JP4094196B2

JP4094196B2 - Gas turbine fuel switching control device

Info

Publication number: JP4094196B2
Application number: JP2000001949A
Authority: JP
Inventors: 肇塩見; 昌幸当房; 寧華李; 徹也船津
Original assignee: Toshiba Corp; Toshiba Plant Systems and Services Corp
Current assignee: Toshiba Corp; Toshiba Plant Systems and Services Corp
Priority date: 2000-01-07
Filing date: 2000-01-07
Publication date: 2008-06-04
Anticipated expiration: 2020-01-07
Also published as: JP2001193488A

Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a gas turbine fuel switch control device employable in gas turbine equipment for IGCC, capable of using a substitute fuel as well as synthesis gas as a main fuel, and capable of automatically switching fuel without an operator, thereby switching fuel speedily in correspondence to conditions. SOLUTION: This gas turbine fuel switch control device 65 is provided with a means B for calculating a gas turbine output attainable with the substitute fuel (f), and a means A for comparing this calculated result with that of real gas turbine output by the synthesis gas (e) and lowering the gas turbine output to the gas turbine output attainable with the substitute fuel (f), based on the comparison result.

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、ガスタービンで直接燃焼できない石炭や重質油等の低質燃料をガス化し、そのガスを精製して合成したガス（合成ガス）をガスタービンの主燃料とする石炭ガス化コンバインド発電プラント（ＩＧＣＣ）において、合成ガスに加えて灯油や天然ガスの代替燃料を燃焼する際に燃料切り替えを行なうガスタービン燃料切替装置に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
天然ガスおよび液体燃料（以下において、代表的に灯油とする）の双方により運転可能なガスタービンの燃料切替方法が採用されており、例えば、このような燃料切替方法を有するシステムが、特開昭５５−１２８６２７号公報に掲載されている。この燃料切替システムを備えたガスタービン設備を図６に示す。
【０００３】
図６に示すように、ガスタービン設備１は、外部から空気ａを吸入し圧縮する空気圧縮機２と、この空気圧縮機２に接続された燃焼器３と、この燃焼器３の燃焼ガスで駆動されるガスタービン４と、送電系統５に接続される発電機６とから構成されている。そして、燃焼器３には、天然ガスｂを供給する天然ガス供給系統７と、灯油ｃを供給する灯油供給系統８とが接続され、これらの各系統７，８には、天然ガスｂおよび灯油ｃの流量を制御する天然ガス流量制御弁９および灯油流量制御弁１０を備える。なお、１１は、発電機６から送電系統５へ送電される電力を検出するための電力検出器である。
【０００４】
天然ガス流量制御弁９、灯油流量制御弁１０および電力検出器１１の検出信号は、制御装置１２に入力されるようになっており、制御装置１２は入力されたこれら検出信号に基づき、天然ガス流量制御弁９、灯油流量制御弁１０および電力検出器１１を制御するようになっている。
【０００５】
このような構成を有するガスタービン設備１では、燃焼器３に供給された天然ガスｂおよび灯油ｃと、空気圧縮機２から導入された圧縮空気とで燃焼した後、ガスタービン４にて膨張仕事を行い、この仕事は発電機６により電力に変換される。この発生電力は送電系統５を通して、発電所外に供給される。そして、発生電力は電力検出器１１により計測され制御装置１２に入力される。制御装置１２は発生電力に応じて、それが発電所に対して要求される電力量になるように、天然ガスｂにて運転されているときには天然ガス流量制御弁９を制御し、灯油ｃで運転されるときには灯油流量制御弁１０を制御する。
【０００６】
また、図６に示すガスタービン設備１において、例えば天然ガスｂから灯油ｃに燃料を切り替えるときには、制御装置１２の指令により、天然ガス流量制御弁９の開度を一定比率で減少させる。同時に制御装置１２は電力検出器１１で計測する発生電力が一定になるように灯油流量制御弁１０の開度を大きくし、灯油流量を増やすように制御する。そして、燃料切替は天然ガス流量制御弁９が全閉になった時点で終了するようになっている。
【０００７】
図７は、制御装置１２による天然ガスｂから灯油ｃへの燃料切替制御の手順を示す図である。なお、縦軸は出力または燃料入熱を示し、横軸は時間を示す。
【０００８】
図７に示すように、時間の経過につれて、天然ガスｂの出力が減少するが、このとき、灯油ｃの出力を増加させることで天然ガスｂの出力の減少を補い、ガスタービンの出力１３を一定に保っている。なお、このような燃料切替手順は、灯油ｃから天然ガスｂへ切り替える逆の場合にも同様に適用される。
【０００９】
