WO2020066459A1 - ガスタービン装置、ガスタービン設備およびガス化設備ならびにガスタービン装置の運転方法 - Google Patents

ガスタービン装置、ガスタービン設備およびガス化設備ならびにガスタービン装置の運転方法 Download PDF

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WO2020066459A1
WO2020066459A1 PCT/JP2019/034157 JP2019034157W WO2020066459A1 WO 2020066459 A1 WO2020066459 A1 WO 2020066459A1 JP 2019034157 W JP2019034157 W JP 2019034157W WO 2020066459 A1 WO2020066459 A1 WO 2020066459A1
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gas
fuel
fuel gas
gas turbine
heater
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PCT/JP2019/034157
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憲 田村
田中　克則
祥三 金子
康一 坂本
貴 藤井
Original Assignee
三菱日立パワーシステムズ株式会社
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    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/46—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension
    • C10J3/48—Apparatus; Plants
    • 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
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    • 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
    • F01K23/10—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 with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
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    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]

Definitions

  • the present disclosure relates to a gas turbine device, a gas turbine device, a gasification device, and a method of operating the gas turbine device.
  • Patent Document 1 discloses that a fuel gas generated in a gasifier and purified by a gas scrubber is heated by a fuel gas steam generator and then supplied to a gas turbine combustor.
  • Patent Document 1 can improve the efficiency of the gas turbine device by heating the fuel gas by the fuel gas steam generator to increase the sensible heat of the fuel gas.
  • the fuel gas since the fuel gas is heated in a low temperature region on the downstream side of the fuel gas steam generator, an effective temperature rise cannot be expected.
  • the fuel gas purified in the gasifier has a smaller calorific value per unit volume than natural gas, so if the temperature rise of the fuel gas is not sufficient, more efficient combustion can be performed in the combustor. Therefore, the efficiency of the gas turbine device may not be improved.
  • the present disclosure has been made in view of such circumstances, and a gas turbine device, a gas turbine device, and a gasification device capable of improving the efficiency of a gas turbine device by increasing the sensible heat of fuel gas. And to provide a gas turbine device.
  • the gas turbine device is supplied with a fuel gas heater that heats a fuel gas having a smaller calorific value than natural gas to 400 ° C. or higher, and a fuel gas heated by the fuel gas heater. It has a combustor and a gas turbine driven by combustion gas supplied from the combustor.
  • the fuel gas was heated to 400 ° C. or higher by the fuel gas heater. Thereby, even if the calorific value of the fuel gas is smaller than that of natural gas, desired combustion can be performed in the combustor by increasing the sensible heat of the fuel gas, and the efficiency of the gas turbine can be increased.
  • the fuel gas having a smaller calorific value than natural gas include a product gas obtained by gasifying a carbon-containing solid fuel and a blast furnace gas (BFG) discharged from a blast furnace.
  • BFG blast furnace gas
  • the calorific value of natural gas is generally about 40,000 to 50,000 kJ / Nm 3 (higher calorific value).
  • the heating temperature of the fuel gas is 400 ° C. or more and 700 ° C. or less, more preferably 550 ° C.
  • the supply amount (by weight) of the fuel gas to the amount of air supplied to the combustor is 1/10 or more, more preferably 1/5 or more, the sensible heat of the fuel gas increases. This is preferable because the effect becomes significant.
  • the supply amount of natural gas to the amount of air supplied to the combustor of the gas turbine is set to 1/50.
  • the fuel gas heater includes a plurality of heating units connected in series to a fuel gas flow.
  • the fuel gas heater includes a plurality of heating units connected in series to the fuel gas flow, so that heating can be performed in an appropriate temperature range. Accordingly, even a fuel gas which needs to flow at a larger flow rate because of a smaller calorific value than natural gas can be efficiently heated to a desired temperature.
  • the gas turbine device includes a temperature regulator that regulates the temperature of the fuel gas supplied to the combustor, and a control unit that controls the temperature regulator.
  • the temperature controller is configured to mix fuel gas upstream of the fuel gas heater with fuel gas during or after heating of the fuel gas heater. It has a part.
  • the temperature of the fuel gas is adjusted by mixing the fuel gas on the upstream side of the fuel gas heater with the fuel gas during or after heating of the fuel gas heater in the mixing section.
  • the temperature adjuster includes a flow rate adjusting unit that adjusts a flow rate of the heating gas that heats the fuel gas heater.
  • the temperature of the fuel gas can be adjusted by adjusting the flow rate of the heating gas for heating the fuel gas heater by the flow rate adjusting unit. Thereby, heating can be performed without mixing a heating medium such as steam with the fuel gas.
  • the heating gas include an exhaust gas of a gas turbine flowing in the exhaust heat recovery boiler and a product gas gasified in a gasification furnace.
  • the flow rate adjusting unit for example, a damper provided in a flow path through which a heating gas flows is exemplified.
  • a gas turbine facility includes the gas turbine device described above, and an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas led from the gas turbine, and the temperature controller includes: A mixing section is provided for mixing water or steam guided from the exhaust heat recovery boiler with fuel gas during or after heating of the fuel gas heater.
  • the temperature of the fuel gas is adjusted by mixing the water or steam guided from the exhaust heat recovery boiler with the fuel gas during or after heating of the fuel gas heater by a mixer. This makes it possible to easily use water or steam at a desired pressure and temperature that can be easily obtained by gas turbine equipment having an exhaust heat recovery boiler.
  • a gas turbine facility includes a gas turbine device described above, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas guided from the gas turbine, and steam supplied from the exhaust heat recovery boiler.
  • a steam turbine device driven by the steam turbine device, and the temperature controller includes a mixing unit that mixes the steam guided from the steam turbine device with the fuel gas during or after heating of the fuel gas heater. Have.
  • the temperature of the fuel gas is adjusted by mixing the water or steam guided from the steam turbine device with the fuel gas during or after heating by the fuel gas heater in the mixer. This makes it possible to easily use steam having a desired pressure and temperature easily obtained by gas turbine equipment provided with a steam turbine device.
  • a gas turbine facility includes a gas turbine device described above, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas guided from the gas turbine, and a gasification device that gasifies a carbon-containing solid fuel.
  • the temperature of the fuel gas is adjusted by mixing the product gas cooled in the gas purification facility with the fuel gas during or after heating of the fuel gas heater by a mixer. Thereby, the temperature can be effectively adjusted using the product gas cooled by the gas purification equipment provided in the gasification equipment.
  • a product gas about 40 ° C. or lower
  • an H 2 S absorption tower of a gas purification facility can be used.
  • a gas turbine facility includes a gas turbine device described above, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas guided from the gas turbine, and a gasification device that gasifies a carbon-containing solid fuel.
  • a mixing section is provided for mixing the fuel gas in the middle or after heating.
  • the temperature of the fuel gas is adjusted by mixing the nitrogen gas produced by the air separation device with the fuel gas during or after heating by the fuel gas heater in a mixer. Thereby, the temperature can be effectively adjusted by using the nitrogen gas produced by the air separation device provided in the gasification facility.
  • a gas turbine facility includes the above-described gas turbine device, a gasification furnace that gasifies a carbon-containing solid fuel, and a product gas cooling unit that cools a product gas gasified by the gasification furnace.
  • the temperature controller includes a mixing unit that mixes water or steam guided from the generated gas cooler with fuel gas during or after heating of the fuel gas heater. .
  • the temperature of the fuel gas is adjusted by mixing the water or steam guided from the generated gas cooler with the fuel gas during or after heating by the fuel gas heater in the mixer. This makes it possible to easily use steam at a desired pressure and temperature that can be easily obtained by gas turbine equipment provided with a product gas cooler.
  • a gas turbine facility includes the gas turbine device described above, and an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas guided from the gas turbine, and the fuel gas heater includes: The exhaust heat recovery boiler is provided.
  • Gas turbine equipment is equipped with an exhaust heat recovery boiler, so by providing a fuel gas heater in the exhaust heat recovery boiler, a gas turbine device that is more efficient than a steam turbine device driven by the exhaust heat recovery boiler Can recover heat.
  • a gasification facility includes a gas turbine facility described above, a gasification furnace for gasifying a carbon-containing solid fuel, and a generation gas for cooling a product gas gasified in the gasification furnace.
  • a gas cooler, and a steam introduction path for guiding the steam generated by the exhaust heat recovery boiler to the generated gas cooler is provided.
  • a gasification facility includes a gas turbine device described above, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas led from the gas turbine, and a gasification device that gasifies a carbon-containing solid fuel.
  • gasification equipment is provided with a product gas cooler, by providing a fuel gas heater in the product gas cooler, it is more efficient than a steam turbine device driven by steam heated by the product gas cooler. Can be recovered by the gas turbine device.
  • An operation method of a gas turbine device includes a step of heating a fuel gas having a smaller calorific value than natural gas to 400 ° C. or higher, and a step of supplying the heated fuel gas to a combustor; Driving a gas turbine with the combustion gas supplied from the combustor.
  • the efficiency of the gas turbine device is increased by increasing the sensible heat of the fuel gas even when the calorific value of the fuel gas is smaller than that of natural gas. Can be done.
  • FIG. 2 is a schematic configuration diagram illustrating a modification of FIG. 1. It is a schematic structure figure showing the integrated coal gasification combined cycle equipment concerning a 2nd embodiment. It is the schematic diagram which showed schematic structure of the syngas cooler.
  • FIG. 2 is a schematic configuration diagram illustrating temperature adjustment of a fuel gas heater.
  • FIG. 9 is a schematic configuration diagram illustrating a modification of FIG. 7. It is a schematic structure figure showing the fuel gas heater of the integrated coal gasification combined cycle equipment concerning a 3rd embodiment.
