WO2014175405A1 - ガス化発電プラントの制御装置、ガス化発電プラント、及びガス化発電プラントの制御方法 - Google Patents

ガス化発電プラントの制御装置、ガス化発電プラント、及びガス化発電プラントの制御方法 Download PDF

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憲 田村
貴 藤井
堤　孝則
太志 木嶋
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Definitions

  • the present invention relates to a gasification power plant control device, a gasification power plant, and a gasification power plant control method.
  • an integrated coal gasification combined cycle (IGCC) plant has been developed and put into practical use.
  • This IGCC plant is obtained by recovering the exhaust heat of a gas turbine that operates with combustible gas obtained by refining the product gas obtained by gasifying coal in a gasification furnace in a gas purification facility. And a steam turbine that is operated by the generated steam.
  • coal gas is produced by gasifying coal using oxygen or oxygen-enriched air produced by an oxygen producing apparatus that fractionates nitrogen and oxygen in the air by utilizing the difference in boiling point, and generating power by a gas turbine.
  • a power plant is disclosed.
  • Patent Document 2 there is an apparatus in which a slag melting burner is installed at the lower part of a coal gasification furnace. Normally, the temperature in the combustor of the coal gasifier is maintained to be equal to or higher than the melting temperature of the ash in the coal, but the ash in the coal is temporarily poorly discharged due to changes in operating conditions and coal properties. It may become. In such a case, the slag is melted by the slag melting burner installed at the lower part of the slag discharge port.
  • the oxygen concentration is a parameter that defines the heat input to the gasification furnace.
  • the supply amount of the oxidizing agent is feedback controlled (constant oxygen concentration control) so as to be constant with respect to (Gasifier Input Demand) (see FIG. 12).
  • the oxygen concentration referred to here is the oxygen concentration in the total gas amount of the oxidant such as air and oxygen gas supplied to the combustor part of the coal gasifier and the inert gas represented by the nitrogen gas for transportation. is there.
  • the extracted air from the compressor of the gas turbine is repressurized and used by the air booster, and the oxygen gas is used in the air separation facility (ASU).
  • ASU air separation facility
  • the flow rate of the oxidant supplied to the coal gasifier is controlled as shown in FIG. 13 so as to increase or decrease in accordance with the load of the coal gasifier.
  • the amount of nitrogen gas required to calculate the oxygen concentration is calculated based on various state quantities because it is difficult to measure with high accuracy.
  • the amount of nitrogen gas calculated by this also varies.
  • the command value of the oxidant flow rate such as the air flow rate and the oxygen flow rate also varies with the variation of the nitrogen gas amount.
  • the above-described air flow rate that is used by repressurizing the bleed air from the gas turbine with an air booster can be adjusted relatively easily by adjusting the opening and closing of the IGV of the air booster.
  • an air separation facility using a cryogenic separation system or the like has a slow response, and therefore, it is necessary to operate by constantly discharging oxygen and nitrogen in consideration of the fluctuation of the oxygen flow rate command value in advance.
  • a slag melting burner In an apparatus in which a slag melting burner is installed in the lower part of a coal gasification furnace, high temperature is required for melting slag, so oxygen gas produced by air separation equipment is used.
  • oxygen gas produced by air separation equipment In such an apparatus, for the slag melting burner whose use time is difficult to predict, it is necessary to always discharge the oxygen gas flow rate used by the slag melting burner, which increases the power of the air separation facility. .
  • the slag melting burner is used for heating and improving the dischargeability when the dischargeability of the molten slag is temporarily deteriorated due to fluctuations in the state quantity of the gasification furnace and the coal properties.
  • the coal gasifier will use the coal associated with the GID so that the coal gasifier outlet pressure maintains the set value. Control is based on the flow rate and the oxidant flow rate. However, GID also has a lot of fluctuations, which also contributes to fluctuations in the oxygen gas flow rate.
  • the present invention has been made in view of such circumstances, and can control the release of oxygen gas produced from air to a minimum, a control device for a gasification power plant, a gasification power plant, And it aims at providing the control method of a gasification power plant.
  • control device for a gasification power plant the gasification power plant, and the control method for a gasification power plant according to the present invention employ the following means.
  • a control device for a gasification power plant includes an air separation device that separates oxygen gas and nitrogen gas from air, a gasification furnace that gasifies carbon-containing fuel using the oxygen gas as an oxidant, And a control device for a gasification power plant comprising a gas turbine driven by a combustion gas obtained by burning a fuel gas obtained by refining the gas produced by the gasification furnace with a gas purification facility, the air separation device An air separation amount determination unit that determines a production amount of the nitrogen gas produced by the gasification power plant according to an operation load of the gasification power plant, and a production amount of the nitrogen gas determined by the air separation amount determination unit Accordingly, the entire amount of oxygen gas by-produced is supplied to the gasifier.
  • a gasification power plant is generated by an air separation device that separates oxygen gas and nitrogen gas from air, a gasification furnace that gasifies carbon-containing fuel using oxygen gas as an oxidant, and a gasification furnace.
  • a gas turbine that is driven by a combustion gas obtained by combusting a fuel gas obtained by purifying the generated gas with a gas purification facility.
  • the carbon-containing fuel is, for example, coal.
  • the amount of carbon-containing fuel supplied to the gasification furnace is determined according to the operating load of the gasification power plant, and nitrogen gas is required to convey the determined amount of carbon-containing fuel. Then, oxygen gas is produced from the air by an air separation device together with nitrogen gas for transportation.
  • nitrogen gas produced by an air separation device has been produced excessively together with oxygen gas in order to cope with fluctuations on the consumption side, and the excess nitrogen gas and oxygen gas have been discharged.
  • the amount of nitrogen gas produced by the air separation device is determined according to the operating load of the gasification power plant by the air separation amount determination unit described above, and by-produced according to the amount of nitrogen gas produced.
  • the entire amount of oxygen gas is supplied to the gasifier. Accordingly, the oxygen gas is not produced excessively together with the nitrogen gas, and the entire amount of the oxygen gas produced as a by-product is supplied to the gasification furnace. Can be minimized.
  • the total amount of oxidant supplied to the gasifier is adjusted by the amount of air extracted from the gas turbine.
  • the oxygen concentration in the gas supplied to the gasifier is controlled by extracting air from the gas turbine to the gasifier. Without making it possible, oxygen that satisfies the amount of oxygen gas consumed in the gasifier can be supplied to the gasifier.
  • the operation load of the gasification power plant is an output command value for the gasification power plant.
  • the production amount of nitrogen gas is determined based on the output command value for the gasification power plant.
  • the production amount of oxygen gas is uniquely determined.
  • the output command value shows a more stable value than the gas furnace input command value, which is a parameter that regulates the heat input to the gasifier, so the production amount of nitrogen gas and oxygen gas is also more stable. It becomes a thing.
  • the gasification furnace includes a slag melting burner that melts slag in the gasification furnace, and when the slag melting burner is used, the oxygen gas produced by the air separation device contains carbon. It is preferable that the slag melting burner is supplied in preference to the burner for gasifying the fuel.
  • the produced oxygen gas is supplied to the slag melting burner in preference to the burner that gasifies the carbon-containing fuel. There is no need to supply gas. Alternatively, in consideration of the amount of oxygen gas used in the slag melting burner, there is no need to constantly blow oxygen gas.
  • the gasification power plant includes an oxidant supply path that supplies air extracted from an air compressor of the gas turbine or oxygen separated from the air as an oxidant of the gasification furnace,
  • an air ratio fixed mode is adopted in which an air ratio that is a ratio of an oxidant amount supplied to the gasification furnace to a theoretical combustion oxidant amount of the carbon-containing fuel is fixed.
  • the air ratio variation mode in which the air ratio can be varied.
  • a gasification power plant burns a fuel gas obtained by refining a gas generated by a gasification furnace with a gas refining facility using a oxidizer to gasify a carbon-containing fuel.
  • a gas turbine driven by the generated combustion gas, and an oxidant supply passage for supplying air extracted from an air compressor of the gas turbine or oxygen separated from the air as an oxidant of the gasification furnace.
  • the carbon-containing fuel is, for example, coal.
  • the air ratio is fixed, which is the same as when the gasification power plant is in a static state. It was controlled by mode.
  • the operating state quantity of the gasification furnace is, for example, the calorific value of the gas generated in the gasification furnace (generated gas calorific value). Therefore, according to the present invention, when the operation state quantity of the gasification furnace or the load of the gasification power plant changes, the operation mode is switched from the air ratio fixed mode to the air ratio fluctuation mode in which the air ratio can be changed.
  • the oxidant amount fluctuates according to the load by entering the air ratio fluctuation mode, so that overshoot of the oxidant amount is suppressed. .
  • the amount of oxidant with respect to the amount of carbon-containing fuel supplied to the gasifier is reduced by suppressing the overshoot of the amount of oxidant, combustible gas (for example, in the gas generated in the gasifier) Since the generated amount of CO) increases, the generated gas calorific value increases faster than before, and the gasification power plant settles in a shorter time.
  • the overshoot tolerance to be considered with respect to the capacity of the oxidant supply facility is reduced, so that the capacity of the supply facility can be reduced as compared with the conventional case. Further, the smaller the overshoot tolerance is, the more the deviation between the facility planned point of the supply facility and the operating point during normal operation is suppressed.
  • this configuration can quickly stabilize the control of the entire plant without increasing the capacity of the oxidizer supply facility.
  • the gasification power plant includes an oxidant supply path that supplies air extracted from an air compressor of the gas turbine or oxygen separated from the air as an oxidant of the gasification furnace,
  • a gasification power plant burns a fuel gas obtained by refining a gas generated by a gasification furnace with a gas refining facility using a oxidizer to gasify a carbon-containing fuel.
  • a gas turbine driven by the generated combustion gas, and an oxidant supply passage for supplying air extracted from an air compressor of the gas turbine or oxygen separated from the air as an oxidant of the gasification furnace.
  • the oxidizing agent is, for example, air or oxygen
  • the carbon-containing fuel is, for example, coal.
  • the air ratio (the amount of the theoretical combustion oxidant of carbon-containing fuel relative to the gasifier is used to keep the gasifier operating state constant, even when the gasifier operating state and the load of the gasification power plant fluctuate.
  • the ratio of the amount of oxidant supplied to the gasification furnace) was controlled at a predetermined set value.
  • the operating state quantity of the gasification furnace is, for example, the calorific value of the gas generated in the gasification furnace (generated gas calorific value).