一方、天然ガスｂや灯油ｃを主燃料とするガスタービン発電システムに対して、ガスタービン設備１で直接燃焼できない石炭、残渣油、重質油等または灰分や硫黄分を含む低質燃料をガス化し、そのガスを精製して合成したガス（合成ガス）をガスタービンの主燃料とする石炭ガス化コンバインド発電プラント（ＩＧＣＣ：ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄｃｏａｌｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎｃｏｍｂｉｎｅｄｃｙｃｌｅｐｏｗｅｒｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｐｌａｎｔ）が開発されている。石炭ガス化コンバインド発電プラントでは、合成ガスに加えて灯油や天然ガスなどの代替燃料を燃焼することができる。この石炭ガス化コンバインド発電プラントを図８に示す。なお、図６に示す部分と同一の箇所には同一の符号を付す。
【００１０】
図８に示すように、石炭ガス化コンバインド発電プラント１４は、外部から空気ａを吸入し圧縮する空気圧縮機２と、この空気圧縮機２に接続された燃焼器３と、この燃焼器３の燃焼ガスで駆動されるガスタービン４と、図示しない送電系統に接続される発電機６と、ガスタービン４に分岐して接続された排熱回収ボイラ１５とから構成される。この排熱回収ボイラ１５には、蒸気タービン１６、復水器１７および給水ポンプ１８が備えられる。
【００１１】
そして、燃焼器３には、窒素ｄを導入する窒素供給系統１９と、合成ガスｅを導入する合成ガス供給系統２０と、代替燃料ｆを導入する代替燃料供給系統２１とが接続されている。
【００１２】
窒素供給系統１９は、空気ａを酸素ｇおよび窒素ｄに分離する空気分離装置２２と、分離された窒素ｄの流量を制御する窒素流量制御弁２３とを備える。
【００１３】
合成ガス供給系統２０は、低質燃料ｈを部分酸化するガス化設備２４と、灰分、硫黄分などを除去するガス精製設備２５と、このガス精製設備２５により精製された合成ガスｅの流量を制御する合成ガス流量制御弁２６とを備える。
【００１４】
代替燃料供給系統２１は、代替燃料ｆの流量を制御する代替燃料流量制御弁２７を備える。
【００１５】
このような構成を有する石炭ガス化コンバインド発電プラント１４では、石炭や残渣油などの低質燃料ｈはガス化設備２４で、空気分離装置２２から分離された酸素ｇにより部分酸化された後、ガス精製設備２５においてガス化ガス中の灰分、硫黄分およびその他の不純物の除去により合成ガスｅが精製される。そして、この合成ガスｅが合成ガス流量制御弁２６を介して燃焼器３に供給される。
【００１６】
また、空気分離装置２２で分離された窒素ｄは、ガスタービンの出力増加と燃焼時のＮＯｘ生成量を低減させて、窒素流量制御弁２３を介して燃焼器３に供給される。
【００１７】
ところで、石炭ガス化コンバインド発電プラント（ＩＧＣＣ）１４では、ガスタービンの起動は合成ガスｅに比べて軽便で、低負荷帯での吹き消えの心配の少ない灯油や天然ガス等の代替燃料ｆを使い、ガスタービン負荷が安定した状態で代替燃料ｆから合成ガスｅに切り替えることが一般的である。停止時も起動時と同様で、負荷が安定した状態で合成ガスｅから代替燃料ｆに切り替えて、代替燃料ｆにてガスタービンを停止するのが一般的である。
【００１８】
図９は、燃料として合成ガスｅまたは代替燃料ｆを用いた場合における、時間およびガスタービン最大出力の関係を示す図である。なお、横軸は時間を示し、縦軸は出力を示す。
【００１９】
合成ガスｅは、燃焼器３に空気分離装置２２からの窒素ｄを供給するため、ガスタービンで仕事をするガスの質量流量が代替燃料ｆの場合に比べて大きくなり、同じ大気温度で運転した場合、図９に示すように、代替燃料ｆに比べて合成ガスｅの方が最大出力を大きくとれる。
【００２０】
ところで、前述した図６に示した天然ガスおよび灯油の双方により運転可能なガスタービンの燃料切替方法を有するシステムでは、天然ガスおよび灯油は、同じ大気温度におけるガスタービン最大出力がどちらも同じであるため、燃料切替開始前の出力状態での燃料切替が可能であった。
【００２１】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、ＩＧＣＣのガスタービンでは、図９に示す合成ガスｅによるガスタービン最大出力は、灯油や天然ガス等の代替燃料ｆによるガスタービン最大出力よりも大きくなることから、合成ガス運転状態（通常は経済性より最大出力状態）から燃料を切り替える際には、オペレータがガスタービン出力を代替燃料ｆの最大出力以下まで下げてから燃料を切り替えなければならず、操作上の煩雑性を有していた。
【００２２】
また、オペレータによる切替運転は、計画的運用による燃料切替においては問題がないが、ガス化設備２４やガス精製設備２５が故障して合成ガスｅの供給が危うくなる緊急時等の燃料切替では、オペレータが状態を把握するまで時間を要する上、誤操作をする可能性も生じ得る。すなわち、オペレータの手動操作では緊急時の燃料切替に支障を来すおそれがあるという問題があった。
【００２３】
また、図９に示す代替燃料ｆによる最大出力は大気温度により異なるため、燃料切替にあたって、オペレータが大気温度ごとの代替燃料ｆによるガスタービン最大出力を把握しておく必要があり操作が煩雑となっていた。
【００２４】
さらに、燃焼に伴う窒素酸化物の発生を極力抑えるため、合成ガス運転中に窒素ｄを燃料に加えて燃焼器３に投入するが、窒素ｄの投入にあたって、窒素流量の切り替えについても考慮する必要があった。このため、ＩＧＣＣでは、燃料切替のみならず燃料とともに燃焼器３に供給される窒素ｄの切替を行う必要があるため、ＩＧＣＣ特有の制御が必要となる等の煩雑な問題を有していた。
【００２５】
本発明は、これらの問題を解決するためになされたものであり、合成ガスである主燃料に加え、代替燃料を供給できるＩＧＣＣ用のガスタービン燃料切替制御装置において、オペレータが操作することなく自動的な燃料切替ができ、かつ状況に応じて速やかに燃料切替可能なガスタービン燃料切替制御装置を提供することを目的とする。
【００２６】
【課題を解決するための手段】
請求項１記載の発明は、石炭や残渣油等の低質燃料をガス化し、このガスの精製により得られる一酸化炭素（ＣＯ）および水素（Ｈ_２）を主成分とした合成ガスを主燃料とし、ガスタービンで直接燃焼できる灯油や天然ガス等の燃料を代替燃料とし、ガスタービンの負荷に応じて前記合成ガスまたは前記代替燃料を切り替えてガス化複合発電を行なうガスタービン設備に備えられるガスタービン燃料切替制御装置において、前記ガスタービン燃料切替制御装置は、前記代替燃料で到達可能なガスタービン出力を演算する手段と、この演算結果と前記合成ガスで運転している実ガスタービン出力とを比較し、この比較結果に基づきガスタービン出力を前記代替燃料で到達可能なガスタービン出力まで出力降下させる手段と、を備えることを特徴とする。
【００２７】
本発明によれば、ガスタービン最大出力が異なる合成ガスおよび代替燃料を用いた場合であっても、両者の燃料を自動切り替えできることから、緊急時においても速やかに切替操作を行える。
【００２８】
請求項２記載の発明は、請求項１記載のガスタービン燃料切替制御装置において、代替燃料で到達可能なガスタービン出力は大気温度により演算されることを特徴とする。
【００２９】
本発明によれば、代替燃料で到達可能なガスタービン出力を大気温度により演算する手段を設けることにより、合成ガス運転中の大気温度に応じて燃料切替のガスタービン出力を降下させることができる。
【００３０】
請求項３記載の発明は、請求項１記載のガスタービン燃料切替制御装置において、合成ガスおよび代替燃料の燃料切り替え時に燃焼器に投入される窒素の供給量が前記合成ガス供給量に対して所定比率となる窒素流量比率を制御する手段を備えることを特徴とする。
【００３１】
合成ガス製造プロセスで副次的に発生する窒素を、ＮＯｘ生成低減、ガスタービン出力増加を目的として、燃焼器に窒素を合成ガスとともに投入するが、本発明のように燃料切替時の窒素供給量を合成ガス供給量に対して所定の比率にする手段を設けることで、燃焼器内での適切な燃焼を維持しながら燃料切替を可能とすることができる。
【００３２】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施形態について、図１ないし図５を用いて説明する。
【００３３】
図１は、ガスタービン設備の構成を示す図である。
【００３４】
図１に示すように、ガスタービン設備５０は、外部から空気ａを吸入し圧縮する空気圧縮機５１と、この空気圧縮機５１により圧縮された空気を導入する燃焼器５２と、この燃焼器５２の燃焼ガスで駆動されるガスタービン５３と、送電系統５４に接続される発電機５５とから構成されている。なお、５６は、発電機５５から送電系統５４へ送電される電力を検出するための電力検出器である。
【００３５】
そして、燃焼器５２には、窒素ｄを導入する窒素供給系統５７と、合成ガスｅを導入する合成ガス供給系統５８と、代替燃料ｆを導入する代替燃料供給系統５９とを備える。
【００３６】
窒素供給系統５７は、空気から分離された窒素ｄの導入量を制御する窒素流量制御弁６０と、この窒素流量を検出する窒素流量検出器６１とを有する。
【００３７】
合成ガス供給系統５８は、低質燃料ｈを部分酸化し灰分、硫黄分などの不純物を除去して精製した合成ガスｅの流量を制御する合成ガス流量制御弁６２と、この合成ガスｅの流量を検出する合成ガス流量検出器６３とを備える。
【００３８】
代替燃料供給系統５９は、代替燃料ｆの流量を制御する代替燃料流量制御弁６４を備える。
【００３９】
窒素流量検出器６１、合成ガス流量検出器６３および電力検出器５６からの検出信号Ｄ１，Ｄ２，Ｄ３は、制御装置６５に入力される。また、大気の温度を検出する大気温度検出器６６からの検出信号Ｄ４が制御装置６５に入力される。
【００４０】
制御装置６５は、例えば、マイクロコンピュータで構成され、図１に示すように、ＣＰＵ６７が実行すべきプログラムを規定する各アルゴリズムを備える。すなわち、代替燃料ｆで到達可能なガスタービン出力の演算結果と合成ガスｅで運転している実ガスタービン出力とを比較し、この比較結果に基づきガスタービン出力を代替燃料ｆで到達可能なガスタービン出力まで出力降下させる燃料切替前負荷降下手段Ａとしての燃料切替前負荷降下アルゴリズム６８と、代替燃料ｆで到達可能なガスタービン出力を演算する代替燃料到達可能負荷演算手段Ｂとしての代替燃料到達可能負荷演算アルゴリズム６９とを備える。また、燃料切り替え時に燃焼器５２に投入される窒素ｄの供給量が合成ガス供給量に対して所定の比率となる窒素流量比率を制御する窒素流量比率制御手段Ｃとしての窒素流量比率制御アルゴリズム７０を備える。また、制御装置６５にはＣＰＵ６７が参照すべき参照テーブル７１を備える。
【００４１】
この制御装置６５は、図１に示す各検出器５６，６１，６３，６６からの各検出信号Ｄ１〜Ｄ４を受けて、ＣＰＵ６７が各アルゴリズムを実行することで、最適な燃料流量および窒素流量を決定し、その指令Ｓ１，Ｓ２，Ｓ３を図示しないインターフェースを介して窒素流量制御弁６０、合成ガス流量制御弁６２、代替燃料流量制御弁６４に供給し、各弁の開閉を制御している。
【００４２】
ここで、制御装置６５の燃料切替前負荷降下アルゴリズム６８の設定例について、図２を用いて説明する。
【００４３】
図２に示すように、燃料切替前負荷降下アルゴリズム６８では、ステップＳｔ１にて燃料切替指令を入力した後、ステップＳｔ２にて合成ガス流量検出器６３からの検出信号Ｄ１を入力する。そして、ステップＳｔ３にて、現状の燃料が合成ガスｅか否かの判断を行い、現状の燃料が合成ガスｅである場合には、ステップＳｔ４にて、電力検出器５６により検出された検出信号である現状発電機出力Ｄ３［ＭＷ］を入力する。ステップＳｔ５では、制御装置６５内の代替燃料到達可能負荷演算アルゴリズム６９にて演算されたガスタービン出力である検出信号Ｄ５を入力する。次に、ステップＳｔ６で、現状発電機出力Ｄ３［ＭＷ］と代替燃料ｆで到達可能なガスタービン出力Ｄ５［ＭＷ］とを比較判断する。両者を比較した結果、Ｄ３［ＭＷ］がＤ５［ＭＷ］よりも大きい場合には、指令Ｓ１の出力により、合成ガス流量制御弁６２の開度を減少させる。そして、Ｄ３［ＭＷ］がＤ５［ＭＷ］を下回ったことを確認した場合に、ガスタービン出力を一定に保った状態で合成ガスｅから代替燃料ｆに燃料を切り替える。
【００４４】
図２に示すステップＳｔ５の代替燃料で到達可能なガスタービン出力である検出信号Ｄ５は、制御装置６５の代替燃料到達可能負荷演算アルゴリズム６９により演算される。この代替燃料到達可能負荷演算アルゴリズム６９について、図３を用いて説明する。
【００４５】
図３に示す代替燃料到達可能負荷演算アルゴリズム６９では、燃料切替前負荷降下アルゴリズム６８での演算開始により、ステップＳｔ１０にて大気温度検出器６６から検出された大気温度Ｄ４［℃］を入力する。ステップＳｔ１１では、予めアルゴリズムに記憶してある大気温度と代替燃料時のガスタービン最大出力との関係から、大気温度Ｄ４［℃］における代替燃料で到達可能なガスタービン出力を求め、代替燃料到達可能負荷Ｄ５を演算する。そして、ステップＳｔ１２にてこの代替燃料到達負荷Ｄ５を出力する。この代替燃料到達負荷Ｄ５は、代替燃料到達可能負荷演算アルゴリズム６９のＳｔ５に入力される。なお、代替燃料到達可能負荷Ｄ５は、後述する図５に示す切替開始点におけるガスタービン出力ｉとなる。