  • FIG. 1 shows a schematic configuration of an integrated coal gasification combined cycle power plant according to the present embodiment.
  • the integrated coal gasification combined cycle (IGCC) 1 includes a gasification furnace 3.
  • the gasification furnace equipment 3 uses air as an oxidizing agent and employs an air combustion method of generating a combustible gas (product gas) from a carbon-containing solid fuel such as coal.
  • the integrated coal gasification combined cycle facility 1 purifies the generated gas generated in the gasification furnace facility 3 by the gas purification facility 5 to produce a fuel gas, and then supplies the fuel gas to the gas turbine device 7 to generate power. That is, the integrated coal gasification combined cycle power plant 1 is an air-fired (air-blown) power plant.
  • the description will be made as air blowing, but oxygen blowing may be used.
  • coal is used as the carbon-containing solid fuel supplied to the gasifier 3.
  • the integrated coal gasification combined cycle power plant 1 includes a coal feed facility 9, a gasification furnace facility 3, a char recovery facility 11, a gas purification facility 5, a gas turbine device 7, a steam turbine device 18, and a power generator 19. And a heat recovery steam generator (HRSG: Heat ⁇ Recovery ⁇ Steam ⁇ Generator) 20.
  • HRSG Heat ⁇ Recovery ⁇ Steam ⁇ Generator
  • the coal feeder 9 is supplied with coal, which is a carbon-containing solid fuel, from a coal feed bunker as raw coal, and pulverizes the coal with a coal mill to produce pulverized coal pulverized into fine particles.
  • the pulverized coal produced by the coal mill is pressurized by the pulverized coal hopper 14, via the coal supply line 15, and supplied with nitrogen gas as an inert gas for conveyance supplied from the air separation facility 42, and is supplied to the gasification furnace facility 3. Supplied to.
  • the inert gas is an inert gas having an oxygen content of about 5% by volume or less. Typical examples thereof include nitrogen gas, carbon dioxide gas, and argon gas, but are not necessarily limited to about 5% or less.
  • the gasification furnace equipment 3 is supplied with pulverized coal produced in the coal supply equipment 9, and the char (unreacted portion and ash content) recovered in the char recovery equipment 11 is returned and supplied in a reusable manner. Have been.
  • the gasification furnace equipment 3 is connected to a compressed air supply line 41 from a gas turbine device 7 (compressor 61), and a part of the compressed air compressed by the gas turbine device 7 is compressed by a booster 68 to a predetermined pressure. And gas can be supplied to the gasification furnace (gasification unit) 16.
  • the air separation facility 42 separates and generates nitrogen and oxygen from air in the atmosphere.
  • the air separation facility 42 and the gasification furnace facility 3 are connected by a first nitrogen supply line 43.
  • the first nitrogen supply line 43 is connected to a coal supply line 15 from the coal supply facility 9.
  • a second nitrogen supply line 45 branched from the first nitrogen supply line 43 is also connected to the gasification furnace equipment 3, and a char return line 46 from the char recovery equipment 11 is connected to the second nitrogen supply line 45. It is connected.
  • the air separation equipment 42 is connected to the compressed air supply line 41 by an oxygen supply line 47.
  • the nitrogen separated by the air separation equipment 42 flows through the first nitrogen supply line 43 and the second nitrogen supply line 45, and is used as a carrier gas for coal or char.
  • the oxygen separated by the air separation facility 42 is used as an oxidizing agent in the gasification furnace facility 3 by flowing through the oxygen supply line 47 and the compressed air supply line 41.
  • the gasification furnace equipment 3 includes, for example, a gasification furnace 16 of a two-stage spouted bed type.
  • the gasification furnace equipment 3 gasifies the coal (pulverized coal) and char supplied therein by partially burning it with an oxidizing agent (air, oxygen) to produce gas.
  • the inside of the gasification furnace 16 is pressurized, for example, 3 to 4 MPa (gauge pressure).
  • the burners 30, 31 are provided in two stages, upper and lower.
  • a combustor section 32 is provided at a position corresponding to the lower burner 30, and supplies heat for gasification by burning a part of the pulverized coal.
  • a reducer 33 is provided to gasify the pulverized coal.
  • a syngas cooler 35 (product gas cooler) is provided on the downstream side of the reducer section 33, and supplies the product gas to the char recovery facility 11 after cooling the product gas to a predetermined temperature. Steam is generated in the syngas cooler 35, and the generated steam is guided to the exhaust heat recovery boiler (HRSG) 20.
  • HRSG exhaust heat recovery boiler
  • the gasification furnace facility 3 is connected to a production gas line 49 for supplying a production gas to the char recovery facility 11, so that the production gas including the char can be discharged.
  • the char recovery facility 11 includes a dust collection facility 51 and a supply hopper 52.
  • the dust collection equipment 51 is configured by one or more cyclones or porous filters, and can separate the char contained in the generated gas generated in the gasification furnace equipment 3.
  • the generated gas from which the char has been separated is sent to the gas purification equipment 5 through the gas discharge line 53.
  • the supply hopper 52 stores the char separated from the generated gas in the dust collecting facility 51.
  • a char bin 54 is arranged between the dust collecting facility 51 and the supply hopper 52.
  • a plurality of supply hoppers 52 are connected to the charbin 54.
  • the char return line 46 from the supply hopper 52 is connected to the second nitrogen supply line 45.
  • the gas purification equipment 5 performs gas purification by removing impurities such as sulfur compounds and nitrogen compounds from the product gas from which the char has been separated by the char recovery equipment 11.
  • the gas purification equipment 5 purifies the produced gas to produce a fuel gas, and supplies the fuel gas to the gas turbine device 7. Since the product gas from which the char has been separated still contains sulfur (H 2 S, etc.), the gas purification equipment 5 removes and recovers the sulfur using an amine absorbing solution or the like, and uses the sulfur effectively.
  • H 2 S absorption tower 24 After passing through the COS converter 21, the scrubber 22, and the cooling and washing tower 23, the H 2 S is guided to the H 2 S absorption tower 24 to absorb H 2 S. Absorbent that has absorbed H 2 S in H 2 S absorption tower 24, while being reproduced in the absorbent regenerator 25 and returned to the H 2 S absorption tower 24. H 2 S absorption tower 24 H 2 S gas separated from the absorption liquid, the after being incinerated in the off-gas combustion furnace 26 is guided to the flue gas desulfurization apparatus 27.
  • the gas turbine device 7 includes a compressor 61, a combustor 62, and a gas turbine 63.
  • the compressor 61 and the gas turbine 63 are connected by a rotating shaft 64.
  • a compressed air supply line 65 from the compressor 61 and a fuel gas supply line 66 from the gas purification facility 5 are connected to the combustor 62.
  • the fuel gas supply line 66 includes a fuel gas heater 80 at an intermediate position.
  • the fuel gas heater 80 is provided in a part of the exhaust heat recovery boiler 20.
  • a combustion gas supply line 67 is connected between the combustor 62 and the gas turbine 63.
  • the gas turbine device 7 is provided with a compressed air supply line 41 extending from the compressor 61 to the gasification furnace facility 3, and is provided with a booster 68 in the middle. Accordingly, in the combustor 62, a part of the compressed air supplied from the compressor 61 and at least a part of the fuel gas supplied from the gas purification equipment 5 are mixed and burned to generate a combustion gas. The generated combustion gas is supplied to the gas turbine 63. Then, the gas turbine 63 rotates the generator 19 by rotating the rotating shaft 64 with the supplied combustion gas.
  • the steam turbine device 18 includes a steam turbine 69 connected to the rotation shaft 64 of the gas turbine device 7.
  • a condenser 72 is connected downstream of the steam turbine 69.
  • the generator 19 is connected to the base end of the rotating shaft 64.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 is connected to an exhaust gas line 70 from a gas turbine 63, and generates steam by performing heat exchange between feed water guided from a condenser 72 and exhaust gas from the gas turbine 63. Is what you do.
  • the steam supply line 71 is provided between the exhaust heat recovery boiler 20 and the steam turbine device 18. Further, the steam generated by the exhaust heat recovery boiler 20 includes steam generated by performing heat exchange with the generated gas in a syngas cooler (SGC) 35 of the gasification furnace 16. Therefore, in the steam turbine device 18, the steam turbine 69 is rotationally driven by the steam supplied from the exhaust heat recovery boiler 20, and the generator 19 is rotationally driven by rotating the rotating shaft 64.
  • SGC syngas cooler
  • a chimney 75 is connected to the outlet of the exhaust heat recovery boiler 20, and the combustion gas is discharged to the atmosphere.
  • a gas purification facility may be provided at the outlet of the exhaust heat recovery boiler 20.
  • the supplied pulverized coal and char are burned by compressed air (oxygen), and the pulverized coal and char are gasified to generate a product gas. Then, the produced gas is discharged from the gasification furnace facility 3 through the produced gas line 49 and sent to the char recovery facility 11.
  • the generated gas is first supplied to the dust collection facility 51, whereby fine char contained in the generated gas is separated.
  • the generated gas from which the char has been separated is sent to the gas purification equipment 5 through the gas discharge line 53.
  • the fine char separated from the generated gas is deposited on the supply hopper 52, returned to the gasification furnace facility 3 through the char return line 46, and recycled.
  • the generated gas from which the char has been separated by the char recovery facility 11 is subjected to gas purification in the gas purification facility 5 by removing impurities such as sulfur compounds and nitrogen compounds, thereby producing fuel gas.
  • the purified fuel gas is heated by a fuel gas heater 80 provided in the exhaust heat recovery boiler 20. At this time, the fuel gas is heated, for example, from 300 ° C. to 600 ° C.
  • Compressor 61 generates compressed air and supplies it to combustor 62.
  • the combustor 62 mixes the compressed air supplied from the compressor 61 with the fuel gas heated by the fuel gas heater 80 and burns to generate a combustion gas.
  • the gas turbine 63 is driven to rotate by the combustion gas, the compressor 61 and the generator 19 are driven to rotate via the rotation shaft 64.
  • the gas turbine device 7 can generate electric power.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 generates steam by performing heat exchange between the exhaust gas discharged from the gas turbine 63 and the feed water supplied from the condenser 72, and supplies the generated steam to the steam turbine device 18. I do.
  • the generator 19 can be rotationally driven via the rotating shaft 64 by being rotationally driven by the steam supplied from the exhaust heat recovery boiler 20, thereby generating electric power.
  • the gas turbine device 7 and the steam turbine device 18 do not have to rotate one generator 19 as the same shaft, and may rotate a plurality of generators as another shaft.
  • FIG. 2 shows the arrangement of each heat exchanger provided in the exhaust heat recovery boiler 20.
  • the exhaust gas (GT exhaust gas) guided from the gas turbine 63 flows upward from below.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 includes a superheater and reheaters 82 and 83, an evaporator 84, and a economizer 85 in this order from below (upstream of the GT exhaust gas).
  • the fuel gas heater 80 includes a primary fuel heater 80a, a secondary fuel heater 80b, and a tertiary fuel heater 80c in order from the upstream side in the flow direction of the fuel gas, in the case of FIG.
  • the primary fuel heater 80a is provided between the evaporator 84 and the superheater and the reheater 83 downstream of the GT exhaust gas flow.
  • the secondary fuel heater 80b is provided between the superheater and reheater 83 on the downstream side of the GT exhaust gas flow and the superheater and reheater 82 on the upstream side of the GT exhaust gas flow.
  • the tertiary fuel heater 80c is provided on the upstream side of the GT exhaust gas flow (lower side in the drawing) than the superheater and the reheater 82 on the upstream side of the GT exhaust gas flow.
  • the heaters 80a, 80b, and 80c are arranged in series in the fuel gas heater 80, heating is performed sequentially from primary to tertiary. Thereby, the fuel gas is heated from 300 ° C. to 600 ° C.
  • the fuel gas was heated to 600 ° C. (400 ° C. or higher) by the fuel gas heater 80.
  • the supply amount (by weight) of the fuel gas to the air amount supplied to the combustor 62 is 1/10 or more, more preferably 1/5 or more. This is preferable because the effect of increasing the sensible heat of the fuel gas becomes significant.
  • the supply amount of the natural gas with respect to the air amount supplied to the combustor is 1/50.
  • the fuel gas heater 80 includes a plurality of heaters 80a, 80b, and 80c connected in series to the fuel gas flow, heating can be performed in an appropriate temperature range. Accordingly, even a fuel gas which needs to flow at a larger flow rate because of a smaller calorific value than natural gas can be efficiently heated to a desired temperature.
  • the gas turbine equipment includes the exhaust heat recovery boiler 20
  • the provision of the fuel gas heater 80 in the exhaust heat recovery boiler 20 eliminates the need to increase the number of components. Since heat can be recovered by the gas turbine device 7 having higher efficiency than the steam turbine device 18 driven by the exhaust heat recovery boiler 20, the efficiency can be improved as the integrated coal gasification combined cycle power plant 1.
  • ⁇ Modification 1> In the present embodiment, three fuel heaters 80a, 80b, and 80c are provided as the fuel gas heater 80, but the number of fuel heaters is not limited.
  • the secondary fuel heater 80b may be omitted, and the primary fuel heater 80a and the tertiary fuel heater 80c may be provided.
  • the number of fuel heaters is appropriately set according to the heating temperature and flow rate of the fuel gas.
  • the steam generated by the exhaust heat recovery boiler 20 is supplied to the steam turbine device 18.
  • the steam generated by the exhaust heat recovery boiler 20 may be supplied to the syngas cooler 35 via the steam introduction path 81.
  • the steam finally heated by the syngas cooler 35 is supplied to the steam turbine device (ST) 18. It is to be noted that the supply water whose condensate is heated by the exhaust heat recovery boiler 20 is guided to the upstream side of the syngas cooler 35.
  • the fuel gas heater 80 is provided in the exhaust heat recovery boiler 20 to heat the fuel gas, the steam generated in the exhaust heat recovery boiler 20 may not reach the desired temperature and pressure. Therefore, the steam generated by the exhaust heat recovery boiler 20 through the steam introduction path 81 is led to the syngas cooler 35, and finally the superheated steam is generated in the syngas cooler 35. Thereby, even when the fuel gas is heated by the exhaust heat recovery boiler 20, it is possible to obtain superheated steam at a desired temperature and pressure.
  • the fuel gas purified by the gas purification facility 5 is supplied to the syngas cooler 35. That is, a part of the syngas cooler 35 is used as the fuel gas heater 36.
  • the fuel gas heater 36 the fuel gas is heated from 300 ° C to 600 ° C.
  • the combustion gas heated by the fuel gas heater 36 is guided to the combustor 62.
  • FIG. 6 shows a schematic configuration of the arrangement of the heat exchangers constituting the syngas cooler 35.
  • the syngas cooler 35 includes an evaporator or superheater 93 and a economizer or evaporator 94 in order from the upstream side (the lower side in the figure) of the flow of the fuel gas generated in the gasification furnace 16. .
  • the fuel gas heater 36 is provided between the evaporator or superheater 93 and the economizer or evaporator 94.
  • the fuel gas heater 36 includes a primary fuel heater 36a and a secondary fuel heater 36b in order from the upstream side of the flow of the fuel gas purified by the gas purification facility 5.
  • Each of the fuel heaters 36a and 36b may be configured such that a plurality of heat exchangers are arranged in parallel.
  • the number of heat exchangers in each of the fuel heaters 36a and 36b is determined according to the flow rate and the heating temperature of the fuel gas to be heated, but it is necessary to connect the heat exchangers in parallel as in the present embodiment.
  • the number of the secondary fuel heaters 36b is larger than the number of the heat exchangers provided in the primary fuel heater 36a. This is to cope with an increase in the volume flow rate due to an increase in the temperature of the fuel gas.
  • a mixer (mixing section) 37 is provided in a fuel gas pipe between the primary fuel heater 36a and the secondary fuel heater 36b.
  • a temperature adjustment pipe 38 is provided between the mixer 37 and the upstream side of the primary fuel heater 36a. The fuel gas before being heated by the primary fuel heater 36a is guided to the mixer 37 by the temperature adjusting pipe 38.
  • the temperature adjusting pipe 38 is provided with a flow rate adjusting valve (temperature adjuster) 39.
  • the opening of the flow control valve 39 is adjusted by the control unit. Specifically, the control unit controls the opening of the flow control valve 39 in accordance with the output of the temperature sensor 40 provided on the pipe on the outlet side of the secondary fuel heater 36b.
  • the control unit includes, for example, a CPU (Central Processing Unit), a RAM (Random Access Memory), a ROM (Read Only Memory), and a computer-readable storage medium.
  • a series of processes for realizing various functions are stored in a storage medium or the like in the form of a program as an example, and the CPU reads the program into a RAM or the like, and executes information processing and arithmetic processing. Thereby, various functions are realized.
  • the program may be installed in advance in a ROM or other storage medium, provided in a state stored in a computer-readable storage medium, or delivered via a wired or wireless communication unit. Etc. may be applied.
  • the computer-readable storage medium is a magnetic disk, a magneto-optical disk, a CD-ROM, a DVD-ROM, a semiconductor memory, or the like.
  • the controller increases the opening degree of the flow control valve 39 from the target temperature (for example, 600 ° C.) after the heating of the fuel gas to a predetermined temperature or more, thereby increasing the opening degree of the primary fuel heater 36a.
  • the flow rate of the fuel gas supplied to the mixer 37 is increased.
  • the opening of the flow control valve 39 is reduced.
  • the following operation and effect can be obtained.
  • the fuel gas was heated to 600 ° C. (400 ° C. or higher) by the fuel gas heater 36.
  • the supply amount (by weight) of the fuel gas to the air amount supplied to the combustor 62 is 1/10 or more, more preferably 1/5 or more. This is preferable because the effect of increasing the sensible heat of the fuel gas becomes significant.
  • the supply amount of the natural gas with respect to the air amount supplied to the combustor is 1/50.
  • the fuel gas heater 36 includes a plurality of heaters 36a and 36b connected in series to the fuel gas flow, heating can be performed in an appropriate temperature range. Accordingly, even a fuel gas which needs to flow at a larger flow rate because of a smaller calorific value than natural gas can be efficiently heated to a desired temperature.
  • the temperature of the fuel gas is adjusted by mixing the fuel gas on the upstream side of the primary fuel heater 36a and the fuel gas on the downstream side of the primary fuel heater 36a with the mixer 37. Thereby, temperature adjustment can be realized with a simple configuration without separately preparing a temperature adjustment medium.
  • the temperature is adjusted in the mixer 37 using the fuel gas on the upstream side of the primary fuel heater 36a.
  • the following modification may be performed together with or instead of this. it can.
  • Water or steam guided from the exhaust heat recovery boiler 20 and / or the syngas cooler 35 may be guided to the mixer 37. This makes it possible to easily use water or steam at a desired pressure and temperature that can be easily obtained by gas turbine equipment provided with the exhaust heat recovery boiler 20. Further, water or steam guided from the syngas cooler 35 may be guided to the mixer 37.
  • the steam guided from the steam turbine device 18 may be guided to the mixer 37. This makes it possible to easily use steam having a desired pressure and temperature easily obtained by a combined cycle device having the gas turbine equipment and the steam turbine device 18. For example, when the steam turbine device is a two-pressure type or a three-pressure type, exhaust steam of a high-pressure turbine can be used.
  • the product gas cooled in the gas purification facility 5 may be led to the mixer 37. Thereby, the temperature can be effectively adjusted by using the product gas cooled in the gas purification facility 5 provided in the gasification facility.
  • a product gas (about 40 ° C. or lower) cooled in the H 2 S absorption tower 24 of the gas purification facility 5 can be used.
  • ⁇ Nitrogen gas produced by the air separation equipment 42> The nitrogen produced by the air separation facility 42 may be led to the mixer 37. Thereby, the temperature can be effectively adjusted by using the nitrogen gas produced by the air separation facility 42 provided in the gasification facility.
  • the mixer 37 is installed between the primary fuel heater 36a and the secondary fuel heater 36b as shown in FIG. 7, but as shown in FIG. May be provided downstream of the mixer 37. 7 and 8, the mixer 37 is installed between the primary fuel heater 36a and the secondary fuel heater 36b, and on the downstream side of the secondary fuel heater 36b. Two devices 37 may be provided in series.
  • another heat exchanger 97 may be provided between the primary fuel heater 36a and the secondary fuel heater 36b.
  • This heat exchanger 97 constitutes a part of the syngas cooler 35, for example.
  • the temperature of the fuel gas is adjusted by using the mixer 37 in the first and second embodiments, whereas the temperature of the fuel gas is adjusted by adjusting the flow rate of the GT exhaust gas and the generated gas. Differs in that Therefore, in the following description, the same components as those in the first embodiment and the second embodiment are denoted by the same reference numerals, and different configurations will be described.
  • a fuel gas heater 80 is provided in the exhaust heat recovery boiler 20 through which the GT exhaust gas (heating gas) flows.
  • a partition 90 is provided substantially at the center so as to divide the flow of the GT exhaust gas into two in the width direction.
  • a fuel gas heater 80 is provided in one flow path separated by a partition wall 90, and a steam generator such as a superheater / reheater 82, 83, an evaporator 84, and a economizer 85 is provided in the other flow path. 91 are provided.
  • a plurality of dampers (flow rate adjusting units) 92 are provided on the downstream side of the GT exhaust gas flow of the fuel gas heater 80 and the steam generator 91. Each damper 92 is provided over the width direction of the flow path. Each damper 92 is provided with an actuator, so that the rotation angle can be adjusted. Each actuator is controlled by a control unit (not shown). The control unit is provided on the downstream side of the fuel gas heater 80 and controls each actuator based on the measurement value of the temperature sensor 95 that measures the temperature of the fuel gas.
  • the control unit increases the opening of the damper 92 located downstream of the fuel gas heater 80, and in some cases, fully opens the damper 92. Thereby, a large amount of GT exhaust gas flows to the fuel gas heater 80 to increase the heating amount. At this time, the opening degree of the damper 92 located on the downstream side of the steam generator 91 may be reduced, and may be fully closed in some cases.
  • the control unit decreases the opening of the damper 92 located downstream of the fuel gas heater 80, and in some cases, fully closes the damper. As a result, a smaller amount of GT exhaust gas flows into the fuel gas heater 80 to reduce the amount of heating. At this time, the degree of opening of the damper 92 located downstream of the steam generator 91 may be increased, and in some cases, may be fully opened.
  • the flow rate of the GT exhaust gas for heating the fuel gas heater 80 is adjusted by setting the damper 92 in the flow path through which the GT exhaust gas flows, the temperature of the fuel gas is appropriately adjusted. be able to. Thereby, heating can be performed without mixing a heating medium such as steam with the fuel gas.
  • the damper 92 is disposed downstream of the fuel gas heater 80, but may be disposed upstream of the fuel gas heater 80, or may be disposed both on the upstream side and on the downstream side. good.
  • the fuel gas The present invention can be applied to a case where the heater 36 is provided. In this case, a plurality of dampers are provided upstream and / or downstream of the syngas cooler 35.
  • the target temperature after heating of the fuel gas is described as 600 ° C., but the present disclosure is not limited to this, and may be 400 ° C. or more, for example. More specifically, the temperature may be 400 ° C to 700 ° C, or 550 ° C to 650 ° C.
  • the fuel gas generated in the gasifier 16 has been described as an example of the fuel gas guided to the combustor 62 of the gas turbine device 7, but the present disclosure is not limited to this.
  • the present invention can be applied to a case where a blast furnace gas (BFG: Blast Furnace Gas) having a smaller calorific value per unit volume than a natural gas or another by-product gas is used as a fuel gas.
