JP6402075B2 - 石炭ガス化複合発電プラント - Google Patents

Description

本発明は、石炭ガス化複合発電プラントに係り、特に負荷変化時に安定に作動できる石炭ガス化複合発電プラントに関する。

近年、低炭素化社会実現に向け、再生可能エネルギーの導入や高効率な発電プラントの構築による環境負荷低減が求められている。その中で、国内・国外を問わず電力需給の中枢を担っている火力発電の環境負荷低減・高効率化は、急務となっている。

火力発電での環境負荷低減方法の一つとして、低炭素の燃料を選択する方法がある。一般的に、石炭を使用する場合に比べ、低炭素燃料である石油・天然ガスを使用して発電する方が発電効率・環境への影響が優れている。

しかし低炭素燃料の埋蔵量には限りがあり、電源のベストミックスの観点から埋蔵量が豊富にある石炭も有効に活用していく必要がある。

そこで、石油・天然ガスを使用して発電した場合と比較して環境への影響が大きい石炭を、高効率で環境負荷への影響を大きく低減して発電することが出来る手法として石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ： Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ ｃｏａｌ Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ）プラントが注目されている。

典型的な石炭ガス化複合発電プラントの具体的な構成事例及び制御手法を示すものとして特許文献１が知られている。

特開平１１−２２４８５号公報

石油や天然ガスを使用して発電するコンバインドサイクル（Ｃ／Ｃ）発電の負荷変化率５％／分に対して、一般的な石炭ガス化複合発電プラントは石炭をガス化して発電に使用する性質から負荷指令に対して負荷追従させることが難しく、負荷変化率は３％／分程と負荷追従性能が落ちる。このため、石炭ガス化複合発電プラントの場合にも、石油や天然ガスを使用して発電するコンバインドサイクル（Ｃ／Ｃ）発電程度の負荷変化率５％／分を実現することが望まれている。

また酸素吹石炭ガス化複合発電プラントは、（１）蒸気系の観点からの負荷追従性（２）石炭供給系とガス化炉関係から圧力を一定に制御して運転しなければいけない（３）本体機器仕様による運転制約という３つの難しさがある。従来手法として特許文献１のガスタービンＧＴリードベースの協調制御の手法が検討されているが、負荷変化指令値が大きくなるとガス化炉圧力の基準値を超過し、プラントトリップしてしまうという課題がある。

以上のことから本発明の目的は、石炭ガス化複合発電プラントにおいて、天然ガスコンバインド発電所同等の最低負荷から最大負荷まで５％／分においてもガス化炉圧力の基準値を超過することなく運転可能であり、最低負荷から最大負荷だけでなく中間負荷帯においても適用可能な石炭ガス化複合発電プラントを提供することにある。

以上のことから本発明においては、石炭を供給する燃料供給部と、供給された燃料のガス化を行うガス化部と、得られたガスを精製するガス精製部と、精製されたガス及び得られた蒸気から動力を取り出す発電部と、少なくとも発電部に与えるガス量と、燃料供給部に供給する石炭量を制御する制御部とを備え、制御部は出力増加時に時間的に増加する発電出力指令に応じて発電部に与えるガス精製部からのガス量を定めるガス量制御部と、発電出力指令に応じて求められた協調指令信号と、ガス化部におけるガス圧力を目標値に制御するガス制御信号の和により石炭量を定める石炭量制御部と、を備えた石炭ガス化複合発電プラントであって、
ガス圧力の目標値は、出力変化時に時間的に増加する発電出力指令の出力増加開始時点以前の第１の時点から、出力増加完了時点以後の第２の時点までの期間において、通常の目標値より高めに設定されることを特徴とする石炭ガス化複合発電プラントである。

本発明によれば、石炭ガス化複合発電プラントにおいて、天然ガス同等（５％／分、最低負荷から最大負荷）のいかなる負荷変化帯に対しても適応可能な制御システムとすることができる。

