JPS61283728A - 電気エネルギ−及びスチ−ム発生方法 - Google Patents
電気エネルギ−及びスチ−ム発生方法Info
- Publication number
- JPS61283728A JPS61283728A JP61129046A JP12904686A JPS61283728A JP S61283728 A JPS61283728 A JP S61283728A JP 61129046 A JP61129046 A JP 61129046A JP 12904686 A JP12904686 A JP 12904686A JP S61283728 A JPS61283728 A JP S61283728A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- steam
- gas
- line
- gas turbine
- pressure
- 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.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 33
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 79
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 55
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims description 40
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 38
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 29
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 28
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 27
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 23
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 22
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims description 18
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims description 13
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 11
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 11
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 claims description 7
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 7
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 7
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims description 7
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000006028 limestone Substances 0.000 claims description 7
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 3
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 13
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 13
- 238000003303 reheating Methods 0.000 description 6
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000008247 solid mixture Substances 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 2
- 239000010883 coal ash Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 230000005068 transpiration Effects 0.000 description 2
- 235000016068 Berberis vulgaris Nutrition 0.000 description 1
- 241000335053 Beta vulgaris Species 0.000 description 1
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/003—Gas-turbine plants with heaters between turbine stages
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/067—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
- F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
-
- 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
- Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
-
- 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]
-
- 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
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
本発明は、固形の炭素質燃料をガス化するとともにガス
タービンを用いて、電気エネルギー及びスチーム並びに
(または)熱を得る方法に関する。
タービンを用いて、電気エネルギー及びスチーム並びに
(または)熱を得る方法に関する。
ガス化によって発電装置に燃料ガスを提供し、さらに、
空気分離による酸素を酸化体として用い、燃料ガス冷却
及び湿式ガス吸収脱硫を行う従来のシステムは、石炭を
燃焼させてスチームを発生させるとともに排煙脱硫を行
う従来の発電プラントに比べて、コスト的にわずかに有
利であるにすぎない。そこで、単純な流動層式ガス化プ
ロセスとガスタービンを一体化し、タービンのニアコン
プレッサを用いて酸化体を供給し、脱硫された粒子含量
の低い高温ガスをタービンシステムに供給し、該タービ
ンシステムにおいて熱回収、再加熱及びニアコンプレッ
サで水スプレーによる中間冷却を行うこが必要となる。
空気分離による酸素を酸化体として用い、燃料ガス冷却
及び湿式ガス吸収脱硫を行う従来のシステムは、石炭を
燃焼させてスチームを発生させるとともに排煙脱硫を行
う従来の発電プラントに比べて、コスト的にわずかに有
利であるにすぎない。そこで、単純な流動層式ガス化プ
ロセスとガスタービンを一体化し、タービンのニアコン
プレッサを用いて酸化体を供給し、脱硫された粒子含量
の低い高温ガスをタービンシステムに供給し、該タービ
ンシステムにおいて熱回収、再加熱及びニアコンプレッ
サで水スプレーによる中間冷却を行うこが必要となる。
熱回収、再加熱及び水スプレ一式中間冷却を行うような
一体化システム(複合システム)は、さらに、低コスト
で効率的に電力を発生できるものと考えられる。
一体化システム(複合システム)は、さらに、低コスト
で効率的に電力を発生できるものと考えられる。
ガスタービン内での圧縮中に空気を蒸発冷却してガスタ
ービンサイクルの特性を向上させるには三つの方式、即
ち、湿式圧縮 (wet compression)、蒸発中間冷却(
evaporative intecooling)及
び蒸散冷却(transpiration cooli
ng)がある。湿式圧縮においては、微細な水滴がコン
プレッサ人口において空気流に導入され、水滴が蒸発す
るときに空気の圧縮熱が吸収される。蒸発中間冷却にお
いては、圧縮中に間隔をおいて空気流に水ガスプレーさ
れる。蒸散冷却においては、空気に接触している表面の
水が蒸発して、該表面及び空気の両方を冷却する。
ービンサイクルの特性を向上させるには三つの方式、即
ち、湿式圧縮 (wet compression)、蒸発中間冷却(
evaporative intecooling)及
び蒸散冷却(transpiration cooli
ng)がある。湿式圧縮においては、微細な水滴がコン
プレッサ人口において空気流に導入され、水滴が蒸発す
るときに空気の圧縮熱が吸収される。蒸発中間冷却にお
いては、圧縮中に間隔をおいて空気流に水ガスプレーさ
れる。蒸散冷却においては、空気に接触している表面の
水が蒸発して、該表面及び空気の両方を冷却する。
すべての方式において、ガスタービンサイクルの特性を
向上させ得る三つの因子がある。先ず、空気の圧縮仕事
が減少する。第二に、注入された水が一定の圧力範囲に
わたりて蒸発する結果、一部の圧力比にわたってのみ水
の蒸気が圧縮されるとともに、該水蒸気は広い圧力比に
わたってタービン内で膨張することになる。最後に、圧
縮空気の温度が低くなることにより、タービン排出物か
らの熱の大部分は空気の再加熱に際して吸収されること
ができる。
向上させ得る三つの因子がある。先ず、空気の圧縮仕事
が減少する。第二に、注入された水が一定の圧力範囲に
わたりて蒸発する結果、一部の圧力比にわたってのみ水
の蒸気が圧縮されるとともに、該水蒸気は広い圧力比に
わたってタービン内で膨張することになる。最後に、圧
縮空気の温度が低くなることにより、タービン排出物か
らの熱の大部分は空気の再加熱に際して吸収されること
ができる。
本発明の主要な目的は、石炭のガス化システムと燃料ガ
スタービンシステムとを一体化して、特に効率的に電力
を発生させるように組合わせることにより、電力及び(
または)プロセススチーム/プロセス熱を得ることので
きる装置を提供することにある。
スタービンシステムとを一体化して、特に効率的に電力
を発生させるように組合わせることにより、電力及び(
または)プロセススチーム/プロセス熱を得ることので
きる装置を提供することにある。
そのような目的を達成するため、本発明に従えば、固形
炭素質燃料ガス化システムにより燃料ガスを生成し、燃
料ガスをガスタービンシステムに供給して電気エネルギ
ー及びスチームを発生させるようにした電気エネルギー
とスチーム発生方法であって、ガス化システムにおいて
スチームと水−空気混合物を用い固形炭素質燃料をガス
化することにより燃料ガスを発生させ、燃料ガスから粒
状物質を除去し、さらに、燃料ガスを燃焼して高温の燃
焼ガスを生成し、発電機に結合された少なくとも一つの
圧縮装置と膨張装置を有するガスタルビンシステムにお
いて燃焼ガスを利用して電力を発生させるとともに、膨
張装置から高温の排出ガスをとり出し、ガスタービンシ
ステムの圧縮装置を水スプレーにより中間冷却すること
により空気−水混合物を生成し、空気−水混合物の少な
くとも一部をガス化システムに供給してシステムで用い
、また、ガスタービンシステムから得られる高温の排出
ガスをスチーム発生システムに供給してスチームを発生
させ、スチーム発生システムで発生したスチームの少な
くとも一部をガス化システムに供給してシステムにおい
て使用することを特徴とする方法が提供される。
炭素質燃料ガス化システムにより燃料ガスを生成し、燃
料ガスをガスタービンシステムに供給して電気エネルギ
ー及びスチームを発生させるようにした電気エネルギー
とスチーム発生方法であって、ガス化システムにおいて
スチームと水−空気混合物を用い固形炭素質燃料をガス
化することにより燃料ガスを発生させ、燃料ガスから粒
状物質を除去し、さらに、燃料ガスを燃焼して高温の燃
焼ガスを生成し、発電機に結合された少なくとも一つの
圧縮装置と膨張装置を有するガスタルビンシステムにお
いて燃焼ガスを利用して電力を発生させるとともに、膨
張装置から高温の排出ガスをとり出し、ガスタービンシ
ステムの圧縮装置を水スプレーにより中間冷却すること
により空気−水混合物を生成し、空気−水混合物の少な
くとも一部をガス化システムに供給してシステムで用い
、また、ガスタービンシステムから得られる高温の排出
ガスをスチーム発生システムに供給してスチームを発生
させ、スチーム発生システムで発生したスチームの少な
くとも一部をガス化システムに供給してシステムにおい
て使用することを特徴とする方法が提供される。
本発明においては、ガスタービンのコンプレッサ(圧縮
装置)を水スプレーにより中間冷却することにより、ガ
スタービンシステムの燃焼装置及びガス化システムで用
いる空気−水混合物が得られる。本発明に従えば、石炭
ガス化システムとガスタービンシステムを一体化し、熱
の回収を行い、また、膨張ガスを再加熱することにより
、低コストでかつ効率良く電力を発生させることができ
る。
装置)を水スプレーにより中間冷却することにより、ガ
スタービンシステムの燃焼装置及びガス化システムで用
いる空気−水混合物が得られる。本発明に従えば、石炭
ガス化システムとガスタービンシステムを一体化し、熱
の回収を行い、また、膨張ガスを再加熱することにより
、低コストでかつ効率良く電力を発生させることができ
る。
本発明によって提供される電力発生システムでは、石炭
のガス化(好ましくは、ドロマイトによるガス脱硫を伴
う)を、湿式圧縮を用いる熱回収、再加熱式ガスタービ
ンと結合することにより、ガスタービンでの燃焼に用い
られる水冷空気が、石炭のガス化及び硫化されたドロマ
イトの硫酸化に必要な空気−水混合物の一部を形成する
ようにする。本発明に従うシステムにおいては、石炭灰
分と硫酸化ドロマイトから成る環境上許容される放出物
が得られるとともに、ガスタービンからイオウ含量の低
い燃焼生成物が生成され、低コストで効率良く電力を発
生させることができる。
のガス化(好ましくは、ドロマイトによるガス脱硫を伴
う)を、湿式圧縮を用いる熱回収、再加熱式ガスタービ
ンと結合することにより、ガスタービンでの燃焼に用い
られる水冷空気が、石炭のガス化及び硫化されたドロマ
イトの硫酸化に必要な空気−水混合物の一部を形成する
ようにする。本発明に従うシステムにおいては、石炭灰
分と硫酸化ドロマイトから成る環境上許容される放出物
が得られるとともに、ガスタービンからイオウ含量の低
い燃焼生成物が生成され、低コストで効率良く電力を発
生させることができる。
本発明の理解を容易にするため、図に示す実施例に沿っ
て本発明を説明するが、この実施例は単なる例示にすぎ
ない。
て本発明を説明するが、この実施例は単なる例示にすぎ
ない。
第1図に示すように、ガス化システム1は、スチームを
導入するためのライン3、石炭またはその他の固形炭素
質燃料を導入するためのライン5、燃焼空気−水混合物
を導入するためのライン7、及び石炭中のイ才つその他
の不純物を吸収する固形吸収剤を導入するためのライン
9を有する。このガス化装置からの固形残分はライン1
1を通って排出される。該ガス化システムにおいて生成
した燃料ガスから固形分が除去されるが、この固形分は
ライン13を通って排出され、他方、燃料ガスはライン
15からとり出される。このようにして得られた高圧燃
料ガスは、水冷装置17において急冷される。この水冷
装置にはライン19を通って水が供給され、また、ライ
ン21を通って過剰の水が該急冷装置から排出され得る
ようになっている。燃料ガスを急冷する主な理由は、高
圧燃焼装置25(バーナ)に至るライン23において該
燃料ガスの供給温度を低下させることにある。高圧燃料
ガスの一部は、ライン27を通って膨張装置29に導か
れ(この膨張装置は発電機31と共働することにより電
気エネルギーを発生させることができる)、さらに、該
膨張装置から低圧力でライン33を通り低圧燃焼装置3
5(バーナ)に至る。高圧燃焼装置25及び低圧燃焼装
置35からの高圧ガスはガスタービンシステム37にお
いて用いられる。
導入するためのライン3、石炭またはその他の固形炭素
質燃料を導入するためのライン5、燃焼空気−水混合物
を導入するためのライン7、及び石炭中のイ才つその他
の不純物を吸収する固形吸収剤を導入するためのライン
9を有する。このガス化装置からの固形残分はライン1
1を通って排出される。該ガス化システムにおいて生成
した燃料ガスから固形分が除去されるが、この固形分は
ライン13を通って排出され、他方、燃料ガスはライン
15からとり出される。このようにして得られた高圧燃
料ガスは、水冷装置17において急冷される。この水冷
装置にはライン19を通って水が供給され、また、ライ
ン21を通って過剰の水が該急冷装置から排出され得る
ようになっている。燃料ガスを急冷する主な理由は、高
圧燃焼装置25(バーナ)に至るライン23において該
燃料ガスの供給温度を低下させることにある。高圧燃料
ガスの一部は、ライン27を通って膨張装置29に導か
れ(この膨張装置は発電機31と共働することにより電
気エネルギーを発生させることができる)、さらに、該
膨張装置から低圧力でライン33を通り低圧燃焼装置3
5(バーナ)に至る。高圧燃焼装置25及び低圧燃焼装
置35からの高圧ガスはガスタービンシステム37にお
いて用いられる。
図に示すガスタービンシステム37は、単一スプール型
であり、圧縮機39と二段階の膨張工程を有する。空冷
膨張工程41とスチーム冷却膨張工程43が、圧縮機3
9と共に、発電機45を作動させて電力を発生するよう
になっている。
であり、圧縮機39と二段階の膨張工程を有する。空冷
膨張工程41とスチーム冷却膨張工程43が、圧縮機3
9と共に、発電機45を作動させて電力を発生するよう
になっている。
タービン装置37からの高温排出物は、ライン47を通
って熱回収装置49に導かれ、さらに、ライン51を通
って廃熱ボイラ53のごときスチーム発生装置に導かれ
る。廃熱ボイラ53には高圧蒸発器55が備えられてお
り、この高圧蒸発器は、高圧スチーム流を発生させてラ
イン3に送り、ガス化システム1に供給するようになっ
ている。廃熱ボイラ53には、さらに、低圧蒸発器57
が備えられて低圧のスチーム流を発生させてライン59
に送るようになっており、このスチーム流の一部はガス
タービンシステム37のスチーム冷却膨張工程43に導
かれる。廃熱ボイラ53からの排出ガスはライン61を
通って排出される。ボイラの原料水は、ライン63(こ
のラインには原料水の直接加熱装置が備えられ、該加熱
器は低圧スチーム流の一部を受けるようになっている)
を通って低圧蒸発器57に供給され、さらに、ライン6
7、ポンプ69及び高圧エコノマイザ−コイル71を通
って高圧蒸発器55に供給される。
って熱回収装置49に導かれ、さらに、ライン51を通
って廃熱ボイラ53のごときスチーム発生装置に導かれ
る。廃熱ボイラ53には高圧蒸発器55が備えられてお
り、この高圧蒸発器は、高圧スチーム流を発生させてラ
イン3に送り、ガス化システム1に供給するようになっ
ている。廃熱ボイラ53には、さらに、低圧蒸発器57
が備えられて低圧のスチーム流を発生させてライン59
に送るようになっており、このスチーム流の一部はガス
タービンシステム37のスチーム冷却膨張工程43に導
かれる。廃熱ボイラ53からの排出ガスはライン61を
通って排出される。ボイラの原料水は、ライン63(こ
のラインには原料水の直接加熱装置が備えられ、該加熱
器は低圧スチーム流の一部を受けるようになっている)
を通って低圧蒸発器57に供給され、さらに、ライン6
7、ポンプ69及び高圧エコノマイザ−コイル71を通
って高圧蒸発器55に供給される。
このようにして、ガスタービンシステム37からの高熱
排出物が廃熱ボイラにおいて利用され、ガス化用のスチ
ームを生成する。ボイラ53において発生する過剰の高
圧スチームはライン3及び出ロアoを通り、また、過剰
の低圧スチームはライン59及び出ロア2を通り、それ
ぞれ、プロセススチーム源として他の用途に用いること
もでき、一方、熱い燃焼ガスはライン61を通ってプロ
セス熱源として他の用途に用いることもできる。
排出物が廃熱ボイラにおいて利用され、ガス化用のスチ
ームを生成する。ボイラ53において発生する過剰の高
圧スチームはライン3及び出ロアoを通り、また、過剰
の低圧スチームはライン59及び出ロア2を通り、それ
ぞれ、プロセススチーム源として他の用途に用いること
もでき、一方、熱い燃焼ガスはライン61を通ってプロ
セス熱源として他の用途に用いることもできる。
本発明においては、ガスタービン装置の圧縮装置を水ス
プレーにより中間冷却する。図示するように、ライン7
5から複数の水スプレー73が圧縮装置39に供給され
る。さらに、ライン77を通ってガスタービンシステム
37に送られる空気にも、蒸発スプレー冷却器79で水
が注入された後、該空気は圧縮機を通るようになってい
る。そして、ガスタービンシステム37の圧縮装置39
と空冷膨張工程41との間には、空気冷却器乃至はスプ
レーチャンバ81が設けられ、このチャンバに水が添加
されるようになりている。
プレーにより中間冷却する。図示するように、ライン7
5から複数の水スプレー73が圧縮装置39に供給され
る。さらに、ライン77を通ってガスタービンシステム
37に送られる空気にも、蒸発スプレー冷却器79で水
が注入された後、該空気は圧縮機を通るようになってい
る。そして、ガスタービンシステム37の圧縮装置39
と空冷膨張工程41との間には、空気冷却器乃至はスプ
レーチャンバ81が設けられ、このチャンバに水が添加
されるようになりている。
圧縮装置39から出る高温空気(これには水が含有され
ている)の一部は、ライン83を通ってコンプレッサ8
5(膨張装置29と共働するようになっている)に至り
、しかる後、ライン7を通ってガス化システム1での使
用に供される。ライン83の高温空気−水混合物の大部
分は、ライン87及び熱回収装置49を通った後、高圧
燃焼装置25に導かれるようにしてもよい。
ている)の一部は、ライン83を通ってコンプレッサ8
5(膨張装置29と共働するようになっている)に至り
、しかる後、ライン7を通ってガス化システム1での使
用に供される。ライン83の高温空気−水混合物の大部
分は、ライン87及び熱回収装置49を通った後、高圧
燃焼装置25に導かれるようにしてもよい。
高圧燃焼装置25を出る燃焼ガスはライン89を通って
空冷膨張装置41に流入し、空冷膨張装置41からのガ
スはライン91を通って低圧燃焼措置35に流入し、ま
た、低圧燃焼装置35を出る燃焼ガスはライン93を通
ってスチーム冷却膨張装置43に至るようになっている
。
空冷膨張装置41に流入し、空冷膨張装置41からのガ
スはライン91を通って低圧燃焼措置35に流入し、ま
た、低圧燃焼装置35を出る燃焼ガスはライン93を通
ってスチーム冷却膨張装置43に至るようになっている
。
第2図には、本発明に従う複合システムに使用され得る
ガス化システムの実施例が図示されている。固形炭素質
燃料のガス化装置101は、石炭のごとき固形炭素質燃
料とライン102を通って該ガス化装置に装入されるイ
才つ吸収体との混合物を有し、原料流体としてライン7
を通って流れる水分含有空気の一部を使用する。好まし
くは、石炭はライン5から、また、イオウ吸収体はライ
ン9からホッパ103に導入され混合され、ライン10
5(バルブ107を備える)を通フてロックホッパ10
9に供給され該ホッパ内で加圧される。ロックホッパ1
09を出た後、その固形混合物はライン!11(バルブ
113を含む)を通ってフィーダ115に供給される。
ガス化システムの実施例が図示されている。固形炭素質
燃料のガス化装置101は、石炭のごとき固形炭素質燃
料とライン102を通って該ガス化装置に装入されるイ
才つ吸収体との混合物を有し、原料流体としてライン7
を通って流れる水分含有空気の一部を使用する。好まし
くは、石炭はライン5から、また、イオウ吸収体はライ
ン9からホッパ103に導入され混合され、ライン10
5(バルブ107を備える)を通フてロックホッパ10
9に供給され該ホッパ内で加圧される。ロックホッパ1
09を出た後、その固形混合物はライン!11(バルブ
113を含む)を通ってフィーダ115に供給される。
フィーダ115において、該固形混合物は、タービン空
気コンプレッサから送られる空気−水混合物の一部と混
合されて、ガス化装置101に供給される。ライン7か
ら送られる空気−水混合物の残りは、別の出口を通って
ガス化装置101に流入する。このガス化装置は従来か
ら知られているような構成のものでよいが、このガス化
装置内において、固形混合物は、高温下で、ライン7を
通って導入される空気−水混合物及びライン7を通って
導入されるスチームの両者と接触させられる。なお、ラ
イン3には、単一または複数のライン117を設けても
よい。ガス化装置内で固形炭素質燃料が処理されて燃料
ガスが生成し、該ガスはライン119によりとり出され
る。イオウ吸収剤として石灰石が用いる場合、灰分およ
び硫化後の石灰石は、ライン7から送られる空気−水混
合物及びライン3から送られるスチームと接触し、石灰
石が硫酸化され、また、炭素分が燃焼して、ガス化装置
101の底部121で冷却される。灰分及び使用後のイ
オウ吸収剤は、バルブ125を備えるライン123を通
ってガス化装置101から除去され、ロックホッパ12
7に送られる。しかる後、これらの使用後の固体はロッ
クホッパを出てライン11 (バルブ128を備える)
を通ってガス化システム1から排出される。ライン11
9を通る高温燃料ガスは、サイクロン129またはその
他の固形分セパレータに送られて固形分が除去され、こ
の固形分はライン131 (バルブ133を備える)を
通りガス化装置101に戻される。他方、燃料ガスはラ
イン135を通ってサイクロン129からフィルタ手段
137に送られる。セラミック製または金属製のフィル
タを用いて残存する固形分が除去された後、固形分を含
有しない燃料ガスはライン15によりガス化システム1
からとり出される。ライン3にはスチーム用分技ライン
13゜9が設けられて、スチームの一部をフィルタに送
りスチームの清浄化が行う。また、ライン139からは
さらに分枝ライン141が引き出されて、ライン131
にスチームを送り、ガス化装置への細粒子の再循環に使
用する。フィルタ137を出た固形分は、バルブ145
を備えるライン143を通ってダストロツタホッパ14
7に送られ、さらに、ライン13(バルブ148を備え
る)を通ってガス化システムから排出される。
気コンプレッサから送られる空気−水混合物の一部と混
合されて、ガス化装置101に供給される。ライン7か
ら送られる空気−水混合物の残りは、別の出口を通って
ガス化装置101に流入する。このガス化装置は従来か
ら知られているような構成のものでよいが、このガス化
装置内において、固形混合物は、高温下で、ライン7を
通って導入される空気−水混合物及びライン7を通って
導入されるスチームの両者と接触させられる。なお、ラ
イン3には、単一または複数のライン117を設けても
よい。ガス化装置内で固形炭素質燃料が処理されて燃料
ガスが生成し、該ガスはライン119によりとり出され
る。イオウ吸収剤として石灰石が用いる場合、灰分およ
び硫化後の石灰石は、ライン7から送られる空気−水混
合物及びライン3から送られるスチームと接触し、石灰
石が硫酸化され、また、炭素分が燃焼して、ガス化装置
101の底部121で冷却される。灰分及び使用後のイ
オウ吸収剤は、バルブ125を備えるライン123を通
ってガス化装置101から除去され、ロックホッパ12
7に送られる。しかる後、これらの使用後の固体はロッ
クホッパを出てライン11 (バルブ128を備える)
を通ってガス化システム1から排出される。ライン11
9を通る高温燃料ガスは、サイクロン129またはその
他の固形分セパレータに送られて固形分が除去され、こ
の固形分はライン131 (バルブ133を備える)を
通りガス化装置101に戻される。他方、燃料ガスはラ
イン135を通ってサイクロン129からフィルタ手段
137に送られる。セラミック製または金属製のフィル
タを用いて残存する固形分が除去された後、固形分を含
有しない燃料ガスはライン15によりガス化システム1
からとり出される。ライン3にはスチーム用分技ライン
13゜9が設けられて、スチームの一部をフィルタに送
りスチームの清浄化が行う。また、ライン139からは
さらに分枝ライン141が引き出されて、ライン131
にスチームを送り、ガス化装置への細粒子の再循環に使
用する。フィルタ137を出た固形分は、バルブ145
を備えるライン143を通ってダストロツタホッパ14
7に送られ、さらに、ライン13(バルブ148を備え
る)を通ってガス化システムから排出される。
好ましいガス化システムにおいては、固形炭素質燃料は
、石炭、リグナイト(褐炭)、ビート(泥炭)またはバ
イオマスであり、イオウ吸収剤はドロマイトまたは石灰
石である。ガス化装置で生成したガス状混合物からイオ
ウを除去するときには、ドロマイトまたは石灰石が石炭
のイオウ成分と反応して硫化混合物を生成する。この硫
化混合物は、ガス化装置の底部においてスチームと空気
に接触すると、硫酸化された混合物となり環境上受は入
れられ易くなる。
、石炭、リグナイト(褐炭)、ビート(泥炭)またはバ
イオマスであり、イオウ吸収剤はドロマイトまたは石灰
石である。ガス化装置で生成したガス状混合物からイオ
ウを除去するときには、ドロマイトまたは石灰石が石炭
のイオウ成分と反応して硫化混合物を生成する。この硫
化混合物は、ガス化装置の底部においてスチームと空気
に接触すると、硫酸化された混合物となり環境上受は入
れられ易くなる。
第3図には、本発明に従い、水スプレーによる中間冷却
を行い熱回収、再加熱を実施するガスタービンシステム
を石炭ガス化システムと一体化した複合システムの他の
実施例が図示されている。ガス化システム1には、ライ
ン3を通ってスチーム、ライン5を通って石炭またはそ
の他の固形炭素質燃料、ライン7を通って燃焼空気−水
混合物、さらに、石炭中のイオウその他の不純物の吸収
剤が、それぞれ導入される。ガス化工程からの固形残分
はライン11を通って排出され、燃料ガスは該ガス中に
含有されていた固形分がライン13を介して除去された
後、ライン15を通ってガス化システムからとり出され
る。ライン15内の燃料ガスは、高圧である。この高圧
燃料ガスの一部分はライン201によって高圧燃焼装置
203に運ばれ、他方、該ガスの残りの部分はライン2
05を介して膨張装置207に運ばれ(この膨張装置は
、発電機209と共働して電気エネルギーを発生し得る
ようになっている)、低圧で該膨張装置207を出てラ
イン211を通り、低圧燃焼装置213に送られる。高
圧燃焼装置203及び低圧燃焼装置213からの高温ガ
スは、ガスタービンシステム215において利用される
。
を行い熱回収、再加熱を実施するガスタービンシステム
を石炭ガス化システムと一体化した複合システムの他の
実施例が図示されている。ガス化システム1には、ライ
ン3を通ってスチーム、ライン5を通って石炭またはそ
の他の固形炭素質燃料、ライン7を通って燃焼空気−水
混合物、さらに、石炭中のイオウその他の不純物の吸収
剤が、それぞれ導入される。ガス化工程からの固形残分
はライン11を通って排出され、燃料ガスは該ガス中に
含有されていた固形分がライン13を介して除去された
後、ライン15を通ってガス化システムからとり出され
る。ライン15内の燃料ガスは、高圧である。この高圧
燃料ガスの一部分はライン201によって高圧燃焼装置
203に運ばれ、他方、該ガスの残りの部分はライン2
05を介して膨張装置207に運ばれ(この膨張装置は
、発電機209と共働して電気エネルギーを発生し得る
ようになっている)、低圧で該膨張装置207を出てラ
イン211を通り、低圧燃焼装置213に送られる。高
圧燃焼装置203及び低圧燃焼装置213からの高温ガ
スは、ガスタービンシステム215において利用される
。
図に示すガスタービンシステム215は、2つのスプー
ルから構成され、異なる回転速度で動作する2つの圧縮
装置217及び219を備え、さらに、このシステムは
、空冷膨張工程221とスチーム冷却膨張工程223を
有する。しかして、このガスタービンシステムは発電機
225を作動して電力を発生させる。
ルから構成され、異なる回転速度で動作する2つの圧縮
装置217及び219を備え、さらに、このシステムは
、空冷膨張工程221とスチーム冷却膨張工程223を
有する。しかして、このガスタービンシステムは発電機
225を作動して電力を発生させる。
ガスタ−ビシステム215を出る高温排出物は、ライン
227、熱回収装置229、さらに、ライン231を通
り、廃熱ボイラ233に送られる。廃熱ボイラ233に
は高圧蒸発器235が設けられ高圧スチーム流を発生さ
せてライン3を介してガス化システム1に供給するとと
もに、低圧蒸発器237が設けられて低圧スチーム流を
発生させライン239を介して、ガスタービンシステム
215のスチーム冷却膨張工程223に供給するように
なっている。廃熱ボイラを出る排出分はライン241を
通って排出される。給水の直接ヒータ245を備えるラ
イン243を介して低圧蒸発器245にボイラ用水が供
給され、さらに、ライン247、ポンプ249及び高圧
エコノマイザコイル251を介して高圧蒸発器235に
ボイラ用水が供給される。
227、熱回収装置229、さらに、ライン231を通
り、廃熱ボイラ233に送られる。廃熱ボイラ233に
は高圧蒸発器235が設けられ高圧スチーム流を発生さ
せてライン3を介してガス化システム1に供給するとと
もに、低圧蒸発器237が設けられて低圧スチーム流を
発生させライン239を介して、ガスタービンシステム
215のスチーム冷却膨張工程223に供給するように
なっている。廃熱ボイラを出る排出分はライン241を
通って排出される。給水の直接ヒータ245を備えるラ
イン243を介して低圧蒸発器245にボイラ用水が供
給され、さらに、ライン247、ポンプ249及び高圧
エコノマイザコイル251を介して高圧蒸発器235に
ボイラ用水が供給される。
このようにして、ガスタービンシステム215を出る排
出物が廃熱ボイラ233で利用されガス化システム1用
のスチームを発生させる。
出物が廃熱ボイラ233で利用されガス化システム1用
のスチームを発生させる。
以 下 余 白
この実施例においても、ガスタービンサイクルの圧縮工
程を水スプレーにより中間冷却する。即ち、図に示すよ
うに、注入ライン253を介して第一の圧縮装置217
に、また、ライン255を介して第二の圧縮装置219
に水が導入することにより、複数のスプレー状の水がガ
スタービンシステム215に供給される。ライン257
を通ってガスタービンシステム215に導かれる空気に
も、蒸発スプレ一式ターラまたは接触式クーラ259で
水が注入され、その後、該空気は圧縮工程217に送ら
れる。また、圧縮工程217と219の間にもスプレ一
式または接触式ターラ室26.0が設けられていて圧縮
工程219に水が添加され、さらに、圧縮工程219と
空冷膨張工程221の間に別のスプレー室261が設け
られて該圧縮工程221に水が加えられ、羽根を冷却す
る媒体となる。
程を水スプレーにより中間冷却する。即ち、図に示すよ
うに、注入ライン253を介して第一の圧縮装置217
に、また、ライン255を介して第二の圧縮装置219
に水が導入することにより、複数のスプレー状の水がガ
スタービンシステム215に供給される。ライン257
を通ってガスタービンシステム215に導かれる空気に
も、蒸発スプレ一式ターラまたは接触式クーラ259で
水が注入され、その後、該空気は圧縮工程217に送ら
れる。また、圧縮工程217と219の間にもスプレ一
式または接触式ターラ室26.0が設けられていて圧縮
工程219に水が添加され、さらに、圧縮工程219と
空冷膨張工程221の間に別のスプレー室261が設け
られて該圧縮工程221に水が加えられ、羽根を冷却す
る媒体となる。
ガスタービンシステム215の圧縮工程219からの水
を含有する高温空気の一部は、ライン263を通って補
助コンプレッサ265(これには、該コンプレッサと共
働するモータが備えられている)に送られ、さらに、ラ
イン7を介してガス化システム1へ送られる。ライン2
63の高温空気−水混合物の大部分は、ライン267、
熱回収器229を通って後、高圧燃焼装置203に送ら
れる。
を含有する高温空気の一部は、ライン263を通って補
助コンプレッサ265(これには、該コンプレッサと共
働するモータが備えられている)に送られ、さらに、ラ
イン7を介してガス化システム1へ送られる。ライン2
63の高温空気−水混合物の大部分は、ライン267、
熱回収器229を通って後、高圧燃焼装置203に送ら
れる。
高圧燃焼装置203を出る燃焼ガスは、ライン269を
通りて空冷膨張装置221に流入し、この空冷膨張装置
221を出るガスはライン271を通って低圧燃焼装置
213に流入する。低圧燃焼装置213を出る燃焼ガス
はライン273を通りスチーム冷却膨張装置223に送
られる。
通りて空冷膨張装置221に流入し、この空冷膨張装置
221を出るガスはライン271を通って低圧燃焼装置
213に流入する。低圧燃焼装置213を出る燃焼ガス
はライン273を通りスチーム冷却膨張装置223に送
られる。
第3図に示す装置を用いる本発明方法の実施例は、例え
ば、次のようである。固形分が除去された燃料ガスは、
ライン15を通って、例えば、約1000℃の温度及び 19.7kg/cm2の圧力でガス化システムからとり
出される。このような状態のガスの一部分はライン20
1を通って高圧燃焼装置203に送られる。また、該ガ
スの残りの部分は、ライン205を通って膨張装置20
7に送られ該装置で減圧かつ冷却され、温度約750℃
圧カフkg/cm2となった低圧燃料ガスはライン21
1を通って低圧燃焼装置213に送られる。
ば、次のようである。固形分が除去された燃料ガスは、
ライン15を通って、例えば、約1000℃の温度及び 19.7kg/cm2の圧力でガス化システムからとり
出される。このような状態のガスの一部分はライン20
1を通って高圧燃焼装置203に送られる。また、該ガ
スの残りの部分は、ライン205を通って膨張装置20
7に送られ該装置で減圧かつ冷却され、温度約750℃
圧カフkg/cm2となった低圧燃料ガスはライン21
1を通って低圧燃焼装置213に送られる。
ガスタービンシステム215を出る高温排出ガスは、た
とえば、約550℃の温度でライン227を通って熱回
収装置229に送られ、この熱回収装置において約32
0℃に冷却され、ライン231を介して廃熱ボイラ23
3に送られてスチームの生成に用いられる。高温蒸発器
235において、約210℃の温度で21kg7cm2
の圧力の高圧スチームが発生する。約150℃の温度で
圧力が7kg/cm2のボイラ用の水が給水ヒータ24
5に供給される。ライン239の低圧スチームは、例え
ば、温度が約165℃で圧力が7kg/cm2であり、
その一部が低圧膨張装置223に供給され、他方、廃熱
ボイラを出てライン241に存する排出ガスは、例えば
約150℃の温度にある。
とえば、約550℃の温度でライン227を通って熱回
収装置229に送られ、この熱回収装置において約32
0℃に冷却され、ライン231を介して廃熱ボイラ23
3に送られてスチームの生成に用いられる。高温蒸発器
235において、約210℃の温度で21kg7cm2
の圧力の高圧スチームが発生する。約150℃の温度で
圧力が7kg/cm2のボイラ用の水が給水ヒータ24
5に供給される。ライン239の低圧スチームは、例え
ば、温度が約165℃で圧力が7kg/cm2であり、
その一部が低圧膨張装置223に供給され、他方、廃熱
ボイラを出てライン241に存する排出ガスは、例えば
約150℃の温度にある。
ガスタービンシステム215においては、約12℃で圧
力1kg/am2.湿度90%の水分含有空気がライン
257を通って圧縮工程217に送られ、また、スプレ
ー室260に供給された水が圧縮工程219への空気の
湿度を90%に維持する。ライン263にある空気−水
混合物は、例えば約180℃の温度で18.4kg/c
m2の圧力を有し、そして、補助コンプレッサ265に
おいて圧縮された後、例えば、約200℃の温度、21
kg/cm2の圧力でガス化システム1のライン7を流
れる。空気−水混合物の流れの一部であるライン267
の流れは、熱回収装置229において、ガスタービンシ
ステム215からの高温排出物から熱を回収することに
より、例えば、 約510℃、約18kg/ca+2に加熱され、高圧燃
焼装置203に送られる。高圧燃焼装置を出てライン2
69にある燃焼ガスは、例えば、約1100℃の温度を
有する。空冷膨張装置から低圧燃焼装置213に向かう
ライン271にあるガスは、例えば、約775℃の温度
、7kg/cm2の圧力下にあり、他方、低圧燃焼装置
213を出て低圧膨張装置にむかうライン273にある
高温燃焼ガスは、例えば 約980℃の温度を有する。
力1kg/am2.湿度90%の水分含有空気がライン
