JP2004116416A - Method for operating combined cycle power generation plant - Google Patents

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Masashi Nakamoto
Ayako Zako
中本 政志
座古 綾子
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Toshiba Corp
株式会社東芝
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    • Y02E20/16Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a method for operating a combined cycle power generation plant starting operation of the plant for a short time according to operation restraints without generating excessive thermal stress of the plant. <P>SOLUTION: This method includes a stage of establishing operation parameters of the plant as operation variables, a stage of establishing monitor parameters of the plant as restraints, a stage of establishing lead time PT for reaching designated power generation output as evaluation indexes, and a stage of solving an optimization problem for minimizing the evaluation indexes based on the operation variables and the restraints before start of operation and determining the operation parameters as the operation variables, in operation of the combined cycle power generating plant from start to the designated power generation output. <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO

Description

【0001】 [0001]
【発明の属する技術分野】 BACKGROUND OF THE INVENTION
本発明は、コンバインドサイクル発電プラントの運転方法,特にそのプラントの起動時の運転方法に関する。 The present invention relates to a method of operating a combined cycle power plant, in particular to a method of operating startup of the plant.
【0002】 [0002]
【従来の技術】 BACKGROUND OF THE INVENTION
図15は、従来のコンバインドサイクル発電プラントの概略の構成図である。 Figure 15 is a schematic block diagram of a conventional combined cycle power plant. (例えば、非特許文献1,2参照)。 (E.g., see Non-Patent Documents 1 and 2).
【0003】 [0003]
コンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービン設備1、廃熱回収ボイラ2、蒸気タービン設備3、発電機4,4'、復水器5、ポンプ6、燃焼器7、燃料弁8、蒸気弁(1)9、蒸気弁(2)10等から構成されている。 Combined cycle power plant, the gas turbine system 1, the waste heat recovery boiler 2, the steam turbine facility 3, the generator 4, 4 ', condenser 5, a pump 6, a combustor 7, the fuel valve 8, the steam valve (1) 9, and a steam valve (2) 10 or the like.
【0004】 [0004]
ガスタービン設備1では、吸気された大気が圧縮機1aで圧縮されて高温・高圧空気となり燃焼器7に導かれる。 In the gas turbine equipment 1, the air that has been sucked is introduced into the combustor 7 will be compressed in a high-temperature and high-pressure air compressor 1a. 一方、燃料弁8から供給される燃料も燃焼器7に導かれ、圧縮機1aからの高温・高圧空気と混合されて燃焼される。 The fuel supplied from the fuel valve 8 is also directed to the combustor 7, and combusted are mixed with high-temperature and high-pressure air from the compressor 1a. 高圧・高温の燃焼ガスはガスタービン1bに導かれ、ガスタービン1bを駆動するとともに、同軸に結合されている発電機4を回転させる。 High pressure and high temperature combustion gas is led to the gas turbine 1b, it drives the gas turbine 1b, to rotate the generator 4 coupled coaxially. 一方、ガスタービン1bを駆動した後の燃焼排ガスは廃熱回収ボイラ2に導かれ、図示しない熱交換器で蒸気を発生させて蒸気タービン3aを駆動するとともに、同軸に結合されている発電機4aを回転させる。 On the other hand, the combustion exhaust gas after driving a gas turbine 1b is guided to a waste heat recovery boiler 2, to drive the steam turbine 3a by generating steam in the heat exchanger not shown, a generator 4a which is coupled coaxially the rotation. 蒸気タービン3aで仕事をした蒸気を復水器5で凝縮して水に戻し、ポンプ6で圧力を上げて廃熱回収ボイラ2に再び送る。 The steam worked in the steam turbine 3a was condensed in condenser 5 returns to the water, again sent to the waste heat recovery boiler 2 to increase the pressure in the pump 6. 蒸気タービン3aで使われる蒸気(又は水)は、このように循環している。 Steam used in a steam turbine 3a (or water) is circulated in this manner.
