JP2012180742A - Closed cycle gas turbine power generation plant for co2 recovery type gasification gas power generation - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、重質油あるいは石炭等の原料をガス化し、生成したガス化ガスを燃焼させるガス化ガス用ガスタービン発電プラントにおける燃焼促進技術に関する。さらに詳述すると、本発明は、ガスタービンから排出された後のガスタービン燃焼排気ガスの一部を希釈剤としてリサイクルすると共に一部から二酸化炭素(CO2)を回収しつつ排出するCO2回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントにおける燃焼促進技術に関する。 The present invention relates to a combustion acceleration technique in a gas turbine power plant for gasification gas in which a raw material such as heavy oil or coal is gasified and the generated gasification gas is combusted. More specifically, the present invention recycles a part of the gas turbine combustion exhaust gas after being discharged from the gas turbine as a diluent and collects CO 2 while collecting carbon dioxide (CO 2 ) from a part thereof. TECHNICAL FIELD The present invention relates to combustion promotion technology in a closed-cycle gas turbine power plant for type gasification gas power generation.
近年、エネルギー資源の多様化と高効率発電を目的に石炭ガス化複合発電(IGCC)技術の開発が進められている。一方、地球環境問題への対応から、CO2回収機構を組み合わせた発電システムとすることも求められている。 In recent years, development of coal gasification combined power generation (IGCC) technology has been promoted for the purpose of diversification of energy resources and high-efficiency power generation. On the other hand, in order to cope with global environmental problems, a power generation system combined with a CO 2 recovery mechanism is also required.
そこで、本特許出願人等は、これら要望に応えるため、IGCCに閉サイクルガスタービンとCO2回収機構とを組み合わせた図19に示すCO2回収型IGCCシステムを先に提案した(非特許文献1)。このシステムは、COとH2を主成分とするCO2添加O2吹き石炭ガス化ガス燃料をO2にて量論比燃焼させ、生成される高温の燃焼ガスをCO2とH2Oを主成分とするガスタービン燃焼排気ガスで希釈して所定の温度に調整する、排ガス循環・O2量論比燃焼による閉サイクルガスタービンを構成するものである。ここで、ガスタービン燃焼排気ガスの一部はCO2を回収して系外へ排出され、残りはリサイクルされて燃焼器に希釈剤として供給され、約3000℃に昇る燃焼温度を所定の温度(例えば、1300℃級ガスタービンの場合、膨張タービンの初段動翼入口で1350℃)に調整するものである。すなわち、ガスタービン燃焼排気ガスを循環させる閉サイクルガスタービンでは、CO2およびH2Oを主成分とする燃焼排気ガスを作動媒体とするガスタービン燃焼を実現することにより、CO2回収に伴うプラント熱効率の低下を抑制するIGCC発電を実現する。 Accordingly, in order to meet these demands, the present applicants of the present patent have previously proposed a CO 2 recovery type IGCC system shown in FIG. 19 in which a closed cycle gas turbine and a CO 2 recovery mechanism are combined with IGCC (Non-patent Document 1). ). In this system, CO 2 -added O 2 blown coal gasification gas fuel containing CO and H 2 as main components is stoichiometrically burned in O 2 , and the generated high-temperature combustion gas is converted into CO 2 and H 2 O. The gas turbine combustion exhaust gas as a main component is diluted with a gas turbine combustion exhaust gas and adjusted to a predetermined temperature to constitute a closed cycle gas turbine by exhaust gas circulation / O 2 stoichiometric combustion. Here, a part of the gas turbine combustion exhaust gas recovers CO 2 and is discharged out of the system, and the rest is recycled and supplied to the combustor as a diluent, and the combustion temperature rising to about 3000 ° C. is set to a predetermined temperature ( For example, in the case of a 1300 ° C. class gas turbine, the temperature is adjusted to 1350 ° C. at the first stage moving blade inlet of the expansion turbine. That is, in a closed cycle gas turbine that circulates gas turbine combustion exhaust gas, by realizing gas turbine combustion using combustion exhaust gas mainly composed of CO 2 and H 2 O as a working medium, a plant accompanying CO 2 recovery is achieved. IGCC power generation that suppresses the decrease in thermal efficiency is realized.
しかしながら、非特許文献1記載のCO2回収型IGCC用閉サイクルガスタービンでは、多量の空気で酸素過剰燃焼させる通常のLNG焚きガスタービンとは異なり、O2による量論比燃焼であるため燃料の酸化反応が遅れ、通常のガスタービンでの燃焼ガス滞留時間では完全燃焼させることが難しいという問題を含んでいる。
However, the closed cycle gas turbine for CO 2 recovery type IGCC described in Non-Patent
しかも、O2量論比燃焼では、見かけ上、二段階の反応現象を呈しており、一次反応後に希釈剤中CO2、H2O成分の還元によりCOまたはH2が再生成し(所謂、反応の可逆性を惹起し)、燃料の酸化反応を抑制する。 In addition, the O 2 stoichiometric combustion apparently exhibits a two-stage reaction phenomenon, and CO or H 2 is regenerated by reduction of the CO 2 and H 2 O components in the diluent after the primary reaction (so-called, It causes reversibility of the reaction) and suppresses the oxidation reaction of the fuel.
また、CO2およびH2O成分の分圧が高く、ガス化ガス燃料中のCOおよびH2の酸化反応が抑制されることから、反応が収束するまでの時間が長くなる。 Further, since the partial pressures of the CO 2 and H 2 O components are high and the oxidation reaction of CO and H 2 in the gasified gas fuel is suppressed, the time until the reaction converges becomes long.
このことから、燃料中CO成分濃度の上昇に伴い燃焼反応は抑制され、同一の反応時間で比較すると、燃焼ガス中に残存するO2およびCO成分濃度が増加することとなる。すなわち、ガス化ガス燃料の場合、主に燃料中CO成分濃度の増加に応じて燃焼性が低下し、燃焼効率が低下する問題がある。 From this, the combustion reaction is suppressed as the CO component concentration in the fuel increases, and the O 2 and CO component concentrations remaining in the combustion gas increase when compared with the same reaction time. That is, in the case of gasified gas fuel, there is a problem that combustibility is lowered mainly as the CO component concentration in the fuel is increased and combustion efficiency is lowered.
また、燃焼生成物としてガスタービン燃焼排気ガス中のCO2濃度が上昇し、CO2およびH2Oを主成分とするガスタービン燃焼排気ガスで燃焼ガスを希釈する閉サイクルガスタービン燃焼ではCOとH2を主成分とするガス化ガス燃料の酸化反応が更に抑制され、燃焼性は低下する。 Further, in the closed cycle gas turbine combustion in which the combustion gas increases the CO 2 concentration in the gas turbine combustion exhaust gas and dilutes the combustion gas with the gas turbine combustion exhaust gas mainly composed of CO 2 and H 2 O, CO and The oxidation reaction of the gasified gas fuel containing H 2 as a main component is further suppressed, and the combustibility is lowered.
しかし、酸化反応を進めるために、例えば若干の酸素過剰条件で燃焼させると、燃焼効率は上昇するものの、余剰のO2が燃焼ガス中に残留し、ガス化炉への石炭等のガス化原料の搬送ガスとしてのリサイクルガスタービン燃焼排気ガスの使用を制限することとなる。また、量論比よりも少し高めの燃料過剰条件で燃焼させた場合には、燃焼効率が急激に低下することが懸念される。 However, in order to advance the oxidation reaction, for example, when combustion is performed under a slight oxygen excess condition, although the combustion efficiency increases, surplus O 2 remains in the combustion gas, and gasification raw material such as coal to the gasification furnace The use of the recycle gas turbine combustion exhaust gas as the carrier gas is restricted. In addition, there is a concern that when the fuel is burned under a fuel excess condition slightly higher than the stoichiometric ratio, the combustion efficiency rapidly decreases.
さらに、O2により量論比燃焼させたCO2およびH2Oを主成分とするガスタービン燃焼排気ガスでガス化ガス燃料を希釈して定格運転時の燃焼器出口ガス温度まで下げるように調整されることから、COとH2を主成分とするガス化ガス燃料の酸化反応が一層抑制されることになり、LNGを燃焼させるガスタービン燃焼器のように比較的短い反応時間(例えば、数十msの反応時間)では、ガスタービン燃焼排気ガス中に酸化剤であるO2と未燃焼成分であるCOが高濃度で残留し、十分な燃焼効率が得られないばかりか、燃焼ガス中の未燃焼成分COに起因した煤の生成によって発電プラントの各機器へ影響することが懸念される。 Furthermore, the gasification gas fuel is diluted with gas turbine combustion exhaust gas mainly composed of CO 2 and H 2 O burned stoichiometrically with O 2 and adjusted to lower the temperature at the combustor outlet gas during rated operation. Therefore, the oxidation reaction of the gasified gas fuel mainly composed of CO and H 2 is further suppressed, and a relatively short reaction time (for example, several times) like a gas turbine combustor that burns LNG. In the reaction time of 10 ms), O 2 as an oxidant and CO as an unburned component remain in the gas turbine combustion exhaust gas at a high concentration, so that sufficient combustion efficiency cannot be obtained. There is a concern that the generation of soot due to the unburned component CO affects each device of the power plant.
このことから、COとH2を主成分とするガス化ガス燃料のO2による量論比燃焼ガスタービン燃焼器では、燃焼排気ガスの循環に起因する燃焼反応の阻害を抑制し、比較的短い反応時間例えば百ms以下、好ましくは数十msの反応時間で未燃焼成分および残存O2成分の排出量を低減した安定燃焼技術の開発が望まれる。さらに、閉サイクルガスタービン燃焼器での燃焼性と燃焼安定性を確保し、十分な燃焼効率を維持する燃焼技術の開発が望まれる。 From this, the stoichiometric combustion gas turbine combustor with O 2 of gasified gas fuel mainly composed of CO and H 2 suppresses the inhibition of the combustion reaction due to the circulation of the combustion exhaust gas, and is relatively short It is desired to develop a stable combustion technique in which the discharge amount of unburned components and residual O 2 components is reduced in a reaction time of, for example, 100 ms or less, preferably several tens of ms. Furthermore, it is desired to develop a combustion technique that ensures combustibility and combustion stability in a closed cycle gas turbine combustor and maintains sufficient combustion efficiency.
本発明は、かかる要望に応えるものであり、排気循環下におけるガス化ガス燃料のO2量論比燃焼を採用する閉サイクルガスタービン発電プラントにおいて、ガスタービンにおける燃焼反応を促進、安定燃焼を図ることを目的とする。具体的には、本発明は、CO2回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントにおいて、閉サイクルガスタービン燃焼器の燃焼過程で発生する未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性または燃焼効率を向上させることを目的とする。 The present invention responds to such a demand, and in a closed cycle gas turbine power plant that employs O 2 stoichiometric combustion of gasified gas fuel under exhaust circulation, the combustion reaction in the gas turbine is promoted to achieve stable combustion. For the purpose. Specifically, the present invention relates to an unburned CO component or unburned CO generated in a combustion process of a closed cycle gas turbine combustor in a closed cycle gas turbine power plant for CO 2 recovery type gasification gas power generation. It aims at suppressing the soot produced | generated and improving the combustibility or combustion efficiency of a gas turbine combustor.
かかる目的を達成するため、本発明者等が種々研究・数値解析した結果、CO2回収型IGCC用閉サイクルガスタービンでは、ガスタービン燃焼器の頭部における一次燃焼領域における反応温度が1500℃以上1900℃以下の範囲に制御される場合、燃料の酸化反応の可逆性が低下して、酸化反応が進行することを知見するに至った。特に、1650〜1800℃の範囲、より好ましくは1700℃〜1800℃近傍では、より燃料の酸化反応の可逆性が低下して、酸化反応が進行するため、燃焼効率をより高く維持できることを知見した。 As a result of various studies and numerical analysis by the present inventors in order to achieve such an object, in the closed cycle gas turbine for CO 2 recovery type IGCC, the reaction temperature in the primary combustion region at the head of the gas turbine combustor is 1500 ° C. or higher. When the temperature is controlled within the range of 1900 ° C. or lower, the inventors have found that the reversibility of the oxidation reaction of the fuel is reduced and the oxidation reaction proceeds. In particular, it has been found that in the range of 1650 to 1800 ° C., more preferably in the vicinity of 1700 ° C. to 1800 ° C., the reversibility of the fuel oxidation reaction is further reduced and the oxidation reaction proceeds, so that the combustion efficiency can be maintained higher. .
本発明は、かかる知見に基づくものであって、請求項1記載の発明は、酸化剤で重質油あるいは石炭等の原料をガス化する設備、および前記ガス化設備で生成されたガス化ガスを精製するガス精製設備とを備え、前記ガス化ガスを主燃料とし、酸素を主成分とする酸化剤により量論比燃焼させるガスタービン燃焼器と、燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、前記ガスタービンに結合されて電力を出力する発電機と、前記ガスタービンから排出された排気ガスの一部をガスタービン作動媒体としてリサイクルしつつ残りの前記排気ガスを系外に排出する際にCO2を回収するCO2回収装置を含むガス化ガス用閉サイクル型ガスタービン発電プラントにおいて、リサイクルする前記ガスタービン燃焼排気ガスを分割して、一部を前記ガスタービン燃焼器の頭部に供給し、残部を前記ガスタービン燃焼器の頭部よりも下流で前記ガスタービンの第1段動翼の入口までの間で供給する一方、前記ガスタービン燃焼器の頭部に供給する前記ガスタービン燃焼排気ガスの量を前記ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量に制御するようにしている。
The present invention is based on such knowledge, and the invention according to
ここで、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガスタービン燃焼排気ガスは、ガス化ガス燃料及び酸化剤と共にガスタービン燃焼器の頭部に直接供給するようにしても良いし、ガスタービン燃焼器の上流側で燃焼器に供給される前のガス化ガス燃料と混合してから供給しても、あるいは一部をガスタービン燃焼器の頭部に直接供給する一方、一部をガスタービン燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合してから供給するようにしても良い。この場合、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃の範囲に調整する量を供給するのであれば、ガスタービン燃焼器の頭部に供給される直前のガスタービン燃焼排気ガスあるいはこれとガス化ガス燃料との混合ガスの温度には特に制限を受けるものではない。また、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガスタービン燃焼排気ガスをガス化炉よりも下流側でかつガスタービン燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合されてからガスタービン燃焼器に供給する場合には、400℃〜900℃の間の温度に維持してガスタービン燃焼排気ガス中の水蒸気を水素に分解し、ガス化ガス燃料中の水素成分濃度を上昇させてからガスタービン燃焼器に供給することが好ましい。 Here, the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor may be supplied directly to the head of the gas turbine combustor together with the gasified gas fuel and the oxidizer, or the gas turbine combustion Even if it mixes with the gasification gas fuel before being supplied to the combustor on the upstream side of the combustor, or supplies a part thereof directly to the head of the gas turbine combustor, a part of the gas turbine combustion Alternatively, the gasified gas fuel may be mixed and supplied on the upstream side of the vessel. In this case, if an amount for adjusting the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor to 1500 to 1900 ° C. is supplied, the gas turbine combustion exhaust gas immediately before being supplied to the head of the gas turbine combustor or The temperature of the mixed gas of this and gasified gas fuel is not particularly limited. The gas turbine combustor is mixed with the gasified gas fuel after the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor is downstream of the gasification furnace and upstream of the gas turbine combustor. When the gas turbine is supplied to the gas turbine, the gas turbine combustion exhaust gas is maintained at a temperature between 400 ° C. and 900 ° C. to decompose the water vapor into hydrogen, and the hydrogen component concentration in the gasification gas fuel is increased before the gas turbine. Supply to the combustor is preferred.
また、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガスタービン燃焼排気ガスは、燃料組成やガス化システムなどによって変動するガス化ガス燃料の発熱量によって求まる供給量で一定としても良いが、より好ましくはガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼排気ガスの供給量を調整することにより、あるいはガスタービン燃焼器に供給する前のガス化ガス燃料へ供給するガスタービン燃焼排気ガスの量と、ガスタービン燃焼排気ガスのガスタービン燃焼器の頭部へ直接供給する量との分配比を調整することにより、若しくはガス化炉よりも下流側でかつガスタービン燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合されるガスタービン燃焼排気ガスの供給位置を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御するようにしても良い。ここで、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視するとは、燃焼器の燃焼性と燃焼効率の向上を図るために、ガスタービン燃焼器から排気された直後のガス中のCO及びCOに起因する煤を抑制することを主目的としていることから、燃焼器における燃焼性および安定性等を評価できるのであれば、燃焼器出口、膨張タービン出口または排熱回収ボイラ出口などのいずれにおいて実施しても良い。 Further, the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor may be a constant supply amount determined by the calorific value of the gasification gas fuel that varies depending on the fuel composition, gasification system, etc., but is more preferable. Gasification before monitoring the CO component concentration or soot amount in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor, adjusting the supply amount of the gas turbine combustion exhaust gas, or supplying it to the gas turbine combustor By adjusting the distribution ratio between the amount of gas turbine combustion exhaust gas supplied to the gas fuel and the amount of gas turbine combustion exhaust gas supplied directly to the head of the gas turbine combustor, or downstream of the gasifier And adjusting the supply position of the gas turbine combustion exhaust gas mixed with the gasified gas fuel upstream of the gas turbine combustor Ri may be controlled CO emissions concentration constant amount or less. Here, monitoring the CO component concentration or soot amount in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor means immediately after exhausted from the gas turbine combustor in order to improve the combustibility and combustion efficiency of the combustor. The main purpose is to suppress CO in the gas and soot caused by CO, so if the combustibility and stability in the combustor can be evaluated, the combustor outlet, expansion turbine outlet, or exhaust heat recovery You may implement in any of boiler exits.
さらに、ガス化ガス燃料の燃料発熱量を監視して、発熱量が変化した際には、ガスタービン燃焼器の頭部へ供給する排ガス量を調整することが好ましい。 Furthermore, it is preferable to monitor the fuel heat generation amount of the gasified gas fuel and adjust the amount of exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor when the heat generation amount changes.
さらに、リサイクルするガスタービン燃焼排気ガスの残りはガスタービン燃焼器の中間位置よりも下流で供給されることが好ましい。 Furthermore, it is preferable that the remainder of the gas turbine combustion exhaust gas to be recycled is supplied downstream of the intermediate position of the gas turbine combustor.
さらに、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガス化ガス燃料またはガスタービン燃焼排気ガス若しくはこれらの混合ガスに予め混合してから、あるいはガスタービン燃焼器の頭部に単独で、水蒸気または窒素のいずれか一方または双方を混合して供給することが好ましい。この場合においても、ガスタービン燃焼器における燃焼反応過程で燃焼ガス中に水素成分を生成させて、燃焼反応を促進することができる。 In addition, the gasified gas fuel supplied to the head of the gas turbine combustor, the gas turbine combustion exhaust gas or a mixed gas thereof is mixed in advance, or the head of the gas turbine combustor alone is steam or nitrogen. It is preferable to supply either one or both of them. Even in this case, the combustion reaction can be promoted by generating a hydrogen component in the combustion gas during the combustion reaction process in the gas turbine combustor.
さらに、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼排気ガスに供給される水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の供給量を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御することが好ましい。 Furthermore, the CO component concentration or soot amount in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor is monitored to adjust the supply amount of either or both of water vapor and nitrogen supplied to the gas turbine combustion exhaust gas. Therefore, it is preferable to control the CO emission concentration to a certain amount or less.
さらに、ガス化ガス燃料をガスタービン燃焼器に供給する前に、ガス化ガス燃料にガスタービン燃焼排気ガスを混合して混合気中に水素を生成する場合、反応温度を適切に制御して400℃〜900℃の間の温度に維持することが重要となる。そこで、本発明では、ガスタービン燃焼排気ガスとガス化ガス燃料との混合ガス中に水素を生成させる反応温度を適正に制御するための熱源として、ガス化炉の熱または排熱回収ボイラあるいは熱交換器で回収されるガスタービン燃焼排気ガスの熱を利用するようにしている。 Furthermore, when gasified gas fuel is mixed with gas turbine combustion exhaust gas to generate hydrogen in the air-fuel mixture before supplying the gasified gas fuel to the gas turbine combustor, the reaction temperature is appropriately controlled to 400 It is important to maintain the temperature between 0C and 900C. Therefore, in the present invention, as a heat source for properly controlling the reaction temperature for generating hydrogen in the mixed gas of the gas turbine combustion exhaust gas and the gasified gas fuel, the heat of the gasification furnace or the exhaust heat recovery boiler or heat The heat of the gas turbine combustion exhaust gas recovered by the exchanger is used.
請求項1記載の発明にかかるCO2回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントによると、リサイクルするガスタービン燃焼排気ガスを分割して、一部をガスタービン燃焼器の頭部に供給し、残部をガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口までの間で供給する一方、ガスタービン燃焼器の頭部に供給するガスタービン燃焼排気ガスの量をガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量に制御するようにしているので、燃焼領域での燃料の酸化反応速度が速い時点で、燃料の酸化反応の可逆性を低下させて酸化反応を進行させつつ、ガスタービンの初段動翼入口で定格温度に調整された燃焼ガスを供給することができる。したがって、燃焼過程で発生する未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性並びに燃焼効率を向上させることができる。特に、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1650〜1800℃の範囲、より好ましくは1700℃〜1800℃近傍に制御すると、酸化反応速度が速いまま燃料の酸化反応の可逆性がより低下して酸化反応が進行するため、燃焼効率をより高くできる。これにより、従来のCO2回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントよりも未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性または燃焼効率を向上させることができる。 According to the closed cycle gas turbine power plant for CO 2 recovery type gasification gas power generation according to the first aspect of the invention, the gas turbine combustion exhaust gas to be recycled is divided and supplied to the head of the gas turbine combustor. The amount of the gas turbine combustion exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor while the remainder is supplied downstream from the head of the gas turbine combustor to the inlet of the first stage rotor blade of the gas turbine Since the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor is controlled to an amount of 1500 to 1900 ° C., the reversibility of the oxidation reaction of the fuel is reduced when the oxidation reaction speed of the fuel in the combustion region is high. It is possible to supply the combustion gas adjusted to the rated temperature at the inlet of the first stage rotor blade of the gas turbine while lowering the oxidation reaction. Therefore, the unburned CO component generated during the combustion process or the soot generated due to the unburned CO can be suppressed, and the combustibility and combustion efficiency of the gas turbine combustor can be improved. In particular, when the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor is controlled in the range of 1650 to 1800 ° C., more preferably in the vicinity of 1700 ° C. to 1800 ° C., the reversibility of the oxidation reaction of the fuel is further reduced while the oxidation reaction rate is high. Since the oxidation reaction proceeds, the combustion efficiency can be further increased. This suppresses soot generated due to unburned CO components or unburned CO, compared with the conventional closed cycle gas turbine power plant for CO 2 recovery type gasification gas power generation, and the combustibility of the gas turbine combustor. Or combustion efficiency can be improved.
ここで、ガスタービン燃焼器の頭部の一次燃焼領域に供給されるリサイクルガスタービン燃焼排気ガスは、燃焼器の頭部に直接供給しても、燃焼器の上流側で燃焼器に供給される前のガス化ガス燃料と混合してから供給しても、あるいは一部を燃焼器の頭部に直接供給する一方、一部を燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合してから供給するようにしても、一次燃焼領域での燃焼温度を1500〜1900℃の範囲に調整して燃焼領域での燃料の酸化反応速度が速い時点で、燃料の酸化反応の可逆性を低下させて酸化反応を進行させることができる。しかも、ガスタービン燃焼器の頭部の一次燃焼領域にリサイクルさせるガスタービン燃焼排気ガスが供給されることによって、燃焼前にあるいは燃焼過程で燃焼ガス中に水素成分を生成させることが可能となり、燃焼反応を促進し、閉サイクルガスタービンから排出される未燃焼CO濃度を低減すると共に、煤の生成を抑制し、燃焼性がさらに良くなると共に一層の熱効率向上を可能にすることができる。 Here, even if the recycle gas turbine combustion exhaust gas supplied to the primary combustion region of the head of the gas turbine combustor is directly supplied to the head of the combustor, it is supplied to the combustor upstream of the combustor. Even if it is supplied after being mixed with the previous gasified gas fuel, or a part is supplied directly to the head of the combustor, while a part is mixed with the gasified gas fuel upstream from the combustor. Even if the fuel is supplied, the reversibility of the oxidation reaction of the fuel is reduced when the combustion temperature in the primary combustion region is adjusted to the range of 1500 to 1900 ° C. and the fuel oxidation reaction rate in the combustion region is high. The oxidation reaction can proceed. Moreover, by supplying the gas turbine combustion exhaust gas to be recycled to the primary combustion region of the head of the gas turbine combustor, it becomes possible to generate hydrogen components in the combustion gas before or during the combustion process. The reaction can be promoted, the concentration of unburned CO discharged from the closed cycle gas turbine can be reduced, the generation of soot can be suppressed, the combustibility can be further improved, and the thermal efficiency can be further improved.
さらに、請求項3記載の発明によると、ガスタービン燃焼器に供給する前にガスタービン燃焼排気ガス中の水蒸気を水素に分解してガス化ガス燃料中の水素成分濃度を上昇させてからガスタービン燃焼器に供給することができるので、燃焼性の良いガス化ガス燃料の供給により一次燃焼域における燃焼性を確実に向上させ得る。つまり、燃焼速度の高いH2が1割程度高くなるため、燃料噴射速度の速いガスタービン燃焼器での燃焼安定性を向上させると共に、一次燃焼領域での燃焼温度を1500〜1900℃の範囲に調整して燃焼領域での燃料の速い反応速度を維持しつつ反応の可逆性を抑えることで燃焼安定性への効果が大きくなる。これにより、燃焼温度の調整によって酸化反応速度が速い時点で、燃料の酸化反応の可逆性を低下させて酸化反応を進行させることと相俟って、燃焼効率並びに燃焼性の改善や煤の抑制に効果がある。しかも、複雑な流れと反応過程を有するガスタービン燃焼器に供給する前に、ガス化ガス組成とガスタービン燃焼排気ガスの組成または水蒸気との割合を適正に制御するので、制御が容易であると共に、燃焼性をより一層効率良く向上させることが可能である。
Further, according to the invention described in
また、請求項5記載の発明によると、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼排気ガスの供給量を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御するようにしているので、ガス化発電プラントの全作動範囲全域においてガスタービンの燃焼性、燃焼安定性を確保し、燃焼効率の向上を図ることができる。 According to the fifth aspect of the present invention, by monitoring the CO component concentration or soot amount in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor and adjusting the supply amount of the gas turbine combustion exhaust gas, the CO emission Since the concentration is controlled to be equal to or less than a certain amount, the combustibility and combustion stability of the gas turbine can be secured over the entire operating range of the gasification power plant, and the combustion efficiency can be improved.
また、請求項6記載の発明によると、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼器に供給する前のガス化ガスへ供給するガスタービン燃焼排気ガスの量と、ガスタービン燃焼排気ガスのガスタービン燃焼器の頭部へ直接供給する量との分配比を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御することができる。
According to the invention described in
また、請求項7記載の発明によると、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO排出濃度を監視して、ガス化炉よりも下流側でかつガスタービン燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合されるガスタービン燃焼排気ガスの供給位置を調整するようにしているので、ガス化ガス燃料中に生成するH2量を適正にし、CO排出濃度を一定量以下に抑制することができる。 According to the seventh aspect of the present invention, the CO emission concentration in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor is monitored, and the gas is detected downstream of the gasifier and upstream of the gas turbine combustor. Since the supply position of the gas turbine combustion exhaust gas mixed with the gasification gas fuel is adjusted, the amount of H 2 generated in the gasification gas fuel is made appropriate, and the CO emission concentration is suppressed to a certain amount or less. Can do.
請求項8記載の発明によると、ガス化ガス燃料の発熱量を監視して、発熱量が変化した際には、ガスタービン燃焼器の頭部へ供給するガスタービン燃焼排気ガス量を調整するので、ガス化ガス燃料の発熱量の変動にかかわらずガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量に制御することができる。 According to the eighth aspect of the present invention, the heat generation amount of the gasified gas fuel is monitored, and when the heat generation amount changes, the amount of gas turbine combustion exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor is adjusted. Regardless of fluctuations in the calorific value of the gasified gas fuel, the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor can be controlled to 1500 to 1900 ° C.
請求項9記載の発明によると、リサイクルするガスタービン燃焼排気ガスの残りはガスタービン燃焼器の中間位置よりも下流で供給されるので、もっとも燃焼が活発な一次燃焼領域における燃焼温度が二次リサイクル排ガスの供給による影響を受け難く、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃の温度範囲に安定して制御し、燃焼反応を促進できることから、高い燃焼効率と安定な燃焼性を維持しつつガスタービンの初段動翼入口で定格温度に調整された燃焼ガスを供給することができる。 According to the ninth aspect of the invention, since the remainder of the gas turbine combustion exhaust gas to be recycled is supplied downstream from the intermediate position of the gas turbine combustor, the combustion temperature in the primary combustion region where the combustion is most active is the secondary recycling. It is not easily affected by the supply of exhaust gas, and the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor can be stably controlled in the temperature range of 1500 to 1900 ° C. to promote the combustion reaction, so that high combustion efficiency and stable combustibility are achieved. While maintaining, the combustion gas adjusted to the rated temperature can be supplied at the inlet of the first stage blade of the gas turbine.
請求項10記載の発明によると、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガス化ガス燃料またはガスタービン燃焼排気ガス若しくはこれらの混合ガスに予め混合してから、あるいはガスタービン燃焼器の頭部に単独で、水蒸気または窒素のいずれか一方または双方を混合して供給するので、O2による量論比燃焼では完全燃焼し難いガス化ガス燃料であっても、燃料中のH2成分濃度を燃焼反応前にあるいは燃焼反応過程でさらに増やすことができるので、ガス化ガス燃料の燃焼性をより向上させて燃焼反応を促進させることができる。これにより、燃焼性を上げ、未燃CO成分を少なくして燃焼効率を高めることができる。また、希釈剤中のCO2成分の濃度が相対的に低下するので、燃料中のCO成分の酸化が促進される効果も有する。ここで、H2成分濃度の増量効果は、燃焼器よりも上流側で供給しようと、ガスタービン燃焼器の頭部に直接供給するガスタービン燃焼排気ガスに供給しようとも、同じであるが、ガス化ガス燃料をガスタービン燃焼器に供給する前に予め水蒸気または窒素のいずれか一方または双方を混合してH2成分濃度を増大させる場合にはガス化ガス燃料の制御を確実にすることができるので好ましい。この水蒸気または窒素のいずれか一方または双方のガス化ガス燃料への混合は、ガスタービン燃焼排気ガスの還流量が減少した時にでも、H2成分濃度の増大によって燃焼性を維持できる。 According to the tenth aspect of the present invention, the gas turbine combustor supplied to the head of the gas turbine combustor, the gas turbine combustion exhaust gas or the mixed gas thereof is mixed in advance, or the head of the gas turbine combustor. In this case, either one or both of water vapor and nitrogen are mixed and supplied, so even if it is a gasified gas fuel that is difficult to burn completely by stoichiometric combustion with O 2 , the concentration of H 2 component in the fuel is reduced. Since it can be further increased before the combustion reaction or during the combustion reaction process, the combustibility of the gasified gas fuel can be further improved and the combustion reaction can be promoted. Thereby, combustibility can be raised, unburned CO component can be decreased, and combustion efficiency can be improved. In addition, since the concentration of the CO 2 component in the diluent is relatively lowered, there is an effect of promoting the oxidation of the CO component in the fuel. Here, the effect of increasing the H 2 component concentration is the same whether it is supplied upstream of the combustor or supplied to the gas turbine combustion exhaust gas supplied directly to the head of the gas turbine combustor. If the H 2 component concentration is increased by mixing either or both of water vapor and nitrogen before supplying the gasified gas fuel to the gas turbine combustor, the control of the gasified gas fuel can be ensured. Therefore, it is preferable. The mixing of either or both of water vapor and nitrogen into the gasified gas fuel can maintain the combustibility by increasing the H 2 component concentration even when the recirculation amount of the gas turbine combustion exhaust gas decreases.
請求項11記載の発明によると、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼排気ガスに供給される水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の供給量を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御することができるので、燃焼効率を上げると共にCOに起因した煤の生成を抑えることができる。
According to the invention of
請求項12記載の発明によると、ガスタービン燃焼排気ガスとガス化ガス燃料との混合ガス中に水素を生成させる反応温度を適正に制御するための熱源として、ガス化炉の熱または排熱回収ボイラあるいは熱交換器で回収されるガスタービン燃焼排気ガスの熱を利用しているので、外部熱源を求める必要がなくなるばかりか、排熱の有効利用が可能となるためプラント熱効率の低減を最小限にすることが可能となる。 According to the twelfth aspect of the present invention, as a heat source for appropriately controlling the reaction temperature for generating hydrogen in the mixed gas of the gas turbine combustion exhaust gas and the gasified gas fuel, the heat or exhaust heat recovery of the gasifier is performed. Since the heat of the gas turbine combustion exhaust gas recovered by the boiler or heat exchanger is used, not only is there no need to obtain an external heat source, but the exhaust heat can be used effectively, minimizing reduction in plant thermal efficiency. It becomes possible to.
以下、本発明の構成を図面に示す実施形態に基づいて詳細に説明する。 Hereinafter, the configuration of the present invention will be described in detail based on embodiments shown in the drawings.