  • the present invention allows the oxidant amount control means to allow a transient change in the operation state of the gasifier according to the change in the operation state amount of the gasifier or the load of the gasification power plant, that is, The amount of oxidant supplied to the gasifier is controlled within a predetermined upper limit value while allowing the air ratio to deviate from a predetermined set value.
  • the upper limit value is based on the amount of air that the air compressor can send to the gasification furnace.
  • the upper limit value is a value with a margin for the maximum air volume of the air compressor.
  • the allowable range of deviation from a predetermined set value is, for example, 3%, preferably 5%, as a relative ratio to the set value.
  • the present invention allows the air ratio to deviate from a predetermined set value, and sets an upper limit value for the amount of oxidant supplied to the gasification furnace. Without increasing, control of the entire plant can be quickly stabilized.
  • a gasification power plant includes an air separation device that separates oxygen gas and nitrogen gas from air, a gasification furnace that gasifies carbon-containing fuel using the oxygen gas as an oxidant, A gas turbine driven by a combustion gas obtained by burning a fuel gas obtained by purifying a gas generated by a gasification furnace with a gas purification facility, and the control device described above.
  • a control method for a gasification power plant includes an air separation device that separates oxygen gas and nitrogen gas from air, a gasification furnace that gasifies carbon-containing fuel using the oxygen gas as an oxidant, And a control method of a gasification power plant comprising a gas turbine driven by a combustion gas obtained by burning a fuel gas obtained by refining the gas generated by the gasification furnace with a gas purification facility, the air separation device The first step of determining the amount of nitrogen gas produced according to the operation load of the gasification power plant and the amount of nitrogen gas produced as a by-product according to the amount of nitrogen gas determined by the air separation amount determination unit And a second step of supplying the entire amount of oxygen gas to the gasification furnace.
  • the present invention is a gasification furnace that gasifies a carbon-containing fuel using an oxidant, and combustion that is obtained by burning a fuel gas obtained by purifying gas generated by the gasification furnace in a gas purification facility.
  • IGCC plant gasification combined cycle power plant
  • An example of the oxidizing agent is air and oxygen
  • an example of the carbon-containing fuel is coal.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an overall schematic configuration of an IGCC plant 1 according to the present embodiment.
  • the IGCC plant 1 according to this embodiment mainly includes a coal gasification furnace 3, a gas turbine facility 5, a steam turbine facility 7, and an exhaust heat recovery boiler (hereinafter referred to as “HRSG”). 30.
  • HRSG exhaust heat recovery boiler
  • a coal supply facility 10 for supplying pulverized coal to the coal gasifier 3 is provided on the upstream side of the coal gasifier 3.
  • the coal supply facility 10 includes a pulverizer (not shown) that pulverizes raw coal into pulverized coal of several ⁇ m to several hundred ⁇ m.
  • the pulverized coal pulverized by the pulverizer is a plurality of hoppers 11. It is to be stored in.
  • the pulverized coal stored in each hopper 11 is conveyed to the coal gasification furnace 3 together with nitrogen gas supplied from an air separation facility (hereinafter referred to as “ASU”) 15 at a constant flow rate.
  • ASU air separation facility
  • the ASU 15 is a device that separates nitrogen gas and oxygen gas from air and supplies them to the coal gasification furnace 3, and valves 15A for discharging the excessively generated nitrogen gas and oxygen gas to the outside, respectively.
  • 15B is provided in the supply line to the coal gasification furnace 3. Note that the IGCC plant 1 according to the present embodiment minimizes air discharge without generating excessive nitrogen gas and oxygen gas as will be described in detail later.
  • the coal gasification furnace 3 is connected to the coal gasification unit 3a formed so that gas flows from below to above and to the downstream side of the coal gasification unit 3a, and gas flows from above to below.
  • the heat exchange part 3b formed in this way is provided.
  • the coal gasification unit 3a is provided with a combustor 13 and a reductor 14 from below.
  • the combustor 13 burns a part of the pulverized coal and char to generate CO 2 , and the rest is a portion that is released as volatile components (CO, H 2 , lower hydrocarbons) by thermal decomposition.
  • the combustor 13 has a spouted bed. However, the combustor 13 may be a fluidized bed type or a fixed bed type.
  • the combustor 13 and the reductor 14 are respectively provided with a combustor burner 13a and a reductor burner 14a, and pulverized coal is supplied from the coal supply facility 10 to the combustor burner 13a and the reductor burner 14a.
  • the combustor burner 13a is supplied with the air extracted from the air compressor 5c of the gas turbine equipment 5 as an oxidant together with the oxygen gas separated in the ASU 15 via the air booster 17 and the oxidant supply path 8. It has become.
  • the combustor burner 13a is supplied with air having an adjusted oxygen concentration.
  • the air extracted from the air compressor 5 c may be separated from oxygen by the ASU 15, and the separated oxygen may be supplied to the combustor burner 13 a via the oxidant supply path 8.
  • the pulverized coal is gasified by the high-temperature combustion gas from the combustor 13.
  • the combustible gas as a gaseous fuel 2 such as CO and H from coal is produced.
  • the coal gasification reaction is an endothermic reaction in which pulverized coal and char carbon react with CO 2 and H 2 O in a high-temperature gas to generate CO and H 2 .
  • the coal gasification furnace 3 generates gas by reacting the supply air supplied from the air compressor 5c with coal.
  • a plurality of heat exchangers (not shown) are installed in the heat exchange section 3b of the coal gasification furnace 3, and sensible heat is obtained from the generated gas guided from the reductor 14 to generate steam. It is like that.
  • the steam generated in the heat exchanger is mainly used as driving steam for the steam turbine 7b.
  • the generated gas that has passed through the heat exchanging unit 3 b is guided to the dust removal equipment 20.
  • the dust removal equipment 20 includes a porous filter, and captures and collects char containing unburned components mixed in the generated gas by passing the generated gas through the porous filter.
  • the captured char is deposited on the porous filter to form a char layer. In the char layer, the Na and K components contained in the product gas are condensed, and as a result, the Na and K components are also removed in the dust removal equipment 20.
  • the char collected in this way is returned to the char burner 21 of the coal gasifier 3 together with the nitrogen gas supplied from the ASU 15 and recycled.
  • the Na and K components returned to the char burner 21 together with the char are discharged from below the coal gasification unit 3a together with the finally melted ash of pulverized coal.
  • the molten and discharged ash is quenched with water and crushed into glassy slag.
  • the produced gas that has passed through the dust removal equipment 20 is purified by the gas purification equipment 22 and sent to the combustor 5a of the gas turbine equipment 5 as fuel gas.
  • the gas turbine equipment 5 sends high-pressure air to the combustor 5a in which the fuel gas obtained by refining the product gas in the gas purification equipment 22 is combusted, the gas turbine 5b driven by the combustion gas, and the combustor 5a. And an air compressor 5c.
  • the gas turbine 5b and the air compressor 5c are connected by the same rotating shaft 5d.
  • the air compressed in the air compressor 5c is extracted and guided to the air booster 17 separately from the combustor 5a.
  • the combustion exhaust gas that has passed through the gas turbine 5b is guided to the HRSG 30.
  • the steam turbine 7b of the steam turbine equipment 7 is connected to the same rotating shaft 5d as the gas turbine equipment 5, and is a so-called single-shaft combined system.
  • High-pressure steam is supplied to the steam turbine 7b from the coal gasification furnace 3 and the HRSG 30.
  • the present invention is not limited to a single-shaft combined system, and may be a two-shaft combined system.
  • a generator G that outputs electricity from a rotating shaft 5 d driven by the gas turbine 5 b and the steam turbine 7 b is provided on the opposite side of the gas turbine equipment 5 with the steam turbine equipment 7 interposed therebetween.
  • the arrangement position of the generator G is not limited to this position, and may be any position as long as an electric output can be obtained from the rotating shaft 5d.
  • the HRSG 30 generates steam from the combustion exhaust gas from the gas turbine 5b and releases the combustion exhaust gas from the chimney 31 to the atmosphere.
  • the raw coal is pulverized by a pulverizer (not shown) and then led to the hopper 11 to be stored.
  • the pulverized coal stored in the hopper 11 is supplied to the reductor burner 14a and the combustor burner 13a together with the nitrogen gas separated in the ASU 15. Further, the char collected in the dust removal equipment 20 is supplied to the char burner 21.
  • the oxygen gas extracted from the air compressor 5c of the gas turbine equipment 5 and further pressurized by the air booster 17 is added with the oxygen gas separated in the ASU 15 and used. .
  • pulverized coal and char are partially combusted by combustion air to generate CO 2 , and the remainder is thermally decomposed into volatile components (CO, H 2 , lower hydrocarbons).
  • the reductor 14 the pulverized coal supplied from the reductor burner 14a and the char that has released volatile matter in the combustor 13 are gasified by the high-temperature gas rising from the combustor 13, and combustible gases such as CO and H 2 are generated.
  • the product gas that has passed through the reductor 14 gives its sensible heat to each heat exchanger while passing through the heat exchange section 3b of the coal gasification furnace 3, thereby generating steam.
  • the steam generated in the heat exchange unit 3b is mainly used for driving the steam turbine 7b.
  • the product gas that has passed through the heat exchange unit 3b is guided to the dust removal equipment 20, and the char is recovered.
  • the Na and K contents in the product gas are condensed here and taken into the char.
  • the recovered char containing Na and K is returned to the coal gasifier 3.
  • the product gas that has passed through the dust removal equipment 20 is purified by the gas purification equipment 22 and then guided to the combustor 5a of the gas turbine equipment 5, where it is burned together with the compressed air supplied from the air compressor 5c.
  • the gas turbine 5b is rotated by the combustion gas, and the rotating shaft 5d is driven.
  • the combustion exhaust gas that has passed through the gas turbine 5b is guided to the HRSG 30, and steam is generated by utilizing the sensible heat of the combustion exhaust gas.
  • the steam generated in the HRSG 30 is mainly used for driving the steam turbine 7b.
  • the steam turbine 7 b is rotated by the steam from the coal gasification furnace 3 and the steam from the HRSG 30, and drives the same rotating shaft 5 d as the gas turbine equipment 5.
  • the rotational force of the rotating shaft 5d is converted into an electrical output by the generator G.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a path of gas supplied to the slag melting burner 40 included in the coal gasification furnace 3.
  • FIG. 2 also shows the path of the gas supplied to the combustor burner 13a together with the slag melting burner 40.
  • the combustor burner 13 a is supplied with coal from the coal supply facility 10, air from the air booster 17, and oxygen gas produced by the ASU 15.
  • the slag melting burner 40 is supplied with oxygen gas produced by the ASU 15 together with the fuel gas.