図２の制御部分Ｅの主要な構成部である負荷追従制御回路部分を示す図。 本発明の実施例に係る石炭ガス化複合発電プラントの典型的な装置構成例を示す図。 協調制御ゲインと負荷変化開始後のガス化炉の炉圧変動を示す図。 協調制御ゲインと負荷変化終了後のガス化炉の炉圧オーバーシュートを示す図。 協調指令ゲインを１として負荷変化させたときのガス化炉圧力の変動を時間経過とともに示した図。 負荷変化時における図１の制御系各部の信号を示した図。 想定した負荷変化時間ｔｘと負荷変化前後のバイアス期間ｔｙの関係を表形式で示す図。 想定した負荷変化時間ｔｘと負荷変化前後のバイアス期間ｔｙの関係をグラフ形式で示す図。 想定したケースにより負荷変化させたときの応答結果を示す図。

本発明の実施例について図面を参照して詳細に説明する。

図２は、本発明の実施例に係る石炭ガス化複合発電プラントの典型的な装置構成例を示している。

図２に示す石炭ガス化複合発電プラントは、その機能を大別して示すと、石炭を微粉炭にして供給する燃料供給部分Ａ、燃料のガス化を行うガス化部分Ｂ、得られたガスを精製するガス精製部分Ｃ、精製されたガス及び得られた蒸気から動力を取り出す発電部分Ｄと、それらの制御部分Ｅから構成されている。

このうち燃料供給部分Ａは、微粉炭と酸素をガス化部分Ｂに供給するものであり、ミルを含む石炭供給系１において、空気分離器３１が与える窒素の環境下で石炭を微粉炭とする。また空気分離器３１が与える酸素と共に、微粉炭をガス化部分Ｂに供給する。

ガス化部分Ｂは、ガス化炉２とシンガスクーラ３により構成されている。ガス化炉２では燃料搬送管３２により搬送された燃料（石炭）をガス化し、シンガスクーラ３ではその内部のシンガスクーラ節炭器あるいはシンガスクーラ蒸発器において、給水との熱交換により燃料ガスを冷却する。なおシンガスクーラ節炭器への給水は、後述する排熱回収ボイラＨＲＳＧから供給し、シンガスクーラ３で発生した蒸気はシンガスクーラドラムで排熱回収ボイラＨＲＳＧに回収される。

ガス精製部分Ｃは、シンガスクーラ３で冷却された燃料ガスに含まれる固形物などを脱塵装置３３で除去した後、加熱装置３４を介してガス生成装置５に導き、ガスの生成を行う。生成されたガスは加熱装置３４を介して発電部分Ｄのガスタービン燃焼器６に投入されるが、余剰ガスの一部はグランドフレア１１から排出される。

発電部分Ｄは、その機能を大別して示すと、ガスタービンＧＴと排熱回収ボイラＨＲＳＧと蒸気タービンＳＴから構成されている。ガスタービンＧＴは、空気を圧縮する圧縮機７と圧縮空気により生成ガスを燃焼させる燃焼器６と、ガスタービン部３４で構成されており、得られた機械動力により、発電機１０を駆動して発電電力を得る。なお図１の例では、ガスタービン軸と蒸気タービン軸と発電機軸が同軸上に配置されて、発電機１０を駆動する例を示している。

排熱回収ボイラＨＲＳＧではガスタービンＧＴからの燃焼排ガスＷＧを導入し、給水ポンプ４からの給水Ｗとガスタービン燃焼排ガスＷＧの熱交換により蒸気を発生する。より詳細には、復水器３５からの給水Ｗが給水ポンプ４により加圧されて排熱回収ボイラＨＲＳＧに導入される。排熱回収ボイラＨＲＳＧは、その排ガスＷＧ下流側から順次節炭器３６、蒸発器３７、過熱器３８を配置しており、これら熱交換器と排ガスＷＧの熱交換により、給水は過熱蒸気とされ、主蒸気管４０から蒸気タービンＳＴの高圧タービン９に導かれてこれを駆動する。

また高圧タービン９で仕事をした蒸気は、再度排熱回収ボイラＨＲＳＧに導かれ、再熱器３９において再加熱されて再熱蒸気となり、再熱蒸気管４１を介して蒸気タービンＳＴの再熱タービン８に導かれてこれを駆動する。なお、排熱回収ボイラＨＲＳＧの各部における給水や蒸気は、適宜蒸気配管部分から抽出されて、別用途に利用される。典型的な一例として、ガス化炉２におけるシンガスクーラ節炭器あるいはシンガスクーラ蒸発器において、給水との熱交換により燃料ガスを冷却する系統が示されており、冷却後の蒸気は排熱回収ボイラドラムで回収される。なお排熱回収ボイラドラムにはシンガスクーラドラムからの蒸気がシンガスクーラ蒸気流量調節弁を介して合流するようになっている。

以上述べたように、図２の石炭ガス化複合発電プラントは、燃料を搬送する燃料搬送管３２と、燃料をガス化して燃料ガスを生成するガス化炉２と、燃料ガスからシンガスクーラ節炭器及びシンガスクーラ蒸発器により熱を回収して蒸気を生成するシンガスクーラ３と、脱塵装置３３に接続して燃料ガス中の不要物質を除去して精製ガスとするガス精製設備５と、精製ガスを動力源とするガスタービンＧＴと、ガスタービンＧＴの排ガスＷＧから蒸気を得る排熱回収ボイラＨＲＳＧと、排熱回収ボイラＨＲＳＧに給水する給水ポンプ４と、排熱回収ボイラＨＲＳＧ及びシンガスクーラドラムから得られる蒸気を回収する排熱回収ボイラドラムと、排熱回収ボイラドラムから得られる蒸気を動力源とする蒸気タービンＳＴなどを基本構成要素とするものである。

制御部分Ｅは、燃料供給部分Ａ、ガス化部分Ｂ、ガス精製部分Ｃ、発電部分Ｄのそれぞれを適正に制御している。所望の発電出力を適宜のタイミングで得るに必要な、各部プラント量を適正に制御している。

図１は、制御部分Ｅの主要な構成部である負荷追従制御回路部分を示した図である。負荷追従制御回路部分の主要な機能の一つは、発電出力指令に対して、ガスタービンＧＴに与えるガス量を適正に制御することであり、他の主要な機能は、石炭の投入量（供給量）を適正量に制御することである。この制御は要するに、石炭ガス化複合発電プラントに与える総エネルギー量と、石炭ガス化複合発電プラントから取り出す総エネルギー量を時系列的にバランスさせるためのものである。

このうち前者の制御は、図１の発電出力指令１４と、実際の発電出力１２との偏差を減算器４２で求め、比例積分調節器４３を介してガスタービン燃焼器入口のガスタービン制御弁ＧＣＶの開度指令１３として与えることで実現される。なお発電出力１２は、ガスタービンＧＴの出力と蒸気タービンＳＴの出力の合計量である。

これに対し後者の石炭の投入量制御は、発電出力指令１４に対応して定められる制御分Ｃ１と、ガス化圧力を目標値に適正に制御していかなる状態でもガス化圧力を保持しておく制御分Ｃ２を反映した制御とされている。

このうち制御分Ｃ１では、発電出力指令１４から協調指令１５を作成し、石炭供給指令２０に付加する協調制御をおこなうものである。また制御分Ｃ２では、ガス化炉圧力１８とガス化炉圧力目標１９の偏差を減算器４４で求め、調節器４５による比例積分制御で石炭供給指令２０を決めている。

この図１の負荷追従制御回路は、ガス発生側（石炭供給）とガス使用側（ＧＣＶ開度）を強調して制御させる目的のものであり、ガス使用量を増減させる場合には、ガス発生側もガス使用量に見合った程度増減させるという協調制御を行う。協調指令関数発生器１５は、発電出力指令１４が単位量変化した場合に、石炭量をどの程度変化させるのがよいか、その割合を設定している。

本発明者らの知見によれば、図３、図４、図５の事が知られている。まず図３は、横軸に協調制御ゲイン、縦軸に負荷変化開始後のガス化炉の炉圧変動（ｋｐａ）を示しており、協調指令のゲイン（横軸）を大きくするとガス化炉圧力変動幅は抑制されることを示している。

図４は、横軸に協調制御ゲイン、縦軸に負荷変化終了後のガス化炉の炉圧オーバーシュート（ｋｐａ）を示している。この図４は、協調制御ゲインを０．７より大きくすると、負荷変化後に炉圧の長時間にわたるオーバーシュートが発生することを表している。