257を通って圧縮工程217に送られ、また、スプレ
ー室260に供給された水が圧縮工程219への空気の
湿度を90%に維持する。ライン263にある空気−水
混合物は、例えば約180℃の温度で18.4kg/c
m2の圧力を有し、そして、補助コンプレッサ265に
おいて圧縮された後、例えば、約200℃の温度、21
kg/cm2の圧力でガス化システム1のライン7を流
れる。空気−水混合物の流れの一部であるライン267
の流れは、熱回収装置229において、ガスタービンシ
ステム215からの高温排出物から熱を回収することに
より、例えば、 約510℃、約18kg/ca+2に加熱され、高圧燃
焼装置203に送られる。高圧燃焼装置を出てライン2
69にある燃焼ガスは、例えば、約1100℃の温度を
有する。空冷膨張装置から低圧燃焼装置213に向かう
ライン271にあるガスは、例えば、約775℃の温度
、7kg/cm2の圧力下にあり、他方、低圧燃焼装置
213を出て低圧膨張装置にむかうライン273にある
高温燃焼ガスは、例えば 約980℃の温度を有する。
石炭ガス化システムと複合化されたガスタービンシステ
ムを利用する本発明に従えば、低廉で効率的に電気エネ
ルギーを得ることができ、また、放出物は環境上受は入
れられるような石炭灰分や硫酸化されたドロマイトまた
は石灰石となり、ガスタービンからの燃焼生成物のイオ
ウ含有量も低い。
ムを利用する本発明に従えば、低廉で効率的に電気エネ
ルギーを得ることができ、また、放出物は環境上受は入
れられるような石炭灰分や硫酸化されたドロマイトまた
は石灰石となり、ガスタービンからの燃焼生成物のイオ
ウ含有量も低い。
第1図は、本発明に従う複合システムであって、特に、
単一の圧縮装置を備えるガスタービンシステムを用いる
場合の例を示す。 第2図は、本発明に従う複合システムに用いられる石炭
ガス化システムを示す。 第3図は、本発明に従う複合システムの別の例であり、
特に、ガスタービンシステムに2つの圧縮装置を用いる
場合を図示するものである。 1・・・・・・ガス化システム 25・・・・高圧燃焼装置 35・・・・低圧燃焼装置 37・・・・ガスタービンシステム 39・・・・圧縮装置 41・・・・空冷膨張工程 43・・・・スチーム冷却膨張工程 45・・・・発電機 49・・・・熱回収装置 53・・・・廃熱ボイラ 73・・・・水スプレー 203・・高圧燃焼装置 213・・低圧燃焼装置 215・・ガスタービンシステム 217.219・・圧縮装置 221・・空冷膨張工程 223・・スチーム冷却膨張工程 225・・発電機 229・・熱回収装置 233・・廃熱ボイラ
単一の圧縮装置を備えるガスタービンシステムを用いる
場合の例を示す。 第2図は、本発明に従う複合システムに用いられる石炭
ガス化システムを示す。 第3図は、本発明に従う複合システムの別の例であり、
特に、ガスタービンシステムに2つの圧縮装置を用いる
場合を図示するものである。 1・・・・・・ガス化システム 25・・・・高圧燃焼装置 35・・・・低圧燃焼装置 37・・・・ガスタービンシステム 39・・・・圧縮装置 41・・・・空冷膨張工程 43・・・・スチーム冷却膨張工程 45・・・・発電機 49・・・・熱回収装置 53・・・・廃熱ボイラ 73・・・・水スプレー 203・・高圧燃焼装置 213・・低圧燃焼装置 215・・ガスタービンシステム 217.219・・圧縮装置 221・・空冷膨張工程 223・・スチーム冷却膨張工程 225・・発電機 229・・熱回収装置 233・・廃熱ボイラ
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 1、固形炭素質燃料ガス化システムにより燃料ガスを生
成し、燃料ガスをガスタービンシステムに供給して電気
エネルギーとスチームを発生させるようにした電気エネ
ルギー及びスチーム発生方法であって、ガス化システム
においてスチームと水−空気混合物を用い固形炭素質燃
料をガス化することにより燃料ガスを発生させ、燃料ガ
スから粒状物質を除去し、さらに、燃料ガスを燃焼して
高温の燃焼ガスを生成し、発電機に結合された少なくと
も一つの圧縮装置と膨張装置を有するガスタービンシス
テムにおいて燃焼ガスを利用して電力を発生させるとと
もに、膨張装置から高温の排出ガスをとり出し、ガスタ
ービンシステムの圧縮装置を水スプレーにより中間冷却
することにより空気−水混合物を生成し、空気−水混合
物の少なくとも一部をガス化システムに供給してシステ
ムで用い、また、ガスタービンシステムから得られる高
温の排出ガスをスチーム発生システムに供給してスチー
ムを発生させ、スチーム発生システムで発生したスチー
ムの少なくとも一部をガス化システムに供給してシステ
ムにおいて使用することを特徴とする方法。 2、ガスタービンシステムから排出する高温の排出ガス
をスチーム発生システムに供給する前に、ガスから熱を
回収することを特徴とする特許請求の範囲第1項に記載
の方法。 3、高温の排出ガスによりスチーム発生システムにおい
て発生したスチームの一部をガスタービンシステムに送
って、ガスタービンシステムの膨張装置を冷却すること
を特徴とする特許請求の範囲第2項に記載の方法。 4、ガスタービンシステムに高圧膨張装置と低圧膨張装
置とを設け、ガスタービンシステムに送るスチームの一
部が低圧膨張装置に送るものであることを特徴とする特
許請求の範囲第3項に記載の方法。 5、高圧燃焼装置と低圧燃焼装置とを設け、高圧燃焼装
置から得られる高圧燃焼ガスを高圧膨張装置において用
い、また、低圧燃焼装置から得られる低圧燃焼ガスを低
圧膨張装置において用いることを特徴とする特許請求の
範囲第4項に記載の方法。 6、ガスタービンシステムに第一の圧縮装置と第二の圧
縮装置とを設け、それらの圧縮装置の両方で水スプレー
による中間冷却を行うことを特徴とする特許請求の範囲
第5項に記載の方法。 7、ガス化システムに供給する空気−水混合物が第二の
圧縮装置から排出されたものであることを特徴とする特
許請求の範囲第6項に記載の方法。 8、ガス化システムに固形吸収剤を導入し て、固形炭素質燃焼からのイオウを吸収するようにした
ことを特徴とする特許請求の範囲第1項〜第7項のいず
れかに記載の方法。 9、固形吸収剤が、ドロマイト及び石灰石から成る群か
ら選ばれることを特徴とする特許請求の範囲第8項に記
載の方法。 10、スチーム発生システムにおいて高圧スチームと低
圧スチームとを発生させ、それらのスチームのうちの過
剰のスチームを他の任意のシステムにおけるプロセスス
チームとして用いることを特徴とする特許請求の範囲第
1項〜第9項のいずれかに記載の方法。 11、スチーム発生システムから得られる高温燃焼ガス
を他の任意のシステムにおけるプロセス熱として用いる
ことを特徴とする特許請求の範囲第1項〜第10項のい
ずれかに記載の方法。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/741,091 US4667467A (en) | 1985-06-04 | 1985-06-04 | Method for energy conversion |
US741091 | 1985-06-04 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPS61283728A true JPS61283728A (ja) | 1986-12-13 |
Family
ID=24979357
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP61129046A Pending JPS61283728A (ja) | 1985-06-04 | 1986-06-02 | 電気エネルギ−及びスチ−ム発生方法 |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4667467A (ja) |
JP (1) | JPS61283728A (ja) |
DE (1) | DE3618745A1 (ja) |
FI (1) | FI84290C (ja) |
SE (1) | SE462759B (ja) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH02123246A (ja) * | 1988-09-28 | 1990-05-10 | Westinghouse Electric Corp <We> | 回転軸動力の発生方法 |
JP2010511123A (ja) * | 2006-12-01 | 2010-04-08 | アルストム テクノロジー リミテッド | ガスタービンを運転する方法 |
Families Citing this family (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE3828534A1 (de) * | 1988-08-23 | 1990-03-08 | Gottfried Dipl Ing Roessle | Verfahren zur verwertung von energiehaltiger masse, vorrichtung zur durchfuehrung des verfahrens und verwendung eines bei der verwertung anfallenden produkts |
JP2954972B2 (ja) * | 1990-04-18 | 1999-09-27 | 三菱重工業株式会社 | ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント |
GB9208647D0 (en) * | 1992-04-22 | 1992-06-10 | Boc Group Plc | Air separation |
GB9208646D0 (en) * | 1992-04-22 | 1992-06-10 | Boc Group Plc | Air separation |
KR960700400A (ko) * | 1992-12-30 | 1996-01-20 | 아더 이. 퍼니어 2세 | 융화된 가스화 복합 싸이클 시스템(Control system for integrated gasification combined cycle system) |
US5595059A (en) * | 1995-03-02 | 1997-01-21 | Westingthouse Electric Corporation | Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation |
US5572861A (en) * | 1995-04-12 | 1996-11-12 | Shao; Yulin | S cycle electric power system |
US5930990A (en) * | 1996-05-14 | 1999-08-03 | The Dow Chemical Company | Method and apparatus for achieving power augmentation in gas turbines via wet compression |
US5867977A (en) * | 1996-05-14 | 1999-02-09 | The Dow Chemical Company | Method and apparatus for achieving power augmentation in gas turbines via wet compression |
EP0967365B1 (de) * | 1998-06-26 | 2003-07-30 | ALSTOM (Switzerland) Ltd | Verfahren zum Steuern und Regeln eines Kraftwerkes sowie Kraftwerk zur Durchführung des Verfahrens |
DE59808544D1 (de) * | 1998-08-05 | 2003-07-03 | Alstom Switzerland Ltd | Verfahren zur Kühlung der thermisch belasteten Strukturen einer Kraftwerksanlage |
US6733575B1 (en) | 1999-06-18 | 2004-05-11 | N.V. Bekaert S.A. | Hot gas filtration system |
WO2002068569A2 (en) * | 2001-02-28 | 2002-09-06 | The Penn State Research Foundation | Reducing nitrogen oxides and carbon loss from emissions |
FR2837530B1 (fr) * | 2002-03-21 | 2004-07-16 | Mdi Motor Dev Internat | Groupe de cogeneration individuel et reseau de proximite |
GB0211350D0 (en) * | 2002-05-16 | 2002-06-26 | Rolls Royce Plc | A gas turbine engine |
US7137257B2 (en) * | 2004-10-06 | 2006-11-21 | Praxair Technology, Inc. | Gas turbine power augmentation method |
JP2006125255A (ja) * | 2004-10-27 | 2006-05-18 | Ebara Corp | ガスタービン装置およびガスタービン発電システム |
US7451591B2 (en) * | 2006-05-08 | 2008-11-18 | Econo-Power International Corporation | Production enhancements on integrated gasification combined cycle power plants |
JP5473934B2 (ja) * | 2007-11-27 | 2014-04-16 | アルストム テクノロジー リミテッド | 水素を多く含む第二の燃料を用いてガスタービン設備を動作させる装置及び方法 |
DE102009014447A1 (de) * | 2009-03-23 | 2010-09-30 | Man Turbo Ag | Kraftwerk für IGSC-Prozess |
DE102009038323A1 (de) * | 2009-08-21 | 2011-02-24 | Krones Ag | Verfahren und Vorrichtung zur Verwertung von Biomasse |
DE102009038322A1 (de) * | 2009-08-21 | 2011-02-24 | Krones Ag | Verfahren und Vorrichtung zur Umwandlung thermischer Energie aus Biomasse in mechanische Arbeit |
WO2012048756A1 (de) * | 2010-10-15 | 2012-04-19 | Bühler AG | Verfahren und anlage zur herstellung und/oder verarbeitung eines produktes sowie verfahren zum aufrüsten oder umrüsten einer ablage |
AU2018229962B2 (en) * | 2017-03-07 | 2023-02-16 | 8 Rivers Capital, Llc | System and method for combustion of solid fuels and derivatives thereof |
US11473442B1 (en) * | 2020-09-22 | 2022-10-18 | Aetherdynamic Power Systems Llc | Re-circulating heat pump turbine |
SE2151005A1 (en) * | 2021-08-19 | 2023-02-20 | Phoenix Biopower Ip Services Ab | A gas turbine power generation plant and a method for regulating a physical quantity associated therewith |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3020715A (en) * | 1957-05-08 | 1962-02-13 | Alfred M Thomsen | Method of improving the thermal efficiency of a gas producer-gas turbine assembly |
FR2116594A5 (ja) * | 1970-10-22 | 1972-07-21 | Progil | |
US3882671A (en) * | 1971-09-14 | 1975-05-13 | Brayton Cycle Improvement Ass | Gasification method with fuel gas cooling |
US3969089A (en) * | 1971-11-12 | 1976-07-13 | Exxon Research And Engineering Company | Manufacture of combustible gases |
BE793881A (fr) * | 1972-01-11 | 1973-07-11 | Westinghouse Electric Corp | Appareil pour la desulfurisation et la gazeification complete du charbon |
US4132065A (en) * | 1977-03-28 | 1979-01-02 | Texaco Inc. | Production of H2 and co-containing gas stream and power |
US4150953A (en) * | 1978-05-22 | 1979-04-24 | General Electric Company | Coal gasification power plant and process |
US4202167A (en) * | 1979-03-08 | 1980-05-13 | Texaco Inc. | Process for producing power |
US4193259A (en) * | 1979-05-24 | 1980-03-18 | Texaco Inc. | Process for the generation of power from carbonaceous fuels with minimal atmospheric pollution |
-
1985
- 1985-06-04 US US06/741,091 patent/US4667467A/en not_active Expired - Fee Related
-
1986
- 1986-05-30 SE SE8602461A patent/SE462759B/sv not_active IP Right Cessation
- 1986-06-02 JP JP61129046A patent/JPS61283728A/ja active Pending
- 1986-06-03 FI FI862354A patent/FI84290C/fi not_active IP Right Cessation
- 1986-06-04 DE DE19863618745 patent/DE3618745A1/de not_active Withdrawn
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH02123246A (ja) * | 1988-09-28 | 1990-05-10 | Westinghouse Electric Corp <We> | 回転軸動力の発生方法 |
JP2010511123A (ja) * | 2006-12-01 | 2010-04-08 | アルストム テクノロジー リミテッド | ガスタービンを運転する方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
FI862354A0 (fi) | 1986-06-03 |
SE8602461L (sv) | 1986-12-05 |
FI84290C (fi) | 1991-11-11 |
FI862354A (fi) | 1986-12-05 |
SE462759B (sv) | 1990-08-27 |
FI84290B (fi) | 1991-07-31 |
US4667467A (en) | 1987-05-26 |
SE8602461D0 (sv) | 1986-05-30 |
DE3618745A1 (de) | 1986-12-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JPS61283728A (ja) | 電気エネルギ−及びスチ−ム発生方法 | |
RU2287067C2 (ru) | Система с гибридным циклом газификации угля с использованием рециркулирующей рабочей текучей среды и способ генерирования электроэнергии | |
US3731485A (en) | Open-cycle gas turbine plant | |
US5265410A (en) | Power generation system | |
US6141796A (en) | Use of carbonaceous fuels | |
CN1162643C (zh) | 部分气化空气预热燃煤联合循环发电***及方法 | |
JPH08501605A (ja) | 可燃ガスからのエネルギの回収方法 | |
WO1996024759A1 (en) | Integrated drying of feedstock feed to integrated combined-cycle gasification plant | |
EP1027408A1 (en) | Process and apparatus for gasifying solid carbonaceous material | |
JPS62186018A (ja) | 低btuガス燃料を用いるガスタ−ビン装置の運転方法 | |
JPS63195333A (ja) | 含水燃料を燃焼するガスタービン出力装置及びこのガスタービン出力装置における含水燃料の熱エネルギ回収方法 | |
JPH04505789A (ja) | 発電プロセス | |
JPS61155493A (ja) | 総合複合サイクル・システム | |
JP2000026869A (ja) | 固体燃料から気体燃料を生成する方法及び装置 | |
JP3215786B2 (ja) | 炭化器から動力を供給されるボイラー及びガスタービンを用いて電気エネルギーを発生するための装置及び方法 | |
US5174107A (en) | Combined power generating plant | |
JPH02123246A (ja) | 回転軸動力の発生方法 | |
CN107165688A (zh) | 一种利用燃气和蒸汽联合发电的设备及方法 | |
EP0406994B1 (en) | A composite coal gasification power plant | |
WO1997005216A1 (en) | Improvements in the use of carbonaceous fuels | |
JP3787820B2 (ja) | ガス化複合発電設備 | |
US5067317A (en) | Process for generating electricity in a pressurized fluidized-bed combustor system | |
CA1096641A (en) | Power generator | |
WO1981002303A1 (en) | Combined production of electrical energy and fuel from peat | |
JPS61114009A (ja) | 石炭ガス化発電プラント |