JP2017198183A - 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 - Google Patents
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Abstract
【課題】ガスタービンの燃料供給配管から圧力調節弁を廃止した場合であっても、流量調節弁を精度よく制御し得る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を提供する。【解決手段】ガス化複合発電プラントは、ガス化炉と、ガスタービンと、流量調節弁と、を備える。ガス化複合発電プラントの制御装置は、車室圧力演算部と、配管圧損演算部と、車室圧力と、圧力損失と、に基づいて、前記流量調節弁の出口圧力を算出するための出口圧演算部と、前記ガスタービンの燃料流量指令と、前記出口圧演算部による前記出口圧力の算出結果と、前記流量調節弁の差圧又は前記流量調節弁の入口圧力の計測値と、に基づいて、前記流量調節弁の開度指令を求めるように構成された開度指令演算部と、を備える。【選択図】図４
Description
本開示は、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に関する。
一般に、発電効率が高い発電プラントとして、固形燃料をガス化した可燃性ガスを燃料としてタービンを駆動するガス化複合発電プラントが知られている。例えば、石炭ガス化複合発電プラント（ＩＧＣＣ：Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ ｃｏａｌ Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ）では、ガス化炉で微粉炭をガス化して可燃性ガスを生成し、この可燃性ガスを燃料としてガスタービンを駆動し、ガスタービンに連結された発電機によって発電を行う。さらに、ガスタービンの排熱により生成された蒸気によって蒸気タービンを駆動することで、より発電効率を向上させるようになっている。
典型的なガス化複合発電プラントでは、ガス化炉からガスタービンの燃焼器までの燃料供給配管に圧力調節弁および流量調節弁が設けられている。流量調節弁は、ガスタービンの運転状態を監視しつつ燃料（可燃性ガス）のカロリー変動も考慮した制御指令により開度制御され、燃焼器に供給される燃料流量を調節することによって、ガスタービンへの入熱を制御するようになっている。圧力調節弁は、流量調節弁の上流に配置され、ガス化炉やガス精製設備等の上流設備による燃料の圧力変動等を吸収しつつ、流量調節弁の広範囲制御安定性を確保するように構成される。
しかしながら、燃料供給配管に圧力調節弁および流量調節弁を設ける場合、良好な制御性を得るためには弁自体にある程度の圧力損失を与える必要があり、それだけ各弁における圧力損失が大きくなる。そのため、ガス化炉で生成する可燃性ガスの必要ガス圧が高くなり、ガス化炉のコスト増大を招いてしまう。
そこで、燃料供給配管に設けられる弁の数を削減することで圧力損失を低減し、プラント全体のコスト削減を図る試みがなされている。例えば特許文献１には、圧力調節弁を廃止し、燃料供給配管には流量調節弁のみを配置した構成が記載されている。
また、ガス化複合発電プラントに関するものではないが、特許文献２には、燃焼器の複数のノズルのそれぞれに接続される各燃料供給配管上に流量調節弁を配置した構成が記載されている。
また、ガス化複合発電プラントに関するものではないが、特許文献２には、燃焼器の複数のノズルのそれぞれに接続される各燃料供給配管上に流量調節弁を配置した構成が記載されている。
ところで、上述したようにガスタービンの燃料供給配管から圧力調節弁を撤廃し、流量調節弁のみを配置した構成においては、圧力調節弁での圧力損失を与えることによる緩衝機能が喪失した分、流量調節弁ではより高精度な制御が必要とされる。
この点、特許文献１及び２には、流量調節弁での制御の高精度化を図るための具体的な構成については開示されていない。
この点、特許文献１及び２には、流量調節弁での制御の高精度化を図るための具体的な構成については開示されていない。
上述の事情に鑑みて、本発明の少なくとも幾つかの実施形態は、ガスタービンの燃料供給配管から圧力調節弁を廃止した場合であっても、流量調節弁を精度よく制御し得る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を提供することを目的とする。
（１）本発明の少なくとも幾つかの実施形態に係るガス化複合発電プラントの制御装置は、
ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として可能に構成されたガスタービンと、前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に設けられた流量調節弁と、を備えたガス化複合発電プラントの制御装置であって、
前記ガスタービンの車室圧力を算出するための車室圧力演算部と、
前記流量調節弁から前記ガスタービンの燃焼器までの前記配管における圧力損失を算出するための配管圧損演算部と、
前記車室圧力演算部によって算出された前記車室圧力と、前記配管圧損演算部によって算出された前記圧力損失と、に基づいて、前記流量調節弁の出口圧力を算出するための出口圧演算部と、
前記ガスタービンの燃料流量指令と、前記出口圧演算部による前記出口圧力の算出結果と、前記流量調節弁の差圧又は前記流量調節弁の入口圧力の計測値と、に基づいて、前記流量調節弁の開度指令を求めるように構成された開度指令演算部と、
を備える。
ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として可能に構成されたガスタービンと、前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に設けられた流量調節弁と、を備えたガス化複合発電プラントの制御装置であって、
前記ガスタービンの車室圧力を算出するための車室圧力演算部と、
前記流量調節弁から前記ガスタービンの燃焼器までの前記配管における圧力損失を算出するための配管圧損演算部と、
前記車室圧力演算部によって算出された前記車室圧力と、前記配管圧損演算部によって算出された前記圧力損失と、に基づいて、前記流量調節弁の出口圧力を算出するための出口圧演算部と、
前記ガスタービンの燃料流量指令と、前記出口圧演算部による前記出口圧力の算出結果と、前記流量調節弁の差圧又は前記流量調節弁の入口圧力の計測値と、に基づいて、前記流量調節弁の開度指令を求めるように構成された開度指令演算部と、
を備える。
上記（１）のガス化複合発電プラントの制御装置では、ガスタービンの燃料流量指令と、流量調節弁の出口圧力の算出結果と、流量調節弁の差圧又は流量調節弁の入口圧力の計測値と、に基づいて、流量調節弁の開度指令を求めるようになっている。
この開度指令を求める過程において、流量調節弁の出口圧力を算出する際に、車室圧力の算出結果と、流量調節弁から燃焼器までの配管における圧力損失の算出結果と、に基づいて、流量調節弁の出口圧力を算出する。これにより、流量調節弁から燃焼器までの配管の圧力損失を考慮して流量調節弁を開度制御することができ、高精度な制御が可能となる。すなわち、例えば石炭ガス化複合発電プラント（ＩＧＣＣ）の場合、ガスタービンコンバインドサイクル発電（ＧＴＣＣ）に比べて、燃焼ノズルの圧力損失と比較して、車室から流量調節弁下流端までの配管圧力損失が占める割合が大きい。従って、流量調節弁の開度指令値を算出する際、配管における圧力損失を考慮に入れることにより、開度指令値を正確に求めることができ、より精度の高い制御が可能になる。そのため、ガスタービンの燃料供給配管から圧力調節弁を廃止した場合であっても、所望の流量の燃料を燃焼器に供給することができる。また、開度指令値を算出するための計器数の削減が可能になる。
この開度指令を求める過程において、流量調節弁の出口圧力を算出する際に、車室圧力の算出結果と、流量調節弁から燃焼器までの配管における圧力損失の算出結果と、に基づいて、流量調節弁の出口圧力を算出する。これにより、流量調節弁から燃焼器までの配管の圧力損失を考慮して流量調節弁を開度制御することができ、高精度な制御が可能となる。すなわち、例えば石炭ガス化複合発電プラント（ＩＧＣＣ）の場合、ガスタービンコンバインドサイクル発電（ＧＴＣＣ）に比べて、燃焼ノズルの圧力損失と比較して、車室から流量調節弁下流端までの配管圧力損失が占める割合が大きい。従って、流量調節弁の開度指令値を算出する際、配管における圧力損失を考慮に入れることにより、開度指令値を正確に求めることができ、より精度の高い制御が可能になる。そのため、ガスタービンの燃料供給配管から圧力調節弁を廃止した場合であっても、所望の流量の燃料を燃焼器に供給することができる。また、開度指令値を算出するための計器数の削減が可能になる。
（２）幾つかの実施形態では、上記（１）の構成において、
前記開度指令演算部は、前記流量調節弁の下流側温度の計測値に基づいて、前記開度指令を求めるように構成される。
前記開度指令演算部は、前記流量調節弁の下流側温度の計測値に基づいて、前記開度指令を求めるように構成される。
上記（２）の構成によれば、流量調節弁の下流側温度も考慮して流量調節弁を適切に制御することで、燃焼器に供給される燃料の流量を高精度に調節することができる。
（３）幾つかの実施形態では、上記（１）又は（２）の構成において、
前記車室圧力演算部は、前記燃料流量指令と、前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶ開度と、前記圧縮機の吸気温度と、に基づいて、前記車室圧力を算出するように構成される。
前記車室圧力演算部は、前記燃料流量指令と、前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶ開度と、前記圧縮機の吸気温度と、に基づいて、前記車室圧力を算出するように構成される。
上記（３）の構成によれば、燃料流量指令と、ガスタービンの圧縮機のＩＧＶ開度と、ガスタービンの圧縮機の吸気温度と、に基づいてガスタービンの車室圧力を高精度に算出することができる。このため、車室圧力の算出結果を用いた流量調節弁の出口圧力の算出精度が向上し、流量調節弁の開度制御をより適切に行うことが可能になる。
（４）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（３）の何れかの構成において、
前記配管圧損演算部は、前記流量調節弁を流れる前記可燃性ガスの流量と、前記流量調節弁の下流側圧力と、前記流量調節弁の下流側温度と、に基づいて、前記圧力損失を算出するように構成される。
前記配管圧損演算部は、前記流量調節弁を流れる前記可燃性ガスの流量と、前記流量調節弁の下流側圧力と、前記流量調節弁の下流側温度と、に基づいて、前記圧力損失を算出するように構成される。
上記（４）の構成によれば、可燃性ガスの流量と、流量調節弁の下流側圧力及び下流側温度とを考慮することで、流量調節弁から燃焼器までの圧力損失を高精度に算出することができる。このため、圧力損失の算出結果を用いた流量調節弁の出口圧力の算出精度が向上し、流量調節弁の開度制御をより適切に行うことが可能になる。
（５）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（４）の何れかの構成において、
複数の前記流量調節弁が、前記配管に並列に設けられており、
前記開度指令演算部は、複数の前記流量調節弁について共通の前記開度指令を求めるように構成される。
複数の前記流量調節弁が、前記配管に並列に設けられており、
前記開度指令演算部は、複数の前記流量調節弁について共通の前記開度指令を求めるように構成される。
ガス化複合発電プラントでは、可燃性ガスの最大流量が大きいため、複数の流量調節弁を並列に設ける場合がある。
この場合において、上記（５）の構成によれば、複数の流量調節弁の開度制御を簡素な手法で行うことができる。
この場合において、上記（５）の構成によれば、複数の流量調節弁の開度制御を簡素な手法で行うことができる。
（６）幾つかの実施形態では、上記（５）の構成において、
前記開度指令演算部は、複数の前記流量調節弁に対する前記共通の前記開度指令が前記流量調節弁の最小開度に到達したとき、複数の前記流量調節弁の少なくとも一つ流量調節弁を閉じる閉弁指令を生成するとともに、前記燃料流量指令を実現するための開度指令を残りの前記流量調節弁に対して生成するように構成される。
前記開度指令演算部は、複数の前記流量調節弁に対する前記共通の前記開度指令が前記流量調節弁の最小開度に到達したとき、複数の前記流量調節弁の少なくとも一つ流量調節弁を閉じる閉弁指令を生成するとともに、前記燃料流量指令を実現するための開度指令を残りの前記流量調節弁に対して生成するように構成される。
上記（６）の構成によれば、可燃性ガスの流量が少ないとき、複数の流量調節弁のうち少なくとも一つを閉じて、残りの流量調節弁によって可燃性ガスの流量を調節するという流量調節弁の分担変更制御を行うことで、各流量調節弁を最小開度以上の範囲で適切に制御することができる。
（７）幾つかの実施形態では、上記（５）又は（６）の構成において、
前記開度指令演算部は、複数の前記流量調節弁に対する前記共通の前記開度指令が、前記流量調節弁の最小開度に到達したときの全流量係数が弁の切替時において維持されるように構成される。
前記開度指令演算部は、複数の前記流量調節弁に対する前記共通の前記開度指令が、前記流量調節弁の最小開度に到達したときの全流量係数が弁の切替時において維持されるように構成される。
上記（７）の構成によれば、流量調節弁の切替開始時点から切替終了時点までの期間（流量調節弁の切替区間の全期間）において、燃焼制御を安定して行うことができる。
（８）幾つかの実施形態では、上記（６）又は（７）の構成において、
前記開度指令演算部は、
複数の前記流量調節弁が前記最小開度であるときの合成Ｃｖ値に対応する前記残りの前記流量調節弁の目標開度を算出し、
前記少なくとも一つの流量調節弁の開度をゼロまで第１レートで減少させる前記閉弁指令を算出し、
前記残りの前記流量調節弁の開度を前記目標開度まで第２レートで増加させる前記開度指令を算出するように構成される。
前記開度指令演算部は、
複数の前記流量調節弁が前記最小開度であるときの合成Ｃｖ値に対応する前記残りの前記流量調節弁の目標開度を算出し、
前記少なくとも一つの流量調節弁の開度をゼロまで第１レートで減少させる前記閉弁指令を算出し、
前記残りの前記流量調節弁の開度を前記目標開度まで第２レートで増加させる前記開度指令を算出するように構成される。
上記（８）の構成によれば、複数の流量調節弁のうち少なくとも一つを閉じて、残りの流量調節弁によって可燃性ガスの流量を調節するという流量調節弁の分担変更制御を行うに際して、分担変更制御の前後において合成Ｃｖ値を維持することが可能になる。よって、流量調節弁の分担変更制御によって、燃焼器に供給される可燃性ガスの流量に及ぼす影響を低減できる。
（９）幾つかの実施形態では、上記（８）の構成において、
前記第１レートおよび前記第２レートは、前記少なくとも一つの流量調節弁の開度がゼロに到達する時点と、前記残りの前記流量調節弁の開度が前記目標開度に到達する時点とが一致するように設定される。
前記第１レートおよび前記第２レートは、前記少なくとも一つの流量調節弁の開度がゼロに到達する時点と、前記残りの前記流量調節弁の開度が前記目標開度に到達する時点とが一致するように設定される。
上記（９）の構成によれば、閉弁対象である少なくとも一つの流量調節弁の閉弁完了時点と、残りの流量調節弁の開度が目標開度に到達する時点とが一致するように第１レート及び第２レートを設定するので、流量調節弁の分担変更制御中における合成Ｃｖ値の変動を抑制することができ、燃焼器に供給される可燃性ガスの流量を安定的に調節することができる。
（１０）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（９）の何れかの構成において、
前記ガス化複合発電プラントは、前記ガスタービンの燃焼器に油燃料を供給するための油供給配管をさらに備え、前記配管からの前記可燃性ガスと前記油供給配管からの前記油燃料とで燃料を切替え可能に構成されており、
前記燃料流量指令を実現するための開度指令が、全ての前記流量調節弁について、該流量調節弁の最小開度に到達したとき、前記ガス化複合発電プラントは、前記可燃性ガスから前記油燃料に切り替えるように構成される。
前記ガス化複合発電プラントは、前記ガスタービンの燃焼器に油燃料を供給するための油供給配管をさらに備え、前記配管からの前記可燃性ガスと前記油供給配管からの前記油燃料とで燃料を切替え可能に構成されており、
前記燃料流量指令を実現するための開度指令が、全ての前記流量調節弁について、該流量調節弁の最小開度に到達したとき、前記ガス化複合発電プラントは、前記可燃性ガスから前記油燃料に切り替えるように構成される。
ガス化複合発電プラントは、例えば、起動時において油燃料を使用する一方で、通常運転時には可燃性ガスを燃料として使用するために、油燃料と可燃性ガスとで燃料を切替え可能に構成されたものがある。
このような構成のガス化複合発電プラントの場合、全ての流量調節弁の開度指令が最小開度に到達して、流量調節弁によって可燃性ガスの流量を適切に絞ることができなくなっても、上記（１０）のように可燃性ガスから油燃料に切り替えることで、安定した燃焼制御を継続することができる。
このような構成のガス化複合発電プラントの場合、全ての流量調節弁の開度指令が最小開度に到達して、流量調節弁によって可燃性ガスの流量を適切に絞ることができなくなっても、上記（１０）のように可燃性ガスから油燃料に切り替えることで、安定した燃焼制御を継続することができる。
（１１）本発明の少なくとも他の幾つかの実施形態に係るガス化複合発電プラントの制御装置は、
ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動されるガスタービンと、前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に並列に設けられた複数の流量調節弁と、を備えたガス化複合発電プラントの制御装置であって、
複数の前記流量調節弁のそれぞれの開度指令を算出するための開度指令演算部を備え、
前記開度指令演算部は、
複数の前記流量調節弁について共通の前記開度指令を求めるとともに、
複数の前記流量調節弁に対する前記共通の前記開度指令が前記流量調節弁の最小開度に到達したとき、複数の前記流量調節弁の少なくとも一つ流量調節弁を閉じる閉弁指令を生成し、前記燃料流量指令を実現するための開度指令を残りの前記流量調節弁に対して生成する
ように構成される。
ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動されるガスタービンと、前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に並列に設けられた複数の流量調節弁と、を備えたガス化複合発電プラントの制御装置であって、
複数の前記流量調節弁のそれぞれの開度指令を算出するための開度指令演算部を備え、
前記開度指令演算部は、
複数の前記流量調節弁について共通の前記開度指令を求めるとともに、
複数の前記流量調節弁に対する前記共通の前記開度指令が前記流量調節弁の最小開度に到達したとき、複数の前記流量調節弁の少なくとも一つ流量調節弁を閉じる閉弁指令を生成し、前記燃料流量指令を実現するための開度指令を残りの前記流量調節弁に対して生成する
ように構成される。
上記（１１）の構成によれば、ガス化複合発電プラントにおける可燃性ガスの最大流量が大きい場合であっても、複数の流量調節弁を並列に設けることで、各流量調節弁の大型化を抑制してコストを低減することができる。
また、複数の流量調節弁に共通の開度指令を与えることで、複数の流量調節弁の開度制御を簡素化することができる。
さらに、可燃性ガスの流量が少ないとき、複数の流量調節弁のうち少なくとも一つを閉じて、残りの流量調節弁によって可燃性ガスの流量を調節するという流量調節弁の分担変更制御を行うことで、各流量調節弁を最小開度以上の範囲で適切に制御することができる。