【0005】 [0005]
主要な制御に使われる弁として、ガスタービン設備1の燃料流量を操作する燃料弁8と、廃熱回収ボイラ2で発生して蒸気タービン3aに流される蒸気の量を操作する蒸気弁(1)9と、蒸気タービンを通さずに直接復水器5にバイパスさせる量を操作する蒸気弁(2)10とがある。 As a valve to be used in the main control, steam valve to operate the fuel valve 8 for operating the fuel flow rate of the gas turbine equipment 1, the amount of steam generated in the waste heat recovery boiler 2 flows through the steam turbine 3a (1) 9, there is a steam valve (2) 10 to manipulate the amount to bypass directly to the condenser 5 without passing through the steam turbine.
【0006】 [0006]
本図は,ガスタービン設備1と蒸気タービン設備3が別個の回転軸を持ち、それぞれ別個の発電機4,4aを有する場合の構成を示している。 This figure, the gas turbine system 1 and the steam turbine system 3 has a separate rotation axis, shows a configuration in which each has a separate generator 4, 4a. その他の場合のコンバインドサイクル発電の構成としては、ガスタービン1と蒸気タービン3と発電機4,4aが同一の回転軸で接続された構成もある。 The structure of the combined cycle power generation otherwise, some configurations the generator 4,4a gas turbine 1 and the steam turbine 3 is connected at the same rotational axis.
【0007】 [0007]
また、ガスタービン設備1と廃熱回収ボイラ2とが複数の対となり、一台の蒸気タービンに蒸気を供給する構成もある。 Further, it is the gas turbine system 1 and a waste heat recovery boiler 2 and a plurality of pairs, there is also a structure for supplying steam to a single steam turbine. 本発明は、これらの構成の違いには関係しないので、以下の説明では図15の構成について説明を行う。 The present invention does not relate to the difference between these configurations, explanation of the structure of Figure 15 in the following description.
【0008】 [0008]
図16は、ガスタービン設備1の燃料流量と、ガスタービン設備1による発電出力、排気ガス流量、排気ガス温度、および蒸気温度の関係を示している。 Figure 16 shows the fuel flow rate of the gas turbine system 1, power output by the gas turbine system 1, the exhaust gas flow rate, exhaust gas temperature, and the relationship between the steam temperature. ガスタービン設備1の燃料流量の増加に伴ってガスタービン設備1による発電出力が増加するとともに、排気ガス流量が一定の間は排気ガス温度も増加する。 With power output by the gas turbine system 1 increases with increasing fuel flow rate of the gas turbine system 1, while the exhaust gas flow rate is constant also increases the exhaust gas temperature.
【0009】 [0009]
廃熱回収ボイラ2で発生する蒸気の温度は、排気ガス温度に従って変化するので、ガスタービン設備1を起動して出力を増加している間は、蒸気温度が上昇する。 Temperature of the steam generated in the waste heat recovery boiler 2, so varies according to the exhaust gas temperature, while increasing the output to start the gas turbine system 1, the steam temperature increases.
【0010】 [0010]
蒸気タービン設備3や廃熱回収ボイラ2などは、高温・高圧の蒸気や水を流すので、強度を保つため金属部分が肉厚になっている。 Such as steam turbine system 3 and waste heat recovery boiler 2, since flow of steam or water at high temperature and high pressure, metal parts to maintain the strength has become thick. 肉厚の金属部分に温度分布が生じると、熱応力が発生する。 If the temperature distribution occurs in the metal part of the wall thickness, thermal stress is generated. 大きな熱応力は金属の寿命を消耗するので、これを避けるために、熱応力を管理した運転が必要になる。 Since a large thermal stress is consumed life of the metal, in order to avoid this, the operation which manages the thermal stress is required.
【0011】 [0011]
また、このような温度分布は、金属と蒸気の温度差が大きくなるプラントの起動時に生じ易い。 Also, such a temperature distribution is likely to occur during startup of the plant the temperature difference between the metal and the vapor is increased. したがって、プラントの金属の熱応力は、主としてプラントの起動時に生じるといえる。 Therefore, the thermal stress of the metal of the plant, it can be said that mainly occurs during start-up of the plant.
【0012】 [0012]
図17は、一般的な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の手順を示したものである。 Figure 17 is a diagram illustrating a procedure of a typical combined cycle power plant startup maneuver.
(1)運転開始時には、ガスタービン設備はモータ等の補助動力により回転を始め、所定の回転数に達した後,所定の時間回転数を保持する。 (1) At the start of operation, the gas turbine installation is started rotating by the auxiliary power of the motor or the like, after reaching a predetermined rotational speed, to maintain a predetermined time speed.
(2)所定の時間経過後に補助動力の出力を下げて、回転数を低下させ、ガスタービン設備に燃料を供給して点火する。 (2) lowering the output of the auxiliary power after a predetermined time, to reduce the rotational speed, to ignite by supplying fuel to the gas turbine system.
(3)燃焼が始まると、所定の回転数の変化率に従って燃料の供給量を増加させ、回転数を上昇させる。 (3) When the combustion starts, increasing the supply amount of fuel according to a predetermined rotational speed of the change rate, it increases the rotational speed.
(4)回転数が所定の値、すなわち電力系統の周波数に対応した回転数である3000rpmあるいは3600rpmに到達すると、回転数を一定に保ち、発電機の電力回線を電力系統と接続して、発電を始める。 (4) speed is a predetermined value, namely when it reaches the rotational speed at which 3000rpm or 3600rpm corresponding to the frequency of the power system, keeping the rotational speed constant, and the power circuits of the generator connected to the electric power system, the generator begin.
(5)ガスタービン設備への燃料を所定の変化率で増加させ、出力を所定の値まで増加させる。 (5) increase the fuel to the gas turbine system at a predetermined rate of change, to increase the output to a predetermined value.
(6)ガスタービン設備の高温の排気ガスにより廃熱回収ボイラで発生させた蒸気は、その圧力が所定の値に上昇すると、蒸気タービンをバイパスして復水器に直接流される。 (6) the gas turbine system of steam generated in the waste heat recovery boiler by a high-temperature exhaust gas, when the pressure rises to a predetermined value, flows directly to the condenser, bypassing the steam turbine.
(7)蒸気量が所定の量を超えたら,蒸気タービンに蒸気を流し始め、バイパスから復水器に流す蒸気の量を減らし始め、蒸気タービンに流す量を増加させ、さらに、全量を蒸気タービンに流す。 (7) When the amount of steam exceeds a predetermined amount, begins to conduct steam to the steam turbine begins to reduce the amount of steam flowing from the bypass to the condenser, increasing the amount of flow to the steam turbine, further steam turbine the total amount flowing in.
(8)目標の発電出力になるまでガスタービンの出力を増加させる。 (8) until the power output of the target to increase the output of the gas turbine. 当然、蒸気タービンの出力も増加する。 Of course, also increases the output of the steam turbine.
これらの運転操作において、(1)から(4)までは、ほぼ固定されたプログラムによって行われる。 In these driving operation, from (1) to (4) is carried out by substantially fixed program. 起動時のプラントの状態によって(5)以降の運転操作が決定される。 The state of the startup of the plant (5) subsequent driving operation is determined.
【0013】 [0013]
これらの運転パラメータのうちで主要なものは、最初の負荷保持の出力GO、負荷保持中の蒸気の圧力GSP、バイパス蒸気と蒸気タービンへの蒸気注入のための切り替え時間CT、および蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力の上昇率CVである。 Major ones among these operating parameters, the output GO of the initial load holding pressure GSP of vapor in the load retention, bypass steam and switching time CT for steam injection into the steam turbine, and steam after switching of which is the rate of increase CV of the combined power generation output.
【0014】 [0014]
従来の制御では、これらの運転パラメータは、運転開始時、該当する機器の操作が行われるときのプラントのプロセス量に基づいて予め指定された値が採られるか、あるいはプロセス量による関数値を用いて制御値が決定される。 In the conventional control, these operating parameters, used at the start of operation, or pre-specified value on the basis of the process quantities of the plant when the operation of the corresponding device is performed is employed, or the function values ​​by the process variable control value is determined Te. それらの値や関数はプラント計画時や試運転時に決定されたものである。 Their values ​​and functions are those that are determined when the plant planning or during commissioning.
【0015】 [0015]
蒸気タービンで発生する熱応力を管理するために、先ず、プラントの起動時の蒸気タービンの熱応力を管理している部分の金属の温度により、上記の最初の負荷保持の出力GO、および負荷保持中の蒸気の圧力GSPが決定される。 To manage the thermal stresses generated in the steam turbine, first, the temperature of the metal part that manages the thermal stress of the steam turbine at startup of the plant, the output GO of the initial load holding, and load retention pressure GSP of vapor in is determined. 次いで、蒸気の切り替え時における、蒸気の温度と蒸気タービンの金属の温度とにより、上記のバイパス蒸気と蒸気タービンへの蒸気注入のための切り替え時間CT、および蒸気の切り替え以降の発電出力の上昇率SVが決定される。 Then, at the time of switching of the vapor, the metal temperature of the temperature and the steam turbine of the steam, the switching time CT, and the rate of increase in power output of the subsequent switching of the steam for the steam injection into the bypass steam and a steam turbine SV is determined.
【0016】 [0016]
プラントの計画時においては、図16に示すように、ガスタービンの燃料流量あるいはガスタービンの発電出力に対する蒸気温度の関係から、ガスタービンの発電出力増加時の蒸気温度の変化を想定し、蒸気タービンの金属部の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。 In planning the time of the plant, as shown in FIG. 16, the relationship between the steam temperature for the power generation output of the fuel flow rate or the gas turbine of the gas turbine, assuming a change in the steam temperature at the time of power generation output increase of the gas turbine, a steam turbine change in the temperature distribution of the metal part and thereby the thermal stress estimating calculations occur. この推定計算による熱応力が、制限値を満たすように運転パラメータの値を決定する。 Thermal stress due to this estimation calculation determines the values ​​of the operating parameters to meet the limit values.
【0017】 [0017]
これらの運転パラメータの値は、試運転時の実際の運転状況を反映して調整されることがあるが、それ以降のプラントの実際の運転状況を、起動運転の都度、反映して調整されることはない。 The values ​​of these operating parameters, it is to be adjusted to reflect the actual operating conditions at the time of commissioning, the actual operating conditions of the subsequent plants, each of the starting operation, be adjusted to reflect no.
【0018】 [0018]
そのため,プラントおよび機器の特性の変化や,運転条件の変化などを勘案して、余裕のある運転方法、すなわち応力の発生について余裕を持った運転方法が設定されている。 Therefore, changes in the characteristics of the plant and equipment, in consideration of such operating conditions change, the operating method of a margin, ie operating method with a margin for the occurrence of stress is set. したがって、起動運転に時間がかかってしまう。 Therefore, it takes a long time to start-up operation.
【0019】 [0019]
廃熱回収ボイラの金属部分については、プラント計画時に、蒸気タービンにより決まる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の評価を行っている。 The metal part of the waste heat recovery boiler, at the time of plant planning, to changes in steam temperature determined by the steam turbine, the generation of thermal stress is evaluated whether tolerance.
【0020】 [0020]
図18は、従来のコンバインドサイクル発電プラントの制御システムの概略の構成図である。 Figure 18 is a schematic configuration diagram of a control system of a conventional combined cycle power plant.
【0021】 [0021]
上位制御装置12は、起動のための運転パラメータ等を操作の目標値として作り、ガスタービン用下位制御装置12aおよび蒸気タービン用下位制御装置12bに送る。 Host controller 12 is to make the operating parameters and the like for the start as a target value of the operation, sent to the gas turbine for the low order control devices 12a and steam turbine low order control device 12b. 両下位制御装置12a,12bは、現場機器を操作する操作信号を作り、ガスタービン用入出力装置13aおよび蒸気タービン用入出力装置13bを介して発電プラントに送る。 Both the low order control device 12a, 12b is to create an operation signal for operating the field devices and sent to the power plant through a gas turbine for input and output devices 13a and steam turbine output device 13b. 発電プラントからのガスタービン用プロセスデータ17aは、入出力装置13aを介して下位制御装置12aおよび上位制御装置12に送られている。 Gas turbine process data 17a from the power plant is transmitted to the low order control device 12a and the host controller 12 via the input-output device 13a. 同様に、発電プラントからの蒸気タービン用プロセスデータ17bは、入出力装置13bを介して下位制御装置12bおよび上位制御装置12に送られている。 Likewise, the steam turbine process data 17b from the power plant, being sent to the low order control device 12b and a host controller 12 via the input-output device 13b.
【0022】 [0022]
【非特許文献1】 Non-Patent Document 1]
道上勉著 「発電・変電」 電気学会、1997年7月1日、p185−188 Tsutomu Michigami al., "Power generation and substation," the Institute of Electrical Engineers of Japan, July 1, 1997, p185-188
【非特許文献2】 Non-Patent Document 2]
千葉幸著 「火力発電所」 電気書院、平成6年7月10日、p469−503 Chiba Miyukicho "thermal power plant" electrical Shoin, 1994 July 10, p469-503
【0023】 [0023]
【発明が解決しようとする課題】 [Problems that the Invention is to Solve
上述したように、従来の方式では、起動時の運転パラメータの値が、設計時あるいは試運転時に決められており、それ以降のプラントの実際の運転状態を反映していない。 As described above, in the conventional method, the values ​​of the operating parameters at startup, is determined during design or commissioning, it does not reflect the actual operating conditions of the subsequent plants. すなわち、プラントおよび機器の特性の変化や、運転条件の変化などを勘案して、余裕をもった運転方法が用いられていた。 That is, changes in the characteristics of the plant and equipment, in consideration of such operating conditions change, the operation method of a margin has been used. 特に、応力の発生については、余裕を持った運転方法が用いられていたために、プラントの起動に時間がかかり過ぎるという問題があった。 In particular, for the occurrence of stress, in order to operating method with a margin it has been used, there has been a problem that it takes too much time to start up the plant.
【0024】 [0024]
かかる問題を解決するために、本発明は、プラントに過大な熱応力を発生させることなく、短時間で起動できる運転パラメータを決定し、この運転パラメータに基づいて運転するコンバインドサイクル発電プラントの運転方法を提供することを目的としている。 To solve this problem, the present invention is, without generating excessive thermal stress to the plant, to determine the operating parameters that can be launched in a short time, a method of operating a combined cycle power plant operating on the basis of the operating parameters is an object of the present invention to provide a.
【0025】 [0025]
【課題を解決するための手段】 In order to solve the problems]
請求項1記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、ガスタービン設備と蒸気タービン設備から構成されるコンバインドサイクル発電プラントの起動から所定の発電出力までの運転を行うに当り、操作変数として、ガスタービンの昇速率GV、ガスタービンの最初の負荷保持の出力GO、ガスタービンの負荷保持中の蒸気の圧力GSP、バイパス蒸気と蒸気タービンへの蒸気注入のための切り替え時間CT、蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力の上昇率CVからなる運転パラメータを設定する段階と、制約条件として、コンバインドサイクル発電プラントの動特性シミュレーションによる予測計算を行い、運転操作によって生じると予測される、蒸気タービンの軸に発生する熱応力の値SS、蒸気発生器の高温部に発生 The method of operating a combined cycle power plant according to claim 1, wherein the contact to do the operation of the activation of the combined cycle power plant composed of the gas turbine system and a steam turbine facility to a predetermined power output, as a manipulated variable, the gas turbine the speed increasing ratio GV, the output of the first load retention of the gas turbine GO, switching time CT, since the switching of the steam combined for steam injection pressure GSP of vapor in the gas turbine load retention, the bypass steam and a steam turbine and setting the operating parameters consisting of growth rate CV power output, as a constraint condition, performs predictive calculation by dynamics simulation of a combined cycle power plant, is expected to occur by driving operation, generated steam turbine shaft value SS of the thermal stress, generated in the high temperature portion of the steam generator る熱応力の値HS、排煙ガス中の窒素酸化物の排出量の値NOからなるプラントの監視パラメータを設定する段階と、評価指標として、コンバインドサイクル発電プラントの動特性シミュレーションによる予測計算を行い、運転操作によって生じると予測される、指定された発電出力に到達する到達時間PTを設定する段階と、操作変数と制約条件に基づいて、評価指標を最小にする最適化問題を運転開始前に解き,操作変数である運転パラメータを決定する段階とを有することを特徴とする。 That the value of the thermal stress HS, and setting the monitoring parameters of a plant consisting emissions value NO of nitrogen oxides flue gas, as an evaluation index, making predictions calculated by dynamics simulation of a combined cycle power plant It is expected to occur by driving operation, and setting the arrival time PT to reach the specified power output, based on manipulated variables and constraints, before starting the operation of the optimization problem of minimizing an evaluation index solved, and having a determining operating parameters are manipulated variable.
【0026】 [0026]
請求項1記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、制約条件を満たし、指定された発電電力に到達する時間を最小にする運転パラメータを求め、この運転パラメータに従ってコンバインドサイクル発電プラントの起動時の運転を行うことができる。 A drive method according to claim 1 combined cycle power plant according satisfy the constraints determined operating parameters to minimize the time to reach the specified power generated during startup of the combined cycle power plant in accordance with the operating parameters it is possible to perform the operation.
【0027】 [0027]
請求項2記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、請求項1記載のコンバインド発電プラントの運転方法において、操作変数として、蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力の上昇率CVを、蒸気の切り替え以降のガスタービンの発電出力の上昇率GVに置換えたことを特徴とする。 The method of operation according to claim 2 combined cycle power plant according the method of operating a combined cycle power plant according to claim 1, as a manipulated variable, the increase rate CV of combined power output of the subsequent switching of the steam, the steam switch after characterized in that replacing the increase rate GV power output of the gas turbine.
【0028】 [0028]
請求項2記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、請求項1記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法と同様に、制約条件を満たし、指定された発電電力に到達する時間を最小にする運転パラメータを求め、この運転パラメータに従ってコンバインドサイクル発電プラントの起動時の運転を行うことができる。 A drive method according to claim 2 combined cycle power plant according, like the method of operating a combined cycle power plant according to claim 1, satisfying the constraint condition, to minimize the time to reach the specified power generated determined operating parameters, it is possible to perform the operation at startup of the combined cycle power plant in accordance with the operating parameters.
【0029】 [0029]
請求項3記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、請求項1あるいは2記載のコンバインド発電プラントの運転方法において、操作変数である、蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力の上昇率CVあるいはガスタービン出力の上昇率GVを、複数の時間単位に区分して、それぞれの区分毎の上昇率CVnあるいはGVnを採ることを特徴とする。 The method of operation according to claim 3 combined cycle power plant according the method of operating a combined cycle power plant according to claim 1 or 2, wherein a manipulated variable, the increase rate CV or gas turbine output switching later combined power output of the steam the rate of increase GV, and divided into a plurality of time units, and wherein the take rate of increase CVn or GVn of each respective segment.
【0030】 [0030]
請求項3記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力あるいはガスタービン出力の上昇率を区分化することにより、最適化計算の自由度が増えるため、請求項1および2のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に較べて、起動時間をより短くする運転パラメータを求めることができる。 According to claim 3 the method of operating a combined cycle power plant according, by partitioning the rising rate of the combined power output of the subsequent switching of the steam or gas turbine output, since the degree of freedom in the optimization calculation increases, claims compared to method of operating the first and second combined cycle power plant, it is possible to determine the operating parameters to shorten the startup time.
【0031】 [0031]
請求項4記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、請求項1乃至3のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法において、評価指標である、指定された発電出力に到達する時間PTを、制約条件に置換え、制約条件である、蒸気タービンの軸に発生する熱応力の値SS、蒸気発生器の高温部に発生する熱応力の値HS、排煙ガス中の窒素酸化物の排出量の値NOのいずれか1条件を評価指標に置換え、その他の条件はそのまま制約条件に残すことを特徴とする。 The method of operating a combined cycle power plant according to claim 4, wherein, in the operating method of the combined power plant of any one of claims 1 to 3, the evaluation index, the time PT to reach the specified power output , replace the constraint is a constraint, emissions values ​​SS, the value of the thermal stress generated in the high temperature portion of the steam generator HS, nitrogen oxides flue gas of thermal stress generated in the steam turbine shaft replacing any one condition value NO in metrics, other conditions characterized by leaving intact constraints.
【0032】 [0032]
請求項4記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、指定された時刻までに目標出力に到達する運転方法のうち、蒸気タービンの軸における熱応力SSの発生、蒸気発生器の高温部のおける熱応力HSの発生、あるいは排煙ガス中の窒素酸化物NOの発生を最小にする運転方法を決定し、運転することができる。 A drive method according to claim 4 combined cycle power plant according, among the operating method to reach the target output until the specified time, generation of thermal stress SS in the steam turbine shaft, the high-temperature portion of the steam generator definitive occurrence of thermal stresses HS, or to determine the operating method of minimizing the generation of nitrogen oxides NO in flue gas can be operated.
【0033】 [0033]
請求項5記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、請求項1乃至5のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法において、動特性シミュレーション計算のための初期値として、発電プラントのプロセスデータを用いることを特徴とする。 The method of operating a combined cycle power plant according to claim 5, wherein, in the operating method of the combined power plant of any one of claims 1 to 5, as an initial value for the dynamic characteristics simulation calculations, process data of a power plant characterized by using.
【0034】 [0034]
請求項5記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、動特性シミュレーションを行うプラントから実際に観測されるプロセスデータを用いて、初期状態の値を設定することにより、実際のプラントの将来の動向をより精度よく推定することができる。 A drive method according to claim 5 combined cycle power plant according, using the process data that is actually observed from the plant for performing the dynamic characteristic simulation, by setting the value of the initial state, the actual plant in the future it can be estimated more accurately trends. したがって、その推定値を用いた最適化計算の結果である運転パラメータについても、より精度の良い値を得ることができる。 Therefore, for the operating parameters is the result of the optimization calculation using the estimated value, it is possible to obtain a more accurate value.
【0035】 [0035]
請求項6記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、請求項5記載のコンバインド発電プラントの運転方法において、最適化計算は、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,運転パラメータを逐次更新することを特徴とする。 The method of operation according to claim 6 combined cycle power plant according the method of operating a combined cycle power plant according to claim 5, wherein the optimization calculation is repeated every predetermined time period in accordance with the progress of the operation of the power plant, the operating parameters characterized in that it successively updated.
【0036】 [0036]
請求項6記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、実際のプラントの運転状態を取り込んで、予測計算と運転パラメータの計算を行い、これを運転の進行に従って逐次繰り返し行うことにより、実機の運転状態を反映した運転パラメータの算出をおこなうことができる。 According to the method of operating a combined cycle power plant according to claim 6, it captures the operational state of the actual plant, perform calculations of the predictive calculation and operating parameters, by sequentially repeated in accordance with the progress of the operation of this real machine it is possible to calculate the operating parameters reflecting the operating state.
【0037】 [0037]
請求項7の発明に係わるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、ガスタービン設備と蒸気タービン設備から構成されるコンバインドサイクル発電プラントの起動から所定のコンバインド発電出力までの運転において、蒸気タービンへの蒸気の通気以降の運転を行うに当り、操作変数として、蒸気タービンの熱応力監視用の蒸気温度変化パターンを、予測計算の全時間にわたる一定の温度上昇率CT、あるいは、所定の時間間隔毎に設定される温度上昇率Tnのいずれか一方の蒸気温度変化パターンにして設定する段階と、制約条件として、蒸気温度の変化パターンから動的シミュレーションにより計算される、将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値の最大値MSS、および蒸気温度の変化は非減少であることを The method of operating a combined cycle power plant according to the invention of claim 7, in the operation of the startup of the combined cycle power plant composed of the gas turbine system and a steam turbine facility to a predetermined combined power output, of steam into the steam turbine hits the perform driving after venting, as manipulated variables, the steam temperature change pattern for thermal stress monitoring of the steam turbine, constant temperature rise rate CT over the entire time of the predictive calculation, or is set to a predetermined time interval that a step of setting in the one of the steam temperature change pattern in temperature rise rate Tn, as a constraint condition are calculated by the dynamic simulation of the change pattern of the steam temperature, thermal stress generated in the axis of the steam turbine the future the maximum MSS predicted value, and the change of steam temperature is nondecreasing 定する段階と、評価指標として、指定された蒸気温度に到達する時間PTを設定する段階と、前記操作変数および前記制約条件に基づいて、前記評価指標を最小にする最適化問題を解いて蒸気温度のパターンを求め、得られた蒸気温度のパターンから発電出力の運転パラメータを決定する段階とを有することを特徴とする。 The method comprising the constant, as an evaluation index by solving the steps of setting a time PT to reach the specified steam temperature, on the basis of the manipulated variables and the constraints, the optimization problem of the evaluation index to minimize vapor determine the temperature of the pattern, characterized by having a determining operating parameters of the power output from the pattern of the resulting steam temperature.
