JP4117517B2

JP4117517B2 - Coal gasification combined power plant and its operation control device.

Info

Publication number: JP4117517B2
Application number: JP11651399A
Authority: JP
Inventors: 尚之永渕; 正衛高橋; 武司石田; 美雄佐藤; 文彦木曽; 幸徳片桐; 武彦池松; 英夫中村; 謙太島内; 新喜田; 成久杉田
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 1999-04-23
Filing date: 1999-04-23
Publication date: 2008-07-16
Anticipated expiration: 2019-04-23
Also published as: JP2000303804A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、石炭ガス化複合発電プラントの運用において、負荷追従性能が比較的遅い動力回収部での操作端の変化率を抑え、負荷追従性能が比較的容易な動力回収部の運転制御を主としてプラント全体での負荷追従性能を向上する運用制御技術に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来の技術では、石炭ガス化複合発電プラントでは、プラント負荷指令値に追従するため、ガスタービン出力をもとに、ガス化炉への供給石炭量及び酸化剤供給量を調整するいわゆるガスタービン主導負荷制御方式が主として提案されている。
【０００３】
更に、特開平７−３３２０２２号公報では、ガス化炉からの精製ガスの一部を排熱回収ボイラへ常時バイパスして該ボイラ内にて燃焼することにより、前記排熱回収ボイラ内の過熱器入口温度を高くして蒸気タービン出力を増加すると同時に、前記ガス化炉に設けられた熱回収部内の過熱器を不要とする技術が開示されている。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
前記ガスタービン主導負荷制御では、石炭をガス化炉に投入してから、精製ガスに変換してガスタービン燃焼器へ到達するまでの所要時間が大きく、応答性が十分でないという問題があった。また、負荷追従時に、ガス化炉からの精製ガス量増加前にガスタービン燃料流量調整弁を操作することにより、ガス圧力及びガス化炉内圧力も変動してしまうという問題があった。更に、前記公報開示の技術では、プラントへの負荷指令値が大きく変動する場合では、前記ガス化炉への石炭量及び酸化剤の供給量の変動も大きくなるため、ガス化炉内圧を一定となるよう該供給量を調整することは困難となるという問題と、精製ガスの一部が常時ガスタービン燃焼器をバイパスして排熱回収ボイラへ送られるため、ガスタービン出力が低減するという問題と、があった。
【０００５】
本発明の第１の課題は、石炭ガス化複合発電プラントにおいて、負荷変動時の制御の時間遅れを低減することにある。本発明の第２の課題は、負荷変動時のガス圧力の安定化およびガスタービン出力の低減を抑制することにある。
【０００６】
【課題を解決するための手段】
前記第１の課題を解決するために、石炭ガス化複合発電プラントにおいて、燃料ガス配管から分岐して流量調整可能なガスタービンバイパス弁を介装するガスタービンバイパス配管と、ガスタービンバイパス配管を通気する精製ガスを燃焼させる精製ガス燃焼装置と、精製ガス燃焼装置の燃焼ガス出側と排熱回収装置の排気ガス入り側を連通する燃焼ガス管路を設けてなり、ガスタービンバイパス弁の開度を制御する制御装置を有し、その制御装置は、前記蒸気タービンの出力とプラント負荷変動に応じて可変される前記蒸気タービンの出力指令値との偏差をゼロにするようにガスタービンバイパス弁の開度を制御する。
【０００７】
更に、前記第２の課題を解決するために、石炭をガス化して粗ガスを生成するとともに発生する熱を用いて蒸気を生成するガス化設備と、該ガス化設備に接続して配置され前記粗ガス中の不要物質を除去して精製ガスとするガス精製設備と、該ガス精製設備に燃料ガス配管で接続して配置され前記精製ガスを燃料とするガスタービンと、該ガスタービンに接続して配置され該ガスタービンから排出される排気ガスを用いて蒸気を発生させる排熱回収装置と、前記ガス化設備と前記排熱回収装置で生成され主蒸気弁を介して供給された蒸気を動力源とする蒸気タービンと、前記ガス化設備と前記排熱回収装置で生成された蒸気を前記蒸気タービンに導く配管を前記蒸気タービンの復水器に流量調整弁を介して接続する蒸気バイパス管と、前記ガス精製設備の精製ガス出側に弁を介して接続されて精製ガスを燃焼させる精製ガス燃焼装置と、該精製ガス燃焼装置の燃焼ガス出側と前記排熱回収装置の排気ガス入り側を連通する管路と、を含んで成る石炭ガス化複合発電プラントの運転を、プラント負荷指令値に基づいて制御する運転制御装置において、プラント負荷指令値をガスタービン負荷指令値と蒸気タービン負荷指令値とに分配する負荷指令分配手段と、前記ガスタービンの実出力と前記ガスタービン負荷指令値との差を０とするようにガスタービンの燃料流調弁開度を調整する燃料流調弁開度調整手段と、前記ガスタービンの実出力と前記ガスタービン負荷指令値との差を０とするようにガスタービンの燃料流調弁開度を調整する燃料流調弁開度調整手段と、前記蒸気タービンの実出力と前記蒸気タービン負荷指令値との差を０とするように蒸気タービンの主蒸気弁開度を調整する第１の主蒸気弁開度信号と、前記蒸気タービンの入口主蒸気圧力とプラント負荷指令値を引数とする入口主蒸気圧力設定値との差を０とするように蒸気タービンの主蒸気弁開度を調整する第２の主蒸気弁開度信号と、の低値選択により前記主蒸気弁開度を調整する主蒸気弁開度調整手段と、前記ガス化設備の粗ガス出口における粗ガスの実圧力と前記プラント負荷指令値を引数とする粗ガス出口圧力設定値との差を０とするようにガス化設備への石炭供給量を調整する信号に前記燃料流調弁開度調整手段の出力信号を加味して修正した信号と、前記第２の主蒸気弁開度信号に基づいて生成されガス化設備への石炭供給量を調整する信号と、から前記ガス化設備への供給石炭量を調整する供給石炭量調整手段と、前記ガス化設備への実供給酸化剤量と前記プラント負荷指令値を引数とする酸化剤供給量設定値との差を０とするように酸化剤供給弁開度を調整する酸化剤供給量調整手段と、前記粗ガス実圧力が前記粗ガス出口圧力設定値よりも大きい場合に、前記ガス精製設備から前記精製ガス燃焼装置に導かれる精製ガスバイパス量を増加させ、前記粗ガス実圧力が前記粗ガス出口圧力設定値よりも小さい場合に、前記精製ガスバイパス量を減少させる精製ガスバイパス量調整手段と、前記入口主蒸気圧力が入口主蒸気圧力設定値よりも大きい場合に、前記排熱回収装置からの蒸気を前記蒸気タービン復水器へ直接通気する蒸気バイパス管に介装された流量調整弁の開度を増加させる蒸気バイパス流量調整手段と、を設ける。
【０００８】
更に、前記主蒸気弁開度調整手段に、主蒸気圧力が所定の圧力を下回る場合には、主蒸気弁開度を一定とする開度規制手段を付加してもよい。
【０００９】
また、主蒸気弁開度を一定とする信号を出力する開度規制手段を設け、負荷追従性能を向上する運転の場合には前記主蒸気弁開度調整手段の出力で主蒸気弁の開度制御を行い、最大発電効率にて運転する場合には前記開度規制手段の出力で主蒸気弁の開度制御を実施する切替手段を設けるようにしてもよい。
【００１０】
前記精製ガスバイパス量調整手段は、前記粗ガス実圧力と前記粗ガス出口圧力設定値の差が予め設定された許容値を超えたときに精製ガスバイパス量を増減するように構成するのが望ましい。
【００１１】
前記蒸気バイパス流量調整手段は、前記入口主蒸気圧力が入口主蒸気圧力設定値よりも許容値を超えて大きい場合に蒸気バイパス管に介装された流量調整弁の開度を増加させるように構成するのが望ましい。
【００１２】
なお、前記精製ガスバイパス量調整手段には、負荷変動時において、前記蒸気タービン負荷指令値と蒸気タービンの実出力との差を０とするように前記精製ガスバイパス量を調整するバイパスガス量調節手段を付加するのが望ましい。
【００１３】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を図１を参照して説明する。図示のプラントは、石炭をガス化するガス化設備部分と、該ガス化設備部分で生成されたガスを精製するガス精製部分と、該精製されたガスから動力を取出す発電部分と、それらを相互に接続する管路と、図示されていない制御手段と、を含んで構成されている。
【００１４】
ガス化設備部分は、ガス化炉７と、該ガス化炉７に接続して設けられ伝熱管（熱交換器）を内装した熱回収ボイラ８と、該伝熱管の出側と入り側に接続して配置された気水分離器１４と、石炭を石炭供給弁２１を介装した管路７２を介してガス化炉７に供給するバンカー６と、該管路７２に設置されて石炭供給量を検出する石炭供給量検出器２６と、酸化剤を酸化剤供給弁２２を介装した管路７３を介してガス化炉７に供給する図示されていない酸化剤供給源と、該管路７３に設置されて酸化剤供給量を検出する酸化剤供給量検出器２７と、前記伝熱管の下端の入り側と前記気水分離器１４を結ぶ管路７４に介装された給水ポンプ１５と、熱回収ボイラ８の底部とガス化炉７の上部を連通する管路６６と、該管路６６の熱回収ボイラ接続部近くに設置されて発生した粗ガスの出口圧力を検出する発生ガス出口圧力検出器２８と、を含んで構成されている。
【００１５】
ガス精製部分は、前記管路６６に入り側を接続して配置されたガス精製設備９と、該ガス精製設備９のガス出側に接続され、上流側から順に圧力調整弁１６、流量調整弁１７を介装した燃料ガス配管である精製ガス供給管路６７と、前記圧力調整弁１６上流側の精製ガス供給管路６７にガスタービンバイパス弁２４を介装したガスタービンバイパス配管２３で接続された精製ガス燃焼装置２５と、を含んで構成されている。
【００１６】
発電部分は、前記精製ガス供給管路６７に接続して設置された燃焼器３と、燃焼器３に接続して設置されたガスタービン４と、該ガスタービン４に駆動されるガスタービン発電機１２と、同じくガスタービン４に駆動され圧縮空気を前記燃焼器３に供給する圧縮機２と、該圧縮機２の空気入り側に配置されて吸込み空気量を制御する入口案内翼１と、ガスタービン４の出力軸に設置されて出力を検出するガスタービン出力検出器３０と、ガスタービン４の排気側に排気管路６８で加熱側流体流路入口（すなわち排気ガス入口）を接続された排熱回収装置１０と、排熱回収装置１０の被加熱流体流路出側（すなわち蒸気出側）に蒸気管６９で接続された蒸気タービン５と、蒸気タービン５の蒸気出側に接続された復水器１１と、蒸気タービン５の出力軸に結合されて駆動される発電機１３と、該出力軸に装着されて出力を検出する蒸気タービン出力検出器３１と、前記蒸気管６９に介装された主蒸気弁１８と、主蒸気弁１８と前記排熱回収装置１０の間の前記蒸気管６９に装着されて蒸気圧力を検出する主蒸気圧力検出器２９と、主蒸気弁１８と主蒸気圧力検出器２９の間の蒸気管５９を流量調整可能なバイパス弁１９を介して復水器１１に連通する蒸気バイパス管７０と、復水器１１の復水出側と前記排熱回収装置１０の被加熱流体入り側（すなわち給水入り側）を連通する給水管７１と、給水管７１に介装されて復水器１１の復水を排熱回収装置１０に送りこむ給水ポンプ２０と、を含んで構成されている。
【００１７】
前記排熱回収装置１０は、エコノマイザと蒸発器と過熱器を内装し、エコノマイザ入り側が前記被加熱流体入り側をなし、過熱器出側が前記被加熱流体流路出側をなしている。エコノマイザ出側は図示されていない気水ドラムに接続され、蒸発器の出側、入り側も前記気水ドラムに接続されている。過熱器入り側も前記気水ドラムに接続されている。前記気水分離器１４の上部（気相部）は蒸気管７５で前記過熱器入り側に接続されている。すなわち、給水ポンプ２０で給水管７１に送り出された給水は、エコノマイザを経て気水ドラムに導かれ、気水ドラムと蒸発器の間を循環しながら蒸発する。気水ドラムにたまった蒸気は、蒸気管７５からの蒸気と合流して過熱器に流入し、過熱器を経て蒸気管６９に流出するのである。
【００１８】
前記精製ガス燃焼装置２５の燃焼ガス出側は燃焼ガス管路７６で前記排気管路６８に接続されている。排熱回収装置１０の加熱流体出側は、大気に開放されている。前記管路７４には、図示されていない給水ラインが給水管７１から接続されているとともに、別にも図示されていない給水ラインが接続されて補給水を供給できるようになっている。
【００１９】
上記構成の石炭ガス化複合発電プラントの動作を次に説明する。酸化剤は、酸化剤供給弁２２により流量を調整され、ガス化炉７へ供給される。前記ガス化炉７は、バンカー６から石炭供給弁２１を経て供給される微粉石炭を前記酸化剤により燃焼させ、発生する水素と一酸化炭素及び二酸化炭素とを含む高温高圧の生成ガスを熱回収ボイラ８へ供給する。該熱回収ボイラ８内には給水が流れる伝熱管（つまり熱交換器）が内包されており、この熱交換器は前記高温高圧の生成ガスに加熱されて蒸気を発生し、発生した蒸気を気水分離器１４へ供給する。気水分離器１４で水分を分離された蒸気は、蒸気管７５を経て排熱回収装置１０に送られ、分離された水分は給水ポンプ１５により、前記熱交換器に循環される。
【００２０】
一方、熱を放出して冷却された前記生成ガスは、管路６６を経てガス精製設備９へ供給される。該ガス精製設備９は生成ガスに含まれる不要物質を除去して精製ガスとし、この精製ガスを、精製ガス供給管路６７に送り出す。なお、ガスタービンバイパス弁２４は、通常運転状態では、閉となっている。精製ガス供給管路６７に介装された圧力調整弁１６で圧力を調整された精製ガスは、流量調整弁１７により流量を調整された後、前記燃焼器３へ供給される。空気は、入口案内翼１により流量を調整されつつ圧縮機２に流入し、圧縮機２に圧縮されて高圧空気となって燃焼器３へ供給される。
【００２１】
燃焼器３は、前記ガス精製設備から供給される精製ガスを前記圧縮機２から供給される高圧空気で燃焼させ、生成される高温ガスをタービン４へ供給する。タービン４に供給された前記高温ガスは、該タービン４にて動力回収され、連結されたガスタービン発電機１２により発電後、排ガスとして排熱回収装置１０を通り、大気へ放出される。排熱回収装置１０は加熱側流体流路（排ガス流路）と被加熱流体流路（エコノマイザ、蒸発器、過熱器）を備えた熱交換器を構成しており、加熱側流体流路を流れる前記排ガスの熱にて前記給水管７１から供給されエコノマイザ、蒸発器を流れる水を加熱して蒸気を発生させる。発生した蒸気は前記気水分離器１４から蒸気管７５を経て供給される蒸気と合流して過熱器に流入し、過熱器を通過した後、蒸気管６９に導かれる。蒸気管６９に導かれた蒸気は、主蒸気弁１８により流量調整後、蒸気タービン５に供給される。蒸気タービン５に供給された蒸気は、該蒸気タービン５にて動力回収され、連結された蒸気タービン発電機１３により発電を行う。動力回収後の蒸気は、復水器１１にて復水され、給水ポンプ２０により前記排熱回収装置１０へ供給されるとともに、一部は前記管路７４、給水ポンプ１５を経て熱回収ボイラ８に供給される。
次に、プラント運転状態に応じた上述各要素機器の運転操作方法を説明する。
【００２２】
プラント負荷を上昇する場合には、まず前記バンカー６からの供給石炭量を石炭供給弁２１により増加し、ガス化炉７での発生ガス量を増加させる。次に、前記熱回収ボイラ８への給水量を給水ポンプ１５によって増加させ、前記気水分離器１４での発生蒸気量を増加させる。増加分の蒸気は、蒸気管７５を経て排熱回収装置１０の過熱器に供給されて前記排熱回収装置１０で生成される蒸気と合流する蒸気量の増加となり、同時に、前記主蒸気弁１８の開度が増加され、前記蒸気タービン５での動力回収量が増加される。前記ガス化炉７からの発生ガス組成が安定した後、前記燃焼器３への精製ガス供給量を、前記流量調整弁１７により増加すると同時に、前記主蒸気弁１８開度を調整することによって、プラントへの負荷指令に追従させる。以上述べたように、プラント負荷上昇時、まず、蒸気タービンへの蒸気供給量を増加させ、ガス化炉７からの発生ガス組成が安定した後、前記燃焼器３への精製ガス供給量を増加させる操作により、プラント負荷上昇時にガス圧力及びガス化炉の炉内圧力の変動が抑制される。また、蒸気タービンの負荷変化をガスタービンの負荷変化に先行して行うことにより、プラントとしての負荷追従時間を短縮できる。
【００２３】
プラント負荷を降下する場合には、まず前記バンカー６からの供給石炭量を減少すると同時に、前記主蒸気弁１８の開度を低下させ、バイパス弁１９を開操作する。次に、前記熱回収ボイラ８への給水量を給水ポンプ１５によって減少させる。前記ガス化炉７からの発生ガス量が安定した後、前記流量調整弁１７を閉操作して開度を低下させ、前記主蒸気弁１８開度を調整しながら、前記バイパス弁１９を全閉とすることによって、プラントへの負荷指令に追従させる。以上の操作でプラント負荷降下時の負荷追従を実施することにより、ガス圧力及びガス化炉の炉内圧力の変動が抑制される。
【００２４】
前記排熱回収装置１０での発生蒸気圧力が所定圧力を下回る場合には、前記主蒸気弁１８を全開とし、前記バイパス弁１９を全閉とする。次に、ガスタービンバイパス弁２４を開操作すると同時に、精製ガス燃焼装置２５の運転を開始する。前記タービン４からの排ガスに加えて精製ガス燃焼装置２５で発生する高温ガスを前記排熱回収装置１０に供給することにより、排熱回収装置１０での発生蒸気圧力を所定の値まで上昇させる。この際、前記タービン４と蒸気タービン５との合計出力が、プラント負荷指令値を下回る場合には、前記バンカー６の供給石炭量を増加させ、逆の場合には、減少させる。以上の操作により、前記排熱回収装置１０での発生蒸気圧力の調整を実施する。
【００２５】
次に、前記燃焼器３において燃焼異常が発生した場合の操作方法を、ランバック時及びトリップ時の場合について説明する。
【００２６】
ガスタービン・ランバック時の基本的な操作は、前述したプラント負荷降下時の場合と同じである。各操作端の操作変化率及び幅を、予め通常運転時とランバック時の２種類設定し、ランバック信号発生と同時に、切り替える機能を設けておく。
【００２７】
ガスタービン・トリップ時には、まず圧力調整弁１６を全閉すると同時に、ガスタービンバイパス弁２４を開操作し、精製ガス燃焼装置２５の運転を開始する。次に、流量調整弁１７を閉操作し、ガスタービンを起動状態とする。更に、主蒸気弁１８を全開とし、バイパス弁１９を全閉とする。同時に、給水ポンプ２０の給水量を増加させ、結果として蒸気タービン５の出力を最大出力に保持してガスタービン運転の復旧を待機する。ガスタービンが所定負荷に復旧した時点（ガスタービン出力と蒸気タービン出力の合計が指令された出力に合った時点）で、前記ガスタービンバイパス弁２４を閉操作して開度を低下させると同時に、流量調整弁１７の開度をあげていく操作をする。次に、前記主蒸気弁１８を閉操作して開度を低下させ、前記バイパス弁１９の開度を調整しながら、ガスタービンの出力を増加させてプラントへの負荷指令に追従させる。以上の操作で燃焼器３での燃焼異常時の運転を実施することにより、ガスタービン・トリップからの再起動時に、ガス圧力及びガス化炉の炉内圧力が変動するのが抑制される。
【００２８】
次に、図２を用いて、前述の各操作を実施するに適した制御装置について説明する。図示の制御系統図は、プラントの負荷指令値（ＭＷＤ）と、石炭供給量検出器２６、酸化剤供給量検出器２７、発生ガス出口圧力検出器２８、主蒸気圧力検出器２９、ガスタービン出力検出器３０、及び蒸気タービン出力検出器３１の各出力を入力として、流量調整弁１７、主蒸気弁１８、バイパス弁１９、石炭供給弁２１、酸化剤供給弁２２、及びガスタービンバイパス弁２４を制御する制御系統を示している。
【００２９】
プラントへの負荷指令値（ＭＷＤ）が流れる信号線に、互いに並列にガスタービン出力設定器３２、蒸気タービン出力設定器３７、関数設定器４６，５３，６２が接続され、各出力設定器及び関数設定器の出力側に減算器３３、３８、４７、５４、６３がそれぞれ接続されている。
【００３０】
前記ガスタービン出力設定器３２の出力側に−側入力を接続して減算器３３が配置され、減算器３３の＋側入力にガスタービン出力検出器３０の出力が接続されている。減算器３３の出力側にはＰＩコントローラ３４が接続され、ＰＩコントローラ３４の出力側には加算器３５の一方の入力端子が接続されている。さらに、ガスタービン出力設定器３２の出力側には関数設定器３６が接続され、関数設定器３６の出力は加算器３５の他方の入力端子に接続されている。そして、加算器３５の出力は流量調整弁１７の開度信号となる。
【００３１】
前記蒸気タービン出力設定器３７の出力側に＋側入力を接続して減算器３８が配置され、減算器３８の−側入力に蒸気タービン出力検出器３１の出力が接続されている。減算器３８の出力側にはＰＩコントローラ３９とＰＩコントローラ４５が互いに並列に接続され、ＰＩコントローラ３９の出力側には加算器４０の一方の入力端子が接続されている。さらに、蒸気タービン出力設定器３７の出力側には関数設定器４１が接続され、関数設定器４１の出力は加算器４０の他方の入力端子に接続されている。そして、加算器４０の出力側は低値選択器４２の一方の入力側に接続され、低値選択器４２の出力側は、二つの入力のいずれかを選択して出力するスイッチ４３の一方の入力側に接続されている。スイッチ４３の他方の入力側には、開度規制手段である定数設定器４４の出力側が接続されている。スイッチ４３の出力は、主蒸気弁１８の開度信号となる。なお、スイッチ４３は、負荷追従モードのとき、低値選択器４２からの入力を出力するように動作する。
【００３２】
前記関数設定器４６の出力側に＋側入力を接続して減算器４７が配置され、減算器４７の−側入力に発生ガス出口圧力検出器２８の出力側が接続されている。減算器４７の出力側にはＰＩコントローラ４８が接続され、ＰＩコントローラ４８の出力側には加算器４９の一方の入力端子が接続されている。加算器４９の他方の入力には前記加算器３５の出力が接続されている。前記減算器４７の出力側には、また、不感帯設定器５０が接続され、不感帯設定器５０の出力側に関数設定器５１が接続されている。関数設定器５１の出力側は、二つの入力のいずれかを選択して出力するスイッチ５２の一方の入力側に接続されている。スイッチ５２の他方の入力側には、前記減算器３８の出力側に接続されたＰＩコントローラ４５の出力側が接続されている。スイッチ５２の出力は、ガスタービンバイパス弁２４の開度信号となる。なお、スイッチ５２は、ガスタービンバイパス負荷制御のとき、ＰＩコントローラ４５からの入力を出力するように動作する。
【００３３】
前記関数設定器５３の出力側に入力の＋側を接続して減算器５４が配置され、減算器５４の−側入力には主蒸気圧力検出器２９の出力側が接続されている。減算器５４の出力側に接続して不感帯設定器５５、５５Ａが配置され、不感帯設定器５５の出力側にＰＩコントローラ５６が、不感帯設定器５５Ａの出力側にＰＩコントローラ６１が、それぞれ接続されている。
【００３４】
ＰＩコントローラ５６の出力側には関数設定器５７が接続され、関数設定器５７の出力側は、加算器５８の入力の一方に接続されている。加算器５８の他方の入力には前記加算器４９の出力が接続され、加算器５８の出力側は減算器５９の＋側の入力に接続されている。減算器５９の−側の入力には石炭供給量検出器２６の出力が接続され、減算器５９の出力はＰＩコントローラ６０に入力されている。ＰＩコントローラ６０の出力が石炭供給弁２１の開度信号となる。ＰＩコントローラ５６の出力はまた、前記低値選択器４２の他方の入力に接続されている。
【００３５】
ＰＩコントローラ６１の出力は、バイパス弁１９の開度信号となる。
【００３６】
前記関数設定器６２の出力側に入力の＋側を接続して減算器６３が配置され、減算器６３の−側入力には酸化剤供給量検出器２７の出力側が接続されている。減算器６３の出力側に接続してＰＩコントローラ６４が配置され、ＰＩコントローラ６４の出力側に入力の一方を接続して加算器６５が配置されている。加算器６５の他方の入力には前記ＰＩコントローラ６０の出力が接続され、加算器６５の出力が酸化剤供給弁２２の開度信号となる。
【００３７】
以下、上記構成の制御系統による流量調整弁１７、主蒸気弁１８、バイパス弁１９、石炭供給弁２１、酸化剤供給弁２２、及びガスタービンバイパス弁２４を制御する制御につき、説明する。
【００３８】
プラントへの負荷指令値（ＭＷＤ）は、負荷指令分配手段を構成するガスタービン出力設定器３２及び蒸気タービン出力設定器３７により、各々ガスタービン出力分（ガスタービン出力指令値）と蒸気タービン出力分の指令値（蒸気タービン出力指令値）へと変換される。減算器３３はガスタービン出力検出器３０からのガスタービン出力と前記ガスタービン出力設定器３２の出力の差を演算し、得られた偏差をＰＩコントローラ３４に伝達する。ＰＩコントローラ３４は、入力された偏差に基づいてＰＩ演算を行い、該偏差が０となるように流量調整弁１７の開度を制御する信号を生成し、演算結果を加算器３５に出力する。前記ガスタービン出力設定器３２の出力は、同時に関数設定器３６へ入力され、関数設定器３６はガスタービン出力指令値に基づいて開度信号の補正値を算出する。前記ＰＩコントローラ３４の出力と関数設定器３６の出力は加算器３５により加算され、ガスタービン燃料（精製ガス）の流量を調整する流量調整弁１７の開度信号として出力される。減算器３３、加算器３５、関数設定器３６、とＰＩコントローラ３４は、燃料流調弁開度調整手段を構成する。
【００３９】
前記ガスタービン出力設定器３２及び３７は、負荷変動指令が入力された場合に、蒸気タービン出力変化率をガスタービン出力変化率よりも大きくなるように設定する。また、蒸気タービン出力設定器３７は、ガスタービン運転状態がトリップとなった場合には、流量調整弁１７が全閉となるように設定する。以上の処理により、負荷変動時でのガスタービン負荷変化率を抑え、かつ前記ガス化炉７出口圧力変動を抑えることができる。
【００４０】
一方、前記蒸気タービン出力設定器３７の出力（蒸気タービン出力指令値）が入力された減算器３８は、蒸気タービン出力設定器３７の出力と蒸気タービン出力検出器３１からの蒸気タービン出力との差を演算し、得られた偏差をＰＩコントローラ３９に伝達する。ＰＩコントローラ３９は、入力された偏差に基づいてＰＩ演算を行い、該偏差が０となるように主蒸気弁の開度を制御する信号を生成して、加算器４０に出力する。前記蒸気タービン出力設定器３７の出力は、同時に関数設定器４１へ入力され、関数設定器４１は蒸気タービン出力指令値に基づいて開度信号補正値を演算して加算器４０に出力する。前記ＰＩコントローラ３９の出力と関数設定器４１の出力は加算器４０により加算され、得られた信号（第１の主蒸気弁開度信号）は低値選択器４２へ入力される。
【００４１】
更に前記プラントへの負荷指令値（ＭＷＤ）は、関数設定器４６、５３及び６２により、各々ガス化炉７出口圧力設定値、主蒸気弁１８入口圧力設定値及び酸化剤供給弁２２の流量設定値へと変換される。
【００４２】
前記関数設定器４６の出力（ガス化炉７出口圧力設定値）が入力された減算器４７は、入力されたガス化炉７出口圧力設定値から発生ガス出口圧力検出器２８の出力であるガス化炉出口の粗ガス圧力を減算し、得られた偏差をＰＩコントローラ４８及び不感帯設定器５０に伝達する。
【００４３】
不感帯設定器５０は、入力された偏差が設定された範囲を超えた場合に信号を出力し、不感帯設定器５０からの出力は、関数設定器５１により、ガスタービンバイパス弁２４の開度信号に変換されて、スイッチ５２へ出力される。関数設定器５１は、減算器４７から出力される偏差が負のとき、ガスタービンバイパス弁２４の開度を増加させ、逆のとき、開度を低下せせるように信号を出力する。
【００４４】
不感帯設定器５０は、入力された偏差が設定された範囲を超えた場合に信号を出力するから、設定値と実圧力が接近した領域での減算器４７出力の微小変動による前記ガスタービンバイパス弁２４の開度変動を抑えて前記ガス化炉７出口圧力変動を抑制することができる。
【００４５】
スイッチ５２には、関数設定器５１の出力に加えて前記減算器３８の出力信号がＰＩコントローラ４５でＰＩ演算されて入力される。ＰＩコントローラ４５は、減算器３８の出力が０となるようにガスタービンバイパス弁２４の開度を制御する開度信号を生成、出力しており、ガスタービンバイパス負荷制御選択（ガスタービンバイパス弁２４にガスを流す制御を選択すること）でスイッチ５２がオンとなり、前記ＰＩコントローラ４５からの信号を、前記ガスタービンバイパス弁２４の弁開度信号として出力する。前記減算器３８及びＰＩコントローラ４５が、バイパスガス量調節手段を構成する。スイッチ５２がオフの場合は、スイッチ５２は前記関数設定器５１からの信号を、ガスタービンバイパス弁２４の弁開度信号として出力する。すなわち、ガスタービンバイパス弁２４は、通常運転時は、ガス化炉出口圧力の設定値と実圧力の偏差に応じて制御されガス化炉７出口圧力変動を抑制するが、ガスタービントリップ時や排熱回収装置１０から供給される蒸気の圧力が規定値を下回る場合などのガスタービンバイパス負荷制御選択時には、蒸気タービン出力と出力指令値の偏差をＰＩ演算するＰＩコントローラ４５の出力に基づいて制御されるから、大きなガス化炉７出口圧力変動が予測される場合でも、効果的に圧力変動を抑制することができる。減算器４７、不感帯設定器５０、及び関数設定器５１が精製ガスバイパス量調整手段を構成する。
【００４６】
以上の処理により、通常運転の場合には、ガス化炉７出口圧力変動を抑えるよう、また負荷変動時及びガスタービントリップ時には、蒸気タービン出力主導により、前記ガスタービンバイパス弁２４を操作できる。
【００４７】
前記関数設定器５３の出力（主蒸気弁１８入口圧力設定値）は減算器５４に入力される。減算器５４は、関数設定器５３の出力から主蒸気圧力検出器２９から入力される主蒸気圧力を減算し、得られた偏差を不感帯設定器５５を介してＰＩコントローラ５６に、不感帯設定器５５Ａを介してＰＩコントローラ６１に、それぞれ伝達する。
【００４８】
ＰＩコントローラ６１は、入力された前記偏差をＰＩ演算して、バイパス弁１９の開度信号として出力する。ＰＩコントローラ６１は入力された偏差が負の場合（設定値よりも実圧力が高い場合）、バイパス弁の開度を増加させる信号を出力する。なお、減算器５４の出力を、不感帯設定器５５を通してＰＩコントローラ６１に入力することにより、前記設定値と実圧力が接近した領域での偏差の微小変動による前記バイパス弁１９の開度変動を抑えて前記排熱回収装置１０で発生する主蒸気圧力の変動を抑えることができる。以上の処理により、負荷変動時及びガスタービントリップ時においても、蒸気タービン出力変化率をガスタービン出力変化率よりも大きくしながら、かつ主蒸気圧力の変動を抑えることができる。減算器５４、不感帯設定器５５Ａ及びＰＩコントローラ６１が、蒸気バイパス流量調整手段を構成する。
【００４９】
一方、ＰＩコントローラ５６は、入力された前記偏差をＰＩ演算し、偏差が０になるように主蒸気弁１８の開度を制御する信号（第２の主蒸気弁開度信号）を生成し、この信号を、低値選択器４２と関数設定器５７に入力する。
【００５０】
前記低値選択器４２に入力されたＰＩコントローラ５６の出力（第２の主蒸気弁開度信号）は前記加算器４０からの出力（第１の主蒸気弁開度信号）と比較後、いずれか低いほうがスイッチ４３へ入力される。該スイッチ４３は、負荷追従モード選択（ＭＷＤが変動するときのモード）でオンとなり、前記低値選択器４２からの信号を、前記主蒸気弁１８の開度信号として出力する。逆にスイッチ４３がオフの場合は、定数設定器４４に予め設定されている全開開度信号が前記主蒸気弁１８の開度信号としてスイッチ４３から出力される。以上の処理により、負荷変動時において、前記排熱回収装置１０での発生蒸気圧力の変動を抑えながら、前記蒸気タービン５の出力を増加させることができる。更にプラント全体の負荷がＭＷＤに追従し、かつ前記ガス化炉７での発生ガス組成値が安定した場合には、負荷追従モード選択を解除することにより主蒸気弁１８を全開とすることができる。
【００５１】
したがって、主蒸気弁開度は、減算器３８、ＰＩコントローラ３９、加算器４０、関数設定器４１、低値選択器４２、関数設定器５３、減算器５４、不感帯設定器５５、及びＰＩコントローラ５６で構成されている主蒸気弁開度調整手段と、開度規制手段である定数設定器４４と、切替手段であるスイッチ４３と、で調整されることになる。
【００５２】
関数設定器５７に入力されたＰＩコントローラ５６の出力は、関数設定器５７で石炭供給量に変換され、加算器５８へ伝達される。また、前記ガス化炉出口圧力の設定値と検出値の偏差が入力された前記ＰＩコントローラ４８は、該偏差をＰＩ演算して石炭供給量の補正値として加算器４９に伝達する。加算器４９には前記加算器３５の出力も入力されるから、加算器３５の出力と前記ＰＩコントローラ４８の出力とが加算器４９により加算され、加算器４９の出力は更に加算器５８に入力される。加算器５８は加算器４９からの入力（補正値）と前記関数設定器５７からの入力（石炭供給量）とを加算して減算器５９の＋側に入力する。減算器５９は、その−側入力に入力された石炭供給量検出器２６からの石炭供給量を＋側に入力された前記加算器５８の出力から減算し、得られた偏差をＰＩコントローラ６０に入力する。ＰＩコントローラ６０は、入力された偏差をＰＩ演算して、該偏差が０になるように前記バンカ６に接続された石炭供給弁２１の開度を制御する開度信号を生成して出力する。加算器５８、減算器５９、及びＰＩコントローラ６０が、供給石炭量調整手段を構成する。以上の処理により、ＭＷＤ変動時において、プラント出力を所定の値とすることができる。
【００５３】
前記関数設定器６２には、ガス化炉７への供給石炭量（ＭＷＤに対応した石炭供給量）に対する酸化剤供給量の最適値が予め設定され、ＭＷＤを入力として酸化剤供給量設定値を出力する。出力された酸化剤供給量設定値は減算器６３の＋側入力となり、減算器６３は、該酸化剤供給量設定値から−側に入力される酸化剤供給量検出器２７の出力を減算し、得られた偏差をＰＩコントローラ６４に伝達する。ＰＩコントローラ６４は、入力された偏差を比例積分演算し、該偏差が０になるように酸化剤供給弁２２の開度を制御する信号を生成し、加算器６５に弁開度信号として出力する。加算器６５には、前記ＰＩコントローラ６０から出力される石炭供給弁２１の開度信号が補正値として入力されており、加算器６５に入力された前記酸化剤供給弁２２に対する開度信号は石炭供給弁２１の開度信号を加算されて補正されたのち、酸化剤供給弁２２に出力される。以上の処理により、前記ガス化炉７への石炭供給量の変動に応じて適切な量の酸化剤を投入することができ、ガス化炉７内のガス化反応を安定させることができる。減算器６３、ＰＩコントローラ６４が酸化剤供給量調整手段を構成する。
【００５４】
以上述べたように、上記実施の形態によれば、石炭ガス化複合発電プラントの制御において、石炭をガス化炉に投入して精製ガスに変換してガスタービン燃焼器へ到達するまでの時間遅れによる負荷追従の遅れを、蒸気タービン負荷変化を先行的に実施することにより短縮できる。また、負荷追従時において、ガス化炉からの精製ガス量増加前のガスタービン燃料流量調整弁の操作を無くし、ガス化炉からのガスが保有する顕熱を、熱回収ボイラで直接、蒸気として熱回収することにより、ガス圧力及びガス化炉内圧力の変動をおさえることができる。
【００５５】
更に、ガスタービントリップ時、負荷変動時などでのみ精製ガスをバイパス運用することにより、通常運用時のガスタービン出力の低減を抑制することができる。
【００５６】
【発明の効果】
本発明によれば、石炭ガス化複合発電プラントの制御において、石炭をガス化炉に投入して精製ガスに変換してガスタービン燃焼器へ到達するまでの時間遅れによる負荷追従の遅れを、蒸気タービン負荷変化を先行的に実施することにより補正できる。また、他の本発明によれば、負荷追従時において、ガス化炉からの精製ガス量増加前のガスタービン燃料流量調整弁の操作を無くし、ガス化炉からのガスが保有する顕熱を、直接、蒸気として熱回収することにより、ガス圧力及びガス化炉内圧力の変動をおさえることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施の形態である石炭ガス化複合発電プラントの要部構成を示す系統図である。
【図２】本発明の実施の形態である運転制御装置の主用構成を示す制御系統図である。
【符号の説明】
１入口案内翼
２圧縮機
３燃焼器
４タービン
５蒸気タービン
６バンカー
７ガス化設備
８熱回収ボイラ
９ガス精製設備
１０排熱回収装置
１１復水器
１２ガスタービン発電機
１３蒸気タービン発電機
１４気水分離器
１５給水ポンプ
１６圧力調整弁
１７流量調整弁
１８主蒸気弁
１９バイパス弁
２０給水ポンプ
２１石炭供給弁
２２酸化剤供給弁
２３ガスタービンバイパス配管
２４ガスタービンバイパス弁
２５精製ガス燃焼装置
２６石炭供給量検出器
２７酸化剤供給量検出器
２８発生ガス出口圧力検出器
２９主蒸気圧力検出器
３０ガスタービン出力検出器
３１蒸気タービン出力検出器
３２ガスタービン出力設定器
３３、３８、４７、５４，５９，６３減算器
３４、３９、４５、４８、５６、６０、６１、６４ＰＩコントローラ
３５、４０、４９、５８、６５加算器
３６、４１、４６、５１、５３、５７，６２関数設定器
３７蒸気タービン出力設定器
４２低値選択器
４３、５２スイッチ
４４定数設定器
５０、５５、５５Ａ不感帯設定器
６６、７２、７３、７４管路
６７精製ガス供給管路
６８排気管路
６９、７５蒸気管
７０蒸気バイパス管
７１給水管
７６燃焼ガス管路[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
In the operation of a coal gasification combined power plant, the present invention mainly controls operation control of the power recovery unit that suppresses the change rate of the operation end in the power recovery unit that has relatively slow load following performance and that has relatively easy load following performance. The present invention relates to operation control technology that improves load following performance in the entire plant.
[0002]
[Prior art]
In the conventional coal gasification combined power plant, in order to follow the plant load command value, the so-called gas turbine initiative that adjusts the amount of coal supplied to the gasifier and the amount of oxidizer supplied based on the gas turbine output Load control methods have been mainly proposed.
[0003]
Further, in JP-A-7-332022, a part of the refined gas from the gasifier is always bypassed to the exhaust heat recovery boiler and burned in the boiler, whereby the superheater in the exhaust heat recovery boiler is disclosed. A technique is disclosed that increases the steam turbine output by increasing the inlet temperature, and at the same time eliminates the need for a superheater in the heat recovery section provided in the gasification furnace.
[0004]
[Problems to be solved by the invention]
In the gas turbine initiative load control, there is a problem that a long time is required from when coal is introduced into the gasification furnace until it is converted into purified gas and reaches the gas turbine combustor, and the response is not sufficient. In addition, there is a problem in that the gas pressure and the pressure in the gasifier also fluctuate by operating the gas turbine fuel flow rate adjustment valve before increasing the amount of purified gas from the gasifier during load following. Furthermore, in the technique disclosed in the publication, when the load command value to the plant greatly fluctuates, fluctuations in the amount of coal and the amount of oxidizer supplied to the gasifier also increase. The problem is that it is difficult to adjust the supply amount so that a part of the refined gas is always sent to the exhaust heat recovery boiler bypassing the gas turbine combustor, and the gas turbine output is reduced. ,was there.
[0005]
A first problem of the present invention is a coal gasification combined power plant, The purpose is to reduce the time delay of control when the load fluctuates. The second problem of the present invention is that Stabilization of gas pressure during load fluctuations The purpose is to suppress a reduction in gas turbine output.
[0006]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the first problem, in a coal gasification combined power plant, a gas turbine bypass pipe that is branched from a fuel gas pipe and includes a gas turbine bypass valve capable of adjusting a flow rate, and a gas turbine bypass pipe are ventilated. Purified gas combustion device for combusting purified gas to be combusted, and combustion gas conduit for connecting the combustion gas outlet side of the purified gas combustion device and the exhaust gas inlet side of the exhaust heat recovery device A control device for controlling the opening degree of the gas turbine bypass valve, and the control device is configured to control a deviation between the output of the steam turbine and an output command value of the steam turbine that is varied according to plant load fluctuations. Control the opening of the gas turbine bypass valve to zero .
[0007]
Furthermore, in order to solve the second problem, the gasification equipment for generating steam using the heat generated while gasifying the coal to generate the crude gas, and the gasification equipment connected to the gasification equipment are arranged. A gas purification facility that removes unnecessary substances from the crude gas to obtain a purified gas, a gas turbine that is connected to the gas purification facility by a fuel gas pipe, and that uses the purified gas as fuel, and a gas turbine that is connected to the gas turbine The exhaust heat recovery device that generates steam using the exhaust gas discharged from the gas turbine and the steam generated by the gasification facility and the exhaust heat recovery device and supplied via the main steam valve A steam turbine as a source, and a steam bypass pipe connecting a pipe for guiding the steam generated by the gasification facility and the exhaust heat recovery device to the steam turbine to a condenser of the steam turbine via a flow control valve; , A purified gas combustion device that is connected to a purified gas outlet side of a purification facility through a valve and combusts the purified gas, and a combustion gas outlet side of the purified gas combustion device communicates with an exhaust gas inlet side of the exhaust heat recovery device An operation control device for controlling the operation of a coal gasification combined power plant comprising a pipeline based on the plant load command value, wherein the plant load command value is converted into a gas turbine load command value and a steam turbine load command value. Load command distributing means for distributing, and fuel flow adjusting opening adjusting means for adjusting the fuel flow adjusting opening of the gas turbine so that the difference between the actual output of the gas turbine and the gas turbine load instruction value is zero And a fuel flow adjustment opening adjusting means for adjusting a fuel flow adjustment opening of the gas turbine so that a difference between an actual output of the gas turbine and the gas turbine load command value is zero, and the steam turbine A first main steam valve opening signal for adjusting a main steam valve opening of the steam turbine so that a difference between an actual output and the steam turbine load command value is zero; an inlet main steam pressure of the steam turbine; and a plant By selecting a low value of the second main steam valve opening signal that adjusts the main steam valve opening of the steam turbine so that the difference from the inlet main steam pressure setting value having the load command value as an argument is 0 The difference between the main steam valve opening adjusting means for adjusting the main steam valve opening, and the actual pressure of the crude gas at the crude gas outlet of the gasification facility and the crude gas outlet pressure set value using the plant load command value as an argument A signal that adjusts the amount of coal supplied to the gasification facility so as to be zero, and an output signal of the fuel flow control valve adjustment means, and the second main steam valve opening signal A signal generated on the basis of adjusting the amount of coal supplied to the gasification facility, The difference between the supply coal amount adjusting means for adjusting the amount of coal supplied to the gasification facility from the actual supply oxidant amount to the gasification facility and the oxidant supply amount setting value using the plant load command value as an argument Oxidant supply amount adjusting means for adjusting the oxidant supply valve opening so as to make the value 0, and when the crude gas actual pressure is larger than the crude gas outlet pressure set value, the purified gas is supplied from the gas purification facility. A purified gas bypass amount adjusting means for increasing the purified gas bypass amount led to the combustion device and decreasing the purified gas bypass amount when the actual crude gas pressure is smaller than the crude gas outlet pressure set value; When the main steam pressure is larger than the inlet main steam pressure set value, the opening degree of the flow rate adjusting valve disposed in the steam bypass pipe that directly vents the steam from the exhaust heat recovery device to the steam turbine condenser is set. Increase Providing a steam bypass flow rate adjustment means.
[0008]
Furthermore, when the main steam pressure falls below a predetermined pressure, an opening degree regulating means for making the main steam valve opening degree constant may be added to the main steam valve opening degree adjusting means.
[0009]
In addition, an opening degree regulating means for outputting a signal for making the main steam valve opening degree constant is provided, and in the case of operation for improving load following performance, the opening degree of the main steam valve is determined by the output of the main steam valve opening degree adjusting means. When performing control and operating at maximum power generation efficiency, there may be provided switching means for controlling the opening degree of the main steam valve by the output of the opening degree regulating means.
[0010]
The refined gas bypass amount adjusting means is preferably configured to increase or decrease the purified gas bypass amount when the difference between the crude gas actual pressure and the crude gas outlet pressure set value exceeds a preset allowable value. .
[0011]
The steam bypass flow rate adjustment means is configured to increase the opening of a flow rate adjustment valve interposed in a steam bypass pipe when the inlet main steam pressure is larger than an allowable value than an inlet main steam pressure set value. It is desirable to do.
[0012]
The purified gas bypass amount adjusting means adjusts the purified gas bypass amount so that the difference between the steam turbine load command value and the actual output of the steam turbine is zero when the load fluctuates. It is desirable to add means.
[0013]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, an embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. The illustrated plant includes a gasification facility part that gasifies coal, a gas purification part that purifies gas generated in the gasification facility part, a power generation part that extracts power from the purified gas, and a power generation part. And a control means (not shown).
[0014]
The gasification equipment part is connected to the gasification furnace 7, the heat recovery boiler 8 provided in connection with the gasification furnace 7, and equipped with a heat transfer tube (heat exchanger), and the outlet side and the inlet side of the heat transfer tube The steam separator 14 arranged in this manner, the bunker 6 for supplying the coal to the gasification furnace 7 via the pipeline 72 having the coal supply valve 21 interposed therebetween, and the coal supply amount installed in the pipeline 72 A coal supply amount detector 26 for detecting the oxidant, an oxidant supply source (not shown) for supplying the oxidant to the gasification furnace 7 via a pipe line 73 provided with an oxidant supply valve 22, and the pipe line 73. An oxidant supply amount detector 27 for detecting an oxidant supply amount, and a water supply pump 15 interposed in a conduit 74 connecting the inlet side of the lower end of the heat transfer tube and the steam separator 14, A conduit 66 that communicates the bottom of the heat recovery boiler 8 and the top of the gasification furnace 7, and a portion near the heat recovery boiler connection portion of the conduit 66 It is configured to include the generated gas outlet pressure detector 28 for detecting the outlet pressure of the installation has been generated crude gas.
[0015]
The gas purification part is connected to the gas purification facility 9 arranged on the pipe 66 and connected to the side thereof, and is connected to the gas outlet side of the gas purification facility 9. The pressure adjustment valve 16 and the flow rate adjustment valve are sequentially arranged from the upstream side. 17 is connected to a purified gas supply pipe 67 which is a fuel gas pipe interposed 17 and a purified gas supply pipe 67 upstream of the pressure regulating valve 16 by a gas turbine bypass pipe 23 having a gas turbine bypass valve 24 interposed therebetween. And a purified gas combustion device 25.
[0016]
The power generation portion includes a combustor 3 installed in connection with the purified gas supply pipe 67, a gas turbine 4 installed in connection with the combustor 3, and a gas turbine generator driven by the gas turbine 4. 12, a compressor 2 that is also driven by a gas turbine 4 to supply compressed air to the combustor 3, an inlet guide vane 1 that is disposed on the air inlet side of the compressor 2 to control the amount of intake air, and a gas A gas turbine output detector 30 that is installed on the output shaft of the turbine 4 and detects the output, and an exhaust gas pipe 4 connected to the exhaust side of the gas turbine 4 is connected to a heating side fluid flow path inlet (that is, an exhaust gas inlet). The heat recovery device 10, the steam turbine 5 connected to the heated fluid flow path outlet side (that is, the steam outlet side) of the exhaust heat recovery device 10 by the steam pipe 69, and the recovery unit connected to the steam outlet side of the steam turbine 5 Water vessel 11 and steam turbine 5 A generator 13 coupled to the output shaft and driven, a steam turbine output detector 31 attached to the output shaft for detecting output, a main steam valve 18 interposed in the steam pipe 69, and main steam A main steam pressure detector 29 that is attached to the steam pipe 69 between the valve 18 and the exhaust heat recovery device 10 to detect the steam pressure, and a steam pipe 59 between the main steam valve 18 and the main steam pressure detector 29. A steam bypass pipe 70 communicating with the condenser 11 via a bypass valve 19 whose flow rate can be adjusted, a condenser discharge side of the condenser 11 and a heated fluid input side of the exhaust heat recovery device 10 (that is, water supply input) And a water supply pump 20 that is interposed in the water supply pipe 71 and feeds the condensate of the condenser 11 to the exhaust heat recovery device 10.
[0017]
The exhaust heat recovery device 10 includes an economizer, an evaporator, and a superheater. The economizer entrance side constitutes the heated fluid entrance side, and the superheater exit side constitutes the heated fluid flow path exit side. The outlet side of the economizer is connected to an air / water drum (not shown), and the outlet side and the inlet side of the evaporator are also connected to the air / water drum. The superheater entrance side is also connected to the steam-water drum. The upper part (gas phase part) of the steam separator 14 is connected to the superheater entrance side by a steam pipe 75. In other words, the water supplied to the water supply pipe 71 by the water supply pump 20 is guided to the air / water drum through the economizer, and is evaporated while circulating between the air / water drum and the evaporator. The steam accumulated in the steam drum is combined with the steam from the steam pipe 75 and flows into the superheater, and flows out to the steam pipe 69 through the superheater.
[0018]
A combustion gas outlet side of the purified gas combustion device 25 is connected to the exhaust pipe 68 by a combustion gas pipe 76. The heated fluid outlet side of the exhaust heat recovery apparatus 10 is open to the atmosphere. A water supply line (not shown) is connected to the pipe line 74 from a water supply pipe 71, and another water supply line (not shown) is connected to supply makeup water.
[0019]
Next, the operation of the combined coal gasification combined cycle plant will be described. The flow rate of the oxidant is adjusted by the oxidant supply valve 22 and supplied to the gasification furnace 7. The gasifier 7 combusts fine coal supplied from the bunker 6 through the coal supply valve 21 with the oxidant, and recovers the generated high-temperature and high-pressure generated gas containing hydrogen, carbon monoxide, and carbon dioxide. Supply to boiler 8. The heat recovery boiler 8 includes a heat transfer tube (that is, a heat exchanger) through which feed water flows. The heat exchanger is heated by the high-temperature and high-pressure generated gas to generate steam, and the generated steam is Supply to water separator 14. The steam from which moisture has been separated by the steam separator 14 is sent to the exhaust heat recovery device 10 through the steam pipe 75, and the separated moisture is circulated to the heat exchanger by the feed water pump 15.
[0020]
On the other hand, the product gas cooled by releasing heat is supplied to the gas purification equipment 9 through the pipe 66. The gas purification equipment 9 removes unnecessary substances contained in the product gas to obtain purified gas, and sends this purified gas to the purified gas supply pipe 67. The gas turbine bypass valve 24 is closed in the normal operation state. The purified gas whose pressure is adjusted by the pressure adjusting valve 16 interposed in the purified gas supply pipe 67 is supplied to the combustor 3 after the flow rate is adjusted by the flow rate adjusting valve 17. The air flows into the compressor 2 while the flow rate is adjusted by the inlet guide vanes 1, is compressed by the compressor 2, becomes high-pressure air, and is supplied to the combustor 3.
[0021]
The combustor 3 burns the purified gas supplied from the gas purification facility with the high-pressure air supplied from the compressor 2 and supplies the generated high-temperature gas to the turbine 4. The high-temperature gas supplied to the turbine 4 is recovered in power by the turbine 4, and after being generated by the connected gas turbine generator 12, is discharged as exhaust gas to the atmosphere through the exhaust heat recovery device 10. The exhaust heat recovery apparatus 10 constitutes a heat exchanger including a heating side fluid channel (exhaust gas channel) and a heated fluid channel (economizer, evaporator, superheater), and flows through the heating side fluid channel. Steam supplied by the heat of the exhaust gas is supplied from the water supply pipe 71 and flows through an economizer and an evaporator to generate steam. The generated steam merges with the steam supplied from the steam separator 14 via the steam pipe 75 and flows into the superheater. After passing through the superheater, the steam is guided to the steam pipe 69. The steam guided to the steam pipe 69 is supplied to the steam turbine 5 after the flow rate is adjusted by the main steam valve 18. The steam supplied to the steam turbine 5 is recovered in power by the steam turbine 5 and is generated by the connected steam turbine generator 13. The steam after power recovery is condensed in the condenser 11 and supplied to the exhaust heat recovery device 10 by the feed water pump 20, and a part of the heat recovery boiler 8 passes through the pipe line 74 and the feed water pump 15. To be supplied.
Next, an operation method for each of the above-described element devices according to the plant operation state will be described.
[0022]
When increasing the plant load, first, the amount of coal supplied from the bunker 6 is increased by the coal supply valve 21, and the amount of gas generated in the gasifier 7 is increased. Next, the amount of water supplied to the heat recovery boiler 8 is increased by the water supply pump 15 to increase the amount of steam generated in the steam separator 14. The increased amount of steam is supplied to the superheater of the exhaust heat recovery apparatus 10 via the steam pipe 75 and increases in the amount of steam that merges with the steam generated in the exhaust heat recovery apparatus 10, and at the same time, the main steam valve 18 Is increased, and the amount of recovered power in the steam turbine 5 is increased. After the composition of the gas generated from the gasifier 7 is stabilized, the amount of purified gas supplied to the combustor 3 is increased by the flow rate adjusting valve 17 and at the same time by adjusting the opening of the main steam valve 18, Follow the load command to the plant. As described above, when the plant load increases, first, the amount of steam supplied to the steam turbine is increased, and after the composition of the gas generated from the gasification furnace 7 is stabilized, the amount of purified gas supplied to the combustor 3 is increased. This operation suppresses fluctuations in the gas pressure and the pressure in the gasifier when the plant load increases. Moreover, the load follow-up time as a plant can be shortened by performing the load change of a steam turbine ahead of the load change of a gas turbine.
[0023]
When the plant load is lowered, first, the amount of coal supplied from the bunker 6 is reduced, and at the same time, the opening degree of the main steam valve 18 is lowered and the bypass valve 19 is opened. Next, the amount of water supplied to the heat recovery boiler 8 is decreased by the water supply pump 15. After the amount of gas generated from the gasifier 7 is stabilized, the flow regulating valve 17 is closed to reduce the opening, and the bypass valve 19 is fully closed while adjusting the opening of the main steam valve 18. By following the above, the load command to the plant is made to follow. By performing load follow-up at the time of plant load drop by the above operation, fluctuations in gas pressure and in-furnace pressure of the gasifier are suppressed.
[0024]
When the generated steam pressure in the exhaust heat recovery apparatus 10 is lower than a predetermined pressure, the main steam valve 18 is fully opened and the bypass valve 19 is fully closed. Next, simultaneously with opening the gas turbine bypass valve 24, the operation of the purified gas combustion device 25 is started. In addition to the exhaust gas from the turbine 4, high-temperature gas generated in the purified gas combustion device 25 is supplied to the exhaust heat recovery device 10, thereby increasing the generated steam pressure in the exhaust heat recovery device 10 to a predetermined value. At this time, when the total output of the turbine 4 and the steam turbine 5 is lower than the plant load command value, the supplied coal amount of the bunker 6 is increased, and in the opposite case, it is decreased. By the above operation, the generated steam pressure in the exhaust heat recovery apparatus 10 is adjusted.
[0025]
Next, an operation method when a combustion abnormality occurs in the combustor 3 will be described in the case of runback and trip.
[0026]
The basic operation at the time of gas turbine runback is the same as that at the time of plant load drop described above. Two types of operation change rate and width at each operation end are set in advance for normal operation and runback, and a function of switching simultaneously with the generation of the runback signal is provided.
[0027]
When the gas turbine trips, first, the pressure regulating valve 16 is fully closed, and at the same time, the gas turbine bypass valve 24 is opened to start the operation of the purified gas combustion device 25. Next, the flow regulating valve 17 is closed to bring the gas turbine into a starting state. Further, the main steam valve 18 is fully opened and the bypass valve 19 is fully closed. At the same time, the water supply amount of the water supply pump 20 is increased, and as a result, the output of the steam turbine 5 is maintained at the maximum output and the recovery of the gas turbine operation is waited. At the time when the gas turbine is restored to a predetermined load (when the sum of the gas turbine output and the steam turbine output matches the commanded output), the gas turbine bypass valve 24 is closed to reduce the opening degree. The operation of increasing the opening degree of the flow regulating valve 17 is performed. Next, the main steam valve 18 is closed to reduce the opening, and while adjusting the opening of the bypass valve 19, the output of the gas turbine is increased to follow the load command to the plant. By performing the operation at the time of abnormal combustion in the combustor 3 by the above operation, it is possible to suppress fluctuations in the gas pressure and the in-furnace pressure of the gasifier when restarting from the gas turbine trip.
[0028]
Next, a control apparatus suitable for performing the above-described operations will be described with reference to FIG. The illustrated control system diagram shows a plant load command value (MWD), a coal supply amount detector 26, an oxidant supply amount detector 27, a generated gas outlet pressure detector 28, a main steam pressure detector 29, and a gas turbine output. Using the outputs of the detector 30 and the steam turbine output detector 31 as inputs, the flow rate adjusting valve 17, the main steam valve 18, the bypass valve 19, the coal supply valve 21, the oxidant supply valve 22, and the gas turbine bypass valve 24 A control system to be controlled is shown.
[0029]
A gas turbine output setting device 32, a steam turbine output setting device 37, and function setting devices 46, 53, 62 are connected in parallel to each other to a signal line through which a load command value (MWD) to the plant flows. Subtractors 33, 38, 47, 54, and 63 are connected to the output side of the setting device.
[0030]
A subtracter 33 is arranged by connecting a negative input to the output side of the gas turbine output setting device 32, and an output of the gas turbine output detector 30 is connected to a positive input of the subtractor 33. A PI controller 34 is connected to the output side of the subtracter 33, and one input terminal of the adder 35 is connected to the output side of the PI controller 34. Further, a function setter 36 is connected to the output side of the gas turbine output setter 32, and the output of the function setter 36 is connected to the other input terminal of the adder 35. The output of the adder 35 becomes an opening degree signal of the flow rate adjusting valve 17.
[0031]
A subtractor 38 is arranged by connecting a positive input to the output side of the steam turbine output setting device 37, and an output of the steam turbine output detector 31 is connected to a negative input of the subtractor 38. A PI controller 39 and a PI controller 45 are connected in parallel to the output side of the subtractor 38, and one input terminal of the adder 40 is connected to the output side of the PI controller 39. Further, a function setting unit 41 is connected to the output side of the steam turbine output setting unit 37, and the output of the function setting unit 41 is connected to the other input terminal of the adder 40. The output side of the adder 40 is connected to one input side of the low value selector 42, and the output side of the low value selector 42 selects one of the two inputs and outputs one of the switches 43. Connected to the input side. The other input side of the switch 43 is connected to the output side of a constant setter 44 that is an opening degree restricting means. The output of the switch 43 is an opening signal of the main steam valve 18. Note that the switch 43 operates to output the input from the low value selector 42 in the load following mode.
[0032]
A subtractor 47 is arranged by connecting a + side input to the output side of the function setter 46, and an output side of the generated gas outlet pressure detector 28 is connected to a − side input of the subtractor 47. A PI controller 48 is connected to the output side of the subtractor 47, and one input terminal of the adder 49 is connected to the output side of the PI controller 48. The other input of the adder 49 is connected to the output of the adder 35. A dead band setting device 50 is connected to the output side of the subtractor 47, and a function setting device 51 is connected to the output side of the dead band setting device 50. The output side of the function setting device 51 is connected to one input side of a switch 52 that selects and outputs one of the two inputs. The other input side of the switch 52 is connected to the output side of the PI controller 45 connected to the output side of the subtractor 38. The output of the switch 52 becomes an opening signal of the gas turbine bypass valve 24. Note that the switch 52 operates to output an input from the PI controller 45 during gas turbine bypass load control.
[0033]
A subtractor 54 is arranged by connecting the input + side to the output side of the function setter 53, and the output side of the main steam pressure detector 29 is connected to the − side input of the subtractor 54. Dead zone setting devices 55 and 55A are connected to the output side of the subtractor 54, a PI controller 56 is connected to the output side of the dead zone setting device 55, and a PI controller 61 is connected to the output side of the dead zone setting device 55A. Yes.
[0034]
A function setting unit 57 is connected to the output side of the PI controller 56, and the output side of the function setting unit 57 is connected to one of the inputs of the adder 58. The output of the adder 49 is connected to the other input of the adder 58, and the output side of the adder 58 is connected to the + side input of the subtractor 59. The output of the coal supply amount detector 26 is connected to the minus side input of the subtractor 59, and the output of the subtractor 59 is input to the PI controller 60. The output of the PI controller 60 becomes the opening signal of the coal supply valve 21. The output of the PI controller 56 is also connected to the other input of the low value selector 42.
[0035]
The output of the PI controller 61 becomes an opening degree signal of the bypass valve 19.
[0036]
A subtracter 63 is arranged with the input + side connected to the output side of the function setter 62, and the output side of the oxidant supply amount detector 27 is connected to the − side input of the subtractor 63. A PI controller 64 is connected to the output side of the subtracter 63, and an adder 65 is connected to one of the inputs connected to the output side of the PI controller 64. The other input of the adder 65 is connected to the output of the PI controller 60, and the output of the adder 65 becomes an opening signal of the oxidant supply valve 22.
[0037]
Hereinafter, control for controlling the flow rate adjustment valve 17, the main steam valve 18, the bypass valve 19, the coal supply valve 21, the oxidant supply valve 22, and the gas turbine bypass valve 24 by the control system having the above configuration will be described.
[0038]
The load command value (MWD) to the plant is obtained by the gas turbine output setter 32 and the steam turbine output setter 37 constituting the load command distribution means, respectively, for the gas turbine output (gas turbine output command value) and the steam turbine output. Is converted into a command value (steam turbine output command value). The subtractor 33 calculates the difference between the gas turbine output from the gas turbine output detector 30 and the output of the gas turbine output setting unit 32 and transmits the obtained deviation to the PI controller 34. The PI controller 34 performs a PI calculation based on the input deviation, generates a signal for controlling the opening degree of the flow rate adjustment valve 17 so that the deviation becomes zero, and outputs the calculation result to the adder 35. The output of the gas turbine output setting device 32 is simultaneously input to the function setting device 36, and the function setting device 36 calculates a correction value of the opening degree signal based on the gas turbine output command value. The output of the PI controller 34 and the output of the function setting unit 36 are added by an adder 35 and output as an opening signal of the flow rate adjusting valve 17 that adjusts the flow rate of the gas turbine fuel (purified gas). The subtractor 33, the adder 35, the function setter 36, and the PI controller 34 constitute a fuel flow control valve opening adjustment means.
[0039]
The gas turbine output setting units 32 and 37 set the steam turbine output change rate to be larger than the gas turbine output change rate when a load fluctuation command is input. Further, the steam turbine output setting device 37 sets the flow rate adjustment valve 17 to be fully closed when the gas turbine operation state is tripped. By the above process, the gas turbine load change rate at the time of load fluctuation can be suppressed, and the gasification furnace 7 outlet pressure fluctuation can be suppressed.
[0040]
On the other hand, the subtractor 38 to which the output (steam turbine output command value) of the steam turbine output setting unit 37 is input is the difference between the output of the steam turbine output setting unit 37 and the steam turbine output from the steam turbine output detector 31. And the obtained deviation is transmitted to the PI controller 39. The PI controller 39 performs a PI calculation based on the input deviation, generates a signal for controlling the opening of the main steam valve so that the deviation becomes zero, and outputs the signal to the adder 40. The output of the steam turbine output setting unit 37 is simultaneously input to the function setting unit 41, and the function setting unit 41 calculates an opening degree signal correction value based on the steam turbine output command value and outputs it to the adder 40. The output of the PI controller 39 and the output of the function setting unit 41 are added by the adder 40, and the obtained signal (first main steam valve opening signal) is input to the low value selector 42.
[0041]
Further, the load command value (MWD) to the plant is set by the function setting units 46, 53, and 62, respectively, the gasification furnace 7 outlet pressure setting value, the main steam valve 18 inlet pressure setting value, and the oxidant supply valve 22 flow rate setting. Converted to a value.
[0042]
The subtractor 47 to which the output of the function setter 46 (gasifier 7 outlet pressure set value) is input is a gas that is the output of the generated gas outlet pressure detector 28 from the input gasifier 7 outlet pressure set value. The crude gas pressure at the outlet of the converter is subtracted, and the obtained deviation is transmitted to the PI controller 48 and the dead zone setting device 50.
[0043]
The dead zone setting device 50 outputs a signal when the input deviation exceeds the set range, and the output from the dead zone setting device 50 is converted into an opening signal of the gas turbine bypass valve 24 by the function setting device 51. It is converted and output to the switch 52. The function setter 51 outputs a signal so as to increase the opening of the gas turbine bypass valve 24 when the deviation output from the subtractor 47 is negative, and to decrease the opening when the deviation is opposite.
[0044]
Since the dead zone setter 50 outputs a signal when the input deviation exceeds the set range, the gas turbine bypass valve due to a minute fluctuation of the subtractor 47 output in a region where the set value and the actual pressure are close to each other. Thus, the variation in the outlet pressure of the gasification furnace 7 can be suppressed by suppressing the variation in the opening degree of 24.
[0045]
In addition to the output of the function setter 51, the output signal of the subtractor 38 is PI-calculated by the PI controller 45 and input to the switch 52. The PI controller 45 generates and outputs an opening signal for controlling the opening of the gas turbine bypass valve 24 so that the output of the subtractor 38 becomes 0, and selects the gas turbine bypass load control (the gas turbine bypass valve 24). Switch 52 is turned on, and a signal from the PI controller 45 is output as a valve opening signal of the gas turbine bypass valve 24. The subtractor 38 and the PI controller 45 constitute bypass gas amount adjusting means. When the switch 52 is off, the switch 52 outputs a signal from the function setting unit 51 as a valve opening signal of the gas turbine bypass valve 24. In other words, during normal operation, the gas turbine bypass valve 24 is controlled in accordance with the deviation between the set value of the gasifier outlet pressure and the actual pressure to suppress fluctuations in the gasifier 7 outlet pressure. When the gas turbine bypass load control is selected, such as when the pressure of the steam supplied from the heat recovery apparatus 10 falls below a specified value, the control is performed based on the output of the PI controller 45 that performs PI calculation on the deviation between the steam turbine output and the output command value. Therefore, even when a large gasifier 7 outlet pressure fluctuation is predicted, the pressure fluctuation can be effectively suppressed. The subtractor 47, dead zone setter 50, and function setter 51 constitute a purified gas bypass amount adjusting means.
[0046]
Through the above processing, in the case of normal operation, the gas turbine bypass valve 24 can be operated mainly by the steam turbine output so as to suppress fluctuations in the outlet pressure of the gasification furnace 7 and during load fluctuations and gas turbine trips.
[0047]
The output of the function setter 53 (main steam valve 18 inlet pressure set value) is input to the subtractor 54. The subtractor 54 subtracts the main steam pressure input from the main steam pressure detector 29 from the output of the function setting unit 53, and the obtained deviation is sent to the PI controller 56 via the dead band setting unit 55 and the dead band setting unit 55A. Are respectively transmitted to the PI controller 61 via.
[0048]
The PI controller 61 performs PI calculation on the input deviation and outputs it as an opening signal of the bypass valve 19. When the input deviation is negative (when the actual pressure is higher than the set value), the PI controller 61 outputs a signal for increasing the opening of the bypass valve. The output of the subtractor 54 is input to the PI controller 61 through the dead zone setter 55 to suppress the opening degree variation of the bypass valve 19 due to a minute variation in deviation in a region where the set value and the actual pressure are close to each other. Thus, fluctuations in the main steam pressure generated in the exhaust heat recovery apparatus 10 can be suppressed. With the above processing, even when the load fluctuates and when the gas turbine trips, the steam turbine output change rate can be made larger than the gas turbine output change rate and the main steam pressure change can be suppressed. The subtractor 54, dead zone setter 55A and PI controller 61 constitute a steam bypass flow rate adjusting means.
[0049]
On the other hand, the PI controller 56 performs PI calculation on the input deviation, and generates a signal (second main steam valve opening signal) for controlling the opening of the main steam valve 18 so that the deviation becomes zero, This signal is input to the low value selector 42 and the function setter 57.
[0050]
The output of the PI controller 56 (second main steam valve opening signal) input to the low value selector 42 is compared with the output from the adder 40 (first main steam valve opening signal). The lower one is input to the switch 43. The switch 43 is turned on by load follow mode selection (mode when MWD fluctuates), and outputs a signal from the low value selector 42 as an opening signal of the main steam valve 18. On the other hand, when the switch 43 is off, the full opening degree signal preset in the constant setting unit 44 is output from the switch 43 as the opening signal of the main steam valve 18. With the above processing, the output of the steam turbine 5 can be increased while suppressing the fluctuation of the generated steam pressure in the exhaust heat recovery apparatus 10 when the load changes. Further, when the load of the entire plant follows the MWD and the generated gas composition value in the gasifier 7 is stable, the main steam valve 18 can be fully opened by canceling the load following mode selection. .
[0051]
Therefore, the main steam valve opening is determined by subtractor 38, PI controller 39, adder 40, function setter 41, low value selector 42, function setter 53, subtractor 54, dead zone setter 55, and PI controller 56. Is adjusted by a main steam valve opening adjusting means constituted by: a constant setter 44 as an opening restricting means; and a switch 43 as a switching means.
[0052]
The output of the PI controller 56 input to the function setting unit 57 is converted into a coal supply amount by the function setting unit 57 and transmitted to the adder 58. The PI controller 48, to which the deviation between the set value of the gasifier outlet pressure and the detected value is input, calculates the deviation PI and transmits it to the adder 49 as a correction value of the coal supply amount. Since the output of the adder 35 is also input to the adder 49, the output of the adder 35 and the output of the PI controller 48 are added by the adder 49, and the output of the adder 49 is further input to the adder 58. Is done. The adder 58 adds the input (correction value) from the adder 49 and the input (coal supply amount) from the function setting unit 57 and inputs the result to the + side of the subtractor 59. The subtractor 59 subtracts the coal supply amount from the coal supply amount detector 26 input to the − side input from the output of the adder 58 input to the + side, and the obtained deviation is supplied to the PI controller 60. input. The PI controller 60 performs PI calculation on the input deviation, and generates and outputs an opening signal for controlling the opening of the coal supply valve 21 connected to the bunker 6 so that the deviation becomes zero. The adder 58, the subtractor 59, and the PI controller 60 constitute supply coal amount adjusting means. By the above processing, the plant output can be set to a predetermined value when the MWD changes.
[0053]
In the function setting unit 62, an optimum value of the oxidant supply amount with respect to the amount of coal supplied to the gasifier 7 (coal supply amount corresponding to MWD) is set in advance, and the oxidant supply amount set value is input with MWD as an input. Output. The outputted oxidant supply amount set value becomes the + side input of the subtractor 63, and the subtracter 63 subtracts the output of the oxidant supply amount detector 27 inputted to the − side from the oxidant supply amount set value. The obtained deviation is transmitted to the PI controller 64. The PI controller 64 performs a proportional integral operation on the input deviation, generates a signal for controlling the opening degree of the oxidant supply valve 22 so that the deviation becomes zero, and outputs the signal to the adder 65 as a valve opening degree signal. . The opening signal of the coal supply valve 21 output from the PI controller 60 is input to the adder 65 as a correction value, and the opening signal for the oxidant supply valve 22 input to the adder 65 is the coal opening signal. The opening signal of the supply valve 21 is added and corrected, and then output to the oxidant supply valve 22. By the above processing, an appropriate amount of oxidant can be introduced in accordance with fluctuations in the amount of coal supplied to the gasification furnace 7, and the gasification reaction in the gasification furnace 7 can be stabilized. The subtractor 63 and the PI controller 64 constitute an oxidant supply amount adjusting means.
[0054]
As described above, according to the above embodiment, in the control of the coal gasification combined power plant, the time delay until the coal is input into the gasification furnace, converted into purified gas and reaches the gas turbine combustor. The load follow-up delay due to can be reduced by performing the steam turbine load change in advance. Also, at the time of load following, the operation of the gas turbine fuel flow control valve before the increase in the amount of purified gas from the gasifier is eliminated, and the sensible heat held by the gas from the gasifier is directly converted into steam by the heat recovery boiler. By recovering heat, fluctuations in gas pressure and gasifier pressure can be suppressed.
[0055]
Further, by performing the bypass operation of the purified gas only when the gas turbine trips or when the load fluctuates, it is possible to suppress a reduction in gas turbine output during normal operation.
[0056]
【The invention's effect】
According to the present invention, in the control of a coal gasification combined power plant, the delay in load following due to the time delay until the coal is input into the gasification furnace, converted into purified gas and reaches the gas turbine combustor, It can be corrected by performing the turbine load change in advance. Also, According to another invention, By eliminating the operation of the gas turbine fuel flow adjustment valve before the increase in the amount of purified gas from the gasifier during load following, the sensible heat held by the gas from the gasifier is directly recovered as steam, Variations in gas pressure and gasifier pressure can be suppressed.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a system diagram showing a main configuration of a combined coal gasification combined power plant according to an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a control system diagram showing a main configuration of an operation control apparatus according to an embodiment of the present invention.
[Explanation of symbols]
1 Entrance guide wing
2 Compressor
3 Combustors
4 Turbine
5 Steam turbine
6 Bunker
7 Gasification facilities
8 Heat recovery boiler
9 Gas purification equipment
10 Waste heat recovery device
11 Condenser
12 Gas turbine generator
13 Steam turbine generator
14 Steam separator
15 Water supply pump
16 Pressure regulating valve
17 Flow control valve
18 Main steam valve
19 Bypass valve
20 Water supply pump
21 Coal supply valve
22 Oxidant supply valve
23 Gas turbine bypass piping
24 Gas turbine bypass valve
25 Purified gas combustion equipment
26 Coal supply detector
27 Oxidant supply amount detector
28 Generated gas outlet pressure detector
29 Main steam pressure detector
30 Gas turbine output detector
31 Steam turbine output detector
32 Gas turbine output setting device
33, 38, 47, 54, 59, 63 Subtractor
34, 39, 45, 48, 56, 60, 61, 64 PI controller
35, 40, 49, 58, 65 Adder
36, 41, 46, 51, 53, 57, 62 Function setter
37 Steam turbine output setting device
42 Low value selector
43, 52 switch
44 Constant setter
50, 55, 55A Dead band setting device
66, 72, 73, 74 pipeline
67 Purified gas supply line
68 Exhaust pipe
69, 75 Steam pipe
70 Steam bypass pipe
71 Water supply pipe
76 Combustion gas line

Claims

Gasification equipment for generating coal by gasifying coal to generate steam using generated heat, and a refined gas that is disposed connected to the gasification equipment to remove unnecessary substances in the crude gas A gas refining facility, a gas turbine connected to the gas refining facility through fuel gas piping and using the purified gas as fuel, and an exhaust gas disposed connected to the gas turbine and discharged from the gas turbine In a coal gasification combined power plant comprising: an exhaust heat recovery device that generates steam using, and a steam turbine that uses steam generated by the gasification facility and the exhaust heat recovery device as a power source,
A gas turbine bypass pipe that is branched from the fuel gas pipe and includes a gas turbine bypass valve capable of adjusting a flow rate; a purified gas combustion apparatus that burns the purified gas that flows through the gas turbine bypass pipe; and the purified gas combustion Combustion gas pipes communicating the combustion gas outlet side of the apparatus and the exhaust gas inlet side of the exhaust heat recovery device are provided ,
A control device for controlling an opening degree of the gas turbine bypass valve, wherein the control device sets a deviation between an output of the steam turbine and an output command value of the steam turbine, which is varied according to plant load fluctuation, to zero; The coal gasification combined power plant characterized by controlling the opening degree of the gas turbine bypass valve .

Gasification equipment for generating coal by gasifying coal to generate steam using generated heat, and a refined gas that is disposed connected to the gasification equipment to remove unnecessary substances in the crude gas A gas refining facility, a gas turbine connected to the gas refining facility through fuel gas piping and using the purified gas as fuel, and an exhaust gas disposed connected to the gas turbine and discharged from the gas turbine An exhaust heat recovery device that generates steam using the steam, a steam turbine that is generated by the gasification facility and the exhaust heat recovery device and is supplied via a main steam valve as a power source, the gasification facility, and the A steam bypass pipe connecting a pipe for guiding steam generated by the exhaust heat recovery device to the steam turbine to a condenser of the steam turbine via a flow rate adjusting valve; and a valve on the purified gas outlet side of the gas purification facility. Contact And a purified gas combustion device for burning purified gas, and a combined gasification combined cycle power generation system comprising: a combustion gas outlet side of the purified gas combustion device and an exhaust gas inlet side of the exhaust heat recovery device. In the operation control device that controls the operation of the plant based on the plant load command value,
Load command distribution means for distributing the plant load command value to the gas turbine load command value and the steam turbine load command value;
Fuel flow adjustment opening adjustment means for adjusting the fuel flow adjustment opening of the gas turbine so that the difference between the actual output of the gas turbine and the gas turbine load command value is 0;
A first main steam valve opening signal for adjusting a main steam valve opening of the steam turbine so that a difference between the actual output of the steam turbine and the steam turbine load command value is zero; A second main steam valve opening signal that adjusts the main steam valve opening of the steam turbine so that the difference between the steam pressure and the set value of the inlet main steam pressure with the plant load command value as an argument is zero; Main steam valve opening degree adjusting means for adjusting the main steam valve opening degree by value selection;
The amount of coal supplied to the gasification facility is adjusted so that the difference between the actual pressure of the crude gas at the crude gas outlet of the gasification facility and the set value of the crude gas outlet pressure using the plant load command value as an argument is zero. A signal that is corrected based on the output signal of the fuel flow control valve opening adjusting means and a signal that is generated based on the second main steam valve opening signal and that adjusts the amount of coal supplied to the gasification facility And a supply coal amount adjusting means for adjusting the supply coal amount to the gasification facility from
Oxidant supply amount adjustment that adjusts the oxidant supply valve opening so that the difference between the actual supply oxidant amount to the gasification facility and the oxidant supply amount setting value with the plant load command value as an argument is zero Means,
When the crude gas actual pressure is larger than the crude gas outlet pressure set value, the amount of purified gas bypass introduced from the gas purification facility to the purified gas combustion device is increased, and the crude gas actual pressure is increased to the crude gas outlet. A purified gas bypass amount adjusting means for reducing the purified gas bypass amount when the pressure setting value is smaller,
When the inlet main steam pressure is larger than the inlet main steam pressure set value, an opening of a flow rate adjustment valve interposed in a steam bypass pipe that directly vents steam from the exhaust heat recovery device to the steam turbine condenser is performed. A steam bypass flow rate adjusting means for increasing the degree,
An operation control device for a combined coal gasification combined cycle plant.

3. The operation control apparatus for a coal gasification combined cycle plant according to claim 2, wherein the main steam valve opening degree adjusting means is configured to open the main steam valve opening degree when the main steam pressure is lower than a predetermined pressure. An operation control device for a combined coal gasification combined power plant, characterized in that a degree regulating means is added.

The operation control apparatus for a coal gasification combined cycle power plant according to claim 2, wherein the opening control means for outputting a signal for making the main steam valve opening constant, and the main control valve in the case of operation for improving load following performance. Switching means for controlling the opening degree of the main steam valve by the output of the opening degree regulating means when performing the opening degree control of the main steam valve by the output of the steam valve opening degree adjusting means and operating at the maximum power generation efficiency. An operation control apparatus for a combined coal gasification combined power plant.

5. The operation control apparatus for a coal gasification combined power plant according to any one of claims 2 to 4, wherein the refined gas bypass amount adjusting means sets in advance a difference between the crude gas actual pressure and the crude gas outlet pressure set value. An operation control device for a combined coal gasification combined power plant, wherein the purified gas bypass amount is increased or decreased when the allowable value is exceeded.

The operation control apparatus for a coal gasification combined power plant according to any one of claims 2 to 5, wherein the steam bypass flow rate adjusting means is configured such that the inlet main steam pressure exceeds an allowable value than an inlet main steam pressure set value. An operation control device for a combined coal gasification combined cycle plant that increases the opening degree of a flow rate adjustment valve interposed in a steam bypass pipe when it is large.

The operation control apparatus for a coal gasification combined cycle plant according to any one of claims 2 to 6, wherein the refined gas bypass amount adjusting means is configured to supply the steam turbine load command value and the actual output of the steam turbine when the load changes. An operation control device for a combined coal gasification combined power plant, characterized in that a bypass gas amount adjusting means for adjusting the purified gas bypass amount is added so that the difference between the two is zero.