JP3700072B2 - 石炭ガス化脱硫装置及び石炭ガスの脱硫方法 - Google Patents
石炭ガス化脱硫装置及び石炭ガスの脱硫方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP3700072B2 JP3700072B2 JP13092897A JP13092897A JP3700072B2 JP 3700072 B2 JP3700072 B2 JP 3700072B2 JP 13092897 A JP13092897 A JP 13092897A JP 13092897 A JP13092897 A JP 13092897A JP 3700072 B2 JP3700072 B2 JP 3700072B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- fuel gas
- cos
- coal gasification
- desulfurization
- water
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
- Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
Landscapes
- Industrial Gases (AREA)
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、石炭ガス化炉で石炭をガス化し、この可燃性燃料ガスにより発電を行う石炭ガス化発電プラントにおいて、特に発電効率を低下させることなく高効率の脱硫を可能とする石炭ガス脱硫装置及び石炭ガスの脱硫方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
石炭ガス化発電プラントの石炭ガス化炉では、一般に、バーナから供給された石炭と酸化剤が反応し、その反応により発生した熱で高温状態となり、石炭のガス化反応が起こり、一酸化炭素、水素及びメタン等で構成される可燃性燃料ガスが発生する。しかし、この生成したガス中にはＨ2Ｓ、ＣＯＳ（硫化カルボニル）等の硫黄化合物、ＨＣｌ等のハロゲン化合物、ＮＨ3等の窒素化合物、粉塵等が含まれている。そこで、この可燃性燃料ガスを用いて発電を行う場合、環境対策上はもとよりガスタービン等発電システムの保護の面から事前に除去する必要がある。
【０００３】
その中でも特に問題となるのは硫黄化合物（Ｈ2Ｓ、ＣＯＳ等）であり、これらの除去については、通常、ガス精製設備として、水洗装置と湿式脱硫装置を組み合わせた方式等が用いられている。また、生成ガス中のＣＯＳ濃度が高いので、Ｈ2Ｓに比べＣＯＳの除去性能が低い湿式脱硫装置の負荷を低減するため、この湿式脱硫装置の上流側にＣＯＳ転化器を設置し、ここでＣＯＳをＨ2Ｓに加水分解させている。
【０００４】
これらを図３に基づいて説明する。
【０００５】
図３は、従来の石炭ガス化脱硫装置の一例であり、脱硫装置１の入口で生成ガスの温度を下げることによる顕熱ロスを防ぐため、熱交換器３、５を設置し、熱回収を行っている。また、石炭ガス化炉７で生成された生成ガス中の微細チャー、塩素等のハロゲン類、アルカリ金属、アンモニア等の除去のため、脱硫装置１の上流に水洗装置９を設置している。ハロゲン類は、ＣＯＳ転化触媒に対して触媒毒になるため、事前に水洗装置９においてこのハロゲン類を除去する必要がある。そして、このハロゲン類の除去のため、ＣＯＳ転化装置１１は水洗装置９の後流に設置することになる。しかしながら、一般に、水洗装置９出口の生成ガスの温度は、ＣＯＳ転化反応に必要な温度より低いため、加熱器１３により、生成ガスの温度をＣＯＳ転化反応に適した温度にまで昇温し、さらに、水洗装置９での冷却減湿作用により、Ｈ2Ｏ濃度が低下するため、ＣＯＳ転化装置１１入口でスチーム１５を新たに供給し、ＣＯＳ転化装置１１入口の生成ガス中のＨ2Ｏ濃度がＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度になるように調整した後、ＣＯＳ転化装置１１に供給している。
【０００６】
すなわち、ＣＯＳ転化装置１１でのＣＯＳ転化反応が比較的高温で、かつ高いＨ2Ｏ濃度を必要とすることから、水洗装置９で一旦減温、減湿した生成ガスを再度昇温し、さらに水洗装置９で冷却減湿除去された分も含めて加湿する必要がある。このため、新たに加熱器１３を設置し、さらに加湿のためのスチーム供給ライン１５を設置する必要がある一方、これらの追設に伴い、スチームが多量に必要となり発電効率が低下する問題が生じている。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
本発明の目的は、新たに加熱器、スチーム供給系統等の設備を追設することなく高効率の脱硫を可能とする石炭ガス化脱硫装置及び石炭ガスの脱硫方法を提供することにある。
【０００８】
【課題を解決するための手段】
本発明は、石炭ガス化炉と、該石炭ガス化炉で生成される可燃性燃料ガスの洗浄を行う水洗装置と、該水洗装置を通過した可燃性燃料ガス中のＣＯＳをＨ2Ｓに転化するＣＯＳ転化装置を有する石炭ガス化脱硫装置において、前記水洗装置内の水洗水を加熱し、該水洗水を前記水洗装置内の可燃性燃料ガスに供給することにより、該可燃性燃料ガスを前記ＣＯＳ転化装置での転化反応可能な湿度と温度にする構成としたものである。
このように構成したことにより、水洗装置を通過した可燃性燃料ガスは、新たに加熱器及びスチーム供給器を介することなく、そのままＣＯＳ転化装置に供給することができる。この結果、スチーム供給器による発電効率を低下させることなく、高効率脱硫が可能となる。
【０００９】
また、水洗装置から出た可燃性燃料ガスは、熱交換器を介して昇温された後、ＣＯＳ転化装置に供給するように構成にしたものである。
このように構成したことにより、ＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度になるように水洗装置内の運転温度を調整し、その後、この可燃性燃料ガスを熱交換器に介することにより、ＣＯＳ転化反応に必要な温度に昇温調整することができる。この結果、水洗装置での過剰加湿による熱損失を最小限に押さえることができる。
【００１０】
また、水洗装置内の水洗水を加熱し、この水洗水をスプレー方式により水洗装置内の可燃性燃料ガスに供給するように構成したものである。
これにより、スプレー方式にすると、水洗水と可燃性燃料ガスとの接触面積が大きくなり、水洗装置内の可燃性燃料ガスを効率良く、十分に加湿及び加熱することができる。
【００１１】
【発明の実施の形態】
以下、添付図面に基づき本発明の石炭ガス化脱硫装置を詳細に説明する。
図１は、本発明を適用した石炭ガス化脱硫装置の一実施形態である。図１に示すように石炭ガス化脱硫装置は、主として、石炭ガス化炉７と、水洗装置９と、ＣＯＳ転化装置１１と、湿式脱硫装置１とこれらを接続する多数の管路から構成されている。
すなわち、石炭ガス化炉７は、熱回収ボイラ１７と管路１９により接続されており、熱回収ボイラ１７は、脱塵装置２１と管路２３で接続されている。また、脱塵装置２１は、途中にガス／ガス熱交換器３を介して水洗装置９と管路２５により接続されている。
水洗装置９は、ＣＯＳ転化装置１１と管路２７で接続されており、ＣＯＳ転化装置１１は、途中に熱交換器５を介して管路２９により湿式脱硫装置１と接続されている。
湿式脱硫装置１は、一方は管路３１で熱交換器３、５を介して系外と接続され、他方はそのまま管路３３で系外に接続されている。
【００１２】
このような構成による作用を説明する。
石炭ガス化炉７内に微粉砕された石炭と酸化剤が供給され、石炭がガス化されて一酸化炭素、水素及びメタン等を成分とする生成ガス（可燃性燃料ガス）が発生する。この生成ガスは、石炭ガス化炉７の熱回収部（図示せず）及び熱回収ボイラ１７により顕熱を回収され、更にサイクロン、ダストフィルタ等の脱塵装置２１により、未反応のチャー及びダストが除去される。このように脱塵された生成ガスは、顕熱回収のため熱交換器３を介して冷却された後、水洗装置９に供給される。この水洗装置９では脱塵装置２１で除去できなかった微細ダスト、ＣＯＳ転化触媒の触媒毒となる塩素等のハロゲン類、アルカリ金属、アンモニア等を水洗により除去するとともに、加熱器３１で加熱した水洗水をスプレー方式により生成ガスに供給することによる加湿操作が行われ、同時にＣＯＳ転化反応に適した温度にまで昇温される。ここで、ＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度として１０〜１５％、ＣＯＳ転化反応に適した温度として１５０〜３００℃としている。すなわち、石炭ガス化炉７からＣＯＳ転化装置１１までのラインで冷却減湿される工程がないため、不足分のみを水洗装置９での加湿操作により補うだけでよい。
【００１３】