  • BFG Blast Furnace Gas

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Abstract

燃料ガスの顕熱を所定値まで上昇させることでガスタービンの効率を向上させることができるガスタービン装置を提供する。ガスタービン装置（７）は、天然ガスよりも発熱量が小さい燃料ガスを４００℃以上に加熱する燃料ガス加熱器（８０）と、燃料ガス加熱器（８０）によって加熱された燃料ガスが供給される燃焼器（６２）と、燃焼器（６２）から供給される燃焼ガスによって駆動されるガスタービン（６３）と、を備えている。燃料ガス加熱器（８０）は、燃料ガス流れに対して直列に接続された複数の加熱部を備えている。

Description

ガスタービン装置、ガスタービン設備およびガス化設備ならびにガスタービン装置の運転方法
　本開示は、ガスタービン装置、ガスタービン設備およびガス化設備ならびにガスタービン装置の運転方法に関するものである。
　石炭等の炭素含有固体燃料をガス化炉内に供給し、炭素含有固体燃料を部分燃焼させてガス化することで、可燃性ガスを生成するガス化設備が知られている。
　下記特許文献１には、ガス化炉で生成された後にガススクラバによって精製された燃料ガスを、燃料ガス蒸気発生器によって加熱した後にガスタービン燃焼器に供給することが開示されている。
特開昭５８－４８７０５号公報
　特許文献１に開示された技術は、燃料ガス蒸気発生器によって燃料ガスを加熱することによって燃料ガスの顕熱を上昇させることでガスタービン装置の効率を向上させることができる。しかし、同文献の図１から明らかなように、燃料ガス蒸気発生器の下流側の低温領域で燃料ガスを加熱しているため、効果的な温度上昇が期待できない。特に、ガス化炉にて精製された燃料ガスは、天然ガスよりも単位体積当たりの発熱量が小さいので、燃料ガスの温度上昇が十分でない場合、燃焼器でより効率が良い燃焼を行うことできず、ガスタービン装置の効率向上を実現することができないおそれがある。
　本開示は、このような事情に鑑みてなされたものであって、燃料ガスの顕熱を上昇させることでガスタービン装置の効率を向上させることができるガスタービン装置、ガスタービン設備およびガス化設備ならびにガスタービン装置を提供することを目的とする。
　本開示の一態様に係るガスタービン装置は、天然ガスよりも発熱量が小さい燃料ガスを４００℃以上に加熱する燃料ガス加熱器と、前記燃料ガス加熱器によって加熱された燃料ガスが供給される燃焼器と、前記燃焼器から供給される燃焼ガスによって駆動されるガスタービンと、を備えている。
　燃料ガス加熱器によって燃料ガスを４００℃以上に加熱することした。これにより、燃料ガスの発熱量が天然ガスよりも小さくても燃料ガスの顕熱を増大させることによって燃焼器において所望の燃焼を行うことができ、ガスタービンの効率を増大することができる。
　天然ガスよりも発熱量が小さい燃料ガスとしては、例えば、炭素含有固体燃料をガス化した生成ガスや、高炉から排出された高炉ガス（ＢＦＧ）が挙げられる。天然ガスの発熱量は、一般的には、約４０，０００～５０，０００ｋＪ／Ｎｍ３（高位発熱量）とされている。
　燃料ガスの加熱温度としては、４００℃以上７００℃以下とされ、より好ましくは５５０℃以上６５０℃以下、さらに好ましくは６００℃程度とされる。
　特に、燃焼器に供給される空気量に対して燃料ガスの供給量（重量ベース）が１０分の１以上、より好ましくは５分の１以上とされている場合に、燃料ガスの顕熱上昇の効果が有意となるので好ましい。これに対して、ガスタービンの燃焼器に供給される空気量に対する天然ガスの供給量は５０分の１とされる。
　本開示の一態様に係るガスタービン装置では、前記燃料ガス加熱器は、燃料ガス流れに対して直列に接続された複数の加熱部を備えている。
　燃料ガス加熱器は、燃料ガス流れに対して直列に接続された複数の加熱部を備えているので、適切な温度域で加熱を行うことができる。これにより、天然ガスよりも発熱量が小さいため多くの流量を流す必要がある燃料ガスであっても効率的に所望温度まで加熱することができる。
　本開示の一態様に係るガスタービン装置では、前記燃焼器に供給される燃料ガスの温度を調整する温度調整器と、前記温度調整器を制御する制御部と、を備えている。
　燃焼器に供給される燃料ガスの温度を調整することによって、ガスタービンの要求負荷に対応させることができる。
　本開示の一態様に係るガスタービン装置では、前記温度調整器は、前記燃料ガス加熱器の上流側の燃料ガスと、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えている。
　燃料ガス加熱器の上流側の燃料ガスと、燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合部で混合することによって燃料ガスの温度調整が行われる。これにより、温度調整用媒体を別途用意することなく簡便な構成によって温度調整を実現することができる。
　本開示の一態様に係るガスタービン装置では、前記温度調整器は、前記燃料ガス加熱器を加熱する加熱ガスの流量を調整する流量調整部を備えている。
　流量調整部によって燃料ガス加熱器を加熱する加熱ガスの流量を調整することで、燃料ガスの温度を調整することができる。これにより、蒸気等の加熱媒体を燃料ガスに混合させずに加熱することができる。
　加熱ガスとしては、例えば、排熱回収ボイラ内を流れるガスタービンの排ガスや、ガス化炉にてガス化された生成ガスが挙げられる。
　流量調整部としては、例えば、加熱ガスが流れる流路に設けられたダンパが挙げられる。
　本開示の一態様に係るガスタービン設備は、上記に記載のガスタービン装置と、前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、を備え、前記温度調整器は、前記排熱回収ボイラから導かれた水または蒸気と、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えている。
　排熱回収ボイラから導かれた水または蒸気と、燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合器で混合することによって燃料ガスの温度調整が行われる。これにより、排熱回収ボイラを備えているガスタービン設備であれば容易に得られる所望圧力及び温度の水や蒸気を、簡便に利用することができる。
　本開示の一態様に係るガスタービン設備は、上記に記載のガスタービン装置と、前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラから供給された蒸気によって駆動される蒸気タービン装置と、を備え、前記温度調整器は、前記蒸気タービン装置から導かれた蒸気と、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えている。
　蒸気タービン装置から導かれた水または蒸気と、燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合器で混合することによって燃料ガスの温度調整が行われる。これにより、蒸気タービン装置を備えているガスタービン設備であれば容易に得られる所望圧力及び温度の蒸気を、簡便に利用することができる。
　本開示の一態様に係るガスタービン設備は、上記に記載のガスタービン装置と、前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、前記ガス化炉にてガス化された生成ガスを冷却する生成ガス冷却器と、前記生成ガス冷却器から導かれた生成ガスを精製するガス精製設備と、を備え、前記温度調整器は、前記ガス精製設備にて冷却された生成ガスと、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えている。
　ガス精製設備にて冷却された生成ガスと、燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合器で混合することによって燃料ガスの温度調整が行われる。これにより、ガス化設備であれば備えているガス精製設備で冷却された生成ガスを用いて効果的に温度調整を行うことができる。例えば、ガス精製設備のＨ２Ｓ吸収塔で冷却された生成ガス（約４０℃以下）を用いることができる。
　本開示の一態様に係るガスタービン設備は、上記に記載のガスタービン装置と、前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、前記ガス化炉に供給する酸素と窒素を分離する空気分離装置と、を備え、前記温度調整器は、前記空気分離装置にて製造された窒素ガスと、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えている。
　空気分離装置で製造された窒素ガスと、燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合器で混合することによって燃料ガスの温度調整が行われる。これにより、ガス化設備であれば備えている空気分離装置で製造された窒素ガスを用いて効果的に温度調整を行うことができる。
　本開示の一態様に係るガスタービン設備は、上記のガスタービン装置と、炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、前記ガス化炉にてガス化された生成ガスを冷却する生成ガス冷却器と、を備え、前記温度調整器は、前記生成ガス冷却器から導かれた水または蒸気と、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えている。
　生成ガス冷却器から導かれた水または蒸気と、燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合器で混合することによって燃料ガスの温度調整が行われる。これにより、生成ガス冷却器を備えているガスタービン設備であれば容易に得られる所望圧力及び温度の蒸気を、簡便に利用することができる。
　本開示の一態様に係るガスタービン設備は、上記に記載のガスタービン装置と、前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、を備え、前記燃料ガス加熱器は、前記排熱回収ボイラに設けられている。
　ガスタービン設備であれば排熱回収ボイラを備えているので、排熱回収ボイラに燃料ガス加熱器を設けることで、排熱回収ボイラによって駆動される蒸気タービン装置よりも高効率であるガスタービン装置にて熱回収することができる。
　本開示の一態様に係るガス化設備は、上記に記載のガスタービン設備と、炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、前記ガス化炉にてガス化された生成ガスを冷却する生成ガス冷却器と、を備え、前記排熱回収ボイラで生成された蒸気を、前記生成ガス冷却器に導く蒸気導入経路が設けられている。
　排熱回収ボイラで燃料ガスを加熱することとすると、排熱回収ボイラで生成された蒸気が所望の温度及び圧力に到達しないおそれがある。そこで、蒸気導入経路によって排熱回収ボイラで生成された蒸気を生成ガス冷却器に導き、生成ガス冷却器にて最終的に過熱蒸気を生成することとした。これにより、排熱回収ボイラで燃料ガスを加熱した場合であっても、所望の温度及び圧力の過熱蒸気を得ることができる。
　本開示の一態様に係るガス化設備は、上記に記載のガスタービン装置と、前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、前記ガス化炉にてガス化された生成ガスを冷却する生成ガス冷却器と、を備え、前記燃料ガス加熱器は、前記生成ガス冷却器に設けられている。
　ガス化設備であれば生成ガス冷却器を備えているので、生成ガス冷却器に燃料ガス加熱器を設けることで、生成ガス冷却器で加熱された蒸気によって駆動される蒸気タービン装置よりも高効率であるガスタービン装置に熱回収することができる。
　本開示の一態様に係るガスタービン装置の運転方法は、天然ガスよりも発熱量が小さい燃料ガスを４００℃以上に加熱する工程と、加熱された前記燃料ガスを燃焼器に供給する工程と、前記燃焼器から供給される燃焼ガスによってガスタービンを駆動する工程と、を有している。
　燃料ガス加熱器によって燃料ガスを４００℃以上に加熱することとしたので、燃料ガスの発熱量が天然ガスよりも小さくても燃料ガスの顕熱を増大させることによって、ガスタービン装置の効率を増大させることができる。
第１実施形態に係る石炭ガス化複合発電設備を示した概略構成図である。 排熱回収ボイラの各熱交換器の配置を示した模式図である。 図２の変形例を示した模式図である。 図１の変形例を示した概略構成図である。 第２実施形態に係る石炭ガス化複合発電設備を示した概略構成図である。 シンガスクーラの概略構成を示した模式図である。 燃料ガス加熱器の温度調整を示した概略構成図である。 図７の変形例を示した概略構成図である。 第３実施形態に係る石炭ガス化複合発電設備の燃料ガス加熱器を示した概略構成図である。
［第１実施形態］
　以下に、本開示に係る第１実施形態について、図面を参照して説明する。
［石炭ガス化複合発電設備の全体構成］
　図１には、本実施形態に係る石炭ガス化複合発電設備の概略構成が示されている。
　石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ：Integrated　Coal　Gasification　Combined　Cycle）１は、ガス化炉設備３を備えている。ガス化炉設備３は、空気を酸化剤として用いており、石炭等の炭素含有固体燃料から可燃性ガス（生成ガス）を生成する空気燃焼方式を採用している。石炭ガス化複合発電設備１は、ガス化炉設備３で生成した生成ガスを、ガス精製設備５で精製して燃料ガスとした後、ガスタービン装置７に供給して発電を行っている。すなわち、石炭ガス化複合発電設備１は、空気燃焼方式（空気吹き）の発電設備となっている。なお、本実施形態では空気吹きとして説明するが、酸素吹きとしても良い。ガス化炉設備３に供給する炭素含有固体燃料としては、例えば石炭が用いられる。
　石炭ガス化複合発電設備１は、給炭設備９と、ガス化炉設備３と、チャー回収設備１１と、ガス精製設備５と、ガスタービン装置７と、蒸気タービン装置１８と、発電機１９と、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ：Heat　Recovery　Steam　Generator）２０とを備えている。
　給炭設備９は、原炭として炭素含有固体燃料である石炭が給炭バンカから供給され、石炭を石炭ミルで粉砕することで、細かい粒子状に粉砕した微粉炭を製造する。石炭ミルで製造された微粉炭は、各微粉炭ホッパ１４から給炭ライン１５を経て、空気分離設備４２から供給される搬送用イナートガスとしての窒素ガスによって加圧されて、ガス化炉設備３へ向けて供給される。イナートガスとは、酸素含有率が約５体積％以下の不活性ガスであり、窒素ガスや二酸化炭素ガスやアルゴンガスなどが代表例であるが、必ずしも約５％以下に制限されるものではない。
　ガス化炉設備３は、給炭設備９で製造された微粉炭が供給されると共に、チャー回収設備１１で回収されたチャー（石炭の未反応分と灰分）が戻されて再利用可能に供給されている。
　ガス化炉設備３には、ガスタービン装置７（圧縮機６１）からの圧縮空気供給ライン４１が接続されており、ガスタービン装置７で圧縮された圧縮空気の一部が昇圧機６８で所定圧力に昇圧されてガス化炉（ガス化部）１６に供給可能となっている。空気分離設備４２は、大気中の空気から窒素と酸素を分離生成するものであり、第１窒素供給ライン４３によって空気分離設備４２とガス化炉設備３とが接続されている。この第１窒素供給ライン４３には、給炭設備９からの給炭ライン１５が接続されている。また、第１窒素供給ライン４３から分岐する第２窒素供給ライン４５もガス化炉設備３に接続されており、この第２窒素供給ライン４５には、チャー回収設備１１からのチャー戻しライン４６が接続されている。更に、空気分離設備４２は、酸素供給ライン４７によって、圧縮空気供給ライン４１と接続されている。空気分離設備４２によって分離された窒素は、第１窒素供給ライン４３及び第２窒素供給ライン４５を流通することで、石炭やチャーの搬送用ガスとして利用される。空気分離設備４２によって分離された酸素は、酸素供給ライン４７及び圧縮空気供給ライン４１を流通することで、ガス化炉設備３において酸化剤として利用される。
　ガス化炉設備３は、例えば、２段噴流床形式のガス化炉１６を備えている。ガス化炉設備３は、内部に供給された石炭（微粉炭）およびチャーを酸化剤（空気、酸素）により部分燃焼させることでガス化させ生成ガスとする。ガス化炉１６内は加圧状態とされ、例えば、３～４ＭＰａ（ゲージ圧）とされている。
　バーナ３０，３１は、上下二段に設けられている。下方のバーナ３０に相当する位置には、コンバスタ部３２が設けられており、微粉炭の一部を燃焼させることでガス化のための熱を供給する。上方のバーナ３１に相当する位置には、リダクタ部３３が設けられ、微粉炭をガス化する。
　リダクタ部３３の下流側には、シンガスクーラ３５（生成ガス冷却器）が設けられており、生成ガスを所定温度まで冷却してからチャー回収設備１１に供給する。シンガスクーラ３５では蒸気が生成され、生成後の蒸気は排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）２０へと導かれる。
　ガス化炉設備３には、チャー回収設備１１に向けて生成ガスを供給する生成ガスライン４９が接続されており、チャーを含む生成ガスが排出可能となっている。
　チャー回収設備１１は、集塵設備５１と供給ホッパ５２とを備えている。この場合、集塵設備５１は、１つまたは複数のサイクロンやポーラスフィルタにより構成され、ガス化炉設備３で生成された生成ガスに含有するチャーを分離することができる。そして、チャーが分離された生成ガスは、ガス排出ライン５３を通してガス精製設備５に送られる。供給ホッパ５２は、集塵設備５１で生成ガスから分離されたチャーを貯留するものである。集塵設備５１と供給ホッパ５２との間には、チャービン５４が配置されている。チャービン５４に対して、複数の供給ホッパ５２が接続されている。供給ホッパ５２からのチャー戻しライン４６が第２窒素供給ライン４５に接続されている。
　ガス精製設備５は、チャー回収設備１１によりチャーが分離された生成ガスに対して、硫黄化合物や窒素化合物などの不純物を取り除くことで、ガス精製を行うものである。
　ガス精製設備５は、生成ガスを精製して燃料ガスを製造し、これをガスタービン装置７に供給する。チャーが分離された生成ガス中にはまだ硫黄分（Ｈ２Ｓなど）が含まれているため、ガス精製設備５では、アミン吸収液などによって硫黄分を除去回収して、有効利用する。
　具体的には、ＣＯＳ変換器２１、スクラバ２２、冷却洗浄塔２３を経た後に、Ｈ２Ｓ吸収塔２４に導かれてＨ２Ｓが吸収される。Ｈ２Ｓ吸収塔２４でＨ２Ｓを吸収した吸収液は、吸収液再生塔２５で再生されるとともに、Ｈ２Ｓ吸収塔２４へ返送される。Ｈ２Ｓ吸収塔２４で吸収液から分離されたＨ２Ｓガスは、オフガス燃焼炉２６にて焼却処理された後に、排煙脱硫装置２７へと導かれる。
　ガスタービン装置７は、圧縮機６１、燃焼器６２、ガスタービン６３を備えており、圧縮機６１とガスタービン６３とは、回転軸６４により連結されている。燃焼器６２には、圧縮機６１からの圧縮空気供給ライン６５が接続されると共に、ガス精製設備５から燃料ガス供給ライン６６が接続されている。燃料ガス供給ライン６６は、途中位置に燃料ガス加熱器８０を備えている。燃料ガス加熱器８０は、排熱回収ボイラ２０の一部に設けられている。
　燃焼器６２とガスタービン６３との間には、燃焼ガス供給ライン６７が接続されている。ガスタービン装置７は、圧縮機６１からガス化炉設備３に延びる圧縮空気供給ライン４１が設けられており、中途部に昇圧機６８が設けられている。従って、燃焼器６２では、圧縮機６１から供給された圧縮空気の一部とガス精製設備５から供給された燃料ガスの少なくとも一部とを混合して燃焼させることで燃焼ガスを発生させ、発生させた燃焼ガスをガスタービン６３へ向けて供給する。そして、ガスタービン６３は、供給された燃焼ガスにより回転軸６４を回転駆動させることで発電機１９を回転駆動させる。
　蒸気タービン装置１８は、ガスタービン装置７の回転軸６４に連結される蒸気タービン６９を備えている。蒸気タービン６９の下流には、復水器７２が接続されている。発電機１９は、回転軸６４の基端部に連結されている。排熱回収ボイラ２０は、ガスタービン６３からの排ガスライン７０が接続されており、復水器７２から導かれた給水とガスタービン６３の排ガスとの間で熱交換を行うことで、蒸気を生成するものである。排熱回収ボイラ２０は、蒸気タービン装置１８との間に蒸気供給ライン７１が設けられている。また、排熱回収ボイラ２０で生成する蒸気には、ガス化炉１６のシンガスクーラ（ＳＧＣ）３５で生成ガスと熱交換して生成された蒸気を含んでいる。従って、蒸気タービン装置１８では、排熱回収ボイラ２０から供給された蒸気により蒸気タービン６９が回転駆動され、回転軸６４を回転させることで発電機１９を回転駆動させる。
　排熱回収ボイラ２０の出口には、煙突７５が接続されており、燃焼ガスが大気へと放出される。なお、排熱回収ボイラ２０の出口に、ガス浄化設備を設けても良い。
［石炭ガス化複合発電設備の動作］
　次に、本実施形態の石炭ガス化複合発電設備１の動作について説明する。
　本実施形態の石炭ガス化複合発電設備１において、給炭設備９に原炭（石炭）が供給されると、石炭は、給炭設備９において細かい粒子状に粉砕されることで微粉炭となる。給炭設備９で製造された微粉炭は、空気分離設備４２から供給される窒素により第１窒素供給ライン４３を流通してガス化炉設備３に供給される。また、後述するチャー回収設備１１で回収されたチャーが、空気分離設備４２から供給される窒素により第２窒素供給ライン４５を流通してガス化炉設備３に供給される。更に、後述するガスタービン装置７から抽気された圧縮空気が昇圧機６８で昇圧された後、空気分離設備４２から供給される酸素と共に圧縮空気供給ライン４１を通してガス化炉設備３に供給される。
　ガス化炉設備３では、供給された微粉炭及びチャーが圧縮空気（酸素）により燃焼し、微粉炭及びチャーがガス化することで、生成ガスを生成する。そして、この生成ガスは、ガス化炉設備３から生成ガスライン４９を通って排出され、チャー回収設備１１に送られる。
　このチャー回収設備１１にて、生成ガスは、まず、集塵設備５１に供給されることで、生成ガスに含有する微粒のチャーが分離される。そして、チャーが分離された生成ガスは、ガス排出ライン５３を通してガス精製設備５に送られる。一方、生成ガスから分離した微粒のチャーは、供給ホッパ５２に堆積され、チャー戻しライン４６を通ってガス化炉設備３に戻されてリサイクルされる。
　チャー回収設備１１によりチャーが分離された生成ガスは、ガス精製設備５にて、硫黄化合物や窒素化合物などの不純物が取り除かれてガス精製され、燃料ガスが製造される。精製された燃料ガスは、排熱回収ボイラ２０に設けた燃料ガス加熱器８０によって加熱される。このとき、燃料ガスは、例えば３００℃から６００℃まで加熱される。
　圧縮機６１は、圧縮空気を生成して燃焼器６２に供給する。この燃焼器６２は、圧縮機６１から供給される圧縮空気と、燃料ガス加熱器８０によって加熱された後の燃料ガスとを混合し、燃焼することで燃焼ガスを生成する。この燃焼ガスによりガスタービン６３を回転駆動することで、回転軸６４を介して圧縮機６１及び発電機１９を回転駆動する。このようにして、ガスタービン装置７は発電を行うことができる。
　排熱回収ボイラ２０は、ガスタービン６３から排出された排ガスと、復水器７２から供給された給水とで熱交換を行うことにより蒸気を生成し、この生成した蒸気を蒸気タービン装置１８に供給する。蒸気タービン装置１８では、排熱回収ボイラ２０から供給された蒸気により回転駆動されることで、回転軸６４を介して発電機１９を回転駆動し、発電を行うことができる。
　なお、ガスタービン装置７と蒸気タービン装置１８は同一軸として１つの発電機１９を回転駆動しなくてもよく、別の軸として複数の発電機を回転駆動しても良い。
　図２には、排熱回収ボイラ２０に設けられた各熱交換器の配置が示されている。同図において、ガスタービン６３から導かれた排ガス（ＧＴ排ガス）は、下方から上方へと流れる。排熱回収ボイラ２０は、下方（ＧＴ排ガスの上流側）から順に、過熱器及び再熱器８２，８３、蒸発器８４及び節炭器８５を備えている。
　燃料ガス加熱器８０は、燃料ガスの流れ方向の上流側から順に、同図の場合では上方から下方に向かって、一次燃料加熱器８０ａと、二次燃料加熱器８０ｂと、三次燃料加熱器８０ｃとを備えている。一次燃料加熱器８０ａは、蒸発器８４とＧＴ排ガス流れの下流側の過熱器及び再熱器８３との間に設けられている。二次燃料加熱器８０ｂは、ＧＴ排ガス流れの下流側の過熱器及び再熱器８３とＧＴ排ガス流れの上流側の過熱器及び再熱器８２との間に設けられている。三次燃料加熱器８０ｃは、ＧＴ排ガス流れの上流側の過熱器及び再熱器８２よりもＧＴ排ガス流れの上流側（同図において下側）に設けられている。
　燃料ガス加熱器８０は、各加熱器８０ａ，８０ｂ，８０ｃが直列に配置されているので、一次から三次まで加熱を順次行うようになっている。これにより、燃料ガスは、３００℃から６００℃まで加熱される。
　本実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
　燃料ガス加熱器８０によって燃料ガスを６００℃（４００℃以上）に加熱することした。これにより、燃料ガスの発熱量が天然ガスよりも小さくても燃料ガスの顕熱を増大させることによって燃焼器６２において所望の燃焼を行うことができ、ガスタービン装置７の効率を増大することができる。
　本実施形態の石炭ガス化複合発電設備１では、燃焼器６２に供給される空気量に対して燃料ガスの供給量（重量ベース）が１０分の１以上、より好ましくは５分の１以上とされているので、燃料ガスの顕熱上昇の効果が有意となるので好ましい。これに対して、天然ガス焚きのガスタービン装置では、燃焼器に供給される空気量に対する天然ガスの供給量は５０分の１とされる。
　燃料ガス加熱器８０は、燃料ガス流れに対して直列に接続された複数の加熱器８０ａ，８０ｂ，８０ｃを備えているので、適切な温度域で加熱を行うことができる。これにより、天然ガスよりも発熱量が小さいため多くの流量を流す必要がある燃料ガスであっても効率的に所望温度まで加熱することができる。
　ガスタービン設備であれば排熱回収ボイラ２０を備えているので、排熱回収ボイラ２０に燃料ガス加熱器８０を設けることにより、多くの構成機器を増やす必要がない。排熱回収ボイラ２０によって駆動される蒸気タービン装置１８よりも高効率であるガスタービン装置７にて熱回収することができるので、石炭ガス化複合発電設備１として効率を向上させることができる。
＜変形例１＞
　本実施形態では、燃料ガス加熱器８０として３つの燃料加熱器８０ａ，８０ｂ，８０ｃを設けることとしたが、燃料加熱器の個数については限定されるものではない。例えば、図３に示すように、二次燃料加熱器８０ｂを省略して、一次燃料加熱器８０ａ及び三次燃料加熱器８０ｃの２つとしても良い。燃料加熱器の個数は、燃料ガスの加熱温度や流量等によって適宜設定される。
＜変形例２＞
　本実施形態では、図１に示したように、排熱回収ボイラ２０で生成した蒸気を蒸気タービン装置１８へと供給していた。これに対して、図４に示すように、排熱回収ボイラ２０で生成した蒸気を、蒸気導入経路８１を介して、シンガスクーラ３５へ供給するようにしても良い。シンガスクーラ３５にて最終的に過熱された蒸気は、蒸気タービン装置（ＳＴ）１８に供給される。なお、シンガスクーラ３５の上流側には、排熱回収ボイラ２０にて復水を加熱した給水が導かれるようになっている。
　燃料ガス加熱器８０を排熱回収ボイラ２０に設けて燃料ガスを加熱することとすると、排熱回収ボイラ２０で生成された蒸気が所望の温度及び圧力に到達しないおそれがある。そこで、蒸気導入経路８１によって排熱回収ボイラ２０で生成された蒸気をシンガスクーラ３５に導き、シンガスクーラ３５にて最終的に過熱蒸気を生成することとした。これにより、排熱回収ボイラ２０で燃料ガスを加熱した場合であっても、所望の温度及び圧力の過熱蒸気を得ることができる。
［第２実施形態］
　次に、本開示に係る第２実施形態について説明する。本実施形態は、第１実施形態では燃料ガスを排熱回収ボイラ２０にて加熱したのに対して、シンガスクーラ３５で燃料ガスを加熱する点で相違する。したがって、以下の説明では、第１実施形態と同様の構成については同一符号を付し、相違する構成について説明することとする。
　図５に示すように、本実施形態に係る石炭ガス化複合発電設備１では、ガス精製設備５にて精製された燃料ガスは、シンガスクーラ３５へと供給されるようになっている。すなわち、シンガスクーラ３５の一部は、燃料ガス加熱器３６として用いられる。燃料ガス加熱器３６では、燃料ガスが３００℃から６００℃まで加熱される。燃料ガス加熱器３６にて加熱された燃焼ガスは、燃焼器６２へと導かれる。
　図６には、シンガスクーラ３５を構成する熱交換器の配置の概略構成が示されている。シンガスクーラ３５は、ガス化炉１６にて生成された燃料ガスの流れの上流側（同図において下方）から順に、蒸発器又は過熱器９３と、節炭器又は蒸発器９４とを備えている。
　燃料ガス加熱器３６は、蒸発器又は過熱器９３と節炭器又は蒸発器９４との間に設けられている。燃料ガス加熱器３６は、ガス精製設備５にて精製された燃料ガスの流れの上流側から順に、一次燃料加熱器３６ａと、二次燃料加熱器３６ｂとを備えている。各燃料加熱器３６ａ，３６ｂは、複数の熱交換器が並列となるように構成されていても良い。この場合、各燃料加熱器３６ａ，３６ｂにおける熱交換器の個数は、加熱する燃料ガスの流量や加熱温度に応じて決定されるが、本実施形態のように熱交換器を並列に接続することで、大流量の燃料ガスにも対応できるようになっている。なお、一次燃料加熱器３６ａに設ける熱交換器の個数よりも二次燃料加熱器３６ｂの方を多くすることが好ましい。燃料ガスの温度上昇による体積流量の増大に対応するためである。
　次に、図７を用いて、燃料ガスの温度調整について説明する。
　一次燃料加熱器３６ａと二次燃料加熱器３６ｂとの間の燃料ガス配管には、混合器（混合部）３７が設けられている。混合器３７と一次燃料加熱器３６ａの上流側との間には、温度調整用配管３８が設けられている。温度調整用配管３８によって、一次燃料加熱器３６ａによって加熱する前の燃料ガスが混合器３７に導かれるようになっている。
　温度調整用配管３８には、流量調整弁（温度調整器）３９が設けられている。流量調整弁３９は、制御部によって開度が調整されるようになっている。具体的には、二次燃料加熱器３６ｂの出口側の配管に設けた温度センサ４０の出力に応じて、制御部が流量調整弁３９の開度を制御する。
　制御部は、例えば、ＣＰＵ（Central　Processing　Unit）、ＲＡＭ（Random　Access　Memory）、ＲＯＭ（Read　Only　Memory）、及びコンピュータ読み取り可能な記憶媒体等から構成されている。そして、各種機能を実現するための一連の処理は、一例として、プログラムの形式で記憶媒体等に記憶されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、各種機能が実現される。なお、プログラムは、ＲＯＭやその他の記憶媒体に予めインストールしておく形態や、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体に記憶された状態で提供される形態、有線又は無線による通信手段を介して配信される形態等が適用されてもよい。コンピュータ読み取り可能な記憶媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリ等である。
　制御部は、燃料ガスの加熱後の目標温度（例えば６００℃）から所定温度以上となった場合には、流量調整弁３９の開度を増大させることによって、一次燃料加熱器３６ａの上流側から混合器３７に供給される燃料ガスの流量を増大させる。一方、燃料ガスの加熱後の目標温度（例えば６００℃）から所定温度以下となった場合には、流量調整弁３９の開度を減少させる。
　本実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
　燃料ガス加熱器３６によって燃料ガスを６００℃（４００℃以上）に加熱することとした。これにより、燃料ガスの単位体積当たりの発熱量が天然ガスよりも小さくても燃料ガスの顕熱を増大させることによって燃焼器６２において所望の燃焼を行うことができ、ガスタービン装置７の効率を増大することができる。
　本実施形態の石炭ガス化複合発電設備１では、燃焼器６２に供給される空気量に対して燃料ガスの供給量（重量ベース）が１０分の１以上、より好ましくは５分の１以上とされているので、燃料ガスの顕熱上昇の効果が有意となるので好ましい。これに対して、天然ガス焚きのガスタービン装置では、燃焼器に供給される空気量に対する天然ガスの供給量は５０分の１とされる。
　燃料ガス加熱器３６は、燃料ガス流れに対して直列に接続された複数の加熱器３６ａ，３６ｂを備えているので、適切な温度域で加熱を行うことができる。これにより、天然ガスよりも発熱量が小さいため多くの流量を流す必要がある燃料ガスであっても効率的に所望温度まで加熱することができる。
　温度調整用配管３８に設けた流量調整弁３９によって燃焼器６２に供給される燃料ガスの温度を調整することとしたので、ガスタービン装置７の要求負荷に対応させることができる。
　一次燃料加熱器３６ａの上流側の燃料ガスと、一次燃料加熱器３６ａの下流側の燃料ガスとを混合器３７で混合することによって燃料ガスの温度調整を行うこととした。これにより、温度調整用媒体を別途用意することなく簡便な構成によって温度調整を実現することができる。
　なお、本実施形態では、一次燃料加熱器３６ａの上流側の燃料ガスを用いて混合器３７にて温度調整することとしたが、これと共に或いはこれに代えて、以下のように変形することもできる。
＜排熱回収ボイラ２０及び／又はシンガスクーラ３５からの水または蒸気＞
　排熱回収ボイラ２０から導かれた水または蒸気を混合器３７に導くようにしても良い。これにより、排熱回収ボイラ２０を備えているガスタービン設備であれば容易に得られる所望圧力及び温度の水や蒸気を、簡便に利用することができる。
　また、シンガスクーラ３５から導かれた水または蒸気を混合器３７に導くようにしても良い。
＜蒸気タービン装置１８からの蒸気＞
