JP6139845B2 - 炭素系燃料のガス化システム - Google Patents
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Description
本発明は、石炭等の炭素系燃料のガス化システムに係り、特に排水および排熱利用と廃棄物削減を両立させる炭素系燃料のガス化システムに関する。
石炭等の炭素系燃料をガス化して発生する生成ガスは、ガス化炉出口で１０００℃以上に達する。生成ガスを脱塵し、塩素分や硫黄分などの不純物を除去して精製するためには、生成ガスを４００℃未満に冷却する必要がある。発電用のガス化システムでは、生成ガス冷却時に熱回収して、エネルギー効率を高めている。
ガス化炉から出た生成ガスには、未燃カーボンや灰分等からなる固形物が多く同伴される。このため、生成ガスから熱回収しながら冷却する過程では、以下に述べる２つのトラブルを防ぐ必要がある。
その１つは、１０００℃以上の高温雰囲気では、溶融した灰分の伝熱管への付着（スラッギング）を防ぐ必要があることである。
また、他の１つは、生成ガスを８００〜９００℃程度に冷却する過程では、析出したアルカリ金属塩（Ｎａ２ＳＯ４等）の伝熱管への付着（ファウリング）を防ぐ必要があることである。
以上述べたトラブル防止対策として、ガス化炉から出た生成ガスを２段階に分けて冷却する。ここで、上流（ガス化炉）側から第１熱回収部、第２熱回収部と呼ぶ。第１熱回収部では、生成ガスを８００〜９００℃に冷却し、水冷壁で熱回収する。第２熱回収部では、生成ガスを４００℃未満に冷却し、熱回収部内及び壁面に設置された伝熱管で熱回収する。
しかし、第１熱回収部および第２熱回収部の高さは、それぞれガス化炉の数倍に達し、ガス化システムの機器及び建設コストの上昇要因となっていた。このような機器及び建設コストを低減するため、例えば特開平９−１９４８５５号公報には、精製過程で生成ガスを洗浄する洗浄水の一部を熱回収部内に噴霧し、熱回収部を小型化する生成ガスの冷却方式に関する技術が開示されている。
また、特開昭５９−１３６３８９号公報には、精製過程で生成ガスを洗浄する洗浄水の一部を生成ガスに噴霧し、さらに生成ガスに噴霧した前記洗浄水がスラグ冷却水貯留部の水中を流通する冷却方式に関する技術が開示されている。この冷却方式では、スラグ冷却水貯留部で生成ガスに同伴される溶融スラグを除去でき、かつ生成ガスを冷却する熱回収部を不要にできる。
スラグ冷却水貯留部には、石炭灰の融点（１２００〜１５００℃程度で炭種で異なる）以上に加熱された溶融スラグが大量に流下する。溶融スラグはスラグ冷却水貯留部内で急冷され、非晶質（ガラス状）で粒状の水砕スラグとなる。このため、スラグ冷却水貯留部内のスラグ冷却水は、溶融スラグからの熱で高温化する。
スラグ冷却水貯留部内におけるスラグ冷却水の蒸発を防ぐため、スラグ冷却水は循環冷却される。これは、スラグ冷却水の蒸発による、スラグ冷却水量の低下とガス化炉の温度低下を防ぐためである。
スラグ冷却水貯留部で高温化したスラグ冷却水の温度は、常圧下でも沸騰しない１００℃未満としても、常温より数十℃高い。
また、循環冷却するスラグ冷却水の質量流量は、石炭ガス化炉の場合を例にとると、石炭の０．５〜２倍程度（灰分や融点等で変動）に達する。従って、スラグ冷却水貯留部で高温化したスラグ冷却水の持つ顕熱は、場合によっては、ガス化炉に投入した石炭発熱量の１％程度に達する。
しかしながら、上記特開平９−１９４８５５号公報に開示された技術には、スラグ冷却水貯留部から抜き出した高温水の排熱利用について言及されていない。
また、特開昭５９−１３６３８９号公報に開示された技術では、スラグ冷却水貯留部から抜き出した高温水に熱交換器を設置し、高温水の排熱を常温の給水加熱の熱源に利用している。この場合、熱交換器の出口において、スラグ冷却水貯留部から抜き出した高温水は常温より高いため、高温水の排熱を効率良く利用できていない。
本発明の目的は、ガス化システムで生じた高温水の排熱を効率良く利用してガス化炉から取り出された生成ガスを冷却すると共に、炭素系燃料から生じるカーボンロス及び廃棄物の低減を図った炭素系燃料のガス化システムを提供することにある。
本発明の炭素系燃料のガス化システムは、固体の炭素系燃料をガス化して生成ガスを生成するガス化炉と、固体の炭素系燃料を石炭ホッパから前記ガス化炉に気体で搬送する燃料供給系と、前記ガス化炉は、炭素系燃料をガス化して生成した生成ガスを該ガス化炉の上方から取り出し、炭素系燃料に含まれた無機物を溶融スラグ化して該ガス化炉の下方に取り出すように構成し、前記ガス化炉の下流側に設置され、該ガス化炉の上方から取り出された生成ガスを脱塵する脱塵部と、前記脱塵部で脱塵され、生成ガスに同伴したチャーを回収するチャーホッパと、前記チャーホッパで回収したチャーを、該チャーホッパから前記ガス化炉に気体で搬送するチャー供給系統と、前記脱塵部の下流側に設置され、該脱塵部を流下した前記生成ガスを洗浄する水洗塔を備え、前記ガス化炉の底部に溶融スラグを外部から供給した冷却水で冷却するスラグ冷却水貯留部を設置し、前記スラグ冷却水貯留部で溶融スラグによって昇温した高温水を該スラグ冷却水貯留部から前記ガス化炉の下流側、或いは前記脱塵部の上流側に供給して前記ガス化炉から取り出された生成ガスを冷却する水供給系統を配設した炭素系燃料のガス化システムにおいて、前記脱塵部の下流側に前記ガス化炉から取り出された生成ガスを冷却水との気液接触により冷却するベンチュリ及び水洗塔をそれぞれ設置し、前記ベンチュリ及び水洗塔で前記ガス化炉から取り出された生成ガスとの接触により昇温したベンチュリの冷却水の一部及び水洗塔の冷却水の一部を、このベンチュリ及び水洗塔から前記ガス化炉の下流側、或いは前記脱塵部の上流側に供給して前記ガス化炉から取り出された生成ガスを冷却する昇温水供給系統を配設したことを特徴とする。
また、本発明の炭素系燃料のガス化システムは、固体の炭素系燃料をガス化して生成ガスを生成するガス化炉と、固体の炭素系燃料を石炭ホッパから前記ガス化炉に気体で搬送する燃料供給系と、前記ガス化炉は、炭素系燃料をガス化して生成した生成ガスを該ガス化炉の上方から取り出し、炭素系燃料に含まれた無機物を溶融スラグ化して該ガス化炉の下方に取り出すように構成し、前記ガス化炉の下流側に設置され、該ガス化炉の上方から取り出された生成ガスを脱塵する脱塵部と、前記脱塵部で脱塵され、生成ガスに同伴したチャーを回収するチャーホッパと、前記チャーホッパで回収したチャーを、該チャーホッパから前記ガス化炉に気体で搬送するチャー供給系統と、前記脱塵部の下流側に設置され、該脱塵部を流下した前記生成ガスを洗浄する水洗塔を備え、前記ガス化炉の底部に溶融スラグを外部から供給した冷却水で冷却するスラグ冷却水貯留部を設置し、前記スラグ冷却水貯留部で溶融スラグによって昇温した高温水を該スラグ冷却水貯留部から前記ガス化炉の下流側、或いは前記脱塵部の上流側に供給して前記ガス化炉から取り出された生成ガスを冷却する水供給系統を配設した炭素系燃料のガス化システムにおいて、前記脱塵部の下流側に設置され、該脱塵部を流下した前記生成ガスを洗浄する水洗塔と、前記水洗塔の下流側に設置され、該水洗塔を流下した前記生成ガスを脱硫する脱硫装置を備え、脱硫装置の下流側に設置され、該脱硫装置を流下した前記生成ガス中のＣＯ ２ を吸収液に吸収するＣＯ ２ 吸収塔と、このＣＯ ２ を吸収したＣＯ ２ 吸収液を加熱してＣＯ ２ を分離し吸収液を再生するＣＯ ２ 再生塔をそれぞれ備え、前記ＣＯ ２ 再生塔で分離したＣＯ ２ で固体の炭素系燃料をガス化炉に搬送するように前記ＣＯ ２ 再生塔から石炭ホッパにＣＯ ２ を供給するＣＯ ２ 供給系統を配設し、前記ＣＯ２再生塔から抜き出した再生加熱用のＣＯ２吸収液の熱源として用いた蒸気を、前記ＣＯ２再生塔から前記ガス化炉の下流側、或いは前記脱塵部の上流側に供給して生成ガスを冷却する蒸気供給系統を配設したことを特徴とする。
また、本発明の炭素系燃料のガス化システムは、固体の炭素系燃料をガス化して生成ガスを生成するガス化炉と、固体の炭素系燃料を石炭ホッパから前記ガス化炉に気体で搬送する燃料供給系と、前記ガス化炉は、炭素系燃料をガス化して生成した生成ガスを該ガス化炉の上方から取り出し、炭素系燃料に含まれた無機物を溶融スラグ化して該ガス化炉の下方に取り出すように構成し、前記ガス化炉の下流側に設置され、該ガス化炉の上方から取り出された生成ガスを脱塵する脱塵部と、前記脱塵部で脱塵され、生成ガスに同伴したチャーを回収するチャーホッパと、前記チャーホッパで回収したチャーを、該チャーホッパから前記ガス化炉に気体で搬送するチャー供給系統と、前記脱塵部の下流側に設置され、該脱塵部を流下した前記生成ガスを洗浄する水洗塔を備え、前記ガス化炉の底部に溶融スラグを外部から供給した冷却水で冷却するスラグ冷却水貯留部を設置し、前記スラグ冷却水貯留部で溶融スラグによって昇温した高温水を該スラグ冷却水貯留部から前記ガス化炉の下流側、或いは前記脱塵部の上流側に供給して前記ガス化炉から取り出された生成ガスを冷却する水供給系統を配設した炭素系燃料のガス化システムにおいて、前記脱塵部の下流側に設置され、該脱塵部を流下した前記生成ガスを洗浄する水洗塔と、前記水洗塔の下流側に設置され、該水洗塔を流下した前記生成ガスを脱硫する脱硫装置を備え、脱硫装置の下流側に設置され、該脱硫装置を流下した前記生成ガス中のＣＯ ２ を吸収液に吸収するＣＯ ２ 吸収塔と、このＣＯ ２ を吸収したＣＯ ２ 吸収液を加熱してＣＯ ２ を分離し吸収液を再生するＣＯ ２ 再生塔をそれぞれ備え、前記ＣＯ ２ 再生塔で分離したＣＯ ２ で固体の炭素系燃料をガス化炉に搬送するように前記ＣＯ ２ 再生塔から石炭ホッパにＣＯ ２ を供給するＣＯ ２ 供給系統を配設し、前記ＣＯ２再生塔から抜き出した再生加熱用のＣＯ２吸収液の熱源として用いた蒸気を、前記ＣＯ２再生塔から前記ガス化炉の下流側、或いは前記脱塵部の上流側に供給して生成ガスを冷却する蒸気供給系統を配設したことを特徴とする。
本発明によれば、ガス化システムで生じた高温水の排熱を効率良く利用してガス化炉から出た生成ガスを冷却すると共に、炭素系燃料から生じるカーボンロス及び廃棄物の低減を図った炭素系燃料のガス化システムが実現できる。
本発明の実施例である炭素系燃料のガス化システムについて図面を用いて以下に説明する。
本発明の第１実施例である炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントについて図１を引用して説明する。
図１に示した本実施例の炭素系燃料のガス化システムは、溶融スラグの冷却水貯留部で発生する高温水の顕熱を効率良く利用し、炭素系燃料をガス化してできた生成ガスを冷却する熱回収部を小型化した炭素系燃料のガス化システムである。
燃料に石炭を用い、生成ガスでガスタービンと蒸気タービンを駆動させる場合を例として、本発明の第１実施例である炭素系燃料のガス化システムについて図１を用いて説明する。
図１は本発明の第１実施例である炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントの構成を示す系統図であり、炭素系燃料の石炭を貯蔵する石炭ホッパ２と、空気から酸素と窒素を製造する空気分離器４と、石炭ホッパ２から石炭を気体によってガス化炉３に搬送する燃料供給系統aと、この燃料供給系統aを通じて供給した石炭と空気分離器４から供給したガス化剤の酸素を共に燃焼して生成ガス５を生成するガス化炉３と、ガス化炉３の下流側に設置されており、ガス化炉３から出た生成ガス５を脱塵すると共に該生成ガス５に含まれたチャー９を回収する脱塵装置８と、脱塵後の生成ガス５を冷却する熱交換器１０及びベンチュリ１１と、生成ガス５に含まれるハロゲン系物質や、脱塵装置８で捕集できなかった微細なダスト分を除去する水洗塔１３と、生成ガス５中の硫黄分を除去する脱硫装置１７とをそれぞれ備えている。
また、脱塵装置８で回収されたチャー９は、チャーホッパ２５に貯めて、チャー供給系統ｂを通じて空気分離器４で空気から分離させた窒素で搬送されてガス化炉３に再投入される。
更に、脱硫装置１７で脱硫した後の生成ガス３９は、脱硫装置１７から上記した生成ガスの熱交換器１０に供給されて再加熱された後に、ガスタービン装置に燃料として供給される。