水洗装置９を通過した生成ガスは、ＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度に調整され、かつＣＯＳ転化反応に適した温度に調整されているため、そのままＣＯＳ転化装置１１に供給される。ＣＯＳ転化装置１１に供給された生成ガスは、ガス中のＣＯＳがＨ2Ｓに転化された後、熱交換器５を経て後流の湿式脱硫装置１に供給される。この湿式脱硫装置１で硫黄化合物（Ｈ2Ｓ）を除去された精製ガスは、再度、熱交換器５、３で昇温され、燃料ガスとして系外の発電設備へ供給される。
【００１４】
さらに、その他の実施の形態について図２に基づいて説明する。
脱塵装置２１を通過した生成ガスは、顕熱回収のため熱交換器３５、３により冷却された後、水洗装置９に供給される。水洗装置９では、脱塵装置２１で除去できなかった微細ダスト、ＣＯＳ転化触媒の触媒毒となる塩素等のハロゲン類、アルカリ金属、アンモニア等を水洗により除去するとともに、スプレー方式による高温の水洗により、まずＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度まで生成ガスの加湿操作が行われる。次に、水洗装置９を通過した生成ガスは、熱交換器３５によりＣＯＳ転化反応に適した温度にまで昇温される。この２段階の操作により、最初から水洗装置９の運転温度をＣＯＳ転化反応に適した温度に調整したときに、ＣＯＳ転化装置１１入口の生成ガス中のＨ2Ｏ濃度がＣＯＳ転化反応に必要な温度以上に過剰に加湿され、後流側での熱損失が大きくなるときでも、まず、水洗装置９の運転温度を調整し、生成ガスを必要なＨ2Ｏ濃度に加湿し、次の段階で熱交換器３５により、ＣＯＳ転化反応に必要な温度に昇温調整することができ、水洗装置９での過剰加湿による熱損失を最小限に押さえることができる。
熱交換器３５を通過した生成ガスは、ＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度に調整され、かつＣＯＳ転化反応に適した温度に調整されているため、そのままＣＯＳ転化装置１１に供給される。ＣＯＳ転化装置１１に供給された生成ガスは、ガス中のＣＯＳがＨ2Ｓに転化された後、熱交換器５を経て後流の湿式脱硫装置１に供給される。脱硫装置１で硫黄化合物（Ｈ2Ｓ）を除去された精製ガスは、再度熱交換器５、３で昇温され、燃料ガスとして発電設備へ供給される。
【００１５】
【発明の効果】
本発明によれば、新たに加熱器、スチーム供給系統等の設備を追設することなく、高効率の脱硫を行うことができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明である石炭ガス化脱硫装置の一実施形態を示す構成図である。
【図２】本発明である石炭ガス化脱硫装置のその他の実施形態を示す構成図である。
【図３】従来技術である石炭ガス化脱硫装置の構成図である。
【符号の説明】
１ 湿式脱硫装置
７ 石炭ガス化炉
９ 水洗装置
１１ ＣＯＳ転化装置
３１ 加熱器
３５ 熱交換器
【発明の属する技術分野】
本発明は、石炭ガス化炉で石炭をガス化し、この可燃性燃料ガスにより発電を行う石炭ガス化発電プラントにおいて、特に発電効率を低下させることなく高効率の脱硫を可能とする石炭ガス脱硫装置及び石炭ガスの脱硫方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
石炭ガス化発電プラントの石炭ガス化炉では、一般に、バーナから供給された石炭と酸化剤が反応し、その反応により発生した熱で高温状態となり、石炭のガス化反応が起こり、一酸化炭素、水素及びメタン等で構成される可燃性燃料ガスが発生する。しかし、この生成したガス中にはＨ2Ｓ、ＣＯＳ（硫化カルボニル）等の硫黄化合物、ＨＣｌ等のハロゲン化合物、ＮＨ3等の窒素化合物、粉塵等が含まれている。そこで、この可燃性燃料ガスを用いて発電を行う場合、環境対策上はもとよりガスタービン等発電システムの保護の面から事前に除去する必要がある。
【０００３】
その中でも特に問題となるのは硫黄化合物（Ｈ2Ｓ、ＣＯＳ等）であり、これらの除去については、通常、ガス精製設備として、水洗装置と湿式脱硫装置を組み合わせた方式等が用いられている。また、生成ガス中のＣＯＳ濃度が高いので、Ｈ2Ｓに比べＣＯＳの除去性能が低い湿式脱硫装置の負荷を低減するため、この湿式脱硫装置の上流側にＣＯＳ転化器を設置し、ここでＣＯＳをＨ2Ｓに加水分解させている。
【０００４】
これらを図３に基づいて説明する。
【０００５】
図３は、従来の石炭ガス化脱硫装置の一例であり、脱硫装置１の入口で生成ガスの温度を下げることによる顕熱ロスを防ぐため、熱交換器３、５を設置し、熱回収を行っている。また、石炭ガス化炉７で生成された生成ガス中の微細チャー、塩素等のハロゲン類、アルカリ金属、アンモニア等の除去のため、脱硫装置１の上流に水洗装置９を設置している。ハロゲン類は、ＣＯＳ転化触媒に対して触媒毒になるため、事前に水洗装置９においてこのハロゲン類を除去する必要がある。そして、このハロゲン類の除去のため、ＣＯＳ転化装置１１は水洗装置９の後流に設置することになる。しかしながら、一般に、水洗装置９出口の生成ガスの温度は、ＣＯＳ転化反応に必要な温度より低いため、加熱器１３により、生成ガスの温度をＣＯＳ転化反応に適した温度にまで昇温し、さらに、水洗装置９での冷却減湿作用により、Ｈ2Ｏ濃度が低下するため、ＣＯＳ転化装置１１入口でスチーム１５を新たに供給し、ＣＯＳ転化装置１１入口の生成ガス中のＨ2Ｏ濃度がＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度になるように調整した後、ＣＯＳ転化装置１１に供給している。
【０００６】
すなわち、ＣＯＳ転化装置１１でのＣＯＳ転化反応が比較的高温で、かつ高いＨ2Ｏ濃度を必要とすることから、水洗装置９で一旦減温、減湿した生成ガスを再度昇温し、さらに水洗装置９で冷却減湿除去された分も含めて加湿する必要がある。このため、新たに加熱器１３を設置し、さらに加湿のためのスチーム供給ライン１５を設置する必要がある一方、これらの追設に伴い、スチームが多量に必要となり発電効率が低下する問題が生じている。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
本発明の目的は、新たに加熱器、スチーム供給系統等の設備を追設することなく高効率の脱硫を可能とする石炭ガス化脱硫装置及び石炭ガスの脱硫方法を提供することにある。
【０００８】
【課題を解決するための手段】
本発明は、石炭ガス化炉と、該石炭ガス化炉で生成される可燃性燃料ガスの洗浄を行う水洗装置と、該水洗装置を通過した可燃性燃料ガス中のＣＯＳをＨ2Ｓに転化するＣＯＳ転化装置を有する石炭ガス化脱硫装置において、前記水洗装置内の水洗水を加熱し、該水洗水を前記水洗装置内の可燃性燃料ガスに供給することにより、該可燃性燃料ガスを前記ＣＯＳ転化装置での転化反応可能な湿度と温度にする構成としたものである。
このように構成したことにより、水洗装置を通過した可燃性燃料ガスは、新たに加熱器及びスチーム供給器を介することなく、そのままＣＯＳ転化装置に供給することができる。この結果、スチーム供給器による発電効率を低下させることなく、高効率脱硫が可能となる。
【０００９】
また、水洗装置から出た可燃性燃料ガスは、熱交換器を介して昇温された後、ＣＯＳ転化装置に供給するように構成にしたものである。
このように構成したことにより、ＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度になるように水洗装置内の運転温度を調整し、その後、この可燃性燃料ガスを熱交換器に介することにより、ＣＯＳ転化反応に必要な温度に昇温調整することができる。この結果、水洗装置での過剰加湿による熱損失を最小限に押さえることができる。
【００１０】
また、水洗装置内の水洗水を加熱し、この水洗水をスプレー方式により水洗装置内の可燃性燃料ガスに供給するように構成したものである。
これにより、スプレー方式にすると、水洗水と可燃性燃料ガスとの接触面積が大きくなり、水洗装置内の可燃性燃料ガスを効率良く、十分に加湿及び加熱することができる。
【００１１】
【発明の実施の形態】
以下、添付図面に基づき本発明の石炭ガス化脱硫装置を詳細に説明する。
図１は、本発明を適用した石炭ガス化脱硫装置の一実施形態である。図１に示すように石炭ガス化脱硫装置は、主として、石炭ガス化炉７と、水洗装置９と、ＣＯＳ転化装置１１と、湿式脱硫装置１とこれらを接続する多数の管路から構成されている。
すなわち、石炭ガス化炉７は、熱回収ボイラ１７と管路１９により接続されており、熱回収ボイラ１７は、脱塵装置２１と管路２３で接続されている。また、脱塵装置２１は、途中にガス／ガス熱交換器３を介して水洗装置９と管路２５により接続されている。
水洗装置９は、ＣＯＳ転化装置１１と管路２７で接続されており、ＣＯＳ転化装置１１は、途中に熱交換器５を介して管路２９により湿式脱硫装置１と接続されている。
湿式脱硫装置１は、一方は管路３１で熱交換器３、５を介して系外と接続され、他方はそのまま管路３３で系外に接続されている。
【００１２】
このような構成による作用を説明する。
石炭ガス化炉７内に微粉砕された石炭と酸化剤が供給され、石炭がガス化されて一酸化炭素、水素及びメタン等を成分とする生成ガス（可燃性燃料ガス）が発生する。この生成ガスは、石炭ガス化炉７の熱回収部（図示せず）及び熱回収ボイラ１７により顕熱を回収され、更にサイクロン、ダストフィルタ等の脱塵装置２１により、未反応のチャー及びダストが除去される。このように脱塵された生成ガスは、顕熱回収のため熱交換器３を介して冷却された後、水洗装置９に供給される。この水洗装置９では脱塵装置２１で除去できなかった微細ダスト、ＣＯＳ転化触媒の触媒毒となる塩素等のハロゲン類、アルカリ金属、アンモニア等を水洗により除去するとともに、加熱器３１で加熱した水洗水をスプレー方式により生成ガスに供給することによる加湿操作が行われ、同時にＣＯＳ転化反応に適した温度にまで昇温される。ここで、ＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度として１０〜１５％、ＣＯＳ転化反応に適した温度として１５０〜３００℃としている。すなわち、石炭ガス化炉７からＣＯＳ転化装置１１までのラインで冷却減湿される工程がないため、不足分のみを水洗装置９での加湿操作により補うだけでよい。
【００１３】
水洗装置９を通過した生成ガスは、ＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度に調整され、かつＣＯＳ転化反応に適した温度に調整されているため、そのままＣＯＳ転化装置１１に供給される。ＣＯＳ転化装置１１に供給された生成ガスは、ガス中のＣＯＳがＨ2Ｓに転化された後、熱交換器５を経て後流の湿式脱硫装置１に供給される。この湿式脱硫装置１で硫黄化合物（Ｈ2Ｓ）を除去された精製ガスは、再度、熱交換器５、３で昇温され、燃料ガスとして系外の発電設備へ供給される。
【００１４】
さらに、その他の実施の形態について図２に基づいて説明する。
脱塵装置２１を通過した生成ガスは、顕熱回収のため熱交換器３５、３により冷却された後、水洗装置９に供給される。水洗装置９では、脱塵装置２１で除去できなかった微細ダスト、ＣＯＳ転化触媒の触媒毒となる塩素等のハロゲン類、アルカリ金属、アンモニア等を水洗により除去するとともに、スプレー方式による高温の水洗により、まずＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度まで生成ガスの加湿操作が行われる。次に、水洗装置９を通過した生成ガスは、熱交換器３５によりＣＯＳ転化反応に適した温度にまで昇温される。この２段階の操作により、最初から水洗装置９の運転温度をＣＯＳ転化反応に適した温度に調整したときに、ＣＯＳ転化装置１１入口の生成ガス中のＨ2Ｏ濃度がＣＯＳ転化反応に必要な温度以上に過剰に加湿され、後流側での熱損失が大きくなるときでも、まず、水洗装置９の運転温度を調整し、生成ガスを必要なＨ2Ｏ濃度に加湿し、次の段階で熱交換器３５により、ＣＯＳ転化反応に必要な温度に昇温調整することができ、水洗装置９での過剰加湿による熱損失を最小限に押さえることができる。
熱交換器３５を通過した生成ガスは、ＣＯＳ転化反応に必要なＨ2Ｏ濃度に調整され、かつＣＯＳ転化反応に適した温度に調整されているため、そのままＣＯＳ転化装置１１に供給される。ＣＯＳ転化装置１１に供給された生成ガスは、ガス中のＣＯＳがＨ2Ｓに転化された後、熱交換器５を経て後流の湿式脱硫装置１に供給される。脱硫装置１で硫黄化合物（Ｈ2Ｓ）を除去された精製ガスは、再度熱交換器５、３で昇温され、燃料ガスとして発電設備へ供給される。
【００１５】
【発明の効果】
本発明によれば、新たに加熱器、スチーム供給系統等の設備を追設することなく、高効率の脱硫を行うことができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明である石炭ガス化脱硫装置の一実施形態を示す構成図である。
【図２】本発明である石炭ガス化脱硫装置のその他の実施形態を示す構成図である。
【図３】従来技術である石炭ガス化脱硫装置の構成図である。
【符号の説明】
１ 湿式脱硫装置
７ 石炭ガス化炉
９ 水洗装置
１１ ＣＯＳ転化装置
３１ 加熱器
３５ 熱交換器
Claims (5)
- 石炭ガス化炉と、該石炭ガス化炉で生成される可燃性燃料ガスの洗浄を行う水洗装置と、該水洗装置を通過した可燃性燃料ガス中のＣＯＳをＨ2Ｓに転化するＣＯＳ転化装置を有する石炭ガス化脱硫装置において、前記水洗装置内の水洗水を加熱し、該水洗水を前記水洗装置内の可燃性燃料ガスに供給することにより、該可燃性燃料ガスを前記ＣＯＳ転化装置での転化反応可能な湿度と温度にするものであることを特徴とする石炭ガス化脱硫装置。
- 請求項１記載の石炭ガス化脱硫装置において、前記水洗装置を通過した可燃性燃料ガスは、熱交換器を介して昇温され、前記ＣＯＳ転化装置に供給するものであることを特徴とする石炭ガス化脱硫装置。
- 請求項１又は２記載の石炭ガス化脱硫装置において、前記水洗水の前記可燃性燃料ガスへの供給はスプレー方式により行われるものであることを特徴とする石炭ガス化脱硫装置。
- 石炭ガス化炉で生成される可燃性燃料ガスを取り入れ、該可燃性燃料ガスに含まれるハロゲン化合物を水洗水により除去する水洗装置において、前記水洗装置内の水洗水を加熱し、該水洗水を前記水洗装置内の可燃性燃料ガスに供給することにより、該可燃性燃料ガスをＣＯＳ転化装置での転化反応可能な湿度と温度にするものであることを特徴とする水洗装置。
- 石炭ガス化炉で生成される可燃性燃料ガスを水洗装置に通流させ、該水洗装置内で該可燃性燃料ガスの洗浄を行い、ＣＯＳ転化装置で該可燃性燃料ガスに含まれるＣＯＳをＨ2Ｓに転化させた後、脱硫装置で前記可燃性燃料ガスの脱硫を行う石炭ガスの脱硫方法において、前記水洗装置内の水洗水を加熱し、該水洗水を前記水洗装置内の可燃性燃料ガスに供給することにより、該可燃性燃料ガスを前記ＣＯＳ転化装置での転化反応可能な湿度と温度にすることを特徴とする石炭ガスの脱硫方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP13092897A JP3700072B2 (ja) | 1997-05-21 | 1997-05-21 | 石炭ガス化脱硫装置及び石炭ガスの脱硫方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP13092897A JP3700072B2 (ja) | 1997-05-21 | 1997-05-21 | 石炭ガス化脱硫装置及び石炭ガスの脱硫方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH10316978A JPH10316978A (ja) | 1998-12-02 |
| JP3700072B2 true JP3700072B2 (ja) | 2005-09-28 |
Family
ID=15046007
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP13092897A Expired - Fee Related JP3700072B2 (ja) | 1997-05-21 | 1997-05-21 | 石炭ガス化脱硫装置及び石炭ガスの脱硫方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3700072B2 (ja) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4594886B2 (ja) * | 2006-03-16 | 2010-12-08 | メタウォーター株式会社 | 燃料ガス中の硫化カルボニルおよびシアンの除去方法 |
| CN101812562B (zh) * | 2010-04-21 | 2011-08-17 | 周建安 | 一种转炉煤气的安全高效回收方法 |
| JP6122664B2 (ja) * | 2013-03-05 | 2017-04-26 | 三菱重工業株式会社 | ガス精製装置およびガス精製方法 |
| JP6047436B2 (ja) * | 2013-03-22 | 2016-12-21 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | ガス精製装置並びにこれを備えた石炭ガス化システム及び石炭ガス化発電プラント |
| KR102517618B1 (ko) * | 2016-09-23 | 2023-04-10 | 고등기술연구원연구조합 | 황화 카르보닐 가수분해 반응 시스템 |
| JP6343056B2 (ja) * | 2017-03-31 | 2018-06-13 | 三菱重工業株式会社 | ガス精製装置およびガス精製方法 |
| CN114196448B (zh) * | 2022-02-16 | 2022-05-10 | 北京中航天业科技有限公司 | 一种全流程干式高炉煤气精脱硫***及方法 |
-
1997
- 1997-05-21 JP JP13092897A patent/JP3700072B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH10316978A (ja) | 1998-12-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP2954972B2 (ja) | ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント | |
| JP5820801B2 (ja) | テールガスのリサイクル方法及び装置 | |
| US7374742B2 (en) | Direct sulfur recovery system | |
| JPH0713234B2 (ja) | 炭素含有燃料のガス化を利用する発電方法および装置 | |
| JPS61155606A (ja) | 紛塵状不純物を含有する部分酸化ガスの冷却方法 | |
| JP3700072B2 (ja) | 石炭ガス化脱硫装置及び石炭ガスの脱硫方法 | |
| US9238208B2 (en) | CO shift reaction apparatus and gasification gas refining system | |
| JP5036608B2 (ja) | ガス化発電装置 | |
| JP3615878B2 (ja) | ガス化複合発電設備 | |
| JPS61114009A (ja) | 石炭ガス化発電プラント | |
| JP3787820B2 (ja) | ガス化複合発電設備 | |
| JPH1182057A (ja) | ガス化統合複合発電プラント | |
| JP4335758B2 (ja) | 石炭ガス化複合発電設備 | |
| JP7140726B2 (ja) | 炭素系燃料のガス化発電システム | |
| WO2000043658A1 (fr) | Procede de generation et generateur pour turbine a gaz | |
| JPS61190104A (ja) | 前接された石炭ガス化装置を有する、ガスタービン・蒸気タービン組合せ発電所において電気エネルギーを発生させる方法 | |
| JP2018095717A (ja) | 二塔式ガス化設備の排水処理装置及び二塔式ガス化設備 | |
| KR100194555B1 (ko) | 고신뢰도 고효율 석탄가스화 복합발전 시스템 및전력발생방법 | |
| JP2006037012A (ja) | ガス化発電システムとガス化発電方法 | |
| JP6162468B2 (ja) | 石炭ガス化システム及び石炭ガス化発電システム | |
| SU1584757A3 (ru) | Способ получени электроэнергии из углеродсодержащего топлива | |
| JP2001107062A (ja) | 石炭ガス化ガスによる発電装置 | |
| JP3868078B2 (ja) | 発電設備 | |
| JP3700073B2 (ja) | 硫化水素含有ガスの燃焼方法及び装置 | |
| JP2004189993A (ja) | ガス精製方法、ガス精製装置及びこれを用いた石炭ガス化発電システム |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20050527 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20050607 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20050628 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20090722 Year of fee payment: 4 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20100722 Year of fee payment: 5 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20110722 Year of fee payment: 6 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120722 Year of fee payment: 7 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130722 Year of fee payment: 8 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313111 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |