CN101688474B - 气化复合发电设备 - Google Patents

气化复合发电设备 Download PDF

Info

Publication number
CN101688474B
CN101688474B CN2008800176938A CN200880017693A CN101688474B CN 101688474 B CN101688474 B CN 101688474B CN 2008800176938 A CN2008800176938 A CN 2008800176938A CN 200880017693 A CN200880017693 A CN 200880017693A CN 101688474 B CN101688474 B CN 101688474B
Authority
CN
China
Prior art keywords
gasifying agent
gasification oven
control valve
gas
supplied
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
Application number
CN2008800176938A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101688474A (zh
Inventor
百武慎德
佃嘉章
桥本贵雄
内田聪
太田一广
园田隆
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mitsubishi Heavy Industries Ltd filed Critical Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Publication of CN101688474A publication Critical patent/CN101688474A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101688474B publication Critical patent/CN101688474B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/02—Fixed-bed gasification of lump fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/46—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension
    • C10J3/466—Entrained flow processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/723—Controlling or regulating the gasification process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/82—Gas withdrawal means
    • C10J3/84—Gas withdrawal means with means for removing dust or tar from the gas
    • 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
    • F01K23/068—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 in combination with an oxygen producing plant, e.g. an air separation plant
    • 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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/22—Fuel supply systems
    • 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
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F02C9/28—Regulating systems responsive to plant or ambient parameters, e.g. temperature, pressure, rotor speed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/093—Coal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0956—Air or oxygen enriched air
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0959—Oxygen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1643—Conversion of synthesis gas to energy
    • C10J2300/165—Conversion of synthesis gas to energy integrated with a gas turbine or gas motor
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C10J2300/1675—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity making use of a steam turbine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1678—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with air separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • C10J2300/1884—Heat exchange between at least two process streams with one stream being synthesis gas
    • 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

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Output Control And Ontrol Of Special Type Engine (AREA)

Abstract

本发明提供一种气化复合发电设备。对从升压气化剂的轴流式压缩机(21)到气化炉(2)的气化剂供给路(A)进行分支，从而设置具备释放压力调整阀(23)的气化剂旁路(D)。由于通过设置在气化剂旁路(D)的释放压力调整阀(23)的开度能够调节从气化剂供给路(A)向气化炉(2)供给的气化剂的流量或压力，因此无需在气化剂供给路(A)设置控制阀。由此，能够抑制在气化剂供给路(A)中的压力损失，能够大幅降低轴流式压缩机(21)的排气压力。

