ガスとの混合ガス中に水素を生成させる反応温度を適正に制御するための熱源として、ガス化炉の熱または排熱回収ボイラあるいは図16に示すような熱交換器16で回収されるリサイクル排ガスの熱を利用するようにしている。 Therefore, in this embodiment, as the heat source for properly controlling the reaction temperature to produce hydrogen in a mixed gas of recycle gas and gasification gas, shown to heat or heat recovery steam generator or Figure 16 of the gasification furnace so that using heat recycled exhaust gas is recovered in the heat exchanger 16 as. ガスタービン燃焼器5の上流側の燃料供給系統4に排ガス供給ラインHG1'を介して供給する場合と排ガス供給ラインHG1を介してガスタービン燃焼器5に直接供給する場合との分配比の調整手段としては、例えば循環させる排気ガス流量を差圧式流量計などで測定し、その流量を調節するために流量調節バルブを設け、流量を自動的に調節するために自動調節装置を設けて排気ガス流量の測定値に基づき流量調節バルブを駆動用空気源から供給された圧縮空気等で駆動させて調節する。 Adjustment means the distribution ratio of the case of supplying directly to the gas turbine combustor 5 via the case and the exhaust gas supply line HG1 be supplied via the gas supply line HG1 'to the fuel supply system 4 on the upstream side of the gas turbine combustor 5 as, for example the exhaust gas flow circulating measured by such differential pressure type flow meter, a flow control valve to regulate the flow rate provided, the exhaust gas flow by providing a self-adjusting device for adjusting the flow rate automatically of a flow control valve on the basis of the measured values ​​is driven by the supplied compressed air or the like from the driving air source adjusted.

また、ガスタービン燃焼器5の頭部に供給されるリサイクル排ガスは、燃料組成やガス化システムなどによって変動するガス化ガス燃料の発熱量によって求まる供給量で一定としても良いが、より好ましくはガスタービン燃焼器5から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、リサイクル排ガスの供給量を調整することにより、あるいはガスタービン燃焼器5に供給する前のガス化ガス燃料へ供給するリサイクル排ガスの量と、リサイクル排ガスのガスタービン燃焼器5の頭部へ直接供給する量との分配比を調整することにより、若しくはガス化炉2よりも下流側でかつガスタービン燃焼器5よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合されるリサイクル排ガスの供給位置を調整することにより、CO排出濃度を一定量以 Also, recycled exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor 5 is also good as a constant feed rate determined by the calorific value of the gasification gas fuel varies depending on the fuel composition and gasification systems, and more preferably a gas watching the CO component concentration or soot content in the combustion gas discharged from the turbine combustor 5, by adjusting the supply amount of recycled exhaust gas, or to the gasification gas fuel before being supplied to the gas turbine combustor 5 the amount of recycle flue gas supplied, by adjusting the distribution ratio of the amount supplied directly to the head of the gas turbine combustor 5 of the recycle gas, or and a gas turbine combustor is downstream of the gasification furnace 2 5 by adjusting the position of supplying the recycling exhaust gas to be mixed with the gasification gas fuel at upstream side of the CO emission concentration constant amount than に制御するようにしても良い。 It may be controlled to. さらに、ガス化ガス燃料の燃料発熱量を監視して、発熱量が変化した際には、ガスタービン燃焼器5の頭部へ供給する排ガス量を調整するようにしても良い。 Furthermore, by monitoring the fuel heating value of the gasification gas fuel, when the calorific value is changed, it may be adjusted to the exhaust gas amount supplied to the head of the gas turbine combustor 5. 尚、本発明ではガスタービン燃焼器5での燃焼安定性の確保または燃焼性向上が目的であるので、煙突出口でのCOの監視ではなく、ガスタービン燃焼器出口ガス中の未燃焼成分であるCOと煤の監視をしている。 Since the present invention is the object combustion stability securing or combustion improving Gas turbine combustor 5, rather than the monitoring of CO at the chimney outlet, are unburned components of the gas turbine combustor outlet gas It is the monitoring of CO and soot.

さらに、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガス化ガス燃料またはガスタービン燃焼排気ガス若しくはこれらの混合ガスに予め混合してから、あるいはガスタービン燃焼器の頭部に単独で、水蒸気または窒素のいずれか一方または双方を混合して供給することが好ましい。 Further, since the premixed gas of the gas fuel or gas turbine combustion exhaust gas or a mixture of these gases is supplied to the head of the gas turbine combustor or solely a gas turbine combustor head, steam or nitrogen it is preferred to mixing either one or both of the supply. この場合においても、ガスタービン燃焼器における燃焼反応過程で燃焼ガス中に水素成分を生成させて、燃焼反応を促進することができる。 In this case, it is possible by generating the hydrogen component in the combustion gas in the combustion reaction process in the gas turbine combustor to facilitate combustion reaction. また、希釈剤中のCO 成分の濃度が相対的に低下するので、燃料中のCO成分の酸化が促進される効果も有する。 Further, since the concentration of CO 2 component in the diluent relatively reduced, with the effect of oxidation of CO component in the fuel is promoted. ここで、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、リサイクル排ガスに供給される水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の供給量を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に自動制御するようにしても良い。 Here, by adjusting the watching the CO component concentration or soot content in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor, the supply amount of either or both of the steam or nitrogen is supplied to the recycle gas, the CO emission concentration may be automatically controlled to a predetermined amount or less. 尚、二次リサイクル排ガスあるいは三次リサイクル排ガス中に水蒸気またはN を混合しても特に問題はないが、燃焼促進効果は非常に小さく期待する効果は上げられない。 Although no particular problem even if a mixture of steam or N 2 in secondary recycling exhaust gas or tertiary recycling exhaust gas, the combustion promoting effect effect is not raised to expect very small.

(燃焼過程での水素生成) (Generation of hydrogen in the combustion process)
排気循環によるガス化ガス燃料・O 量論比燃焼の基本的な燃焼反応特性に及ぼすガスタービンの諸状態量の影響について、反応過程を考慮する反応動力学数値解析により明らかにする。 Effect of various conditions of the gas turbine on the basic combustion reaction characteristics of the gasification gas fuel · O 2 stoichiometric combustion by the exhaust circulation, clear by consideration reaction kinetics numerical analysis the reaction process. まず、ガスタービン燃焼器の燃焼過程の水素生成状況について、反応過程を考慮する反応動力学数値解析結果を示して説明する。 First, the hydrogen production conditions of the combustion process of the gas turbine combustor will be described by way consideration reaction kinetics numerical analysis results the reaction process.

図2は、ガス化ガス燃料と酸化剤、希釈剤(リサイクル排ガス)を全て燃焼器頭部から供給した場合の燃焼過程における水素の生成、分解過程について、反応動力学に基づく数値解析により検討した結果である。 Figure 2 is a gasification gas fuel and oxidant, generation of hydrogen in the combustion process in the case of supply from all the diluent (recycled exhaust gas) combustor head, for the degradation process was examined by numerical analysis based on the reaction kinetics it is the result. 数値解析には、MillarとBowmanによって提案された素反応スキームを使用した(文献名:Miller,JA, and Bowman,CT, 1989, “Mechanism and modeling of nitrogen chemistry in combustion,” Prog. Energy Combust. Sci., Vol.15, pp.287-338.)。 In the numerical analysis, using the proposed elementary reactions scheme by Millar and Bowman (literature name:.. Miller, JA, and Bowman, CT, 1989, "Mechanism and modeling of nitrogen chemistry in combustion," Prog Energy Combust Sci ., Vol.15, pp.287-338.). この文献の素反応スキームは、248式の素反応からなり、考慮されている化学種は51成分である。 Elementary reaction scheme of this document consists of elementary reactions of 248 formula, species being considered are 51 components. 尚、素反応スキームは様々に提案されているが、本願発明者はガス化ガス中のNH とNOの反応解析において、一定の条件の下で実験結果と一致することを確認している(文献名:Hasegawa,T.他, “Study of Ammonia Removal from Coal Gasified Fuel,” Combustion and Flame, Vol.114, pp.246-258, 1998.)。 Although elementary reaction schemes have been variously proposed, the inventors have in a reaction analysis of NH 3 and NO in gasification gas has been confirmed to be consistent with experimental results under certain conditions ( Document name:. Hasegawa, T other, "Study of Ammonia Removal from Coal Gasified Fuel," Combustion and Flame, Vol.114, pp.246-258, 1998.).

熱力学データは、JANAFの熱力学物性値を使用し、不明の物性値については、Gibbsの標準生成エネルギーと化学平衡定数の関係から導出した。 Thermodynamic data, using the thermodynamic property values ​​of JANAF, for unknown physical property values ​​were derived from the relationship of the standard formation energy and chemical equilibrium constant of Gibbs. すなわち、51成分の化学種が含まれる化学反応式系から、反応時間に対する各化学種濃度を求める微分方程式が51式作成できる。 That is, from a chemical reaction formula system that contains species 51 components, differential equation to obtain the respective chemical species concentrations for the reaction time can create 51 formulas. この51式の非線形微分方程式系についてGear法を用いて解くことにより、任意の反応時間後の各化学種濃度を求めた。 By solved using Gear's method for nonlinear differential equation system of the 51 formula was determined each chemical species concentration after any of the reaction time. また、反応過程において、すべての化学種は均一に混合されているものとし、拡散・混合過程は考慮せず、反応は一定温度で進行するものとした。 Further, in the reaction process, all species were assumed to be uniformly mixed, spread-mixing process without considering the reaction was assumed to proceed at a constant temperature. 尚、数値解法は、Gear法に限定されるものではなく、ルンゲクッタ法等の他の数値解法を用いてもよい。 Incidentally, numerical solution is not limited to the Gear method may be used other numerical solution, such as Runge-Kutta method.

数値解析は、表1に示す温度条件(ガス化ガス燃料と酸化剤から算出される量論比条件における燃焼反応温度3087℃,希釈剤を含めた燃焼器出口におけるガス温度1350℃)、圧力条件(3MPa)とし、ガス化ガス燃料、酸化剤および希釈剤(リサイクル排ガス)の全量を混合したガスのガスタービン燃焼器内における燃焼過程を計算している。 Numerical analysis, the temperature conditions shown in Table 1 (the combustion reaction temperature 3087 ° C. in stoichiometric conditions calculated from the gasification gas fuel oxidant gas temperature 1350 ° C. in the combustor outlet, including diluent), pressure conditions and (3 MPa), the gasification gas fuel, and calculate the combustion process in the oxidizing agent and diluent (recycled exhaust gas) the total amount were mixed gas turbine combustor of gas. 図2は素反応を構成する化学種51成分のうち水素成分について、希釈剤の組成の相違を記述したものである。 Figure 2 for the hydrogen component of the chemical species 51 components constituting the elementary reaction is a description of the differences in the composition of the diluent. 表1に示す基準条件(図2では「3種」と記述)では希釈剤中のH O濃度は約27%であり、図2では希釈剤のほとんどをH OまたはN とした場合を比較している。 Reference conditions shown in Table 1 H 2 O concentration (in FIG. 2 as "three" description) in diluent is about 27%, if most of the diluent in FIG 2 was H 2 O or N 2 It is compared.

図2に示すように、表1に示す組成のガス化ガス燃料、酸化剤および希釈剤の全量を混合したガス(図2の「3種」)の場合には、水素の酸化反応は反応時間10 −5秒で開始し、反応時間10 −5秒〜10 −3秒までは水素成分は大きな変化はせず、その後、反応時間10 −3秒を経過後、水素のH Oへの酸化反応は進行して、反応時間数秒で平衡濃度に収束する二段階の反応現象を示すことがわかる。 As shown in FIG. 2, the gasification gas fuel having the composition shown in Table 1, in the case of a gas mixed with the total amount of oxidant and a diluent ( "three" in FIG. 2), the oxidation reaction of hydrogen and the reaction time 10 starts at -5 seconds, the hydrogen components to the reaction time of 10 -5 sec to 10 -3 seconds without major changes, then, after the reaction time of 10 -3 seconds, the oxidation of of H 2 O hydrogen the reaction proceeds, it can be seen that a reaction phenomenon of two-stage converging to equilibrium concentration in a reaction time of seconds. 希釈剤の組成は一次反応と二次反応の間、すなわち反応時間10 −5秒〜10 −3秒で顕著に影響しており、希釈剤をH OまたはN とすることにより、水素が生成していることがわかる。 During the composition primary reaction and the secondary reaction diluent, that is, significantly affect a reaction time of 10 -5 sec to 10 -3 sec, by a diluent and H 2 O or N 2, is hydrogen it can be seen that are generated. 換言すれば、表1の組成のガス化ガス燃料を前提とした場合で、1700℃台の一次燃焼温度に調整するための希釈すべき量(D/F=3)のリサイクル排ガスを燃焼器頭部に供給する際に、水蒸気またはN を燃焼器頭部に供給すると、図2に示すように、反応時間10 -4秒でのH の再生成が起こることが明らかである。 In other words, in case of assuming gasification gas fuel composition of Table 1, the combustor head recycling exhaust gas amount (D / F = 3) should be diluted to adjust the 1700 ° C. base of the primary combustion temperature When supplying the parts, when supplying steam or N 2 into the combustor head, as shown in FIG. 2, it is clear that the regeneration of H 2 in a reaction time of 10 -4 second occurs. ガスタービン燃焼器内における燃焼ガスの滞留時間として約20msの場合の、燃焼ガス中に残留するO 、COおよび水素成分濃度を燃焼効率と併せて、図3に示す。 In the case of about 20ms as the residence time of combustion gas in the gas turbine combustor, the O 2, CO and hydrogen component concentration remaining in the combustion gas together with the combustion efficiency, shown in Figure 3.