　蒸気タービン装置１８から導かれた蒸気を混合器３７に導くようにしても良い。これにより、ガスタービン設備と蒸気タービン装置１８を有するコンバインドサイクル装置であれば容易に得られる所望圧力及び温度の蒸気を、簡便に利用することができる。例えば、蒸気タービン装置が２圧式又は３圧式の場合には高圧タービンの排気蒸気を用いることができる。
＜ガス精製設備で冷却された生成ガス＞
　ガス精製設備５で冷却された生成ガスを混合器３７に導くようにしても良い。これにより、ガス化設備であれば備えているガス精製設備５で冷却された生成ガスを用いて効果的に温度調整を行うことができる。例えば、ガス精製設備５のＨ２Ｓ吸収塔２４で冷却された生成ガス（約４０℃以下）を用いることができる。
＜空気分離設備４２によって製造された窒素ガス＞
　空気分離設備４２によって製造された窒素を混合器３７に導くようにしても良い。これにより、ガス化設備であれば備えている空気分離設備４２で製造された窒素ガスを用いて効果的に温度調整を行うことができる。
＜その他の変形例＞
　本実施形態では、図７に示したように、混合器３７を一次燃料加熱器３６ａと二次燃料加熱器３６ｂとの間に設置したが、図８に示すように、二次燃料加熱器３６ｂの下流側に混合器３７を設置するようにしても良い。また、図７と図８の構成を組み合わせて、混合器３７を、一次燃料加熱器３６ａと二次燃料加熱器３６ｂとの間と、二次燃料加熱器３６ｂの下流側とに設置し、混合器３７を直列に２つ設けても良い。
　また、図７及び図８に破線にて示したように、一次燃料加熱器３６ａと二次燃料加熱器３６ｂとの間に、他の熱交換器９７を設けても良い。この熱交換器９７は、例えば、シンガスクーラ３５の一部を構成する。
［第３実施形態］
　次に、本開示に係る第３実施形態について説明する。本実施形態は、第１実施形態及び第２実施形態では混合器３７を用いて燃料ガスの温度調整を行ったのに対して、ＧＴ排ガスや生成ガスの流量調整によって燃料ガスの温度調整を行う点で相違する。したがって、以下の説明では、第１実施形態及び第２実施形態と同様の構成については同一符号を付し、相違する構成について説明することとする。
　図９に示すように、ＧＴ排ガス（加熱ガス）が流れる排熱回収ボイラ２０内に、燃料ガス加熱器８０が設けられている。排熱回収ボイラ２０内には、ＧＴ排ガスの流れを幅方向において２分するように略中央に隔壁９０が設けられている。隔壁９０によって隔てられた一方の流路には燃料ガス加熱器８０が設けられ、他方の流路には過熱器及び再熱器８２，８３、蒸発器８４及び節炭器８５等の蒸気発生器９１が設けられている。
　燃料ガス加熱器８０及び蒸気発生器９１のＧＴ排ガス流れの下流側には、複数のダンパ（流量調整部）９２が設けられている。各ダンパ９２は、流路の幅方向にわたって設けられている。各ダンパ９２には、それぞれアクチュエータが設けられており、回動角度が調整できるようになっている。各アクチュエータは、図示しない制御部によって制御される。制御部は、燃料ガス加熱器８０の下流側に設けられ、燃料ガスの温度を計測する温度センサ９５の計測値に基づいて各アクチュエータを制御する。
　制御部は、温度センサ９５の計測値が設定値よりも小さい場合は、燃料ガス加熱器８０の下流側に位置するダンパ９２の開度を大きくし、場合によっては全開とする。これにより、多くのＧＴ排ガス流量を燃料ガス加熱器８０へ流して加熱量を増大する。このとき、蒸気発生器９１の下流側に位置するダンパ９２の開度を小さくし、場合によっては全閉としても良い。
　一方、制御部は、温度センサ９５の計測値が設定値よりも大きい場合は、燃料ガス加熱器８０の下流側に位置するダンパ９２の開度を小さくし、場合によっては全閉とする。これにより、より少量のＧＴ排ガスを燃料ガス加熱器８０へ流して加熱量を減少させる。このとき、蒸気発生器９１の下流側に位置するダンパ９２の開度を大きくし、場合によっては全開としても良い。
　本実施形態によれば、ＧＴ排ガスが流れる流路にダンパ９２を設定することによって燃料ガス加熱器８０を加熱するＧＴ排ガスの流量を調整することとしたので、燃料ガスの温度を適切に調整することができる。これにより、蒸気等の加熱媒体を燃料ガスに混合させずに加熱することができる。
　なお、本実施形態では、ダンパ９２を燃料ガス加熱器８０の下流に配置したが、燃料ガス加熱器８０の上流側に配置しても良いし、上流側と下流側の両方に配置しても良い。
　また、ＧＴ排ガスが流れる排熱回収ボイラ２０への適用について説明したが、本開示はこれに限られるものではなく、例えば、第２実施形態に示したようにシンガスクーラ３５の一部として燃料ガス加熱器３６を設けた場合にも適用することができる。この場合には、シンガスクーラ３５の上流側及び／又は下流側に複数のダンパが設けられる。
　また、上述した第１乃至第３実施形態では、燃料ガスの加熱後の目標温度を６００℃として説明したが、本開示はこれに限定されるものではなく、例えば、４００℃以上であれば良く、より具体的には４００℃以上７００℃以下、あるいは５５０℃以上６５０℃以下であっても良い。
　また、上述した各実施形態では、ガスタービン装置７の燃焼器６２へ導く燃料ガスとしてガス化炉１６にて生成された燃料ガスを一例として説明したが、本開示はこれに限定されるものではなく、例えば燃料ガスとして天然ガスよりも単位体積当たりの発熱量が小さい高炉ガス（ＢＦＧ：Blast　Furnace　Gas）やその他の副生ガスを用いる場合であっても適用することができる。
１　石炭ガス化複合発電設備
３　ガス化炉設備
５　ガス精製設備
７　ガスタービン装置
１６　ガス化炉
１８　蒸気タービン装置
２０　排熱回収ボイラ
２４　Ｈ２Ｓ吸収塔
３５　シンガスクーラ（生成ガス冷却器）
３６　燃料ガス加熱器
３６ａ　一次燃料加熱器
３６ｂ　二次燃料加熱器
３７　混合器（混合部）
３８　温度調整用配管
３９　流量調整弁（温度調整器）
４２　空気分離設備
６１　圧縮機
６２　燃焼器
６３　ガスタービン
６５　圧縮空気供給ライン
６６　燃料ガス供給ライン
６７　燃焼ガス供給ライン
６９　蒸気タービン
７０　排ガスライン
７１　蒸気供給ライン
８０　燃料ガス加熱器
８０ａ　一次燃料加熱器
８０ｂ　二次燃料加熱器
８０ｃ　三次燃料加熱器
８１　蒸気導入経路
９２　ダンパ（流量調整部）

Claims (14)

  1. 　天然ガスよりも発熱量が小さい燃料ガスを４００℃以上に加熱する燃料ガス加熱器と、
    　前記燃料ガス加熱器によって加熱された燃料ガスが供給される燃焼器と、
    　前記燃焼器から供給される燃焼ガスによって駆動されるガスタービンと、
    　を備えているガスタービン装置。
  2. 　前記燃料ガス加熱器は、燃料ガス流れに対して直列に接続された複数の加熱部を備えている請求項１に記載のガスタービン装置。
  3. 　前記燃焼器に供給される燃料ガスの温度を調整する温度調整器と、
    　前記温度調整器を制御する制御部と、
    　を備えている請求項１又は２に記載のガスタービン装置。
  4. 　前記温度調整器は、前記燃料ガス加熱器の上流側の燃料ガスと、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えている請求項３に記載のガスタービン装置。
  5. 　前記温度調整器は、前記燃料ガス加熱器を加熱する加熱ガスの流量を調整する流量調整部を備えている請求項３に記載のガスタービン装置。
  6. 　請求項３に記載のガスタービン装置と、
    　前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　を備え、
    　前記温度調整器は、前記排熱回収ボイラから導かれた水または蒸気と、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えているガスタービン設備。
  7. 　請求項３に記載のガスタービン装置と、
    　前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　前記排熱回収ボイラから供給された蒸気によって駆動される蒸気タービン装置と、
    　を備え、
    　前記温度調整器は、前記蒸気タービン装置から導かれた蒸気と、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えているガスタービン設備。
  8. 　請求項３に記載のガスタービン装置と、
    　前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、
    　前記ガス化炉にてガス化された生成ガスを冷却する生成ガス冷却器と、
    　前記生成ガス冷却器から導かれた生成ガスを精製するガス精製設備と、
    　を備え、
    　前記温度調整器は、前記ガス精製設備にて冷却された生成ガスと、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えているガス化設備。
  9. 　請求項３に記載のガスタービン装置と、
    　前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、
    　前記ガス化炉に供給する酸素と窒素を分離する空気分離装置と、
    　を備え、
    　前記温度調整器は、前記空気分離装置にて製造された窒素ガスと、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えているガス化設備。
  10. 　請求項３に記載のガスタービン装置と、
    　炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、
    　前記ガス化炉にてガス化された生成ガスを冷却する生成ガス冷却器と、
    　を備え、
    　前記温度調整器は、前記生成ガス冷却器から導かれた水または蒸気と、前記燃料ガス加熱器の加熱途中または加熱後の燃料ガスとを混合する混合部を備えているガス化設備。
  11. 　請求項１から３のいずれかに記載のガスタービン装置と、
    　前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　を備え、
    　前記燃料ガス加熱器は、前記排熱回収ボイラに設けられているガスタービン設備。
  12. 　請求項１１に記載のガスタービン設備と、
    　炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、
    　前記ガス化炉にてガス化された生成ガスを冷却する生成ガス冷却器と、
    　を備え、
    　前記排熱回収ボイラで生成された蒸気を、前記生成ガス冷却器に導く蒸気導入経路が設けられているガス化設備。
  13. 　請求項１から３のいずれかに記載のガスタービン装置と、
    　前記ガスタービンから導かれた排ガスによって蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、
    　前記ガス化炉にてガス化された生成ガスを冷却する生成ガス冷却器と、
    　を備え、
    　前記燃料ガス加熱器は、前記生成ガス冷却器に設けられているガス化設備。
  14. 　天然ガスよりも発熱量が小さい燃料ガスを４００℃以上に加熱する工程と、
    　加熱された前記燃料ガスを燃焼器に供給する工程と、
    　前記燃焼器から供給される燃焼ガスによってガスタービンを駆動する工程と、
    　を備えているガスタービン装置の運転方法。
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