Description

气化复合发电设备
技术领域
本发明涉及通过使煤等固体燃料气化而得到的可燃性气体来驱动燃气轮机的气化复合发电设备(以下称为“IGCC”。)及其运转控制装置以及方法。
背景技术
作为使用了燃气轮机的发电设备的一种，已知有将煤等矿物燃料作为燃料气体使用的IGCC(Integrated Gasification Combined Cycle)。在IGCC中，在气化炉中通过使高温的气化剂接触粉末状的固体燃料，固体燃料气化并产生可燃性气体。然后，通过将该可燃性气体向燃气轮机的燃烧器供给使其燃烧而对燃气轮机进行旋转驱动，并将该旋转力机械式地向发电机传递，由此使发电机进行发电。
关于现有的IGCC的概况，参照图29进行说明。图29是示出具备喷流床(entrained bed)方式的气化炉的IGCC的简要结构的图。在图29的IGCC中，从煤供给设备101将粉末状的煤与空气一起向气化炉102供给。还向该气化炉102供给从产生的可燃性气体分离的由碳等构成的炭(チヤ一)。
然后，在喷流床方式的气化炉102中，通过供给氧气或空气作为气化剂，使同样供给的煤粉及炭在灰熔点以上的1500～1800℃左右的高温气氛中燃烧，从而产生作为可燃性气体的煤气。进一步，如果使产生的可燃性气体由在气化炉102的内部构成的热交换器冷却后向脱尘装置103排出，则通过该脱尘装置103分离并回收残留在可燃性气体中的炭。
通过将分离炭并脱尘后的可燃性气体向气体処理装置104供给，能够从可燃性气体中除去H2S(硫化氢)或COS(硫化羰)等含硫化合物、NH3(氨)等氮化合物、炭等微粒子、HCl(氯化氢)或HCN(氰化氢)等微量成分。
由气体処理装置104除去了各成分的可燃性气体通过燃料供给路105向燃烧器106供给。在该燃烧器106中，通过从压缩机107供给的压缩空气使可燃性气体燃烧，产生燃烧气体。通过将该燃烧气体从燃烧器106向燃气轮机108供给并对燃气轮机108进行旋转驱动，使与燃气轮机108同轴的发电机109进行发电。
在燃气轮机108中的结束了做功的燃烧气体作为废气向排热回收锅炉(HRSG：Heat Recovery Steam Generator)111排出。在HRSG111中，通过来自燃气轮机108的废气与蒸汽的热交换进行排热回收。由来自该燃气轮机108的废气的热量而高温化了的蒸汽从HRSG111向蒸汽轮机112供给，由此对蒸汽轮机112进行旋转驱动，从而与蒸汽轮机112同轴的发电机110进行发电动作。
另外，对蒸汽轮机112进行了旋转驱动的蒸汽由冷凝器113冷凝后向HRSG111供给。另外，由HRSG111进行了热回收的废气通过烟囱114向空气排出。在此，燃气轮机与蒸汽轮机为分轴，但是同轴也可以。
由压缩机107压缩的压缩空气的一部分由轴流式压缩机115进行抽气并压缩。由该轴流式压缩机115压缩的压缩空气向气化炉102引导。在将压缩空气向气化炉102供给的过程中，混入由空气分离装置116分离了的氧气，将氧气成分多的空气作为气化剂向气化炉102供给。
另一方面，将由空气分离装置116分离了的氮向煤供给设备101供给，作为向气化炉102供给煤粉及炭时的加压介质或输送介质来使用。在此，压缩机115既可以对由压缩机107压缩的压缩空气的一部分进行抽气，也可以从大气进行供给。而且，压缩机115可以是轴流式压缩机，也可以是离心式压缩机。
在将来自轴流式压缩机115的压缩空气向气化炉102供给的气化剂供给路117设置有对向气化炉102供给的空气的流量及压力进行控制的控制阀118。而且，在将来自空气分离装置116的氧气向气化炉102供给的氧气供给路119设置有对向气化炉102供给的空气中混入的氧气的流量及压力进行控制的控制阀120。另外，在燃料供给路105设置有对向燃烧器106供给的可燃性气体的流量进行控制的控制阀121。
通过设置有控制阀118、120、121，能够根据燃气轮机108中的负载变动，控制向燃烧器106供给的可燃性气体的流量。即，根据由控制阀121的开度设定的向燃烧器106供给的可燃性气体流量，设定向气化炉102供给的煤粉的供给量。并且，通过设定控制阀118、120的开度，能够决定为了使向气化炉102供给的煤粉气化而所需的气化剂(空气)的流量及压力和氧气混入量。此外，在不增加气化剂中的氧气混入量而气化剂只为空气时，可以省略空气分离装置116、氧气供给路119、控制阀120等。
如上所述，在现有的IGCC中，如图29所示，在向气化炉102供给气化剂的气化剂供给路117配置有控制阀118，通过使该控制阀118作为流量调整阀及压力调整阀起作用，调整向气化炉102供给的气化剂的流量及压力。
因此，存在产生由控制阀118引起的压力损失，设备效率下降的问题。再者，需要通过轴流式压缩机115进行考虑了上述控制阀118中压力损失的升压。因此，需要将轴流式压缩机115的喷出压力设定为高压力，并且使向气化炉2进行供给的各供给系统为耐高压构造。
由此，不仅IGCC的设备设計变严格，而且在其运用中，也存在用于高压对策的限制项目增多的不妥情况。
发明内容
本发明鉴于上述问题而作出，其目的在于提供一种能够控制向气化炉供给的气化剂的压力及流量，并且能够使气化剂的供给系统的压力为低压，还能够实现设备效率的提高的气化复合设备及其运转控制装置以及方法。
为了实现上述目的，本发明具备如下结构。
本发明的第一方式是气化复合发电设备，具备：气化部，其通过使作为气体的气化剂与固体燃料反应而产生可燃性气体；压缩机，其输出对室外空气进行压缩的压缩空气；燃烧器，其通过来自所述压缩机的压缩空气使由所述气化部产生的所述可燃性气体燃烧；燃气轮机，其被供给由所述燃烧器的燃烧动作产生的燃烧气体而进行旋转驱动；升压机，其使向所述气化部供给的所述气化剂升压；气化剂供给路，其将由所述升压机升压了的所述气化剂向所述气化部供给；气化剂旁路，其从所述气化剂供给路分支；第一控制阀，其通过调节其开度，调整在所述气化剂旁路中流动的所述气化剂的流量或压力。
根据上述气化复合发电设备，通过设置具备了第一控制阀的气化剂旁路，能够调节来自气化剂供给路的气化剂的释放流量或压力。由此，通过气化剂旁路所具备的第一控制阀的开度能够调节由气化剂供给路向气化部供给的气化剂的流量或压力。由此，无需在气化剂供给路设置控制阀，因此能够抑制气化剂供给路中的压力损失，能够大幅降低升压机的排气压力。
本发明的第二方式是能够适用于气化复合发电设备的运转控制装置，所述气化复合发电设备具备：气化炉，其通过使作为气体的气化剂与固体燃料反应而产生可燃性气体；燃烧器，其通过来自压缩机的压缩空气使由所述气化炉产生的所述可燃性气体燃烧；燃气轮机，其被供给由所述燃烧器的燃烧动作产生的燃烧气体而进行旋转驱动；升压机，其使向所述气化炉供给的所述气化剂升压；气化剂供给路，其将由所述升压机升压了的所述气化剂向所述气化炉供给；气化剂旁路，其从所述气化剂供给路分支；第一控制阀，其设置在所述气化剂旁路；第二控制阀，其控制向所述升压机供给的气体的流量，所述运转控制装置具备：第一设定部，其基于所述燃气轮机的需求输出，设定向所述气化炉供给的气化剂需求量；第一控制部，其控制所述第一控制阀的开度，以使向所述气化炉供给的所述气化剂量与由所述第一设定部设定的所述气化剂需求量一致；第二设定部，其设定所述第二控制阀的开度指令以将所述气化剂需求量以上的气化剂向所述气化剂旁路供给；第二控制部，其基于由所述第二设定部设定的所述开度指令控制所述第二控制阀。
根据上述结构，将比基于燃气轮机的需求输出而决定的气化剂需求量稍多的气化剂通过升压机向气化剂供给路投入。然后，在该所需足量的气化剂中，剩余部分经由第一控制阀向气化剂旁路释放，从而将适量的气化剂向气化炉供给。由此，能够减少压力损失并得到所希望的发电输出。
在气化复合发电设备还具备将由所述气化炉产生的所述可燃性气体向所述燃烧器供给的可燃性气体供给路和设置在所述可燃性气体供给路的第三控制阀的情况下，上述运转控制装置还可以具备：第三设定部，其基于所述燃气轮机的需求输出及所述燃气轮机的周边环境，设定向所述燃烧器供给的所述可燃性气体的流量；第三控制部，其控制所述第三控制阀的开度，以使向所述燃烧器供给的所述可燃性气体的流量与由所述第三设定部设定的流量一致。
根据上述结构，在将用于调整向燃烧器供给的可燃性气体的流量的第三控制阀设置在可燃性气体供给路时，通过基于燃气轮机的需求输出及燃气轮机的周边环境控制第三控制阀，能够容易将向燃烧器供给的可燃性气体量调整为适量。
在上述运转控制装置中，上述第一设定部也可以基于所述燃气轮机的需求输出及所述燃气轮机的周边环境求出向所述燃烧器供给的所述可燃性气体需求量，并基于该可燃性气体需求量设定向所述气化炉供给的气化剂需求量。
由于基于燃气轮机的需求输出及上述燃气轮机的周边环境求出向燃烧器供给的可燃性气体的需求量，并基于该可燃性气体需求量设定向气化炉供给的气化剂需求量，因此能够根据向燃烧器供给的可燃性气体需求量调整从气化炉输出的可燃性气体。由此，可以不需要设置在燃烧器的前段并用于调整向燃烧器供给的可燃性气体的流量的流量调节阀等。
在上述运转控制装置中，还可以具备第一修正部，该第一修正部根据所述升压机特性，朝着使向所述升压机供给的空气增加的方向修正所述第二控制阀的开度指令。
如果升压机的升压特性由于老化等下降，则从升压机向气化剂供给路投入的气化剂的流量减少。因此，通过考虑升压机的特性沿增加向升压机供给空气量的方向修正第二控制阀的开度指令，能够避免气化剂的供给不足，能够一直将足量的气化剂向气化剂供给路供给。
上述运转控制装置还可以具备评价负载稳定度的评价部，在通过所述评价部判断为处于负载稳定状态时，所述第一修正部可以工作。
根据上述结构，通过将第一修正部的工作期间限定在负载稳定时，能够降低运用风险。
在上述气化复合发电设备具备将所述固体燃料向所述气化炉供给的固体燃料供给路和设置在所述固体燃料供给路的第四控制阀的情况下，所述运转控制装置可以具备：第四设定部，其基于所述燃气轮机的需求输出，设定向所述气化炉供给的固体燃料需求量；第四控制部，其控制所述第四控制阀的开度，以使向所述气化炉供给的所述固体燃料与由所述第四设定部设定的所述固体燃料需求量一致。