希釈剤をH O成分とする場合、燃焼ガス中に残留するCO成分は減少し、燃焼効率は10ポイント上昇していることがわかる。 If the diluent and H 2 O component, CO components remaining in the combustion gas is reduced, combustion efficiency is found to be elevated 10 points. 希釈剤をN とする場合は水素成分の残留量が少なく、燃焼効率は更に上昇している。 If the diluent N 2 less residual amounts of hydrogen component, combustion efficiency is increased further. 更に、図3に示すように、希釈剤をCO とした場合について試算した結果、COの酸化が大幅に抑制されて、燃焼効率は50ポイント以上も低下している。 Furthermore, as shown in FIG. 3, results of calculations for the case where the diluent was CO 2, the oxidation of CO is significantly suppressed, the combustion efficiency is reduced more than 50 points. 即ち、希釈剤中CO 成分濃度の上昇は反応が収束するまでの時間を大幅に遅らせる。 That is, increase of the CO 2 component concentration in the diluent is significantly delay the time until the reaction is converged. その結果、ガスタービンにおける燃焼反応時間例である数十msでは燃焼排気ガス中に残留するO 成分および未燃焼CO成分濃度が増加し、燃焼効率は低下する。 As a result, it increased O 2 component and unburned CO component concentration remaining in tens ms in the combustion exhaust gas is a combustion reaction time example in a gas turbine, the combustion efficiency is reduced. 燃焼排気ガスの混合によりガス化ガス燃料の酸化が抑制されるためである。 The mixing of the combustion exhaust gases is because oxidation of the gasification gas fuel is suppressed. つまり、ガス化ガス燃料中のH 成分濃度が高くなり、相対的にCO成分濃度が低下するほど、燃焼反応は促進され、燃焼効率は向上する傾向を示す。 In other words, the higher the H 2 component concentration of the gasification gas in the fuel, the more relatively CO component concentration is lowered, the combustion reaction is promoted, the combustion efficiency tends to improve.

また、ガスタービン燃焼器の頭部にリサイクル排ガスの一部を直接供給し、残りは燃焼器の中間位置よりも下流で供給する場合においても、図18に説明するように、0.1ms程度の時間でH が増加することにより燃焼性が改善されることが判明した。 Further, the gas turbine combustor head to supply a portion of the recycle gas directly, when the rest of supplying downstream than the intermediate position of the combustor is also as described in Figure 18, the order of 0.1ms it was found that the combustibility is improved by time with H 2 is increased. 図18には、燃焼器の頭部にリサイクル排ガスの全量を供給する場合(破線、燃焼温度1350℃)と、燃焼器頭部(1700℃)と中間位置(1350℃)に分割して供給した場合(実線)の反応現象の一例を示すが、図中の丸で示した時にリサイクル排ガスを供給した際のH 濃度の経時変化を、拡大して点線Aで示している。 18, when supplying the total amount of the recycled exhaust gas to the combustor of the head (the broken line, the combustion temperature 1350 ° C.), was supplied by dividing the combustor head and (1700 ° C.) to an intermediate position (1350 ° C.) If it shows an example of a reaction phenomenon (solid line), the time course of H 2 concentration at the time of supplying the recycled exhaust gas when indicated by a circle in the figure is shown with a dotted line a to expand. ここで、H 濃度が一度下がっているのは、単純に全体を1モルに換算しているからである。 Here, the concentration of H 2 is lowered once, because simply have converted the entire mole. 点線Aからは、0.1ms程度の時間でH が増加しているのがわかる。 From the dotted line A, it can be seen that the H 2 is increasing at the time about 0.1 ms. これが、ガスタービン燃焼器にリサイクル排ガスを供給した際のH の増加の効果の一つである。 This is one of the effects of an increase of H 2 when the supply recycled exhaust gas turbine combustor.

以上の数値解析の結果から、CO 回収型IGCC用閉サイクルガスタービンでは、排気循環ガスとして希釈剤中のCO ガスが燃料中のCOの酸化反応の阻害することが大きく影響し、燃焼効率を低下させることがわかる。 From the results of the numerical analysis, CO in the 2-recovery IGCC for closed cycle gas turbine, CO 2 gas in the diluent inhibits effect is greater to the oxidation reaction of CO in the fuel as an exhaust circulating gas, combustion efficiency it can be seen to reduce the. このCOの酸化反応の阻害を抑制するには、希釈剤中のN 成分を増加させることが最も効果的であり、当該プラントには酸素製造装置にて多量のN を製造しており、これを活用することが可能である。 This suppresses the inhibition of the oxidation reaction of CO, is the most effective to increase the N 2 component in the diluent, the said plant manufactures a large amount of N 2 at air separation unit, it is possible to take advantage of this. この場合、燃焼過程でサーマルNOxを生成し、排ガス循環によりNOxが増大することが懸念される。 In this case, to generate a thermal NOx in combustion process, NOx is concern that increased by the exhaust gas circulation. また、作動媒体中にN を多量に含むことによりCO の回収のための付帯設備が必要になるなどの弊害が生じる。 Also, the problems such as would require additional equipment for the recovery of CO 2 by including N 2 in a large amount results in the working medium. 一方で、希釈剤中のH O成分を上昇させる場合は、その限りではない。 On the other hand, if raising of H 2 O component in the diluent is not limited thereto. すなわち、水蒸気は凝縮させることにより、比較的に容易にCO と分離することが可能である。 That is, water vapor by condensing, it is possible to easily separate the CO 2 relatively. そこで、希釈剤中のH O濃度の燃焼促進効果について、反応数値解析により検討した結果を図4に示す。 Accordingly, it is shown for effect to promote combustion of the H 2 O concentration in the diluent, the result of investigation by the reaction numerical analysis in FIG. 横軸は、希釈剤中のH O成分濃度を0%〜37%と増加させ、その増加分を希釈剤中のCO 成分濃度を減少させることで調整している。 The horizontal axis is adjusted by causing of H 2 O component concentration in the diluent is increased to 0% to 37%, reducing the CO 2 component concentration in the diluent the increase. 反応時間は図3の場合と同様に約20msとしている。 The reaction time is about 20ms as in the case of FIG. 希釈剤中のH O成分濃度の上昇に伴い、燃焼ガス中に残留する水素成分濃度は僅かに上昇するものの、未燃焼CO成分を大幅に抑制しており、燃焼効率は大きく改善することが判明した。 With increasing H 2 O component concentration in the diluent, although the hydrogen component concentration remaining in the combustion gas is slightly increased, the unburned CO components are greatly suppressed, that the combustion efficiency is greatly improved found. 特に、燃焼過程で水素成分が生成することにより、またCO 成分濃度が減少することにより、燃焼反応が促進されて、燃料の酸化反応が収束するまでの燃焼時間が短くなることが明らかとなった。 In particular, by generating hydrogen component in the combustion process, also by CO 2 component concentration decreases, which promotes the combustion reaction, the oxidation reaction of the fuel it is clear that the combustion time to converge is shortened It was.

このことから、CO 回収型IGCC用閉サイクルガスタービンのガスタービン燃焼器の頭部・一次燃焼領域にリサイクル排ガスを供給しても、ガスタービン燃焼器でのガス化ガス燃料のO による量論比燃焼反応を阻害することは無く、むしろ、ガスタービン燃焼器内の燃焼過程で水素を生成することにより燃焼反応を促進させて燃焼効率を向上し、閉ループを構成するガス化ガス用閉サイクルガスタービンの成立に寄与することが明らかである。 Therefore, even by supplying a recycled flue gas to the head-primary combustion zone of the CO 2 recovery type gas turbine combustor of IGCC for closed cycle gas turbine, the amount by O 2 in the gasification gas fuel in the gas turbine combustor it is not to inhibit logical ratio combustion reaction, but rather, by promoting the combustion reaction by generating hydrogen in the combustion process in the gas turbine combustor to improve the combustion efficiency, closed cycle for gasification gas constitutes a closed loop it is evident that contribute to the establishment of a gas turbine. しかも、閉サイクルガスタービンで課題となる作動媒体の供給についてプラントシステムに特別な設備を付帯することがない。 Moreover, there is no possibility that accompanies the special equipment plant system for supply of the working medium is a problem in the closed cycle gas turbine. よって発電コストの上昇を最小限に抑えることが可能となる。 Therefore, an increase in power generation cost can be suppressed to a minimum. また、希釈剤をガスタービン燃焼器の燃焼領域に積極的に供給することから、希釈剤中に残存するO 成分を積極的にガスタービン燃焼に関与させることが可能となり、希釈剤中のO 成分濃度を低減する効果も有する。 Further, since the feeding actively diluent combustion zone of a gas turbine combustor, actively it becomes possible to participate in the gas turbine combustion of O 2 component remaining in the diluent, O in a diluent also it has the effect of reducing the 2 component concentration. 加えて、本システムは、ガス化ガス燃料のO による量論比燃焼であるため、燃焼器へ供給する酸化剤の供給量を低減して、酸素製造プラントでの動力の低減と、ガスタービン燃焼ガス中に残留するO 濃度を低減して、リサイクル排ガスを石炭のガス化装置への搬送用としての利用を可能にする。 In addition, the system are the stoichiometric combustion by O 2 in the gasification gas fuel, by reducing the supply amount of the oxidizing agent supplied to the combustor, reduction of power in the oxygen production plant, the gas turbine by reducing the O 2 concentration remaining in the combustion gas, the recycled exhaust gas to allow use as a transportation to the gasifier of the coal.

(燃焼器上流でのリサイクル排ガスの供給) (Supply of recycled exhaust gas in the combustor upstream)
燃料の燃焼反応は多数の素反応から構成されており、また、ガスタービン燃焼器内の流れは複雑で、非常に速く、燃料の酸化反応に関与する各素反応を詳細に制御することは難しい。 Combustion reaction of the fuel is composed of a large number of elementary reactions, also, the flow in the gas turbine combustor complicated, very fast, it is difficult to control in detail the elementary reactions involved in the oxidation reaction of the fuel . そこで、燃焼器の頭部に供給されるリサイクル排ガスは、図12〜図16に示すように、ガス化ガス燃料をガスタービン燃焼器に供給する前にガス化ガス燃料に混合させてから混合ガスとしてガスタービン燃焼器に供給するようにしても良い。 Therefore, recycled exhaust gas supplied to the combustor of the head, as shown in FIGS. 12 to 16, mixed gas by mixing the gasified gas fuel before supplying gasification gas fuel to a gas turbine combustor it may be supplied to the gas turbine combustor as. より好ましくは、ガスタービン燃焼器に供給する前のガス化ガス燃料とリサイクル排ガスとを混合させた状態で還元反応による水素成分濃度の増加が成立する温度範囲に維持することにより、リサイクル排ガス中の水蒸気に起因して水素を生成させて水素濃度を増加させてから供給することである。 More preferably, by maintaining the temperature range in which an increase of the hydrogen component concentration is established by the reduction reaction while being mixed and before the gasification gas fuel and recycled exhaust gas supplied to the gas turbine combustor, in the recycled exhaust gas due to the water vapor to produce hydrogen is to supply the increasing hydrogen concentration.

図5は、ガス化ガス燃料と排気循環する希釈剤(リサイクル排ガス)を混合した際の、ガス化ガス燃料中の水素成分濃度の変化を、反応温度に対して解析した結果を示している。 5, when mixed diluent exhaust circulating gasification gas fuel (recycled exhaust gas) shows a result of a change in the concentration of the hydrogen component gasification gas fuel were analyzed with respect to the reaction temperature. 希釈剤の混合量は、ガス化ガス燃料の2倍モル量を混合している。 Mixing amount of the diluent is a mixture of 2-fold molar amount of the gasification gas fuel. 反応温度が400℃以下では混合ガス中の水素成分濃度はほとんど変化せず、反応が温度が600〜800℃の範囲でガス化ガス燃料中の水素濃度は約1割上昇している。 Hydrogen component concentration in the gas mixture at the reaction temperature of 400 ° C. or less hardly changes, the hydrogen concentration of the gasification gas in the fuel in the range reaction temperature of 600 to 800 ° C. is increased by about 10%. さらに反応温度が上昇すると、ガス化ガス燃料中の水素は分解してしまっていることがわかる。 Further the reaction temperature is increased, the hydrogen of the gasification gas in the fuel it can be seen that accidentally exploded. また、別途実施した解析で、ガス化ガス燃料中の水素成分を増加させることにより、燃焼反応が速くなり、燃焼効率が向上することがわかっている。 Further, the analysis was conducted separately, by increasing the hydrogen component of the gasification gas in the fuel, the combustion reaction is accelerated, the combustion efficiency has been found to improve.

図6は、ガス化ガス燃料に混合する希釈剤の量をガス化ガス燃料の4倍モル量に増加させた場合の解析結果を示している。 Figure 6 shows analysis results when the amount of diluent to be mixed with the gasification gas fuel is increased to 4 times the molar amount of the gasification gas fuel. この場合、反応温度が600℃〜800℃とすることにより、ガス化ガス燃料中の水素成分濃度を上昇させることがわかる。 In this case, by the reaction temperature to 600 ° C. to 800 ° C., it can be seen that increasing the concentration of the hydrogen component gasification gas fuel. より好適には、反応温度を600℃に設定することにより、ガス化ガス燃料中の水素成分濃度は約2割上昇させることが可能になる。 More preferably, by setting the reaction temperature to 600 ° C., it becomes possible to hydrogen component concentration of the gasification gas in the fuel increases to about 20%.

さらに、図7及び図8に、希釈率(希釈剤/燃料)一定下における、H の増加割合に対する反応温度の影響について数値解析をした結果を示す。 Further, in FIGS. 7 and 8, in the constant under dilution (diluent / fuel), it shows the results of the numerical analysis for the effect of reaction temperature on the rate of increase in H 2. この結果から、H の増加する反応温度は、リサイクル排ガスの混入量、即ち希釈率によって変動することが判明した。 From this result, increasing the reaction temperature of the H 2 was found to vary by mixing quantity, i.e. dilution of recycled exhaust gas. 希釈率(希釈剤/燃料)3の場合、図7に示すように200℃から400℃にかけてH の割合が微減するが、400℃を越えるとH の増加傾向となり、600℃で約10%増しとなるピークに達した。 If dilution (diluent / fuel) 3, the ratio of H 2 over a 400 ° C. from 200 ° C. As shown in FIG. 7 is slightly decreased, but it exceeds 400 ° C. and increase the H 2, approximately at 600 ° C. 10 It reached% more to become peak. そして、600℃から800℃にかけて微減しながら、800℃を越えると、急激な減少傾向となり、1000℃では80%を割るまで低下した。 Then, while decreased slightly over the 800 ° C. from 600 ° C., exceeds 800 ° C., becomes sharp decline, it decreased to divide 80% at 1000 ° C.. また、希釈率(希釈剤/燃料)5の場合、図8に示すように200℃から300℃にかけてH の割合が微減するが、300℃から400℃にかけてH の割合が極めて僅かに増え始める傾向を示し、400℃を越えるとH の明確な増加傾向を示し、600℃で120%を越えるピークに達した。 Further, when the dilution ratio (diluent / fuel) 5, although the ratio of H 2 as a period from 200 ° C. to 300 ° C. FIG 8 is slightly decreased, increasing very slightly the rate of H 2 over a period from 300 ° C. to 400 ° C. It tended to start, if it exceeds 400 ° C. showed a clear trend of increasing H 2, peaked exceeding 120% at 600 ° C.. そして、600℃から800℃にかけて10%強の減少傾向を呈したがそれでも10%増しを維持しており、さらに800℃を越えると、急激な減少傾向となって、1000℃では75%にまで低下した。 Then, and maintaining the 800 ° C. to over 10% strong but still 10% greater exhibited a decreasing trend from 600 ° C., further exceeds 800 ° C., and a sharp decline until the at 1000 ° C. 75% reduced.

即ち、ガスタービン燃焼器よりも上流側の燃料供給系統における、ガス化ガス燃料中にリサイクル排ガスを混入することによって起こるガス化ガス燃料中の水素濃度の増大は酸素がほとんど無い状態で起こる還元状態での反応現象である。 That is, in the fuel supply system upstream of the gas turbine combustor, an increase of the hydrogen concentration of the gasification gas in the fuel that occurs by incorporating recycled exhaust during the gasification gas fuel takes place with little oxygen reduced state it is a reaction phenomenon in. したがって、ガス化ガス燃料中にリサイクル排ガスあるいは排ガスに水蒸気又はN を混合したものを供給して水素成分を増大する際には、温度条件が重要であり、400℃未満では、全ての素反応速度が低下して水素製造にかかわるH OとH とOHの反応及び生成速度が十分に(指数級数的に)大きくならないので、幾ら時間をかけても水素は生成されない。 Accordingly, when supplying a mixture of water vapor or N 2 in the recycle gas or gas in the gasification gas fuel to increase the hydrogen component, the temperature condition is important, is less than 400 ° C., all the elementary reaction the speed the reaction and the rate of formation of between H 2 O and H 2 and OH according to the hydrogen production decreased is not sufficiently (exponent progression) greater, hydrogen is not generated even over much time. 一方、400℃〜900℃の間であれば還元反応により水素を生成できる。 On the other hand, it can produce hydrogen by a reduction reaction if between 400 ° C. to 900 ° C.. しかし、800℃を超えるとリサイクル排ガス中に残る僅かなO (0.3vol%)により酸化され、燃料中の水素成分の減少が始まる。 However, is oxidized by a slight O 2 remaining in recycled flue gas exceeds 800 ℃ (0.3vol%), reduction of the hydrogen component in the fuel begins. そこで、ガス化炉よりも下流側でかつ燃焼器よりも上流側の燃料供給系統におけるガス化ガス燃料とリサイクル排ガスとの混合ガスは、少なくとも400℃〜900℃の温度範囲に維持することが必要であるが、好ましくは600〜800℃の間、より好ましく600℃程度とすることである。 Therefore, mixed gas of the gasification gas fuel and recycled flue gas in the fuel supply system upstream of the and the combustor downstream than the gasification furnace, must be maintained at a temperature range of at least 400 ° C. to 900 ° C. although is to preferably between 600 to 800 ° C., more and preferably 600 ° C. approximately. 600℃〜800℃の温度範囲であれば、指数級数的に反応が活性化して水素が生成され、600℃程度付近で最も水素生成が活発となる。 If the temperature range of 600 ° C. to 800 ° C., hydrogen is generated exponentially reaction is activated, most hydrogen production is active in the vicinity of about 600 ° C.. この増加するH 成分は、リサイクル排ガス中のH O(表1では27.2vol%)が還元されることによって生成されるものである。 H 2 component this increase is that of H 2 O in the recycled exhaust gas (Table 1 27.2vol%) is produced by being reduced. そして、リサイクル排ガス中には僅かなO (例えば0.3vol%程度)が存在するものの、850℃以下であれば、酸化よりもH が生成される反応速度の方が高く、図9に示されるように、H を活発に生成する。 Then, although there is a slight O 2 (e.g., 0.3 vol% or so) during the recycling exhaust gas, if 850 ° C. or less, higher for reaction rate H 2 is produced than oxidized, in FIG. 9 as shown, actively generate H 2.

さらに、図9に燃料中のH 濃度の増加割合に対する希釈剤の量の影響について数値解析をした結果を示す。 Furthermore, the results of the numerical analysis the influence of the amount of diluent for the rate of increase of concentration of H 2 in the fuel in FIG. この結果から、希釈率の大小に関係なく400℃まではH の割合が100%を下回っているが、反応温度の上昇に伴い急激に増加する傾向を顕著に示し、600℃で多くの希釈率においてピークに達し(希釈率2の場合だけ800℃でピークに達する)、800℃では希釈率に関係なくほぼ110%と増加し、800℃を越えるとH の増加割合が急激に減少する傾向を示し、1000℃ではH の割合が80%を下回り、600℃から800℃の反応温度範囲でリサイクル排ガスの混入によるH の増加が認められることが判明した。 This result is to 400 ° C. regardless of the magnitude of the dilution ratio but the ratio of H 2 is less than 100%, significantly tended to increase rapidly with increasing reaction temperature, a number of dilutions at 600 ° C. in rate peaked (peaks at only 800 ° C. If the dilution ratio 2), and increased approximately 110% irrespective of 800 ° C. at dilution rate of increase in H 2 decreases sharply exceeds 800 ° C. tended, the proportion of 1000 ° C. in H 2 is below 80%, it was found that observed increase in H 2 due to contamination of the recycled exhaust gas at a reaction temperature range of 800 ° C. from 600 ° C.. また、この結果においても、H の最も大きな増加が見込まれる反応温度600℃の近傍においては、希釈率とH の増加割合いとの間に有意な相関が得られた。 Further, in this results, in the vicinity of the greatest increase in H 2 are expected reaction temperature 600 ° C., a significant correlation was obtained between the rate of increase yarn dilution and H 2. そして、最もH が増加する反応温度600℃における希釈率毎のH の増加割合を比較すると、希釈率の増減とH の増加量の増減とは比例しており、H の増加量が20%と最も多いのは希釈率5のとき、即ちリサイクルする燃焼排ガスの全量をガス化ガス燃料に混合させる場合であり、希釈率を小さくするほどH の増加量が小さくなり、最もH の増加量が少ないのは希釈率が最も小さな希釈率2のときであった。 Then, most the H 2 compares the rate of increase of H 2 per dilution at the reaction temperature 600 ° C. to increase, the increase or decrease in the amount of increase in increase and decrease of the dilution rate and H 2 are proportional, increase in H 2 when is the most common dilution ratio 5 to 20%, i.e., if the total amount of combustion exhaust gas to be recycled is mixed to the gasification gas fuel, the smaller the increase in the more H 2 to reduce the dilution ratio, most H the increase of 2 is small was when dilution ratio of the smallest dilution 2. また、H を生成する最適な反応温度は、ガス化ガス燃料組成および希釈剤組成の変動によって若干の幅があることから、600℃近傍において若干調整することが実際の運転上において適当である。 The optimum reaction temperature to produce and H 2, since there is a slight width by variation of the gasification gas fuel composition and diluent composition is suitable in the actual on operation be slightly adjusted at 600 ° C. vicinity .

ここで、ガスタービン燃焼器の頭部に供給される一次リサイクル排ガスの量は、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃に調整することが速い反応速度を維持しつつ反応の可逆性を抑える上で必要である。 Wherein the amount of primary recycle flue gas supplied to the head of the gas turbine combustor, the reaction while maintaining the fast reaction rates to adjust the combustion temperature in the head of the gas turbine combustor 1,500-1,900 ° C. there is a need in suppressing the reversibility. そこで、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする一次リサイクル排ガスの量を上限として、燃焼器の頭部に直接供給される分を含めて、燃焼器よりも上流側の燃料供給系統でガス化ガス燃料に供給されるリサイクル排ガスの量が決定される。 Therefore, the upper limit of the amount of primary recycle flue gas to 1500 to 1,900 ° C. The combustion temperature in the head of the gas turbine combustor, including the amount to be supplied directly to the combustor head, combustor upstream of the the amount of recycled flue gas with the fuel supply system is supplied to the gasification gas fuel is determined. この場合においても、より多くのリサイクル排ガス、好ましくはガスタービン燃焼器の頭部に供給するリサイクル排ガスの全量を燃焼器よりも上流側でかつガス化ガス炉よりも下流側の間の燃料供給系統において供給して予めガス化ガス燃料と混合させることが、ガス化ガス燃料中の水素濃度をより増加させて燃焼性を高めてガスタービン燃焼器内における燃焼反応を促進すると共に燃焼安定性を得る上で好ましいことが図9から理解できる。 In this case, more recycling flue gas, preferably the fuel supply system between the downstream side of the upstream side and the gasification gas furnace than combustor total amount of recycled flue gas supplied to the head of the gas turbine combustor It is mixed with pre-gasified gas fuel is supplied to obtain a combustion stability while promoting combustion reactions to enhance the combustibility is increased more the concentration of hydrogen in the gasification gas fuel in a gas turbine combustor in it preferably above can be understood from FIG. これによって、ガスタービン燃焼器の燃焼過程で発生する未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性または燃焼効率を向上することができる。 Thereby, it is possible to suppress the soot that is generated because of the unburned CO components or unburned CO generated during the combustion of a gas turbine combustor, thereby improving the combustibility or combustion efficiency of the gas turbine combustor . ここで、図9に明らかなように、表1の組成のガス化ガス燃料を用いた場合のガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とするほぼ2〜4の間の希釈率(D/F)では、燃料中のH 濃度の上昇は1.08〜1.17倍であり、燃焼効率を最も高くできる希釈率3では燃料中のH 濃度の上昇は1.12倍である。 Here, as is apparent in FIG. 9, the dilution of between approximately 2 to 4 1,500 to 1,900 ° C. The combustion temperature in the gas turbine combustor of the head in the case of using the gasification gas fuel composition shown in Table 1 in rate (D / F), increase in the concentration of H 2 in the fuel is 1.08 to 1.17 times, the increase in the concentration of H 2 in the fuel in the dilution ratio 3 can highest combustion efficiency 1.12 it is twice. すなわち、ガス化ガス燃料を、複雑な流れと反応過程を有するガスタービン燃焼器に供給する前に、事前に燃料の燃焼性を向上させることが可能となり、しかも、ガス化ガス組成と希釈剤の組成または水蒸気との割合を適正に制御することが可能であり、CO 回収型IGCC用閉サイクルガスタービンの燃焼性をより一層効率良く向上させることが可能である。 That is, the gasification gas fuel, before being supplied to the gas turbine combustor having a complicated flow reaction process, beforehand it is possible to improve the combustibility of the fuel, moreover, diluent and gasification gas composition it is possible to properly control the ratio of the composition or water vapor, it is more possible to more efficiently improve the combustibility of the closed cycle gas turbine for CO 2 recovering IGCC. このH 濃度の増加量は、燃焼温度が顕著に高くなるほどでは無い。 Increase in the concentration of H 2 is not so much the combustion temperature is significantly higher. それよりも、燃焼速度の高いH が1割程度高くなると、燃料の噴射速度の速いガスタービンでは燃焼安定性を向上させる。 Instead, the high H 2 of the combustion speed becomes higher about 10%, the fast gas turbines of jet velocity of the fuel to improve the combustion stability. 僅かに1割程度の添加であっても、燃焼安定性への効果は大きい。 Even the addition of about 10% slightly, the effect of the combustion stability is high.

また、本発明のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントにおいて、燃焼器の上流側でガス化ガス燃料中の水素成分を上昇させる還元反応に好適な温度は、図5,図6,図7,図8に例示されるように希釈剤の混合量に影響を受けるが、概ね600℃〜800℃の範囲であることから、外部に動力や熱源を求めなくとも、ガスタービンから排気されるガスタービン燃焼排気ガスの熱やガス化炉の熱などを利用することができる。 Furthermore, in the CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant of the present invention, a suitable temperature for the reduction reaction to increase the hydrogen component of the gasification gas in the fuel upstream of the combustor 5, 6, 7, although affected by the mixing amount of diluent as illustrated in Figure 8, since generally in the range of 600 ° C. to 800 ° C., without seeking power and heat sources to the outside, the gas turbine thermal heat and gasifier gas turbine combustion exhaust gas exhausted from can be utilized.

(燃焼反応温度と燃焼効率との関係) (Relationship between the combustion reaction temperature combustion efficiency)
さらに、ガスタービン燃焼器での燃焼反応に関与する素反応は、ガス化ガス燃料組成、リサイクル排ガスを循環する希釈剤の組成と反応温度により影響され、各素反応の右向き反応速度および反応量は変化する。 Moreover, elementary reactions involved in the combustion reaction in the gas turbine combustor, gasifier gas fuel composition, is influenced by the reaction temperature and composition of the diluent circulating recycle gas, rightward reaction rate and the reaction amount of each elementary reaction Change. すなわち、燃焼反応を促進させるには、ガスタービン燃焼器の燃焼反応領域を反応ガス組成に応じた適正な反応温度に設定することが重要になる。 That, in order to accelerate the combustion reaction, it is important to set the combustion reaction zone of the gas turbine combustor at a proper reaction temperature depending on the reaction gas composition.

図10は、同一燃料組成下においてガス化ガス燃料に対するリサイクル排ガスの量の比率即ち希釈率(D/F)を変えた場合について、リサイクル排ガス中に残留するO 、COおよび水素成分濃度を燃焼効率と共に示したものである。 Figure 10 is for the case of changing the ratio i.e. dilution of the amount of recycled flue gas for coal gas fuel (D / F) under the same fuel composition, the combustion of O 2, CO and hydrogen component concentration remaining in recycle gas It illustrates with efficiency. 反応時間は約20msとしている。 The reaction time is about 20ms. ガス化ガス燃料のO 量論比燃焼時の燃焼温度は、希釈剤/燃料の比率がゼロの時、即ちリサイクル排ガスを混入させない時には約3100℃になり、希釈剤/燃料の比率の上昇に応じて燃焼温度は低下し、希釈剤/燃料比率=5の際には燃焼温度は約1350℃に相当する。 Combustion temperature during O 2 stoichiometric combustion of the gasification gas fuel, when the ratio of the diluent / fuel is zero, that is, when not to mix the recycled exhaust gas is approximately 3100 ° C., the increase in the proportion of diluent / fuel depending combustion temperature is decreased, the combustion temperature in the diluent / fuel ratio = 5 corresponds to about 1350 ° C.. 図10に示す解析結果から、希釈剤/燃料比率が3の時に燃焼ガス中に残留するO 成分、未燃焼COおよび水素成分濃度は最も低下して、燃焼効率は最も高い値を示す。 From the analysis results shown in FIG. 10, O 2 component remaining in the combustion gas when the diluent / fuel ratio is 3, unburned CO and hydrogen component concentration is the most reduced, the combustion efficiency is the highest value. これは、希釈剤/燃料の比率が3の際に、反応ガス組成と燃焼反応温度に応じた燃料の酸化反応が最も促進された結果であり、反応時間約20msでの燃焼性向上には重要な指標となる。 This is because when the ratio of the diluent / fuel 3 is a result of oxidation reaction of the fuel in accordance with the reaction gas composition combustion reaction temperature is most promoted, important for combustion improvement in the reaction time of about 20ms It becomes such an index. すなわち、この反応時間では、ガスタービン燃焼器の燃焼領域への希釈剤の供給量をガス化ガス燃料の3倍とし、残りの希釈剤はガスタービン燃焼器下流側に供給することで、燃焼性を高く維持できることがわかる。 That is, in this reaction time, the supply amount of diluent into the combustion zone of a gas turbine combustor and 3 times the gasification gas fuel, the remaining diluent to supply to the gas turbine combustor downstream, flammability it can be seen that that can be maintained at a high level. また、燃焼時間が希釈率(D/F)と燃焼効率に与える影響について数値解析した結果を図11に示す。 Further, the results of combustion time numerically analyzed for effect on dilution (D / F) and the combustion efficiency in FIG. この解析結果から、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度が1500℃〜1900℃の間(D/F≒2.5〜4)であれば、図11に示すように、既存のLNG用ガスタービン燃焼器を利用した燃焼時間(約20ms程度)から100ms以下の範囲で高い燃焼効率が得られることが判明した。 From this analysis result, if during the combustion temperature in the gas turbine combustor of the head of 1500 ℃ ~1900 ℃ (D / F ≒ 2.5~4), as shown in FIG. 11, the existing LNG gas turbine combustor burning time utilizing a high combustion efficiency in the range of (about about 20 ms) following 100ms can be obtained has been found. ここで、燃焼時間を長くするには、燃焼筒の直径を大きくしたり、燃焼筒長さを長くすることで容易に調整できる。 Here, in a longer burn time, or increase the diameter of the combustion liner can be easily adjusted by lengthening the combustion tube length.

ここで、重要なのはガスタービン燃焼器の頭部に供給される一次リサイクル排ガスによって制御される燃焼温度であり、1500〜1900℃、好ましくは1600℃〜1800℃、より好ましくは1650℃〜1800℃程度、さらに好ましくは1700℃〜1800℃未満の1700℃台、最も好ましくは1700℃付近とすることである。 Here, important is the combustion temperature to be controlled by a primary recycle exhaust gas to be supplied to the head of the gas turbine combustor, 1500 to 1,900 ° C., preferably from 1600 ° C. to 1800 ° C., more preferably 1650 ° C. to 1800 ° C. approximately , more preferably 1700 ° C. stand below 1700 ° C. to 1800 ° C., most preferably be around 1700 ° C.. もっとも、燃焼器頭部における燃焼温度は、ガス化ガス燃料の組成の変動や運転条件等によって若干の幅があることから、1700℃〜1800℃にすることが実際の運転上においては適当である。 However, the combustion temperature in the combustor head, since there is a slight width by variations and operating conditions of the composition of the gasification gas fuel or the like is suitable in the actual operation to the 1700 ° C. to 1800 ° C. . したがって、ガスタービン燃焼器の頭部に供給される一次リサイクル排ガスの量は一律ではなく、ガス化ガス燃料の発熱量によって定まる。 Accordingly, the amount of primary recycle flue gas supplied to the gas turbine combustor of the head is not uniform, is determined by the calorific value of the gasification gas fuel. 例えば、ガス化ガス燃料の発熱量が低い場合には、燃焼器頭部の燃焼温度を1700〜1800℃にするリサイクル排ガスの量は3倍モルよりも少なくなる。 For example, if the lower heating value of the gasification gas fuel, the amount of recycled exhaust gas combustion temperature of the combustor head to 1700 to 1800 ° C. is less than 3-fold molar. 一般的には、ガス化システムやガス化原料などによりガス化ガス燃料の発熱量が変化する。 In general, the amount of heat generated by the gasification gas fuel is changed due gasification system and a gasification raw material. 例えば、表1に示す酸素吹きガス化ガス燃料(燃料発熱量:約2750kcal/m N)の場合には、ガス化ガス燃料の3倍モルのリサイクル排ガスをガスタービン燃焼器の頭部即ち燃焼反応が活発な領域に供給すれば、燃焼温度を1700℃台とする一次燃焼領域が形成できる。 For example, oxygen-blown gasification gas fuel shown in Table 1: In the case of (the fuel heating value about 2750kcal / m 3 N) is a 3-fold molar recycling exhaust gas of the gas fuel the gas turbine combustor of the head i.e. combustion When the reaction was supplied to the active region, the primary combustion zone to the combustion temperature and 1700 ° C. base can be formed. また、石炭のスラリー搬送による酸素吹きガス化ガス燃料の場合には、2000kcal/m N前後の発熱量になることから、この場合におけるリサイクル排ガスの供給量は、2倍モルで1700℃台の燃焼ガス温度に調整可能となる。 In the case of oxygen-blown gasification gas fuel by slurry transport of coal from becoming calorific value of 2000 kcal / m 3 N before and after the supply amount of recycled flue gas in this case, the 1700 ° C. base with 2 moles the adjustable combustion gas temperature.

ガスタービン燃焼器の頭部、即ち一次燃焼領域における反応温度が1500℃〜1900℃の範囲に制御される場合、燃焼器内の燃焼現象は反応温度が支配的になることが多く、酸化反応速度が速い時点で、燃料の酸化反応の可逆性が低下して、酸化反応が進行する。 Gas turbine combustor head, i.e. when the reaction temperature in the primary combustion zone is controlled in the range of 1500 ° C. to 1900 ° C., combustion phenomenon in the combustor is often the reaction temperature becomes dominant, oxidation reaction rate It is a fast time, decreases the reversibility of the oxidation reaction of the fuel, the oxidation reaction proceeds. この結果、未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性または燃焼効率を向上させる。 Consequently, by suppressing the soot that is generated because of the unburned CO components or unburned CO, improves the combustion or the combustion efficiency of the gas turbine combustor. 特に、1700℃〜1800℃近傍では、燃料の酸化反応の可逆性を低く維持しつつ、適度な反応速度が得られて酸化反応が進行するため、燃焼効率を92%と高く維持できる。 In particular, in 1700 ° C. to 1800 ° C. vicinity, while maintaining the reversibility of the oxidation reaction of the fuel low, since the oxidation reaction reasonable reaction rate is obtained progresses, the combustion efficiency can be maintained as high as 92%. 1700℃〜1800℃の温度範囲よりも高い温度でも、低い温度でも、酸化量は低下する。 Even at a temperature higher than the temperature range of 1700 ° C. to 1800 ° C., even at low temperatures, the oxidation amount decreases. いわゆる、酸化量が極大値になる条件であり、従来のLNG焚きガスタービンのように酸化速度だけで決まるものではない。 So-called, is a condition in which the amount of oxide becomes maximal value, not determined only by oxidation rate as in the conventional LNG-fired gas turbine. ただし、数十msの燃焼反応時間で燃焼性を最も向上させようとすると、酸化量と酸化速度のバランスになる。 However, if an attempt is most improved combustibility tens ms combustion reaction time, the balance of the amount of oxidation and the oxidation rate. 即ち、燃焼温度が下がるのに従って酸化速度が低下し、未燃焼成分が増え始めるので、1700℃よりも大幅に温度が下がって例えば1500℃未満になると、反応速度が急激に落ちて反応完了までの時間を要する。 That is, the oxidation rate decreases with the combustion temperature decreases, since unburned component begins to increase, at a significantly less lowered temperature, for example 1500 ° C. than 1700 ° C., until the reaction is complete the reaction rate falls sharply It takes time. 他方、1900℃を越える温度温度では、反応速度は上昇するが、可逆性が高くなり、高い反応量は得られない。 On the other hand, the temperature temperature exceeding 1900 ° C., the reaction rate is increased, reversibility is high, can not be obtained a high reaction volume. 依って、1900℃以上1500℃未満の温度範囲では、燃焼効率が低下し、排気ガス中に残留する未燃焼成分であるCO成分とO 濃度が高くなる。 Depending, in the temperature range below 1900 ° C. or higher 1500 ° C., combustion efficiency is lowered, the CO component and the O 2 concentration unburned components remaining in the exhaust gas becomes high. 例えば、表1に示す酸素吹きガス化ガス燃料において、希釈率を2にすると燃焼温度が1980℃と高くなり過ぎ(図10)、反応速度は上昇するが、可逆性が高くなり、燃焼効率は84%に低下する。 For example, in the oxygen-blown gasification gas fuel shown in Table 1, the combustion temperature and the dilution ratio to 2 is too high as 1980 ° C. (FIG. 10), although the reaction rate is increased, the higher the reversibility, combustion efficiency is It drops to 84%. また、希釈率を4以上にすると燃焼温度が1500℃未満と低くなり過ぎ(図10)、可逆性は低下するものの、反応速度は逆に低下し、燃焼効率は88%に低下する。 The combustion temperature to 4 higher dilution rate is too low and below 1500 ° C. (FIG. 10), although the reversibility decreases, the reaction rate is reduced to the contrary, the combustion efficiency is reduced to 88%. そして、排気ガス中に残留する未燃焼成分であるCO成分とO 濃度が高くなった。 Then, the CO component and the O 2 concentration unburned components remaining in the exhaust gas becomes high. 因みに、このガスタービン燃焼排気ガスの一部はCO を回収後、煙突から排気されるため、CO濃度が高くなると、燃料費が高くなり、発電単価が上昇する。 Incidentally, a part of the gas turbine combustion exhaust gas after recovering CO 2, to be discharged from the chimney, the CO concentration increases, fuel costs is increased, the power generation unit cost is increased. また、排ガス中の残留O 成分濃度が上昇すると、排ガスを石炭搬送用に使用できなくなるので、システムとして成立しないか、または外部動力を使用してO 濃度を低減しなくてはならず、発電単価が上昇する。 Further, when the residual O 2 component concentration in the exhaust gas rises, the exhaust gas can not be used for coal transport, or not satisfied as a system, or not have to reduce the O 2 concentration using the external power, power generation unit price rises. さらには、より多くの酸素を製造するため酸素製造装置の動力が増加する。 Furthermore, the power of the air separation unit is increased to produce more oxygen.

以上、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度が1500〜1900℃の間であれば、燃焼反応速度も速いまま、可逆性を下げられる。 Above, if during the combustion temperature 1,500 to 1,900 ° C. in the head of a gas turbine combustor, while faster combustion reaction rate is lowered reversibility. 特に、1700℃台の温度であれば、酸化反応速度が速い時点で、可逆性を低下させ非可逆性を高めることが容易に実現できる。 In particular, 1700 if ℃ base temperature, the oxidation reaction rate is at a fast time, it is easily realized to improve the irreversible decrease the reversibility. 1700℃台の温度の時が燃焼効率を極大にする値である。 1700 When ℃ base temperature is a value that a maximum combustion efficiency. ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼は、温度が低くなると、反応速度が落ちるので燃焼性が悪化する。 Combustion in the gas turbine combustor of the head, when the temperature is low, the reaction rate combustibility deteriorated since fall. そして、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量の一次リサイクル排ガスを燃焼器の頭部に供給できるのであれば、それがガスタービン燃焼器のバーナから直接燃焼器頭部に供給する場合でも、あるいはガス化炉よりも下流側でかつ燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に予め混合してから燃焼器頭部に供給する場合でも、さらにはガス化炉よりも下流側でかつ燃焼器よりも上流側のガス化ガス燃料供給系統とガスタービン燃焼器の頭部とにリサイクル排ガスを分配して供給することによっても、閉サイクルガスタービン燃焼器の一次燃焼領域における燃料の酸化反応の可逆性が低下して、酸化反応が進行することから、燃焼過程で発生する未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成され Then, if the primary recycle flue gas amounts to 1500-1,900 ° C. The combustion temperature in the head of the gas turbine combustor can be supplied to the combustor of the head, it is directly combustor head from the burner of a gas turbine combustor even if supplied in part, or in the upstream side of and combustor downstream than the gasification furnace even when supplied to the combustor head from the premixed gas of the gas fuel, more than gasifier by also supplying to distribute the recycled exhaust gas and the downstream side a and the combustor upstream of the gasification gas fuel supply system than a gas turbine combustor of the head, the primary combustion zone of a closed cycle gas turbine combustor reversibility of the oxidation reaction of the fuel is reduced in, since the oxidation reaction proceeds, is generated due to the unburned CO components or unburned CO generated in the combustion process 煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性または燃焼効率を向上させることが達成できる。 By suppressing soot, it can be achieved to improve the combustion or the combustion efficiency of the gas turbine combustor. しかも、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃の間に低下させるために必要とされる量の全部あるいは一部のリサイクル排ガスをガスタービン燃焼器5の上流側においてガス化ガス燃料に予め混合して400℃〜900℃の温度範囲に維持してから燃焼器頭部に供給する場合には、燃焼速度の高いH が1割程度高くなる効果と相俟って、燃焼効率をさらに高くできる。 Moreover, gasification gas the amount of all or part of the recycled exhaust gas is required to lower the combustion temperature in the head of the gas turbine combustor between from 1500 to 1,900 ° C. in an upstream side of the gas turbine combustor 5 when supplied to the combustor head after maintained premixed fuel temperature range of 400 ° C. to 900 ° C., the I effects coupled with high H 2 of the combustion speed becomes higher about 10%, combustion It can be further increased efficiency. つまり、僅かに1割程度の添加であっても、燃料噴射速度の速いガスタービン燃焼器での燃焼安定性を向上させつつ速い反応速度を維持しつつ反応の可逆性を抑えることにより、燃焼安定性への効果が大きくなる。 That is, even the addition of about 10% slightly, by suppressing the reversibility of the reaction while maintaining a high reaction rate while improving the combustion stability of the fast gas turbine combustor of the fuel injection rate, combustion stability the effect of the gender increases. このように、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度が1500〜1900℃の間に調整されることより、燃焼効率並びに燃焼性の改善や煤の抑制に効果がある。 Thus, the effect from the combustion temperature in the gas turbine combustor of the head is adjusted during the 1500-1900 ° C., the inhibition of the combustion efficiency and combustion of improvement and soot.

(水蒸気または窒素の混合による燃焼性への影響) (Effects on the combustion due to a mixture of water vapor or nitrogen)
ガス化ガス燃料の水素濃度を高めるために水蒸気またはN のいずれか一方または双方を混合する場合には、燃焼領域に直接あるいは燃焼領域よりも上流側においてガス化ガス燃料あるいはガスタービン燃焼器の頭部に供給されるリサイクル排ガスと混合して燃焼領域に供給することが望まれる。 When mixing one or both of steam or N 2 in order to increase the hydrogen concentration of the gasification gas fuel, the gasified gas fuel or a gas turbine combustor upstream than the direct or combustion zone to the combustion zone it is desired to be mixed with recycled exhaust gas supplied to the head is supplied to the combustion zone. ガスタービン燃焼器の燃焼領域よりも下流の膨張タービンの第一段動翼入口までの範囲では、水蒸気または窒素の混合による直接的な燃焼促進効果は非常に小さいか期待できない程度のものである。 The range up to the first stage rotor blade inlet downstream of the expansion turbine than combustion zone of a gas turbine combustor, a direct effect to promote combustion by the mixing of water vapor or nitrogen are those which can not be expected or very small. 図2は反応温度1350℃(燃焼器出口ガス温度)での解析結果である。 Figure 2 is an analysis result of a reaction temperature 1350 ° C. (combustor exit gas temperature). 1350℃という反応温度で水蒸気やN を供給するとH が再生成する(反応時間10 -4秒)が、燃焼器出口の20ms(反応時間20×10 -3秒)経過時点では、H の再生成による燃焼促進効果は望めないことが明らかである。 Supplying water vapor and N 2 at a reaction temperature of 1350 ° C. H 2 regenerates (reaction time 10 -4 seconds), in 20 ms (reaction time 20 × 10 -3 seconds) elapse of the combustor outlet, H 2 the combustion promotion effect regeneration of it is clear that not be expected. ただし、10 −4秒という時間でH が生成すれば、COの酸化が進むのと同時に、H が増え、燃焼器における燃焼促進が図られて燃焼効率をさらに向上させ得る。 However, 10 if -4 second time with H 2 is generated that, at the same time the oxidation of CO proceeds, increasing H 2, may further improve the combustion efficiency is attained combustion promotion in the combustor. つまり、水蒸気やN は燃焼反応への関与の低い部位、例えば一次燃焼領域から十分な隔たりをもった位置から膨張タービンの第1段動翼の入口までの間で供給されても燃焼促進効果を上げることは期待できない。 That is, water vapor and N 2 is the combustion low sites participating in the reaction, for example, the primary combustion zone from sufficient distance from the position with the expansion turbine first stage blade of the supplied even combustion promoting effect until inlet to raise the can not be expected. したがって、図14の実施形態の場合、圧縮機8の上流でリサイクル排ガスに水蒸気(またはN )を混入させるようにしているので、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるリサイクル排ガスに限らず、燃焼器内の一次燃焼領域よりも離れた下流側で供給される燃焼ガスの温度調整のための希釈剤としてのリサイク排ガスの中にも水蒸気またはN が混入されることとなるが、燃焼性の改善に効果が期待できないだけでシステム上の障害が誘発されるものではない。 Therefore, the embodiment of FIG. 14, because the recycled exhaust gas upstream of the compressor 8 so that is mixed with water vapor (or N 2), not limited to recycled exhaust gas supplied to the gas turbine combustor of the head Although so that the water vapor or N 2 is mixed also in the recycling exhaust gas as a diluent for temperature control of the combustion gas supplied at a remote downstream from the primary combustion zone in the combustor, the combustion does not effect the improvement of sexual is induced failure in the system just can not be expected. 尚、水蒸気またはN のいずれか一方または双方を混合するガスの供給は、リサイクル排ガスに混合したり、リサイクル排ガスと共に燃焼域に供給しなければならないものではなく、単独でガスタービン燃焼器の上流の燃料供給系統でガス化ガス燃料に混合したり、燃焼域に直接供給することによっても、H の再生成による水素濃度増大による燃焼促進効果が得られるものである。 The supply of gas to mix one or both of steam or N 2 is or mixed in recycled exhaust gas, but the present invention shall be supplied to the combustion zone with recycle gas, upstream of the sole in the gas turbine combustor or mixed with gasification gas fuel in the fuel supply system, also by feeding directly into the combustion zone, in which combustion promoting effect by the hydrogen concentration increases due to regeneration of H 2 are obtained. したがって、ガスタービン燃焼排気ガスの還流量が減少したり、燃焼効率が悪化したときに、水蒸気を流入することで、水素成分を増やし、燃焼性の向上を図ることができる。 Therefore, it reduces the amount of recirculated gas turbine combustion exhaust gas, when the combustion efficiency deteriorates, by flowing steam, increasing the hydrogen component, it is possible to improve the combustibility.

図14に示すように、燃焼器よりも上流側で、リサイクル排ガスに水蒸気を供給すれば、相対的にH Oが増加し、燃料中に還元生成されるH 量もさらに上昇する。 As shown in FIG. 14, on the upstream side of the combustor, if steam is supplied recycling exhaust gas, relatively H 2 O is increased, even further increases H 2 amount of reduction product in the fuel. また、水蒸気に代えてあるいは水蒸気と併用してN を供給する場合には、COとH の酸化反応が進む。 Further, when supplying N 2 in combination with in place of the steam or water vapor, oxidation reaction of CO and H 2 proceeds. この2成分のうち、H の方が酸化反応が速い時期に生じる。 Of the two components, towards the H 2 is generated in the timing faster oxidation reaction. そして、COの酸化が顕著になる頃、H OからH が生成することになる。 Then, the time the oxidation of CO becomes significant, so that the H 2 is generated from H 2 O.

ここで、水蒸気の供給の場合には、蒸気タービンを組み込んだコンバインドサイクルとする本実施形態の場合には、燃焼器内圧力よりも高圧の水蒸気が多量に発生するので、これをガスタービン燃焼器の頭部に供給するリサイクル排ガスに混合することに技術的な問題はない。 Here, in the case of the supply of steam, in the case of this embodiment to be incorporated combined cycle steam turbine, the high pressure steam in a large amount generated than the combustor pressure, which gas turbine combustor no technical problems in mixing in recycled flue gas supplied to the head. また、水蒸気の供給源としては、系外に排出されるリサイクル排ガスからCO 回収のために気水分離した水を熱交換器で熱回収して水蒸気にして使用することも、ガスタービン燃焼排気ガスの一部をCO を取り除いて排気する場合に生ずる凝縮水などを圧縮して昇圧後のリサイクル排ガスに噴射することも可能である。 As the source of steam, also it is used in the steam separator water for CO 2 recovery from recycled exhaust gas discharged out of the system heat recovery to the steam in the heat exchanger, a gas turbine combustion exhaust it is also possible to inject a portion of the gas recycling exhaust gas after to booster compressor and condensed water generated when the exhaust by removing CO 2. また、O 製造時に副生されるN の圧力は例えば5気圧程度である。 The pressure of the N 2 by-produced in the O 2 during manufacturing, for example, about 5 atm. そこで、これを昇圧する圧縮機を別途設けるか、排ガス圧縮機の手前で、排ガスに混合することが考えられる。 Therefore, separately or providing a compressor that boosts this, before the exhaust gas compressor, it is conceivable to mix the exhaust gas. また、IGCCでは、N 用の圧縮機を別途用意して、30気圧程度にまで昇圧して、石炭搬送に使用しているシステムもあり、このN を分岐させて用いても良い。 Further, the IGCC, are prepared compressors for N 2 separately, and pressurized to about 30 atmospheres, it may have systems using coal transport, may be used by branching the N 2.

ここで、図14に示すプラントでは、水蒸気またはN のいずれか一方または双方を混合したガスの供給は、一定量をリサイクル排ガスに予め混合したり、リサイクル排ガスと共に燃焼域に供給したり、あるいは単独で燃焼器の上流で予めガス化ガス燃料に混合したり、燃焼域に直接供給するようにしている。 Here, in the plant shown in FIG. 14, the supply of gas mixed with one or both of the steam or N 2 may or premixed certain amount recycled exhaust gas, and supplies into the combustion zone along with recycled exhaust gas, or or mixed beforehand gasified gas fuel upstream of the combustor alone is then supplied directly to the combustion zone. しかしながら、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼器に供給する前のガス化ガス燃料と混合させるリサイクル排ガスに供給する水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の量と、燃焼器頭部へ直接供給するリサイクル排ガスに供給する水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の量とを調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御するように構成するようにしても良い。 However, watching the CO component concentration or soot content in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor, the steam or nitrogen is supplied to the recycle gas to be mixed with the previous gasification gas fuel supplied to the gas turbine combustor and any amount of one or both, by adjusting the amount of either or both of the steam or nitrogen is supplied directly supplying recycled exhaust gas to the combustor head, to control the CO emissions concentration constant amount below it may be configured to. 例えば、図15に示すプラントにおいて、計測装置・監視装置15によってガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスの中の未燃焼成分であるCO濃度を計測ないし監視し、この計測結果に基づいてフィードバック制御される制御装置4aによって、ガス化ガス燃料中に噴射する水蒸気またはN のいずれか一方または双方を混合したガスの供給位置あるいは供給量を切り替えることができる。 For example, in the plant shown in Figure 15, the CO concentration unburned component in the measuring device and monitoring device 15 is discharged from the gas turbine gas turbine combustion exhaust gas is measured or monitored, feedback based on the measurement result by the controller 4a to be controlled, it can be switched supply position or the supply amount of either or both mixed gas of steam or N 2 for injecting into the gasification gas fuel. このとき、図15に示すプラントにおいては、 At this time, in the plant shown in FIG. 15,
燃焼ガス中のCO濃度が一定量以下になるように燃料供給系統のガス化ガス燃料に対するリサイクル排ガスの供給位置あるいは量がフィードバック制御されるので、制御装置4aの指示によりリサイクル排ガスと共に水蒸気またはN のいずれか一方または双方を混合したガスをガス化ガス燃料中に噴射して混合させるようにしても良い。 The supply position or the amount of recycled flue gas for gasification gas fuel in the fuel supply system is feedback controlled so CO concentration in the combustion gas is below a certain amount, the water vapor along with recycled exhaust gas in response to an instruction from the control unit 4a or N 2 one or both mixed with gas may be caused to mix by spraying into gasification gas fuel. この場合においても、水蒸気または窒素の一方あるいは双方を混合したガスの供給位置の選定は、燃料供給系統において同ガスを供給する混合装置4bを切り替える場合だけでなく、同ガスの供給量を各混合装置4b毎に変化させることによって、同ガスが供給される位置を変更することも含まれる。 In this case, selection of the location of gas mixed with one or both of water vapor or nitrogen, in the fuel supply system not only switching the mixing device 4b for supplying the gas, the mixing amount of supply of the gas by varying each device 4b, also it includes changing the position where the gas is supplied. 勿論、水蒸気またはN のいずれか一方または双方を混合したガスの供給は、リサイクル排ガスに代えて、単独で混合装置4bから供給するようにしても良い。 Of course, the supply of gas mixed with one or both of the steam or N 2, instead of the recycle gas may be from singly mixing device 4b to supply.

以上のように、ガス化ガス燃料に供給するリサイクル排ガス、水蒸気または窒素(N )の供給量を調整することにより、ガス化ガス燃料中に生成させる水素成分量を適切に制御することが可能になり、排気循環によるガス化ガス燃料・O 量論比燃料閉サイクルガスタービンの燃焼性を、より一層向上させることが可能になる。 As described above, recycling the exhaust gas supplied to the gasification gas fuel, by adjusting the supply amount of steam or nitrogen (N 2), can be appropriately controlled hydrogen component amount to be generated during the gasification gas fuel to become, the combustion of the gasification gas fuel · O 2 stoichiometric fuel closed cycle gas turbine by the exhaust circulation, the more can be further improved.

(燃料供給系統におけるリサイクル排ガスの供給位置) (Supply position of recycled exhaust gas in the fuel supply system)
ガスタービン燃焼器の上流側の燃料供給系統でのガス化ガス燃料に対するリサイクル排ガスの供給による還元反応は緩慢な反応であるので、時間を要する。 Since the reduction reaction by the supply of recycle gas for gasification gas fuel upstream of the fuel supply system of a gas turbine combustor is a slow reaction, takes time. また、還元反応は狭い温度領域でしか特異な現象を示さない。 Further, the reduction reaction does not exhibit peculiar phenomenon only in a narrow temperature range. つまり、燃料の酸化反応(燃焼現象)と異なり、還元反応は特定の反応温度に長い時間維持することにより、特異な現象を示す。 In other words, unlike the fuel oxidation reaction (combustion phenomenon), reduction reaction by maintaining a long time on the particular reaction temperature, shows a peculiar phenomenon. そこで、燃焼器出口、膨張タービン出口または排熱回収ボイラ出口における排気ガス中のCO濃度の監視により、燃焼器における燃焼性および安定性等を評価し、最適な燃焼性が得られるようにリサイクル排ガスの燃料供給系統における供給位置を選定して還元反応時間を制御することがより好ましい。 Therefore, the combustor outlet, the monitoring of the CO concentration in the exhaust gas in the expansion turbine outlet or exhaust heat recovery boiler outlet, and evaluate the flammability and stability in the combustor, the optimal recycling exhaust gas as combustion can be obtained it is more preferable to select the supply position in the fuel supply system to control the reduction reaction time.

例えば、図15に示すプラントのように、ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスの中にの未燃焼成分であるCO濃度を計測ないし監視する計測装置・監視装置15と、この計測ないし監視結果によって燃焼ガス中のCO濃度を一定量以下になるように、ガス化炉からガスタービン燃焼器の間の燃料供給系統においてリサイクル排ガスを供給する位置あるいは量をフィードバック制御により切り替える制御装置4aと、制御装置4aの指示によりリサイクル排ガスをガス化ガス燃料中に噴射して混合させるノズルあるいはエジェクタなどの複数の混合装置4bとを備え、計測装置・監視装置15からの検出値により制御装置4aによりリサイクル排ガスを供給する混合装置4bを選択しあるいは噴射する量をフィードバック制 For example, as in the plant shown in FIG. 15, a measuring device, monitoring device 15 for measuring or monitoring the CO concentration unburned components in the gas turbine combustion exhaust gas discharged from the gas turbine, the measurement or monitoring results by to be less than a certain amount of CO concentration in the combustion gas, and a control device 4a for switching the position or feedback control the amount supplying recycled exhaust gas in the fuel supply system between the gasification furnace of the gas turbine combustor, recycling exhaust gas in accordance with an instruction from the control unit 4a and a plurality of mixing devices 4b such as a nozzle or ejector to be mixed with injected into gasification gas fuel, recycle the controller 4a by the detection values ​​from the measuring device and monitoring device 15 Feedback system the amount to be selected or injector mixing device 4b for supplying the exhaust gas することが好ましい。 It is preferable to. ここで、リサイクル排ガスの供給位置の選定は、燃料供給系統においてリサイクル排ガスを供給する混合装置4bを切り替える場合だけでなく、リサイクル排ガスの供給量を各混合装置4b毎に変化させることによって、主にリサイクル排ガスが供給される位置を変更することも含まれる。 Here, the selection of the supply position of the recycling exhaust gas, not only when switching the mixing device 4b for supplying recycled exhaust gas in the fuel supply system, by changing the supply amount of recycled exhaust gas in each mixing device 4b, mainly also it includes changing the position of recycling exhaust gas is supplied. 尚、本実施形態においては、リサイクル排ガスは、場合によっては水蒸気または窒素の一方あるいは双方を混合した状態で供給される場合もある。 In the present embodiment, the recycling exhaust gases, in some cases also be supplied in a mixed state one or both of steam or nitrogen.

次に、ガス化ガス燃料中の水素成分の生成を目的とした、リサイクル排ガス、水蒸気または窒素(N )の噴射混合と、リサイクル排ガス中のCO濃度の計測、監視による噴射量位置の調整について説明する。 Next, for the purpose of production of the hydrogen component in the gasification gas fuel, recycle gas, and injection mixing of steam or nitrogen (N 2), measurement of the CO concentration in the recycled exhaust gas, for adjusting the injection quantity position by monitoring explain.

リサイクル排ガスはできるだけ高い燃焼効率を得て、未燃焼CO分および残留O 分を低減したい。 Recycling exhaust gas to obtain a highest possible combustion efficiency, we want to reduce the unburned CO content and residual O 2 minutes. これは、排気ガスの一部はガス化炉2への石炭などのガス化原料搬送用リサイクル排ガスとして使用するためには、残留O 濃度を少ない方が良い。 This is part of the exhaust gas for use as a gasification raw material transport for recycling exhaust gas such as coal to the gasification furnace 2, it is the smaller the residual O 2 concentration. また、排気ガスの一部は煙突13から排気するため、未燃焼成分の残留はプラント熱効率を低下させる。 Also, part of the exhaust gas to exhaust from the chimney 13, the residual unburned components reduces the plant thermal efficiency. さらに、排気ガス中に残留するO 濃度が増加すると、酸素製造装置1の動力が大きくなり、プラント熱効率の低下を招く。 Further, when the O 2 concentration remaining in the exhaust gas increases, the power of the air separation unit 1 is increased, lowering the plant thermal efficiency. そこで、リサイクル排ガス中の未燃焼成分であるCO濃度を計測、監視して、当該情報を制御装置4aに伝送し、当該CO濃度が低減するようにリサイクル排ガス(または水蒸気あるいは窒素)の供給位置あるいは供給量を制御するように混合装置4bを調整するようにしている。 Therefore, measuring the CO concentration unburned components in the recycled exhaust gas, monitors, and transmits the information to the controller 4a, or the supply position of the recycled exhaust gas (or steam or nitrogen) as the CO concentration is reduced and to adjust the mixing device 4b so as to control the supply amount. 排気ガス中のCO濃度は残留O 濃度と比例の関係にあり、よって残留O 濃度も低減できる。 CO concentration in the exhaust gas is in a proportional relationship between the residual O 2 concentration, thus the residual O 2 concentration can be reduced.

ガス化ガス燃料へのリサイクル排ガス(または水蒸気あるいは窒素)の混合装置4bは、ガス化炉2の出口からガスタービン燃焼器5の入口まで任意に設定することで、反応温度と反応時間を調整することが可能となる。 Mixing device 4b of the recycled exhaust gas to the gasification gas fuel (or steam or nitrogen), by setting arbitrarily from the outlet of the gasification furnace 2 to the inlet of the gas turbine combustor 5, adjusting the reaction temperature and reaction time it becomes possible. 実際の発電プラントでは、水素生成のための反応時間と反応温度は主にリサイクル排ガス(または水蒸気あるいは窒素)の混合装置4bに依存する。 In actual power plant, the reaction time and the reaction temperature for hydrogen production mainly depends on the mixing device 4b of the recycled exhaust gas (or steam or nitrogen). 例えば、混合ガス中に水素成分が生成される反応温度は600℃〜800℃となるが、この範囲におけるより好適な条件は設備上の制約を受ける。 For example, the reaction temperature hydrogen components in the mixed gas is generated becomes a 600 ° C. to 800 ° C., the preferred conditions than in this range is subject to restrictions on equipment. すなわち、ガス化炉2の出口からガスタービン燃焼器5の入口までの過程で、ガス化ガス燃料CG1は発電プラントからの排熱回収を繰り返し、燃焼器入口部では600℃台になる。 That is, in the course of from the outlet of the gasification furnace 2 to the inlet of the gas turbine combustor 5, the gasification gas fuel CG1 repeats heat recovery from power plants, the 600 ° C. stage in the combustor inlet. すなわち、実際の発電プラントでは、混合装置4bを調整することにより、排ガス供給ラインHG1'を介してガスタービン燃焼器の上流の燃料供給系統に供給する一次リサイクル排ガス(または水蒸気あるいは窒素)の供給位置を切り替えて反応温度を調整することを可能にする。 That is, in the actual power plant, by adjusting the mixing device 4b, supply position through the exhaust gas supply line HG1 'gas turbine combustor one supplied upstream of the fuel supply system primary recycled flue gas (or steam or nitrogen) by switching it possible to adjust the reaction temperature.

この様に、リサイクル排ガス中のCO濃度を計測、監視して、当該CO濃度を低減するように、リサイクル排ガス、水蒸気または窒素(N )の混合装置4bを設定することにより、燃焼性の劣化が懸念される、排気循環閉サイクルガスタービンをガス化発電プラントに採用することが可能となり、CO 分離・固定技術に大きく依存せず、かつプラントの熱効率を損なうことなく発電プラントから排出されるCO を削減することができる。 Thus, measuring the CO concentration in the recycled exhaust gas monitors, to reduce the CO concentration, recycling flue gas, by setting the mixing device 4b of steam or nitrogen (N 2), a combustion deterioration is discharged from the power plant without but of concern, it is possible to exhaust the circulating closed cycle gas turbine employed in the gasification power plant, it not depends largely on the CO 2 separation and fixation techniques, and impairing the thermal efficiency of the plant it is possible to reduce the CO 2.

また、ガスタービン燃焼器では、ガス化ガス燃料と希釈剤としてリサイクル排ガスを予め混合してガスタービン燃焼器に供給することにより、希釈剤中のO をガスタービン燃焼に積極的に関与させることができ、リサイクル排ガス中に残存するO 濃度を低減して、リサイクル排ガスの石炭搬送等への使用をより容易にするという相乗効果が得られる。 Further, in the gas turbine combustor by supplying premixed recycled exhaust gas as a diluent gas of the gas fuel to a gas turbine combustor, actively be involved O 2 in a diluent to the gas turbine combustor can be, by reducing the O 2 concentration remaining in the recycle gas, a synergistic effect is obtained that makes it easier to use in coal transport such recycling exhaust gas.

さらに、CO濃度計測装置15と、ガス化ガス燃料中に燃料供給系統外からの添加ガスの供給を可能とする複数の混合装置4bに対して燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量が一定となるようなフィードバック制御を行う制御装置4aを利用することによって、リサイクル排ガスの供給量そのものを調整したり、あるいはガスタービン燃焼器に供給する前のガス化ガスへ供給するリサイクル排ガスの量と、リサイクル排ガスの燃焼器頭部へ直接供給する量との分配比を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御することも可能である。 Further, a CO concentration measuring device 15, and constant CO component concentration or soot content in the combustion gases to a plurality of mixing devices 4b to allow the supply of additional gas from the fuel supply system outside during the gasification gas fuel by utilizing a control device 4a for performing comprising such a feedback control, the amount of recycled flue gas supplied Previous gasification gas supplied to adjust the supply amount itself of recycled exhaust gas or, or gas turbine combustor, recycling by adjusting the distribution ratio of the amount supplied directly to the exhaust gas of the combustor head, it is also possible to control the CO emissions concentration constant amount or less.

(二次リサイクル排ガスの供給位置の燃焼効率に与える影響) (Effect on combustion efficiency of the supply position of the secondary recycle gas)
また、本発明のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントにおいては、定格運転温度の維持と燃焼効率を上げる燃焼温度の維持とを両立させるために、燃焼器へ供給するリサイクル排ガスを、燃焼器の頭部で燃焼反応が活発なところに燃焼温度を1500〜1900℃に調整するのに必要とする量と、燃焼ガスの燃焼器出口温度を定格温度までに下げるのに必要とする量とに分割して供給するようにしている。 In the CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant of the present invention, in order to achieve both the maintenance of combustion temperature raising and maintaining combustion efficiency of the rated operating temperature, recycle supplied to the combustor required exhaust gas, the amount which is required to adjust the combustion temperature of 1,500 to 1,900 ° C. at the combustion reaction active in the combustor head, to lower the combustor exit temperature of the combustion gases to the rated temperature It is to be supplied are divided into the amount to be. ここで、燃焼ガス温度または燃焼器出口温度を定格温度に調整するために必要とされる希釈剤(リサイクル排ガス)の量のうち、一次燃焼領域に供給するリサイクル排ガス(一次リサイクル排ガスと呼ぶ)の量を除いた残りの希釈剤(二次リサイクル排ガスと呼ぶ)は、燃焼ガスの温度調整を主たる目的とするものであり、燃焼反応への関与の低い部位、例えば燃焼器の一次燃焼領域から十分な隔たりをもった位置から膨張タービンの第1段動翼の入口までの間に供給されることが好ましい。 Here, the required diluent to adjust the combustion gas temperature or the combustor exit temperature to the rated temperature of the amount of (recycle gas), (referred to as a primary recycle flue gas) recycling exhaust gas supplied to the primary combustion zone the remaining diluent except the amount (referred to as secondary recycle gas) is sufficiently temperature adjustment of the combustion gas is mainly aims, low sites involved in the combustion reaction, for example from the primary combustion zone of the combustor It supplied until the inlet of the first stage moving blade of the expansion turbine from a position having a distance is preferably. 尚、二次サイクル排ガス(場合によってはさらに二次あるいは三次と分割することもある)は、リサイクル排ガスの量が変動する場合、燃焼器頭部に供給される量が一定量に制限されることから、当然に変動することとなり、例えば、排ガスの循環量が多くなった場合には下流側へ供給される量が増え、少なくなった場合には減少する。 Incidentally, (in some cases be subdivided secondary or tertiary) secondary cycle exhaust gas, if the amount of recycled exhaust gas varies, the amount supplied to the combustor head is limited to a certain amount from, it is possible to vary course, for example, when the increasingly circulation amount of exhaust gas increases the amount to be supplied to the downstream side, it decreases when became less.

図17に二次排ガスを供給する位置を変えた場合の燃焼効率に与える影響について行った数値解析の結果を示す。 Figure 17 shows the results of numerical analysis performed on impact on combustion efficiency when changing the position for supplying the secondary gas. 尚、この数値解析では、燃焼器全体における燃焼時間を20msとし、「全量混合」はバーナよりリサイクルする燃焼排気ガスの全量(この場合には供給燃料に対して5倍モル)を供給した場合である。 In this numerical analysis, the burning time in the entire combustor and 20 ms, "the total amount mixed" in the case of supplying the (5-fold moles relative to supply fuel when this) the total amount of combustion exhaust gases to be recycled from the burner is there. そして、「1ms」とは、燃焼器バーナより供給する一次排ガスを一次燃焼域における燃焼温度を約1700℃に抑制するために3倍モルを燃焼器頭部即ち一次燃焼領域に供給し、残りの2倍モルの二次排ガスをバーナ端より1ms下流の位置即ちバーナから噴射された流体が1ms経過した時に流れている位置で供給した場合を示している。 Then, the "1ms" supplies 3 moles in order to suppress the combustion temperature to about 1700 ° C. to the combustor head or primary combustion zone in the primary combustion zone of the primary gas supply from the combustor burner, the remaining 2 moles of the secondary gas was injected from 1ms downstream position i.e. the burner from the burner end fluid indicates the case of supplying in a position flowing when the elapsed 1ms. 即ち一次燃焼領域での反応時間が1msであることを意味している。 That means that the reaction time in the primary combustion zone is 1 ms. 尚、「3ms」〜「19ms」についても同様である。 It should be noted that the same is true for "3ms" - "19ms".

