JPH1162514A - 発電設備 - Google Patents
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- JPH1162514A JPH1162514A JP9235393A JP23539397A JPH1162514A JP H1162514 A JPH1162514 A JP H1162514A JP 9235393 A JP9235393 A JP 9235393A JP 23539397 A JP23539397 A JP 23539397A JP H1162514 A JPH1162514 A JP H1162514A
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- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
備20を併設してなる発電設備であって、設備を構成す
る装置の統合或いは兼用が効果的に実現されて、設備全
体の簡素化及び小型化が図られた発電設備を提供する。 【解決手段】 ガス化ガス発電設備20のガス化炉21
で得られる生成ガスC1から硫黄化合物を除去してこの
硫黄化合物を含む再生ガスC4を排出するガス精製装置
22と、再生ガスC4を燃焼させて亜硫酸ガスを含む排
ガスC5に転換する燃焼炉24と、この燃焼炉24から
排出される排ガスC5を、火力発電設備10のボイラ1
1の排ガスA2とともに脱硫処理する脱硫装置14とを
設ける。
Description
備とガス化ガス発電設備を併設してなる発電設備であっ
て、設備を構成する装置の統合或いは兼用が効果的に実
現されて、設備全体の簡素化及び小型化が図られた発電
設備に関する。
ら、燃料の多様化が叫ばれ、石炭や重質油の利用技術開
発が進められており、その一つとして、石炭や重質油を
ガス化して発電燃料とする技術が注目されている。ま
た、ガス化ガスによる発電は、石炭や石油による従来の
火力発電に比較して効率が良いので、有限な資源の有効
利用の点からも注目されている。
〜数1000ppmの硫黄化合物(硫化水素等)が含ま
れ、これは公害防止のため、或いは後流機器(例えばガ
スタービン等)の腐食防止等のため、除去する必要が有
る。この除去方法としては、例えば特開平7−4858
4号公報に示されるように、ガスを吸収液に気液接触さ
せて硫黄化合物を吸収し、その後再生塔で吸収液に熱を
加えて硫黄化合物を含む再生ガスに再生し、この再生ガ
スを燃焼させて亜硫酸ガスを含む排ガスとして脱硫処理
する湿式のガス精製方法が知られており、この方法によ
れば乾式のガス精製法に比較してよりクリーン化が可能
である。
ガス発電設備は、将来的に広く普及してゆくものと予想
されているが、特に普及初期におけるその実際の設置態
様は、一般の火力発電設備が例えば既設された発電所ス
ペース内、或いはそれに隣接するスペースに設けられ
て、火力発電設備と併設される設置態様がほとんどであ
ると考えられる。そして、上記ガス精製方法がこのよう
な発電設備に単に適用された場合、このガス精製により
生じる前述の亜硫酸ガス含有排ガスの処理装置(即ち脱
硫装置)や、前記再生ガスを燃焼させる燃焼炉などの装
置を新たに設ける必要があり、設備の簡素化及び小型化
の点で支障となる。
ら排出される燃焼排ガスを浄化処理する脱硫装置が付設
されているのが通常であり、前記従来のガス精製方法を
単に適用したのでは、亜硫酸ガスを含む排ガスを処理す
る同種の装置が一つの発電所内に複数設けられることに
なり、スペースの有効利用が図れず、またコスト増を招
く。
ス化ガス発電設備を併設してなる発電設備であって、設
備を構成する装置の統合或いは兼用が効果的に実現され
て、設備全体の簡素化及び小型化が図られた発電設備を
提供することを目的としている。
め、請求項1記載の発電設備は、火力発電設備とガス化
ガス発電設備とを併設してなり、前記ガス化ガス発電設
備のガス化炉で得られる生成ガスから硫黄化合物を除去
してこの硫黄化合物を含む再生ガスを排出するガス精製
装置と、前記再生ガスを燃焼させて亜硫酸ガスを含む排
ガスに転換する燃焼炉と、この燃焼炉から排出される亜
硫酸ガスを含む排ガスを、前記火力発電設備のボイラの
排ガスとともに脱硫処理する脱硫装置とを備えたことを
特徴とする。
焼炉における前記再生ガスの燃焼により生じた熱エネル
ギにより、前記脱硫装置より排出される排ガスの再加熱
を行う熱交換手段を備えたことを特徴とする。