【００４６】
また、燃料切替時には、燃焼器５２内に窒素ｄを投入するが、この窒素ｄ流量を制御する窒素流量比率制御アルゴリズム７０の内容を、図４を用いて説明する。
【００４７】
図４に示す窒素流量比率制御アルゴリズム７０では、まずステップＳｔ２０にて、燃料切替指令を入力する。次に、ステップＳｔ２１にて、合成ガス流量検出器６３より検出される合成ガス流量の検出信号Ｄ１を入力し、ステップＳｔ２２にて、窒素流量検出器６１により検出される窒素流量の検出信号Ｄ２を検出してＤ２を入力する。ステップＳｔ２３では、割合Ｄ６＝Ｄ２／Ｄ１を演算処理する。
【００４８】
そして、予め記憶しておいた適正比率とＤ６とをステップＳｔ２４にて比較する。適正比率よりＤ６が大きい場合にはステップＳｔ２５にて、指令Ｓ２を出力して窒素流量制御弁６０の開度を減少させる。逆に、ステップＳｔ２６にて、Ｄ６が予め記憶していた適正比率より小さいと判断されると、ステップＳｔ２７にて窒素流量制御弁６０の開度を増加させる。
【００４９】
この窒素流量比率制御アルゴリズム７０により、図５に示す窒素ｄの流量は合成ガスｅに対して一定比率となるように制御される。
【００５０】
なお、制御装置６５の参照テーブル７１には、合成ガス流量制御弁６２または窒素流量制御弁６０などの流量特性曲線あるいは、経年的特性変化、使用燃料の発熱量・比容積などのデータが予め設定・保持されており、ＣＰＵ６７により必要に応じて参照可能となっている。
【００５１】
このようなアルゴリズムを備えるガスタービン燃料切替制御装置での、燃料切替前の負荷降下の様子を図５に示す。なお、横軸は時間を示し、縦軸は出力流量を示す。
【００５２】
図５に示すように、燃料切替前負荷降下アルゴリズム６８では、切替指令発令点Ｔ１から代替燃料ｆで到達可能な出力に達する切替開始点Ｔ２までにおいて、合成ガスｅの流量を減少させる。これに伴いガスタービン出力ｉは、Ｄ３［ＭＷ］からＤ５［ＭＷ］まで一定の割合で減少する。なお、合成ガスｅと同様に窒素ｄの流量も減少させるが、これは、前述した窒素流量比率制御アルゴリズム７０により制御される。
【００５３】
切替開始点Ｔ２に到達すると、合成ガスｅから代替燃料ｆへの燃料切替が開始される。図５に示すように、切替開始点Ｔ２から切替完了点Ｔ３まで合成ガスｅおよび窒素ｄの流量を減少させるとともに、代替燃料ｆの流量を増やしている。そして、切替完了点Ｔ３において、合成ガスｅから代替燃料ｆへの切替が完全になされる。
【００５４】
本実施形態によれば、主燃料に加えて代替燃料を使用するＩＧＣＣ用のガスタービン燃料切替制御装置において、制御装置の燃料切替前負荷降下アルゴリズム６８、代替燃料到達可能負荷演算アルゴリズム６９および窒素流量比率制御アルゴリズム７０により、合成ガスｅ、代替燃料ｆおよび窒素ｄの導入量を制御することにより、オペレータが操作することなく自動的な燃料切替ができ、状況に応じて速やかに燃料切替できるガスタービン燃料切替制御装置を得ることができる。このようなガスタービン燃料切替制御装置により、自動制御されることから、操作の煩雑さを低減することができる。
【００５５】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば、オペレータが操作することなく自動的に燃料切替を行えるため、どのような状況でも速やかに燃料切替することが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施形態における、ガスタービン燃料制御装置を備えたガスタービン設備の構成を示す図。
【図２】本発明の実施形態における、ガスタービン燃料制御装置の燃料切替前負荷降下アルゴリズムを示す図。
【図３】本発明の実施形態における、ガスタービン燃料制御装置の代替燃料到達可能負荷演算アルゴリズムを示す図。
【図４】本発明の実施形態における、ガスタービン燃料制御装置の窒素流量比率制御アルゴリズムを示す図。
【図５】本発明の実施形態における、横軸を時間、縦軸を出力流量としたガスタービン燃料切替制御装置での燃料切替前の負荷降下の様子を示す図。
【図６】従来における、燃料切替システムを備えたガスタービン設備を示す構成図。
【図７】従来における、制御装置による天然ガスから灯油への燃料切替制御の手順を示す図。
【図８】従来における、石炭ガス化コンバインド発電プラントの構成を示す図。
【図９】従来における、合成ガスまたは代替燃料を用いた場合における、時間およびガスタービン最大出力の関係を示す図。
【符号の説明】
５０ガスタービン設備
５１空気圧縮機
５２燃焼器
５３ガスタービン
５４送電系統
５５発電機
５６電力検出器
５７窒素供給系統
５８合成ガス供給系統
５９代替燃料供給系統
６０窒素流量制御弁
６１窒素流量検出器
６２合成ガス流量制御弁
６３合成ガス流量検出器
６４代替燃料流量制御弁
６５制御装置
６６大気温度検出器
６７ＣＰＵ
６８燃料切替前負荷降下アルゴリズム
６９代替燃料到達可能負荷演算アルゴリズム
７０窒素流量比例制御アルゴリズム
７１参照テーブル
Ａ燃料切替前負荷降下手段
Ｂ代替燃料到達可能負荷演算手段
Ｃ窒素流量比率制御手段
Ｔ１切替指令発令点
Ｔ２切替開始点
Ｔ３切替完了点
Ｄ３現状発電機出力
Ｄ５代替燃料で到達可能なガスタービン出力
ｄ窒素
ｅ合成ガス
ｆ代替燃料
ｉガスタービン出力[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention is a coal gasification combined power plant that gasifies a low quality fuel such as coal and heavy oil that cannot be directly combusted in a gas turbine, and uses a gas (syngas) obtained by refining and synthesizing the gas as a main fuel of the gas turbine. (IGCC) relates to a gas turbine fuel switching device that performs fuel switching when burning alternative fuel for kerosene or natural gas in addition to synthesis gas.
