JP2004076658A

JP2004076658A - Starting schedule establishment method and starting schedule establishment device for combined cycle generation plant

Info

Publication number: JP2004076658A
Application number: JP2002238801A
Authority: JP
Inventors: Masakazu Shirakawa; 白川　昌和
Original assignee: Toshiba Corp
Current assignee: Toshiba Corp
Priority date: 2002-08-20
Filing date: 2002-08-20
Publication date: 2004-03-11

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To solve the problem in a conventional method that since the value of operation parameter for the start of a generation plant is determined in the planning or trial operation of the generation plant, and the operation state of the generation plant from that time is not reflected thereto, the resulting operation method is a conservative one having a tolerance for generation of thermal stress in equipment, considering a change in plant and equipment characteristics, a change in operation condition or the like, which may extend the starting time and increase the fuel consumption or energy loss in starting. <P>SOLUTION: In this method, an optimization problem for minimizing or maximizing an objective function that is a prescribed evaluation index while satisfying both an operation limit value of equipment and an environmental regulation value of plant or a limiting condition of either one of them to determine an operation variable value that is the operation parameter. According to this, the shortening of starting time, the reduction in fuel consumption or energy loss in starting, and the like can be attained without exceeding the operation limit value such as thermal stress in equipment or the environmental regulation value such as discharge quantity of environmental pollutant. <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明はコンバインドサイクル発電プラントの運転制御の方法、特にコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュールの策定方法および起動スケジュール策定装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
図８は、コンバインドサイクル発電プラントの概略構成図であり、ガスタービンと排熱回収ボイラが各２台、蒸気タービンが１台で構成された多軸形コンバインドサイクル発電プラントを示す。図８において、１ａ，１ｂはガスタービン、２ａ，２ｂは排熱回収ボイラ、３は蒸気タービン、４ａ，４ｂおよび５は発電機、６は復水器、７はポンプ、８ａ，８ｂは燃料弁、９は蒸気加減弁，１０ａ，１０ｂはバイパス弁，１１ａ，１１ｂは出口止弁である。
【０００３】
ガスタービン１ａ，１ｂはそれぞれ燃料と空気を混合し、燃焼させて得られる高温の燃焼ガスによって動力を発生し、発電機４ａ，４ｂを回転させて発電を行う。排熱回収ボイラ２ａ，２ｂはそれぞれガスタービン１ａ，１ｂで仕事を行った排ガスから熱を回収して蒸気を発生させる。蒸気タービン３は排熱回収ボイラ２ａおよび２ｂから供給された蒸気を使って動力を発生し、発電機５を回転させて発電を行う。蒸気タービン３で仕事をした蒸気は、復水器６で冷却されて水になり、ポンプ７で昇圧されて排熱回収ボイラ２ａ，２ｂに導かれて排ガスによって過熱され、再び蒸気タービンに供給される。
【０００４】
コンバインドサイクル発電プラントの構成は、本図のように多軸構成のほかガスタービン、蒸気タービンおよび発電機が同一回転軸で結合される一軸構成など様々である。本発明は、これら軸構成の違うコンバインドサイクル発電プラントにも応用できるが、以下の説明では図８の構成に基づいて説明する。
【０００５】
図９は、ガスタービン１ａ，１ｂの燃料流量に対する発電出力（実線）、排ガス流量（破線）、排ガス温度（一点鎖線）、排熱回収ボイラ２ａ，２ｂで発生する蒸気温度（実線）の関係を示す図である。図９からわかるように、ガスタービン１ａ，１ｂへの燃料流量の増加に伴って、発電出力４ａ、４ｂは増加する。排ガス流量は燃料流量が増加してもある区間ほぼ一定であり、この排ガス流量のほぼ一定の間は、排ガス温度が上昇する。一方、排熱回収ボイラ２ａ，２ｂの蒸気温度は、排ガス温度の変化に追随する。このため、ガスタービン１ａ，１ｂを起動して発電出力を増加する間は、蒸気温度も上昇する。
【０００６】
蒸気タービン３や排熱回収ボイラ２ａ，２ｂなどの構成機器は高温・高圧の蒸気や水に十分耐えられるように金属部分が肉厚になっている。これらの金属部分では温度分布があると熱応力が発生する。大きな熱応力は金属の寿命を消費するため、熱応力を管理した運転が行われる。
【０００７】
すなわち、機器の熱応力が所定の運転制限値を超過しないように発電プラントを運転する必要がある。金属は蒸気との熱伝達により金属表面から熱が与えられるが、金属内部の熱伝導と金属のもつ熱容量の関係から、金属内部に温度分布が生じる。このような温度分布は、金属と蒸気の温度差が大きい発電プラントの起動時に発生しやすい。したがって、機器の熱応力も主として発電プラントの起動時に発生する。
【０００８】
ガスタービン１ａ，１ｂでの燃焼により発生する窒素酸化物（ＮＯｘ）などの環境汚染物質や、復水器６から海または河川へ排出される温排水などは、所定の環境規制値を超過しないように発電プラントを運転する必要がある。
【０００９】
次に、コンバインドサイクル発電プラントの起動時の運転操作について、図８の構成図および図１０の起動曲線図を参照して説明する。ただし、運転操作の方法は、発電プラントにより様々であるので、ここでは一例のみを示すが、本発明は他の運転操作の方法にも応用できるものである。
【００１０】
（Ｉ）時刻ｔ１で１台目ガスタービン１ａを起動し、ガスパス中の残留排ガスを排出するためにパージ運転を行う。その後、１台目ガスタービン１ａの燃料弁８ａを開けて燃料を供給し、着火する（時刻ｔ２）。着火確認後、定格回転数まで昇速率Ｘ_１で回転上昇する。
【００１１】
（ＩＩ）１台目ガスタービン１ａが定格回転数に到達した後、そのガスタービン１ａの回転数を一定に保ちつつ、保持時間Ｘ_２の間、１台目排熱回収ボイラ２ａの暖気運転を行う。その後、１台目ガスタービン１ａの発電機４ａを電力系統に同期併入し、発電を開始する（時刻ｔ３）。
【００１２】
（ＩＩＩ）このとき、１台目ガスタービン１ａを負荷変化率Ｘ_３で負荷上昇させ、蒸気タービン３にとって必要な蒸気温度を確保できる目標の部分負荷Ｘ_４になったら、その状態Ｘ_４を保持する。１台目排熱回収ボイラ２ａで発生する蒸気は、バイパス弁１０ａを通じて復水器６へ逃がしながら、所定の蒸気タービン通気条件が成立するまで１台目排熱回収ボイラ２ａの昇温・昇圧を行う。この間、バイパス弁１０ａは、１台目排熱回収ボイラ２ａの最低運転圧力（フロア圧力）に入口圧力制御を行っている。
【００１３】
（ＩＶ）１台目排熱回収ボイラ２ａの出口止弁１１ａを全開し、蒸気配管のウォーミングとグランド蒸気系の確立を行う。所定の蒸気タービン通気条件が成立後（時刻ｔ４）、蒸気加減弁９を開けて蒸気タービン３を起動し、ラブチェックをする。蒸気タービン３を昇速率Ｘ_５で回転上昇させ、低速ヒートソーク回転数Ｘ_６にて保持時間Ｘ_７の回転保持を行う。低速ヒートソーク完了前の時刻ｔ５で蒸気タービン３の定格回転数保持（高速ヒートソーク）に必要な蒸気条件を確保できるように、１台目ガスタービン１ａをガスタービン負荷Ｘ_９まで負荷変化率Ｘ_８で負荷上昇する。時刻ｔ６で蒸気タービン３を再び同じ昇速率Ｘ_５で昇速し、定格回転数Ｘ_１０にて保持時間Ｘ_１１の回転保持（高速ヒートソーク）を行う。高速ヒートソーク完了前の時刻ｔ７で蒸気タービンの初負荷保持（初負荷ヒートソーク）に必要な蒸気条件を確保できるように、１台目ガスタービン１ａをガスタービン負荷Ｘ_１３まで負荷変化率Ｘ_１２で負荷上昇させる。
【００１４】
（Ｖ）蒸気タービン３が定格回転数Ｘ_１０に到達した後、蒸気タービン回転数を一定に保つ。この状態を保持時間Ｘ_１１の間保持した後、蒸気タービン３の発電機５を電力系統に同期併入して発電を始める（時刻ｔ８）。
【００１５】
（ＶＩ）蒸気タービン３を負荷変化率Ｘ_１４で負荷上昇し、初負荷Ｘ_１５にて保持時間Ｘ_１６の負荷保持（初負荷ヒートソーク）を行う。初負荷ヒートソーク完了（時刻ｔ９）にて、バイパス弁１０ａから加減弁９へ入口圧力制御を移行する。１台目排熱回収ボイラ２ａのバイパス弁１０ａを閉速度Ｘ_１７で全閉する。
【００１６】
（ＶＩＩ）２台目ガスタービン２ｂは、所定のタイミング（時刻ｔｘ）で目標負荷に到達するように予め起動しておく。２台目排熱回収ボイラ２ｂの蒸気条件が１台目と同じになった時点（時刻ｔ１０）で、２台目排熱回収ボイラ２ｂの出口止弁１１ｂを全開し、バイパス弁１０ｂを閉速度Ｘ_１８で全閉する。
【００１７】
（ＶＩＩＩ）バイパス弁１０ｂの全閉した時点ｔ１１で、１台目ガスタービン１ａと２台目ガスタービン１ｂを同時に負荷変化率Ｘ_１９で負荷上昇させる。ただし、排ガス温度の急激な変化がなくなるガスタービン負荷Ｘ_２０に到達後、負荷変化率Ｘ_２１で目標負荷に到達する。この間、蒸気タービン３は排熱回収ボイラ２ａ，２ｂでの蒸気発生の遅れを伴って負荷上昇する。
【００１８】
これらの運転操作において、主要な運転パラメータＸ_１〜Ｘ_２１として、
（１）ガスタービンの昇速率（Ｘ_１）．
（２）ガスタービンの負荷変化率（Ｘ_３、Ｘ_８、Ｘ_１２、Ｘ_１９、Ｘ_２１）．
（３）ガスタービンを保持する回転数．
（４）ガスタービンを保持する負荷（Ｘ_４、Ｘ_９、Ｘ_１３）．
（５）ガスタービンを保持する時間（Ｘ_２）．
（６）蒸気タービンの昇速率（Ｘ_５）．
（７）蒸気タービンの負荷変化率（Ｘ_１４）．
（８）蒸気タービンを保持する回転数（Ｘ_６）．
（９）蒸気タービンを保持する負荷．
（１０）蒸気タービンを保持する時間であるヒートソーク時間（Ｘ_７，Ｘ_１１）．
（１１）排熱回収ボイラの最低運転圧力．
（１２）排熱回収ボイラを暖気する時間．
（１３）蒸気タービンの加減弁の開速度．
（１４）蒸気タービンのバイパス弁の閉速度（Ｘ_１７，Ｘ_１８）．
（１５）ガスタービンの圧縮機入口案内翼（ＩＧＶ：Ｉｎｌｅｔ　Ｇｕｉｄｅ　Ｖａｎｅ）である可変静翼の開速度および閉速度．
などがある。
【００１９】
これらの運転パラメータＸ_１〜Ｘ_２１は予め指定された値、あるいはプロセスの状態量による関数値などで与えられる。そして、これらの値や関数値は、発電プラントの計画時や試運転時に決定されている。
【００２０】
従来の起動スケジュール策定システムの構成を図１１に示す。図１１において、Ｃ１は例えば計算機等で構成された上位制御装置であり、運転目標値を設定されることにより、起動時の運転パラメータの値を作る。この運転パラメータは、現場機器を操作するための複数の下位制御装置Ｃ２−１、Ｃ２−２に目標値として送る。この各下位制御装置Ｃ２−１、Ｃ２−２も計算機等で構成されている。
【００２１】
発電プラントＰＬに対する操作信号は複数の入出力装置Ｉ／Ｏ−１，Ｉ／Ｏ−２を介して発電プラントＰＬに送られ、逆に、発電プラントＰＬからのプロセスの状態量は、それぞれ対応する入出力装置Ｉ／Ｏ−１，Ｉ／Ｏ−２を介して下位制御装置Ｃ２−１、Ｃ２−２に送られる。
【００２２】
再び図８を参照して説明する。蒸気タービン３では、急激にロータメタル温度が変化しないように暖気しながら起動することにより、過大な熱応力の発生を抑えている。即ち、蒸気タービン３のロータで発生する熱応力が運転制限値を超えないように、蒸気タービン３の昇速率、所定の回転数や負荷で保持するヒートソーク時間、ガスタービン１ａ，１ｂの負荷変化率などの値が決められる。これらの値は、蒸気タービン３の起動前において、蒸気タービン３のロータメタル温度相当の温度と、蒸気温度とのミスマッチ温度により、「ホット」，「ウォーム」，「コールド」などの起動モードに分類し、起動モードに応じて決められる。
【００２３】
排熱回収ボイラ２ａ，２ｂやガスタービン１ａ，１ｂで発生する熱応力は、オンラインでの監視は行っていないが、発電プラントの計画時にガス温度や蒸気温度の変化に対して、熱応力の発生が許容できるかどうか評価して、ガスタービン１ａ，１ｂの負荷変化率などの値が決められている。
【００２４】
ガスタービン１ａ，１ｂから排出される窒素酸化物（ＮＯｘ）などの環境汚染物質は、排熱回収ボイラ２ａ，２ｂの内部に設置される脱硝装置などを用いて低減する。脱硝装置に用いられる触媒は、温度が高くなると脱硝効率が高くなる特性があるので、ガスタービン１ａ，１ｂの回転保持を行って、排熱回収ボイラ２ａ，２ｂを暖気しながら起動することがある。このため、発電プラントの計画時にガスタービン１ａ，１ｂの回転保持時間や排熱回収ボイラ２ａ，２ｂの暖気時間などの値が決められる。
【００２５】
このような運転パラメータの値は、発電プラントの計画時に決められる。例えば、蒸気タービン３のロータ熱応力に関しては、前述した図９に示すような、ガスタービン１ａ，１ｂの燃料流量、あるいは発電出力に対する蒸気温度に関する静的な関係などから、発電出力増加時の蒸気温度の変化を想定し、蒸気タービン３のロータメタル温度分布の変化と、それにより発生する熱応力を推定計算する。
【００２６】
そして、この推定計算による熱応力が運転制限値を満たすように、技術者の経験や試行錯誤によって運転パラメータの値を調整して決定する。これらの値は、試運転時に実プラントの運転状況を反映して、運転員の経験や試行錯誤によって調整されることはあるが、それ以降の発電プラントの運転状態に応じて更新されることは少ない。
【００２７】
このため、プラントおよび機器特性の変化や、運転条件の変化などを勘案して、通常機器の熱応力の発生などについて余裕を持つように運転パラメータの値を設定しているのが実情である。
【００２８】
【発明が解決しようとする課題】
上述したように、従来技術では発電プラントの起動時における運転パラメータの値は、機器の熱応力の発生などについて余裕を持つように運転パラメータの値を設定しているので、発電プラントの起動時間が長くなり、この結果、起動時の燃料消費量やエネルギー損失量が増大する可能性が高い。
【００２９】
また、起動モードによって離散的に運転パラメータの値が変わるので、起動モードが切り替わる近傍の起動条件によっては不適切な値になり、機器の熱応力などの運転制限値や、環境汚染物質の排出量などの環境規制値を超過することがあり、また、起動時間が長くなるために、起動時の燃料消費量やエネルギー損失量が増大するように運転パラメータの値が決定される可能性がある。
【００３０】
更に、技術者や運転員の経験や試行錯誤によって運転パラメータの値が決定されるので、最適な起動スケジュールを策定するためには、多大な労力を必要とする。
【００３１】
なお、技術者や運転員の経験や試行錯誤によらずに運転パラメータの値を決定し、最適な起動スケジュールを策定する方法も模索されている。例えば特許第２５６４２７１号公報には、汽力発電プラント（ボイラと蒸気タービンのプラント）において、起動過程での制約を守り、定刻最短起動を行うようにした技術が開示されている。しかし、この技術はそもそも汽力発電プラントを対象にした技術であるがゆえに、運転制約として蒸気タービンの熱応力のみが支配的であり、コンバインドサイクル発電プラントのように、ガスタービン、排熱回収ボイラ、蒸気タービンの高温部の熱応力、窒素酸化物の排出量など複数の運転制約条件考慮しなければならない発電プラントには適用することはできない。その上、この発明で採用されているシンプレックス法は、最適解を得るまでの手順が複雑であり、最適解を得るのに時間がかかるといった欠点がある。
【００３２】
本発明は上述の点に鑑み、機器の運転制限値およびプラントの環境規制値の双方、またはいずれか一方の制約条件を満たすように所定の評価指標である目的関数値を最小または最大にする最適化問題を解いて操作変数値を決定し、技術者や運転員の経験や試行錯誤によらずに最適な運転パラメータの値を見つけることができるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法および起動スケジュール策定装置を提供することを目的とする。
【００３３】
【課題を解決するための手段】
上記の目的を達成するため、請求項１に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法の発明は、ガスタービンと、このガスタービンの燃焼排ガスの熱を回収して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラの蒸気により駆動させる蒸気タービンとを有するコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法において、非線形最適化手法を用いて、▲１▼コンバインドサイクル発電プラントを構成する機器の運転制限値および当該発電プラントの環境規制値の双方、またはいずれか一方の制約条件を満たし、▲２▼コンバインドサイクル発電プラント運転時の操作量である変数をＸとしたとき、コンバインドサイクル発電プラントが、ある状態になったときの値およびある状態から他の状態まで変わっていく間の値を評価対象の要素とした目的関数ｆ（ｘ）を最小または最大にする最適化問題を解くことにより、▲３▼前記操作変数値Ｘを決定することを特徴とする。
【００３４】
この請求項１記載の発明によれば、機器の熱応力などの運転制限値および環境汚染物質の排出量などの環境規制値の双方、またはいずれか一方の制約条件を超過せずに、評価指標とする起動時間の短縮、起動時の燃料消費量やエネルギー損失量の低減などが可能になり、また、定式化された最適化問題を解くことで、技術者や運転員の経験や試行錯誤によらずに容易に最適な起動スケジュールを得ることが可能になる。
【００３５】
また、請求項２に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法の発明は、請求項１の機器の運転制限値として、（１）蒸気タービンのロータに発生する熱応力．（２）排熱回収ボイラの高温部に発生する熱応力．（３）ガスタービンの高温部に発生する熱応力．（４）排熱回収ボイラの蒸発器の発生蒸気流量．（５）排熱回収ボイラのドラムの水位．のうち少なくとも一つを含むことを特徴とする。
【００３６】
また、請求項３に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法の発明は、請求項１のプラントの環境規制値として、（１）排煙ガス中の窒素酸化物（ＮＯｘ）の排出量．（２）排煙ガス中の硫黄酸化物（ＳＯｘ）の排出量．（３）排煙ガス中の二酸化炭素（ＣＯ_２）の排出量．（４）海または河川に排出される温排水の水温．の少なくとも一つを含むことを特徴とする。
【００３７】
また、請求項４に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法の発明は、請求項１の目的関数値として、（１）起動開始から目標負荷に到達するまでの時間である起動時間．（２）起動開始から目標負荷に到達するまでの燃料消費量．（３）起動開始から目標負荷に到達するまでのエネルギー損失量である起動損失．のうち少なくとも一つを含むことを特徴とする。
【００３８】
また、請求項５に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法の発明は、請求項１の操作変数値として、（１）ガスタービンの昇速率．（２）ガスタービンの負荷変化率．（３）ガスタービンを保持する回転数．（４）ガスタービンを保持する負荷．（５）ガスタービンを保持する時間．（６）蒸気タービンの昇速率．（７）蒸気タービンの負荷変化率．（８）蒸気タービンを保持する回転数．（９）蒸気タービンを保持する負荷．（１０）蒸気タービンを保持する時間であるヒートソーク時間．（１１）排熱回収ボイラの最低運転圧力．（１２）排熱回収ボイラを暖気する時間．（１３）蒸気タービンの加減弁の開速度．（１４）蒸気タービンのバイパス弁の閉速度．（１５）ガスタービンの圧縮機入口案内翼である可変静翼の開速度および閉速度．のうち少なくとも一つを含むことを特徴とする。
【００３９】
また、請求項６に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法の発明は、請求項１において、制約条件に操作変数の上限値および下限値の双方、あるいはいずれか一方を追加した最適化問題とすることを特徴とする。
【００４０】
また、請求項７に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法の発明は、請求項１において、制約条件および目的関数の値を求める方法として、動特性シミュレーションを用いることを特徴とする。
【００４１】
また、請求項８に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法の発明は、請求項１において、最適化問題を解く方法として、非線形最適化手法の一つである逐次二次計画法を用いることを特徴とする。
【００４２】
また、請求項９に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法の発明は、請求項７において、動特性シミュレーションに必要な初期値として、発電プラントの計測データを利用するようにしたことを特徴とする。
【００４３】
また、請求項１０に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定方法の発明は、請求項１において、発電プラントの運転の進行にしたがい所定の時間周期毎に繰り返し最適化問題を解いて、操作変数である操作変数値を逐次更新することを特徴とする。
【００４４】
さらにまた、請求項１１に係わるコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定装置の発明は、ガスタービンと、このガスタービンの燃焼排ガスの熱を回収して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラの蒸気により駆動させる蒸気タービンと、これらを制御する制御装置を有するコンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュール策定装置において、最適化計算部を設け、この最適化計算部は非線形最適化手法を用いて、▲１▼コンバインドサイクル発電プラントを構成する機器の運転制限値および当該発電プラントの環境規制値の双方、またはいずれか一方の制約条件を満たし、▲２▼コンバインドサイクル発電プラント運転時の操作量である変数をＸとしたとき、コンバインドサイクル発電プラントが、ある状態になったときの値およびある状態から他の状態まで変わっていく間の値を評価対象の要素とした目的関数ｆ（ｘ）を最小または最大にする最適化問題を解くことにより、▲３▼前記操作変数値Ｘを決定し、この操作変数値Ｘを前記制御装置に出力することを特徴とする。
【００４５】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を説明する。なお、各図を通じて共通する要素には同一符号を付けて重複した説明は避けるものとする。
【００４６】
（第１の実施の形態）
以下、第１の実施の形態について、図１および図２を参照して説明する。図１は本実施の形態による起動スケジュール策定システムの概念構成図、図２は本実施の形態による運転パラメータである操作変数の値を求めるフローチャートである。
【００４７】
まず図１において、上位制御装置Ｃ１は、図示しない給電指令所等から与えられたプラントの目標負荷、目標負荷に到達する目標時刻等の運転目標値等を機器の運転制限値やプラントの環境規制値を超えないように、決められた運転パラメータを出力する機能を備えている。
【００４８】
Ｃ３は本発明によって新たに設けた非線形最適化計算システムであり、前記上位制御装置Ｃ１から操作変数の初期値とプラントの目標負荷、目標負荷に到達する目標時刻等の運転目標値データを入力し、発電プラントの運転パラメータである操作変数の値を求めるように機能する。なお、この非線形最適化計算システムＣ３による最適化計算は、従来の上位制御装置Ｃ１で決めていた運転パラメータの幾つかを抽出して、より最適な値になるように調整して下位制御装置Ｃ２へ出力する機能を備えている。
【００４９】
前記非線形最適化計算システムＣ３から上位制御装置Ｃ１に向かう出力は、最適化計算で求めた運転パラメータである。なお、運転パラメータには、最適化計算で求めるものと、従来同様、上位制御装置Ｃ１で求めるものがあり、この上位制御装置Ｃ１で求める運転パラメータには、最適化計算で求める運転パラメータの影響を受けて求まるものもある。そして最適化計算で求める運転パラメータは数多くあるパラメータの中から必要に応じて抽出して求め、残りは上位制御装置Ｃ１から求めるようにしている。
【００５０】
下位制御装置Ｃ２−１、Ｃ２−２は、入力された運転パラメータに従って発電プラント機器に対する操作信号を作成し、入出力装置Ｉ／Ｏ−１、Ｉ／Ｏ−２を介して発電プラント機器に出力する。
【００５１】
次に、最適化計算機システムによる最適な起動スケジュールにおける操作変数値の求め方について説明する。
まず最適化問題の定式化から説明する。コンバインドサイクル発電プラントの起動スケジュールの検討は、機器の運転制限値およびプラントの環境規制値の双方、あるいはいずれか一方の制約条件を満たして、所定の評価指標である目的関数値を最小または最大にし、操作変数である操作変数値を探索する手法によって、以下の最適化問題の一般式（式１）に定式化することができる。
【００５２】
【数１】

