JP2004023914A - Controller for cogeneration plant - Google Patents
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Abstract
Description
【0001】
【発明の属する技術分野】
本発明は、外部からの受電を併用したコジェネレーションプラントの制御装置に係り、特に、契約料金をも含めたトータルコストを最適化するコジェネレーションプラントの制御装置に関するものである。
【0002】
【従来の技術】
蒸気噴射型ガスタービン(以下、ガスタービンという)を主機とし、そのガスタービンの排熱を利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラを付加して構成された熱電可変型のコジェネレーションユニット(以下、コジェネユニットという)は、排熱回収ボイラからの蒸気をガスタービンに入力することによって発電効率(発電能力)を上げることができるので、単に電力と蒸気とを並行して出力するだけでなく、それぞれの出力量を複合的に調節することができる。
【0003】
図10に示されるように、コジェネユニットは、蒸気噴射型ガスタービン50と排熱回収ボイラ51とから構成され、蒸気噴射型ガスタービン50では、給気をコンプレッサ53で圧縮して燃焼室54に送り、燃焼室54に供給された燃料を燃焼させてタービン55を駆動し、発電機Gによる発電を行い、タービン55からの燃焼排ガスを排熱回収ボイラ51に供給して熱回収し、排熱回収ボイラ51に給水して得られた蒸気を需要先につながる配管58に送ると共に、その蒸気の一部を噴射蒸気として燃焼室54に供給し、またノズル56を介して圧縮空気と共にタービン55に供給する。
【0004】
このようにコジェネユニットは、排熱回収ボイラから発生した蒸気の一部をガスタービンに噴射することにより発電効率を上げるものであり、同じ量の燃料を消費するという入力条件(例えば、定格運転)のもとで電気と蒸気との出力配分を任意に設定して電力量と蒸気量とを調整することができる。
【0005】
本出願人は、先に特願平2000−21820号において、1乃至複数台のコジェネユニットを備えたコジェネレーションプラント(以下、コジェネプラントという)を提案した。このコジェネプラントでは、個々のコジェネユニットを制御する個別制御装置の上位に統括制御装置を設けて、各個別制御装置に指令を出すようになっている。詳しくは、上記文献に記載されているとおりであるが、要約すると、統括制御装置は、電気及び蒸気の需要を予測する需要予測部(文献では、需要計画部)と、その需要予測をミニマムコストで満たすよう運転台数及び出力配分を計画する運転計画部(文献では、最適運用計算部)とを備える。
【0006】
【発明が解決しようとする課題】
ところで、コジェネプラントは、上記したプラント内での発電のほかに、商用電源からの受電を併用するのが一般的である。受電を併用する場合、電力会社との契約により、種々の受電形態及び課金方式がある。
【0007】
受電形態には、余剰発電電力を商用電源に供給するいわゆる売電が認可されているものと、認可されていないものとがある。売電が認可されたコジェネプラントでは、需要を上回る発電をした場合に余剰電力を売ることで運転コスト削減に貢献できるが、売電が認可されていないコジェネプラントでは、余剰電力が発生しないように運転計画を立てることが重要となる。
【0008】
課金方式は、契約料金に関するものと、使用料金に関するものとがある。
【0009】
使用料金(従量料金ともいう)は、受電量に比例若しくは段階的に加重比例した金額を支払うものである。使用料金は、昼間と夜間とで時間あたりの単価が異なるのが一般的である。例えば、ある電力会社では平日の朝8時から22時(この時間帯を昼間と呼ぶ)は、昼間料金であり時間あたりの単価が高く、平日夜間及び休日は夜間料金であり時間あたりの単価が安い。従来のコジェネプラントでは、燃料費用などのコジェネユニットの運転コストに加えて受電の従量料金も考慮した運転コストを最小とするように運転計画をたてているが、時間帯で単価が異なるので、運転計画も時間帯を考慮したものとなる。
【0010】
図8、図9に、コジェネプラントの平日一日の運転状況の実例を示す。線81,91は需要電力、線82,92はコジェネユニットの1号機の発電電力、線83は1号機の発電電力に累積した2号機の発電電力を示し、需要電力である線81の縦軸値から両号機合計の発電電力である線83の縦軸値を引いた残りが受電電力である。図8から、深夜は全需要を受電で賄い、朝の需要ピークに合わせてコジェネユニットを順次立ち上げ、昼間料金に切り替わる8時にはほぼ全需要を発電で賄っていることがわかる。これは夜間料金より運転コストが高く、運転コストより昼間料金が高いときの運転計画によるものである。昼間において受電電力が常に少しあるのは、後述する最小受電量一定制御によるものである。一方、図9はコジェネユニットを1台しか使用しないケースであり、線91の縦軸値から線92の縦軸値を引いた残りが受電電力である。深夜は全需要を受電で賄い、需要が多い10時から22時まで一貫してコジェネユニットを定格運転していることがわかる。これは休日なので昼間料金よりも運転コストが高いため、蒸気を賄うために必要なコジェネユニット1台のみを運転するという運転計画によるものである。
【0011】
最小受電量一定制御や時間帯を考慮した従来方法では、受電量の多いほうには限界が設定されておらず、例えば、深夜0時には約4目盛り半の量の受電が行われている。
【0012】
契約料金(契約電力料金ともいう)は、使用料金とは異なり、電力会社の利用者であることに対して課金される。契約料金は、契約電力に応じて金額が設定される。その契約電力は、昼夜を問わず年間を通しての使用電力の実績の中での最大電力(所定短時間内の平均値で評価する)で決められる。図8、図9の場合、夜間に約4目盛り半の受電を記録しており、これを基に契約電力が決まる。平均的な使用電力が少なく、僅かの時間だけ大量の受電を行った場合でも、その大量の受電を基準に年間の契約電力が決定され、多額の契約料金を請求されることになる。契約電力を超える受電をした場合、超過分に対しては超過料金が課金される。
【0013】
このように、商用電源からの受電を併用するコジェネプラントでは、従量料金のほかに契約料金というコスト要因があるため、従来のように運転コスト(従量料金や発電コスト)を最小にするという制御目標だけで計画を立てて実行しても、契約料金が抑えきれず、トータルではコスト高になるというケースが考えられる。
【0014】
そこで、本発明の目的は、上記課題を解決し、契約料金をも含めたトータルコストを最適化するコジェネプラントの制御装置を提供することにある。
【0015】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために本発明は、発電を行うコジェネレーションユニットを1乃至複数台備え、電気の需要を予測し、その予測を満たすよう外部からの受電とコジェネレーションユニットによる発電とを併用し、受電の従量料金と発電コストとの総和が最小となる運転台数及び発電量を計画して上記コジェネレーションユニットを運転するコジェネレーションプラントにおいて、受電量に対して予め上限値を設定しておき、上記計画における受電量が上限値を超えそうなときには、その超過分に相当する発電量をコジェネレーションユニットで発電するよう上記計画を補正する計画補正部を備えたものである。
【0016】
上記計画補正部は、現在から過去所定時間までの受電量を平均し、その平均値から上記超過分に相当する発電量を算出してもよい。
【0017】
受電量に対して予め下限値が設定されており、上記計画は、下限値以上の受電量を維持するように計画してもよい。
【0018】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の一実施形態を添付図面に基づいて詳述する。
【0019】
図1に示されるように、本発明に係るコジェネプラントの制御装置は、複数台のコジェネユニット1と、電力の需要を予測する需要予測部2と、外部からの受電とコジェネユニット1による発電とでその予測を満たすよう運転台数及び発電量を計画する運転計画部3と、その計画における受電量が予め設定した上限値を超えそうなときには、その超過分に相当する発電量をコジェネユニット1で発電するよう上記計画を補正する計画補正部(受電一定制御部ともいう)4とを備える。コジェネユニット1から出力されている発電量と電力会社からの受電量との和が供給先(需要先)への電力供給量となる。
【0020】
計画補正部4は、受電量が予め設定した上限値を超えないように発電量を制御するもので、その上限値として契約電力に等しいかやや低い値を設定することにより、受電量が契約電力を超えないように発電量を制御する機能を持つことになる。この制御を最大受電量一定制御と呼ぶことにする。
【0021】
計画補正部4は、現在から過去所定時間までの受電量を平均する受電平均値演算部41と、その平均値から上記超過分に相当する発電量を算出する発電量計算部42とを備え、発電量計算部42が算出した発電量をコジェネユニット1に指示するようになっている。
【0022】
この制御装置は、前述した文献;特願平2000−21820号に記載されているコジェネプラントの統括制御装置に組み込むことができる。図2は、そのコジェネプラントの構成図であり、統括制御装置8など各部の符号は変えてあるが、各部に従来からある機能は文献に記載のとおりであるので、ここでは説明を省略する。
【0023】
ただし、本実施形態では、売電が認可されていないプラントを対象としており、需要を上回る発電をしてしまうと、その余剰電力は全く無駄になってしまうので、常に若干量の受電を行うのが適切である。即ち、予測される需要にぴったり合わせて発電するのではなく、常に需要より若干少ない発電を行い、不足分を受電する。これにより、実際の需要が予測値よりずれて少なくなっても、受電分を減らすことで、発電分が余剰になることがない。制御としては、予測される需要よりも一定値少ない値を目標として発電を行うことになる。このような制御を最小受電量一定制御と呼ぶことにする。具体的には、運転計画部3において、外部からの受電量を一定値に収めるようにコジェネユニットの運転が計画される。
【0024】
運転計画部3が実行するコジェネユニットの運転台数の制御の流れ図を図3に示す。台数はnとして一般化してあるので、コジェネプラント内に設けられるコジェネユニットの総台数がいくつであっても、この流れ図が適用できる。図示のように、需要予測のステップ31に続いて発電量計画のステップ32を実行すると、必要な発電量が求まる。次いで、ステップ33で各コジェネユニットの最大出力を計算する。最大出力とは、定格運転により得られる発電量のことである。ただし、ここでは蒸気の計画は省いているので、運転ポイントは適宜なポイントに固定して考える。
【0025】
次のステップ34では、上記で求めた必要な発電量と各コジェネユニットの最大出力とを用い、発電量と現在稼働しているn台トータルの最大出力とを比較し、必要な発電量に満たなければステップ35で稼働台数を増加させる。必要な発電量が満たされるならば、ステップ36にすすみ、必要な発電量と1台を減らした場合のトータル最大出力とを比較する。稼働台数を減らすと必要な発電量が満たされないのであれば、ステップ37のように稼働台数を維持する。稼働台数を減らしても必要な発電量が満たされるのであればステップ38で稼働台数を減少させる。
【0026】
運転計画部3と計画補正部4とが実行する受電量制御の流れ図を図4に示す。図示のように、ステップ41にて、受電価格と発電価格との比較を行う。即ち、等量の電力を得るために受電した場合の費用(使用料金)と発電した場合の費用(コジェネユニットの運転コスト)とを比較する。昼間料金の時間帯と夜間料金の時間帯とで使用料金が異なるのは言うまでもない。受電価格が発電価格より大きい場合、発電量を多くすれば経済効率がよい。そこで、ステップ42にて、電力需要から発電可能な最大量を引いた値が設定最小値より大きいかどうか比較する。YESであれば、ステップ43にて発電量を最大とする。これにより、発電量は最大で、設定最小値より多い受電が行われ、電力需要の変動分は受電量の増減で対応することになる。ステップ42で、NOであれば、ステップ44にて発電量を電力需要−設定最小値とする。これにより、常に設定最小値分の受電が行われ、電力需要の変動分は発電量の増減で対応することになる。ステップ43,44は、最小受電量一定制御に相当する。
【0027】
ステップ41で受電価格が発電価格より大きくない場合、発電量を少なくすれば経済効率がよいが、受電量が契約電力を超えないように図る必要がある。そこで、ステップ45にて、電力需要が設定最大値より大きいかどうか比較する。YESであれば、ステップ46にて発電量を電力需要−設定最大値とする。これにより、常に設定最大値の受電が行われ、電力需要の変動分は発電量の増減で対応することになる。ステップ45で、NOであれば、ステップ47にて発電量を0とする。これにより、電力需要の全てを受電で賄うことになる。ステップ46,47は、最大受電量一定制御に相当する。
【0028】
次に、計画補正部4が行う最大受電量一定制御における発電量設定の具体例を説明する。図5には、過去の受電量の時間波形が示されている。計画補正部4の受電平均値演算部41は、現在時刻から30分前までの受電量を加算平均する。発電量計算部42には、最大受電電力が設定されている。この設定最大受電電力は、契約電力(契約最大受電電力)より余裕をとった値に設定されている。従って、設定最大受電電力を受電量の上限値とする。上記受電量の加算平均値が設定最大受電電力を下回るよう発電力を制御すれば、受電量が契約最大受電電力を超えるのを防ぐことができる。
【0029】
前述した図8、図9と同じ需要電力の変化に対して本発明のコジェネプラントが動作する運転状況を図6、図7に示す。線61,71は需要電力、線62,72はコジェネユニットの1号機の発電電力、線63は1号機の発電電力に累積した2号機の発電電力を示し、需要電力である線61の縦軸値から両号機合計の発電電力である線63の縦軸値を引いた残りが受電電力である。図6では、深夜0時から1時頃まで1号機が発電をしている。また、22時以降は2号機が発電をしている。これは夜間料金より運転コストが高く、運転コストより昼間料金が高いときの運転計画によるものであるが、図8と比較すると、昼間及び深夜でも需要電力が低いときには、1号機、2号機ともほぼ図8と同じような運転になっているが、上記した深夜0時及び22時のように需要電力が約4目盛りを超えるときには、1号機又は2号機が運転されていることがわかる。これにより、受電電力が4目盛りを超えることがない。一方、図7はコジェネユニットを1台しか使用しないケースであり、線71の縦軸値から線72の縦軸値を引いた残りが受電電力である。図9とは対照的に、昼間においてもコジェネユニットが定格運転にまで至らず、常に受電量が大きい。これは、夜間も昼間も受電価格が発電価格より大きくないときの運転計画によるものである。しかし、需要電力が約4目盛りを超えるときには1号機が運転されている。これにより、受電電力が4目盛りを超えることがない。なお、昼間の受電価格が発電価格より大きい場合には、図9と同様に昼間はコジェネユニットを定格運転することになるが、0時頃の需要電力が大きいときにも発電を行うという点で図9とは異なる運転状況となる。
【0030】
図8、図9では受電電力が4目盛り半に達するので、これを基準に年間の契約電力が決定されるが、図6、図7では受電電力が4目盛りを超えることがないので、より低い契約電力とすることができ、契約料金が安くなる。トータルでは、夜間にコジェネユニットを運転したコストと契約料金の削減分とのトレードオフになる。
【0031】
【発明の効果】
本発明は次の如き優れた効果を発揮する。
【0032】
(1)受電量が上限値を超えることがないので、契約電力を超えないように上限値を設定しておけば、契約料金を安くすることができる。
【図面の簡単な説明】
【図1】本発明の一実施形態を示す制御装置のブロック構成図である。
【図2】本発明の一実施形態を示すコジェネプラントの構成図である。
【図3】本発明の一実施形態を示す運転台数の制御の流れ図である。
【図4】本発明の一実施形態を示す受電量制御の流れ図である。
【図5】本発明の最大受電量一定制御における発電量設定の概念図である。
【図6】最大受電量一定制御を行ったときの一日間の需要電力、発電電力の一例を示した時間波形図である。
【図7】最大受電量一定制御を行ったときの一日間の需要電力、発電電力の一例を示した時間波形図である。
【図8】最小受電量一定制御を行ったときの一日間の需要電力、発電電力の一例を示した時間波形図である。
【図9】最小受電量一定制御を行ったときの一日間の需要電力、発電電力の一例を示した時間波形図である。
【図10】コジェネユニットの構成図である。
【符号の説明】
1 コジェネユニット
2 需要予測部
3 運転計画部
4 計画補正部[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a control device for a cogeneration plant using external power reception, and more particularly to a control device for a cogeneration plant that optimizes total cost including a contract fee.
[0002]
[Prior art]
A thermoelectric variable-type cogeneration unit (hereinafter, referred to as a gas turbine) having a steam injection gas turbine (hereinafter, referred to as a gas turbine) as a main engine and an exhaust heat recovery boiler for generating steam using the exhaust heat of the gas turbine. , A co-generation unit) can increase the power generation efficiency (power generation capacity) by inputting the steam from the exhaust heat recovery boiler to the gas turbine. Each output amount can be adjusted in a complex manner.
[0003]
As shown in FIG. 10, the cogeneration unit includes a steam injection
[0004]
As described above, the cogeneration unit increases the power generation efficiency by injecting a part of the steam generated from the exhaust heat recovery boiler into the gas turbine, and the input condition that the same amount of fuel is consumed (for example, rated operation) The power amount and the steam amount can be adjusted by arbitrarily setting the power distribution between the electricity and the steam under the condition.
[0005]
The present applicant has previously proposed in Japanese Patent Application No. 2000-21820 a cogeneration plant having one or more cogeneration units (hereinafter referred to as a cogeneration plant). In this cogeneration plant, an integrated control device is provided above the individual control devices that control the individual cogeneration units, and commands are issued to the individual control devices. In detail, as described in the above-mentioned document, in summary, the general control device includes a demand forecasting unit (in the document, a demand planning unit) for forecasting demand for electricity and steam, and a minimum cost for the demand forecasting. And an operation planning unit (in the literature, an optimum operation calculation unit) that plans the number of operating units and the output distribution so as to satisfy the above.
[0006]
[Problems to be solved by the invention]
Incidentally, a cogeneration plant generally uses power reception from a commercial power supply in addition to the above-described power generation in the plant. In the case of using power reception together, there are various power reception modes and charging methods depending on the contract with the power company.
[0007]
There are two types of power reception, one in which so-called power sale for supplying surplus generated power to a commercial power source is approved, and the other in which power sale is not approved. In a cogeneration plant that has been approved to sell power, it is possible to contribute to reducing operating costs by selling surplus power if it generates more power than demand. It is important to make an operation plan.
[0008]
There are two types of billing methods: one related to a contract fee and one related to a usage fee.
[0009]
The usage fee (also called a metered fee) pays an amount that is proportional to the amount of received power or that is weighted in stages. In general, the usage fee is different in unit price per hour between daytime and nighttime. For example, in a certain power company, from 8:00 to 22:00 on a weekday in the morning (this time zone is called daytime), daytime rates and unit prices per hour are high, and weekday nights and holidays are nighttime rates and the unit price per hour is high. cheap. In a conventional cogeneration plant, an operation plan is made to minimize the operation cost that takes into account the usage fee of power reception in addition to the operation cost of the cogeneration unit such as fuel cost. The operation plan also takes into account the time zone.
[0010]
8 and 9 show actual examples of the operation status of the cogeneration plant on a weekday.
[0011]
In the conventional method taking into account the minimum power receiving amount constant control and the time zone, no limit is set for the larger power receiving amount. For example, at
[0012]
The contract fee (also referred to as a contract power fee) is different from the usage fee and is charged for being a user of the power company. The contract fee is set in accordance with the contract power. The contract power is determined by the maximum power (evaluated by an average value within a predetermined short time) in the actual power consumption throughout the year regardless of day or night. In the case of FIGS. 8 and 9, approximately four and a half steps of power reception are recorded at night, and the contract power is determined based on this. Even when the average power consumption is small and a large amount of power is received for a short time, the annual contract power is determined based on the large amount of power reception, and a large contract fee is charged. When receiving power exceeding the contract power, an excess fee is charged for the excess.
[0013]
As described above, in a cogeneration plant that also uses power from a commercial power source, there is a cost factor such as a contract fee in addition to a metered fee. It is possible that the contract fee cannot be suppressed even if the plan is executed only by itself and the total cost will increase.
[0014]
Therefore, an object of the present invention is to solve the above problems and provide a control device for a cogeneration plant that optimizes the total cost including the contract fee.
[0015]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, the present invention provides one or more cogeneration units for generating power, predicts the demand for electricity, and uses both external power reception and power generation by the cogeneration unit to satisfy the prediction. In a cogeneration plant that operates the cogeneration unit by planning the number of operating units and the amount of power generation in which the sum of the usage fee and the power generation cost of the power reception is minimized, an upper limit value is set in advance for the amount of power reception, When the received power amount in the plan is likely to exceed the upper limit value, a plan correction unit is provided for correcting the plan so that the power generation amount corresponding to the excess amount is generated by the cogeneration unit.
[0016]
The plan correction unit may average the amount of received power from the present to a predetermined time in the past, and calculate the amount of power generation corresponding to the excess from the average value.
[0017]
A lower limit value is set in advance for the received power amount, and the plan may be designed to maintain the received power amount equal to or more than the lower limit value.
[0018]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, an embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.
[0019]
As shown in FIG. 1, a control device for a cogeneration plant according to the present invention includes a plurality of
[0020]
The
[0021]
The
[0022]
This control device can be incorporated in the general control device of the cogeneration plant described in the aforementioned document; Japanese Patent Application No. 2000-21820. FIG. 2 is a configuration diagram of the cogeneration plant, in which the reference numerals of the respective units such as the
[0023]
However, in the present embodiment, the target is a plant for which the sale of power is not approved. If the power generation exceeds the demand, the surplus power is completely wasted. Is appropriate. That is, instead of generating power exactly in accordance with predicted demand, power generation is always performed slightly less than demand, and the shortfall is received. As a result, even if the actual demand deviates from the predicted value and decreases, the amount of power generation does not become excessive by reducing the amount of power reception. As control, power generation is performed with a target smaller than the predicted demand by a certain value. Such control is referred to as minimum received power constant control. Specifically, the
[0024]
FIG. 3 shows a flowchart of the control of the number of cogeneration units operated by the
[0025]
In the
[0026]
FIG. 4 shows a flowchart of the received power control executed by the
[0027]
If the power reception price is not higher than the power generation price in
[0028]
Next, a specific example of the power generation amount setting in the maximum power reception amount constant control performed by the
[0029]
FIGS. 6 and 7 show operating conditions in which the cogeneration plant of the present invention operates in response to the same change in demand power as in FIGS. 8 and 9 described above.
[0030]
In FIGS. 8 and 9, the received power reaches four and a half scales, so the annual contract power is determined on the basis of this. However, in FIGS. 6 and 7, the received power does not exceed the four scales, and therefore is lower. The contract power can be used, and the contract fee is reduced. In total, there is a trade-off between the cost of operating the cogeneration unit at night and the reduction in contract fees.
[0031]
【The invention's effect】
The present invention exhibits the following excellent effects.
[0032]
(1) Since the amount of received power does not exceed the upper limit, if the upper limit is set so as not to exceed the contract power, the contract fee can be reduced.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block diagram of a control device according to an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a configuration diagram of a cogeneration plant showing one embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a flowchart of control of the number of operating units according to an embodiment of the present invention.
FIG. 4 is a flowchart of a received power control according to an embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a conceptual diagram of power generation amount setting in the maximum power reception amount constant control of the present invention.
FIG. 6 is a time waveform chart showing an example of demand power and generated power for one day when the maximum received power constant control is performed.
FIG. 7 is a time waveform chart showing an example of demand power and generated power for one day when the maximum received power constant control is performed.
FIG. 8 is a time waveform chart showing an example of demand power and generated power for one day when the minimum received power constant control is performed.
FIG. 9 is a time waveform chart showing an example of demand power and generated power for one day when the minimum received power constant control is performed.
FIG. 10 is a configuration diagram of a cogeneration unit.
[Explanation of symbols]
1
Claims (3)
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