[0002]
[Prior art]
A gas turbine fuel switching method that can be operated by both natural gas and liquid fuel (hereinafter, typically kerosene) is employed. For example, a system having such a fuel switching method is disclosed in 55-128627. A gas turbine facility equipped with this fuel switching system is shown in FIG.
[0003]
As shown in FIG. 6, the gas turbine equipment 1 includes an air compressor 2 that sucks and compresses air a from the outside, a combustor 3 connected to the air compressor 2, and combustion gas of the combustor 3. A gas turbine 4 to be driven and a generator 6 connected to a power transmission system 5 are configured. The combustor 3 is connected to a natural gas supply system 7 that supplies natural gas b and a kerosene supply system 8 that supplies kerosene c. These systems 7 and 8 include the natural gas b and kerosene. A natural gas flow rate control valve 9 and a kerosene flow rate control valve 10 for controlling the flow rate of c are provided. Reference numeral 11 denotes a power detector for detecting the power transmitted from the generator 6 to the power transmission system 5.
[0004]
The detection signals of the natural gas flow rate control valve 9, the kerosene flow rate control valve 10 and the power detector 11 are inputted to the control device 12, and the control device 12 is based on these inputted detection signals and the natural gas. The flow control valve 9, the kerosene flow control valve 10 and the power detector 11 are controlled.
[0005]
In the gas turbine equipment 1 having such a configuration, the natural gas b and kerosene c supplied to the combustor 3 and the compressed air introduced from the air compressor 2 are combusted, and then the expansion work is performed in the gas turbine 4. This work is converted into electric power by the generator 6. This generated power is supplied to the outside of the power plant through the power transmission system 5. The generated power is measured by the power detector 11 and input to the control device 12. The control device 12 controls the natural gas flow control valve 9 when operating with the natural gas b so that it becomes the amount of power required for the power plant according to the generated power, and the kerosene c When operated, the kerosene flow control valve 10 is controlled.
[0006]
Further, in the gas turbine facility 1 shown in FIG. 6, for example, when the fuel is switched from natural gas b to kerosene c, the opening degree of the natural gas flow control valve 9 is decreased at a constant ratio according to a command from the control device 12. At the same time, the control device 12 controls the kerosene flow rate control valve 10 to increase the opening so that the generated power measured by the power detector 11 is constant, and to increase the kerosene flow rate. The fuel switching ends when the natural gas flow control valve 9 is fully closed.
[0007]
FIG. 7 is a diagram illustrating a procedure of fuel switching control from the natural gas b to kerosene c by the control device 12. The vertical axis indicates output or fuel heat input, and the horizontal axis indicates time.
[0008]
As shown in FIG. 7, the output of the natural gas b decreases as time passes. At this time, the output of the natural gas b is compensated by increasing the output of the kerosene c, and the output 13 of the gas turbine is increased. Kept constant. Such a fuel switching procedure is similarly applied to the reverse case of switching from kerosene c to natural gas b.
[0009]
On the other hand, for gas turbine power generation systems that use natural gas b or kerosene c as the main fuel, coal, residual oil, heavy oil, etc. that cannot be directly combusted in the gas turbine facility 1 or low quality fuel containing ash or sulfur are gasified. An integrated coal gasification combined power generation plant (IGCC) has been developed in which a gas (synthetic gas) obtained by refining and synthesizing the gas is the main fuel of the gas turbine. In coal gasification combined power plants, alternative fuels such as kerosene and natural gas can be burned in addition to synthesis gas. This coal gasification combined power plant is shown in FIG. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the location same as the part shown in FIG.
[0010]
As shown in FIG. 8, the coal gasification combined power plant 14 includes an air compressor 2 that sucks and compresses air a from the outside, a combustor 3 connected to the air compressor 2, and the combustor 3. A gas turbine 4 driven by combustion gas, a generator 6 connected to a power transmission system (not shown), and an exhaust heat recovery boiler 15 branched and connected to the gas turbine 4 are configured. The exhaust heat recovery boiler 15 includes a steam turbine 16, a condenser 17, and a water supply pump 18.
[0011]
The combustor 3 is connected to a nitrogen supply system 19 for introducing nitrogen d, a synthesis gas supply system 20 for introducing synthesis gas e, and an alternative fuel supply system 21 for introducing alternative fuel f.
[0012]
The nitrogen supply system 19 includes an air separation device 22 that separates air a into oxygen g and nitrogen d, and a nitrogen flow rate control valve 23 that controls the flow rate of the separated nitrogen d.
[0013]
The synthesis gas supply system 20 controls the gasification facility 24 that partially oxidizes the low-quality fuel h, the gas purification facility 25 that removes ash, sulfur, and the like, and the flow rate of the synthesis gas e purified by the gas purification facility 25. And a synthesis gas flow control valve 26.
[0014]
The alternative fuel supply system 21 includes an alternative fuel flow rate control valve 27 that controls the flow rate of the alternative fuel f.
[0015]
In the coal gasification combined power plant 14 having such a configuration, the low quality fuel h such as coal or residual oil is partially oxidized by the oxygen g separated from the air separation device 22 in the gasification equipment 24, and then gas purification is performed. In the facility 25, the synthesis gas e is purified by removing ash, sulfur and other impurities in the gasification gas. Then, the synthesis gas e is supplied to the combustor 3 through the synthesis gas flow control valve 26.
[0016]
Further, the nitrogen d separated by the air separation device 22 is supplied to the combustor 3 via the nitrogen flow rate control valve 23 by reducing the output increase of the gas turbine and the NOx generation amount at the time of combustion.
[0017]
By the way, in the coal gasification combined power plant (IGCC) 14, the start-up of the gas turbine is lighter than the synthesis gas e and uses alternative fuels f such as kerosene and natural gas that are less likely to blow out in the low load zone. In general, the alternative fuel f is switched to the synthesis gas e in a state where the gas turbine load is stable. At the time of stopping, it is the same as that at the time of starting, and it is common to switch the synthesis gas e to the alternative fuel f while the load is stable, and stop the gas turbine at the alternative fuel f.
[0018]
FIG. 9 is a diagram showing the relationship between time and the maximum output of the gas turbine when the synthesis gas e or the alternative fuel f is used as the fuel. The horizontal axis indicates time, and the vertical axis indicates output.
[0019]
Since the synthesis gas e supplies nitrogen d from the air separation device 22 to the combustor 3, the mass flow rate of the gas working in the gas turbine is larger than that in the case of the alternative fuel f, and the synthesis gas e is operated at the same atmospheric temperature. In this case, as shown in FIG. 9, the maximum output of the synthesis gas e can be larger than that of the alternative fuel f.
[0020]
By the way, in the system having the fuel switching method of the gas turbine that can be operated by both the natural gas and the kerosene shown in FIG. 6 described above, the natural gas and the kerosene have the same gas turbine maximum output at the same atmospheric temperature. Therefore, it is possible to switch the fuel in the output state before starting the fuel switching.
[0021]
[Problems to be solved by the invention]
However, in the IGCC gas turbine, the maximum output of the gas turbine by the synthesis gas e shown in FIG. 9 is larger than the maximum output of the gas turbine by the alternative fuel f such as kerosene or natural gas. When switching the fuel from the maximum output state), the operator has to switch the fuel after lowering the gas turbine output below the maximum output of the alternative fuel f, which has complicated operation. .
[0022]
In addition, the switching operation by the operator has no problem in the fuel switching by the planned operation, but in the fuel switching in an emergency where the gasification facility 24 or the gas purification facility 25 breaks down and the supply of the synthesis gas e becomes dangerous, It takes time until the operator grasps the state, and there is a possibility that an operator may make an erroneous operation. That is, there is a problem that the operator's manual operation may interfere with fuel switching in an emergency.
[0023]
Further, since the maximum output by the alternative fuel f shown in FIG. 9 differs depending on the atmospheric temperature, the operator needs to know the maximum output of the gas turbine by the alternative fuel f for each atmospheric temperature when switching the fuel, and the operation becomes complicated. It was.
[0024]
Furthermore, in order to suppress the generation of nitrogen oxides due to combustion as much as possible, nitrogen d is added to the fuel and injected into the combustor 3 during operation of the synthesis gas. However, it is necessary to consider switching of the nitrogen flow rate when introducing nitrogen d. was there. For this reason, in IGCC, since it is necessary to switch not only fuel switching but also nitrogen d supplied to the combustor 3 together with fuel, there is a complicated problem such as requiring control unique to IGCC.
[0025]
The present invention has been made to solve these problems, and in an IGCC gas turbine fuel switching control apparatus capable of supplying an alternative fuel in addition to a main fuel that is a synthesis gas, an automatic operation is not performed by an operator. It is an object of the present invention to provide a gas turbine fuel switching control device that can perform basic fuel switching and can quickly switch fuel according to the situation.
[0026]
[Means for Solving the Problems]
The invention according to claim 1 is characterized in that a low-grade fuel such as coal or residual oil is gasified, and the main fuel is a synthesis gas mainly composed of carbon monoxide (CO) and hydrogen (H ₂ ) obtained by refining the gas. A gas turbine provided in a gas turbine facility that uses gas fuel such as kerosene or natural gas that can be directly combusted in a gas turbine as an alternative fuel, and performs gasification combined power generation by switching the synthetic gas or the alternative fuel according to the load of the gas turbine In the fuel switching control device, the gas turbine fuel switching control device compares a means for calculating a gas turbine output that can be reached by the alternative fuel, and a result of the calculation and an actual gas turbine output operated by the synthesis gas. And a means for lowering the gas turbine output to a gas turbine output that can be reached by the alternative fuel based on the comparison result. To.
[0027]
According to the present invention, even when syngas and alternative fuels having different maximum gas turbine outputs are used, both fuels can be automatically switched, so that switching operation can be performed quickly even in an emergency.
[0028]
According to a second aspect of the present invention, in the gas turbine fuel switching control device according to the first aspect, the gas turbine output that can be reached by the alternative fuel is calculated by the atmospheric temperature.
[0029]
According to the present invention, by providing means for calculating the gas turbine output that can be reached by the alternative fuel based on the atmospheric temperature, the gas turbine output for fuel switching can be lowered according to the atmospheric temperature during the synthesis gas operation.
[0030]
According to a third aspect of the present invention, in the gas turbine fuel switching control device according to the first aspect, the supply amount of nitrogen input to the combustor at the time of fuel switching between the synthesis gas and the alternative fuel is predetermined with respect to the synthesis gas supply amount. A means for controlling the ratio of nitrogen flow rate to be a ratio is provided.
[0031]
Nitrogen that is generated secondaryly in the synthesis gas production process is introduced into the combustor together with synthesis gas for the purpose of reducing NOx generation and increasing gas turbine output. By providing a means for setting the ratio to a predetermined ratio with respect to the synthesis gas supply amount, it is possible to switch the fuel while maintaining proper combustion in the combustor.