この結果、リサイクル排ガスの全量をバーナから直接供給する場合に比べて、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量の一次リサイクル排ガスと、残りの二次あるいは三次のリサイクル排ガスとに分割してバーナの出口よりも燃焼時間で少なくとも1ms後の下流に供給するだけで、燃焼効率の向上が認められた。 As a result, as compared with the case of directly supplying the total amount of recycled exhaust gas from the burner, a primary recycle flue gas amounts to from 1,500 to 1,900 ° C. The combustion temperature in the gas turbine combustor of the head, the remaining secondary or tertiary recycling only divided into the exhaust gas supplied to the downstream of the after at least 1ms combustion time than the outlet of the burner, the improvement of combustion efficiency was observed. また、バーナの頭部から噴射されるガス化ガス燃料や一次排ガスよりも3ms以上下流で二次排ガスを供給することが好ましいことが判明した。 Further, it is preferable to supply the secondary exhaust gas downstream 3ms or more than the gasification gas fuels and primary exhaust gas ejected from the head of the burner has been found. そして、燃焼器下流の19msの場合が最も燃焼効率が向上することが判明した。 Then, it was found that if the combustor downstream of 19ms is improved most combustion efficiency. 即ち、「全量混合」の場合、燃焼効率η=75%であるが、排ガスを少なくとも2分割して二次排ガスを19ms下流で噴射する場合には93%程度まで上昇した。 That is, when the "total amount mixed", is a combustion efficiency eta = 75%, when the exhaust gases by at least two split injection secondary exhaust gas 19ms downstream rose to about 93%. ここで、燃焼効率は、バーナ出口よりも下流側に供給位置を移すのにしたがって向上し、特に、1msよりも下流側において10msまでは急速に向上し、10ms以降であれば、90%以上の燃焼効率を確保した。 Here, the combustion efficiency is improved according to transfer the supply position downstream of the burner outlet, especially, up to 10ms is rapidly improved at the downstream side than 1 ms, if after 10ms, more than 90% to ensure the combustion efficiency. しかしながら、10ms以降では、それ以前よりも燃焼効率の改善効果が低下し始め、ほぼ飽和する結果となった。 However, in the following 10 ms, earlier it began to decrease the effect of improving the combustion efficiency than, resulted to be nearly saturated. ここで、燃焼器全体における燃焼時間を20msとした燃焼器においては、10msの供給位置とは燃焼器の中間辺りになる。 Here, in the combustor was 20ms combustion time in the entire combustor, the middle of the intermediate combustor supply position of 10 ms. そこで、二次排ガスを供給する位置は、燃焼器の中間よりも下流側であることが好ましい。 Therefore, the position for supplying the secondary gas, it is preferred over the intermediate combustor downstream. つまり、二次排ガスあるいはさらに三次排ガスを供給する位置が一次燃焼領域から下流側に隔てた位置ほど、一次燃焼領域における燃焼反応温度(1700℃台)が維持される時間が長いため燃料の酸化反応が進むものと推定される。 That is, the secondary exhaust gas or further position for supplying tertiary exhaust gases from the primary combustion zone as the position spaced downstream, combustion reaction temperature in the primary combustion zone (1700 ° C. base) oxidation reaction of the fuel for a long time to be maintained it is estimated that the proceeds. ここで、燃焼器頭部における燃焼温度だけを考慮すると、ガスタービン燃焼器5の頭部に希釈剤として必要なリサイクル排ガスの全量を供給する全量混合の場合には、図17に示すように、燃焼効率は75%と極端に悪い。 Here, considering only the combustion temperature in the combustor head, when the total amount of mixture supplied to the total amount of the required recycling exhaust gas as a diluent to the head of the gas turbine combustor 5, as shown in FIG. 17, combustion efficiency is extremely bad and 75%. しかしながら、この場合の全量混合とは、リサイクルする燃焼排気ガスの全量と酸化剤及びガス化ガス燃料とをガスタービン燃焼器の頭部に直接供給した場合であり、ガスタービン燃焼器5の上流の燃料供給系統4に希釈剤として必要なリサイクル排ガスの全量を供給してガス化ガス燃料と事前に混合させる場合とは異なる。 However, in this case the total amount mixed is a case of supplying directly the total volume of oxidant and gasification gas fuel combustion exhaust gases recycled to the head of the gas turbine combustor, upstream of the gas turbine combustor 5 the fuel supply system 4 by supplying the total amount of the required recycling exhaust gas as a diluent differs from the case of mixing in advance with the gasification gas fuel. つまり、リサイクルする排ガスを燃料供給系統4に予め供給してガス化ガス燃料に混合して400℃〜900℃の温度範囲に維持することで、水素成分濃度が10〜20%上昇することにより酸化反応速度が速くなって、燃焼反応の安定性が高く燃焼効率をより高くできる効果は図17の数値解析には反映されていない。 That is, by maintaining mixed in advance supplying exhaust gas recycled to the fuel supply system 4 to the gasification gas fuel to a temperature range of 400 ° C. to 900 ° C., oxidized by hydrogen component concentration increases 10-20% the reaction rate becomes faster, higher possible effect of high combustion efficiency stability of the combustion reaction is not reflected in the numerical analysis in FIG. 17.

(燃焼器上流での還元反応の熱源) (Heat source reduction reaction in the combustor upstream)
ガスタービン燃焼器の上流においてリサイクル排ガスとガス化ガス燃料との混合ガス中に水素を生成させる反応温度を適正に制御するための熱源としては、別途新たな設備を設置しても良いが、発電プラントの熱例えばガス化炉の熱または排熱回収ボイラあるいは熱交換器で回収されるリサイクル排ガスの熱を利用することが好ましい。 The heat source for properly controlling the reaction temperature to produce hydrogen in a mixed gas of recycle gas and coal gas fuel upstream of the gas turbine combustor, but may be installed separately new facilities, power generation it is preferable to use the heat of the recycled exhaust gas is recovered by heat such as heat or waste heat recovery boiler or heat exchanger gasifier plant. CO 回収型ガス化ガス発電プラントには、より多くの熱源が存在する。 The CO 2 recovery gasification gas power plant, there are more heat sources. 例えば、リサイクル排ガスは770℃程度を有しており、図5または図6に示すように、ガス化ガス燃料とリサイクル排ガス、水蒸気または窒素の混合気中に水素を生成する反応に必要とされる反応温度600℃〜800℃を適切に制御することを可能にする。 For example, recycled flue gas has a degree 770 ° C., is as shown in FIG. 5 or FIG. 6, required for the reaction to produce hydrogen gasification gas fuel and recycled flue gas, in the gas mixture of water vapor or nitrogen It makes it possible to properly control the reaction temperature 600 ° C. to 800 ° C.. また、より高い反応温度を要する場合は、ガス精製前のガス化ガス燃料CG1またはガス化炉2を熱源とすることが可能であり、ガス化ガス燃料と、リサイクル排ガス、水蒸気または窒素をリサイクル排ガスGとの熱交換により、より高い反応温度を得ることが可能である。 In the case that requires higher reaction temperatures, it is possible to the gasification gas fuel CG1 or gasifier 2 before the gas purification as a heat source, recycled exhaust gas and gasification gas fuel, recycle gas, steam or nitrogen by heat exchange with the G, it is possible to obtain a higher reaction temperatures. 逆に低い温度で、かつより狭い温度範囲に調整することが重要になる場合は、ガスタービン6の排気ガスラインを熱源とすることにより、所定の温度に調節することが可能になる。 At low temperatures the reverse, and if to be adjusted is important in a narrower temperature range, by a heat source exhaust gas line of the gas turbine 6, it is possible to adjust to a predetermined temperature.

例えば、図16に示すように、ガスタービン燃焼排気ガスを循環させてガスタービンに供給するには排気ガスの温度を一旦下げてから圧縮機8で昇圧する必要があり、この燃焼排気ガスラインに設けた熱交換器16により熱源を求めるか、排熱回収ボイラ7に熱源を求めることで、燃焼排気ガス温度以下の任意の温度に調整することを可能にする。 For example, as shown in FIG. 16, the supply to the gas turbine by circulating a gas turbine combustion exhaust gas must be pressurized by the compressor 8 from lowering the temperature of the exhaust gas temporarily in the combustion exhaust gas line or obtaining the heat source by the heat exchanger 16 provided, by obtaining the heat source heat recovery boiler 7, to be adjusted to any temperature below the combustion exhaust gas temperature. これにより、水素を生成する反応に必要とされる熱源を外部に求める必要が無く、また所内動力を要することなく、ガス化ガス燃料中に水素成分を増加させて、排気循環によるガス化ガス燃料のO 量論比燃焼の燃焼安定性を向上し、リサイクル排ガス中に残留する未燃焼CO成分を低減し、また、O 成分も低減する。 Thus, there is no need to obtain the heat source required for the reaction to produce hydrogen to the outside, and without requiring a house power, increase the hydrogen component in the gasification gas fuel, gasification gas fuel by the exhaust circulation of O 2 to improve the combustion stability of stoichiometric combustion, to reduce the unburned CO components remaining in recycle gas, also, O 2 component is also reduced. また、ガス化炉2は、ガス化炉部(1800℃〜1100℃)と熱回収部(ガス化ガス燃料の温度が400℃にまで低下する)とから構成されており、これら熱源を利用してガス化ガス燃料とリサイクル排ガス及び/又水蒸気や窒素の混合ガスの温度を水素を生成する反応に必要とされる反応温度600℃〜800℃に適切に制御することを可能にする。 Further, the gasification furnace 2 is composed from gasifier section (1800 ° C. C. to 1100 ° C.) heat recovery section (temperature of the gasification gas fuel drops to 400 ° C.), using these heat sources It makes it possible to properly control the reaction temperature 600 ° C. to 800 ° C. the temperature of the gasification gas fuel and recycled exhaust gas and / or mixed gas of water vapor and nitrogen required for the reaction to produce hydrogen Te.

(リサイクル排ガスの供給量の調整) (Adjustment of the supply amount of recycled flue gas)
また、CO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントにおいては、ガス化ガス燃料の性状が一時的に変動し燃料発熱量が大幅に一時的に変化することが考えられる。 In the CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant, the fuel heating value property is temporarily variation of the gasification gas fuel is considered to vary significantly temporarily. そこで、図示していないが、ガス化ガス燃料の燃料発熱量を監視して、発熱量が変化した際には、燃焼器頭部へ供給するリサイクル排ガスの量を調整することによって燃焼器頭部の燃焼温度が1700℃〜1800℃の範囲、場合によっては1600℃〜1800℃、少なくとも1500℃〜1900℃の範囲に収まるように調整することが好ましい。 Therefore, although not shown, monitors the fuel heating value of the gasification gas fuel, when the calorific value is changed, the combustor head by adjusting the amount of recycled flue gas supplied to the combustor head combustion temperature range of 1700 ° C. to 1800 ° C. of, 1600 ° C. to 1800 ° C. in some cases, it is preferable to adjust to fit a range of at least 1500 ° C. to 1900 ° C.. 燃料発熱量の変化により燃焼温度が変化するため、上述の温度範囲に調整するために必要とするリサイクル排ガスの量並びに燃焼器出口温度を定格温度にするために必要とするリサイクル排ガスの量も変動することとなるので、これらを適宜調整することが望まれる。 To change the combustion temperature due to changes in fuel heating value, the amount of recycled exhaust gas needed to the rated temperature the amount and combustor outlet temperature of the recycle gas that needs to be adjusted to the above described temperature range fluctuation since the be, it is desirable to adjust these as appropriate.

例えば、ガス化炉2あるいはガス化炉2からガスタービン燃焼器5までの間の燃料供給系統にガス化ガス燃料の発熱量を計測する装置を備え、ガス化ガス燃料の発熱量を監視し、発熱量の変化に応じて燃焼器頭部に供給するリサイクル排ガスの量を調整することが好ましい。 For example, a device for measuring the heating value of the gasification gas fuel to the fuel supply system between the gasification furnace 2 or gasification furnace 2 to the gas turbine combustor 5, monitors the heating value of the gasification gas fuel, it is preferable to adjust the amount of recycled flue gas supplied to the combustor head in accordance with a change in heating value. もっとも、ガス化ガス燃料の発熱量の大幅な変動でなければ、リサイクル排ガスの全体量を調整しなくとも所定の温度範囲に燃焼ガスの燃焼器出口温度を収めることができる。 However, if a significant variation in the calorific value of the gasification gas fuel can be even without adjusting the total quantity of recycled exhaust gas accommodating the combustor exit temperature of the combustion gas to a predetermined temperature range.

ここで、燃料発熱量の監視は、公知の発熱量計測手法あるいは装置、例えばガスクロマトグラフィー法や熱量計を用いて容易に発熱量を算出したり、瞬時にガスの熱量を測定できる。 Here, monitoring of the fuel heating value, known calorific value measuring method or apparatus, for example, to calculate a readily heat generation amount using the gas chromatography and calorimeter capable of measuring the amount of heat of gas instantaneously. ガスクロマトグラフィー法の場合には、ガス化ガス燃料中のCO、H 、CH 、CO 、H O、N について濃度を測定し、発熱量を算出することができる。 In the case of gas chromatography may be CO of gasification gas in the fuel, the H 2, CH 4, CO 2 , H 2 O, the N 2 concentration was measured to calculate the calorific value. ここで、ガスクロマトグラフィーによる成分分析は精度は良いが分析には5分程度の時間を要する。 Here, component analysis by gas chromatography accuracy good takes time of about 5 minutes for analysis. 一方、熱量計は分析精度が落ちるが瞬時にガスの熱量を測定できる。 On the other hand, the calorimeter is drop analysis accuracy can measure the amount of heat of gas instantaneously. そこでガスクロマトグラフィーによる成分分析と熱量計を併用することにより、ガス化ガス燃料の発熱量が大きく変動しないことを確認することが好ましい。 Therefore the combined use of component analysis and calorimetry by gas chromatography, it is preferable to ensure that the heating value of the gasification gas fuel does not vary greatly.

なお、上述の形態は本発明の好適な形態の一例ではあるがこれに限定されるものではなく本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々変形実施可能である。 Incidentally, the above-described embodiment and various modifications may be implemented in a range there is not departing from the gist of the present invention is not limited to this one example of the preferred embodiment of the present invention. 例えば、本実施形態のCO 回収型ガス化発電プラントでは、ガスタービンから排出される高温排気ガスの熱を利用して水蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、ここで発生した水蒸気により駆動される蒸気タービンと蒸気タービンに結合されて電力を出力する発電器とを含むガス化複合発電プラントとして構成しているが、これに特に限定されるものではなく、閉サイクルガスタービンのみを採用したCO 回収型ガス化発電プラントとして構成しても良い。 For example, in the CO 2 recovery gasification power plant of the present embodiment is driven with exhaust heat recovery boiler utilizing the heat of the hot exhaust gas discharged from the gas turbine to generate steam, the steam generated here While coupled to a steam turbine and a steam turbine are configured as integrated gasification combined cycle power plant comprising a generator for outputting electric power, but the invention is not particularly limited to, CO 2 employing only a closed cycle gas turbine it may be configured as a recovered gasification power plant.