図1に本発明にかかるCO2回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントの一実施形態を示す。この発電プラントは、重質油あるいは石炭等の原料を酸化剤でガス化する設備・ガス化炉2およびガス化炉2で生成されたガス化ガスCG1を精製するガス精製設備3とを備え、ガス化ガスを主燃料とし、酸素を主成分とする酸化剤(以下、単にO2とも呼ぶ)により量論比燃焼させるガスタービン燃焼器5と、燃焼ガスにより駆動されるガスタービン6と、ガスタービン6に結合されて電力を出力する発電機9と、ガスタービン6から排出された排気ガスの一部をガスタービン作動媒体としてリサイクルしつつ残りの排気ガスを系外に排出する際にCO2を回収するCO2回収装置12を含み、CO2添加O2吹き石炭ガス化ガス燃料をO2にて量論比燃焼させ、ガスタービン燃焼排気ガスの一部はCO2を回収して系外へ排気し、残りはリサイクルして燃焼器5に供給して燃焼温度を調整し、燃焼ガスをタービン6に導入する閉ループを構成する。即ち、本発明のCO2回収型IGCC用閉サイクルガスタービンでは、CO2およびH2Oを主成分とする燃焼排気ガスを作動媒体とするガスタービン燃焼を実現することにより、CO2回収に伴うプラント熱効率の低下を抑制するIGCC発電を実現するものである。尚、図中の符号1は空気からガス化炉2及びガスタービン燃焼器5で必要な酸素AO2を生成する酸素製造装置、4はガス化炉2からガス化ガス燃料をガスタービン燃焼器5に供給するための燃料供給系統、7は排熱回収ボイラ、8はリサイクルされるガスタービン燃焼排気ガス(単にリサイクル排ガスとも呼ぶ)を昇圧する圧縮機、9は発電機、10は蒸気タービン、11は復水器、13は煙突、14はガスタービン車軸、Cは石炭などのガス化原料、CG1はガス化後のガス、CG2はガス精製後のガス化ガス燃料、CDはガスタービン燃焼排気ガスから回収したCO2 、FGはガスタービン燃焼器排出ガス、FWは復水・給水、Gはタービン排気後のガス、HGは圧縮後のリサイクル排ガス、HG1はガスタービン燃焼器にリサイクル排ガスを直接供給する排ガス供給ライン、HG2はガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口までの間でリサイクル排ガスを供給する排ガス供給ライン、HG3はガス化炉へのガス化原料搬送用リサイクル排ガスの排ガス供給ライン、STは蒸気タービンプラントの作動媒体である水蒸気である。
FIG. 1 shows an embodiment of a closed cycle gas turbine power plant for CO 2 recovery gasification gas power generation according to the present invention. This power plant includes a facility for gasifying a raw material such as heavy oil or coal with an oxidizing agent, a
ガス化炉2では、酸素AO2の供給により、石炭Cを酸素酸化してガス化ガスCG1を発生し、ガス精製装置3により脱塵、脱硫してガスタービン燃焼器5に供給するガス化ガス燃料CG2を生成する。ガス化炉2の負荷が上昇して、ある程度以上の品位のガス化ガスCG2が製造されるようになると、これをガスタービン燃焼器5に供給する。ガスタービン6では、ガス化ガス燃料CG2を起動用燃料と切り替えて運転を開始し、さらにプラント負荷を上昇させ、主に定格条件にて運転する。
In the
また、ガスタービン6の高温の排気ガスGは、排熱回収ボイラ7で給水FWに熱を受け渡し、発生した水蒸気STを蒸気タービン10に案内して、これを駆動して、発電器9により発電する。排熱回収ボイラ7を通過した排気ガスGは大半が圧縮機8により圧縮され、高圧排ガスHGとしてその極一部がガス化炉2に排ガス供給ラインHG3を介してガス化原料搬送用ガスとして供給され、大部分が排ガス供給ラインHG1および二次排ガス供給ラインHG2を介して一次リサイクル排ガスあるいは二次リサイクル排ガスとして供給される。一次リサイクル排ガスは、ガスタービン燃焼器5に直接あるいは燃焼器5の上流の燃料供給系統4のガス化ガス燃料に混合されてから供給され、残部となる二次リサイクル排ガスはガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口までの間で供給されてガス化ガス燃料のO2による量論比燃焼ガスを希釈して所定の温度に調整する。また、燃焼排気ガスの一部はCO2回収設備12にてCO2を回収した後、煙突13から排気される。熱回収ボイラ7を通過した排気ガスGは、図示していない排ガスダンパの開度を調整することによって、圧縮機8に導入されてリサイクルされる大半のガスタービン燃焼排気ガスと、圧縮機側とCO2回収側に導入されて系外に排気される一部のガスタービン燃焼排気ガスとに分離される。また、圧縮機8を通過して圧縮されたリサイクル排ガスHGは、図示していない流量コントロールバルブの開度調整により、ガスタービン燃焼器に希釈剤としてのリサイクル排ガスを直接供給する排ガス供給ラインHG1と、ガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口までの間で希釈剤としてのリサイクル排ガスを供給する二次排ガス供給ラインHG2と、ガス化炉へのガス化原料搬送用の排ガス供給ラインHG3とに分割されて供給される。因みに、流量コントロールバルブは、差圧により流量を測定することが一般的であり、その他、流量調節弁と流量測定部、コントロールするための駆動用空気源(レシプロタイプなどの空気圧縮機)などで構成されている。
Further, the hot exhaust gas G from the
尚、ガス化原料Cとしては、例えば、石炭、石油、バイオマス、廃棄物等が挙げられるが、これらに限定されるものではない。また、ガス化剤AO2は、例えば、酸素、空気、酸素富化空気等が挙げられるが、これらに限定されるものではない。 Examples of the gasification raw material C include, but are not limited to, coal, petroleum, biomass, waste, and the like. Examples of the gasifying agent AO2 include, but are not limited to, oxygen, air, oxygen-enriched air, and the like.
ここで、COとH2を主成分とするガス化ガス燃料のO2による量論比燃焼ガスタービン燃焼器5では、ガスタービン燃焼排気ガスの循環による燃焼反応の阻害を抑制し、数十ms〜約百msの反応時間で未燃焼成分および残存O2成分の排出量を低減した安定燃焼が必要となる。また、閉サイクルガスタービンでは、通常のLNG焚きサイクルガスタービンのように、必ずしも高い燃焼効率(η>99.5%)を維持する必要は無い。CO2回収型IGCC発電システムでは各構成機器がガスタービン燃焼排気ガスの組成を許容し、且つ、燃料、酸化剤および希釈剤の調整により安定した運転を実施することが重要となる。ただし、燃焼効率が低下すると燃焼ガス中のCO成分に起因して煤が生じるなど、閉サイクルガスタービンの運用に支障をきたす可能性がある。したがって、ガスタービン燃焼器5では、煤などの発生を抑制しつつ、安定燃焼を維持することが最も重要となる。
Here, the stoichiometric combustion
そこで、本発明にかかるCO2回収型IGCC用閉サイクルガスタービン発電プラントは、ガスタービン燃焼器5にリサイクルさせるガスタービン燃焼排気ガス(以下、本明細書ではリサイクル排ガスあるいは希釈剤と呼ぶ)を分割して供給し、一部をガスタービン燃焼器5の頭部即ち一次燃料領域に、残部をガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口即ち燃焼器出口までの間で供給する一方、ガスタービン燃焼器の頭部に供給するリサイクル排ガスの量をガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量に制御するようにしている。尚、燃焼器にリサイクルされるガスタービン燃焼排気ガスの他に、ガス化炉に石炭などのガス化原料を搬送するためガス化原料搬送用排ガスとして、系外に排気されるガスタービン燃焼排ガスの10%程度が使用される。このガス化原料を搬送するためのリサイクル排ガスはガス化剤の一部となる。
Therefore, the closed cycle gas turbine power plant for CO 2 recovery type IGCC according to the present invention splits gas turbine combustion exhaust gas (hereinafter referred to as recycled exhaust gas or diluent) to be recycled by the
リサイクル排ガスHGの全体の量は、定格運転条件(燃焼ガスの燃焼器出口温度など)と使用するガス化ガス燃料の発熱量とによって定まる。例えば、表1に示す組成のガス化ガス燃料を用いる場合には、燃焼温度が3087℃になるため、燃焼ガスの燃焼器出口温度(定格燃焼温度)を1350℃にするときには燃料1モルに対して5モルのガスタービン燃焼排気ガスが燃焼器に循環供給される。また、定格燃焼温度が1300℃のときには、燃料1モルに対して5.4モルのガスタービン燃焼排気ガスが燃焼器に循環供給される。したがって、定格運転温度の維持と燃焼効率を上げる燃焼温度の維持とを両立させるためには、燃焼器へ供給するリサイクル排ガスを、燃焼器の頭部で燃焼反応が活発なところに燃焼温度を1500〜1900℃に調整するのに必要とする量と、燃焼ガスの燃焼器出口温度を定格温度までに下げるのに必要とする量とに分割して供給する。即ち、リサイクル排ガスを、燃焼器頭部の一次燃焼領域に供給する一次リサイクル排ガスと、それに続く二次燃焼領域に供給する二次リサイクル排ガスと、さらに場合によっては燃焼ガスを希釈する三次リサイクル排ガスとに分割して供給する。このとき、二次リサイクル排ガスはガスタービン燃焼器の中間位置よりも下流で供給されることが好ましい。三次リサイクル排ガスは、膨張タービンの第一段静翼入口までに供給して、十分に混合すれば良い。すなわち、三次排ガスは膨張タービンの翼冷却にも用いることが可能である。 The total amount of recycled exhaust gas HG is determined by the rated operating conditions (such as the combustion gas combustor outlet temperature) and the calorific value of the gasified gas fuel used. For example, when a gasified gas fuel having the composition shown in Table 1 is used, the combustion temperature becomes 3087 ° C., and therefore when the combustion gas combustor outlet temperature (rated combustion temperature) is set to 1350 ° C., 1 mol of fuel is used. 5 mol of gas turbine combustion exhaust gas is circulated and supplied to the combustor. When the rated combustion temperature is 1300 ° C., 5.4 mol of gas turbine combustion exhaust gas is circulated and supplied to the combustor with respect to 1 mol of fuel. Therefore, in order to achieve both the maintenance of the rated operating temperature and the maintenance of the combustion temperature that increases the combustion efficiency, the recycle exhaust gas supplied to the combustor is set to a combustion temperature of 1500 at the place where the combustion reaction is active at the head of the combustor. It is divided and supplied into an amount necessary for adjusting to ˜1900 ° C. and an amount necessary for lowering the combustor outlet temperature of the combustion gas to the rated temperature. That is, a primary recycled exhaust gas that supplies recycled exhaust gas to the primary combustion region of the combustor head, a secondary recycled exhaust gas that is supplied to the secondary combustion region that follows, and a tertiary recycled exhaust gas that further dilutes the combustion gas in some cases. Divided into supplies. At this time, it is preferable that the secondary recycle exhaust gas is supplied downstream from the intermediate position of the gas turbine combustor. The tertiary recycle exhaust gas may be supplied to the first stage stationary blade inlet of the expansion turbine and mixed sufficiently. That is, the tertiary exhaust gas can be used for cooling the blades of the expansion turbine.
リサイクル排ガスのガスタービン燃焼器5の頭部への供給は、例えば、図1に示すようにガス化ガス燃料及び酸化剤と共にガスタービン燃焼器5の頭部に直接供給するようにしても良いし、図12〜図16に示すように燃料供給系統4に接続される排ガス供給ラインHG1’を介してリサイクル排ガスの一部をガスタービン燃焼器5よりも上流側でガス化ガス燃料に予め混合してからガスタービン燃焼器5の頭部に供給するようにしても良い。なかでも、図16の実施形態のように、ガス化炉2よりも下流側でかつガスタービン燃焼器5よりも上流側において、ガスタービン燃焼器5に供給する前のガス化ガス燃料とリサイクル排ガスとを混合した混合ガスを400℃〜900℃の範囲、好ましくは600〜800℃の温度に維持してリサイクル排ガス中の水蒸気を水素に分解し、ガス化ガス燃料中の水素成分濃度を上昇させてからガスタービン燃焼器5に供給することが好ましい。この場合には、ガス化ガス燃料中の水素濃度が高くなるので燃焼反応速度が速くなると共に燃焼性が良くなる。ガスタービン燃焼器5よりも上流側の燃料供給系統4における、ガス化ガス燃料中にリサイクル排ガスを混入することによって起こるガス化ガス燃料中の水素濃度の増大は酸素がほとんど無い状態で起こる還元状態での反応現象である。この反応は、400℃〜900℃の温度範囲、好ましくはより適正な反応温度例えば600〜800℃の温度にある程度の時間維持することが重要であり、これを維持する場合にはリサイクル排ガス中に僅かなO2(例えば0.3vol%程度)が存在したとしても、酸化よりもH2が生成される反応速度の方が高く、H2を生成する。そこで、本実施形態では、リサイクル排ガスとガス化ガスとの混合ガス中に水素を生成させる反応温度を適正に制御するための熱源として、ガス化炉の熱または排熱回収ボイラあるいは図16に示すような熱交換器16で回収されるリサイクル排ガスの熱を利用するようにしている。ガスタービン燃焼器5の上流側の燃料供給系統4に排ガス供給ラインHG1’を介して供給する場合と排ガス供給ラインHG1を介してガスタービン燃焼器5に直接供給する場合との分配比の調整手段としては、例えば循環させる排気ガス流量を差圧式流量計などで測定し、その流量を調節するために流量調節バルブを設け、流量を自動的に調節するために自動調節装置を設けて排気ガス流量の測定値に基づき流量調節バルブを駆動用空気源から供給された圧縮空気等で駆動させて調節する。
The supply of the recycle exhaust gas to the head of the
また、ガスタービン燃焼器5の頭部に供給されるリサイクル排ガスは、燃料組成やガス化システムなどによって変動するガス化ガス燃料の発熱量によって求まる供給量で一定としても良いが、より好ましくはガスタービン燃焼器5から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、リサイクル排ガスの供給量を調整することにより、あるいはガスタービン燃焼器5に供給する前のガス化ガス燃料へ供給するリサイクル排ガスの量と、リサイクル排ガスのガスタービン燃焼器5の頭部へ直接供給する量との分配比を調整することにより、若しくはガス化炉2よりも下流側でかつガスタービン燃焼器5よりも上流側においてガス化ガス燃料に混合されるリサイクル排ガスの供給位置を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御するようにしても良い。さらに、ガス化ガス燃料の燃料発熱量を監視して、発熱量が変化した際には、ガスタービン燃焼器5の頭部へ供給する排ガス量を調整するようにしても良い。尚、本発明ではガスタービン燃焼器5での燃焼安定性の確保または燃焼性向上が目的であるので、煙突出口でのCOの監視ではなく、ガスタービン燃焼器出口ガス中の未燃焼成分であるCOと煤の監視をしている。
The recycle exhaust gas supplied to the head of the
さらに、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるガス化ガス燃料またはガスタービン燃焼排気ガス若しくはこれらの混合ガスに予め混合してから、あるいはガスタービン燃焼器の頭部に単独で、水蒸気または窒素のいずれか一方または双方を混合して供給することが好ましい。この場合においても、ガスタービン燃焼器における燃焼反応過程で燃焼ガス中に水素成分を生成させて、燃焼反応を促進することができる。また、希釈剤中のCO2成分の濃度が相対的に低下するので、燃料中のCO成分の酸化が促進される効果も有する。ここで、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、リサイクル排ガスに供給される水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の供給量を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に自動制御するようにしても良い。尚、二次リサイクル排ガスあるいは三次リサイクル排ガス中に水蒸気またはN2を混合しても特に問題はないが、燃焼促進効果は非常に小さく期待する効果は上げられない。 In addition, the gasified gas fuel supplied to the head of the gas turbine combustor, the gas turbine combustion exhaust gas or a mixed gas thereof is mixed in advance, or the head of the gas turbine combustor alone is steam or nitrogen. It is preferable to supply either one or both of them. Even in this case, the combustion reaction can be promoted by generating a hydrogen component in the combustion gas during the combustion reaction process in the gas turbine combustor. In addition, since the concentration of the CO 2 component in the diluent is relatively lowered, there is an effect of promoting the oxidation of the CO component in the fuel. Here, by monitoring the CO component concentration or the amount of soot in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor, and adjusting the supply amount of either or both of water vapor and nitrogen supplied to the recycle exhaust gas, The CO emission concentration may be automatically controlled below a certain amount. In addition, even if water vapor or N 2 is mixed in the secondary recycle exhaust gas or the tertiary recycle exhaust gas, there is no particular problem, but the combustion promoting effect is very small and the expected effect cannot be increased.
(燃焼過程での水素生成)
排気循環によるガス化ガス燃料・O2量論比燃焼の基本的な燃焼反応特性に及ぼすガスタービンの諸状態量の影響について、反応過程を考慮する反応動力学数値解析により明らかにする。まず、ガスタービン燃焼器の燃焼過程の水素生成状況について、反応過程を考慮する反応動力学数値解析結果を示して説明する。
(Hydrogen generation in the combustion process)
The effects of various gas turbine state quantities on the basic combustion reaction characteristics of gasified gas fuel / O 2 stoichiometric combustion by exhaust gas circulation will be clarified by numerical analysis of reaction kinetics considering the reaction process. First, the hydrogen generation situation in the combustion process of the gas turbine combustor will be described by showing the reaction kinetic numerical analysis result considering the reaction process.
図2は、ガス化ガス燃料と酸化剤、希釈剤(リサイクル排ガス)を全て燃焼器頭部から供給した場合の燃焼過程における水素の生成、分解過程について、反応動力学に基づく数値解析により検討した結果である。数値解析には、MillarとBowmanによって提案された素反応スキームを使用した(文献名:Miller,J.A., and Bowman,C.T., 1989, “Mechanism and modeling of nitrogen chemistry in combustion,” Prog. Energy Combust. Sci., Vol.15, pp.287-338.)。この文献の素反応スキームは、248式の素反応からなり、考慮されている化学種は51成分である。尚、素反応スキームは様々に提案されているが、本願発明者はガス化ガス中のNH3とNOの反応解析において、一定の条件の下で実験結果と一致することを確認している(文献名:Hasegawa,T.他, “Study of Ammonia Removal from Coal Gasified Fuel,” Combustion and Flame, Vol.114, pp.246-258, 1998.)。 Figure 2 examines the hydrogen generation and decomposition processes in the combustion process when gasified gas fuel, oxidant, and diluent (recycled exhaust gas) are all supplied from the head of the combustor by numerical analysis based on reaction kinetics. It is a result. For the numerical analysis, the elementary reaction scheme proposed by Millar and Bowman was used (literature name: Miller, JA, and Bowman, CT, 1989, “Mechanism and modeling of nitrogen chemistry in combustion,” Prog. Energy Combust. Sci. , Vol.15, pp.287-338.). The elementary reaction scheme of this document consists of 248 elementary reactions, and the chemical species considered are 51 components. Although various elementary reaction schemes have been proposed, the inventors of the present application have confirmed that in the reaction analysis of NH 3 and NO in the gasification gas, the results agree with the experimental results under certain conditions ( Literature name: Hasegawa, T. et al., “Study of Ammonia Removal from Coal Gasified Fuel,” Combustion and Flame, Vol. 114, pp.246-258, 1998.).
熱力学データは、JANAFの熱力学物性値を使用し、不明の物性値については、Gibbsの標準生成エネルギーと化学平衡定数の関係から導出した。すなわち、51成分の化学種が含まれる化学反応式系から、反応時間に対する各化学種濃度を求める微分方程式が51式作成できる。この51式の非線形微分方程式系についてGear法を用いて解くことにより、任意の反応時間後の各化学種濃度を求めた。また、反応過程において、すべての化学種は均一に混合されているものとし、拡散・混合過程は考慮せず、反応は一定温度で進行するものとした。尚、数値解法は、Gear法に限定されるものではなく、ルンゲクッタ法等の他の数値解法を用いてもよい。 For thermodynamic data, JANAF thermodynamic property values were used, and unknown physical property values were derived from the relationship between Gibbs standard formation energy and chemical equilibrium constants. That is, 51 differential equations for obtaining the concentration of each chemical species with respect to the reaction time can be created from a chemical reaction system including 51 chemical species. The concentration of each chemical species after an arbitrary reaction time was determined by solving the equation 51 nonlinear differential equation system using the Gear method. Also, in the reaction process, all chemical species are assumed to be uniformly mixed, diffusion and mixing processes are not considered, and the reaction proceeds at a constant temperature. The numerical solution method is not limited to the Gear method, and other numerical solution methods such as the Runge-Kutta method may be used.
数値解析は、表1に示す温度条件(ガス化ガス燃料と酸化剤から算出される量論比条件における燃焼反応温度3087℃,希釈剤を含めた燃焼器出口におけるガス温度1350℃)、圧力条件(3MPa)とし、ガス化ガス燃料、酸化剤および希釈剤(リサイクル排ガス)の全量を混合したガスのガスタービン燃焼器内における燃焼過程を計算している。図2は素反応を構成する化学種51成分のうち水素成分について、希釈剤の組成の相違を記述したものである。表1に示す基準条件(図2では「3種」と記述)では希釈剤中のH2O濃度は約27%であり、図2では希釈剤のほとんどをH2OまたはN2とした場合を比較している。 The numerical analysis is based on the temperature conditions shown in Table 1 (combustion reaction temperature 3087 ° C. under stoichiometric conditions calculated from gasified gas fuel and oxidizer, gas temperature 1350 ° C. at the outlet of the combustor including diluent), pressure conditions (3 MPa), and the combustion process in the gas turbine combustor of the gas mixed with the total amount of gasified gas fuel, oxidant and diluent (recycled exhaust gas) is calculated. FIG. 2 describes the difference in the composition of the diluent with respect to the hydrogen component of the 51 chemical species components constituting the elementary reaction. Under the standard conditions shown in Table 1 (described as “3 types” in FIG. 2), the H 2 O concentration in the diluent is about 27%, and in FIG. 2, the majority of the diluent is H 2 O or N 2. Are comparing.
図2に示すように、表1に示す組成のガス化ガス燃料、酸化剤および希釈剤の全量を混合したガス(図2の「3種」)の場合には、水素の酸化反応は反応時間10−5秒で開始し、反応時間10−5秒〜10−3秒までは水素成分は大きな変化はせず、その後、反応時間10−3秒を経過後、水素のH2Oへの酸化反応は進行して、反応時間数秒で平衡濃度に収束する二段階の反応現象を示すことがわかる。希釈剤の組成は一次反応と二次反応の間、すなわち反応時間10−5秒〜10−3秒で顕著に影響しており、希釈剤をH2OまたはN2とすることにより、水素が生成していることがわかる。換言すれば、表1の組成のガス化ガス燃料を前提とした場合で、1700℃台の一次燃焼温度に調整するための希釈すべき量(D/F=3)のリサイクル排ガスを燃焼器頭部に供給する際に、水蒸気またはN2を燃焼器頭部に供給すると、図2に示すように、反応時間10-4秒でのH2の再生成が起こることが明らかである。ガスタービン燃焼器内における燃焼ガスの滞留時間として約20msの場合の、燃焼ガス中に残留するO2、COおよび水素成分濃度を燃焼効率と併せて、図3に示す。
As shown in FIG. 2, in the case of a gas (“3 types” in FIG. 2) in which the gasified gas fuel having the composition shown in Table 1 is mixed with the total amount of the oxidizer and diluent, the hydrogen oxidation reaction takes place in the reaction time Starting from 10 −5 seconds, the hydrogen component does not change significantly until the
希釈剤をH2O成分とする場合、燃焼ガス中に残留するCO成分は減少し、燃焼効率は10ポイント上昇していることがわかる。希釈剤をN2とする場合は水素成分の残留量が少なく、燃焼効率は更に上昇している。更に、図3に示すように、希釈剤をCO2とした場合について試算した結果、COの酸化が大幅に抑制されて、燃焼効率は50ポイント以上も低下している。即ち、希釈剤中CO2成分濃度の上昇は反応が収束するまでの時間を大幅に遅らせる。その結果、ガスタービンにおける燃焼反応時間例である数十msでは燃焼排気ガス中に残留するO2成分および未燃焼CO成分濃度が増加し、燃焼効率は低下する。燃焼排気ガスの混合によりガス化ガス燃料の酸化が抑制されるためである。つまり、ガス化ガス燃料中のH2成分濃度が高くなり、相対的にCO成分濃度が低下するほど、燃焼反応は促進され、燃焼効率は向上する傾向を示す。 When the diluent is an H 2 O component, it can be seen that the CO component remaining in the combustion gas is reduced and the combustion efficiency is increased by 10 points. When N 2 is used as the diluent, the residual amount of the hydrogen component is small and the combustion efficiency is further increased. Furthermore, as shown in FIG. 3, as a result of a trial calculation for the case where the diluent is CO 2 , the oxidation of CO is greatly suppressed, and the combustion efficiency is reduced by 50 points or more. That is, increase of the CO 2 component concentration in the diluent is significantly delay the time until the reaction is converged. As a result, in the tens of ms that is an example of the combustion reaction time in the gas turbine, the concentration of the O 2 component and the unburned CO component remaining in the combustion exhaust gas increases, and the combustion efficiency decreases. This is because the gasification gas fuel is prevented from being oxidized by mixing the combustion exhaust gas. That is, as the H 2 component concentration in the gasified gas fuel increases and the CO component concentration relatively decreases, the combustion reaction is promoted and the combustion efficiency tends to be improved.
また、ガスタービン燃焼器の頭部にリサイクル排ガスの一部を直接供給し、残りは燃焼器の中間位置よりも下流で供給する場合においても、図18に説明するように、0.1ms程度の時間でH2が増加することにより燃焼性が改善されることが判明した。図18には、燃焼器の頭部にリサイクル排ガスの全量を供給する場合(破線、燃焼温度1350℃)と、燃焼器頭部(1700℃)と中間位置(1350℃)に分割して供給した場合(実線)の反応現象の一例を示すが、図中の丸で示した時にリサイクル排ガスを供給した際のH2濃度の経時変化を、拡大して点線Aで示している。ここで、H2濃度が一度下がっているのは、単純に全体を1モルに換算しているからである。点線Aからは、0.1ms程度の時間でH2が増加しているのがわかる。これが、ガスタービン燃焼器にリサイクル排ガスを供給した際のH2の増加の効果の一つである。 Further, even when a part of the recycled exhaust gas is directly supplied to the head of the gas turbine combustor and the rest is supplied downstream from the intermediate position of the combustor, as illustrated in FIG. It has been found that flammability is improved by increasing H 2 over time. In FIG. 18, when the total amount of the recycle exhaust gas is supplied to the head of the combustor (broken line, combustion temperature 1350 ° C.), it is divided and supplied to the combustor head (1700 ° C.) and the intermediate position (1350 ° C.). An example of the reaction phenomenon in the case (solid line) is shown, and the change over time of the H 2 concentration when the recycled exhaust gas is supplied when shown by a circle in the figure is enlarged and shown by a dotted line A. Here, the reason why the H 2 concentration is once lowered is that the whole is simply converted to 1 mol. From the dotted line A, it can be seen that H 2 increases in about 0.1 ms. This is one of the effects of increasing H 2 when the recycled exhaust gas is supplied to the gas turbine combustor.
以上の数値解析の結果から、CO2回収型IGCC用閉サイクルガスタービンでは、排気循環ガスとして希釈剤中のCO2ガスが燃料中のCOの酸化反応の阻害することが大きく影響し、燃焼効率を低下させることがわかる。このCOの酸化反応の阻害を抑制するには、希釈剤中のN2成分を増加させることが最も効果的であり、当該プラントには酸素製造装置にて多量のN2を製造しており、これを活用することが可能である。この場合、燃焼過程でサーマルNOxを生成し、排ガス循環によりNOxが増大することが懸念される。また、作動媒体中にN2を多量に含むことによりCO2の回収のための付帯設備が必要になるなどの弊害が生じる。一方で、希釈剤中のH2O成分を上昇させる場合は、その限りではない。すなわち、水蒸気は凝縮させることにより、比較的に容易にCO2と分離することが可能である。そこで、希釈剤中のH2O濃度の燃焼促進効果について、反応数値解析により検討した結果を図4に示す。横軸は、希釈剤中のH2O成分濃度を0%〜37%と増加させ、その増加分を希釈剤中のCO2成分濃度を減少させることで調整している。反応時間は図3の場合と同様に約20msとしている。希釈剤中のH2O成分濃度の上昇に伴い、燃焼ガス中に残留する水素成分濃度は僅かに上昇するものの、未燃焼CO成分を大幅に抑制しており、燃焼効率は大きく改善することが判明した。特に、燃焼過程で水素成分が生成することにより、またCO2成分濃度が減少することにより、燃焼反応が促進されて、燃料の酸化反応が収束するまでの燃焼時間が短くなることが明らかとなった。 From the results of the numerical analysis, CO in the 2-recovery IGCC for closed cycle gas turbine, CO 2 gas in the diluent inhibits effect is greater to the oxidation reaction of CO in the fuel as an exhaust circulating gas, combustion efficiency It turns out that it reduces. In order to suppress the inhibition of the oxidation reaction of CO, it is most effective to increase the N 2 component in the diluent, and the plant produces a large amount of N 2 with an oxygen production device. It is possible to take advantage of this. In this case, there is a concern that thermal NOx is generated in the combustion process, and NOx increases due to exhaust gas circulation. In addition, when the working medium contains a large amount of N 2 , an adverse effect such as the need for incidental equipment for CO 2 recovery occurs. On the other hand, if raising of H 2 O component in the diluent is not limited thereto. That is, water vapor can be separated from CO 2 relatively easily by condensing. Accordingly, it is shown for effect to promote combustion of the H 2 O concentration in the diluent, the result of investigation by the reaction numerical analysis in FIG. The horizontal axis is adjusted by increasing the H 2 O component concentration in the diluent from 0% to 37% and decreasing the CO 2 component concentration in the diluent. The reaction time is about 20 ms as in FIG. As the concentration of the H 2 O component in the diluent increases, the concentration of the hydrogen component remaining in the combustion gas slightly increases, but the unburned CO component is greatly suppressed, and the combustion efficiency is greatly improved. found. In particular, by generating hydrogen component in the combustion process, also by CO 2 component concentration decreases, which promotes the combustion reaction, the oxidation reaction of the fuel it is clear that the combustion time to converge is shortened It was.
このことから、CO2回収型IGCC用閉サイクルガスタービンのガスタービン燃焼器の頭部・一次燃焼領域にリサイクル排ガスを供給しても、ガスタービン燃焼器でのガス化ガス燃料のO2による量論比燃焼反応を阻害することは無く、むしろ、ガスタービン燃焼器内の燃焼過程で水素を生成することにより燃焼反応を促進させて燃焼効率を向上し、閉ループを構成するガス化ガス用閉サイクルガスタービンの成立に寄与することが明らかである。しかも、閉サイクルガスタービンで課題となる作動媒体の供給についてプラントシステムに特別な設備を付帯することがない。よって発電コストの上昇を最小限に抑えることが可能となる。また、希釈剤をガスタービン燃焼器の燃焼領域に積極的に供給することから、希釈剤中に残存するO2成分を積極的にガスタービン燃焼に関与させることが可能となり、希釈剤中のO2成分濃度を低減する効果も有する。加えて、本システムは、ガス化ガス燃料のO2による量論比燃焼であるため、燃焼器へ供給する酸化剤の供給量を低減して、酸素製造プラントでの動力の低減と、ガスタービン燃焼ガス中に残留するO2濃度を低減して、リサイクル排ガスを石炭のガス化装置への搬送用としての利用を可能にする。 Therefore, even if the recycle exhaust gas is supplied to the head / primary combustion region of the gas turbine combustor of the closed cycle gas turbine for CO 2 recovery type IGCC, the amount of gasified gas fuel in the gas turbine combustor due to O 2 It does not hinder the stoichiometric combustion reaction, but rather, it generates hydrogen in the combustion process in the gas turbine combustor to promote the combustion reaction and improve the combustion efficiency, thereby forming a closed loop for gasification gas. It is clear that it contributes to the establishment of a gas turbine. Moreover, no special equipment is attached to the plant system for supplying the working medium, which is a problem in the closed cycle gas turbine. Therefore, it is possible to minimize the increase in power generation cost. In addition, since the diluent is actively supplied to the combustion region of the gas turbine combustor, the O 2 component remaining in the diluent can be actively involved in the gas turbine combustion, and the O 2 in the diluent can be actively involved. It also has the effect of reducing the concentration of two components. In addition, since this system uses stoichiometric combustion of gasified gas fuel with O 2 , the amount of oxidant supplied to the combustor is reduced, and power in the oxygen production plant is reduced. By reducing the concentration of O 2 remaining in the combustion gas, the recycled exhaust gas can be used for transportation to a coal gasifier.
(燃焼器上流でのリサイクル排ガスの供給)
燃料の燃焼反応は多数の素反応から構成されており、また、ガスタービン燃焼器内の流れは複雑で、非常に速く、燃料の酸化反応に関与する各素反応を詳細に制御することは難しい。そこで、燃焼器の頭部に供給されるリサイクル排ガスは、図12〜図16に示すように、ガス化ガス燃料をガスタービン燃焼器に供給する前にガス化ガス燃料に混合させてから混合ガスとしてガスタービン燃焼器に供給するようにしても良い。より好ましくは、ガスタービン燃焼器に供給する前のガス化ガス燃料とリサイクル排ガスとを混合させた状態で還元反応による水素成分濃度の増加が成立する温度範囲に維持することにより、リサイクル排ガス中の水蒸気に起因して水素を生成させて水素濃度を増加させてから供給することである。
(Supply of recycled exhaust gas upstream of the combustor)
The combustion reaction of fuel is composed of many elementary reactions, and the flow in the gas turbine combustor is complicated and very fast, and it is difficult to control each elementary reaction involved in the oxidation reaction of fuel in detail. . Therefore, the recycle exhaust gas supplied to the head of the combustor is mixed with the gasified gas fuel before the gasified gas fuel is supplied to the gas turbine combustor as shown in FIGS. Alternatively, it may be supplied to the gas turbine combustor. More preferably, the gasified gas fuel before being supplied to the gas turbine combustor and the recycled exhaust gas are mixed and maintained in a temperature range in which an increase in the hydrogen component concentration due to the reduction reaction is established. In other words, hydrogen is generated due to water vapor to increase the hydrogen concentration, and then supplied.
図5は、ガス化ガス燃料と排気循環する希釈剤(リサイクル排ガス)を混合した際の、ガス化ガス燃料中の水素成分濃度の変化を、反応温度に対して解析した結果を示している。希釈剤の混合量は、ガス化ガス燃料の2倍モル量を混合している。反応温度が400℃以下では混合ガス中の水素成分濃度はほとんど変化せず、反応が温度が600〜800℃の範囲でガス化ガス燃料中の水素濃度は約1割上昇している。さらに反応温度が上昇すると、ガス化ガス燃料中の水素は分解してしまっていることがわかる。また、別途実施した解析で、ガス化ガス燃料中の水素成分を増加させることにより、燃焼反応が速くなり、燃焼効率が向上することがわかっている。 FIG. 5 shows the result of analyzing the change in the hydrogen component concentration in the gasified gas fuel with respect to the reaction temperature when the gasified gas fuel and the diluent (recycled exhaust gas) for exhaust circulation are mixed. The mixing amount of the diluent is a two-fold molar amount of the gasified gas fuel. When the reaction temperature is 400 ° C. or lower, the hydrogen component concentration in the mixed gas hardly changes, and the hydrogen concentration in the gasification gas fuel increases by about 10% when the reaction is in the temperature range of 600 to 800 ° C. It can be seen that when the reaction temperature is further increased, hydrogen in the gasified gas fuel has been decomposed. In addition, an analysis conducted separately has shown that increasing the hydrogen component in the gasified gas fuel speeds up the combustion reaction and improves the combustion efficiency.
図6は、ガス化ガス燃料に混合する希釈剤の量をガス化ガス燃料の4倍モル量に増加させた場合の解析結果を示している。この場合、反応温度が600℃〜800℃とすることにより、ガス化ガス燃料中の水素成分濃度を上昇させることがわかる。より好適には、反応温度を600℃に設定することにより、ガス化ガス燃料中の水素成分濃度は約2割上昇させることが可能になる。 FIG. 6 shows an analysis result when the amount of the diluent mixed with the gasified gas fuel is increased to a 4-fold molar amount of the gasified gas fuel. In this case, it is understood that the hydrogen component concentration in the gasified gas fuel is increased by setting the reaction temperature to 600 ° C. to 800 ° C. More preferably, by setting the reaction temperature to 600 ° C., the hydrogen component concentration in the gasified gas fuel can be increased by about 20%.
さらに、図7及び図8に、希釈率(希釈剤/燃料)一定下における、H2の増加割合に対する反応温度の影響について数値解析をした結果を示す。この結果から、H2の増加する反応温度は、リサイクル排ガスの混入量、即ち希釈率によって変動することが判明した。希釈率(希釈剤/燃料)3の場合、図7に示すように200℃から400℃にかけてH2の割合が微減するが、400℃を越えるとH2の増加傾向となり、600℃で約10%増しとなるピークに達した。そして、600℃から800℃にかけて微減しながら、800℃を越えると、急激な減少傾向となり、1000℃では80%を割るまで低下した。また、希釈率(希釈剤/燃料)5の場合、図8に示すように200℃から300℃にかけてH2の割合が微減するが、300℃から400℃にかけてH2の割合が極めて僅かに増え始める傾向を示し、400℃を越えるとH2の明確な増加傾向を示し、600℃で120%を越えるピークに達した。そして、600℃から800℃にかけて10%強の減少傾向を呈したがそれでも10%増しを維持しており、さらに800℃を越えると、急激な減少傾向となって、1000℃では75%にまで低下した。 Further, FIG. 7 and FIG. 8 show the results of numerical analysis of the influence of the reaction temperature on the increase rate of H 2 under a constant dilution rate (diluent / fuel). From this result, it was found that the reaction temperature at which H 2 increases varies depending on the amount of recycled exhaust gas, that is, the dilution rate. In the case of the dilution rate (diluent / fuel) 3, as shown in FIG. 7, the ratio of H 2 slightly decreases from 200 ° C. to 400 ° C. However, when the temperature exceeds 400 ° C., H 2 tends to increase. % Peak reached. And while decreasing slightly from 600 degreeC to 800 degreeC, when it exceeded 800 degreeC, it became a rapid decreasing tendency, and it fell until it divided to 80% at 1000 degreeC. In the case of the dilution rate (diluent / fuel) 5, as shown in FIG. 8, the ratio of H 2 slightly decreases from 200 ° C. to 300 ° C., but the ratio of H 2 increases very slightly from 300 ° C. to 400 ° C. It showed a tendency to start, with a clear increasing trend of H 2 above 400 ° C, reaching a peak above 120% at 600 ° C. And although it showed a tendency of slightly over 10% from 600 ° C to 800 ° C, it still maintained an increase of 10%, and when it exceeded 800 ° C, it showed a sharp decline, reaching 75% at 1000 ° C. Declined.
即ち、ガスタービン燃焼器よりも上流側の燃料供給系統における、ガス化ガス燃料中にリサイクル排ガスを混入することによって起こるガス化ガス燃料中の水素濃度の増大は酸素がほとんど無い状態で起こる還元状態での反応現象である。したがって、ガス化ガス燃料中にリサイクル排ガスあるいは排ガスに水蒸気又はN2を混合したものを供給して水素成分を増大する際には、温度条件が重要であり、400℃未満では、全ての素反応速度が低下して水素製造にかかわるH2OとH2とOHの反応及び生成速度が十分に(指数級数的に)大きくならないので、幾ら時間をかけても水素は生成されない。一方、400℃〜900℃の間であれば還元反応により水素を生成できる。しかし、800℃を超えるとリサイクル排ガス中に残る僅かなO2(0.3vol%)により酸化され、燃料中の水素成分の減少が始まる。そこで、ガス化炉よりも下流側でかつ燃焼器よりも上流側の燃料供給系統におけるガス化ガス燃料とリサイクル排ガスとの混合ガスは、少なくとも400℃〜900℃の温度範囲に維持することが必要であるが、好ましくは600〜800℃の間、より好ましく600℃程度とすることである。600℃〜800℃の温度範囲であれば、指数級数的に反応が活性化して水素が生成され、600℃程度付近で最も水素生成が活発となる。この増加するH2成分は、リサイクル排ガス中のH2O(表1では27.2vol%)が還元されることによって生成されるものである。そして、リサイクル排ガス中には僅かなO2(例えば0.3vol%程度)が存在するものの、850℃以下であれば、酸化よりもH2が生成される反応速度の方が高く、図9に示されるように、H2を活発に生成する。 That is, in the fuel supply system upstream of the gas turbine combustor, the increase in the hydrogen concentration in the gasified gas fuel caused by mixing the recycle exhaust gas into the gasified gas fuel is a reduced state that occurs in a state where there is almost no oxygen. This is a reaction phenomenon. Therefore, temperature conditions are important when supplying hydrogen components by supplying recycled exhaust gas or a mixture of water vapor or N 2 to exhaust gas into gasified gas fuel. Since the reaction rate and production rate of H 2 O, H 2, and OH involved in hydrogen production are not sufficiently increased (exponentially), hydrogen is not generated no matter how much time is spent. On the other hand, if it is between 400 degreeC and 900 degreeC, hydrogen can be produced | generated by a reductive reaction. However, when it exceeds 800 ° C., it is oxidized by a small amount of O 2 (0.3 vol%) remaining in the recycled exhaust gas, and the reduction of the hydrogen component in the fuel starts. Therefore, the mixed gas of the gasified gas fuel and the recycle exhaust gas in the fuel supply system downstream from the gasification furnace and upstream from the combustor must be maintained in a temperature range of at least 400 ° C to 900 ° C. However, it is preferably 600 to 800 ° C., more preferably about 600 ° C. When the temperature is in the range of 600 ° C. to 800 ° C., the reaction is exponentially activated to generate hydrogen, and hydrogen generation is most active in the vicinity of about 600 ° C. This increasing H 2 component is generated by reducing H 2 O (27.2 vol% in Table 1) in the recycled exhaust gas. And although there is slight O 2 (for example, about 0.3 vol%) in the recycle exhaust gas, if it is 850 ° C. or less, the reaction rate at which H 2 is generated is higher than oxidation, and FIG. as shown, actively generate H 2.
さらに、図9に燃料中のH2濃度の増加割合に対する希釈剤の量の影響について数値解析をした結果を示す。この結果から、希釈率の大小に関係なく400℃まではH2の割合が100%を下回っているが、反応温度の上昇に伴い急激に増加する傾向を顕著に示し、600℃で多くの希釈率においてピークに達し(希釈率2の場合だけ800℃でピークに達する)、800℃では希釈率に関係なくほぼ110%と増加し、800℃を越えるとH2の増加割合が急激に減少する傾向を示し、1000℃ではH2の割合が80%を下回り、600℃から800℃の反応温度範囲でリサイクル排ガスの混入によるH2の増加が認められることが判明した。また、この結果においても、H2の最も大きな増加が見込まれる反応温度600℃の近傍においては、希釈率とH2の増加割合いとの間に有意な相関が得られた。そして、最もH2が増加する反応温度600℃における希釈率毎のH2の増加割合を比較すると、希釈率の増減とH2の増加量の増減とは比例しており、H2の増加量が20%と最も多いのは希釈率5のとき、即ちリサイクルする燃焼排ガスの全量をガス化ガス燃料に混合させる場合であり、希釈率を小さくするほどH2の増加量が小さくなり、最もH2の増加量が少ないのは希釈率が最も小さな希釈率2のときであった。また、H2を生成する最適な反応温度は、ガス化ガス燃料組成および希釈剤組成の変動によって若干の幅があることから、600℃近傍において若干調整することが実際の運転上において適当である。
Further, FIG. 9 shows the result of numerical analysis of the influence of the amount of the diluent on the increasing rate of the H 2 concentration in the fuel. From this result, the ratio of H 2 is less than 100% up to 400 ° C. regardless of the dilution rate, but it shows a tendency to increase rapidly as the reaction temperature rises. Reaches a peak at a rate (only at a dilution rate of 2 reaches a peak at 800 ° C.), increases to about 110% regardless of the dilution rate at 800 ° C., and the rate of increase in H 2 decreases rapidly after exceeding 800 ° C. It showed a tendency, and at 1000 ° C., the ratio of H 2 was less than 80%, and it was found that an increase in H 2 due to mixing of recycled exhaust gas was observed in the reaction temperature range of 600 ° C. to 800 ° C. Also in this result, a significant correlation was obtained between the dilution rate and the H 2 increase rate in the vicinity of the reaction temperature of 600 ° C. where the largest increase in H 2 is expected. Then, most the H 2 compares the percentage increase of H 2 per dilution at the
ここで、ガスタービン燃焼器の頭部に供給される一次リサイクル排ガスの量は、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃に調整することが速い反応速度を維持しつつ反応の可逆性を抑える上で必要である。そこで、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする一次リサイクル排ガスの量を上限として、燃焼器の頭部に直接供給される分を含めて、燃焼器よりも上流側の燃料供給系統でガス化ガス燃料に供給されるリサイクル排ガスの量が決定される。この場合においても、より多くのリサイクル排ガス、好ましくはガスタービン燃焼器の頭部に供給するリサイクル排ガスの全量を燃焼器よりも上流側でかつガス化ガス炉よりも下流側の間の燃料供給系統において供給して予めガス化ガス燃料と混合させることが、ガス化ガス燃料中の水素濃度をより増加させて燃焼性を高めてガスタービン燃焼器内における燃焼反応を促進すると共に燃焼安定性を得る上で好ましいことが図9から理解できる。これによって、ガスタービン燃焼器の燃焼過程で発生する未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性または燃焼効率を向上することができる。ここで、図9に明らかなように、表1の組成のガス化ガス燃料を用いた場合のガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とするほぼ2〜4の間の希釈率(D/F)では、燃料中のH2濃度の上昇は1.08〜1.17倍であり、燃焼効率を最も高くできる希釈率3では燃料中のH2濃度の上昇は1.12倍である。すなわち、ガス化ガス燃料を、複雑な流れと反応過程を有するガスタービン燃焼器に供給する前に、事前に燃料の燃焼性を向上させることが可能となり、しかも、ガス化ガス組成と希釈剤の組成または水蒸気との割合を適正に制御することが可能であり、CO2回収型IGCC用閉サイクルガスタービンの燃焼性をより一層効率良く向上させることが可能である。このH2濃度の増加量は、燃焼温度が顕著に高くなるほどでは無い。それよりも、燃焼速度の高いH2が1割程度高くなると、燃料の噴射速度の速いガスタービンでは燃焼安定性を向上させる。僅かに1割程度の添加であっても、燃焼安定性への効果は大きい。
Here, the amount of primary recycle exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor is such that the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor is adjusted to 1500 to 1900 ° C. while maintaining a fast reaction rate. Necessary for suppressing reversibility. Therefore, with the upper limit of the amount of primary recycle exhaust gas at which the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor is 1500-1900 ° C., including the amount directly supplied to the head of the combustor, the upstream side of the combustor The amount of the recycle exhaust gas supplied to the gasified gas fuel in the fuel supply system is determined. Even in this case, the fuel supply system between the more recycled exhaust gas, preferably the entire amount of the recycled exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor, upstream from the combustor and downstream from the gasification gas furnace. Is supplied in advance and mixed with the gasified gas fuel in advance to increase the hydrogen concentration in the gasified gas fuel to enhance the combustibility to promote the combustion reaction in the gas turbine combustor and to obtain the combustion stability. It can be understood from FIG. 9 that the above is preferable. As a result, unburned CO components generated in the combustion process of the gas turbine combustor or soot generated due to unburned CO can be suppressed, and the combustibility or combustion efficiency of the gas turbine combustor can be improved. . Here, as is clear from FIG. 9, the dilution between about 2 and 4 with the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor at 1500 to 1900 ° C. when the gasified gas fuel having the composition shown in Table 1 is used. In the rate (D / F), the increase in the H 2 concentration in the fuel is 1.08 to 1.17 times, and at the
また、本発明のCO2回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントにおいて、燃焼器の上流側でガス化ガス燃料中の水素成分を上昇させる還元反応に好適な温度は、図5,図6,図7,図8に例示されるように希釈剤の混合量に影響を受けるが、概ね600℃〜800℃の範囲であることから、外部に動力や熱源を求めなくとも、ガスタービンから排気されるガスタービン燃焼排気ガスの熱やガス化炉の熱などを利用することができる。 Further, in the closed cycle gas turbine power plant for CO 2 recovery type gasification gas power generation of the present invention, the temperature suitable for the reduction reaction for raising the hydrogen component in the gasification gas fuel on the upstream side of the combustor is shown in FIG. As shown in FIG. 6, FIG. 7, and FIG. 8, the gas turbine is affected by the amount of diluent mixed, but is generally in the range of 600 ° C. to 800 ° C. The heat of the gas turbine combustion exhaust gas exhausted from the gas, the heat of the gasifier, etc. can be used.
(燃焼反応温度と燃焼効率との関係)
さらに、ガスタービン燃焼器での燃焼反応に関与する素反応は、ガス化ガス燃料組成、リサイクル排ガスを循環する希釈剤の組成と反応温度により影響され、各素反応の右向き反応速度および反応量は変化する。すなわち、燃焼反応を促進させるには、ガスタービン燃焼器の燃焼反応領域を反応ガス組成に応じた適正な反応温度に設定することが重要になる。
(Relationship between combustion reaction temperature and combustion efficiency)
Furthermore, the elementary reactions involved in the combustion reaction in the gas turbine combustor are affected by the composition of the gasified gas fuel, the composition of the diluent circulating in the recycle exhaust gas, and the reaction temperature. Change. That is, in order to promote the combustion reaction, it is important to set the combustion reaction region of the gas turbine combustor to an appropriate reaction temperature according to the reaction gas composition.
図10は、同一燃料組成下においてガス化ガス燃料に対するリサイクル排ガスの量の比率即ち希釈率(D/F)を変えた場合について、リサイクル排ガス中に残留するO2、COおよび水素成分濃度を燃焼効率と共に示したものである。反応時間は約20msとしている。ガス化ガス燃料のO2量論比燃焼時の燃焼温度は、希釈剤/燃料の比率がゼロの時、即ちリサイクル排ガスを混入させない時には約3100℃になり、希釈剤/燃料の比率の上昇に応じて燃焼温度は低下し、希釈剤/燃料比率=5の際には燃焼温度は約1350℃に相当する。図10に示す解析結果から、希釈剤/燃料比率が3の時に燃焼ガス中に残留するO2成分、未燃焼COおよび水素成分濃度は最も低下して、燃焼効率は最も高い値を示す。これは、希釈剤/燃料の比率が3の際に、反応ガス組成と燃焼反応温度に応じた燃料の酸化反応が最も促進された結果であり、反応時間約20msでの燃焼性向上には重要な指標となる。すなわち、この反応時間では、ガスタービン燃焼器の燃焼領域への希釈剤の供給量をガス化ガス燃料の3倍とし、残りの希釈剤はガスタービン燃焼器下流側に供給することで、燃焼性を高く維持できることがわかる。また、燃焼時間が希釈率(D/F)と燃焼効率に与える影響について数値解析した結果を図11に示す。この解析結果から、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度が1500℃〜1900℃の間(D/F≒2.5〜4)であれば、図11に示すように、既存のLNG用ガスタービン燃焼器を利用した燃焼時間(約20ms程度)から100ms以下の範囲で高い燃焼効率が得られることが判明した。ここで、燃焼時間を長くするには、燃焼筒の直径を大きくしたり、燃焼筒長さを長くすることで容易に調整できる。 FIG. 10 shows the combustion of residual O 2 , CO, and hydrogen component concentrations in the recycle exhaust gas when the ratio of the amount of the recycle exhaust gas to the gasified gas fuel, that is, the dilution rate (D / F) is changed under the same fuel composition. It is shown with efficiency. The reaction time is about 20 ms. The combustion temperature during the O 2 stoichiometric combustion of gasified gas fuel is about 3100 ° C. when the diluent / fuel ratio is zero, that is, when no recycle exhaust gas is mixed, and this increases the diluent / fuel ratio. Accordingly, the combustion temperature decreases, and when the diluent / fuel ratio = 5, the combustion temperature corresponds to about 1350 ° C. From the analysis results shown in FIG. 10, when the diluent / fuel ratio is 3, the concentrations of O 2 component, unburned CO and hydrogen component remaining in the combustion gas are the lowest and the combustion efficiency is the highest value. This is the result of the most accelerated fuel oxidation reaction according to the reaction gas composition and combustion reaction temperature when the diluent / fuel ratio is 3, which is important for improving the combustibility in a reaction time of about 20 ms. Index. That is, in this reaction time, the amount of diluent supplied to the combustion region of the gas turbine combustor is three times that of the gasified gas fuel, and the remaining diluent is supplied to the downstream side of the gas turbine combustor. Can be maintained high. Further, FIG. 11 shows the result of numerical analysis of the influence of the combustion time on the dilution rate (D / F) and the combustion efficiency. From this analysis result, if the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor is between 1500 ° C. and 1900 ° C. (D / F≈2.5 to 4), as shown in FIG. 11, the existing LNG gas It has been found that high combustion efficiency can be obtained in a range from a combustion time using a turbine combustor (about 20 ms) to 100 ms or less. Here, in order to lengthen the combustion time, it can be easily adjusted by increasing the diameter of the combustion cylinder or increasing the length of the combustion cylinder.
ここで、重要なのはガスタービン燃焼器の頭部に供給される一次リサイクル排ガスによって制御される燃焼温度であり、1500〜1900℃、好ましくは1600℃〜1800℃、より好ましくは1650℃〜1800℃程度、さらに好ましくは1700℃〜1800℃未満の1700℃台、最も好ましくは1700℃付近とすることである。もっとも、燃焼器頭部における燃焼温度は、ガス化ガス燃料の組成の変動や運転条件等によって若干の幅があることから、1700℃〜1800℃にすることが実際の運転上においては適当である。したがって、ガスタービン燃焼器の頭部に供給される一次リサイクル排ガスの量は一律ではなく、ガス化ガス燃料の発熱量によって定まる。例えば、ガス化ガス燃料の発熱量が低い場合には、燃焼器頭部の燃焼温度を1700〜1800℃にするリサイクル排ガスの量は3倍モルよりも少なくなる。一般的には、ガス化システムやガス化原料などによりガス化ガス燃料の発熱量が変化する。例えば、表1に示す酸素吹きガス化ガス燃料(燃料発熱量:約2750kcal/m3N)の場合には、ガス化ガス燃料の3倍モルのリサイクル排ガスをガスタービン燃焼器の頭部即ち燃焼反応が活発な領域に供給すれば、燃焼温度を1700℃台とする一次燃焼領域が形成できる。また、石炭のスラリー搬送による酸素吹きガス化ガス燃料の場合には、2000kcal/m3N前後の発熱量になることから、この場合におけるリサイクル排ガスの供給量は、2倍モルで1700℃台の燃焼ガス温度に調整可能となる。 Here, what is important is the combustion temperature controlled by the primary recycle exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor, which is 1500 to 1900 ° C, preferably 1600 ° C to 1800 ° C, more preferably about 1650 ° C to 1800 ° C. More preferably, it is 1700 degreeC range of 1700 degreeC-less than 1800 degreeC, Most preferably, it shall be 1700 degreeC vicinity. However, the combustion temperature at the combustor head has a slight range depending on the variation of the composition of the gasified gas fuel, the operating conditions, and the like, and it is appropriate in actual operation to be 1700 ° C to 1800 ° C. . Therefore, the amount of the primary recycle exhaust gas supplied to the head of the gas turbine combustor is not uniform, but is determined by the calorific value of the gasified gas fuel. For example, when the calorific value of gasified gas fuel is low, the amount of recycle exhaust gas that makes the combustion temperature at the combustor head 1700-1800 ° C. is less than 3 times the mole. Generally, the calorific value of gasified gas fuel varies depending on the gasification system, gasification raw material, and the like. For example, in the case of the oxygen-blown gasified gas fuel shown in Table 1 (fuel calorific value: about 2750 kcal / m 3 N), 3 times mole of recycled exhaust gas of the gasified gas fuel is recycled to the head of the gas turbine combustor, that is, the combustion If it supplies to the area | region where reaction is active, the primary combustion area | region which makes combustion temperature a 1700 degreeC range can be formed. In addition, in the case of oxygen-blown gasified gas fuel by coal slurry conveyance, the calorific value is around 2000 kcal / m 3 N. In this case, the supply amount of the recycle exhaust gas is about 1700 ° C. at double moles. The combustion gas temperature can be adjusted.
ガスタービン燃焼器の頭部、即ち一次燃焼領域における反応温度が1500℃〜1900℃の範囲に制御される場合、燃焼器内の燃焼現象は反応温度が支配的になることが多く、酸化反応速度が速い時点で、燃料の酸化反応の可逆性が低下して、酸化反応が進行する。この結果、未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性または燃焼効率を向上させる。特に、1700℃〜1800℃近傍では、燃料の酸化反応の可逆性を低く維持しつつ、適度な反応速度が得られて酸化反応が進行するため、燃焼効率を92%と高く維持できる。1700℃〜1800℃の温度範囲よりも高い温度でも、低い温度でも、酸化量は低下する。いわゆる、酸化量が極大値になる条件であり、従来のLNG焚きガスタービンのように酸化速度だけで決まるものではない。ただし、数十msの燃焼反応時間で燃焼性を最も向上させようとすると、酸化量と酸化速度のバランスになる。即ち、燃焼温度が下がるのに従って酸化速度が低下し、未燃焼成分が増え始めるので、1700℃よりも大幅に温度が下がって例えば1500℃未満になると、反応速度が急激に落ちて反応完了までの時間を要する。他方、1900℃を越える温度温度では、反応速度は上昇するが、可逆性が高くなり、高い反応量は得られない。依って、1900℃以上1500℃未満の温度範囲では、燃焼効率が低下し、排気ガス中に残留する未燃焼成分であるCO成分とO2濃度が高くなる。例えば、表1に示す酸素吹きガス化ガス燃料において、希釈率を2にすると燃焼温度が1980℃と高くなり過ぎ(図10)、反応速度は上昇するが、可逆性が高くなり、燃焼効率は84%に低下する。また、希釈率を4以上にすると燃焼温度が1500℃未満と低くなり過ぎ(図10)、可逆性は低下するものの、反応速度は逆に低下し、燃焼効率は88%に低下する。そして、排気ガス中に残留する未燃焼成分であるCO成分とO2濃度が高くなった。因みに、このガスタービン燃焼排気ガスの一部はCO2を回収後、煙突から排気されるため、CO濃度が高くなると、燃料費が高くなり、発電単価が上昇する。また、排ガス中の残留O2成分濃度が上昇すると、排ガスを石炭搬送用に使用できなくなるので、システムとして成立しないか、または外部動力を使用してO2濃度を低減しなくてはならず、発電単価が上昇する。さらには、より多くの酸素を製造するため酸素製造装置の動力が増加する。 When the reaction temperature in the head of the gas turbine combustor, that is, the primary combustion region is controlled in the range of 1500 ° C. to 1900 ° C., the combustion phenomenon in the combustor is often dominated by the reaction temperature, and the oxidation reaction rate However, the reversibility of the fuel oxidation reaction decreases and the oxidation reaction proceeds. As a result, unburned CO components or soot generated due to unburned CO is suppressed, and the combustibility or combustion efficiency of the gas turbine combustor is improved. In particular, in the vicinity of 1700 ° C. to 1800 ° C., the reversibility of the oxidation reaction of the fuel is maintained low, and an appropriate reaction rate is obtained and the oxidation reaction proceeds. Therefore, the combustion efficiency can be maintained as high as 92%. Even if the temperature is higher or lower than the temperature range of 1700 ° C. to 1800 ° C., the oxidation amount decreases. This is a condition where the amount of oxidation reaches a maximum value, and is not determined only by the oxidation rate as in a conventional LNG-fired gas turbine. However, if the flammability is to be improved most in a combustion reaction time of several tens of ms, the amount of oxidation and the oxidation rate are balanced. That is, as the combustion temperature decreases, the oxidation rate decreases and unburned components begin to increase. Therefore, when the temperature drops significantly below 1700 ° C., for example, below 1500 ° C., the reaction rate rapidly decreases until the reaction is completed. It takes time. On the other hand, at a temperature exceeding 1900 ° C., the reaction rate increases, but the reversibility increases and a high reaction amount cannot be obtained. Therefore, in the temperature range of 1900 ° C. or more and less than 1500 ° C., the combustion efficiency decreases, and the CO component and O 2 concentration, which are unburned components remaining in the exhaust gas, increase. For example, in the oxygen-blown gasified gas fuel shown in Table 1, when the dilution rate is set to 2, the combustion temperature becomes too high at 1980 ° C. (FIG. 10), the reaction rate increases, but the reversibility increases and the combustion efficiency is Decrease to 84%. On the other hand, when the dilution ratio is 4 or more, the combustion temperature becomes too low (less than 1500 ° C.) (FIG. 10), but the reversibility decreases, but the reaction rate decreases conversely, and the combustion efficiency decreases to 88%. The CO component and O 2 concentration, which are unburned components remaining in the exhaust gas, increased. Incidentally, since a part of the gas turbine combustion exhaust gas is exhausted from the chimney after CO 2 is recovered, the fuel cost increases and the unit price of power generation increases when the CO concentration increases. In addition, if the residual O 2 component concentration in the exhaust gas increases, the exhaust gas cannot be used for coal transportation, so it must not be established as a system or the external power must be used to reduce the O 2 concentration. The unit price of power generation increases. Furthermore, the power of the oxygen production apparatus increases to produce more oxygen.
以上、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度が1500〜1900℃の間であれば、燃焼反応速度も速いまま、可逆性を下げられる。特に、1700℃台の温度であれば、酸化反応速度が速い時点で、可逆性を低下させ非可逆性を高めることが容易に実現できる。1700℃台の温度の時が燃焼効率を極大にする値である。ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼は、温度が低くなると、反応速度が落ちるので燃焼性が悪化する。そして、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量の一次リサイクル排ガスを燃焼器の頭部に供給できるのであれば、それがガスタービン燃焼器のバーナから直接燃焼器頭部に供給する場合でも、あるいはガス化炉よりも下流側でかつ燃焼器よりも上流側においてガス化ガス燃料に予め混合してから燃焼器頭部に供給する場合でも、さらにはガス化炉よりも下流側でかつ燃焼器よりも上流側のガス化ガス燃料供給系統とガスタービン燃焼器の頭部とにリサイクル排ガスを分配して供給することによっても、閉サイクルガスタービン燃焼器の一次燃焼領域における燃料の酸化反応の可逆性が低下して、酸化反応が進行することから、燃焼過程で発生する未燃焼CO成分あるいは未燃焼COに起因して生成される煤を抑制して、ガスタービン燃焼器の燃焼性または燃焼効率を向上させることが達成できる。しかも、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃の間に低下させるために必要とされる量の全部あるいは一部のリサイクル排ガスをガスタービン燃焼器5の上流側においてガス化ガス燃料に予め混合して400℃〜900℃の温度範囲に維持してから燃焼器頭部に供給する場合には、燃焼速度の高いH2が1割程度高くなる効果と相俟って、燃焼効率をさらに高くできる。つまり、僅かに1割程度の添加であっても、燃料噴射速度の速いガスタービン燃焼器での燃焼安定性を向上させつつ速い反応速度を維持しつつ反応の可逆性を抑えることにより、燃焼安定性への効果が大きくなる。このように、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度が1500〜1900℃の間に調整されることより、燃焼効率並びに燃焼性の改善や煤の抑制に効果がある。
As described above, if the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor is between 1500 and 1900 ° C., the reversibility can be lowered while the combustion reaction rate is high. In particular, when the temperature is in the range of 1700 ° C., it is possible to easily reduce the reversibility and increase the irreversibility when the oxidation reaction rate is high. The temperature at the 1700 ° C. range is a value that maximizes the combustion efficiency. Combustion at the head of the gas turbine combustor deteriorates in combustibility because the reaction rate decreases as the temperature decreases. And if the primary recycle exhaust gas with the combustion temperature of 1500-1900 ° C. at the head of the gas turbine combustor can be supplied to the head of the combustor, it is directly from the burner of the gas turbine combustor. Even when supplying to the head of the combustor after being pre-mixed with the gasified gas fuel downstream from the gasifier and upstream from the combustor, The primary combustion region of the closed cycle gas turbine combustor can also be distributed and supplied to the gasified gas fuel supply system downstream of the combustor and to the head of the gas turbine combustor. It is generated due to unburned CO components or unburned CO generated in the combustion process because the reversibility of the oxidation reaction of the fuel in the reactor decreases and the oxidation reaction proceeds. By suppressing soot, it can be achieved to improve the combustion or the combustion efficiency of the gas turbine combustor. Moreover, all or a part of the recycle exhaust gas required for lowering the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor between 1500 and 1900 ° C. is gasified gas upstream of the
(水蒸気または窒素の混合による燃焼性への影響)
ガス化ガス燃料の水素濃度を高めるために水蒸気またはN2のいずれか一方または双方を混合する場合には、燃焼領域に直接あるいは燃焼領域よりも上流側においてガス化ガス燃料あるいはガスタービン燃焼器の頭部に供給されるリサイクル排ガスと混合して燃焼領域に供給することが望まれる。ガスタービン燃焼器の燃焼領域よりも下流の膨張タービンの第一段動翼入口までの範囲では、水蒸気または窒素の混合による直接的な燃焼促進効果は非常に小さいか期待できない程度のものである。図2は反応温度1350℃(燃焼器出口ガス温度)での解析結果である。1350℃という反応温度で水蒸気やN2を供給するとH2が再生成する(反応時間10-4秒)が、燃焼器出口の20ms(反応時間20×10-3秒)経過時点では、H2の再生成による燃焼促進効果は望めないことが明らかである。ただし、10−4秒という時間でH2が生成すれば、COの酸化が進むのと同時に、H2が増え、燃焼器における燃焼促進が図られて燃焼効率をさらに向上させ得る。つまり、水蒸気やN2は燃焼反応への関与の低い部位、例えば一次燃焼領域から十分な隔たりをもった位置から膨張タービンの第1段動翼の入口までの間で供給されても燃焼促進効果を上げることは期待できない。したがって、図14の実施形態の場合、圧縮機8の上流でリサイクル排ガスに水蒸気(またはN2)を混入させるようにしているので、ガスタービン燃焼器の頭部に供給されるリサイクル排ガスに限らず、燃焼器内の一次燃焼領域よりも離れた下流側で供給される燃焼ガスの温度調整のための希釈剤としてのリサイク排ガスの中にも水蒸気またはN2が混入されることとなるが、燃焼性の改善に効果が期待できないだけでシステム上の障害が誘発されるものではない。尚、水蒸気またはN2のいずれか一方または双方を混合するガスの供給は、リサイクル排ガスに混合したり、リサイクル排ガスと共に燃焼域に供給しなければならないものではなく、単独でガスタービン燃焼器の上流の燃料供給系統でガス化ガス燃料に混合したり、燃焼域に直接供給することによっても、H2の再生成による水素濃度増大による燃焼促進効果が得られるものである。したがって、ガスタービン燃焼排気ガスの還流量が減少したり、燃焼効率が悪化したときに、水蒸気を流入することで、水素成分を増やし、燃焼性の向上を図ることができる。
(Influence on flammability by mixing water vapor or nitrogen)
When either or both of water vapor and N 2 are mixed in order to increase the hydrogen concentration of the gasified gas fuel, the gasified gas fuel or the gas turbine combustor is directly in the combustion region or upstream of the combustion region. It is desirable to mix with the recycle exhaust gas supplied to the head and supply it to the combustion region. In the range from the combustion region of the gas turbine combustor to the first stage blade inlet of the expansion turbine downstream, the direct combustion promotion effect due to the mixing of water vapor or nitrogen is very small or cannot be expected. FIG. 2 shows the analysis results at a reaction temperature of 1350 ° C. (combustor outlet gas temperature). When steam or N 2 is supplied at a reaction temperature of 1350 ° C., H 2 is regenerated (
図14に示すように、燃焼器よりも上流側で、リサイクル排ガスに水蒸気を供給すれば、相対的にH2Oが増加し、燃料中に還元生成されるH2量もさらに上昇する。また、水蒸気に代えてあるいは水蒸気と併用してN2を供給する場合には、COとH2の酸化反応が進む。この2成分のうち、H2の方が酸化反応が速い時期に生じる。そして、COの酸化が顕著になる頃、H2OからH2が生成することになる。 As shown in FIG. 14, if water vapor is supplied to the recycle exhaust gas upstream of the combustor, H 2 O is relatively increased and the amount of H 2 reduced and generated in the fuel is further increased. In addition, when N 2 is supplied instead of water vapor or in combination with water vapor, the oxidation reaction of CO and H 2 proceeds. Of these two components, H 2 occurs when the oxidation reaction is faster. Then, the time the oxidation of CO becomes significant, so that the H 2 is generated from H 2 O.
ここで、水蒸気の供給の場合には、蒸気タービンを組み込んだコンバインドサイクルとする本実施形態の場合には、燃焼器内圧力よりも高圧の水蒸気が多量に発生するので、これをガスタービン燃焼器の頭部に供給するリサイクル排ガスに混合することに技術的な問題はない。また、水蒸気の供給源としては、系外に排出されるリサイクル排ガスからCO2回収のために気水分離した水を熱交換器で熱回収して水蒸気にして使用することも、ガスタービン燃焼排気ガスの一部をCO2を取り除いて排気する場合に生ずる凝縮水などを圧縮して昇圧後のリサイクル排ガスに噴射することも可能である。また、O2製造時に副生されるN2の圧力は例えば5気圧程度である。そこで、これを昇圧する圧縮機を別途設けるか、排ガス圧縮機の手前で、排ガスに混合することが考えられる。また、IGCCでは、N2用の圧縮機を別途用意して、30気圧程度にまで昇圧して、石炭搬送に使用しているシステムもあり、このN2を分岐させて用いても良い。 Here, in the case of supply of steam, in the case of this embodiment in which a combined cycle incorporating a steam turbine is used, a large amount of steam higher than the pressure in the combustor is generated. There is no technical problem in mixing with the recycle exhaust gas supplied to the head of the car. In addition, as a supply source of water vapor, the water separated from the recycle exhaust gas discharged outside the system for CO 2 recovery can be recovered as heat by using a heat exchanger and used as steam. It is also possible to compress condensed water generated when a part of the gas is exhausted after removing CO 2 and to inject it into the recycled exhaust gas after pressure increase. The pressure of the N 2 by-produced in the O 2 during manufacturing, for example, about 5 atm. Therefore, it is conceivable that a compressor for boosting the pressure is separately provided or mixed with the exhaust gas before the exhaust gas compressor. In addition, in IGCC, there is a system in which a compressor for N 2 is separately prepared and the pressure is increased to about 30 atm and used for coal transportation, and this N 2 may be branched and used.
ここで、図14に示すプラントでは、水蒸気またはN2のいずれか一方または双方を混合したガスの供給は、一定量をリサイクル排ガスに予め混合したり、リサイクル排ガスと共に燃焼域に供給したり、あるいは単独で燃焼器の上流で予めガス化ガス燃料に混合したり、燃焼域に直接供給するようにしている。しかしながら、ガスタービン燃焼器から排出される燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量を監視して、ガスタービン燃焼器に供給する前のガス化ガス燃料と混合させるリサイクル排ガスに供給する水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の量と、燃焼器頭部へ直接供給するリサイクル排ガスに供給する水蒸気または窒素のいずれか一方または双方の量とを調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御するように構成するようにしても良い。例えば、図15に示すプラントにおいて、計測装置・監視装置15によってガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスの中の未燃焼成分であるCO濃度を計測ないし監視し、この計測結果に基づいてフィードバック制御される制御装置4aによって、ガス化ガス燃料中に噴射する水蒸気またはN2のいずれか一方または双方を混合したガスの供給位置あるいは供給量を切り替えることができる。このとき、図15に示すプラントにおいては、
燃焼ガス中のCO濃度が一定量以下になるように燃料供給系統のガス化ガス燃料に対するリサイクル排ガスの供給位置あるいは量がフィードバック制御されるので、制御装置4aの指示によりリサイクル排ガスと共に水蒸気またはN2のいずれか一方または双方を混合したガスをガス化ガス燃料中に噴射して混合させるようにしても良い。この場合においても、水蒸気または窒素の一方あるいは双方を混合したガスの供給位置の選定は、燃料供給系統において同ガスを供給する混合装置4bを切り替える場合だけでなく、同ガスの供給量を各混合装置4b毎に変化させることによって、同ガスが供給される位置を変更することも含まれる。勿論、水蒸気またはN2のいずれか一方または双方を混合したガスの供給は、リサイクル排ガスに代えて、単独で混合装置4bから供給するようにしても良い。
Here, in the plant shown in FIG. 14, the supply of the gas obtained by mixing one or both of water vapor and N 2 is premixed with the recycle exhaust gas, supplied to the combustion zone together with the recycle exhaust gas, or Independently, it is previously mixed with gasified gas fuel upstream of the combustor or directly supplied to the combustion zone. However, the CO component concentration or soot amount in the combustion gas discharged from the gas turbine combustor is monitored and the steam or nitrogen supplied to the recycle exhaust gas to be mixed with the gasified gas fuel before being supplied to the gas turbine combustor. By adjusting the amount of either or both and the amount of either or both of water vapor and / or nitrogen supplied to the recycle exhaust gas that is supplied directly to the combustor head, the CO emission concentration is controlled below a certain amount. You may make it comprise as follows. For example, in the plant shown in FIG. 15, the CO concentration, which is an unburned component in the gas turbine combustion exhaust gas discharged from the gas turbine by the measuring device /
Since the supply position or amount of the recycle exhaust gas to the gasification gas fuel in the fuel supply system is feedback controlled so that the CO concentration in the combustion gas is below a certain amount, steam or N 2 is supplied together with the recycle exhaust gas according to the instruction of the
以上のように、ガス化ガス燃料に供給するリサイクル排ガス、水蒸気または窒素(N2)の供給量を調整することにより、ガス化ガス燃料中に生成させる水素成分量を適切に制御することが可能になり、排気循環によるガス化ガス燃料・O2量論比燃料閉サイクルガスタービンの燃焼性を、より一層向上させることが可能になる。 As described above, it is possible to appropriately control the amount of hydrogen components generated in the gasified gas fuel by adjusting the supply amount of the recycle exhaust gas, water vapor, or nitrogen (N 2 ) supplied to the gasified gas fuel. Therefore, the combustibility of the gasified gas fuel / O 2 stoichiometric fuel closed cycle gas turbine by exhaust gas circulation can be further improved.
(燃料供給系統におけるリサイクル排ガスの供給位置)
ガスタービン燃焼器の上流側の燃料供給系統でのガス化ガス燃料に対するリサイクル排ガスの供給による還元反応は緩慢な反応であるので、時間を要する。また、還元反応は狭い温度領域でしか特異な現象を示さない。つまり、燃料の酸化反応(燃焼現象)と異なり、還元反応は特定の反応温度に長い時間維持することにより、特異な現象を示す。そこで、燃焼器出口、膨張タービン出口または排熱回収ボイラ出口における排気ガス中のCO濃度の監視により、燃焼器における燃焼性および安定性等を評価し、最適な燃焼性が得られるようにリサイクル排ガスの燃料供給系統における供給位置を選定して還元反応時間を制御することがより好ましい。
(Supply position of recycled exhaust gas in the fuel supply system)
Since the reduction reaction by the supply of the recycle exhaust gas to the gasified gas fuel in the fuel supply system upstream of the gas turbine combustor is a slow reaction, it takes time. Further, the reduction reaction exhibits a unique phenomenon only in a narrow temperature range. That is, unlike the oxidation reaction (combustion phenomenon) of fuel, the reduction reaction exhibits a unique phenomenon by maintaining it at a specific reaction temperature for a long time. Therefore, by monitoring the CO concentration in the exhaust gas at the combustor outlet, expansion turbine outlet, or exhaust heat recovery boiler outlet, the combustibility and stability etc. in the combustor are evaluated, and recycled exhaust gas is obtained so that the optimum combustibility is obtained. It is more preferable to control the reduction reaction time by selecting the supply position in the fuel supply system.
例えば、図15に示すプラントのように、ガスタービンから排出されたガスタービン燃焼排気ガスの中にの未燃焼成分であるCO濃度を計測ないし監視する計測装置・監視装置15と、この計測ないし監視結果によって燃焼ガス中のCO濃度を一定量以下になるように、ガス化炉からガスタービン燃焼器の間の燃料供給系統においてリサイクル排ガスを供給する位置あるいは量をフィードバック制御により切り替える制御装置4aと、制御装置4aの指示によりリサイクル排ガスをガス化ガス燃料中に噴射して混合させるノズルあるいはエジェクタなどの複数の混合装置4bとを備え、計測装置・監視装置15からの検出値により制御装置4aによりリサイクル排ガスを供給する混合装置4bを選択しあるいは噴射する量をフィードバック制御することが好ましい。ここで、リサイクル排ガスの供給位置の選定は、燃料供給系統においてリサイクル排ガスを供給する混合装置4bを切り替える場合だけでなく、リサイクル排ガスの供給量を各混合装置4b毎に変化させることによって、主にリサイクル排ガスが供給される位置を変更することも含まれる。尚、本実施形態においては、リサイクル排ガスは、場合によっては水蒸気または窒素の一方あるいは双方を混合した状態で供給される場合もある。
For example, as in the plant shown in FIG. 15, the measuring device /
次に、ガス化ガス燃料中の水素成分の生成を目的とした、リサイクル排ガス、水蒸気または窒素(N2)の噴射混合と、リサイクル排ガス中のCO濃度の計測、監視による噴射量位置の調整について説明する。 Next, for the purpose of generating hydrogen components in gasified gas fuel, injection mixing of recycled exhaust gas, water vapor or nitrogen (N 2 ), measurement of CO concentration in the recycled exhaust gas, and adjustment of the injection amount position by monitoring explain.
リサイクル排ガスはできるだけ高い燃焼効率を得て、未燃焼CO分および残留O2分を低減したい。これは、排気ガスの一部はガス化炉2への石炭などのガス化原料搬送用リサイクル排ガスとして使用するためには、残留O2濃度を少ない方が良い。また、排気ガスの一部は煙突13から排気するため、未燃焼成分の残留はプラント熱効率を低下させる。さらに、排気ガス中に残留するO2濃度が増加すると、酸素製造装置1の動力が大きくなり、プラント熱効率の低下を招く。そこで、リサイクル排ガス中の未燃焼成分であるCO濃度を計測、監視して、当該情報を制御装置4aに伝送し、当該CO濃度が低減するようにリサイクル排ガス(または水蒸気あるいは窒素)の供給位置あるいは供給量を制御するように混合装置4bを調整するようにしている。排気ガス中のCO濃度は残留O2濃度と比例の関係にあり、よって残留O2濃度も低減できる。
Recycled exhaust gas wants to obtain as high combustion efficiency as possible and reduce unburned CO and residual O 2 . In order to use a part of the exhaust gas as a recycle exhaust gas for conveying a gasification raw material such as coal to the
ガス化ガス燃料へのリサイクル排ガス(または水蒸気あるいは窒素)の混合装置4bは、ガス化炉2の出口からガスタービン燃焼器5の入口まで任意に設定することで、反応温度と反応時間を調整することが可能となる。実際の発電プラントでは、水素生成のための反応時間と反応温度は主にリサイクル排ガス(または水蒸気あるいは窒素)の混合装置4bに依存する。例えば、混合ガス中に水素成分が生成される反応温度は600℃〜800℃となるが、この範囲におけるより好適な条件は設備上の制約を受ける。すなわち、ガス化炉2の出口からガスタービン燃焼器5の入口までの過程で、ガス化ガス燃料CG1は発電プラントからの排熱回収を繰り返し、燃焼器入口部では600℃台になる。すなわち、実際の発電プラントでは、混合装置4bを調整することにより、排ガス供給ラインHG1’を介してガスタービン燃焼器の上流の燃料供給系統に供給する一次リサイクル排ガス(または水蒸気あるいは窒素)の供給位置を切り替えて反応温度を調整することを可能にする。
The
この様に、リサイクル排ガス中のCO濃度を計測、監視して、当該CO濃度を低減するように、リサイクル排ガス、水蒸気または窒素(N2)の混合装置4bを設定することにより、燃焼性の劣化が懸念される、排気循環閉サイクルガスタービンをガス化発電プラントに採用することが可能となり、CO2分離・固定技術に大きく依存せず、かつプラントの熱効率を損なうことなく発電プラントから排出されるCO2を削減することができる。
In this way, by measuring and monitoring the CO concentration in the recycled exhaust gas and setting the
また、ガスタービン燃焼器では、ガス化ガス燃料と希釈剤としてリサイクル排ガスを予め混合してガスタービン燃焼器に供給することにより、希釈剤中のO2をガスタービン燃焼に積極的に関与させることができ、リサイクル排ガス中に残存するO2濃度を低減して、リサイクル排ガスの石炭搬送等への使用をより容易にするという相乗効果が得られる。 In the gas turbine combustor, gasified gas fuel and recycled exhaust gas as a diluent are mixed in advance and supplied to the gas turbine combustor, so that O 2 in the diluent is actively involved in gas turbine combustion. Thus, a synergistic effect of reducing the concentration of O 2 remaining in the recycle exhaust gas and facilitating use of the recycle exhaust gas for coal transportation or the like can be obtained.
さらに、CO濃度計測装置15と、ガス化ガス燃料中に燃料供給系統外からの添加ガスの供給を可能とする複数の混合装置4bに対して燃焼ガス中のCO成分濃度または煤量が一定となるようなフィードバック制御を行う制御装置4aを利用することによって、リサイクル排ガスの供給量そのものを調整したり、あるいはガスタービン燃焼器に供給する前のガス化ガスへ供給するリサイクル排ガスの量と、リサイクル排ガスの燃焼器頭部へ直接供給する量との分配比を調整することにより、CO排出濃度を一定量以下に制御することも可能である。
Furthermore, the CO component concentration or soot amount in the combustion gas is constant with respect to the CO
(二次リサイクル排ガスの供給位置の燃焼効率に与える影響)
また、本発明のCO2回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントにおいては、定格運転温度の維持と燃焼効率を上げる燃焼温度の維持とを両立させるために、燃焼器へ供給するリサイクル排ガスを、燃焼器の頭部で燃焼反応が活発なところに燃焼温度を1500〜1900℃に調整するのに必要とする量と、燃焼ガスの燃焼器出口温度を定格温度までに下げるのに必要とする量とに分割して供給するようにしている。ここで、燃焼ガス温度または燃焼器出口温度を定格温度に調整するために必要とされる希釈剤(リサイクル排ガス)の量のうち、一次燃焼領域に供給するリサイクル排ガス(一次リサイクル排ガスと呼ぶ)の量を除いた残りの希釈剤(二次リサイクル排ガスと呼ぶ)は、燃焼ガスの温度調整を主たる目的とするものであり、燃焼反応への関与の低い部位、例えば燃焼器の一次燃焼領域から十分な隔たりをもった位置から膨張タービンの第1段動翼の入口までの間に供給されることが好ましい。尚、二次サイクル排ガス(場合によってはさらに二次あるいは三次と分割することもある)は、リサイクル排ガスの量が変動する場合、燃焼器頭部に供給される量が一定量に制限されることから、当然に変動することとなり、例えば、排ガスの循環量が多くなった場合には下流側へ供給される量が増え、少なくなった場合には減少する。
(Effect of secondary recycling exhaust gas supply position on combustion efficiency)
Further, in the closed cycle gas turbine power plant for CO 2 recovery type gasification gas power generation according to the present invention, the recycle supplied to the combustor in order to maintain both the rated operation temperature and the combustion temperature for increasing the combustion efficiency. The amount of exhaust gas required to adjust the combustion temperature to 1500-1900 ° C where the combustion reaction is active at the head of the combustor, and necessary to lower the combustor outlet temperature of the combustion gas to the rated temperature The amount is divided and supplied. Here, of the amount of diluent (recycled exhaust gas) required to adjust the combustion gas temperature or the combustor outlet temperature to the rated temperature, the amount of recycled exhaust gas (referred to as primary recycled exhaust gas) supplied to the primary combustion region The remaining diluent (referred to as secondary recycle exhaust gas) excluding the amount is mainly intended to adjust the temperature of the combustion gas, and is sufficient from the part that is not involved in the combustion reaction, such as the primary combustion region of the combustor. It is preferable that the gas is supplied from a position having a gap to the inlet of the first stage blade of the expansion turbine. In addition, secondary cycle exhaust gas (may be further divided into secondary or tertiary in some cases) is limited to a certain amount supplied to the combustor head when the amount of recycled exhaust gas fluctuates. Therefore, it naturally varies. For example, when the circulation amount of exhaust gas increases, the amount supplied to the downstream side increases, and when it decreases, it decreases.
図17に二次排ガスを供給する位置を変えた場合の燃焼効率に与える影響について行った数値解析の結果を示す。尚、この数値解析では、燃焼器全体における燃焼時間を20msとし、「全量混合」はバーナよりリサイクルする燃焼排気ガスの全量(この場合には供給燃料に対して5倍モル)を供給した場合である。そして、「1ms」とは、燃焼器バーナより供給する一次排ガスを一次燃焼域における燃焼温度を約1700℃に抑制するために3倍モルを燃焼器頭部即ち一次燃焼領域に供給し、残りの2倍モルの二次排ガスをバーナ端より1ms下流の位置即ちバーナから噴射された流体が1ms経過した時に流れている位置で供給した場合を示している。即ち一次燃焼領域での反応時間が1msであることを意味している。尚、「3ms」〜「19ms」についても同様である。
FIG. 17 shows the result of numerical analysis performed on the influence on the combustion efficiency when the position for supplying the secondary exhaust gas is changed. In this numerical analysis, the combustion time in the entire combustor is 20 ms, and “total mixing” is the case where the entire amount of combustion exhaust gas to be recycled from the burner is supplied (in this case, 5 times the mole of the supplied fuel). is there. “1 ms” means that the primary exhaust gas supplied from the combustor burner is supplied to the combustor head, that is, the primary combustion region, in order to suppress the combustion temperature in the primary combustion region to about 1700 ° C. This shows a case where double mole of secondary exhaust gas is supplied at a
この結果、リサイクル排ガスの全量をバーナから直接供給する場合に比べて、ガスタービン燃焼器の頭部における燃焼温度を1500〜1900℃とする量の一次リサイクル排ガスと、残りの二次あるいは三次のリサイクル排ガスとに分割してバーナの出口よりも燃焼時間で少なくとも1ms後の下流に供給するだけで、燃焼効率の向上が認められた。また、バーナの頭部から噴射されるガス化ガス燃料や一次排ガスよりも3ms以上下流で二次排ガスを供給することが好ましいことが判明した。そして、燃焼器下流の19msの場合が最も燃焼効率が向上することが判明した。即ち、「全量混合」の場合、燃焼効率η=75%であるが、排ガスを少なくとも2分割して二次排ガスを19ms下流で噴射する場合には93%程度まで上昇した。ここで、燃焼効率は、バーナ出口よりも下流側に供給位置を移すのにしたがって向上し、特に、1msよりも下流側において10msまでは急速に向上し、10ms以降であれば、90%以上の燃焼効率を確保した。しかしながら、10ms以降では、それ以前よりも燃焼効率の改善効果が低下し始め、ほぼ飽和する結果となった。ここで、燃焼器全体における燃焼時間を20msとした燃焼器においては、10msの供給位置とは燃焼器の中間辺りになる。そこで、二次排ガスを供給する位置は、燃焼器の中間よりも下流側であることが好ましい。つまり、二次排ガスあるいはさらに三次排ガスを供給する位置が一次燃焼領域から下流側に隔てた位置ほど、一次燃焼領域における燃焼反応温度(1700℃台)が維持される時間が長いため燃料の酸化反応が進むものと推定される。ここで、燃焼器頭部における燃焼温度だけを考慮すると、ガスタービン燃焼器5の頭部に希釈剤として必要なリサイクル排ガスの全量を供給する全量混合の場合には、図17に示すように、燃焼効率は75%と極端に悪い。しかしながら、この場合の全量混合とは、リサイクルする燃焼排気ガスの全量と酸化剤及びガス化ガス燃料とをガスタービン燃焼器の頭部に直接供給した場合であり、ガスタービン燃焼器5の上流の燃料供給系統4に希釈剤として必要なリサイクル排ガスの全量を供給してガス化ガス燃料と事前に混合させる場合とは異なる。つまり、リサイクルする排ガスを燃料供給系統4に予め供給してガス化ガス燃料に混合して400℃〜900℃の温度範囲に維持することで、水素成分濃度が10〜20%上昇することにより酸化反応速度が速くなって、燃焼反応の安定性が高く燃焼効率をより高くできる効果は図17の数値解析には反映されていない。
As a result, compared with the case where the entire amount of the recycled exhaust gas is directly supplied from the burner, the primary recycled exhaust gas and the remaining secondary or tertiary recycling in such an amount that the combustion temperature at the head of the gas turbine combustor is 1500-1900 ° C. Combustion efficiency was improved only by dividing the exhaust gas and supplying it downstream of the burner outlet at least 1 ms after the combustion time. Further, it has been found that it is preferable to supply the
(燃焼器上流での還元反応の熱源)
ガスタービン燃焼器の上流においてリサイクル排ガスとガス化ガス燃料との混合ガス中に水素を生成させる反応温度を適正に制御するための熱源としては、別途新たな設備を設置しても良いが、発電プラントの熱例えばガス化炉の熱または排熱回収ボイラあるいは熱交換器で回収されるリサイクル排ガスの熱を利用することが好ましい。CO2回収型ガス化ガス発電プラントには、より多くの熱源が存在する。例えば、リサイクル排ガスは770℃程度を有しており、図5または図6に示すように、ガス化ガス燃料とリサイクル排ガス、水蒸気または窒素の混合気中に水素を生成する反応に必要とされる反応温度600℃〜800℃を適切に制御することを可能にする。また、より高い反応温度を要する場合は、ガス精製前のガス化ガス燃料CG1またはガス化炉2を熱源とすることが可能であり、ガス化ガス燃料と、リサイクル排ガス、水蒸気または窒素をリサイクル排ガスGとの熱交換により、より高い反応温度を得ることが可能である。逆に低い温度で、かつより狭い温度範囲に調整することが重要になる場合は、ガスタービン6の排気ガスラインを熱源とすることにより、所定の温度に調節することが可能になる。
(Reduction reaction heat source upstream of the combustor)
As a heat source for appropriately controlling the reaction temperature for generating hydrogen in the mixed gas of recycled exhaust gas and gasified gas fuel upstream of the gas turbine combustor, new equipment may be installed separately. It is preferable to use the heat of the plant, for example, the heat of the gasification furnace or the heat of the recycled exhaust gas recovered by the exhaust heat recovery boiler or the heat exchanger. There are more heat sources in a CO 2 recovery gasification gas power plant. For example, the recycled exhaust gas has a temperature of about 770 ° C., and as shown in FIG. 5 or FIG. 6, it is required for the reaction for generating hydrogen in the mixture of gasified gas fuel and recycled exhaust gas, water vapor or nitrogen. The reaction temperature of 600 ° C. to 800 ° C. can be appropriately controlled. If a higher reaction temperature is required, the gasification gas fuel CG1 or
例えば、図16に示すように、ガスタービン燃焼排気ガスを循環させてガスタービンに供給するには排気ガスの温度を一旦下げてから圧縮機8で昇圧する必要があり、この燃焼排気ガスラインに設けた熱交換器16により熱源を求めるか、排熱回収ボイラ7に熱源を求めることで、燃焼排気ガス温度以下の任意の温度に調整することを可能にする。これにより、水素を生成する反応に必要とされる熱源を外部に求める必要が無く、また所内動力を要することなく、ガス化ガス燃料中に水素成分を増加させて、排気循環によるガス化ガス燃料のO2量論比燃焼の燃焼安定性を向上し、リサイクル排ガス中に残留する未燃焼CO成分を低減し、また、O2成分も低減する。また、ガス化炉2は、ガス化炉部(1800℃〜1100℃)と熱回収部(ガス化ガス燃料の温度が400℃にまで低下する)とから構成されており、これら熱源を利用してガス化ガス燃料とリサイクル排ガス及び/又水蒸気や窒素の混合ガスの温度を水素を生成する反応に必要とされる反応温度600℃〜800℃に適切に制御することを可能にする。
For example, as shown in FIG. 16, in order to circulate the gas turbine combustion exhaust gas and supply it to the gas turbine, it is necessary to lower the temperature of the exhaust gas once and then pressurize it with the
(リサイクル排ガスの供給量の調整)
また、CO2回収型ガス化ガス発電用閉サイクルガスタービン発電プラントにおいては、ガス化ガス燃料の性状が一時的に変動し燃料発熱量が大幅に一時的に変化することが考えられる。そこで、図示していないが、ガス化ガス燃料の燃料発熱量を監視して、発熱量が変化した際には、燃焼器頭部へ供給するリサイクル排ガスの量を調整することによって燃焼器頭部の燃焼温度が1700℃〜1800℃の範囲、場合によっては1600℃〜1800℃、少なくとも1500℃〜1900℃の範囲に収まるように調整することが好ましい。燃料発熱量の変化により燃焼温度が変化するため、上述の温度範囲に調整するために必要とするリサイクル排ガスの量並びに燃焼器出口温度を定格温度にするために必要とするリサイクル排ガスの量も変動することとなるので、これらを適宜調整することが望まれる。
(Adjustment of recycled exhaust gas supply)
Further, in the closed cycle gas turbine power plant for CO 2 recovery type gasification gas power generation, it is conceivable that the properties of the gasification gas fuel will fluctuate temporarily and the amount of heat generated by the fuel will change drastically. Therefore, although not shown in the figure, by monitoring the fuel calorific value of the gasified gas fuel and adjusting the amount of recycle exhaust gas supplied to the combustor head when the calorific value changes, the combustor head It is preferable to adjust so that the combustion temperature falls within the range of 1700 ° C to 1800 ° C, sometimes 1600 ° C to 1800 ° C, and at least 1500 ° C to 1900 ° C. Since the combustion temperature changes due to the change in the heat generation amount of the fuel, the amount of recycled exhaust gas required to adjust to the above temperature range and the amount of recycled exhaust gas required to bring the combustor outlet temperature to the rated temperature also vary. Therefore, it is desirable to adjust these appropriately.
例えば、ガス化炉2あるいはガス化炉2からガスタービン燃焼器5までの間の燃料供給系統にガス化ガス燃料の発熱量を計測する装置を備え、ガス化ガス燃料の発熱量を監視し、発熱量の変化に応じて燃焼器頭部に供給するリサイクル排ガスの量を調整することが好ましい。もっとも、ガス化ガス燃料の発熱量の大幅な変動でなければ、リサイクル排ガスの全体量を調整しなくとも所定の温度範囲に燃焼ガスの燃焼器出口温度を収めることができる。
For example, the fuel supply system between the
ここで、燃料発熱量の監視は、公知の発熱量計測手法あるいは装置、例えばガスクロマトグラフィー法や熱量計を用いて容易に発熱量を算出したり、瞬時にガスの熱量を測定できる。ガスクロマトグラフィー法の場合には、ガス化ガス燃料中のCO、H2、CH4、CO2、H2O、N2について濃度を測定し、発熱量を算出することができる。ここで、ガスクロマトグラフィーによる成分分析は精度は良いが分析には5分程度の時間を要する。一方、熱量計は分析精度が落ちるが瞬時にガスの熱量を測定できる。そこでガスクロマトグラフィーによる成分分析と熱量計を併用することにより、ガス化ガス燃料の発熱量が大きく変動しないことを確認することが好ましい。 Here, the monitoring of the calorific value of the fuel can easily calculate the calorific value using a known calorific value measuring method or apparatus, for example, a gas chromatography method or a calorimeter, or can instantaneously measure the calorific value of the gas. In the case of the gas chromatography method, the calorific value can be calculated by measuring the concentrations of CO, H 2 , CH 4 , CO 2 , H 2 O, and N 2 in the gasified gas fuel. Here, the component analysis by gas chromatography is accurate, but the analysis takes about 5 minutes. On the other hand, calorimeters can measure the calorific value of gas instantaneously, although the analysis accuracy is reduced. Therefore, it is preferable to confirm that the calorific value of the gasified gas fuel does not vary greatly by using a component analysis by gas chromatography and a calorimeter together.
なお、上述の形態は本発明の好適な形態の一例ではあるがこれに限定されるものではなく本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々変形実施可能である。例えば、本実施形態のCO2回収型ガス化発電プラントでは、ガスタービンから排出される高温排気ガスの熱を利用して水蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、ここで発生した水蒸気により駆動される蒸気タービンと蒸気タービンに結合されて電力を出力する発電器とを含むガス化複合発電プラントとして構成しているが、これに特に限定されるものではなく、閉サイクルガスタービンのみを採用したCO2回収型ガス化発電プラントとして構成しても良い。 The above-described embodiment is an example of a preferred embodiment of the present invention, but is not limited thereto, and various modifications can be made without departing from the scope of the present invention. For example, in the CO 2 recovery type gasification power plant of this embodiment, it is driven by the exhaust heat recovery boiler that generates steam using the heat of the high-temperature exhaust gas discharged from the gas turbine, and the steam generated here. Although it is configured as a gasification combined power plant including a steam turbine and a generator coupled to the steam turbine to output electric power, it is not particularly limited to this, and CO 2 adopting only a closed cycle gas turbine. You may comprise as a collection-type gasification power plant.
また、水蒸気に代えてN2を混合する場合には、サーマルNOxが発生する虞があるので、脱硝装置や無触媒脱硝システムが必要となる場合もあるが、水蒸気を混合させる場合よりも燃焼性を向上させるという点では効果がある。さらに、本実施形態では、水蒸気かN2のいずれかをリサイクルされるリサイクル排ガスに混合させる場合について述べたが、これに特に限られるものではなく、水蒸気とN2の混合ガスをリサイクル排ガスに混合させても良い。 Further, when N 2 is mixed instead of steam, thermal NOx may be generated, so a denitration device or a non-catalytic denitration system may be required, but it is more flammable than when steam is mixed. It is effective in terms of improving Furthermore, in the present embodiment, the case where either water vapor or N 2 is mixed with the recycled exhaust gas to be recycled has been described, but the present invention is not particularly limited thereto, and a mixed gas of water vapor and N 2 is mixed with the recycled exhaust gas. You may let them.
また、水蒸気あるいはN2のガス化ガス燃料への供給は、図14に示すように、水蒸気ADを圧縮機8の手前でリサイクルされるリサイクル排ガスに混合しているのは一例に過ぎず、必要に応じてガス精製装置3とガスタービン燃焼器5の間あるいは場合によってはガス化炉2の出口などにおいて供給するようにしても良いし、燃焼器5の直前で燃焼器5に供給される排ガスに供給するようにしても良い。
Further, as shown in FIG. 14, the supply of water vapor or N 2 to the gasified gas fuel is merely an example of mixing the water vapor AD with the recycle exhaust gas recycled before the
1 酸素製造装置
2 ガス化炉
3 ガス化ガスのガス精製装置
4 ガス化ガス燃料へのリサイクル排ガス(希釈剤),水蒸気または窒素の噴射混合位置
4a リサイクル排ガス(希釈剤),水蒸気または窒素の供給位置を制御する装置
4b リサイクル排ガスの(希釈剤),水蒸気または窒素の供給位置
5 ガスタービン燃焼器
6 ガスタービン
7 排熱回収ボイラ
8 排ガス圧縮機
9 発電機
10 蒸気タービン
11 復水器
12 CO2回収装置
13 煙突
14 ガスタービン車軸
15 排気ガス中のCO排出濃度の計測・監視装置
15a ガス化ガス燃料への循環排気ガス供給位置を調整する信号
16 熱交換器
AD 燃焼器出口ガス温度を調整するため水蒸気または窒素の供給
AO2 酸素を主成分とする酸化剤
C 石炭等のガス化原料
CG1 ガス化後のガス
CG2 ガス精製後のガス化ガス燃料
CG3 ガス化ガス燃料とリサイクル排ガス,水蒸気または窒素を混合し、燃料中に水素成
分濃度を増加させた改質後のガス化ガス燃料
CD ガスタービン燃焼排気ガスから回収したCO2
FG ガスタービン燃焼器排出ガス
FW 復水・給水
G 膨張タービン排気後のガス
HG 圧縮機後のリサイクル排ガス
HG1 ガスタービン燃焼器の頭部にリサイクル排ガスを直接供給する排ガス供給ライン
HG1’燃料供給系統を介してガスタービン燃焼器にリサイクル排ガスを供給する排ガス供
給ライン
HG2 ガスタービン燃焼器の頭部よりも下流でガスタービンの第1段動翼の入口までの間
でリサイクル排ガスを供給する排ガス供給ライン
HG3 ガス化炉へのガス化原料搬送用の排ガス供給ライン
ST 蒸気タービンプラントの作動媒体である水蒸気
1 Oxygen production equipment
2 Gasifier
3 Gas purification equipment for gasification gas
4 Recycle exhaust gas (diluent), steam or nitrogen injection and mixing position to gasified gas fuel
4a Equipment for controlling the supply position of recycled exhaust gas (diluent), water vapor or nitrogen
4b Recycle exhaust gas (diluent), water vapor or nitrogen supply position
5 Gas turbine combustor
6 Gas turbine
7 Waste heat recovery boiler
8 Exhaust gas compressor
9 Generator
10 Steam turbine
11 Condenser
12 CO 2 recovery equipment
13 Chimney
14 Gas turbine axle
15 Measuring and monitoring device for CO emission concentration in exhaust gas
15a Signal for adjusting the position of circulating exhaust gas supply to gasified gas fuel
16 Heat exchanger
Supply of water vapor or nitrogen to adjust AD combustor outlet gas temperature
AO2 Oxygen-based oxidizer
C Gasification raw materials such as coal
CG1 Gas after gasification
CG2 Gasified gas fuel after gas purification
CG3 Gasified gas fuel after reforming, in which gasified gas fuel and recycled exhaust gas, water vapor or nitrogen are mixed to increase the concentration of hydrogen components in the fuel
CO 2 recovered from CD gas turbine combustion exhaust gas
FG gas turbine combustor exhaust gas
FW Condensate / Water supply
G Gas after expansion turbine exhaust
Recycled exhaust gas after HG compressor
Exhaust gas supply line that directly supplies recycled exhaust gas to the head of the HG1 gas turbine combustor
An exhaust gas supply line that supplies recycled exhaust gas to the gas turbine combustor via the HG1 'fuel supply system
HG2 An exhaust gas supply line that supplies recycled exhaust gas from the head of the gas turbine combustor to the inlet of the first stage blade of the gas turbine.
HG3 Exhaust gas supply line for transporting gasified raw materials to gasifier
Steam, the working medium of ST steam turbine plant
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