WO2020013309A1 - 複合発電プラント及び複合発電プラントの制御方法 - Google Patents

複合発電プラント及び複合発電プラントの制御方法 Download PDF

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WO2020013309A1
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water
exhaust heat
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智弥 林
淳 田口
悟 松尾
慧 森山
憲 田村
中村　健太郎
太田　裕二
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三菱日立パワーシステムズ株式会社
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Definitions

  • the present invention relates to a combined cycle power plant and a control method for the combined cycle power plant.
  • a combined cycle power plant that generates steam in an exhaust heat recovery boiler using waste heat from an internal combustion engine for power generation and drives a steam turbine with the steam.
  • water and steam are circulated such that steam after driving a steam turbine is condensed by a condenser to supply water, and supplied to an exhaust heat recovery boiler to produce steam again. It is carried out.
  • Some of such combined cycle power plants operate differently from normal operation when the operating state is different from normal operation.
  • Patent Document 1 a turbine bypass pipe is provided, and when load shedding occurs in a plant, a main steam stop valve provided at an inlet of the turbine is closed, and at the same time, a turbine bypass valve provided in the turbine bypass pipe is fully opened. The steam generated by the evaporator is discharged to the condenser. Further, in Patent Document 2, when a combustor of a gas turbine misfires, a water level set value in a steam drum of an exhaust heat recovery boiler is reduced and changed at a constant rate.
  • the steam generated by the exhaust heat recovery boiler is supplied to the steam turbine, and the steam after driving the steam turbine is condensed by the condenser to supply water.
  • Water is supplied to the exhaust heat recovery boiler through the flow path.
  • the supply water condensed in the condenser is supplied to the exhaust heat recovery boiler by the driving force of a pump provided in the supply water channel.
  • the combined cycle power plant is provided with a turbine bypass flow path, which is a flow path for supplying steam generated by the exhaust heat recovery boiler to the condenser without passing through the steam turbine, so that when the plant trips, For example, in order to prevent the steam from flowing through the steam turbine system, the steam is guided to a condenser via a turbine bypass flow path (hereinafter, such an operation is referred to as “bypass operation”).
  • the pump provided in the water supply passage preferably discharges the amount of water used during the bypass operation (the sum of the amount of water supplied to the exhaust heat recovery boiler and the amount of water supplied to the turbine bypass passage). To be able to do so, the capacity and total head are designed.
  • the lower the discharge rate of the pump than the design capacity the higher the total head. Therefore, when the pump is designed based on the water supply amount used during the bypass operation, the total head of the pump is higher than the required total head during the normal operation in which the water supply amount is smaller than that during the bypass operation. Therefore, in the normal operation mode, the discharge pressure of the pump becomes higher than the required pressure, and the driving force of the pump is exerted excessively.
  • the pump efficiency decreases as the discharge rate of the pump becomes smaller than the designed capacity. Therefore, when the pump is designed based on the water supply amount used during the bypass operation, the pump efficiency is reduced during the normal operation in which the water supply amount is smaller than that during the bypass operation.
  • Patent Literature 1 and Patent Literature 2 are not inventions in which the total head and pump efficiency of the pump are taken into account during an operation different from the normal operation. Therefore, the configurations of Patent Literature 1 and Patent Literature 2 cause a problem that the driving force of the pump is excessively exhibited during normal operation and a problem that the pump efficiency is reduced, and as a result, the energy of the entire plant is reduced. Efficiency may be reduced.
  • the present invention has been made in view of such circumstances, and has as its object to provide a combined cycle power plant and a method of controlling the combined cycle power plant that can improve the energy efficiency of the entire plant.
  • a combined cycle power plant and a method of controlling a combined cycle power plant according to the present invention employ the following means.
  • a combined cycle power plant according to one embodiment of the present invention generates steam in an exhaust heat recovery boiler using exhaust heat from an internal combustion engine for power generation, and drives a steam turbine with the steam generated in the exhaust heat recovery boiler.
  • a combined power plant wherein a condenser that condenses steam after driving the steam turbine to supply water, a water supply passage that supplies the water condensed by the condenser to the exhaust heat recovery boiler, A pump provided in the water supply flow path for flowing water into the water supply flow path; a flow control valve provided in the water supply flow path to adjust a flow rate of water supply to the waste heat recovery boiler; A steam generated by the heat recovery boiler, a turbine bypass flow path that bypasses the steam turbine and supplies the condenser, and a water extraction flow path that branches from the water supply flow path and connects to the turbine bypass flow path.
  • the exhaust heat cycle A control unit having a normal operation mode for supplying steam generated by the boiler to the steam turbine and a bypass operation mode for supplying steam generated by the waste heat recovery boiler to the condenser through the turbine bypass flow path; In the bypass operation mode, the control unit supplies water to the turbine bypass flow path via the water extraction flow path, and supplies water to the exhaust heat recovery boiler in the normal operation mode.
  • First opening degree control is performed to control the opening degree of the flow control valve so as to be smaller than the opening degree.
  • the opening of the flow control valve is controlled in the bypass operation mode so that the amount of water supplied to the exhaust heat recovery boiler is smaller than in the normal operation mode.
  • the amount of water supplied by the pump in the bypass operation mode can be reduced as compared with the configuration in which the same amount of water is supplied to the exhaust heat recovery boiler as in the normal operation also in the bypass operation mode. Therefore, since the maximum capacity of the pump can be reduced, the capacity of the pump can be reduced.
  • the discharge amount of the pump in the bypass operation mode can be reduced, so that the difference between the discharge amount of the pump in the bypass operation mode and the discharge amount of the pump in the normal operation mode can be reduced. Therefore, a decrease in pump efficiency in the normal operation mode can be suppressed.
  • the difference between the discharge amount of the pump in the bypass operation mode and the discharge amount of the pump in the normal operation mode can be reduced, so that the total head of the pump in the normal operation mode is unnecessarily high. Can be suppressed. Therefore, it is possible to suppress a situation in which the driving force of the pump is excessively exerted.
  • the capacity of the pump can be reduced, and a decrease in pump efficiency during normal operation can be suppressed, and the driving force of the pump can be made difficult to exert excessively. Energy efficiency can be improved.
  • the control unit may control a water supply amount supplied to the turbine bypass passage and a water supply amount supplied to the exhaust heat recovery boiler.
  • the opening of the flow control valve may be controlled so that the sum is equal to or less than the amount of water supplied to the exhaust heat recovery boiler in the normal operation mode.
  • the sum of the amount of water supplied to the turbine bypass passage and the amount of water supplied to the exhaust heat recovery boiler in the bypass operation mode is equal to or less than the amount of water supplied to the exhaust heat recovery boiler in the normal operation mode.
  • the opening of the flow control valve is controlled.
  • the discharge amount of the pump in the bypass operation mode becomes equal to or less than the discharge amount of the pump in the normal operation mode. Therefore, the maximum displacement of the pump can be set to the discharge amount in the normal operation mode. Accordingly, the size of the pump can be set to a size corresponding to the discharge amount in the normal operation mode (that is, the discharge amount that does not supply water to the turbine bypass passage), so that the pump can have a smaller capacity. it can.
  • the pump can be set so that the discharge amount in the normal operation mode has the maximum efficiency. Therefore, the pump efficiency in the normal operation mode can be improved.
  • the pump can be set so that the discharge amount in the normal operation mode becomes a desired total head. Therefore, the pump can be set such that the total head of the pump in the normal operation mode is an appropriate total head. Therefore, it is possible to prevent the total head of the pump from becoming unnecessarily high in the normal operation mode.
  • the capacity of the pump can be reduced, the pump efficiency can be improved during normal operation, and the driving force of the pump can be prevented from being excessively exerted.
  • the overall energy efficiency can be further improved.
  • the water supply amount held by the exhaust heat recovery boiler is reduced to a predetermined flow rate.
  • the opening degree of the flow control valve may be controlled so as to maintain
  • the opening degree of the flow control valve is controlled so that the water supply amount held by the exhaust heat recovery boiler maintains a predetermined flow rate.
  • the problem caused by the decrease in the amount of water supply in the exhaust heat recovery boiler includes, for example, damage to the exhaust heat recovery boiler due to a rise in temperature due to a decrease in the amount of water.
  • a method for controlling a combined cycle power plant is a method for controlling a combined cycle power plant that drives a steam turbine with steam generated by an exhaust heat recovery boiler that utilizes waste heat from an internal combustion engine for power generation.
  • the combined cycle power plant a condenser for condensing steam after driving the steam turbine to supply water, a water supply flow path for supplying the water condensed in the condenser to the waste heat recovery boiler, A pump provided in the water supply flow path for flowing water into the water supply flow path; a flow control valve provided in the water supply flow path to adjust a flow rate of water supply to the waste heat recovery boiler;
  • a turbine bypass flow path for supplying steam generated by the heat recovery boiler to the condenser by bypassing the steam turbine, and a water extraction flow path branched from the water supply flow path and connected to the turbine bypass flow path
  • the first opening control step may include a step of: summing a water supply amount supplied to the turbine bypass flow path and a water supply amount supplied to the exhaust heat recovery boiler.
  • the opening of the flow control valve may be controlled so that the amount of water supplied to the exhaust heat recovery boiler in the normal operation mode is equal to or less than the amount of water supplied.
  • the water supply amount held by the exhaust heat recovery boiler maintains a predetermined flow rate after the first opening degree control step.
  • a second opening control step of controlling the opening of the flow regulating valve may be provided.
  • the energy efficiency of the entire plant can be improved.
  • FIG. 1 It is a schematic structure figure showing the integrated coal gasification combined cycle equipment concerning one embodiment of the present invention. It is a schematic block diagram which shows the principal part of FIG. It is a graph which shows the relationship between the water supply amount of each system and time. It is a graph which shows the relationship between the opening degree of each supply control valve, and the water level of each drum. It is a graph which shows the relation between the discharge rate of a pump, pump efficiency, and total head.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of an integrated coal gasification combined cycle power plant to which a combined cycle power plant according to one embodiment of the present invention is applied.
  • An integrated coal gasification combined cycle (IGCC) 10 to which the combined cycle power plant according to the present embodiment is applied uses air or oxygen as an oxidizing agent, and a gasification furnace facility 14 converts fuel from fuel.
  • An air combustion system that generates combustible gas (product gas) is employed.
  • the integrated coal gasification combined cycle facility 10 purifies the generated gas generated by the gasification furnace facility 14 by using the gas purification facility 16 to obtain a fuel gas, and then supplies the fuel gas to a gas turbine (internal combustion engine) 17 for power generation. Power generation. That is, the integrated coal gasification combined cycle power plant 10 of this embodiment is a power plant of an air combustion system (air blowing).
  • a carbon-containing solid fuel such as coal is used.
  • a coal gasification combined cycle power plant (combined cycle power plant) 10 includes a coal supply facility 11, a gasification furnace facility 14, a char recovery facility 15, a gas purification facility 16, a gas turbine 17, , A steam turbine 18, a generator 19, and an exhaust heat recovery boiler (HRSG: Heat Recovery Steam Steam Generator) 20.
  • the coal supply equipment 11 is supplied with coal as a carbon-containing solid fuel as raw coal, and pulverizes the coal with a coal mill (not shown) or the like to produce pulverized coal pulverized into fine particles.
  • the pulverized coal produced in the coal supply facility 11 is pressurized at the outlet of the coal supply line 11a by nitrogen gas as an inert gas for transport supplied from an air separation facility (ASU) 42 described later, and is supplied to the gasification furnace facility 14. Supplied to.
  • the inert gas is an inert gas having an oxygen content of about 5% by volume or less, and typical examples thereof include nitrogen gas, carbon dioxide gas, and argon gas, but are not necessarily limited to about 5% or less.
  • the gasification furnace equipment 14 is supplied with the pulverized coal produced in the coal supply equipment 11, and the char (unreacted portion and ash content) recovered in the char recovery equipment 15 is returned and supplied in a reusable manner. Have been.
  • the gasification furnace equipment 14 is connected to a compressed air supply line 41 from the gas turbine 17 (compressor 61), and a part of the compressed air compressed by the gas turbine 17 is supplied to the gasification furnace equipment 14. It can be supplied.
