JPH09268904A - 石炭ガス化複合発電装置 - Google Patents
石炭ガス化複合発電装置Info
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- JPH09268904A JPH09268904A JP8081324A JP8132496A JPH09268904A JP H09268904 A JPH09268904 A JP H09268904A JP 8081324 A JP8081324 A JP 8081324A JP 8132496 A JP8132496 A JP 8132496A JP H09268904 A JPH09268904 A JP H09268904A
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- coal gasification
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- 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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- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】環境保全性に優れ、かつ高効率の石炭ガス化複
合発電装置を提供する。 【解決手段】酸素６又は酸素を主成分とするガス化剤に
より石炭８を石炭ガス化炉１０でガス化し、そのガス１
１を湿式の脱硫設備１４、２１により脱硫する際に、発
生するＨ2Ｓ含有排ガス３５を焼却炉２４で焼却し、そ
の燃焼により発生する燃焼ガス２５を石灰石２８と反応
させることにより石炭中の硫黄分を石膏３０として回収
する石炭ガス化複合発電装置において、石炭ガス化炉１
０の起動時に発生する排ガス３５を該焼却炉２４に導
き、その排ガス中の硫黄分も石膏として回収する。また
前記焼却炉２４の排ガス２５の排熱を利用して吸収液再
生塔の再生熱源温度の水蒸気３７を得、前記湿式脱硫設
備の吸収液再生用熱源として使用する。これにより起動
時の環境保全性を改善し、高圧蒸気の損失を減少する。
合発電装置を提供する。 【解決手段】酸素６又は酸素を主成分とするガス化剤に
より石炭８を石炭ガス化炉１０でガス化し、そのガス１
１を湿式の脱硫設備１４、２１により脱硫する際に、発
生するＨ2Ｓ含有排ガス３５を焼却炉２４で焼却し、そ
の燃焼により発生する燃焼ガス２５を石灰石２８と反応
させることにより石炭中の硫黄分を石膏３０として回収
する石炭ガス化複合発電装置において、石炭ガス化炉１
０の起動時に発生する排ガス３５を該焼却炉２４に導
き、その排ガス中の硫黄分も石膏として回収する。また
前記焼却炉２４の排ガス２５の排熱を利用して吸収液再
生塔の再生熱源温度の水蒸気３７を得、前記湿式脱硫設
備の吸収液再生用熱源として使用する。これにより起動
時の環境保全性を改善し、高圧蒸気の損失を減少する。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は高効率、かつ環境保
全性に優れた石炭ガス化複合発電装置に関する。
全性に優れた石炭ガス化複合発電装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】図２は従来の、湿式脱硫設備及び硫黄回
収設備を用いる石炭ガス化複合発電装置の構成の一例を
示すフロ−シ−トである。該図に示される装置は、本願
発明者の発明である「石炭ガス化プラントの硫黄回収方
法及び装置」（特開平６−２９３８８８号公報）に記載
の実施例である。空気分離装置１においては、空気圧縮
機３に吸入された空気２が、熱交換機４を経て精留塔５
内で窒素７と酸素６に分離される。この酸素６をガス化
剤として、石炭ホッパ９から供給される石炭８は石炭ガ
ス化炉１０にてガス化され、ＣＯ及びＨ2を主成分とす
る粗生成ガス１１を生成する。粗生成ガス１１は熱回収
ボイラ１２により冷却され、脱塵装置１３を経て脱Ｈ2
Ｓ塔１４に供給される。脱Ｈ2Ｓ塔１４では、吸収液に
より粗生成ガス１１中のＨ2Ｓ、ＣＯＳ等の硫黄化合物
がガスタ−ビン１６の許容濃度以下まで除去される。精
製されたガス１５はガスタ−ビン１６に送られ、発電機
２０で発電が行われる。ガスタ−ビン１６からの燃焼排
ガスは排熱回収ボイラ１７にて熱回収された後、煙突１
８より大気に放出される。このボイラ１７で得られた蒸
気３１は、熱回収ボイラ１２で得られる蒸気３１ととも
に蒸気タ−ビン１９に送られ、発電機２０で発電が行わ
れる。
収設備を用いる石炭ガス化複合発電装置の構成の一例を
示すフロ−シ−トである。該図に示される装置は、本願