根据上述结构，在将固体燃料向气化炉供给的固体燃料供给路设置有用于调整向气化炉供给的固体燃料供给量的第四控制阀，该第四控制阀根据基于燃气轮机的需求输出决定的开度来进行控制。由此，能够将向气化炉供给的固体燃料供给量调整为所希望的值。
在上述运转控制装置中，还可以具备根据向上述气化炉供给的上述固体燃料的煤特征修正上述固体燃料需求量的第二修正部。
根据上述结构，由于根据固体燃料的煤特征修正向气化炉供给的固体燃料需求量，因此即使在由于煤种类切换等而固体燃料的煤特征产生变动时，也能够使从气化炉输出的可燃性气体的热量稳定。由此，能够得到所希望的燃气轮机输出。
在上述运转控制装置中，上述第二修正部也可以根据上述固体燃料的热量及发电负载修正上述固体燃料需求量。
根据上述结构，不仅根据固体燃料的热量而且根据发电负载来修正固体燃料需求量，因此能够进行更细微的控制。
在上述运转控制装置中，还可以具备评价负载稳定度的评价部，在通过上述评价部判断为处于负载稳定状态时，上述第二修正部工作。
通过将第二修正部的工作期间限定为负载稳定时，能够降低运用风险。
本发明的第三方式是能够适用于气化复合发电设备的运转控制方法，所述气化复合发电设备具备：气化炉，其通过使作为气体的气化剂与固体燃料反应而产生可燃性气体；燃烧器，其通过来自压缩机的压缩空气使由所述气化炉产生的所述可燃性气体燃烧；燃气轮机，其被供给由所述燃烧器的燃烧动作产生的燃烧气体而进行旋转驱动；升压机，其使向所述气化炉供给的所述气化剂升压；气化剂供给路，其将由所述升压机升压了的所述气化剂向所述气化炉供给；气化剂旁路，其从所述气化剂供给路分支；第一控制阀，其设置在所述气化剂旁路；第二控制阀，其控制向所述升压机供给的气体的流量，所述运转控制方法包括：基于所述燃气轮机的需求输出，设定向所述气化炉供给的气化剂需求量的过程；控制所述第一控制阀的开度，以使向所述气化炉供给的所述气化剂量与所述气化剂需求量一致的过程；设定所述第二控制阀的开度指令，以将所述气化剂需求量以上的气化剂向所述气化剂旁路供给的过程；基于所述开度指令控制所述第二控制阀的过程。
根据本发明，起到如下效果，即，能够控制向气化炉供给的气化剂的压力及流量，并且能够使气化剂的供给系统的压力为低压，并进一步提高设备效率。
附图说明
图1是示出本发明的第一实施方式的IGCC整体的简要结构的图。
图2是示出在本发明的第一实施方式的IGCC中关于燃气轮机的运转控制的主要构成要素的图。
图3是示出图2所示的轮机控制装置的简要结构的块图。
图4是示出在本发明的第一实施方式的IGCC中关于气化炉的控制的主要构成要素的图。
图5是示出图4所示的气化炉控制装置的简要结构的块图。
图6是示出系统输出相对于本发明第一实施方式的IGCC的负载指令的随动性的图表。
图7是示出本发明的第二实施方式的IGCC整体的简要结构的图。
图8是示出本发明的第二实施方式的气化炉控制装置的简要结构的块图。
图9是示出系统输出相对于本发明第二实施方式的IGCC的负载指令的随动性的图表。
图10是示出采用了吹氧方式的IGCC的整体的简要结构的图。
图11是示出本发明的变形例1的IGV开度设定部的简要结构的块图。
图12是示出IGV开度设定部未具备第一修正部时的向气化剂供给路投入的气化剂的流量变化的图。
图13是示出IGV开度设定部具备第一修正部时的向气化剂供给路投入的气化剂的流量变化的图。
图14是示出变形例2的煤需求量设定部的简要结构的块图。
图15是示出煤需求量设定部未具备第二修正部时的可燃性气体的热量变动的随动性的图。
图16是示出煤需求量设定部具备第二修正部时的可燃性气体的热量变动的随动性的图。
图17是示出变形例3的煤需求量设定部的简要结构的块图。
图18是用于说明变形例3的煤需求量设定部的调整部的作用的图。
图19是示出评价部的一结构例的图。
图20是示出变形例5的气化炉控制装置的简要结构的块图。
图21是示出变形例6的IGCC的简要结构的块图。
图22是示出变形例7的IGCC的简要结构的块图。
图23是示出本发明的IGCC中的气化剂旁路的合流点周边的第一例结构的块图。
图24是示出本发明的IGCC中的气化剂旁路的合流点周边的第二例结构的块图。
图25是示出本发明的IGCC中的气化剂旁路的合流点周边的第三例结构的块图。
图26是示出本发明的IGCC中的气化剂旁路的合流点周边的第四例结构的块图。
图27是示出本发明的IGCC中的气化剂旁路的合流点周边的第五例结构的块图。
图28是示出本发明的IGCC中的气化剂旁路的合流点周边的其它例子的结构的块图。
图29是示出现有的IGCC整体的简要结构的图。
具体实施方式
以下，参照附图说明本发明的气化复合发电设备(IGCC)及其控制装置以及方法的各实施方式。
作为适用于本发明的气化复合发电设备的固体燃料，除煤、石油焦炭、煤焦炭、柏油、沥青、油页岩等重质系燃料之外，作为一个例子列举有废弃轮胎、塑料等废弃物。在以下的各实施方式中，对采用煤作为固体燃料的情况进行说明。
〔第一实施方式〕
参照附图说明本发明的第一实施方式。图1是示出本实施方式中的IGCC的简要结构的块图。本实施方式中的IGCC采用供给空气作为气化剂的吹空气方式。
如图1所示，本实施方式的IGCC主要具备煤供给设备1、气化炉2、脱尘装置3、气体処理装置4、发电设备5。
(煤供给设备1)
煤供给设备1具备：通过碾磨机将储存在原煤仓中的煤粉碎为几μm～几百μm的煤粉的粉碎机1a；将由粉碎机1a粉末化的煤粉向气化炉2供给的煤粉供给装置1b。在如此构成的煤供给设备1中，将在粉碎机1a中粉碎煤得到的煤粉向煤粉供给装置1b供给。将由空气分离装置16分离得到的氮等输送用流体给予该煤粉供给装置1b。因此，煤粉供给装置1b将从粉碎机1a供给并暂时存储的煤粉通过供给的输送用流体的流量进行气流输送，向气化炉2供给。
(气化炉)
在气化炉2中，在灰熔点以上的1500～1800℃左右的高温气氛的燃烧室2a中，从煤供给设备1供给的煤粉和由脱尘装置3回收并供给的炭与来自轴流式压缩机21的气化剂反应。由此，在燃烧室2a中，通过高温燃烧煤粉，产生作为可燃性气体的煤气和煤粉中的灰分熔融了的液状熔渣。
然后，由燃烧室2a的高温燃烧得到的高温的煤气流入设置在燃烧室2a的上部的减压器(リダクタ)2b。在该减压器2b中，也供给有来自煤供给设备1的煤粉和来自脱尘装置3的炭，且供给的煤粉及炭进一步气化，如果产生基于煤气的可燃性气体，则该可燃性气体流入热交换机2c进行冷却。在本实施方式中，作为气化炉2，采用了将熔融有煤灰的液状熔渣排出的喷流床方式，但是除该喷流床方式以外，也可以采用固定床方式或流动床方式。在气化炉2中产生的可燃性气体向脱尘装置3输送。
(脱尘装置)
脱尘装置3具备：通过使来自气化炉2的可燃性气体旋转而分离并回收炭的分尘器3a；将由分尘器3a回收的炭向气化炉2供给的炭供给装置3b。在该脱尘装置3中，如果将由分尘器3a分离的炭向炭供给装置3b供给，则暂时存储在炭供给装置3b中。然后，在炭供给装置3b中，与煤粉供给装置1b相同，通过由空气分离装置16分离得到的氮等输送用流体的流量对暂时存储的炭进行气流输送，向气化炉2供给。而且，由分尘器3a除去了炭的可燃性气体向气体処理装置4供给。向该气体処理装置4供给的可燃性气体也可以在由分尘器3a除尘后再进行过滤。
(气体処理装置)
气体処理装置4如果被供给来自脱尘装置3的可燃性气体，则首先，通过将来自脱尘装置3的可燃性气体中含有的COS变换为H2S及CO2，产生含有H2S的可燃性气体。然后，通过使含有该H2S的可燃性气体与洗浄液进行气液接触，除去HCl或NH3等不纯物后，通过与再生利用的吸收液进行气液接触，使吸收液吸收H2S。如此，除去了HCl或NH3等不纯物及H2S的可燃性气体通过可燃性气体供给路B向发电设备5供给。
(发电设备)
发电设备5具备燃烧器11，压缩机12，燃气轮机13，发电机14、15，HRSG16，蒸汽轮机17，冷凝器18，烟囱19。这样，在本实施方式的IGCC中，构成基于燃气轮机13及蒸汽轮机17的复合发电设备。在本实施方式中，使燃气轮机13与蒸汽轮机17为双轴配置，并且使发电机14、15为两台，但是也可以使燃气轮机13及蒸汽轮机17为同轴的单轴配置，使发电机为一台。
在如此构成的发电设备5中，向燃烧器11供给来自压缩机12的压缩空气和来自气体処理装置4的可燃性气体。在燃烧器11中，燃烧可燃性气体，并将燃烧气体向燃气轮机13供给。燃气轮机13通过该燃烧气体进行旋转驱动，该旋转驱动通过旋转轴传递给压缩机12及发电机14，从而压缩机12进行压缩动作，且发电机14进行发电。
另外，为了对燃烧器11的内筒或尾筒及燃气轮机13的翼或车室等的曝露在高温的燃烧气体下的部位进行冷却，从压缩机12排出的压缩空气的一部分作为冷却介质，向燃烧器11及燃气轮机13供给。
使燃气轮机13旋转的燃烧气体作为废气被排出，向HRSG16供给。在该HRSG16中利用来自燃气轮机13的废气的热量加热从冷凝器18供给的水而产生蒸汽。然后，通过将由HRSG16产生的蒸汽向蒸汽轮机17供给，使蒸汽轮机17旋转。该蒸汽轮机17的旋转驱动通过旋转轴向发电机15传递，从而发电机15进行发电动作。如果使蒸汽轮机17旋转的蒸汽向冷凝器18排出，则减压并冷凝。而且，在HRSG16中通过进行排热利用而冷却的来自燃气轮机13的废气从烟囱19向室外空气排出。
接下来，说明在本实施方式的IGCC中成为特征的结构部分。即，以下，详细说明向气化炉2输送气化剂(本实施方式为混合空气)的气化剂供给路A和将由气体処理装置4精制的可燃性气体(燃料)向燃烧器11输送的可燃性气体供给路B。
在本实施方式中，如图1所示，将大气作为气化剂向轴流式压缩机(升压机)21输送，使输送得到的空气由轴流式压缩机21升压后，向气化剂供给路A投入。此时的空气量通过调节IGV阀(Inlet Guide Vane：第二控制阀)27的开度进行控制。
气化剂供给路A与输送由空气分离装置22分离的氧气的氧气供给路C合流，并且在比与该氧气供给路C的合流点X靠上游侧，具备向气化剂旁路D分支的分支点Y。并且，在从气化剂供给路A分支的气化剂旁路D设置有释放压力调整阀(第一控制阀)23及截止阀24。
轴流式压缩机21由与燃气轮机13或蒸汽轮机17不同的轴进行旋转驱动。此外，也可以与燃气轮机13或蒸汽轮机17同轴。而且，也可以通过使释放压力调整阀23具有截止阀的功能而省略截止阀24。
另外，在从气体処理装置4将可燃性气体向燃烧器11供给的可燃性气体供给路B上设置有用于调整向燃烧器11供给的可燃性气体的流量的流量调节阀25(第三控制阀)。而且，在可燃性气体供给路B设置有用于决定可否进行向燃烧器11供给的可燃性气体的流量调节的截止阀(图示省略)。
如上所述形成有气化剂的输送路径时，在图29所示的现有的结构中，通过设置在气化剂供给路117的控制阀118，调整向气化炉102供给的气化剂的流量及压力。与此相对，在本实施方式中，通过调整设置在气化剂旁路D的释放压力调整阀23的开度与设置在升压机21的入口的IGV阀27的开度，来调节向气化炉2供给的气化剂的流量及压力。由此，不需要设置在气化剂供给路A的控制阀，因此能够抑制从轴流式压缩机21到气化炉2的气化剂供给路A中的压力损失。而且，与此相伴，与在气化剂供给路A设置了控制阀的现有结构(参照图29)的情况相比，能够大幅降低轴流式压缩机21的喷出压力。
接下来，参照图2至图6说明进行上述的IGCC的运转控制的运转控制装置及其方法。首先，参照图2及图3说明IGCC中与发电设备5相关的运转控制。图2是示出与燃气轮机的运转控制相关的主要构成要素的图。
在图2中，设置在向燃烧器11供给可燃性气体的可燃性气体供给路B上的流量调节阀25的开度由轮机控制装置30控制。在燃气轮机13的附近设置有用于测量燃气轮机13的废气温度(以下，称为“叶片通路温度”。)的BPT传感器(图示省略)。而且，在设置有BPT传感器的废气流路的更下游侧设置有用于测量排气管道中的废气温度(以下，称为“废气温度”。)的EXT传感器(图示省略)。
在上述的传感器中使用有例如热电偶等。由BPT传感器、EXT传感器测量的温度被供给轮机控制装置30。
另外，蒸汽轮机17的输出及发电机15的输出被给予轮机控制装置30。蒸汽轮机17的输出能够根据例如蒸汽轮机17的入口状态量通过演算求出。
轮机控制装置30取得与燃气轮机的运转状态及温度状态相关的状态量作为输入信号，基于所述输入信号设定用于控制向燃烧器11供给的可燃性气体的流量的流量调节阀开度指令。作为与上述运转状态相关的状态量，作为示例列举有例如发电机15的输出、蒸汽轮机17的输出、及燃气轮机13的旋转速度或旋转数等。而且，作为与温度状态相关的状态量，作为一个例子列举有例如废气温度、叶片通路温度等。
图3是示出轮机控制装置30的简要结构的块图。
首先，如果通过轴负载设定器35设定发电机输出的目标负载，则以设备负载变化率(例如，每分钟3％)向该目标负载变化的方式设定发电机指令MWD。减法器36通过从发电机指令MWD减去蒸汽轮机的输出而算出燃气轮机输出指令GT_MWD。燃气轮机输出指令GT_MWD被给予减法器37并向下述的气化炉控制装置50(参照图4)输送。
将通过从发电机输出减去蒸汽轮机输出而求出的燃气轮机输出给予减法器37。减法器37通过从燃气轮机输出指令GT_MWD减去燃气轮机输出来求出差量。该差量通过由PI控制器38进行PI控制，求出用于使燃气轮机输出与燃气轮机输出指令GT_MWD一致的负载控制指令LDCSO。该负载控制指令LDCSO被给予选择回路39。
除上述负载控制指令LDCSO之外，基于轴速算出的调速器控制指令GVCSO，基于温度算出的温度控制指令EXCSO、BPCSO，基于燃料量算出的燃料控制指令FLCSO被给予选择回路39。选择回路39从所述控制指令中选择最低值的控制指令，并将其作为控制指令CSO向阀开度设定部(第三设定部)40输出。阀开度设定部40事先具有关联流量调节阀25的阀开度与控制指令CSO的表或关系式。阀开度设定部40使用该表或演算式取得与从选择回路39给出的控制指令CSO相对应的阀开度，并将该阀开度作为流量调节阀开度指令输出。而且，阀开度设定部40在计算与控制指令CSO对应的开度(流量)时，使用与流量调节阀25的前后差压相关的参数。
接下来，参照图4及图5说明图1所示的IGCC中的气化炉2的控制。图4是示出与气化炉2的控制相关的主要的构成要素的图。
如图4所示，在从煤供给设备1将煤粉向气化炉2供给的煤供给路(固体燃料供给路)E设置有用于调节向气化炉2投入的煤粉投入量的煤流量调节阀(第四控制阀)41。而且，在将由气化炉2产生的可燃性气体向发电设备5的燃烧器11引导的可燃性气体供给路B中，在气化炉2的出口附近设置有用于测量气化炉出口压力的压力传感器44。该压力传感器44的测量值向气化炉控制装置50输出。而且，如上所述，在气化剂旁路D设置有释放压力调整阀23，在轴流式压缩机21的吸气侧设置有IGV阀27。
煤流量调节阀41、释放压力调整阀23、IGV阀27的阀开度基于从气化炉控制装置50输出的煤需求指令(固体燃料需求量)、空气需求指令(可燃性气体需求量)、IGV开度指令分别控制。
图5是示出气化炉控制装置50的简要结构的块图。如图5所示，用上述轮机控制装置30求出的燃气轮机输出指令GT_MWD输入气化炉控制装置50。在气化炉控制装置50中，该燃气轮机指令GT_MWD被给予计划GID(气化炉总指令)设定部51及修正值演算部52。修正值演算部52的输入信号也可以持有计划GID(气化炉总指令)设定部51的输出信号。
计划GID设定部51为了相对于燃气轮机13的负载先行控制气化炉2而设定计划GID。计划GID设定部51具有例如关联燃气轮机输出指令GT_MWD与计划GID的表或关系式，使用所述表或关系式，求出与来自轮机控制装置30的燃气轮机输出指令GT_MWD对应的计划GID。
修正值演算部52根据例如燃气轮机输出指令GT_MWD与气化炉出口压力的关系求出用于修正上述计划GID的修正值。
具体来说，修正值演算部52具有关联燃气轮机输出指令GT_MWD与气化炉2的出口压力指令的表或关系式，使用所述表或关系式，求出与来自轮机控制装置30的燃气轮机输出指令GT_MWD对应的压力指令，并进一步求出该压力指令与实际的气化炉出口压力的偏差(以下称为“压力偏差ΔP”。)，将对该压力偏差ΔP进行了比例积分控制的值作为修正值向加法器53输出。
在加法器53中，将由上述计划GID设定部51设定的计划GID与由修正值演算部52求出的修正值相加，求出气化炉总指令GID。该气化炉总指令GID向煤需求量设定部(第四设定部)54、空气需求量设定部(第一设定部)55、IGV开度设定部(第二设定部)56输出。
煤需求量设定部54具有函数部541，所述函数部541具有对应气化炉总指令GID与煤需求量的表或演算式。函数部541使用該表或演算式求出与气化炉总指令GID对应的煤需求量，并产生与该需求量对应的煤需求指令。
空气需求量设定部55具有函数部551，所述函数部551具有对应气化炉总指令GID与空气需求量的表或演算式。函数部551使用該表或演算式求出与气化炉总指令GID对应的空气需求量，并产生与该需求量对应的空气需求指令。
另外，IGV开度设定部56具有函数部561和函数部562，所述函数部561具有对应气化炉总指令GID与空气需求量的表或演算式，所述函数部562具有对应空气需求量与IGV开度的表或演算式。在此，结合了函数部561及562的函数也可以与函数部551为相同函数。函数部561根据上述表等求出与气化炉总指令GID对应的空气需求量，且进一步，函数部562求出与该空气需求量对应的IGV开度，并产生与该IGV开度对应的IGV开度指令。
从煤需求量设定部54输出的煤需求指令作为图4所示的煤流量调节阀41的控制量使用，且煤流量调节阀41的开度基于该值由未图示的控制部进行调节，由此调整向气化炉2投入的煤投入量。
另外，从空气需求量设定部55输出的空气需求指令作为释放压力调整阀23的开度控制量使用。
具体来说，计算用空气需求量设定部55设定的空气需求量与向气化炉2供给的实际的气化剂的差量，并将释放压力调整阀23调整为消除该差量的开度。释放压力调整阀23的开度控制由未图示的控制部(第一控制部)进行。通过将释放压力调整阀调整为该开度，使从轴流式压缩机21供给的压缩空气的剰余量经由释放压力调整阀23向燃烧器11返回，由此将向气化炉2供给的气化剂的压力及流量调节为适量。
另外，从IGV开度设定部56输出的IGV开度指令作为IGV阀27的阀开度指令使用。IGV阀27的开度由未图示的控制部(第二控制部)基于该IGV开度指令进行调节，由此将向轴流式压缩机21供给的空气量调节为适量。
另外，在图5中，示出了上述三个设定部，但是除此之外，也可以设置用于设定氧气、炭的投入量的设定部。
如以上说明所示，根据本实施方式的IGCC及其运转控制装置以及方法，通过设置从气化剂供给路A分支的气化剂旁路D，并且通过释放压力调整阀23调节气化剂向该气化剂旁路D的释放流量及压力，能够调节向气化炉2供给的气化剂的流量及压力。由此，无需在气化剂供给路A设置流量阀，因此能够抑制从轴流式压缩机21到气化炉2的气化剂供给路A中的压力损失。因此，与在气化剂供给路A设置了控制阀118的现有的结构(参照图29)相比，能够大幅降低轴流式压缩机21的喷出压力。
再者，如图1所示，由于将气化剂旁路D与压缩机12出口的下游侧连接，因此能够利用从气化剂供给路A分支并在气化剂旁路D中流动的气化剂作为冷却燃烧器11及燃气轮机13的冷却空气的一部分。由此，能够抑制压缩机12的排出空气的压力，能够进一步提高燃气轮机13的输出效率。其结果，本实施方式中的供电端效率与现有方法相比，作为相对值大概上升几个百分比。供电端效率的提高，在以下的其它的实施方式中也相同。
在图6中示出表示系统输出相对于本实施方式的IGCC的负载指令的追踪性的图表。在图6中，横轴表示时间，纵轴表示发电输出，即，表示发电机14、15的总计。在图6中，特性a表示燃气轮机输出，b表示蒸汽轮机输出，c表示系统输出，d表示发电机指令MWD。如该图所示，可知相对于发电机指令MWD的追踪性良好。
〔第二实施方式〕
接下来，说明本发明的第二实施方式。在上述的第一实施方式的IGCC中，在可燃性气体供给路B设置了用于调整向燃烧器11供给的可燃性气体的流量的流量调节阀25(参照图1)。如图7所示，本实施方式的IGCC在去除流量调节阀25的方面与上述第一实施方式的IGCC不同。
如此，在本实施方式的IGCC中，由于未设置流量调节阀25，因此关于向燃烧器11输送的可燃性气体的流量调节都交由气化炉2控制。以下，详细地说明本实施方式的IGCC的控制方法。
图8是示出本实施方式的气化炉控制装置50-1中的结构的图。如图8所示，气化炉控制装置50-1具备：从轮机控制装置30取得控制指令CSO作为输入信息，并从该控制指令CSO求出气化炉总指令GID的GID设定部60；基于由GID设定部60设定的气化炉总指令GID产生煤需求指令、空气需求指令、IGV开度指令的煤需求量设定部54、空气需求量设定部55、IGV开度设定部56。在此虽然仅通过GID设定部60求出气化炉总指令GID，但也可以与图5的修正值演算部52相同，加上炉内压力值的修正信号来作为气化炉总指令GID。
GID设定部60具有关联控制指令CSO与气化炉总指令GID的表或关系式，使用所述表或关系式求出与来自轮机控制装置30的控制指令CSO对应的气化炉总指令GID，并将该气化炉总指令GID向各设定部54、55、56输出。由此，与上述的第一实施方式相同，产生基于气化炉总指令GID的煤需求指令、空气需求指令、IGV开度指令，并基于所述指令控制煤流量调节阀41、释放压力调整阀23、IGV阀27的开度，由此适当地调节向气化炉2供给的煤的流量及气化剂的流量以及向轴流式压缩机21供给的空气流量。
如以上说明所示，根据本实施方式的IGCC及其运转控制装置以及方法，基于在燃气轮机控制装置30中设定的控制指令CSO设定向气化炉2供给的煤及气化剂的流量。由于该控制指令CSO与向燃烧器11供给的可燃性气体的流量的控制量相当，因此通过基于该控制指令CSO控制气化炉2，能够将从气化炉2输出的可燃性气体的流量调整为与此时的燃气轮机输出指令对应的流量。如此，在本实施方式中，可燃性气体流量调节阀25的可燃性气体流量的调整功能交由气化炉2控制，由此无需可燃性气体流量调节阀25，提高系统效率，实现简单化。
另外，根据本实施方式的IGCC，无需可燃性气体流量调节阀25，由此能够减少在可燃性气体供给路B中产生的压力损失，因此能够进一步抑制压缩机12的排出空气的压力。
在图9中示出表示系统输出相对于本实施方式的IGCC的负载指令的追踪性的图表。在图9中，横轴表示时间，纵轴表示发电输出，即，表示发电机14、15的总计。在图9中，特性a′表示燃气轮机输出，b′表示蒸汽轮机输出，c′表示系统输出，d′表示发电机指令MWD。如该图所示，对于相对于发电机指令MWD的追踪性而言，虽然在图6所示的第一实施方式的IGCC中的追踪性差，但是可知依然表示了足够的追踪性。
此外，在本实施方式中，在气化炉控制装置50-1中设置了根据控制指令CSO设定气化炉总指令GID的GID设定部60，但是也可以取而代之，构成为在燃气轮机控制装置30设置该GID设定部60，并将由该GID设定部60设定的气化炉总指令GID输入气化炉控制装置。
另外，在上述各实施方式中，对采用了供给混合空气作为气化剂的吹空气方式的情况进行了说明，但是也可以取而代之，采用供给氧气作为气化剂的吹氧方式。这种情况下，如图10所示，氧气供给路C与轴流式压缩机21的入口侧连接。轴流式压缩机21将由空气分离器22分离的氧气作为气化剂进行压缩并升压，向气化剂供给路A投入。向气化剂供给路A供给的气化剂的流量及压力由气化剂旁路D的释放压力调整阀23与IGV阀27调整。通过如此的结构，可以不需要设置在氧气供给路C的控制阀26(参照图1等)。
接下来，说明上述的各实施方式的IGCC及其运转控制装置以及方法的变形例。
〔变形例1〕
在上述的各实施方式中，气化炉控制装置50、50-1中的IGV开度设定部56还可以具备第一修正部563，所述第一修正部563根据轴流式压缩机21的老化引起的功能下降，沿增加向轴流式压缩机21供给的空气的方向修正IGV开度指令。
图11是示出本发明的变形例1的IGV开度设定部的简要结构的块图。如图11所示，第一修正部563具备：减法器62，其通过求出基于气化炉总指令GID设定的空气需求量与从信号发生器61输出的调整值(例如，开始修正控制的流量偏差量)的差量，求出比需求空气量略少的空气量作为修正空气需求量；减法器63，其求出修正空气需求量与向气化炉2供给的实际的气化剂量(以下称为“实际气化剂量”。)的差量；比例积分控制器64，其求出用于消除由减法器63求出的差量的IGV开度作为IGV开度修正值。但是，比例积分控制器64的下限值为0(零)。
从比例积分控制器64输出的IGV开度修正值通过加法器65加上与空气需求量对应的IGV开度，作为最终的IGV开度指令输出。然后，基于该IGV开度指令控制IGV阀27的开度。
例如，如果轴流式压缩机21的升压特性由于老化等而下降，则从轴流式压缩机21向气化剂供给路A投入的气化剂的流量减少。因此，如上所述，通过考虑轴流式压缩机21的特性而沿增加向轴流式压缩机21供给的空气量的方向修正IGV开度指令，能够避免气化剂的供给不足，能够一直将足量的气化剂向气化剂供给路A供给。
此外，在减法器62中从空气需求量减去从信号发生器61输出的规定值的原因如下。即，如果直接使用在函数部561中设定的空气需求量，则由于从轴流式压缩机21投入的压缩空气的剰余量为零或增加，有反复开闭释放压力调整阀23的担心。
图12、图13是示出第一修正部563的效果的图。图12示出IGV开度设定部56未具备第一修正部563时的向气化剂供给路A投入的气化剂的流量变化，图13示出IGV开度设定部56具备第一修正部563时的向气化剂供给路A投入的气化剂的流量变化。在图12、图13中，实线是向气化剂供给路A投入的气化剂的流量，虚线是由IGV开度设定部56设定的空气需求量。
例如，在时刻T发生轴流式压缩机21的功能下降时，在未具备第一修正部563的情况下，如图12所示，气化剂的投入量不追踪空气需求量，产生气化剂的供给不足。与此相对，如图13所示，在具备第一修正部563情况下，在时刻T既使发生轴流式压缩机21的功能下降，气化剂的投入量也追踪空气需求量，不会产生供给不足。
〔变形例2〕
在上述各实施方式中，气化炉控制装置50、50-1中的煤需求量设定部54还可以具备将基于气化炉总指令GID求出的煤需求量根据向气化炉2供给的煤的热量进行修正的第二修正部542。
图14是示出本发明的变形例2的煤需求量设定部的简要结构的块图。如图14所示，在煤需求量设定部54-1中，第二修正部542具备：热量设定部71，其基于气化炉总指令GID设定热量；减法器72，其算出由热量设定部71设定的热量与在气化炉2中产生的生成气体的实际的热量的差量；函数发生器77，其判断由减法器72算出的差量是否在应该开始修正控制的热量偏差以上；比例积分控制器73，其在函数发生器77判断为在应该开始修正控制的热量偏差以上时，求出用于消除该差量的煤需求量作为煤需求修正量。
具体来说，上述函数发生器77在来自减法器72的差量在预先设定的规定的范围内时输出0(零)，在规定的范围外时直接输出来自减法器72的差量。来自比例积分控制器73的煤需求修正量加上由加法器74基于气化炉总指令GID设定的煤需求量来对煤需求量进行修正，产生最终的煤需求指令。而且，煤需求指令也可以与气化炉空气流量指令关联设定。
如此，根据煤的热量，修正基于气化炉总指令GID设定的煤需求量，因此即使由于煤种类变换等而向气化炉2供给的煤粉的热量或煤特征产生变动时，也能够稳定从气化炉2输出的可燃性气体的热量。其结果，能够得到所希望的燃气轮机输出。
图15、图16是示出第二修正部542的效果的图。图15示出煤需求量设定部54未具备第二修正部542时的可燃性气体的热量变动，图16示出具备第二修正部542时的可燃性气体的热量变动。在图15、图16中，实线表示从气化炉2输出的可燃性气体的热量，虚线表示基于气化炉总指令GID决定的可燃性气体的热量设定值。
如图15所示可知，未具备第二修正部542时，实际热量不追踪热量设定值，但是如图16所示可知，在具备第二修正部542时，实际热量追踪热量设定值而进行变化。
〔变形例3〕
另外，如图17所示，图14所示的具有第二修正部542的煤需求量设定部54-1还可以具备根据发电机负载调整来自比例积分控制器73的煤需求修正量的调整部78。
例如，如图18所示，相对于气化炉总指令GID的可燃性气体的供给量根据发电机负载而进行变动。此时，如果可燃性气体的热量相同，则发电机负载越高越需要多的可燃性气体。而且，如果可燃性气体的热量不同，则热量越低越需要多的可燃性气体，且发电机负载越高，热量低与高时的供给量的差距越大。
根据图14所示的煤需求量设定部54-1，由于根据热量变动修正煤需求量，因此相对于热量变动带来良好的结果。但是，在此的修正仅是在图18所示的图表中简单地使倾斜度相同的曲线沿纵轴(Y轴)平行移动，换言之，仅改变偏移值，并不是根据发电机负载改变修正量。
因此，如图17所示，通过在第二修正部进一步设置根据发电机负载调节煤需求修正量的调整部78，能够进行考虑了热量及发电机负载双方的细微的煤供给量的调整。具体来说，第二修正部542-1具备调整部78，所述调整部78具有：函数器75，其取得气化炉总指令GID作为输入信息，并根据该气化炉总指令GID与发电机负载求出修正乗数；乗法器76，其将由函数器75求出的乗数乘以从比例积分控制器73输出的修正量。乗法器76的输出作为第二修正部542-1的最终的煤需求修正量被给予加法器74。根据本变形例，由于根据发电机负载调节修正量，因此能够期待更细微的控制。
〔变形例4〕
另外，在上述变形例1、2、3中，还设置评价发电机负载的稳定度的评价部，在由评价部判断为处于负载稳定状态时，第一修正部563及/或第二修正部542、542-1可以工作。评价部算出例如燃气轮机输出与燃气轮机输出指令的差量，并在该差量处于预先设定的规定值以内的状态下持续规定期间以上时判断为发电机负载稳定。图19是示出评价部的一结构例的图。
如此，通过将第一修正部及第二修正部的工作期间限定为发电机负载的稳定时，能够降低运用风险。
〔变形例5〕
在上述各实施方式中，如图20所示，气化炉控制装置具备：加法器80，其将气化炉总指令GID加上用于促进气化炉2的运转状态的煤用加速指令GIR-F；加法器81，其将气化炉总指令GID加上用于促进气化炉2的运转状态的空气用加速指令GIR-A，该气化炉控制装置可以将加法器80的输出向煤需求量设定部54输出，将加法器81的输出向空气需求量设定部55及IGV开度设定部56输出。在此，煤用加速指令GIR-F及空气用加速指令GIR-A都是基于燃气轮机输出指令GT_MWD或发电机输出(发电机输出指令)设定的控制量。
如此，将基于燃气轮机的输出指令GT_MWD或发电机输出(发电机输出指令)设定的各加速指令GIR-F、GIR-A加上气化炉总指令GID而求出煤需求指令、空气需求指令、IGV开度指令，由此能够使负载变动时的气化炉2的运转先行动作。其结果，能够降低由蒸汽轮机17引起的应答延迟带来的输出变动的影响，能够提前使燃气轮机的输出稳定。
〔变形例6〕
在上述各实施方式中，将大气输送给了轴流式压缩机21，但是也可以取而代之，如图21所示，将从压缩机12输出的压缩空气的一部分向轴流式压缩机21供给。这种情况下，在压缩机12的输出与轴流式压缩机21的输入之间设置有IGV阀27(图示省略)。
在如此的结构中，由压缩机12压缩的压缩空气作为气化剂取入轴流式压缩机21。轴流式压缩机21使抽气的压缩空气进一步升压后，向气化剂供给路A投入。向气化剂供给路A投入的气化剂的一部分经由气化剂旁路D向压缩机12出口的下游侧投入。
这种情况下，取入轴流式压缩机21的压缩空气的抽气量根据由IGV开度设定部生成的IGV阀27(图示省略)的开度指令进行调整。IGV开度设定部具有例如考虑了压缩机12的特性的表或演算式，并使用该表或演算式生成IGV阀27的开度指令。
如此，在本变形例中，由于返还从压缩机12抽气的空气的一部分并进行再利用，因此能够抑制压缩机12的排出空气的压力，能够提高燃气轮机13的输出效率。
此外，如上述的第一实施方式的IGCC所示，在取入大气作为气化剂时，轴流式压缩机21的操作不受压缩机12的操作条件的影响，因此与抽出来自压缩机12的压缩空气的情况相比，有该控制变容易的优点。而且，这种情况下，具有由压缩机12产生的压缩空气能够全部向燃烧器11及燃气轮机13供给，并用于燃烧器11的燃烧或燃烧器11及燃气轮机13的各部位的冷却的优点。
〔变形例7〕
在本变形例中，如图22所示，轴流式压缩机21与压缩机12、燃气轮机13及发电机14同轴。由此，通过使轴流式压缩机21与燃气轮机13同轴，能够以轴为中转传递燃气轮机13的旋转驱动，而对轴流式压缩机21进行旋转驱动。此外，也可以使蒸汽轮机17与轴流式压缩机21同轴，以轴为中转传递蒸汽轮机17的旋转驱动，而对轴流式压缩机21进行旋转驱动。而且，当使燃气轮机13及蒸汽轮机17同轴时，能够以轴为中转传递燃气轮机13及蒸汽轮机17的旋转驱动，而对轴流式压缩机21进行旋转驱动。
通过如此配置，无需设置用于对轴流式压缩机21施加驱动力的例如电动机等，能够防止IGCC的设备的大型化。
〔变形例8〕
在上述各实施方式中，使气化剂旁路D的下游侧的合流处为压缩机12出口的下游侧，但是也可以在压缩机12出口的下游侧以外的部分进行合流。关于该气化剂旁路D的下游侧的合流处，以下列举多个例子，并参照附图说明各例。此外，在以下说明的各例中，向气化剂旁路D的分支点与在上述各实施方式中说明了的设置在气化剂供给路A的分支点X相同。因此，在图23～图28中示出以下说明的各例中的气化剂旁路D的合流点周边的结构。
(气化剂旁路合流点的第一例)
关于气化剂旁路22的合流点的第一例，参照图23进行说明。在本例中，将气化剂旁路D的合流点设置在燃烧器11的入口。即，在从压缩机12供给使用于燃烧器11的燃烧的压缩空气的压缩空气供给路7a设置有气化剂旁路D的合流点。通过如此设置气化剂旁路D的合流点，能够将在气化剂旁路D中流动的来自轴流式压缩机21的气化剂作为使用于燃烧器11中的燃烧的空气的一部分进行利用。
(气化剂旁路合流点的第二例)
关于气化剂旁路22的合流点的第二例，参照图24进行说明。在本例中，在将由冷凝器18冷凝的水向HRSG16供水的供水路13a设置有热交换器20。并且，将在气化剂旁路D中流动的气化剂向热交换器20供给，通过由冷凝器18向HRSG16供给的水进行热回收，之后由烟囱19排出或作为燃气轮机的冷却空气进行有效利用(图示省略)。
由此，通过由轴流式压缩机21升压而升温成高温的气化剂的一部分经由气化剂旁路D向热交换器20供给，并在HRSG16中将热量给予变换为蒸汽的来自冷凝器18的水。由此，由于利用通过由轴流式压缩机21升压而升温成高温的气化剂的排热并变换为向蒸汽轮机17输入的驱动力的一部分，因此能够提高IGCC整体的热效率。
(气化剂旁路合流点的第三例)
关于气化剂旁路D的合流点的第三例，参照图25进行说明。在本例中，将气化剂旁路D的合流点设置在HRSG16的出口。即，通过气化剂旁路D的气化剂与在HRSG16中进行了热回收的废气合流，从烟囱19排出。在本例中，为了调节从气化剂供给路A向气化炉2供给的气化剂的流量及压力，将向气化剂旁路D释放的空气作为废气从烟囱19排出。
(气化剂旁路合流点的第四例)
关于气化剂旁路D的合流点的第四例，参照图26进行说明。在本例中，在从燃气轮机13向HRSG16的废气供给路8a设置气化剂旁路D的合流点。即，通过将由轴流式压缩机21升压而升温成高温的气化剂与来自燃气轮机13的废气一起向HRSG16供给，能进行其排热利用。由此，在HRSG16中，由于生成向蒸汽轮机17供给的蒸汽，因此能够增加热供给的流体流量，从而能够提高IGCC整体的热效率。
并列设置有与该气化剂旁路D并列的气化剂旁路D′。该气化剂旁路D′与图24中的气化剂旁路D相同，从气化剂供给路A的分支点X分支，在HRSG16的出口合流。并且，在废气供给路8a合流的气化剂旁路D设置有释放压力调整阀23及截止阀24，在HRSG16的出口合流的气化剂旁路D′设置有截止阀28。即，通常，通过关闭截止阀28成为气化剂无法流入气化剂旁路D′的状态，根据气化剂旁路D中的释放压力调整阀23的开度，调节从气化剂供给路A向气化炉2供给的气化剂的流量压力。
另一方面，在气化剂旁路D产生不适合时，如果无法使用气化剂旁路D，则首先，通过关闭截止阀24，成为使空气无法流入气化剂旁路D的状态。然后，通过打开截止阀28，使气化剂能够流入气化剂旁路D′，并经由气化剂旁路D′，将气化剂作为废气从烟囱19向室外空气排出。
(气化剂旁路合流点的第五例)
关于气化剂旁路D的合流点的第五例，参照图27进行说明。首先，在图27中，蒸汽轮机17包括高压蒸汽轮机17H、中压蒸汽轮机17I及低压蒸汽轮机17L。使该高压蒸汽轮机17H、中压蒸汽轮机17I及低压蒸汽轮机17L旋转的蒸汽从HRSG16供给。此时，在HRSG16中由从冷凝器18供给的水产生的蒸汽向低压蒸汽轮机17L供给，而且，比向该低压蒸汽轮机17L供给的蒸汽更高压的蒸汽向中压蒸汽轮机17I供给。更进一步，比向中压蒸汽轮机17I供给的蒸汽更高压的蒸汽向高压蒸汽轮机17H供给。
如此，当由HRSG16产生分别向高压蒸汽轮机17H、中压蒸汽轮机17I及低压蒸汽轮机17L供给的蒸汽时，使高压蒸汽轮机17H旋转后排放的蒸汽由HRSG16加热而升压，并向中压蒸汽轮机17I供给。而且，使中压蒸汽轮机17I旋转后排放的蒸汽由HRSG16加热而升压，并向低压蒸汽轮机17L供给。然后，使低压蒸汽轮机17L旋转后排放的蒸汽向冷凝器18供给而冷凝。
并且，当具备高压蒸汽轮机17H、中压蒸汽轮机17I及低压蒸汽轮机17L时，如图27所示，将气化剂旁路D的合流点设置在HRSG16的中部。由此，例如，能够与为了产生向高压蒸汽轮机17H供给的蒸汽而进行了排热利用的废气合流。由此，能够使来自轴流式压缩机21的气化剂的一部分与进行了排热利用而温度下降的废气合流。
即，如第四例说明所示，当在HRSG16的入口构成气化剂旁路D的合流点时，与来自燃气轮机13的废气的温度(约600℃)相比，来自轴流式压缩机21的气化剂的温度(约450～500℃)低，因此其温度效率下降。但是，在本例中，在HRSG16中通过与已经进行了排热利用而温度下降了的废气合流，能够不降低温度效率地在HRSG16中增加利用了废热的流体的流量。
另外，与上述的第四例相同(参照图26)，以与气化剂旁路D并列的方式，设置有从气化剂供给路A的分支点X分支的气化剂旁路D′。并且，该气化剂旁路D′具备截止阀28，并在HRSG16的出口合流。由此，与在气化剂旁路D产生故障时相同，在无法使用气化剂旁路D时，通过打开截止阀28，能够经由气化剂旁路D′，将气化剂作为废气从烟囱19向室外空气排出。
在本例中，可知蒸汽轮机17由高压蒸汽轮机17H、中压蒸汽轮机17I及低压蒸汽轮机17L构成，在上述的各实施方式及各例中，蒸汽轮机17也可以由高压蒸汽轮机17H、中压蒸汽轮机17I及低压蒸汽轮机17L构成。
再者，如图28所示，也可以由在上述的第四例及第五例所示的气化剂旁路D′和上述的各种气化剂旁路D组合构成。例如，如图28所示，在气化剂供给路A的分支点X，也可以以并列气化剂旁路D、D′的方式进行分支，使气化剂旁路D在轴流式压缩机21的出口合流，并且使气化剂旁路D′在HRSG16的出口合流。如此，关于气化剂旁路D、D′，能够考虑上述的各种合流方式，并通过任意组合上述方式，能够进行实现各种效果的设计。
另外，作为各实施方式、各变形例，对本发明的IGCC及其运转控制装置以及方法进行了叙述，但很显然其变化并不局限于举例说明的方式，而是能够任意组合。

Claims (16)

1.一种气化复合发电设备，具备：
气化炉，其通过使作为气体的气化剂与固体燃料反应而产生可燃性气体；
压缩机，其输出对室外空气进行压缩的压缩空气；
燃烧器，其通过来自所述压缩机的压缩空气使由所述气化炉产生的所述可燃性气体燃烧；
燃气轮机，其被供给由所述燃烧器的燃烧动作产生的燃烧气体而进行旋转驱动；
升压机，其使向所述气化炉供给的所述气化剂升压；
气化剂供给路，其将由所述升压机升压了的所述气化剂不通过控制阀地向所述气化炉供给；
气化剂旁路，其从所述气化剂供给路分支；
第一控制阀，其通过调节其开度，调整在所述气化剂供给路中流动的所述气化剂的流量或压力；
压缩空气供给路，其将来自所述压缩机的压缩空气向所述燃烧器供给，
所述气化剂旁路在所述压缩机出口或所述压缩空气供给路合流。
2.根据权利要求1所述的气化复合发电设备，其中，具备：
可燃性气体供给路，其将由所述气化炉产生的所述可燃性气体向所述燃烧器供给；
第三控制阀，其通过调节其开度，调整在所述可燃性气体供给路中流动的所述可燃性气体的流量或压力。
3.根据权利要求1所述的气化复合发电设备，其中，
所述升压机抽出来自所述压缩机的压缩空气的一部分。
4.根据权利要求1所述的气化复合发电设备，其中，
所述升压机与所述燃气轮机同轴。
5.一种运转控制装置，其能够适用于气化复合发电设备，
所述气化复合发电设备具备：气化炉，其通过使作为气体的气化剂与固体燃料反应而产生可燃性气体；燃烧器，其通过来自压缩机的压缩空气使由所述气化炉产生的所述可燃性气体燃烧；燃气轮机，其被供给由所述燃烧器的燃烧动作产生的燃烧气体而进行旋转驱动；升压机，其使向所述气化炉供给的所述气化剂升压；气化剂供给路，其将由所述升压机升压了的所述气化剂不通过控制阀地向所述气化炉供给；气化剂旁路，其从所述气化剂供给路分支；第一控制阀，其设置在所述气化剂旁路；第二控制阀，其控制向所述升压机供给的气体的流量，
所述运转控制装置具备：
第一设定部，其基于所述燃气轮机的需求输出，设定向所述气化炉供给的气化剂需求量；
第一控制部，其控制所述第一控制阀的开度，以使向所述气化炉供给的所述气化剂的量与由所述第一设定部设定的所述气化剂需求量一致；
第二设定部，其设定所述第二控制阀的开度指令以将所述气化剂需求量以上的气化剂向所述气化剂旁路供给；
第二控制部，其基于由所述第二设定部设定的所述开度指令控制所述第二控制阀。
6.根据权利要求5所述的运转控制装置，其中，
在所述气化复合发电设备具备将由所述气化炉产生的所述可燃性气体向所述燃烧器供给的可燃性气体供给路和设置在所述可燃性气体供给路的第三控制阀的情况下，
所述运转控制装置具备：
第三设定部，其基于所述燃气轮机的需求输出及所述燃气轮机的周边环境，设定向所述燃烧器供给的所述可燃性气体的流量；
第三控制部，其控制所述第三控制阀的开度，以使向所述燃烧器供给的所述可燃性气体的流量与由所述第三设定部设定的流量一致。
7.根据权利要求5所述的运转控制装置，其中，
所述第一设定部基于所述燃气轮机的需求输出及所述燃气轮机的周边环境求出向所述燃烧器供给的所述可燃性气体的需求量，并基于该可燃性气体的需求量设定向所述气化炉供给的气化剂需求量。
8.根据权利要求5所述的运转控制装置，其中，
具备第一修正部，该第一修正部根据所述升压机特性，朝着使向所述升压机供给的空气增加的方向修正所述第二控制阀的开度指令。
9.根据权利要求8所述的运转控制装置，其中，
具备评价负载稳定度的评价部，
在通过所述评价部判断为处于负载稳定状态时，所述第一修正部工作。
10.根据权利要求5所述的运转控制装置，其中，
在所述气化复合发电设备具备将所述固体燃料向所述气化炉供给的固体燃料供给路和设置在所述固体燃料供给路的第四控制阀的情况下，
所述运转控制装置具备：
第四设定部，其基于所述燃气轮机的需求输出，设定向所述气化炉供给的固体燃料需求量；
第四控制部，其控制所述第四控制阀的开度，以使向所述气化炉供给的所述固体燃料与由所述第四设定部设定的所述固体燃料需求量一致。
11.根据权利要求10所述的运转控制装置，其中，
具备根据向所述气化炉供给的所述固体燃料的热量修正所述固体燃料需求量的第二修正部。
12.根据权利要求11所述的运转控制装置，其中，
所述第二修正部根据所述固体燃料的热量及发电负载修正所述固体燃料需求量。
13.根据权利要求11所述的运转控制装置，其中，
具备评价负载稳定度的评价部，
在通过所述评价部判断为处于负载稳定状态时，所述第二修正部工作。
14.一种运转控制方法，其能够适用于气化复合发电设备，
所述气化复合发电设备具备：气化炉，其通过使作为气体的气化剂与固体燃料反应而产生可燃性气体；燃烧器，其通过来自压缩机的压缩空气使由所述气化炉产生的所述可燃性气体燃烧；燃气轮机，其被供给由所述燃烧器的燃烧动作产生的燃烧气体而进行旋转驱动；升压机，其使向所述气化炉供给的所述气化剂升压；气化剂供给路，其将由所述升压机升压了的所述气化剂不通过控制阀地向所述气化炉供给；气化剂旁路，其从所述气化剂供给路分支；第一控制阀，其设置在所述气化剂旁路；第二控制阀，其控制向所述升压机供给的气体的流量，
所述运转控制方法包括：
基于所述燃气轮机的需求输出，设定向所述气化炉供给的气化剂需求量的过程；
控制所述第一控制阀的开度，以使向所述气化炉供给的所述气化剂的量与所述气化剂需求量一致的过程；
设定所述第二控制阀的开度指令，以将所述气化剂需求量以上的气化剂向所述气化剂旁路供给的过程；
基于所述开度指令控制所述第二控制阀的过程。
15.一种运转控制装置，其能够适用于气化复合发电设备，
所述气化复合发电设备具备：气化炉，其通过使作为气体的气化剂与固体燃料反应而产生可燃性气体；燃烧器，其通过来自压缩机的压缩空气使由所述气化炉产生的所述可燃性气体燃烧；燃气轮机，其被供给由所述燃烧器的燃烧动作产生的燃烧气体而进行旋转驱动；升压机，其使向所述气化炉供给的所述气化剂升压；气化剂供给路，其将由所述升压机升压了的所述气化剂向所述气化炉供给；气化剂旁路，其从所述气化剂供给路分支；第一控制阀，其设置在所述气化剂旁路；第二控制阀，其控制向所述升压机供给的气体的流量，
所述运转控制装置具备：
第一设定部，其基于所述燃气轮机的需求输出，设定向所述气化炉供给的气化剂需求量；
第一控制部，其控制所述第一控制阀的开度，以使向所述气化炉供给的所述气化剂的量与由所述第一设定部设定的所述气化剂需求量一致；
第二设定部，其设定所述第二控制阀的开度指令，以将所述气化剂需求量以上的气化剂向所述气化剂旁路供给；
第二控制部，其基于由所述第二设定部设定的所述开度指令控制所述第二控制阀；
第一修正部，其根据所述升压机特性，朝着使向所述升压机供给的空气增加的方向修正所述第二控制阀的开度指令；
评价部，其评价负载稳定度，
在通过所述评价部判断为处于负载稳定状态时，所述第一修正部工作。
16.一种运转控制装置，其能够适用于气化复合发电设备，
所述气化复合发电设备具备：气化炉，其通过使作为气体的气化剂与固体燃料反应而产生可燃性气体；燃烧器，其通过来自压缩机的压缩空气使由所述气化炉产生的所述可燃性气体燃烧；燃气轮机，其被供给由所述燃烧器的燃烧动作产生的燃烧气体而进行旋转驱动；升压机，其使向所述气化炉供给的所述气化剂升压；气化剂供给路，其将由所述升压机升压了的所述气化剂向所述气化炉供给；气化剂旁路，其从所述气化剂供给路分支；第一控制阀，其设置在所述气化剂旁路；第二控制阀，其控制向所述升压机供给的气体的流量；固体燃料供给路，其将所述固体燃料向所述气化炉供给；第四控制阀，其设置在所述固体燃料供给路，
所述运转控制装置具备：
第一设定部，其基于所述燃气轮机的需求输出，设定向所述气化炉供给的气化剂需求量；
第一控制部，其控制所述第一控制阀的开度，以使向所述气化炉供给的所述气化剂的量与由所述第一设定部设定的所述气化剂需求量一致；
第二设定部，其设定所述第二控制阀的开度指令，以将所述气化剂需求量以上的气化剂向所述气化剂旁路供给；
第二控制部，其基于由所述第二设定部设定的所述开度指令控制所述第二控制阀；
第四设定部，其基于所述燃气轮机的需求输出，设定向所述气化炉供给的固体燃料需求量；
第四控制部，其控制所述第四控制阀的开度，以使向所述气化炉供给的所述固体燃料与由所述第四设定部设定的所述固体燃料需求量一致；
第二修正部，其根据向所述气化炉供给的所述固体燃料的热量修正所述固体燃料需求量；
评价部，其评价负载稳定度，
在通过所述评价部判断为处于负载稳定状态时，所述第二修正部工作。
CN2008800176938A 2007-05-30 2008-05-27 气化复合发电设备 Expired - Fee Related CN101688474B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US92475607P 2007-05-30 2007-05-30
US60/924,756 2007-05-30
US12/007,244 US8028511B2 (en) 2007-05-30 2008-01-08 Integrated gasification combined cycle power generation plant
US12/007,244 2008-01-08
PCT/JP2008/059727 WO2008149731A1 (ja) 2007-05-30 2008-05-27 ガス化複合発電プラント

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101688474A CN101688474A (zh) 2010-03-31
CN101688474B true CN101688474B (zh) 2013-04-24

Family

ID=40086626

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2008800176938A Expired - Fee Related CN101688474B (zh) 2007-05-30 2008-05-27 气化复合发电设备

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8028511B2 (zh)
EP (1) EP2149689A4 (zh)
JP (1) JP4981901B2 (zh)
KR (2) KR101183501B1 (zh)
CN (1) CN101688474B (zh)
AU (1) AU2008259073A1 (zh)
RU (1) RU2438028C2 (zh)
TW (1) TW200920932A (zh)
WO (1) WO2008149731A1 (zh)

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5030750B2 (ja) * 2007-11-30 2012-09-19 三菱重工業株式会社 石炭ガス化複合発電設備
US7980083B2 (en) * 2008-12-22 2011-07-19 General Electric Company Method and system for operating a combined cycle power plant
JP5721317B2 (ja) * 2009-06-12 2015-05-20 三菱日立パワーシステムズ株式会社 石炭ガス化炉設備及びその制御方法並びにプログラム、及びこれを備えた石炭ガス化複合発電装置
US20110016788A1 (en) * 2009-07-23 2011-01-27 Thacker Pradeep S Methods and system for heat recovery in a gasification system
KR101117193B1 (ko) * 2011-08-12 2012-03-07 한국기계연구원 고형 폐기물을 이용한 발전 시스템
JP5743093B2 (ja) * 2011-09-07 2015-07-01 三菱日立パワーシステムズ株式会社 スラグ排出システム、ガス化装置、およびガス化発電装置
DE102011113623A1 (de) * 2011-09-16 2013-03-21 H S Reformer Gmbh Gasturbine
US20140231239A1 (en) * 2011-11-25 2014-08-21 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Bin system and char recovery apparatus
JP5642657B2 (ja) * 2011-12-06 2014-12-17 三菱重工業株式会社 燃料ガス化システム、その制御方法及び制御プログラム、並びに、燃料ガス化システムを備える燃料ガス化複合発電システム
CN102778880B (zh) * 2012-08-02 2014-12-17 南京国电南自美卓控制系统有限公司 基于能量平衡的整体煤气化联合循环电站协调控制方法
JP5638582B2 (ja) * 2012-09-28 2014-12-10 三菱重工業株式会社 粉体搬送装置及びチャー回収装置
JP2014101838A (ja) * 2012-11-21 2014-06-05 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 石炭ガス化複合発電設備
CA2940592A1 (en) * 2013-02-26 2014-09-04 Electric Jet, Llc Micro gas turbine engine for powering a generator
CZ306047B6 (cs) * 2013-03-29 2016-07-13 Jiří Surý Soustava pro vysokotlaké zplynování pelet se spalinovou turbínou a výrobou páry
JP6141092B2 (ja) * 2013-04-26 2017-06-07 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガス化発電プラントの制御装置、ガス化発電プラント、及びガス化発電プラントの制御方法
EP2829691A1 (de) * 2013-07-25 2015-01-28 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer GuD-Anlage
JP6223847B2 (ja) * 2014-02-05 2017-11-01 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガスタービンの制御装置、ガスタービン、及びガスタービンの制御方法
JP6288501B2 (ja) * 2014-02-14 2018-03-07 三菱日立パワーシステムズ株式会社 制御装置及び制御方法
KR20160112466A (ko) 2015-03-19 2016-09-28 한화테크윈 주식회사 압축기 시스템
CN105754661A (zh) * 2015-05-23 2016-07-13 刘全胜 一种不间断自动控制的生物质燃气发电装置
CN105733691A (zh) * 2015-05-23 2016-07-06 刘全胜 生物质气化发电装置中的燃气供量自动控制系统
JP6033380B2 (ja) * 2015-09-24 2016-11-30 三菱日立パワーシステムズ株式会社 石炭ガス化複合発電設備
JP6621310B2 (ja) * 2015-11-18 2019-12-18 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガス化装置、制御装置、ガス化複合発電設備及び制御方法
JP6637797B2 (ja) * 2016-03-11 2020-01-29 三菱日立パワーシステムズ株式会社 炭素含有原料ガス化システム及びその酸化剤分配比設定方法
WO2017188052A1 (ja) * 2016-04-26 2017-11-02 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガス化複合発電プラントの制御装置および制御方法、並びにガス化複合発電プラント
JP6795390B2 (ja) * 2016-04-26 2020-12-02 三菱パワー株式会社 ガス化複合発電プラントの制御装置および制御方法、並びにガス化複合発電プラント
KR101866651B1 (ko) * 2016-08-16 2018-06-11 한국서부발전 주식회사 석탄가스화 복합발전 설비용 제어 시스템
CN111963323B (zh) * 2020-07-29 2022-08-02 东方电气自动控制工程有限公司 一种燃气轮机升速过程中的燃料控制方法
JP2023016065A (ja) * 2021-07-21 2023-02-02 三菱重工業株式会社 アンモニア燃料供給ユニット、発電プラント、及びボイラの運転方法

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1184915A (zh) * 1996-12-13 1998-06-17 Abb.碳有限公司 一种燃烧装置及燃料燃烧的方法

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS61205340A (ja) 1985-03-08 1986-09-11 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタ−ビンの制御装置
JPS62241990A (ja) 1986-04-14 1987-10-22 Hitachi Ltd 石炭ガス化複合発電プラント
JPS6388225A (ja) 1986-10-02 1988-04-19 Hitachi Ltd 石炭ガス化ガスタ−ビン抽気昇圧圧縮機構
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)
JP2710757B2 (ja) 1994-10-21 1998-02-10 川崎重工業株式会社 ガスタービン制御装置
JP3776497B2 (ja) 1996-02-14 2006-05-17 三菱重工業株式会社 石炭ガス化発電プラント
JP3977890B2 (ja) 1997-03-12 2007-09-19 三菱重工業株式会社 ガス化発電システム
JP3530344B2 (ja) 1997-05-28 2004-05-24 三菱重工業株式会社 加圧流動層複合発電システムの圧縮機サージング防止装置
JPH1130131A (ja) * 1997-07-09 1999-02-02 Hitachi Ltd ガス化複合発電プラント及びその運転方法
JP2000345856A (ja) 1999-06-07 2000-12-12 Hitachi Ltd ガス化発電プラントおよびその運転方法
JP2003293794A (ja) 2002-04-05 2003-10-15 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービン制御装置、ガスタービンシステム及びガスタービン遠隔監視システム
JP2006118391A (ja) 2004-10-20 2006-05-11 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガス化複合発電プラントにおける抽気空気昇圧設備の制御装置
JP4745812B2 (ja) * 2005-12-15 2011-08-10 三菱重工業株式会社 複合発電システム及び複合発電システムの運転方法

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1184915A (zh) * 1996-12-13 1998-06-17 Abb.碳有限公司 一种燃烧装置及燃料燃烧的方法
US6260346B1 (en) * 1996-12-13 2001-07-17 Abb Carbon Ab Combustion plant and a method of combusting a fuel

Non-Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
JP昭63-88225A 1988.04.19
JP特开2000-345856A 2000.12.12
JP特开2003-293794A 2003.10.15
JP特开平9-221686A 1997.08.26

Also Published As

Publication number Publication date
KR101175577B1 (ko) 2012-08-21
KR20100002295A (ko) 2010-01-06
JP4981901B2 (ja) 2012-07-25
US8028511B2 (en) 2011-10-04
TW200920932A (en) 2009-05-16
CN101688474A (zh) 2010-03-31
AU2008259073A1 (en) 2008-12-11
EP2149689A1 (en) 2010-02-03
US20080295480A1 (en) 2008-12-04
JPWO2008149731A1 (ja) 2010-08-26
KR20120056294A (ko) 2012-06-01
WO2008149731A1 (ja) 2008-12-11
EP2149689A4 (en) 2013-01-23
RU2009143256A (ru) 2011-07-10
RU2438028C2 (ru) 2011-12-27
KR101183501B1 (ko) 2012-09-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101688474B (zh) 气化复合发电设备
CN101449040B (zh) 煤气复合发电系统及其运转控制方法
KR101293321B1 (ko) 석탄 가스화 복합 발전 설비
EP2322781A1 (en) Integrated coal gasification combined cycle power generation apparatus
CN101832183A (zh) 低热值燃料气体混合控制
CN103764973B (zh) 燃气涡轮发电设备的控制方法、燃气涡轮发电设备、含碳燃料气化炉的控制方法及含碳燃料气化炉
CN105143638B (zh) 气化发电设备的控制装置、气化发电设备、及气化发电设备的控制方法
CN102808696B (zh) 用于从燃气涡轮发动机抽出空气的系统和方法
JP3977890B2 (ja) ガス化発電システム
KR101735989B1 (ko) 가스화 발전 플랜트의 제어 장치, 가스화 발전 플랜트, 및 가스화 발전 플랜트의 제어 방법
JP2017110165A (ja) ガス化装置及びガス化装置の制御装置、ガス化複合発電設備
JP6033380B2 (ja) 石炭ガス化複合発電設備
JP2014101838A (ja) 石炭ガス化複合発電設備
WO2023162712A1 (ja) ガス化炉設備、ガス化複合発電設備及びガス化炉の運転方法
JP2021161924A5 (zh)
WO2012114821A1 (ja) 燃焼装置

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20130424

Termination date: 20150527

EXPY Termination of patent right or utility model