電設備とガス化ガス発電設備とを併設してなり、前記ガ
ス化ガス発電設備のガス化炉で得られる生成ガスから硫
黄化合物を除去してこの硫黄化合物を含む再生ガスを排
出するガス精製装置と、前記火力発電設備のボイラの排
ガスを脱硫処理する脱硫装置とを備えるとともに、前記
再生ガスが前記火力発電設備のボイラに導かれて発電用
燃料とともに燃焼する構成とされたことを特徴とする。
を図面に基づいて説明する。 (第1例)まず、本発明の第1例を説明する。図1は、
本例の発電設備の全体構成を示す図であり、図2は脱硫
装置の詳細構成例を示す図であり、図3はガス精製装置
の詳細構成例を示す図である。この発電設備は、図1に
示すように、火力発電設備10と、ガス化ガス発電設備
20とを併設してなるものである。
料をボイラ11で燃焼させて高温高圧蒸気を生成し、こ
の蒸気で図示省略した蒸気タービンを駆動して発電を行
う一般的なもので、ボイラ11からエアヒータ12を経
由して導出された燃焼排ガスA1は、電気集塵機13及
び脱硫装置14に順次導かれて浄化処理された後に大気
放出される構成となっている。
スA1中のフライアッシュ等の粉塵が捕集除去され、ま
た脱硫装置14では、電気集塵機13で除塵処理された
排ガスA2から主に亜硫酸ガスなどの有害物が吸収除去
される。そして、これら浄化装置を経由した浄化処理後
の排ガスA3は、脱硫装置14に付設された再加熱部1
5で大気放出に好ましい温度に加熱された後、煙突16
によって排出規制を満足する高所から大気中に放出され
る。
給される燃焼用空気Bを、燃焼排ガスA1の熱で予め加
熱するための熱交換器である。また脱硫装置14は、例
えば排ガスと吸収液を気液接触させて排ガス中の主に亜
硫酸ガスを吸収除去する湿式もので、具体的には各種方
式のものが使用できるが、例えば図2の構成となってい
る。
ラリを攪拌しつつ酸化用の空気Dを微細な気泡として吹
込むいわゆるアーム回転式のエアスパージャ33を備
え、タンク32内で亜硫酸ガスを吸収した吸収剤スラリ
(石灰石等の吸収剤が懸濁した吸収液)と空気とを効率
良く接触させて全量酸化し石膏を得るものである。
導入部31aに前記排ガスA2を導き、循環ポンプ34
によりヘッダーパイプ35から噴射した吸収剤スラリに
接触させて、排ガスA2中の主に亜硫酸ガスを吸収除去
し、排煙導出部31bから処理済排ガスA3として排出
させる。ヘッダーパイプ35から噴射され亜硫酸ガスを
吸収しつつ充填材36を経由して流下する吸収剤スラリ
は、タンク32内においてエアスパージャ33により攪
拌されつつ吹込まれた多数の気泡と接触して酸化され、
さらには中和反応を起こして石膏となる。
である少量の石灰石が懸濁し、これらがこの場合循環ポ
ンプ34の吐出配管から分岐する配管ラインにより固液
分離機37に供給され、ろ過されて水分の少ない石膏E
(通常、水分含有率10%程度)として採り出される。
一方、固液分離機37からのろ液は、ろ液タンク38に
送られ、ここに一旦貯留された後、吸収剤スラリを構成
する水分としてポンプ39によりスラリ調整槽40に適
宜供給される。
図示省略した石灰石サイロから投入される石灰石F(吸
収剤)と、前記ポンプ39より送られる水とを攪拌混合
して吸収剤スラリを生成するもので、内部の吸収剤スラ
リがスラリポンプ42により吸収塔31のタンク32に
適宜供給されるようになっている。
置14の排ガスA2の入口付近に設けられた熱回収器
(図示省略)と、後述のガス流路25の途上に設けられ
た熱回収器17とに、熱媒流路で接続されて、熱媒循環
式の熱交換手段を構成するもので、この熱交換手段によ
って、排ガスA2と後述の排ガスC5から回収された熱
で浄化処理後の排ガスA3が加熱される。
で処理すべき排ガスA1,A2の量は、例えば600M
Wの火力発電設備の場合には、200万m3N/h程度で
あり、またこの排ガスA1中の亜硫酸ガス濃度は、50
0ppm程度である。
示すように、例えば石炭が空気をガス化剤としてガス化
されるガス化炉21を有し、このガス化炉21で発生し
た生成ガスC1中から硫黄化合物(硫化水素)を除去す
るガス精製装置22と、精製後のガスC2(主成分;一
酸化炭素及び水素)を燃料として運転されるガスタービ
ン23とを備える。
1やガスタービン23で発生した熱により生成した蒸気
で駆動される蒸気タービンを備えており、いわゆる複合
発電が行われるのが一般的であるが、本例においてはこ
の蒸気タービンの図示を省略している。また、ガスター
ビン23でガスC2が燃焼してなる排ガスC3は、図示
省略した脱硝装置により含有する窒素酸化物を分解処理
された後、図示省略された煙突より大気放出される。
スC1(石炭を原料とし空気をガス化剤としてなる生成
ガス)には、通常、1000〜1500ppm程度のH
2S(硫黄化合物)と、100ppm程度のCOS(硫黄
化合物)とが含有され、さらに、1000〜1500p
pm程度のNH3と、100ppm程度のHClが含有
されている。また、例えば300MWのガス化ガス発電
設備の場合には、生成ガスC1の流量は、35万m3N
/h程度となる。
に示す構成となっている。すなわち、生成ガスAは、ま
ずサイクロン52とポーラスフィルタ53に順次導入さ
れ、比較的大径な粉塵と微細な粉塵とがそれぞれ分離除
去される構成となっている。ポーラスフィルタ53の後
流には、熱交換器54が設けられ、ポーラスフィルタ5
3から導出されたガスG1の熱により浄化された後のガ
スC2が加熱される。なお、ガスG1はこの熱交換器5
4において逆に熱を奪われて、例えば230℃程度まで
冷却される。
化カルボニル)をH2Sに変換する触媒が装填された変
換器55が設けられ、ガスG1中のCOSのほとんどが
ここでH2Sに変換される。またこの変換器55の後流
には、熱交換器56が設けられ、変換器55から導出さ
れたガスG2の熱によっても浄化された後のガスC2が
加熱される構成となっている。
2を硫化水素の吸収液Hに気液接触させる脱硫塔57
と、吸収液Hから硫化水素を分離放出して吸収液Hを再
生する再生塔58と、が順次設置されている。この脱硫
塔57は、この場合いわゆる充填式の気液接触塔であ
り、再生塔58の塔底部に貯留された硫化水素の吸収液
Hが循環ポンプ59により吸上げられて、吸収液熱交換
器60で冷却された後、塔上部のスプレーパイプ61か
ら噴射され、ガスG2と気液接触しつつ充填材62を経
由して流下する構成となっている。
去されたガスG2は、ミストエリミネータ63により同
伴ミストを除去された後、この脱硫塔57の塔頂部から
排出され、前述の熱交換器56及び熱交換器54により
加熱されて、精製後のガスC2となる。なお、精製後の
ガスC2中の硫黄分(H2S及びCOSの濃度)は10p
pm以下となる。
に貯留された吸収液Hが循環ポンプ64により吸上げら
れて、吸収液熱交換器60で加熱された後、塔上部のス
プレーパイプ65から噴射され、塔内を上昇する吸収液
Hの蒸気や吸収成分(オフガス)と接触しつつ充填材6
6を経由して流下する構成となっている。
ボイラ67において水蒸気Iにより加熱され、これによ
り吸収成分であるH2Sがこの再生塔22においてガス
側に放散されるようになっている。そして、このH2S
を含むオフガスG3は、ミストエリミネータ68におい
てミストを除去された後、再生塔58の頂部に設けられ
た還流部を経て高濃度にH2Sを含む再生ガスC4(主
成分CO2)として、後述の燃焼炉24(図1に示す)
に送られる。ここで再生ガスC4の流量は、例えば30
0MWのガス化ガス発電設備の場合には、1000m3
N/h〜2000m3N/h程度となる。
た還流部は、オフガスG3が冷却器69により冷却され
ることにより生成され、タンク70に貯留されたオフガ
スG3の凝縮液Jが、ポンプ71によりスプレーパイプ
72から噴射されるもので、これにより、オフガスG3
中の蒸気がより多く液化する一方で、液中の吸収成分で
あるH2Sがより多く放散して、例えば体積パーセントで
20%程度の高濃度のH2Sを含む再生ガスC4が得ら
れる。
前流には、ガスG2を洗浄液に気液接触させる洗浄塔を
必要に応じて複数設置し、ここでガスG2中のアンモニ
アや塩素を除去するようにしてもよい。
発生した再生ガスC4を処理するための本例の構成につ
いて説明する。本例の場合、図1に示すように燃焼炉2
4が設けられ、ここで再生ガスC4が、供給された空気
(図示省略)と反応して燃焼し、再生ガスC4が亜硫酸
ガスを含む排ガスC5に変換される構成となっている。
出口と、火力発電設備10における脱硫装置14の入口
(例えば、図2における排煙導入部31aに接続された
排ガスのダクト)を接続するガス流路25により、前述
の排ガスA2とともに脱硫装置14に導入されて処理さ
れる構成となっている。なお排ガスC5の流量は、例え
ば300MWのガス化ガス発電設備の場合には、1万m
3N/h程度となる。
ガス発電設備20の精製装置22より生じた硫黄化合物
を含む再生ガスC4が、燃焼炉24で燃焼して亜硫酸ガ