発明者の発明である「石炭ガス化プラントの硫黄回収方
法及び装置」（特開平６−２９３８８８号公報）に記載
の実施例である。空気分離装置１においては、空気圧縮
機３に吸入された空気２が、熱交換機４を経て精留塔５
内で窒素７と酸素６に分離される。この酸素６をガス化
剤として、石炭ホッパ９から供給される石炭８は石炭ガ
ス化炉１０にてガス化され、ＣＯ及びＨ2を主成分とす
る粗生成ガス１１を生成する。粗生成ガス１１は熱回収
ボイラ１２により冷却され、脱塵装置１３を経て脱Ｈ2
Ｓ塔１４に供給される。脱Ｈ2Ｓ塔１４では、吸収液に
より粗生成ガス１１中のＨ2Ｓ、ＣＯＳ等の硫黄化合物
がガスタ−ビン１６の許容濃度以下まで除去される。精
製されたガス１５はガスタ−ビン１６に送られ、発電機
２０で発電が行われる。ガスタ−ビン１６からの燃焼排
ガスは排熱回収ボイラ１７にて熱回収された後、煙突１
８より大気に放出される。このボイラ１７で得られた蒸
気３１は、熱回収ボイラ１２で得られる蒸気３１ととも
に蒸気タ−ビン１９に送られ、発電機２０で発電が行わ
れる。
【０００３】脱Ｈ2Ｓ塔１４でＨ2Ｓ、ＣＯＳ等の硫黄化
合物を吸収した吸収液は再生塔２１に送られ、吸収液の
熱分解による劣化を防ぐため、１０気圧以下の低圧蒸気
３７により加熱することで吸収しているＨ2Ｓ、ＣＯＳ
を脱離し再生される。この蒸気３７は、石炭ガス化炉に
続く熱回収ボイラ１２で得られる高圧蒸気３１を減圧し
て使用する。再生塔２１の上部より放出される再生排ガ
ス２２の硫黄化合物（Ｈ2Ｓ、ＣＯＳ）の濃度は、約３
０vol％程度となる。
合物を吸収した吸収液は再生塔２１に送られ、吸収液の
熱分解による劣化を防ぐため、１０気圧以下の低圧蒸気
３７により加熱することで吸収しているＨ2Ｓ、ＣＯＳ
を脱離し再生される。この蒸気３７は、石炭ガス化炉に
続く熱回収ボイラ１２で得られる高圧蒸気３１を減圧し
て使用する。再生塔２１の上部より放出される再生排ガ
ス２２の硫黄化合物（Ｈ2Ｓ、ＣＯＳ）の濃度は、約３
０vol％程度となる。
【０００４】再生排ガス２２は焼却炉２４に導かれ、再
生排ガス２２中の硫黄化合物は空気２３により二酸化硫
黄に酸化される。焼却炉２４では火炎を安定に保つた
め、油、ＬＰＧ等の助燃料３２が常に燃焼される。焼却
炉２４で発生する燃焼排ガス２５は温度が５００〜１０
００℃のガスであり、かつ数vol％のＳＯ2を含むため、
熱交換器２６で水蒸気３１ａによる熱回収を行った後、
吸収塔２７に導かれる。吸収塔２７では石灰石スラリ−
２８と燃焼排ガス２５を接触させることにより、燃焼排
ガス２５に含まれるＳＯ2は、煙突１８出口のプラント
排ガス４４中のＳＯ2含有量が環境規制値以下となるま
で吸収除去される。吸収塔２７の下部からは石灰石スラ
リ−２８がＳＯ2と反応することにより生成する亜硫酸
カルシウム４２が抜出される。次に酸化塔４１に導かれ
空気４０により酸化されて硫酸カルシウム４３となる。
硫酸カルシウム４３はシックナ−２９に送られ、脱水さ
れた後、石膏３０が回収される。
生排ガス２２中の硫黄化合物は空気２３により二酸化硫
黄に酸化される。焼却炉２４では火炎を安定に保つた
め、油、ＬＰＧ等の助燃料３２が常に燃焼される。焼却
炉２４で発生する燃焼排ガス２５は温度が５００〜１０
００℃のガスであり、かつ数vol％のＳＯ2を含むため、
熱交換器２６で水蒸気３１ａによる熱回収を行った後、
吸収塔２７に導かれる。吸収塔２７では石灰石スラリ−
２８と燃焼排ガス２５を接触させることにより、燃焼排
ガス２５に含まれるＳＯ2は、煙突１８出口のプラント
排ガス４４中のＳＯ2含有量が環境規制値以下となるま
で吸収除去される。吸収塔２７の下部からは石灰石スラ
リ−２８がＳＯ2と反応することにより生成する亜硫酸
カルシウム４２が抜出される。次に酸化塔４１に導かれ
空気４０により酸化されて硫酸カルシウム４３となる。
硫酸カルシウム４３はシックナ−２９に送られ、脱水さ
れた後、石膏３０が回収される。
【０００５】ガス化炉起動時には、ガス化炉１０に石炭
を投入する前に、ガス化炉１０から脱塵装置１３の間を
ガス中の水分が凝縮しなくなる温度まで昇温する必要が
ある。このため補助燃料４５を燃焼させることにより得
られる高温の燃焼ガスを、ガス化炉１０から脱塵装置１
３に通す。この補助燃料４５の燃焼によって生成される
ガス化炉起動時排ガス３５は、切替弁３３及び３４の操
作により煙突１８から大気中に放出する。上記補助燃料
４５には通常の高圧下でのガス化運転時に使用した場合
でも相変化のない液体燃料、すなわち重油、軽油等が通
常用いられてい
を投入する前に、ガス化炉１０から脱塵装置１３の間を
ガス中の水分が凝縮しなくなる温度まで昇温する必要が
ある。このため補助燃料４５を燃焼させることにより得
られる高温の燃焼ガスを、ガス化炉１０から脱塵装置１
３に通す。この補助燃料４５の燃焼によって生成される
ガス化炉起動時排ガス３５は、切替弁３３及び３４の操
作により煙突１８から大気中に放出する。上記補助燃料
４５には通常の高圧下でのガス化運転時に使用した場合
でも相変化のない液体燃料、すなわち重油、軽油等が通
常用いられてい
【０００６】る。
【発明が解決しようとする課題】前記の従来技術におい
て、以下の点が課題とされていた。 １．石炭ガス化炉１０から脱塵装置１３の間は、生成し
た石炭ガス１１中の水分が凝縮するのを防ぐために、ガ
ス化炉起動時には補助燃料４５を燃焼した燃焼ガスの熱
を用いて昇温する。この際に補助燃料４５として燃焼さ
れる前記液体燃料には通常硫黄分が含まれるため、燃焼
排ガス３５にはＳＯ2が含まれる。湿式脱硫設備の吸収
液はＳＯ2の吸収も可能であるので、燃焼ガスを脱Ｈ2Ｓ
塔１４に通すことにより脱硫を行うことはできるが、そ
の場合吸収したＳＯ2を脱離して吸収液を再生すること
は困難であり、ＳＯ2を吸収した分本来の用途であるＨ2
Ｓの吸収性能が減少することが問題となる。このため従
来の装置においては、起動時の燃焼排ガス３５を脱Ｈ2
Ｓ塔１４をバイパスさせ煙突１８から大気へ放出させて
いた。従って起動時排ガス３５の脱硫は行われず、装置
起動時の環境保全性は好ましいとはいえない。また起動
時の補助燃料４５に高硫黄分の燃料を用いた場合には、
起動時においては環境規制値を満足できない可能性もあ
り、燃料の性状によってはガス化炉起動時の排ガス中の
ＳＯ2を除去するための装置が別途必要になる。
て、以下の点が課題とされていた。 １．石炭ガス化炉１０から脱塵装置１３の間は、生成し
た石炭ガス１１中の水分が凝縮するのを防ぐために、ガ
ス化炉起動時には補助燃料４５を燃焼した燃焼ガスの熱
を用いて昇温する。この際に補助燃料４５として燃焼さ
れる前記液体燃料には通常硫黄分が含まれるため、燃焼
排ガス３５にはＳＯ2が含まれる。湿式脱硫設備の吸収
液はＳＯ2の吸収も可能であるので、燃焼ガスを脱Ｈ2Ｓ
塔１４に通すことにより脱硫を行うことはできるが、そ
の場合吸収したＳＯ2を脱離して吸収液を再生すること
は困難であり、ＳＯ2を吸収した分本来の用途であるＨ2
Ｓの吸収性能が減少することが問題となる。このため従
来の装置においては、起動時の燃焼排ガス３５を脱Ｈ2
Ｓ塔１４をバイパスさせ煙突１８から大気へ放出させて
いた。従って起動時排ガス３５の脱硫は行われず、装置
起動時の環境保全性は好ましいとはいえない。また起動
時の補助燃料４５に高硫黄分の燃料を用いた場合には、
起動時においては環境規制値を満足できない可能性もあ
り、燃料の性状によってはガス化炉起動時の排ガス中の
ＳＯ2を除去するための装置が別途必要になる。
【０００７】２．吸収液の再生塔２１での吸収液加熱用
の蒸気３７は、吸収液の熱分解を避けるため吸収液の沸
点以下であり、かつできるだけ低温の蒸気を用いること
が望ましく通常約２００℃程度とすべきである。従来の
装置では、湿式脱硫設備の吸収液を再生するのに必要な
低圧蒸気として、熱回収ボイラ１２で発生する高圧蒸気
３１の一部を減圧して使用するため、高圧蒸気を利用し
た蒸気タ−ビン１９における発電の効率低下を招いてい
た。
の蒸気３７は、吸収液の熱分解を避けるため吸収液の沸
点以下であり、かつできるだけ低温の蒸気を用いること
が望ましく通常約２００℃程度とすべきである。従来の
装置では、湿式脱硫設備の吸収液を再生するのに必要な
低圧蒸気として、熱回収ボイラ１２で発生する高圧蒸気
３１の一部を減圧して使用するため、高圧蒸気を利用し
た蒸気タ−ビン１９における発電の効率低下を招いてい
た。
【０００８】本発明の目的は従来技術における上記の課
題を解决し、環境保全性に優れ、かつ高効率の石炭ガス
化複合発電装置を提供するにある。
題を解决し、環境保全性に優れ、かつ高効率の石炭ガス
化複合発電装置を提供するにある。
【０００９】
【課題を解決するための手段】上記目的は、酸素又は酸
素を主成分とするガス化剤により石炭を石炭ガス化炉で
ガス化し、そのガスを湿式の脱硫設備により脱硫する際
に、発生するＨ2Ｓ含有排ガスを焼却炉で焼却し、その
燃焼により発生する燃焼ガスを石灰石と反応させること
により石炭中の硫黄分を石膏として回収する石炭ガス化
複合発電装置において、石炭ガス化炉の起動時に発生す
る排ガスを前記焼却炉に導く導入手段を備えたことを特
徴とする石炭ガス化複合発電装置により達成される。
素を主成分とするガス化剤により石炭を石炭ガス化炉で
ガス化し、そのガスを湿式の脱硫設備により脱硫する際
に、発生するＨ2Ｓ含有排ガスを焼却炉で焼却し、その
燃焼により発生する燃焼ガスを石灰石と反応させること
により石炭中の硫黄分を石膏として回収する石炭ガス化
複合発電装置において、石炭ガス化炉の起動時に発生す
る排ガスを前記焼却炉に導く導入手段を備えたことを特
徴とする石炭ガス化複合発電装置により達成される。
【００１０】上記目的はまた、酸素又は酸素を主成分と
するガス化剤により石炭を石炭ガス化炉でガス化し、そ
のガスを湿式の脱硫設備により脱硫する際に、発生する
Ｈ2Ｓ含有排ガスを焼却炉で焼却し、その燃焼により発
生する燃焼ガスを石灰石と反応させることにより石炭中
の硫黄分を石膏として回収する石炭ガス化複合発電装置
において、石炭ガス化炉の起動時に発生する排ガスを前
記焼却炉に導き、その排ガス中の硫黄分も石膏として回
収することを特徴とする石炭ガス化複合発電装置により
達成される。ガス化炉起動時の燃焼排ガスを脱Ｈ2Ｓ塔
をバイパスさせて前記焼却炉に導くことにより、起動時
の排ガス中のＳＯ2の除去が可能となり環境保全性は保
たれる。
するガス化剤により石炭を石炭ガス化炉でガス化し、そ
のガスを湿式の脱硫設備により脱硫する際に、発生する
Ｈ2Ｓ含有排ガスを焼却炉で焼却し、その燃焼により発
生する燃焼ガスを石灰石と反応させることにより石炭中
の硫黄分を石膏として回収する石炭ガス化複合発電装置
において、石炭ガス化炉の起動時に発生する排ガスを前
記焼却炉に導き、その排ガス中の硫黄分も石膏として回
収することを特徴とする石炭ガス化複合発電装置により
達成される。ガス化炉起動時の燃焼排ガスを脱Ｈ2Ｓ塔
をバイパスさせて前記焼却炉に導くことにより、起動時
の排ガス中のＳＯ2の除去が可能となり環境保全性は保
たれる。
【００１１】上記目的はまた、酸素又は酸素を主成分と
するガス化剤により石炭を石炭ガス化炉でガス化し、そ
のガスを湿式の脱硫設備により脱硫する際に、発生する
Ｈ2Ｓ含有排ガスを焼却炉で焼却し、その燃焼により発
生する燃焼ガスを石灰石と反応させることにより石炭中
の硫黄分を石膏として回収する石炭ガス化複合発電装置
において、前記焼却炉の排ガスの排熱を利用して前記脱
硫設備の吸収液再生塔の再生熱源となる水蒸気を発生さ
せる再生用蒸気発生手段と、この再生用蒸気発生手段で
発生した水蒸気を前記吸収液再生塔の熱源部に送る手段
を備えたことを特徴とする石炭ガス化複合発電装置によ
り達成される。
するガス化剤により石炭を石炭ガス化炉でガス化し、そ
のガスを湿式の脱硫設備により脱硫する際に、発生する
Ｈ2Ｓ含有排ガスを焼却炉で焼却し、その燃焼により発
生する燃焼ガスを石灰石と反応させることにより石炭中
の硫黄分を石膏として回収する石炭ガス化複合発電装置
において、前記焼却炉の排ガスの排熱を利用して前記脱
硫設備の吸収液再生塔の再生熱源となる水蒸気を発生さ
せる再生用蒸気発生手段と、この再生用蒸気発生手段で
発生した水蒸気を前記吸収液再生塔の熱源部に送る手段
を備えたことを特徴とする石炭ガス化複合発電装置によ
り達成される。
【００１２】上記目的はまた、酸素又は酸素を主成分と
するガス化剤により石炭を石炭ガス化炉でガス化し、そ
のガスを湿式の脱硫設備により脱硫する際に、発生する
Ｈ2Ｓ含有排ガスを焼却炉で焼却し、その燃焼により発
生する燃焼ガスを石灰石と反応させることにより石炭中
の硫黄分を石膏として回収する石炭ガス化複合発電装置
において、前記焼却炉の高温排ガスの排熱を利用して吸
収液再生塔の再生熱源となる水蒸気を得、その水蒸気を
前記湿式脱硫設備の吸収液再生用熱源として使用するこ
とを特徴とする石炭ガス化複合発電装置により達成され
る。
するガス化剤により石炭を石炭ガス化炉でガス化し、そ
のガスを湿式の脱硫設備により脱硫する際に、発生する
Ｈ2Ｓ含有排ガスを焼却炉で焼却し、その燃焼により発
生する燃焼ガスを石灰石と反応させることにより石炭中
の硫黄分を石膏として回収する石炭ガス化複合発電装置
において、前記焼却炉の高温排ガスの排熱を利用して吸
収液再生塔の再生熱源となる水蒸気を得、その水蒸気を
前記湿式脱硫設備の吸収液再生用熱源として使用するこ
とを特徴とする石炭ガス化複合発電装置により達成され
る。
【００１３】焼却炉出口の排ガス温度は、石炭の組成や
湿式ガス精製設備（脱Ｈ2Ｓ塔、再生塔等）の運転条件
により異なるが、通常約５００〜１０００℃となる。吸
収塔に入る前記排ガスの温度は低いほど脱硫効果が高く
経済的であるため、焼却炉出口の燃焼排ガスは、再生用
蒸気発生手段によってその排熱が回収されて冷却され
る。その排熱回収で発生する蒸気の温度は任意に選定で
きる。そこで、再生用蒸気発生手段で発生させる蒸気温
度を吸収液再生塔の再生熱源温度とする。通常は１５０
℃から２５０℃の範囲、特に２００℃程度とし、その蒸
気を吸収液再生塔での吸収液加熱再生用熱源として用い
ることで、発電のため必要となる高圧蒸気を一部減圧す
る等の措置を講ずることなく、経済的な蒸気系統を構成
することができる。
湿式ガス精製設備（脱Ｈ2Ｓ塔、再生塔等）の運転条件
により異なるが、通常約５００〜１０００℃となる。吸
収塔に入る前記排ガスの温度は低いほど脱硫効果が高く
経済的であるため、焼却炉出口の燃焼排ガスは、再生用
蒸気発生手段によってその排熱が回収されて冷却され
る。その排熱回収で発生する蒸気の温度は任意に選定で
きる。そこで、再生用蒸気発生手段で発生させる蒸気温
度を吸収液再生塔の再生熱源温度とする。通常は１５０
℃から２５０℃の範囲、特に２００℃程度とし、その蒸
気を吸収液再生塔での吸収液加熱再生用熱源として用い
ることで、発電のため必要となる高圧蒸気を一部減圧す
る等の措置を講ずることなく、経済的な蒸気系統を構成
することができる。
【００１４】上記目的はまた、上記の特徴を組み合わせ
た石炭ガス化複合発電装置により達成される。
た石炭ガス化複合発電装置により達成される。
【００１５】
【発明の実施の形態】次に本発明を具体例によって説明
する。図１は湿式脱硫設備及び硫黄回収設備を用いる石
炭ガス化複合発電システムの構成の一例を示すフロ−シ
−トである。空気分離装置１にて空気２から分離される
酸素６をガス化剤として、石炭９は石炭ガス化炉１０に
てガス化され、ＣＯ及びＨ2を主成分とする粗生成ガス
１１を生成する。粗生成ガス１１は熱回収ボイラ１２に
より冷却され、脱塵装置１３を経て脱Ｈ2Ｓ塔１４に供
給される。脱Ｈ2Ｓ塔１４では、吸収液により粗生成ガ
ス１１中のＨ2Ｓ、ＣＯＳ等の硫黄化合物がガスタ−ビ
ン１６の許容濃度以下まで除去される。精製されたガス
１５はガスタ−ビン１６に送られ、発電が行われ、ガス
タ−ビン１６からの燃焼排ガスは排熱回収ボイラ１７に
て冷却されると同時に高圧蒸気３１を回収し、煙突１８
より大気に放出される。ここで得られた蒸気は、熱回収
ボイラ１２で得られる蒸気３１とともに蒸気タ−ビン１
９に送られ、発電が行われる。
する。図１は湿式脱硫設備及び硫黄回収設備を用いる石
炭ガス化複合発電システムの構成の一例を示すフロ−シ
−トである。空気分離装置１にて空気２から分離される
酸素６をガス化剤として、石炭９は石炭ガス化炉１０に
てガス化され、ＣＯ及びＨ2を主成分とする粗生成ガス
１１を生成する。粗生成ガス１１は熱回収ボイラ１２に
より冷却され、脱塵装置１３を経て脱Ｈ2Ｓ塔１４に供
給される。脱Ｈ2Ｓ塔１４では、吸収液により粗生成ガ
ス１１中のＨ2Ｓ、ＣＯＳ等の硫黄化合物がガスタ−ビ
ン１６の許容濃度以下まで除去される。精製されたガス
１５はガスタ−ビン１６に送られ、発電が行われ、ガス
タ−ビン１６からの燃焼排ガスは排熱回収ボイラ１７に
て冷却されると同時に高圧蒸気３１を回収し、煙突１８
より大気に放出される。ここで得られた蒸気は、熱回収
ボイラ１２で得られる蒸気３１とともに蒸気タ−ビン１
９に送られ、発電が行われる。
【００１６】脱Ｈ2Ｓ塔１４でＨ2Ｓ、ＣＯＳ等の硫黄化
合物を吸収した吸収液は再生塔２１に送られ，再生用蒸
気３７により加熱することで吸収しているＨ2Ｓ、ＣＯ
Ｓを脱離し再生される。再生排ガス２２は焼却炉２４に
導かれ、再生排ガス２２中の硫黄化合物は空気２３によ
り二酸化硫黄に酸化される。焼却炉２４では、火炎を安
定にたもつため油、ＬＰＧ等の助燃料３２が常に燃焼さ
れる。焼却炉２４で発生する燃焼排ガス２５は、温度が
５００〜１０００℃のガスであり、かつ数vol％のＳＯ2
を含むため、高圧蒸気発生手段である熱交換器２６で１
５０〜２５０℃（５気圧〜４０気圧）の水蒸気を発生さ
せて冷却した後、吸収塔２７に導かれる。吸収塔２７で
は石灰石スラリ−２８と燃焼排ガス２５を接触させるこ
とにより燃焼排ガス２５に含まれるＳＯ2が、煙突１８
出口のプラント排ガス４４中のＳＯ2含有量が環境規制
値以下となるまで吸収除去される。吸収塔２７の下部か
らは石灰石スラリ−２８がＳＯ2と反応することにより
生成する亜硫酸カルシウム４２が抜き出され、次に酸化
塔４１に導かれ、そこで空気４０により酸化されて硫酸
カルシウム４３となる。硫酸カルシウム４３は、シック
ナ−２９に送られ、脱水された後、石膏３０が回収され
る。
合物を吸収した吸収液は再生塔２１に送られ，再生用蒸
気３７により加熱することで吸収しているＨ2Ｓ、ＣＯ
Ｓを脱離し再生される。再生排ガス２２は焼却炉２４に
導かれ、再生排ガス２２中の硫黄化合物は空気２３によ
り二酸化硫黄に酸化される。焼却炉２４では、火炎を安
定にたもつため油、ＬＰＧ等の助燃料３２が常に燃焼さ
れる。焼却炉２４で発生する燃焼排ガス２５は、温度が
５００〜１０００℃のガスであり、かつ数vol％のＳＯ2
を含むため、高圧蒸気発生手段である熱交換器２６で１
５０〜２５０℃（５気圧〜４０気圧）の水蒸気を発生さ
せて冷却した後、吸収塔２７に導かれる。吸収塔２７で
は石灰石スラリ−２８と燃焼排ガス２５を接触させるこ
とにより燃焼排ガス２５に含まれるＳＯ2が、煙突１８
出口のプラント排ガス４４中のＳＯ2含有量が環境規制
値以下となるまで吸収除去される。吸収塔２７の下部か
らは石灰石スラリ−２８がＳＯ2と反応することにより
生成する亜硫酸カルシウム４２が抜き出され、次に酸化
塔４１に導かれ、そこで空気４０により酸化されて硫酸
カルシウム４３となる。硫酸カルシウム４３は、シック
ナ−２９に送られ、脱水された後、石膏３０が回収され
る。
【００１７】ガス化炉起動時には、石炭ガス化炉１０で
補助燃料４５の重油又は軽油を空気又は酸素で燃焼させ
て高温の燃焼ガスを得、石炭ガス化炉１０から脱塵装置
１３の間の昇温及び昇圧を行なう。この際の燃焼排ガス
３５は、切替弁３３及び３４を操作することにより脱Ｈ
2Ｓ塔１４をバイパスさせて焼却炉２４に通す。焼却炉
２４では補助燃料３２を空気により燃焼させておく。焼
却炉出口のＳＯ2を含む燃焼排ガス２５は、熱交換器２
６で冷却後、石灰石による脱硫を行なう吸収塔２７に導
く。これにより、起動時の排ガス３５中のＳＯ2の除去
が可能となる。また石炭ガス化炉１０から脱塵装置１３
間の昇温が終了後、ガス化炉１０への石炭投入開始時に
は、排出ガス中の硫黄分はＳＯ2からＨ2Ｓと変化する
が、この場合においても焼却炉２４でＨ2ＳがＳＯ2に酸
化されるため、ガス化炉燃料切替時においても排出ガス
中の硫黄分は脱硫され、環境保全性は保たれる。燃焼排
ガス２５中のＳＯ2は吸収塔２７で石灰石スラリ−と反
応し、石膏３０が回収される。
補助燃料４５の重油又は軽油を空気又は酸素で燃焼させ
て高温の燃焼ガスを得、石炭ガス化炉１０から脱塵装置
１３の間の昇温及び昇圧を行なう。この際の燃焼排ガス
３５は、切替弁３３及び３４を操作することにより脱Ｈ
2Ｓ塔１４をバイパスさせて焼却炉２４に通す。焼却炉
２４では補助燃料３２を空気により燃焼させておく。焼
却炉出口のＳＯ2を含む燃焼排ガス２５は、熱交換器２
６で冷却後、石灰石による脱硫を行なう吸収塔２７に導
く。これにより、起動時の排ガス３５中のＳＯ2の除去
が可能となる。また石炭ガス化炉１０から脱塵装置１３
間の昇温が終了後、ガス化炉１０への石炭投入開始時に
は、排出ガス中の硫黄分はＳＯ2からＨ2Ｓと変化する
が、この場合においても焼却炉２４でＨ2ＳがＳＯ2に酸
化されるため、ガス化炉燃料切替時においても排出ガス
中の硫黄分は脱硫され、環境保全性は保たれる。燃焼排
ガス２５中のＳＯ2は吸収塔２７で石灰石スラリ−と反
応し、石膏３０が回収される。
【００１８】焼却炉２４から排出された燃焼排ガス２５
は、前記の如く熱交換器２６によって熱交換が行われて
焼却熱が回収され、その回収により水蒸気３７を生成す
る。ここで３６はボイラ水、３８はボイラ水循環ポン
プ、３９はスチ−ムドラムである。この蒸気３７の温度
を略２００℃に設定し、焼却炉２４で発生した熱エネル
ギ−を再生塔２１での吸収液加熱再生用熱源として用い
る。これにより、発電のため必要となる高圧蒸気３１を
一部減圧する等の措置を講ずる必要がなくなる。
は、前記の如く熱交換器２６によって熱交換が行われて
焼却熱が回収され、その回収により水蒸気３７を生成す
る。ここで３６はボイラ水、３８はボイラ水循環ポン
プ、３９はスチ−ムドラムである。この蒸気３７の温度
を略２００℃に設定し、焼却炉２４で発生した熱エネル
ギ−を再生塔２１での吸収液加熱再生用熱源として用い
る。これにより、発電のため必要となる高圧蒸気３１を
一部減圧する等の措置を講ずる必要がなくなる。
【００１９】本発明の他の具体例としては、石炭のガス
化剤として酸素の代わりに空気を用いる方式、ガスタ−
ビンの代わりに燃料電池を用いる方式等があげられる。
化剤として酸素の代わりに空気を用いる方式、ガスタ−
ビンの代わりに燃料電池を用いる方式等があげられる。
【００２０】
【発明の効果】本発明によれば、ガス化炉起動時に発生
する硫黄酸化物の大気中への放出量を脱硫装置を通過さ
せることなく大幅に減少させ、石炭ガス脱硫能力を損な
うことなく環境保全性に優れた装置を実現する。さら
に、系内で回収された高圧蒸気のエネルギ−損失を減少
させ、より高い発電効率を得ることが可能になり、経済
的な石炭ガス化複合発電装置を提供することができる。
する硫黄酸化物の大気中への放出量を脱硫装置を通過さ
せることなく大幅に減少させ、石炭ガス脱硫能力を損な
うことなく環境保全性に優れた装置を実現する。さら
に、系内で回収された高圧蒸気のエネルギ−損失を減少
させ、より高い発電効率を得ることが可能になり、経済
的な石炭ガス化複合発電装置を提供することができる。
【図１】本発明に係る石炭ガス化複合発電装置の構成図
である。
である。
【図２】従来の石炭ガス化複合発電装置の構成図であ
る。
る。
１ 空気分離装置 ８ 石炭 １０ ガス化炉 １１ 粗生成ガス １２ 熱回収ボイラ １４ 脱Ｈ2Ｓ塔 ２１ 再生塔 ２２ 再生排ガス ２４ 焼却炉 ２５ 燃焼排ガス ２６ 熱交換器 ２７ 吸収塔 ２９ シックナ− ３１ 高圧蒸気 ３７ 低圧蒸気 ３９ スチ−ムドラム ４１ 酸化塔 ４５ 起動時燃料
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (51)Int.Cl.6 識別記号 庁内整理番号 ＦＩ 技術表示箇所 Ｆ０２Ｃ 6/00 Ｆ０２Ｃ 6/18 Ａ 6/18 Ｆ２２Ｂ 1/18 Ｄ Ｆ２２Ｂ 1/18 Ｂ０１Ｄ 53/34 １２６
Claims (5)
- 【請求項１】 酸素又は酸素を主成分とするガス化剤に
より石炭を石炭ガス化炉でガス化し、そのガスを湿式の
脱硫設備により脱硫する際に、発生するＨ2Ｓ含有排ガ
スを焼却炉で焼却し、その燃焼により発生する燃焼ガス
を石灰石と反応させることにより石炭中の硫黄分を石膏
として回収する石炭ガス化複合発電装置において、石炭
ガス化炉の起動時に発生する排ガスを前記焼却炉に導く
導入手段を備えたことを特徴とする石炭ガス化複合発電
装置。 - 【請求項２】 酸素又は酸素を主成分とするガス化剤に
より石炭を石炭ガス化炉でガス化し、そのガスを湿式の
脱硫設備により脱硫する際に、発生するＨ2Ｓ含有排ガ
スを焼却炉で焼却し、その燃焼により発生する燃焼ガス
を石灰石と反応させることにより石炭中の硫黄分を石膏
として回収する石炭ガス化複合発電装置において、石炭
ガス化炉の起動時に発生する排ガスを前記焼却炉に導
き、その排ガス中の硫黄分も石膏として回収することを
特徴とする石炭ガス化複合発電装置。 - 【請求項３】 酸素又は酸素を主成分とするガス化剤に
より石炭を石炭ガス化炉でガス化し、そのガスを湿式の
脱硫設備により脱硫する際に、発生するＨ2Ｓ含有排ガ
スを焼却炉で焼却し、その燃焼により発生する燃焼ガス
を石灰石と反応させることにより石炭中の硫黄分を石膏
として回収する石炭ガス化複合発電装置において、前記
焼却炉の排ガスの排熱を利用して前記脱硫設備の吸収液
再生塔の再生熱源となる水蒸気を発生させる再生用蒸気
発生手段と、この再生用蒸気発生手段で発生した水蒸気
を前記吸収液再生塔の熱源部に送る手段を備えたことを
特徴とする石炭ガス化複合発電装置。 - 【請求項４】 酸素又は酸素を主成分とするガス化剤に
より石炭を石炭ガス化炉でガス化し、そのガスを湿式の
脱硫設備により脱硫する際に、発生するＨ2Ｓ含有排ガ
スを焼却炉で焼却し、その燃焼により発生する燃焼ガス
を石灰石と反応させることにより石炭中の硫黄分を石膏
として回収する石炭ガス化複合発電装置において、前記
焼却炉の排ガスの排熱を利用して吸収液再生塔の再生熱
源となる水蒸気を得、その水蒸気を前記湿式脱硫設備の
吸収液再生用熱源として使用することを特徴とする石炭
ガス化複合発電装置。 - 【請求項５】 請求項１又は２、及び請求項３又は４の
特徴を有する石炭ガス化複合発電装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP08132496A JP3702396B2 (ja) | 1996-04-03 | 1996-04-03 | 石炭ガス化複合発電装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP08132496A JP3702396B2 (ja) | 1996-04-03 | 1996-04-03 | 石炭ガス化複合発電装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH09268904A true JPH09268904A (ja) | 1997-10-14 |
| JP3702396B2 JP3702396B2 (ja) | 2005-10-05 |
Family
ID=13743222
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP08132496A Expired - Lifetime JP3702396B2 (ja) | 1996-04-03 | 1996-04-03 | 石炭ガス化複合発電装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3702396B2 (ja) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002241771A (ja) * | 2001-02-22 | 2002-08-28 | Electric Power Dev Co Ltd | 硫黄化合物の低減方法及びその装置 |
| JP2009019126A (ja) * | 2007-07-12 | 2009-01-29 | Hitachi Ltd | 再生式脱硫装置及び脱硫システム |
| JP2010163621A (ja) * | 2010-03-05 | 2010-07-29 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガス化設備におけるガス処理方法及びガス化設備 |
| US7805923B2 (en) | 2006-12-12 | 2010-10-05 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Integrated coal gasification combined cycle plant |
| JP2011149434A (ja) * | 2011-03-03 | 2011-08-04 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | ガスタービン複合発電システム |
| GB2490379A (en) * | 2011-04-28 | 2012-10-31 | Knauf Gips Kg | Method and apparatus for generating current and gypsum from hydrogen sulphide containing exhaust gases. |
-
1996
- 1996-04-03 JP JP08132496A patent/JP3702396B2/ja not_active Expired - Lifetime
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002241771A (ja) * | 2001-02-22 | 2002-08-28 | Electric Power Dev Co Ltd | 硫黄化合物の低減方法及びその装置 |
| JP4658350B2 (ja) * | 2001-02-22 | 2011-03-23 | 電源開発株式会社 | 硫黄化合物の低減方法及びその装置 |
| US7805923B2 (en) | 2006-12-12 | 2010-10-05 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Integrated coal gasification combined cycle plant |
| JP2009019126A (ja) * | 2007-07-12 | 2009-01-29 | Hitachi Ltd | 再生式脱硫装置及び脱硫システム |
| JP2010163621A (ja) * | 2010-03-05 | 2010-07-29 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガス化設備におけるガス処理方法及びガス化設備 |
| JP2011149434A (ja) * | 2011-03-03 | 2011-08-04 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | ガスタービン複合発電システム |
| GB2490379A (en) * | 2011-04-28 | 2012-10-31 | Knauf Gips Kg | Method and apparatus for generating current and gypsum from hydrogen sulphide containing exhaust gases. |
| GB2490379B (en) * | 2011-04-28 | 2013-08-14 | Knauf Gips Kg | Method and apparatus for generating current and gypsum from hydrogen sulphide-containing exhaust gases |
| US8899011B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-12-02 | Knauf Gips Kg | Method and device for generating electricity and gypsum from waste gases containing hydrogen sulfide |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP3702396B2 (ja) | 2005-10-05 |
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