WO2014103682A1 - 排ガス処理設備およびこれを用いるガスタービン発電システム - Google Patents

排ガス処理設備およびこれを用いるガスタービン発電システム Download PDF

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exhaust
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小山　智規
治 品田
斎臣 吉田
良三 佐々木
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三菱重工業株式会社
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    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]

Definitions

  • the present invention relates to an exhaust gas treatment system for treating an exhaust gas discharged from a gas turbine and a gas turbine power generation system using the same.
  • gas turbine power generation system that generates power using a gas turbine, such as integrated coal gasification combined cycle (IGCC) and gas turbine combined power generation (GTCC) such as downstream of a gas turbine
  • IGCC integrated coal gasification combined cycle
  • GTCC gas turbine combined power generation
  • the gas turbine power generation system can efficiently generate power by acquiring and using the heat in the exhaust gas with the exhaust heat recovery device.
  • Patent Document 1 discloses a coal gasification furnace that processes pulverized coal to convert it into gaseous fuel, a gas turbine facility operated using gaseous fuel as fuel, and exhaust heat that introduces combustion exhaust gas of the gas turbine facility.
  • a coal gasification combined power generation facility provided with an acid resistant feed water heater for preheating boiler feed water downstream of a waste heat recovery boiler.
  • Patent Document 2 describes a method of treating flue gas containing at least SO 2 and SO 3 as a device for treating an exhaust gas discharged from a boiler instead of a gas turbine, and from a flue gas by a heat exchanger Waste heat recovery process for heat recovery and cooling of flue gas, and thereafter absorption process for absorbing and removing at least SO 2 in flue gas by introducing flue gas to an absorption tower and bringing it into gas-liquid contact with absorbing liquid
  • a smoke processing method in which a powder charging step of spraying powder which can be collected in the absorption step into the smoke is provided before a heat recovery step.
  • JP, 2006-10225 A Japanese Patent Application Laid-Open No. 10-305210
  • this invention makes it a subject to be able to remove the sulfur oxide contained in waste gas suitably, and to provide the gas turbine power generation system using the waste gas processing installation which can make durability of an apparatus high.
  • An exhaust gas treatment system is an exhaust gas treatment system for treating an exhaust gas discharged from a gas turbine, the pipe for passing the exhaust gas discharged from the gas turbine, and a plurality of heat exchanges disposed in the pipe
  • An exhaust heat recovery boiler including a cooling unit, and an alkaline powder supply device for supplying alkaline powder to a region in the pipe where the exhaust heat recovery boiler is installed in the flow direction of the exhaust gas in the pipe; It is characterized by having.
  • the said alkali powder supply apparatus supplies the said alkali powder to the area
  • the said alkali powder is a powder with a particle size of 100 micrometers or less.
  • the alkaline powder preferably contains at least one of a compound of calcium, a compound of magnesium and a compound of sodium, and the proportion of the compound contained is preferably 50% or more.
  • a wet exhaust gas desulfurization device disposed downstream of the exhaust heat recovery boiler in the flow direction of the exhaust gas in the pipe.
  • a sulfur amount detection device for detecting the amount of sulfur contained in the exhaust gas discharged from the gas turbine to the pipe, and the molar amount S of sulfur detected by the sulfur amount detection device and the alkali of the injected alkaline powder
  • the injection amount satisfying the relationship of 0.5 ⁇ M / S ⁇ 3.0 is calculated with the molar amount M, and the alkali powder of the calculated injection amount is supplied from the alkali powder supply device to the pipe. It is preferable to have a control device.
  • a NOx removal apparatus arrange
  • the said alkaline powder supply apparatus supplies the said alkaline powder between the said denitrification apparatus and the said heat exchanger of the upstream of the said denitrification apparatus.
  • the said alkaline powder supply apparatus supplies the said alkaline powder between the said denitrification apparatus and the said heat exchanger of the downstream of the said denitrification apparatus.
  • the denitrification apparatus may have an SCR catalyst disposed inside the pipe, and a reducing agent injection unit disposed upstream of the SCR catalyst and injecting ammonia or urea into the pipe. preferable.
  • a fuel supply system for supplying fuel, a gas turbine to which the fuel supplied from the fuel supply system is supplied, and the exhaust gas discharged from the gas turbine described above. And any one of the exhaust gas treatment facilities described in the above.
  • the said fuel supply system converts the fine powder which grind
  • the exhaust gas treatment facility of the present invention and the gas turbine power generation system using the same, it is possible to suppress that the sulfur oxides adversely affect the heat transfer tubes of the exhaust heat recovery boiler.
  • sulfur oxides can be removed and recovered with higher probability by the desulfurization apparatus.
  • the sulfur oxides contained in the exhaust gas can be suitably removed, and the durability of the apparatus can be enhanced.
  • FIG. 1 is a schematic view showing an example of an exhaust gas processing facility according to a first embodiment.
  • FIG. 2 is a flowchart showing an example of the operation of the exhaust gas treatment facility.
  • FIG. 3 is a schematic view showing an example of a coal gasification combined cycle power generation system to which the exhaust gas treatment facility shown in FIG. 1 is applied.
  • FIG. 4 is a schematic view showing an example of an exhaust gas processing facility according to a second embodiment.
  • FIG. 1 is a schematic view showing an example of an exhaust gas processing facility according to a first embodiment.
  • the exhaust gas treatment facility 10 is a facility for treating the exhaust gas discharged from the gas turbine, and as shown in FIG. 1, the piping 12, a heat recovery steam generator (HRSG; Heat Recovery Steam Generator) 14, a denitrification device 16 and , Wet gas desulfurization apparatus (FGD: Flue Gas Desulfurization) 18, induction fan (fan) 20, chimney 22, alkaline powder feeder 24, sulfur amount detector 26, and controller 28 .
  • HRSG Heat Recovery Steam Generator
  • FGD Flue Gas Desulfurization
  • induction fan fan
  • the pipe 12 is a pipe for guiding the exhaust gas discharged from the gas turbine.
  • the exhaust heat recovery boiler 14, the wet exhaust gas desulfurization device 18, the induction fan 20, and the chimney 22 are disposed in this order from upstream to downstream in the flow direction of the exhaust gas.
  • the NOx removal device 16 and the alkaline powder supply device 24 are disposed in the region where the exhaust heat recovery boiler 14 is disposed.
  • the exhaust heat recovery boiler 14, the wet exhaust gas desulfurization apparatus 18, and the induction fan 20 may have the pipe 12 as a flow path, or may have a pipe which is an exhaust gas flow path by itself.
  • the exhaust heat recovery boiler 14 is a mechanism that recovers heat from the exhaust gas flowing through the pipe 12 and converts the recovered heat into motive power.
  • the exhaust heat recovery boiler 14 includes heat exchangers 30, 32, 34, 36, a pipe 37, a steam turbine 38, and a condenser 39.
  • the heat exchangers 30, 32, 34, 36 are arranged in the pipe 12 in the order of the heat exchangers 30, 32, 34, 36 in the flow direction of the exhaust gas.
  • the heat exchangers 30, 32, 34, 36 are used as superheaters, reheaters, evaporators, economizers and the like.
  • the heat exchangers 30, 32, 34, 36 are heat transfer tubes in which a heat medium (water, which becomes steam when heated) is circulated.
  • the heat exchangers 30, 32, 34, 36 perform heat exchange between the exhaust gas flowing in the piping 12 and the heat medium flowing in the interior, and absorb the heat of the exhaust gas to heat the heat medium.
  • the piping 37 includes the heat exchangers 30, 32, 34, 36, the steam turbine 38 and the condenser 39, and the heat medium is the heat exchanger 36, the heat exchanger 34, the heat exchanger 32, the heat exchanger 30, the steam The turbine 38 and the condenser 39 are connected to flow in this order.
  • the piping 37 connects the heat exchangers 30, 32, 34, 36, the steam turbine 38 and the condenser 39, and circulates the heat medium.
  • the steam turbine 38 is driven and rotated by the heated heat medium passing through the heat exchangers 30, 32, 34, 36.
  • the condenser 39 is disposed between the steam turbine 38 and the heat exchanger 36 of the pipe 37.
  • the condenser 39 recovers heat from the heat medium having passed through the steam turbine 38, condenses and liquefies the heat medium, and supplies the heat medium to the heat exchanger 36.
