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WO2015016327A1 - コークス乾式消火装置及びコークス乾式消火方法 - Google Patents

コークス乾式消火装置及びコークス乾式消火方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2015016327A1
WO2015016327A1 PCT/JP2014/070266 JP2014070266W WO2015016327A1 WO 2015016327 A1 WO2015016327 A1 WO 2015016327A1 JP 2014070266 W JP2014070266 W JP 2014070266W WO 2015016327 A1 WO2015016327 A1 WO 2015016327A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas
flow rate
line
boiler
bypass
Prior art date
Application number
PCT/JP2014/070266
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
康二 田畑
藤川　淳
博文 岡本
大谷　洋
Original Assignee
新日鉄住金エンジニアリング株式会社
Nsプラント設計株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 新日鉄住金エンジニアリング株式会社, Nsプラント設計株式会社 filed Critical 新日鉄住金エンジニアリング株式会社
Priority to BR112016002146-0A priority Critical patent/BR112016002146B1/pt
Priority to RU2016107218A priority patent/RU2659974C2/ru
Priority to CN201480043189.0A priority patent/CN105452420B/zh
Priority to UAA201602014A priority patent/UA118969C2/uk
Priority to EP14832280.3A priority patent/EP3029130B1/en
Publication of WO2015016327A1 publication Critical patent/WO2015016327A1/ja

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Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
    • C10B39/00—Cooling or quenching coke
    • C10B39/02—Dry cooling outside the oven
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Definitions

  • the present invention relates to a coke dry fire extinguishing apparatus and a coke dry fire extinguishing method.
  • a coke dry fire extinguishing device is known as a device for cooling red hot coke discharged from a coke oven.
  • the coke dry fire extinguishing device include a cooling chamber, a boiler, first and second gas lines, a bypass line, a diffusion line, and an auxiliary gas line.
  • the cooling chamber receives red hot coke, cools it with a cooling gas, and discharges it.
  • the boiler recovers energy from the heat generated by the red hot coke.
  • the first gas line guides the cooling gas that has passed through the coke in the cooling chamber to the boiler.
  • the second gas line guides the cooling gas that has passed through the boiler to the cooling chamber.
  • the bypass line lowers the gas temperature of the first gas line by guiding a part of the cooling gas passing through the second gas line to the first gas line without passing through the cooling chamber.
  • the diffusion line adjusts the pressure in the pre-chamber by introducing a part of the cooling gas passing through the second gas line to the outside.
  • the auxiliary gas line raises the gas temperature of the first gas line by guiding the combustion auxiliary gas containing oxygen to the first gas line.
  • ⁇ Coke dry fire extinguishing equipment is required to reliably cool red hot coke and generate an appropriate amount of steam from the boiler. Furthermore, it is also required to suppress an increase in the CO concentration in the cooling gas while keeping the gas temperature of the first gas line at a constant value.
  • the operator can set the temperature of the coke discharged from the cooling chamber (hereinafter referred to as “discharge coke temperature”), the gas temperature of the first gas line (hereinafter referred to as “gas temperature before boiler”). It is necessary to monitor and adjust the CO concentration of the cooling gas (hereinafter referred to as “CO concentration”) and the amount of steam generated by the boiler (hereinafter referred to as “steam generation amount”). .
  • these parameters include, for example, the gas flow rate upstream of the blower in the second gas line (hereinafter referred to as “circulation flow rate”), the gas flow rate in the bypass line (hereinafter referred to as “bypass flow rate”), and the auxiliary gas line.
  • This is achieved by appropriately adjusting the gas flow rate (hereinafter referred to as “auxiliary gas flow rate”), the gas flow rate in the diffusion line (hereinafter referred to as “discharge flow rate”), and the like.
  • auxiliary gas flow rate the gas flow rate in the diffusion line
  • discharge flow rate the gas flow rate in the diffusion line
  • Some of these flow rates affect more than one parameter.
  • the circulation flow rate affects the discharged coke temperature and the amount of steam generated.
  • the bypass flow rate affects the gas temperature before the boiler and the circulation flow rate, that is, the discharged coke temperature and the amount of steam generated.
  • Patent Document 1 discloses a method for automatically controlling the dilution air amount (auxiliary gas flow rate) and the circulation gas flow rate (circulation flow rate).
  • the auxiliary gas flow rate is determined based on the amount of coke discharged from the cooling chamber (hereinafter referred to as “coke discharge”), but the auxiliary gas is supplied for the purpose of adjusting the CO concentration.
  • CO concentration fluctuates due to various factors other than the amount of coke discharged. For this reason, it is necessary to monitor the CO concentration and manually adjust the auxiliary gas flow rate according to the fluctuation. Adjustment of the auxiliary gas flow rate also affects the gas temperature before the boiler and the amount of steam generated.
  • an object of the present invention is to provide a coke dry fire extinguishing apparatus and a coke dry fire extinguishing method that can reduce the burden on the operator.
  • a coke dry fire extinguishing apparatus receives a red hot coke, cools it with a cooling gas and discharges it, a boiler for recovering energy from the heat generated by the red hot coke, and a cooling chamber
  • a bypass line for guiding a part of the gas to the first gas line without passing through the cooling chamber, a diffusion line for guiding a part of the cooling gas passing through the second gas line to the outside, and the bypass line and the diffusion line.
  • a circulation flow meter for detecting the gas flow rate of the second gas line on the upstream side, a circulation flow rate adjusting unit for adjusting the gas flow rate, and a bypass A bypass flow meter for detecting the gas flow rate of the in-flow, a bypass flow rate adjusting unit for adjusting the gas flow rate, a diffusion flow meter for detecting the gas flow rate of the diffusion line, a diffusion flow rate adjusting unit for adjusting the gas flow rate, and a circulation flow meter Calculate the chamber inlet flow rate by subtracting the flow rate detected by the bypass flow meter and the diffusion flow meter from the flow rate detected by the above, and the ratio of the coke discharge amount from the cooling chamber to the chamber inlet flow rate approaches the target ratio.
  • the inlet flow rate control unit that controls the circulation flow rate adjustment unit or the diffused flow rate adjustment unit.
  • the circulating flow rate adjusting unit or the diffused flow rate adjusting unit is controlled so that the ratio of the coke discharge amount and the chamber inlet flow rate approaches the target ratio.
  • the amount of the cooling gas is automatically adjusted according to the increase or decrease of the coke to be cooled, so that the discharged coke temperature is automatically adjusted. That is, since at least one of the parameters is automatically adjusted, the burden on the operator can be reduced.
  • stabilization of the discharged coke temperature is also expected. By stabilizing the discharged coke temperature, the life of the apparatus for discharging and transporting the cooled coke can be improved. For example, burnout or deterioration of the conveyor belt for discharging coke can be prevented.
  • the inlet flow rate control unit calculates the chamber inlet flow rate by subtracting the bypass flow rate and the diffusion flow rate from the circulation flow rate. This also contributes to the realization of automatic adjustment of the discharged coke temperature.
  • a pre-boiler gas thermometer to be detected and a gas temperature control unit that controls the bypass flow rate adjusting unit or the auxiliary gas flow rate adjusting unit so that the pre-boiler gas temperature approaches the target temperature may be further provided.
  • the bypass flow rate adjusting unit or the auxiliary gas flow rate adjusting unit is controlled by the gas temperature control unit so that the pre-boiler gas temperature approaches the target temperature, the pre-boiler gas temperature is automatically adjusted.
  • the chamber inlet flow rate is automatically adjusted by the inlet flow rate control unit, fluctuations in the chamber inlet flow rate due to fluctuations in the bypass flow rate are suppressed. That is, since the chamber inlet flow rate and the pre-boiler gas temperature, which are at least two of the above parameters, are automatically adjusted, the burden on the operator can be further reduced. Furthermore, compared with performing manual adjustment, stabilization of the gas temperature before the boiler is also expected. By stabilizing the gas temperature before the boiler, the life of the boiler can be improved. For example, breakage or deterioration of the boiler tube can be prevented.
  • the gas temperature control unit increases the gas flow rate of the bypass line by controlling the bypass flow rate adjusting unit and decreases the gas flow rate of the auxiliary gas line by controlling the auxiliary gas flow rate adjusting unit. If the gas temperature before the boiler is lower than the target temperature, decrease the gas flow rate in the bypass line by controlling the bypass flow rate adjusting unit and increase the gas flow rate in the auxiliary gas line by controlling the auxiliary gas flow rate adjusting unit You may perform at least one of these.
  • the bypass flow rate is increased, the gas temperature before the boiler is lowered.
  • the auxiliary gas flow rate is increased, the gas temperature before the boiler rises.
  • the gas temperature before the boiler when the gas temperature before the boiler is higher than the target temperature, the gas temperature before the boiler can be lowered by performing at least one of increasing the bypass flow rate and decreasing the auxiliary gas flow rate.
  • the pre-boiler gas temperature when the pre-boiler gas temperature is lower than the target temperature, the pre-boiler gas temperature can be increased by performing at least one of a decrease in the bypass flow rate and an increase in the auxiliary gas flow rate. Therefore, the gas temperature before the boiler can be brought closer to the target temperature more reliably. Thereby, the further stabilization of the gas temperature before a boiler is anticipated.
  • a CO concentration meter for detecting the CO concentration of the cooling gas is further provided, and the gas temperature control unit increases the gas flow rate of the auxiliary gas line and increases the gas flow rate of the bypass line as the CO concentration increases.
  • the bypass flow rate adjustment unit and the auxiliary gas flow rate adjustment unit may be controlled. In this case, since the auxiliary gas flow rate is increased as the CO concentration increases, the CO concentration is reduced. Since the bypass flow rate is increased with the increase of the auxiliary gas flow rate, the influence of the increase of the auxiliary gas flow rate on the pre-boiler gas temperature is negated. Thereby, the adjustment of the gas temperature before the boiler is continued without being affected by the adjustment of the CO concentration.
  • the chamber inlet flow rate is automatically adjusted by the inlet flow rate control unit, fluctuations in the chamber inlet flow rate due to fluctuations in the bypass flow rate are suppressed. That is, since the chamber inlet flow rate, the pre-boiler gas temperature, and the CO concentration which are at least three of the above parameters are automatically adjusted, the burden on the operator can be further reduced. Furthermore, stabilization of the CO concentration that is unburned is also expected. By stabilizing the CO concentration, it is possible to recover sensible heat more efficiently.
  • a steam flow meter for detecting the amount of steam generated from the boiler is further provided, and the gas temperature control unit is configured to reduce the gas flow rate of the auxiliary gas line when the amount of steam generated is larger than the target amount. While controlling the above, it may wait until the steam generation amount becomes smaller than the target amount. In this case, in addition to the adjustment of the chamber inlet flow rate and the pre-boiler gas temperature, the steam generation amount is further adjusted. That is, since at least three of the above parameters are automatically adjusted, the burden on the operator can be further reduced.