図３と図４から判明するのは、負荷変化期間中の制御を良好に行うには協調ゲインは高いほうがよいが、高すぎると負荷変化制御期間終了後に石炭過投入の影響が表れて長時間にわたるオーバーシュートが発生するということである。そのため、オーバーシュートがなく、かつガス化炉圧力変動が最小となる０．７を協調制御ゲインの最適値とし、採用するのがよい。

因みに図５は、協調指令ゲインを１として実際に負荷変化させたときのガス化炉圧力の変動を時間経過とともに示したものである。まず時刻ｔ１において負荷変化開始し、時刻ｔ２において負荷変化を終了したものとする。ガス化炉圧力は３．４７０（ＭｐａＡ）とすべきところ、負荷変化直後のオーバーシュートにより上昇し、その後負荷変化終了字時刻ｔ２では２（ｋｐａ）ほど低下しその後時刻ｔ３に向けて増加し、負荷変化終了後のガス化炉圧力が３．４７２（ＭｐａＡ）となり、オーバーシュートが生じたことを表している。かつこの終了後のオーバーシュートは、長期間にわたり継続されていることを示している。

本発明においては、制御分Ｃ１について、上記協調制御ゲインの配慮を施こしながら、同時にガス化圧力を保持する制御分Ｃ２に対して、以下の予測制御の考えを導入したガス化炉圧力制御を実行する。この配慮は、図２の燃料供給部分Ａからガス化部分Ｂ、ガス精製部分Ｃを介して発電部分Ｄのガスタービン燃焼器に至るまでには多大の時間遅れを要することから、この遅れを先行予測制御により解消せんとするものである。

そこで本発明においては、図１に示すように、発電スケジュール１６から予測関数１７を介してガス化炉圧力目標１９を作成し、ガス化炉圧力目標１９を変化させることにより、ガス化炉圧力１８を制御する。

図６は、負荷変化時における図１の制御系各部の信号を示した図である。この図において横軸は時間、縦軸項目は上から順に発電スケジュール（ＭＷ）１６、発電出力指令（ＭＷ）１４、ガス化炉圧力目標値（ＭＰａ）１９、ガス化炉圧力（ＭＰａ）１８、石炭供給量２０を表している。

この図において、発電スケジュール１６は、例えば当該発電所における１日単位の発電出力の計画値であり、時刻ｔ１０において発電出力をＧｍｉｎからＧｍａｘに増大させるという計画値を有している。これに対し発電出力指令（ＭＷ）１４は、時刻ｔ１０で発電出力Ｇｍａｘを達成するためには、ｔ１０よりもｔｘ時間前のｔ９から増加し始めて時刻ｔ１０で発電出力Ｇｍａｘになる時間変化指令を発する。この場合の変化率は、石油や天然ガスを使用して発電するコンバインドサイクル（Ｃ／Ｃ）発電程度の負荷変化率５％／分とされている。

ここで発電出力指令（ＭＷ）１４は、一方においてガスタービン燃焼器入口のガスタービン制御弁ＧＣＶの開度指令１３として与えられるものであり、ガスタービン制御弁ＧＣＶ入口のガス量は十分に確保されていることを前提としている。

このため他方では、前提としたガス量を確保しておく操作が必要であり、この観点がガス化圧力目標値１９の設定に反映される。ガス化圧力目標値１９の設定では、石炭ガス化複合発電プラント内のプロセス量のより上流側である石炭供給量を定める必要があるために、目標出力達成ｔ１０よりもｔｘ時間前のｔ９を起点とし、さらにｔｙ時間前のｔ８からガス化圧力制御のための対策が必要である。かつ図４で説明した負荷変化終了後のガス化炉の炉圧オーバーシュートの問題に対応するためには、目標出力達成ｔ１０よりもｔｙ時間後のｔ１１までガス化圧力制御対策を実行し続ける必要がある。

図６のガス化炉圧力目標値（ＭＰａ）１９は、上記観点から時刻ｔ８からｔ１１までの期間をガス化炉圧力制御対象期間とする。図１の予測関数１７では、発電スケジュール（ＭＷ）１６からこの期間を定めるとともに、この期間における目標圧力の大きさを決定する。図６ではこの期間の圧力目標値を通常運転時のＰＬに対して、より大きい値のＰＨを与える例を示している。なおこの期間の圧力目標値は、適宜の指標を用いて任意に定めることが可能である。

ガス化炉圧力制御対象期間における高圧ガス化炉圧力制御により、実際のガス化炉圧力は、図５に示した負荷変化期間中の炉圧オーバーシュート傾向を示し、上昇後に低下する変動をする。調節器４５は、ガス化炉圧力の目標と計測値からの比例積分制御により、制御信号Ｃ２を定める。

他方、制御信号Ｃ１としては協調指令ゲインを０．７程度にする信号が与えられている。図６の石炭供給量２０は、上記制御信号Ｃ１とＣ２が合成されて得られた目標信号であり、制御信号Ｃ１により、ガスタービン制御弁ＧＣＶの制御開始に先行する時刻ｔ８から石炭供給量を増加させることでガスタービン制御弁ＧＣＶ入口のガス量を十分に確保する。かつ負荷変化終了後の時刻ｔ１１よりもさらに後の時刻ｔ１２まで制御継続されることで、負荷変化終了後のガス化炉の炉圧オーバーシュートの問題に対応している。

なお協調指令ゲインを０．７程度にしたことで、負荷変化期間中の応答を比較的高く維持可能であり、かつ負荷変化終了後のガス化炉の炉圧オーバーシュートを抑制することができている。

次に、本発明による効果をシミュレーションした結果について説明する。図７と図８は、負荷変化時間ｔｘと負荷変化前後のバイアス期間ｔｙの関係を想定してものである。図７は表形式により、図８はグラフ形式により示している。

図７の表の縦軸側において、ケースはＡからＦまでの６通りであり、横軸側には負荷変化と負荷変化前後のバイアス期間ｔｙを数値により例示している。なお負荷変化として、変化量と負荷変化時間ｔｘを採用して数値表示している。図８のグラフに示すように、ケースはＡからＦまでの６通りが、中間負荷帯にも対応できるよう、１／６単位での変化幅と下直線関係としている。

図９は、想定したケースにより負荷変化させたときの応答結果を示す図である。図９では、横軸に負荷変化時間ｔｘ、縦軸にガス化炉圧力変動幅（ｋＰａ）を採用し、ＧＴリードによる制御の時の応答、ＧＴリードによる協調制御（特許文献１に記載の制御手法）の時の応答、本発明に係るＧＴリードによる予測協調制御の時の応答を示している。但し、負荷変化時間ｔｘは石油や天然ガスを使用して発電するコンバインドサイクル（Ｃ／Ｃ）発電程度の負荷変化率５％／分とされている。また、それぞれのケースにおけるバイアス値は、ＧＴリードベース協調制御時のガス化炉圧力降下ピーク値を上下に分散させる意味で半分の値としている。

このシミュレーション結果によれば、ＧＴリードによる制御の時の応答ではケースＣ程度の状態、つまり４／６負荷程度の段階でガス化炉圧力変動幅の許容変動幅を逸脱してしまっている。ＧＴリードによる協調制御の時の応答であっても、６／６負荷に至る前に許容変動幅を逸脱してしまっている。本発明のＧＴリードによる予測協調制御の時の応答では、許容変動幅を大きく下回ることができている。

図９の結果により、このようにケースＢ〜Ｆにおいてもシミュレーションによりガス化炉圧力が許容値以内に収まっていることを確認した。以上のことにより、本発明は最低負荷から最大負荷の変化だけでなく、中間負荷においても適用することが出来ることが判明した。なお、負荷下げ時については、グランドフレア１１でガスを燃やすことによりガス化炉圧力の上昇を押さえること出来る。なお、ケースＡは５％／分で最大負荷から最低負荷の変化ため、それ以上負荷変化時間が大きくなることはプラント運用上有り得ない。

以上詳細に述べたように、ＧＴリードベース協調制御では発電指令と同時に協調指令が入るため、石炭供給量変化が負荷変化に追従出来ず、ガス化炉圧力変動が大きくなると考えられる。そこで本発明においては、通常の発電所で実施されている発電スケジュールに着目し、そのスケジュールから負荷上昇前に予測指令を与えることで追従性を高めることが出来ないか検討した。通常、発電所は事前に決定されたスケジュールで運転を行っているため、負荷が上下するタイミングが分かっている。そのため、スケジュールの関数を予測先行的にガス化炉圧力指令として入れることによって、負荷が上昇し始めるタイミングにはすでにＧＴ入口にそれ相応のガス量が入るようなロジックを考えた。そこで、ＧＴリードベース協調制御に加え、発電指令変化前にガス化炉の圧力設定値に予測指令としてある一定時間バイアスを印加することで、ガス化炉圧力の変動を抑制する手法を発明したものである。

より詳細には、酸素吹石炭ガス化複合発電において、負荷変化開始と同時のガス化炉への協調指令ではガス化炉圧力抑制に限界がある。そこで、発電スケジュールを元に決定した予測指令をガス化炉に先行して印加することによりガス化炉圧力の変動を許容値以内に抑え、プラントトリップに至らないような制御システムを発明したものである。

また負荷変化時間をｔｘ、負荷変化時間に幅を持たせる時間をｔｙとした関数を予測関数とし、最低負荷から最大負荷まで５％／分で変化させた際のｔｙの最適値から起点に線形関数と仮定した。これにより、いかなる負荷変化にも対応できるよう石炭ガス化複合発電プラントが実現されることが判明した。

Ａ：燃料供給部分
Ｂ：ガス化部分
Ｃ：ガス精製部分
Ｄ：発電部分
Ｅ：制御部分
１：石炭供給系
２：ガス化炉
３：シンガスクーラ
４：給水ポンプ
ＨＲＳＧ：排熱回収ボイラ
５：ガス精製装置
６：燃焼器
７：圧縮機
ＧＴ：ガスタービン
８：再熱タービン
９：高圧タービン
１０：発電機
１１：グランドフレア
１２：発電出力
１３：ＧＣＶ開度指令
１４：発電出力指令
１５：協調指令関数発生器
１６：発電スケジュール
１７：予測関数
１８：ガス化炉圧力
１９：ガス化炉圧力目標
２０：石炭供給指令
３１：空気分離器
３２：燃料搬送管
３３：脱塵装置
３４：ガスタービン部
３５：復水器
３６：節炭器
３７：蒸発器
３８：過熱器
３９：再熱器
４０：主蒸気管
４１：再熱蒸気管
４２、４４：減算器
４３、４５：調節器

Claims (3)

1. 石炭を供給する燃料供給部と、供給された燃料のガス化を行うガス化部と、得られたガスを精製するガス精製部と、精製されたガス及び得られた蒸気から動力を取り出す発電部と、少なくとも前記発電部に与えるガス量と、前記燃料供給部に供給する石炭量を制御する制御部とを備え、該制御部は出力増加時に時間的に増加する発電出力指令に応じて前記発電部に与える前記ガス精製部からのガス量を定めるガス量制御部と、前記発電出力指令に応じて求められた協調指令信号と、前記ガス化部におけるガス圧力を目標値に制御するガス制御信号の和により前記石炭量を定める石炭量制御部と、を備えた石炭ガス化複合発電プラントであって、
   前記ガス圧力の目標値は、前記出力増加時に時間的に増加する発電出力指令の出力増加開始時点より前の第１の時点から、出力増加完了時点より後の第２の時点までの期間において、通常の目標値より高めに設定されることを特徴とする石炭ガス化複合発電プラント。
2. 請求項１に記載の石炭ガス化複合発電プラントであって、
   前記ガス圧力の目標値について、出力変化時間をｔｘ、出力変化開始時点と前記第１の時点の間の時間をｔｙとするとき、ｔｘとｔｙの関係を線形として最低負荷から最大負荷まで規定変化率で変化させ、中間負荷帯にも対応可能としたことを特徴とする石炭ガス化複合発電プラント。
3. 請求項１または請求項２に記載の石炭ガス化複合発電プラントであって、
   前記発電出力指令に応じて求める協調指令信号は、出力増加中におけるガス圧力の変動を抑制し、かつ出力増加完了後のガス圧力のオーバーシュートを抑制する大きさの係数を乗じて求められることを特徴とする石炭ガス化複合発電プラント。

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