  • the air supply line to the combustor burner 13a is provided with a flow rate adjusting valve 42a
  • the oxygen gas supply line to the combustor burner 13a is provided with a flow rate adjusting valve 42b
  • the oxygen gas supply line to the slag melting burner 40 is provided. Is provided with a flow rate adjusting valve 42c.
  • a flow rate adjustment valve similar to the flow rate adjustment valve 42a is also provided in the air supply line to the char burner 21, and a flow rate adjustment similar to the flow rate adjustment valve 42b is also provided to the oxygen gas supply line to the char burner 21.
  • a valve is provided.
  • FIG. 3 is a block diagram illustrating functions of the control device 50 that controls the IGCC plant 1.
  • the control device 50 includes, for example, a CPU (Central Processing Unit), a RAM (Random Access Memory), and a computer-readable recording medium.
  • a series of processes for realizing various functions of an air separation amount determination unit 52, a necessary oxidant flow rate determination unit 54, an extraction amount determination unit 56, and a burner valve opening determination unit 58, which will be described later, are a program, for example.
  • Various functions are realized by the CPU reading this program into the RAM or the like and executing information processing / arithmetic processing.
  • the air separation amount determination unit 52 determines the production amount (flow rate) of nitrogen gas by the ASU 15 according to the operation load of the IGCC plant 1. It should be noted that the production amount (flow rate) of oxygen gas by the ASU 15 is uniquely determined along with the production amount of nitrogen gas.
  • the necessary oxidant flow rate determination unit 54 determines an oxidant flow rate (hereinafter referred to as “necessary oxidant flow rate”) required by the coal gasification furnace 3 according to the operation load of the IGCC plant 1.
  • the extraction amount determination unit 56 calculates the air flow rate that satisfies the deficient oxygen gas amount based on the difference between the amount of oxygen gas produced by the ASU 15 and the required oxygen amount, that is, the shortage of the required oxidant flow rate, and the gas turbine equipment The amount of bleed from the air compressor 5c included in the coal gasifier 3 to the coal gasifier 3 is determined. That is, the total amount of oxidant supplied to the coal gasification furnace 3 is adjusted by the amount of air extracted from the gas turbine equipment 5.
  • the burner valve opening degree determination unit 58 determines the opening degree of a flow rate adjusting valve (flow rate adjusting valves 42a, 42b, 42c, etc.) provided in a gas supply line to various burners.
  • FIG. 4 is a flowchart showing a flow of processing relating to determination of the oxygen amount (hereinafter referred to as “oxygen amount determination processing”) executed by the control device 50.
  • an output command for the IGCC plant 1 (a power generation output command value, hereinafter referred to as “MWD”) is determined as an index indicating the operation load of the IGCC plant 1.
  • MWD power generation output command value
  • GID gasifier input command
  • step 102 the amount of nitrogen gas produced by the ASU 15 based on the determined MWD is determined.
  • FIG. 5 is a graph showing the relationship between MWD and consumption of nitrogen gas.
  • the consumption amount of nitrogen gas for transporting coal and char to the gasification furnace 13 has a width as shown in FIG. 5 due to transient fluctuations.
  • step 104 the maximum value of the width is determined as the amount of nitrogen gas produced by the ASU 15. Note that the larger the MWD, the greater the amount of nitrogen gas produced.
  • FIG. 6 is a graph showing the relationship between the production amount of nitrogen gas and the production amount of oxygen gas. As shown in FIG. 6, the production amount of oxygen gas is uniquely determined by the characteristics of the ASU 15 according to the production amount of nitrogen gas.
  • FIG. 7 is a graph showing the relationship between MWD and oxygen gas production. As shown in FIG. 7, the production amount of oxygen gas is set as a function with respect to MWD. By using this set function, the control device 50 can easily determine the production amount of oxygen gas.
  • the processing in steps 102 and 104 corresponds to the function of the air separation amount determination unit 52.
  • step 106 after step 100, the required oxidant flow rate is calculated based on the MWD. Step 106 is performed in parallel with steps 102 and 104. Note that the processing of step 106 corresponds to the function of the necessary oxidant flow rate determination unit 54.
  • step 108 the shortage of the necessary oxidant flow rate is calculated.
  • the IGCC plant 1 which concerns on this embodiment supplies the whole quantity of manufactured oxygen gas to the coal gasification furnace 3, since not all the required oxidizing agent flow rates can be covered with manufactured oxygen gas, required oxidizing agent flow volume Calculate the shortage of.
  • the amount of air extracted from the air compressor 5c to the coal gasifier 3 is determined based on the shortage of the necessary oxidant flow rate. Thereby, the air ratio control of the coal gasification furnace 3 is adjusted by the air extracted from the gas turbine 5b, and the oxygen concentration itself is not controlled.
  • steps 108 and 110 corresponds to the function of the extraction amount determination unit 56.
  • control device 50 operates the ASU 15 based on the MWD, supplies the entire amount of the produced oxygen gas and nitrogen gas to the coal gasification furnace 3, and outputs the coal from the air compressor 5c based on the calculated extraction amount. Air is supplied to the gasification furnace 3. Therefore, the IGCC plant 1 does not produce excessive oxygen gas together with nitrogen gas, and the entire amount of produced oxygen gas is supplied to the coal gasification furnace 3, so that the oxygen gas produced from the air is discharged. Can be minimized.
  • the produced oxygen gas is supplied to the slag melting burner 40 in preference to the combustor burner 13a and the char burner 21.
  • the IGCC plant 1 does not need to always supply oxygen gas to the slag melting burner 40.
  • FIG. 8 is a diagram showing changes in the opening degree of the flow rate adjusting valves 42a, 42b, and 42c when the slag melting burner 40 is used.
  • the fuel gas is supplied to the slag melting burner 40, the flow rate adjustment valve 42c is opened, and the oxygen gas produced by the ASU 15 is supplied to the slag melting burner 40.
  • the flow rate adjusting valve 42b for adjusting the oxygen gas flow rate to the combustor burner 13a is throttled according to the oxygen gas flow rate flowing through the flow rate adjusting valve 42c.
  • the opening degree of the flow rate adjusting valve 42a that adjusts the air flow rate to the combustor burner 13a does not change. That is, the oxidant flow rate to the combustor burner 13a temporarily decreases.
  • FIG. 9 is a diagram showing another form of change in the opening degree of the flow rate adjusting valves 42a, 42b, 42c when the slag melting burner 40 is used.
  • the flow rate adjustment valve 42a is opened so as to compensate for the reduced oxygen gas amount by restricting the flow rate adjustment valve 42b. Thereby, the amount of oxygen contained in the oxidizing agent supplied to the combustor burner 13a is maintained.
  • the IGCC plant 1 includes an ASU 15 that separates oxygen gas and nitrogen gas from air, a coal gasifier 3 that gasifies coal using an oxidizer, and a coal gasifier. 3 is provided with a gas turbine 5b that is driven by a combustion gas obtained by burning a fuel gas obtained by refining the gas generated by the gas 3 in the gas purification facility 22.
  • the control device 50 of the IGCC plant 1 includes an air separation amount determination unit 52 that determines the production amount of nitrogen gas produced by the ASU 15 according to the operation load of the IGCC plant 1, and depends on the decided production amount of nitrogen gas. Then, the entire amount of oxygen gas by-produced is supplied to the coal gasification furnace 3. Therefore, the IGCC plant 1 can minimize the release of oxygen gas produced from air.
  • the control device 50 sets the operation mode of the IGCC plant 1 to an air ratio fixed mode in which the air ratio is fixed when the IGCC plant 1 is in a static state, and operates the coal gasifier 3.
  • the air ratio variation mode may be adopted in which the air ratio can be varied.
  • the air ratio is the ratio of the oxidant flow rate supplied to the coal gasifier 3 to the theoretical combustion oxidant flow rate of the carbon-containing fuel.
  • the air ratio was controlled in a fixed air ratio mode.
  • the control with a fixed air ratio is, in other words, control for keeping the air ratio constant.
  • overshoot may occur in other control amounts (for example, oxidant flow rate) in the coal gasification furnace 3, and it may take time to stabilize the control of the entire IGCC plant 1. It was.
  • control device 50 switches the operation mode from the air ratio fixed mode to the air ratio fluctuation mode in which the air ratio can be varied when the fluctuation of the operation state quantity of the coal gasification furnace 3 or the load of the IGCC plant 1 fluctuates. .
  • the oxidant flow rate fluctuates according to the load by entering the air ratio fluctuation mode, so that overshoot of the oxidant flow rate is suppressed.
  • the oxidant flow rate with respect to the carbon-containing fuel amount supplied to the coal gasification furnace 3 is reduced by suppressing the overshoot of the oxidant flow rate, the combustible gas in the gas generated in the coal gasification furnace 3 is reduced. Since the production amount of the property gas (for example, CO) increases, the generated gas calorific value increases more quickly than before, and the IGCC plant 1 settles in a shorter time.
  • the property gas for example, CO
  • the overshoot tolerance to be considered with respect to the capacity of the air booster 17 that is an oxidant supply facility is reduced. It can be made smaller. Further, the smaller the overshoot tolerance is, the more the deviation between the facility planned point of the air booster 17 and the operating point during normal operation is suppressed.
  • the IGCC plant 1 can quickly stabilize the control of the entire plant without increasing the capacity of the air booster 17.
  • the reason why the operating state quantity of the coal gasification furnace 3 fluctuates in other words, the cause of occurrence of hunting in the power generation output of the IGCC plant 1 is as follows.
  • the amount of fuel supplied to the gas turbine 5b increases, the actual gasifier pressure (measured value) and the set value of the gasifier pressure, as shown in the region A of the time change of the gasifier pressure in FIG. The deviation of increases.
  • region B of the oxidant flow rate change with time in FIG. 10 the amount of extraction from the air compressor 5c of the gas turbine 5b increases and the power generation output of the IGCC plant 1 decreases.
  • the reason why the operating state quantity of the coal gasifier 3 fluctuates is that a deviation between the measured value of the gasifier pressure and the set value of the gasifier pressure becomes large.
  • the deviation from the set value of the gasifier pressure is 0 or small.
  • control device 50 determines that the load of the IGCC plant 1 has fluctuated when the deviation between the measured value of the gasifier pressure and the set value of the gasifier pressure is larger than that at the time of stabilization, and determines the operation mode. Is set to the air ratio fluctuation mode.
  • the IGCC plant 1 there is a plant in which the drive shaft of the steam turbine equipment 7 is not coaxial with the drive shaft of the gas turbine 5b.
  • the load of the IGCC plant 1 fluctuates, it is assumed that the output of the gas turbine 5b does not increase while the GID increases.
  • the GID increases, the coal flow rate increases as shown by the region C of the temporal change in the coal flow rate in FIG.
  • the control device 50 of the IGCC plant 1 determines that the load of the IGCC plant 1 has fluctuated when the GID increases while the output of the gas turbine 5b does not increase, and changes the operation mode to the air ratio fluctuation mode. Set.
  • control device 50 allows the air ratio to deviate from a predetermined set value in accordance with a change in the operating state quantity of the coal gasification furnace 3 or a change in the load of the IGCC plant 1.
  • the oxidant flow rate supplied to the coal gasification furnace 3 is controlled within a predetermined upper limit value.
  • the air ratio is set to a predetermined value so as to keep the operating state of the coal gasifier 3 constant. It was controlled to keep on.
  • overshoot may occur in other control amounts (for example, oxidant flow rate) in the coal gasification furnace 3, and it may take time for the control of the entire IGCC plant 1 to be stabilized. there were.
  • the control device 50 allows a transient change in the operation state of the coal gasification furnace 3 according to the change in the operation state amount of the coal gasification furnace 3 or the change in the load of the IGCC plant 1, that is, the air.
  • the oxidant flow rate supplied to the coal gasification furnace 3 is controlled within a predetermined upper limit value while allowing the ratio to deviate from a predetermined set value (see the time variation of the oxidant flow rate in FIGS. 10 and 11). ).
  • the upper limit value is based on the air volume that can be supplied to the coal gasification furnace 3 by the air compressor 5c. Specifically, the upper limit value is a value with a margin for the maximum air volume of the air compressor 5c.
  • the allowable range of deviation from a predetermined set value is, for example, 3%, preferably 5%, as a relative ratio to the set value.
  • the overshoot tolerance to be considered with respect to the capacity of the air booster 17 is reduced.
  • control device 50 allows the air ratio to deviate from a predetermined set value and sets an upper limit value for the oxidant flow rate supplied to the coal gasification furnace 3. Control of the entire plant can be quickly stabilized without increasing the capacity.
  • each said embodiment demonstrated the form which supplies the total amount of the oxygen gas byproduced according to the production amount of the nitrogen gas manufactured by ASU15 to the coal gasification furnace 3, this invention is based on this.
  • the present invention is not limited thereto, and a configuration may be adopted in which substantially the entire amount of oxygen gas by-produced according to the production amount of nitrogen gas is supplied to the coal gasification furnace 3.
  • substantially in the total amount means that oxygen gas leakage or the like in the oxygen gas supply line is allowed.
  • the mode of determining the extraction amount from the necessary oxidant flow rate calculated based on the MWD has been described.
  • the present invention is not limited to this, and the extraction amount for each MWD is determined. It is good also as a form which determines beforehand and determines the amount of extraction based on MWD.
  • each said embodiment demonstrated the form which judges the presence or absence of the fluctuation
  • the deviation between the measured value and the set value of the outlet pressure of the coal gasification furnace 3, the deviation between the measured value and the set value of the outlet pressure of the gas purification facility 22, or the inlet of the gas turbine 5b It is good also as a form determined based on the deviation of the measured value and setting value of a pressure.

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Abstract

ＩＧＣＣプラントは、空気から酸素ガスと窒素ガスとを分離するＡＳＵ、酸化剤を用いて石炭をガス化させる石炭ガス化炉、及び石炭ガス化炉によって生成されたガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービンを備える。ＩＧＣＣプラントの制御装置（５０）は、ＡＳＵによって製造される窒素ガスの製造量を、ＩＧＣＣプラントの運転負荷に応じて決定する空気分離量決定部（５２）を備え、決定した窒素ガスの製造量に応じて副生された酸素ガスの全量を、石炭ガス化炉へ供給する。これにより、ＩＧＣＣプラントは、空気から製造された酸素ガスの放風を最小限にできる。

Description

ガス化発電プラントの制御装置、ガス化発電プラント、及びガス化発電プラントの制御方法
　本発明は、ガス化発電プラントの制御装置、ガス化発電プラント、及びガス化発電プラントの制御方法に関するものである。
　従来、例えば、石炭火力プラントの発電効率を向上させるため、石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ；Integrated　Gasification　Combined　Cycle）プラントが、開発・実用化されている。このＩＧＣＣプラントは、ガス化炉によって石炭をガス化して得られる生成ガスをガス精製設備で精製して得られる可燃性ガスを燃料として運転するガスタービンと、ガスタービンの排熱を回収して得られる蒸気により運転する蒸気タービンとを備えた構成とされている。
　特許文献１には、空気中の窒素と酸素を沸点の違いを利用して分留する酸素製造装置によって製造した酸素又は酸素富化空気を用いて石炭をガス化し、ガスタービンにより発電する石炭ガス化発電プラントが開示されている。
　また、特許文献２に開示されているように、石炭ガス化炉の下部にスラグ溶融バーナが設置されている装置もある。通常、石炭ガス化炉のコンバスタ内の温度は、石炭中の灰分の溶融温度以上となるように維持されているが、運転状態や石炭性状の変動等により石炭中の灰分が一時的に排出不良になる場合がある。このようなときにスラグ排出口下部に設置されているスラグ溶融バーナによって、スラグを溶融させる。
特開平１１－２２４８５号公報 特開２０１０－９１１９３号公報