また、複数の流量調節弁に共通の開度指令を与えることで、複数の流量調節弁の開度制御を簡素化することができる。
さらに、可燃性ガスの流量が少ないとき、複数の流量調節弁のうち少なくとも一つを閉じて、残りの流量調節弁によって可燃性ガスの流量を調節するという流量調節弁の分担変更制御を行うことで、各流量調節弁を最小開度以上の範囲で適切に制御することができる。
（１２）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（１１）の何れかの構成において、
前記制御装置は、前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶの開度指令値を生成するためのＩＧＶ開度指令生成部をさらに備え、
前記ＩＧＶ開度指令生成部は、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる
ように構成される。
前記制御装置は、前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶの開度指令値を生成するためのＩＧＶ開度指令生成部をさらに備え、
前記ＩＧＶ開度指令生成部は、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる
ように構成される。
上記（１２）の構成によれば、ＩＧＶ開度指令生成部により、可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれてＩＧＶの開度を減少させることで、低カロリーである可燃性ガスの使用に伴うタービン入口温度低下を抑制するとともに、燃料切替時における燃焼安定性を向上させることができる。
（１３）幾つかの実施形態では、上記（１）乃至（１２）の何れかの構成において、
前記制御装置は、前記ガスタービンの圧縮機で生成された圧縮空気のうち、前記ガスタービンの燃焼器の燃焼領域をバイパスする圧縮空気量を調節するための空気バイパス弁の開度指令値を生成するための空気バイパス弁開度指令生成部をさらに備え、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記空気バイパス弁の前記開度指令値を開側に向けて増加させる
ように構成される。
前記制御装置は、前記ガスタービンの圧縮機で生成された圧縮空気のうち、前記ガスタービンの燃焼器の燃焼領域をバイパスする圧縮空気量を調節するための空気バイパス弁の開度指令値を生成するための空気バイパス弁開度指令生成部をさらに備え、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記空気バイパス弁の前記開度指令値を開側に向けて増加させる
ように構成される。
上記（１３）の構成によれば、空気バイパス弁開度指令生成部により、可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて空気バイパス弁の開度を増加させることで、燃焼器の燃焼領域に流入する空気量を低減し、燃料切替時における燃焼安定性を向上させることができる。
（１４）本発明の少なくとも幾つかの実施形態に係るガス化複合発電プラントの制御装置は、
ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動可能に構成されたガスタービンと、を備えたガス化複合発電プラントの制御装置であって、
前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶの開度指令値を生成するためのＩＧＶ開度指令生成部を備え、
前記ＩＧＶ開度指令生成部は、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる
ように構成される。
ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動可能に構成されたガスタービンと、を備えたガス化複合発電プラントの制御装置であって、
前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶの開度指令値を生成するためのＩＧＶ開度指令生成部を備え、
前記ＩＧＶ開度指令生成部は、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる
ように構成される。
ガス化複合発電プラントの起動時、ガス化炉において可燃性ガスが生成されるまでの間、例えば油燃料のような起動用燃料を使用してガスタービンを稼働させて、ガス化複合発電プラントの運転を行うことがある。この場合、起動用燃料と可燃性ガスの発熱量の違いに起因して、全燃料に対する可燃性ガスの燃料比率の変動に伴い、ガスタービン入口温度やガスタービン燃焼器における燃焼状態が影響を受ける可能性がある。また、この問題は、ガス化複合発電プラントの起動時に限られず、ガス化炉で生成される可燃性ガスよりも高カロリーである他の燃料と可燃性ガスとの間で燃料切替を行う場合に生じ得る。
そこで、上記（１４）に係る幾つかの実施形態は、上述の課題（ガスタービンの燃料供給配管から圧力調節弁を廃止した場合であっても、流量調節弁を精度よく制御すること）ではなく、ガス化複合発電プラントの燃料切替時における燃焼安定性を向上させるとともに、可燃性ガスの燃料としての利用に伴うガスタービン入口温度の低下を抑制することを目的とする。
上記（１４）の構成によれば、ＩＧＶ開度指令生成部により、可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれてＩＧＶの開度を減少させることで、低カロリーである可燃性ガスの使用に伴うタービン入口温度低下を抑制するとともに、燃料切替時における燃焼安定性を向上させることができる。
そこで、上記（１４）に係る幾つかの実施形態は、上述の課題（ガスタービンの燃料供給配管から圧力調節弁を廃止した場合であっても、流量調節弁を精度よく制御すること）ではなく、ガス化複合発電プラントの燃料切替時における燃焼安定性を向上させるとともに、可燃性ガスの燃料としての利用に伴うガスタービン入口温度の低下を抑制することを目的とする。
上記（１４）の構成によれば、ＩＧＶ開度指令生成部により、可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれてＩＧＶの開度を減少させることで、低カロリーである可燃性ガスの使用に伴うタービン入口温度低下を抑制するとともに、燃料切替時における燃焼安定性を向上させることができる。
（１５）幾つかの実施形態では、上記（１４）の構成において、
前記ＩＧＶ開度指令生成部は、
前記ガス化複合発電プラントの起動時における前記他の燃料から前記可燃性ガスへの燃料切替時、前記可燃性ガスの前記燃料比率の増加とともに前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる
ように構成される。
前記ＩＧＶ開度指令生成部は、
前記ガス化複合発電プラントの起動時における前記他の燃料から前記可燃性ガスへの燃料切替時、前記可燃性ガスの前記燃料比率の増加とともに前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる
ように構成される。
上記（１５）の構成によれば、ガス化複合発電プラントの起動時において起動用燃料（例えば灯油）から可燃性ガスに切り替える際、可燃性ガスの燃料比率の増加に応じてＩＧＶ開度を減少させることで、燃焼安定性の向上とタービン入口温度の抑制とを図ることができる。
（１６）幾つかの実施形態では、上記（１４）又は（１５）の構成において、
前記ＩＧＶ開度指令生成部は、前記可燃性ガスの前記燃料比率が１００％のとき、前記ＩＧＶを全閉にする前記開度指令値を生成するように構成される。
前記ＩＧＶ開度指令生成部は、前記可燃性ガスの前記燃料比率が１００％のとき、前記ＩＧＶを全閉にする前記開度指令値を生成するように構成される。
上記（１６）の構成によれば、可燃性ガスの専焼時におけるＩＧＶ開度を全閉に設定することで、可燃性ガスの燃料比率に応じたＩＧＶの開度調整による空気量の調節幅を大きく確保することができる。
（１７）本発明の少なくとも幾つかの実施形態に係るガス化複合発電プラントは、
ガス化炉と、
前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動されるガスタービンと、
前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に設けられた流量調節弁と、
前記流量調節弁を制御するように構成された、上記（１）乃至（１３）の何れかに記載の制御装置と、
を備える。
ガス化炉と、
前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動されるガスタービンと、
前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に設けられた流量調節弁と、
前記流量調節弁を制御するように構成された、上記（１）乃至（１３）の何れかに記載の制御装置と、
を備える。
上記（１７）の構成によれば、ガス化複合発電プラントが上記（１）で述べた構成の制御装置を備える場合、流量調節弁から燃焼器までの配管の圧力損失を考慮して流量調節弁を開度制御することができ、高精度な制御が可能となる。そのため、ガスタービンの燃料供給配管から圧力調節弁を廃止した場合であっても、所望の流量の燃料を燃焼器に供給することができる。
上記（１７）の構成によれば、ガス化複合発電プラントが上記（１１）で述べた構成の制御装置を備える場合、複数の流量調節弁に共通の開度指令を与えることで、複数の流量調節弁の開度制御の簡素化が可能であるとともに、流量調節弁の分担変更制御を行うことで、各流量調節弁を最小開度以上の範囲で適切に制御することができる。
上記（１７）の構成によれば、ガス化複合発電プラントが上記（１１）で述べた構成の制御装置を備える場合、複数の流量調節弁に共通の開度指令を与えることで、複数の流量調節弁の開度制御の簡素化が可能であるとともに、流量調節弁の分担変更制御を行うことで、各流量調節弁を最小開度以上の範囲で適切に制御することができる。
（１８）本発明の少なくとも幾つかの実施形態に係るガス化複合発電プラントの制御方法は、
ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動されるガスタービンと、前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に設けられた流量調節弁と、を備えたガス化複合発電プラントの制御方法であって、
前記ガスタービンの車室圧力を算出するステップと、
前記流量調節弁から前記ガスタービンの燃焼器までの前記配管における圧力損失を算出するステップと、
前記車室圧力の算出結果と、前記圧力損失の算出結果と、に基づいて、前記流量調節弁の出口圧力を算出するステップと、
前記ガスタービンの燃料流量指令と、前記出口圧力の算出結果と、前記流量調節弁の差圧又は前記流量調節弁の入口圧力の計測値と、に基づいて、前記流量調節弁の開度指令を求めるステップと、
を備える。
ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動されるガスタービンと、前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に設けられた流量調節弁と、を備えたガス化複合発電プラントの制御方法であって、
前記ガスタービンの車室圧力を算出するステップと、
前記流量調節弁から前記ガスタービンの燃焼器までの前記配管における圧力損失を算出するステップと、
前記車室圧力の算出結果と、前記圧力損失の算出結果と、に基づいて、前記流量調節弁の出口圧力を算出するステップと、
前記ガスタービンの燃料流量指令と、前記出口圧力の算出結果と、前記流量調節弁の差圧又は前記流量調節弁の入口圧力の計測値と、に基づいて、前記流量調節弁の開度指令を求めるステップと、
を備える。
上記（１８）のガス化複合発電プラントの制御方法によれば、流量調節弁の開度指令を求める過程において、流量調節弁の出口圧力を算出する際に、車室圧力の算出結果と、流量調節弁から燃焼器までの配管における圧力損失の算出結果と、に基づいて、流量調節弁の出口圧力を算出するようになっている。これにより、流量調節弁から燃焼器までの配管の圧力損失を考慮して流量調節弁を開度制御することができ、高精度な制御が可能となる。そのため、ガスタービンの燃料供給配管から圧力調節弁を廃止した場合であっても、所望の流量の燃料を燃焼器に供給することができる。また、開度指令値を算出するための計器数を削減することができる。
（１９）本発明の少なくとも他の幾つかの実施形態に係るガス化複合発電プラントの制御方法は、
ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動可能であるガスタービンと、を備えたガス化複合発電プラントの制御方法であって、
前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶの開度指令値を生成するステップを備え、
前記ＩＧＶの前記開度指令値を生成するステップでは、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる。
ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動可能であるガスタービンと、を備えたガス化複合発電プラントの制御方法であって、
前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶの開度指令値を生成するステップを備え、
前記ＩＧＶの前記開度指令値を生成するステップでは、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる。
上記（１９）の方法は、上記（１４）に関連して述べた課題を解決するためのものであり、可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれてＩＧＶの開度を減少させることで、低カロリーである可燃性ガスの使用に伴うタービン入口温度低下を抑制するとともに、燃料切替時における燃焼安定性を向上させることができる。
本発明の少なくとも幾つかの実施形態によれば、流量調節弁から燃焼器までの配管の圧力損失を考慮して流量調節弁を開度制御することができ、高精度な制御が可能となる。そのため、ガスタービンの燃料供給配管から圧力調節弁を廃止した場合であっても、所望の流量の燃料を燃焼器に供給することができる。
以下、添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
最初に、図１を例示しながら幾つかの実施形態に係るガス化複合発電プラント１の全体構成について説明する。ここで、図１は、一実施形態に係るガス化複合発電プラント１の全体構成図である。
なお、以下の実施形態では、一例としてガス化炉３の燃料に石炭が用いられる石炭ガス化複合発電プラント（ＩＧＣＣ）について説明する。但し、本実施形態のプラント１の種類はこれに限定されるものではなく、ガス化炉３の燃料として、例えばコークス、石油残渣、ピッチ、オイルシェール、廃タイヤ、プラスティック等の他の固形燃料が用いられるプラント１であってもよい。
なお、以下の実施形態では、一例としてガス化炉３の燃料に石炭が用いられる石炭ガス化複合発電プラント（ＩＧＣＣ）について説明する。但し、本実施形態のプラント１の種類はこれに限定されるものではなく、ガス化炉３の燃料として、例えばコークス、石油残渣、ピッチ、オイルシェール、廃タイヤ、プラスティック等の他の固形燃料が用いられるプラント１であってもよい。
幾つかの実施形態において、ガス化複合発電プラント１は、ガス化炉３と、ガス化炉３で生成された可燃性ガスを燃料として駆動されるガスタービン１０と、を備える。
より具体的には、図１に示す実施形態に係るガス化複合発電プラント１は、石炭供給設備２と、ガス化炉３と、脱塵装置４と、ガス処理設備５と、発電設備６と、を備えている。
より具体的には、図１に示す実施形態に係るガス化複合発電プラント１は、石炭供給設備２と、ガス化炉３と、脱塵装置４と、ガス処理設備５と、発電設備６と、を備えている。
石炭供給設備２は、石炭をミルで粉砕して微粉炭を生成するように構成される。また、石炭供給設備２は、空気分離装置１７で分離された窒素によって、微粉炭をガス化炉３に気流搬送するようになっている。
ガス化炉３は、石炭供給設備２からの微粉炭と、脱塵装置４で回収されたチャーと、圧縮機１６からの圧縮空気と、空気分離装置１７で分離された酸素とが供給され、ガス化反応によって可燃性ガスを生成するように構成される。ガス化炉３で生成された可燃性ガスは、脱塵装置４に搬送される。
脱塵装置４は、ガス化炉３からの可燃性ガスからチャーを分離するように構成される。チャーが除去された可燃性ガスは、ガス処理設備５に搬送される。可燃性ガスから分離されたチャーはガス化炉３に供給される。
ガス処理設備５は、脱塵装置４からの可燃性ガスに含まれるＣＯＳをＨ２Ｓ及びＣＯ２に変換してＨ２Ｓを含む可燃性ガスを生成し、このＨ２Ｓを含む可燃性ガスからＨＣｌやＮＨ３等の不純物やＨ２Ｓを除去し、ＣＯやＨ２を主成分とする可燃性ガスを生成するようになっている。ガス処理設備５で処理された後の可燃性ガスは、配管２０を通って発電設備６に供給される。
ガス化炉３は、石炭供給設備２からの微粉炭と、脱塵装置４で回収されたチャーと、圧縮機１６からの圧縮空気と、空気分離装置１７で分離された酸素とが供給され、ガス化反応によって可燃性ガスを生成するように構成される。ガス化炉３で生成された可燃性ガスは、脱塵装置４に搬送される。
脱塵装置４は、ガス化炉３からの可燃性ガスからチャーを分離するように構成される。チャーが除去された可燃性ガスは、ガス処理設備５に搬送される。可燃性ガスから分離されたチャーはガス化炉３に供給される。
ガス処理設備５は、脱塵装置４からの可燃性ガスに含まれるＣＯＳをＨ２Ｓ及びＣＯ２に変換してＨ２Ｓを含む可燃性ガスを生成し、このＨ２Ｓを含む可燃性ガスからＨＣｌやＮＨ３等の不純物やＨ２Ｓを除去し、ＣＯやＨ２を主成分とする可燃性ガスを生成するようになっている。ガス処理設備５で処理された後の可燃性ガスは、配管２０を通って発電設備６に供給される。
また、ガス化炉３側（ガス処理設備５）からの可燃性ガスをガスタービン１０の燃焼器７に供給するための配管２０には、ガスタービン１０の燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量を調節するための流量調節弁２２が設けられている。流量調節弁２２は、図２を参照して後述する制御装置３０によって開度が制御されるようになっている。
なお、配管２０には、燃焼器７に供給する可燃性ガスの供給を遮断するための遮断弁（図示略）が設けられていてもよい。
なお、配管２０には、燃焼器７に供給する可燃性ガスの供給を遮断するための遮断弁（図示略）が設けられていてもよい。
発電設備６は、燃焼器７、圧縮機８及びタービン９を含むガスタービン１０と、発電機１３と、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１５と、蒸気タービン１２と、復水器１４と、を備えている。
なお、図１に示す実施形態では、ガスタービン１０と蒸気タービン１２とを一軸配置とし、１基の発電機１３を設けた構成としているが、この構成に限定されるものではない。例えば、ガスタービン１０と蒸気タービン１２とを二軸配置するとともに、２基の発電機をそれぞれ接続した構成であってもよい。
なお、ガスタービン１０と蒸気タービン１２とを一軸配置する場合、発電機１３の出力（ＩＧＣＣ出力）を例えば電力計により計測し、ＩＧＣＣの出力の計測結果から蒸気タービン１２の出力を差し引くことで、ガスタービン１０の出力を求めることができる。一方、ガスタービン１０と蒸気タービン１２とを二軸配置する場合、ガスタービン１０の発電機の出力を計測し、これをガスタービン１０の出力としてもよい。こうして得られるガスタービン１０の出力は、後述する制御装置３０における流量調節弁２２の開度制御に用いられる。
なお、図１に示す実施形態では、ガスタービン１０と蒸気タービン１２とを一軸配置とし、１基の発電機１３を設けた構成としているが、この構成に限定されるものではない。例えば、ガスタービン１０と蒸気タービン１２とを二軸配置するとともに、２基の発電機をそれぞれ接続した構成であってもよい。
なお、ガスタービン１０と蒸気タービン１２とを一軸配置する場合、発電機１３の出力（ＩＧＣＣ出力）を例えば電力計により計測し、ＩＧＣＣの出力の計測結果から蒸気タービン１２の出力を差し引くことで、ガスタービン１０の出力を求めることができる。一方、ガスタービン１０と蒸気タービン１２とを二軸配置する場合、ガスタービン１０の発電機の出力を計測し、これをガスタービン１０の出力としてもよい。こうして得られるガスタービン１０の出力は、後述する制御装置３０における流量調節弁２２の開度制御に用いられる。
このような構成を有する発電設備６のガスタービン１０では、圧縮機８からの圧縮空気が車室１１に一旦溜められ、この圧縮空気がガスタービン１０の燃焼器７に供給される。一方、ガス処理設備５からの可燃性ガス（燃料）は、前述の配管２０を介して燃焼器７に供給される。燃焼器７において可燃性ガスは燃焼され、燃焼ガスがタービン９に供給される。タービン９は、燃焼器７からの燃焼ガスにより回転駆動され、回転軸を介して圧縮機８を駆動するようになっている。これにより圧縮機８では圧縮空気が生成される。
タービン９を回転させた燃焼ガスは排ガスとして排出され、排熱回収ボイラ１５に供給される。排熱回収ボイラ１５は、タービン９からの排ガスの排熱を利用して、復水器１４から供給される水を加熱して蒸気を生成する。そして、排熱回収ボイラ１５で生成された蒸気は蒸気タービン１２に供給される。蒸気タービン１２は、排熱回収ボイラ１５からの蒸気によって回転駆動され、ガスタービン１０とともに回転軸を介して発電機１３を駆動するようになっている。これにより発電機１３では発電が行われる。
タービン９を回転させた燃焼ガスは排ガスとして排出され、排熱回収ボイラ１５に供給される。排熱回収ボイラ１５は、タービン９からの排ガスの排熱を利用して、復水器１４から供給される水を加熱して蒸気を生成する。そして、排熱回収ボイラ１５で生成された蒸気は蒸気タービン１２に供給される。蒸気タービン１２は、排熱回収ボイラ１５からの蒸気によって回転駆動され、ガスタービン１０とともに回転軸を介して発電機１３を駆動するようになっている。これにより発電機１３では発電が行われる。
なお、ガスタービン１０のタービン９には、タービン９のブレードパス温度を計測するためのＢＰＴセンサ（図示略）が設けられていてもよい。また、ＢＰＴセンサの後流側には、ガスタービン１０の排気ダクトでの排気ガス温度（以下、排ガス温度という）を計測するためのＥＸＴセンサ（図示略）が設けられていてもよい。
ＢＰＴセンサ及びＥＸＴセンサにより計測された温度や、蒸気タービン１２の出力（発電機１３の出力）、及びガスタービン１０の回転速度又は回転数等のガス化複合発電プラント１の運転状態に関する状態量は、図２を参照して後述する制御装置３０に入力されてもよい。この場合、例えば、ＢＰＴセンサ及びＥＸＴセンサによる温度計測値は、それぞれ、図２を参照して後述する温度制御指令ＥＸＣＳＯ、ＢＰＣＳＯを算出するために用いられてもよい。
ＢＰＴセンサ及びＥＸＴセンサにより計測された温度や、蒸気タービン１２の出力（発電機１３の出力）、及びガスタービン１０の回転速度又は回転数等のガス化複合発電プラント１の運転状態に関する状態量は、図２を参照して後述する制御装置３０に入力されてもよい。この場合、例えば、ＢＰＴセンサ及びＥＸＴセンサによる温度計測値は、それぞれ、図２を参照して後述する温度制御指令ＥＸＣＳＯ、ＢＰＣＳＯを算出するために用いられてもよい。
次に、上述したガス化複合発電プラント１における流量調節弁２２の開度制御の概要について、図２を参照して説明する。
図２は、一実施形態に係る流量調節弁２２の制御の全体構成を示すブロック線図である。
図２は、一実施形態に係る流量調節弁２２の制御の全体構成を示すブロック線図である。
まず、軸負荷設定器３１により発電機出力の目標負荷が設定されると、この目標負荷に向けてプラント負荷変化レート（例えば、毎分３％）で変化するように、発電機指令ＭＷＤが設定される。減算器３２は、発電機指令ＭＷＤから蒸気タービン出力を減算することによりガスタービン出力指令ＧＴ＿ＭＷＤを算出する。ガスタービン出力指令ＧＴ＿ＭＷＤは減算器３３に与えられる。
なお、蒸気タービン１２の出力（蒸気タービン出力）は、例えば、蒸気タービン１２の入口状態量から演算により求めてもよい。あるいは、蒸気タービン１２の回転数及びトルク等の計測値から演算により、蒸気タービン１２の出力を求めてもよい。
なお、蒸気タービン１２の出力（蒸気タービン出力）は、例えば、蒸気タービン１２の入口状態量から演算により求めてもよい。あるいは、蒸気タービン１２の回転数及びトルク等の計測値から演算により、蒸気タービン１２の出力を求めてもよい。
一方、減算器３７において、ガス化複合発電プラント１の全体としての出力（ＩＧＣＣ出力；ガスタービン出力及び蒸気タービン出力の総和）から蒸気タービン出力が減算され、ガスタービン出力が算出される。このガスタービン出力が、減算器３３に入力される。減算器３３は、ガスタービン出力指令ＧＴ＿ＭＷＤからガスタービン出力を減算することにより差分を求める。この差分は、ＰＩ制御器３４によりＰＩ制御がなされることにより、ガスタービン出力をガスタービン出力指令ＧＴ＿ＭＷＤに一致させるための負荷制御指令ＬＤＣＳＯが求められる。この負荷制御指令ＬＤＣＳＯは選択回路３５に与えられる。
選択回路３５には、上記負荷制御指令ＬＤＣＳＯの他に、軸回転数に基づいて算出されたガバナ制御指令ＧＶＣＳＯ、温度に基づいて算出された温度制御指令ＥＸＣＳＯ、ＢＰＣＳＯ、燃料量に基づいて算出された燃料制御指令ＦＬＣＳＯが与えられる。選択回路３５は、これらの制御指令の中から最も低値のものを選択し、これを燃料流量指令ＣＳＯとして弁開度設定ユニット４０に出力する。なお、燃料流量指令ＣＳＯは、燃料流量に相当する変数で与えられてもよい。
弁開度設定ユニット４０は、選択回路３５から与えられた燃料流量指令ＣＳＯに対応する弁開度を算出し、この弁開度を流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶとして出力する。
弁開度設定ユニット４０は、選択回路３５から与えられた燃料流量指令ＣＳＯに対応する弁開度を算出し、この弁開度を流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶとして出力する。
以下、図３〜図６を参照して、ガスタービン１０に供給される可燃性ガス（燃料）の流量を調節するための流量調節弁２２の制御について具体的に説明する。
図３は、一実施形態に係る流量調節弁２２の制御装置３０Ａを備えたガス化複合発電プラント１Ａを示す図である。図４は、図３に示す制御装置３０Ａに含まれる弁開度設定ユニット４０Ａの具体的構成を示すブロック線図である。
図５は、他の実施形態に係る流量調節弁２２の制御装置３０Ｂを備えたガス化複合発電プラント１Ｂを示す図である。図６は、図５に示す制御装置３０Ｂに含まれる弁開度設定ユニット４０Ｂの具体的構成を示すブロック線図である。
なお、以下では、図３及び図４に示す実施形態における構成要素と、図５及び図６に示す実施形態における構成要素とが互いに対応関係にある場合、前者について符号末尾にＡを付し、後者について符号末尾にＢを付して表記することがある。また、図３及び図４における構成要素と図５及び図６における構成要素とを総称する場合、Ａ及びＢを付さずに符号（数字）のみを表記することがある。
図３は、一実施形態に係る流量調節弁２２の制御装置３０Ａを備えたガス化複合発電プラント１Ａを示す図である。図４は、図３に示す制御装置３０Ａに含まれる弁開度設定ユニット４０Ａの具体的構成を示すブロック線図である。
図５は、他の実施形態に係る流量調節弁２２の制御装置３０Ｂを備えたガス化複合発電プラント１Ｂを示す図である。図６は、図５に示す制御装置３０Ｂに含まれる弁開度設定ユニット４０Ｂの具体的構成を示すブロック線図である。
なお、以下では、図３及び図４に示す実施形態における構成要素と、図５及び図６に示す実施形態における構成要素とが互いに対応関係にある場合、前者について符号末尾にＡを付し、後者について符号末尾にＢを付して表記することがある。また、図３及び図４における構成要素と図５及び図６における構成要素とを総称する場合、Ａ及びＢを付さずに符号（数字）のみを表記することがある。
まず、図３〜図６に示す制御装置３０（弁開度設定ユニット４０）における流量調節弁２２の開度制御に用いられる各種計器について説明する。
図３に示す例示的な実施形態では、流量調節弁２２の近傍には、流量調節弁２２の前後差圧を計測するための差圧計２５が設けられる。一方、図５に示す例示的な実施形態では、流量調節弁２２の入口側には、流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１を計測するための入口圧力計２６が設けられる。
なお、以下で説明する制御装置３０（弁開度設定ユニット４０）における流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶの算出を行うためには、ガス化複合発電プラント１は、差圧計２５又は入口圧力計２６の少なくとも一方を備えていればよい。
さらに、ガス化複合発電プラント１は、他の計器も備えていてもよい。例えば、ガス化複合発電プラント１は、図３及び図５に示すように、圧縮機８の吸気温度Ｔ１Ｃを計測する吸気温度計２４と、流量調節弁２２の下流側圧力ＦＧＰを計測するための下流側圧力計２７と、流量調節弁２２の下流側温度ＦＧＴを計測するための下流側温度計２８と、を備えていてもよい。
図３に示す例示的な実施形態では、流量調節弁２２の近傍には、流量調節弁２２の前後差圧を計測するための差圧計２５が設けられる。一方、図５に示す例示的な実施形態では、流量調節弁２２の入口側には、流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１を計測するための入口圧力計２６が設けられる。
なお、以下で説明する制御装置３０（弁開度設定ユニット４０）における流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶの算出を行うためには、ガス化複合発電プラント１は、差圧計２５又は入口圧力計２６の少なくとも一方を備えていればよい。
さらに、ガス化複合発電プラント１は、他の計器も備えていてもよい。例えば、ガス化複合発電プラント１は、図３及び図５に示すように、圧縮機８の吸気温度Ｔ１Ｃを計測する吸気温度計２４と、流量調節弁２２の下流側圧力ＦＧＰを計測するための下流側圧力計２７と、流量調節弁２２の下流側温度ＦＧＴを計測するための下流側温度計２８と、を備えていてもよい。
これら種々の計器の計測結果は、制御装置３０の弁開度設定ユニット４０において、所望の燃料流量が実現されるよう流量調節弁２２の開度制御のために用いられる。
幾つかの実施形態では、図４及び図６に示すように、制御装置３０の弁開度設定ユニット４０は、車室圧力演算部４１と、配管圧損演算部４２と、出口圧演算部（例えば加算器）４３と、開度指令演算部４４（４４Ａ，４４Ｂ）と、を備える。
車室圧力演算部４１は、ガスタービン１０の車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬを算出するように構成される。
例えば、車室圧力演算部４１は、図４及び図６に示すように、上述した選択回路３５（図２参照）から与えられた燃料流量指令ＣＳＯと、圧縮機８のＩＧＶ開度と、圧縮機８の吸気温度Ｔ１Ｃとに基づいて、ガスタービン１０の車室圧力を算出するように構成される。この場合、ガスタービン１０の車室圧力を高精度に算出することができる。このため、車室圧力の算出結果（Ｐｉｎ＿ＣＡＬ）を用いた流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬの算出精度が向上し、流量調節弁２２の開度制御をより適切に行うことが可能になる。
例えば、車室圧力演算部４１は、図４及び図６に示すように、上述した選択回路３５（図２参照）から与えられた燃料流量指令ＣＳＯと、圧縮機８のＩＧＶ開度と、圧縮機８の吸気温度Ｔ１Ｃとに基づいて、ガスタービン１０の車室圧力を算出するように構成される。この場合、ガスタービン１０の車室圧力を高精度に算出することができる。このため、車室圧力の算出結果（Ｐｉｎ＿ＣＡＬ）を用いた流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬの算出精度が向上し、流量調節弁２２の開度制御をより適切に行うことが可能になる。
配管圧損演算部４２は、流量調節弁２２からガスタービン１０の燃焼器７までの配管２０における圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬを算出するように構成される。
例えば、配管圧損演算部４２は、図４及び図６に示すように、流量調節弁２２を流れる可燃性ガスの燃料流量ＣＳＯ（ＦＱ）と、流量調節弁２２の下流側圧力（燃料圧力）ＦＧＰと、流量調節弁２２の下流側温度（燃料温度）ＦＧＴと、に基づいて、配管２０の圧力損失を算出するように構成される。これによれば、可燃性ガスの流量と、流量調節弁２２の下流側圧力ＦＧＰ及び下流側温度ＦＧＴとを考慮することで、流量調節弁２２から燃焼器７までの圧力損失を高精度に算出することができる。このため、配管２０の圧力損失の算出結果（Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ）を用いた流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２の算出精度が向上し、流量調節弁２２の開度制御をより適切に行うことが可能になる。
例えば、配管圧損演算部４２は、図４及び図６に示すように、流量調節弁２２を流れる可燃性ガスの燃料流量ＣＳＯ（ＦＱ）と、流量調節弁２２の下流側圧力（燃料圧力）ＦＧＰと、流量調節弁２２の下流側温度（燃料温度）ＦＧＴと、に基づいて、配管２０の圧力損失を算出するように構成される。これによれば、可燃性ガスの流量と、流量調節弁２２の下流側圧力ＦＧＰ及び下流側温度ＦＧＴとを考慮することで、流量調節弁２２から燃焼器７までの圧力損失を高精度に算出することができる。このため、配管２０の圧力損失の算出結果（Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ）を用いた流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２の算出精度が向上し、流量調節弁２２の開度制御をより適切に行うことが可能になる。
出口圧演算部４３は、車室圧力演算部４１によって算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬと、配管圧損演算部４２によって算出された配管２０の圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬと、に基づいて、流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬを算出するように構成される。
例えば、図４及び図６に示すように、出口圧演算部４３は、車室圧力演算部４１によって算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬと、配管圧損演算部４２によって算出された配管２０の圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬとを加算して、流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬを算出するように構成された加算器であってもよい。
例えば、図４及び図６に示すように、出口圧演算部４３は、車室圧力演算部４１によって算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬと、配管圧損演算部４２によって算出された配管２０の圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬとを加算して、流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬを算出するように構成された加算器であってもよい。
幾つかの実施形態では、図４及び図６に示すように、開度指令演算部４４（４４Ａ，４４Ｂ）は、ガスタービン１０の燃料流量指令ＣＳＯと、出口圧演算部４３による出口圧力の算出結果Ｐ２＿ＣＡＬと、流量調節弁２２の前後差圧ＤＰ（図３に示す差圧計２５の計測結果）または流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１（図５に示す入口圧力計２６の計測結果）と、に基づいて、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを求める。
これにより、流量調節弁２２から燃焼器７までの配管２０の圧力損失を考慮して流量調節弁２２を開度制御することができ、高精度な制御が可能となる。そのため、ガスタービン１０の燃料供給配管２０から圧力調節弁を廃止した場合であっても、所望の流量の燃料を燃焼器７に供給することができる。
これにより、流量調節弁２２から燃焼器７までの配管２０の圧力損失を考慮して流量調節弁２２を開度制御することができ、高精度な制御が可能となる。そのため、ガスタービン１０の燃料供給配管２０から圧力調節弁を廃止した場合であっても、所望の流量の燃料を燃焼器７に供給することができる。
また、従来、流量調節弁の開度指令値を演算する場合、流量調節弁の入口圧力、出口圧力及び流量調節弁の前後差圧のうち、少なくとも２つの計測値が必要であったため、２箇所に計器を設置していた。これに対し、図４及び図６を参照して上述した実施形態では、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを算出するに際して、流量調節弁２２の出口圧力の演算値（Ｐ２＿ＣＡＬ）を用いることで、入口圧力Ｐ１又は差圧ＤＰの何れかを計測すれば足りる。よって、従来に比べて計器数を削減することができる。
なお、開度指令演算部４４は、図４及び図６に示すように、流量調節弁２２の下流側温度（計測値）ＦＧＴに基づいて、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを求めてもよい。この場合、流量調節弁２２の下流側温度ＦＧＴをも考慮して流量調節弁２２を適切に制御することで、燃焼器７に供給される燃料流量を高精度に調節することができる。
こうして開度指令演算部４４で算出された流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶは、流量調節弁２２に出力される。
ここで、開度指令演算部４４における開度指令の算出手法の一例について説明する。
幾つかの実施形態では、開度指令演算部４４は、下記式（１）で表されるＣｖ値（流量係数）を用いて、燃料流量指令ＣＳＯに応じた流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを求める。
但し、上記式（１）において、ｋは比例定数（ＦＣＩ（Ｆｌｕｉｄ Ｃｏｎｔｒｏｌｓ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｉｎｃ．）が定めるＣｖ値計算式の場合にはｋ＝１／２７３）、Ｑｇは燃料ガスの体積流量（Ｎｍ３／ｈ）であり、Ｇｇは標準状態の空気に対する燃料ガスの比重であり、Ｔ１は流量調節弁２２の入口温度（Ｋ）であり、ＤＰは流量調節弁２２の前後差圧であり、Ｐ１は流量調節弁２２の入口圧力であり、Ｐ２は流量調節弁２２の出口圧力である。
図４に示す例示的な実施形態では、開度指令演算部４４Ａは、流量調節弁２２の前後差圧の計測値ＤＰと、流量調節弁２２の入口圧力算出値Ｐ１＿ＣＡＬと、流量調節弁２２の出口圧力算出値Ｐ２＿ＣＡＬと、燃料流量指令ＣＳＯから求まる所望の燃料ガス体積流量Ｑｇ＿ｔｇｔと、流量調節弁２２の下流側温度ＦＧＴ、上流側圧力Ｐ１及び下流側圧力Ｐ２から求まる上流側温度Ｔ１＿ＣＡＬと、を上記式（１）に代入することで、実現すべきＣｖ値を算出し、かかるＣｖ値に対応する流量調節弁２２の開度を開度指令ＦＣＶとして求める。
一方、図６に示す例示的な実施形態では、開度指令演算部４４Ｂは、流量調節弁２２の前後差圧の算出値ＤＰ＿ＣＡＬと、流量調節弁２２の入口圧力計測値Ｐ１と、流量調節弁２２の出口圧力算出値Ｐ２＿ＣＡＬと、燃料流量指令ＣＳＯから求まる所望の燃料ガス体積流量Ｑｇ＿ｔｇｔと、流量調節弁２２の下流側温度ＦＧＴ、上流側圧力Ｐ１及び下流側圧力Ｐ２から求まる上流側温度Ｔ１＿ＣＡＬと、を上記式（１）に代入することで、実現すべきＣｖ値を算出し、かかるＣｖ値に対応する流量調節弁２２の開度を開度指令ＦＣＶとして求める。
幾つかの実施形態では、開度指令演算部４４は、下記式（１）で表されるＣｖ値（流量係数）を用いて、燃料流量指令ＣＳＯに応じた流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを求める。
但し、上記式（１）において、ｋは比例定数（ＦＣＩ（Ｆｌｕｉｄ Ｃｏｎｔｒｏｌｓ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｉｎｃ．）が定めるＣｖ値計算式の場合にはｋ＝１／２７３）、Ｑｇは燃料ガスの体積流量（Ｎｍ３／ｈ）であり、Ｇｇは標準状態の空気に対する燃料ガスの比重であり、Ｔ１は流量調節弁２２の入口温度（Ｋ）であり、ＤＰは流量調節弁２２の前後差圧であり、Ｐ１は流量調節弁２２の入口圧力であり、Ｐ２は流量調節弁２２の出口圧力である。
図４に示す例示的な実施形態では、開度指令演算部４４Ａは、流量調節弁２２の前後差圧の計測値ＤＰと、流量調節弁２２の入口圧力算出値Ｐ１＿ＣＡＬと、流量調節弁２２の出口圧力算出値Ｐ２＿ＣＡＬと、燃料流量指令ＣＳＯから求まる所望の燃料ガス体積流量Ｑｇ＿ｔｇｔと、流量調節弁２２の下流側温度ＦＧＴ、上流側圧力Ｐ１及び下流側圧力Ｐ２から求まる上流側温度Ｔ１＿ＣＡＬと、を上記式（１）に代入することで、実現すべきＣｖ値を算出し、かかるＣｖ値に対応する流量調節弁２２の開度を開度指令ＦＣＶとして求める。
一方、図６に示す例示的な実施形態では、開度指令演算部４４Ｂは、流量調節弁２２の前後差圧の算出値ＤＰ＿ＣＡＬと、流量調節弁２２の入口圧力計測値Ｐ１と、流量調節弁２２の出口圧力算出値Ｐ２＿ＣＡＬと、燃料流量指令ＣＳＯから求まる所望の燃料ガス体積流量Ｑｇ＿ｔｇｔと、流量調節弁２２の下流側温度ＦＧＴ、上流側圧力Ｐ１及び下流側圧力Ｐ２から求まる上流側温度Ｔ１＿ＣＡＬと、を上記式（１）に代入することで、実現すべきＣｖ値を算出し、かかるＣｖ値に対応する流量調節弁２２の開度を開度指令ＦＣＶとして求める。
上述したように、図４に示す実施形態では、開度指令演算部４４Ａが、ガスタービン１０の燃料流量指令ＣＳＯと、出口圧演算部４３による出口圧力の算出結果（Ｐ２＿ＣＡＬ）と、流量調節弁２２の前後差圧の計測値ＤＰと、に基づいて、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを求めるように構成される。
具体的には、出口圧演算部４３において、車室圧力演算部４１で算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬと、配管圧損演算部４２で算出された配管２０の圧損Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬとを加算して、流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬを算出する。また、入口圧演算部４５において、出口圧演算部４３で算出された出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、差圧計２５で計測された流量調節弁２２の差圧ＤＰとを加算して、流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１＿ＣＡＬを算出する。そして、開度指令演算部４４Ａでは、燃料流量指令ＣＳＯと、流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１＿ＣＡＬ及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、差圧ＤＰと、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを算出する。
この構成では、既存の差圧計２５を用いれば、流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１を計測するための入口圧力計を設ける必要がないので、制御用計測器の設置数を削減することができる。
具体的には、出口圧演算部４３において、車室圧力演算部４１で算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬと、配管圧損演算部４２で算出された配管２０の圧損Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬとを加算して、流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬを算出する。また、入口圧演算部４５において、出口圧演算部４３で算出された出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、差圧計２５で計測された流量調節弁２２の差圧ＤＰとを加算して、流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１＿ＣＡＬを算出する。そして、開度指令演算部４４Ａでは、燃料流量指令ＣＳＯと、流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１＿ＣＡＬ及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、差圧ＤＰと、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを算出する。
この構成では、既存の差圧計２５を用いれば、流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１を計測するための入口圧力計を設ける必要がないので、制御用計測器の設置数を削減することができる。
一方、図６に示す実施形態では、上述したように、開度指令演算部４４Ｂが、ガスタービン１０の燃料流量指令ＣＳＯと、出口圧演算部４３による出口圧力の算出結果（Ｐ２＿ＣＡＬ）と、入口圧力計２６で計測された入口圧力Ｐ１と、に基づいて、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを求めるように構成される。
具体的には、出口圧演算部４３において、車室圧力演算部４１で算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬと、配管圧損演算部４２で算出された配管２０の圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬとを加算して、流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬを算出する。また、差圧演算部４６において、出口圧演算部４３で算出された出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、入口圧力計２６で計測された入口圧力Ｐ１の差分から流量調節弁２２の差圧ＤＰ＿ＣＡＬを算出する。そして、開度指令演算部４４Ｂでは、燃料流量指令ＣＳＯと、流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、差圧ＤＰ＿ＣＡＬと、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを算出する。
この構成では、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを算出する際に、入口圧力計２６で計測された入口圧力Ｐ１を用いているため、流量調節弁２２を高精度に制御することができる。
具体的には、出口圧演算部４３において、車室圧力演算部４１で算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬと、配管圧損演算部４２で算出された配管２０の圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬとを加算して、流量調節弁２２の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬを算出する。また、差圧演算部４６において、出口圧演算部４３で算出された出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、入口圧力計２６で計測された入口圧力Ｐ１の差分から流量調節弁２２の差圧ＤＰ＿ＣＡＬを算出する。そして、開度指令演算部４４Ｂでは、燃料流量指令ＣＳＯと、流量調節弁２２の入口圧力Ｐ１及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、差圧ＤＰ＿ＣＡＬと、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを算出する。
この構成では、流量調節弁２２の開度指令ＦＣＶを算出する際に、入口圧力計２６で計測された入口圧力Ｐ１を用いているため、流量調節弁２２を高精度に制御することができる。
続いて、図７〜図１１を参照して、流量調節弁２２が複数設けられた場合における各流量調節弁２２の開度制御について説明する。
図７は、一実施形態に係る複数の流量調節弁２２を備えたガス化複合発電プラント１（１Ｃ〜１Ｆ）の全体構成を示す図である。図８は、図７に示す制御装置３０Ｃに含まれる弁開度設定ユニット４０Ｃの構成例を示すブロック線図である。図９は、図７に示す制御装置３０Ｄに含まれる弁開度設定ユニット４０Ｄの構成例を示すブロック線図である。図１０は、図７に示す制御装置３０Ｅに含まれる弁開度設定ユニット４０Ｅの構成例を示すブロック線図である。図１１は、図７に示す制御装置３０Ｆに含まれる弁開度設定ユニット４０Ｆの構成例を示すブロック線図である。
図７は、一実施形態に係る複数の流量調節弁２２を備えたガス化複合発電プラント１（１Ｃ〜１Ｆ）の全体構成を示す図である。図８は、図７に示す制御装置３０Ｃに含まれる弁開度設定ユニット４０Ｃの構成例を示すブロック線図である。図９は、図７に示す制御装置３０Ｄに含まれる弁開度設定ユニット４０Ｄの構成例を示すブロック線図である。図１０は、図７に示す制御装置３０Ｅに含まれる弁開度設定ユニット４０Ｅの構成例を示すブロック線図である。図１１は、図７に示す制御装置３０Ｆに含まれる弁開度設定ユニット４０Ｆの構成例を示すブロック線図である。
図７に示すように、幾つかの実施形態では、ガス化複合発電プラント１（１Ｃ〜１Ｆ）は、ガス処理設備５とガスタービン１０との間において、互いに並列に設けられた複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を有する。各々の流量調節弁２２（２２１〜２２３）の開度は、図８〜図１１を参照して後述する制御装置３０（３０Ｃ〜３０Ｆ）によって制御される。
また、ガス化複合発電プラント１（１Ｃ〜１Ｆ）は、各々の流量調節弁２２（２２１〜２２３）の開度制御のために用いられる種々の計器を備える。
例えば、ガス化複合発電プラント１（１Ｃ〜１Ｆ）は、図７に示すように、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の前後差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）をそれぞれ計測するための複数の差圧計２５（２５１〜２５３）や、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）をそれぞれ計測するための複数の入口圧力計２６（２６１〜２６３）を備えていてもよい。なお、図７には、ガス化複合発電プラント１（１Ｃ〜１Ｆ）が、差圧計２５（２５１〜２５３）と、入口圧力計２６（２６１〜２６３）の両方を備える例を示しているが、差圧計２５（２５１〜２５３）又は入口圧力計２６（２６１〜２６３）の少なくとも一方を備えていればよい。
この他、ガス化複合発電プラント１は、圧縮機８の吸気温度Ｔ１Ｃを計測する吸気温度計２４や、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の下流側圧力ＦＧＰを計測するための下流側圧力計２７や、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の下流側温度ＦＧＴを計測するための下流側温度計２８をさらに備えていてもよい。
例えば、ガス化複合発電プラント１（１Ｃ〜１Ｆ）は、図７に示すように、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の前後差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）をそれぞれ計測するための複数の差圧計２５（２５１〜２５３）や、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）をそれぞれ計測するための複数の入口圧力計２６（２６１〜２６３）を備えていてもよい。なお、図７には、ガス化複合発電プラント１（１Ｃ〜１Ｆ）が、差圧計２５（２５１〜２５３）と、入口圧力計２６（２６１〜２６３）の両方を備える例を示しているが、差圧計２５（２５１〜２５３）又は入口圧力計２６（２６１〜２６３）の少なくとも一方を備えていればよい。
この他、ガス化複合発電プラント１は、圧縮機８の吸気温度Ｔ１Ｃを計測する吸気温度計２４や、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の下流側圧力ＦＧＰを計測するための下流側圧力計２７や、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の下流側温度ＦＧＴを計測するための下流側温度計２８をさらに備えていてもよい。
こうした各種計器により得られた計測値は、制御装置３０（３０Ｃ〜３０Ｆ）における流量調節弁２２（２２１〜２２３）の開度制御に用いられる。
図８及び図９に示す実施形態では、弁開度設定ユニット４０（４０Ｃ〜４０Ｄ）の開度指令演算部４４（４４Ｃ〜４４Ｄ）は、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）について共通の開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍを求めるように構成される。
ガス化複合発電プラント１では、可燃性ガスの最大流量が大きいため、複数の流量調節弁（２２１〜２２３）を並列に設ける場合がある。この場合において、共通の開度指令を各弁２２に与える上記構成によれば、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）の開度制御を簡素な手法で行うことができる。
なお、全ての流量調節弁２２（２２１〜２２３）について共通の開度指令を算出する構成に限定されるものではなく、全ての流量調節弁２２（２２１〜２２３）のうち少なくとも２以上の流量調節弁について共通の開度指令を算出する構成であってもよい。
ガス化複合発電プラント１では、可燃性ガスの最大流量が大きいため、複数の流量調節弁（２２１〜２２３）を並列に設ける場合がある。この場合において、共通の開度指令を各弁２２に与える上記構成によれば、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）の開度制御を簡素な手法で行うことができる。
なお、全ての流量調節弁２２（２２１〜２２３）について共通の開度指令を算出する構成に限定されるものではなく、全ての流量調節弁２２（２２１〜２２３）のうち少なくとも２以上の流量調節弁について共通の開度指令を算出する構成であってもよい。
図８に示す例示的な実施形態では、弁開度設定ユニット４０Ｃは、車室圧力演算部４１と、配管圧損演算部４２と、出口圧演算部４３と、差圧平均演算部４７と、入口圧演算部４５と、開度指令演算部４４Ｃと、を備えている。
差圧平均演算部４７は、差圧計２５（２５１〜２５３）でそれぞれ計測された差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）の差圧平均値ＤＰｍを算出するように構成される。
入口圧演算部４５は、出口圧演算部４３で算出された出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）の差圧平均値ＤＰｍとを加算して、各流量調節弁２２（２２１〜２２３）に共通の入口圧力Ｐ１＿ＣＡＬを算出するように構成された加算器であってもよい。
開度指令演算部４４Ｃは、燃料流量指令ＣＳＯと、流量調節弁（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、差圧平均値ＤＰｍと、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に共通の開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍを算出するように構成される。開度指令演算部４４で算出された開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍは、各流量調節弁２２（２２１〜２２３）に出力される。
この構成によれば、複数の流量調節弁（２２１〜２２３）の差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）の差圧平均値ＤＰｍを用いて、複数の流量調節弁（２２１〜２２３）を同時に制御するようにしたので、演算処理の負荷軽減が図れる。
また、この構成において、既存の差圧計２５（２５１〜２５３）を用いれば、流量調節弁（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）を計測するための入口圧力計を設ける必要がないので、制御用計測器の設置数を削減することができる。
差圧平均演算部４７は、差圧計２５（２５１〜２５３）でそれぞれ計測された差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）の差圧平均値ＤＰｍを算出するように構成される。
入口圧演算部４５は、出口圧演算部４３で算出された出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）の差圧平均値ＤＰｍとを加算して、各流量調節弁２２（２２１〜２２３）に共通の入口圧力Ｐ１＿ＣＡＬを算出するように構成された加算器であってもよい。
開度指令演算部４４Ｃは、燃料流量指令ＣＳＯと、流量調節弁（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、差圧平均値ＤＰｍと、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に共通の開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍを算出するように構成される。開度指令演算部４４で算出された開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍは、各流量調節弁２２（２２１〜２２３）に出力される。
この構成によれば、複数の流量調節弁（２２１〜２２３）の差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）の差圧平均値ＤＰｍを用いて、複数の流量調節弁（２２１〜２２３）を同時に制御するようにしたので、演算処理の負荷軽減が図れる。
また、この構成において、既存の差圧計２５（２５１〜２５３）を用いれば、流量調節弁（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）を計測するための入口圧力計を設ける必要がないので、制御用計測器の設置数を削減することができる。
図９に示す実施形態では、入口圧力計２６（２６１〜２６３）で計測された入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）を用いて、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を同時に制御するための開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍを求める構成となっている。
具体的には、制御装置３０Ｄの弁開度設定ユニット４０Ｄは、車室圧力演算部４１と、配管圧損演算部４２と、出口圧演算部４３と、入口圧平均演算部４８と、差圧演算部４６と、開度指令演算部４４Ｄと、を備えている。
入口圧平均演算部４８は、入口圧力計２６（２６１〜２６３）でそれぞれ計測された入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）の平均値である入口圧力Ｐ１ｍを算出するように構成される。
差圧演算部４６は、出口圧演算部４３で算出された出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、入口圧平均演算部４８で算出された入口平均圧力Ｐ１ｍとの差分を算出することによって、流量調節弁２２の差圧ＤＰ＿ＣＡＬを算出するように構成された差分器であってもよい。
開度指令演算部４４Ｄは、燃料流量指令ＣＳＯと、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、差圧演算部４６で算出された差圧ＤＰ＿ＣＡＬと、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に共通の開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍを算出するように構成される。開度指令演算部４４Ｄで算出された開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍは、各流量調節弁（２２１〜２２３）に出力される。
この構成によれば、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）の平均値である入口圧力Ｐ１ｍを用いて、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を同時に制御するようにしたので、演算処理の負荷軽減が図れる。
また、この構成において、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍを算出する際に、入口圧力計２６（２６１〜２６３）で計測された入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）を用いているため、流量調節弁２２（２２１〜２２３）を高精度に制御することができる。
入口圧平均演算部４８は、入口圧力計２６（２６１〜２６３）でそれぞれ計測された入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）の平均値である入口圧力Ｐ１ｍを算出するように構成される。
差圧演算部４６は、出口圧演算部４３で算出された出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、入口圧平均演算部４８で算出された入口平均圧力Ｐ１ｍとの差分を算出することによって、流量調節弁２２の差圧ＤＰ＿ＣＡＬを算出するように構成された差分器であってもよい。
開度指令演算部４４Ｄは、燃料流量指令ＣＳＯと、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬと、差圧演算部４６で算出された差圧ＤＰ＿ＣＡＬと、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に共通の開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍを算出するように構成される。開度指令演算部４４Ｄで算出された開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍは、各流量調節弁（２２１〜２２３）に出力される。
この構成によれば、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）の平均値である入口圧力Ｐ１ｍを用いて、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を同時に制御するようにしたので、演算処理の負荷軽減が図れる。
また、この構成において、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍを算出する際に、入口圧力計２６（２６１〜２６３）で計測された入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）を用いているため、流量調節弁２２（２２１〜２２３）を高精度に制御することができる。
図１０に示す実施形態は、差圧計２５（２５１〜２５３）で計測された差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）を用いて、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を個別に制御するための開度指令ＦＣＶ（ＦＣＶ１〜ＦＣＶ３）を求める構成となっている。
具体的には、制御装置３０Ｅの弁開度設定ユニット４０Ｅは、車室圧力演算部４１と、配管圧損演算部４２（４２１〜４２３）と、出口圧演算部４３（４３１〜４３３）と、入口圧演算部４５（４５１〜４５３）と、開度振り分け演算部４９と、開度指令演算部４４Ｅ（４４Ｅ１〜４４Ｅ３）と、を備えている。
配管圧損演算部４２（４２１〜４２３）は、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）の各々における圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ（Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ１〜Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ３）を算出する。なお、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）が配管２０に並列に設けられる場合、通常、配管２０は各流量調節弁２２（２２１〜２２３）に対応して分岐しているため、この分岐した配管を含む配管２０の圧力損失を求めてもよい。
出口圧演算部４３（４３１〜４３３）は、車室圧力演算部４１で算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬに、各配管圧損演算部４２（４２１〜４２３）で算出された圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ（Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ１〜Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ３）をそれぞれ加算することによって、それぞれの流量調節弁２２（２２１〜２２３）における出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）を算出するように構成された加算器であってもよい。
入口圧演算部４５（４５１〜４５３）は、各出口圧演算部４３（４３１〜４３３）で算出された各々の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）と、各差圧計２５（２５１〜２５３）で計測された流量調節弁２２（２２１〜２２３）の差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）とを加算して、各流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１＿ＣＡＬ（Ｐ１＿ＣＡＬ１〜Ｐ１＿ＣＡＬ３）を算出するように構成された加算器であってもよい。
出口圧演算部４３（４３１〜４３３）は、車室圧力演算部４１で算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬに、各配管圧損演算部４２（４２１〜４２３）で算出された圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ（Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ１〜Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ３）をそれぞれ加算することによって、それぞれの流量調節弁２２（２２１〜２２３）における出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）を算出するように構成された加算器であってもよい。
入口圧演算部４５（４５１〜４５３）は、各出口圧演算部４３（４３１〜４３３）で算出された各々の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）と、各差圧計２５（２５１〜２５３）で計測された流量調節弁２２（２２１〜２２３）の差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）とを加算して、各流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１＿ＣＡＬ（Ｐ１＿ＣＡＬ１〜Ｐ１＿ＣＡＬ３）を算出するように構成された加算器であってもよい。
開度振り分け演算部４９は、複数の流量調節弁（２２１〜２２３）に対して、少なくとも２以上の流量調節弁に共通の燃料流量を振り分けるように構成されてもよい。なお、開度振り分け演算部４９の具体的な構成については、後述する。
開度指令演算部４４Ｅ（４４Ｅ１〜４４Ｅ３）は、開度振り分け演算部４９で振り分けられた各弁の燃料流量と、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１＿ＣＡＬ（Ｐ１＿ＣＡＬ１〜Ｐ１＿ＣＡＬ３）及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）と、各差圧計２５（２５１〜２５３）で計測された差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）と、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、各々の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に対する開度指令を算出するように構成される。開度指令演算部４４Ａ〜４４Ｃで算出された各開度指令ＦＣＶ（ＦＣＶ１〜ＦＣＶ３）は、各流量調節弁（２２１〜２２３）に出力される。
この構成によれば、複数の流量調節弁（２２１〜２２３）を個別に制御するようにしたので、より各流量調節弁（２２１〜２２３）を高精度で制御することができる。
また、この構成において、既存の差圧計２５（２５１〜２５３）を用いれば、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力を計測するための入口圧力計を設ける必要がないので、制御用計測器の設置数を削減することができる。
開度指令演算部４４Ｅ（４４Ｅ１〜４４Ｅ３）は、開度振り分け演算部４９で振り分けられた各弁の燃料流量と、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１＿ＣＡＬ（Ｐ１＿ＣＡＬ１〜Ｐ１＿ＣＡＬ３）及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）と、各差圧計２５（２５１〜２５３）で計測された差圧ＤＰ（ＤＰ１〜ＤＰ３）と、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、各々の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に対する開度指令を算出するように構成される。開度指令演算部４４Ａ〜４４Ｃで算出された各開度指令ＦＣＶ（ＦＣＶ１〜ＦＣＶ３）は、各流量調節弁（２２１〜２２３）に出力される。
この構成によれば、複数の流量調節弁（２２１〜２２３）を個別に制御するようにしたので、より各流量調節弁（２２１〜２２３）を高精度で制御することができる。
また、この構成において、既存の差圧計２５（２５１〜２５３）を用いれば、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の入口圧力を計測するための入口圧力計を設ける必要がないので、制御用計測器の設置数を削減することができる。
図１１に示す実施形態は、入口圧力計２６（２６１〜２６３）で計測された入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）を用いて、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を個別に制御するための開度指令ＦＣＶ（ＦＣＶ１〜ＦＣＶ３）を求める構成となっている。
具体的には、制御装置３０Ｆの弁開度設定ユニット４０Ｆは、車室圧力演算部４１と、配管圧損演算部４２（４２１〜４２３）と、出口圧演算部４３（４３１〜４３３）と、差圧演算部４６（４６１〜４６３）と、開度振り分け演算部４９と、開度指令演算部４４Ｆ（４４Ｆ１〜４４Ｆ３）と、を備えている。
配管圧損演算部４２（４２１〜４２３）は、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）の各々における圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ（Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ１〜Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ３）を算出する。なお、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）が配管２０に並列に設けられる場合、通常、配管２０は各流量調節弁２２（２２１〜２２３）に対応して分岐しているため、この分岐した配管を含む配管２０の圧力損失を求めてもよい。
出口圧演算部４３（４３１〜４３３）は、車室圧力演算部４１で算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬに、各配管圧損演算部４２（４２１〜４２３）で算出された圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ（Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ１〜Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ３）をそれぞれ加算することによって、それぞれの流量調節弁２２（２２１〜２２３）における出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）を算出するように構成された加算器であってもよい。
差圧演算部４６（４６１〜４６３）は、出口圧演算部４３（４３１〜４３３）で算出された各々の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）と、入口圧力計２６（２６１〜２６３）で計測された入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）との差分をそれぞれ算出することによって、各流量調節弁２２の差圧ＤＰ＿ＣＡＬ（ＤＰ＿ＣＡＬ１〜ＤＰ＿ＣＡＬ３）を算出するように構成された差分器であってもよい。
出口圧演算部４３（４３１〜４３３）は、車室圧力演算部４１で算出された車室圧力Ｐｉｎ＿ＣＡＬに、各配管圧損演算部４２（４２１〜４２３）で算出された圧力損失Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ（Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ１〜Ｐｌｏｓｓ＿ＣＡＬ３）をそれぞれ加算することによって、それぞれの流量調節弁２２（２２１〜２２３）における出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）を算出するように構成された加算器であってもよい。
差圧演算部４６（４６１〜４６３）は、出口圧演算部４３（４３１〜４３３）で算出された各々の出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）と、入口圧力計２６（２６１〜２６３）で計測された入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）との差分をそれぞれ算出することによって、各流量調節弁２２の差圧ＤＰ＿ＣＡＬ（ＤＰ＿ＣＡＬ１〜ＤＰ＿ＣＡＬ３）を算出するように構成された差分器であってもよい。
開度振り分け演算部４９は、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に対して、少なくとも２以上の流量調節弁に共通の燃料流量を振り分けるように構成されてもよい。なお、開度振り分け演算部４９の具体的な構成については、後述する。
開度指令演算部４４Ｆ（４４Ｆ１〜４４Ｆ３）は、開度振り分け演算部４９で振り分けられた燃料流量と、流量調節弁（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）と、差圧演算部４６（４６１〜４６３）で算出された差圧ＤＰ＿ＣＡＬ（ＤＰ＿ＣＡＬ１〜ＤＰ＿ＣＡＬ３）と、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、各々の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に対する開度指令ＦＣＶ（ＦＣＶ１〜ＦＣＶ３）を算出するように構成される。開度指令演算部４４Ｆ（４４Ｆ１〜４４Ｆ３）で算出された各開度指令ＦＣＶ（ＦＣＶ１〜ＦＣＶ３）は、各流量調節弁２２（２２１〜２２３）に出力される。
この構成によれば、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を個別に制御するようにしたので、より各流量調節弁２２（２２１〜２２３）を高精度で制御することができる。
また、この構成において、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の開度指令ＦＣＶ（ＦＣＶ１〜ＦＣＶ３）を算出する際に、入口圧力計２６（２６１〜２６３）で計測された入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）を用いているため、流量調節弁２２（２２１〜２２３）を高精度に制御することができる。