このガスタービン装置は、空気を圧縮するコンプレッサ２４と、燃料として供給された生成ガス３９をコンプレッサ２４で圧縮した空気と混合して燃焼し、高温の燃焼ガスを生成するガスタービン燃焼器１８と、ガスタービン燃焼器１８で生成した燃焼ガスで駆動するタービン１９から構成されている。
また、タービン１９から排出した排ガスは、排ガスの排熱を回収して蒸気を発生させる排ガスボイラ２０に供給された後に煙突２２から大気中に排出される。
排ガスボイラ２０で発生した蒸気は蒸気タービン装置を構成する蒸気タービン２１に供給されて該蒸気タービン２１を駆動する。蒸気タービン２１を流下した蒸気は復水器２６で冷却して復水となり、この復水が排ガスボイラ２０に供給されるように構成している。
上記した構成を備えた本実施例である炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントについて更に詳細に説明すると、石炭１は、石炭ホッパ２から空気分離器４で製造された窒素によってガス化炉３に搬送される。空気分離器４で製造された酸素は、石炭１のガス化剤としてガス化炉３に供給される。
ガス化炉３では、石炭１を空気分離器４で製造された酸素でガス化（部分燃焼）し、ＣＯやＨ２を主成分とする生成ガス５を発生させる。石炭１には、約１０ｗｔ％の灰分（無機物）が含まれる。
ガス化炉３で生成した生成ガス５は、発電用の気体燃料等に利用されるため、灰分と分離する必要がある。そこで、ガス化炉３内の燃焼温度を、灰の融点以上に高め、灰分を溶融スラグ化する。
ガス化炉３では、気体の生成ガス５をガス化炉３から上方に抜き出し、液体の溶融スラグをガス化炉３から下方に抜き出すことで、石炭１から生成ガス５を取り出す。このため、ガス化炉３の出口における生成ガス５の温度は、１０００℃以上に達する。
生成ガス５を気体燃料として利用するには、脱塵、脱塩、脱硫といった不純物を除去する精製プロセスが必要である。このためには、生成ガス５を４００℃未満に冷却する必要がある。ガス化炉３から出た生成ガス５には、未燃カーボンや灰分からなる粒子状のチャーも同伴する。
また、１０００℃以上の生成ガス５を冷却する過程で、溶融した灰分の伝熱管への付着（スラッギング）、析出したアルカリ金属塩（Ｎａ２ＳＯ４等）の伝熱管への付着（ファウリング）といったトラブルを防止する必要がある。
このため、生成ガス５を冷却する熱回収部７をガス化炉３の上部に設けている。熱回収部７の内部には伝熱管を設置せず、水冷壁で生成ガス５を８００〜９００℃に冷却する。これは、スラッギングやファウリングを防止するためである。
前記熱回収部７を出た生成ガス５は、ガス化炉３の下流側に設置した脱塵装置８に供給されて脱塵され、チャー９が回収される。脱塵装置８で生成ガス５から回収されたチャー９は、チャーホッパ２５に供給され、このチャーホッパ２５に貯めて、石炭１と同様に、空気分離器４から供給された窒素に搬送されてチャーホッパ２５からチャー供給系統ｄを通じてガス化炉３に再投入される。
脱塵装置８で脱塵された後の生成ガス５は、脱塵装置８の下流側に設置した生成ガスの熱交換器１０で３００℃以下に冷却され、さらに、生成ガスの熱交換器１０の下流側にそれぞれ設置したベンチュリ１１および水洗塔１３に供給されて１００℃程度まで冷却される。
前記水洗塔１３では、生成ガス５に含まれるハロゲン系物質や、脱塵装置８で捕集できなかった微細なダスト分が除去される。さらに、水洗塔１３の下流側に設置した脱硫装置１７で、生成ガス５中の硫黄分が除去される。この脱硫装置１７で生成ガス５中から回収された硫黄分は、硫黄分燃焼炉２３で焼却される。
脱硫装置１７で脱硫された生成ガス３９は４０℃程度に冷却されており、前記脱硫装置１７から生成ガスの熱交換器１０に供給されて再加熱され、ガスタービン装置を構成するガスタービン燃焼器１８に燃料として供給される。
ここで、脱硫装置１７で脱硫された生成ガス３９は、ガスタービン燃焼器１８でコンプレッサ２４から供給された空気と混合し、燃焼して高温の燃焼ガスを生成する。
ガスタービン燃焼器１８で発生した燃焼ガスはタービン１９を駆動し、タービン１９から排出された燃焼排ガスは排ガスボイラ２０に供給されて燃焼排ガスの排熱を排ガスボイラ２０で回収し、この排ガスボイラ２０で発生させた蒸気で蒸気タービン２１を駆動する。
一方、ガス化炉３内でできた溶融スラグは１２００℃以上となるので、冷却して固体のスラグ６としてガス化炉３から回収する。本実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントでは、溶融スラグをスラグ冷却水１４で急冷して、非晶質（ガラス状）の水砕スラグとして回収する場合を示す。
ガス化炉３の直下には、スラグ冷却水１４を貯留するスラグ冷却水貯留部１２が設置されている。スラグ冷却水貯留部１２に貯留したスラグ冷却水１４は、高温で流下する溶融スラグにより加熱されて高温水１５となるが、この高温水１５には水中に浮遊するスラグやチャーといった固形物が含まれることになる。
そこで、スラグ冷却水貯留部１２で加熱された高温水１５を抜き出して上記のスラグやチャー等の固形物３０を処理する必要がある。
スラグ冷却水貯留部１２で加熱された高温水１５は、常圧下でも沸騰しない１００℃未満（例えば８０℃）で運用すると便利である。この場合、高温水１５の質量流量は、石炭の０．５〜２倍程度（灰分や融点等で変動）に達する。
そこで、図１に示した本発明の第１実施例である炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントには、ガス化炉３で生成した生成ガス５を冷却するスラグ冷却水貯留部１２で加熱した高温水１５を処理する水処理系統ｃが配設されている。
この高温水１５を処理する水処理系統ｃは、スラグ冷却水貯留部１２で加熱された高温水１５を圧送するスラリーポンプ５８を備えており、スラグ冷却水貯留部１２に供給されたスラグ冷却水１４が前記スラグ冷却水貯留部１２で加熱された高温水１５は、前記したように高温で流下する溶融スラグにより水中に浮遊するスラグやチャーといった固形物を含んだ高温水２７となるので、スラリーポンプ５８で加圧して、該水処理系統ｃを通じて固形物を含む高温水２７をガス化炉３の下流側の生成ガス５中に供給するように構成している。
前記水処理系統ｃはガス化炉３の上部に設置した熱回収部７の下流側に接続されており、前記水処理系統ｃを通じて導かれた固形物を含む高温水２７をガス化炉３内に供給、或いはガス化炉３から出た生成ガス５中に供給して脱塵装置８に流入するように構成されている。
上記した高温水１５を処理する水処理系統ｃを備えることによって、スラグ冷却水貯留部１２でスラグ冷却水１４を加熱した高温水１５は、スラリーポンプ５８によって前記水処理系統ｃを通じて圧送され、固形物を含む高温水２７として、ガス化炉３、或いはガス化炉３の下流側の脱塵装置８に供給して、生成ガス５の冷却に用いている。
本実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントでは、ガス化炉３の上部に設置した熱回収部７の下流側に、スラグ冷却水貯留部１２から前記水処理系統ｃを通じて固形物を含む高温水２７を供給する構成を記載しているが、ガス化炉３の熱回収部７内に固形物を含む高温水２７を供給するように前記水処理系統ｃを配設しても良い。
本実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントに示すように、スラグ冷却水貯留部１２から水処理系統ｃを通じて高温水１５（固形物を含んだ高温水２７）をスラリーポンプ５８で圧送して、ガス化炉３で生成した生成ガス５に混合した場合、次の４点の効果が得られる。
一つ目の効果は、機器コストと建設コストの低減である。スラグ冷却水貯留部１２から水処理系統ｃを通じて供給される高温水１５の蒸発潜熱および顕熱を利用してガス化炉３から出た生成ガス５を冷却することで、ガス化炉３の熱回収部７を小型化できる。
二つ目の効果は、スラグ冷却水貯留部１２から水処理系統ｃを通じて供給される高温水１５（固形物を含んだ高温水２７）の排熱利用によるエネルギー効率の向上である。さらに、スラグ冷却水貯留部１２から水処理系統ｃを通じて供給される高温水１５の温度が常温より高い分、ガス化炉３で生成した生成ガス５との混合時に蒸発しやすくなり、生成ガス５の冷却にも有利である。
三つ目の効果は、廃棄物とカーボンロスの削減である。スラグ冷却水貯留部１２から水処理系統ｃを通じて供給される高温水１５（固形物を含んだ高温水２７）に含まれ、廃棄物となるスラグやチャーといった固形物３０をガス化炉３から出た生成ガス５に混合する。そしてこの高温水１５に含まれた固形物３０を脱塵装置８で回収し、チャー９とともにチャーホッパ２５からガス化炉３に再投入することで、廃棄物となった固形物３０の重量を削減できる。さらに、固形物３０に含まれるカーボンロスも削減できる。
四つ目の効果は、シフト反応促進による、ガス化炉３で生成した生成ガス５中のＨ２濃度の増加である。シフト反応式を式（１）に示す。
ＣＯ ＋ Ｈ２Ｏ → ＣＯ２ ＋ Ｈ２ ・・・・（１）
このシフト反応は、１０００℃を超える雰囲気で進むことが知られている。従って、ガス化炉３を出た直後の生成ガス５に、例えば生成ガス冷却部７内で生成ガス５に水噴霧した場合に、シフト反応による生成ガス５中のＨ２濃度の増加が期待される。
このシフト反応は、１０００℃を超える雰囲気で進むことが知られている。従って、ガス化炉３を出た直後の生成ガス５に、例えば生成ガス冷却部７内で生成ガス５に水噴霧した場合に、シフト反応による生成ガス５中のＨ２濃度の増加が期待される。
後述する第５実施例に記載したように、ガス化炉３で生成した生成ガス５からのＣＯ２回収手段を設置すれば、生成ガス５の主成分はＨ２となる。主成分Ｈ２となった生成ガス５は、発電用の気体燃料のみならず、メタノールやアンモニア等の化学原料にも利用できうる。
上記した構成の本実施例の炭素系燃料のガス化システムでは、スラグ冷却水貯留部１２から水処理系統ｃを通じて供給される高温水１５とガス化炉３で生成した生成ガス５を混合させて前記生成ガス５を効果的に冷却させることで、系統構成の簡素化、排熱利用によるエネルギー効率向上、廃棄物削減、生成ガス５の高付加価値化といった効果を見込める。
本実施例によれば、ガス化システムで生じた高温水の排熱を効率良く利用してガス化炉から出た生成ガスを冷却すると共に、炭素系燃料から生じるカーボンロス及び廃棄物の低減を図った炭素系燃料のガス化システムが実現できる。
次に本発明の第２実施例である炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントについて図２を用いて説明する。図２に示した本実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントは、図１に示した第１実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントと基本的な構成は同じなので、両者に共通した構成の説明は省略し、異なる構成について以下に説明する。
図２に示した本実施例の炭素系燃料のガス化システムにおいて、ガス化炉３の直下のスラグ冷却水貯留部１２で溶融スラグによって昇温した高温水１５は、スラグ冷却水貯留部１２から水供給系統ｃを通じて引き出されて該水供給系統ｃに設置した固形物分離部２９に供給され、この固形物分離部２９によって高温水１５に含まれた固形物３０を分離する。
前記固形物分離部２９によって固形物を分離した高温水３１は、該水供給系統ｃに設置したポンプ１６で圧送され、この該水供給系統ｃを通じて前記ガス化炉３の下流側から前記脱塵装置８に至る領域となる前記ガス化炉から取り出された生成ガスを流下する生成ガスの流路に供給され、この生成ガス５に混合されて前記生成ガス５を冷却する。
本実施例の炭素系燃料のガス化システムは、スラグ冷却水貯留部１２から昇温した高温水３１を引き出す水供給系統ｃに設けた固形物分離部２９で固形物を分離した高温水３１を前記水供給系統ｃを通じてガス化炉３に設けた熱回収部７の下流側に供給する場合を示す。
一方、水供給系統ｃに設けた固形物分離部２９で高温水３１から分離した固形物３０は、固形物分離部２９から固形物供給系統ｄを通じてガス化炉３に再投入される。
ここで、固形物３０は微細なスラグやチャー９である。ガス化炉３に再投入されたチャー９中の可燃分（殆どカーボン）は、ガス化炉３でガス化して生成ガス５となる。
チャー９中の灰分とスラグは、溶融スラグ化してガス化炉３の下部に設けた冷却水貯留部１２に流下し、スラグ６として回収される。
本実施例の炭素系燃料のガス化システムは、スラグ冷却水貯留部１２から引き出す高温水１５に固形物３０が多く含まれていて、この固形物３０を多く含む高温水１５を前記ガス化炉３の下流側、或いは前記脱塵部８の上流側に直接供給することが困難な場合に有効である。
すなわち、スラグ冷却水貯留部１２から引き出す高温水１５に含まれる固形物３０が多く、水供給系統ｃに設けられて高温水１５を昇圧するスラリーポンプ５８が使えなかったり、生成ガス５に水供給系統ｃを通じて供給する高温水１５を噴霧させるノズル等を閉塞させたり、水供給系統ｃを通じて高温水１５を供給する熱回収部７や生成ガス５を流下させる配管を損傷させたりする可能性のある場合である。
本実施例によれば、ガス化システムで生じた高温水の排熱を効率良く利用してガス化炉から出た生成ガスを冷却すると共に、炭素系燃料から生じるカーボンロス及び廃棄物の低減を図った炭素系燃料のガス化システムが実現できる。
次に本発明の第３実施例である炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントについて図３を用いて説明する。図３に示した本実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントは、図１に示した第１実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントと基本的な構成は同じなので、両者に共通した構成の説明は省略し、異なる構成について以下に説明する。
図３に示した本実施例の炭素系燃料のガス化システムにおいて、ガス化炉３の直下のスラグ冷却水貯留部１２で溶融スラグによって昇温した高温水１５は、スラグ冷却水貯留部１２から水供給系統ｃを通じて引き出されて該水供給系統ｃに設置した固形物分離部２９に供給され、この固形物分離部２９によって高温水１５に含まれた固形物３０を分離する。
前記固形物分離部２９によって高温水３１から分離された固形物３０は、固形物分離部２９から固形物供給系統ｅを通じてチャーホッパ２５に供給され、ガス化炉３から取り出された生成ガス５を脱塵する脱塵装置８から回収したチャー９とチャーホッパ２５で混合される。
この固形物３０は、チャー９とともに、空気分離器４から供給された窒素で搬送され、チャーホッパ２５からチャー供給系統ｂを通じてガス化炉３に再投入される。
本実施例の炭素系燃料のガス化システムの利点は、固形物３０を既存のチャー供給系統ｂでガス化炉３に供給するため、ガス化炉３を従来通りの運用方法を適用できる点である。
但し、固形物３０を加温する工程が必要になる。脱塵装置８で回収されたチャー９は、チャーホッパ２５およびガス化炉３へのチャー供給系統ｂを保温することで、水分の凝縮を防いでいる。従って、固形物３０も、チャー９と同程度（２００℃程度）に加温する必要がある。
本実施例によれば、ガス化システムで生じた高温水の排熱を効率良く利用してガス化炉から出た生成ガスを冷却すると共に、炭素系燃料から生じるカーボンロス及び廃棄物の低減を図った炭素系燃料のガス化システムが実現できる。
次に本発明の第４実施例である炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントについて図４を用いて説明する。図４に示した本実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントは、図１に示した第１実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントと基本的な構成は同じなので、両者に共通した構成の説明は省略し、異なる構成について以下に説明する。
図４に示した本実施例の炭素系燃料のガス化システムにおいて、脱塵装置８で脱塵された生成ガス５は、脱塵装置８の下流側に設置した熱交換器１０にて脱硫装置１７を経た生成ガス５によって３００℃以下に冷却され、さらに前記熱交換器１０の下流側に設置したベンチュリ１１および水洗塔１３に従事供給されて１００℃程度に冷却される。
前記ベンチュリ１１および水洗塔１３では、生成ガス５は、ベンチュリ１１および水洗塔１３に外部から補給した補給水３６である液体の冷却水との気液接触により冷却される。ベンチュリ１１と水洗塔１３の冷却水は、生成ガス５を冷却する過程で、該生成ガス５によって１００℃以上に加熱される。これらの冷却水の総流量は、ガス化炉３への石炭１の供給量の約１〜２倍程度に達する。
仮に、前記冷却水として温度１００℃、流量を石炭１の供給量と同じとした場合、前記ベンチュリ１１と水洗塔１３で生成ガス５と気液接触により高温化した冷却水の顕熱は、石炭の総発熱量の約１％となる。
そこで、本実施例の炭素系燃料のガス化システムでは、ベンチュリ１１と水洗塔１３で生成ガスと５の気液接触で高温化した冷却水の一部をベンチュリ１１及び水洗塔１３からそれぞれ抜き出し、前記ベンチュリ１１及び水洗塔１３から高温化した冷却水の一部をガス化炉３の出口と脱塵装置８の間の領域に噴霧してガス化炉３から取り出された生成ガス５を冷却する昇温水供給系統ｆ１、ｆ２をそれぞれ配設した。
ベンチュリ１１及び水洗塔１３から前記昇温水供給系統ｆ１、ｆ２を通じてガス化炉３の出口と脱塵装置８の間の領域に噴霧して生成ガス５を冷却する冷却水は、生成ガス５との混合時に、自身の持つ顕熱と合わせて蒸発しやすく、生成ガス５を効率良く冷却できる。
なお、第１実施例の炭素系燃料のガス化システムにおける前述したスラグ冷却水貯留部１２で昇温し、固形物３０を分離した高温水３１を供給する水供給系統ｃを含めて、昇温水供給系統ｆ１、ｆ２で供給する高温化した冷却水を１系統に纏めても良いし、複数系統のままで生成ガス５に噴霧しても良い。
冷却水の蒸発しやすさの観点からは、前記水供給系統ｃと前記昇温水供給系統ｆ１、ｆ２との複数系統を用いて生成ガス５に噴霧して冷却する方式が良く、その順序は、生成ガス５の温度の高い上流側に固形物３０を分離した高温水３１（前述の第１実施例で１００℃未満）を水供給系統ｃを通じて供給し、下流側にベンチュリ１１と水洗塔１３で高温化した冷却水（１００℃以上）を昇温水供給系統ｆ１、ｆ２を通じて供給する炭素系燃料のガス化システムを推奨する。
これは、水供給系統ｃを通じて固形物３０を分離した高温水３１をガス化炉３の出口と脱塵装置８との間の領域における上流側で生成ガス５に噴霧することにより、生成ガス５の温度は４００〜７００℃程度（石炭１の性状、固形物３０を分離した高温水３１の流量や温度、蒸発割合等で変動する）に低下すると考えられる。
さらなる水噴霧で生成ガス５を冷却するには、温度が高く蒸発しやすいベンチュリ１１と水洗塔１３で高温化した冷却水３３、３５を生成ガス５の冷却に用いるのが良い。
そこで、生成ガス５を４００度未満の所定温度に保てるように、ベンチュリ１１と水洗塔１３で高温化した冷却水３３、３５を抜き出し、昇温水供給系統ｆ１、ｆ２を通じてガス化炉３の出口と脱塵装置８との間の領域における下流側で生成ガス５に噴霧する冷却水３３、３５の流量を調整することで、脱塵装置８における凝縮水の発生を抑える炭素系燃料のガス化システムを構築できる。
以下に、本実施例の炭素系燃料のガス化システムにおけるベンチュリ１１および水洗塔１３の冷却水の系統を説明する。
ベンチュリ１１の冷却水３３は、３００℃近くに達する生成ガス５との気液接触で高温化するため、高温熱交換器３２で常温に冷却されて、ベンチュリ１１に再投入される。
ベンチュリ１１で高温化したベンチュリ１１の冷却水３３の温度は１５０℃程度に達する。高温化したベンチュリ１１の冷却水の一部３３をベンチュリ１１から抜き出し、ベンチュリ１１から昇温水供給系統ｆ１を通じて冷却水３３をガス化炉３の下流側の生成ガス５に噴霧・混合させることで、冷却水３３の蒸発潜熱と顕熱を用いて生成ガス５を効果的に冷却できる。
特に、ベンチュリ１１の冷却水の一部３３の温度は１５０℃程度であり、常温の水よりも蒸発しやすく、扱いやすい。なお、ベンチュリ１１の冷却水３３の流量確保のため、高温熱交換器３２の下流で外部から補給水３６を供給し、ベンチュリ１１に供給するように構成している。
水洗塔１３の冷却水３５についても、上記ベンチュリ１１の冷却水３３と同様に、冷却水３５の一部を生成ガス５の冷却に用いると良い。
即ち、高温化した水洗塔１３の冷却水の一部３５を水洗塔１３から抜き出し、水洗塔１３から昇温水供給系統ｆ２を通じて冷却水３５をガス化炉３の下流側の生成ガス５に噴霧・混合させることで、冷却水３５の蒸発潜熱と顕熱を用いて生成ガス５を効果的に冷却できる。
水洗塔１３を出た水洗塔１３の冷却水３５の温度は１００℃程度と上記したベンチュリ１１の冷却水３３より低温であるが、常温の水より蒸発しやすく、扱いやすい特徴は同じである。なお、水洗塔１３の冷却水３５の流量確保のため、低温熱交換器３４の下流で外部から補給水３６を供給し、水洗塔１３に供給するように構成している。
以上より、本実施例の炭素系燃料のガス化システムにおいては、ガス化炉３のスラグ冷却水貯留部１２で発生する高温水３１を供給する水供給系統ｃと、ベンチュリ１１及び水洗塔１３で発生する高温水３３、３５を供給する昇温水供給系統ｆ１、ｆ２を配設して、前記ガス化炉３の下流側、或いは前記脱塵装置８の上流側に供給してガス化炉３で生成した生成ガス５の冷却に用いる構成としたことで、プラントの排熱利用によるエネルギー効率の向上と、生成ガス５を冷却する熱回収部の小型化による低コスト化を両立することが可能となる。
本実施例によれば、ガス化システムで生じた高温水の排熱を効率良く利用してガス化炉から出た生成ガスを冷却すると共に、炭素系燃料から生じるカーボンロス及び廃棄物の低減を図った炭素系燃料のガス化システムが実現できる。
次に本発明の第５実施例である炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントについて図５を用いて説明する。図５に示した本実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントは、図１に示した第１実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントと基本的な構成は同じなので、両者に共通した構成の説明は省略し、異なる構成について以下に説明する。
ガス化炉３への石炭１およびチャー９の搬送媒体には、後述するＣＯ２回収手段で回収したＣＯ２５２の一部を用いる。このＣＯ２を、ガス化炉再投入用のＣＯ２５３と定義する。
搬送媒体をＮ２からＣＯ２に変えることで、ガス化炉３内のＣＯ２濃度が高まり、（２）式に示すＣＯ２ガス化反応が促進される。これにより、ガス化剤であるＯ２使用量の低減が期待される。
Ｃ ＋ ＣＯ２ → ２ＣＯ ・・・・（２）
Ｏ２使用量の低減は、空気分離器４の小型化による機器コスト低減、及びＯ２製造動力低減によるランニングコスト低減とエネルギー効率向上に繋がる。
Ｏ２使用量の低減は、空気分離器４の小型化による機器コスト低減、及びＯ２製造動力低減によるランニングコスト低減とエネルギー効率向上に繋がる。
次に、ガス化炉３で生成された生成ガス５中の主成分は、ＣＯ、Ｈ２、ＣＯ２である。この生成ガス５に水を噴霧して蒸発させると、生成ガス５を冷却できるだけでなく、生成ガス５中の水蒸気濃度が高まる。
これにより、第１実施例の（１）式に示したシフト反応が進むだけでなく、後述するガス化炉３の下流側に設置したシフト反応器４０で添加する水蒸気４１の流量も削減できる。
本実施例では、１０００℃以上の高温雰囲気でシフト反応を促進させるべく、水供給系統ｃに設置した固形物分離部２９によって固形物を分離した高温水３１を、この水供給系統ｃを通じてガス化炉３の上部に設置した生成ガス冷却部７内に供給するように構成している。
ガス化炉３の下流側で生成ガス５に噴霧する冷却水は、第４実施例の場合と同様に、石炭ガス化複合発電プラントで発生する高温水（スラグ冷却水貯留部１２で昇温した高温水１５、ベンチュリ１１の冷却水の一部３７、水洗塔１３の冷却水の一部３８など）を用いる。
これら高温水の持つ顕熱は、これまで有効利用されていなかった。
一方、脱硫装置１７の下流側に設置され、ガス化炉５で生成した生成ガス５中の一酸化炭素と水蒸気を反応させて二酸化炭素と水素にシフト反応させるシフト反応器４０で添加する水蒸気４１は、シフト反応用に製造されたものを用いる。
従って、シフト反応機器４０で生成ガス５に添加する水蒸気４１の流量を削減できれば、削減分の水蒸気４１を製造する動力を低減できるため、ランニングコスト低減とエネルギー効率向上に繋がる。
前記水洗塔１３の下流側に設置され、生成ガス５を脱硫する脱硫装置１７で脱硫された４０℃程度に冷却された生成ガス３９は、脱硫後の生成ガス３９を加熱する熱交換器４２及び生成ガス加熱器４３で２００℃以上に再加熱されて、脱硫装置１７の下流側に設置された生成ガス５中のシフト反応器４０に供給される。
前記シフト反応器４０では、脱硫後の生成ガス３９に水蒸気４１を添加して、第１実施例の（１）式に示したシフト反応が進む。このシフト反応により、脱硫後の生成ガス３９中のＣＯはＣＯ２とＨ２になって、Ｈ２濃度が増加する。なお、シフト反応器４０への脱硫後の生成ガス３９、及び水蒸気４１の投入温度は、シフト反応触媒の特性で決まる。
前記シフト反応器４０でシフト反応後の生成ガス４４の温度は、シフト反応器４０の出口で２００℃以上である。このため、シフト反応後の生成ガス４４は、脱硫後の生成ガスの熱交換器４２で１５０℃程度に冷却され、前記シフト反応器４０の下流側に設置されたＣＯ２吸収塔４５に供給される。
前記ＣＯ２吸収塔４５において、シフト反応後の生成ガス４４は、ＣＯ２吸収塔４５に流入し、このＣＯ２吸収塔４５でＣＯ２吸収液４７と接触する。これにより、シフト反応後の生成ガス４４中のＣＯ２は、ＣＯ２吸収液４７に回収されてＣＯ２が除去された生成ガス４６となる。
ここで、ＣＯ２吸収塔４５へのシフト反応後の生成ガス４４の投入温度は、ＣＯ２吸収液４７の特性で決まる。そしてＣＯ２吸収塔４５にてＣＯ２除去後の生成ガス４６の主成分は、Ｈ２となる。
ＣＯ２吸収塔４５でＣＯ２除去後の生成ガス４６は、ＣＯ２吸収塔４５からガスタービン燃焼器１８に燃料として供給され、コンプレッサ２４からガスタービン燃焼器１８に供給された燃焼用の空気と混合して燃焼し、高温の燃焼ガスを発生する。
前記ガスタービン燃焼器１８で発生した燃焼ガスはガスタービン１９に供給されてこのガスタービン１９を駆動し、さらにガスタービン１９から排出された排ガスをボイラ２０に流下させて排ガスが有する排熱をこのボイラ２０で回収して蒸気を発生させ、この発生した蒸気を蒸気タービン２１に供給してこの蒸気タービン２１を駆動する。
また、前記ＣＯ２吸収塔４５で生成ガス４４からＣＯ２を吸収したＣＯ２吸収液４８は、ＣＯ２吸収液の熱交換器４９、ＣＯ２吸収液の加熱器５０で１００℃以上に加熱されて、前記ＣＯ２吸収塔４５の下流側に設置されたＣＯ２再生塔５１に供給される。
前記ＣＯ２再生塔５１では、ＣＯ２を吸収したＣＯ２吸収液４８中のＣＯ２を放出させることで、ＣＯ２吸収液４７の再利用が可能となる。
前記ＣＯ２再生塔５１で回収したＣＯ２５２は、その一部をガス化炉３の再投入用のＣＯ２５３としてＣＯ２供給系統ｇを通じてＣＯ２再生塔５１から導出されて石炭１とチャー９の搬送媒体に再利用されるが、ＣＯ２再生塔５１で回収したＣＯ２５２の大部分は、地中などに供給して貯留される。
ここで、ＣＯ２再生塔５１でのＣＯ２回収率を高く保つためには、ＣＯ２吸収液４８を保温する必要がある。そこで、ＣＯ２吸収液４８の一部を、再生加熱用のＣＯ２吸収液５４としてＣＯ２再生塔５１から抜き出し、熱交換器５５で１００℃以上に再加熱した後に、前記ＣＯ２再生塔５１に投入する。
この熱交換器５５に必要な熱容量が大きく、その熱源にはボイラ２０で発生した２００〜３００℃程度の低温蒸気５６をボイラ２０から蒸気供給系統ｉを通じて熱交換器５５に導いて利用すると良い。この低温蒸気５６を、ＣＯ２吸収液５４の加熱用蒸気５６と呼ぶ。
ＣＯ２吸収液４８の加熱用蒸気５６のもつ顕熱で、熱交換器５５で再生加熱用のＣＯ２吸収液５４が再加熱される。このため、熱交換器５５を出たＣＯ２吸収液５４の加熱用蒸気５６は、２００℃以下に低下する。
熱交換器５５を出たＣＯ２吸収液５４の加熱用蒸気５６についても、前記熱交換器５５から加熱用蒸気５６をガス化炉３の下流側に供給する蒸気供給系統ｈを配設し、この蒸気供給系統ｈを通じて前記熱交換器５５から加熱用蒸気５６をガス化炉３の下流側に供給し、生成ガス５の冷却とシフト反応器４０でのシフト反応促進に用いると良い。
これは、熱交換器５５を出たＣＯ２吸収液５４の加熱用蒸気５６を復水器２６に戻せば、蒸気の顕熱と潜熱が廃熱となるためである。
本実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントでは、ガス化炉３の下流に熱交換器５５を出たＣＯ２吸収液５４の加熱用蒸気５６を供給する蒸気供給系統ｈ、ボイラ２０から低温蒸気５６を熱交換器５５に居給する蒸気供給系統ｉ、スラグ冷却水貯留部１３からの高温水１５を供給する水供給系統ｃ、ベンチュリ１１の冷却水の一部３７及び水洗塔１３の冷却水の一部３８を供給する昇温水供給系統ｆ１、ｆ２の４種類の水又は蒸気を、前記ガス化炉３の下流側、或いは前記脱塵装置８の上流側に供給してガス化炉３で生成した生成ガス５の冷却に用いる構成としたが、これらの各系統のうち、少なくとも１種類以上の水又は蒸気を供給できる系統としても構わない。
以上より、本実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントによれば、ＣＯ２を排出させず、かつエネルギー効率の高い石炭ガス化複合発電プラントを構築できる。
なお、本実施例の炭素系燃料のガス化システムを備えた石炭ガス化複合発電プラントでは、ＣＯ２回収手段の一例として、ＣＯ２吸収液５４を用いたＣＯ２化学吸収方式を用いたシステムについて説明した。
また、ＣＯ２回収手段は、膜分離などの物理吸収方式、吸着剤方式を用いても構わない。
本実施例によれば、高温水の排熱を効率良く利用してガス化炉から出た生成ガスを冷却すると共に、高温水中の固形物を既存のガス化炉の脱塵設備で回収しガス化炉への再投入を可能にして炭素系燃料からのカーボンロス及び廃棄物の低減を図った炭素系燃料のガス化システムが実現できる。
ａ：燃料供給系統、ｂ：チャー供給系統、ｃ：水供給系統、ｄ：固形物供給系統、ｅ：別の固形物供給系統、ｆ１、ｆ２：昇温水供給系統、ｇ：ＣＯ２供給系統、ｈ：蒸気供給系統、ｉ：蒸気供給系統、１：石炭、２：石炭ホッパ、３：ガス化炉、４：空気分離器、５：生成ガス、６：スラグ、７：熱回収部、８：脱塵装置、９：チャー、１０：生成ガスの熱交換器、１１：ベンチュリ、１２：スラグ冷却水貯留部、１３：水洗塔、１４：スラグ冷却水、１５：スラグ冷却水貯留部からの高温水、１６：ポンプ、１７：脱硫装置、１８：ガスタービン燃焼器、１９：ガスタービン、２０：排ガスボイラ、２１：蒸気タービン、２２：煙突、２３：硫黄分燃焼炉、２４：コンプレッサ、２５：チャーホッパ、２６：復水器、２７：固形物を含む高温水、２９：固形物分離部、３０：固形物、３１：固形物を分離した高温水、３２：高温熱交換器、３３：ベンチュリの冷却水、３４：低温熱交換器、３５：水洗塔の冷却水、３６：補給水、３７：ベンチュリの冷却水の一部、３８：水洗塔の冷却水の一部、３９：脱硫後の生成ガス、４０：シフト反応器、４１：シフト反応用水蒸気、４２：脱硫後の生成ガスの熱交換器、４３：脱硫後の生成ガス加熱器、４４：シフト反応後の生成ガス、４５：ＣＯ２吸収塔、４６：ＣＯ２除去後の生成ガス、４７：ＣＯ２吸収液、４８：ＣＯ２吸収したＣＯ２吸収液、４９：ＣＯ２吸収液の熱交換器、５０：ＣＯ２吸収液の加熱器、５１：ＣＯ２再生塔、５２：回収したＣＯ２、５３：ガス化炉再投入用のＣＯ２、５４：再生加熱用のＣＯ２吸収液、５５：熱交換器、５６：ＣＯ２吸収液の加熱用蒸気、５７：スラグ冷却水の冷却器、５８：スラリーポンプ
Claims (3)
- 固体の炭素系燃料をガス化して生成ガスを生成するガス化炉と、
固体の炭素系燃料を石炭ホッパから前記ガス化炉に気体で搬送する燃料供給系と、
前記ガス化炉は、炭素系燃料をガス化して生成した生成ガスを該ガス化炉の上方から取り出し、炭素系燃料に含まれた無機物を溶融スラグ化して該ガス化炉の下方に取り出すように構成し、
前記ガス化炉の下流側に設置され、該ガス化炉の上方から取り出された生成ガスを脱塵する脱塵部と、
前記脱塵部で脱塵され、生成ガスに同伴したチャーを回収するチャーホッパと、
前記チャーホッパで回収したチャーを、該チャーホッパから前記ガス化炉に気体で搬送するチャー供給系統と、
前記脱塵部の下流側に設置され、該脱塵部を流下した前記生成ガスを洗浄する水洗塔を備え、
前記ガス化炉の底部に溶融スラグを外部から供給した冷却水で冷却するスラグ冷却水貯留部を設置し、
前記スラグ冷却水貯留部で溶融スラグによって昇温した高温水を該スラグ冷却水貯留部から前記ガス化炉の下流側、或いは前記脱塵部の上流側に供給して前記ガス化炉から取り出された生成ガスを冷却する水供給系統を配設した炭素系燃料のガス化システムにおいて、
前記脱塵部の下流側に前記ガス化炉から取り出された生成ガスを冷却水との気液接触により冷却するベンチュリ及び水洗塔をそれぞれ設置し、
前記ベンチュリ及び水洗塔で前記ガス化炉から取り出された生成ガスとの接触により昇温したベンチュリの冷却水の一部及び水洗塔の冷却水の一部を、このベンチュリ及び水洗塔から前記ガス化炉の下流側、或いは前記脱塵部の上流側に供給して前記ガス化炉から取り出された生成ガスを冷却する昇温水供給系統を配設したことを特徴とする炭素系燃料のガス化システム。 - 請求項１に記載の炭素系燃料のガス化システムにおいて、
前記水供給系統に設置した固形物分離部によって該水供給系統を通じて引き出された高温水から固形物を分離する該固形物分離部で回収した固形物を、前記固形物分離部から前記チャーホッパに供給する固形物供給系統を配設し、
この固形物供給系統を通じて前記チャーホッパに供給した固形物は前記チャー供給系統を通じて前記ガス化炉に投入するように構成したことを特徴とする炭素系燃料のガス化システム。 - 固体の炭素系燃料をガス化して生成ガスを生成するガス化炉と、
固体の炭素系燃料を石炭ホッパから前記ガス化炉に気体で搬送する燃料供給系と、
前記ガス化炉は、炭素系燃料をガス化して生成した生成ガスを該ガス化炉の上方から取り出し、炭素系燃料に含まれた無機物を溶融スラグ化して該ガス化炉の下方に取り出すように構成し、
前記ガス化炉の下流側に設置され、該ガス化炉の上方から取り出された生成ガスを脱塵する脱塵部と、
前記脱塵部で脱塵され、生成ガスに同伴したチャーを回収するチャーホッパと、
前記チャーホッパで回収したチャーを、該チャーホッパから前記ガス化炉に気体で搬送するチャー供給系統と、
前記脱塵部の下流側に設置され、該脱塵部を流下した前記生成ガスを洗浄する水洗塔を備え、
前記ガス化炉の底部に溶融スラグを外部から供給した冷却水で冷却するスラグ冷却水貯留部を設置し、
前記スラグ冷却水貯留部で溶融スラグによって昇温した高温水を該スラグ冷却水貯留部から前記ガス化炉の下流側、或いは前記脱塵部の上流側に供給して前記ガス化炉から取り出された生成ガスを冷却する水供給系統を配設した炭素系燃料のガス化システムにおいて、
前記脱塵部の下流側に設置され、該脱塵部を流下した前記生成ガスを洗浄する水洗塔と、
前記水洗塔の下流側に設置され、該水洗塔を流下した前記生成ガスを脱硫する脱硫装置を備え、
脱硫装置の下流側に設置され、該脱硫装置を流下した前記生成ガス中のＣＯ ２ を吸収液に吸収するＣＯ ２ 吸収塔と、このＣＯ ２ を吸収したＣＯ ２ 吸収液を加熱してＣＯ ２ を分離し吸収液を再生するＣＯ ２ 再生塔をそれぞれ備え、
前記ＣＯ ２ 再生塔で分離したＣＯ ２ で固体の炭素系燃料をガス化炉に搬送するように前記ＣＯ ２ 再生塔から石炭ホッパにＣＯ ２ を供給するＣＯ ２ 供給系統を配設し、
前記ＣＯ ２ 再生塔から抜き出した再生加熱用のＣＯ ２ 吸収液の熱源として用いた蒸気を、前記ＣＯ ２ 再生塔から前記ガス化炉の下流側、或いは前記脱塵部の上流側に供給して生成ガスを冷却する蒸気供給系統を配設したことを特徴とする炭素系燃料のガス化システム。
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