【００５３】
なお、ある目的関数を最小にすることは、この目的関数の逆数を最大にすることと同じ意味である。即ち、最適化問題では、目的関数を最小にすることと、最大にすることは同じ意味であると言える。
【００５４】
次に図２のフローチャートを参照して最適化計算による運転パラメータの求め方を説明する。
図２において、まず、初期の起動スケジュールを設定する（ステップ１）。次に、この初期の起動スケジュールにおける操作変数値を用いて目的関数と制約条件の値を求める（ステップ２）。そして、目的関数と制約条件の値を評価する即ち、制約条件を満たして目的関数を最小にする操作変数値を探索する（ステップ３）。このステップ３での評価によって収束即ち制約条件を満たしているか否か判断する（ステップ４）。
【００５５】
ステップ４の判断の結果、収束していない場合目的関数値が最小または最大となるように操作変数値を修正する（ステップ５）。そしてステップ２で目的関数と制約条件の値を求め、次に収束しているか否か判断する。この操作を制約条件が満たすまで繰り返し、制約条件を満たした場合、操作変数の最適値を得、最適な起動スケジュールを得る（ステップ６）。
【００５６】
次に、前記ステップ２における目的関数と制約条件について説明する。
まず、目的関数ｆ（Ｘ）として評価対象となる要素は、次のような二つのものに大別できる。
（１）プラントがある状態になったときの値（例えば、起動時間）は次式（２）のように表せる。
【００５７】
【数２】

（２）プラントがある状態からある状態まで変わっていく間の値（例えば、燃料消費量、エネルギー損失量）は次式（３）のように表せる。
【００５８】
【数３】

目的関数ｆ（Ｘ）は，このような性質をもつ汎関数として（４）式で表される。
【００５９】
【数４】

そして、例えば、起動時間とエネルギー損失量の２つを評価対象とすると、目的関数ｆ（Ｘ）は、次式（５）となる。
【００６０】
【数５】

ここで、γは０〜１の重み係数である。Ｔ１は起動開始時刻、Ｔ２は目標負荷に到達した時刻である。
【００６１】
一方、制約条件ｃ_ｉ（Ｘ）は，次のような二つのものに大別できる。
（１）操作変数Ｘである操作量の上下限値を設定する。これは、操作する機器（操作変数）の運転制約に相当する。
【００６２】
【数６】

ここで、αは下限値，βは上限値を表す。
【００６３】
（２）運転制約には、各機器・配管の熱応力やドラム水位などの設計制限値と、脱硝装置出口ＮＯｘ排出量や温排水などの環境規制値がある。この中から、目的関数ｆ（ｘ）への影響が大きいものを幾つか抽出して設定する。例えば、機器の熱応力の場合は次式（７）となる。
【数７】

例えば、ガスタービンの負荷変化率を操作変数Ｘとして、上下限値の制限を０％／ｍｉｎ〜９％／ｍｉｎ（８）とする。さらに、蒸気タービンロータの熱応力を運転制約とすると、制約条件の式は次式（９）となる。
【００６４】
【数８】

【００６５】
【数９】

以上で目的関数ｆ（ｘ）と制約条件についての説明を終わる。
本実施の形態は、上述した機器の運転制限値、プラントの環境規制値、目的関数値および操作変数値のとして、以下に示すものを適用することができる。
【００６６】
＜機器の運転制限値の例＞
本実施の形態において、機器の運転制限値として、以下の（１）から（５）のうち少なくとも一つを含むようにする。
【００６７】
（１）蒸気タービンのロータに発生する熱応力．
（２）排熱回収ボイラの高温部に発生する熱応力．
（３）ガスタービンの高温部に発生する熱応力．
（４）排熱回収ボイラの蒸発器の発生蒸気流量．
（５）排熱回収ボイラのドラムの水位．
本実施の形態においては、上記の（１）から（５）のうち少なくとも一つを含む運転制限値および環境汚染物質の排出量などの環境規制値の双方、あるいはいずれか一方を超過せずに、評価指標とすることにより、起動時間の短縮、起動時の燃料消費量やエネルギー損失量の低減などが可能になり、また、定式化された最適化問題を解くことで、技術者や運転員の経験や試行錯誤によらずに容易に最適な起動スケジュールを得ることが可能になる。
【００６８】
＜プラントの環境規制値の例＞
また、本実施の形態は、プラントの環境規制値として、以下の（１）から（４）までのうち少なくとも一つを含むようにする。
【００６９】
（１）排煙ガス中の窒素酸化物（ＮＯｘ）の排出量．
（２）排煙ガス中の硫黄酸化物（ＳＯｘ）の排出量．
（３）排煙ガス中の二酸化炭素（ＣＯ_２）の排出量．
（４）海または河川に排出される温排水の水温．
本実施の形態においては、機器の熱応力などの運転制限値および上記の（１）から（４）の少なくとも一つを含む環境規制値を超過せずに、評価指標とする起動時間の短縮、起動時の燃料消費量やエネルギー損失量の低減などが可能になり、また、定式化された最適化問題を解くことで、技術者や運転員の経験や試行錯誤によらずに容易に最適な起動スケジュールを得ることが可能になる。
【００７０】
＜目的関数値の例＞
更に、本実施の形態は第１の実施の形態において、目的関数値として、次の（１）から（３）までのうち少なくとも一つを含むようにする。
【００７１】
（１）起動開始から目標負荷に到達するまでの時間である起動時間．
（２）起動開始から目標負荷に到達するまでの燃料消費量．
（３）起動開始から目標負荷に到達するまでのエネルギー損失量である起動損失．
本実施の形態においては、機器の熱応力などの運転制限値および環境汚染物質の排出量などの環境規制値の双方、またはいずれか一方を超過せずに、評価指標とする上記の（１）から（３）の少なくとも一つを含む目的関数値を最小にすることが可能になり、また、定式化された最適化問題を解くことで、技術者や運転員の経験や試行錯誤によらずに容易に最適な起動スケジュールを得ることが可能になる。
【００７２】
＜操作変数の例＞
更にまた、第１の実施の形態において、操作変数値として、少なくとも次の（１）から（１５）までの一つを含むようにする。
【００７３】
（１）ガスタービンの昇速率．
（２）ガスタービンの負荷変化率．
（３）ガスタービンを保持する回転数．
（４）ガスタービンを保持する負荷．
（５）ガスタービンを保持する時間．
（６）蒸気タービンの昇速率．
（７）蒸気タービンの負荷変化率．
（８）蒸気タービンを保持する回転数．
（９）蒸気タービンを保持する負荷．
（１０）蒸気タービンを保持する時間であるヒートソーク時間．
（１１）排熱回収ボイラの最低運転圧力．
（１２）排熱回収ボイラを暖気する時間．
（１３）蒸気タービンの加減弁の開速度．
（１４）蒸気タービンのバイパス弁の閉速度．
（１５）ガスタービンの圧縮機入口案内翼（ＩＧＶ：Ｉｎｌｅｔ　Ｇｕｉｄｅ　Ｖａｎｅ）である可変静翼の開速度および閉速度．
本実施の形態においては、少なくとも上記の（１）から（１５）までのうち少なくとも一つを含むようにした結果、機器の熱応力などの運転制限値および／または環境汚染物質の排出量などの環境規制値を超過せずに、評価指標とする起動時間の短縮、起動時の燃料消費量やエネルギー損失量の低減などが可能になり、また、定式化された最適化問題を解くことで、技術者や運転員の経験や試行錯誤によらずに容易に上記（１）から（１４）の少なくとも一つを含む操作変数の最適値を得ることが可能になる。
【００７４】
＜操作変数の上限値／下限値＞
第１の実施の形態において、制約条件に操作変数の上限値および下限値の双方、あるいはいずれか一方を追加した最適化問題を解いて、操作変数である操作変数値を決定することができる。この場合、操作変数のとり得る範囲内で最適な操作変数の値を求める最適化問題になるので、実プラントを運転操作できる範囲内で最適な起動スケジュールを確実に得ることが可能になる。
【００７５】
以上述べたように、本実施の形態によれば、発電プラントを構成する機器の熱応力などの運転制限値および環境汚染物質の排出量などの環境規制値の双方、あるいはいずれか一方の制約条件を超過せずに、評価指標とする起動時間の短縮、起動時の燃料消費量やエネルギー損失量の低減などが可能になり、また、定式化された最適化問題を解くことで、技術者や運転員の経験や試行錯誤によらずに容易に最適な起動スケジュールを得ることが可能になる。
【００７６】
（第２の実施の形態）
本発明の第２の実施の形態について図３および図４を参照して説明する。
図３は本実施の形態を示す起動スケジュール策定システムの概念構成図であり、図４は本発明の第２の実施の形態のフローチャートである。
【００７７】
本実施の形態と第１の実施の形態との相違は、非線形最適化計算システムＣ３で動特性シミュレーションを行い、その動特性シミュレーションの結果に基づいて最適化計算を行うようにした点にある。このため、図３の起動スケジュール策定システムの概念構成図では非線形最適化計算システムＣ３内に動特性シミュレーション部を内蔵させている。ただし、その他の構成は図１と同じであるので説明は省略し、図４の最適化計算と動特性シミュレーションを組み合わせて操作変数の値を求めるフローチャートを中心に説明する。図４において、初期の起動スケジュールを設定する（ステップ１）。次に、この初期の起動スケジュールにおける操作変数値を用いて目的関数と制約条件の値を求める（ステップ２）にあたり、動特性シミュレーション部ＳＩＭにより動特性シミュレーションを行い、目的関数と制約条件の値を求める（ステップ７）。ステップ７の動特性シミュレーションにおいて、ステップ７１でプラント初期条件を設定し、ステップ７２でシミュレーションを実行する。動特性シミュレーション終了後、目的関数と制約条件の値を評価する（ステップ３）。このステップ３での評価によって収束即ち制約条件を満たしているか否か判断する（ステップ４）。
【００７８】
ステップ４の判断の結果、収束していない場合目的関数値が最小または最大となるように操作変数値を修正する（ステップ５）。そしてステップ２−ステップ７で目的関数と制約条件の値を求め、次に収束しているか否か判断する。この操作を制約条件が満たすまで繰り返し、制約条件を満たした場合、操作変数の最適値を得、最適な起動スケジュールを得る（ステップ６）。
【００７９】
下位制御装置Ｃ２−１〜Ｃ２−２ではこの制御目標値に従って機器の操作信号を作成する。
この第２の実施の形態においては、最適化計算に必要な制約条件および目的関数の値を動特性シミュレーションによる予測計算から求めるので、発電プラントの起動前または起動中に、将来の最適な起動スケジュールを予測して運転することが可能になる。
【００８０】
（第３の実施の形態）
本発明の第３の実施の形態は、前述した第１の実施の形態の最適化問題を解く方法として、非線形最適化手法の一つである逐次二次計画法（ＳＱＰ法：Ｓｕｃｃｅｓｓｉｖｅ　Ｑｕａｄｒａｔｉｃ　Ｐｒｏｇｒａｍｍｉｎｇ　Ｍｅｔｈｏｄ）を用いて操作変数である操作変数値を決定するようにしたものである。
【００８１】
本実施の形態においては、最適化問題の解法に制約条件付の非線形最適化手法の一つである逐次二次計画法を用いて、機器の運転制限値およびプラントの環境規制値の双方あるいはいずれか一方の制約条件を満たして、所定の評価指標である目的関数値を最小または最大にし、操作変数である操作変数値を探索し、最適化問題に定式化することにより、計算機を用いて自動的に最適な操作変数の値を探索することができるので、技術者や運転員の経験や試行錯誤によらずに容易に最適な起動スケジュールを得ることが可能になる。
【００８２】
（第４の実施の形態）
本発明の第４の実施の形態について、図５および図６を参照して説明する。図５は起動スケジュール策定システムの概念構成図、図６は最適化計算により操作変数の値を求めるフローチャートである。
【００８３】
図５で示した制御システムは、入出力装置Ｉ／Ｏ−１、Ｉ／Ｏ−２と下位制御装置Ｃ２−１、Ｃ２−２からプロセスデータを最適化計算システムＣ３に取り込み、得られた操作変数を下位制御装置Ｃ２−１、Ｃ２−２の目標値とするように構成されている。
【００８４】
図６のフローチャートは、発電プラントＰＬから発電プラントデータ収集システムＣＯによりデータを収集し、このうち利用可能な計測データをデータ選択部ＳＥにより選択したうえ動特性シミュレーション部ＳＩＭに初期値として入力し、発電プラントの将来の運転状態を予測するである。なお、前記計測データとして入力するものは例えば、蒸気タービンのロータメタル温度相当の温度（第１段シェルメタル温度）、排熱回収ボイラのドラムの圧力、主蒸気の温度、主蒸気の圧力、主蒸気の流量である。
【００８５】
ところで、前述した第２の実施の形態は、動特性シミュレーションにより求まる発電プラントの将来の運転状態を用いて、最適化問題を解いている。このため、動特性シミュレーションの予測精度が最適化計算の結果に影響を与える。従って、実プラントの運転を最適に行うには、プラントの運転状態を精度良く予測する動特性シミュレーションが必要である。動特性シミュレーションは、次式（１０）の非線形常微分方程式系で表される。
【００８６】
【数１０】

ここで、ｘ（ｔ）　は状態ベクトル、ｕ（ｔ）　は入力ベクトル、ｙ（ｔ）　は出力ベクトル、ｔは時刻、ｆおよびｇ　はプラント動特性を表す式である。このような非線形常微分方程式系は、初期時刻ｔ０　での初期状態ｘ（ｔ０）　を初期値とした、初期値問題を解くことで求められるため、初期状態ｘ（ｔ０）　の値により、その後の結果が影響を受ける。
【００８７】
方程式を記述する方法が正しくても、初期状態ｘ（ｔ０）　の値が異なると、動特性シミュレーションにより求まる将来の運転状態も、実プラントの運転状態から異なったものになる。一方、方程式系の状態ベクトルｘ（ｔ）　はプラントの運転状態に対応する量である。即ち、初期状態の値はプラントで実際に計測される量から決定することができる。
【００８８】
この第４の実施の形態においては、動特性シミュレーションを実施するプラントからの計測データを利用して、初期状態の値を設定することで、実プラントの将来の運転状態をより精度良く予測できる。従って、発電プラントの操作変数についても、第２の実施の形態に比べて、より信頼性のある値を得ることが可能になる。
【００８９】
（第５の実施の形態）
本発明の第５の実施の形態について図７を参照して説明する。
図７に示すように発電プラントの運転の進行に従って、所定の時間周期毎に繰り返し操作変数を逐次更新する。この際に、最適化計算に含まれる動特性シミュレーションの初期値は、発電プラントの計測データが利用できるものについては、その計算時刻における発電プラントの計測データを用いる。
【００９０】
前述した第４の実施の形態で説明した通り、本発明は発電プラントの将来における運転状態の予測精度が、最適化計算により求める操作変数の値に影響する。動特性シミュレーションによる予測計算では、計算に使う式やデータ、初期値などに必ず誤差があるため、計算結果にも誤差が生じる。更に、動特性シミュレーションの式にはモデル化されていない特性や、式に含まれない外部からの影響などの要因による誤差もある。これらの誤差は予測期間が長くなるほど、誤差の影響が累積して大きくなる。
【００９１】
これに対して、本実施の形態においては、図７に示すように実プラントの運転状態を取り込んで、動特性シミュレーションによる予測計算を行って、将来の最適な起動スケジュールを求める。これを運転の進行に従って、逐次繰り返して計算することで予測誤差の累積を防ぐことができる。これにより、実プラントの運転状態を反映した操作変数の最適値を得ることが可能になる。
【００９２】
【発明の効果】
以上述べたように、本発明によれば、機器の熱応力などの運転制限値および環境汚染物質の排出量などの環境規制値の双方、またはいずれか一方の制約条件を超過せずに、評価指標とする起動時間の短縮、起動時の燃料消費量やエネルギー損失量の低減などが可能になり、また、定式化された最適化問題を解くことで、技術者や運転員の経験や試行錯誤によらずに容易に最適な起動スケジュールを得ることが可能になる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１の実施の形態を示す起動スケジュール策定システムの概念構成図。
【図２】本発明の第１の実施の形態のフローチャート。
【図３】本発明の第２の実施の形態を示す起動スケジュール策定システムの概念構成図。
【図４】本発明の第２の実施の形態のフローチャート。
【図５】本発明の第４実施の形態を示す起動スケジュール策定システムの概念構成図。
【図６】本発明の第４実施の形態のフローチャート。
【図７】本発明の第５実施の形態の説明図。
【図８】コンバインドサイクル発電プラントの概略構成図。
【図９】燃料流量に対する発電出力、排ガス流量、排ガス温度、蒸気温度の関係図。
【図１０】コンバインドサイクル発電プラントの起動曲線図。
【図１１】従来技術による起動スケジュール策定システムの構成図。
【符号の説明】
１ａ，１ｂ…ガスタービン，２ａ，２ｂ…排熱回収ボイラ，３…蒸気タービン，４ａ，４ｂ…発電機，５…発電機，６…復水器，７…ポンプ，８ａ，８ｂ…燃料弁，９…加減弁，１０ａ，１０ｂ…バイパス弁，１１ａ，１１ｂ…出口止弁。[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a combined cycle power plant operation control method, and more particularly to a combined cycle power plant startup schedule formulation method and startup schedule formulation device.
[0002]
[Prior art]
FIG. 8 is a schematic configuration diagram of a combined cycle power plant, showing a multi-shaft combined cycle power plant including two gas turbines and two exhaust heat recovery boilers, and one steam turbine. 8, 1a and 1b are gas turbines, 2a and 2b are exhaust heat recovery boilers, 3 is a steam turbine, 4a, 4b and 5 are generators, 6 is a condenser, 7 is a pump, and 8a and 8b are fuel valves. , 9 are steam control valves, 10a and 10b are bypass valves, and 11a and 11b are outlet stop valves.
[0003]
The gas turbines 1a, 1b mix fuel and air, generate power by high-temperature combustion gas obtained by burning, and rotate the generators 4a, 4b to generate power. The exhaust heat recovery boilers 2a and 2b recover heat from exhaust gas that has performed work in the gas turbines 1a and 1b, respectively, to generate steam. The steam turbine 3 generates power using the steam supplied from the exhaust heat recovery boilers 2a and 2b, and rotates the generator 5 to generate power. The steam that has worked in the steam turbine 3 is cooled by the condenser 6 to become water, is pressurized by the pump 7, is guided to the waste heat recovery boilers 2a and 2b, is superheated by the exhaust gas, and is again supplied to the steam turbine. You.
[0004]
The configuration of the combined cycle power plant has various configurations such as a multi-shaft configuration as shown in this figure, as well as a single-shaft configuration in which a gas turbine, a steam turbine, and a generator are connected by the same rotating shaft. Although the present invention can be applied to these combined cycle power plants having different shaft configurations, the following description will be made based on the configuration of FIG.
[0005]
FIG. 9 shows the relationship among the power generation output (solid line), the exhaust gas flow rate (dashed line), the exhaust gas temperature (dashed-dotted line), and the steam temperature (solid line) generated in the exhaust heat recovery boilers 2a and 2b with respect to the fuel flow rate of the gas turbines 1a and 1b. FIG. As can be seen from FIG. 9, the power generation outputs 4a and 4b increase as the fuel flow rate to the gas turbines 1a and 1b increases. The exhaust gas flow rate is substantially constant in a certain section even when the fuel flow rate increases, and while the exhaust gas flow rate is substantially constant, the exhaust gas temperature increases. On the other hand, the steam temperature of the exhaust heat recovery boilers 2a and 2b follows the change of the exhaust gas temperature. Therefore, while the gas turbines 1a and 1b are activated to increase the power generation output, the steam temperature also increases.
[0006]
Components such as the steam turbine 3 and the exhaust heat recovery boilers 2a and 2b have thick metal parts so as to sufficiently withstand high-temperature and high-pressure steam and water. In these metal parts, thermal stress occurs when there is a temperature distribution. Since a large thermal stress consumes the life of the metal, an operation in which the thermal stress is controlled is performed.
[0007]
That is, it is necessary to operate the power plant so that the thermal stress of the equipment does not exceed the predetermined operation limit value. Heat is given to the metal from the metal surface by heat transfer with the steam, but a temperature distribution occurs inside the metal due to the relationship between the heat conduction inside the metal and the heat capacity of the metal. Such a temperature distribution is likely to occur at the start of a power plant in which the temperature difference between metal and steam is large. Therefore, thermal stress of the equipment also occurs mainly at the time of starting the power plant.
[0008]
Environmental pollutants such as nitrogen oxides (NOx) generated by combustion in the gas turbines 1a and 1b, and hot wastewater discharged from the condenser 6 to the sea or river should not exceed a predetermined environmental regulation value. It is necessary to operate the power plant.
[0009]
Next, the operation of the combined cycle power plant at the time of startup will be described with reference to the configuration diagram of FIG. 8 and the startup curve diagram of FIG. However, since the operation method varies depending on the power plant, only one example is shown here, but the present invention can be applied to other operation methods.
[0010]
(I) At time t1, the first gas turbine 1a is started, and a purge operation is performed to discharge the residual exhaust gas in the gas path. Thereafter, fuel is supplied by opening the fuel valve 8a of the first gas turbine 1a, and ignition occurs (time t2). After confirming ignition, increase rate X to rated speed ₁ To rotate up.
[0011]
(II) After the first gas turbine 1a reaches the rated speed, the holding time X is maintained while the speed of the gas turbine 1a is kept constant. ₂ During this, the warm-up operation of the first exhaust heat recovery boiler 2a is performed. Thereafter, the generator 4a of the first gas turbine 1a is synchronously incorporated into the power system, and power generation is started (time t3).
[0012]
(III) At this time, the first gas turbine 1a is connected to the load change rate X ₃ And a target partial load X that can secure the steam temperature necessary for the steam turbine 3 ₄ When it becomes, state X ₄ Hold. While the steam generated in the first exhaust heat recovery boiler 2a is released to the condenser 6 through the bypass valve 10a, the temperature of the first exhaust heat recovery boiler 2a is raised and pressurized until a predetermined steam turbine ventilation condition is satisfied. Do. During this time, the bypass valve 10a controls the inlet pressure to the minimum operating pressure (floor pressure) of the first exhaust heat recovery boiler 2a.
[0013]
(IV) The outlet stop valve 11a of the first exhaust heat recovery boiler 2a is fully opened to warm the steam pipe and establish a ground steam system. After the predetermined steam turbine ventilation condition is satisfied (time t4), the steam control valve 9 is opened, the steam turbine 3 is started, and a lab check is performed. Increase the steam turbine 3 speed X ₅ To increase the rotation speed, and the low-speed heat soak rotation speed X ₆ Hold time X ₇ The rotation is maintained. At time t5 before the completion of the low-speed heat soak, the first gas turbine 1a is connected to the gas turbine load X so that the steam conditions necessary for maintaining the rated rotation speed of the steam turbine 3 (high-speed heat soak) can be secured. ₉ Up to load change rate X ₈ To increase the load. At time t6, the steam turbine 3 is again set to the same acceleration rate X. ₅ Speed up and rated speed X ₁₀ Hold time X ₁₁ Is performed (high-speed heat soak). At time t7 before the completion of the high-speed heat soak, the first gas turbine 1a is set to the gas turbine load X so that the steam conditions necessary for maintaining the initial load of the steam turbine (initial load heat soak) can be secured. ₁₃ Up to load change rate X ₁₂ To increase the load.
[0014]
(V) The rated rotation speed X of the steam turbine 3 ₁₀ , The steam turbine speed is kept constant. This state is referred to as holding time X ₁₁ After that, the generator 5 of the steam turbine 3 is synchronously incorporated into the power system to start power generation (time t8).
[0015]
(VI) Load change rate X of steam turbine 3 ₁₄ The load increases and the initial load X _Fifteen Hold time X ₁₆ Hold (initial load heat soak). When the initial load heat soak is completed (time t9), the inlet pressure control is shifted from the bypass valve 10a to the control valve 9. Closing the bypass valve 10a of the first heat recovery steam generator 2a at the closing speed X ₁₇ And fully closed.
[0016]
(VII) The second gas turbine 2b is started in advance so as to reach the target load at a predetermined timing (time tx). When the steam condition of the second exhaust heat recovery boiler 2b becomes the same as the first device (time t10), the outlet stop valve 11b of the second exhaust heat recovery boiler 2b is fully opened, and the bypass valve 10b is closed. X ₁₈ And fully closed.
[0017]
(VIII) At time t11 when the bypass valve 10b is fully closed, the first gas turbine 1a and the second gas turbine 1b are simultaneously operated with the load change rate X. ₁₉ To increase the load. However, the gas turbine load X where the sudden change in the exhaust gas temperature disappears ₂₀ , The load change rate X ₂₁ To reach the target load. During this time, the load of the steam turbine 3 increases with a delay in the generation of steam in the exhaust heat recovery boilers 2a and 2b.
[0018]
In these driving operations, the main driving parameters X ₁ ~ X ₂₁ As
(1) The rate of acceleration of the gas turbine (X ₁ ).
(2) Gas turbine load change rate (X ₃ , X ₈ , X ₁₂ , X ₁₉ , X ₂₁ ).
(3) Number of rotations holding the gas turbine.
(4) Load (X ₄ , X ₉ , X ₁₃ ).
(5) Time for holding the gas turbine (X ₂ ).
(6) Steam turbine speed increase rate (X ₅ ).
(7) Steam turbine load change rate (X ₁₄ ).
(8) The number of rotations (X ₆ ).
(9) Load for holding steam turbine.
(10) Heat soak time (X ₇ , X ₁₁ ).
(11) Minimum operating pressure of the waste heat recovery boiler.
(12) Time for warming up the exhaust heat recovery boiler.
(13) Opening speed of the control valve of the steam turbine.
(14) The closing speed of the bypass valve of the steam turbine (X ₁₇ , X ₁₈ ).
(15) Opening and closing speeds of variable stator vanes, which are compressor inlet guide vanes (IGV: Inlet Guide Vane) of the gas turbine.
and so on.
[0019]
These operating parameters X ₁ ~ X ₂₁ Is given as a value designated in advance or a function value based on the state quantity of the process. These values and function values are determined at the time of planning and trial operation of the power plant.
[0020]
FIG. 11 shows the configuration of a conventional startup schedule formulation system. In FIG. 11, C1 is a higher-level control device constituted by, for example, a computer and the like, and generates an operation parameter value at the time of startup by setting an operation target value. These operation parameters are sent as target values to a plurality of lower-level control devices C2-1 and C2-2 for operating field devices. Each of the lower-level control devices C2-1 and C2-2 is also constituted by a computer or the like.
[0021]
The operation signal for the power plant PL is sent to the power plant PL via the plurality of input / output devices I / O-1 and I / O-2. On the contrary, the state quantities of the processes from the power plant PL correspond to the respective operation signals. The data is sent to the lower-level control devices C2-1 and C2-2 via the input / output devices I / O-1 and I / O-2.
[0022]
Description will be made again with reference to FIG. The steam turbine 3 is started while warming up so that the rotor metal temperature does not suddenly change, thereby suppressing the generation of excessive thermal stress. That is, the rate of speed increase of the steam turbine 3, the heat soak time maintained at a predetermined rotation speed and load, and the load change rate of the gas turbines 1a and 1b so that the thermal stress generated in the rotor of the steam turbine 3 does not exceed the operation limit value. Is determined. These values are classified into start modes such as “hot”, “warm”, and “cold” before the start of the steam turbine 3 according to a temperature corresponding to the rotor metal temperature of the steam turbine 3 and a mismatch temperature with the steam temperature. Then, it is determined according to the start mode.
[0023]
Thermal stresses generated in the exhaust heat recovery boilers 2a and 2b and the gas turbines 1a and 1b are not monitored online. However, when the power plant is planned, the thermal stress is generated when the gas temperature or the steam temperature changes. Is evaluated to determine whether the load is acceptable, and values such as the load change rate of the gas turbines 1a and 1b are determined.
[0024]
Environmental pollutants such as nitrogen oxides (NOx) discharged from the gas turbines 1a and 1b are reduced by using a denitration device installed inside the exhaust heat recovery boilers 2a and 2b. Since the catalyst used in the denitration device has a characteristic that the denitration efficiency increases as the temperature increases, the catalyst may be started while keeping the rotation of the gas turbines 1a and 1b and warming the exhaust heat recovery boilers 2a and 2b. . For this reason, when the power plant is planned, values such as the rotation holding time of the gas turbines 1a and 1b and the warm-up time of the exhaust heat recovery boilers 2a and 2b are determined.
[0025]
Such values of the operation parameters are determined when the power plant is planned. For example, regarding the thermal stress of the rotor of the steam turbine 3, as shown in FIG. 9 described above, from the static relationship between the fuel flow rate of the gas turbines 1 a and 1 b or the steam temperature with respect to the power output, Assuming a change in temperature, a change in the temperature distribution of the rotor metal of the steam turbine 3 and a thermal stress generated thereby are estimated and calculated.
[0026]
Then, the values of the operating parameters are adjusted and determined by experience of a technician and trial and error so that the thermal stress based on the estimated calculation satisfies the operating limit value. These values may be adjusted based on the experience and trial and error of operators, reflecting the actual operating conditions of the actual plant during trial operation, but are rarely updated according to the operating conditions of the power plant thereafter. .
[0027]
For this reason, the actual situation is that the values of the operating parameters are set so as to have a margin for the occurrence of thermal stress of the normal equipment, taking into account changes in plant and equipment characteristics, changes in operating conditions, and the like.
[0028]
[Problems to be solved by the invention]
As described above, in the prior art, the value of the operating parameter at the time of starting the power plant is set so that the operating parameter has a margin for the occurrence of thermal stress of the equipment, etc. As a result, there is a high possibility that fuel consumption and energy loss at the time of startup will increase.
[0029]
In addition, since the values of the operating parameters change discretely depending on the start mode, the values may be inappropriate depending on the start conditions near the start mode switching, such as operation limit values such as thermal stress of equipment and emission of environmental pollutants. In some cases, the value of the operating parameter may be determined so that the fuel consumption and the energy loss at the time of start-up increase.
[0030]
Furthermore, since the values of the operating parameters are determined based on the experience and trial and error of a technician and an operator, a great deal of effort is required to formulate an optimal startup schedule.
[0031]
In addition, a method is also sought in which the values of the operation parameters are determined without depending on the experience and trial and error of the engineer and the operator, and an optimal start schedule is determined. For example, Japanese Patent No. 2564271 discloses a technology in which a shortest start is performed in a steam power plant (a boiler and a steam turbine plant) while maintaining the restrictions in the start process. However, since this technology is intended for steam power plants in the first place, only thermal stress of the steam turbine is dominant as an operation constraint, and like a combined cycle power plant, a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler, It cannot be applied to a power plant in which a plurality of operating constraints must be considered, such as thermal stress in a high temperature part of a steam turbine and emission of nitrogen oxides. In addition, the simplex method employed in the present invention has the drawback that the procedure for obtaining the optimum solution is complicated and it takes time to obtain the optimum solution.
[0032]
In view of the above, the present invention is directed to an optimal method for minimizing or maximizing an objective function value, which is a predetermined evaluation index, so as to satisfy both or one or both of an operation limit value of a device and an environmental regulation value of a plant. Method and start schedule for a combined cycle power plant that can determine the operation variable values by solving the optimization problem and find the optimum operation parameter values without the experience of engineers and operators or trial and error It is intended to provide a device.
[0033]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, an invention of a method for formulating a start-up schedule of a combined cycle power plant according to claim 1 is a gas turbine and an exhaust heat recovery boiler for recovering heat of combustion exhaust gas of the gas turbine to generate steam. In the method of formulating a start-up schedule of a combined cycle power plant having the steam turbine driven by the steam of the exhaust heat recovery boiler, the non-linear optimization method is used to (1) restrict the operation of the equipment constituting the combined cycle power plant. (2) When a variable that is an operation amount during operation of the combined cycle power plant is represented by X, and / or the environmental regulation value of the power plant and / or the environmental regulation value of the power plant is satisfied, there is a combined cycle power plant. Value at the time of the state and from one state to another And (3) determining the manipulated variable value X by solving an optimization problem that minimizes or maximizes the objective function f (x) using the value during the change in the element to be evaluated. .
[0034]
According to the first aspect of the present invention, an evaluation index can be obtained without exceeding both or one of operating restriction values such as thermal stress of equipment and environmental regulation values such as emission of environmental pollutants. It is possible to shorten the startup time, reduce the fuel consumption and energy loss at startup, and solve the formulated optimization problem to reduce the experience and trial and error of engineers and operators. It is possible to easily obtain the optimum start schedule without depending on the start schedule.
[0035]
Further, the invention of the method for formulating the start-up schedule of the combined cycle power plant according to the second aspect of the present invention relates to (1) the thermal stress generated in the rotor of the steam turbine as the operation limit value of the equipment of the first aspect. (2) Thermal stress generated in the high temperature part of the waste heat recovery boiler. (3) Thermal stress generated in the high temperature part of the gas turbine. (4) Steam flow rate generated by the evaporator of the waste heat recovery boiler. (5) Water level of the drum of the waste heat recovery boiler. And at least one of the following.
[0036]
Further, the invention of the method for formulating a start-up schedule of a combined cycle power plant according to claim 3 provides (1) an emission amount of nitrogen oxides (NOx) in flue gas as an environmental regulation value of the plant of claim 1. (2) Sulfur oxide (SOx) emissions from flue gas. (3) Carbon dioxide (CO) in flue gas ₂ ) Emissions. (4) Temperature of hot wastewater discharged into the sea or river. Wherein at least one of the following is included.
[0037]
Further, the invention of the method for formulating a start-up schedule of a combined cycle power plant according to claim 4 provides, as the objective function value of claim 1, (1) a start-up time, which is a time from the start of start-up to reaching a target load. (2) Fuel consumption from start of operation until reaching target load. (3) Start-up loss, which is the amount of energy loss from the start of start until the target load is reached. And at least one of the following.
[0038]
Further, the invention of the method for formulating a start-up schedule of a combined cycle power plant according to claim 5 is characterized in that (1) a gas turbine speed increase rate. (2) Load change rate of gas turbine. (3) Number of rotations holding the gas turbine. (4) Load for holding the gas turbine. (5) Time for holding the gas turbine. (6) Speedup rate of steam turbine. (7) Load change rate of steam turbine. (8) Number of rotations for holding the steam turbine. (9) Load for holding steam turbine. (10) Heat soak time, which is the time for holding the steam turbine. (11) Minimum operating pressure of the waste heat recovery boiler. (12) Time for warming up the exhaust heat recovery boiler. (13) Opening speed of the control valve of the steam turbine. (14) The closing speed of the bypass valve of the steam turbine. (15) Opening and closing speeds of the variable stator vanes, which are guide vanes at the compressor of the gas turbine. And at least one of the following.
[0039]
Further, the invention of the combined cycle power plant start-up scheduling method according to claim 6 relates to an optimization problem in claim 1 in which both or both of the upper limit value and the lower limit value of the manipulated variable are added to the constraint condition. It is characterized by doing.
[0040]
A seventh aspect of the present invention is a combined cycle power plant start-up schedule formulation method, wherein a dynamic characteristic simulation is used as a method for obtaining a constraint condition and a value of an objective function.
[0041]
Further, the invention of a method for formulating a start-up schedule of a combined cycle power plant according to claim 8 uses the sequential quadratic programming which is one of nonlinear optimization techniques as a method for solving an optimization problem in claim 1. It is characterized by.
[0042]
According to a ninth aspect of the present invention, there is provided a combined cycle power plant start-up scheduling method, wherein the measured data of the power plant is used as an initial value required for the dynamic characteristic simulation. I do.
[0043]
The invention of a combined cycle power plant startup schedule formulation method according to claim 10 is the invention according to claim 1, wherein the optimization problem is repeatedly solved at predetermined time intervals in accordance with the progress of the operation of the power plant. It is characterized in that a certain operation variable value is sequentially updated.
[0044]
Still further, the invention of a combined cycle power plant start-up schedule setting device according to claim 11 provides a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that recovers heat of combustion exhaust gas of the gas turbine to generate steam, and an exhaust heat recovery boiler. An optimization calculation unit is provided in a start-up schedule creation device for a combined cycle power plant that has a steam turbine driven by steam from a recovery boiler and a control device for controlling the turbine, and the optimization calculation unit uses a non-linear optimization method. , (1) the operation limit value of the equipment constituting the combined cycle power plant and / or the environmental regulation value of the power plant is satisfied, and (2) the amount of operation during operation of the combined cycle power plant is satisfied. When a certain variable is X, the combined cycle power plant By solving an optimization problem that minimizes or maximizes the objective function f (x) using the value at the time of a certain state and the value during the transition from one state to another state as an element to be evaluated, ▲ 3) The operation variable value X is determined, and the operation variable value X is output to the control device.
[0045]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described. It is to be noted that the same reference numerals are given to the same elements throughout the respective drawings, and duplicate descriptions will be avoided.
[0046]
(First Embodiment)
Hereinafter, the first embodiment will be described with reference to FIGS. FIG. 1 is a conceptual configuration diagram of a startup schedule formulation system according to the present embodiment, and FIG. 2 is a flowchart for obtaining values of operation variables that are operation parameters according to the present embodiment.
[0047]
First, in FIG. 1, the host controller C <b> 1 converts an operation target value such as a target load of a plant, a target time to reach the target load, or the like given from a power supply command center or the like (not shown) into an operation limit value of equipment or an environmental regulation of the plant. A function is provided to output the determined operation parameters so as not to exceed the value.
[0048]
C3 is a nonlinear optimization calculation system newly provided according to the present invention, and inputs operation target value data such as initial values of operation variables, target loads of the plant, target times to reach the target loads, and the like from the host controller C1. , Function to determine the value of an operation variable that is an operation parameter of the power plant. In the optimization calculation by the nonlinear optimization calculation system C3, some of the operation parameters determined by the conventional upper-level control device C1 are extracted and adjusted to more optimal values, and the lower-level control device C2 is adjusted. It has a function to output to
[0049]
The output from the nonlinear optimization calculation system C3 to the higher-level control device C1 is an operation parameter obtained by the optimization calculation. Note that there are two types of operating parameters obtained by the optimization calculation and those obtained by the higher-level control device C1 as in the past. The operating parameters obtained by the higher-level control device C1 include the effects of the operating parameters obtained by the optimization calculation. There are also things you can ask for. The operating parameters determined by the optimization calculation are extracted and determined as necessary from a large number of parameters, and the rest are determined by the host controller C1.
[0050]
The lower-level control devices C2-1 and C2-2 generate operation signals for the power plant equipment according to the input operation parameters and output the operation signals to the power plant equipment via the input / output devices I / O-1 and I / O-2. I do.
[0051]
Next, a method of obtaining an operation variable value in an optimal startup schedule by the optimization computer system will be described.
First, the formulation of the optimization problem will be described. When considering the start-up schedule of a combined cycle power plant, the objective function value, which is a predetermined evaluation index, should be minimized or maximized by satisfying both the operation limit value of equipment and / or the environmental regulation value of the plant. By a method of searching for an operation variable value that is an operation variable, the following general expression (expression 1) for an optimization problem can be formulated.
[0052]
(Equation 1)

[0053]
Note that minimizing a certain objective function has the same meaning as maximizing the reciprocal of this objective function. That is, in the optimization problem, minimizing the objective function and maximizing the objective function have the same meaning.
[0054]
Next, a method of obtaining the operation parameters by the optimization calculation will be described with reference to the flowchart of FIG.
In FIG. 2, first, an initial startup schedule is set (step 1). Next, the values of the objective function and the constraints are obtained using the manipulated variable values in the initial startup schedule (step 2). Then, the values of the objective function and the constraint condition are evaluated, that is, an operation variable value that satisfies the constraint condition and minimizes the objective function is searched (step 3). It is determined whether the convergence, that is, the constraint condition is satisfied, by the evaluation in step 3 (step 4).
[0055]
If the result of determination in step 4 is not converged, the manipulated variable value is corrected so that the objective function value becomes minimum or maximum (step 5). Then, in step 2, the values of the objective function and the constraint condition are obtained, and it is then determined whether or not convergence has occurred. This operation is repeated until the constraint condition is satisfied. When the constraint condition is satisfied, the optimum value of the operation variable is obtained, and the optimum start schedule is obtained (step 6).
[0056]
Next, the objective function and the constraint conditions in step 2 will be described.
First, the elements to be evaluated as the objective function f (X) can be roughly classified into the following two elements.
(1) A value (for example, a start-up time) when a plant enters a certain state can be expressed as in the following equation (2).
[0057]
(Equation 2)

(2) Values (for example, fuel consumption and energy loss) while the plant changes from a certain state to a certain state can be expressed by the following equation (3).
[0058]
[Equation 3]

The objective function f (X) is represented by Equation (4) as a functional having such properties.
[0059]
(Equation 4)

Then, for example, assuming that the activation time and the energy loss amount are two evaluation targets, the objective function f (X) is expressed by the following equation (5).
[0060]
(Equation 5)

Here, γ is a weight coefficient of 0 to 1. T1 is the activation start time, and T2 is the time at which the target load has been reached.
[0061]
On the other hand, the constraint condition c _i (X) can be roughly classified into the following two types.
(1) Set the upper and lower limits of the operation amount, which is the operation variable X. This is equivalent to the operation restriction of the device to be operated (operation variable).
[0062]
(Equation 6)

Here, α represents the lower limit, and β represents the upper limit.
[0063]
(2) The operation constraints include design limit values such as thermal stress of each device / pipe and the water level of the drum, and environmental regulation values such as NOx emission at the denitration apparatus outlet and hot drainage. From among these, some are extracted and set that have a large effect on the objective function f (x). For example, in the case of the thermal stress of the device, the following expression (7) is obtained.
(Equation 7)

For example, the load change rate of the gas turbine is set as the operation variable X, and the upper and lower limit values are limited to 0% / min to 9% / min (8). Further, assuming that the thermal stress of the steam turbine rotor is the operation constraint, the equation of the constraint condition is the following equation (9).
[0064]
(Equation 8)

[0065]
(Equation 9)

This concludes the description of the objective function f (x) and the constraints.
In the present embodiment, the following can be applied as the above-described equipment operation limit value, plant environmental regulation value, objective function value, and operation variable value.
[0066]
<Example of equipment operation limit value>
In the present embodiment, at least one of the following (1) to (5) is included as the operation limit value of the device.
[0067]
(1) Thermal stress generated in the rotor of a steam turbine.
(2) Thermal stress generated in the high temperature part of the waste heat recovery boiler.
(3) Thermal stress generated in the high temperature part of the gas turbine.
(4) Steam flow rate generated by the evaporator of the waste heat recovery boiler.
(5) Water level of the drum of the waste heat recovery boiler.
In the present embodiment, the operating limit value including at least one of the above (1) to (5) and / or the environmental regulation value such as the emission amount of environmental pollutants are not exceeded. By using the evaluation index, it is possible to shorten the startup time, reduce the fuel consumption and energy loss at the time of startup, and solve the formulated optimization problem, so that engineers and operators It is possible to easily obtain an optimal start schedule without depending on experience or trial and error.
[0068]
<Example of environmental regulation value of plant>
Further, in the present embodiment, at least one of the following (1) to (4) is included as the environmental regulation value of the plant.
[0069]
(1) Nitrogen oxide (NOx) emissions from flue gas.
(2) Sulfur oxide (SOx) emissions from flue gas.
(3) Carbon dioxide (CO) in flue gas ₂ ) Emissions.
(4) Temperature of hot wastewater discharged into the sea or river.
In the present embodiment, the starting time as an evaluation index can be reduced without exceeding the operation limit value such as thermal stress of the device and the environmental regulation value including at least one of the above (1) to (4). Fuel consumption and energy loss during startup can be reduced, and by solving formulated optimization problems, optimal optimization can be easily performed without the experience or trial and error of engineers and operators. An activation schedule can be obtained.
[0070]
<Example of objective function value>
Further, in the present embodiment, in the first embodiment, at least one of the following (1) to (3) is included as the objective function value.
[0071]
(1) Startup time, which is the time from the start of startup until the target load is reached.
(2) Fuel consumption from start of operation until reaching target load.
(3) Start-up loss, which is the amount of energy loss from the start of start until the target load is reached.
In the present embodiment, the above-mentioned (1) is used as an evaluation index without exceeding both or one of an operation limit value such as thermal stress of equipment and an environmental regulation value such as emission of environmental pollutants. It is possible to minimize the objective function value including at least one of (3) to (3), and by solving the formulated optimization problem, irrespective of the experience and trial and error of engineers and operators It is possible to easily obtain an optimal start schedule.
[0072]
<Example of operation variable>
Furthermore, in the first embodiment, at least one of the following (1) to (15) is included as an operation variable value.
[0073]
(1) Speedup rate of gas turbine.
(2) Load change rate of gas turbine.
(3) Number of rotations holding the gas turbine.
(4) Load for holding the gas turbine.
(5) Time for holding the gas turbine.
(6) Speedup rate of steam turbine.
(7) Load change rate of steam turbine.
(8) Number of rotations for holding the steam turbine.
(9) Load for holding steam turbine.
(10) Heat soak time, which is the time for holding the steam turbine.
(11) Minimum operating pressure of the waste heat recovery boiler.
(12) Time for warming up the exhaust heat recovery boiler.
(13) Opening speed of the control valve of the steam turbine.
(14) The closing speed of the bypass valve of the steam turbine.
(15) Opening and closing speeds of variable stator vanes, which are compressor inlet guide vanes (IGV: Inlet Guide Vane) of the gas turbine.
In the present embodiment, as a result of including at least one of the above (1) to (15), operation limit values such as thermal stress of equipment and / or emission amount of environmental pollutants and the like are included. Without exceeding environmental regulation values, it is possible to shorten the startup time as an evaluation index, reduce fuel consumption and energy loss at the time of startup, etc.Also, by solving a formulated optimization problem, It is possible to easily obtain the optimum values of the operation variables including at least one of the above (1) to (14) without the experience of a technician or an operator or trial and error.
[0074]
<Upper / lower limit of manipulated variable>
In the first embodiment, it is possible to determine an operation variable value, which is an operation variable, by solving an optimization problem in which both or one of an upper limit value and a lower limit value of an operation variable is added to a constraint condition. In this case, since it is an optimization problem to find an optimal value of the manipulated variable within a range that the manipulated variable can take, it is possible to reliably obtain an optimal start schedule within a range in which the actual plant can be operated.
[0075]
As described above, according to the present embodiment, both or one of the operating limit values such as the thermal stress of the equipment constituting the power generation plant and the environmental regulation value such as the emission amount of the environmental pollutants are restricted. It is possible to reduce the start-up time as an evaluation index, reduce fuel consumption and energy loss at the time of start-up, etc. without exceeding the limit.Also, by solving a formulated optimization problem, engineers and It is possible to easily obtain an optimal start schedule without depending on the experience of the operator or trial and error.
[0076]
(Second embodiment)
A second embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS.
FIG. 3 is a conceptual configuration diagram of a startup schedule formulation system according to the present embodiment, and FIG. 4 is a flowchart of the second embodiment of the present invention.
[0077]
The difference between the present embodiment and the first embodiment is that the dynamic characteristic simulation is performed by the nonlinear optimization calculation system C3, and the optimization calculation is performed based on the result of the dynamic characteristic simulation. For this reason, in the conceptual configuration diagram of the startup schedule formulation system of FIG. 3, a dynamic characteristic simulation unit is built in the nonlinear optimization calculation system C3. However, the other configuration is the same as that of FIG. 1, and the description thereof will be omitted. The description will focus on the flowchart of FIG. In FIG. 4, an initial startup schedule is set (step 1). Next, when the values of the objective function and the constraint conditions are determined using the manipulated variable values in this initial startup schedule (step 2), dynamic characteristic simulation is performed by the dynamic characteristic simulation unit SIM, and the values of the objective function and the constraint conditions are calculated. (Step 7). In the dynamic characteristic simulation of Step 7, a plant initial condition is set in Step 71, and the simulation is executed in Step 72. After the dynamic characteristic simulation, the values of the objective function and the constraint condition are evaluated (step 3). It is determined whether the convergence, that is, the constraint condition is satisfied, by the evaluation in step 3 (step 4).
[0078]
If the result of determination in step 4 is not converged, the manipulated variable value is corrected so that the objective function value becomes minimum or maximum (step 5). Then, in step 2 to step 7, the values of the objective function and the constraint condition are obtained, and it is then determined whether or not convergence has occurred. This operation is repeated until the constraint condition is satisfied. When the constraint condition is satisfied, the optimum value of the operation variable is obtained, and the optimum start schedule is obtained (step 6).
[0079]
The lower-level control devices C2-1 to C2-2 create operation signals for the devices in accordance with the control target values.
In the second embodiment, the values of the constraint conditions and the objective function necessary for the optimization calculation are obtained from the prediction calculation based on the dynamic characteristic simulation. It is possible to predict and drive.
[0080]
(Third embodiment)
According to the third embodiment of the present invention, as a method for solving the optimization problem of the first embodiment described above, a sequential quadratic programming method (SQP method: Successive Quadratic Programming Method) which is one of nonlinear optimization techniques. ) Is used to determine the manipulated variable value that is the manipulated variable.
[0081]
In the present embodiment, the solution of the optimization problem using a sequential quadratic programming, which is one of the nonlinear optimization techniques with constraints, is used to limit the operation of the equipment and / or the environmental regulation value of the plant. By satisfying one of the constraints, minimizing or maximizing the objective function value as a predetermined evaluation index, searching for the manipulated variable value as the manipulated variable, and formulating it into an optimization problem, the automatic Since the optimal value of the operation variable can be searched for optimally, it is possible to easily obtain the optimal start schedule without depending on the experience of the engineer or the operator or the trial and error.
[0082]
(Fourth embodiment)
A fourth embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS. FIG. 5 is a conceptual configuration diagram of the startup schedule formulation system, and FIG. 6 is a flowchart for obtaining values of operation variables by optimization calculation.
[0083]
The control system shown in FIG. 5 takes process data from the input / output devices I / O-1 and I / O-2 and the lower-level control devices C2-1 and C2-2 into the optimization calculation system C3, and obtains the obtained operation. The variable is set as a target value of the lower-level control devices C2-1 and C2-2.
[0084]
The flowchart of FIG. 6 shows that data is collected from the power plant PL by the power plant data collection system CO, available measurement data is selected by the data selection unit SE, and input to the dynamic characteristic simulation unit SIM as an initial value. It is to predict the future operation state of the power plant. The data input as the measurement data include, for example, a temperature corresponding to the rotor metal temperature of the steam turbine (the first stage shell metal temperature), the pressure of the exhaust heat recovery boiler drum, the temperature of the main steam, the pressure of the main steam, It is the flow rate of steam.
[0085]
In the second embodiment, the optimization problem is solved by using the future operation state of the power plant determined by the dynamic characteristic simulation. Therefore, the prediction accuracy of the dynamic characteristic simulation affects the result of the optimization calculation. Therefore, in order to optimally operate an actual plant, a dynamic characteristic simulation for accurately predicting the operating state of the plant is required. The dynamic characteristic simulation is represented by a nonlinear ordinary differential equation system of the following equation (10).
[0086]
(Equation 10)

Here, x (t) is a state vector, u (t) is an input vector, y (t) is an output vector, t is time, f and g are expressions representing plant dynamic characteristics. Since such a nonlinear ordinary differential equation system can be obtained by solving an initial value problem with the initial state x (t0) at the initial time t0 as an initial value, the value of the initial state x (t0) is Results are affected.
[0087]
Even if the method of describing the equation is correct, if the value of the initial state x (t0) is different, the future operating state obtained by the dynamic characteristic simulation will be different from the actual plant operating state. On the other hand, the state vector x (t) of the equation system is a quantity corresponding to the operating state of the plant. That is, the value in the initial state can be determined from the amount actually measured in the plant.
[0088]
In the fourth embodiment, the future operation state of the actual plant can be more accurately predicted by setting the value of the initial state by using the measurement data from the plant that performs the dynamic characteristic simulation. Therefore, it is possible to obtain more reliable values for the operation variables of the power plant as compared with the second embodiment.
[0089]
(Fifth embodiment)
A fifth embodiment of the present invention will be described with reference to FIG.
As shown in FIG. 7, as the operation of the power plant progresses, the operation variables are repeatedly updated every predetermined time period. At this time, as for the initial value of the dynamic characteristic simulation included in the optimization calculation, the measurement data of the power plant at the calculation time is used for the measurement data of the power plant that can be used.
[0090]
As described in the fourth embodiment, in the present invention, the prediction accuracy of the operating state of the power plant in the future affects the value of the manipulated variable obtained by the optimization calculation. In the prediction calculation based on the dynamic characteristic simulation, there is always an error in the formulas, data, initial values, and the like used for the calculation, and thus an error occurs in the calculation result. Further, there are errors caused by factors such as characteristics that are not modeled in the dynamic characteristic simulation expression and external effects that are not included in the expression. These errors accumulate and become larger as the prediction period becomes longer.
[0091]
On the other hand, in the present embodiment, as shown in FIG. 7, the operation state of the actual plant is taken in, a prediction calculation is performed by dynamic characteristic simulation, and an optimal future start schedule is obtained. This is repeatedly and repeatedly calculated in accordance with the progress of the operation, so that accumulation of prediction errors can be prevented. As a result, it becomes possible to obtain the optimal value of the manipulated variable reflecting the operating state of the actual plant.
[0092]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, the evaluation can be performed without exceeding the operating limit value such as the thermal stress of the device and / or the environmental regulation value such as the emission amount of the environmental pollutant, or any one of them. It is possible to shorten the startup time as an index, reduce the fuel consumption and energy loss at startup, and solve the formulated optimization problem, so that the experience of engineers and operators and the experience and trial and error of engineers and operators are It is possible to easily obtain an optimal start schedule regardless of the above.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a conceptual configuration diagram of a startup schedule formulation system according to a first embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a flowchart according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a conceptual configuration diagram of a startup schedule formulation system according to a second embodiment of the present invention.
FIG. 4 is a flowchart according to a second embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a conceptual configuration diagram of a start schedule formulation system according to a fourth embodiment of the present invention.
FIG. 6 is a flowchart according to a fourth embodiment of the present invention.
FIG. 7 is an explanatory view of a fifth embodiment of the present invention.
FIG. 8 is a schematic configuration diagram of a combined cycle power plant.
FIG. 9 is a graph showing a relationship between a power generation output, an exhaust gas flow rate, an exhaust gas temperature, and a steam temperature with respect to a fuel flow rate.
FIG. 10 is a startup curve diagram of a combined cycle power plant.
FIG. 11 is a configuration diagram of a startup schedule formulation system according to a conventional technique.
[Explanation of symbols]
1a, 1b: gas turbine, 2a, 2b: waste heat recovery boiler, 3: steam turbine, 4a, 4b: generator, 5: generator, 6: condenser, 7: pump, 8a, 8b: fuel valve, 9: control valve, 10a, 10b: bypass valve, 11a, 11b: outlet stop valve.

Claims

Method for formulating start-up schedule of combined cycle power plant having gas turbine, exhaust heat recovery boiler for recovering heat of combustion exhaust gas from gas turbine to generate steam, and steam turbine driven by steam from exhaust heat recovery boiler At
Using nonlinear optimization techniques,
(1) satisfying both or one of the operating limit values of the equipment constituting the combined cycle power plant and the environmental regulation value of the power plant, and
{Circle over (2)} Assuming that a variable that is the manipulated variable during operation of the combined cycle power plant is X, the value when the combined cycle power plant enters a certain state and the value during a transition from one state to another state are defined as X. By solving the optimization problem that minimizes or maximizes the objective function f (x) as the element to be evaluated,
{Circle over (3)} A method for formulating a start-up schedule for a combined cycle power plant, comprising determining the manipulated variable value X.

As the operation limit value of the device,
(1) Thermal stress generated in the rotor of a steam turbine.
(2) Thermal stress generated in the high temperature part of the waste heat recovery boiler.
(3) Thermal stress generated in the high temperature part of the gas turbine.
(4) Steam flow rate generated by the evaporator of the waste heat recovery boiler.
(5) Water level of the drum of the waste heat recovery boiler.
The method according to claim 1, further comprising at least one of the following.

As environmental regulation values of the plant,
(1) Nitrogen oxide (NOx) emissions from flue gas.
(2) Sulfur oxide (SOx) emissions from flue gas.
(3) Emission of carbon dioxide (CO ₂ ) in flue gas.
(4) Temperature of hot wastewater discharged into the sea or river.
The method according to claim 1, further comprising at least one of the following.

As the objective function value,
(1) Start-up time, which is the time from the start of starting to reaching the target load. (2) Fuel consumption from starting of starting to reaching the target load. (3) Energy loss from starting of starting to reaching the target load. 2. The method according to claim 1, further comprising at least one of the following starting losses:

As the manipulated variable value,
(1) Speedup rate of gas turbine.
(2) Load change rate of gas turbine.
(3) Number of rotations holding the gas turbine.
(4) Load for holding the gas turbine.
(5) Time for holding the gas turbine.
(6) Speedup rate of steam turbine.
(7) Load change rate of steam turbine.
(8) Number of rotations for holding the steam turbine.
(9) Load for holding steam turbine.
(10) Heat soak time, which is the time for holding the steam turbine.
(11) Minimum operating pressure of the waste heat recovery boiler.
(12) Time for warming up the exhaust heat recovery boiler.
(13) Opening speed of the control valve of the steam turbine.
(14) The closing speed of the bypass valve of the steam turbine.
(15) Opening and closing speeds of the variable stator vanes, which are guide vanes at the compressor of the gas turbine.
The method according to claim 1, further comprising at least one of the following.

The method according to claim 1, wherein the optimization problem is an optimization problem in which an upper limit and / or a lower limit of the manipulated variable are added to the constraint condition.

The method according to claim 1, wherein a dynamic characteristic simulation is used as a method for obtaining the values of the constraint conditions and the objective function.

2. The method according to claim 1, wherein a sequential quadratic programming method, which is one of nonlinear optimization techniques, is used as a method for solving the optimization problem.

The method according to claim 7, wherein measurement data of a power plant is used as an initial value required for the dynamic characteristic simulation.

2. The start-up of a combined cycle power plant according to claim 1, wherein the optimization problem is repeatedly solved at predetermined time intervals as the operation of the power plant progresses, and the manipulated variable value as the manipulated variable is sequentially updated. Scheduling method.

Combined cycle having a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that recovers heat of combustion exhaust gas of the gas turbine to generate steam, a steam turbine driven by the steam of the exhaust heat recovery boiler, and a control device that controls these In the power plant startup schedule formulation device,
An optimization calculation unit is provided, and this optimization calculation unit uses a non-linear optimization method,
(1) satisfying both or one of the operating limit values of the equipment constituting the combined cycle power plant and the environmental regulation value of the power plant, and
{Circle over (2)} Assuming that a variable that is the manipulated variable during operation of the combined cycle power plant is X, the value when the combined cycle power plant enters a certain state and the value during a transition from one state to another state are defined as X. By solving the optimization problem that minimizes or maximizes the objective function f (x) as the element to be evaluated,
{Circle over (3)} A combined cycle power plant starting schedule formulation device, which determines the manipulated variable value X and outputs the manipulated variable value X to the control device.