  • the air separation facility 42 separates and generates nitrogen and oxygen from air in the atmosphere.
  • the air separation facility 42 and the gasification furnace facility 14 are connected by a first nitrogen supply line 43.
  • the first nitrogen supply line 43 is connected to a coal supply line 11a from the coal supply facility 11.
  • a second nitrogen supply line 45 branched from the first nitrogen supply line 43 is also connected to the gasification furnace equipment 14, and a char return line 46 from the char recovery equipment 15 is connected to the second nitrogen supply line 45. It is connected.
  • the air separation equipment 42 is connected to the compressed air supply line 41 by an oxygen supply line 47. Then, the nitrogen separated by the air separation equipment 42 flows through the first nitrogen supply line 43 and the second nitrogen supply line 45, and is used as a carrier gas for coal or char.
  • the oxygen separated by the air separation facility 42 is used as an oxidizing agent in the gasification furnace facility 14 by flowing through the oxygen supply line 47 and the compressed air supply line 41.
  • the gasification furnace equipment 14 includes, for example, a gasification furnace 101 of a two-stage spouted bed type.
  • the gasification furnace equipment 14 gasifies the coal (pulverized coal) and char supplied therein by partially burning it with an oxidizing agent (air, oxygen) to produce gas.
  • the gasification furnace equipment 14 is provided with a foreign matter removal equipment 48 for removing foreign matter (slag) mixed in the pulverized coal.
  • the gasification furnace equipment 14 is connected to a production gas line 49 for supplying a production gas to the char recovery equipment 15, so that the production gas containing the char can be discharged.
  • the generated gas is cooled to a predetermined temperature and then supplied to the gas purification facility 16.
  • the configuration for cooling the generated gas is not limited to the syngas cooler 102.
  • the configuration may be such that the generated gas is cooled using a quench gas or water.
  • the char collection facility 15 includes a dust collection facility 51 and a supply hopper 52.
  • the dust collection equipment 51 is configured by one or more cyclones or porous filters, and can separate the char contained in the generated gas generated in the gasification furnace equipment 14. Then, the generated gas from which the char has been separated is sent to the gas purification facility 16 through the gas discharge line 53.
  • the supply hopper 52 stores the char separated from the generated gas in the dust collecting facility 51.
  • a bin may be arranged between the dust collecting facility 51 and the supply hopper 52, and a plurality of supply hoppers 52 may be connected to the bin.
  • the char return line 46 from the supply hopper 52 is connected to the second nitrogen supply line 45. Note that the char recovery facility 15 may be omitted, and a flow path for directly connecting the gasification furnace 101 and the gas purification facility 16 may be provided.
  • the gas purification facility 16 performs gas purification by removing impurities such as sulfur compounds and nitrogen compounds from the product gas from which the char has been separated by the char recovery facility 15. Then, the gas purification equipment 16 refines the produced gas to produce a fuel gas, and supplies this to the gas turbine 17. Since the product gas from which the char has been separated still contains sulfur (H 2 S, etc.), the gas purification equipment 16 removes and recovers the sulfur using an amine absorbing solution or the like, thereby effectively utilizing the sulfur. I do.
  • the gas turbine 17 includes a compressor 61, a combustor 62, and a turbine 63.
  • the compressor 61 and the turbine 63 are connected by a rotating shaft 64.
  • the combustor 62 is connected to a compressed air supply line 65 from the compressor 61, a fuel gas supply line 66 from the gas purification facility 16, and a combustion gas supply line 67 extending toward the turbine 63. Is connected.
  • the gas turbine 17 is provided with a compressed air supply line 41 extending from the compressor 61 to the gasifier facility 14. Therefore, in the combustor 62, a part of the compressed air supplied from the compressor 61 and at least a part of the fuel gas supplied from the gas purification facility 16 are mixed and burned to generate a combustion gas. The generated combustion gas is supplied to the turbine 63. Then, the turbine 63 drives the generator 19 to rotate by rotating the rotating shaft 64 with the supplied combustion gas.
  • the steam turbine 18 includes a turbine 69 connected to a rotating shaft 64 of the gas turbine 17, and the generator 19 is connected to a base end of the rotating shaft 64.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 is connected to an exhaust gas line 70 from the gas turbine 17 (turbine 63), and generates steam by performing heat exchange between feed water and exhaust gas of the turbine 63.
  • a steam supply line 71 for supplying steam to the steam turbine 18 is provided between the exhaust heat recovery boiler 20 and the turbine 69 of the steam turbine 18, and the steam after driving the steam turbine 18 is condensed.
  • a water supply line 72 is provided for connecting a condenser 73 for supplying water and the exhaust heat recovery boiler 20.
  • the steam generated by the exhaust heat recovery boiler 20 may include steam generated by performing heat exchange with the generated gas in the syngas cooler 102 of the gasification furnace 101. Accordingly, in the steam turbine 18, the turbine 69 is rotationally driven by the steam supplied from the exhaust heat recovery boiler 20, and the generator 19 is rotationally driven by rotating the rotating shaft 64. The details of the flow path through which steam and water circulate will be described later.
  • the turbine 69 of the steam turbine 18 is connected to the rotating shaft 64 of the gas turbine 17 has been described, the present invention is not limited to this. That is, the steam turbine 18 and the gas turbine 17 may be connected to different shafts instead of being provided on a single shaft. For example, a shaft different from the rotating shaft 64 may be connected to the turbine 69, and the shaft and the rotating shaft 64 may be connected via a connecting member or the like.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 is provided with a gas purification facility (not shown).
  • the exhaust gas purified by the gas purification equipment is guided to the chimney 75 via a flow path connecting the exhaust heat recovery boiler 20 and the chimney 75.
  • the coal when raw coal (coal) is supplied to the coal supply facility 11, the coal is pulverized into fine particles in the coal supply facility 11 to be pulverized coal. .
  • the pulverized coal produced in the coal supply facility 11 is supplied to the gasification furnace facility 14 through the first nitrogen supply line 43 by the nitrogen supplied from the air separation facility 42.
  • the char recovered by the char recovery equipment 15 described later is supplied to the gasification furnace equipment 14 through the second nitrogen supply line 45 by the nitrogen supplied from the air separation equipment 42.
  • the oxygen gas is supplied to the gasification furnace equipment 14 through the compressed air supply line 41 together with the oxygen supplied from the air separation equipment 42.
  • the supplied pulverized coal and char are partially burned by compressed air (oxygen), and the pulverized coal and char are gasified to generate a product gas. Then, the generated gas is discharged from the gasification furnace equipment 14 through the generated gas line 49 and sent to the char recovery equipment 15.
  • the generated gas is first supplied to the dust collection equipment 51, whereby fine char contained in the generated gas is separated. Then, the generated gas from which the char has been separated is sent to the gas purification facility 16 through the gas discharge line 53. On the other hand, fine char separated from the product gas is deposited on the supply hopper 52, returned to the gasification furnace facility 14 through the char return line 46, and recycled.
  • the generated gas from which the char is separated by the char recovery facility 15 is subjected to gas purification in a gas purification facility 16 by removing impurities such as sulfur compounds and nitrogen compounds, thereby producing a fuel gas.
  • a compressor 61 generates compressed air and supplies it to a combustor 62.
  • the combustor 62 mixes the compressed air supplied from the compressor 61 and the fuel gas supplied from the gas purification facility 16 and generates combustion gas by burning.
  • the turbine 63 By rotating the turbine 63 with the combustion gas, the compressor 61 and the generator 19 are rotationally driven via the rotary shaft 64.
  • the gas turbine 17 can generate electric power.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 generates steam by performing heat exchange between the exhaust gas discharged from the turbine 63 in the gas turbine 17 and feed water, and supplies the generated steam to the steam turbine 18.
  • the generator 19 can be rotationally driven via the rotating shaft 64 to generate power. Note that the gas turbine 17 and the steam turbine 18 do not have to rotate one generator 19 on the same shaft, and may rotate a plurality of generators on another shaft.
  • the gasification furnace equipment 14 includes a gasification furnace 101 and a syngas cooler 102.
  • the gasification furnace 101 is formed to extend in the vertical direction, and pulverized coal and oxygen are supplied to the lower side in the vertical direction, and the product gas partially burned and gasified flows from the lower side in the vertical direction to the upper side. It is distributed.
  • the syngas cooler 102 is a heat exchanger, and in order from the lower side in the vertical direction (upstream in the flowing direction of the generated gas), an evaporator (evaporator) 131, a superheater (super heater) 132, and a economizer (economizer) 134. Is arranged. These syngas coolers 102 cool the generated gas by exchanging heat with the generated gas in the gasification furnace 101 (more specifically, in a reducer unit (not shown)).
  • the numbers of the evaporator (evaporator) 131, the superheater (super heater) 132, and the economizer (economizer) 134 are not limited to those shown in the drawings.
  • sequence order of each heat exchanger is an example, and is not limited to this.
  • FIG. 2 is a schematic configuration diagram illustrating a water / steam system of the integrated coal gasification combined cycle power plant 10 of FIG.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 generates steam using the heat of the exhaust gas from the gas turbine 17.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 is composed of a high pressure system exhaust heat recovery boiler 21 and a medium pressure system exhaust heat recovery boiler 22, as shown in FIG.
  • the high-pressure exhaust heat recovery boiler 21 and the medium-pressure exhaust heat recovery boiler 22 are arranged in this order from upstream to downstream in the flow direction of the supplied exhaust gas.
  • the configuration of the exhaust heat recovery boiler 20 is an example, and is not limited to this.
  • an intermediate-pressure system exhaust heat recovery boiler and a high-pressure system exhaust heat recovery boiler may be arranged in this order from upstream to downstream in the exhaust gas flow direction.
  • a plurality of medium-pressure boilers and a plurality of high-pressure boilers are provided, and a high-pressure evaporator, a medium-pressure superheater, and a high-pressure secondary superheater are provided from the upstream side to the downstream side in the exhaust gas flow direction. , And a medium-pressure evaporator.
  • the steam turbine 18 to which the steam generated by the exhaust heat recovery boiler 20 is supplied is driven by the supplied steam to generate power.
  • the steam turbine 18 according to the present embodiment includes a high-pressure steam turbine 23, an intermediate-pressure steam turbine 24, and a low-pressure steam turbine 25, as shown in FIG.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 and the steam turbine 18 are connected by a steam supply line 71.
  • the steam supply line 71 includes a high-pressure steam supply line 26 that connects an outlet of the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21 and an inlet of the high-pressure steam turbine 23, and an outlet of the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22 and the medium pressure.
  • a medium-pressure steam supply line 27 that connects the inlet of the steam turbine 24.
  • the high pressure steam supply line 26 supplies the steam generated by the high pressure system exhaust heat recovery boiler 21 to the high pressure steam turbine 23. Further, a high-pressure steam valve 26a is provided at an intermediate position of the high-pressure steam supply line 26.
  • the medium pressure steam supply line 27 supplies the steam generated by the medium pressure system exhaust heat recovery boiler 22 to the medium pressure steam turbine 24. At an intermediate position of the intermediate-pressure steam supply line 27, an intermediate-pressure steam valve 27a is provided.
  • the high-pressure steam valve 26a and the medium-pressure steam valve 27a may be flow control valves or open / close valves.
  • the outlet of the high-pressure steam turbine 23 and the intermediate-pressure system exhaust heat recovery boiler 22 are connected by a reheat steam line 30.
  • the reheat steam line 30 guides the steam that drives the high-pressure steam turbine 23 to the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22.
  • the outlet of the medium-pressure steam turbine 24 and the inlet of the low-pressure steam turbine 25 are connected by a steam flow path 31.
  • the steam passage 31 guides the steam after driving the medium-pressure steam turbine 24 to the low-pressure steam turbine 25.
  • the steam that drives the low-pressure steam turbine 25 is supplied to the condenser 73 as it is.
  • the condenser 73 cools the supplied steam to condense and supply water. Specifically, the steam that drives the low-pressure steam turbine 25 and the steam from an intermediate-pressure bypass line 34 described later are condensed.
  • the integrated coal gasification combined cycle power plant 10 is provided with a turbine bypass line (turbine bypass flow path) 32 that supplies the steam generated by the exhaust heat recovery boiler 20 to the condenser 73 by bypassing the steam turbine 18.
  • the turbine bypass line 32 includes a high-pressure bypass line 33 that connects the reheat steam line 30 with the upstream side of the high-pressure steam valve 26 a in the high-pressure steam supply line 26 and a medium-pressure steam in the medium-pressure steam supply line 27.
  • An intermediate pressure bypass line 34 that connects the condenser 73 with the upstream side of the valve 27a is provided.
  • the high-pressure bypass line 33 is provided with a high-pressure bypass valve 33a and a first spray unit 28 for injecting feed water into steam flowing through the inside.
  • the high-pressure bypass line 33 can supply steam flowing through the high-pressure steam supply line 26 to the reheat steam line 30.
  • the intermediate-pressure bypass line 34 is provided with an intermediate-pressure bypass valve 34a and a second spray unit 29 for injecting feed water into steam flowing through the inside. Further, the intermediate pressure bypass line 34 can supply steam flowing through the medium pressure steam supply line 27 to the condenser 73.
  • the high-pressure bypass valve 33a and the intermediate-pressure bypass valve 34a may be flow rate regulating valves or open / close valves.
  • the feed water supply line 72 is condensed by the condenser 73 to supply water, and supplies the feed water to the exhaust heat recovery boiler 20.
  • the water supply line 72 is branched from a medium pressure water supply line (water supply passage) 36 connecting the condenser 73 and the medium pressure system exhaust heat recovery boiler 22 and a medium pressure water supply line 36.
  • a high-pressure water supply line (water supply flow path) 37 connected to the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21.
  • the medium-pressure water supply line 36 is provided with a medium-pressure water pump 40.
  • the medium-pressure water supply pump 40 is provided upstream of the branch portion of the high-pressure water supply line 37 in the flow direction of the water supply.
  • the water supply in the medium pressure water supply line 36 is circulated by the driving force of the condensate pump (pump) 39 and the medium pressure water pump (pump) 40.
  • the condensate pump 39 and the intermediate-pressure water supply pump 40 are designed such that the condensate pump 39 and the intermediate-pressure water supply pump 40 perform the rated operation in a normal operation mode described later.
  • a spray water line (water extraction flow path) 76 branches off from the intermediate pressure feed water supply line 36 on the downstream side of the intermediate pressure feed water pump 40 and on the upstream side of the branch portion of the high pressure feed water supply line 37.
  • the medium pressure supply water supply line 36 is provided with a medium pressure supply control valve (flow rate adjustment valve) 36 a downstream of a branch portion of the high pressure supply water supply line 37.
  • the medium pressure supply regulating valve 36a is a flow rate regulating valve that regulates the flow rate of the supply water flowing inside the medium pressure supply water supply line 36. That is, the intermediate pressure supply control valve 36a adjusts the flow rate of the supply water supplied to the intermediate pressure system exhaust heat recovery boiler 22.
  • the spray water line 76 branches at an intermediate position into a first spray water line 77 connected to the first spray unit 28 and a second spray water line 78 connected to the second spray unit 29.
  • the first spray water line 77 is provided with a first spray water valve 77a.
  • the second spray water line 78 is provided with a second spray water valve 78a. It should be noted that the first spray water valve 77a and the second spray water valve 78a may be flow control valves or open / close valves.
  • the high-pressure water supply line 37 is provided with a high-pressure water supply pump 79.
  • the water supply in the high-pressure water supply line 37 is circulated by the driving force of the high-pressure water supply pump 79 in addition to the driving force of the condensate pump 39 and the medium-pressure water supply pump 40.
  • the high-pressure water supply line 37 is provided with a high-pressure supply regulating valve (flow regulating valve) 37 a downstream of the high-pressure water supply pump 79.
  • the high-pressure supply control valve 37a is a flow control valve that controls the flow rate of the supply water flowing inside the high-pressure supply water supply line 37. That is, the high-pressure supply control valve 37a adjusts the flow rate of the supply water supplied to the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21.
  • the high-pressure water supply line 37 is a downstream side of the high-pressure water supply pump 79, and a syngas cooler water supply line 38 is branched from the upstream side of the high-pressure water supply control valve 37a.
  • the syngas cooler water supply line 38 supplies water to the syngas cooler 102.
  • the syngas cooler supply water supply line 38 is provided with a syngas cooler supply regulating valve 38a.
  • the syngas cooler supply regulating valve 38a is a flow regulating valve that regulates the flow rate of the supply water flowing inside the syngas cooler supply water supply line 38. That is, the syngas cooler supply regulating valve 38a adjusts the flow rate of the supply water supplied to the syngas cooler 102.
  • the water supply in the syngas cooler water supply line 38 is circulated by the driving force of the condensate pump 39, the medium pressure water supply pump 40, and the high pressure water supply pump 79.
  • control device 80 for controlling each valve provided in the integrated coal gasification combined cycle power plant 10.
  • the control device 80 includes, for example, a CPU (Central Processing Unit), a RAM (Random Access Memory), a ROM (Read Only Memory), and a computer-readable storage medium.
  • a series of processes for realizing various functions are stored in a storage medium or the like in the form of a program as an example, and the CPU reads the program into a RAM or the like, and executes information processing and arithmetic processing. Thereby, various functions are realized.
  • the program may be installed in a ROM or other storage medium in advance, provided in a state stored in a computer-readable storage medium, or delivered via a wired or wireless communication unit. Etc. may be applied.
  • the computer-readable storage medium is a magnetic disk, a magneto-optical disk, a CD-ROM, a DVD-ROM, a semiconductor memory, or the like.
  • the control device 80 executes the normal operation mode and the bypass operation mode, which are the operation modes of the integrated coal gasification combined cycle power plant 10, by controlling various valves and the like.
  • the normal operation mode is an operation mode performed when power is generated by the driving force of the gas turbine 17 and the steam turbine 18.
  • the steam generated by the exhaust heat recovery boiler 20 (the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21 and the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22) is supplied to the steam turbine 18 to drive the steam turbine 18 to generate electric power.
  • the steam that drives the steam turbine 18 is condensed in the condenser 73 to supply water, and the supplied water is supplied to the exhaust heat recovery boiler 20 (the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21 and the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22) and the syngas cooler 102.
  • This is an operation mode in which the circulation of the water and steam system of supplying and turning into steam is repeated.
  • the control device 80 opens the high-pressure steam valve 26a, the medium-pressure steam valve 27a, the medium-pressure supply control valve 36a, the high-pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a, and opens the high-pressure bypass valve. 33a, the intermediate pressure bypass valve 34a, the first spray water valve 77a, and the second spray water valve 78a are closed.
  • the control device 80 maintains the water level of the drums (not shown) provided in the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 at a constant level.
  • the opening degree of the medium-pressure supply control valve 36a, the high-pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a is controlled in such a manner.
  • the bypass operation mode is an operation mode that is performed before the steam condition is established when the integrated coal gasification combined cycle 10 is started or when the integrated coal gasification combined cycle 10 is tripped.
  • an operation mode in which steam generated by the exhaust heat recovery boiler 20 (the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21 and the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22) is supplied to the condenser 73 through the turbine bypass line 32. It is. That is, in the bypass operation mode, the steam generated by the exhaust heat recovery boiler 20 is supplied to the condenser 73 without passing through the steam turbine 18.
  • the water supplied from the condenser 73 is supplied to the medium-pressure exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102, and a predetermined amount of water is supplied to the spray water line.
  • the water is supplied to the first spray unit 28 and the second spray unit 29 via 76 (water supply and water extraction step). That is, in the bypass operation mode, the control device 80 closes the high-pressure steam valve 26a and the medium-pressure steam valve 27a, and controls the medium-pressure supply control valve 36a, the high-pressure supply control valve 37a, the syngas cooler supply control valve 38a, and the high-pressure bypass valve. Control for opening the 33a, the intermediate pressure bypass valve 34a, the first spray water valve 77a, and the second spray water valve 78a is performed.
  • the control device 80 controls the medium-pressure exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the amount of water supplied to the syngas cooler 102 to be smaller than in the normal operation mode.
  • First opening control for adjusting the opening of the pressure supply regulating valve 36a, the high pressure supply regulating valve 37a, and the syngas cooler supply regulating valve 38a (in the present embodiment, adjustment for decreasing the opening). I do.
  • the controller 80 controls the amount of water supplied to the intermediate pressure bypass line 34 and the high pressure bypass line 33 via the first spray unit 28 and the second spray unit 29,
  • the sum of the amount of water supplied to the exhaust heat recovery boiler 22, the high pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 is equal to the medium pressure system exhaust heat recovery boiler 22, the high pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler in the normal operation mode.
  • the opening degree of the medium-pressure supply control valve 36a, the high-pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a is controlled so as to be equal to or less than the amount of water supplied to 102.
  • the control device 80 determines that the discharge amounts of the condensate pump 39 and the medium-pressure water supply pump 40 in the bypass operation mode are different from those of the condensate pump 39 and the medium-pressure water supply pump 40 in the normal operation mode Control is performed to reduce the opening of the medium pressure supply control valve 36a, the high pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a so that the discharge amount is equal to or less than the discharge amount.
  • the openings of the medium pressure supply control valve 36a, the high pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a are uniformly adjusted at the same timing.
  • the adjustment of the opening of the medium-pressure supply control valve 36a, the high-pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a may be performed uniformly as described above, and each valve has a different opening. May be performed as follows.
  • the control device 80 is provided in each of the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 after a lapse of a predetermined time during which the first opening degree control is performed.
  • the water level of each drum is maintained at a predetermined level (that is, the water supply amount held by the intermediate-pressure system exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 is maintained at a predetermined flow rate. 2), a second opening control (second opening control step) for controlling the openings of the medium pressure supply control valve 36a, the high pressure supply control valve 37a and the syngas cooler supply control valve 38a.
  • the vertical axis indicates the amount of water supply
  • the horizontal axis indicates time.
  • a on the horizontal axis indicates the start of the bypass operation mode (that is, when the first opening control is started), and B on the horizontal axis indicates the start of the second opening control.
  • 3 indicates a change in the amount of water supplied to the first spray unit 28 and the second spray unit 29.
  • a broken line indicates a change in the amount of water supplied to the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102.
  • the solid line indicates the amount of water supplied to the first spray unit 28 and the second spray unit 29, the amount of water supplied to the medium-pressure exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102, Of the water supply amount (that is, the discharge amount of the condensate pump 39 and the medium pressure water supply pump 40).
  • the dashed line is a line shown for reference, and shows the discharge amount of the condensing pump 39 and the medium-pressure water supply pump 40 during normal operation.
  • the medium-pressure supply regulating valve 36a and the high-pressure supply This is because the control for increasing the opening degree of the valve 37a and the syngas cooler supply valve 38a is performed.
  • the discharge amounts of the condensate pump 39 and the intermediate-pressure water supply pump 40 also decrease as shown by the solid line. This is so that the discharge rate of the condensate pump 39 and the medium pressure feed pump 40 in the bypass operation mode is equal to or less than the discharge rate of the condensate pump 39 and the medium pressure feed pump 40 in the normal operation mode. This is because the control for reducing the opening degree of the high-pressure supply control valve 36a, the high-pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a is performed.
  • the vertical axis indicates the water level of the drum or the opening of the valve
  • the horizontal axis indicates time.
  • a on the horizontal axis indicates the start of the bypass operation mode (that is, when the first opening control is started)
  • B on the horizontal axis indicates the start of the second opening control.
  • the operation is in the normal operation mode.
  • the control device 80 controls the medium pressure supply so that the water level of the boilers provided in the medium pressure system waste heat recovery boiler 22, the high pressure system waste heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 maintains a predetermined water level. Since the valve 36a, the high-pressure supply control valve 37a and the syngas cooler supply control valve 38a are controlled, the water level is kept constant.
  • the control device 80 performs the first opening degree control, so that the opening degrees of the intermediate pressure supply control valve 36a, the high pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a decrease. Even during the first opening degree control, since steam is generated in the intermediate-pressure system exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102, during the bypass operation mode, The water level of the water supply gradually decreases. Further, when the control device 80 performs the second opening degree control, the water level of each drum provided in the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 is set to a predetermined water level.
  • the opening degree of each of the medium-pressure supply control valve 36a, the high-pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a is increased. Along with this, the water levels of the intermediate-pressure exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 gradually rise.
  • the controller 80 controls the amount of water supplied to the medium-pressure bypass line 34 and the high-pressure bypass line 33 via the first spray unit 28 and the second spray unit 29 and the medium pressure system.
  • the sum of the amount of water supplied to the exhaust heat recovery boiler 22, the high pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 is equal to the medium pressure system exhaust heat recovery boiler 22, the high pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler in the normal operation mode.
  • the opening degree of the medium-pressure supply control valve 36a, the high-pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a is controlled so as to be equal to or less than the amount of water supplied to 102.
  • the discharge rates of the condensate pump 39 and the medium-pressure water supply pump 40 in the bypass operation mode are equal to or less than the discharge rates of the condensate pump 39 and the medium-pressure water supply pump 40 in the normal operation mode. Therefore, the maximum capacities of the condensate pump 39 and the medium-pressure feed pump 40 can be set to the discharge amount in the normal operation mode. Therefore, the size of the condensate pump 39 and the medium pressure feed pump 40 is set to a size corresponding to the discharge amount in the normal operation mode (that is, the discharge amount that does not supply water to the first spray unit 28 and the second spray unit 29). Therefore, the capacity of the condensate pump 39 and the medium pressure feed pump 40 can be reduced.
  • the pump efficiency decreases as the discharge amount of the pump becomes smaller than the designed capacity. Therefore, the greater the difference between the discharge amount of the pump in the bypass operation mode and the discharge amount of the pump in the normal operation mode, the lower the pump efficiency in the normal operation mode. Specifically, as shown by the dashed line in FIG. 5, when there is a difference between the discharge amount ⁇ in the bypass operation mode and the discharge amount ⁇ in the normal operation mode, the pump efficiency in the normal operation mode is reduced by the bypass operation. Than in mode pump efficiency. In the present embodiment, when the discharge amount in the normal operation mode is equal to or larger than the discharge amount in the bypass operation mode, the pump can be set so that the discharge amount in the normal operation mode has the maximum efficiency.
  • the condensate pump 39 and the medium-pressure water supply pump 40 can be set so that the pump efficiency is maximized at the discharge amount ⁇ at. Therefore, the pump efficiency in the normal operation mode can be improved.
  • the pump has a higher total head as the discharge rate becomes smaller than the designed capacity. Therefore, the larger the difference between the discharge amount of the pump in the bypass operation mode and the discharge amount of the pump in the normal operation mode, the higher the total head in the normal operation mode. For this reason, in the normal operation mode, the water supply is discharged at an unnecessarily high pressure. Specifically, as shown by the broken line in FIG. 5, there is a difference between the discharge amount ⁇ in the bypass operation mode and the discharge amount ⁇ in the normal operation mode, and the discharge amount ⁇ is set so that the required head becomes the required total head. In this case, the total head of the pump in the normal operation mode is higher than the total head of the pump in the bypass operation mode.
  • the pump when the discharge amount in the normal operation mode is equal to or larger than the discharge amount in the bypass operation mode, the pump can be set so that the discharge amount in the normal operation mode has a desired total head. Specifically, for example, as shown in FIG. 5, when the discharge amount ⁇ in the normal operation mode is equal to or more than the discharge amount ⁇ ′ in the bypass operation mode, as shown by a solid line F in FIG.
  • the condensing pump 39 and the medium-pressure water pump 40 can be set so that the required head is obtained at the discharge amount ⁇ at.
  • the pump since the pump can be set so that the total head of the pump in the normal operation mode is an appropriate total head, it is possible to prevent the total head of the pump from being unnecessarily high in the normal operation mode. be able to.
  • the capacity of the condensate pump 39 and the medium-pressure water supply pump 40 can be reduced, and the pump efficiency is improved during normal operation. Can be prevented from being excessively exerted, so that the overall energy efficiency of the integrated coal gasification combined cycle power plant 10 can be improved.
  • the second opening control is performed after the first opening control is performed.
  • the water supply amount in the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 does not become insufficient. Therefore, it is possible to avoid a problem caused by a decrease in the amount of water supplied in the intermediate-pressure system exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure system exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102.
  • the trouble caused by the decrease in the amount of water supply in the medium-pressure system waste heat recovery boiler 22, the high-pressure system waste heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 is, for example, the failure of the waste heat recovery boiler 20 caused by a rise in temperature due to a decrease in the amount of water. Damage.
  • the present invention is not limited to the invention according to the above-described embodiment, and can be appropriately modified without departing from the gist thereof.
  • the combined cycle system according to the present invention may be applied to a gas turbine combined cycle (GTCC) using liquefied natural gas as fuel.
  • GTCC gas turbine combined cycle
  • the adjustment of the opening degree of the medium pressure supply control valve 36a, the high pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a is uniformly performed at the same timing.
  • the invention is not so limited. For example, after performing the control to reduce the opening degree of the intermediate pressure supply control valve 36a and the high pressure supply control valve 37a, control to reduce the opening degree of the syngas cooler supply control valve 38a may be performed. By doing so, cavitation of the circulation pump provided in the syngas cooler 102 can be prevented.
  • the medium-pressure supply control valve 36a is higher than the high-pressure supply control valve 37a. May be controlled to reduce the opening degree of the first. With such a configuration, even if water is exhausted in the steam drum of the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22 whose opening degree is previously reduced, the high-pressure system exhaust heat recovery is performed through the communication pipe. Since water flows from the steam drum of the boiler 21 into the steam drum of the medium-pressure system exhaust heat recovery boiler 22, it is possible to prevent a situation in which the water in the drum of each boiler runs out.
  • the discharge amounts of the condensate pump 39 and the intermediate-pressure water supply pump 40 are set to be smaller than those in the normal operation (that is, in the rated operation of each pump).
  • the opening degrees of the medium pressure supply control valve 36a, the high pressure supply control valve 37a, and the syngas cooler supply control valve 38a are reduced so as to reduce the number has been described, the present invention is not limited to this.
  • the medium pressure supply control valve 36a, the high pressure supply control valve 37a, and the thin pressure control valve 36a, the high pressure supply control valve 37a, and the discharge amount of the condensate pump 39 and the medium pressure water supply pump 40 are set to the same discharge amounts as in the normal operation.
  • the opening of the gas cooler supply regulating valve 38a may be reduced. That is, the amount of water supplied to the medium-pressure exhaust heat recovery boiler 22, the high-pressure exhaust heat recovery boiler 21, and the syngas cooler 102 is reduced by an amount corresponding to the amount of water supplied to the first spray unit 28 and the second spray unit 29.
  • the degree of opening of each supply control valve may be reduced so as to be smaller than in the normal operation mode. By doing so, the condensing pump 39 and the intermediate-pressure water supply pump 40 can be set to the rated operation even in the bypass operation mode.
  • the discharge amount in the bypass operation mode may be reduced by reducing the opening degree of each supply control valve, and only the difference between the discharge amount in the normal operation mode and the discharge amount in the bypass operation mode may be reduced. This alone can reduce the capacity of the condensate pump 39 and the medium-pressure water supply pump 40, and also suppresses a decrease in pump efficiency during normal operation. Since it is possible to make it difficult for the driving force to be exerted excessively, the energy efficiency of the entire integrated coal gasification combined cycle power plant 10 can be improved.

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Abstract

プラント全体のエネルギー効率を向上させることができることを目的とする。石炭ガス化複合発電設備は、復水器（７３）で凝縮した給水を排熱回収ボイラに供給する給水供給ライン（７２）と、給水を流通させる復水ポンプ（３９）及び中圧給水ポンプ（４０）と、排熱回収ボイラに供給する給水の流量を調整する給調弁と、蒸気タービンをバイパスして復水器（７３）に蒸気を供給するタービンバイパスライン（３２）と、タービンバイパス流路（３２）に給水を供給するスプレー水ライン（７６）と、を備えている。また、石炭ガス化複合発電設備は、通常運転モード及びバイパス運転モードを有していて、制御装置（８０）は、バイパス運転モードにおいて、タービンバイパスライン（３２）に給水を供給するとともに、排熱回収ボイラに供給する給水量が通常運転モード時よりも少なくなるように給調弁の開度を制御する第１開度制御を行う。

Description

複合発電プラント及び複合発電プラントの制御方法
　本発明は、複合発電プラント及び複合発電プラントの制御方法に関するものである。
　従来、複合発電プラントとして、発電用の内燃機関からの排熱を利用して排熱回収ボイラで蒸気を生成し、この蒸気によって蒸気タービンを駆動する複合発電プラントが知られている。このような複合発電プラントでは、通常運転時には、蒸気タービンを駆動した後の蒸気を復水器で凝縮して給水にし、排熱回収ボイラに供給して再度蒸気にする、という水及び蒸気の循環を行っている。
　このような複合発電プラントには、通常運転とは異なる運転状態となった際に、通常運転とは異なった作動をするものがある。
　例えば、特許文献１では、タービンバイパス管を設け、プラントにおいて負荷遮断が発生すると、タービンの入口に備えられる主蒸気止め弁が閉じられ、これと同時にタービンバイパス管に設けられたタービンバイパス弁が全開とされ、蒸発器で生成される蒸気を復水器にかけて逃がしている。また、特許文献２では、ガスタービンの燃焼器が失火すると、排熱回収ボイラの蒸気ドラム内の水位設定値を一定の割合で減少変化させている。
特開平３－２８１９０５号公報 特開平４－３２５７０３号公報
　上述のように、複合発電プラントでは、通常運転時には、排熱回収ボイラで生成された蒸気を蒸気タービンに供給し、蒸気タービンを駆動した後の蒸気を復水器で凝縮して給水にし、給水流路を介して排熱回収ボイラに給水を供給している。このとき、復水器で凝縮された給水は、給水流路に設けられたポンプの駆動力によって排熱回収ボイラに供給されている。
　一方、複合発電プラントには、排熱回収ボイラで生成された蒸気を、蒸気タービンを介さずに復水器に供給するための流路であるタービンバイパス流路が備えられており、プラントトリップ時等には、蒸気タービン系統に蒸気を流通させないようにするために、タービンバイパス流路を介して蒸気を復水器に導いている（以下、このような運転を「バイパス運転」という）。
　バイパス運転時には、高温の蒸気がタービンバイパス流路を流通することとなるので、タービンバイパス流路に給水流路を流通する給水を供給し、タービンバイパス流路を流通する蒸気の温度を所定の温度以下まで低減させる場合がある。したがって、このような場合には、バイパス運転時では、給水を排熱回収ボイラに供給するとともにタービンバイパス流路にも供給することとなるため、タービンバイパス流路に給水を供給しない通常運転時よりも多くの給水を使用することとなる。
　このため、給水流路に設けられるポンプは、バイパス運転時に使用する量（排熱回収ボイラに供給する給水量とタービンバイパス流路に供給する給水量とを合計した量）の給水を好適に吐出できるように、容量及び全揚程が設計される。
　一般に、ポンプは設計容量よりも吐出量が少なくなるほど全揚程が高くなる。したがって、バイパス運転時に使用する給水量に基づいてポンプの設計をした場合、バイパス運転時よりも少ない給水量である通常運転時には、ポンプの全揚程が必要な全揚程よりも高くなる。したがって、通常運転モードでは、ポンプの吐出圧力が、必要な圧力よりも高くなり、過剰にポンプの駆動力が発揮される。
　また、一般に、ポンプは設計容量よりも吐出量が少なくなるほどポンプ効率が低下する。したがって、バイパス運転時に使用する給水量に基づいてポンプの設計をした場合、バイパス運転時よりも少ない給水量である通常運転時には、ポンプ効率が低下する。
　特許文献１及び特許文献２は、通常運転時とは異なる運転時においてポンプの全揚程やポンプ効率を考慮した発明ではない。したがって、特許文献１及び特許文献２の構成では、通常運転時において、余剰にポンプの駆動力が発揮されてしまう問題や、ポンプ効率が低下するという問題を招来し、結果として、プラント全体のエネルギー効率が低減してしまう可能性がある。
　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、プラント全体のエネルギー効率を向上させることができる複合発電プラント及び複合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、本発明の複合発電プラント及び複合発電プラントの制御方法は以下の手段を採用する。
　本発明の一態様に係る複合発電プラントは、発電用の内燃機関からの排熱を利用して排熱回収ボイラで蒸気を生成し、該排熱回収ボイラで生成した蒸気によって蒸気タービンを駆動する複合発電プラントであって、前記蒸気タービンを駆動した後の蒸気を凝縮して給水にする復水器と、前記復水器で凝縮した給水を前記排熱回収ボイラに供給する給水流路と、前記給水流路に設けられ、前記給水流路内に給水を流通させるポンプと、前記給水流路に設けられ、前記排熱回収ボイラに供給する給水の流量を調整する流量調整弁と、前記排熱回収ボイラで生成された蒸気を、前記蒸気タービンをバイパスして前記復水器に供給するタービンバイパス流路と、前記給水流路から分岐して前記タービンバイパス流路と接続する抽水流路と、前記排熱回収ボイラで生成した蒸気を前記蒸気タービンに供給する通常運転モード及び、前記排熱回収ボイラで生成した蒸気を前記タービンバイパス流路を介して前記復水器に供給するバイパス運転モードを有する制御部と、を備え、前記制御部は、前記バイパス運転モードにおいて、前記抽水流路を介して前記タービンバイパス流路に給水を供給するとともに、前記排熱回収ボイラに供給する給水量が前記通常運転モード時よりも少なくなるように前記流量調整弁の開度を制御する第１開度制御を行う。
　上記構成では、バイパス運転モードにおいて、排熱回収ボイラに供給する給水量が通常運転モード時よりも少なくなるように流量調整弁の開度を制御している。これにより、バイパス運転モードにおいても排熱回収ボイラに対して通常運転時と同じ量の給水を供給する構成と比較して、バイパス運転モードにおいてポンプが吐出する給水量を低減することができる。したがって、ポンプの最大容量を低減することができるので、ポンプを小容量化することができる。
　また、上記構成では、バイパス運転モードにおけるポンプの吐出量を低減することができるので、バイパス運転モードにおけるポンプの吐出量と通常運転モードにおけるポンプの吐出量との差を低減することができる。したがって、通常運転モードにおけるポンプ効率の低下を抑制することができる。
　また、上記構成では、バイパス運転モードにおけるポンプの吐出量と通常運転モードにおけるポンプの吐出量との差を低減することができので、通常運転モードにおけるポンプの全揚程が必要以上に高くなることを抑制することができる。よって、ポンプの駆動力が過剰に発揮されてしまう事態を抑制することができる。
　以上のように、上記構成では、ポンプを小容量化することができるとともに、通常運転時においてポンプ効率の低下を抑制し、ポンプの駆動力が過剰に発揮され難くすることができるので、プラント全体のエネルギー効率を向上させることができる。
　また、本発明の一態様に係る複合発電プラントは、前記制御部は、前記第１開度制御において、前記タービンバイパス流路に供給する給水量と前記排熱回収ボイラに供給する給水量との合計が、前記通常運転モードにおける前記排熱回収ボイラに供給する給水量以下となるように、前記流量調整弁の開度を制御してもよい。
　上記構成では、バイパス運転モードにおけるタービンバイパス流路に供給する給水量と排熱回収ボイラに供給する給水量との合計が、通常運転モードにおける排熱回収ボイラに供給する給水量以下となるように、流量調整弁の開度を制御している。
　これにより、バイパス運転モードにおけるポンプの吐出量が、通常運転モードにおけるポンプの吐出量以下となる。したがって、ポンプの最大容量を、通常運転モードにおける吐出量に設定することができる。よって、ポンプの大きさを、通常運転モードにおける吐出量（すなわち、タービンバイパス流路に給水を供給しない吐出量）に応じた大きさにすることができるので、ポンプをより小容量化することができる。
　また、通常運転モードにおける吐出量がバイパス運転モードにおける吐出量以上となっているので、通常運転モードにおける吐出量が、最大効率となるようにポンプを設定することができる。したがって、通常運転モードにおけるポンプ効率を向上させることができる。
　また、通常運転モードにおける吐出量がバイパス運転モードにおける吐出量以上となっているので、通常運転モードにおける吐出量が、所望の全揚程となるようにポンプを設定することができる。したがって、通常運転モードにおけるポンプの全揚程が、適切な全揚程となるようにポンプを設定することができる。したがって、通常運転モードにおいて、ポンプの全揚程が必要以上に高くなることを防止することができる。
　以上のように、上記構成では、ポンプを小容量化することができるとともに、通常運転時においてポンプ効率を向上させ、ポンプの駆動力が過剰に発揮される自体を防止することができるので、プラント全体のエネルギー効率をより向上させることができる。
　また、本発明の一態様に係る複合発電プラントは、前記制御部は、前記バイパス運転モードにおいて、前記第１開度制御を行った後に、前記排熱回収ボイラの保有する給水量が所定の流量を維持するように、前記流量調整弁の開度を制御してもよい。
　上記構成では、第１開度制御を行った後に、排熱回収ボイラの保有する給水量が所定の流量を維持するように流量調整弁の開度を制御している。これにより、排熱回収ボイラ内の給水量が不足することがなくなる。したがって、排熱回収ボイラ内の給水量が低減することに起因する不具合を回避することができる。排熱回収ボイラ内の給水量が低減することに起因する不具合とは、例えば、水量低下による温度上昇に伴う排熱回収ボイラの損傷などが挙げられる。
　本発明の一態様に係る複合発電プラントの制御方法は、発電用の内燃機関からの排熱を利用する排熱回収ボイラで生成した蒸気によって蒸気タービンを駆動する複合発電プラントの制御方法であって、前記複合発電プラントは、前記蒸気タービンを駆動した後の蒸気を凝縮して給水にする復水器と、前記復水器で凝縮した給水を前記排熱回収ボイラに供給する給水流路と、前記給水流路に設けられ、前記給水流路内に給水を流通させるポンプと、前記給水流路に設けられ、前記排熱回収ボイラに供給する給水の流量を調整する流量調整弁と、前記排熱回収ボイラで生成された蒸気を、前記蒸気タービンをバイパスして前記復水器に供給するタービンバイパス流路と、前記給水流路から分岐して前記タービンバイパス流路と接続する抽水流路と、前記排熱回収ボイラで生成した蒸気を前記蒸気タービンに供給する通常運転モード及び、前記排熱回収ボイラで生成した蒸気を前記タービンバイパス流路を介して前記復水器に供給するバイパス運転モードを有する制御部と、を有し、前記バイパス運転モードにおいて、抽水流路を介して前記タービンバイパス流路に給水を供給する給水抽水工程と、前記バイパス運転モードにおいて、前記排熱回収ボイラに供給する給水量が前記通常運転モード時よりも少なくなるように前記流量調整弁の開度を制御する第１開度制御工程と、を備えている。
　また、本発明の一態様に係る複合発電プラントの制御方法は、前記第１開度制御工程は、前記タービンバイパス流路に供給する給水量と前記排熱回収ボイラに供給する給水量との合計が、前記通常運転モードにおける前記排熱回収ボイラに供給する給水量以下となるように、前記流量調整弁の開度を制御してもよい。
　また、本発明の一態様に係る複合発電プラントの制御方法は、前記バイパス運転モードにおいて、前記第１開度制御工程の後に、前記排熱回収ボイラの保有する給水量が所定の流量を維持するように、前記流量調整弁の開度を制御する第２開度制御工程を備えていてもよい。
　本発明によれば、プラント全体のエネルギー効率を向上させることができる。
本発明の一実施形態に係る石炭ガス化複合発電設備を示す概略構成図である。 図１の要部を示す概略構成図である。 各系統の給水量と時間との関係を示すグラフである。 各給調弁の開度と各ドラムの水位との関係を示すグラフである。 ポンプの吐出量と、ポンプ効率及び全揚程との関係を示すグラフである。
　以下に、本発明に係る複合発電プラント及び複合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。
［石炭ガス化複合発電設備］
　図１は、本発明の一実施形態に係る複合発電プラントを適用した石炭ガス化複合発電設備の概略構成図である。
　本実施形態に係る複合発電プラントが適用される石炭ガス化複合発電設備（ＩＧＣＣ：Integrated　Coal　Gasification　Combined　Cycle）１０は、空気あるいは酸素を酸化剤として用いており、ガス化炉設備１４において、燃料から可燃性ガス（生成ガス）を生成する空気燃焼方式を採用している。そして、石炭ガス化複合発電設備１０は、ガス化炉設備１４で生成した生成ガスを、ガス精製設備１６で精製して燃料ガスとした後、発電用のガスタービン（内燃機関）１７に供給して発電を行っている。すなわち、本実施形態の石炭ガス化複合発電設備１０は、空気燃焼方式（空気吹き）の発電設備となっている。ガス化炉設備１４に供給する燃料としては、例えば、石炭等の炭素含有固体燃料が用いられる。
　石炭ガス化複合発電設備（複合発電プラント）１０は、図１に示すように、給炭設備１１と、ガス化炉設備１４と、チャー回収設備１５と、ガス精製設備１６と、ガスタービン１７と、蒸気タービン１８と、発電機１９と、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ：Heat　Recovery　Steam　Generator）２０とを備えている。
　給炭設備１１は、原炭として炭素含有固体燃料である石炭が供給され、石炭を石炭ミル（図示略）などで粉砕することで、細かい粒子状に粉砕した微粉炭を製造する。給炭設備１１で製造された微粉炭は、給炭ライン１１ａ出口で後述する空気分離設備（ＡＳＵ）４２から供給される搬送用イナートガスとしての窒素ガスによって加圧されて、ガス化炉設備１４へ向けて供給される。イナートガスとは、酸素含有率が約５体積％以下の不活性ガスであり、窒素ガスや二酸化炭素ガスやアルゴンガスなどが代表例であるが、必ずしも約５％以下に制限されるものではない。
　ガス化炉設備１４は、給炭設備１１で製造された微粉炭が供給されると共に、チャー回収設備１５で回収されたチャー（石炭の未反応分と灰分）が戻されて再利用可能に供給されている。
　また、ガス化炉設備１４には、ガスタービン１７（圧縮機６１）からの圧縮空気供給ライン４１が接続されており、ガスタービン１７で圧縮された圧縮空気の一部がガス化炉設備１４に供給可能となっている。空気分離設備４２は、大気中の空気から窒素と酸素を分離生成するものであり、第１窒素供給ライン４３によって空気分離設備４２とガス化炉設備１４とが接続されている。そして、この第１窒素供給ライン４３には、給炭設備１１からの給炭ライン１１ａが接続されている。また、第１窒素供給ライン４３から分岐する第２窒素供給ライン４５もガス化炉設備１４に接続されており、この第２窒素供給ライン４５には、チャー回収設備１５からのチャー戻しライン４６が接続されている。さらに、空気分離設備４２は、酸素供給ライン４７によって、圧縮空気供給ライン４１と接続されている。そして、空気分離設備４２によって分離された窒素は、第１窒素供給ライン４３及び第２窒素供給ライン４５を流通することで、石炭やチャーの搬送用ガスとして利用される。また、空気分離設備４２によって分離された酸素は、酸素供給ライン４７及び圧縮空気供給ライン４１を流通することで、ガス化炉設備１４において酸化剤として利用される。
　ガス化炉設備１４は、例えば、２段噴流床形式のガス化炉１０１を備えている。ガス化炉設備１４は、内部に供給された石炭（微粉炭）及びチャーを酸化剤（空気、酸素）により部分燃焼させることでガス化させ生成ガスとする。なお、ガス化炉設備１４は、微粉炭に混入した異物（スラグ）を除去する異物除去設備４８が設けられている。そして、このガス化炉設備１４には、チャー回収設備１５に向けて生成ガスを供給する生成ガスライン４９が接続されており、チャーを含む生成ガスが排出可能となっている。また、ガス化炉１０１内にシンガスクーラ１０２（ガス冷却器）を設けることで、生成ガスを所定温度まで冷却してからガス精製設備１６に供給している。なお、生成ガスを冷却する構成は、シンガスクーラ１０２に限定されない。例えば、クエンチガスまたは水を用いて生成ガスを冷却する構成であってもよい。
　チャー回収設備１５は、集塵設備５１と供給ホッパ５２とを備えている。この場合、集塵設備５１は、１つ又は複数のサイクロンやポーラスフィルタにより構成され、ガス化炉設備１４で生成された生成ガスに含有するチャーを分離することができる。そして、チャーが分離された生成ガスは、ガス排出ライン５３を通してガス精製設備１６に送られる。供給ホッパ５２は、集塵設備５１で生成ガスから分離されたチャーを貯留するものである。なお、集塵設備５１と供給ホッパ５２との間にビンを配置し、このビンに複数の供給ホッパ５２を接続するように構成してもよい。そして、供給ホッパ５２からのチャー戻しライン４６が第２窒素供給ライン４５に接続されている。
　なお、チャー回収設備１５を省略し、ガス化炉１０１とガス精製設備１６とを直接接続する流路を設けてもよい。
　ガス精製設備１６は、チャー回収設備１５によりチャーが分離された生成ガスに対して、硫黄化合物や窒素化合物などの不純物を取り除くことで、ガス精製を行うものである。そして、ガス精製設備１６は、生成ガスを精製して燃料ガスを製造し、これをガスタービン１７に供給する。なお、チャーが分離された生成ガス中にはまだ硫黄分（Ｈ２Ｓなど）が含まれているため、このガス精製設備１６では、アミン吸収液などによって硫黄分を除去回収して、有効利用する。
　ガスタービン１７は、圧縮機６１、燃焼器６２、タービン６３を備えており、圧縮機６１とタービン６３とは、回転軸６４により連結されている。燃焼器６２には、圧縮機６１からの圧縮空気供給ライン６５が接続されると共に、ガス精製設備１６からの燃料ガス供給ライン６６が接続され、また、タービン６３に向かって延びる燃焼ガス供給ライン６７が接続されている。また、ガスタービン１７には、圧縮機６１からガス化炉設備１４に延びる圧縮空気供給ライン４１が設けられている。したがって、燃焼器６２では、圧縮機６１から供給された圧縮空気の一部とガス精製設備１６から供給された燃料ガスの少なくとも一部とを混合して燃焼させることで燃焼ガスを発生させ、発生させた燃焼ガスをタービン６３へ向けて供給する。そして、タービン６３は、供給された燃焼ガスにより回転軸６４を回転駆動させることで発電機１９を回転駆動させる。
　蒸気タービン１８は、ガスタービン１７の回転軸６４に連結されるタービン６９を備えており、発電機１９は、この回転軸６４の基端部に連結されている。排熱回収ボイラ２０は、ガスタービン１７（タービン６３）からの排ガスライン７０が接続されており、給水とタービン６３の排ガスとの間で熱交換を行うことで、蒸気を生成するものである。そして、排熱回収ボイラ２０と蒸気タービン１８のタービン６９との間には、蒸気タービン１８に蒸気を供給する蒸気供給ライン７１が設けられると共に、蒸気タービン１８を駆動した後の蒸気を凝縮させて給水にする復水器７３と排熱回収ボイラ２０とを接続する給水供給ライン７２が設けられている。また、排熱回収ボイラ２０で生成する蒸気には、ガス化炉１０１のシンガスクーラ１０２で生成ガスと熱交換して生成された蒸気を含んでもよい。したがって、蒸気タービン１８では、排熱回収ボイラ２０から供給された蒸気によりタービン６９が回転駆動し、回転軸６４を回転させることで発電機１９を回転駆動させる。なお、蒸気及び水が循環する流路等についての詳細は、後述する。
　なお、蒸気タービン１８のタービン６９は、ガスタービン１７の回転軸６４に連結される例について説明したが、本発明はこれに限定されない。すなわち、蒸気タービン１８とガスタービン１７とを一軸に設けずに、それぞれ異なる軸に連結されていてもよい。例えば、タービン６９に回転軸６４とは異なる軸を連結し、この軸と回転軸６４とを連結部材等を介して連結してもよい。
　そして、排熱回収ボイラ２０には、ガス浄化設備（図示省略）が設けられている。ガス浄化設備で浄化された排ガスは、排熱回収ボイラ２０と煙突７５とを接続する流路を介して、煙突７５へ導かれる。
　ここで、本実施形態の石炭ガス化複合発電設備１０の作動について説明する。
　本実施形態の石炭ガス化複合発電設備１０において、給炭設備１１に原炭（石炭）が供給されると、石炭は、給炭設備１１において細かい粒子状に粉砕されることで微粉炭となる。給炭設備１１で製造された微粉炭は、空気分離設備４２から供給される窒素により第１窒素供給ライン４３を流通してガス化炉設備１４に供給される。また、後述するチャー回収設備１５で回収されたチャーが、空気分離設備４２から供給される窒素により第２窒素供給ライン４５を流通してガス化炉設備１４に供給される。さらに、空気分離設備４２から供給される酸素と共に圧縮空気供給ライン４１を通してガス化炉設備１４に供給される。
　ガス化炉設備１４では、供給された微粉炭及びチャーが圧縮空気（酸素）により部分燃焼し、微粉炭及びチャーがガス化することで、生成ガスを生成する。そして、この生成ガスは、ガス化炉設備１４から生成ガスライン４９を通って排出され、チャー回収設備１５に送られる。
　このチャー回収設備１５にて、生成ガスは、まず、集塵設備５１に供給されることで、生成ガスに含有する微粒のチャーが分離される。そして、チャーが分離された生成ガスは、ガス排出ライン５３を通してガス精製設備１６に送られる。一方、生成ガスから分離した微粒のチャーは、供給ホッパ５２に堆積され、チャー戻しライン４６を通ってガス化炉設備１４に戻されてリサイクルされる。
　チャー回収設備１５によりチャーが分離された生成ガスは、ガス精製設備１６にて、硫黄化合物や窒素化合物などの不純物が取り除かれてガス精製され、燃料ガスが製造される。圧縮機６１が圧縮空気を生成して燃焼器６２に供給する。この燃焼器６２は、圧縮機６１から供給される圧縮空気と、ガス精製設備１６から供給される燃料ガスとを混合し、燃焼することで燃焼ガスを生成する。この燃焼ガスによりタービン６３を回転駆動することで、回転軸６４を介して圧縮機６１及び発電機１９を回転駆動する。このようにして、ガスタービン１７は発電を行うことができる。
　そして、排熱回収ボイラ２０は、ガスタービン１７におけるタービン６３から排出された排ガスと給水とで熱交換を行うことにより蒸気を生成し、この生成した蒸気を蒸気タービン１８に供給する。蒸気タービン１８では、排熱回収ボイラ２０から供給された蒸気によりタービン６９を回転駆動することで、回転軸６４を介して発電機１９を回転駆動し、発電を行うことができる。
　なお、ガスタービン１７と蒸気タービン１８は同一軸として１つの発電機１９を回転駆動しなくてもよく、別の軸として複数の発電機を回転駆動しても良い。
　その後、ガス浄化設備では排熱回収ボイラ２０から排出された排気ガスの有害物質が除去され、浄化された排気ガスが煙突７５から大気へ放出される。
　次に、上述した石炭ガス化複合発電設備１０におけるガス化炉設備１４について詳細に説明する。
　ガス化炉設備１４は、ガス化炉１０１と、シンガスクーラ１０２と、を備えている。
　ガス化炉１０１は、鉛直方向に延びて形成されており、鉛直方向の下方側に微粉炭及び酸素が供給され、部分燃焼させてガス化した生成ガスが鉛直方向の下方側から上方側に向かって流通している。
　シンガスクーラ１０２は熱交換器であり、鉛直方向の下方側（生成ガスの流通方向の上流側）から順に、蒸発器（エバポレータ）１３１、過熱器（スーパーヒータ）１３２、節炭器（エコノマイザ）１３４が配置されている。これらのシンガスクーラ１０２は、ガス化炉１０１内（より詳細には、リダクタ部（図示省略））において生成された生成ガスと熱交換を行うことで、生成ガスを冷却する。また、蒸発器（エバポレータ）１３１、過熱器（スーパーヒータ）１３２、節炭器（エコノマイザ）１３４は、図に記載されたその数量を限定するものではない。
　なお、各熱交換器の配置の順番は一例であり、これに限定されない。
　次に、図２を参照して、上述した石炭ガス化複合発電設備１０における水及び蒸気の循環に関わる構成について詳細に説明する。図２は、図１の石炭ガス化複合発電設備１０の水・蒸気系統を示した概略構成図である。
　上述のように、排熱回収ボイラ２０では、ガスタービン１７からの排ガスの熱を利用して蒸気を生成している。本実施形態に係る排熱回収ボイラ２０は、詳細には、図２に示すように、高圧系排熱回収ボイラ２１と中圧系排熱回収ボイラ２２とによって構成され、排熱回収ボイラ２０に供給される排ガスの流通方向の上流側から下流側に向かって、高圧系排熱回収ボイラ２１、中圧系排熱回収ボイラ２２の順に配置されている。
　なお、排熱回収ボイラ２０の構成は一例であり、これに限定されない。例えば、排ガスの流通方向の上流側から下流側に向かって、中圧系排熱回収ボイラ、高圧系排熱回収ボイラの順に配置してもよい。また、中圧系のボイラ及び高圧系のボイラを、それぞれ複数設けて、排ガスの流通方向の上流側から下流側に向かって、高圧系蒸発器、中圧系過熱器、高圧系二次過熱器、中圧系蒸発器の順に配置してもよい。
　排熱回収ボイラ２０で生成された蒸気が供給される蒸気タービン１８は、供給された蒸気によって駆動し発電を行っている。本実施形態に係る蒸気タービン１８は、詳細には、図２に示すように、高圧蒸気タービン２３と、中圧蒸気タービン２４と、低圧蒸気タービン２５とによって構成されている。
　排熱回収ボイラ２０と蒸気タービン１８とは、蒸気供給ライン７１によって接続されている。詳細には、蒸気供給ライン７１は、高圧系排熱回収ボイラ２１の出口と高圧蒸気タービン２３の入口とを接続する高圧蒸気供給ライン２６と、中圧系排熱回収ボイラ２２の出口と中圧蒸気タービン２４の入口とを接続する中圧蒸気供給ライン２７と、によって構成される。
　高圧蒸気供給ライン２６は、高圧系排熱回収ボイラ２１で生成された蒸気を高圧蒸気タービン２３に供給している。また、高圧蒸気供給ライン２６の途中位置には、高圧蒸気弁２６ａが設けられている。中圧蒸気供給ライン２７は、中圧系排熱回収ボイラ２２で生成された蒸気を中圧蒸気タービン２４に供給している。また、中圧蒸気供給ライン２７の途中位置には、中圧蒸気弁２７ａが設けられている。なお、高圧蒸気弁２６ａ及び中圧蒸気弁２７ａは、流量調整弁であってもよく、また、開閉弁であってもよい。
　また、高圧蒸気タービン２３の出口と中圧系排熱回収ボイラ２２とは、再熱蒸気ライン３０によって接続されている。再熱蒸気ライン３０は、高圧蒸気タービン２３を駆動した蒸気を中圧系排熱回収ボイラ２２へ導いている。また、中圧蒸気タービン２４の出口と低圧蒸気タービン２５の入口とは蒸気流路３１によって接続されている。蒸気流路３１は、中圧蒸気タービン２４を駆動した後の蒸気を、低圧蒸気タービン２５へ導いている。また低圧蒸気タービン２５を駆動した蒸気は、そのまま復水器７３に供給される。
　復水器７３は、供給された蒸気を冷却することで、凝縮し給水にする。具体的には、低圧蒸気タービン２５を駆動した蒸気及び後述する中圧バイパスライン３４からの蒸気を凝縮している。
　また、石炭ガス化複合発電設備１０には、排熱回収ボイラ２０で生成された蒸気を、蒸気タービン１８をバイパスして復水器７３に供給するタービンバイパスライン（タービンバイパス流路）３２が設けられている。詳細には、タービンバイパスライン３２は、高圧蒸気供給ライン２６における高圧蒸気弁２６ａよりも上流側と再熱蒸気ライン３０とを接続する高圧バイパスライン３３と、中圧蒸気供給ライン２７における中圧蒸気弁２７ａよりも上流側と復水器７３とを接続する中圧バイパスライン３４と、を備えている。
　高圧バイパスライン３３には、高圧バイパス弁３３ａと、内部を流通する蒸気に対して給水を噴射する第１スプレー部２８が設けられている。また、高圧バイパスライン３３は、高圧蒸気供給ライン２６を流通する蒸気を再熱蒸気ライン３０に供給可能となっている。中圧バイパスライン３４には、中圧バイパス弁３４ａと、内部を流通する蒸気に対して給水を噴射する第２スプレー部２９が設けられている。また、中圧バイパスライン３４は、中圧蒸気供給ライン２７を流通する蒸気を復水器７３に供給可能となっている。なお、高圧バイパス弁３３ａ及び中圧バイパス弁３４ａは、流量調整弁であってもよく、また、開閉弁であってもよい。
　給水供給ライン７２は、復水器７３で凝縮して給水にし、給水を排熱回収ボイラ２０に供給している。詳細には、給水供給ライン７２は、復水器７３と中圧系排熱回収ボイラ２２とを接続する中圧給水供給ライン（給水流路）３６と、中圧給水供給ライン３６から分岐して高圧系排熱回収ボイラ２１に接続する高圧給水供給ライン（給水流路）３７と、によって構成されている。
　中圧給水供給ライン３６には、中圧給水ポンプ４０が設けられている。中圧給水ポンプ４０は、給水の流通方向において、高圧給水供給ライン３７の分岐部分よりも上流側に設けられている。中圧給水供給ライン３６内の給水は、復水ポンプ（ポンプ）３９及び中圧給水ポンプ（ポンプ）４０の駆動力によって、流通している。なお、本実施形態では、後述する通常運転モードにおいて、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０が定格運転となるように、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０が設計されている。
　また、中圧給水供給ライン３６は、中圧給水ポンプ４０の下流側であって、かつ、高圧給水供給ライン３７の分岐部分の上流側から、スプレー水ライン（抽水流路）７６が分岐している。また、中圧給水供給ライン３６には、高圧給水供給ライン３７の分岐部分の下流側に中圧給調弁（流量調整弁）３６ａが設けられている。中圧給調弁３６ａは、中圧給水供給ライン３６の内部を流れる給水の流量を調整する流量調整弁である。すなわち、中圧給調弁３６ａは、中圧系排熱回収ボイラ２２に供給される給水の流量を調整する。
　スプレー水ライン７６は、途中位置で、第１スプレー部２８に接続する第１スプレー水ライン７７と、第２スプレー部２９に接続する第２スプレー水ライン７８と、に分岐している。第１スプレー水ライン７７には、第１スプレー水弁７７ａが設けられている。また、第２スプレー水ライン７８には、第２スプレー水弁７８ａが設けられている。なお、第１スプレー水弁７７ａ及び第２スプレー水弁７８ａは、流量調整弁であってもよく、また、開閉弁であってもよい。
　高圧給水供給ライン３７には、高圧給水ポンプ７９が設けられている。高圧給水供給ライン３７内の給水は、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の駆動力に加えて、高圧給水ポンプ７９の駆動力によって流通している。
　また、高圧給水供給ライン３７には、高圧給水ポンプ７９の下流側に高圧給調弁（流量調整弁）３７ａが設けられている。高圧給調弁３７ａは、高圧給水供給ライン３７の内部を流れる給水の流量を調整する流量調整弁である。すなわち、高圧給調弁３７ａは、高圧系排熱回収ボイラ２１に供給される給水の流量を調整する。また、高圧給水供給ライン３７は、高圧給水ポンプ７９の下流側であって、かつ、高圧給調弁３７ａの上流側から、シンガスクーラ給水供給ライン３８が分岐している。
　シンガスクーラ給水供給ライン３８は、シンガスクーラ１０２に給水を供給している。また、シンガスクーラ給水供給ライン３８には、シンガスクーラ給調弁３８ａが設けられている。シンガスクーラ給調弁３８ａは、シンガスクーラ給水供給ライン３８の内部を流れる給水の流量を調整する流量調整弁である。すなわち、シンガスクーラ給調弁３８ａは、シンガスクーラ１０２に供給される給水の流量を調整する。また、シンガスクーラ給水供給ライン３８内の給水は、復水ポンプ３９、中圧給水ポンプ４０及び高圧給水ポンプ７９の駆動力によって流通している。
　また、石炭ガス化複合発電設備１０には、石炭ガス化複合発電設備１０に設けられた各弁を制御する制御装置（制御部）８０が設けられている。
　制御装置８０は、例えば、ＣＰＵ（Central　Processing　Unit）、ＲＡＭ（Random　Access　Memory）、ＲＯＭ（Read　Only　Memory）、及びコンピュータ読み取り可能な記憶媒体等から構成されている。そして、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憶媒体等に記憶されており、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。なお、プログラムは、ＲＯＭやその他の記憶媒体に予めインストールしておく形態や、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体に記憶された状態で提供される形態、有線又は無線による通信手段を介して配信される形態等が適用されてもよい。コンピュータ読み取り可能な記憶媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリ等である。
　また、制御装置８０は、各種弁等を制御することで、石炭ガス化複合発電設備１０の運転モードである、通常運転モードとバイパス運転モードを実行する。
　通常運転モードは、ガスタービン１７及び蒸気タービン１８の駆動力によって発電する際に行われる運転モードである。通常運転モードでは、排熱回収ボイラ２０（高圧系排熱回収ボイラ２１及び中圧系排熱回収ボイラ２２）で生成した蒸気を蒸気タービン１８に供給し蒸気タービン１８を駆動させて発電を行うとともに、蒸気タービン１８を駆動した蒸気を復水器７３で凝縮して給水にし、給水を排熱回収ボイラ２０（高圧系排熱回収ボイラ２１及び中圧系排熱回収ボイラ２２）及びシンガスクーラ１０２に供給して蒸気にする、という水及び蒸気系統の循環を繰り返し行う運転モードである。すなわち、通常運転モードでは、制御装置８０は、高圧蒸気弁２６ａ、中圧蒸気弁２７ａ、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａを開状態とし、高圧バイパス弁３３ａ、中圧バイパス弁３４ａ、第１スプレー水弁７７ａ及び第２スプレー水弁７８ａを閉状態としている。なお、通常運転モードでは、制御装置８０は、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に各々設けられたドラム（図示省略）の水位が一定の水位を維持するように、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を制御している。
　バイパス運転モードは、石炭ガス化複合発電設備１０の起動時に蒸気条件が確立する前や、石炭ガス化複合発電設備１０のトリップ時に行われる運転モードである。バイパス運転モードでは、排熱回収ボイラ２０（高圧系排熱回収ボイラ２１及び中圧系排熱回収ボイラ２２）で生成した蒸気を、タービンバイパスライン３２を介して復水器７３に供給する運転モードである。すなわち、バイパス運転モードでは、排熱回収ボイラ２０で生成された蒸気が、蒸気タービン１８を介さずに、復水器７３に供給される。また、バイパス運転モードでは、復水器７３からの給水が、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給されるとともに、所定量の給水をスプレー水ライン７６を介して、第１スプレー部２８及び第２スプレー部２９に供給する（給水抽水工程）。すなわち、バイパス運転モードでは、制御装置８０は、高圧蒸気弁２６ａ、中圧蒸気弁２７ａを閉状態とし、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ、シンガスクーラ給調弁３８ａ、高圧バイパス弁３３ａ、中圧バイパス弁３４ａ、第１スプレー水弁７７ａ及び第２スプレー水弁７８ａを開状態とする制御を行う。
　また、制御装置８０は、バイパス運転モードにおいて、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給する給水量が、通常運転モード時よりも少なくなるように中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を調整（本実施形態では、開度を小さくする調整）する第１開度制御（第１開度制御工程）を行う。より好ましくは、制御装置８０は、第１開度制御において、第１スプレー部２８及び第２スプレー部２９を介して中圧バイパスライン３４及び高圧バイパスライン３３に供給する給水量と、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給する給水量との合計が、通常運転モードにおける中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給する給水量以下となるように、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を小さくする制御している。換言すれば、制御装置８０は、第１開度制御において、バイパス運転モードにおける復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量が、通常運転モードにおける復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量以下となるように、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を小さくする制御を行っている。
　なお、本実施形態では、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度の調整を、同じタイミングで、一様に行っている。
　なお、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度の調整は、上述のように一様に行ってもよく、また、各弁によって異なる開度となるように行ってもよい。
　また、制御装置８０は、バイパス運転モードにおいて、第１開度制御を行った所定時間経過後に、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に各々設けられた各ドラムの水位が、所定の水位を維持するように（すなわち、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２が保有する給水量が所定の流量を維持するように）、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を制御する第２開度制御（第２開度制御工程）を行う。
　バイパス運転モードにおける各系統の給水量について、図３を用いて詳細に説明する。図３において、縦軸は給水量を示し、横軸は時間を示している。また、横軸のＡは、バイパス運転モード開始時（すなわち、第１開度制御開始時）を示し、横軸のＢは、第２開度制御開始時を示している。
　また、図３中の二点鎖線は、第１スプレー部２８及び第２スプレー部２９に供給される給水量の変化を示している。破線は、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給される給水量の変化を示している。実線は、第１スプレー部２８及び第２スプレー部２９に供給される給水量と、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給される給水量と、を合計した給水量（すなわち、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量）の変化を示している。また、一点鎖線は、参考のために示した線であって、通常運転時の復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量を示している。
　バイパス運転モードが開始される前までは、通常運転モードで運転されているため、一定の給水量が、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ供給されている。また、第１スプレー水弁７７ａ及び第２スプレー水弁７８ａは閉状態とされているので、第１スプレー部２８及び第２スプレー部２９に供給される給水量は、ゼロとなっている。
　バイパス運転モードを開始すると、二点鎖線で示すように、第１スプレー部２８及び第２スプレー部２９に供給される給水量が増加する。これは、バイパス運転モードを開始したことで、制御装置８０が第１スプレー水弁７７ａ及び第２スプレー水弁７８ａを開状態としたことによる。
　また、バイパス運転モードを開始すると、破線で示すように、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給される給水量が減少する。これは、バイパス運転モードを開始したことで、制御装置８０が第１開度制御を行い、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を小さくする制御を行ったことによる。また、第２開度制御を行うと中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給される給水量が増加する。これは、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に設けられた各ドラムの水位を、所定の水位に戻すために、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を大きくする制御を行ったことによる。
　また、バイパス運転モードを開始すると、実線で示すように、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量も減少する。これは、バイパス運転モードにおける復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量が、通常運転モードにおける復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量以下となるように、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を小さくする制御を行っていることによる。
　次に、バイパス運転モードにおける、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度と、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に設けられた各ドラムの水位と、の関係について図４を用いて説明する。図４において、縦軸はドラムの水位または弁の開度を示し、横軸は時間を示している。また、横軸のＡは、バイパス運転モード開始時（すなわち、第１開度制御開始時）を示し、横軸のＢは、第２開度制御開始時を示している。また、図４中の実線は、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に設けられたドラム内の給水の水位を示している。また、破線は、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を示している。
　バイパス運転モードが開始される前までは、通常運転モードで運転されている。通常運転モードでは、制御装置８０が、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に設けられたボイラの水位が所定の水位を維持するように中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａを制御しているので、水位は一定に保たれている。
　バイパス運転モードを開始すると、制御装置８０が第１開度制御を行うため、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度は小さくなる。第１開度制御中であっても、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２では、蒸気の生成が行われているので、バイパス運転モード中には、徐々に給水の水位が低下していく。また、制御装置８０が、第２開度制御を行うと、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に設けられた各ドラムの水位を、所定の水位に戻すために、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を大きくする制御を行うため、各給調弁の開度は大きくなる。これに伴って、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２の水位が徐々に上昇する。
　本実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
　上記構成では、制御装置８０が、第１開度制御において、第１スプレー部２８及び第２スプレー部２９を介して中圧バイパスライン３４及び高圧バイパスライン３３に供給する給水量と、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給する給水量との合計が、通常運転モードにおける中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給する給水量以下となるように、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を小さくする制御している。
　これにより、バイパス運転モードにおける復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量が、通常運転モードにおける復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量以下となる。したがって、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の最大容量を、通常運転モードにおける吐出量に設定することができる。よって、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の大きさを、通常運転モードにおける吐出量（すなわち、第１スプレー部２８及び第２スプレー部２９に給水を供給しない吐出量）に応じた大きさにすることができるので、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０を小容量化することができる。
　また、図５に示すように、一般に、ポンプは設計容量よりも吐出量が少なくなるほどポンプ効率が低下する。このため、バイパス運転モードにおけるポンプの吐出量と通常運転モードにおけるポンプの吐出量との差が大きいほど、通常運転モードにおけるポンプ効率は低下する。具体的には、図５の一点鎖線で示すように、バイパス運転モードにおける吐出量αと、通常運転モードにおける吐出量βとに差がある場合には、通常運転モードにおけるポンプ効率は、バイパス運転モードにおけるポンプ効率よりも低減する。
　本実施形態では、通常運転モードにおける吐出量をバイパス運転モードにおける吐出量以上とする場合には、通常運転モードにおける吐出量が、最大効率となるようにポンプを設定することができる。具体的には、例えば、図５に示すように、通常運転モードにおける吐出量βをバイパス運転モードにおける吐出量α’以上とする場合には、図５の実線Ｐで示すように、通常運転モードにおける吐出量βでポンプ効率が最大となるように、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０を設定することができる。したがって、通常運転モードにおけるポンプ効率を向上させることができる。
　また、図５に示すように、一般に、ポンプは設計容量よりも吐出量が少なくなるほど全揚程が高くなる。このため、バイパス運転モードにおけるポンプの吐出量と通常運転モードにおけるポンプの吐出量との差が大きいほど、通常運転モードにおける全揚程が高くなる。このため、通常運転モードでは必要以上に高い圧力で給水が吐出される。具体的には、図５の破線で示すように、バイパス運転モードにおける吐出量αと、通常運転モードにおける吐出量βとに差があって、吐出量αにおいて必要な全揚程となるように設定した場合には、通常運転モードにおけるポンプの全揚程は、バイパス運転モードにおけるポンプの全揚程よりも高くなる。このため、通常運転モードでは必要以上に高い圧力で給水が吐出されることとなる。
　本実施形態では、通常運転モードにおける吐出量をバイパス運転モードにおける吐出量以上とする場合には、通常運転モードにおける吐出量が、所望の全揚程となるようにポンプを設定することができる。具体的には、例えば、図５に示すように、通常運転モードにおける吐出量βをバイパス運転モードにおける吐出量α’以上とする場合には、図５の実線Ｆで示すように、通常運転モードにおける吐出量βにおいて必要な全揚程となるように、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０を設定することができる。このように、通常運転モードにおけるポンプの全揚程が、適切な全揚程となるようにポンプを設定することができるので、通常運転モードにおいて、ポンプの全揚程が必要以上に高くなることを防止することができる。
　以上のように、本実施形態では、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０を小容量化することができるとともに、通常運転時においてポンプ効率を向上させ、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の駆動力が過剰に発揮される事態を防止することができるので、石炭ガス化複合発電設備１０全体のエネルギー効率を向上させることができる。
　また、本実施形態では、第１開度制御を行った後に、第２開度制御を行っている。これにより、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２内の給水量が不足することがなくなる。したがって、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２内の給水量が低減することに起因する不具合を回避することができる。中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２内の給水量が低減することに起因する不具合とは、例えば、水量低下による温度上昇に伴う排熱回収ボイラ２０の損傷などが挙げられる。
　なお、本発明は、上記実施形態にかかる発明に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲において、適宜変形が可能である。
　例えば、上記実施形態では、本発明に係る複合発電システムを、石炭ガス化複合発電設備１０に適用する例について説明したが、本発明はこれに限定されない。例えば、本発明に係る複合発電システムを、液化天然ガスを燃料とするガスタービンコンバインドサイクル（ＧＴＣＣ：Gas　Turbine　Combined　Cycle）に適用してもよい。
　また、上記実施形態では、第１開度制御において、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度の調整を、同じタイミングで、一様に行う例について説明したが、本発明はこれに限定されない。例えば、中圧給調弁３６ａ及び高圧給調弁３７ａの開度を小さくする制御を行った後に、シンガスクーラ給調弁３８ａの開度を小さくする制御を行ってもいい。このようにすることで、シンガスクーラ１０２に設けられた循環ポンプのキャビテーションを防止することができる。
　また、高圧系排熱回収ボイラ２１の蒸気ドラムと、中圧系排熱回収ボイラ２２の蒸気ドラムとを連通する連通管がある場合には、高圧給調弁３７ａよりも中圧給調弁３６ａの開度を先に小さくする制御を行ってもよい。このように構成することで、仮に、先に開度を小さくした中圧系排熱回収ボイラ２２の蒸気ドラム内に水がなくなった場合であっても、連通管を介して高圧系排熱回収ボイラ２１の蒸気ドラムから水が、中圧系排熱回収ボイラ２２の蒸気ドラムに流入するので、各ボイラのドラム内の水がなくなる事態を防止することができる。
　また、上記実施形態では、図３に示すように、第１開度制御において、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量を、通常運転時（すなわち、各ポンプの定格運転時）よりも少なくするように、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を小さくする例について説明したが、本発明はこれに限定されない。例えば、第１開度制御において、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の吐出量を、通常運転時と同じ吐出量となるように、中圧給調弁３６ａ、高圧給調弁３７ａ及びシンガスクーラ給調弁３８ａの開度を小さくしてもよい。すなわち、中圧系排熱回収ボイラ２２、高圧系排熱回収ボイラ２１及びシンガスクーラ１０２に供給する給水量を、第１スプレー部２８及び第２スプレー部２９に供給する給水量に相当する量だけ通常運転モードよりも少なくするように、各給調弁の開度を小さくしてもよい。このようにすることで、バイパス運転モードにおいても、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０を定格運転とすることができる。
　また、第１開度制御において、必ずしも、通常運転モードにおける吐出量以下とする必要はない。各給調弁の開度を小さくすることで、バイパス運転モードにおける吐出量を低減し、通常運転モードの吐出量とバイパス運転モードの吐出量との差を小さくするだけでもよい。このようにするだけでも、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０を小容量化することができるとともに、通常運転時においてポンプ効率の低下を抑制し、復水ポンプ３９及び中圧給水ポンプ４０の駆動力が過剰に発揮され難くすることができるので、石炭ガス化複合発電設備１０全体のエネルギー効率を向上させることができる。
１０　　：石炭ガス化複合発電設備（複合発電プラント）
１８　　：蒸気タービン
２０　　：排熱回収ボイラ
３２　　：タービンバイパスライン（タービンバイパス流路）
３６　　：中圧給水供給ライン（給水流路）
３６ａ　：中圧給調弁（流量調整弁）
３７　　：高圧給水供給ライン（給水流路）
３７ａ　：高圧給調弁（流量調整弁）
３９　　：復水ポンプ（ポンプ）
４０　　：中圧給水ポンプ（ポンプ）
７２　　：給水供給ライン（給水流路）
７３　　：復水器
７６　　：スプレー水ライン（抽水流路）
８０　　：制御装置（制御部）

Claims (6)

  1. 　発電用の内燃機関からの排熱を利用して排熱回収ボイラで蒸気を生成し、該排熱回収ボイラで生成した蒸気によって蒸気タービンを駆動する複合発電プラントであって、
    　前記蒸気タービンを駆動した後の蒸気を凝縮して給水にする復水器と、
    　前記復水器で凝縮した給水を前記排熱回収ボイラに供給する給水流路と、
    　前記給水流路に設けられ、前記給水流路内に給水を流通させるポンプと、
    　前記給水流路に設けられ、前記排熱回収ボイラに供給する給水の流量を調整する流量調整弁と、
    　前記排熱回収ボイラで生成された蒸気を、前記蒸気タービンをバイパスして前記復水器に供給するタービンバイパス流路と、
    　前記給水流路から分岐して前記タービンバイパス流路と接続する抽水流路と、
    　前記排熱回収ボイラで生成した蒸気を前記蒸気タービンに供給する通常運転モード及び、前記排熱回収ボイラで生成した蒸気を前記タービンバイパス流路を介して前記復水器に供給するバイパス運転モードを有する制御部と、を備え、
    　前記制御部は、前記バイパス運転モードにおいて、前記抽水流路を介して前記タービンバイパス流路に給水を供給するとともに、前記排熱回収ボイラに供給する給水量が前記通常運転モード時よりも少なくなるように前記流量調整弁の開度を制御する第１開度制御を行う複合発電プラント。
  2. 　前記制御部は、前記第１開度制御において、前記タービンバイパス流路に供給する給水量と前記排熱回収ボイラに供給する給水量との合計が、前記通常運転モードにおける前記排熱回収ボイラに供給する給水量以下となるように、前記流量調整弁の開度を制御する請求項１に記載の複合発電プラント。
  3. 　前記制御部は、前記バイパス運転モードにおいて、前記第１開度制御を行った後に、前記排熱回収ボイラの保有する給水量が所定の流量を維持するように、前記流量調整弁の開度を制御する第２開度制御を行う請求項１または請求項２に記載の複合発電プラント。
  4. 　発電用の内燃機関からの排熱を利用する排熱回収ボイラで生成した蒸気によって蒸気タービンを駆動する複合発電プラントの制御方法であって、
    　前記複合発電プラントは、
    　前記蒸気タービンを駆動した後の蒸気を凝縮して給水にする復水器と、
    　前記復水器で凝縮した給水を前記排熱回収ボイラに供給する給水流路と、
    　前記給水流路に設けられ、前記給水流路内に給水を流通させるポンプと、
    　前記給水流路に設けられ、前記排熱回収ボイラに供給する給水の流量を調整する流量調整弁と、
    　前記排熱回収ボイラで生成された蒸気を、前記蒸気タービンをバイパスして前記復水器に供給するタービンバイパス流路と、
    　前記給水流路から分岐して前記タービンバイパス流路と接続する抽水流路と、
    　前記排熱回収ボイラで生成した蒸気を前記蒸気タービンに供給する通常運転モード及び、前記排熱回収ボイラで生成した蒸気を前記タービンバイパス流路を介して前記復水器に供給するバイパス運転モードを有する制御部と、を有し、
    　前記バイパス運転モードにおいて、前記抽水流路を介して前記タービンバイパス流路に給水を供給する給水抽水工程と、
    　前記バイパス運転モードにおいて、前記排熱回収ボイラに供給する給水量が前記通常運転モード時よりも少なくなるように前記流量調整弁の開度を制御する第１開度制御工程と、を備えた複合発電プラントの制御方法。
  5. 　前記第１開度制御工程は、前記タービンバイパス流路に供給する給水量と前記排熱回収ボイラに供給する給水量との合計が、前記通常運転モードにおける前記排熱回収ボイラに供給する給水量以下となるように、前記流量調整弁の開度を制御する請求項４に記載の複合発電プラントの制御方法。
  6. 　前記バイパス運転モードにおいて、前記第１開度制御工程の後に、前記排熱回収ボイラの保有する給水量が所定の流量を維持するように、前記流量調整弁の開度を制御する第２開度制御工程を備えた請求項４または請求項５に記載の複合発電プラントの制御方法。
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