  • the gas temperature control unit waits for the steam generation amount to become smaller than the target amount, so the steam generation amount is adjusted in preference to the adjustment of the gas temperature before the boiler. The For this reason, damage to the turbine driven by steam can be prevented more reliably. Further, since the auxiliary gas flow rate is reduced, the generation of heat in the front stage of the boiler is reliably suppressed, and the amount of steam generated can be rapidly reduced.
  • a coke dry fire extinguishing method includes a cooling chamber for receiving red hot coke, cooling it with a cooling gas and discharging it, a boiler for recovering energy from the heat generated by the red hot coke, and the cooling chamber.
  • a control unit of an apparatus comprising: a bypass line that guides a part of the gas to the first gas line without passing through the cooling chamber; and a diffusion line that guides a part of the cooling gas that passes through the second gas line to the outside
  • a coke dry fire extinguishing method implemented by circulates the gas flow rate of the second gas line upstream of the bypass line and the diffusion line Obtained as a quantity, the gas flow rate of the bypass line is obtained as a bypass flow rate, the gas flow rate of the diffusion line is obtained as a diffused flow rate, the bypass flow
  • the circulation flow rate or the discharge flow rate is adjusted so that the ratio between the coke discharge amount and the chamber inlet flow rate approaches the target ratio.
  • the amount of the cooling gas is automatically adjusted according to the increase or decrease of the coke to be cooled, so that the discharged coke temperature is automatically adjusted. That is, since at least one of the parameters is automatically adjusted, the burden on the operator can be reduced.
  • stabilization of the discharged coke temperature is also expected. By stabilizing the discharged coke temperature, the life of the apparatus for discharging and transporting the cooled coke can be improved. For example, burnout or deterioration of the conveyor belt for discharging coke can be prevented.
  • the chamber inlet flow rate is calculated by subtracting the bypass flow rate and the diffusion flow rate from the circulation flow rate. This also contributes to the realization of automatic adjustment of the discharged coke temperature.
  • the gas flow rates of the bypass line and the auxiliary gas line may be further adjusted.
  • the pre-boiler gas temperature is automatically adjusted.
  • the chamber inlet flow rate is automatically adjusted, fluctuations in the chamber inlet flow rate due to fluctuations in the bypass flow rate are suppressed.
  • the chamber inlet flow rate and the pre-boiler gas temperature which are at least two of the above parameters, are automatically adjusted, the burden on the operator can be further reduced. Furthermore, compared with performing manual adjustment, stabilization of the gas temperature before the boiler is also expected. By stabilizing the gas temperature before the boiler, the life of the boiler can be improved. For example, breakage or deterioration of the boiler tube can be prevented.
  • the gas temperature before the boiler is higher than the target temperature
  • at least one of increasing the gas flow rate of the bypass line and decreasing the gas flow rate of the auxiliary gas line is performed.
  • the bypass line The reduction of the gas flow rate and the increase of the gas flow rate of the auxiliary gas line may be performed.
  • the bypass flow rate is increased, the gas temperature before the boiler is lowered.
  • the auxiliary gas flow rate is increased, the gas temperature before the boiler rises. For this reason, when the gas temperature before the boiler is higher than the target temperature, the gas temperature before the boiler can be lowered by performing at least one of increasing the bypass flow rate and decreasing the auxiliary gas flow rate.
  • the pre-boiler gas temperature When the pre-boiler gas temperature is lower than the target temperature, the pre-boiler gas temperature can be increased by performing at least one of a decrease in the bypass flow rate and an increase in the auxiliary gas flow rate. Therefore, the gas temperature before the boiler can be brought closer to the target temperature more reliably. Thereby, the further stabilization of the gas temperature before a boiler is anticipated.
  • the CO concentration of the cooling gas may be further acquired, and the gas flow rate of the auxiliary gas line may be increased and the gas flow rate of the bypass line may be increased as the CO concentration increases.
  • the auxiliary gas flow rate is increased as the CO concentration increases, the CO concentration is reduced.
  • the bypass flow rate is increased with the increase of the auxiliary gas flow rate, the influence of the increase of the auxiliary gas flow rate on the pre-boiler gas temperature is negated. Thereby, the adjustment of the gas temperature before the boiler is continued without being affected by the adjustment of the CO concentration.
  • the chamber inlet flow rate is automatically adjusted, fluctuations in the chamber inlet flow rate due to fluctuations in the bypass flow rate are suppressed.
  • the chamber inlet flow rate, the pre-boiler gas temperature, and the CO concentration which are at least three of the above parameters, are automatically adjusted, the burden on the operator can be further reduced. Furthermore, stabilization of the CO concentration that is unburned is also expected. By stabilizing the CO concentration, it is possible to recover sensible heat more efficiently.
  • the gas flow in the auxiliary gas line is reduced to wait for the amount of steam generated to become smaller than the target amount, and steam generation
  • the gas flow rate in the bypass line and the auxiliary gas line may be adjusted to bring the gas temperature before the boiler closer to the target temperature.
  • the steam generation amount is further adjusted. That is, since at least three of the above parameters are automatically adjusted, the burden on the operator can be further reduced.
  • the steam generation amount is adjusted in preference to the adjustment of the pre-boiler gas temperature. For this reason, damage to the turbine driven by steam can be prevented more reliably. Further, when the steam generation amount is larger than the target amount, the auxiliary gas flow rate is reduced, so that heat generation in the front stage of the boiler is reliably suppressed, and the steam generation amount can be quickly reduced.
  • the burden on the operator can be reduced.
  • the coke dry fire extinguishing apparatus 1 includes a cooling chamber 2, a boiler 3, pipes 4 and 5, a bypass pipe 6, a gas diffusion pipe 7, an auxiliary gas supply pipe 8, and a control unit 10. With.
  • the coke dry fire extinguishing apparatus 1 is an apparatus that cools red hot coke discharged from a coke oven.
  • the cooling chamber 2 has a coke receiving part 2a, a coke discharging part 2b, a slowing flue part 2c, and a gas blowing part 2d.
  • the coke receiving part 2a is provided in the upper part of the cooling chamber 2, and receives red hot coke.
  • the coke discharging unit 2 b is provided at the lower part of the cooling chamber 2 and sends out coke in the cooling chamber 2.
  • a coke discharging mechanism 20 is provided in the coke discharging unit 2b.
  • the coke discharging mechanism 20 includes, for example, a vibration feeder and a rotary seal valve, and discharges a desired amount of coke every unit time.
  • the gas blowing part 2d is provided in the lower part in the cooling chamber 2, introduces a cooling gas into the cooling chamber 2, and blows it into the coke.
  • the cooling gas is, for example, an inert gas mainly containing nitrogen gas.
  • the sloping flue portion 2 c is provided on the outer periphery of the upper portion of the cooling chamber 2 and temporarily receives the cooling gas that has passed through the coke in the cooling chamber 2.
  • the boiler 3 has a gas receiving part 3a, a gas delivery part 3b, and a vapor discharge part 3c.
  • the boiler 3 receives gas from the gas receiving part 3a and sends it out from the gas sending part 3b, generates steam by sensible heat of the gas passing between the gas receiving part 3a and the gas sending part 3b, and the steam is It discharges from the discharge part 3c.
  • a turbine generator 31 is connected to the steam discharge portion 3 c through a steam discharge pipe 30.
  • the turbine generator 31 generates power using the steam discharged from the steam discharge unit 3c.
  • the steam discharge pipe 30 is provided with a main steam flow meter 32.
  • the main steam flow meter 32 detects the amount of steam passing through the steam discharge pipe 30 (steam generation amount).
  • the pipe 4 connects the slowing flue part 2 c of the cooling chamber 2 and the gas receiving part 3 a of the boiler 3.
  • the pipe 4 guides the gas in the sloping flue portion 2 c to the boiler 3. That is, the pipe 4 and the sloping flue part 2c cooperate with each other to constitute the first gas line L1.
  • a primary dust catcher 40 and a pre-boiler gas thermometer 41 are provided in the vicinity of the gas receiving portion 3 a in order from the upstream.
  • the primary dust catcher 40 is, for example, a cyclone and separates dust from gas passing through the pipe 4.
  • the pre-boiler gas thermometer 41 detects the gas temperature in the pipe 4 as the pre-boiler gas temperature (the temperature of the gas immediately before flowing into the boiler 3).
  • the pipe 5 connects the gas delivery part 3b of the boiler 3 and the gas blowing part 2d of the cooling chamber 2.
  • the pipe 5 guides the gas that has passed through the boiler 3 to the cooling chamber 2 as a cooling gas. That is, the pipe 5 constitutes the second gas line L2.
  • a blower 50 is provided in the middle of the pipe 5.
  • the blower 50 pumps gas from the boiler 3 side to the cooling chamber 2 side.
  • An economizer 51 is provided in the downstream portion 5 a located on the downstream side of the blower 50 in the pipe 5.
  • the economizer 51 is a heat exchanger and preheats water by sensible heat of gas passing through the pipe 5.
  • the water preheated by the economizer 51 is introduced into the boiler 3 as water for generating steam.
  • a gas analyzer (CO concentration meter) 52 is connected to the downstream portion 5a.
  • a connecting portion between the downstream portion 5 a and the gas analyzer 52 is located on the downstream side of the economizer 51.
  • the gas analyzer 52 analyzes the component of the gas passing through the pipe 5.
  • the part located in the upstream of the blower 50 among the piping 5 is comprised by the two upstream parts 5b and 5c mutually parallel.
  • a secondary dust catcher 53, a circulation flow meter 54, and a circulation flow rate adjustment valve (circulation flow rate adjustment portion) 55 are provided in this order from the upstream side.
  • the secondary dust catcher 53 is, for example, a cyclone, and separates dust from the gas passing through the upstream portions 5b and 5c.
  • the circulation flow meter 54 detects the gas flow rate (circulation flow rate) in the upstream portions 5b and 5c.
  • the circulation flow rate adjustment valve 55 adjusts the circulation flow rate.
  • the upstream parts 5b and 5c are piped along the periphery of the secondary dust catcher 53, they are longer than the downstream part 5a. For this reason, it is easy to arrange the circulation flow meter 54 and the circulation flow rate adjustment valve 55 in the upstream portions 5b and 5c.
  • the bypass pipe 6 connects the economizer 51 and the upstream portion of the pipe 4, and guides part of the gas from the blower 50 toward the cooling chamber 2 to the pipe 4 without passing through the cooling chamber 2. That is, the bypass pipe 6 constitutes a bypass line L3 that guides part of the gas passing through the second gas line L2 to the first gas line L1.
  • the bypass pipe 6 is provided with a bypass flow rate adjustment valve 60 and a bypass flow meter 61 in order from the upstream side.
  • the bypass flow rate adjustment valve (bypass flow rate adjustment unit) 60 adjusts the gas flow rate (bypass flow rate) in the bypass pipe 6.
  • the bypass flow meter 61 detects a bypass flow rate.
  • the gas diffusion pipe 7 is connected to the economizer 51 and guides a part of the gas from the blower 50 toward the cooling chamber 2 to the outside. That is, the gas diffusion pipe 7 constitutes a diffusion line L4 that guides a part of the gas passing through the second gas line L2 to the outside.
  • the gas diffusion pipe 7 is provided with a diffusion flow rate control valve 70 and a diffusion flow meter 71 in order from the upstream side.
  • a diffusion flow rate adjustment valve (a diffusion flow rate adjustment unit) 70 adjusts a gas flow rate (a diffusion flow rate) in the gas diffusion pipe 7.
  • the diffusion flow meter 71 detects the diffusion flow rate.
  • the auxiliary gas supply pipe 8 is connected to the slowing flue portion 2c, and introduces combustion auxiliary gas containing oxygen into the slowing flue portion 2c. That is, the auxiliary gas supply pipe 8 constitutes an auxiliary gas line L5 that guides the combustion auxiliary gas to the first gas line L1.
  • the combustion auxiliary gas is, for example, air.
  • the auxiliary gas supply pipe 8 is provided with a blower 80, an auxiliary gas flow meter 81, and an auxiliary gas flow rate adjustment valve 82 in order from the upstream side.
  • the blower 80 pumps the combustion auxiliary gas to the slowing flue portion 2c side.
  • the auxiliary gas flow meter 81 detects the gas flow rate (auxiliary gas flow rate) in the auxiliary gas supply pipe 8.
  • the auxiliary gas flow rate adjustment valve 82 adjusts the auxiliary gas flow rate.
  • the control unit 10 receives information from the coke discharge mechanism 20, the main steam flow meter 32, the pre-boiler gas thermometer 41, the gas analyzer 52, the circulation flow meter 54, the bypass flow meter 61, the diffusion flow meter 71, and the auxiliary gas flow meter 81. Is obtained, and the coke dry extinguishing method described later is executed by controlling the circulation flow rate control valve 55, the bypass flow rate control valve 60, the diffusion flow rate control valve 70, and the auxiliary gas flow rate control valve 82.
  • a cooling gas passes through the pipes 4 and 5 and circulates between the cooling chamber 2 and the boiler 3.
  • the red hot coke is cooled as the cooling gas passes.
  • the coke after cooling is discharged from the coke discharging unit 2b by the coke discharging mechanism 20.
  • steam is generated by the sensible heat of the gas that has passed through the red hot coke, and is discharged from the steam discharge section 3c.
  • the turbine generator 31 is driven by the released steam to generate power. Thereby, the energy released from the red hot coke is recovered as electric power.
  • the gas cooled with the generation of steam is blown again into the cooling chamber 2 as a cooling gas. In this way, the red hot coke is continuously cooled and the heat energy is recovered. The recovery of thermal energy contributes to CO2 reduction.
  • the coke dry fire extinguishing method executed by the control unit 10 will be described in detail.
  • the control unit 10 performs control for automatically adjusting these parameters.
  • the control unit 10 acquires the circulation flow rate from the two circulation flow meters 54 provided in the upstream portions 5b and 5c, acquires the bypass flow rate from the bypass flow meter 61, and obtains the diffusion flow rate from the diffusion flow meter 71. Acquire the coke discharge amount from the coke discharge mechanism 20. Then, the bypass flow rate and the diffused flow rate are subtracted from the circulating flow rate to calculate the chamber inlet flow rate, and the circulating flow rate control valve 55 or the diffused flow rate control valve 70 is adjusted so that the ratio of the coke discharge amount and the chamber inlet flow rate approaches the target ratio. To control. That is, the control unit 10 constitutes an inlet flow rate control unit.
  • the ratio of the chamber inlet flow rate to the coke discharge amount becomes lower than the target ratio, at least increasing the opening degree of the circulation flow rate adjusting valve 55 and reducing the opening degree of the diffusion flow rate adjusting valve 70. Do one. As the ratio of the chamber inlet flow rate to the coke discharge amount becomes higher than the target ratio, at least one of reducing the opening degree of the circulation flow rate adjusting valve 55 and increasing the opening degree of the diffusion flow rate adjusting valve 70 is performed. Do.
  • the target ratio is appropriately set according to the temperature of the red hot coke, the target exhaust coke temperature, and the like.
  • the amount of cooling gas is automatically adjusted according to the increase or decrease of the coke to be cooled, so the discharge coke temperature is automatically adjusted. That is, since at least one of the parameters is automatically adjusted, the burden on the operator can be reduced. Furthermore, compared with performing manual adjustment, stabilization of the discharged coke temperature is also expected. By stabilizing the discharged coke temperature, it is possible to improve the service life of a device that discharges and conveys coke after cooling, such as the coke discharging mechanism 20. For example, burnout or deterioration of the conveyor belt for discharging coke can be prevented.
  • the chamber inlet flow rate In order to control the chamber inlet flow rate, it is necessary to detect the chamber inlet flow rate, but in the vicinity of the inlet of the cooling chamber 2, a branch portion of the pipe 5, the bypass pipe 6 and the gas diffusion pipe 7, a gas analyzer 52, the economizer 51 and the like are concentrated, so that the straight pipe length necessary for installing the flow meter cannot be secured, and the installation of the flow meter is difficult.
  • the chamber inlet flow rate is calculated by subtracting the bypass flow rate and the diffusion flow rate from the circulation flow rate. This also contributes to the realization of automatic adjustment of the discharged coke temperature.
  • control unit 10 controls the bypass flow rate control valve 60 or the auxiliary gas flow rate control valve 82 so that the pre-boiler gas temperature approaches the target temperature. That is, the control unit 10 also constitutes a gas temperature control unit. With reference to FIG. 2, the control procedure of the control part 10 as a gas temperature control part is demonstrated.
  • A0 is an initial value of the auxiliary gas flow rate target value.
  • B0 is an initial value of the bypass flow rate target value.
  • Vg is a correction value of the auxiliary gas flow rate.
  • Vb is a correction value of the bypass flow rate.
  • the control unit 10 as a gas temperature control unit acquires the steam generation amount from the main steam flow meter 32, acquires the auxiliary gas flow rate from the auxiliary gas flow meter 81, and acquires the CO concentration from the gas analyzer 52. Based on the steam generation amount, the pre-boiler gas temperature, and the CO concentration, correction values Vg and Vb of the auxiliary gas flow rate and the bypass flow rate are calculated. Specifically, first, it is confirmed whether or not the steam generation amount is equal to or less than the target amount (S01). The target amount is appropriately set according to the specifications of the turbine generator 31 and the like. If the steam generation amount is equal to or less than the target amount, it is next checked whether the gas temperature before the boiler is lower than the target temperature (S02).
  • the target temperature is appropriately set from the viewpoint of boiler equipment protection and the like. If the pre-boiler gas temperature is lower than the target temperature, it is next checked whether the CO concentration is lower than the target concentration (S03). The target concentration is appropriately set from the viewpoint of optimization of combustion assistance. If the CO concentration is less than the target concentration, the correction value Vg is set to 0, and the correction value Vb is set to -B4 (S04). B4 is, for example, 15 to 20% of the initial value B0.
  • the correction value Vg is set to + A6 and the correction value Vb is set to -B2 (S07).
  • A6 is 3 to 4% of the initial value A0, for example, and is larger than A7.
  • B2 is 5 to 10% of the initial value B0, for example, and is smaller than B3.
  • pre-boiler gas temperature is equal to or higher than the target temperature
  • A5 is, for example, a value of 2 to 3% with respect to the initial value A0.
  • the correction value Vg is set to + A4, and the correction value Vb is set to 0 (S13).
  • A4 is, for example, a value of 2 to 3% with respect to the initial value A0.
  • the correction value Vg is set to 0 and the correction value Vb is set to + B1 (S18).
  • B1 is, for example, 15 to 20% of the initial value B0.
  • the correction value Vg is set to -A1 (S19).
  • A1 is, for example, 3 to 4% of the initial value A0.
  • the control unit 10 adds the correction value Vg to the initial value A0 and calculates the target value of the auxiliary gas flow rate.
  • the correction value Vb is added to the initial value B0 to calculate the target value of the bypass flow rate (S20).
  • the auxiliary gas flow rate adjustment valve 82 and the bypass flow rate adjustment valve 60 are controlled so that the auxiliary gas flow rate and the bypass flow rate approach the target values (S21). That is, the opening degree of the auxiliary gas flow rate adjusting valve 82 is increased as the auxiliary gas flow rate becomes smaller than the target value, and the opening degree of the bypass flow rate adjusting valve 60 is changed as the bypass flow rate becomes smaller than the target value.
  • the opening degree of the auxiliary gas flow rate adjustment valve 82 is reduced, and as the bypass flow rate becomes larger than the target value, the opening degree of the bypass flow rate adjustment valve 60 becomes smaller.
  • the control unit 10 as the gas temperature control unit repeats the above procedure.
  • the repetition cycle is, for example, 60 seconds.
  • the gas temperature before the boiler is lowered.
  • the gas temperature before the boiler rises. For this reason, when the gas temperature before the boiler is lower than the target temperature, the gas temperature before the boiler can be increased by performing at least one of the reduction of the bypass flow rate and the increase of the auxiliary gas flow rate.
  • the pre-boiler gas temperature is higher than the target temperature, the pre-boiler gas temperature can be lowered by performing at least one of increasing the bypass flow rate and decreasing the auxiliary gas flow rate. Therefore, the gas temperature before the boiler is automatically adjusted so as to approach the target temperature.
  • the chamber inlet flow rate is automatically adjusted by the control as the inlet flow rate control unit, fluctuations in the chamber inlet flow rate due to fluctuations in the bypass flow rate are suppressed. That is, since the chamber inlet flow rate and the pre-boiler gas temperature, which are at least two of the above parameters, are automatically adjusted, the burden on the operator can be further reduced. Furthermore, compared with performing manual adjustment, stabilization of the gas temperature before the boiler is also expected. By stabilizing the gas temperature before the boiler, the life of the boiler can be improved. For example, breakage or deterioration of the boiler tube can be prevented.
  • the auxiliary gas flow rate is increased and the bypass flow rate is increased. Since the auxiliary gas flow rate is increased as the CO concentration increases, the CO concentration is reduced. Since the bypass flow rate is increased with the increase of the auxiliary gas flow rate, the influence of the increase of the auxiliary gas flow rate on the pre-boiler gas temperature is negated. Thereby, the adjustment of the gas temperature before the boiler is continued without being affected by the adjustment of the CO concentration. Further, since the chamber inlet flow rate is automatically adjusted by the control as the inlet flow rate control unit, fluctuations in the chamber inlet flow rate due to fluctuations in the bypass flow rate are suppressed.
  • the chamber inlet flow rate, the pre-boiler gas temperature, and the CO concentration which are at least three of the above parameters, are automatically adjusted, the burden on the operator can be further reduced. Furthermore, stabilization of the CO concentration that is unburned is also expected. By stabilizing the CO concentration, it is possible to recover sensible heat more efficiently.
  • the auxiliary gas flow rate control unit is controlled so as to reduce the gas flow rate of the auxiliary gas line, and the process waits for the steam generation amount to become smaller than the target amount. (S19).
  • the steam generation amount is further adjusted. That is, since at least four of the above parameters are automatically adjusted, the burden on the operator can be further reduced.
  • the process waits for the steam generation amount to become smaller than the target amount. Therefore, the steam generation amount is adjusted in preference to the adjustment of the pre-boiler gas temperature. For this reason, damage to turbine generator 31 etc. driven with steam can be prevented more reliably.
  • the auxiliary gas flow rate is reduced, heat generation in the front stage of the boiler 3 is reliably suppressed, and the amount of steam generated can be quickly reduced.
  • the burden on the operator can be reduced.
  • the present inventors estimated the burden on the operator in the coke dry fire extinguishing apparatus 1 depending on whether or not the above-described control by the control unit 10 is performed.
  • the coke discharge temperature is 180 ° C. or less
  • the pre-boiler gas temperature is 850 to 970 ° C.
  • the CO concentration is 1 to 3%, when the above control is not performed, It is expected to require monitoring and manual adjustment by two operators.
  • first control only control for adjusting the circulation flow rate or the discharge flow rate so that the ratio between the coke discharge amount and the chamber inlet flow rate approaches the target ratio is executed.
  • first control for adjusting the circulation flow rate or the discharge flow rate so that the ratio between the coke discharge amount and the chamber inlet flow rate approaches the target ratio.
  • Monitoring and manual control are performed by increasing the gas flow rate of the auxiliary gas line and increasing the gas flow rate of the bypass line (hereinafter referred to as “third control”) together with the first control as the CO concentration increases. It is expected that the time required for adjustment can be further reduced by about 10%.
  • the control hereinafter referred to as “fourth control”
  • the first is referred to as the first. It is expected that the time required for monitoring and manual adjustment can be further reduced by about 10% when executed together with the control.
  • control unit 10 does not necessarily need to automatically adjust all of the exhaust coke temperature, the pre-boiler gas temperature, the steam generation amount, and the CO concentration.
  • the control unit 10 does not necessarily need to automatically adjust all of the exhaust coke temperature, the pre-boiler gas temperature, the steam generation amount, and the CO concentration.
  • the exhaust coke temperature may be automatically adjusted, and adjustment of the pre-boiler gas temperature, steam generation amount, and CO concentration may be left to manual operation.
  • the present invention can be used for a coke dry fire extinguishing apparatus.

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Abstract

　コークス乾式消火装置１は、クーリングチャンバ２と、ボイラ３と、冷却用のガスをクーリングチャンバ２からボイラ３に導く第１のガスラインＬ１と、冷却用のガスをボイラ３からクーリングチャンバ２に導く第２のガスラインＬ２と、第２のガスラインＬ２を通るガスの一部を第１のガスラインＬ１に導くバイパスラインＬ３と、第２のガスラインＬ２を通るガスの一部を外部に導く放散ラインＬ４と、第２のガスラインＬ２の上流部５ｂ，５ｃのガス流量から、バイパスラインＬ３及び放散ラインＬ４のガス流量を減算してチャンバ入口流量を算出し、クーリングチャンバ２からのコークス排出量とチャンバ入口流量との比率が目標比率に近付くように、第２のガスラインＬ２の上流部５ｂ，５ｃ又は放散ラインＬ４のガス流量を調節する入口流量制御部とを備える。

Description

コークス乾式消火装置及びコークス乾式消火方法
　本発明は、コークス乾式消火装置及びコークス乾式消火方法に関する。
　コークス炉から排出された赤熱コークスを冷却する装置として、コークス乾式消火装置が知られている。コークス乾式消火装置の具体例として、クーリングチャンバと、ボイラと、第１及び第２のガスラインと、バイパスラインと、放散ラインと、補助ガスラインとを備えるものが挙げられる。クーリングチャンバは、赤熱コークスを受け入れ、冷却用のガスにより冷却して排出する。ボイラは、赤熱コークスが発生する熱からエネルギーを回収する。第１のガスラインは、クーリングチャンバ内のコークスを通過した冷却用のガスをボイラに導く。第２のガスラインは、ボイラを通過した冷却用のガスをクーリングチャンバに導く。バイパスラインは、第２のガスラインを通る冷却用のガスの一部を、クーリングチャンバに通さず第１のガスラインに導くことで、第１のガスラインのガス温度を低下させる。放散ラインは、第２のガスラインを通る冷却用のガスの一部を外部に導くことで、プレチャンバー内の圧力を調整する。補助ガスラインは、酸素を含有した燃焼補助ガスを第１のガスラインに導くことで、第１のガスラインのガス温度を上昇させる。
　コークス乾式消火装置には、赤熱コークスを確実に冷却すると共に、ボイラから適切な量の蒸気を発生させることが求められる。更に、第１のガスラインのガス温度を一定値に保ちつつ、冷却用のガスにおけるＣＯ濃度の上昇を抑制することも求められる。これらの要件を満たすために、操作者は、クーリングチャンバから排出されるコークスの温度（以下、「排出コークス温度」という。）、第１のガスラインのガス温度（以下、「ボイラ前ガス温度」という。）、冷却用のガスのＣＯ濃度（以下、「ＣＯ濃度」という。）及びボイラが発生する蒸気の量（以下、「蒸気発生量」という。）等を監視し、調整する必要がある。
　これらのパラメータは、例えば第２のガスラインのうちブロワの上流側のガス流量（以下、「循環流量」という。）、バイパスラインのガス流量（以下、「バイパス流量」という。）及び補助ガスラインのガス流量（以下、「補助ガス流量」という。）、放散ラインのガス流量（以下、「放散流量」という。）等を適切に調節することで達成される。これらの流量には、２つ以上のパラメータに影響を及ぼすものがある。例えば、循環流量は、排出コークス温度及び蒸気の発生量に影響する。バイパス流量は、ボイラ前ガス温度及び循環流量つまり排出コークス温度及び蒸気発生量に影響する。放散流量は循環流量つまり排出コークス温度及び蒸気発生量に影響する。補助ガス流量は、ＣＯ濃度に影響すると共に、ボイラ前ガス温度及び循環流量つまり排出コークス温度及び蒸気発生量に影響する。このため、１つのパラメータの調整を行うと、その影響が他のパラメータに及ぶこととなる。従って、上記パラメータの調整を自動化するのは難しく、熟練した操作者にとっても負担が大きかった。これに対し、特許文献１には、希釈空気量（補助ガス流量）及び循環ガス流量（循環流量）を自動制御する方法が開示されている。
特開昭６３－３１４２９４号公報
　しかしながら、上記自動制御方法を採用したとしても、上記パラメータを熟練した操作者が監視・調整する必要性は依然として残るので、操作者の負担を軽減することは難しい。例えば、上記自動制御方法では、補助ガス流量は、クーリングチャンバからのコークスの排出量（以下、「コークス排出量」という。）に基づいて決められるが、補助ガスはＣＯ濃度の調節を目的として供給されるものであり、ＣＯ濃度はコークス排出量以外の様々な要因で変動する。このため、ＣＯ濃度を監視し、その変動に応じて補助ガス流量を手動調節する必要がある。補助ガス流量の調節は、ボイラ前ガス温度及び蒸気発生量にも影響する。このため、ボイラ前ガス温度及び蒸気発生量を監視し、その変動に応じてバイパス流量を更に手動調節する必要がある。補助ガス流量及びバイパス流量が変化すると、これに応じてクーリングチャンバに流入するガス量（以下、「チャンバ入口流量」という。）が変化するので、補助ガス流量及びバイパス流量の調節は排出コークス温度にも影響する。このため、排出コークス温度を監視し、その変動を抑制するように循環流量又は放散流量を手動調節する必要がある。
　そこで本発明は、操作者の負担を軽減できるコークス乾式消火装置及びコークス乾式消火方法を提供することを目的とする。
　本発明に係るコークス乾式消火装置は、赤熱コークスを受け入れ、冷却用のガスにより冷却して排出するためのクーリングチャンバと、赤熱コークスが発生する熱からエネルギーを回収するためのボイラと、クーリングチャンバ内のコークスを通過した冷却用のガスをボイラに導く第１のガスラインと、ボイラを通過した冷却用のガスをクーリングチャンバに導く第２のガスラインと、第２のガスラインを通る冷却用のガスの一部を、クーリングチャンバに通さず第１のガスラインに導くバイパスラインと、第２のガスラインを通る冷却用のガスの一部を外部に導く放散ラインと、バイパスライン及び放散ラインの上流側における第２のガスラインのガス流量を検出する循環流量計及び当該ガス流量を調節する循環流量調節部と、バイパスラインのガス流量を検出するバイパス流量計及び当該ガス流量を調節するバイパス流量調節部と、放散ラインのガス流量を検出する放散流量計及び当該ガス流量を調節する放散流量調節部と、循環流量計により検出された流量から、バイパス流量計及び放散流量計により検出された流量を減算してチャンバ入口流量を算出し、クーリングチャンバからのコークスの排出量とチャンバ入口流量との比率が目標比率に近付くように、循環流量調節部又は放散流量調節部を制御する入口流量制御部と、を備える。
　このコークス乾式消火装置では、コークス排出量とチャンバ入口流量との比率が目標比率に近付くように、循環流量調節部又は放散流量調節部が制御される。これにより、冷却対象のコークスの増減に合わせて冷却用のガスの量が自動調整されるので、排出コークス温度が自動調整される。すなわち、少なくとも１つの上記パラメータが自動調整されるため、操作者の負担を軽減できる。更に、手動調整を行うのに比べ、排出コークス温度の安定化も期待される。排出コークス温度の安定化により、冷却後のコークスを排出・搬送する装置の寿命を向上させることができる。例えば、排出コークス搬送用のコンベアベルトの焼損又は劣化等を防止できる。
　なお、チャンバ入口流量を制御するには、チャンバ入口流量の検出が必要であるが、クーリングチャンバの入口近傍には、第２のガスラインとバイパスライン及び放散ラインとの分岐部等が集中するので、流量計を設置するために必要な直管長を確保できず、流量計の設置が困難である場合が多い。特に、既存のコークス炉近傍の余剰スペースにコークス乾式消火装置を増設する場合には、クーリングチャンバの入口近傍に流量計を設置することがより一層困難となる。これに対し、入口流量制御部は、チャンバ入口流量を検出するのに代えて、循環流量からバイパス流量及び放散流量を減算してチャンバ入口流量を算出している。このことも、排出コークス温度の自動調整の実現に寄与している。
　酸素を含有した燃焼補助ガスを第１のガスラインに導く補助ガスラインと、補助ガスラインのガス流量を調節する補助ガス流量調節部と、第１のガスラインのガス温度をボイラ前ガス温度として検出するボイラ前ガス温度計と、ボイラ前ガス温度が目標温度に近付くように、バイパス流量調節部又は補助ガス流量調節部を制御するガス温度制御部と、を更に備えてもよい。この場合、ボイラ前ガス温度が目標温度に近付くように、ガス温度制御部によりバイパス流量調節部又は補助ガス流量調節部が制御されるので、ボイラ前ガス温度が自動調整される。これと共に、入口流量制御部によりチャンバ入口流量が自動調整されるので、バイパス流量の変動に伴うチャンバ入口流量の変動が抑制される。すなわち、少なくとも２つの上記パラメータであるチャンバ入口流量及びボイラ前ガス温度が自動調整されるため、操作者の負担を更に軽減できる。更に、手動調整を行うのに比べ、ボイラ前ガス温度の安定化も期待される。ボイラ前ガス温度の安定化により、ボイラの寿命を向上させることができる。例えば、ボイラチューブの破損又は劣化を防止できる。
　ガス温度制御部は、ボイラ前ガス温度が目標温度より高い場合には、バイパス流量調節部の制御によるバイパスラインのガス流量の増量及び補助ガス流量調節部の制御による補助ガスラインのガス流量の減量の少なくとも一方を行い、ボイラ前ガス温度が目標温度より低い場合には、バイパス流量調節部の制御によるバイパスラインのガス流量の減量及び補助ガス流量調節部の制御による補助ガスラインのガス流量の増量の少なくとも一方を行ってもよい。バイパス流量を増やすとボイラ前ガス温度は低下する。補助ガス流量を増やすとボイラ前ガス温度は上昇する。このため、ボイラ前ガス温度が目標温度より高い場合に、バイパス流量の増量及び補助ガス流量の減量の少なくとも一方を行うことで、ボイラ前ガス温度を低下させることができる。ボイラ前ガス温度が目標温度より低い場合に、バイパス流量の減量及び補助ガス流量の増量の少なくとも一方を行うことで、ボイラ前ガス温度を上昇させることができる。従って、ボイラ前ガス温度をより確実に目標温度に近付けることができる。これにより、ボイラ前ガス温度の更なる安定化が期待される。
　冷却用のガスのＣＯ濃度を検出するＣＯ濃度計を更に備え、ガス温度制御部は、ＣＯ濃度が高くなるのに応じて補助ガスラインのガス流量を増やすと共にバイパスラインのガス流量を増やすように、バイパス流量調節部及び補助ガス流量調節部を制御してもよい。この場合、ＣＯ濃度が高くなるのに応じて補助ガス流量が増やされるので、ＣＯ濃度が低減される。補助ガス流量の増量に伴ってバイパス流量も増やされるので、補助ガス流量の増量がボイラ前ガス温度に及ぼす影響は打ち消される。これにより、ＣＯ濃度の調整の影響を受けることなく、ボイラ前ガス温度の調整は継続される。更に、入口流量制御部によりチャンバ入口流量が自動調整されるので、バイパス流量の変動に伴うチャンバ入口流量の変動が抑制される。すなわち、少なくとも３つの上記パラメータであるチャンバ入口流量、ボイラ前ガス温度及びＣＯ濃度が自動調整されるため、操作者の負担を更に軽減できる。更に、未燃分であるＣＯ濃度の安定化も期待される。ＣＯ濃度の安定化により、更に効率的な顕熱の回収が可能となる。
　ボイラからの蒸気発生量を検出する蒸気流量計を更に備え、ガス温度制御部は、蒸気発生量が目標量よりも大きい場合には、補助ガスラインのガス流量を減らすように補助ガス流量調節部を制御しながら、蒸気発生量が目標量よりも小さくなるのを待機してもよい。この場合、チャンバ入口流量及びボイラ前ガス温度の調整に加え、蒸気発生量が更に調整される。すなわち、少なくとも３つの上記パラメータが自動調整されるため、操作者の負担を更に軽減できる。蒸気発生量が目標量よりも大きい場合には、蒸気発生量が目標量よりも小さくなるのをガス温度制御部が待機するので、ボイラ前ガス温度の調整に優先して蒸気発生量が調整される。このため、蒸気により駆動されるタービン等の破損をより確実に防止できる。また、補助ガス流量が減らされるので、ボイラの前段における熱の発生が確実に抑制され、蒸気発生量を迅速に低下させることができる。
　本発明に係るコークス乾式消火方法は、赤熱コークスを受け入れ、冷却用のガスにより冷却して排出するためのクーリングチャンバと、赤熱コークスが発生する熱からエネルギーを回収するためのボイラと、クーリングチャンバ内のコークスを通過した冷却用のガスをボイラに導く第１のガスラインと、ボイラを通過した冷却用のガスをクーリングチャンバに導く第２のガスラインと、第２のガスラインを通る冷却用のガスの一部を、クーリングチャンバに通さず第１のガスラインに導くバイパスラインと、第２のガスラインを通る冷却用のガスの一部を外部に導く放散ラインと、を備える装置の制御部により実行されるコークス乾式消火方法であって、バイパスライン及び放散ラインの上流側における第２のガスラインのガス流量を循環流量として取得し、バイパスラインのガス流量をバイパス流量として取得し、放散ラインのガス流量を放散流量として取得し、循環流量からバイパス流量及び放散流量を減算してチャンバ入口流量を算出し、クーリングチャンバからのコークスの排出量とチャンバ入口流量との比率が目標比率に近付くように、循環流量又は放散流量を調節する。
　このコークス乾式消火方法では、コークス排出量とチャンバ入口流量との比率が目標比率に近付くように、循環流量又は放散流量が調節される。これにより、冷却対象のコークスの増減に合わせて冷却用のガスの量が自動調整されるので、排出コークス温度が自動調整される。すなわち、少なくとも１つの上記パラメータが自動調整されるため、操作者の負担を軽減できる。更に、手動調整を行うのに比べ、排出コークス温度の安定化も期待される。排出コークス温度の安定化により、冷却後のコークスを排出・搬送する装置の寿命を向上させることができる。例えば、排出コークス搬送用のコンベアベルトの焼損又は劣化等を防止できる。
　なお、チャンバ入口流量を調整するには、チャンバ入口流量の検出が必要であるが、クーリングチャンバの入口近傍には、第２のガスラインとバイパスライン及び放散ラインとの分岐部等が集中するので、流量計を設置するために必要な直管長を確保できず、流量計の設置が困難である場合が多い。特に、既存のコークス炉近傍の余剰スペースにコークス乾式消火装置を増設する場合には、クーリングチャンバの入口近傍に流量計を設置することがより一層困難となる。これに対し、チャンバ入口流量を検出するのに代えて、循環流量からバイパス流量及び放散流量を減算してチャンバ入口流量を算出している。このことも、排出コークス温度の自動調整の実現に寄与している。
　第１のガスラインのガス温度をボイラ前ガス温度として更に取得し、酸素を含有した燃焼補助ガスを第１のガスラインに導く補助ガスラインを更に用い、ボイラ前ガス温度が目標温度に近付くように、バイパスライン及び補助ガスラインのガス流量を更に調節してもよい。この場合、ボイラ前ガス温度が目標温度に近付くように、バイパス流量又は補助ガス流量が調節されるので、ボイラ前ガス温度が自動調整される。これと共に、チャンバ入口流量が自動調整されるので、バイパス流量の変動に伴うチャンバ入口流量の変動が抑制される。すなわち、少なくとも２つの上記パラメータであるチャンバ入口流量及びボイラ前ガス温度が自動調整されるため、操作者の負担を更に軽減できる。更に、手動調整を行うのに比べ、ボイラ前ガス温度の安定化も期待される。ボイラ前ガス温度の安定化により、ボイラの寿命を向上させることができる。例えば、ボイラチューブの破損又は劣化を防止できる。
　ボイラ前ガス温度が目標温度より高い場合には、バイパスラインのガス流量の増量及び補助ガスラインのガス流量の減量の少なくとも一方を行い、ボイラ前ガス温度が目標温度より低い場合には、バイパスラインのガス流量の減量及び補助ガスラインのガス流量の増量の少なくとも一方を行ってもよい。バイパス流量を増やすとボイラ前ガス温度は低下する。補助ガス流量を増やすとボイラ前ガス温度は上昇する。このため、ボイラ前ガス温度が目標温度より高い場合に、バイパス流量の増量及び補助ガス流量の減量の少なくとも一方を行うことで、ボイラ前ガス温度を低下させることができる。ボイラ前ガス温度が目標温度より低い場合に、バイパス流量の減量及び補助ガス流量の増量の少なくとも一方を行うことで、ボイラ前ガス温度を上昇させることができる。従って、ボイラ前ガス温度をより確実に目標温度に近付けることができる。これにより、ボイラ前ガス温度の更なる安定化が期待される。
　冷却用のガスのＣＯ濃度を更に取得し、ＣＯ濃度が高くなるのに応じて、補助ガスラインのガス流量を増やすと共にバイパスラインのガス流量を増やしてもよい。この場合、ＣＯ濃度が高くなるのに応じて補助ガス流量が増やされるので、ＣＯ濃度が低減される。補助ガス流量の増量に伴ってバイパス流量も増やされるので、補助ガス流量の増量がボイラ前ガス温度に及ぼす影響は打ち消される。これにより、ＣＯ濃度の調整の影響を受けることなく、ボイラ前ガス温度の調整は継続される。更に、チャンバ入口流量が自動調整されるので、バイパス流量の変動に伴うチャンバ入口流量の変動が抑制される。すなわち、少なくとも３つの上記パラメータであるチャンバ入口流量、ボイラ前ガス温度及びＣＯ濃度が自動調整されるため、操作者の負担を更に軽減できる。更に、未燃分であるＣＯ濃度の安定化も期待される。ＣＯ濃度の安定化により、更に効率的な顕熱の回収が可能となる。
　ボイラからの蒸気発生量を更に取得し、蒸気発生量が目標量よりも大きい場合には、補助ガスラインのガス流量を減らして蒸気発生量が目標量よりも小さくなるのを待機し、蒸気発生量が目標量よりも小さくなった後に、バイパスライン及び補助ガスラインのガス流量を調節して、ボイラ前ガス温度を目標温度に近付けてもよい。この場合、チャンバ入口流量及びボイラ前ガス温度の調整に加え、蒸気発生量が更に調整される。すなわち、少なくとも３つの上記パラメータが自動調整されるため、操作者の負担を更に軽減できる。蒸気発生量が目標量よりも大きい場合には、蒸気発生量が目標量よりも小さくなるのを待機するので、ボイラ前ガス温度の調整に優先して蒸気発生量が調整される。このため、蒸気により駆動されるタービン等の破損をより確実に防止できる。また、蒸気発生量が目標量よりも大きい場合には、補助ガス流量が減らされるので、ボイラの前段における熱の発生が確実に抑制され、蒸気発生量を迅速に低下させることができる。
　本発明によれば、操作者の負担を軽減できる。
コークス乾式消火装置の概略構成を示す模式図である。 ガス温度制御部の制御手順を示すフローチャートである。
　以下、本発明の好適な実施形態について、図面を参照しつつ詳細に説明する。説明において、同一要素又は同一機能を有する要素には同一の符号を付し、重複する説明を省略する。
　図１に示すように、コークス乾式消火装置１は、クーリングチャンバ２と、ボイラ３と、配管４，５と、バイパス管６と、ガス放散管７と、補助ガス供給管８と、制御部１０とを備える。コークス乾式消火装置１は、コークス炉から排出された赤熱コークスを冷却する装置である。
　クーリングチャンバ２は、コークス受入部２ａと、コークス排出部２ｂと、スローピングフリュー部２ｃと、ガス吹込部２ｄとを有する。コークス受入部２ａは、クーリングチャンバ２の上部に設けられ、赤熱コークスを受け入れる。コークス排出部２ｂは、クーリングチャンバ２の下部に設けられ、クーリングチャンバ２内のコークスを送り出す。コークス排出部２ｂには、コークス排出機構２０が設けられている。コークス排出機構２０は、例えば振動フィーダ及びロータリーシール弁等により構成され、単位時間ごとに所望量のコークスを排出する。ガス吹込部２ｄは、クーリングチャンバ２内の下部に設けられ、冷却用のガスをクーリングチャンバ２内に導入してコークスに吹き込む。冷却用のガスは、例えば窒素ガスを主成分とする不活性ガスである。スローピングフリュー部２ｃは、クーリングチャンバ２の上側部分の外周に設けられ、クーリングチャンバ２内のコークスを通過した冷却用のガスを一時的に受け入れる。
　ボイラ３は、ガス受入部３ａと、ガス送出部３ｂと、蒸気放出部３ｃとを有する。ボイラ３は、ガス受入部３ａからガスを受け入れてガス送出部３ｂから送り出し、ガス受入部３ａとガス送出部３ｂとの間を通過中のガスの顕熱により蒸気を発生させ、その蒸気を蒸気放出部３ｃから放出する。蒸気放出部３ｃには、蒸気放出管３０を介してタービンジェネレータ３１が接続されている。タービンジェネレータ３１は、蒸気放出部３ｃから放出された蒸気により発電を行う。蒸気放出管３０には、主蒸気流量計３２が設けられている。主蒸気流量計３２は、蒸気放出管３０を通る蒸気の量（蒸気発生量）を検出する。
　配管４は、クーリングチャンバ２のスローピングフリュー部２ｃとボイラ３のガス受入部３ａとを繋ぐ。配管４は、スローピングフリュー部２ｃ中のガスをボイラ３に導く。すなわち、配管４とスローピングフリュー部２ｃとは、互いに協働して、第１のガスラインＬ１を構成する。配管４のうち、ガス受入部３ａの近傍には、上流から順に１次ダストキャッチャー４０及びボイラ前ガス温度計４１が設けられている。１次ダストキャッチャー４０は、例えばサイクロンであり、配管４を通るガスからダストを分離する。ボイラ前ガス温度計４１は、ボイラ前ガス温度（ボイラ３に流入する直前のガスの温度）として、配管４内のガス温度を検出する。
　配管５は、ボイラ３のガス送出部３ｂとクーリングチャンバ２のガス吹込部２ｄとを繋ぐ。配管５は、ボイラ３を通過したガスを冷却用のガスとしてクーリングチャンバ２に導く。すなわち、配管５は第２のガスラインＬ２を構成する。配管５の途中には、ブロワ５０が設けられている。ブロワ５０は、ボイラ３側からクーリングチャンバ２側にガスを圧送する。配管５のうち、ブロワ５０の下流側に位置する下流部５ａには、エコノマイザ５１が設けられている。エコノマイザ５１は熱交換機であり、配管５を通るガスの顕熱により水を予熱する。エコノマイザ５１により予熱された水は、蒸気発生用の水としてボイラ３に導入される。
　下流部５ａにはガス分析計（ＣＯ濃度計）５２が接続されている。下流部５ａとガス分析計５２との接続部はエコノマイザ５１より下流側に位置している。ガス分析計５２は、配管５を通るガスの成分を分析する。配管５のうち、ブロワ５０の上流側に位置する部分は、互いに並列な２本の上流部５ｂ，５ｃにより構成されている。上流部５ｂ，５ｃのそれぞれには、上流側から順に２次ダストキャッチャー５３、循環流量計５４、循環流量調節弁（循環流量調節部）５５が設けられている。２次ダストキャッチャー５３は、例えばサイクロンであり、上流部５ｂ，５ｃを通るガスからダストを分離する。循環流量計５４は、上流部５ｂ，５ｃ内のガス流量（循環流量）を検出する。循環流量調節弁５５は、循環流量を調節する。なお、上流部５ｂ，５ｃは、２次ダストキャッチャー５３の周囲に沿って配管されることから、下流部５ａに比べ長い。このため、上流部５ｂ，５ｃには、循環流量計５４及び循環流量調節弁５５を配置し易い。
　バイパス管６は、エコノマイザ５１と、配管４の上流部分とを繋ぎ、ブロワ５０からクーリングチャンバ２に向かうガスの一部をクーリングチャンバ２に通さず配管４に導く。すなわち、バイパス管６は、第２のガスラインＬ２を通るガスの一部を第１のガスラインＬ１に導くバイパスラインＬ３を構成する。バイパス管６には、上流側から順にバイパス流量調節弁６０及びバイパス流量計６１が設けられている。バイパス流量調節弁（バイパス流量調節部）６０は、バイパス管６内のガス流量（バイパス流量）を調節する。バイパス流量計６１は、バイパス流量を検出する。
　ガス放散管７は、エコノマイザ５１に接続され、ブロワ５０からクーリングチャンバ２に向かうガスの一部を外部に導く。すなわち、ガス放散管７は、第２のガスラインＬ２を通るガスの一部を外部に導く放散ラインＬ４を構成する。ガス放散管７には、上流側から順に放散流量調節弁７０及び放散流量計７１が設けられている。放散流量調節弁（放散流量調節部）７０は、ガス放散管７内のガス流量（放散流量）を調節する。放散流量計７１は、放散流量を検出する。
　補助ガス供給管８は、スローピングフリュー部２ｃに接続され、酸素を含有した燃焼補助ガスをスローピングフリュー部２ｃ内に導入する。すなわち、補助ガス供給管８は、燃焼補助ガスを第１のガスラインＬ１に導く補助ガスラインＬ５を構成する。燃焼補助ガスは、例えば空気である。補助ガス供給管８には、上流側から順にブロワ８０、補助ガス流量計８１及び補助ガス流量調節弁８２が設けられている。ブロワ８０は燃焼補助ガスをスローピングフリュー部２ｃ側に圧送する。補助ガス流量計８１は、補助ガス供給管８内のガス流量（補助ガス流量）を検出する。補助ガス流量調節弁８２は、補助ガス流量を調節する。
　制御部１０は、コークス排出機構２０、主蒸気流量計３２、ボイラ前ガス温度計４１、ガス分析計５２、循環流量計５４、バイパス流量計６１、放散流量計７１及び補助ガス流量計８１から情報を取得し、循環流量調節弁５５、バイパス流量調節弁６０、放散流量調節弁７０及び補助ガス流量調節弁８２を制御することで、後述のコークス乾式消火方法を実行する。
　コークス乾式消火装置１では、冷却用のガスが、配管４，５を通り、クーリングチャンバ２とボイラ３との間で循環する。クーリングチャンバ２においては、冷却用のガスの通過に伴って赤熱コークスが冷却される。冷却後のコークスは、コークス排出機構２０によりコークス排出部２ｂから排出される。ボイラ３においては、赤熱コークスを通過したガスの顕熱により蒸気が発生し、蒸気放出部３ｃから放出される。放出された蒸気により、タービンジェネレータ３１が駆動され、発電が行われる。これにより、赤熱コークスから放出されたエネルギーが電力として回収される。蒸気の発生に伴い冷却されたガスは、冷却用のガスとして再度クーリングチャンバ２内に吹き込まれる。このようにして、赤熱コークスの冷却と熱エネルギーの回収とが継続的に行われる。熱エネルギーの回収は、ＣＯ２の削減に寄与する。
　続いて、制御部１０により実行されるコークス乾式消火方法について詳述する。コークス乾式消火装置１の操業においては、赤熱コークスを確実に冷却すると共に、ボイラ３から適切な量の蒸気を発生させる必要がある。更に、循環ガスのＣＯ濃度の上昇を抑制することが望ましい。これらの要件を満たすために、排出コークス温度、ボイラ前ガス温度、蒸気発生量及びＣＯ濃度等を適切に調整する必要がある。制御部１０は、これらのパラメータを自動調整するための制御を行う。
　制御部１０は、まず、上流部５ｂ，５ｃにそれぞれ設けられた２個の循環流量計５４から循環流量を取得し、バイパス流量計６１からバイパス流量を取得し、放散流量計７１から放散流量を取得し、コークス排出機構２０からコークス排出量を取得する。そして、循環流量からバイパス流量及び放散流量を減算してチャンバ入口流量を算出し、コークス排出量とチャンバ入口流量との比率が目標比率に近付くように、循環流量調節弁５５又は放散流量調節弁７０を制御する。すなわち、制御部１０は、入口流量制御部を構成する。
　例えば、コークス排出量に対するチャンバ入口流量の比率が目標比率に比べ低くなるのに応じて、循環流量調節弁５５の開度を大きくすること及び放散流量調節弁７０の開度を小さくすることの少なくとも一方を行う。コークス排出量に対するチャンバ入口流量の比率が目標比率に比べ高くなるのに応じて、循環流量調節弁５５の開度を小さくすること及び放散流量調節弁７０の開度を大きくすることの少なくとも一方を行う。目標比率は、赤熱コークスの温度及び目標とする排出コークス温度等に応じて適宜設定される。
　コークス排出量とチャンバ入口流量との比率が目標比率に近付くことにより、冷却対象のコークスの増減に合わせて冷却用のガスの量が自動調整されるので、排出コークス温度が自動調整される。すなわち、少なくとも１つの上記パラメータが自動調整されるため、操作者の負担を軽減できる。更に、手動調整を行うのに比べ、排出コークス温度の安定化も期待される。排出コークス温度の安定化により、コークス排出機構２０等、冷却後のコークスを排出・搬送する装置の寿命を向上させることができる。例えば、排出コークス搬送用のコンベアベルトの焼損又は劣化等を防止できる。
　なお、チャンバ入口流量を制御するには、チャンバ入口流量の検出が必要であるが、クーリングチャンバ２の入口近傍には、配管５とバイパス管６及びガス放散管７との分岐部、ガス分析計５２、エコノマイザ５１等が集中するので、流量計を設置するために必要な直管長を確保できず、流量計の設置が困難である。特に、既存のコークス炉近傍の余剰スペースにコークス乾式消火装置１を増設する場合には、クーリングチャンバ２の入口近傍に流量計を設置することがより一層困難となる。これに対し、本方法は、チャンバ入口流量を検出するのに代えて、循環流量からバイパス流量及び放散流量を減算してチャンバ入口流量を算出する。このことも、排出コークス温度の自動調整の実現に寄与している。
　入口流量制御部としての制御に加え、制御部１０は、ボイラ前ガス温度が目標温度に近付くように、バイパス流量調節弁６０又は補助ガス流量調節弁８２を制御する。すなわち、制御部１０は、ガス温度制御部をも構成する。図２を参照し、ガス温度制御部としての制御部１０の制御手順を説明する。図２において、Ａ０は、補助ガス流量目標値の初期値である。Ｂ０は、バイパス流量目標値の初期値である。Ｖｇは、補助ガス流量の修正値である。Ｖｂは、バイパス流量の修正値である。
　ガス温度制御部としての制御部１０は、主蒸気流量計３２から蒸気発生量を取得し、補助ガス流量計８１から補助ガス流量を取得し、ガス分析計５２からＣＯ濃度を取得する。そして、蒸気発生量、ボイラ前ガス温度及びＣＯ濃度に基づいて、補助ガス流量及びバイパス流量の修正値Ｖｇ，Ｖｂを算出する。具体的には、まず蒸気発生量が目標量以下であるかどうかを確認する（Ｓ０１）。目標量は、タービンジェネレータ３１の仕様等に応じて適宜設定される。蒸気発生量が目標量以下であれば、次にボイラ前ガス温度が目標温度未満であるかを確認する（Ｓ０２）。目標温度は、ボイラ設備保護等の観点から適宜設定される。ボイラ前ガス温度が目標温度未満であれば、次にＣＯ濃度が目標濃度未満であるかどうかを確認する（Ｓ０３）。目標濃度は、燃焼補助の最適化等の観点から適宜設定される。ＣＯ濃度が目標濃度未満であれば、修正値Ｖｇを０とし、修正値Ｖｂを－Ｂ４とする（Ｓ０４）。Ｂ４は、初期値Ｂ０に対して例えば１５～２０％の値である。
　上記Ｓ０３において、ＣＯ濃度が目標濃度以上である場合には、ＣＯ濃度が目標濃度と同等であるかどうかを確認する（Ｓ０５）。同等とは、例えば目標濃度に対し±２０％以内であることを意味する。ＣＯ濃度が目標濃度と同等であれば、修正値Ｖｇを＋Ａ７とし、修正値Ｖｂを－Ｂ３とする（Ｓ０６）。Ａ７は、初期値Ａ０に対して例えば２～３％の値である。Ｂ３は、初期値Ｂ０に対して例えば１０～１５％の値であり、Ｂ４に比べ小さい。
　上記Ｓ０５において、ＣＯ濃度が目標濃度を超える場合には、修正値Ｖｇを＋Ａ６とし、修正値Ｖｂを－Ｂ２とする（Ｓ０７）。Ａ６は、初期値Ａ０に対して例えば３～４％の値であり、Ａ７に比べ大きい。Ｂ２は、初期値Ｂ０に対して例えば５～１０％の値であり、Ｂ３に比べ小さい。
　上記Ｓ０２において、ボイラ前ガス温度が目標温度以上であれば、次にボイラ前ガス温度が目標温度と同等であるかどうかを確認する（Ｓ０８）。同等とは、例えば目標温度に対して±５％以内であることを意味する。ボイラ前ガス温度が目標温度と同等であれば、次にＣＯ濃度が目標濃度未満であるかどうかを確認する（Ｓ０９）。ＣＯ濃度が目標濃度未満であれば、修正値Ｖｇを－Ａ５とし、修正値Ｖｂを０とする（Ｓ１０）。Ａ５は、初期値Ａ０に対して例えば２～３％の値である。
　上記Ｓ０９において、ＣＯ濃度が目標濃度以上である場合には、ＣＯ濃度が目標濃度と同等であるかどうかを確認する（Ｓ１１）。ＣＯ濃度が目標濃度と同等であれば、修正値Ｖｇを０とし、修正値Ｖｂを０とする（Ｓ１２）。
　上記Ｓ１１において、ＣＯ濃度が目標濃度を超える場合には、修正値Ｖｇを＋Ａ４とし、修正値Ｖｂを０とする（Ｓ１３）。Ａ４は、初期値Ａ０に対して例えば２～３％の値である。
　上記Ｓ０８において、ボイラ前ガス温度が目標温度を超えていれば、次にＣＯ濃度が目標濃度未満であるかどうかを確認する（Ｓ１４）。ＣＯ濃度が目標濃度未満であれば、修正値Ｖｇを－Ａ３とし、修正値Ｖｂを０とする（Ｓ１５）。Ａ３は、初期値Ａ０に対して例えば３～４％の値である。
　上記Ｓ１４において、ＣＯ濃度が目標濃度以上である場合には、ＣＯ濃度が目標濃度と同等であるかどうかを確認する（Ｓ１６）。ＣＯ濃度が目標濃度と同等であれば、修正値Ｖｇを－Ａ２とし、修正値Ｖｂを０とする（Ｓ１７）。Ａ２は、初期値Ａ０に対して例えば２～３％の値であり、Ａ３に比べ小さい。
　上記Ｓ１６において、ＣＯ濃度が目標濃度を超える場合には、修正値Ｖｇを０とし、修正値Ｖｂを＋Ｂ１とする（Ｓ１８）。Ｂ１は、初期値Ｂ０に対して例えば１５～２０％の値である。
　上記Ｓ０１において、蒸気発生量が目標量を超えている場合には、修正値Ｖｇを－Ａ１とする（Ｓ１９）。Ａ１は、初期値Ａ０に対して例えば３～４％の値である。
　修正値Ｖｇ，Ｖｂの設定を完了すると、制御部１０は、初期値Ａ０に修正値Ｖｇを加算して補助ガス流量の目標値を算出する。初期値Ｂ０に修正値Ｖｂを加算してバイパス流量の目標値を算出する（Ｓ２０）。次に、補助ガス流量及びバイパス流量が目標値に近付くように、補助ガス流量調節弁８２及びバイパス流量調節弁６０を制御する（Ｓ２１）。すなわち、補助ガス流量が目標値に比べ小さくなるのに応じて補助ガス流量調節弁８２の開度を大きくし、バイパス流量が目標値に比べ小さくなるのに応じてバイパス流量調節弁６０の開度を大きくする。補助ガス流量が目標値に比べ大きくなるのに応じて補助ガス流量調節弁８２の開度を小さくし、バイパス流量が目標値に比べ大きくなるのに応じてバイパス流量調節弁６０の開度を小さくする。
　ガス温度制御部としての制御部１０は、以上の手順を繰り返す。繰り返しの周期は例えば６０秒である。この繰り返しにより、ボイラ前ガス温度が目標温度より低い場合には、バイパス流量の減量及び補助ガス流量の増量の少なくとも一方が行われ、ボイラ前ガス温度が目標温度より高い場合には、バイパス流量の増量及び補助ガス流量の減量の少なくとも一方が実行される。
　バイパス流量を増やすとボイラ前ガス温度は低下する。補助ガス流量を増やすとボイラ前ガス温度は上昇する。このため、ボイラ前ガス温度が目標温度より低い場合に、バイパス流量の減量及び補助ガス流量の増量の少なくとも一方を行うことで、ボイラ前ガス温度を上昇させることができる。ボイラ前ガス温度が目標温度より高い場合に、バイパス流量の増量及び補助ガス流量の減量の少なくとも一方を行うことで、ボイラ前ガス温度を低下させることができる。従って、ボイラ前ガス温度が目標温度に近付くように自動調整される。これと共に、入口流量制御部としての制御によりチャンバ入口流量が自動調整されるので、バイパス流量の変動に伴うチャンバ入口流量の変動が抑制される。すなわち、少なくとも２つの上記パラメータであるチャンバ入口流量及びボイラ前ガス温度が自動調整されるため、操作者の負担を更に軽減できる。更に、手動調整を行うのに比べ、ボイラ前ガス温度の安定化も期待される。ボイラ前ガス温度の安定化により、ボイラの寿命を向上させることができる。例えば、ボイラチューブの破損又は劣化を防止できる。
　冷却用のガスのＣＯ濃度が高くなるのに応じて、補助ガス流量を増やすと共にバイパス流量を増やすことも実行される。ＣＯ濃度が高くなるのに応じて補助ガス流量が増やされるので、ＣＯ濃度が低減される。補助ガス流量の増量に伴ってバイパス流量も増やされるので、補助ガス流量の増量がボイラ前ガス温度に及ぼす影響は打ち消される。これにより、ＣＯ濃度の調整の影響を受けることなく、ボイラ前ガス温度の調整は継続される。更に、入口流量制御部としての制御によりチャンバ入口流量が自動調整されるので、バイパス流量の変動に伴うチャンバ入口流量の変動が抑制される。すなわち、少なくとも３つの上記パラメータであるチャンバ入口流量、ボイラ前ガス温度及びＣＯ濃度が自動調整されるため、操作者の負担を更に軽減できる。更に、未燃分であるＣＯ濃度の安定化も期待される。ＣＯ濃度の安定化により、更に効率的な顕熱の回収が可能となる。
　蒸気発生量が目標量よりも大きい場合には、補助ガスラインのガス流量を減らすように補助ガス流量調節部を制御しながら、蒸気発生量が目標量よりも小さくなるのを待機することも実行される（Ｓ１９）。これにより、チャンバ入口流量、ボイラ前ガス温度及びＣＯ濃度の調整に加え、蒸気発生量が更に調整される。すなわち、少なくとも４つの上記パラメータが自動調整されるため、操作者の負担を更に軽減できる。蒸気発生量が目標量よりも大きい場合には、蒸気発生量が目標量よりも小さくなるのを待機するので、ボイラ前ガス温度の調整に優先して蒸気発生量が調整される。このため、蒸気により駆動されるタービンジェネレータ３１等の破損をより確実に防止できる。また、補助ガス流量が減らされるので、ボイラ３の前段における熱の発生が確実に抑制され、蒸気発生量を迅速に低下させることができる。
　以上に説明したように、コークス乾式消火装置１によれば、操作者の負担を軽減できる。本発明者等は、コークス乾式消火装置１において、制御部１０による上述の制御を行う場合と行わない場合とで操作者の負担を見積もった。コークス排出温度を１８０℃以下とし、ボイラ前ガス温度を８５０～９７０℃とし、ＣＯ濃度を１～３％とするようにコークス乾式消火装置１を操業するには、上述の制御を行わない場合、２名の操作者による監視及び手動調整を必要とすることが予測される。これに対し、上述の制御のうち、コークス排出量とチャンバ入口流量との比率が目標比率に近付くように循環流量又は放散流量を調節する制御（以下、「第１制御」という。）のみを実行することで、監視及び手動調整に要する時間を約２５％削減できることが予測される。ボイラ前ガス温度が目標温度に近付くようにバイパスライン及び補助ガスラインのガス流量を更に調節する制御（以下、「第２制御」という。）を第１制御と共に実行することで、監視及び手動調整に要する時間を更に約２５％削減できることが予測される。ＣＯ濃度が高くなるのに応じて補助ガスラインのガス流量を増やすと共にバイパスラインのガス流量を増やす制御（以下、「第３制御」という。）を第１制御と共に実行することで、監視及び手動調整に要する時間を更に約１０％削減できることが予測される。蒸気発生量が目標量よりも大きい場合には補助ガスラインのガス流量を減らして蒸気発生量が目標量よりも小さくなるのを待機する制御（以下、「第４制御」という。）を第１制御と共に実行することで、監視及び手動調整に要する時間を更に約１０％削減できることが予測される。そして、第１制御、第２制御、第３制御及び第４制御の全てを実行することで、操作者の負担を約７５％削減できることが予測される。このように、コークス乾式消火装置１によれば、操作者の負担を大幅に軽減できることが予測される。
　以上、本発明の実施形態について説明してきたが、本発明は必ずしも上述した実施形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で様々な変形が可能である。例えば、制御部１０は、必ずしも排出コークス温度、ボイラ前ガス温度、蒸気発生量及びＣＯ濃度の全てを自動調整する必要はない。例えば、排出コークス温度のみを自動調整し、ボイラ前ガス温度、蒸気発生量及びＣＯ濃度の調整を手動操作に委ねてもよい。
　本発明は、コークス乾式消火装置に利用可能である。
　１…コークス乾式消火装置、２…クーリングチャンバ、３…ボイラ、３２…主蒸気流量計、１０…制御部（入口流量制御部、ガス温度制御部）、４１…ボイラ前ガス温度計、５２…ガス分析計（ＣＯ濃度計）、５４…循環流量計、５５…循環流量調節弁（循環流量調節部）、６０…バイパス流量調節弁（バイパス流量調節部）、６１…バイパス流量計、７０…放散流量調節弁（放散流量調節部）、７１…放散流量計、８１…補助ガス流量計、８２…補助ガス流量調節弁（補助ガス流量調節部）、Ｌ１…第１のガスライン、Ｌ２…第２のガスライン、Ｌ３…バイパスライン、Ｌ４…放散ライン、Ｌ５…補助ガスライン。

Claims (10)

  1. 　赤熱コークスを受け入れ、冷却用のガスにより冷却して排出するためのクーリングチャンバと、
    　前記赤熱コークスが発生する熱からエネルギーを回収するためのボイラと、
    　前記クーリングチャンバ内のコークスを通過した前記冷却用のガスを前記ボイラに導く第１のガスラインと、
    　前記ボイラを通過した前記冷却用のガスを前記クーリングチャンバに導く第２のガスラインと、
    　前記第２のガスラインを通る前記冷却用のガスの一部を、前記クーリングチャンバに通さず前記第１のガスラインに導くバイパスラインと、
    　前記第２のガスラインを通る前記冷却用のガスの一部を外部に導く放散ラインと、
    　前記バイパスライン及び前記放散ラインの上流側における前記第２のガスラインのガス流量を検出する循環流量計及び当該ガス流量を調節する循環流量調節部と、
    　前記バイパスラインのガス流量を検出するバイパス流量計及び当該ガス流量を調節するバイパス流量調節部と、
    　前記放散ラインのガス流量を検出する放散流量計及び当該ガス流量を調節する放散流量調節部と、
    　前記循環流量計により検出された流量から、前記バイパス流量計及び前記放散流量計により検出された流量を減算してチャンバ入口流量を算出し、前記クーリングチャンバからの前記コークスの排出量と前記チャンバ入口流量との比率が目標比率に近付くように、前記循環流量調節部又は前記放散流量調節部を制御する入口流量制御部と、を備えるコークス乾式消火装置。
  2. 　酸素を含有した燃焼補助ガスを前記第１のガスラインに導く補助ガスラインと、
    　前記補助ガスラインのガス流量を調節する補助ガス流量調節部と、
    　前記第１のガスラインのガス温度をボイラ前ガス温度として検出するボイラ前ガス温度計と、
    　前記ボイラ前ガス温度が目標温度に近付くように、前記バイパス流量調節部又は前記補助ガス流量調節部を制御するガス温度制御部と、を更に備える請求項１記載のコークス乾式消火装置。
  3. 　前記ガス温度制御部は、
    　前記ボイラ前ガス温度が前記目標温度より高い場合には、前記バイパス流量調節部の制御による前記バイパスラインのガス流量の増量及び前記補助ガス流量調節部の制御による前記補助ガスラインのガス流量の減量の少なくとも一方を行い、
    　前記ボイラ前ガス温度が前記目標温度より低い場合には、前記バイパス流量調節部の制御による前記バイパスラインのガス流量の減量及び前記補助ガス流量調節部の制御による前記補助ガスラインのガス流量の増量の少なくとも一方を行う、請求項２記載のコークス乾式消火装置。
  4. 　前記冷却用のガスのＣＯ濃度を検出するＣＯ濃度計を更に備え、
    　前記ガス温度制御部は、前記ＣＯ濃度が高くなるのに応じて前記補助ガスラインのガス流量を増やすと共に前記バイパスラインのガス流量を増やすように、前記バイパス流量調節部及び前記補助ガス流量調節部を制御する、請求項２又は３記載のコークス乾式消火装置。
  5. 　前記ボイラからの蒸気発生量を検出する蒸気流量計を更に備え、
    　前記ガス温度制御部は、前記蒸気発生量が目標量よりも大きい場合には、前記補助ガスラインのガス流量を減らすように補助ガス流量調節部を制御しながら、前記蒸気発生量が前記目標量よりも小さくなるのを待機する、請求項２～４のいずれか一項記載のコークス乾式消火装置。
  6. 　赤熱コークスを受け入れ、冷却用のガスにより冷却して排出するためのクーリングチャンバと、
    　前記赤熱コークスが発生する熱からエネルギーを回収するためのボイラと、
    　前記クーリングチャンバ内のコークスを通過した前記冷却用のガスを前記ボイラに導く第１のガスラインと、
    　前記ボイラを通過した前記冷却用のガスを前記クーリングチャンバに導く第２のガスラインと、
    　前記第２のガスラインを通る前記冷却用のガスの一部を、前記クーリングチャンバに通さず前記第１のガスラインに導くバイパスラインと、
    　前記第２のガスラインを通る前記冷却用のガスの一部を外部に導く放散ラインと、を備える装置の制御部により実行されるコークス乾式消火方法であって、
    　前記バイパスライン及び前記放散ラインの上流側における前記第２のガスラインのガス流量を循環流量として取得し、
    　前記バイパスラインのガス流量をバイパス流量として取得し、
    　前記放散ラインのガス流量を放散流量として取得し、
    　前記循環流量から前記バイパス流量及び前記放散流量を減算してチャンバ入口流量を算出し、前記クーリングチャンバからの前記コークスの排出量と前記チャンバ入口流量との比率が目標比率に近付くように、前記循環流量又は前記放散流量を調節する、コークス乾式消火方法。
  7. 　前記第１のガスラインのガス温度をボイラ前ガス温度として更に取得し、
    　酸素を含有した燃焼補助ガスを前記第１のガスラインに導く補助ガスラインを更に用い、
    　前記ボイラ前ガス温度が目標温度に近付くように、前記バイパスライン及び前記補助ガスラインのガス流量を更に調節する、請求項６記載のコークス乾式消火方法。
  8. 　前記ボイラ前ガス温度が前記目標温度より高い場合には、前記バイパスラインのガス流量の増量及び前記補助ガスラインのガス流量の減量の少なくとも一方を行い、
    　前記ボイラ前ガス温度が前記目標温度より低い場合には、前記バイパスラインのガス流量の減量及び前記補助ガスラインのガス流量の増量の少なくとも一方を行う、請求項７記載のコークス乾式消火方法。
  9. 　前記冷却用のガスのＣＯ濃度を更に取得し、
    　前記ＣＯ濃度が高くなるのに応じて前記補助ガスラインのガス流量を増やすと共に前記バイパスラインのガス流量を増やす、請求項７又は８記載のコークス乾式消火方法。
  10. 　前記ボイラからの蒸気発生量を更に取得し、
    　前記蒸気発生量が目標量よりも大きい場合には、前記補助ガスラインのガス流量を減らして前記蒸気発生量が前記目標量よりも小さくなるのを待機し、
    　前記蒸気発生量が前記目標量よりも小さくなった後に、前記バイパスライン及び前記補助ガスラインのガス流量を調節して、前記ボイラ前ガス温度を前記目標温度に近付ける、請求項７～９のいずれか一項記載のコークス乾式消火方法。
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