スを含む排ガスC5となるが、この排ガスC5は、火力
発電設備10の脱硫装置14で、火力発電設備10のボ
イラ11から出た排ガスA2とともに脱硫処理される。
このため、図1に点線で示すように、ガス化ガス発電設
備20のために別個に脱硫装置や煙突を設ける必要がな
くなり、設備の簡素化及び小型化が図れる。
力発電設備だけの場合よりも当然増加する。例えば、火
力発電設備10が600MWで、ガス化ガス発電設備2
0が300MWの場合には、全ガス流量が201万m3
N/h程度で、その亜硫酸ガス濃度は800ppm程度
となる。
装置は、燃料の硫黄含有量の低下傾向もあって、負荷的
に余裕をもっている場合が多く、このような場合には、
既設の脱硫装置がそのまま使用でき、例えば図2に示し
た吸収塔31の循環ポンプ34の循環流量を増加させる
といった僅かな変更で、ほとんど改造する必要がない。
このため、ガス化ガス発電設備の新設が極めて安価かつ
小スペースですむ。
荷的に余裕がない場合、或いは火力発電設備とガス化ガ
ス発電設備を共に新設する場合には、全亜硫酸ガスが処
理できる十分な能力を有する脱硫装置に改造するか、或
いはそのような能力を有する脱硫装置を新設する必要が
あるが、このような場合でも、火力発電設備とガス化ガ
ス発電設備とで別個に脱硫装置を設ける場合に比し、図
2に示す吸収塔31その他の各設備要素が統合されるこ
とで、設備の簡素化や小スペース化、ひいては低コスト
化が図れる。
収器17により構成される熱交換手段によって、燃焼炉
24で再生ガスC4が燃焼して生じる熱エネルギが大気
放出される処理後排ガスA3の再加熱に利用される。こ
のため、エネルギの有効利用が図られるとともに、排ガ
スA3をより高温化することができて、煙突16の小型
化(高さ低減)に貢献できる効果もある。
て、図4により説明する。図4は、本例の発電設備の全
体構成を示す図である。なお第1例と同様の要素には、
同符号を使用し重複する説明を省略する。
aとガス化ガス発電設備20aとが併設されたものであ
るが、ガス化ガス発電設備20aのガス精製装置22に
おける再生塔58(図3に示す)の前述の還流部出口
と、火力発電設備10におけるエアヒータ12の空気入
口(燃焼用空気Bの供給配管)とを接続するガス流路2
6を備え、このガス流路26を介して再生ガスC4が燃
焼用空気Bとともにボイラ11に導入される構成となっ
ている点に特徴を有する。
0aのボイラ11において発電用燃料(例えば、微粉炭
等の石炭や重油など)とともに燃焼し、この再生ガスC
4中の硫化水素は従来の燃焼炉と同様に亜硫酸ガスに転
換され、発電用燃料の燃焼により生じた亜硫酸ガスとと
もに排ガスA1中に含有されることになり、最終的には
脱硫装置14において一括処理される。このため、図4
に点線で示すように、ガス化ガス発電設備20のために
別個に脱硫装置や煙突を設ける必要がなくなり、さらに
燃焼炉を設ける必要もなくなって、設備が格段に簡素化
され小型化できる。
前述したように、例えば300MWのガス化ガス発電設
備の場合でも、1000m3N/h〜2000m3N/h
程度と比較的僅かである。このため、ガス流路26は比
較的小径なダクトにより構成でき、また、エアヒータ1
2やボイラ11さらには電気集塵機13もそのために改
造したり設計変更したりする必要がないか、或いは僅か
ですむ。
14の負荷も若干増加するが、既設の脱硫装置に余裕が
ある場合には改造する必要がない。また、既設の脱硫装
置に余裕がない場合、或いは全設備を新設する場合に
は、全亜硫酸ガスが処理できる十分な能力を有する脱硫
装置に改造するか、或いはそのような能力を有する脱硫
装置を新設する必要があるが、このような場合でも、や
はり火力発電設備とガス化ガス発電設備とで別個に脱硫
装置を設ける場合に比し、脱硫装置の各設備要素が統合
されることで、設備の簡素化や小スペース化、ひいては
低コスト化が図れる。
水素がボイラ11で燃焼し、火力発電設備10aの発電
燃料の一部として機能することになるので、この点でエ
ネルギの有効利用が図られる。また、図1に示す燃料炉
24のような独立の燃焼炉で再生ガスC4を燃焼させる
には、通常助燃剤としての燃料が別途必要になるが、本
例の場合にはこのような燃料が不要になり、この点で運
転コストが低減される効果もある。
の態様がありうる。例えば脱硫装置は、スプレー式又は
液柱式等の気液接触部(並流式でも向流式でもよい)を
備えた1塔式又は2塔式の吸収塔よりなるものであって
