JPH0144882B2 - - Google Patents
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- JPH0144882B2 JPH0144882B2 JP58102650A JP10265083A JPH0144882B2 JP H0144882 B2 JPH0144882 B2 JP H0144882B2 JP 58102650 A JP58102650 A JP 58102650A JP 10265083 A JP10265083 A JP 10265083A JP H0144882 B2 JPH0144882 B2 JP H0144882B2
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Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
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-
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-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
- Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
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- Engineering & Computer Science (AREA)
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Description
【発明の詳細な説明】
〔発明の利用分野〕
本発明は、石炭をガス化する時の圧力が、大気
圧力よりも高い加圧型の噴流層ガス化炉を用いた
石炭ガス化複合発電プラントに係り、ガス化炉ガ
ス冷却器で熱回収する蒸気条件に比べ、ガス化炉
出口蒸気発生装置で熱回収する蒸気条件を高級化
して熱回収する事により、熱効率の向上を図る事
を特徴とする、石炭ガス化複合発電プラントのヒ
ートサイクルに関する。
圧力よりも高い加圧型の噴流層ガス化炉を用いた
石炭ガス化複合発電プラントに係り、ガス化炉ガ
ス冷却器で熱回収する蒸気条件に比べ、ガス化炉
出口蒸気発生装置で熱回収する蒸気条件を高級化
して熱回収する事により、熱効率の向上を図る事
を特徴とする、石炭ガス化複合発電プラントのヒ
ートサイクルに関する。
従来の石炭ガス化複合発電プラントのヒートサ
イクルの例を第１図及び第２図に示す。
イクルの例を第１図及び第２図に示す。
石炭１は、ガス化炉３に於て空気又は酸素をガ
ス化剤２としてガス化される。ガス化炉出口の粗
生成ガス４は、ドラム型蒸気発生装置７により冷
却される。この粗生成ガス４の顕熱は、蒸気とし
て回収される。ドラム型蒸気発生装置７出口粗生
成ガス８は、ガス／ガス熱交換器９により精製ガ
ス１２と熱交換され、ガス精製１１に必要な温度
まで冷却されガス精製される。精製ガス１２は、
ガス／ガス熱交換器９にて熱交換し、昇温された
後、燃料ガス１３としてガスタービン燃焼器１４
にて燃焼後、高温ガスとしてガスタービン１７に
て仕事をし、ガスタービン発電機１８にて電気エ
ネルギーを発生する。
ス化剤２としてガス化される。ガス化炉出口の粗
生成ガス４は、ドラム型蒸気発生装置７により冷
却される。この粗生成ガス４の顕熱は、蒸気とし
て回収される。ドラム型蒸気発生装置７出口粗生
成ガス８は、ガス／ガス熱交換器９により精製ガ
ス１２と熱交換され、ガス精製１１に必要な温度
まで冷却されガス精製される。精製ガス１２は、
ガス／ガス熱交換器９にて熱交換し、昇温された
後、燃料ガス１３としてガスタービン燃焼器１４
にて燃焼後、高温ガスとしてガスタービン１７に
て仕事をし、ガスタービン発電機１８にて電気エ
ネルギーを発生する。
熱回収システムとしては、ガスタービン排ガス
１９は、排熱回収ボイラ２０にて顕熱を回収して
蒸気を発生させると同時に、ガス化炉出口粗生成
ガス４は、ドラム型蒸気発生装置７にて顕熱を回
収して蒸気を発生させており、これらを結合した
システムを構成している。
１９は、排熱回収ボイラ２０にて顕熱を回収して
蒸気を発生させると同時に、ガス化炉出口粗生成
ガス４は、ドラム型蒸気発生装置７にて顕熱を回
収して蒸気を発生させており、これらを結合した
システムを構成している。
発生した蒸気は、過熱器２７により過熱され、
蒸気タービン４２にて仕事をし、蒸気タービン発
電機４８にて電気エネルギーを発生させる。
蒸気タービン４２にて仕事をし、蒸気タービン発
電機４８にて電気エネルギーを発生させる。
蒸気タービン４２を通過した蒸気は、復水器４
４にて冷却して復水４０となり、給水ポンプ４１
にて排熱回収ボイラ２０へ給水を送る。
４にて冷却して復水４０となり、給水ポンプ４１
にて排熱回収ボイラ２０へ給水を送る。
ガス化炉出口粗生成ガス４の温度は、用いるガ
ス化炉の種類により異なるが、一般に約900℃以
上である。一方ガス化炉出口粗生成ガス４は、ガ
スタービンの腐食防止の為及び環境対策上精製す
る必要があり、その為ガス精製装置１１に必要な
温度までガス化炉出口粗生成ガス４を冷却する必
要がある。このガス精製に必要な温度は、用いる
ガス精製装置の種類により異なるが、大きく２種
類に分けられる。
ス化炉の種類により異なるが、一般に約900℃以
上である。一方ガス化炉出口粗生成ガス４は、ガ
スタービンの腐食防止の為及び環境対策上精製す
る必要があり、その為ガス精製装置１１に必要な
温度までガス化炉出口粗生成ガス４を冷却する必
要がある。このガス精製に必要な温度は、用いる
ガス精製装置の種類により異なるが、大きく２種
類に分けられる。
グラニユラベツト等を用い高温脱塵を行つて酸
化鉄系等の吸着剤にて脱硫を行う乾式ガス精製に
於ては、約500℃である。一方水洗塔にて脱塵を
行つて有機溶媒の吸収剤により脱硫を行う湿式ガ
ス精製に於ては、ガス精製１１に必要な温度は約
100℃である。ただし、乾式脱硫はこれまで実績
もなく、現在開発中であるので、石炭ガス化複合
発電プラントのガス精製装置１１としては、湿式
ガス精製を用いるのが一般的となつている。従つ
て、一般的には、ガス化炉出口粗生成ガス４のガ
ス温度約900℃以上とガス精製装置１１入口のガ
ス温度約100℃の間の顕熱をいかに有効に回収す
るかが、石炭ガス複合発電プラントのサイクル構
成の一つの鍵となる。
化鉄系等の吸着剤にて脱硫を行う乾式ガス精製に
於ては、約500℃である。一方水洗塔にて脱塵を
行つて有機溶媒の吸収剤により脱硫を行う湿式ガ
ス精製に於ては、ガス精製１１に必要な温度は約
100℃である。ただし、乾式脱硫はこれまで実績
もなく、現在開発中であるので、石炭ガス化複合
発電プラントのガス精製装置１１としては、湿式
ガス精製を用いるのが一般的となつている。従つ
て、一般的には、ガス化炉出口粗生成ガス４のガ
ス温度約900℃以上とガス精製装置１１入口のガ
ス温度約100℃の間の顕熱をいかに有効に回収す
るかが、石炭ガス複合発電プラントのサイクル構
成の一つの鍵となる。
このガス化炉出口からガス精製装置１１入口の
間の粗生成ガス顕熱は、燃料ガス１２の再加熱及
び、蒸気、又は給水として回収するのが一般的で
ある。これは、燃焼器入口１４の入口の燃料１３
の温度を上げると換言すると、ガス化炉出口粗生
成ガス４とガス精製装置１１入口ガスの間の顕熱
を燃料ガス１３の顕熱として回収する熱量が多い
殆石炭ガス化発電プラントの熱効率が向上する事
が知られている。この熱効率の向上分は、燃料ガ
ス温度の100℃の上昇に付き約0.2％（相対値）で
ある。一方燃焼器１４入口の燃料ガス１３入口温
度は、燃料制御装置の耐熱温度から約100℃〜400
℃程度と制限される。この燃料ガス１２の再加熱
にはガス／ガス熱交換器９を用いるのが一般的で
あり、加熱側の粗生成ガス８の温度は燃焼器入口
の燃料１３温度より約50℃高い温度が選定される
のが普通である。従つてガス化炉出口粗生成ガス
４と、ガス／ガス熱交換器９入口燃料ガス８との
間には、約500℃以上の温度差があり、この顕熱
を有効に回収することが、熱効率の向上を図る上
で必要となる。
間の粗生成ガス顕熱は、燃料ガス１２の再加熱及
び、蒸気、又は給水として回収するのが一般的で
ある。これは、燃焼器入口１４の入口の燃料１３
の温度を上げると換言すると、ガス化炉出口粗生
成ガス４とガス精製装置１１入口ガスの間の顕熱
を燃料ガス１３の顕熱として回収する熱量が多い
殆石炭ガス化発電プラントの熱効率が向上する事
が知られている。この熱効率の向上分は、燃料ガ
ス温度の100℃の上昇に付き約0.2％（相対値）で
ある。一方燃焼器１４入口の燃料ガス１３入口温
度は、燃料制御装置の耐熱温度から約100℃〜400
℃程度と制限される。この燃料ガス１２の再加熱
にはガス／ガス熱交換器９を用いるのが一般的で
あり、加熱側の粗生成ガス８の温度は燃焼器入口
の燃料１３温度より約50℃高い温度が選定される
のが普通である。従つてガス化炉出口粗生成ガス
４と、ガス／ガス熱交換器９入口燃料ガス８との
間には、約500℃以上の温度差があり、この顕熱
を有効に回収することが、熱効率の向上を図る上
で必要となる。
この顕熱の熱回収は、ガス化炉出口に蒸気発生
器７を設置し、蒸気として熱回収する事が有効で
あることが知られている。
器７を設置し、蒸気として熱回収する事が有効で
あることが知られている。
一方ガス化炉３で起こるガス化反応の反応温度
は、噴流層ガス化炉に於ては、石炭中の灰分を溶
融させて下部より抜き取る方式を採用しているた
め、約1500℃以上となる場合が一般的である為、
ガス化炉炉壁の保護等の為、生成ガスを冷却する
必要がある。
は、噴流層ガス化炉に於ては、石炭中の灰分を溶
融させて下部より抜き取る方式を採用しているた
め、約1500℃以上となる場合が一般的である為、
ガス化炉炉壁の保護等の為、生成ガスを冷却する
必要がある。
このガス化炉３でのガス冷却及び炉壁保護の方
法としては、従来、第１図に示すように、ガス化
炉へガス冷却の為に水蒸気を吹き込み、ガス化炉
を耐火壁で囲う方法が提案されている。また石炭
を水と混合し、スラリーとして供給する事により
ガス冷却を行う方法も提案されている。いずれの
方法もガス化炉内部へ水又は蒸気を吹き込んで直
接ガスを冷却するシステムであり、ガス化炉出口
粗生成ガス４中の水分が増加する。
法としては、従来、第１図に示すように、ガス化
炉へガス冷却の為に水蒸気を吹き込み、ガス化炉
を耐火壁で囲う方法が提案されている。また石炭
を水と混合し、スラリーとして供給する事により
ガス冷却を行う方法も提案されている。いずれの
方法もガス化炉内部へ水又は蒸気を吹き込んで直
接ガスを冷却するシステムであり、ガス化炉出口
粗生成ガス４中の水分が増加する。
前述の通り、ガス化炉出口粗生成ガス４のガス
冷却は、湿式ガス精製を用いる事が一般的で、湿
式ガス精製を用いた場合には、粗生成ガス４中の
水分が除去され、ガス精製での熱効率が低下し、
その結果プラント熱効率が低下する事が知られて
いる。以下に具体的検討の一例を示す。
冷却は、湿式ガス精製を用いる事が一般的で、湿
式ガス精製を用いた場合には、粗生成ガス４中の
水分が除去され、ガス精製での熱効率が低下し、
その結果プラント熱効率が低下する事が知られて
いる。以下に具体的検討の一例を示す。
粗生成ガス中の水分、ここでは粗生成ガス４中
の可燃成分中の水分の割合であるN2、Arを除く
粗生成ガス４中の水分濃度とガス精製の水分が全
く除去されない場合に比べた熱効率の低下分を第
３図に示す。第３図によれば、粗生成ガス４中の
水分濃度が増加するに従い、ガス精製の熱効率が
低下する事がわかる。
の可燃成分中の水分の割合であるN2、Arを除く
粗生成ガス４中の水分濃度とガス精製の水分が全
く除去されない場合に比べた熱効率の低下分を第
３図に示す。第３図によれば、粗生成ガス４中の
水分濃度が増加するに従い、ガス精製の熱効率が
低下する事がわかる。
また水分濃度とプラント熱効率の水分が全く除
去されない場合に比べた低下を第４図に示す。ガ
ス精製の熱効率の低下と同様に、水分濃度が増加
するに従つてプラント熱効率も低下する事がわか
る。
去されない場合に比べた低下を第４図に示す。ガ
ス精製の熱効率の低下と同様に、水分濃度が増加
するに従つてプラント熱効率も低下する事がわか
る。
石炭を水と混合してスラリーとして供給するシ
ステムの例では、酸素酸化のガス化炉でN2、Ar
を除く粗生成ガス中の水分濃度が約20％、空気酸
化のガス化炉で約25％ありガス精製の熱効率は、
水分を除去しない場合に比べ酸素酸化の場合で約
４％、空気酸化の場合で約６％、プラントの熱効
率はそれぞれ約1.5％、約2.5％低下する事がわか
る。
ステムの例では、酸素酸化のガス化炉でN2、Ar
を除く粗生成ガス中の水分濃度が約20％、空気酸
化のガス化炉で約25％ありガス精製の熱効率は、
水分を除去しない場合に比べ酸素酸化の場合で約
４％、空気酸化の場合で約６％、プラントの熱効
率はそれぞれ約1.5％、約2.5％低下する事がわか
る。
従つてガス化炉３のガス化反応によりり発生す
る反応熱をガス化炉を水却壁構造として蒸気５と
として回収する第２図に示すシステムが提案され
た。第２図に示す例では、ガス化炉ガス冷却器５
４で発生する蒸気５と、ガス化炉出口蒸気発生装
置７にて発生する蒸気を合流させて、ガスタービ
ン排熱回収ボイラ２０の蒸気ドラムで発生する蒸
気と混合して過熱器２７で過熱して過熱蒸気３５
として蒸気タービン４２へ導入するシステムを採
用している。
る反応熱をガス化炉を水却壁構造として蒸気５と
として回収する第２図に示すシステムが提案され
た。第２図に示す例では、ガス化炉ガス冷却器５
４で発生する蒸気５と、ガス化炉出口蒸気発生装
置７にて発生する蒸気を合流させて、ガスタービ
ン排熱回収ボイラ２０の蒸気ドラムで発生する蒸
気と混合して過熱器２７で過熱して過熱蒸気３５
として蒸気タービン４２へ導入するシステムを採
用している。
従来、第２図に示されるような、ガス化炉を水
冷壁で囲い冷却する構造のガス化炉に於ては、ガ
ス冷却器５４及びガス化炉出口蒸気発生装置７で
発生する蒸気の圧力を上げると、水冷壁メタル温
度が上昇し、水冷壁面のH2Sによる高温腐食が進
行する為、熱回収した蒸気の圧力を上げる事がで
きなく、ガス化ガスの持つ熱を有効に回収できな
いという問題がある。
冷壁で囲い冷却する構造のガス化炉に於ては、ガ
ス冷却器５４及びガス化炉出口蒸気発生装置７で
発生する蒸気の圧力を上げると、水冷壁メタル温
度が上昇し、水冷壁面のH2Sによる高温腐食が進
行する為、熱回収した蒸気の圧力を上げる事がで
きなく、ガス化ガスの持つ熱を有効に回収できな
いという問題がある。
第５図に、水冷壁の管内圧力と、水冷壁メタル
温度の関係を示す。
温度の関係を示す。
水冷壁のメタル温度８６は、水冷壁管内内壁側
のメタル温度は、水冷壁の管内冷却水圧力のほぼ
飽和圧力となつているため、水冷壁の管内側のメ
タル温度は、管内側のメタル温度より一般的には
約100〓高い温度となる。
のメタル温度は、水冷壁の管内冷却水圧力のほぼ
飽和圧力となつているため、水冷壁の管内側のメ
タル温度は、管内側のメタル温度より一般的には
約100〓高い温度となる。
水冷壁のメタル温度が上昇すると、ガス化ガス
中には、石炭中のＳ分の濃度により異なるが、一
般的には、0.05％〜１％程度のH2Sを含み、更に
加圧型のガス化炉では大気圧下のガス化に比べ、
ガス化炉単位体積当りの熱負荷が、大気圧下での
ガス化に比べ、水冷壁への単位面積当りの熱負荷
が増加するため、H2Sによる高温腐食が進行す
る。
中には、石炭中のＳ分の濃度により異なるが、一
般的には、0.05％〜１％程度のH2Sを含み、更に
加圧型のガス化炉では大気圧下のガス化に比べ、
ガス化炉単位体積当りの熱負荷が、大気圧下での
ガス化に比べ、水冷壁への単位面積当りの熱負荷
が増加するため、H2Sによる高温腐食が進行す
る。
第６図にメタル温度と腐食進行度との関係を示
す。進行度100％とは、プラント寿命期間中、通
常は10〜20年の間に腐食が進み、水冷管が使用不
能となる状態を示す。
す。進行度100％とは、プラント寿命期間中、通
常は10〜20年の間に腐食が進み、水冷管が使用不
能となる状態を示す。
７３はガス化炉のガス化反応を行つている部分
の熱負荷での水冷壁メタル温度と、腐食の進行度
ととの関係を示し、７４は、ガス化ガスが冷却さ
れたガス化炉出口付近の熱負荷でのメタル温度と
腐食の進行度との関係を示す。
の熱負荷での水冷壁メタル温度と、腐食の進行度
ととの関係を示し、７４は、ガス化ガスが冷却さ
れたガス化炉出口付近の熱負荷でのメタル温度と
腐食の進行度との関係を示す。
H2Sによる高温腐食を軽減するには、水冷壁の
管内圧力を下げ、メタル温度を上げるか、水冷壁
の単位面積当りの熱負荷を下げる事が有効である
事がわかる。
管内圧力を下げ、メタル温度を上げるか、水冷壁
の単位面積当りの熱負荷を下げる事が有効である
事がわかる。
特に、石炭ガス化に於ては、ガス化炉へ投入し
た石炭１の約0.5〜５％未燃カーボンが生成する
が、この未燃カーボン等のダストにより、水冷壁
が減肉し、H2Sの腐食を促進する。
た石炭１の約0.5〜５％未燃カーボンが生成する
が、この未燃カーボン等のダストにより、水冷壁
が減肉し、H2Sの腐食を促進する。
又噴流層ガス化炉の場合は、石炭中の灰分を溶
融させて下部より抜き取る構造としているが、ガ
ス化ガスに溶融した灰分が同伴して、水冷壁を減
肉し、H2Sの腐食を促進する。
融させて下部より抜き取る構造としているが、ガ
ス化ガスに溶融した灰分が同伴して、水冷壁を減
肉し、H2Sの腐食を促進する。
これまでのH2Sの高温腐食を軽減し、チユーブ
を保護する対策としては、第１に、水冷壁管内の
圧力を下げて水冷壁のメタル温度を下げて対応す
る事で対処している。しかしこの方法では、ガス
化炉３へ投入される全入熱（石炭投入量×石炭発
熱量）の約15〜40％を占める熱量をガス化炉ガス
冷却器、及びガス化炉出口蒸気発生装置７で熱回
収を行つている為、低圧蒸気として熱回収する事
はプラント熱効率の向上を図る上で不利となる。
を保護する対策としては、第１に、水冷壁管内の
圧力を下げて水冷壁のメタル温度を下げて対応す
る事で対処している。しかしこの方法では、ガス
化炉３へ投入される全入熱（石炭投入量×石炭発
熱量）の約15〜40％を占める熱量をガス化炉ガス
冷却器、及びガス化炉出口蒸気発生装置７で熱回
収を行つている為、低圧蒸気として熱回収する事
はプラント熱効率の向上を図る上で不利となる。
第２は、耐火物で管壁を保護し、管壁単位面積
当りの熱負荷を小さくすることで対処している。
この方法では、ガス化炉の石炭の微粉の噴流化の
面から、ガス化炉の炉内のガス流速を一定値以上
としている為ガス化炉高さを増す対策となる。し
かしガス化炉高さは、輸送、据付等の制約から構
造物として数十メートルから百メートル以下とす
る事が必要とされ、この方法のみでは中・大容量
の発電用石炭ガス化プラントでは解決できない。
当りの熱負荷を小さくすることで対処している。
この方法では、ガス化炉の石炭の微粉の噴流化の
面から、ガス化炉の炉内のガス流速を一定値以上
としている為ガス化炉高さを増す対策となる。し
かしガス化炉高さは、輸送、据付等の制約から構
造物として数十メートルから百メートル以下とす
る事が必要とされ、この方法のみでは中・大容量
の発電用石炭ガス化プラントでは解決できない。
第３は、ガス化炉内圧力を下げて、ガス化炉の
炉径を大きくして、炉壁への熱負荷を下げる事で
対処している。しかしこの方法では、ガス化ガス
タービンの燃料として供給するには、約250psia
以上の圧力まで昇圧する必要があり、高温で、多
量の燃料を昇圧する為、圧縮機の動力が大きくな
りすぎて、プラント効率向上を図る上で不利とな
る。
炉径を大きくして、炉壁への熱負荷を下げる事で
対処している。しかしこの方法では、ガス化ガス
タービンの燃料として供給するには、約250psia
以上の圧力まで昇圧する必要があり、高温で、多
量の燃料を昇圧する為、圧縮機の動力が大きくな
りすぎて、プラント効率向上を図る上で不利とな
る。
第４は、セラミツク等の耐火物でコーテイング
し、水冷壁をH2Sと直接接触しない方法がとられ
ている。この方法では、コーテイング剤と水冷壁
管の熱膨張率の差によつてコーテイングに、クラ
ツクが入るなどの信頼性上の問題で、いまだ十分
に解決されていない。
し、水冷壁をH2Sと直接接触しない方法がとられ
ている。この方法では、コーテイング剤と水冷壁
管の熱膨張率の差によつてコーテイングに、クラ
ツクが入るなどの信頼性上の問題で、いまだ十分
に解決されていない。
いずれの方法でもプラント高効率化の観点から
は問題があり、H2Sの高温腐食を押えて、できる
だけ高級な蒸気として熱回収するシステム及びガ
ス化炉構造上の技術が必要である。
は問題があり、H2Sの高温腐食を押えて、できる
だけ高級な蒸気として熱回収するシステム及びガ
ス化炉構造上の技術が必要である。
尚ここで述べている石炭ガス化発電プラントの
熱効率は、下記にて定義している。
熱効率は、下記にて定義している。
（電気出力（KW）×860）÷
｛（燃料入熱（kcal／Kg））
×（燃料消費量（Kg／Ｈ））｝
又ガス精製の熱効率は下記にて定義している。
｛（ガス精製出口ガスの発熱量（kcal／Ｈ））
＋（ガス精製出口ガスの顕熱（kcal／Ｈ））
＋（ガス精製出口ガスの潜熱（kcal／Ｈ））｝
÷｛（ガス精製入口ガスの発熱量（kcal／Ｈ））
＋（ガス精製入口ガスの顕熱（kcal／Ｈ））
＋（ガス精製入口ガスの潜熱（kcal／Ｈ））｝
〔発明の目的〕
本発明の目的は、加圧噴流層型のガス化炉を用
いた石炭ガス化複合発電プラントに於て、ガス化
炉ガス冷却器で熱回収する蒸気圧力に比べ、ガス
化炉出口蒸気発生装置で熱回収する蒸気圧力を高
くして熱回収する事により熱効率の向上を図る事
のできるヒートサイクルを提供する事にある。
いた石炭ガス化複合発電プラントに於て、ガス化
炉ガス冷却器で熱回収する蒸気圧力に比べ、ガス
化炉出口蒸気発生装置で熱回収する蒸気圧力を高
くして熱回収する事により熱効率の向上を図る事
のできるヒートサイクルを提供する事にある。
石炭ガス化複合発電プラントに於ては、蒸気タ
ービンへの供給蒸気は、ガスタービン排熱回収ボ
イラでの回収熱量と、石炭ガス化プラントの蒸気
発生装置での回収熱量を組み合わせて行う。又ガ
ス精製等で必要とするプロセス蒸気は、蒸気ター
ビンプラントから供給し、ドレンとして再び回収
する。このように、石炭ガス化プラントと複合発
電プラントは、一体結合された熱回収システムを
構成しているため、石炭ガス化複合発電プラント
全体としていかに有効にヒートサイクルを構成す
るかどうかが、プラント熱効率向上の重要な鍵と
なる。
ービンへの供給蒸気は、ガスタービン排熱回収ボ
イラでの回収熱量と、石炭ガス化プラントの蒸気
発生装置での回収熱量を組み合わせて行う。又ガ
ス精製等で必要とするプロセス蒸気は、蒸気ター
ビンプラントから供給し、ドレンとして再び回収
する。このように、石炭ガス化プラントと複合発
電プラントは、一体結合された熱回収システムを
構成しているため、石炭ガス化複合発電プラント
全体としていかに有効にヒートサイクルを構成す
るかどうかが、プラント熱効率向上の重要な鍵と
なる。
本発明は、ガス化炉ガス冷却器に於て、ガス化
反応時に溶融した石炭中の灰分がガス化炉の外へ
飛散しない温度、一般的には1600〓〜2000〓程度
の温度まで、ガス化炉ガス冷却器によりガス化ガ
スを冷却し、ガス化炉出口に高温脱塵装置を設置
する事により、ガス化炉出口蒸気発生装置で熱回
収する蒸気圧力をガス化炉ガス冷却器圧力に比べ
て、管壁のH2Sによる高温腐食を押えて高圧化す
る事によりプラントの寿命を損う事なく熱効率の
向上を図る事ができる石炭ガス化複合発電プラン
トのヒートサイクル構成である。
反応時に溶融した石炭中の灰分がガス化炉の外へ
飛散しない温度、一般的には1600〓〜2000〓程度
の温度まで、ガス化炉ガス冷却器によりガス化ガ
スを冷却し、ガス化炉出口に高温脱塵装置を設置
する事により、ガス化炉出口蒸気発生装置で熱回
収する蒸気圧力をガス化炉ガス冷却器圧力に比べ
て、管壁のH2Sによる高温腐食を押えて高圧化す
る事によりプラントの寿命を損う事なく熱効率の
向上を図る事ができる石炭ガス化複合発電プラン
トのヒートサイクル構成である。
特に蒸気発生装置を貫流型とした場合は、ドラ
ムの数を１〜３個減少させる事とする事ができ、
相互のドラムレベルの制御が容易になり、従来の
石炭ガス化発電プラントに比べて制御的にも安定
する事を特徴とする。
ムの数を１〜３個減少させる事とする事ができ、
相互のドラムレベルの制御が容易になり、従来の
石炭ガス化発電プラントに比べて制御的にも安定
する事を特徴とする。
第７図に、本発明の第１の実施例を示す。
石炭ガス化プラント６０により生成された燃料
１３は、コンプレツサ１５により圧縮された空気
と燃焼器１４にて燃焼後高温ガスとしてガスター
ビン１７にて仕事をし、発電機１８にて電気エネ
ルギーを発生する。
１３は、コンプレツサ１５により圧縮された空気
と燃焼器１４にて燃焼後高温ガスとしてガスター
ビン１７にて仕事をし、発電機１８にて電気エネ
ルギーを発生する。
熱回収システムとしては、ガスタービン排ガス
１９を排熱回収ボイラ２０にて回収し、蒸気を発
生させる熱回収システムと、ガス化炉３の輻射熱
を回収するドラム型蒸気発生装置ガス冷却器５４
と、ガス化炉出口ガス４の顕熱を回収するドラム
型蒸気発生装置７とを結合したシステム構成とな
つている。
１９を排熱回収ボイラ２０にて回収し、蒸気を発
生させる熱回収システムと、ガス化炉３の輻射熱
を回収するドラム型蒸気発生装置ガス冷却器５４
と、ガス化炉出口ガス４の顕熱を回収するドラム
型蒸気発生装置７とを結合したシステム構成とな
つている。
排熱回収ボイラ２０は、低圧節炭器２１、低圧
ドラム２２、低圧蒸発器２３、高圧節炭器２４、
高圧ドラム２５、高圧蒸発器２６、過熱器２７、
再熱器２８により構成される。
ドラム２２、低圧蒸発器２３、高圧節炭器２４、
高圧ドラム２５、高圧蒸発器２６、過熱器２７、
再熱器２８により構成される。
復水４０は、給水ポンプ４１で昇圧され、給水
ライン３７を介して低圧節炭器２１へ供給され
る。第６図には図示していないが、低圧節炭器２
１への給水は、通常低圧給水加熱器又は、脱気器
により加熱された後供給される。
ライン３７を介して低圧節炭器２１へ供給され
る。第６図には図示していないが、低圧節炭器２
１への給水は、通常低圧給水加熱器又は、脱気器
により加熱された後供給される。
給水は、低圧節炭器２１出口で、低圧ドラム２
２、ガス化炉冷却水３０、高圧ポンプ給水ポンプ
給水２９に分岐する。給水は、高圧給水ポンプ３
８で昇圧された後、高圧節炭器給水と、ガス化炉
出口蒸気発生装置７への給水とに分岐する。高圧
節炭器２４への給水３３は、高圧節炭器２４を通
つて高圧ドラム２５へ送られ蒸気を発生させる。
２、ガス化炉冷却水３０、高圧ポンプ給水ポンプ
給水２９に分岐する。給水は、高圧給水ポンプ３
８で昇圧された後、高圧節炭器給水と、ガス化炉
出口蒸気発生装置７への給水とに分岐する。高圧
節炭器２４への給水３３は、高圧節炭器２４を通
つて高圧ドラム２５へ送られ蒸気を発生させる。
ガス化炉出口蒸気発生装置７への給水３２は、
ガス化炉出口蒸気発生装置７にて、高圧蒸気を発
生させる。
ガス化炉出口蒸気発生装置７にて、高圧蒸気を発
生させる。
発生した蒸気は、過熱器２７により過熱され、
蒸気タービン４２，４３にて仕事をし、蒸気ター
ビン発電機４８にて電気エネルギーを発生させ
る。
蒸気タービン４２，４３にて仕事をし、蒸気ター
ビン発電機４８にて電気エネルギーを発生させ
る。
蒸気タービン４３を通過した蒸気は、復水器４
４にて冷却して復水４０となり、給水ポンプ４１
にて排熱回収ボイラ２０へ給水を送る。
４にて冷却して復水４０となり、給水ポンプ４１
にて排熱回収ボイラ２０へ給水を送る。
本実施例に於ては、ガス化炉３を水冷壁にて冷
却しガス化ガスの熱を熱回収し、低圧蒸気を発生
させて、ガス化炉出口ガス４の温度を、ガス化反
応により溶融した灰がガス化炉出口へ飛散しない
温度まで冷却する事、及びガス化炉出口に、高温
の脱塵装置７９を設置し、ガス化炉３での未反応
カーボン及び灰分を除去する事により、ガス化炉
出口蒸気発生装置７での、H2Sの高温腐食を軽減
できる為、ガス化炉出口蒸気発生装置のドラム圧
力を、ガス化炉ガス冷却器５４のドラム圧力に比
べ高くする事ができた。
却しガス化ガスの熱を熱回収し、低圧蒸気を発生
させて、ガス化炉出口ガス４の温度を、ガス化反
応により溶融した灰がガス化炉出口へ飛散しない
温度まで冷却する事、及びガス化炉出口に、高温
の脱塵装置７９を設置し、ガス化炉３での未反応
カーボン及び灰分を除去する事により、ガス化炉
出口蒸気発生装置７での、H2Sの高温腐食を軽減
できる為、ガス化炉出口蒸気発生装置のドラム圧
力を、ガス化炉ガス冷却器５４のドラム圧力に比
べ高くする事ができた。
第８図に本実施で用いたガス化炉３の構造図を
示す。
示す。
ガス化反応に於て特に高温となるガス化ゾーン
７８は、耐火壁７５で覆いガス化炉ガス冷却器５
４の水冷管を保護している。ガス化炉ガス冷却器
５４のドラム圧力は、万一ガス化炉ガス冷却器５
４の水冷管が破損した場合でも、ガス化炉炉内ガ
スが蒸気中へ漏れ込まないよう、ガス化炉炉内圧
力に比べ約20〜2000psi高くするのが望ましい。
加圧噴流層ガス化炉では、炉内圧力は100psig〜
1000psig程度以上とするのが一般的である。本実
施例では、ガス化炉炉内圧力450psig。ガス化炉
ガス冷却器ドラム圧力を550psigとして、ガス化
ガスを、ガス冷却ゾーン７７で溶融した灰がガス
化炉３出口へ飛散しない温度範囲約1600〓〜2000
〓まで冷却している。
７８は、耐火壁７５で覆いガス化炉ガス冷却器５
４の水冷管を保護している。ガス化炉ガス冷却器
５４のドラム圧力は、万一ガス化炉ガス冷却器５
４の水冷管が破損した場合でも、ガス化炉炉内ガ
スが蒸気中へ漏れ込まないよう、ガス化炉炉内圧
力に比べ約20〜2000psi高くするのが望ましい。
加圧噴流層ガス化炉では、炉内圧力は100psig〜
1000psig程度以上とするのが一般的である。本実
施例では、ガス化炉炉内圧力450psig。ガス化炉
ガス冷却器ドラム圧力を550psigとして、ガス化
ガスを、ガス冷却ゾーン７７で溶融した灰がガス
化炉３出口へ飛散しない温度範囲約1600〓〜2000
〓まで冷却している。
さらにガス化炉３出口に、脱塵装置７９を設置
し、ガス化炉出口ガス４中のダストの約70〜90％
を除去している。
し、ガス化炉出口ガス４中のダストの約70〜90％
を除去している。
この結果、ガス化炉ガス冷却器７での熱流束
を、ガス化炉３ガス化ゾーン７８出口の熱流束の
約1/3〜1/10まで減少させる事ができ、又ガス化
炉出口ガス４のダスト濃度を約1/3〜1/10とする
事ができて、ガス化炉出口蒸気発生装置７のドラ
ム圧力を、ガス化炉ガス冷却器５４のドラム圧力
に比べて、高い圧力としても、H2Sによる高温腐
食を軽減できる事になる。
を、ガス化炉３ガス化ゾーン７８出口の熱流束の
約1/3〜1/10まで減少させる事ができ、又ガス化
炉出口ガス４のダスト濃度を約1/3〜1/10とする
事ができて、ガス化炉出口蒸気発生装置７のドラ
ム圧力を、ガス化炉ガス冷却器５４のドラム圧力
に比べて、高い圧力としても、H2Sによる高温腐
食を軽減できる事になる。
本実施例に於る熱効率の向上分は、ガス化炉出
口蒸気発生装置５４蒸気圧力を550psigから
2700psigとする事により、ガス化剤として酸素を
用いたガス化炉３を使用した場合で約0.7％（相
対値）、空気をガス化剤とした場合で約1.1％相対
値熱効率が向上する。
口蒸気発生装置５４蒸気圧力を550psigから
2700psigとする事により、ガス化剤として酸素を
用いたガス化炉３を使用した場合で約0.7％（相
対値）、空気をガス化剤とした場合で約1.1％相対
値熱効率が向上する。
第９図に、本発明の他の実施例のヒートサイク
ルを示す。
ルを示す。
第１の実施例と異なるのは、ガス化炉冷却器を
高圧蒸気発生装置ガス冷却器８３と、低圧蒸気発
生装置ガス冷却器８４に分割して、ガス化炉ガス
冷却器発生蒸気の一部を高圧化する事により、さ
らにプラント熱効率の向上を行つている点であ
る。
高圧蒸気発生装置ガス冷却器８３と、低圧蒸気発
生装置ガス冷却器８４に分割して、ガス化炉ガス
冷却器発生蒸気の一部を高圧化する事により、さ
らにプラント熱効率の向上を行つている点であ
る。
ガス化炉高圧蒸気発生装置ガス冷却器８３で発
生の高圧蒸気は、ガス化炉出口蒸気発生装置７で
発生の高圧蒸気と混合して、過熱器２７にて過熱
して蒸気タービンへ送つている。
生の高圧蒸気は、ガス化炉出口蒸気発生装置７で
発生の高圧蒸気と混合して、過熱器２７にて過熱
して蒸気タービンへ送つている。
第１０図に本実施例で用いたガス化炉の構造図
を示す。ガス化炉高圧蒸気発生装置ガス冷却器８
３の水冷管は、熱負荷が大きくなるので、管壁を
耐火物でコーテイングするか、又は二重管として
H2Sの高温腐食に対し対策している。管壁の熱伝
導率が低下し、総括伝熱係数が悪くなり伝熱効率
が悪くなる事に対しては、高圧蒸気発生装置ガス
冷却器８３の管長を長くして、ガス化炉３の出口
へ溶融した灰が飛散しないようにしている。
を示す。ガス化炉高圧蒸気発生装置ガス冷却器８
３の水冷管は、熱負荷が大きくなるので、管壁を
耐火物でコーテイングするか、又は二重管として
H2Sの高温腐食に対し対策している。管壁の熱伝
導率が低下し、総括伝熱係数が悪くなり伝熱効率
が悪くなる事に対しては、高圧蒸気発生装置ガス
冷却器８３の管長を長くして、ガス化炉３の出口
へ溶融した灰が飛散しないようにしている。
この第２の実施例によれば、熱効率の向上分
は、高圧蒸気発生装置ガス冷却器８３蒸気圧力を
550psigから2700psigとする事により、酸素をガ
ス化剤とした場合で、公知例に比べ約1.4％相対
値、空気をガス化剤とした場合で、公知例に比べ
約２％相対値熱効率が向上する。
は、高圧蒸気発生装置ガス冷却器８３蒸気圧力を
550psigから2700psigとする事により、酸素をガ
ス化剤とした場合で、公知例に比べ約1.4％相対
値、空気をガス化剤とした場合で、公知例に比べ
約２％相対値熱効率が向上する。
第１１図に本発明の第３の実施例のヒートサイ
クルを示す。
クルを示す。
第２の実施例と同様ガス化炉冷却器の蒸気を高
圧蒸気と低圧蒸気に分けて熱回収しているが、本
実施例では、ガス化炉３とガス化炉ガス冷却器４
７を近接して配置し、高圧ドラム８５を共有して
いる事である。
圧蒸気と低圧蒸気に分けて熱回収しているが、本
実施例では、ガス化炉３とガス化炉ガス冷却器４
７を近接して配置し、高圧ドラム８５を共有して
いる事である。
本実施例では、プラント熱効率の向上分は、第
２の実施例と全く同一であり、ガス化炉ガス冷却
器とガス化炉出口蒸気発生装置を各々設置してい
た、蒸気ドラム、循環ポンプの台数を減らす事が
でき、プラント建設費の低減が図れる。
２の実施例と全く同一であり、ガス化炉ガス冷却
器とガス化炉出口蒸気発生装置を各々設置してい
た、蒸気ドラム、循環ポンプの台数を減らす事が
でき、プラント建設費の低減が図れる。
第１２図に本発明の第４の実施例のヒートサイ
クルを示す。
クルを示す。
前述の実施例と異なるのは、ガス化炉出口ガス
４の顕熱を回収する蒸気発生装置を貫流型として
いる点である。
４の顕熱を回収する蒸気発生装置を貫流型として
いる点である。
貫流型蒸気発生装置４７の水冷管のメタル温度
は、水冷管内の温度が1000〓程度となるため、ド
ラム型蒸気発生装置の水冷管のメタル温度に比べ
高くなるので、高温部は特に二重管構造にする等
の対策をしている。
は、水冷管内の温度が1000〓程度となるため、ド
ラム型蒸気発生装置の水冷管のメタル温度に比べ
高くなるので、高温部は特に二重管構造にする等
の対策をしている。
給水は、低圧節炭器２１出口で、低圧ドラム２
２、ガス化炉冷却水３０、高圧給水ポンプ給水２
９に分岐する。給水２９は、高圧給水ポンプ３８
で昇圧された後、高圧節炭給水３３と貫流型蒸気
発生装置への給水３２への給水とに分岐する。高
圧節炭器２４への給水３３は、高圧節炭器２４を
通つて高圧ドラム２５へ送られ蒸気を発生させ
る。
２、ガス化炉冷却水３０、高圧給水ポンプ給水２
９に分岐する。給水２９は、高圧給水ポンプ３８
で昇圧された後、高圧節炭給水３３と貫流型蒸気
発生装置への給水３２への給水とに分岐する。高
圧節炭器２４への給水３３は、高圧節炭器２４を
通つて高圧ドラム２５へ送られ蒸気を発生させ
る。
貫流型蒸気発生装置４７への給水は、超高圧給
水ポンプ４８にて昇圧された後供給される。
水ポンプ４８にて昇圧された後供給される。
貫流型蒸気発生装置４７で発生した超高圧蒸気
５５は、超高圧タービン４６へ送られ仕事をし、
発電機４８にて電気エネルギーを発生させる。超
高圧蒸気は、超高圧タービン４６にて仕事をした
後、排熱回収ボイラ２０の高圧ドラムにて発生し
た蒸気と混合し、過熱器２７を通り高圧タービン
４２へ送られる。この高圧タービン４２の入口の
主蒸気圧力３４は、ガスタービン排ガス１９の持
つ顕熱を有効に回収する為1800〜2400psigの亜臨
界圧に設定するのが、熱効率向上の点で望まし
い。本実施例では高圧タービン４２入口主蒸気３
４の圧力よりも、超高圧タービン排気蒸気５６圧
力を高くする必要がある為高圧タービン４２入口
主蒸気圧力３４が高い場合には、超高圧タービン
での熱落差を十分に取る事ができず、超高圧ター
ビン４６の設計が難しくなる場合がある。従つて
本実施例のように超高圧タービン４６の排気蒸気
５６を排熱回収ボイラ２０の高圧ドラム２５の発
生蒸気と混合させ過熱の後高圧タービンへ供給す
るヒートサイクルは、超高圧蒸気５５の蒸気条件
が、超々臨界圧の場合に非常に有効である。
５５は、超高圧タービン４６へ送られ仕事をし、
発電機４８にて電気エネルギーを発生させる。超
高圧蒸気は、超高圧タービン４６にて仕事をした
後、排熱回収ボイラ２０の高圧ドラムにて発生し
た蒸気と混合し、過熱器２７を通り高圧タービン
４２へ送られる。この高圧タービン４２の入口の
主蒸気圧力３４は、ガスタービン排ガス１９の持
つ顕熱を有効に回収する為1800〜2400psigの亜臨
界圧に設定するのが、熱効率向上の点で望まし
い。本実施例では高圧タービン４２入口主蒸気３
４の圧力よりも、超高圧タービン排気蒸気５６圧
力を高くする必要がある為高圧タービン４２入口
主蒸気圧力３４が高い場合には、超高圧タービン
での熱落差を十分に取る事ができず、超高圧ター
ビン４６の設計が難しくなる場合がある。従つて
本実施例のように超高圧タービン４６の排気蒸気
５６を排熱回収ボイラ２０の高圧ドラム２５の発
生蒸気と混合させ過熱の後高圧タービンへ供給す
るヒートサイクルは、超高圧蒸気５５の蒸気条件
が、超々臨界圧の場合に非常に有効である。
高圧タービン４２入口主蒸気３４は、高圧ター
ビン４２にて仕事をした後、低圧ドラム２２にて
発生した蒸気及びガス化炉３のドラム型蒸気発生
装置５４にて発生の蒸気と混合し、再熱器２８を
通り中低圧タービン４３へ送られる。中低圧ター
ビン４３へ送られた蒸気は、中低圧タービンで仕
事をし、発電機４５にて電気エネルギーを発生さ
せる。
ビン４２にて仕事をした後、低圧ドラム２２にて
発生した蒸気及びガス化炉３のドラム型蒸気発生
装置５４にて発生の蒸気と混合し、再熱器２８を
通り中低圧タービン４３へ送られる。中低圧ター
ビン４３へ送られた蒸気は、中低圧タービンで仕
事をし、発電機４５にて電気エネルギーを発生さ
せる。
貫流型の蒸気発生装置は、長い管の一端から給
水ポンプが、ガス化炉出口粗生成ガス４と順次熱
交換を行つて加熱、蒸発、過熱され管の他端より
過熱蒸気として送り出す蒸気発生器であり、ドラ
ム型の蒸気発生装置に比べ、運転・制御の特性が
良好であるという特徴を持つている。
水ポンプが、ガス化炉出口粗生成ガス４と順次熱
交換を行つて加熱、蒸発、過熱され管の他端より
過熱蒸気として送り出す蒸気発生器であり、ドラ
ム型の蒸気発生装置に比べ、運転・制御の特性が
良好であるという特徴を持つている。
本実施例に於ける熱効率の向上分は、第２図に
示す。ガス化炉ガス冷却器５４圧力を550psigか
ら3500psigとした場合で約2.4％相対値、
4500psigとした場合で約2.7％相対値、5000psig
とした場合で約３％相対値熱効率が向上する。
示す。ガス化炉ガス冷却器５４圧力を550psigか
ら3500psigとした場合で約2.4％相対値、
4500psigとした場合で約2.7％相対値、5000psig
とした場合で約３％相対値熱効率が向上する。
又、ガス化炉ガス冷却器５４と、ガス化炉出口
蒸気発生装置４７を一体構造型の貫流型蒸気発生
装置とした場合には、熱効率の向上値は、回収蒸
気圧力を550psigから4500psigとする場合で、約
4.7％相対値となる。この実施例を第１３図に示
す。本実施例では、ガス化炉ガス冷却器の水冷壁
への熱負荷が増加するので、二重管構造とし、総
括伝熱係数が小さくなつて管長が長くなる事に対
しては、ガス冷却ゾーンを逆Ｕ字型構造にするか
又は、冷却ゾーンのみ２分割して対処している。
蒸気発生装置４７を一体構造型の貫流型蒸気発生
装置とした場合には、熱効率の向上値は、回収蒸
気圧力を550psigから4500psigとする場合で、約
4.7％相対値となる。この実施例を第１３図に示
す。本実施例では、ガス化炉ガス冷却器の水冷壁
への熱負荷が増加するので、二重管構造とし、総
括伝熱係数が小さくなつて管長が長くなる事に対
しては、ガス冷却ゾーンを逆Ｕ字型構造にするか
又は、冷却ゾーンのみ２分割して対処している。
第１４図に、本発明の第５の実施例のヒートサ
イクルを示す。
イクルを示す。
第４の実施例と異なるのは、超高圧タービン４
６の排気蒸気を、高圧タービン４２排気蒸気５７
と混合している点である。
６の排気蒸気を、高圧タービン４２排気蒸気５７
と混合している点である。
貫流型蒸気発生装置４７の蒸気圧力が、超臨界
圧の場合は、高圧タービン入口蒸気圧力が亜臨界
圧であると、超高圧タービンでの圧力差を約
1000psigしか取る事ができず、超高圧タービンの
仕事量が少なくなる。このような場合本実施例に
示すごとく、超高圧タービン４６排気蒸気５６
と、高圧タービン４２排気蒸気５７、低圧ドラム
２２発生蒸気を混合し、再熱器２８へ通じ再熱後
中低圧タービンへ送るヒートサイクルにすると、
各タービンの負荷のバランスもとれ、各蒸気の混
合による熱応力も緩和できるので、有効なヒート
サイクルと言える。
圧の場合は、高圧タービン入口蒸気圧力が亜臨界
圧であると、超高圧タービンでの圧力差を約
1000psigしか取る事ができず、超高圧タービンの
仕事量が少なくなる。このような場合本実施例に
示すごとく、超高圧タービン４６排気蒸気５６
と、高圧タービン４２排気蒸気５７、低圧ドラム
２２発生蒸気を混合し、再熱器２８へ通じ再熱後
中低圧タービンへ送るヒートサイクルにすると、
各タービンの負荷のバランスもとれ、各蒸気の混
合による熱応力も緩和できるので、有効なヒート
サイクルと言える。
本実施例によれば、ガス化炉出口蒸気発生装置
蒸気圧力を550psigから3500psigとした場合で約
2.4％相対値熱効率が向上する。
蒸気圧力を550psigから3500psigとした場合で約
2.4％相対値熱効率が向上する。
第１５図に、本発明の第６の実施例を示す。
第４及び第５の実施例の場合は、貫流型蒸気発
生装置４７の発生蒸気条件を、ドラム型蒸気発生
装置７の発生蒸気の制限界圧である亜臨界圧の制
限以上の圧力としているが、排熱回収ボイラ２０
は、ガスタービン排ガス１９の温度が高々600℃
であるので、ドラム型蒸気発生装置とするのが普
通である。
生装置４７の発生蒸気条件を、ドラム型蒸気発生
装置７の発生蒸気の制限界圧である亜臨界圧の制
限以上の圧力としているが、排熱回収ボイラ２０
は、ガスタービン排ガス１９の温度が高々600℃
であるので、ドラム型蒸気発生装置とするのが普
通である。
本実施例は、貫流型蒸気発生装置４７の蒸気条
件と排熱回収ボイラ２０で発生する蒸気条件のど
ちらも亜臨界圧（2400psig）とした場合のヒート
サイクルであり、貫流型蒸気発生装置４７の発生
蒸気は、排熱回収ボイラ２０の過熱蒸気と混合さ
れ、高圧タービンに入る。
件と排熱回収ボイラ２０で発生する蒸気条件のど
ちらも亜臨界圧（2400psig）とした場合のヒート
サイクルであり、貫流型蒸気発生装置４７の発生
蒸気は、排熱回収ボイラ２０の過熱蒸気と混合さ
れ、高圧タービンに入る。
本実施例によれば、ガス化炉出口蒸気発生装置
４７蒸気圧力を550psigから2400psigとした場合
に比べ熱効率は約1.5％相対値向上する。
４７蒸気圧力を550psigから2400psigとした場合
に比べ熱効率は約1.5％相対値向上する。
本発明によれば、石炭ガス化複合発電プラント
に於て、ガス化炉出口ガス温度を溶融した灰が、
ガス化炉出口へ飛散しない温度まで冷却する事に
より、ガス化炉蒸気発生装置の水冷管の熱負荷を
軽減できるので、H2Sの高温腐食を押えてガス化
炉出口蒸気発生装置の発生蒸気圧力をガス化炉ガ
ス冷却器発生蒸気圧力に比べ高圧化する事ができ
るので、熱効率の向上が図れる。
に於て、ガス化炉出口ガス温度を溶融した灰が、
ガス化炉出口へ飛散しない温度まで冷却する事に
より、ガス化炉蒸気発生装置の水冷管の熱負荷を
軽減できるので、H2Sの高温腐食を押えてガス化
炉出口蒸気発生装置の発生蒸気圧力をガス化炉ガ
ス冷却器発生蒸気圧力に比べ高圧化する事ができ
るので、熱効率の向上が図れる。
本発明による石炭ガス化複合発電プラントの熱
効率の向上値を第１５図及び第１６図に示す。
効率の向上値を第１５図及び第１６図に示す。
第１５図は、ガス化炉出口蒸気発生装置の発生
蒸気圧力を550psigから2500psigとした場合の熱
効率の向上値８１を示す。
蒸気圧力を550psigから2500psigとした場合の熱
効率の向上値８１を示す。
横軸の回収熱量比は、ガス化炉出口蒸気発生装
置又は、ガス化炉ガス冷却器にて高圧蒸気として
回収する熱量の、石炭ガス化炉への石炭入熱に対
する比を示す。
置又は、ガス化炉ガス冷却器にて高圧蒸気として
回収する熱量の、石炭ガス化炉への石炭入熱に対
する比を示す。
高圧蒸気として回収する熱量が増えれば増える
程、熱効率を向上する。一般的には、ガス化炉出
口ガス温度を約1800〓とした場合で、酸素をガス
化剤とするガス化炉に於ては、ガス化炉ガス冷却
器で、石炭入熱の約５〜15％、ガス化炉出口蒸気
発生装置で、石炭入熱の約５〜10％の熱量を回収
する事になる。従つて実施例１に示すようなガス
化炉出口ガス蒸気発生装置での回収蒸気を高圧と
した場合で、約0.4〜0.7％相対値熱効率が向上す
る。
程、熱効率を向上する。一般的には、ガス化炉出
口ガス温度を約1800〓とした場合で、酸素をガス
化剤とするガス化炉に於ては、ガス化炉ガス冷却
器で、石炭入熱の約５〜15％、ガス化炉出口蒸気
発生装置で、石炭入熱の約５〜10％の熱量を回収
する事になる。従つて実施例１に示すようなガス
化炉出口ガス蒸気発生装置での回収蒸気を高圧と
した場合で、約0.4〜0.7％相対値熱効率が向上す
る。
又実施例２、実施例３に示すようなガス化炉ガ
ス冷却器の一部の回収蒸気条件もあわせて高圧と
した場合で約0.7〜約1.4％熱効率が向上する。
ス冷却器の一部の回収蒸気条件もあわせて高圧と
した場合で約0.7〜約1.4％熱効率が向上する。
ガス化剤として空気を用いる場合は、およそ、
空気中の窒素の分だけガス量が増える為、ガス化
炉ガス冷却器及びガス化炉出口蒸気発生装置での
回収熱量はそれぞれ石炭入熱約10〜20％、及び約
15％〜20％となる為、実施例１に於ける熱効率の
向上値は約0.7〜1.0％、実施例２、実施例３に於
ける熱効率の向上値は、約１〜２％相対値とな
る。
空気中の窒素の分だけガス量が増える為、ガス化
炉ガス冷却器及びガス化炉出口蒸気発生装置での
回収熱量はそれぞれ石炭入熱約10〜20％、及び約
15％〜20％となる為、実施例１に於ける熱効率の
向上値は約0.7〜1.0％、実施例２、実施例３に於
ける熱効率の向上値は、約１〜２％相対値とな
る。
第１６図は、ガス化炉出口蒸気発生装置を貫流
型とした場合のガス化炉出口蒸気発生装置蒸気圧
力を550psig場合の熱効率を基準としたプラント
熱効率の向上値を示す。ガス化炉冷却器熱回収量
は石炭入熱の10％、ガス化炉出口蒸気発生装置の
熱回収量は、石炭入熱の８％とした酸素をガス化
剤としたガス化炉を用いた場合を示す。
型とした場合のガス化炉出口蒸気発生装置蒸気圧
力を550psig場合の熱効率を基準としたプラント
熱効率の向上値を示す。ガス化炉冷却器熱回収量
は石炭入熱の10％、ガス化炉出口蒸気発生装置の
熱回収量は、石炭入熱の８％とした酸素をガス化
剤としたガス化炉を用いた場合を示す。
横軸は、主蒸気圧力、縦軸はプラント熱効率の
相対変化を示す。
相対変化を示す。
５１は、超高圧タービン入口蒸気を3500psig／
1000〓、高圧タービン入口蒸気を2400psig／1000
〓とした場合であり、熱効率は約2.4％相対値上
昇する。
1000〓、高圧タービン入口蒸気を2400psig／1000
〓とした場合であり、熱効率は約2.4％相対値上
昇する。
尚実施例４に於ても実施例５に於ても熱効率の
向上分は、ほぼ同一である。
向上分は、ほぼ同一である。
５２は、超高圧タービン入口蒸気を4500psig／
1000〓とし、高圧タービン入口蒸気を2400psig／
1000〓とした場合であり、熱効率は約2.7％相対
値向上する。
1000〓とし、高圧タービン入口蒸気を2400psig／
1000〓とした場合であり、熱効率は約2.7％相対
値向上する。
５３は、超高圧タービン入口蒸気を5000psig／
1200〓、高圧タービン入口蒸気を2400psig／1000
〓とした場合であり、熱効率は約３％相対値向上
する。
1200〓、高圧タービン入口蒸気を2400psig／1000
〓とした場合であり、熱効率は約３％相対値向上
する。
第１図及び第２図は従来の石炭ガス化複合発電
プラントのサイクル構成図、第３図は粗生成ガス
中の水分が精製効率に与える影響を示す図、第４
図は粗生成ガス中の水分がプラント熱効率に与え
る影響を示す図、第５図は水冷壁管内圧力とメタ
ル温度の関係を示す図、第６図は水冷壁のメタル
温度と腐蝕の進行度との関係を示す図、第７図は
本発明を実施した石炭ガス化複合発電プラントの
サイクル構成図、第８図はガス化炉の構成図、第
９図は本発明の他の実施例を示すサイクル構成
図、第１０図は第９図の実施例のガス化炉の構成
図、第１１図ないし第１５図はそれぞれ本発明の
他の実施例のサイクル構成図、第１６図は回収熱
量比と熱効率向上値の関係を示す図、第１７図は
主蒸気圧力と熱効率向上値の関係を示す図であ
る。 １……石炭、２……ガス化剤、３……ガス化
炉、４……ガス化炉粗生成ガス、５……ガス化炉
ドラム型蒸気発生装置発生蒸気、６……ドラム型
蒸気発生装置発生蒸気、７……ドラム型蒸気発生
装置、８……蒸気発生装置出口粗生ガス、９……
ガス／ガス熱交換器、１０……ガス／ガス熱交換
器出口粗生ガス、１１……ガス精製、１２……精
製ガス、１３……燃料ガス、１４……ガスタービ
ン燃焼器、１５……ガスタービンコンプレツサ、
１６……空気、１７……ガスタービン、１８……
ガスタービン発電機、１９……ガスタービン出口
排ガス、２０……排熱回収ボイラ、２１……低圧
節炭器、２２……低圧蒸発器、２４……高圧節炭
器、２５……高圧ドラム、２６……高圧蒸発器、
２７……過熱器、２８……再熱器、２９……給水
ポンプ入口給水、３０……ガス化炉蒸気発生装置
給水、３１……高圧給水、３２……ガス化炉出口
蒸気発生装置給水、３３……高圧節炭器入口給
水、３４……高圧蒸気、３５……低圧蒸気、３６
……再熱器入口蒸気、３７……排熱回収ボイラ給
水、３８……高圧給水ポンプ、３９……給水ポン
プ出口給水、４０……復水、４１……給水ポン
プ、４２……高圧タービン、４３……中低圧ター
ビン、４４……復水器、４５……蒸気タービン発
電機、４６……超高圧タービン、４７……ガス化
炉出口貫流型蒸気発生装置、４８……超高圧給水
ポンプ、４９……ガス化炉出口貫流型蒸気発生装
置給水、５４……ガス化炉ドラム型蒸気発生装
置、５５……貫流型蒸気発生装置発生蒸気、５６
……超高圧タービン排気蒸気、５７……高圧ター
ビン排気蒸気、６０……石炭ガス化プラント、６
１……複合発電プラント。
プラントのサイクル構成図、第３図は粗生成ガス
中の水分が精製効率に与える影響を示す図、第４
図は粗生成ガス中の水分がプラント熱効率に与え
る影響を示す図、第５図は水冷壁管内圧力とメタ
ル温度の関係を示す図、第６図は水冷壁のメタル
温度と腐蝕の進行度との関係を示す図、第７図は
本発明を実施した石炭ガス化複合発電プラントの
サイクル構成図、第８図はガス化炉の構成図、第
９図は本発明の他の実施例を示すサイクル構成
図、第１０図は第９図の実施例のガス化炉の構成
図、第１１図ないし第１５図はそれぞれ本発明の
他の実施例のサイクル構成図、第１６図は回収熱
量比と熱効率向上値の関係を示す図、第１７図は
主蒸気圧力と熱効率向上値の関係を示す図であ
る。 １……石炭、２……ガス化剤、３……ガス化
炉、４……ガス化炉粗生成ガス、５……ガス化炉
ドラム型蒸気発生装置発生蒸気、６……ドラム型
蒸気発生装置発生蒸気、７……ドラム型蒸気発生
装置、８……蒸気発生装置出口粗生ガス、９……
ガス／ガス熱交換器、１０……ガス／ガス熱交換
器出口粗生ガス、１１……ガス精製、１２……精
製ガス、１３……燃料ガス、１４……ガスタービ
ン燃焼器、１５……ガスタービンコンプレツサ、
１６……空気、１７……ガスタービン、１８……
ガスタービン発電機、１９……ガスタービン出口
排ガス、２０……排熱回収ボイラ、２１……低圧
節炭器、２２……低圧蒸発器、２４……高圧節炭
器、２５……高圧ドラム、２６……高圧蒸発器、
２７……過熱器、２８……再熱器、２９……給水
ポンプ入口給水、３０……ガス化炉蒸気発生装置
給水、３１……高圧給水、３２……ガス化炉出口
蒸気発生装置給水、３３……高圧節炭器入口給
水、３４……高圧蒸気、３５……低圧蒸気、３６
……再熱器入口蒸気、３７……排熱回収ボイラ給
水、３８……高圧給水ポンプ、３９……給水ポン
プ出口給水、４０……復水、４１……給水ポン
プ、４２……高圧タービン、４３……中低圧ター
ビン、４４……復水器、４５……蒸気タービン発
電機、４６……超高圧タービン、４７……ガス化
炉出口貫流型蒸気発生装置、４８……超高圧給水
ポンプ、４９……ガス化炉出口貫流型蒸気発生装
置給水、５４……ガス化炉ドラム型蒸気発生装
置、５５……貫流型蒸気発生装置発生蒸気、５６
……超高圧タービン排気蒸気、５７……高圧ター
ビン排気蒸気、６０……石炭ガス化プラント、６
１……複合発電プラント。
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 １ 石炭をガス化する時の圧力が大気圧よりも高
い加圧型の噴流層石炭ガス化炉、石炭ガス化炉の
冷却のためガス化ガスの熱を回収する第１の蒸気
発生器、石炭ガス化炉出口粗生成ガスの熱を回収
するための第２の蒸気発生器、第２の蒸気発生器
で熱回収され低温になつた粗生成ガスを精製する
ガス精製装置より構成される石炭ガス化プラント
と、前記ガス化プラントで発生するガスを燃料と
するガスタービン、ガスタービン排熱を回収する
ボイラ、前記ボイラで発生する蒸気を作動源とす
る高圧及び低圧蒸気タービンから構成される複合
発電プラントとを組み合せた石炭ガス化複合発電
プラントにおいて、前記第１の蒸気発生器で発生
する蒸気圧力に比べて、前記第２の蒸気発生器で
発生する蒸気圧力を高くなるようにし、これら蒸
気発生器からの低圧蒸気及び高圧蒸気をそれぞれ
前記低圧蒸気タービン及び高圧蒸気タービンに導
くことを特徴とする石炭ガス化複合発電プラン
ト。 ２ 特許請求の範囲第１項において、前記排熱回
収ボイラは、低圧ドラムと高圧ドラムとを有し、
前記第１、第２の蒸気発生器から発生する蒸気は
それぞれ、低圧ドラム、高圧ドラムから発生する
蒸気と合せて、低圧蒸気タービン、高圧蒸気ター
ビンに導入されることを特徴とする石炭ガス化複
合発電プラント。 ３ 特許請求の範囲第１項において、石炭ガス化
炉冷却のために、前記第１の蒸気発生器とは別に
第３の蒸気発生器を設け、第３の蒸気発生で発生
する蒸気圧力を第２の蒸気発生器の発生蒸気圧力
を同一にして、第２、第３の蒸気発生器の発生蒸
気を高圧蒸気タービンに導入したことを特徴とす
る石炭ガス化複合発電プラント。 ４ 特許請求の範囲第３項において、前記第２の
蒸気発生器は蒸気ドラムを有しており、前記第３
の蒸気発生器は前記蒸気ドラムに連通されている
ことを特徴とする石炭ガス化複合発電プラント。 ５ 特許請求の範囲第３項において、前記第２及
び第３の蒸気発生器はともに蒸気ドラムを持たな
い貫流型の蒸気発生器としたことを特徴とする石
炭ガス化複合発電プラント。
Priority Applications (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP58102650A JPS59229005A (ja) | 1983-06-10 | 1983-06-10 | 石炭ガス化複合発電プラント |
| US06/618,553 US4546603A (en) | 1983-06-10 | 1984-06-08 | Coal gasification composite power generating plant |
| CA000456244A CA1220636A (en) | 1983-06-10 | 1984-06-08 | Coal gasification composite power generating plant |
| EP84106585A EP0129167B1 (en) | 1983-06-10 | 1984-06-08 | Coal gasification composite power generating plant |
| AU29227/84A AU548077B2 (en) | 1983-06-10 | 1984-06-08 | Composite power generating plant |
| DE8484106585T DE3469049D1 (en) | 1983-06-10 | 1984-06-08 | Coal gasification composite power generating plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP58102650A JPS59229005A (ja) | 1983-06-10 | 1983-06-10 | 石炭ガス化複合発電プラント |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS59229005A JPS59229005A (ja) | 1984-12-22 |
| JPH0144882B2 true JPH0144882B2 (ja) | 1989-10-02 |
Family
ID=14333116
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP58102650A Granted JPS59229005A (ja) | 1983-06-10 | 1983-06-10 | 石炭ガス化複合発電プラント |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4546603A (ja) |
| EP (1) | EP0129167B1 (ja) |
| JP (1) | JPS59229005A (ja) |
| AU (1) | AU548077B2 (ja) |
| CA (1) | CA1220636A (ja) |
| DE (1) | DE3469049D1 (ja) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS61236895A (ja) * | 1985-04-15 | 1986-10-22 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガス化装置 |
| CN1007639B (zh) * | 1985-07-19 | 1990-04-18 | 西门子股份有限公司 | 组合式燃气-蒸汽轮机发电站 |
| CN1006996B (zh) * | 1985-07-19 | 1990-02-28 | 克拉夫特沃克联合公司 | 组合式燃气-蒸汽轮机发电站 |
| JPH0718525B2 (ja) * | 1987-05-06 | 1995-03-06 | 株式会社日立製作所 | 排ガスボイラ |
| CH668290A5 (en) * | 1987-09-02 | 1988-12-15 | Sulzer Ag | Combined gas turbine steam plant - has overheating device for saturated steam coupled to steam generator |
| DE3804605A1 (de) * | 1988-02-12 | 1989-08-24 | Siemens Ag | Verfahren und anlage zur abhitzedampferzeugung |
| DE3901451A1 (de) * | 1989-01-19 | 1990-07-26 | Asea Brown Boveri | Verfahren zum erzeugen elektrischer energie in einer kombinierten gasturbinen-dampfkraftanlage mit zugeordneter brennstoffvergasungsanlage sowie anlage zur durchfuehrung des verfahrens |
| US5099643A (en) * | 1989-01-26 | 1992-03-31 | General Electric Company | Overspeed protection for a gas turbine/steam turbine combined cycle |
| DE3921439A1 (de) * | 1989-06-27 | 1991-01-03 | Siemens Ag | Kombinierter gas-dampfturbinenprozess mit kohlevergasung |
| ES2083627T3 (es) * | 1991-07-17 | 1996-04-16 | Siemens Ag | Procedimiento para la operacion de una instalacion de turbina de gas y vapor e instalacion para la realizacion del procedimiento. |
| EP0523466B1 (de) * | 1991-07-17 | 1995-10-04 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betreiben einer Gas- und Dampfturbinenanlage und Anlage zur Durchführung des Verfahrens |
| JP3315800B2 (ja) | 1994-02-22 | 2002-08-19 | 株式会社日立製作所 | 蒸気タービン発電プラント及び蒸気タービン |
| JP2680782B2 (ja) * | 1994-05-24 | 1997-11-19 | 三菱重工業株式会社 | 燃料改質器を組み合せた石炭焚きコンバインド発電プラント |
| US6032456A (en) * | 1995-04-07 | 2000-03-07 | Lsr Technologies, Inc | Power generating gasification cycle employing first and second heat exchangers |
| EP0759499B2 (en) * | 1995-08-21 | 2005-12-14 | Hitachi, Ltd. | Steam-turbine power plant and steam turbine |
| JP3773302B2 (ja) * | 1995-10-03 | 2006-05-10 | 株式会社荏原製作所 | 熱回収システム及び発電システム |
| DE19829088C2 (de) * | 1998-06-30 | 2002-12-05 | Man Turbomasch Ag Ghh Borsig | Stromerzeugung in einem Verbundkraftwerk mit einer Gas- und einer Dampfturbine |
| RU2421501C2 (ru) * | 2008-11-25 | 2011-06-20 | Красноярский Научный Центр Сибирского Отделения Российской Академии Наук (Кнц Со Ран) | Комплекс энерготехнологический для переработки бурых углей |
| EA015327B1 (ru) * | 2009-02-11 | 2011-06-30 | Специальное Конструкторско-Технологическое Бюро "Наука" (Сктб "Наука" Кнц Со Ран) Красноярский Научный Центр Сибирского Отделения Российской Академии Наук | Комплекс энерготехнологический для переработки бурых углей |
| US20110036096A1 (en) * | 2009-08-13 | 2011-02-17 | General Electric Company | Integrated gasification combined cycle (igcc) power plant steam recovery system |
| CA2771839C (en) * | 2009-08-23 | 2016-02-09 | Roger Ferguson | Hybrid power plant |
| CN102373097B (zh) * | 2010-08-20 | 2013-12-11 | 新奥科技发展有限公司 | 煤气化工艺与残碳氧化工艺与蒸汽透平发电工艺的耦合方法 |
| US9896633B2 (en) | 2013-07-23 | 2018-02-20 | Empire Technology Development Llc | Systems and methods for reducing corrosion in a reactor system using fluid encasement |
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