開度指令演算部４４Ｆ（４４Ｆ１〜４４Ｆ３）は、開度振り分け演算部４９で振り分けられた燃料流量と、流量調節弁（２２１〜２２３）の入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）及び出口圧力Ｐ２＿ＣＡＬ（Ｐ２＿ＣＡＬ１〜Ｐ２＿ＣＡＬ３）と、差圧演算部４６（４６１〜４６３）で算出された差圧ＤＰ＿ＣＡＬ（ＤＰ＿ＣＡＬ１〜ＤＰ＿ＣＡＬ３）と、下流側温度計２８で計測された下流側温度ＦＧＴとに基づいて、各々の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に対する開度指令ＦＣＶ（ＦＣＶ１〜ＦＣＶ３）を算出するように構成される。開度指令演算部４４Ｆ（４４Ｆ１〜４４Ｆ３）で算出された各開度指令ＦＣＶ（ＦＣＶ１〜ＦＣＶ３）は、各流量調節弁２２（２２１〜２２３）に出力される。
この構成によれば、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を個別に制御するようにしたので、より各流量調節弁２２（２２１〜２２３）を高精度で制御することができる。
また、この構成において、流量調節弁２２（２２１〜２２３）の開度指令ＦＣＶ（ＦＣＶ１〜ＦＣＶ３）を算出する際に、入口圧力計２６（２６１〜２６３）で計測された入口圧力Ｐ１（Ｐ１１〜Ｐ１３）を用いているため、流量調節弁２２（２２１〜２２３）を高精度に制御することができる。
次に、図１２〜図１３を参照して、開度振り分け演算部４９（図１０及び図１１参照）の詳細について説明する。
なお、図１２Ａは、複数の流量調節弁（３弁）２２１〜２２３の開度制御を示すタイミングチャートである。図１２Ｂは、複数の流量調節弁（２弁）２２２，２２３の開度制御を示すタイミングチャートである。図１３は、複数の流量調節弁２２の合成Ｃｖ値の特性を示すグラフである。ここで、合成Ｃｖ値とは、複数弁の場合において、各弁のＣｖ値（流量係数）を合計した値を言う。
なお、図１２Ａは、複数の流量調節弁（３弁）２２１〜２２３の開度制御を示すタイミングチャートである。図１２Ｂは、複数の流量調節弁（２弁）２２２，２２３の開度制御を示すタイミングチャートである。図１３は、複数の流量調節弁２２の合成Ｃｖ値の特性を示すグラフである。ここで、合成Ｃｖ値とは、複数弁の場合において、各弁のＣｖ値（流量係数）を合計した値を言う。
幾つかの実施形態において、開度振り分け演算部４９は、燃料流量ＣＳＯ（ＦＱ）に基づいて、開度指令演算部４４Ｅ１〜４４Ｅ３，４４Ｆ１〜４４Ｆ３に対して燃料流量（開度分担量）を振り分けるように構成される。
この場合、図１２Ａ及び図１２Ｂに示すように、開度指令演算部４４Ｅ１〜４４Ｅ３，４４Ｆ１〜４４Ｆ３は、プラント１の運転状態の変動により、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に対する共通の開度指令が流量調節弁２２（２２１〜２２３）の最小開度ＭＩＮに到達したとき、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）のうち一以上の流量調節弁（２２１）を閉じる閉弁指令を生成するとともに、燃料流量指令を実現するための開度指令を残りの流量調節弁（２２２，２２３）に対して生成するように構成される。
これにより、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量が少ないとき、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を切り替え、少なくとも一つの流量調節弁（例えば流量調節弁２２１）を閉じて、残りの流量調節弁（例えば流量調節弁２２２，２２３）によって可燃性ガスの流量を調節するという流量調節弁２２（２２１〜２２３）の分担変更制御を行うことで、各流量調節弁２２を最小開度ＭＩＮ以上の範囲で、ガスタービン１０の燃焼制御が安定するように、適切に制御することができる。
この場合、図１２Ａ及び図１２Ｂに示すように、開度指令演算部４４Ｅ１〜４４Ｅ３，４４Ｆ１〜４４Ｆ３は、プラント１の運転状態の変動により、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）に対する共通の開度指令が流量調節弁２２（２２１〜２２３）の最小開度ＭＩＮに到達したとき、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）のうち一以上の流量調節弁（２２１）を閉じる閉弁指令を生成するとともに、燃料流量指令を実現するための開度指令を残りの流量調節弁（２２２，２２３）に対して生成するように構成される。
これにより、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量が少ないとき、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を切り替え、少なくとも一つの流量調節弁（例えば流量調節弁２２１）を閉じて、残りの流量調節弁（例えば流量調節弁２２２，２２３）によって可燃性ガスの流量を調節するという流量調節弁２２（２２１〜２２３）の分担変更制御を行うことで、各流量調節弁２２を最小開度ＭＩＮ以上の範囲で、ガスタービン１０の燃焼制御が安定するように、適切に制御することができる。
また、開度振り分け演算部４９は、複数弁２２の開度が最少開度ＭＩＮに達し、少なくとも一つの弁２２（２２１）の閉じる操作が開始され、全閉に至るまでの流量調節弁の切替区間の全期間において、複数弁の最少開度ＭＩＮにおける合計Ｃｖ値が常に一定に維持されるように構成されていてもよい。
これにより、流量調節弁２２の切替開始時点から切替終了時点までの期間（流量調節弁の切替区間の全期間）において、燃焼制御を安定して行うことができる。
これにより、流量調節弁２２の切替開始時点から切替終了時点までの期間（流量調節弁の切替区間の全期間）において、燃焼制御を安定して行うことができる。
ここで、図１３を参照して、開度振り分け演算の具体的な考え方を説明する。
図１３において、通常運転時（運転点ａ）で３弁同時制御で制御されている流量調節弁２２に供給される燃料流量が変動して、３弁同時に最少開度ＭＩＮ（運転点ｂ）に到達した場合、３弁同時制御から２弁同時制御への切替制御が開始される。すなわち、一弁を閉操作（閉じる方向の操作）とし、残り２弁は開操作（開く方向の操作）とする制御に移行する。この場合、３弁のうち、一弁を閉操作して残り２弁を開操作する切替区間では、３弁同時に最少開度ＭＩＮに到達した時の３弁の合計Ｃｖ値（Ｃｖ１）が維持され、その時の燃料流量がそのまま維持される。そのため、弁の切替区間においても、安定した燃焼制御が得られる。３弁から２弁への切替は、閉操作の一弁が全閉に至るまで、合計Ｃｖ値（Ｃｖ１）を維持した状態で、弁の切替制御が継続される。この操作は、最終的に２弁合成Ｃｖ値ライン上の運転点ｃに到達するまで継続する。この移行期間を流量調節弁２２の切替区間と呼ぶ。運転点ｂから運転点ｃに移行する途中における開操作中の残り２弁の開度は、合計Ｃｖ値（Ｃｖ１）である点ｂ−ｃ線上の任意の運転点Ｘに対応する弁開度（ＲＶ）（図１３で運転点Ｘから横軸に降ろした破線が交わる点）で表示される。
図１３において、通常運転時（運転点ａ）で３弁同時制御で制御されている流量調節弁２２に供給される燃料流量が変動して、３弁同時に最少開度ＭＩＮ（運転点ｂ）に到達した場合、３弁同時制御から２弁同時制御への切替制御が開始される。すなわち、一弁を閉操作（閉じる方向の操作）とし、残り２弁は開操作（開く方向の操作）とする制御に移行する。この場合、３弁のうち、一弁を閉操作して残り２弁を開操作する切替区間では、３弁同時に最少開度ＭＩＮに到達した時の３弁の合計Ｃｖ値（Ｃｖ１）が維持され、その時の燃料流量がそのまま維持される。そのため、弁の切替区間においても、安定した燃焼制御が得られる。３弁から２弁への切替は、閉操作の一弁が全閉に至るまで、合計Ｃｖ値（Ｃｖ１）を維持した状態で、弁の切替制御が継続される。この操作は、最終的に２弁合成Ｃｖ値ライン上の運転点ｃに到達するまで継続する。この移行期間を流量調節弁２２の切替区間と呼ぶ。運転点ｂから運転点ｃに移行する途中における開操作中の残り２弁の開度は、合計Ｃｖ値（Ｃｖ１）である点ｂ−ｃ線上の任意の運転点Ｘに対応する弁開度（ＲＶ）（図１３で運転点Ｘから横軸に降ろした破線が交わる点）で表示される。
次に、運転点ｃに到達した後において、更に燃料流量が低下する運転状態の場合、２弁同時制御により、運転点は２弁合計Ｃｖ値特性ライン上を、運転点ｄの方向に移動する。更に、燃料流量が低下して運転点ｄに達した場合、２弁同時制御から１弁制御に切り替わる。２弁同時制御から１弁制御に移行する過程は、前述した３弁同時制御から２弁同時制御に移行する運転点ｂ〜運転点ｃにおける制御の考え方と同じである。すなわち、運転点ｄから運転点ｅに移行する期間は、運転点ｄにおける２弁合計Ｃｖ値（Ｃｖ２）を維持したまま、運転点ｅに向けて、一弁が閉操作に移行し、残りの一弁が開操作に移行する。運転点ｅは１弁Ｃｖ値特性ライン上にある運転点であり、運転点ｅにおいて、一弁が全閉となり、残り１弁は２弁合計Ｃｖ値（Ｃｖ２）に相当する１弁Ｃｖ値特性ライン上の弁開度に到達する。
運転点ｅに達した後も更に燃料流量が低下する場合は、運転点は１弁Ｃｖ値特性ライン上を、運転点ｆの方向に移動しつつ、１弁による制御を継続する。運転点ｆに達して１弁の最少開度ＭＩＮに達した場合、詳細は後述するように、可燃性ガス燃料から油燃料に切り替える制御が行われる。
また、開度指令演算部４４Ｅ１〜４４Ｅ３，４４Ｆ１〜４４Ｆ３は、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）が最小開度ＭＩＮであるときの合成Ｃｖ値（図１３におけるＣｖ１）に対応する残りの流量調節弁２２２，２２３の目標開度を算出し、少なくとも一つの流量調節弁２２１の開度をゼロまで第１レートで減少させる閉弁指令ＦＣＶ１を算出し、残りの流量調節弁２２２，２２３の開度を目標開度まで第２レートで増加させる開度指令ＦＣＶ２，ＦＣＶ３を算出するように構成されてもよい。
例えば、開度指令演算部４４Ｅ１〜４４Ｅ３，４４Ｆ１〜４４Ｆ３は、３弁が全て動作している時は、図１３に示す３弁合成Ｃｖ値と弁開度との関係を用いて各流量調節弁２２（２２１〜２２３）について共通の弁開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍを算出する。そして、プラント１の運転状態の変化に伴い、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）が最小開度ＭＩＮとなった時、１つの流量調節弁２２１の開度をゼロまで減少させる開弁指令ＦＣＶ１を算出する。一方、残りの流量調節弁２２２，２２３に対しては、最小開度ＭＩＮの時点ｔ１における３弁合成Ｃｖ値であるＣｖ１から、２弁合成Ｃｖ値と弁開度との関係を用いて２つの流量調節弁２２２，２２３の目標開度（即ち、Ｃｖ１を２弁で実現するための運転点ｃ（図１３参照）に対応した弁開度）を算出し、この目標開度となるように２つの流量調節弁２２２，２２３の開度指令を算出する。
これにより、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量が少ないとき、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を切り替え、少なくとも一つの流量調節弁（例えば流量調節弁２２１）を閉じて、残りの流量調節弁（例えば流量調節弁２２２，２２３）によって可燃性ガスの流量を調節するという流量調節弁２２（２２１〜２２３）の分担変更制御を行うに際して、分担変更制御の前後において合成Ｃｖ値を維持することが可能になる。よって、流量調節弁２２の分担変更制御によって、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量に及ぼす影響を低減できる。
例えば、開度指令演算部４４Ｅ１〜４４Ｅ３，４４Ｆ１〜４４Ｆ３は、３弁が全て動作している時は、図１３に示す３弁合成Ｃｖ値と弁開度との関係を用いて各流量調節弁２２（２２１〜２２３）について共通の弁開度指令ＦＣＶ＿ｃｏｍを算出する。そして、プラント１の運転状態の変化に伴い、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）が最小開度ＭＩＮとなった時、１つの流量調節弁２２１の開度をゼロまで減少させる開弁指令ＦＣＶ１を算出する。一方、残りの流量調節弁２２２，２２３に対しては、最小開度ＭＩＮの時点ｔ１における３弁合成Ｃｖ値であるＣｖ１から、２弁合成Ｃｖ値と弁開度との関係を用いて２つの流量調節弁２２２，２２３の目標開度（即ち、Ｃｖ１を２弁で実現するための運転点ｃ（図１３参照）に対応した弁開度）を算出し、この目標開度となるように２つの流量調節弁２２２，２２３の開度指令を算出する。
これにより、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量が少ないとき、複数の流量調節弁２２（２２１〜２２３）を切り替え、少なくとも一つの流量調節弁（例えば流量調節弁２２１）を閉じて、残りの流量調節弁（例えば流量調節弁２２２，２２３）によって可燃性ガスの流量を調節するという流量調節弁２２（２２１〜２２３）の分担変更制御を行うに際して、分担変更制御の前後において合成Ｃｖ値を維持することが可能になる。よって、流量調節弁２２の分担変更制御によって、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量に及ぼす影響を低減できる。
この場合、第１レートおよび第２レートは、少なくとも一つの流量調節弁２２１の開度がゼロに到達する時点ｔ２と、残りの流量調節弁２２２，２２３の開度が目標開度に到達する時点とが一致するように設定されてもよい。
これにより、流量調節弁２２の分担変更制御中における合成Ｃｖ値の変動を抑制することができ、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量を安定的に調節することができる。
これにより、流量調節弁２２の分担変更制御中における合成Ｃｖ値の変動を抑制することができ、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量を安定的に調節することができる。
図１４は、さらに他の実施形態に係る燃料供給系統を示す構成図である。なお、同図を参照して以下で説明する実施形態は、前述した可燃性ガス燃料における分担変更制御に係る前述の実施形態に替えて、または、前述の実施形態に加えて、可燃性ガス燃料から油燃料への切替制御を行うものである。
図１４に示す実施形態では、ガス化複合発電プラント１Ｇは、ガスタービン１０の燃焼器７に可燃性ガスを供給するための可燃性ガス供給系統５０と、ガスタービン１０の燃焼器７に油燃料を供給するための油供給系統６０と、を備えている。
このガス化複合発電プラント１は、油燃料と可燃性ガスとで燃料を切替え可能に構成されている。例えば、起動時等の低負荷運転領域では、油供給系統６０によって油燃料が燃焼器７に供給され、定常運転時等の高負荷運転領域では、可燃性ガス供給系統５０によって可燃性ガスが燃焼器７に供給される。
図１４に示す実施形態では、ガス化複合発電プラント１Ｇは、ガスタービン１０の燃焼器７に可燃性ガスを供給するための可燃性ガス供給系統５０と、ガスタービン１０の燃焼器７に油燃料を供給するための油供給系統６０と、を備えている。
このガス化複合発電プラント１は、油燃料と可燃性ガスとで燃料を切替え可能に構成されている。例えば、起動時等の低負荷運転領域では、油供給系統６０によって油燃料が燃焼器７に供給され、定常運転時等の高負荷運転領域では、可燃性ガス供給系統５０によって可燃性ガスが燃焼器７に供給される。
具体的には、油供給系統６０は、油タンク６１から油燃料を燃焼器７に供給するための油供給配管６２と、油燃料を圧送するためのポンプ６３と、油燃料から不純物を除去するためのフィルタ６９と、油供給配管６２に設けられた圧力調節弁６４および流量調節弁６５と、流量調節弁６５と燃焼器７との間から油燃料を排出して圧力を開放するためのバイパス配管６８及びバイパス弁６７と、を備えている。
なお、ガス化炉３及びその周辺構成については図１と同一であるため、図１４では省略している。
なお、ガス化炉３及びその周辺構成については図１と同一であるため、図１４では省略している。
上記構成において、可燃性ガス供給系統５０と油供給系統６０とは切替え可能となっている。
このような構成を備えるガス化複合発電プラント１においては、上述した開度指令演算部４４Ａ〜４４Ｆは、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量を示す燃料流量指令に基づいて、流量調節弁２２の開度指令を求めるように構成される。
このような構成を備えるガス化複合発電プラント１においては、上述した開度指令演算部４４Ａ〜４４Ｆは、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量を示す燃料流量指令に基づいて、流量調節弁２２の開度指令を求めるように構成される。
図１５は、燃料切替え時における可燃性ガス燃料流量指令および油燃料流量指令と負荷との関係の一例を示すグラフである。
図１５に示すように、燃料切替え時、可燃性ガスの流量を示す可燃性ガス燃料流量指令と、油燃料の流量を示す油燃料流量指令とは、負荷ＭＷ１と負荷ＭＷ２との間において徐々に切り替えられるようになっている。例えば、起動時や停止前等の低負荷運転領域においては、ガスタービン１０は主として油燃料で駆動され、定格運転時等の高負荷運転領域においては、ガスタービン１０は主として可燃性ガスで駆動される。そのため、低負荷運転領域と高負荷運転領域との間の遷移期間は、油燃料流量指令と可燃性ガス燃料流量指令とを切り替える切替領域となっている。
図１５に示すように、燃料切替え時、可燃性ガスの流量を示す可燃性ガス燃料流量指令と、油燃料の流量を示す油燃料流量指令とは、負荷ＭＷ１と負荷ＭＷ２との間において徐々に切り替えられるようになっている。例えば、起動時や停止前等の低負荷運転領域においては、ガスタービン１０は主として油燃料で駆動され、定格運転時等の高負荷運転領域においては、ガスタービン１０は主として可燃性ガスで駆動される。そのため、低負荷運転領域と高負荷運転領域との間の遷移期間は、油燃料流量指令と可燃性ガス燃料流量指令とを切り替える切替領域となっている。
この場合、上述した開度指令演算部４４Ａ〜４４Ｆは、図１５に示すような可燃性ガス燃料流量指令の増減に対応するように、可燃性ガス供給系統５０における流量調節弁２２の開度指令を算出する。
上記構成によれば、燃焼器７に供給される可燃性ガスの流量を示す燃料流量指令に基づいて、流量調節弁２２の開度制御を適切に行うことができる。特に、上述したように、ガスタービン１０の燃料流量指令ＣＳＯと、流量調節弁２２の出口圧力の算出結果Ｐ２＿ＣＡＬと、流量調節弁２２の差圧計測値ＤＰ又は流量調節弁２２の入口圧力計測値Ｐ１と、に基づいて、流量調節弁２２の開度指令を求めるようになっているので、ガスタービン１０の燃料供給配管２０から圧力調節弁を廃止した場合であっても、流量調節弁２２から燃焼器７までの配管の圧力損失を考慮して流量調節弁２２を高精度に開度制御することができる。
また、前述した可燃性ガス燃料の分担変更制御において、１弁制御で最少開度ＭＩＮに到達した場合、燃料は可燃性ガス燃料から油燃料に切り替えてもよい。すなわち、図１３において、１弁の弁開度が最少開度ＭＩＮである運転点ｆに到達した場合、図１５に示すように、負荷ＭＷ２において、流量調節弁２２の最少Ｃｖ値に相当する燃料流量指令値を維持したまま、油燃料の流量調節弁６５が開操作に移行し、可燃性ガス燃料の流量調節弁２２は閉操作に移行する。流量調節弁２２が全閉となる負荷ＭＷ１に到達した場合、油燃料の流量調節弁６５は負荷ＭＷ２における燃料指令値を維持する弁開度に到達する。この移行期間である燃料の切替領域では、負荷ＭＷ２における燃料流量が維持された状態で、切り替わる。
上述したように、本発明の少なくとも幾つかの実施形態によれば、流量調節弁２２から燃焼器７までの配管２０の圧力損失を考慮して流量調節弁２２を開度制御することができ、高精度な制御が可能となる。そのため、ガスタービン１０の燃料供給用の配管２０から圧力調節弁を廃止した場合であっても、所望の流量の燃料を燃焼器７に供給することができる。また、可燃性ガス燃料の燃料流量が低下した場合でも、油燃料の切替が円滑に行われ、安定した燃焼制御が得られる。
ところで、典型的なガス化複合発電プラントでは、起動時において、ガス化炉にて可燃性ガスが生成されるまでの間、例えば油燃料のような起動用燃料を使用してガスタービンを稼働させることがある。この場合、起動用燃料と可燃性ガスの発熱量の違いに起因して、全燃料に対する可燃性ガスの燃料比率の変動に伴い、ガスタービン入口温度やガスタービン燃焼器における燃焼状態が影響を受ける可能性がある。また、この問題は、ガス化複合発電プラントの起動時に限られず、ガス化炉で生成される可燃性ガスよりも高カロリーである他の燃料と可燃性ガスとの間で燃料切替を行う場合に生じ得る。
そこで、幾つかの実施形態では、ガス化複合発電プラントの燃料切替時におけるガスタービン入口温度を適切な範囲内に維持するとともに、燃焼安定性を維持する観点から、図１６〜図２０を参照して以下で述べるＩＧＶの開度制御を行う。
なお、図１６〜図２０を参照して以下で説明する実施形態は、弁開度設定ユニット４０における流量調節弁２２の開度制御に係る前述の実施形態に替えて、または、前述の実施形態に加えて、燃料切替時においてＩＧＶの開度制御を行うものである。
なお、図１６〜図２０を参照して以下で説明する実施形態は、弁開度設定ユニット４０における流量調節弁２２の開度制御に係る前述の実施形態に替えて、または、前述の実施形態に加えて、燃料切替時においてＩＧＶの開度制御を行うものである。
図１６は、一実施形態に係るガス化複合発電プラントの構成を示す図である。図１７は、ガスタービンのバイパス弁の構成例を示す図である。図１８は燃焼筒の構成例を示す図であり、図１８（ａ）は燃焼器軸方向に沿った燃焼筒の断面図であり、図１８（ｂ）は図１８（ａ）のＡ−Ａ断面を示す図である。図１９は、一実施形態に係るガス化複合発電プラントの制御装置の構成を示すブロック図である。図２０は、一実施形態に係る燃料切替時におけるＩＧＶ及びバイパス弁の開度制御を示すタイミングチャートである。
図１６に示すように、ガス化複合発電プラント１Ｈは、ガス処理設備５から可燃性ガス供給系統５０を介して供給される可燃性ガスと、油供給系統６０を介して供給される油燃料との間で、燃焼器７で燃焼させる燃料を切り替え可能に構成される。なお、図１６に示す例示的な実施形態では、可燃性ガスと油燃料との間で燃料を切り替えるようになっているが、油燃料に替えて、可燃性ガスよりも発熱量が高い任意の燃料（以下、油燃料及びそれ以外の任意の燃料を「高カロリー燃料」と総称する。）を用いてもよい。
ガス化複合発電プラント１Ｈは、図１４を用いて上述したガス化複合発電プラント１Ｇと同様に、高カロリー燃料の流量を調節するための流量調節弁６５と、流量調節弁６５の上流側に設けられた圧力調節弁６４と、を備える。これにより、圧力調節弁６４を開度制御することで流量調節弁６５の上流側の圧力を適切な範囲内に維持しながら、流量調節弁６４の開度制御により燃焼器７に供給される高カロリー燃料の流量を調節することができる。なお、図１６において、ガス化複合発電プラント１Ｇと共通する構成要素は、同一の符号を付しており、各構成要素の詳しい説明は省略する。
ガス化複合発電プラント１Ｈは、図１４を用いて上述したガス化複合発電プラント１Ｇと同様に、高カロリー燃料の流量を調節するための流量調節弁６５と、流量調節弁６５の上流側に設けられた圧力調節弁６４と、を備える。これにより、圧力調節弁６４を開度制御することで流量調節弁６５の上流側の圧力を適切な範囲内に維持しながら、流量調節弁６４の開度制御により燃焼器７に供給される高カロリー燃料の流量を調節することができる。なお、図１６において、ガス化複合発電プラント１Ｇと共通する構成要素は、同一の符号を付しており、各構成要素の詳しい説明は省略する。
幾つかの実施形態では、ガス化複合発電プラント１Ｈは、図１６に示すように、ガスタービン１０の圧縮機８に流入する空気量を調節するためのＩＧＶ（入口案内翼）８０と、燃焼器７に設けられる空気バイパス弁９０と、を備える。
ＩＧＶ８０は、アクチュエータ８２によって回動可能に構成されている。アクチュエータ８２によって空気流れに対するＩＧＶ８０の翼角を調節することで、ＩＧＶ８０の開度を最小値（０％開度）と最大値（１００％開度）との間で任意に調節可能となっている。なお、ＩＧＶ８０の開度を小さくすると圧縮機８に流入する空気量は減少し、ＩＧＶ８０の開度を大きくすると圧縮機８に流入する空気量は増大する。
空気バイパス弁９０は、図１７に示すように、燃焼器７の燃焼筒（内筒）７２に形成される燃焼領域７３をバイパスする圧縮空気量を調節するように構成される。即ち、ガスタービン１０では、圧縮機８で生成された圧縮空気１００がガスタービン１０の車室１１の内部空間１０１を介して燃焼器７に供給されるようになっている。ここで、空気バイパス弁９０を開いた状態では、圧縮空気１００の一部である燃焼用空気（符号１０２参照）のみが燃焼器７の燃焼筒７２（燃焼器ノズル７０）に供給され、圧縮空気１００の残部であるバイパス空気（符号１０４参照）は燃焼器７の燃焼領域７３の下流側に供給される。空気バイパス弁９０は、不図示のアクチュエータによって開度制御可能に構成されており、空気バイパス弁９０の開度は最小値（０％開度）と最大値（１００％開度）との間で任意に調節可能である。なお、空気バイパス弁９０の開度を小さくすると燃焼領域７３をバイパスする空気量（バイパス空気１０４の流量）が減少し、空気バイパス弁９０の開度を大きくすると燃焼領域７３をバイパスする空気量（バイパス空気１０４の流量）が増大する。
ＩＧＶ８０は、アクチュエータ８２によって回動可能に構成されている。アクチュエータ８２によって空気流れに対するＩＧＶ８０の翼角を調節することで、ＩＧＶ８０の開度を最小値（０％開度）と最大値（１００％開度）との間で任意に調節可能となっている。なお、ＩＧＶ８０の開度を小さくすると圧縮機８に流入する空気量は減少し、ＩＧＶ８０の開度を大きくすると圧縮機８に流入する空気量は増大する。
空気バイパス弁９０は、図１７に示すように、燃焼器７の燃焼筒（内筒）７２に形成される燃焼領域７３をバイパスする圧縮空気量を調節するように構成される。即ち、ガスタービン１０では、圧縮機８で生成された圧縮空気１００がガスタービン１０の車室１１の内部空間１０１を介して燃焼器７に供給されるようになっている。ここで、空気バイパス弁９０を開いた状態では、圧縮空気１００の一部である燃焼用空気（符号１０２参照）のみが燃焼器７の燃焼筒７２（燃焼器ノズル７０）に供給され、圧縮空気１００の残部であるバイパス空気（符号１０４参照）は燃焼器７の燃焼領域７３の下流側に供給される。空気バイパス弁９０は、不図示のアクチュエータによって開度制御可能に構成されており、空気バイパス弁９０の開度は最小値（０％開度）と最大値（１００％開度）との間で任意に調節可能である。なお、空気バイパス弁９０の開度を小さくすると燃焼領域７３をバイパスする空気量（バイパス空気１０４の流量）が減少し、空気バイパス弁９０の開度を大きくすると燃焼領域７３をバイパスする空気量（バイパス空気１０４の流量）が増大する。
なお、図１７に示す例では、燃焼器７は、燃焼筒７２内に燃料を噴射するための燃焼器ノズル７０と、燃焼筒７２からの燃焼ガスをタービン９の入口に導くためのトランジションピース７４と、を備えている。空気バイパス弁９０は、トランジションピース７４に接続されていてもよい。
また、図１８（ａ）及び（ｂ）に示すように、燃焼器７は、燃焼筒７２の内周側に設けられるフィンリング１１０を備える。フィンリング１１０は、周方向に複数のフィン部１１２を有しており、各フィン部１１２は燃焼器７の軸方向に沿って延在している。フィンリング１１０は、燃焼器７の軸方向において複数設けられており、下流側のフィンリング１１０ｂの内径は上流側のフィンリング１１０ａの外径よりも大きくなっている。一方、燃焼筒７２には冷却空気孔１１４が設けられており、この冷却空気孔１１４を介して車室１１の内部空間１０１から圧縮空気１０２の一部（冷却空気）が燃焼筒７２内に導入される。燃焼筒７２内に導入された冷却空気はフィンリング１１０ａのフィン部１１２間を燃焼器７の軸方向に沿って下流側に流れ、燃焼筒７２の内壁面（正確には、下流側に位置する他のフィンリング１１０ｂの内壁面）をフィルム冷却するようになっている。
また、図１８（ａ）及び（ｂ）に示すように、燃焼器７は、燃焼筒７２の内周側に設けられるフィンリング１１０を備える。フィンリング１１０は、周方向に複数のフィン部１１２を有しており、各フィン部１１２は燃焼器７の軸方向に沿って延在している。フィンリング１１０は、燃焼器７の軸方向において複数設けられており、下流側のフィンリング１１０ｂの内径は上流側のフィンリング１１０ａの外径よりも大きくなっている。一方、燃焼筒７２には冷却空気孔１１４が設けられており、この冷却空気孔１１４を介して車室１１の内部空間１０１から圧縮空気１０２の一部（冷却空気）が燃焼筒７２内に導入される。燃焼筒７２内に導入された冷却空気はフィンリング１１０ａのフィン部１１２間を燃焼器７の軸方向に沿って下流側に流れ、燃焼筒７２の内壁面（正確には、下流側に位置する他のフィンリング１１０ｂの内壁面）をフィルム冷却するようになっている。
上記構成のガス化複合発電プラント１Ｈでは、図１９に示す制御装置３０Ｈによる制御下において、可燃性ガスと高カロリー燃料との間での燃料切替時、全燃料に対する可燃性ガスの燃料比率に応じて、ＩＧＶ８０及び空気バイパス弁９０の開度制御を行う。
図１８に示すように、制御装置３０Ｈは、図２を参照して説明した制御装置３０と基本構成が共通している。制御装置３０Ｈの構成要素のうち、選択回路３５までの信号処理を行う構成要素については、制御装置３０と同一の符号を付し、ここでの説明は省略する。
制御装置３０Ｈは、選択回路３５から出力された燃料流量指令ＣＳＯに基づいて、可燃性ガスと高カロリー燃料のそれぞれの燃料流量指令を設定するための燃料流量設定部２００を備える。燃料流量設定部２００は、乗算器２０４及び関数２０６を有する。乗算器２０４は、燃料比率設定器２０２によって設定されたガス燃料比率ＦＲＣＳＯ（＝全燃料に対して可燃性ガスが占める比率）と燃料流量指令ＣＳＯとを乗算することで、可燃性ガスの燃料流量指令ＭＣＳＯを算出するようになっている。一方、関数２０６は、燃料比率設定器２０２によって設定されたガス燃料比率ＦＲＣＳＯに基づいて、燃料流量指令ＣＳＯから高カロリー燃料流量指令ＳＣＳＯを算出するようになっている。具体的には、関数２０６は、ガス燃料比率ＦＲＣＳＯ及び燃料流量指令ＣＳＯを下記式（２）に代入することで、高カロリー燃料流量指令ＳＣＳＯを算出する。
ＳＣＳＯ＝ＣＳＯ×（１００％−ＦＲＣＳＯ［％］）／１００％ （２）
制御装置３０Ｈは、選択回路３５から出力された燃料流量指令ＣＳＯに基づいて、可燃性ガスと高カロリー燃料のそれぞれの燃料流量指令を設定するための燃料流量設定部２００を備える。燃料流量設定部２００は、乗算器２０４及び関数２０６を有する。乗算器２０４は、燃料比率設定器２０２によって設定されたガス燃料比率ＦＲＣＳＯ（＝全燃料に対して可燃性ガスが占める比率）と燃料流量指令ＣＳＯとを乗算することで、可燃性ガスの燃料流量指令ＭＣＳＯを算出するようになっている。一方、関数２０６は、燃料比率設定器２０２によって設定されたガス燃料比率ＦＲＣＳＯに基づいて、燃料流量指令ＣＳＯから高カロリー燃料流量指令ＳＣＳＯを算出するようになっている。具体的には、関数２０６は、ガス燃料比率ＦＲＣＳＯ及び燃料流量指令ＣＳＯを下記式（２）に代入することで、高カロリー燃料流量指令ＳＣＳＯを算出する。
ＳＣＳＯ＝ＣＳＯ×（１００％−ＦＲＣＳＯ［％］）／１００％ （２）
制御装置３０Ｈは、燃料比率設定器２０２で設定されたガス燃料比率ＦＲＣＳＯに基づいて、ＩＧＶ８０及び空気バイパス弁９０の開度指令値をそれぞれ算出するためのＩＧＶ開度指令生成部２１０及びバイパス弁開度指令生成部２２０を備える。
ＩＧＶ開度指令生成部２１０は、可燃性ガスと高カロリー燃料との間での燃料切替時、全燃料に対する可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが増加するにつれて、ＩＧＶ８０の開度指令値を閉側（０％開度）に向けて減少させ、圧縮機８に流入する空気量を減少させる。逆に、全燃料に対する可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯの減少に伴い、ＩＧＶ開度指令生成部２１０はＩＧＶ８０の開度指令値を開側（１００％開度）に向けて増大させ、圧縮機８に流入する空気量を増加させる。
ＩＧＶ開度指令生成部２１０により、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが増加するにつれてＩＧＶ８０の開度を減少させることで、低カロリーである可燃性ガスの使用に伴うタービン９の入口温度低下を抑制するとともに、高カロリー燃料から可燃性ガスへの燃料切替時における燃焼器７の燃焼安定性を向上させることができる。
幾つかの実施形態では、ＩＧＶ開度指令生成部２１０は、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが１００％のとき（可燃性ガスの専焼時）、ＩＧＶ８０を全閉にする開度指令値（０％開度）を生成するように構成される。このように、可燃性ガスの専焼時におけるＩＧＶ８０の開度を全閉に設定することで、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯに応じたＩＧＶ８０の開度調整による空気量の調節幅を大きく確保することができる。一方、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが０％のとき（高カロリー燃料の専焼時）、ＩＧＶ開度指令生成部２１０は、高カロリー燃料の専焼時用に設定された開度指令値を出力する。専焼時用のＩＧＶ８０の開度指令値は、最小開度（０％開度）よりも大きく、最大開度（１００％開度）よりも小さな値であってもよい。
なお、図１９に示す例示的な実施形態では、ガスタービン１０の出力及び圧縮機８の入口側における吸気温度に応じて、ＩＧＶ開度指令生成部２１０が開度指令値を補正して出力するようになっている。
ＩＧＶ開度指令生成部２１０により、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが増加するにつれてＩＧＶ８０の開度を減少させることで、低カロリーである可燃性ガスの使用に伴うタービン９の入口温度低下を抑制するとともに、高カロリー燃料から可燃性ガスへの燃料切替時における燃焼器７の燃焼安定性を向上させることができる。
幾つかの実施形態では、ＩＧＶ開度指令生成部２１０は、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが１００％のとき（可燃性ガスの専焼時）、ＩＧＶ８０を全閉にする開度指令値（０％開度）を生成するように構成される。このように、可燃性ガスの専焼時におけるＩＧＶ８０の開度を全閉に設定することで、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯに応じたＩＧＶ８０の開度調整による空気量の調節幅を大きく確保することができる。一方、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが０％のとき（高カロリー燃料の専焼時）、ＩＧＶ開度指令生成部２１０は、高カロリー燃料の専焼時用に設定された開度指令値を出力する。専焼時用のＩＧＶ８０の開度指令値は、最小開度（０％開度）よりも大きく、最大開度（１００％開度）よりも小さな値であってもよい。
なお、図１９に示す例示的な実施形態では、ガスタービン１０の出力及び圧縮機８の入口側における吸気温度に応じて、ＩＧＶ開度指令生成部２１０が開度指令値を補正して出力するようになっている。
バイパス弁開度指令生成部２２０は、可燃性ガスと高カロリー燃料との間での燃料切替時、全燃料に対する可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが増加するにつれて、空気バイパス弁９０の開度指令値を開側（１００％開度）に向けて増加させ、燃焼器７の燃焼領域７３に供給される空気量を低減する。逆に、全燃料に対する可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯの減少に伴い、バイパス弁開度指令生成部２２０は空気バイパス弁９０の開度指令値を閉側（０％開度）に向けて減少させ、燃焼器７の燃焼領域７３に供給される空気量を増加させる。
バイパス弁開度指令生成部２２０により、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが増加するにつれて空気バイパス弁９０の開度を増加させることで、高カロリー燃料から可燃性ガスへの燃料切替時における燃焼領域７３の温度低下を抑制するとともに、燃焼器７の燃焼安定性を向上させることができる。
幾つかの実施形態では、バイパス弁開度指令生成部２２０は、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが１００％のとき（可燃性ガスの専焼時）、上述のフィンリング１１０の出口におけるフィルム空気量（又はフィルム空気の流速）の必要量を確保可能な上限開度に空気バイパス弁９０の開度指令値を設定する。このように、可燃性ガスの専焼時における空気バイパス弁９０の開度指令値をフィルム空気量（又は流速）から定まる上限開度に設定することで、燃焼器７の燃焼筒７２の冷却を効果的に行いながら、燃焼器７の燃焼領域７３に供給される空気量を低減して燃焼領域７３の温度低下を抑制するとともに、燃焼器７の燃焼安定性を向上させることができる。一方、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが０％のとき（高カロリー燃料の専焼時）、バイパス弁開度指令生成部２２０は、空気バイパス弁９０の開度を全閉（０％開度）に設定してもよい。
なお、図１９に示す例示的な実施形態では、ガスタービン１０の出力及び圧縮機８の入口側における吸気温度に応じて、バイパス弁開度指令生成部２２０が開度指令値を補正して出力するようになっている。
バイパス弁開度指令生成部２２０により、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが増加するにつれて空気バイパス弁９０の開度を増加させることで、高カロリー燃料から可燃性ガスへの燃料切替時における燃焼領域７３の温度低下を抑制するとともに、燃焼器７の燃焼安定性を向上させることができる。
幾つかの実施形態では、バイパス弁開度指令生成部２２０は、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが１００％のとき（可燃性ガスの専焼時）、上述のフィンリング１１０の出口におけるフィルム空気量（又はフィルム空気の流速）の必要量を確保可能な上限開度に空気バイパス弁９０の開度指令値を設定する。このように、可燃性ガスの専焼時における空気バイパス弁９０の開度指令値をフィルム空気量（又は流速）から定まる上限開度に設定することで、燃焼器７の燃焼筒７２の冷却を効果的に行いながら、燃焼器７の燃焼領域７３に供給される空気量を低減して燃焼領域７３の温度低下を抑制するとともに、燃焼器７の燃焼安定性を向上させることができる。一方、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯが０％のとき（高カロリー燃料の専焼時）、バイパス弁開度指令生成部２２０は、空気バイパス弁９０の開度を全閉（０％開度）に設定してもよい。
なお、図１９に示す例示的な実施形態では、ガスタービン１０の出力及び圧縮機８の入口側における吸気温度に応じて、バイパス弁開度指令生成部２２０が開度指令値を補正して出力するようになっている。
幾つかの実施形態では、図１９に示すように、制御装置３０Ｈは、上述の実施形態の弁開度設定ユニット４０（４０Ａ〜４０Ｆ）と、ガス化複合発電プラント１Ｈの圧力調節弁６４及び流量調節弁６５をそれぞれ開度制御するための圧調弁制御部２３０及び流調弁制御部２４０とをさらに備えていてもよい。
図１９に示す例示的な実施形態では、弁開度設定ユニット４０（４０Ａ〜４０Ｆ）は、燃料流量設定部２００から出力された可燃性ガスの燃料流量指令ＭＣＳＯから、上述した手法により流量調節弁２２の弁開度指令を算出するようになっている。なお、弁開度設定ユニット４０（４０Ａ〜４０Ｆ）による流量調節弁２２の弁開度指令の算出方法は上述のとおりであるから、ここでは説明を省略する。
また、圧調弁制御部２３０は、高カロリー燃料の供給系統６０における燃料供給圧（ＦＯＰ）の検出結果に基づいて、燃料流量設定部２００から出力された高カロリー燃料の燃料流量指令ＳＣＳＯから圧力調節弁６４の開度指令を生成する。同様に、流調弁制御部２４０は、燃料流量設定部２００から出力された高カロリー燃料の燃料流量指令ＳＣＳＯから流量調節弁６５の開度指令を生成する。
これら弁開度設定ユニット４０、圧調弁制御部２３０及び流調弁制御部２４０の働きにより、燃料比率設定器２０２によって設定された可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯに応じて、可燃性ガスと高カロリー燃料との間での燃料切替時において、流量調節弁（２２，６５）及び圧力調節弁６４を適切に制御することができる。
図１９に示す例示的な実施形態では、弁開度設定ユニット４０（４０Ａ〜４０Ｆ）は、燃料流量設定部２００から出力された可燃性ガスの燃料流量指令ＭＣＳＯから、上述した手法により流量調節弁２２の弁開度指令を算出するようになっている。なお、弁開度設定ユニット４０（４０Ａ〜４０Ｆ）による流量調節弁２２の弁開度指令の算出方法は上述のとおりであるから、ここでは説明を省略する。
また、圧調弁制御部２３０は、高カロリー燃料の供給系統６０における燃料供給圧（ＦＯＰ）の検出結果に基づいて、燃料流量設定部２００から出力された高カロリー燃料の燃料流量指令ＳＣＳＯから圧力調節弁６４の開度指令を生成する。同様に、流調弁制御部２４０は、燃料流量設定部２００から出力された高カロリー燃料の燃料流量指令ＳＣＳＯから流量調節弁６５の開度指令を生成する。
これら弁開度設定ユニット４０、圧調弁制御部２３０及び流調弁制御部２４０の働きにより、燃料比率設定器２０２によって設定された可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯに応じて、可燃性ガスと高カロリー燃料との間での燃料切替時において、流量調節弁（２２，６５）及び圧力調節弁６４を適切に制御することができる。
上記構成の制御装置３０ＨによるＩＧＶ８０及び空気バイパス弁９０の開度制御の一例について述べる。
図２０には、ガス化複合発電プラント１Ｈの起動時において、高カロリー燃料（例えば油燃料）から可燃性ガスへの燃料切替を行う場合におけるＩＧＶ８０及び空気バイパス弁９０の開度制御を行う様子を示している。
同図に示すように、時刻ｔ１〜ｔ２において、制御装置３０Ｈの燃料比率設定器２０２により、ガス燃料比率ＦＲＣＳＯを０％から１００％まで増加させる。この際、時刻ｔ１以前の高カロリー燃料の専焼時に比べて、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯの増加に伴うタービン９の入口温度低下や燃焼器７における燃焼の不安定化等の問題が生じやすくなる。そこで、制御装置３０ＨのＩＧＶ開度指令生成部２１０は、時刻ｔ１〜ｔ２において、ガス燃料比率ＦＲＣＳＯの増加に伴い、ＩＧＶ８０の開度指令値を、高カロリー燃料の専焼時における設定開度から全閉（０％開度）まで減少させる。一方、制御装置３０Ｈのバイパス弁開度指令生成部２２０は、時刻ｔ１〜ｔ２において、ガス燃料比率ＦＲＣＳＯの増加に伴い、空気バイパス弁９０の開度指令値を、全閉（０％開度）から燃焼筒７２の必要フィルム冷却量（又は流量）を確保可能な上限開度まで増大させる。
図２０には、ガス化複合発電プラント１Ｈの起動時において、高カロリー燃料（例えば油燃料）から可燃性ガスへの燃料切替を行う場合におけるＩＧＶ８０及び空気バイパス弁９０の開度制御を行う様子を示している。
同図に示すように、時刻ｔ１〜ｔ２において、制御装置３０Ｈの燃料比率設定器２０２により、ガス燃料比率ＦＲＣＳＯを０％から１００％まで増加させる。この際、時刻ｔ１以前の高カロリー燃料の専焼時に比べて、可燃性ガスの燃料比率ＦＲＣＳＯの増加に伴うタービン９の入口温度低下や燃焼器７における燃焼の不安定化等の問題が生じやすくなる。そこで、制御装置３０ＨのＩＧＶ開度指令生成部２１０は、時刻ｔ１〜ｔ２において、ガス燃料比率ＦＲＣＳＯの増加に伴い、ＩＧＶ８０の開度指令値を、高カロリー燃料の専焼時における設定開度から全閉（０％開度）まで減少させる。一方、制御装置３０Ｈのバイパス弁開度指令生成部２２０は、時刻ｔ１〜ｔ２において、ガス燃料比率ＦＲＣＳＯの増加に伴い、空気バイパス弁９０の開度指令値を、全閉（０％開度）から燃焼筒７２の必要フィルム冷却量（又は流量）を確保可能な上限開度まで増大させる。
なお、図２０における時刻ｔ３は、高カロリー燃料から可燃性ガスへの燃料切替完了時点（時刻ｔ２）から開始される高カロリー燃料のパージの終了時刻である。ここで、パージとは、燃焼器７の燃焼器ノズル７０の高カロリー燃料の流路に空気や水等のパージ用流体を流すことで、燃焼器ノズル７０内に蓄積した高カロリー燃料の固化物による流路閉塞を防止するための洗浄処理である。
図２０に示す例示的な実施形態では、ガス化複合発電プラント１Ｈの起動に際して、燃料切替開始時刻ｔ１〜パージ終了時刻ｔ３までガスタービン１０の出力は一定に維持される。そして、パージ終了時刻ｔ３以降、制御装置３０Ｈによる制御下で、ガスタービン１０の出力が定格出力に向けて増加していく。
図２０に示す例示的な実施形態では、ガス化複合発電プラント１Ｈの起動に際して、燃料切替開始時刻ｔ１〜パージ終了時刻ｔ３までガスタービン１０の出力は一定に維持される。そして、パージ終了時刻ｔ３以降、制御装置３０Ｈによる制御下で、ガスタービン１０の出力が定格出力に向けて増加していく。
本発明は上述した実施形態に限定されることはなく、上述した実施形態に変形を加えた形態や、これらの形態を適宜組み合わせた形態も含む。
例えば、「ある方向に」、「ある方向に沿って」、「平行」、「直交」、「中心」、「同心」或いは「同軸」等の相対的或いは絶対的な配置を表す表現は、厳密にそのような配置を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の角度や距離をもって相対的に変位している状態も表すものとする。
例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
例えば、四角形状や円筒形状等の形状を表す表現は、幾何学的に厳密な意味での四角形状や円筒形状等の形状を表すのみならず、同じ効果が得られる範囲で、凹凸部や面取り部等を含む形状も表すものとする。
一方、一の構成要素を「備える」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
例えば、四角形状や円筒形状等の形状を表す表現は、幾何学的に厳密な意味での四角形状や円筒形状等の形状を表すのみならず、同じ効果が得られる範囲で、凹凸部や面取り部等を含む形状も表すものとする。
一方、一の構成要素を「備える」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
１ ガス化複合発電プラント
３ ガス化炉
５ ガス処理設備
６ 発電設備
７ 燃焼器
８ 圧縮機
９ タービン
１０ ガスタービン
１２ 蒸気タービン
１３ 発電機
１５ 排熱回収ボイラ
２０ 配管
２２ 流量調節弁
２４ 吸気温度計
２５ 差圧計
２６ 入口圧力計
２７ 下流側圧力計
２８ 下流側温度計
３０ 制御装置
４０ 弁開度設定ユニット
４１ 車室圧力演算部
４２ 配管圧損演算部
４３ 出口圧演算部
４４ 開度指令演算部
４５ 入口圧演算部
４６ 差圧演算部
４７ 差圧平均演算部
４８ 入口圧平均演算部
４９ 開度振り分け演算部
５０ 可燃性ガス供給系統
６０ 油供給系統
７０ 燃焼器ノズル
７２ 燃焼筒
７３ 燃焼領域
７４ トランジションピース
８２ アクチュエータ
９０ 空気バイパス弁
１１０ フィンリング
１１２ フィン部
１１４ 冷却空気孔
２００ 燃料流量設定部
２０２ 燃料比率設定器
２０４ 乗算器
２０６ 関数
２１０ 開度指令生成部
２２０ バイパス弁開度指令生成部
２３０ 圧調弁制御部
２４０ 調弁制御部
３ ガス化炉
５ ガス処理設備
６ 発電設備
７ 燃焼器
８ 圧縮機
９ タービン
１０ ガスタービン
１２ 蒸気タービン
１３ 発電機
１５ 排熱回収ボイラ
２０ 配管
２２ 流量調節弁
２４ 吸気温度計
２５ 差圧計
２６ 入口圧力計
２７ 下流側圧力計
２８ 下流側温度計
３０ 制御装置
４０ 弁開度設定ユニット
４１ 車室圧力演算部
４２ 配管圧損演算部
４３ 出口圧演算部
４４ 開度指令演算部
４５ 入口圧演算部
４６ 差圧演算部
４７ 差圧平均演算部
４８ 入口圧平均演算部
４９ 開度振り分け演算部
５０ 可燃性ガス供給系統
６０ 油供給系統
７０ 燃焼器ノズル
７２ 燃焼筒
７３ 燃焼領域
７４ トランジションピース
８２ アクチュエータ
９０ 空気バイパス弁
１１０ フィンリング
１１２ フィン部
１１４ 冷却空気孔
２００ 燃料流量設定部
２０２ 燃料比率設定器
２０４ 乗算器
２０６ 関数
２１０ 開度指令生成部
２２０ バイパス弁開度指令生成部
２３０ 圧調弁制御部
２４０ 調弁制御部
Claims (19)
- ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動可能に構成されたガスタービンと、前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に設けられた流量調節弁と、を備えたガス化複合発電プラントの制御装置であって、
前記ガスタービンの車室圧力を算出するための車室圧力演算部と、
前記流量調節弁から前記ガスタービンの燃焼器までの前記配管における圧力損失を算出するための配管圧損演算部と、
前記車室圧力演算部によって算出された前記車室圧力と、前記配管圧損演算部によって算出された前記圧力損失と、に基づいて、前記流量調節弁の出口圧力を算出するための出口圧演算部と、
前記ガスタービンの燃料流量指令と、前記出口圧演算部による前記出口圧力の算出結果と、前記流量調節弁の差圧又は前記流量調節弁の入口圧力の計測値と、に基づいて、前記流量調節弁の開度指令を求めるように構成された開度指令演算部と、
を備えることを特徴とするガス化複合発電プラントの制御装置。 - 前記開度指令演算部は、前記流量調節弁の下流側温度の計測値に基づいて、前記開度指令を求めるように構成されたことを特徴とする請求項１に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。
- 前記車室圧力演算部は、前記燃料流量指令と、前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶ開度と、前記圧縮機の吸気温度と、に基づいて、前記車室圧力を算出するように構成されたことを特徴とする請求項１又は２に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。
- 前記配管圧損演算部は、前記流量調節弁を流れる前記可燃性ガスの流量と、前記流量調節弁の下流側圧力と、前記流量調節弁の下流側温度と、に基づいて、前記圧力損失を算出するように構成されたことを特徴とする請求項１乃至３の何れか一項に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。
- 複数の前記流量調節弁が、前記配管に並列に設けられており、
前記開度指令演算部は、複数の前記流量調節弁について共通の前記開度指令を求めるように構成されたことを特徴とする請求項１乃至４の何れか一項に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。 - 前記開度指令演算部は、複数の前記流量調節弁に対する前記共通の前記開度指令が前記流量調節弁の最小開度に到達したとき、複数の前記流量調節弁の少なくとも一つ流量調節弁を閉じる閉弁指令を生成するとともに、前記燃料流量指令を実現するための開度指令を残りの前記流量調節弁に対して生成するように構成されたことを特徴とする請求項５に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。
- 前記開度指令演算部は、複数の前記流量調節弁に対する前記共通の前記開度指令が、前記流量調節弁の最小開度に到達したときの全流量係数が弁の切替時において維持されるように構成されたことを特徴とする請求項５又は６に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。
- 前記開度指令演算部は、
複数の前記流量調節弁が前記最小開度であるときの合成Ｃｖ値に対応する前記残りの前記流量調節弁の目標開度を算出し、
前記少なくとも一つの流量調節弁の開度をゼロまで第１レートで減少させる前記閉弁指令を算出し、
前記残りの前記流量調節弁の開度を前記目標開度まで第２レートで増加させる前記開度指令を算出する
ように構成されたことを特徴とする請求項６に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。 - 前記第１レートおよび前記第２レートは、前記少なくとも一つの流量調節弁の開度がゼロに到達する時点と、前記残りの前記流量調節弁の開度が前記目標開度に到達する時点とが一致するように設定されることを特徴とする請求項８に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。
- 前記ガス化複合発電プラントは、前記ガスタービンの燃焼器に油燃料を供給するための油供給配管をさらに備え、前記配管からの前記可燃性ガスと前記油供給配管からの前記油燃料とで燃料を切替え可能に構成されており、
前記燃料流量指令を実現するための開度指令が、全ての前記流量調節弁について、該流量調節弁の最小開度に到達したとき、前記ガス化複合発電プラントは、前記可燃性ガスから前記油燃料に切り替えるように構成されたことを特徴とする請求項１乃至９の何れか一項に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。 - ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動されるガスタービンと、前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に並列に設けられた複数の流量調節弁と、を備えたガス化複合発電プラントの制御装置であって、
複数の前記流量調節弁のそれぞれの開度指令を算出するための開度指令演算部を備え、
前記開度指令演算部は、
複数の前記流量調節弁について共通の前記開度指令を求めるとともに、
複数の前記流量調節弁に対する前記共通の前記開度指令が前記流量調節弁の最小開度に到達したとき、複数の前記流量調節弁の少なくとも一つ流量調節弁を閉じる閉弁指令を生成し、前記ガスタービンの燃料流量指令を実現するための開度指令を残りの前記流量調節弁に対して生成する
ように構成されたことを特徴とするガス化複合発電プラントの制御装置。 - 前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶの開度指令値を生成するためのＩＧＶ開度指令生成部をさらに備え、
前記ＩＧＶ開度指令生成部は、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる
ように構成された
ことを特徴とする請求項１乃至１１の何れか一項に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。 - 前記ガスタービンの圧縮機で生成された圧縮空気のうち、前記ガスタービンの燃焼器の燃焼領域をバイパスする圧縮空気量を調節するための空気バイパス弁の開度指令値を生成するための空気バイパス弁開度指令生成部をさらに備え、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記空気バイパス弁の前記開度指令値を開側に向けて増加させる
ように構成された
ことを特徴とする請求項１乃至１２の何れか一項に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。 - ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動可能に構成されたガスタービンと、を備えたガス化複合発電プラントの制御装置であって、
前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶの開度指令値を生成するためのＩＧＶ開度指令生成部を備え、
前記ＩＧＶ開度指令生成部は、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる
ように構成された
ことを特徴とするガス化複合発電プラントの制御装置。 - 前記ＩＧＶ開度指令生成部は、
前記ガス化複合発電プラントの起動時における前記他の燃料から前記可燃性ガスへの燃料切替時、前記可燃性ガスの前記燃料比率の増加とともに前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる
ように構成された
ことを特徴とする請求項１４に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。 - 前記ＩＧＶ開度指令生成部は、前記可燃性ガスの前記燃料比率が１００％のとき、前記ＩＧＶを全閉にする前記開度指令値を生成するように構成されたことを特徴とする請求項１４又は１５に記載のガス化複合発電プラントの制御装置。
- ガス化炉と、
前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動されるガスタービンと、
前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に設けられた流量調節弁と、
前記流量調節弁を制御するように構成された、請求項１乃至１３の何れか一項に記載の制御装置と、
を備えることを特徴とするガス化複合発電プラント。 - ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動可能であるガスタービンと、前記ガス化炉から前記ガスタービンに前記可燃性ガスを供給する配管に設けられた流量調節弁と、を備えたガス化複合発電プラントの制御方法であって、
前記ガスタービンの車室圧力を算出するステップと、
前記流量調節弁から前記ガスタービンの燃焼器までの前記配管における圧力損失を算出するステップと、
前記車室圧力の算出結果と、前記圧力損失の算出結果と、に基づいて、前記流量調節弁の出口圧力を算出するステップと、
前記ガスタービンの燃料流量指令と、前記出口圧力の算出結果と、前記流量調節弁の差圧又は前記流量調節弁の入口圧力の計測値と、に基づいて、前記流量調節弁の開度指令を求めるステップと、
を備えることを特徴とするガス化複合発電プラントの制御方法。 - ガス化炉と、前記ガス化炉で生成した可燃性ガスを燃料として駆動可能であるガスタービンと、を備えたガス化複合発電プラントの制御方法であって、
前記ガスタービンの圧縮機のＩＧＶの開度指令値を生成するステップを備え、
前記ＩＧＶの前記開度指令値を生成するステップでは、
前記可燃性ガスと、該可燃性ガスよりも発熱量が大きい他の燃料との間での前記ガス化複合発電プラントの燃料切替時、全燃料に対する前記可燃性ガスの燃料比率が増加するにつれて前記ＩＧＶの前記開度指令値を閉側に向けて減少させる
ことを特徴とするガス化複合発電プラントの制御方法。
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| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/JP2017/015515 WO2017188052A1 (ja) | 2016-04-26 | 2017-04-18 | 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 |
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