もよいし、タンク内のスラリ中に酸化用空気と排ガスの
両者が吹込まれ、亜硫酸ガスの吸収と酸化が全てタンク
内で行われるいわゆるバブリング方式のものであっても
よい。また、ガス精製装置の詳細構成も特に限定されな
いことは、いうまでもない。
は、ガス化ガス発電設備のガス精製装置より生じた硫黄
化合物を含む再生ガスが、燃焼炉で燃焼して亜硫酸ガス
を含む排ガスとなるが、この排ガスは、火力発電設備の
ボイラから出た排ガスとともに脱硫装置で脱硫処理され
る。このため、例えば図1に点線で示すように、ガス化
ガス発電設備のみのために別個に脱硫装置や煙突を設け
る必要がなくなり、設備の簡素化及び小型化が図れる。
交換手段によって、燃焼炉で再生ガスが燃焼して生じる
熱エネルギが処理後排ガスの再加熱に利用される。この
ため、エネルギの有効利用が図られるとともに、処理後
排ガスをより高温化することができて、このガスを大気
放出するための煙突の小型化(高さ低減)に貢献できる
効果もある。
ガスが、火力発電設備のボイラにおいて発電用燃料とと
もに燃焼し、この再生ガス中の硫黄化合物は従来の燃焼
炉と同様に亜硫酸ガスに転換され、発電用燃料の燃焼に
より生じた亜硫酸ガスとともにボイラより出る排ガス中
に含有されることになり、最終的には脱硫装置において
一括処理される。このため、例えば図4に点線で示すよ
うに、ガス化ガス発電設備のみのために別個に脱硫装置
や煙突を設ける必要がなくなり、さらに燃焼炉を設ける
必要もなくなって、設備が格段に簡素化され小型化でき
る。
化合物がボイラで燃焼し、火力発電設備の発電燃料の一
部として機能することになるので、この点でエネルギの
有効利用が図られる。また、例えば図1に示す燃料炉2
4のような独立の燃焼炉で再生ガスを燃焼させるには、
通常助燃剤としての燃料が別途必要になるが、本例の場
合にはこのような燃料が不要になり、この点で運転コス
トが低減される効果もある。
す図である。
図である。
示す図である。
す図である。
Claims (3)
- 【請求項1】 火力発電設備とガス化ガス発電設備とを
併設してなり、 前記ガス化ガス発電設備のガス化炉で得られる生成ガス
から硫黄化合物を除去してこの硫黄化合物を含む再生ガ
スを排出するガス精製装置と、前記再生ガスを燃焼させ
て亜硫酸ガスを含む排ガスに転換する燃焼炉と、この燃
焼炉から排出される亜硫酸ガスを含む排ガスを、前記火
力発電設備のボイラの排ガスとともに脱硫処理する脱硫
装置とを備えたことを特徴とする発電設備。 - 【請求項2】 前記燃焼炉における前記再生ガスの燃焼
により生じた熱エネルギにより、前記脱硫装置より排出
される排ガスの再加熱を行う熱交換手段を備えたことを
特徴とする請求項1記載の発電設備。 - 【請求項3】 火力発電設備とガス化ガス発電設備とを
併設してなり、 前記ガス化ガス発電設備のガス化炉で得られる生成ガス
から硫黄化合物を除去してこの硫黄化合物を含む再生ガ
スを排出するガス精製装置と、前記火力発電設備のボイ
ラの排ガスを脱硫処理する脱硫装置とを備えるととも
に、 前記再生ガスが前記火力発電設備のボイラに導かれて発
電用燃料とともに燃焼する構成とされたことを特徴とす
る発電設備。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP23539397A JP3868078B2 (ja) | 1997-08-15 | 1997-08-15 | 発電設備 |
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JP23539397A JP3868078B2 (ja) | 1997-08-15 | 1997-08-15 | 発電設備 |
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ID=16985432
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JP23539397A Expired - Lifetime JP3868078B2 (ja) | 1997-08-15 | 1997-08-15 | 発電設備 |
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JP3868078B2 (ja) | 2007-01-17 |
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