また、水蒸気に代えてN を混合する場合には、サーマルNOxが発生する虞があるので、脱硝装置や無触媒脱硝システムが必要となる場合もあるが、水蒸気を混合させる場合よりも燃焼性を向上させるという点では効果がある。 Further, in the case of mixing the N 2 in place of steam, there is a possibility that thermal NOx is generated, there is a case where denitrification system and non-catalytic denitration system is required, combustibility than when mixing the water vapor in terms of improving it is effective. さらに、本実施形態では、水蒸気かN のいずれかをリサイクルされるリサイクル排ガスに混合させる場合について述べたが、これに特に限られるものではなく、水蒸気とN の混合ガスをリサイクル排ガスに混合させても良い。 Furthermore, in the present embodiment has dealt with the case of mixing the recycled exhaust gas is recycled to either the steam or N 2, it is not particularly limited to, mixing a mixed gas of water vapor and N 2 in the recycle gas it may be.

また、水蒸気あるいはN のガス化ガス燃料への供給は、図14に示すように、水蒸気ADを圧縮機8の手前でリサイクルされるリサイクル排ガスに混合しているのは一例に過ぎず、必要に応じてガス精製装置3とガスタービン燃焼器5の間あるいは場合によってはガス化炉2の出口などにおいて供給するようにしても良いし、燃焼器5の直前で燃焼器5に供給される排ガスに供給するようにしても良い。 The supply of the gasification gas fuel steam or N 2, as shown in FIG. 14, only one example of being mixed with recycled exhaust gas is recycled water vapor AD before the compressor 8, necessary exhaust gas in some cases or between the gas purifier 3 and the gas turbine combustor 5 is supplied to the combustor 5 in the last may be supplied in such an outlet of the gasification furnace 2, the combustor 5 in accordance with the it may be supplied to.

1 酸素製造装置 1 air separation unit
2 ガス化炉 2 gasification furnace
3 ガス化ガスのガス精製装置 3 gas purifying apparatus of gasification gas
4 ガス化ガス燃料へのリサイクル排ガス(希釈剤),水蒸気または窒素の噴射混合位置 4 Recycling exhaust gas (diluent) to the gasification gas fuel injection mixing position of the steam or nitrogen
4a リサイクル排ガス(希釈剤),水蒸気または窒素の供給位置を制御する装置 4a recycled exhaust gas (diluent), apparatus for controlling the position of supplying steam or nitrogen
4b リサイクル排ガスの(希釈剤),水蒸気または窒素の供給位置 4b recycling exhaust gas (diluent), the supply position of the steam or nitrogen
5 ガスタービン燃焼器 5 Gas turbine combustor
6 ガスタービン 6 gas turbine
7 排熱回収ボイラ 7 exhaust heat recovery boiler
8 排ガス圧縮機 8 exhaust gas compressor
9 発電機 9 generator
10 蒸気タービン 10 steam turbine
11 復水器 11 condenser
12 CO 回収装置 12 CO 2 recovery system
13 煙突 13 chimney
14 ガスタービン車軸 14 gas turbine axle
15 排気ガス中のCO排出濃度の計測・監視装置 15 measuring and monitoring apparatus CO emissions concentration in the exhaust gas
15a ガス化ガス燃料への循環排気ガス供給位置を調整する信号 Signal for adjusting the circulating exhaust gas supply location to 15a gasification gas fuel
16 熱交換器 16 heat exchanger
AD 燃焼器出口ガス温度を調整するため水蒸気または窒素の供給 The supply of steam or nitrogen to adjust the AD combustor exit gas temperature
AO2 酸素を主成分とする酸化剤 Oxidizing agent as a main component AO2 oxygen
C 石炭等のガス化原料 Gasification raw materials such as C coal
CG1 ガス化後のガス CG1 gasification of gas after
CG2 ガス精製後のガス化ガス燃料 CG2 gasification gas fuel after the gas purification
CG3 ガス化ガス燃料とリサイクル排ガス,水蒸気または窒素を混合し、燃料中に水素成 分濃度を増加させた改質後のガス化ガス燃料 CG3 gasification gas fuel and recycled flue gas, steam or nitrogen mixed with gasification gas fuel after reforming with increased hydrogen Ingredient concentration in the fuel
CD ガスタービン燃焼排気ガスから回収したCO CD CO 2 recovered from the gas turbine combustion exhaust gases
FG ガスタービン燃焼器排出ガス FG gas turbine combustor exhaust gases
FW 復水・給水 FW condensate-water supply
G 膨張タービン排気後のガス Gas after G expansion turbine exhaust
HG 圧縮機後のリサイクル排ガス Recycling exhaust gas after HG compressor
HG1 ガスタービン燃焼器の頭部にリサイクル排ガスを直接供給する排ガス供給ライン HG1 combustor exhaust gas supply line to the head for supplying the recycle gas directly
HG1'燃料供給系統を介してガスタービン燃焼器にリサイクル排ガスを供給する排ガス供 給ライン HG1 'gas supply line for supplying recycled exhaust gas turbine combustor through the fuel supply system
HG2 ガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口までの間 でリサイクル排ガスを供給する排ガス供給ライン Exhaust gas supply line for supplying recycled exhaust gas until the inlet of the first stage moving blade of the gas turbine downstream than HG2 gas turbine combustor head
HG3 ガス化炉へのガス化原料搬送用の排ガス供給ライン Exhaust gas supply line for the gasification raw material transportation to HG3 gasifier
ST 蒸気タービンプラントの作動媒体である水蒸気 Steam as a working medium ST steam turbine plant

Claims (12)

  1. 酸化剤でガス化原料をガス化するガス化設備、および前記ガス化設備で生成されたガス化ガスを精製するガス精製設備とを備え、前記ガス化ガスを主燃料とし、酸素を主成分とする酸化剤により量論比燃焼させるガスタービン燃焼器と、燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、前記ガスタービンに結合されて電力を出力する発電機と、前記ガスタービンから排出された排気ガスの一部をガスタービン作動媒体としてリサイクルしつつ残りの前記排気ガスを系外に排出する際にCO を回収するCO 回収装置を含むガス化ガス用閉サイクル型ガスタービン発電プラントにおいて、リサイクルする前記ガスタービン燃焼排気ガスを分割して、一部を前記ガスタービン燃焼器の頭部に供給し、残部を前記ガスタービン燃焼器の頭部よりも下 Gasification material in oxidant gasification facilities for gasifying, and a gas purification equipment for purifying the gasification gas produced in the gasification equipment, and the gasification gas and the main fuel, and the main component of oxygen to a gas turbine combustor for stoichiometric combustion with an oxidizing agent, and a gas turbine driven by combustion gas, a generator for outputting electric power is coupled to the gas turbine, the exhaust gas discharged from the gas turbine some of the closed cycle gas turbine power plant for the gasification gas containing CO 2 recovery apparatus for recovering CO 2 when discharging to the outside the rest of the exhaust gas while recycling the gas turbine working medium, recycled lower by dividing the gas turbine combustion exhaust gases, and supplies a part to the gas turbine combustor of the head, than the head of the remainder gas turbine combustor で前記ガスタービンの第1段動翼の入口までの間で供給する一方、前記ガスタービン燃焼器の頭部に供給する前記ガスタービン燃焼排気ガスの量を前記ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量に制御することを特徴とするCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 In the one supplied in between to the inlet of the first stage moving blade of a gas turbine, the combustion in the head of the gas turbine combustor the amount of the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the gas turbine combustor of the head closed cycle gas turbine power plant for CO 2 recovery gasification gas generator, characterized by controlling the temperature on the amount to be from 1,500 to 1900 ° C..
  2. 前記ガスタービン燃焼器の頭部に供給する前記ガスタービン燃焼排気ガスは、前記ガス化ガス燃料及び前記酸化剤と共に前記ガスタービン燃焼器の頭部に直接供給するもの、あるいは前記ガス化ガス燃料に混合されてから前記ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるものである請求項1記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 The gas turbine combustion exhaust gas supplied to the gas turbine combustor head, shall be fed directly to the gas turbine combustor of the head together with the gasification gas fuel and the oxidizing agent, or the gasification gas fuel mixed with the gas turbine combustor of the head is intended to be supplied to claim 1 CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant as set forth.
  3. 前記ガスタービン燃焼器の頭部に供給する前記ガスタービン燃焼排気ガスは前記ガス化設備よりも下流側でかつ前記ガスタービン燃焼器よりも上流側において前記ガスタービン燃焼器に供給する前の前記ガス化ガス燃料と混合され、400℃〜900℃の間の温度に維持して前記ガスタービン燃焼排気ガス中の水蒸気を水素に分解し、前記ガス化ガス燃料中の水素成分濃度を上昇させてから前記ガスタービン燃焼器に供給するものである請求項1記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 The gas before the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the gas turbine combustor head be supplied to the gas turbine combustor upstream than and the gas turbine combustor is downstream of the gasification equipment from gases fuel and are mixed, maintained at a temperature between 400 ° C. to 900 ° C. to decompose the vapor of the gas turbine combustion exhaust gas into hydrogen, by increasing the hydrogen component concentration of the gasification gas in the fuel the gas turbine combustor CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant according to claim 1, wherein to supply a.
  4. 前記ガスタービン燃焼器の頭部に供給される前記ガスタービン燃焼排気ガスは、一部が前記ガスタービン燃焼器の頭部に直接供給される一方、一部が前記ガス化設備よりも下流側でかつ前記ガスタービン燃焼器よりも上流側において前記ガス化ガス燃料に混合されてから前記ガスタービン燃焼器に供給されるものである請求項1記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 The gas turbine combustion exhaust gas supplied to the gas turbine combustor of the head, while a portion is directly supplied to the gas turbine combustor of the head, in part downstream of the gasification equipment and the gas turbine combustor the gasification claim 1 CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas according after being mixed into the gas fuel is intended to be supplied to the gas turbine combustor upstream than turbine power plant.
  5. 前記ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、前記ガスタービン燃焼排気ガスの供給量を調整することにより、前記CO排出濃度を一定量以下に制御することを特徴とする請求項1から4のいずれか1つに記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 Watching the CO component concentration or soot amount combustion gas discharged from said gas turbine combustor, by adjusting the supply amount of the gas turbine combustion exhaust gases, to control the CO emissions concentration constant amount below CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant according to claim 1, any one of 4, characterized in that.
  6. 前記ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、前記ガスタービン燃焼器に供給する前の前記ガス化ガスへ供給する前記ガスタービン燃焼排気ガスの量と、前記ガスタービン燃焼排気ガスの前記ガスタービン燃焼器の頭部へ直接供給する量との分配比を調整することにより、前記CO排出濃度を一定量以下に制御することを特徴とする請求項4に記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 Watching the CO component concentration or soot amount combustion gas discharged from said gas turbine combustor, the amount of the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the gasification gas before feeding to the gas turbine combustor by adjusting the distribution ratio of the direct supply amount to the gas turbine combustor of the head of the gas turbine combustion exhaust gases, according to claim 4, wherein the controller controls the CO emissions concentration constant amount below CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant according to.
  7. 前記ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO排出濃度を監視して、前記ガス化設備よりも下流側でかつ前記ガスタービン燃焼器よりも上流側において前記ガス化ガス燃料に混合される前記ガスタービン燃焼排気ガスの供給位置を調整することにより前記CO排出濃度を一定量以下に制御することを特徴とする請求項3,4または6に記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 Watching the CO emission concentration in the combustion gas discharged from said gas turbine combustor, is mixed with the gasification gas fuel at upstream side of and downstream the gas turbine combustor than the gasification equipment CO 2 recovery gasification closed gas generator according to claim 3, 4 or 6 and controlling a certain amount below the CO emission concentration by adjusting the supply position of the gas turbine combustion exhaust gases cycle gas turbine power plant.
  8. 前記ガス化ガス燃料の燃料発熱量を監視して、発熱量が変化した際には、ガスタービン燃焼器の頭部へ供給する前記ガスタービン燃焼排気ガスの量を調整することを特徴とする請求項1から4のいずれか1つに記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 It monitors the fuel heating value of the gasification gas fuel, when the calorific value is changed, claims and adjusting the amount of the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the gas turbine combustor of the head CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant according to any one of claim 1 4.
  9. リサイクルする前記ガスタービン燃焼排気ガスの残りは前記ガスタービン燃焼器の中間位置よりも下流で供給されることを特徴とする請求項1から8のいずれか1つに記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 CO 2 recovery gasification according to the remaining of the gas turbine combustion exhaust gas recycling any one of claims 1 to 8, characterized in that it is provided downstream than the intermediate position of the gas turbine combustor closed cycle gas turbine power plant for gas generation.
  10. 前記ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガス化ガス燃料または前記ガスタービン燃焼排気ガス若しくはこれらの混合ガスに予め混合してから、あるいは前記ガスタービン燃焼器の頭部に単独で、水蒸気または窒素のいずれか一方または双方を混合して供給する請求項1から8のいずれか1つに記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 After pre-mixed with the gas turbine combustor of the gasification gas fuel or the gas turbine combustion exhaust gas or a mixture of these gases is supplied to the head, or solely to the head of the gas turbine combustor, steam or either or any one CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant according to both the claims 1 and supplying the mixed 8 nitrogen.
  11. 前記ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、前記ガスタービン燃焼排気ガスに供給される水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の供給量を調整することにより、前記CO排出濃度を一定量以下に制御することを特徴とする請求項10記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 Said monitoring the CO component concentration or soot content in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor to adjust the supply amount of either or both of the steam or nitrogen is supplied to the gas turbine combustion exhaust gases Accordingly, the CO emission concentrations claims 10 CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant, wherein the controlling a certain amount or less.
  12. 前記ガスタービン燃焼排気ガスと前記ガス化ガスとの混合ガス中に水素を生成させる反応温度を適正に制御するための熱源として、前記ガス化設備の熱または排熱回収ボイラあるいは熱交換器で回収される前記ガスタービン燃焼排気ガスの熱を利用することを特徴とする請求項3,4,6または7記載のCO 回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラント。 As the heat source for properly controlling the reaction temperature to produce hydrogen in a mixed gas of the gasification gas and the gas turbine combustion exhaust gas recovered with heat or waste heat recovery boiler or heat exchanger of the gasification equipment claim 3, 4, 6 or 7 CO 2 recovery gasification gas power for closed cycle gas turbine power plant, wherein the utilizing heat of the gas turbine combustion exhaust gas.
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