[0032]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to FIGS. 1 to 5.
[0033]
FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration of a gas turbine facility.
[0034]
As shown in FIG. 1, the gas turbine equipment 50 includes an air compressor 51 that sucks and compresses air a from the outside, a combustor 52 that introduces air compressed by the air compressor 51, and the combustor 52. It is comprised from the gas turbine 53 driven with the combustion gas of this, and the generator 55 connected to the power transmission system 54. FIG. Reference numeral 56 denotes a power detector for detecting the power transmitted from the generator 55 to the power transmission system 54.
[0035]
The combustor 52 includes a nitrogen supply system 57 for introducing nitrogen d, a synthesis gas supply system 58 for introducing synthesis gas e, and an alternative fuel supply system 59 for introducing alternative fuel f.
[0036]
The nitrogen supply system 57 includes a nitrogen flow rate control valve 60 that controls the introduction amount of nitrogen d separated from air, and a nitrogen flow rate detector 61 that detects this nitrogen flow rate.
[0037]
The synthesis gas supply system 58 includes a synthesis gas flow rate control valve 62 that controls the flow rate of the synthesis gas e that is purified by partially oxidizing the low-quality fuel h to remove impurities such as ash and sulfur, and the flow rate of the synthesis gas e. And a syngas flow detector 63 for detection.
[0038]
The alternative fuel supply system 59 includes an alternative fuel flow rate control valve 64 that controls the flow rate of the alternative fuel f.
[0039]
Detection signals D1, D2, D3 from the nitrogen flow rate detector 61, the synthesis gas flow rate detector 63, and the power detector 56 are input to the control device 65. Further, a detection signal D4 from an atmospheric temperature detector 66 that detects the atmospheric temperature is input to the control device 65.
[0040]
The control device 65 is constituted by a microcomputer, for example, and includes each algorithm that defines a program to be executed by the CPU 67 as shown in FIG. That is, the calculation result of the gas turbine output that can be reached by the alternative fuel f is compared with the actual gas turbine output that is operated by the synthesis gas e, and the gas that can be reached by the alternative fuel f based on the comparison result. Alternative fuel arrival as alternative fuel reachable load calculation means B for calculating a gas turbine output that can be reached by alternative fuel f, as well as a load reduction algorithm 68 before fuel change that lowers the output to the turbine output. And a possible load calculation algorithm 69. Further, a nitrogen flow rate control algorithm 70 as a nitrogen flow rate control means C that controls a nitrogen flow rate ratio in which the supply amount of nitrogen d supplied to the combustor 52 at the time of fuel switching becomes a predetermined ratio with respect to the synthesis gas supply amount. Is provided. The control device 65 includes a reference table 71 that the CPU 67 should refer to.
[0041]
The control device 65 receives the detection signals D1 to D4 from the detectors 56, 61, 63, and 66 shown in FIG. 1, and the CPU 67 executes the respective algorithms so that the optimum fuel flow rate and nitrogen flow rate are obtained. The commands S1, S2, and S3 are determined and supplied to the nitrogen flow rate control valve 60, the synthesis gas flow rate control valve 62, and the alternative fuel flow rate control valve 64 through an interface (not shown) to control the opening and closing of each valve.
[0042]
Here, a setting example of the load drop algorithm 68 before fuel switching of the control device 65 will be described with reference to FIG.
[0043]
As shown in FIG. 2, in the load drop algorithm 68 before fuel switching, after inputting the fuel switching command in Step St1, the detection signal D1 from the synthesis gas flow detector 63 is input in Step St2. In step St3, it is determined whether or not the current fuel is synthesis gas e. If the current fuel is synthesis gas e, the detection signal detected by the power detector 56 in step St4. The current generator output D3 [MW] is input. In step St5, the detection signal D5 which is the gas turbine output calculated by the alternative fuel reachable load calculation algorithm 69 in the control device 65 is input. Next, in step St6, the current generator output D3 [MW] is compared with the gas turbine output D5 [MW] that can be reached by the alternative fuel f. When D3 [MW] is larger than D5 [MW] as a result of comparing the two, the opening of the synthesis gas flow control valve 62 is decreased by the output of the command S1. When it is confirmed that D3 [MW] is lower than D5 [MW], the fuel is switched from the synthesis gas e to the alternative fuel f in a state where the gas turbine output is kept constant.
[0044]
The detection signal D5 that is the gas turbine output that can be reached by the alternative fuel in step St5 shown in FIG. 2 is calculated by the alternative fuel reachable load calculation algorithm 69 of the control device 65. The alternative fuel reachable load calculation algorithm 69 will be described with reference to FIG.
[0045]
In the alternative fuel reachable load calculation algorithm 69 shown in FIG. 3, the atmospheric temperature D4 [° C.] detected from the atmospheric temperature detector 66 in step St10 is input by the start of calculation by the load drop algorithm 68 before fuel switching. In step St11, the gas turbine output that can be reached by the alternative fuel at the atmospheric temperature D4 [° C.] is obtained from the relationship between the atmospheric temperature stored in the algorithm in advance and the gas turbine maximum output at the time of the alternative fuel, and the alternative fuel can be reached. The load D5 is calculated. In step St12, the alternative fuel reaching load D5 is output. This alternative fuel reach load D5 is input to St5 of the alternative fuel reachable load calculation algorithm 69. The alternative fuel reachable load D5 is a gas turbine output i at a switching start point shown in FIG.
[0046]
Further, at the time of fuel switching, nitrogen d is introduced into the combustor 52. The contents of the nitrogen flow rate ratio control algorithm 70 for controlling the nitrogen d flow rate will be described with reference to FIG.
[0047]
In the nitrogen flow rate ratio control algorithm 70 shown in FIG. 4, first, at step St20, a fuel switching command is input. Next, in step St21, the detection signal D1 of the synthesis gas flow detected by the synthesis gas flow detector 63 is inputted, and in step St22, the detection signal D2 of the nitrogen flow detected by the nitrogen flow detector 61 is inputted. Detect and input D2. In step St23, the ratio D6 = D2 / D1 is calculated.
[0048]
Then, the appropriate ratio stored in advance and D6 are compared in step St24. If D6 is greater than the appropriate ratio, in step St25, command S2 is output to reduce the opening of the nitrogen flow control valve 60. Conversely, if it is determined in step St26 that D6 is smaller than the appropriate ratio stored in advance, the opening of the nitrogen flow control valve 60 is increased in step St27.
[0049]
The nitrogen flow rate control algorithm 70 controls the flow rate of nitrogen d shown in FIG. 5 so as to be a constant ratio with respect to the synthesis gas e.
[0050]
In the reference table 71 of the control device 65, flow characteristic curves such as the synthesis gas flow control valve 62 or the nitrogen flow control valve 60, or data such as changes over time, calorific value / specific volume of fuel used, etc. are preset. It is held and can be referred to by the CPU 67 as necessary.
[0051]
FIG. 5 shows a state of load drop before fuel switching in a gas turbine fuel switching control apparatus having such an algorithm. In addition, a horizontal axis shows time and a vertical axis | shaft shows output flow volume.
[0052]
As shown in FIG. 5, in the load drop algorithm 68 before fuel switching, the flow rate of the synthesis gas e is decreased from the switching command issuing point T1 to the switching start point T2 that reaches the output reachable with the alternative fuel f. Along with this, the gas turbine output i decreases at a constant rate from D3 [MW] to D5 [MW]. Note that the flow rate of nitrogen d is reduced as in the case of the synthesis gas e, but this is controlled by the nitrogen flow rate ratio control algorithm 70 described above.
[0053]
When the switching start point T2 is reached, fuel switching from the synthesis gas e to the alternative fuel f is started. As shown in FIG. 5, the flow rates of the synthesis gas e and nitrogen d are decreased and the flow rate of the alternative fuel f is increased from the switching start point T2 to the switching completion point T3. Then, at the switching completion point T3, the switching from the synthesis gas e to the alternative fuel f is completely performed.
[0054]
According to this embodiment, in the gas turbine fuel switching control device for IGCC that uses alternative fuel in addition to the main fuel, the load drop algorithm 68 before fuel switching, the alternative fuel reachable load calculation algorithm 69, and the nitrogen flow rate of the control device By controlling the introduction amount of the synthesis gas e, the alternative fuel f and the nitrogen d by the ratio control algorithm 70, the fuel can be automatically switched without an operator's operation, and the fuel can be switched quickly according to the situation. A fuel switching control device can be obtained. Since it is automatically controlled by such a gas turbine fuel switching control device, the complexity of operation can be reduced.
[0055]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, the fuel can be automatically switched without being operated by the operator, so that the fuel can be quickly switched in any situation.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram showing a configuration of a gas turbine facility provided with a gas turbine fuel control device in an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a diagram showing a load drop algorithm before fuel switching of the gas turbine fuel control device in the embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a diagram showing an alternative fuel reachable load calculation algorithm of the gas turbine fuel control device in the embodiment of the present invention.
FIG. 4 is a diagram showing a nitrogen flow rate ratio control algorithm of the gas turbine fuel control device in the embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a diagram showing a state of load drop before fuel switching in the gas turbine fuel switching control device with the horizontal axis representing time and the vertical axis representing output flow rate in the embodiment of the present invention.
FIG. 6 is a configuration diagram showing a conventional gas turbine facility equipped with a fuel switching system.
FIG. 7 is a diagram showing a procedure for conventional fuel switching control from natural gas to kerosene by a control device.
FIG. 8 is a diagram showing a configuration of a conventional coal gasification combined power plant.
FIG. 9 is a diagram showing the relationship between time and the maximum output of a gas turbine when using synthesis gas or alternative fuel in the prior art.
[Explanation of symbols]
50 Gas Turbine Equipment 51 Air Compressor 52 Combustor 53 Gas Turbine 54 Power Transmission System 55 Generator 56 Power Detector 57 Nitrogen Supply System 58 Syngas Supply System 59 Alternative Fuel Supply System 60 Nitrogen Flow Control Valve 61 Nitrogen Flow Detector 62 Synthesis Gas flow control valve 63 Syngas flow detector 64 Alternative fuel flow control valve 65 Controller 66 Atmospheric temperature detector 67 CPU
68 Load drop algorithm before fuel switching 69 Alternative fuel reachable load calculation algorithm 70 Nitrogen flow rate proportional control algorithm 71 Reference table A Fuel switch load drop means B Alternative fuel reachable load calculation means C Nitrogen flow rate ratio control means T1 Switching command issuing point T2 Switching start point T3 Switching completion point D3 Current generator output D5 Gas turbine output reachable with alternative fuel d Nitrogen e Syngas f Alternative fuel i Gas turbine output

Claims

Kerosene that can be directly combusted in a gas turbine, using as a main fuel a synthesis gas mainly composed of carbon monoxide (CO) and hydrogen (H ₂ ) obtained by gasifying low-quality fuel such as coal and residual oil. In a gas turbine fuel switching control device provided in a gas turbine facility for performing gasification combined power generation by switching the synthetic gas or the alternative fuel according to the load of the gas turbine, and using a fuel such as natural gas as an alternative fuel,
The gas turbine fuel switching control device compares a gas turbine output that can be reached by the alternative fuel with a calculation result and an actual gas turbine output that is operating with the synthesis gas. A gas turbine fuel switching control device comprising: means for lowering the gas turbine output to a gas turbine output that can be reached by the alternative fuel.

In the gas turbine fuel switching control device according to claim 1,
A gas turbine fuel switching control device characterized in that a gas turbine output reachable by an alternative fuel is calculated by an atmospheric temperature.

2. The gas turbine fuel switching control device according to claim 1, wherein a nitrogen flow rate ratio at which a supply amount of nitrogen supplied to a combustor at the time of fuel switching between synthesis gas and alternative fuel becomes a predetermined ratio with respect to the synthesis gas supply amount is controlled. A gas turbine fuel switching control device characterized by comprising: