JP4745812B2 - 複合発電システム及び複合発電システムの運転方法 - Google Patents
複合発電システム及び複合発電システムの運転方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP4745812B2 JP4745812B2 JP2005362225A JP2005362225A JP4745812B2 JP 4745812 B2 JP4745812 B2 JP 4745812B2 JP 2005362225 A JP2005362225 A JP 2005362225A JP 2005362225 A JP2005362225 A JP 2005362225A JP 4745812 B2 JP4745812 B2 JP 4745812B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- booster
- extraction
- source valve
- compressor
- abnormality
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims description 58
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 162
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 claims abstract description 89
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 200
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims description 67
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 claims description 56
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 18
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 7
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 4
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 37
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 14
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 9
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 5
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
- F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/24—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being liquid at standard temperature and pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
-
- 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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
-
- 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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
- Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
Description
本発明は、ガス化炉で燃料をガス化し、ガスタービンでこのガス化炉で生成したガスと圧縮空気との混合気を燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電し、ガスタービンの圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧してガス化炉へ送給する複合発電システム及び複合発電システムの運転方法に関するものである。
例えば、ガスタービンは、圧縮機と燃焼器とタービンにより構成されており、空気取入口から取り込まれた空気が圧縮機によって圧縮されることで高温・高圧の圧縮空気となり、燃焼器にて、この圧縮空気に対して燃料を供給して燃焼させ、高温・高圧の燃焼ガスがタービンを駆動し、このタービンに連結された発電機を駆動して発電する。そして、このようなガスタービンにガス化炉を適用した複合発電プラントでは、ガス化炉で固体燃料または液体燃料をガス化し、このガス化炉で生成したガスをガスタービンへ送給して圧縮空気と混合し、この混合気を燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動すると共に、ガスタービンから排出された高温の排気ガスをボイラに送って蒸気を生成し、生成された蒸気を蒸気タービンに送って発電機を駆動して発電するようにしている。
このような複合発電プラントにて、ガス化炉では、炉内に燃料としての微粉炭（石炭）を供給すると共に、酸素及び窒素を供給して不完全燃焼させることで、未燃ガスを生成し、この未燃ガスからガスタービンで使用する燃焼用ガスを精製している。また、ガス化炉には、搬送用の圧縮空気を供給し、この圧縮空気により生成された未燃ガスをガス精製設備やガスタービンに送給している。従来の複合発電プラントでは、ガスタービンの圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧機で昇圧してからガス化炉へ送給している。
この場合、複合発電プラントの起動時に、ガス化炉で直ちに燃焼用ガスを生成することができないため、石炭ガスに代えて液体燃料を燃焼器に供給してガスタービンを起動しており、このとき、ガスタービンの圧縮機から昇圧機への抽気ラインに設けられた抽気元弁が閉止状態にある。そして、ガス化炉で燃焼用ガスが生成可能となると、抽気元弁を開放して圧縮機の抽気空気を昇圧機で昇圧してからガス化炉に送給し、この昇圧ガスにより石炭ガスを燃焼器に供給してガスタービンを駆動するようにしている。
このような複合発電プラントとしては、下記特許文献１に記載されたものがある。
ところで、上述したように、複合発電プラントでは、ガスタービンの圧縮機と昇圧機とを繋ぐ抽気ラインには抽気元弁が設けられており、この抽気元弁はガス化路の稼動時には開放状態に保持されている。ところが、この抽気元弁は、油圧や空気圧または電磁力などにより作動可能であるものの、油圧漏れや空気圧漏れまたは電気的な故障が発生したときには、抽気元弁が閉止してしまい、昇圧機に抽気空気が送られずにサージングが発生し、昇圧機が損傷してしまうおそれがある。そのため、故障により抽気元弁が閉止してしまったときには、ガスタービン及び昇圧機を緊急停止すると共に、ガス化炉も停止するようにしている。
しかし、抽気元弁が故障により徐々に閉止したときに、ガスタービン及び昇圧機を同時に停止するが、昇圧機にはその慣性力があるために直ちに停止することができず、抽気空気の昇圧作動が所定時間だけ継続される。一方、ガスタービンの圧縮機が停止して車室内の圧力が低下しているため、圧縮機の圧縮空気が昇圧機には供給されず、昇圧機でサージングが発生してしまうという問題がある。
本発明は上述した課題を解決するものであり、抽気元弁の故障における昇圧機のサージングを抑制することで安全性の向上を図った複合発電システム及び複合発電システムの運転方法を提供することを目的とする。
上記の目的を達成するための請求項１の発明の複合発電システムは、固体燃料または液体燃料をガス化するガス化炉と、圧縮機で圧縮した圧縮空気と該ガス化炉で生成したガスの混合気を燃焼器で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電するガスタービンと、前記圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧して前記ガス化炉へ送給する昇圧機と、前記圧縮機と前記昇圧機との抽気ラインに設けられた抽気元弁とを具えた複合発電システムにおいて、前記抽気元弁の開度に応じて前記昇圧機及び前記ガスタービンを停止する異常停止制御手段と、前記抽気元弁の開度を検出する開度センサと、該開度センサが検出した開度と開度指令値との偏差に基づいて前記抽気元弁の異常を判定する異常判定手段を設け、該異常判定手段が前記抽気元弁の異常を判定したときに、前記異常停止制御手段は、前記昇圧機を停止すると共に前記抽気元弁の閉止速度に応じた停止遅延時間を設定し、該停止遅延時間の経過後に前記ガスタービンを停止することを特徴とするものである。
請求項２の発明の複合発電システムは、固体燃料または液体燃料をガス化するガス化炉と、圧縮機で圧縮した圧縮空気と該ガス化炉で生成したガスの混合気を燃焼器で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電するガスタービンと、前記圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧して前記ガス化炉へ送給する昇圧機と、前記圧縮機と前記昇圧機との抽気ラインに設けられた抽気元弁とを具えた複合発電システムにおいて、前記抽気元弁より上流側の抽気圧力に応じて前記昇圧機及び前記ガスタービンを停止する異常停止制御手段と、前記抽気元弁より上流側の抽気圧力を検出する圧力センサと、該圧力センサが検出した圧力が予め設定された圧力上限値より高くなったときに前記抽気元弁の異常を判定する異常判定手段を設け、該異常判定手段が前記抽気元弁の異常を判定したときに、前記異常停止制御手段は、前記昇圧機及び前記ガスタービンを停止することを特徴としている。
請求項３の発明の複合発電システムでは、前記昇圧機から排出された昇圧空気を該昇圧機の入口側に戻す循環ラインを設け、前記異常判定手段が前記抽気元弁の異常を判定したときに、前記異常停止制御手段は、前記循環ラインを開放することを特徴としている。
請求項４の発明の複合発電システムでは、前記昇圧機から排出された昇圧空気を大気に排出する排出ラインを設け、前記異常判定手段が前記抽気元弁の異常を判定したときに、前記異常停止制御手段は、前記排出ラインを開放することを特徴としている。
また、請求項５の発明の複合発電システムの運転方法は、固体燃料または液体燃料をガス化するガス化炉と、圧縮機で圧縮した圧縮空気と該ガス化炉で生成したガスの混合気を燃焼器で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電するガスタービンと、前記圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧して前記ガス化炉へ送給する昇圧機と、前記圧縮機と前記昇圧機との抽気ラインに設けられた抽気元弁とを具えた複合発電システムにおいて、前記抽気元弁の開度と開度指令値との偏差が予め設定された基準値より大きいときに前記抽気元弁の異常を判定し、該抽気元弁の異常判定時に、前記昇圧機を停止すると共に、該抽気元弁の閉止速度に応じた設定された停止遅延時間の経過後に前記ガスタービンを停止することを特徴とするものである。
請求項６の発明の複合発電システムの運転方法は、固体燃料または液体燃料をガス化するガス化炉と、圧縮機で圧縮した圧縮空気と該ガス化炉で生成したガスの混合気を燃焼器で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電するガスタービンと、前記圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧して前記ガス化炉へ送給する昇圧機と、前記圧縮機と前記昇圧機との抽気ラインに設けられた抽気元弁とを具えた複合発電システムにおいて、前記抽気元弁より上流側の抽気圧力が予め設定された圧力上限値より高くなったときに前記抽気元弁の異常を判定し、該抽気元弁の異常判定時に、前記昇圧機及び前記ガスタービンを停止することを特徴とするものである。
請求項１の発明の複合発電システムによれば、固体燃料または液体燃料をガス化するガス化炉と、圧縮機で圧縮した圧縮空気とガス化炉で生成したガスの混合気を燃焼器で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電するガスタービンと、圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧して前記ガス化炉へ送給する昇圧機とを設けて構成し、圧縮機と昇圧機との抽気ラインに抽気元弁を設けると共に、抽気元弁の開度に応じて昇圧機及びスタービンを停止する異常停止制御手段を設けたので、異常停止制御手段は、抽気元弁の開度または抽気元弁より上流側の抽気圧力に応じて抽気元弁の異常を判定して昇圧機及びガスタービンの停止時期を設定することが可能となり、抽気元弁の故障における昇圧機のサージングを抑制し、安全性を向上することができる。
また、請求項１の発明の複合発電システムによれば、抽気元弁の開度を検出する開度センサと、開度センサが検出した開度と開度指令値との偏差に基づいて抽気元弁の異常を判定する異常判定手段を設け、異常判定手段が抽気元弁の異常を判定したときに、異常停止制御手段は、昇圧機を停止すると共に抽気元弁の閉止速度に応じた停止遅延時間を設定し、停止遅延時間の経過後にガスタービンを停止するので、抽気元弁の異常時に、昇圧機を停止して停止遅延時間の経過後にガスタービンを停止することとなり、昇圧機での空気不足を防止して昇圧機のサージングを確実に抑制することができる。
請求項２の発明の複合発電システムによれば、固体燃料または液体燃料をガス化するガス化炉と、圧縮機で圧縮した圧縮空気とガス化炉で生成したガスの混合気を燃焼器で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電するガスタービンと、圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧してガス化炉へ送給する昇圧機と、圧縮機と昇圧機との抽気ラインに設けられた抽気元弁とを具えた複合発電システムにおいて、抽気元弁より上流側の抽気圧力に応じて昇圧機及びガスタービンを停止する異常停止制御手段と、抽気元弁より上流側の抽気圧力を検出する圧力センサと、圧力センサが検出した圧力が予め設定された圧力上限値より高くなったときに抽気元弁の異常を判定する異常判定手段を設け、異常判定手段が抽気元弁の異常を判定したときに、異常停止制御手段は昇圧機及びガスタービンを停止するので、抽気元弁の異常時に、抽気元弁より上流側の抽気圧力が圧力上限値より高くなった状態で昇圧機及びガスタービンを停止することとなり、昇圧機での空気不足を防止して昇圧機のサージングを確実に抑制することができる。
請求項３の発明の複合発電システムによれば、昇圧機から排出された昇圧空気を昇圧機の入口側に戻す循環ラインを設け、異常判定手段が抽気元弁の異常を判定したときに、異常停止制御手段はこの循環ラインを開放するので、抽気元弁の異常時に、昇圧機から排出された昇圧空気を循環ラインにより入口側に戻すこととなり、昇圧機での空気不足を防止して昇圧機のサージングを確実に抑制することができる。
請求項４の発明の複合発電システムによれば、昇圧機から排出された昇圧空気を大気に排出する排出ラインを設け、異常判定手段が抽気元弁の異常を判定したときに、異常停止制御手段はこの排出ラインを開放するので、抽気元弁の異常時に、昇圧機から排出された昇圧空気を排出ラインにより大気に排出することとなり、昇圧機での空気不足を防止して昇圧機のサージングを確実に抑制することができる。
また、請求項５の発明の複合発電システムの運転方法によれば、抽気元弁の開度と開度指令値との偏差が予め設定された基準値より大きいときに抽気元弁の異常を判定し、この抽気元弁の異常判定時に、昇圧機を停止すると共に、抽気元弁の閉止速度に応じた設定された停止遅延時間の経過後に前記ガスタービンを停止するようにしたので、抽気元弁の異常時における昇圧機での空気不足を防止して昇圧機のサージングを確実に抑制することができる。
請求項６の発明の複合発電システムの運転方法によれば、抽気元弁より上流側の抽気圧力が予め設定された圧力上限値より高くなったときに抽気元弁の異常を判定し、この抽気元弁の異常判定時に昇圧機及びガスタービンを停止するようにしたので、抽気元弁の異常時における昇圧機での空気不足を防止して昇圧機のサージングを確実に抑制することができる。
以下に添付図面を参照して、本発明に係る複合発電システム及び複合発電システムの運転方法の好適な実施例を詳細に説明する。なお、この実施例によりこの発明が限定されるものではない。
図１は、本発明の実施例１に係る複合発電システムにおけるガスタービンの燃料供給ライン及び抽気ラインを表す概略図、図２は、実施例１の複合発電システムの概略構成図、図３は、実施例１の複合発電システムにおける抽気元弁の異常判定処理の制御ブロック図、図４は、実施例１の複合発電システムにおける抽気元弁の異常判定制御を表すフローチャートである。
実施例１の複合発電システムは、図２に示すように、ガス化炉１１、ガス精製設備１２、ガスタービン１３、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１４、蒸気タービン１５から構成されている。ガスタービン１３は、圧縮機２１と燃焼器２２とタービン２３とを有しており、圧縮機２１及びタービン２３はタービン軸２４を介して連結されている。蒸気タービン１５は、ガスタービン１３のタービン軸２４と同軸上に連結されており、このタービン軸２４の端部に発電機２５が連結されている。そして、ガスタービン１３における圧縮機２１に入口側には、空気を吸入する吸気ライン２６が連結される一方、タービン２３の出口側には排気ライン２７が連結されている。
ガスタービン１３の排気管２７は、排熱回収ボイラ１４を介して煙突２８に連結されている。この排熱回収ボイラ１４は、例えば、高圧ボイラと中圧ボイラと低圧ボイラを有しており、ガスタービン１３からの排気ガスにより各ボイラでそれぞれ蒸気を発生させることができる。上述した蒸気タービン１５は、排熱回収ボイラ１４で発生した蒸気が供給されることで駆動し、連結された発電機２５を運転することができる。そして、この蒸気タービン１５に供給された蒸気は復水器２９に送られて凝縮された後、復水ポンプ３０により排熱回収ボイラ１４に送られるようになっている。
ガス化炉１１は、固体燃料としての微粉炭（石炭）を不完全燃焼して未燃ガス（Ｈ2，ＣＯ，ＣＯ2，Ｎ2など）を生成するものであり、ガス精製設備１２は、ガス化炉１１で生成された未燃ガスから浄化処理などを行うことで、不純物を除去して石炭ガスを精製するものである。即ち、ガス化炉１１は、ガス化炉本体３１と熱交換器（冷却塔）３２が隣接して設けられており、ガス化炉本体３１に対して搬送空気供給ライン３３、酸素供給ライン３４、窒素供給ライン３５が接続されており、窒素ライン３５に微粉炭を供給する供給ホッパ３６が設けられている。そして、搬送空気供給ライン３３は、基端部に第１昇圧機３７が接続され、酸素供給ライン３４及び窒素供給ライン３５は、基端部に空気分離装置３８及び第２昇圧機３９が接続されており、第１昇圧機３７には、ガスタービン１３の圧縮機２１からの抽気ライン４０が接続されている。
また、熱交換器３２には、チャー回収装置としてのポーラスフィルタ４１が連結され、このポーラスフィルタ４１で回収されたチャー（主に、固定炭素と灰分から成る）は、窒素によりチャー回収ライン４２からガス化炉本体３１に戻される。ガス精製設備１２は、第１、第２ガスガスヒータ４３，４４、ＣＯＳ（硫化カルボニル）変換器４５、第３、第４ガスガスヒータ４６，４７、ガス冷却塔４８、ガス洗浄塔４９、Ｈ2Ｓ（硫化水素）吸収塔５０、吸収液再生塔５１、Ｈ2Ｓ燃焼炉５２、脱硫装置５３、熱交換器５４などを有している。従って、ガス化炉１１で生成された未燃ガスをガス精製設備１２の各種装置に通過させることで、自身のもつ熱により硫黄分化合物、窒素化合物、その他の有害物質を除去することができる。
そして、ガス精製設備１２からガスタービン１３の燃焼器２２に対して、石炭ガスを供給する石炭ガスライン５５が設けられ、この石炭ガスライン５５に石炭ガスの供給量を調整する流量調整弁５６が装着されている。
ここで、上述した複合発電プラントの作動について説明する。ガス化炉１１では、ガス化炉本体３１に酸素供給ライン３４から酸素が供給されると共に、窒素供給ライン３５から窒素及び微粉炭が供給されており、内部で微粉炭が燃焼して未燃ガスが生成される。そして、この未燃ガスは、搬送空気供給ライン３３からガス化炉本体３１に供給された搬送空気により熱交換器３２に送給され、ここで冷却されてからポーラスフィルタ４１によりチャーが除去され、その後、ガス精製設備１２で硫黄分化合物、窒素化合物、その他の有害物質が除去させて石炭ガスが精製される。
ガスタービン１３では、吸気ライン２６を通して圧縮機２１に取り込まれた空気が圧縮されることで高温・高圧の圧縮空気となり、この圧縮空気が燃焼器２２に送られると共に、ガス精製設備１２で精製された石炭ガスが石炭ガスライン５５から燃焼器２２に送られ、ここで圧縮空気と石炭ガスの混合気に着火されて燃焼する。この燃焼器２２で生成された高温・高圧の燃焼ガスが、タービン２３に送られて図示しない複数の静翼及び動翼を通過することでタービン軸１５を駆動回転する。そして、タービン２３から排出された排気ガスは、排気ライン２７を通って排熱回収ボイラ１４に送られ、ここで、高温・高圧の排気ガスにより蒸気を生成する。ここで生成された蒸気は蒸気タービン１５に送られ、この蒸気タービン１５を駆動することで発電機２５を回転駆動して発電を行う。この蒸気タービン１５に供給された蒸気は復水器２９で凝縮された後、復水ポンプ３０により排熱回収ボイラ１４に戻される。
このように構成された複合発電プラントでは、上述したように、ガス化炉１１で微粉炭を燃焼して未燃ガスを生成し、ガスタービン１３の圧縮機２１から抽気した圧縮空気を第１昇圧機３７で昇圧し、この昇圧ガスを搬送空気供給ライン３３からガス化炉１１に供給することで、ガス化炉１１の未燃ガスをガス精製設備１２に送って精製し、精製された石炭ガスをガスタービン１３に送給している。ところが、複合発電プラントの起動時に、ガス化炉１１では未燃ガス（石炭ガス）を直ちに生成することはできず、ガスタービン１３の起動時には、石炭ガスに代えて液体燃料（軽油など）を燃焼器２２に供給している。このとき、ガスタービン１３の圧縮機２１から第１昇圧機３７への抽気ライン４０を閉止し、圧縮機２１からの圧縮空気の抽気を停止している。そして、ガス化炉１１で未燃ガス（石炭ガス）が生成可能となると、抽気ライン４０を開放して圧縮機２１から抽気した圧縮空気を第１昇圧機３７で昇圧し、この昇圧空気ガス化炉１１に送給して石炭ガスをガスタービン１３に供給するようにしている。
即ち、図１に示すように、ガスタービン１３の燃焼器２２に対して石炭ガスを供給する石炭ガスライン５５と、軽油を供給する軽油ライン６１が設けられており、石炭ガスライン５５に圧力調整弁６２、流量調整弁５６、過速遮断弁６３が装着される一方、軽油ライン６１に圧力調整弁６４、流量調整弁６５が装着されている。また、ガスタービン１３の圧縮機２１に対して大気を吸入する吸気ライン２６が設けられ、この吸気ライン２６にＩＧＶ（Inlet Guide Vane）６６が装着されている。
一方、ガスタービン１３の圧縮機２１から第１昇圧機３７に至る抽気ライン４０には、抽気元弁６７、第１〜第３抽気空気冷却器６８，６９，７０、ＩＧＶ７１が装着されている。この第１抽気空気冷却器６８は、第１昇圧機３７からガス化炉１１に至る搬送空気供給ライン３３を交差することで、抽気空気と昇圧空気との間で熱交換（冷却）可能となっている。第２抽気空気冷却器６９は、蒸気タービン１５の復水器２９からの復水により冷却可能となっている。第３抽気空気冷却器７０は、軸冷水（海水）により冷却可能であり、この第３抽気空気冷却器７０に対して冷却器バイパスライン７２が設けられ、ここにバイパス弁７３が装着されている。なお、抽気ライン４０から分岐して排気ライン２７に接続する抽気バイパスライン７４が設けられ、ここにバスパス弁７５が装着されている。
また、第１昇圧機３７からガス化炉１１に至る搬送空気供給ライン３３にて、第１抽気空気冷却器６８の上流側から抽気ライン４０における第１、第２抽気空気冷却器６８，６９の間至る循環ライン７６が設けられ、この循環ライン７６にアンチサージ弁７７が装着されている。更に、搬送空気供給ライン３３における第１抽気空気冷却器６８の下流側から分岐して大気に連通する排出ライン７８が設けられ、この排出ライン７８に放風弁７９が装着されている。
ここで、上述した複合発電プラントの起動時における作動について説明する。図１及び図２に示すように、複合発電プラントの起動時に、ガス化炉１１では、ガス化炉本体３１に酸素供給ライン３４から酸素が供給されると共に、窒素供給ライン３５から窒素及び微粉炭が供給され、内部で微粉炭を燃焼することで未燃ガスを生成する。但し、このとき、未燃ガスを直ちに精製できないため、ガス化炉１１への第１昇圧機３７による搬送空気供給ライン３３を通した昇圧空気の供給を停止し、ガスタービン１３への石炭ガスの供給を停止している。
即ち、抽気元弁６７を閉止することで抽気ライン４０を閉止し、圧縮機２１からの圧縮空気の抽気を停止している。また、第１昇圧機３７を起動すると共にアンチサージ弁７７を開放することで、抽気ライン４０と搬送空気供給ライン３３を循環ライン７６によりループ状態とし、第１昇圧機３７に十分な空気を確保してサージングの発生を防止している。更に、放風弁７９を開放することで排出ライン７８を開放し、ガス化炉１１への空気の供給を停止している。
一方、ガスタービン１３では、石炭ガスライン５５における流量調整弁５６を閉止する一方、軽油ライン６１の圧力調整弁６４、流量調整弁６５を所定角度に開放し、ガスタービン１３の燃焼器２２に対して軽油ライン６１から軽油を供給する。そして、吸気ライン２６を通して圧縮機２１に取り込まれた空気が圧縮されることで高温・高圧の圧縮空気となり、この圧縮空気が燃焼器２２に送られると共に、軽油が軽油ライン６１から燃焼器２２に送られて噴射されることで、圧縮空気に軽油が混合した混合気が形成され、この混合気に着火されて燃焼する。
その後、所定時間が経過してガス化炉１１で、未燃ガスを生成可能となると、ガス化炉１１への第１昇圧機３７による搬送空気供給ライン３３を通した昇圧空気の供給を開始し、ガスタービン１３への石炭ガスの供給を開始する。即ち、抽気元弁６７を開放することで抽気ライン４０を開放し、圧縮機２１からの圧縮空気の抽気を行う。また、アンチサージ弁７７を閉止することで循環ライン７６を遮断し、抽気ライン４０と搬送空気供給ライン３３のループ状態を解除する。更に、放風弁７９を閉止することで排出ライン７８を閉止し、ガス化炉１１への空気の供給を可能とする。すると、圧縮機２１の圧縮空気が抽気ライン４０を通して第１昇圧機３７へ供給され、この第１昇圧機３７では、圧縮空気を昇圧し、搬送空気供給ライン３３を通してガス化炉本体３１に昇圧空気を供給することで、ガス化炉１１で生成された未燃ガスをガス精製設備１２に送給し、石炭ガスを精製することができる。
一方、ガスタービン１３では、軽油ライン６１における流量調整弁６５を閉止する一方、石炭ガスライン５５の圧力調整弁６２、流量調整弁５６を所定角度に開放すると共に、過速遮断弁６３を開放し、ガスタービン１３の燃焼器２２に対して軽油の供給を停止すると共に、石炭ガスライン５５から石炭ガスの供給を開始する。すると、吸気ライン２６を通して圧縮機２１に取り込まれた空気が圧縮されることで高温・高圧の圧縮空気となり、この圧縮空気が燃焼器２２に送られると共に、石炭ガスが石炭ガスライン５５から燃焼器２２に送られることで、圧縮空気に石炭ガスが混合した混合気が形成され、この混合気に着火されて燃焼する。
ところで、上述した複合発電プラントにて、起動後は、ガス化炉１１及びガス精製設備１２で生成された石炭ガスを石炭ガスライン５５からガスタービン１３に送給して燃焼する一方、ガスタービン１３の圧縮機２１から圧縮空気を抽気して第１昇圧機３７で昇圧してからガス化炉１１に送給することで、この昇圧空気を石炭ガスの搬送空気として使用している。即ち、このとき、抽気ライン４０に装着された抽気元弁６７は開放状態に保持されている。
ところが、この抽気元弁６７は、油圧または空気圧により作動可能となっており、油圧漏れや空気圧漏れなどの故障が発生したときには、抽気元弁６７が閉止してしまい、第１昇圧機３７に圧縮空気が送られずにサージングが発生しまう。そのため、本実施例では、故障により抽気元弁６７が閉止してしまうときには、ガスタービン１３及び第１昇圧機３７を緊急停止すると共に、ガス化炉１１やガス精製設備１２なども停止するようにしている。そして、この場合、抽気元弁６７が故障により徐々に閉止したときに、ガスタービン１３及び第１昇圧機３７を緊急停止しても、第１昇圧機３７はその慣性力により所定時間だけ継続して作動する。そこで、本実施例では、抽気元弁６７の開度に応じてガスタービン１３を停止する時間を遅延するようにしている。
即ち、図１及び図３に示すように、抽気元弁６７には、その開度を検出する開度センサ８１が設けられており、開度センサ８１は、検出した抽気元弁６７の開度を異常停止制御装置８２に出力し、この異常停止制御手段８２は、抽気元弁６７の開度に応じて第１昇圧機３７及びガスタービン１３を停止するようにしている。
具体的に説明すると、異常停止制御装置８２は異常判定回路（異常判定手段）８３を有しており、異常判定回路８３は、開度センサ８１が検出した抽気元弁６７の開度θと複合発電プラントの運転状態に応じて設定された開度指令値θｄとの偏差に基づいて抽気元弁６７の異常を判定し、この異常判定回路８３が抽気元弁６７の異常を判定したときには、異常停止制御装置８２は、第１昇圧機３７を停止すると共に、抽気元弁６７の閉止速度に応じたガスタービン１３のトリップ遅延時間（停止遅延時間）を設定し、このトリップ遅延時間の経過後にガスタービン１３を停止するようにしている。
この場合、異常停止制御装置８２は、予め抽気元弁６７の閉止速度に対するトリップ遅延時間のマップを有している。このマップは、抽気元弁６７の閉止速度が速くなるのに伴ってトリップ遅延時間を短く設定するマップであるが、抽気元弁６７の閉止速度が所定速度以下である領域では、安全性を考慮してトリップ遅延時間が一定となるように設定している。従って、異常停止制御装置８２は、開度センサ８１が検出した抽気元弁６７の開度θを継続的に読み込むことで抽気元弁６７の閉止速度を算出し、算出した抽気元弁６７の閉止速度により上述したマップを用いてトリップ遅延時間を設定し、このトリップ遅延時間の経過後にガスタービン１３を停止ためのトリップ信号を出力する。
また、異常判定回路８３が抽気元弁６７の異常を判定したとき、異常停止制御装置８２は、第１昇圧機３７を停止すると共に、アンチサージ弁７７を開放して抽気ライン４０と搬送空気供給ライン３３を循環ライン７６によりループ状態とする。更に、放風弁７９を開放して排出ライン７８を開放する。
ここで、上述した異常停止制御装置８２による抽気元弁６７の異常判定制御について図４のフローチャートに基づいて説明する。
本実施例の複合発電プラントにおける抽気元弁６７の異常判定制御において、図４に示すように、ステップＳ１にて、異常停止制御装置８２は、開度センサ８１が検出した抽気元弁６７の開度θを読み込み、ステップＳ２にて、抽気元弁６７の開度θと開度指令値θｄとの偏差の絶対値が開度閾値（例えば、開度指令値θｄの１０％）θｓより大きいかどうかを判定する。このステップＳ２にて、抽気元弁６７の開度θと開度指令値θｄとの偏差の絶対値が開度閾値θｓより大きいと判定されたときには、開度指令値θｄに対して抽気元弁６７の開度θが小さく閉止している状態にあるとして、ステップＳ３で抽気元弁６７の異常と判定する。一方、抽気元弁６７の開度θと開度指令値θｄとの偏差の絶対値が開度閾値θｓより大きくないと判定されたときには、ステップＳ１０で抽気元弁６７の正常と判定する。
ステップＳ３で抽気元弁６７の異常と判定されると、ステップＳ４では、トリップ遅延時間を設定する。即ち、抽気元弁６７の開度θから閉止速度を算出し、この抽気元弁６７の閉止速度により前述したマップを用いてトリップ遅延時間を設定する。そして、異常停止制御装置８２は、ステップＳ５にて、第１昇圧機３７を停止し、ステップＳ６にて、アンチサージ弁７７を開放し、ステップＳ７にて、放風弁７９を開放する。続いて、ステップＳ８にて、抽気元弁６７の異常が判定されてからトリップ遅延時間が経過したかどうかを判定し、トリップ遅延時間が経過したら、ステップＳ９にて、石炭ガスライン５５の流量調整弁５６を閉止することで、ガスタービン１３を停止する。なお、抽気元弁６７の異常が判定されたとき、ガス化炉１１、ガス精製設備１２、排熱回収ボイラ１４、蒸気タービン１５なども停止する。
従って、抽気元弁６７の異常が検出されたとき、第１昇圧機３７を停止してから、抽気元弁６７の閉止速度に応じたトリップ遅延時間の経過後に、ガスタービン１３を停止することで、慣性力で作動している第１昇圧機３７に対して空気を供給し続けることができ、第１昇圧機３７のサージングの発生が防止される。そして、このとき、アンチサージ弁７７を開放することで、抽気ライン４０と搬送空気供給ライン３３が循環ライン７６によりループ状態となり、抽気元弁６７を通った微小の空気を循環することで、第１昇圧機３７に十分な空気を確保してサージングの発生が抑制される。また、放風弁７９を開放することで、排出ライン７８が開放され、停止しているガス化炉１１への空気の供給が停止される。
このように実施例１の複合発電システムにあっては、微粉炭（石炭ガス）を燃焼してガス化するガス化炉１１と、ガス化炉１１で生成された未燃ガスから有害成分を除去して石炭ガスを精製するガス精製設備１２と、圧縮機２１で圧縮した圧縮空気とガス化炉１１及びガス精製設備１２で生成された石炭ガスの混合気を燃焼器２２で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービン２３を駆動して発電機２５により発電するガスタービン１３を設け、圧縮機２１から抽気ライン４０を通して抽気した圧縮空気を第１昇圧機３７により昇圧してガス化炉１１へ送給可能とすると共に、この抽気ライン４０に抽気元弁６７を設け、異常停止制御装置８２は、抽気元弁６７の開度に応じて第１昇圧機３７及びスタービン１３を停止するようにしている。
従って、異常停止制御装置８２は、抽気元弁６７の開度に応じて抽気元弁６７の異常を判定して第１昇圧機３７及びガスタービン１３の停止時期を設定することが可能となり、抽気元弁６７の故障における第１昇圧機３７のサージングを抑制し、安全性を向上することができる。
この場合、本実施例では、抽気元弁６７の開度を検出する開度センサ８１を設け、異常判定回路８３は、開度センサ８１が検出した開度θと開度指令値θｄとの偏差の絶対値が開度閾値θｓより大きいときに抽気元弁６７の異常を判定し、異常停止制御装置８２は、第１昇圧機３７を停止すると共に抽気元弁３７の閉止速度に応じたトリップ遅延時間を設定し、トリップ遅延時間の経過後にガスタービン１３を停止するようにしている。従って、抽気元弁６７の異常時に、第１昇圧機３７を停止してトリップ遅延時間の経過後にガスタービン１３を停止することとなり、第１昇圧機３７での空気不足を防止してサージングを確実に抑制することができる。
また、実施例１の複合発電システムでは、第１昇圧機３７から排出された空気を第１昇圧機の入口側に戻す循環ライン７６を設けると共にここにアンチサージ弁７７を設け、抽気元弁６７の異常時に、異常停止制御装置８２は、このアンチサージ弁７７により循環ラインを開放している。従って、抽気元弁６７の異常時に、第１昇圧機３７から排出された空気を循環ライン７６により入口側に戻すこととなり、第１昇圧機３７での空気不足を防止してサージングを確実に抑制することができる。
更に、実施例１の複合発電システムでは、第１昇圧機３７から排出された空気を大気に排出する排出ライン７８を設けると共にここに放風弁７９を設け、抽気元弁６７の異常時に、異常停止制御装置８２は、この放風弁７９により排出ライン７８を開放している。従って、抽気元弁６７の異常時に、第１昇圧機３７から排出された空気を排出ライン７８により大気に排出することとなり、第１昇圧機３７での空気不足を防止してサージングを確実に抑制することができる。
図５は、本発明の実施例２に係る複合発電システムにおけるガスタービンの燃料供給ライン及び抽気ラインを表す概略図、図６は、実施例２の複合発電システムにおける抽気元弁の異常判定処理の制御ブロック図、図７は、実施例２の複合発電システムにおける抽気元弁の異常判定制御を表すフローチャートである。なお、前述した実施例で説明したものと同様の機能を有する部材には同一の符号を付して重複する説明は省略する。
実施例２の複合発電システムでは、図５に示すように、故障により抽気元弁６７が閉止してしまうときには、ガスタービン１３及び第１昇圧機３７を緊急停止すると共に、ガス化炉１１やガス精製設備１２なども停止するようにしている。そして、この場合、抽気元弁６７が故障により徐々に閉止したときに、ガスタービン１３及び第１昇圧機３７を緊急停止しても、第１昇圧機３７はその慣性力により所定時間だけ継続して作動する。そこで、本実施例では、抽気元弁６７より上流側の抽気圧力に応じてガスタービン１３を停止するようにしている。
即ち、図５及び図６に示すように、抽気ライン４０における抽気元弁６７の上流側には、抽気した圧縮空気の圧力（以下、抽気空気圧）を検出する圧力センサ９１が設けられており、圧力センサ９１は、検出した抽気ライン４０の抽気空気圧を異常停止制御装置８２に出力し、この異常停止制御手段８２は、抽気ライン４０の抽気空気圧に応じて第１昇圧機３７及びガスタービン１３を停止するようにしている。
具体的に説明すると、異常停止制御装置８２は異常判定回路（異常判定手段）９２を有しており、異常判定回路９２は、圧力センサ９１が検出した抽気ライン４０を流れる抽気空気圧Ｐと複合発電プラントの運転状態に応じて設定された上限値Ｐｓとの偏差に基づいて抽気元弁６７の異常を判定し、この異常判定回路９２が抽気元弁６７の異常を判定したときには、異常停止制御装置８２は、第１昇圧機３７及びガスタービン１３を停止するようにしている。
また、異常判定回路９２が抽気元弁６７の異常を判定したとき、異常停止制御装置８２は、第１昇圧機３７を停止すると同時に、アンチサージ弁７７を開放して抽気ライン４０と搬送空気供給ライン３３を循環ライン７６によりループ状態とする。更に、放風弁７９を開放して排出ライン７８を開放する。
ここで、上述した異常停止制御装置８２による抽気元弁６７の異常判定制御について図７のフローチャートに基づいて説明する。
本実施例の複合発電プラントにおける抽気元弁６７の異常判定制御において、図７に示すように、ステップＳ１１にて、異常停止制御装置８２は、圧力センサ９１が検出した抽気ライン４０の抽気空気圧Ｐを読み込み、ステップＳ１２にて、抽気空気圧Ｐが上限値Ｐｓより大きいかどうかを判定する。このステップＳ１２にて、抽気空気圧Ｐが上限値Ｐｓより大きいと判定されたときには、抽気ライン４０における抽気元弁６７よりも上流側の圧力が高くなって抽気元弁６７が閉止している状態にあるとして、ステップＳ１３で抽気元弁６７の異常と判定する。一方、抽気空気圧Ｐが上限値Ｐｓより大きくないと判定されたときには、ステップＳ１８で抽気元弁６７の正常と判定する。
ステップＳ１３で抽気元弁６７の異常と判定されると、ステップＳ１４にて、第１昇圧機３７を停止し、ステップＳ１５にて、アンチサージ弁７７を開放し、ステップＳ１６にて、放風弁７９を開放する。続いて、ステップＳ１７にて、石炭ガスライン５５の流量調整弁５６を閉止することで、ガスタービン１３を停止する。なお、抽気元弁６７の異常が判定されたとき、ガス化炉１１、ガス精製設備１２、排熱回収ボイラ１４、蒸気タービン１５なども停止する。
従って、抽気元弁６７の異常が検出されたとき、抽気空気圧が高い状態で、第１昇圧機３７及びガスタービン１３を停止することで、慣性力で作動している第１昇圧機３７に対して空気を供給し続けることができ、第１昇圧機３７のサージングの発生が防止される。そして、このとき、アンチサージ弁７７を開放することで、抽気ライン４０と搬送空気供給ライン３３が循環ライン７６によりループ状態となり、抽気元弁６７を通った微小の空気を循環することで、第１昇圧機３７に十分な空気を確保してサージングの発生が抑制される。また、放風弁７９を開放することで、排出ライン７８が開放され、停止しているガス化炉１１への空気の供給が停止される。
このように実施例２の複合発電システムにあっては、抽気ライン４０における抽気元弁６７より上流側の抽気空気圧Ｐを検出する圧力センサ９１を設け、異常判定回路９２は、圧力センサ９１が検出した抽気空気圧Ｐが上限値Ｐｓより大きいときに抽気元弁６７の異常を判定し、異常停止制御装置８２は、第１昇圧機３７を停止すると共にガスタービン１３を停止するようにしている。
従って、異常停止制御装置８２は、抽気元弁６７の異常時に、抽気元弁６７より上流側の抽気圧力Ｐが上限値Ｐｓより高くなった状態で、第１昇圧機３７及びガスタービン１３を停止することとなり、ガスタービン１３が停止しても圧縮機２１から第１昇圧機３７への抽気が可能となり、この第１昇圧機３７での空気不足を防止してサージングを確実に抑制することができる。
なお、上述したこの実施例２では、抽気ライン４０における抽気元弁６７より上流側の抽気空気圧Ｐを検出する圧力センサ９１を設けたが、装着位置は限定されるものではなく、ガスタービン１３の圧縮機から抽気ライン４０の抽気元弁６７までの間に設ければよく、圧縮機２１の車室圧であっても良い。
また、上述した各実施例では、複合発電システムをガス化炉１１とガス精製設備１２とガスタービン１３と排熱回収ボイラ１４と蒸気タービン１５により構成したが、この構成に限定されるものではなく、例えば、排熱回収ボイラ１４を排気再熱ボイラとしたり、過給ボイラ、給水加熱ボイラなどとしてもよい。
本発明に係る複合発電システム及び複合発電システムの運転方法は、抽気元弁の異常時に昇圧機及びガスタービンの停止時期を最適化してサージングを防止するものであり、いずれの種類の複合発電システム及びその運転方法にも適用することができる。
１１ ガス化炉
１２ ガス精製設備
１３ ガスタービン
１４ 排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）
１５ 蒸気タービン
２１ 圧縮機
２２ 燃焼器
２３ タービン
２４ タービン軸
２５ 発電機
３３ 搬送空気供給ライン
３７ 第１昇圧機
４０ 抽気ライン
５５ 石炭ガスライン
５６ 流量調整弁
６１ 軽油ライン
６７ 抽気元弁
７６ 循環ライン
７７ アンチサージ弁
７８ 排出ライン
７９ 放風弁
８１ 開度センサ
８２ 異常停止制御装置（異常停止制御手段）
８３ 異常判定回路（異常判定手段）
９１ 圧力センサ
９２ 異常判定回路（異常判定手段）
１２ ガス精製設備
１３ ガスタービン
１４ 排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）
１５ 蒸気タービン
２１ 圧縮機
２２ 燃焼器
２３ タービン
２４ タービン軸
２５ 発電機
３３ 搬送空気供給ライン
３７ 第１昇圧機
４０ 抽気ライン
５５ 石炭ガスライン
５６ 流量調整弁
６１ 軽油ライン
６７ 抽気元弁
７６ 循環ライン
７７ アンチサージ弁
７８ 排出ライン
７９ 放風弁
８１ 開度センサ
８２ 異常停止制御装置（異常停止制御手段）
８３ 異常判定回路（異常判定手段）
９１ 圧力センサ
９２ 異常判定回路（異常判定手段）
Claims (6)
- 固体燃料または液体燃料をガス化するガス化炉と、圧縮機で圧縮した圧縮空気と該ガス化炉で生成したガスの混合気を燃焼器で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電するガスタービンと、前記圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧して前記ガス化炉へ送給する昇圧機と、前記圧縮機と前記昇圧機との抽気ラインに設けられた抽気元弁とを具えた複合発電システムにおいて、前記抽気元弁の開度に応じて前記昇圧機及び前記ガスタービンを停止する異常停止制御手段と、前記抽気元弁の開度を検出する開度センサと、該開度センサが検出した開度と開度指令値との偏差に基づいて前記抽気元弁の異常を判定する異常判定手段を設け、該異常判定手段が前記抽気元弁の異常を判定したときに、前記異常停止制御手段は、前記昇圧機を停止すると共に前記抽気元弁の閉止速度に応じた停止遅延時間を設定し、該停止遅延時間の経過後に前記ガスタービンを停止することを特徴とする複合発電システム。
- 固体燃料または液体燃料をガス化するガス化炉と、圧縮機で圧縮した圧縮空気と該ガス化炉で生成したガスの混合気を燃焼器で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電するガスタービンと、前記圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧して前記ガス化炉へ送給する昇圧機と、前記圧縮機と前記昇圧機との抽気ラインに設けられた抽気元弁とを具えた複合発電システムにおいて、前記抽気元弁より上流側の抽気圧力に応じて前記昇圧機及び前記ガスタービンを停止する異常停止制御手段と、前記抽気元弁より上流側の抽気圧力を検出する圧力センサと、該圧力センサが検出した圧力が予め設定された圧力上限値より高くなったときに前記抽気元弁の異常を判定する異常判定手段を設け、該異常判定手段が前記抽気元弁の異常を判定したときに、前記異常停止制御手段は、前記昇圧機及び前記ガスタービンを停止することを特徴とする複合発電システム。
- 請求項１または２に記載の複合発電システムにおいて、前記昇圧機から排出された昇圧空気を該昇圧機の入口側に戻す循環ラインを設け、前記異常判定手段が前記抽気元弁の異常を判定したときに、前記異常停止制御手段は、前記循環ラインを開放することを特徴とする複合発電システム。
- 請求項１または２に記載の複合発電システムにおいて、前記昇圧機から排出された昇圧空気を大気に排出する排出ラインを設け、前記異常判定手段が前記抽気元弁の異常を判定したときに、前記異常停止制御手段は、前記排出ラインを開放することを特徴とする複合発電システム。
- 固体燃料または液体燃料をガス化するガス化炉と、圧縮機で圧縮した圧縮空気と該ガス化炉で生成したガスの混合気を燃焼器で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電するガスタービンと、前記圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧して前記ガス化炉へ送給する昇圧機と、前記圧縮機と前記昇圧機との抽気ラインに設けられた抽気元弁とを具えた複合発電システムにおいて、前記抽気元弁の開度と開度指令値との偏差が予め設定された基準値より大きいときに前記抽気元弁の異常を判定し、該抽気元弁の異常判定時に、前記昇圧機を停止すると共に、該抽気元弁の閉止速度に応じた設定された停止遅延時間の経過後に前記ガスタービンを停止することを特徴とする複合発電システムの運転方法。
- 固体燃料または液体燃料をガス化するガス化炉と、圧縮機で圧縮した圧縮空気と該ガス化炉で生成したガスの混合気を燃焼器で燃焼して発生した燃焼ガスによりタービンを駆動して発電するガスタービンと、前記圧縮機から抽気した圧縮空気を昇圧して前記ガス化炉へ送給する昇圧機と、前記圧縮機と前記昇圧機との抽気ラインに設けられた抽気元弁とを具えた複合発電システムにおいて、前記抽気元弁より上流側の抽気圧力が予め設定された圧力上限値より高くなったときに前記抽気元弁の異常を判定し、該抽気元弁の異常判定時に、前記昇圧機及び前記ガスタービンを停止することを特徴とする複合発電システムの運転方法。
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2005362225A JP4745812B2 (ja) | 2005-12-15 | 2005-12-15 | 複合発電システム及び複合発電システムの運転方法 |
| US11/638,538 US7997084B2 (en) | 2005-12-15 | 2006-12-14 | Hybrid power system and method of operating the same |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2005362225A JP4745812B2 (ja) | 2005-12-15 | 2005-12-15 | 複合発電システム及び複合発電システムの運転方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2007162627A JP2007162627A (ja) | 2007-06-28 |
| JP4745812B2 true JP4745812B2 (ja) | 2011-08-10 |
Family
ID=38222929
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2005362225A Expired - Fee Related JP4745812B2 (ja) | 2005-12-15 | 2005-12-15 | 複合発電システム及び複合発電システムの運転方法 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7997084B2 (ja) |
| JP (1) | JP4745812B2 (ja) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7934383B2 (en) * | 2007-01-04 | 2011-05-03 | Siemens Energy, Inc. | Power generation system incorporating multiple Rankine cycles |
| JP4616847B2 (ja) * | 2007-02-16 | 2011-01-19 | 三菱重工業株式会社 | 蒸気システムとその制御システム及び制御方法 |
| JP4699401B2 (ja) * | 2007-02-20 | 2011-06-08 | 三菱重工業株式会社 | 蒸気システムの制御方法及び制御装置 |
| US8028511B2 (en) * | 2007-05-30 | 2011-10-04 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Integrated gasification combined cycle power generation plant |
| US8069672B2 (en) * | 2008-12-22 | 2011-12-06 | General Electric Company | Method and systems for operating a combined cycle power plant |
| JP5568518B2 (ja) | 2011-06-22 | 2014-08-06 | 株式会社神戸製鋼所 | 蒸気駆動式圧縮装置 |
| JP6092650B2 (ja) | 2013-02-18 | 2017-03-08 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | 熱交換器及びこれを備えたガスタービンプラント |
| JP6141092B2 (ja) * | 2013-04-26 | 2017-06-07 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | ガス化発電プラントの制御装置、ガス化発電プラント、及びガス化発電プラントの制御方法 |
| WO2016037212A1 (en) * | 2014-09-09 | 2016-03-17 | Btola Pty Ltd | An assembly to use gas turbine heat to pretreat solid fuels |
| US11255273B2 (en) * | 2019-08-09 | 2022-02-22 | Hamilton Sundstrand Corporation | Turbomachine dual spool transmission systems |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH08144784A (ja) * | 1994-11-17 | 1996-06-04 | Toshiba Corp | 石炭ガス化複合発電プラントの運転方法 |
| JP2005207353A (ja) * | 2004-01-23 | 2005-08-04 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガス化複合発電システム |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH05248260A (ja) | 1992-03-04 | 1993-09-24 | Hitachi Ltd | 石炭ガス化複合発電プラント |
| KR960700400A (ko) * | 1992-12-30 | 1996-01-20 | 아더 이. 퍼니어 2세 | 융화된 가스화 복합 싸이클 시스템(Control system for integrated gasification combined cycle system) |
| WO1994024428A1 (en) * | 1993-04-20 | 1994-10-27 | Humphries, James, J., Jr. | Electrical power generating |
| JP2006118391A (ja) * | 2004-10-20 | 2006-05-11 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガス化複合発電プラントにおける抽気空気昇圧設備の制御装置 |
-
2005
- 2005-12-15 JP JP2005362225A patent/JP4745812B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-12-14 US US11/638,538 patent/US7997084B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH08144784A (ja) * | 1994-11-17 | 1996-06-04 | Toshiba Corp | 石炭ガス化複合発電プラントの運転方法 |
| JP2005207353A (ja) * | 2004-01-23 | 2005-08-04 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | ガス化複合発電システム |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20070151256A1 (en) | 2007-07-05 |
| JP2007162627A (ja) | 2007-06-28 |
| US7997084B2 (en) | 2011-08-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4745812B2 (ja) | 複合発電システム及び複合発電システムの運転方法 | |
| CA2809394C (en) | Flushing the exhaust gas recirculation lines of a gas turbine | |
| EP2322781A1 (en) | Integrated coal gasification combined cycle power generation apparatus | |
| JP4939511B2 (ja) | 石炭ガス化複合発電設備 | |
| CN107849976B (zh) | 用于启动发电设备的***和方法 | |
| JP5791616B2 (ja) | 発電装置、捕捉対応発電装置およびその運転方法 | |
| NO322002B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for starting av utslippsfrie gassturbin-kraftstasjoner | |
| EP2587007A2 (en) | System and method for operating heat recovery steam generators | |
| JP5840559B2 (ja) | 排ガス再循環式ガスタービン発電設備の動作方法及び排ガス再循環式ガスタービン発電設備 | |
| US9719038B2 (en) | Gasifier start-up method, gasifier, and integrated gasification combined cycle facility | |
| JP2013170463A (ja) | 湿潤燃料を用いて複合発電を行うプラント及びその燃料乾燥方法 | |
| EP2840238B1 (en) | Operation of a gas turbine power plant with carbon dioxide separation | |
| US20170183585A1 (en) | Gasification unit, integrated gasification combined cycle facility, and method for starting gasification unit | |
| JP2007016791A (ja) | コンバインド発電プラントおよびクローズド空気冷却ガスタービンシステム | |
| JP4494946B2 (ja) | 石炭ガス化プラントおよびその運転方法 | |
| JPS6232181A (ja) | 流動接触分解装置再生塔からの発生ガスのエネルギ−回収装置 | |
| JP4335758B2 (ja) | 石炭ガス化複合発電設備 | |
| JP5960069B2 (ja) | ガス化炉、ガス化複合発電設備及びガス化炉の起動方法 | |
| RU2576398C2 (ru) | Топливная система газопаротурбинной установки и способ ее промывки | |
| JP5808465B2 (ja) | ガス化炉の起動方法、ガス化炉及びガス化複合発電設備 | |
| US20080307704A1 (en) | Coal gasification plant and method for operating the same | |
| JP6004953B2 (ja) | ガス化炉及びガス化炉の運転方法 | |
| WO2011145690A1 (ja) | ガス化発電プラント | |
| JP2006118751A (ja) | 残炭燃焼停止方法 | |
| JP4456977B2 (ja) | 残炭燃焼停止方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20081111 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20110118 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20110125 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20110317 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20110419 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20110512 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140520 Year of fee payment: 3 |
|
| R151 | Written notification of patent or utility model registration |
Ref document number: 4745812 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140520 Year of fee payment: 3 |
|
| S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313111 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |