JP2015048840A - ガス化発電システムの制御方法 - Google Patents

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Abstract

【課題】発電出力が電力需要に応じて増減する場合に、ガスタービン燃焼器に供給する生成ガス量と空気量を調節して、ガスタービン燃焼器の燃焼を安定に維持するガス化発電システムの制御方法を提供。
【解決手段】ガス化炉で炭素系燃料を酸化剤でガス化し生成ガスを生成するガス化設備と、ガス精製設備で精製した生成ガスを燃焼して発電するガスタービン設備を備えたガス化発電システムであって、炭素系燃料の性状及び供給量と、ガス化炉の運転状態から生成ガス発熱量及び生成ガス量を推定し、ガス化炉からガスタービン設備に至る機器の生成ガスの分析値から生成ガス発熱量の推定値を補正し、生成ガス量の推定値と、機器の容積、機器の生成ガスの温度及び圧力から、炭素系燃料の供給量が変化してからガスタービン設備の入口で生成ガス発熱量が変化する時間遅れを推定し、推定した生成ガス発熱量を時間遅れ後のガスタービン設備の制御に用いる制御方法。
【選択図】図１

Description

本発明は酸化剤として酸素又は酸素富化空気を用いて石炭などの炭素系燃料をガス化炉でガス化し、得られた生成ガスを燃料としてガスタービンで燃焼させてガスタービンを駆動し、このガスタービンの排熱を利用して発生させた蒸気で蒸気タービンを駆動して複合発電するガス化発電システムの運転制御方法に関する。
ガスタービンと蒸気タービンを用いる複合発電は、天然ガスなどの発電用燃料を燃焼した高温ガスによりガスタービンを駆動して発電し、さらにガスタービンの排ガスの熱を水蒸気として回収して蒸気タービンを駆動して発電することができることから、発電用燃料を燃焼したガスの熱を水蒸気として回収して蒸気タービンを駆動するボイラ発電より高効率である。
石炭などの炭素系燃料を燃料としてこの複合発電をする方法としては、炭素系燃料を酸素などの酸化剤を用いてガス化炉でガス化し、得られた生成ガスを燃料とするガス化発電システムがある。
発電燃料としてメタンを主成分とする天然ガスを用いてこの複合発電をする場合には、天然ガスの発熱量はほぼ一定であるため、ガスタービン燃焼器に供給する天然ガスに対する空気量は、予め設定した天然ガスの発熱量を用いて計算することで、ガスタービン燃焼器における燃焼状態を安定に維持することが可能である。
これに対し、炭素系燃料をガス化して得られた生成ガスをガスタービン燃焼器の燃料として用いる場合には、ガス化に用いる酸素などの酸化剤と炭素系燃料の比率をガス化炉の運転状態によって調整する必要があることから、ガス化炉で得られる生成ガスの発熱量が変動する。
また、ガス化プロセスにおける圧力検出配管に対しては、炭素系燃料である微粉炭などによる閉塞を防止するため、常時少量のパージ窒素を供給する必要があるが、この窒素供給量は通常、手動弁で規定流量になるように設定するため、時間経過とともに増減する可能性があり、この結果、生成ガスの発熱量が変動する。
このため、ガスタービンの制御に用いる生成ガス発熱量を一定として設定した場合には、実際の生成ガスの発熱量がこの生成ガス発熱量として設定した値を上回ることや、下回ることが生じる。
生成ガス発熱量の設定が異なると、ガスタービン燃焼器に供給する燃料となる生成ガス量や空気量に過不足が生じ、ガスタービンから排出するガスタービン排ガス中の窒素酸化物濃度や一酸化炭素濃度が増加する可能性がある。
また、ガスタービン燃焼器の火炎吹き消えや、高温火炎によってガスタービン燃焼器に損傷が発生する可能性がある。
そこで、石炭などの炭素系燃料をガス化炉でガス化して生成ガスを複合発電プラントのガスタービンの燃料とする場合には、炭素系燃料を生成ガスにするガス化プロセスにおいて、生成ガスの発熱量の変動を抑制する工夫をするか、ガスタービン燃焼器の制御に用いる生成ガスの発熱量を適切な値に設定する必要がある。
例えば、特開昭６３−２０３８８号公報（特許文献１）では、ガス化炉出口近傍からサンプリングしたガス中の一酸化炭素と二酸化炭素の濃度比、あるいはガスタービン燃焼器内のガス温度から生成ガス発熱量を推定し、ガス化炉に供給する炭素系燃料と酸素の比率を増減し、ガスタービン入口の生成ガス発熱量を一定に保持している。
特開２０１０−２８５５６４号公報（特許文献２）では、ガス化炉圧力が低下した場合には発熱量が低下したと判定して炭素系燃料の供給量を増やし、逆に、ガス化炉圧力が上昇した場合には発熱量が増加したと判定して炭素系燃料の供給量を減らすことで、生成ガス発熱量を一定に保持している。
この方法は、発電目標が一定で、炭素系燃料の供給量がほぼ一定の条件で運転する場合には有効であるが、発電出力を変化させる必要がある場合には、ガス化炉圧力が生成ガス発熱量の変動以外の要因で変動するために、生成ガス発熱量を一定にすることができなくなる問題があった。
特開２００４−１２４８５１号公報（特許文献３）では、ガス化炉からガスタービンの間の設備、あるいは配管から生成ガスをサンプリングして一酸化炭素と二酸化炭素の濃度を測定し、一酸化炭素と二酸化炭素の比率から生成ガスの発熱量を推定する。また、ガス化炉とガスタービンの間の配管で生成ガスの流量を測定し、ガスサンプリング位置からガスタービンまで生成ガスが到達する時間を計算し、この時間を考慮してガスタービン入口の生成ガス発熱量として設定している。この方法は、生成ガスをサンプリングしてから分析結果を得る時間が短い場合には有効である。
特開昭６３−２０３８８号公報 特開２０１０−２８５５６４号公報 特開２００４−１２４８５１号公報
前記特開昭６３−２０３８８号公報に開示された方法では、生成ガスをサンプルして分析した結果から求めた生成ガス発熱量、あるいはガスタービン燃焼器内のガス温度が変化してから炭素系燃料と酸素の比率を調整するが、炭素系燃料と酸素の比率を変えてから、ガスタービン入口の発熱量が変化するまでには時間がかかるので、ガスタービン入口の発熱量変動が元の値に戻るまでには時間がかかる。また、炭素系燃料と酸素の比率は、ガス化炉内の状態に応じて変化させるもので、生成ガス発熱量を一定に保持するための値に設定できないこともあった。
また、前記特開２０１０−２８５５６４号公報に開示された方法では、発電目標が一定で、炭素系燃料の供給量がほぼ一定の条件で運転する場合には有効であるが、発電出力を変化させる必要がある場合には、ガス化炉圧力が生成ガス発熱量の変動以外の要因で変動するために、生成ガス発熱量を一定にすることができなくなる問題があった。
また、前記特開２００４−１２４８５１号公報に開示された方法では、ガス化炉は約３ＭＰａの加圧で運転するので、生成ガスを分析計に導くためにはサンプリング配管に減圧弁を設置する必要がある。また、分析計の異常時には分析計を取り外すなどの作業が必要になるが、この作業時に、一酸化炭素や水素などを含むガスが系外に漏洩しないようにするため、サンプリング配管には複数個の遮断弁を設置する必要がある。
また、ガスクロマトグラフィーや赤外吸収法でガス組成を分析するためには、ガス組成分析を阻害する水分を除去する必要がある。このためには間接熱交換でガス温度を下げ、ガス中の水分を液体として吸着剤に吸着させるなどして除去する必要があるが、ガスの温度を下げるのに十分は配管長を確保する必要がある。
また、分析計に直接風雨が当たらないようにすることや、メンテナンス性を考慮した場合、サンプリング位置から分析計までの配管長がさらに長くなることもある。このため、生成ガスを配管から抽気してからガス組成の分析結果が得られるまでの時間は、ガスタービン入口の生成ガス発熱量が変化するまでの時間より長くなり、ガスタービン入口の生成ガス発熱量を適切に設定できないことがあった。
本発明の目的は、発電出力が電力需要に応じて増減する場合においても、ガスタービンの制御に用いるガス化炉で生成した生成ガスの発熱量を精度良く設定し、ガスタービン燃焼器に供給する生成ガス量と空気量を適切な値に調節し得るようにして、ガスタービン燃焼器の燃焼を安定に維持するガス化発電システムの制御方法を提供することにある。
本発明のガス化発電システムの制御方法は、ガス化炉で炭素系燃料を酸化剤によってガス化して生成ガスを生成するガス化設備と、前記ガス化炉で生成した生成ガス中の硫黄化合物などを除去して精製した生成ガスを得るガス精製設備と、前記ガス精製設備で得られた精製された生成ガスを燃料として燃焼して発電するガスタービン設備を備えたガス化発電システムの制御方法において、前記ガス化設備のガス化炉へ供給した炭素系燃料の性状及び供給量と、炭素系燃料のガス化炉への搬送に用いる窒素あるいは水の流量と、ガス化炉へ供給した酸化剤の性状及び供給量からガス化炉出口の生成ガス発熱量及び生成ガス量を推定し、前記ガス化設備のガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器あるいは配管からサンプルした生成ガスを分析し、このサンプルした生成ガスの分析値を用いて前記生成ガス発熱量の推定値を補正し、前記生成ガス量の推定値と、前記ガス化設備のガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器や配管の容積、前記機器や配管内の生成ガスの温度及び圧力とから、前記ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量が変化してからガスタービン設備の入口で生成ガス発熱量が変化するまでの時間遅れを推定し、前記ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量から推定した前記生成ガス発熱量を、前記時間遅れ後のガスタービン設備の制御に用いる生成ガス発熱量として設定して前記ガスタービン設備を制御することを特徴とする。
また本発明のガス化発電システムの制御方法は、ガス化炉で炭素系燃料を酸化剤によってガス化して生成ガスを生成するガス化設備と、前記ガス化炉で生成した生成ガス中の硫黄化合物などを除去して精製した生成ガスを得るガス精製設備と、前記ガス精製設備で得られた精製された生成ガスを燃料として燃焼して発電するガスタービン設備を備えたガス化発電システムの制御方法において、前記ガス化設備のガス化炉へ供給する炭素系燃料の供給量と酸化剤の供給量の比が一定の条件で、ガス化炉へ供給する炭素系燃料の供給量とガス化炉出口の生成ガス発熱量の関係を示した第一の関数を用いて、ガス化炉へ供給する炭素系燃料の供給量からガス化炉出口の生成ガス発熱量を推定し、前記第一の関数を作成した炭素系燃料の供給量と酸化剤の供給量の比が変化した場合のガス化炉出口の生成ガス発熱量の変化量を示した第二の関数を用いて、前記ガス化炉出口の生成ガス発熱量を補正し、前記ガス化設備のガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器あるいは配管からサンプルした生成ガスを分析し、このサンプルした生成ガスの分析値を用いて前記生成ガス発熱量の推定値を補正し、前記ガス化設備のガス化炉からガスタービン設備に至るまでの間の機器と機器をつなぐ配管に設置されたガス流量計により測定した生成ガス量と、前記ガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器や配管の容積と、前記機器や配管内のガスの温度及び圧力とから、前記ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量が変化してからガスタービン設備の入口で発熱量が変化するまでの時間遅れを推定し、前記ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量から推定した前記生成ガス発熱量を、前記時間遅れ後のガスタービン設備の制御に用いる生成ガス発熱量として設定して前記ガスタービン設備を制御することを特徴とする。
本発明によれば、発電出力が電力需要に応じて増減する場合においても、ガスタービンの制御に用いるガス化炉で生成した生成ガスの発熱量を精度良く設定し、ガスタービン燃焼器に供給する生成ガス量と空気量を適切な値に調節し得るので、ガスタービン燃焼器の燃焼を安定に維持するガス化発電システムの制御方法が実現できる。
ガス化炉への原料供給量などからガスタービン設備の制御に用いるガスタービン入口の生成ガス発熱量を設定する本発明の第１実施例のガス化発電システムを示す系統構成図。 第１実施例のガス化発電システムの制御方法において、ガス化炉への原料供給量などからガスタービン設備の制御に用いるガスタービン入口生成ガス発熱量を設定する発熱量設定計算装置を示す制御ロジック図。 第１実施例のガス化発電システムの制御方法におけるガス化炉への炭素系燃料の供給量の経時変化を模式的に表した説明図。 第１実施例のガス化発電システムの制御方法におけるガス化炉出口の生成ガス発熱量の計算値とガスタービン入口の生成ガス発熱量の設定値の経時変化を模式的に表した説明図。 ガス化炉への原料供給量などからガスタービン設備の制御に用いるガスタービン入口生成ガス発熱量を設定する本発明の第２実施例のガス化発電システムを示す系統構成図。 第２実施例のガス化発電システムの制御方法において、関数を用いて生成ガス発熱量を演算し、ガスタービン設備の制御に用いるガスタービン入口生成ガス発熱量を設定する発熱量設定計算装置を示す制御ロジック図。 第２実施例のガス化発電システムの制御方法におけるガス化炉への原料供給量からガスタービン設備の制御に用いるガスタービン入口生成ガス発熱量を設定する際に用いる第一の関数を模式的に表した説明図。 第２実施例のガス化発電システムの制御方法におけるガス化炉への原料供給量からガスタービン設備の制御に用いるガスタービン入口生成ガス発熱量を設定する際に用いる第二の関数を模式的に表した説明図。 ガス化炉への原料供給量などからガスタービン設備の制御に用いるガスタービン入口生成ガス発熱量を設定する本発明の第３実施例のガス化発電システムを示す系統構成図。
本発明の実施例であるガス化発電システムの制御方法について図面を引用して以下に説明する。
本発明の第１実施例であるガス化発電システムの制御方法を図１〜図３を引用して以下に説明する。
図１に示した本発明の第１実施例であるガス化発電システムの概要を説明する。
図１に示した本実施例のガス化発電システムにおいて、本実施例のガス化発電システムでは、ガス化設備１００を構成するガス化炉５０に、石炭などの炭素系燃料１が窒素３によって搬送される。炭素系燃料１は、水スラリーとしてガス化炉５０に供給してもよい。
ガス化炉５０には酸素や酸素富化空気などの酸化剤２が供給される。ガス化炉５０では炭素系燃料１と、酸素や酸素富化空気などの酸化剤２が反応し、炭素系燃料１はガス化される。
ガス化炉５０内で炭素系燃料１と酸化剤２とを反応させて得られる生成ガス２０は、一酸化炭素、二酸化炭素、水素、水蒸気、メタン、窒素、硫化水素、硫化カルボニルなどから構成される。ガス化炉５０内は炭素系燃料中の灰分が溶融する温度であり、灰分が溶融したスラグ１１はガス化炉５０の下部から排出される。
ガス化炉５０を出た生成ガス２０中の顕熱は、ガス化炉５０に設置した熱回収部５１及び排熱回収ボイラ５２で水蒸気として回収される。この熱回収部５１及び排熱回収ボイラ５２で得られた水蒸気を、蒸気タービン（図示せず）による発電に利用することで、発電効率の向上が図られる。
排熱回収ボイラ５２の下流では、ガス精製設備１００を構成する脱塵装置５３により生成ガス２０中の微粒子が除去される。生成ガス２０中の微粒子はチャー４と呼ばれ、その主成分は未反応の炭素分である。
前記ガス化炉５０にはガス化炉５０を制御する制御装置７０が設けてあり、この制御装置７０によって前記した炭素系燃料１及び酸化剤２をガス化炉５０に供給する供給量をそれぞれ制御している。
炭素系燃料１中の炭素分を有効活用するために、脱塵装置５３で回収された微粒子は、図１に示したように、ガス化炉５０に供給されてリサイクルされる。
本実施例のガス化発電システムでは、リサイクルのために脱塵装置５３で回収されたチャー４を窒素３を用いてガス化炉５０へ搬送するが、チャー４を水スラリーとしてガス化炉５０へ供給しても良い。
脱塵装置５３によって回収された微粒子を除去した生成ガス２０は、脱塵装置５３からガス精製設備２００を構成する水洗塔５５に供給され、水洗塔５５で洗浄水５と接触することで生成ガス２０中のハロゲンが除去される。
水洗塔５５を出た生成ガス２０は、ガス精製設備２００を構成する硫化カルボニル転化器５８に供給され、この硫化カルボニル転化器５８で触媒を用いて生成ガス２０中の硫化カルボニルを硫化水素に転化する。
ここで、硫化カルボニルを硫化水素に転化する必要があるのは、ガス精製設備２００を構成する下流の吸収塔５９において、メチルジエタノールアミンなどの吸収液を用いる場合、硫化カルボニルがこの吸収液では吸収されないためである。
また、硫化カルボニルを硫化水素に転化するプロセスには触媒が必要であり、この触媒の作動温度が約２００℃であるため、水洗塔５５を出た後の生成ガス２０を昇温する必要があり、水洗塔５５と硫化カルボニル転化器５８との間に配設したガスガス熱交換器５６及び加熱器５７によって前記生成ガス２０を昇温する。
吸収塔５９で硫化水素を除去した後、ガスガス熱交換器５４で昇温した生成ガス７を、燃料としてガスタービン設備３００を構成するガスタービン燃焼器６０に供給する。
ガスタービン設備３００には、このガスタービン設備３００を制御するガスタービン制御装置７２が設けられており、前記ガスタービン制御装置７２では、ガスタービン燃焼器６０に供給する生成ガス７の生成ガス発熱量設定値を用いて、発電出力指令を満たすための燃料流量を計算し、燃料流量調整弁７７を制御して燃料の生成ガス７の燃料流量を調節する。
前記制御装置７２には、ガス化炉５０の制御装置７０の出力、及びガス精製設備２００における脱硫前の生成ガス６のガス組成である吸収塔入口ガス組成分析計８２の検出値に基づいてガスタービン設備３００に供給する生成ガス７の発熱量の設定値を計算する発熱量設定計算装置７１が設置されており、生成ガス７の発熱量を設定する前記発熱量設定計算装置７１で演算した生成ガス７の発熱量設定値の出力によって前記制御装置７２で制御信号を演算し、この制御装置７２で演算した操作信号に基づいて燃料流量調整弁７７の開度を操作し、ガスタービン設備３００のガスタービン燃焼器６０に供給する生成ガス７の燃料流量を適切に調節して、ガスタービン設備３００を制御するように構成されている。
また、前記ガスタービン制御装置７２では、ガスタービン設備３００のガスタービン燃焼器６０に供給する生成ガス７の燃料流量に見合う空気量も演算し、ガスタービン設備３００を構成するガスタービン圧縮機６１に供給する空気９の流量を、このガスタービン制御装置７２によって演算した操作信号に基づいてガスタービン空気流量調整弁７８を操作し、ガスタービン圧縮機６１に供給する空気９の流量を適切に調節して、ガスタービン設備３００を制御するように構成されている。
ガスタービン設備３００においては、燃焼用の空気９は、ガスタービン圧縮機６１により加圧され、ガスタービン燃焼器６１に供給される。そして、ガスタービン燃焼器６０で燃料の生成ガス７と燃焼用の空気９とを混合させて燃焼し、ガスタービン燃焼器６０で発生した高温ガスをガスタービン６２に供給して該ガスタービン６２を駆動し、このガスタービン６２に連結された発電機６３を駆動して電力を得ている。
そしてガスタービン６２を出た排ガス１０は別の排熱回収ボイラ（図示せず）に供給され、排ガス１０の顕熱を水蒸気として回収される。
前記別の排熱回収ボイラで発生させた水蒸気は蒸気タービン（図示せず）に供給され、該蒸気タービンを駆動して発電に利用することで、発電効率の向上を図っている。
前記したように、ガス化炉５０の制御装置７０の出力、及びガス精製設備２００における脱硫前生成ガス６のガス組成である吸収塔入口ガス組成分析計８２の検出値に基づいて生成ガス発熱量を設定する発熱量設定計算装置７１が設置され、この発熱量設定計算装置７１で演算した操作信号に基づいてガスタービン設備３００を制御する制御装置７２が設置されている。
次に、図２を用いて図１に示した本実施例のガス化発電システムにおけるガスタービン設備３００の入口の生成ガス発熱量の設定方法を示す。
図２に示した本実施例のガス化発電システムにおけるガスタービン設備３００の入口の生成ガス発熱量を設定する発熱量設定計算装置７１において、まず、ガス化設備１００のガス化炉５０へ供給した炭素系燃料１の性状（工業分析結果、元素分析結果）１０３及び、ガス化炉５０の運転状態（原料供給指令、圧力、温度）１０４を発熱量設定計算装置７１に設置したガス化反応モデルに入力し、炭素系燃料１をガス化炉５０にてガス化して生成ガス２０を生成したガス化炉５０の出口における生成ガス２０の組成を計算する生成ガス組成計算１２３の演算と、生成ガス流量計算１２１の演算を実行する。
次に、生成ガス組成計算１２３で演算した生成ガス組成の演算値を、発熱量設定計算装置７１に設置した生成ガス発熱量計算１２４に入力して生成ガス発熱量の演算を実行する。
ここで、原料供給指令１０４のうち、炭素系燃料のガス化炉５０への炭素系燃料１の搬送などに用いる窒素３については、以下の手段で求めた窒素供給量補正値で補正したものとする。
原料供給指令１０４の窒素供給量補正値は、発電出力が一定の状態で求める。まず、ガス化炉５０からガスタービン設備３００までの設備あるいは配管からサンプルした、生成ガス組成分析結果１０５を用いて発熱量設定計算装置７１に設置した生成ガス発熱量計算１２５の演算を実行する。
この生成ガス発熱量計算１２５は、一酸化炭素、水素、メタンの濃度に、それぞれの発熱量を乗じる方法で求めるのが望ましいが、最も濃度が高い一酸化炭素の濃度に比例するとして推定する方法でも良い。
また、赤外吸収法による分析計で測定可能な一酸化炭素と二酸化炭素の比を用いて生成ガス発熱量を推定しても良い。
そして、発熱量設定計算装置７１に設置したガス化反応モデルを用いて推定した前記生成ガス発熱量計算１２４で演算した生成ガス発熱量と、ガス分析計による生成ガス組成分析結果１０５から前記生成ガス発熱量計算１２５で演算した生成ガス発熱量が等しくなるように、ガス化炉５０への窒素供給量補正値を設定する。
具体的には、ガス化炉５０への原料供給などを用いた前記生成ガス発熱量計算１２４で演算した生成ガス発熱量の値が、ガス分析結果を用いた前記生成ガス発熱量計算１２５で演算した生成ガス発熱量の値より大きい場合には、ガス化炉５０に供給する窒素３の窒素供給量を、両者が等しくなるまで増やし、この増やした窒素３の窒素供給量を窒素供給量補正値とする。
逆に、ガス化炉５０への原料供給などを用いた前記生成ガス発熱量計算１２４で演算した生成ガス発熱量の値が、ガス分析結果を用いた前記生成ガス発熱量計算１２５で演算した生成ガス発熱量の値より小さい場合には、ガス化炉５０に供給する窒素３の窒素供給量を両者が等しくなるまで減らし、この減らした窒素３の窒素供給量を窒素供給量補正値とする。
次に、生成ガス量計算１２１で演算した生成ガス量推定値と、ガス化炉５０からガスタービン設備３００までの、機器・配管容積１０１、及び各部の圧力・温度１０２、に基づいて、発熱量設定計算装置７１に設置した時間遅れ計算１２２によってガス化設備１００のガス化炉５０への原料供給が変化してからガスタービン入口で発熱量が変化するまでの時間遅れの演算を実行する。
ここで、各部の圧力・温度１０２は、機器・配管に圧力計と温度計が設置されている場合はそれを用い、実測値がない場合は物質収支・熱収支計画値を発熱量設定計算装置７１に入力して用いる。
時間遅れ計算１２２で演算した時間遅れに対しては、ガス化炉５０への原料供給が変化してからガスタービン入口で発熱量が変化するまでの時間遅れ１０７とし、ガス化炉モデルにより求めた生成ガス発熱量を、ガス化炉５０への原料供給が変化した時刻にこの時間遅れを足した時刻のガスタービン入口の生成ガス発熱量設定値１０８とする。
ところで、ガス化炉５０における炭素系燃料の滞留時間は短いので、図３Ａに示した模式図のように、ガス化炉５０への炭素系燃料の供給量１４１が変化すると、図３Ｂに示した模式図のように、ガス化炉５０出口の生成ガス発熱量計算値１４２は速やかに変化する。
そこで、ガス化炉５０出口からガスタービン入口までに各種機器・配管が存在することによる時間遅れを適切に設定することで、図３Ｂに示した模式図のように、ガスタービン入口における発熱量設定値１４３を、図３Ａの模式図に示したガス化炉５０への炭素系燃料の供給量１４１の変化に対応して変動する実際の発熱量変動に合わせて、生成ガス流量に対する空気流量を適切に設定することができ、よってガスタービン燃焼器６０の燃焼状態を安定に維持することができることになる。
本実施例のガス化発電システムにおいては、前記制御装置７２にガス化炉５０の制御装置７０の出力、及びガス精製設備２００における脱硫前の生成ガス６のガス組成である吸収塔入口ガス組成分析計８２の検出値に基づいてガスタービン設備３００に供給する生成ガス７の発熱量の設定値を計算する発熱量設定計算装置７１が設置されているので、生成ガス７の発熱量を設定する前記発熱量設定計算装置７１で演算した生成ガス７の発熱量設定値の出力によって前記制御装置７２で制御信号を演算し、この制御装置７２で演算した操作信号に基づいて燃料流量調整弁７７の開度を操作し、ガスタービン設備３００のガスタービン燃焼器６０に供給する生成ガス７の燃料流量を適切に調節して、ガスタービン設備３００を制御する。
また、前記ガスタービン制御装置７２では、ガスタービン設備３００のガスタービン燃焼器６０に供給する生成ガス７の燃料流量に見合う空気量も演算し、ガスタービン設備３００を構成するガスタービン圧縮機６１に供給する空気９の流量を、このガスタービン制御装置７２によって演算した操作信号に基づいてガスタービン空気流量調整弁７８を操作し、ガスタービン圧縮機６１に供給する空気９の流量を適切に調節して、ガスタービン設備３００を制御する。
本実施例によれば、発電出力が電力需要に応じて増減する場合においても、ガスタービンの制御に用いるガス化炉で生成した生成ガスの発熱量を精度良く設定し、ガスタービン燃焼器に供給する生成ガス量と空気量を適切な値に調節し得るので、ガスタービン燃焼器の燃焼を安定に維持するガス化発電システムの制御方法が実現できる。
また、本実施例の付加的な効果として、上記したガス化発電システムの制御方法を実現することによって、窒素酸化物や一酸化炭素の排出量の増加を抑制するとともに、ガスタービン燃焼器の火炎の吹き消えや、高温火炎によるガスタービン燃焼器損傷などのトラブルを未然に防止することが可能となる。
本発明の第２実施例であるガス化発電システムの制御方法を図４〜図６を引用して以下に説明する。
図４〜６に示した本実施例のガス化発電システムの制御方法は、図１〜図３に示した第１実施例のガス化発電システムの制御方法と基本的な構成は同じであるので、両者に共通した構成についての説明は省略し、相違する構成についてのみ以下に説明する。
図４〜図６に示した本実施例のガス化発電システムの制御方法では、関数を用いて生成ガス発熱量を演算し、ガスタービン入口の生成ガス発熱量設定を求める別の方法を示している。
本実施例のガス化発電システムの制御方法が適用される図４に示した本実施例のガス化発電システムの構成は、図１に示した第１実施例のガス化発電システムに加えて、ガス精製設備２００を流下する脱硫前の生成ガス６の生成ガス流量測定値として、吸収塔入口に流量計８５を設置して生成ガス流量を測定し、同様にこの部位に設置した圧力計８３、及び温度計８４の各測定結果を、ガスタービン設備３００に供給する生成ガス７の発熱量を設定する前記発熱量設定計算装置７１に入力させて、前記発熱量設定計算装置７１で補正した発熱量設定値を用いるように構成している。
ガス精製設備２００を構成する吸収塔５６の入口の温度は、吸収液としてアミン水溶液を用いる場合は約４０℃まで下げられているので、特に、ガス流量計８５を耐熱仕様とする必要がない点で、この部位に前記ガス流量計８５を設定するのに適している。
そして、本実施例のガス化発電システムでガスタービン設備３００の入口の生成ガス発熱量を設定する図５に示した発熱量設定計算装置７１において、まず、この発熱量設定計算装置７１に設置した生成ガス発熱量計算を行う第一の関数１２６にガス化炉５０へ供給する炭素系燃料の供給量指令１１０を入力し、ガス化炉５０で生成した生成ガス２０の生成ガス発熱量を計算する。
前記第一の関数１２６の特性は、図６Ａに示すように、炭素系燃料供給量に対する生成ガス発生量の関係が右上がりのカーブ１４５となる特性を有している。これは、以下の理由による。すなわち、ガス化炉５０へ供給する炭素系燃料１の供給量が増加することでガス化炉５０にて炭素系燃料１をガス化して生成した生成ガス２０の生成ガス量が増加し、相対的にパージ窒素などの割合が低下するので、その分、生成ガス発熱量が増加するためである。
また、ガス化炉５０に供給される炭素系燃料１の供給量が増加すると、ガス化炉５０にて炭素系燃料１をガス化して生成した生成ガス２０のガス化に伴う発熱が大きくなり、温度維持が容易になるので、基準酸素比を下げることができる。
生成ガス２０の基準酸素比を下げると、生成ガス２０中の一酸化炭素濃度及び水素濃度が増加し、二酸化炭素濃度及び水蒸気濃度が減少する。このため、生成ガス２０の発熱量は大きくなる。
前記第一の関数１２６で求めた生成ガス２０の生成ガス発熱量に対して、第一の関数の補正値１１３を加えている。
図５に示した発熱量設定計算装置７１においては、さらに、酸素比（酸化剤２の供給量／炭素系燃料１の供給量）設定１１２と、基準酸素比１１１との偏差を求め、この偏差を、発熱量設定計算装置７１に設置した生成ガス発熱量補正を行う第二の関数１２７に入力して生成ガス２０の生成ガス発熱量補正値を求め、前記第一の関数１２６で求めた生成ガス２０の生成ガス発熱量に、第一の関数の補正値１１３を加算した加算値に対して、前記第二の関数１２７で求めた生成ガス発熱量補正値を更に加えて、生成ガス発熱量補正の演算を行う。
前記第二の関数１２７の特性は、図６Ｂに示すように、酸素比偏差に対する生成ガス発熱量補正値の関係が右下がりのカーブ１４６となる特性を有している。これは、酸素比が高くなると、生成ガス２０中の一酸化炭素濃度及び水素濃度が減少し、二酸化炭素濃度及び水蒸気濃度が増加することにより、生成ガス発熱量が低下するからである。
次に、機器・配管容積１０１、並びに、生成ガス流量測定値１０９及び各部の圧力・温度１０２とから、時間遅れ計算１２２を実施し、生成ガス２０がガス化炉５０出口からガスタービン設備３００のガスタービン入口に到達するまでの時間遅れを求める。
ここで、生成ガス流量測定値としては、図５のガス化発電システムに示すように、ガス精製設備２００を構成する吸収塔入口５６に設置した流量計８５によって生成ガス流量を測定して用い、同様に、この部位に設置した圧力計８３及び温度計８４により測定した結果を用いて、ガス化炉５０への原料供給が変化してからガスタービン入口で発熱量が変化するまでの時間遅れを計算する時間遅れ計算１２２の演算を行っている。
この時間遅れ計算１２２の演算で求めた時間遅れに基づいて、上記のガス化炉５０出口の生成ガス２０の生成ガス発熱量を、この補正後の時間遅れだけ遅らせて、ガスタービン入口の発熱量設定値１０８として設定する。
本実施例のガス化発電システムにおいても、ガスタービン設備３００に供給する生成ガス７の発熱量の設定値を計算する発熱量設定計算装置７１が設置されているので、生成ガス７の発熱量を設定する前記発熱量設定計算装置７１で演算した生成ガス７の発熱量設定値の出力によって前記制御装置７２で制御信号を演算し、この制御装置７２で演算した操作信号に基づいて燃料流量調整弁７７の開度を操作し、ガスタービン設備３００のガスタービン燃焼器６０に供給する生成ガス７の燃料流量を適切に調節して、ガスタービン設備３００を制御している。
また、前記ガスタービン制御装置７２では、ガスタービン設備３００のガスタービン燃焼器６０に供給する生成ガス７の燃料流量に見合う空気量も演算し、ガスタービン設備３００を構成するガスタービン圧縮機６１に供給する空気９の流量を、このガスタービン制御装置７２によって演算した操作信号に基づいてガスタービン空気流量調整弁７８を操作し、ガスタービン圧縮機６１に供給する空気９の流量を適切に調節して、ガスタービン設備３００を制御している。
本実施例によれば、発電出力が電力需要に応じて増減する場合においても、ガスタービンの制御に用いるガス化炉で生成した生成ガスの発熱量を精度良く設定し、ガスタービン燃焼器に供給する生成ガス量と空気量を適切な値に調節し得るので、ガスタービン燃焼器の燃焼を安定に維持するガス化発電システムの制御方法が実現できる。
また、本実施例の付加的な効果として、上記したガス化発電システムの制御方法を実現することによって、窒素酸化物や一酸化炭素の排出量の増加を抑制するとともに、ガスタービン燃焼器の火炎の吹き消えや、高温火炎によるガスタービン燃焼器損傷などのトラブルを未然に防止することが可能となる。
本発明の第３実施例であるガス化発電システムの制御方法について図７を引用して以下に説明する。
図７に示した本実施例のガス化発電システムの制御方法は、図１〜図３に示した第１実施例のガス化発電システムの制御方法と基本的な構成は同じであるので、両者に共通した構成についての説明は省略し、相違する構成についてのみ以下に説明する。
図７に示した本実施例のガス化発電システムの制御方法では、図３Ａ及び図３Ｂで示したように、ガス化炉５０への原料供給量が変化してからガスタービン設備３００に供給される生成ガス７のガスタービン入口の発熱量が変化するまでには時間遅れが存在する。
この時間遅れｔは、本実施例のガス化発電システムの制御方法においては、第１本実施例及び第２実施例のガス化発電システムの発熱量設定計算装置７１に設置した時間遅れ計算１２２の演算の場合と同様にした構成に、次の式（１）の演算を追加して演算することによって求めることが可能となる。
ｔ＝［Σ（Ｖｉ×Ｐｉ×Ｔｉ）］／Ｆ ・・・ （１）
ｔ：時間遅れ
Ｖｉ：ｉ番目の機器あるいは配管の容積
Ｐｉ：ｉ番目の機器あるいは配管におけるガス圧力
Ｔｉ：ｉ番目の機器あるいは配管におけるガス温度
Ｆ：標準状態における生成ガス流量
前記した第１本実施例及び第２実施例のガス化発電システムでは、ガス化発電システムを構成する全ての機器あるいは配管において、ガス圧力及びガス温度を測定しない場合もあるので、本実施例のガス化発電システムの制御方法においては、前記発熱量設定計算装置７１に設置した時間遅れ計算１２２の演算に設けられた前記式（１）で時間遅れを演算して求める際には、物質収支・熱収支計画値を、発熱量設定計算装置７１に入力して用い、ガス圧力及びガス温度を測定していない機器あるいは配管については、その上流あるいは下流機器の値で代用するなどする。
また、ガス化炉５０で生成する生成ガス２０の生成ガス量についても、ガス化炉５０からガスタービン設備３００との間で窒素流入があり、生成ガス２０の一部を上流機器にリサイクルする系統が存在することから、ガス化炉モデルで計算した値や、吸収塔５９入口で測定した値とは異なることがある。
従って、式（１）で求めた時間遅れは、実際の値と異なる可能性がある。そこで、本実施例のガス化発電システムの制御方法では、時間遅れについて補正をするが、この時間遅れ補正値の求め方を図７を用いて以下に説明する。
図７に示した本実施例のガス化発電システムの制御方法において、発熱量設定計算装置７１で原料供給量などからガス化炉５０出口の生成ガス２０の生成ガス発熱量を求め、この経時変化を記憶する。
次に、ガスタービン設備３００に供給されるガスタービン入口の生成ガス７をサンプルし、この生成ガス７をガス組成分析計８５に導き、前記ガス組成分析計８５で生成ガス７中の可燃成分である一酸化炭素、水素、及びメタンの濃度を測定する。
前記ガス組成分析計８５で測定した生成ガス７中の可燃成分の一酸化炭素、水素、及びメタンの濃度を測定時間遅れ補正計算装置７３に入力し、前記測定時間遅れ補正計算装置７３にてこれらの測定値にそれぞれの発熱量を乗じることで、ガスタービン設備３００に供給されるガスタービン入口の生成ガス７生成ガス発熱量を求め、ガスタービン入口における生成ガス７の発熱量の経時変化を記憶する。
ガスタービン入口における生成ガス発熱量を求める方法としては、上記方法の他に、最も濃度が高い一酸化炭素の濃度に比例するとして推定する方法や、一酸化炭素と二酸化炭素の比を用いて推定する方法なども利用可能である。
図３Ａ及び図３Ｂに示したように、ガス化炉５０の出口の発熱量の経時変化とガスタービン入口の発熱量の経時変化はほぼ同じ形状である。
よって、ガス化炉５０出口の生成ガス２０の発熱量の経時変化に時間遅れを足し込んでいき、ガスタービン入口の生成ガス７の発熱量の経時変化と等しくなった時の値を真の時間遅れとする。
そして、この真の時間遅れから、発熱量設定計算装置７１で計算された時間遅れを引いた値を、時間遅れ補正値１０６とする。
この時間遅れ補正値１０６は、ガス化発電システムのガスタービン設備３００の起動時において、発電出力を変化させる際に求めるものとする。その後は、ガスタービン設備３００の発電出力を電力需要に応じて変化させる運用をするごとに計算し、更新する。
即ち、本実施例のガス化発電システムの制御方法では、ガス化設備のガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量から推定した生成ガス発熱量を、生成ガス量、ガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器や配管の容積、機器や配管内のガスの温度及び圧力から推定した時間遅れ後のガスタービン設備入口の生成ガス発熱量として設定し、ガス化炉へ供給した炭素系燃料の性状及び供給量と、炭素系燃料のガス化炉への炭素系燃料の搬送などに用いる窒素あるいは水の流量と、ガス化炉へ供給した酸化剤の性状及び供給量からガス化炉出口の生成ガス発熱量を推定した経時変化を記憶し、ガスタービン入口の配管からサンプルした生成ガスの分析値を用いて生成ガス発熱量の経時変化を求め、この経時変化と前記生成ガス発熱量の推定値の経時変化が等しくなるように、前記の生成ガス発熱量推定値の経時変化を遅らせる時間遅れを求め、
この時間遅れから、前記生成ガス量、ガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器や配管の容積、機器や配管内のガスの温度及び圧力から推定した時間遅れを引いた値を時間遅れ補正値としてガスタービン設備の発電出力を変化させる運転時に、生成ガス量、ガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器や配管の容積、及び、機器や配管内のガスの温度及び圧力から推定した時間遅れを、ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量が変化してからガスタービン設備の入口で生成ガス発熱量が変化するまでの時間遅れとして用いてガスタービン設備を制御するように構成している。
本実施例のガス化発電システムにおいても、ガスタービン設備３００に供給する生成ガス７の発熱量の設定値を計算する発熱量設定計算装置７１が設置されているので、生成ガス７の発熱量を設定する前記発熱量設定計算装置７１で演算した生成ガス７の発熱量設定値の出力によって前記制御装置７２で制御信号を演算し、この制御装置７２で演算した操作信号に基づいて燃料流量調整弁７７の開度を操作し、ガスタービン設備３００のガスタービン燃焼器６０に供給する生成ガス７の燃料流量を適切に調節して、ガスタービン設備３００を制御している。
また、前記ガスタービン制御装置７２では、ガスタービン設備３００のガスタービン燃焼器６０に供給する生成ガス７の燃料流量に見合う空気量も演算し、ガスタービン設備３００を構成するガスタービン圧縮機６１に供給する空気９の流量を、このガスタービン制御装置７２によって演算した操作信号に基づいてガスタービン空気流量調整弁７８を操作し、ガスタービン圧縮機６１に供給する空気９の流量を適切に調節して、ガスタービン設備３００を制御している。
本実施例によれば、発電出力が電力需要に応じて増減する場合においても、ガスタービンの制御に用いるガス化炉で生成した生成ガスの発熱量を精度良く設定し、ガスタービン燃焼器に供給する生成ガス量と空気量を適切な値に調節し得るので、ガスタービン燃焼器の燃焼を安定に維持するガス化発電システムの制御方法が実現できる。
また、本実施例の付加的な効果として、上記したガス化発電システムの制御方法を実現することによって、窒素酸化物や一酸化炭素の排出量の増加を抑制するとともに、ガスタービン燃焼器の火炎の吹き消えや、高温火炎によるガスタービン燃焼器損傷などのトラブルを未然に防止することが可能となる。
１：炭素系燃料、２：酸素（酸化剤）、３：窒素、４：チャー、５：洗浄水、６：脱硫前生成ガス、７：脱硫後生成ガス、８：吸収液、９：空気、１０：ガスタービン排ガス、１１：スラグ、５０：ガス化炉、５１：ガス化炉熱回収部、５２：排熱回収ボイラ、５３：脱塵装置、５４：ガスガス熱交換器、５５：水洗塔、５６：ガスガス熱交換器、５７：加熱器、５８：硫化カルボニル転化塔、５９：吸収塔、６０：ガスタービン燃焼器、６１：ガスタービン圧縮機、６２：ガスタービン、６３：発電機、７０：ガス化設備制御装置、７１：発熱量設定計算装置、７２：ガスタービン設備制御装置、７３：時間遅れ補正計算装置、７５：石炭供給量調節弁、７６：酸素供給量調整弁、７７：ガスタービン燃料流量調整弁、７８：ガスタービン空気流量調整弁、８０：ガス化炉圧力計、８１：ガス化炉温度計、８２：吸収塔入口ガス組成分析計、８３：吸収塔入口圧力計、８４：吸収塔入口温度計、８５：ガスタービン入口ガス組成分析計、１００：ガス化設備、２００：ガス精製設備、１０１：機器・配管容積、１０２：各部の圧力・温度、１０３：炭素系燃料性状、１０４：原料供給指令、１０５：生成ガス組成分析結果、１０７：時間遅れ、１０８：ガスタービン入口生成ガス発熱量設定値、１０９：生成ガス流量測定値、１１０：炭素系燃料供給指令、１１１：基準酸素比、１１２：酸素比設定、１１３：第一の関数の補正値、１２１：生成ガス量計算、１２２：時間遅れ計算、１２３：生成ガス組成計算、１２４：生成ガス発熱量計算、１２５：生成ガス発熱量計算、１２６：第一の関数：生成ガス発熱量計算、１２７：第二の関数：生成ガス発熱量補正、１２８：第一の関数の補正値計算、１４１：炭素系燃料供給量、１４２：生成ガス発熱量ガス化炉出口計算値、１４３：生成ガス発熱量ガスタービン入口設定、１４４：炭素系燃料供給量と生成ガス発熱量の関係、１４５：酸素比偏差と生成ガス発熱量補正値の関係、１２２：時間遅れ計算、３００：ガスタービン設備。

Claims (6)

  1. ガス化炉で炭素系燃料を酸化剤によってガス化して生成ガスを生成するガス化設備と、前記ガス化炉で生成した生成ガス中の硫黄化合物などを除去して精製した生成ガスを得るガス精製設備と、前記ガス精製設備で得られた精製された生成ガスを燃料として燃焼して発電するガスタービン設備を備えたガス化発電システムの制御方法において、
    前記ガス化設備のガス化炉へ供給した炭素系燃料の性状及び供給量と、炭素系燃料のガス化炉への搬送に用いる窒素あるいは水の流量と、ガス化炉へ供給した酸化剤の性状及び供給量からガス化炉出口の生成ガス発熱量及び生成ガス量を推定し、
    前記ガス化設備のガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器あるいは配管からサンプルした生成ガスを分析し、このサンプルした生成ガスの分析値を用いて前記生成ガス発熱量の推定値を補正し、
    前記生成ガス量の推定値と、前記ガス化設備のガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器や配管の容積、前記機器や配管内の生成ガスの温度及び圧力とから、前記ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量が変化してからガスタービン設備の入口で生成ガス発熱量が変化するまでの時間遅れを推定し、
    前記ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量から推定した前記生成ガス発熱量を、前記時間遅れ後のガスタービン設備の制御に用いる生成ガス発熱量として設定して前記ガスタービン設備を制御することを特徴とするガス化発電システムの制御方法。
  2. ガス化炉で炭素系燃料を酸化剤によってガス化して生成ガスを生成するガス化設備と、前記ガス化炉で生成した生成ガス中の硫黄化合物などを除去して精製した生成ガスを得るガス精製設備と、前記ガス精製設備で得られた精製された生成ガスを燃料として燃焼して発電するガスタービン設備を備えたガス化発電システムの制御方法において、
    前記ガス化設備のガス化炉へ供給する炭素系燃料の供給量と酸化剤の供給量の比が一定の条件で、ガス化炉へ供給する炭素系燃料の供給量とガス化炉出口の生成ガス発熱量の関係を示した第一の関数を用いて、ガス化炉へ供給する炭素系燃料の供給量からガス化炉出口の生成ガス発熱量を推定し、
    前記第一の関数を作成した炭素系燃料の供給量と酸化剤の供給量の比が変化した場合のガス化炉出口の生成ガス発熱量の変化量を示した第二の関数を用いて、前記ガス化炉出口の生成ガス発熱量を補正し、
    前記ガス化設備のガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器あるいは配管からサンプルした生成ガスを分析し、このサンプルした生成ガスの分析値を用いて前記生成ガス発熱量の推定値を補正し、
    前記ガス化設備のガス化炉からガスタービン設備に至るまでの間の機器と機器をつなぐ配管に設置されたガス流量計により測定した生成ガス量と、前記ガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器や配管の容積と、前記機器や配管内のガスの温度及び圧力とから、前記ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量が変化してからガスタービン設備の入口で発熱量が変化するまでの時間遅れを推定し、
    前記ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量から推定した前記生成ガス発熱量を、前記時間遅れ後のガスタービン設備の制御に用いる生成ガス発熱量として設定して前記ガスタービン設備を制御することを特徴とするガス化発電システムの制御方法。
  3. 請求項１又は請求項２に記載のガス化発電システムの制御方法において、
    前記ガス化設備のガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器あるいは配管からサンプルした生成ガス中の成分のうち、一酸化炭素、水素、メタンのうちの少なくとも１種類以上の濃度を測定し、測定して得られた前記生成ガス中の成分の濃度の値を用いて生成ガス発熱量を推定することを特徴とするガス化発電システムの制御方法。
  4. 請求項１又は請求項２に記載のガス化発電システムの制御方法において、
    前記ガス化設備のガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器あるいは配管からサンプルした生成ガス中の成分のうち、一酸化炭素の濃度と二酸化炭素の濃度を測定し、
    測定して得られた生成ガス中の一酸化炭素の濃度と二酸化炭素の濃度の比を用いて生成ガス発熱量を推定することを特徴とするガス化発電システムの制御方法。
  5. 請求項１又は請求項２に記載のガス化システムの制御方法において、
    ガスタービン設備の発電出力を一定で運転している状態で、前記ガス化炉へ供給した炭素系燃料の性状及び供給量と、炭素系燃料のガス化炉への搬送に用いる窒素あるいは水の流量と、ガス化炉へ供給した酸化剤の性状及び供給量から推定したガス化炉出口の生成ガス発熱量の推定値が、ガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器あるいは配管からサンプルした生成ガスの分析値から計算した生成ガス発熱量と異なった場合に、前記ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量から推定した生成ガス発熱量と、前記生成ガスの分析値から計算した生成ガス発熱量が等しくなるように、前記ガス化炉へ供給する窒素量の補正値を求め、
    ガスタービン設備の発電出力を変化させる運転時に、前記窒素量の補正値を用いてガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量から生成ガス発熱量と生成ガス流量を推定することを特徴とするガス化発電システムの制御方法。
  6. 請求項１又は請求項２に記載のガス化発電システムの制御方法において、
    前記ガス化設備のガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量から推定した生成ガス発熱量を、生成ガス量、ガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器や配管の容積、機器や配管内のガスの温度及び圧力から推定した時間遅れ後のガスタービン設備入口の生成ガス発熱量として設定し、
    前記ガス化炉へ供給した炭素系燃料の性状及び供給量と、炭素系燃料のガス化炉への炭素系燃料の搬送などに用いる窒素あるいは水の流量と、ガス化炉へ供給した酸化剤の性状及び供給量からガス化炉出口の生成ガス発熱量を推定した経時変化を記憶し、
    ガスタービン入口の配管からサンプルした生成ガスの分析値を用いて生成ガス発熱量の経時変化を求め、
    この経時変化と前記生成ガス発熱量の推定値の経時変化が等しくなるように、前記生成ガス発熱量推定値の経時変化を遅らせる時間遅れを求め、
    この時間遅れから、前記生成ガス量、ガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器や配管の容積、機器や配管内のガスの温度及び圧力から推定した時間遅れを引いた値を時間遅れ補正値として、前記ガスタービン設備の発電出力を変化させる運転時に、前記生成ガス量、ガス化炉からガスタービン設備に至るまでの機器や配管の容積、及び、機器や配管内のガスの温度及び圧力から推定した時間遅れを、ガス化炉に供給する炭素系燃料の供給量が変化してからガスタービン設備の入口で生成ガス発熱量が変化するまでの時間遅れとして用いて前記ガスタービン設備を制御することを特徴とするガス化発電システムの制御方法。
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