　窒素ガスで搬送した微粉炭を石炭ガス化炉へ燃料として供給する噴流床ガス化炉では酸素濃度が、ガス化炉に投入される入熱を規定するパラメータであるガス化炉入力指令（ＧＩＤ；Gasifier　Input　Demand）に対して一定となるように酸化剤の供給量をフィードバック制御（酸素濃度一定制御）している（図１２参照）。なお、ここでいう酸素濃度とは、石炭ガス化炉のコンバスタ部へ供給される空気及び酸素ガス等の酸化剤と搬送用の窒素ガス等に代表されるイナートガスの合計ガス量に占める酸素濃度である。
　特に、空気吹きのＩＧＣＣプラントでは、石炭ガス化炉へ供給される空気として、ガスタービンが有する圧縮機からの抽気を空気昇圧機にて再加圧して使用し、酸素ガスは空気分離設備(ＡＳＵ)で窒素ガスを製造する際に副生するものを使用している。また、石炭ガス化炉へ供給する酸化剤流量は、石炭ガス化炉の負荷見合いで増減するべく、図１３に示されるように制御している。
　ここで、酸素濃度を計算する際に必要となる窒素ガス量（微粉炭の搬送用の窒素ガス）は、精度の高い計測が難しいため各種状態量に基づいて算出するが、各種状態量の変動によって算出される窒素ガス量も変動する。ガス化炉に投入されるガス中の酸素濃度を一定とすべく制御すると、窒素ガス量の変動に伴って、空気流量及び酸素流量といった酸化剤流量の指令値も変動することとなる。
　また、ガスタービンからの抽気を空気昇圧機にて再加圧して使用する上述の空気流量は、空気昇圧機が有するＩＧＶの開閉調整により比較的容易に調整できる。一方、深冷分離方式等による空気分離設備は、応答が遅いため、酸素流量指令値の変動分を予め考慮し、常時酸素及び窒素を放風して運転する必要がある。
　石炭ガス化炉の下部にスラグ溶融バーナが設置されている装置において、スラグの溶融には高温が必要なため、空気分離設備で製造された酸素ガスを使用する。このような装置では、使用時期が予測困難なスラグ溶融バーナのために、常時スラグ溶融バーナが使用する酸素ガス流量分を放風する必要があり、空気分離設備の動力増の要因となっている。
　なお、スラグ溶融バーナは、ガス化炉の状態量や石炭性状の変動により、一時的に溶融スラグの排出性が悪くなったときに、加熱し排出性を改善するために使用するものである。
　また、上述した制御を考慮し、消費側の変動に対応するために、常時余剰の酸素ガス及び窒素ガスを放風する運転をしており、動力損失の一因となっている。
　さらに、ＩＧＣＣプラントが発電出力指令（ＭＷＤ；Mega　Watt　Demand）によって運転されている場合、石炭ガス化炉は、石炭ガス化炉の出口圧力が設定値を維持するように、ＧＩＤに関連付けられた石炭流量や酸化剤流量に基づいて制御されている。しかし、ＧＩＤも変動が多く、これも酸素ガス流量が変動する一因となっている。
　本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、空気から製造された酸素ガスの放風を最小限にすることができる、ガス化発電プラントの制御装置、ガス化発電プラント、及びガス化発電プラントの制御方法を提供することを目的とする。
　上記課題を解決するために、本発明のガス化発電プラントの制御装置、ガス化発電プラント、及びガス化発電プラントの制御方法は以下の手段を採用する。
　本発明の第一態様に係るガス化発電プラントの制御装置は、空気から酸素ガスと窒素ガスとを分離する空気分離装置、前記酸素ガスを酸化剤として炭素含有燃料をガス化させるガス化炉、及び前記ガス化炉によって生成されたガスをガス精製設備で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービンを備えるガス化発電プラントの制御装置であって、前記空気分離装置によって製造される前記窒素ガスの製造量を、前記ガス化発電プラントの運転負荷に応じて決定する空気分離量決定部を備え、前記空気分離量決定部によって決定された前記窒素ガスの製造量に応じて副生された酸素ガスの全量を、前記ガス化炉へ供給する。
　本発明によれば、ガス化発電プラントは、空気から酸素ガスと窒素ガスとを分離する空気分離装置、酸素ガスを酸化剤として炭素含有燃料をガス化させるガス化炉、及びガス化炉によって生成されたガスをガス精製設備で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービンを備える。炭素含有燃料は例えば石炭である。
　ガス化炉へ供給される炭素含有燃料の量は、ガス化発電プラントの運転負荷に応じて定められ、定められた炭素含有燃料の量を搬送するための窒素ガスが必要とされる。そして搬送用の窒素ガスと共に酸素ガスが空気分離装置によって空気から製造される。
　従来、空気分離装置によって製造される窒素ガスは、消費側の変動に対応するために酸素ガスと共に余剰に製造し、余剰となった窒素ガス及び酸素ガスは放風されていた。
　そこで、上述の空気分離量決定部によって、空気分離装置で製造される窒素ガスの製造量が、ガス化発電プラントの運転負荷に応じて決定され、窒素ガスの製造量に応じて副生された酸素ガスの全量が、ガス化炉へ供給される。
　これにより、窒素ガスと共に酸素ガスが余剰に製造されることが無く、副生された酸素ガスの全量がガス化炉へ供給されるので、本発明は、空気から製造された酸素ガスの放風を最小限にすることができる。
　上記第一態様では、前記ガス化炉へ供給される酸化剤の合計量を、前記ガスタービンから抽気される空気量によって調整することが好ましい。
　本発明によれば、空気分離装置によって製造された酸素ガスの量が少なくても、ガスタービンから空気をガス化炉へ抽気することによって、ガス化炉へ供給されるガスにおける酸素濃度を制御することなく、ガス化炉で消費される酸素ガスの量を満たす酸素をガス化炉へ供給可能とする。
　上記第一態様では、前記ガス化発電プラントの運転負荷を前記ガス化発電プラントに対する出力指令値とすることが好ましい。
　本発明によれば、ガス化発電プラントに対する出力指令値に基づいて窒素ガスの製造量が決定される。これにより酸素ガスの製造量が一意に決定されることとなる。出力指令値は、ガス化炉に投入される入熱を規定するパラメータであるガス化炉入力指令値に比べて、より安定した値を示すので、窒素ガス並びに酸素ガスの製造量もより安定したものとなる。
　上記第一態様では、前記ガス化炉は、ガス化炉内のスラグを溶融するスラグ溶融バーナを備え、前記スラグ溶融バーナが用いられる場合、前記空気分離装置で製造された酸素ガスは、炭素含有燃料をガス化させるバーナよりも前記スラグ溶融バーナに優先して供給されることが好ましい。
　本発明によれば、スラグ溶融バーナが用いられる場合、製造された酸素ガスが、炭素含有燃料をガス化させるバーナよりも優先してスラグ溶融バーナに供給されるので、スラグ溶融バーナへ常時、酸素ガスを供給する必要が無くなる。あるいは、スラグ溶融バーナで使用される酸素ガスの量を考慮して、常時、酸素ガスを放風する必要が無くなる。
　上記第一態様では、前記ガス化発電プラントは、前記ガスタービンの空気圧縮機より抽気した空気又は該空気より分離される酸素を前記ガス化炉の酸化剤として供給する酸化剤供給路を備え、前記ガス化発電プラントが静定状態の場合、炭素含有燃料の理論燃焼酸化剤量に対して前記ガス化炉に供給される酸化剤量の比である空気比を固定とする空気比固定モードとし、前記ガス化炉の運転状態量又は前記ガス化発電プラントの負荷が変動した場合、前記空気比を変動可能とする空気比変動モードとすることが好ましい。
　本発明によれば、ガス化発電プラントは、酸化剤を用いて炭素含有燃料をガス化させるガス化炉、ガス化炉によって生成されたガスをガス精製設備で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービン、及びガスタービンの空気圧縮機より抽気した空気又は該空気より分離される酸素をガス化炉の酸化剤として供給する酸化剤供給路を備える。炭素含有燃料は例えば石炭である。
　ガス化炉の運転状態量が変動した場合やガス化発電プラントの負荷が変動した場合でも、従来は、ガス化発電プラントが静定状態の場合と変わらずに、空気比を固定した空気比固定モードで制御していた。しかし、空気比を固定することにより、ガス化炉における他の制御量（例えば酸化剤の供給量）にオーバーシュートが発生し、ガス化発電プラント全体の制御が安定するのに時間を要する場合があった。なお、ガス化炉の運転状態量は、例えばガス化炉で生成されるガスの発熱量（生成ガス発熱量）である。
　そこで、本発明は、ガス化炉の運転状態量又はガス化発電プラントの負荷が変動した場合、空気比固定モードから空気比を変動可能とする空気比変動モードへ運転モードが切り替えられる。
　ガス化炉の運転状態量又はガス化発電プラントの負荷が変動した場合、空気比変動モードとなることによって、酸化剤量が負荷に応じて変動するので、酸化剤量のオーバーシュートが抑制される。また、酸化剤量のオーバーシュートが抑制されることによって、ガス化炉に供給される炭素含有燃料量に対する酸化剤量が小さくなるため、ガス化炉で生成されるガス中の可燃性ガス（例えばＣＯ）の生成量が増加するので生成ガス発熱量が従来に比べてより速く増加し、より短時間でガス化発電プラントが静定する。
　また、酸化剤量のオーバーシュートが抑制されるため、酸化剤の供給設備の容量に対して考慮するオーバーシュート裕度が小さくなるので、該供給設備の容量を従来に比べて小さくできる。また、オーバーシュート裕度が小さくなるほど、該供給設備の設備計画点と通常運転時の運転点とのずれが抑制される。
　従って、本構成は、酸化剤の供給設備の容量を増加させることなく、かつプラント全体の制御を迅速に安定させることができる。
　上記第一態様では、前記ガス化発電プラントは、前記ガスタービンの空気圧縮機より抽気した空気又は該空気より分離される酸素を前記ガス化炉の酸化剤として供給する酸化剤供給路を備え、前記ガス化炉の運転状態量の変動又は前記ガス化発電プラントの負荷の変動に応じて、炭素含有燃料の理論燃焼酸化剤量に対して前記ガス化炉に供給される酸化剤量の比である空気比が予め定められた設定値からずれることを許容して、前記ガス化炉に供給する酸化剤量を所定の上限値内で制御することが好ましい。
　本発明によれば、ガス化発電プラントは、酸化剤を用いて炭素含有燃料をガス化させるガス化炉、ガス化炉によって生成されたガスをガス精製設備で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービン、及びガスタービンの空気圧縮機より抽気した空気又は該空気より分離される酸素をガス化炉の酸化剤として供給する酸化剤供給路を備える。酸化剤は例えば空気や酸素であり、炭素含有燃料は例えば石炭である。
　ガス化炉の運転状態量やガス化発電プラントの負荷が変動した場合でも、従来は、ガス化炉の運転状態を一定に保つべく空気比（ガス化炉に対する炭素含有燃料の理論燃焼酸化剤量に対してガス化炉に供給される酸化剤量の比）を予め定められた設定値に保つように制御していた。しかし、空気比を一定に保つことにより、ガス化炉における他の制御量（例えば酸化剤の供給量）にオーバーシュートが発生し、ガス化発電プラント全体の制御が安定するのに時間を要する場合があった。なお、ガス化炉の運転状態量は、例えばガス化炉で生成されるガスの発熱量（生成ガス発熱量）である。
　そこで、本発明は、酸化剤量制御手段によって、ガス化炉の運転状態量又はガス化発電プラントの負荷の変動に応じて、過渡的なガス化炉の運転状態の変動を許容して、すなわち空気比が予め定められた設定値からずれることを許容して、ガス化炉に供給する酸化剤量を所定の上限値内で制御する。なお、上限値は、空気圧縮機がガス化炉へ送気可能な風量に基づく。具体的には、上限値は、空気圧縮機の最大風量に対して裕度を持たせた値である。また、予め定められた設定値からのずれの許容範囲は、例えば設定値に対する相対比で３％、好ましくは５％である。
　ガス化炉に供給する酸化剤量の制御量に積極的に上限値が設けられることによって、酸化剤量のオーバーシュートが抑制される。また、上限値が設けられることによって、ガス化炉に供給される炭素含有燃料量に対する酸化剤量が小さくなるため、ガス化炉で生成されるガス中の可燃性ガス（例えばＣＯ）の生成量が増加するので生成ガス発熱量が従来に比べてより速く増加し、より短時間でガス化発電プラントが静定する。
　また、上限値が設けられることによって、酸化剤量のオーバーシュートが抑制されるため、酸化剤の供給設備の容量に対して考慮するオーバーシュート裕度が小さくなるので、該供給設備の容量を従来に比べて小さくできる。また、オーバーシュート裕度が小さくなるほど、該供給設備の設備計画点と通常運転時の運転点とのずれが抑制される。
　以上説明したように、本発明は、空気比が予め定められた設定値からずれることを許容し、ガス化炉に供給する酸化剤量に上限値を設けるので、酸化剤の供給設備の容量を増加させることなく、かつプラント全体の制御を迅速に安定させることができる。
　本発明の第二態様に係るガス化発電プラントは、空気から酸素ガスと窒素ガスとを分離する空気分離装置と、前記酸素ガスを酸化剤として炭素含有燃料をガス化させるガス化炉と、前記ガス化炉によって生成されたガスをガス精製設備で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービンと、上記記載の制御装置と、を備える。
　本発明の第三態様に係るガス化発電プラントの制御方法は、空気から酸素ガスと窒素ガスとを分離する空気分離装置、前記酸素ガスを酸化剤として炭素含有燃料をガス化させるガス化炉、及び前記ガス化炉によって生成されたガスをガス精製設備で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービンを備えるガス化発電プラントの制御方法であって、前記空気分離装置によって製造される窒素ガスの製造量を、前記ガス化発電プラントの運転負荷に応じて決定する第１工程と、前記空気分離量決定部によって決定された窒素ガスの製造量に応じて副生された酸素ガスの全量を、前記ガス化炉へ供給する第２工程と、を含む。
　本発明によれば、空気から製造された酸素ガスの放風を最小限にすることができる、という優れた効果を有する。
本発明の実施形態に係るＩＧＣＣプラントの構成図である。 本発明の実施形態に係る石炭ガス化炉が有するスラグ溶融バーナへ供給されるガスの経路を示す図である。 本発明の実施形態に係るＩＧＣＣプラントの制御装置における石炭ガス化炉へのガス供給に関する制御を示す機能ブロック図である。 本発明の実施形態に係る酸素量決定処理の流れを示すフローチャートである。 本発明の実施形態に係るＭＷＤと窒素ガスの消費量との関係を示すグラフである。 本発明の実施形態に係る窒素ガスの製造量と酸素ガスの製造量との関係を示すグラフである。 本発明の実施形態に係る酸素ガスの製造量とＭＷＤとの関係を示すグラフである。 本発明の実施形態に係るスラグ溶融バーナを用いる場合における各流量調整弁の開度の変化を示す図である。 本発明の実施形態に係るスラグ溶融バーナを用いる場合における各流量調整弁の開度の変化を示す他の形態の図である。 本発明の変形例に係る石炭ガス化炉の運転状態量の変動に応じた各種状態量の時間変化を示したグラフである。 本発明の変形例に係るＩＧＣＣプラントの負荷の変動に応じた各種状態量の時間変化を示したグラフである。 従来の石炭ガス化炉におけるＧＩＤと酸素濃度との関係を示すグラフである。 従来の石炭ガス化炉におけるＧＩＤと酸化剤流量との関係を示すグラフである。
　以下に、本発明に係るガス化発電プラントの制御装置、ガス化発電プラント、及びガス化発電プラントの制御方法の一実施形態について、図面を参照して説明する。
　本実施形態では、本発明を、酸化剤を用いて炭素含有燃料をガス化させるガス化炉、ガス化炉によって生成されたガスをガス精製設備で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービン、及びガス化炉及びガスタービンの排ガスにより加熱された蒸気によって駆動する蒸気タービンを備えるガス化複合発電プラント（以下、「ＩＧＣＣプラント」という。）に適用した場合について説明する。なお、酸化剤の一例を空気及び酸素とし、炭素含有燃料の一例を石炭とする。
　図１は、本実施形態に係るＩＧＣＣプラント１の全体の概略構成を示した図である。
　図１に示されるように、本実施形態に係るＩＧＣＣプラント１は、主として、石炭ガス化炉３、ガスタービン設備５、蒸気タービン設備７、及び排熱回収ボイラ（以下、「ＨＲＳＧ」という。）３０を備えている。
　石炭ガス化炉３の上流側には、石炭ガス化炉３へと微粉炭を供給する石炭供給設備１０が設けられている。この石炭供給設備１０は、原料炭を粉砕して数μｍ～数百μｍの微粉炭とする粉砕機（図示せず）を備えており、この粉砕機によって粉砕された微粉炭が複数のホッパ１１に貯留されるようになっている。
　各ホッパ１１に貯留された微粉炭は、一定流量ずつ空気分離設備（以下、「ＡＳＵ」という。）１５から供給される窒素ガスと共に石炭ガス化炉３へと搬送される。ＡＳＵ１５は、空気から窒素ガス及び酸素ガスを分離し、これらを石炭ガス化炉３へ供給する装置であり、余剰に生成された窒素ガス及び酸素ガスを各々外部へ放風するための弁１５Ａ，１５Ｂが石炭ガス化炉３への供給ラインに設けられている。なお、本実施形態に係るＩＧＣＣプラント１は、詳細を後述するように窒素ガス及び酸素ガスを余剰に生成することなく、放風を最小限にする。
　石炭ガス化炉３は、下方から上方へとガスが流されるように形成された石炭ガス化部３ａと、石炭ガス化部３ａの下流側に接続されて、上方から下方へとガスが流されるように形成された熱交換部３ｂとを備えている。
　石炭ガス化部３ａには、下方から、コンバスタ１３及びリダクタ１４が設けられている。コンバスタ１３は、微粉炭及びチャーの一部分を燃焼させてＣＯ２を生成し、残りは熱分解により揮発分（ＣＯ、Ｈ２、低級炭化水素）として放出させる部分である。コンバスタ１３には噴流床が採用されている。しかし、コンバスタ１３は、流動床式や固定床式であっても構わない。
　コンバスタ１３及びリダクタ１４には、それぞれ、コンバスタバーナ１３ａ及びリダクタバーナ１４ａが設けられており、コンバスタバーナ１３ａ及びリダクタバーナ１４ａに対して石炭供給設備１０から微粉炭が供給される。
　コンバスタバーナ１３ａには、ガスタービン設備５の空気圧縮機５ｃより抽気した空気が空気昇圧機１７及び酸化剤供給路８を介して、ＡＳＵ１５において分離された酸素ガスと共に酸化剤として供給されるようになっている。このようにコンバスタバーナ１３ａには酸素濃度が調整された空気が供給されるようになっている。なお、空気圧縮機５ｃより抽気した空気は、ＡＳＵ１５にて酸素が分離され、分離された酸素が酸化剤供給路８を介して、コンバスタバーナ１３ａに供給されてもよい。
　リダクタ１４では、コンバスタ１３からの高温燃焼ガスによって微粉炭がガス化される。これにより、石炭からＣＯやＨ２等の気体燃料となる可燃性ガスが生成される。石炭ガス化反応は、微粉炭及びチャー中の炭素が高温ガス中のＣＯ２及びＨ２Ｏと反応してＣＯやＨ２を生成する吸熱反応である。
　石炭ガス化炉３は、空気圧縮機５ｃから供給される供給空気と石炭とを反応させてガスを生成する。具体的には、石炭ガス化炉３の熱交換部３ｂには、複数の熱交換器（図示略）が設置されており、リダクタ１４から導かれる生成ガスから顕熱を得て蒸気を発生させるようになっている。熱交換器において発生した蒸気は、主として、蒸気タービン７ｂの駆動用蒸気として用いられる。熱交換部３ｂを通過した生成ガスは、除塵設備２０へと導かれる。この除塵設備２０は、ポーラスフィルタを備えており、ポーラスフィルタに生成ガスを通過させることによって生成ガスに混在する未燃分を含むチャーを捕捉して回収する。捕捉されたチャーは、ポーラスフィルタに堆積してチャー層を形成している。チャー層には、生成ガスに含まれるＮａ分及びＫ分が凝縮し、結果的に除塵設備２０においてＮａ分及びＫ分も除去される。
　このように回収されたチャーは、ＡＳＵ１５から供給される窒素ガスと共に石炭ガス化炉３のチャーバーナ２１へと返送されてリサイクルされる。なお、チャーと共にチャーバーナ２１へと返送されたＮａ分及びＫ分は、最終的に溶融した微粉炭の灰と共に石炭ガス化部３ａの下方から排出される。溶融排出された灰は水で急冷、破砕されガラス状のスラグとなる。
　除塵設備２０を通過した生成ガスは、ガス精製設備２２によって精製されて、燃料ガスとしてガスタービン設備５の燃焼器５ａへと送られる。
　ガスタービン設備５は、生成ガスをガス精製設備２２で精製して得られる燃料ガスが燃焼させられる燃焼器５ａと、燃焼ガスによって駆動されるガスタービン５ｂと、燃焼器５ａへと高圧空気を送り出す空気圧縮機５ｃとを備えている。ガスタービン５ｂと空気圧縮機５ｃとは同一の回転軸５ｄによって接続されている。空気圧縮機５ｃにおいて圧縮された空気は、抽気されて燃焼器５ａとは別に、空気昇圧機１７へも導かれるようになっている。
　ガスタービン５ｂを通過した燃焼排ガスは、ＨＲＳＧ３０へと導かれる。
　蒸気タービン設備７の蒸気タービン７ｂは、ガスタービン設備５と同じ回転軸５ｄに接続されており、いわゆる一軸式のコンバインドシステムとなっている。蒸気タービン７ｂには、石炭ガス化炉３及びＨＲＳＧ３０から高圧蒸気が供給される。なお、一軸式のコンバインドシステムに限らず、二軸式のコンバインドシステムであっても構わない。
　ガスタービン５ｂ及び蒸気タービン７ｂによって駆動される回転軸５ｄから電気を出力する発電機Ｇが、蒸気タービン設備７を挟んでガスタービン設備５の反対側に設けられている。なお、発電機Ｇの配置位置については、この位置に限られず、回転軸５ｄから電気出力が得られるようであればどの位置であっても構わない。
　ＨＲＳＧ３０は、ガスタービン５ｂからの燃焼排ガスによって蒸気を発生すると共に、燃焼排ガスを煙突３１から大気へと放出する。
　次に、上記構成の石炭ガス化炉３を適用したＩＧＣＣプラント１の動作について説明する。
　原料炭は粉砕機（図示せず）で粉砕された後、ホッパ１１へと導かれて貯留される。ホッパ１１に貯留された微粉炭は、ＡＳＵ１５において分離された窒素ガスと共に、リダクタバーナ１４ａ及びコンバスタバーナ１３ａへと供給される。さらに、チャーバーナ２１には、除塵設備２０において回収されたチャーが供給される。
　コンバスタバーナ１３ａの燃焼用気体としては、ガスタービン設備５の空気圧縮機５ｃから抽気され、空気昇圧機１７によってさらに昇圧された圧縮空気に、ＡＳＵ１５において分離された酸素ガスが添加されて使用される。コンバスタ１３では、微粉炭及びチャーが燃焼用空気によって部分燃焼させられてＣＯ２を生成し、残部は揮発分（ＣＯ，Ｈ２，低級炭化水素）へと熱分解させられる。
　リダクタ１４では、リダクタバーナ１４ａから供給された微粉炭及びコンバスタ１３内で揮発分を放出したチャーが、コンバスタ１３から上昇してきた高温ガスによりガス化され、ＣＯやＨ２等の可燃性ガスが生成される。
　リダクタ１４を通過した生成ガスは、石炭ガス化炉３の熱交換部３ｂを通過しつつ各熱交換器にその顕熱を与え、蒸気を発生させる。熱交換部３ｂで発生させた蒸気は、主として、蒸気タービン７ｂの駆動のために用いられる。
　熱交換部３ｂを通過した生成ガスは、除塵設備２０へと導かれ、チャーが回収される。生成ガス中のＮａ分及びＫ分は、ここで凝縮してチャーに取り込まれる。回収されたＮａ分及びＫ分を含むチャーは、石炭ガス化炉３へと返送される。
　除塵設備２０を通過した生成ガスは、ガス精製設備２２で精製された後ガスタービン設備５の燃焼器５ａへと導かれ、空気圧縮機５ｃから供給される圧縮空気と共に燃焼させられる。この燃焼ガスによってガスタービン５ｂが回転させられ、回転軸５ｄが駆動させられる。
　ガスタービン５ｂを通過した燃焼排ガスは、ＨＲＳＧ３０へと導かれ、この燃焼排ガスの顕熱を利用することによって蒸気が発生させられる。ＨＲＳＧ３０において発生した蒸気は、主として、蒸気タービン７ｂの駆動のために用いられる。
　蒸気タービン７ｂは、石炭ガス化炉３からの蒸気及びＨＲＳＧ３０からの蒸気によって回転させられ、ガスタービン設備５と同一の回転軸５ｄを駆動させる。回転軸５ｄの回転力は、発電機Ｇによって電気出力へと変換される。
　図２は、石炭ガス化炉３が有するスラグ溶融バーナ４０へ供給されるガスの経路を示す図である。図２は、スラグ溶融バーナ４０と共にコンバスタバーナ１３ａへ供給されるガスの経路も示す。
　図２に示されるように、コンバスタバーナ１３ａには石炭供給設備１０からの石炭、空気昇圧機１７からの空気、及びＡＳＵ１５で製造された酸素ガスが供給される。また、スラグ溶融バーナ４０には燃料ガスと共にＡＳＵ１５で製造された酸素ガスが供給される。
　コンバスタバーナ１３ａへの空気の供給ラインには流量調整弁４２ａが設けられ、コンバスタバーナ１３ａへの酸素ガスの供給ラインには流量調整弁４２ｂが設けられ、スラグ溶融バーナ４０への酸素ガスの供給ラインには流量調整弁４２ｃが設けられている。
　なお、チャーバーナ２１への空気の供給ラインにも流量調整弁４２ａと同様の流量調整弁が設けられており、チャーバーナ２１への酸素ガスの供給ラインにも流量調整弁４２ｂと同様の流量調整弁が設けられている。
　図３は、ＩＧＣＣプラント１の制御を司る制御装置５０の機能を示すブロック図である。なお、図３では、石炭ガス化炉３へのガス供給に関する制御に係る機能を示している。
　制御装置５０は、例えば、ＣＰＵ（Central　Processing　Unit）、ＲＡＭ（Random　Access　Memory）、及びコンピュータ読み取り可能な記録媒体等から構成されている。そして、後述する空気分離量決定部５２、必要酸化剤流量決定部５４、抽気量決定部５６、及びバーナ弁開度決定部５８の各種機能を実現するための一連の処理は、一例として、プログラムの形式で記録媒体等に記録されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、各種機能が実現される。
　空気分離量決定部５２は、ＡＳＵ１５による窒素ガスの製造量（流量）を、ＩＧＣＣプラント１の運転負荷に応じて決定する。なお、窒素ガスの製造量に伴い、ＡＳＵ１５による酸素ガスの製造量（流量）も一意に決定される。
　必要酸化剤流量決定部５４は、ＩＧＣＣプラント１の運転負荷に応じた石炭ガス化炉３が必要とする酸化剤流量（以下、「必要酸化剤流量」という。）を決定する。
　抽気量決定部５６は、ＡＳＵ１５による酸素ガスの製造量と必要酸素量との差分、すなわち必要酸化剤流量の不足分に基づいて、不足する酸素ガス量を満たす空気流量を算出し、ガスタービン設備５が備える空気圧縮機５ｃから石炭ガス化炉３への抽気量を決定する。すなわち、石炭ガス化炉３へ供給される酸化剤の合計量は、ガスタービン設備５から抽気される空気量によって調整される。
　バーナ弁開度決定部５８は、の各種バーナへのガスの供給ラインに設けられている流量調整弁（流量調整弁４２ａ，４２ｂ，４２ｃ等）の開度を決定する。
　図４は、制御装置５０で実行される酸素量の決定に関する処理（以下、「酸素量決定処理」という。）の流れを示すフローチャートである。
　まず、ステップ１００では、ＩＧＣＣプラント１の運転負荷を示す指標として、ＩＧＣＣプラント１に対する出力指令（本実施形態では発電出力指令値、以下、「ＭＷＤ」という。）を決定する。
　ここで、ＩＧＣＣプラント１の運転負荷を示す指標として、ＭＷＤの他に、例えば石炭ガス化炉３に投入される入熱を規定するパラメータであるガス化炉入力指令（以下、「ＧＩＤ」という。）がある。ＭＷＤは、ＧＩＤに比べて、より安定した値を示すので、ＡＳＵ１５による窒素ガス並びに酸素ガスの製造量もより安定したものとなる。
　次のステップ１０２では、決定したＭＷＤに基づいたＡＳＵ１５による窒素ガスの製造量を決定する。
　図５は、ＭＷＤと窒素ガスの消費量との関係を示すグラフである。石炭及びチャーをガス化炉１３へ搬送するための窒素ガスの消費量は、過渡的な変動により、図５に示されるように幅を有している。このためステップ１０４では、該幅の最大値をＡＳＵ１５による窒素ガスの製造量として決定する。なお、ＭＷＤが大きいほど、窒素ガスの製造量は多くなる。
　次のステップ１０４では、酸素ガスの製造量を決定する。
　図６は、窒素ガスの製造量と酸素ガスの製造量との関係を示すグラフである。図６に示されるように、窒素ガスの製造量に応じて酸素ガスの製造量がＡＳＵ１５の特性により一意に決定される。
　図７は、ＭＷＤと酸素ガスの製造量との関係を示すグラフである。図７に示されるように、酸素ガスの製造量は、ＭＷＤに対する関数として設定されることとなる。この設定した関数を用いることにより、制御装置５０は、簡易に酸素ガスの製造量を決定することができる。
　なお、ステップ１０２，１０４の処理は、空気分離量決定部５２の機能に相当する。
　また、ステップ１００の次のステップ１０６では、ＭＷＤに基づいて必要酸化剤流量を算出する。ステップ１０６は、ステップ１０２，１０４に並行して行われる。
　なお、ステップ１０６の処理は、必要酸化剤流量決定部５４の機能に相当する。
　ステップ１０４，１０６の次のステップ１０８では、必要酸化剤流量の不足分を算出する。本実施形態に係るＩＧＣＣプラント１は、製造した酸素ガスの全量を石炭ガス化炉３へ供給するが、必要酸化剤流量の全てを製造した酸素ガスで賄えるとは限らないため、必要酸化剤流量の不足分を算出する。
　次のステップ１１０では、必要酸化剤流量の不足分に基づいて、空気圧縮機５ｃから石炭ガス化炉３への抽気量を決定する。
　これにより、石炭ガス化炉３の空気比制御は、ガスタービン５ｂから抽気した空気により調整されることとなり、酸素濃度そのものは制御されないこととなる。
　なお、ステップ１０８，１１０の処理は、抽気量決定部５６の機能に相当する。
　このように、制御装置５０は、ＭＷＤに基づいてＡＳＵ１５を運転し、製造した酸素ガス及び窒素ガスの全量を石炭ガス化炉３へ供給し、算出した抽気量に基づいて空気圧縮機５ｃから石炭ガス化炉３へ空気を供給する。
　従って、ＩＧＣＣプラント１は、窒素ガスと共に酸素ガスを余剰に製造することが無く、製造された酸素ガスの全量が石炭ガス化炉３へ供給するので、空気から製造された酸素ガスの放風を最小限にすることができる。
　次に、スラグ溶融バーナ４０を流量調整弁４２ａ，４２ｂ，４２ｃの開度制御について説明する。
　本実施形態に係るＩＧＣＣプラント１は、スラグ溶融バーナ４０が用いられる場合、製造された酸素ガスが、コンバスタバーナ１３ａ及びチャーバーナ２１よりも優先してスラグ溶融バーナ４０に供給される。これにより、ＩＧＣＣプラント１は、スラグ溶融バーナ４０へ常時、酸素ガスを供給する必要が無くなる。あるいは、スラグ溶融バーナ４０で使用される酸素ガスの量を考慮して、常時、酸素ガスを放風する必要が無くなる。
　図８は、スラグ溶融バーナ４０を用いる場合における流量調整弁４２ａ，４２ｂ，４２ｃの開度の変化を示す図である。
　スラグ溶融バーナ４０を用いる場合には、燃料ガスがスラグ溶融バーナ４０へ供給されると共に、流量調整弁４２ｃが開かれ、ＡＳＵ１５で製造された酸素ガスがスラグ溶融バーナ４０へ供給される。
　この場合、流量調整弁４２ｃを流れる酸素ガス流量に応じて、コンバスタバーナ１３ａへ酸素ガス流量を調整する流量調整弁４２ｂは絞られる。一方、コンバスタバーナ１３ａへ空気流量を調整する流量調整弁４２ａの開度は、変化しない。すなわち、コンバスタバーナ１３ａへの酸化剤流量は一時的に低下する。
　図９は、スラグ溶融バーナ４０を用いる場合における流量調整弁４２ａ，４２ｂ，４２ｃの開度の変化の他の形態を示す図である。
　図９に示される形態では、スラグ溶融バーナ４０を用いる場合、流量調整弁４２ｂを絞ることにより減少した酸素ガス量を補うように、流量調整弁４２ａが開かれる。これにより、コンバスタバーナ１３ａへ供給される酸化剤に含まれる酸素量が維持される。
　以上説明したように、本実施形態に係るＩＧＣＣプラント１は、空気から酸素ガスと窒素ガスとを分離するＡＳＵ１５、酸化剤を用いて石炭をガス化させる石炭ガス化炉３、及び石炭ガス化炉３によって生成されたガスをガス精製設備２２で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービン５ｂを備える。ＩＧＣＣプラント１の制御装置５０は、ＡＳＵ１５によって製造される窒素ガスの製造量を、ＩＧＣＣプラント１の運転負荷に応じて決定する空気分離量決定部５２を備え、決定した窒素ガスの製造量に応じて副生された酸素ガスの全量を、石炭ガス化炉３へ供給させる。
　従って、ＩＧＣＣプラント１は、空気から製造された酸素ガスの放風を最小限にすることができる。
（変形例１）
　上記実施形態の制御に加えて制御装置５０は、ＩＧＣＣプラント１の運転モードを、ＩＧＣＣプラント１が静定状態の場合、空気比を固定とする空気比固定モードとし、石炭ガス化炉３の運転状態量又はＩＧＣＣプラント１の負荷が変動した場合、空気比を変動可能とする空気比変動モードとしてもよい。なお、空気比は、炭素含有燃料の理論燃焼酸化剤流量に対して石炭ガス化炉３に供給される酸化剤流量の比である。
　石炭ガス化炉３の運転状態量が変動した場合（図１０参照）やＩＧＣＣプラント１の負荷が変動した場合（図１１参照）でも、従来は、ＩＧＣＣプラント１が静定状態の場合と変わらずに、空気比を固定した空気比固定モードで制御していた。なお、空気比を固定した制御とは、換言すると空気比を一定に保つ制御である。しかし、空気比を固定することにより、石炭ガス化炉３における他の制御量（例えば酸化剤流量）にオーバーシュートが発生し、ＩＧＣＣプラント１全体の制御が安定するのに時間を要する場合があった。
　そこで、制御装置５０は、石炭ガス化炉３の運転状態量の変動又はＩＧＣＣプラント１の負荷が変動した場合、空気比固定モードから空気比を変動可能とする空気比変動モードへ運転モードを切り替える。
　石炭ガス化炉３の運転状態量又はＩＧＣＣプラント１の負荷が変動した場合、空気比変動モードとなることによって、酸化剤流量が負荷に応じて変動するので、酸化剤流量のオーバーシュートが抑制される。また、酸化剤流量のオーバーシュートが抑制されることによって、石炭ガス化炉３に供給される炭素含有燃料量に対する酸化剤流量が小さくなるため、石炭ガス化炉３で生成されるガス中の可燃性ガス（例えばＣＯ）の生成量が増加するので生成ガス発熱量が従来に比べてより速く増加し、より短時間でＩＧＣＣプラント１が静定する。
　また、酸化剤流量のオーバーシュートが抑制されるため、酸化剤の供給設備である空気昇圧機１７の容量に対して考慮するオーバーシュート裕度が小さくなるので、空気昇圧機１７の容量を従来に比べて小さくできる。また、オーバーシュート裕度が小さくなるほど、空気昇圧機１７の設備計画点と通常運転時の運転点とのずれが抑制される。
　従って、ＩＧＣＣプラント１は、空気昇圧機１７の容量を増加させることなく、かつプラント全体の制御を迅速に安定させることができる。
　ここで、石炭ガス化炉３の運転状態量が変動する原因、換言するとＩＧＣＣプラント１の発電出力にハンチングが発生する原因は、以下のためである。
　ガスタービン５ｂへの燃料供給量が増加すると、図１０のガス化炉圧力の時間変化の領域Ａで示されるように、実際のガス化炉圧力（計測値）とガス化炉圧力の設定値との偏差が拡大する。これに伴い、図１０の酸化剤流量の時間変化の領域Ｂで示されるように、ガスタービン５ｂの空気圧縮機５ｃからの抽気量が増加し、ＩＧＣＣプラント１の発電出力が減少する。
　すなわち、石炭ガス化炉３の運転状態量が変動する原因は、ガス化炉圧力の計測値とガス化炉圧力の設定値との偏差が大きくなることにあると考えられる。なお、ＩＧＣＣプラント１が静定時の場合は、ガス化炉圧力の設定値との偏差は０又は小さい。
　そこで、制御装置５０は、ガス化炉圧力の計測値とガス化炉圧力の設定値との偏差が静定時に比べ大きくなった場合に、ＩＧＣＣプラント１の負荷が変動したと判断し、運転モードを空気比変動モードに設定する。
　また、ＩＧＣＣプラント１として、蒸気タービン設備７の駆動軸がガスタービン５ｂの駆動軸と同軸でないプラントがある。このようなＩＧＣＣプラント１では、ＩＧＣＣプラント１の負荷が変動した場合を、ガスタービン５ｂの出力が増加しない一方で、ＧＩＤが増加する場合とする。ＧＩＤが増加すると、図１０の石炭流量の時間変化の領域Ｃで示されるように、石炭流量が増加する。
　このようなＩＧＣＣプラント１の制御装置５０は、ガスタービン５ｂの出力が増加しない一方で、ＧＩＤが増加した場合に、ＩＧＣＣプラント１の負荷が変動したと判断し、運転モードを空気比変動モードに設定する。
（変形例２）
　上記実施形態の制御に加えて制御装置５０は、石炭ガス化炉３の運転状態量の変動又はＩＧＣＣプラント１の負荷の変動に応じて、空気比が予め定められた設定値からずれることを許容して、石炭ガス化炉３に供給する酸化剤流量を所定の上限値内で制御する。
　石炭ガス化炉３の運転状態量が変動した場合やＩＧＣＣプラント１の負荷が変動した場合でも、従来は、石炭ガス化炉３の運転状態を一定に保つべく空気比を予め定められた設定値に保つように制御していた。しかし、空気比を一定に保つことにより、石炭ガス化炉３における他の制御量（例えば酸化剤流量）にオーバーシュートが発生し、ＩＧＣＣプラント１全体の制御が安定するのに時間を要する場合があった。
　そこで、制御装置５０は、石炭ガス化炉３の運転状態量の変動又はＩＧＣＣプラント１の負荷の変動に応じて、過渡的な石炭ガス化炉３の運転状態の変動を許容して、すなわち空気比が予め定められた設定値からずれることを許容して、石炭ガス化炉３に供給する酸化剤流量を所定の上限値内で制御する（図１０，１１の酸化剤流量の時間変化を参照）。なお、上限値は、空気圧縮機５ｃが石炭ガス化炉３へ送気可能な風量に基づく。具体的には、上限値は、空気圧縮機５ｃの最大風量に対して裕度を持たせた値である。また、予め定められた設定値からのずれの許容範囲は、例えば設定値に対する相対比で３％、好ましくは５％である。
　石炭ガス化炉３に供給する酸化剤流量の制御量に積極的に上限値が設けられることによって、酸化剤流量のオーバーシュートが抑制される。また、上限値が設けられることによって、石炭ガス化炉３に供給される炭素含有燃料量に対する酸化剤流量が小さくなるため、石炭ガス化炉３で生成されるガス中の可燃性ガス（例えばＣＯ）の生成量が増加するので生成ガス発熱量が従来に比べてより速く増加し、より短時間でＩＧＣＣプラント１が静定する。
　また、上限値が設けられることによって、酸化剤流量のオーバーシュートが抑制されるため、空気昇圧機１７の容量に対して考慮するオーバーシュート裕度が小さくなるので、空気昇圧機１７の容量を従来に比べて小さくできる。また、オーバーシュート裕度が小さくなるほど、空気昇圧機１７の設備計画点と通常運転時の運転点とのずれが抑制される。
　以上説明したように、制御装置５０は、空気比が予め定められた設定値からずれることを許容し、石炭ガス化炉３に供給する酸化剤流量に上限値を設けるので、空気昇圧機１７の容量を増加させることなく、かつプラント全体の制御を迅速に安定させることができる。
　以上、本発明を、上記実施形態を用いて説明したが、本発明の技術的範囲は上記実施形態に記載の範囲には限定されない。発明の要旨を逸脱しない範囲で上記実施形態に多様な変更又は改良を加えることができ、該変更又は改良を加えた形態も本発明の技術的範囲に含まれる。
　また、上記実施形態では、本発明に係るガス化発電プラントとして、蒸気タービン設備７を備えたＩＧＣＣプラント１とする形態について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、例えば、蒸気タービン設備を備えないガス化発電プラントに適用する形態としてもよい。
　また、上記各実施形態では、ＡＳＵ１５で製造される窒素ガスの製造量に応じて副生された酸素ガスの全量を石炭ガス化炉３へ供給する形態について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、窒素ガスの製造量に応じて副生された酸素ガスの略全量を石炭ガス化炉３へ供給する形態としてもよい。
　なお、略全量における略とは、酸素ガスの供給ラインにおける酸素ガスの漏れ等を許容する意味である。
　また、上記各実施形態では、ＭＷＤに基づいて算出される必要酸化剤流量から抽気量を決定する形態について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、各ＭＷＤに対する抽気量を予め決定しておき、ＭＷＤに基づいて抽気量を決定する形態としてもよい。
　また、上記各実施形態では、石炭ガス化炉３の運転状態量の変動の有無をガス化炉圧力の計測値と設定値との偏差に基づいて判断する形態について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、石炭ガス化炉３の出口圧力の計測値と設定値との偏差、ガス精製設備２２の出口圧力の計測値と設定値との偏差、またはガスタービン５ｂの入口圧力の計測値と設定値との偏差に基づいて決定する形態としてもよい。
　１　　ＩＧＣＣプラント
　３　　石炭ガス化炉
　５ｂ　ガスタービン
　１５　ＡＳＵ
　２２　ガス精製設備
　４０　スラグ溶融バーナ
　５０　制御装置
　５２　空気分離量決定部

Claims (8)

  1. 　空気から酸素ガスと窒素ガスとを分離する空気分離装置、前記酸素ガスを酸化剤として炭素含有燃料をガス化させるガス化炉、及び前記ガス化炉によって生成されたガスをガス精製設備で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービンを備えるガス化発電プラントの制御装置であって、
    　前記空気分離装置によって製造される前記窒素ガスの製造量を、前記ガス化発電プラントの運転負荷に応じて決定する空気分離量決定部を備え、
    　前記空気分離量決定部によって決定された前記窒素ガスの製造量に応じて副生された酸素ガスの全量を、前記ガス化炉へ供給するガス化発電プラントの制御装置。
  2. 　前記ガス化炉へ供給される酸化剤の合計量を、前記ガスタービンから抽気される空気量によって調整する請求項１記載のガス化発電プラントの制御装置。
  3. 　前記ガス化発電プラントの運転負荷は、前記ガス化発電プラントに対する出力指令値である請求項１又は請求項２記載のガス化発電プラントの制御装置。
  4. 　前記ガス化炉は、ガス化炉内のスラグを溶融するスラグ溶融バーナを備え、
    　前記スラグ溶融バーナが用いられる場合、前記空気分離装置で製造された酸素ガスは、炭素含有燃料をガス化させるバーナよりも前記スラグ溶融バーナに優先して供給される請求項１から請求項３の何れか１項記載のガス化発電プラントの制御装置。
  5. 　前記ガス化発電プラントは、前記ガスタービンの空気圧縮機より抽気した空気又は該空気より分離される酸素を前記ガス化炉の酸化剤として供給する酸化剤供給路を備え、
    　前記ガス化発電プラントが静定状態の場合、炭素含有燃料の理論燃焼酸化剤量に対して前記ガス化炉に供給される酸化剤量の比である空気比を固定とする空気比固定モードとし、前記ガス化炉の運転状態量又は前記ガス化発電プラントの負荷が変動した場合、前記空気比を変動可能とする空気比変動モードとする請求項１から請求項４の何れか１項記載のガス化発電プラントの制御装置。
  6. 　前記ガス化発電プラントは、前記ガスタービンの空気圧縮機より抽気した空気又は該空気より分離される酸素を前記ガス化炉の酸化剤として供給する酸化剤供給路を備え、
    　前記ガス化炉の運転状態量の変動又は前記ガス化発電プラントの負荷の変動に応じて、炭素含有燃料の理論燃焼酸化剤量に対して前記ガス化炉に供給される酸化剤量の比である空気比が予め定められた設定値からずれることを許容して、前記ガス化炉に供給する酸化剤量を所定の上限値内で制御する請求項１から請求項４の何れか１項記載のガス化発電プラントの制御装置。
  7. 　空気から酸素ガスと窒素ガスとを分離する空気分離装置と、
    　前記酸素ガスを酸化剤として炭素含有燃料をガス化させるガス化炉と、
    　前記ガス化炉によって生成されたガスをガス精製設備で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービンと、
    　請求項１から請求項６の何れか１項記載の制御装置と、
    を備えるガス化発電プラント。
  8. 　空気から酸素ガスと窒素ガスとを分離する空気分離装置、前記酸素ガスを酸化剤として炭素含有燃料をガス化させるガス化炉、及び前記ガス化炉によって生成されたガスをガス精製設備で精製して得られる燃料ガスを燃焼させた燃焼ガスによって駆動するガスタービンを備えるガス化発電プラントの制御方法であって、
    　前記空気分離装置によって製造される窒素ガスの製造量を、前記ガス化発電プラントの運転負荷に応じて決定する第１工程と、
    　前記空気分離量決定部によって決定された窒素ガスの製造量に応じて副生された酸素ガスの全量を、前記ガス化炉へ供給する第２工程と、
    を含むガス化発電プラントの制御方法。
     
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