  • the exhaust heat recovery boiler 14 is configured as described above, and supplies the heated heat medium to the steam turbine 38 in the order of the heat exchanger 36, the heat exchanger 34, the heat exchanger 32, and the heat exchanger 30.
  • the heat medium having passed through the steam turbine 38 is supplied to the condenser 39 and then to the heat exchanger 36.
  • the heat recovery boiler 14 recovers the heat contained in the exhaust gas with the heat exchangers 30, 32, 34, 36, and converts the recovered heat into motive power with the steam turbine 38, thereby being contained in the exhaust gas. Recover energy.
  • the denitration device 16 is disposed in a suitable operating temperature range according to the characteristics of the SCR catalyst 41, and is disposed between the heat exchanger 32 and the heat exchanger 34 in this example.
  • the NOx removal device 16 has an ammonia supply unit 40 and an SCR catalyst 41.
  • the ammonia supply unit 40 supplies ammonia between the heat exchanger 32 and the heat exchanger 34 in the pipe 12.
  • the ammonia supply unit 40 only needs to generate ammonia when it reaches the SCR catalyst 41, and the state when supplying the inside of the pipe 12 is not particularly limited.
  • the ammonia supply unit 40 may supply ammonia water into the pipe 12 or may supply urea water.
  • the ammonia supply unit 40 converts the urea into ammonia by the heat in the pipe 12.
  • An SCR (Selective Catalytic Reduction) catalyst 41 is disposed between the heat exchanger 32 and the heat exchanger 34 in the pipe 12.
  • the SCR catalyst 41 is a catalyst that promotes the reaction between nitrogen oxide and ammonia. Specifically, a vanadium-based catalyst, a zeolite-based catalyst, or the like can be used.
  • the wet flue gas desulfurization device 18 is disposed in the pipe 12 on the downstream side of the exhaust heat recovery boiler 14 in the flow direction of the exhaust gas. That is, the wet flue gas desulfurization device 18 passes the exhaust gas that has passed through the exhaust heat recovery boiler 14.
  • the wet flue gas desulfurization apparatus 18 includes a tank 42 which is a housing for storing slurry (absorbent liquid), liquid column type absorption towers 43 and 44 connected to respective ends of the tank 42 and the pipe 12, and a liquid column type A plurality of spray pipes 46 and 48 respectively disposed in the absorption towers 43 and 44, circulation pumps 50 and 52 for supplying slurry from the tank 42 to the spray pipes 46 and 48, and absorbent slurry having sulfur dioxide gas absorbed in the tank 42 And an air sparger 54 for efficiently contacting and oxidizing them, and a slurry adjusting unit 56 for adjusting the concentration and amount of the slurry stored in the tank 42.
  • slurry absorbent liquid
  • the exhaust gas having passed through the exhaust heat recovery boiler 14 passes through the liquid column absorption tower 43, the tank 42, and the liquid column absorption tower 44 in this order.
  • the exhaust gas is brought into gas-liquid contact with the slurry flowing in the liquid column absorber 43, the tank 42, and the liquid column absorber 44.
  • the wet flue gas desulfurization device 18 brings the slurry into contact with the exhaust gas so that the slurry and the exhaust gas come into gas-liquid contact, and the slurry flows while absorbing sulfur dioxide gas and dust in the exhaust gas.
  • the slurry, sulfur dioxide gas and dust in the tank 42 are oxidized by contact with a large number of air bubbles blown while being stirred by the air sparger 54, and further cause a neutralization reaction to become gypsum.
  • the wet flue gas desulfurization device 18 adjusts the slurry stored in the tank 42 while the slurry adjusting unit 56 circulates the inside of the tank 42. Further, it is preferable to provide a mist eliminator on the downstream side of the liquid column type absorption tower 44 for collecting and removing the entrained mist. The mist collected by the mist eliminator is preferably returned to the tank 42 by piping.
  • the induction fan (blower) 20 is disposed downstream of the wet flue gas desulfurization apparatus 18 in the flow direction of the flue gas.
  • the induction fan 20 sucks the exhaust gas flowing through the pipe 12 on the gas turbine side and discharges it to the pipe 12 on the opposite side (the chimney 22 side) to form a flow of exhaust gas in the pipe 12.
  • the chimney 22 is disposed at the downstream end of the pipe 12 in the flow direction of the exhaust gas, passes through the above-described example path, and discharges the exhaust gas subjected to various treatments to the outside.
  • the alkaline powder feeder 24 is disposed between the heat exchanger 32 and the heat exchanger 34 in the flow direction of the exhaust gas.
  • the alkaline powder feeder 24 injects alkaline powder (alkaline powder) into the region between the heat exchanger 32 and the heat exchanger 34.
  • the alkali powder supply apparatus 24 should just arrange
  • a storage unit for storing the alkaline powder, a transport mechanism (for example, a pump in the case of air transport) and the like for transporting the alkaline powder are disposed outside the pipe 12. Also good.
  • Ca-based, Mg-based, and Na-based powders can be used as the alkali powder.
  • Ca compounds such as CaCO 3 , Ca (OH) 2 , CaO, MgO, Mg (OH) 2 , Na 2 CO 3 , Mg compounds, and Na compounds can be used.
  • the sulfur amount detection device 26 is a device that detects the amount of sulfur contained in the exhaust gas discharged from the gas turbine. Note that various detection mechanisms can be used as the sulfur content detection device 26. For example, the concentration of sulfur in the flow path of exhaust gas (for example, the concentration of various sulfur oxides) can be measured using a laser measurement device, a measurement device of sampling type, etc., and can be calculated by multiplying the concentration by the flow rate. . In addition, the sulfur amount detection device 26 may calculate the amount of sulfur based on the component of the fuel (sulfur compound content) and the amount of fuel burned.
  • the control device 28 controls the operation of each part of the exhaust gas treatment facility 10.
  • the control device 28 determines the amount of alkali powder supplied from the alkali powder supply device 24 based on the amount of sulfur detected by the sulfur amount detection device 26, and supplies the determined amount of alkali powder.
  • FIG. 2 is a flowchart showing an example of the operation of the exhaust gas treatment facility.
  • the control device 28 detects the amount of the sulfur component in the exhaust gas as Step S12, and determines the injection amount of the alkali powder as Step S14. Thereafter, the control device 28 supplies the alkali powder of the injection amount determined in step S16 from the alkali powder supply device 24 into the pipe 12. Thereafter, at step S18, the control device 28 determines whether the operation is stopped. If it is determined at step S18 that the operation is not stopped (No at step S18), the control device 28 returns to step S12 and performs the above process again. Thus, the control device 28 controls the injection of the alkali powder until the operation is completed. When it is determined at step S18 that the operation is stopped (Yes at step S18), the control device 28 ends the present process.
  • the exhaust gas processing equipment 10 can preferably remove the sulfur oxides contained in the exhaust gas by providing the alkaline powder supply device 24.
  • SO 3 can be suitably adsorbed by the alkali powder by injecting solid alkali powder into the pipe 12.
  • SO 3 which is difficult to be collected by the wet flue gas desulfurization apparatus 18 can be reduced, and the concentration of sulfur oxides in the exhaust gas can be reduced.
  • the input alkaline powder is recovered by the wet flue gas desulfurization apparatus 18. Furthermore, unreacted alkaline powder can be reacted with SO 2 in the wet flue gas desulfurization device 18 and recovered as the alkali salt in the wet flue gas desulfurization device 18.
  • the alkali powder supply device 24 is further provided in the region where the exhaust heat recovery boiler 14 is disposed, whereby the corrosion of the heat exchangers 30, 32, 34, 36 of the exhaust heat recovery boiler 14, etc. Can be reduced. Also, the SO 3 generated when passing through the denitration device 16 disposed between the heat exchangers 30, 32, 34, 36 can be removed before affecting other devices.
  • ammonia and sulfuric acid supplied from the denitration apparatus 16 (SO 3) are reacted, to prevent the ammonium sulfate acids (acidic ammonium sulfate, ammonium sulfate) is generated. That is, by reducing the sulfuric acid (SO 3 ) with the alkaline powder, it is possible to suppress the generation of ammonium sulfate (acid ammonium sulfate, ammonium sulfate) even under an environment where ammonia is injected.
  • the exhaust gas processing equipment 10 is capable of suitably removing sulfur oxides contained in the exhaust gas by being provided with the alkali powder supply device 24, so that there are few sulfur oxides which are liquefied even at a temperature below the sulfuric acid dew point. Therefore, the temperature at the outlet of the exhaust heat recovery boiler 14 can be further lowered, and the heat recovery efficiency can be improved.
  • the exhaust gas processing facility 10 can suitably remove the halogen (chlorine, Cl) in the exhaust gas by being provided with the alkali powder supply device 24.
  • the exhaust gas processing facility can suitably remove the removal target substance contained in the exhaust gas.
  • the exhaust gas processing facility 10 is provided with the alkaline powder supply device 24 so that SO 3 can be suitably removed, thereby omitting a wet electrostatic precipitator for removing SO 3 which can not be removed by the wet flue gas desulfurization device 18. Or, it becomes possible to use low-performance devices.
  • the SO 3 can be removed together with the alkali powder by the wet flue gas desulfurization device 18, that is, SO 3 that could not be collected alone is adhered to the alkali powder.
  • the desulfurization rate / sulfur recovery rate can be improved because the catalyst can be collected in a fixed state.
  • the bad influence to each apparatus can be suppressed and the temperature on the downstream side of the exhaust heat recovery boiler 14 can be further lowered, the power generation efficiency can be improved.
  • the exhaust gas treatment facility 10 can suitably remove the sulfur component and various impurities in the exhaust gas, the exhaust gas containing a large amount of impurities can also be suitably treated.
  • a low quality fuel containing a large amount of sulfur components and various impurities is used as a fuel for a gas turbine, it is suppressed that the impurities are removed from the exhaust gas containing a large amount of impurities and discharged.
  • the exhaust gas processing equipment 10 of the present embodiment is provided with the alkali powder supply device 24 on the upstream side of the denitration device 16 and flows in the denitration device 16 by supplying the alkali powder from the upstream side of the denitration device 16 Before that, removal of sulfuric acid (SO 3 ) in the exhaust gas can be started, and the concentration of sulfuric acid (SO 3 ) at the inlet of the denitration device 16 can be reduced. Thereby, the formation of the above-mentioned ammonium sulfate (acid ammonium sulfate, ammonium sulfate etc.) can be reduced.
  • the exhaust gas passing through the denitration apparatus 16 contains an alkali powder, sulfur dioxide is oxidized when passing through the SCR catalyst 41, and the sulfur dioxide generated can be removed more quickly. Furthermore, arsenic (as 2 O 3 in exhaust gas), which is a poisoning substance of the NOx removal catalyst, can be removed by alkaline powder (As 2 O 3 + 3CaCO 3 ⁇ Ca 3 (AsO 4 ) 2 + 2CO + CO 2 ).
  • the exhaust gas treatment facility 10 is provided with the alkali powder supply device 24 on the upstream side of the denitration device 16 to supply the alkali powder from the upstream side of the denitration device 16. It is possible to suppress precipitation of various types of ammonium sulfate (acid ammonium sulfate, ammonium sulfate). As a result, clogging of the pores of the SCR catalyst 41 due to the deposition of the ammonium sulfate material on the SCR catalyst 41 can be suppressed, and poisoning of the SCR catalyst 41 can be further suppressed.
  • ammonium sulfate acid ammonium sulfate, ammonium sulfate
  • ammonium sulfates acid ammonium sulfate, ammonium sulfate
  • sulfuric acid to the downstream parts, particularly to the heat transfer surfaces of the heat exchangers 34, 36 and the like.
  • the reduction of sulfur oxides in exhaust gas, in particular, SO 3 can suppress generation of purplish smoke in the chimney 22.
  • dust can also be reduced.
  • the alkaline powder supply device 24 supply the alkaline powder by air flow and arrange the injection port of the alkaline powder uniformly in the pipe 12. That is, it is preferable to supply the alkali powder in the pipe 12 with a supply amount as uniform as possible. This enables effective mixing of the exhaust gas and the alkali powder. As a result, the alkali powder can be uniformly dispersed in the exhaust gas, and the efficiency of the reaction with the sulfur oxide can be further improved.
  • the control device 28 sets the relationship between the molar amounts S and M to 0.5 ⁇ It is preferable to set it as the injection quantity which satisfies M / S ⁇ 3.0. By setting it as this range, the sulfur oxide in waste gas can be processed suitably.
  • the relationship between the molar amount S and M is more preferably 1 ⁇ M / S ⁇ 2.
  • the sulfur amount detection device 26 when it is assumed that the molar amount of SO 3 (sulfur trioxide: sulfuric acid) detected by the sulfur amount detection device 26 is Sa and the molar amount of alkali of the injected alkali powder is M, 8 ⁇ M / Sa ⁇ 16 Is preferred. By setting it as this range, the sulfur oxide in waste gas can be processed suitably.
  • SO 3 sulfur trioxide: sulfuric acid
  • the purity of the compound mentioned above 50% or more it is preferable to make the purity of the compound mentioned above 50% or more, and it is more preferable to make alkali powder into 90% or more. That is, it is preferable to make the ratio of the said compound contained in alkali powder 50% or more, and, as for alkali powder, it is more preferable to make it 90% or more.
  • the alkali powder can be made to react suitably with sulfur oxide by making purity into the said range.
  • the particle diameter of the alkali powder is preferably 100 ⁇ m or less, and more preferably 10 ⁇ m or less.
  • the exhaust gas processing equipment 10 of the present embodiment is provided with the alkali powder supply device 24 and the denitrification device 16 to suppress generation of ammonium sulfate, and at the same time, oxidize nitrogen oxides contained in the exhaust gas by the denitrification device 16 The thing can be removed. Thereby, both sulfur oxides and sulfur oxides can be suitably reduced, and purification can be performed more preferably than exhaust gas. Therefore, although it is preferable to provide the alkaline powder supply apparatus 24 and the denitrification apparatus 16, the exhaust gas processing equipment 10 is not limited to this, It is not necessary to provide the denitrification apparatus 16. FIG.
  • the exhaust gas processing equipment 10 can reduce the concentration of sulfur oxides in the exhaust gas as described above by providing the alkali powder supply device 24.
  • FIG. 3 is a schematic view showing an example of a coal gasification combined cycle power generation system to which the exhaust gas treatment facility shown in FIG. 1 is applied.
  • the integrated coal gasification combined cycle power generation system 100 includes a hopper 90 for storing coal as a fuel, a mill 110 for crushing coal 99 supplied from the hopper 90 to produce pulverized coal 101 a, and a mill 110.
  • a coal gasifier 103 that processes the pulverized coal 101a pulverized in the above to convert it into gasified gas 102, a gas turbine (GT) 104 operated using the gasified gas 102 as fuel, and turbine exhaust gas 105 from the gas turbine 104
  • Steam turbine (ST) 38 operated by steam 137 generated by a heat recovery steam generator (HRSG; Heat Recovery Steam Generator) 14 introducing a generator (G) coupled to a gas turbine 104 and / or a steam turbine 38 (G And 109).
  • HRSG heat recovery steam generator
  • G generator
  • each part of the exhaust gas processing facility 10 including the exhaust heat recovery boiler 14 and the steam turbine 38 is disposed around the path of the turbine exhaust gas 14 discharged from the gas turbine 104.
  • pulverized coal 101a pulverized in a mill 110 is gasified in a coal gasification furnace 103 to obtain a gasification gas 102 which is a generated gas.
  • the gasified gas 102 is subjected to dust removal and gas purification by the dust removal device 111 and the gas purification device 112, and then supplied to the combustor 113 of the gas turbine 104 which is a power generation means, where it is burned to burn high temperature / high pressure combustion.
  • Gas 114 is produced. Then, the combustion gas 114 drives the gas turbine 104.
  • the gas turbine 104 is connected to the generator 109, and when the gas turbine 104 is driven, the generator 109 generates electric power.
  • the turbine exhaust gas 105 after driving the gas turbine 104 is supplied to the exhaust gas processing facility 10 described above.
  • the exhaust gas processing facility 10 recovers thermal energy from the turbine exhaust gas 105 having a temperature of about 500 to 600 ° C. by a heat recovery steam generator (HRSG) 14.
  • HRSG heat recovery steam generator
  • the heat recovery steam generator (HRSG) 14 generates steam by the thermal energy of the turbine exhaust gas 105, and drives the steam turbine 38 by this steam.
  • the steam turbine 38 is connected to the gas turbine 104 and the generator 109, and rotates the generator 109 together with the gas turbine 104 to generate power.
  • the exhaust gas supplied to the exhaust gas treatment facility 10 is subjected to various treatments by the NOx removal device 16, the wet waste gas desulfurization device 18 and the alkaline powder supply device 24 to remove NOx, SOx and impurities in the exhaust gas. , Through the chimney 22 to the atmosphere.
  • the compressor 120 rotates with the gas turbine 104 to compress the air 119 and supply it to the coal gasifier 103.
  • An air separation unit (ASU) 121 separates air into nitrogen (N 2 ) and oxygen (O 2 ), supplies the separated oxygen to a pipe in which the air compressed by the compressor 120 flows, and the nitrogen is converted into a mill 110. From the coal gasification furnace 103 to the coal gasification furnace 103.
  • the impurities in the exhaust gas can be suitably removed.
  • This makes it possible to use a high sulfur content fuel as the fuel.
  • the durability as the device can be increased, stable power generation can be performed over a long period of time. Further, since the heat recovery efficiency can be increased, the power generation efficiency can also be increased.
  • the exhaust gas processing equipment 10 which concerns on a present Example, it is not restricted to the coal gasification combined cycle power generation system 100 mentioned above.
  • it can also be used as a gas turbine combined cycle (GTC).
  • GTC gas turbine combined cycle
  • the exhaust gas processing facility 10 can be used for various systems that use a gas turbine and further recover exhaust heat downstream of the gas turbine.
  • the operation can be suitably performed even in the case of using the high sulfur content fuel-burned IGCC or the high sulfur content fuel-burned GTCC.
  • FIG. 4 is a schematic view showing an example of an exhaust gas processing facility according to a second embodiment. Note that only different parts will be described in order to avoid duplicate descriptions.
  • the alkaline powder supply device 24 is disposed on the upstream side of the SCR catalyst 41 (the denitration device 16).
  • the alkali powder supply device 24a is disposed downstream of the SCR catalyst 41 (the NOx removal device 16).
  • the alkaline powder feeder 24a can be disposed downstream of the SCR catalyst 41 to remove sulfur oxides and impurities in the exhaust gas at a suitable time.
  • the alkaline powder supply device 24 a since the alkaline powder supply device 24 a is disposed downstream of the SCR catalyst 41, the effect obtained by removing SO 3 in the exhaust gas flowing into the SCR catalyst 41 can not be obtained.
  • the alkaline powder feeders 24 and 24a are located upstream of the wet flue gas desulfurization unit 18 which removes SO 2 in the flow direction of the exhaust gas, and the temperature of the exhaust gas is higher than the dew point of sulfuric acid in the flow direction of the exhaust gas. It should be thrown into place.
  • the temperature of the sulfuric acid dew point changes depending on the concentration of sulfur, but is 90 ° C. to 120 ° C. or more, that is, 90 ° C. or more, and 120 ° C. or more depending on the concentration.
  • SO 3 can be absorbed and removed by the alkaline powder by setting the temperature of the input position to a temperature range above the dew point of sulfuric acid.
  • the adsorbed alkaline powder can be collected by the wet flue gas desulfurization apparatus 18.
  • the exhaust gas processing facility 10 is located in the region where the heat exchangers 30, 32, 34, 36 of the exhaust heat recovery boiler 14 are disposed at the installation position (powder supply position) of the alkaline powder supply device 24. Between the heat exchangers 30, 32, 34, 36 and the NOx removal apparatus 16 (SCR catalyst 41) as in the above embodiment, and before and after adjacent to the SCR catalyst 41 It is further preferable to do. It is possible to obtain the above-described effects on the NOx removal device 16 and the exhaust heat recovery boiler 14.

Abstract

　排ガス中に含まれる硫黄酸化物を好適に除去することができ、装置の耐久性を高くできる排ガス処理設備およびこれを用いるガスタービン発電システムを提供する。ガスタービンから排出された排ガスを処理する排ガス処理システムであって、ガスタービンから排出された排ガスを通過させる配管と、配管内に配置された複数の熱交換器を備える排熱回収ボイラと、配管内の前記排ガスの流れ方向において、配管内の排熱回収ボイラが設置されている領域にアルカリ粉体を供給するアルカリ粉体供給装置と、を有する。

Description

排ガス処理設備およびこれを用いるガスタービン発電システム
　本発明は、ガスタービンから排出される排ガスを処理する排ガス処理設備及びこれを用いるガスタービン発電システムに関するものである。
　ガスタービンを用いて発電を行うガスタービン発電システムとしては、石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ；Integrated coal Gasification Combined Cycle）やガスタービン複合発電（ＧＴＣＣ；Gas Turing Combined Cycle）等、ガスタービンの下流側に排熱回収装置を備えるシステムがある。ガスタービン発電システムは、排熱回収装置で排ガス中の熱を取得し利用することで、効率よく発電を行うことができる。
　ここで、特許文献１には、微粉炭を処理して気体燃料に変換する石炭ガス化炉と、気体燃料を燃料として運転されるガスタービン設備と、ガスタービン設備の燃焼排ガスを導入する排熱回収ボイラで生成した蒸気により運転される蒸気タービン設備と、ガスタービン設備及び／又は蒸気タービン設備と連結された発電機とを備え、排熱回収ボイラから排出される燃焼排ガスを脱硫して大気放出する排煙脱硫方式の石炭ガス化複合発電設備において、排熱回収ボイラの下流側にボイラ給水を予熱する耐酸性給水加熱器を備えている石炭ガス化複合発電設備が記載されている。
　また、特許文献２には、ガスタービンではなく、ボイラから排出される排ガスを処理する装置として、少なくともＳＯ2及びＳＯ3を含有する排煙の処理方法であって、熱交換器により排煙から熱回収して排煙を冷却する熱回収工程と、その後排煙を吸収塔に導いて吸収液に気液接触させることにより、排煙中の少なくともＳＯ2を吸収除去する吸収工程とを有する排煙処理方法において、前記吸収工程で捕集可能な粉体を排煙中に散布する粉体投入工程を、熱回収工程の前に設けた排煙処理方法が記載されている。
特開２００６－１０２２５号公報 特開平１０－３０５２１０号公報
　ここで、ガスタービン発電システムでは、硫黄を含有した燃料を利用する場合がある。これに対して、特許文献１に記載の装置では、硫酸による腐食の対策として、排熱回収ボイラの下流側に配置するボイラ給水を予熱する耐酸性給水加熱器としている。しかしながら、硫黄酸化物は他の部分にも影響を与える可能性がある。また、特許文献１に記載の脱硫装置では、一部の硫黄酸化物を回収、除去することができない場合がある。また、特許文献２に記載の装置は、ボイラからの排ガスを処理する設備であり、熱の回収方法や排ガスの処理の方法が異なるため、装置構成が異なり、適用することが困難である。
　そこで、本発明は、排ガス中に含まれる硫黄酸化物を好適に除去することができ、装置の耐久性を高くできる排ガス処理設備およびこれを用いるガスタービン発電システムを提供することを課題とする。
　本発明の排ガス処理設備は、ガスタービンから排出された排ガスを処理する排ガス処理システムであって、前記ガスタービンから排出された排ガスを通過させる配管と、前記配管内に配置された複数の熱交換器を備える排熱回収ボイラと、前記配管内の前記排ガスの流れ方向において、前記配管内の前記排熱回収ボイラが設置されている領域にアルカリ粉体を供給するアルカリ粉体供給装置と、を有することを特徴とする。
　また、前記アルカリ粉体供給装置は、前記排ガスの温度が硫酸露点以上の温度の領域に前記アルカリ粉体を供給することが好ましい。
　また、前記アルカリ粉体は、粒径が１００μｍ以下の粉体であることが好ましい。
　また、前記アルカリ粉体は、カルシウムの化合物、マグネシウムの化合物及びナトリウムの化合物の少なくとも１つを含有し、当該含有する化合物の割合が５０％以上であることが好ましい。
　また、前記配管内の前記排ガスの流れ方向において、前記排熱回収ボイラの下流側に配置された湿式排煙脱硫装置をさらに有することが好ましい。
　また、前記ガスタービンから前記配管に排出された前記排ガスに含まれる硫黄量を検出する硫黄量検出装置と、前記硫黄量検出装置で検出した硫黄のモル量Ｓと噴射したアルカリ粉体のアルカリのモル量Ｍとの関係が、０．５＜Ｍ／Ｓ＜３．０を満足する噴射量を算出し、前記算出した噴射量のアルカリ粉体を前記アルカリ粉体供給装置から前記配管に供給させる制御装置と、を有することが好ましい。
　また、前記配管内の前記排ガスの流れ方向において、複数の前記熱交換器の間に配置される脱硝装置をさらに有することが好ましい。
　また、前記アルカリ粉体供給装置は、前記脱硝装置と前記脱硝装置の上流側の前記熱交換器との間に前記アルカリ粉体を供給することが好ましい。
　また、前記アルカリ粉体供給装置は、前記脱硝装置と前記脱硝装置の下流側の前記熱交換器との間に前記アルカリ粉体を供給することが好ましい。
　また、前記脱硝装置は、前記配管の内部に配置されたＳＣＲ触媒と、前記ＳＣＲ触媒よりも上流側に配置され、前記配管内にアンモニアまたは尿素を噴射させる還元剤噴射手段と、を有することが好ましい。
　また、本発明のガスタービン発電システムは、燃料を供給する燃料供給システムと、前記燃料供給システムから供給された燃料が供給されるガスタービンと、前記ガスタービンから排出される排ガスを処理する上記のいずれかに記載の排ガス処理設備と、を有することを特徴とする。
　また、前記燃料供給システムは、石炭を粉砕した微粉体を気体燃料に変換し、前記ガスタービンに供給することが好ましい。
　本発明の排ガス処理設備およびこれを用いるガスタービン発電システムによれば、排熱回収ボイラの伝熱管に硫黄酸化物が悪影響を与えることを抑制することができる。また、脱硫装置でより高い確率で硫黄酸化物を除去、回収することができる。これにより、排ガス中に含まれる硫黄酸化物を好適に除去することができ、装置の耐久性を高くできるという効果を奏する。
図１は、実施例１に係る排ガス処理設備の一例を示す概略図である。 図２は、排ガス処理設備の動作の一例を示すフローチャートである。 図３は、図１に示す排ガス処理設備を適用した石炭ガス化複合発電システムの一例を示す概略図である。 図４は、実施例２に係る排ガス処理設備の一例を示す概略図である。
　以下、添付した図面を参照して、本発明に係る排ガス処理設備およびこれを用いるガスタービン発電システムについて説明する。なお、以下の実施例によりこの発明が限定されるものではない。また、下記実施例における構成要素には、当業者が置換可能かつ容易なもの、或いは実質的に同一のものが含まれる。
　本発明の実施例１について、図面を参照して説明する。図１は、実施例１に係る排ガス処理設備の一例を示す概略図である。排ガス処理設備１０は、ガスタービンから排出される排ガスを処理する設備であり、図１に示すように、配管１２と、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ；Heat Recovery Steam Generator）１４と、脱硝装置１６と、湿式排煙脱硫装置（ＦＧＤ：Flue Gas Desulfurization）１８と、誘引ファン（送風機）２０と、煙突２２と、アルカリ粉体供給装置２４と、硫黄量検出装置２６と、制御装置２８と、を有する。
　配管１２は、ガスタービンから排出される排ガスを案内する配管である。配管１２には、排ガスの流れ方向の上流から下流に向けて、排熱回収ボイラ１４、湿式排煙脱硫装置１８、誘引ファン２０、煙突２２の順で配置されている。また、配管１２は、排熱回収ボイラ１４が配置されている領域内に脱硝装置１６とアルカリ粉体供給装置２４とが配置されている。排熱回収ボイラ１４、湿式排煙脱硫装置１８、誘引ファン２０は、配管１２を流路としても良いし、自機で排ガスの流路となる配管を備えていてもよい。
　廃熱回収ボイラの一例として以下説明する。排熱回収ボイラ１４は、配管１２を流れる排ガスから熱を回収し、回収した熱を動力に変換する機構である。排熱回収ボイラ１４は、熱交換器３０、３２、３４、３６と、配管３７と、蒸気タービン３８と、復水器３９と、を有する。
　熱交換器３０、３２、３４、３６は、排ガスの流れ方向において熱交換器３０、３２、３４、３６の順で配管１２内に配置されている。熱交換器３０、３２、３４、３６は、過熱器、再熱器、蒸発器、節炭器等として用いる。熱交換器３０、３２、３４、３６は、内部に熱媒（水、なお加熱されると蒸気となる）が流通された伝熱管である。熱交換器３０、３２、３４、３６は、配管１２内を流れる排ガスと内部を流れる熱媒との間で熱交換を行い、排ガスの熱を吸収し熱媒を加熱する。
　配管３７は、熱交換器３０、３２、３４、３６と蒸気タービン３８と復水器３９とを、熱媒が熱交換器３６、熱交換器３４、熱交換器３２、熱交換器３０、蒸気タービン３８、復水器３９の順で流れるように接続している。配管３７は、熱交換器３０、３２、３４、３６と蒸気タービン３８と復水器３９とを接続し熱媒を循環させる。
　蒸気タービン３８は、熱交換器３０、３２、３４、３６を通過し加熱された熱媒によって駆動され回転される。復水器３９は、配管３７の蒸気タービン３８と熱交換器３６との間に配置されている。復水器３９は、蒸気タービン３８を通過した熱媒から熱を回収し、熱媒を凝縮液化して、熱交換器３６に供給する。
　排熱回収ボイラ１４は、以上のような構成であり、熱交換器３６、熱交換器３４、熱交換器３２、熱交換器３０の順で加熱された熱媒を蒸気タービン３８に供給する。蒸気タービン３８を通過した熱媒は、復水器３９に供給された後、熱交換器３６に供給される。排このように、熱回収ボイラ１４は、排ガスに含まれる熱を熱交換器３０、３２、３４、３６で回収し、回収した熱を蒸気タービン３８で動力に変換することで、排ガスに含まれるエネルギーを回収する。
　脱硝装置１６は、ＳＣＲ触媒４１の特性により好適な作動温度領域に配置され、本例では熱交換器３２と、熱交換器３４との間に配置されている。脱硝装置１６は、アンモニア供給部４０と、ＳＣＲ触媒４１と、を有する。アンモニア供給部４０は、配管１２内の熱交換器３２と熱交換器３４との間にアンモニアを供給する。なお、アンモニア供給部４０は、ＳＣＲ触媒４１に到達した時点でアンモニアが生成されていればよく、配管１２内に供給する際の状態は特に限定されない。アンモニア供給部４０は、配管１２内にアンモニア水を供給しても、尿素水を供給してもよい。アンモニア供給部４０は、尿素水を供給する場合、配管１２内の熱で尿素をアンモニアにする。ＳＣＲ（選択触媒還元、Selective Catalytic Reduction）触媒４１は、配管１２内の熱交換器３２と熱交換器３４との間に配置されている。ＳＣＲ触媒４１は、窒素酸化物とアンモニアとの反応を促進させる触媒である。具体的には、バナジウム系触媒や、ゼオライト系触媒などを用いることができる。
　湿式排煙脱硫装置１８は、排ガスの流れ方向において排熱回収ボイラ１４の下流側の配管１２に配置されている。つまり、湿式排煙脱硫装置１８は、排熱回収ボイラ１４を通過した排ガスが通過する。
　以下、液柱塔式湿式排煙脱硫装置１８について説明する。湿式排煙脱硫装置１８は、スラリ（吸収液）を貯留する筐体であるタンク４２と、タンク４２のそれぞれの端部と配管１２と接続する液柱式吸収塔４３、４４と、液柱式吸収塔４３、４４にそれぞれ複数配置されたスプレーパイプ４６、４８と、タンク４２からスプレーパイプ４６、４８にスラリを供給する循環ポンプ５０、５２と、タンク４２内で亜硫酸ガスを吸収した吸収剤スラリと空気とを効率良く接触させて酸化するエアスパージャ５４と、タンク４２に貯留されているスラリの濃度、量を調整するスラリ調整部５６と、を有する。
　排熱回収ボイラ１４を通過した排ガスは、液柱式吸収塔４３、タンク４２、液柱式吸収塔４４の順で通過する。排ガスは、液柱式吸収塔４３、タンク４２、液柱式吸収塔４４内を流れるスラリと気液接触される。湿式排煙脱硫装置１８は、排ガスにスラリを接触させることで、スラリと排ガスとが気液接触し、スラリが排ガス中の亜硫酸ガス及び粉塵を吸収しつつ流下する。また、タンク４２のスラリ、亜硫酸ガス及び粉塵は、エアスパージャ５４により攪拌されつつ吹込まれた多数の気泡と接触して酸化され、さらには中和反応を起こして石膏となる。湿式排煙脱硫装置１８は、スラリ調整部５６がタンク４２内を循環させつつ、タンク４２に貯留されるスラリを調整する。また、液柱式吸収塔４４の下流側には、同伴ミストを捕集除去するためのミストエリミネータを設けることが好ましい。ミストエリミネータで捕集したミストは、配管でタンク４２に戻すことが好ましい。
　誘引ファン（送風機）２０は、排ガスの流れ方向において、湿式排煙脱硫装置１８の下流側に配置されている。誘引ファン２０は、ガスタービン側の配管１２を流れる排ガスを吸引し、反対側（煙突２２側）の配管１２に排出し、配管１２内の排ガスの流れを形成する。
　煙突２２は、排ガスの流れ方向において、配管１２の下流の端部に配置されており、上述した一例の経路を通過し、各種処理が行われた排ガスを外部に排出する。
　アルカリ粉体供給装置２４は、排ガスの流れ方向において、熱交換器３２と、熱交換器３４との間に配置されている。アルカリ粉体供給装置２４は、アルカリ性の粉体（アルカリ粉体）を熱交換器３２と、熱交換器３４との間の領域に噴射する。なお、アルカリ粉体供給装置２４は、アルカリ粉体を噴射し、配管１２内にアルカリ粉体を供給する噴射口が配管１２の内部に配置されていればよい。このため、アルカリ粉体供給装置２４は、アルカリ粉体を貯留する貯留部や、アルカリ粉体を搬送する搬送機構（例えば、空気搬送の場合ポンプ）等は、配管１２の外側に配置されていてもよい。
　ここで、アルカリ粉体としては、Ｃａ系、Ｍｇ系、Ｎａ系の粉体を用いることができる。具体的には、ＣａＣＯ3、Ｃａ(ＯＨ)2、ＣａＯ、ＭｇＯ、Ｍｇ(ＯＨ)2、Ｎａ2ＣＯ3等のＣａ化合物、Ｍｇ化合物、Ｎａ化合物を用いることができる。
　硫黄量検出装置２６は、ガスタービンから排出される排ガスに含まれる硫黄の量を検出する装置である。なお、硫黄量検出装置２６としては、種々の検出機構を用いることができる。例えば、レーザ計測装置や、サンプリング式の計測装置等を用いて、排ガスの流路中の硫黄濃度（例えば各種硫黄酸化物の濃度）を計測し、濃度と流量との乗算で算出することができる。また、硫黄量検出装置２６は、燃料の成分（硫黄化合物含有量）と燃焼した燃料の量とに基づいて硫黄の量を算出してもよい。
　制御装置２８は、排ガス処理設備１０の各部の動作を制御する装置である。制御装置２８は、硫黄量検出装置２６で検出した硫黄量に基づいて、アルカリ粉体供給装置２４から供給するアルカリ粉体の量を決定し、決定した量のアルカリ粉体を供給する。
　以下、図２を用いて、制御の一例を示す。図２は、排ガス処理設備の動作の一例を示すフローチャートである。制御装置２８は、ステップＳ１２として、排ガス中の硫黄成分の量を検出し、ステップＳ１４として、アルカリ粉体の噴射量を決定する。その後、制御装置２８は、ステップＳ１６として決定した噴射量のアルカリ粉体をアルカリ粉体供給装置２４から配管１２内に供給する。その後、制御装置２８は、ステップＳ１８として運転停止かを判定する。制御装置２８は、ステップＳ１８で運転停止ではない（ステップＳ１８でＮｏ）と判定した場合、ステップＳ１２に戻り、上記処理を再び行う。このように制御装置２８は、運転が終了するまで、アルカリ粉体の噴射を制御する。制御装置２８は、ステップＳ１８で運転停止である（ステップＳ１８でＹｅｓ）と判定した場合、本処理を終了する。
　排ガス処理設備１０は、以上のように、アルカリ粉体供給装置２４を備えることで、排ガスに含まれる硫黄酸化物を好適に除去することができる。具体的には、固体であるアルカリ粉体を配管１２に噴射することで、硫黄酸化物のうち、ＳＯ3をアルカリ粉体で好適に吸着することができる。これにより、湿式排煙脱硫装置１８で捕集が困難なＳＯ3を低減することができ、排ガス中の硫黄酸化物濃度を低減することができる。
　例えば、アルカリ粉体がＣａＣＯ3の場合は、以下の反応式が生じることでＳＯ3が除去される。
ＳＯ3＋ＣａＣＯ3→ＣａＳＯ4＋ＣＯ2
　例えば、アルカリ粉体がＣａ(ＯＨ)2の場合は、以下の反応式が生じることでＳＯ3が除去される。
ＳＯ3＋Ｃａ(ＯＨ)2→ＣａＳＯ4＋Ｈ2Ｏ
　なお、投入したアルカリ粉体は、湿式排煙脱硫装置１８で回収される。さらに未反応のアルカリ粉体は、湿式排煙脱硫装置１８でＳＯ2と反応し、アルカリ塩として湿式排煙脱硫装置１８で回収することができる。
　排ガス処理設備１０は、さらに、排熱回収ボイラ１４が配置されている領域にアルカリ粉体供給装置２４を設けることで、排熱回収ボイラ１４の熱交換器３０、３２、３４、３６の腐食等の劣化を低減することができる。また、熱交換器３０、３２、３４、３６の間に配置されている脱硝装置１６の通過時に生成されるＳＯ3が他の機器に影響を与える前に除去することができる。
　また、脱硝装置１６から供給されるアンモニアと硫酸（ＳＯ3）が反応し、硫安類（酸性硫安、硫安）が生成されることを抑制することができる。つまり、アルカリ粉体で硫酸（ＳＯ3）を低減することで、アンモニアが噴射された環境下でも硫安類（酸性硫安、硫安）が生成されることを抑制することができる。
　排ガス処理設備１０は、アルカリ粉体供給装置２４を備えることで、排ガスに含まれる硫黄酸化物を好適に除去することができることで、硫酸露点以下の温度となっても液化する硫黄酸化物が少なくなるため、排熱回収ボイラ１４の出口での温度をより低くすることが可能となり、熱の回収効率を向上させることができる。
　排ガス処理設備１０は、アルカリ粉体供給装置２４を備えることで、排ガス中のハロゲン（塩素、Ｃｌ）も好適に除去することができる。
　例えば、アルカリ粉体がＣａＣＯ3の場合は、以下の反応式が生じることでＣｌが除去される。
２ＨＣｌ＋ＣａＣＯ3→ＣａＣｌ2＋ＣＯ2＋Ｈ2Ｏ
　例えば、アルカリ粉体がＣａ(ＯＨ)2の場合は、以下の反応式が生じることでＣｌが除去される。
２ＨＣｌ＋Ｃａ(ＯＨ)2→ＣａＣｌ2＋２Ｈ2Ｏ
　これにより、排ガス処理設備は、排ガスに含まれる除去対象物質を好適に除去することができる。
　また、排ガス処理設備１０は、アルカリ粉体供給装置２４を設け、ＳＯ3を好適に除去できることで、湿式排煙脱硫装置１８で除去できないＳＯ3を除去するための湿式の電気集塵機を省略すること、あるいは、低機能な装置の利用が可能となる。また、ＳＯ3をアルカリ粉体に吸着させることで、湿式排煙脱硫装置１８でアルカリ粉体とともにＳＯ3を除去可能となるため、つまり単体では捕集できなかったＳＯ3をアルカリ粉体に付着した状態で捕集できるため、脱硫率／硫黄回収率を向上させることができる。また、各機器への悪影響を抑制することができ、排熱回収ボイラ１４の下流側での温度をより低く出来るため、発電効率を向上できる。
　このように排ガス処理設備１０は、排ガス中の硫黄成分や各種不純物を好適に除去可能となるため、不純物が多く含まれた排ガスも好適に処理することができる。これにより、ガスタービンの燃料として、硫黄成分や各種不純物を多く含んでいる質の低い燃料を用いた場合でも不純物が多く含まれた排ガスから不純物を除去し排出されることを抑制し、装置への悪影響も抑制することができる。以上より、ガスタービンの燃料として、質の低い燃料、具体的に高硫黄含有燃料を用いることが可能となる。これにより、装置としての汎用性を高くすることができる。また、ガスタービン燃料として炭素含有燃料をガス化したガス化ガスを適用した場合においても、炭素含有燃料中に含まれる不純物（硫黄分、ハロゲンなど）の除去を、ガスタービンの燃焼前の高圧雰囲気において低温湿式のガス精製設備で除去しなくてもよくなる。これにより、低温湿式ガス精製設備で、ガス化ガス中の水分やＣＯ2の一部が吸収除去されてしまうことや、ガスを冷却することによる熱損失の発生を抑制することができる。これにより、発電効率を向上させることができる。また、事前の処理が必要なくなることで、高圧・燃料ガス段階でのガス精製プロセスを省略することができ、高圧仕様の機器・設備を省略することができる。また、ガス化ガス中の硫黄化合物、ハロゲン化物、窒素化合物や炭化水素等、排水処理工程も低減、省略できるため、処理を簡単にすることができる。
　さらに、本実施例の排ガス処理設備１０は、脱硝装置１６の上流側にアルカリ粉体供給装置２４を設け、脱硝装置１６の上流側からアルカリ粉体を供給することで、脱硝装置１６に流入する前に、排ガス中の硫酸（ＳＯ3）の除去を開始することができ、脱硝装置１６の入り口での硫酸（ＳＯ3）の濃度を低減することができる。これにより、上述した硫安類（酸性硫安、硫安等）の生成を低減することができる。さらに、脱硝装置１６を通過する排ガスがアルカリ粉体を含むため、ＳＣＲ触媒４１の通過時に二酸化硫黄が酸化され生成される亜硫酸をより迅速に除去することができる。さらに、脱硝触媒の被毒物質であるヒ素（排ガス中Ａｓ2Ｏ3）等をアルカリ粉体により除去できる（Ａｓ2Ｏ3＋３ＣａＣＯ3→Ｃａ3(ＡｓＯ4)2＋２ＣＯ＋ＣＯ2）。
　以上より、排ガス処理設備１０は、脱硝装置１６の上流側にアルカリ粉体供給装置２４を設け、脱硝装置１６の上流側からアルカリ粉体を供給することで、脱硝装置１６のＳＣＲ触媒４１上で各種硫安類（酸性硫安、硫安）が析出することが抑制できる。これにより、ＳＣＲ触媒４１上で硫安類物質の析出による、ＳＣＲ触媒４１の細孔の目詰まりを抑制することができ、さらにＳＣＲ触媒４１の被毒を抑制することができる。また、硫安類（酸性硫安、硫安）や硫酸が下流側の各部、特に熱交換器３４、３６等の伝熱面に付着することを抑制することができる。また、排ガス中の硫黄酸化物、特にＳＯ3を低減できることで、煙突２２で可紫煙が生じることを抑制することができる。また、硫安類、硫酸ミストに加え、煤じんも低減することができる。
　また、アルカリ粉体供給装置２４は、アルカリ粉体の供給を気流搬送により行い、アルカリ粉体の噴射口を配管１２内に均一に配置することが好ましい。つまり、配管１２内で出来る限り均一な供給量でアルカリ粉体を供給することが好ましい。これにより、排ガスとアルカリ粉体とを効果的に混合が可能となる。これにより排ガス中にアルカリ粉体が均一に分散された状態にすることができ、硫黄酸化物との反応の効率をより向上させることができる。
　制御装置２８は、硫黄量検出装置２６で検出した硫黄のモル量をＳとし、噴射したアルカリ粉体のアルカリのモル量をＭとすると、モル量ＳとＭとの関係が、０．５＜Ｍ／Ｓ＜３．０を満足する噴射量とすることが好ましい。この範囲とすることで、排ガス中の硫黄酸化物を好適に処理することができる。ここで、モル量ＳとＭとの関係は、１＜Ｍ／Ｓ＜２とすることがより好ましい。また、硫黄量検出装置２６で検出したＳＯ3（三酸化硫黄：硫酸）のモル量をＳａとし、噴射したアルカリ粉体のアルカリのモル量をＭとすると、８＜Ｍ／Ｓａ＜１６とすることが好ましい。この範囲とすることで、排ガス中の硫黄酸化物を好適に処理することができる。
　また、アルカリ粉体は、上述した化合物の純度を５０％以上とすることが好ましく、９０％以上とすることがより好ましい。つまり、アルカリ粉体は、アルカリ粉体中に含まれる上記化合物の割合を５０％以上とすることが好ましく、９０％以上とすることがより好ましい。アルカリ粉体は、純度を上記範囲とすることで、硫黄酸化物との反応を好適に起こさせることができる。
　また、アルカリ粉体の粒径は、１００μｍ以下とすることが好ましく、１０μｍ以下とすることがより好ましい。アルカリ粉体の粒径を上記範囲の径とすることで、硫黄酸化物がアルカリ粉体につきやすい状態にすることができる。
　また、本実施例の排ガス処理装設備１０は、アルカリ粉体供給装置２４と脱硝装置１６を設けることで、硫安類が生成されることを抑制しつつ、脱硝装置１６で排ガスに含まれる窒素酸化物を除去することができる。これにより、硫黄酸化物と硫黄酸化物の両方を好適に低減することができ、排ガスより好適に浄化することができる。したがって、排ガス処理装設備１０は、アルカリ粉体供給装置２４と脱硝装置１６を設けることが好ましいが、これに限定されず、脱硝装置１６を設けなくてもよい。排ガス処理装設備１０は、アルカリ粉体供給装置２４を設けることで、上述したように、排ガス中の硫黄酸化物濃度を低減することができる。
　続いて、実施例１に係る排ガス処理設備１０を、石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ；Integrated coal Gasification Combined Cycle）システムに適用した一例を説明する。図３は、図１に示す排ガス処理設備を適用した石炭ガス化複合発電システムの一例を示す概略図である。
　図３に示すように、石炭ガス化複合発電システム１００は、燃料である石炭を貯留するホッパ９０と、ホッパ９０から供給された石炭９９を粉砕し微粉炭１０１ａを生成するミル１１０と、ミル１１０で粉砕した微粉炭１０１ａを処理してガス化ガス１０２に変換する石炭ガス化炉１０３と、ガス化ガス１０２を燃料として運転されるガスタービン（ＧＴ）１０４と、ガスタービン１０４からのタービン排ガス１０５を導入する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ；Heat Recovery Steam Generator）１４で生成した蒸気１３７により運転される蒸気タービン（ＳＴ）３８と、ガスタービン１０４および／または蒸気タービン３８と連結された発電機（Ｇ）１０９と、を備えるものである。石炭ガス化複合発電システム１００は、ガスタービン１０４から排出されるタービン排ガス１４の経路及びその周辺に排熱回収ボイラ１４及び蒸気タービン３８を含む排ガス処理設備１０の各部が配置されている。
　この石炭ガス化複合発電システム１００は、ミル１１０で粉砕された微粉炭１０１ａを石炭ガス化炉１０３でガス化し、生成ガスであるガス化ガス１０２を得る。このガス化ガス１０２は、煤塵除去装置１１１およびガス精製装置１１２で除塵およびガス精製された後、発電手段であるガスタービン１０４の燃焼器１１３に供給され、ここで燃焼して高温・高圧の燃焼ガス１１４を生成する。そして、この燃焼ガス１１４によってガスタービン１０４を駆動する。このガスタービン１０４は、発電機１０９と連結されており、ガスタービン１０４が駆動することによって発電機１０９が電力を発生する。ガスタービン１０４を駆動した後のタービン排ガス１０５は、上述した排ガス処理設備１０に供給される。排ガス処理設備１０は、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１４で約５００～６００℃の温度を持っているタービン排ガス１０５から熱エネルギーを回収する。ここで、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１４は、タービン排ガス１０５の熱エネルギーによって蒸気を生成し、この蒸気によって蒸気タービン３８を駆動する。蒸気タービン３８は、ガスタービン１０４及び発電機１０９に連結され、ガスタービン１０４と共に発電機１０９を回転させ、発電を行う。なお、排ガス処理設備１０に供給される排ガスは、脱硝装置１６、湿式排煙脱硫装置１８及びアルカリ粉体供給装置２４により各種処理を行うことで、排ガス中のＮＯｘ、ＳＯｘ及び不純物を除去した後、煙突２２を介して大気中へ放出させる。
　圧縮機１２０は、ガスタービン１０４と共に回転し、空気１１９を圧縮して石炭ガス化炉１０３に供給する。空気分離装置（ＡＳＵ）１２１は、空気を窒素（Ｎ2）と酸素（Ｏ2）とに分離し、分離した酸素を圧縮機１２０で圧縮された空気が流れる配管に供給し、窒素をミル１１０から石炭ガス化炉１０３に搬送される微粉炭の搬送経路に供給する。
　以上の構成によれば、実施例１の排ガス処理設備１０を用いることで、排ガス中の不純物を好適に除去することができる。これにより、燃料として高硫黄含有燃料を用いることが可能となる。また、装置としての耐久性も高くできるため、長期間に亘って安定して発電を行うことができる。さらに熱の回収効率も高く出来るため、発電の効率も高くすることができる。
　なお、本実施例に係る排ガス処理設備１０を用いた発電システムとしては、上述した石炭ガス化複合発電システム１００に限らない。例えば、図には明示しないが、ガスタービン複合発電（ＧＴＣ；Gas Turing Combined Cycle）としても用いることができる。また、排ガス処理設備１０は、ガスタービンを用い、さらにガスタービンの下流側で排熱回収を行う各種システムに用いることができる。本実施例の排ガス処理設備１０を用いることで、高硫黄含有燃料焚きＩＧＣＣまたは高硫黄含有燃料焚きＧＴＣＣとした場合も、好適に運転を行うことができる。
　次に、実施例２について、図面を参照して説明する。図４は、実施例２に係る排ガス処理設備の一例を示す概略図である。なお、重複した記載を避けるべく、異なる部分についてのみ説明する。実施例１に係る排ガス処理設備１０は、ＳＣＲ触媒４１（脱硝装置１６）の上流側にアルカリ粉体供給装置２４を配置したがこれに限定されない。図４に示す排ガス処理設備１０ａは、ＳＣＲ触媒４１（脱硝装置１６）の下流側にアルカリ粉体供給装置２４ａを配置している。
　このように、アルカリ粉体供給装置２４ａをＳＣＲ触媒４１の下流側に配置して排ガス中の硫黄酸化物及び不純物を好適時除去することができる。なお、本実施例では、アルカリ粉体供給装置２４ａをＳＣＲ触媒４１の下流に配置しているため、ＳＣＲ触媒４１に流入する排ガス中のＳＯ3を除去して得られる効果は得ることができない。
　なお、アルカリ粉体供給装置２４、２４ａは、アルカリ粉体の供給位置を、排ガスの流れ方向において、ＳＯ2を除去する湿式排煙脱硫装置１８よりも上流で、排ガスの温度が硫酸露点以上の場所に投入すればよい。ここで、硫酸露点の温度は、硫黄の濃度により変化するが、９０℃から１２０℃以上、つまり９０℃以上、濃度によっては１２０℃以上となる。投入位置の温度を硫酸露点以上の温度の領域とすることで、ＳＯ3をアルカリ粉体に吸収除去できる。また、吸着したアルカリ粉体を湿式排煙脱硫装置１８で捕集することができる。なお、排ガス処理設備１０は、上述したように、アルカリ粉体供給装置２４の設置位置（粉体の供給位置）を排熱回収ボイラ１４の熱交換器３０、３２、３４、３６の配置領域の間とすることが好ましく、上記実施例のように熱交換器３０、３２、３４、３６と脱硝装置１６（ＳＣＲ触媒４１）との間とすることがより好ましく、ＳＣＲ触媒４１と隣接する前後とすることがさらに好ましい。上述した脱硝装置１６に対する効果、排熱回収ボイラ１４に対する効果を得ることができる。
　１０　排ガス処理設備
　１２　配管
　１４　排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）
　１６　脱硝装置
　１８　湿式排煙脱硫装置（ＦＧＤ）
　２０　誘引ファン（送風機）
　２２　煙突
　２４　アルカリ粉体供給装置
　２６　硫黄量検出装置
　２８　制御装置
　３０、３２、３４、３６　熱交換器
　３７　配管
　３８　蒸気タービン
　４０　アンモニア供給部
　４１　ＳＣＲ触媒
　４２　タンク
　４３、４４　液柱式吸収塔
　４６、４８　スプレーパイプ
　５０、５２　循環ポンプ
　５４　エアスパージャ
　５６　スラリ調整部
　９０　ホッパ
　１００　石炭ガス化複合発電システム
　１０２　ガス化ガス
　１０３　石炭ガス化炉
　１０４　ガスタービン
　１０５　タービン排ガス
　１０９　発電機
　１１０　ミル
　１１２　ガス精製装置
　１１３　燃焼器
　１１４　燃焼ガス
　１２０　圧縮機
　１２１　空気分離装置（ＡＳＵ）
　１３７　蒸気

Claims (12)

  1. 　ガスタービンから排出された排ガスを処理する排ガス処理設備であって、
    　前記ガスタービンから排出された排ガスを通過させる配管と、
    　前記配管内に配置された複数の熱交換器を備える排熱回収ボイラと、
    　前記配管内の前記排ガスの流れ方向において、前記配管内の前記排熱回収ボイラが設置されている領域にアルカリ粉体を供給するアルカリ粉体供給装置と、を有することを特徴とする排ガス処理設備。
  2. 　前記アルカリ粉体供給装置は、前記排ガスの温度が硫酸露点以上の温度の領域に前記アルカリ粉体を供給することを特徴とする請求項１に記載の排ガス処理設備。
  3. 　前記アルカリ粉体は、粒径が１００μｍ以下の粉体であることを特徴とする請求項１または２に記載の排ガス処理設備。
  4. 　前記アルカリ粉体は、カルシウムの化合物、マグネシウムの化合物及びナトリウムの化合物の少なくとも１つを含有し、当該含有する化合物の割合が５０％以上であることを特徴とする請求項１から３のいずれか一項に記載の排ガス処理設備。
  5. 　前記配管内の前記排ガスの流れ方向において、前記排熱回収ボイラの下流側に配置された湿式排煙脱硫装置をさらに有することを特徴とする請求項１から４のいずれか一項に記載の排ガス処理設備。
  6. 　前記ガスタービンから前記配管に排出された前記排ガスに含まれる硫黄量を検出する硫黄量検出装置と、
    　前記硫黄量検出装置で検出した硫黄のモル量Ｓと噴射したアルカリ粉体のアルカリのモル量Ｍとの関係が、０．５＜Ｍ／Ｓ＜３．０を満足する噴射量を算出し、前記算出した噴射量のアルカリ粉体を前記アルカリ粉体供給装置から前記配管に供給させる制御装置と、を有することを特徴とする請求項１から５のいずれか一項に記載の排ガス処理設備。
  7. 　前記配管内の前記排ガスの流れ方向において、複数の前記熱交換器の間に配置される脱硝装置をさらに有することを特徴とする請求項１から６のいずれか一項に記載の排ガス処理設備。
  8. 　前記アルカリ粉体供給装置は、前記脱硝装置と前記脱硝装置の上流側の前記熱交換器との間に前記アルカリ粉体を供給することを特徴とする請求項７に記載の排ガス処理設備。
  9. 　前記アルカリ粉体供給装置は、前記脱硝装置と前記脱硝装置の下流側の前記熱交換器との間に前記アルカリ粉体を供給することを特徴とする請求項７に記載の排ガス処理設備。
  10. 　前記脱硝装置は、前記配管の内部に配置されたＳＣＲ触媒と、
    　前記ＳＣＲ触媒よりも上流側に配置され、前記配管内にアンモニアまたは尿素を噴射させる還元剤噴射手段と、を有することを特徴とする請求項７から９のいずれか一項に記載の排ガス処理設備。
  11. 　燃料を供給する燃料供給システムと、
    　前記燃料供給システムから供給された燃料が供給されるガスタービンと、
    　前記ガスタービンから排出される排ガスを処理する請求項１から１０のいずれが一項に記載の排ガス処理設備と、を有することを特徴とするガスタービン発電システム。
  12. 　前記燃料供給システムは、炭素質燃料を気体燃料に変換し、前記ガスタービンに供給することを特徴とする請求項１１に記載のガスタービン発電システム。
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