【0038】 [0038]
請求項7記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、最適化計算による運転パラメータの決定を部分的にすることにより、計算する機器の規模を低減できる。 A drive method of claim 7 combined cycle power plant according the determined operating parameters by optimization calculation by partially possible to reduce the scale of calculations equipment.
【0039】 [0039]
請求項8記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、ガスタービン設備と蒸気タービン設備から構成されるコンバインドサイクル発電プラントの起動から所定のコンバインド発電出力までの運転において、蒸気タービンへの蒸気の通気以降の運転を行うに当り、操作変数として、蒸気タービンの熱応力監視用の蒸気温度変化パターンを、予測計算の全時間にわたる一定の温度上昇率CT、あるいは、所定の時間間隔毎に設定される温度上昇率PVnのいずれか一方の蒸気温度変化パターンを設定する段階と、制約条件として、指定された蒸気温度に到達する時間PT、および蒸気温度の変化は非減少であることを設定する段階と、評価指標として、蒸気温度の変化パターンから動的シミュレーションにより計算される、将来にわ The method of operating a combined cycle power plant according to claim 8, wherein, in operation from activation of the combined cycle power plant composed of the gas turbine system and a steam turbine facility to a predetermined combined power generation output, after venting of steam to the steam turbine hit the performing operation, the temperature as a manipulated variable, a steam temperature change pattern for thermal stress monitoring of the steam turbine, constant temperature rise rate CT over the entire time of the predictive calculation, or, which is set to a predetermined time interval and setting any one of a steam temperature change pattern increase rate PVn, as a constraint condition, and setting the change in time to reach the specified steam temperature PT, and steam temperature are non-decreasing, as an evaluation index is calculated by the dynamic simulation of the change pattern of the steam temperature, in the future る蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値の最大値MSSを設定する段階と、前記操作変数および前記制約条件に基づいて、前記評価指標を最小にする最適化問題を解いて蒸気温度のパターンを求め、得られた蒸気温度のパターンから発電出力の運転パラメータを決定する段階とを有することを特徴とする。 That the step of setting the maximum value MSS predicted value of the thermal stress generated in the shaft of the steam turbine, on the basis of the manipulated variables and the constraints of the steam temperature the evaluation index by solving the optimization problem of minimizing determined pattern, characterized by having a determining operating parameters of the power output from the pattern of the resulting steam temperature.
【0040】 [0040]
請求項8記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、前項同様、最適化計算による運転パラメータの決定を部分的にすることで、計算する機器の規模を低減できる。 According to the method of operating a combined cycle power plant according to claim 8, preceding Similarly, the determination of the operational parameters by optimization calculation by partially possible to reduce the size of the device to be calculated.
【0041】 [0041]
請求項9記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、請求項7あるいは8記載のコンバインド発電プラントの運転方法において、最適化問題を解くための最適化計算を行うに当り、最適化計算に含まれる動特性シミュレーション計算のための初期値は、計算時刻における発電プラントのプロセスデータを用いるとともに、最適化計算は、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、運転パラメータを逐次更新することを特徴とする。 The method of operation according to claim 9 combined cycle power plant in that in the operating method according to claim 7 or 8 combined power plant as claimed hits the perform optimization calculation for solving an optimization problem, included in the optimization calculation the initial value for the dynamic characteristics simulation calculation with using process data of the power plant in the computation time, the optimization calculation, according to the progress of the operation of the power plant, repeated every predetermined time period, updates the operating parameters sequentially it is characterized in.
【0042】 [0042]
請求項9記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、請求項7および8同様、最適化計算による運転パラメータの決定を部分的にすることにより、計算する機器の規模を低減することができる。 According to the method of operating a combined cycle power plant according to claim 9, similar claims 7 and 8, by the partial determination of operating parameters by optimizing calculation, it is possible to reduce the scale of calculations equipment . さらに、最適化計算におけるモデル化誤差やプラント・パラメータの誤差、未知入力の影響も低減することができる。 Furthermore, it is possible to model errors and errors of the plant parameters, the influence of the unknown input reduction in the optimization calculation.
【0043】 [0043]
請求項10記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、ガスタービン設備と蒸気タービン設備から構成されるコンバインドサイクル発電プラントの起動から所定のコンバインド発電出力までの運転を行うに当り、蒸気タービンへの蒸気の通気以前の運転は、請求項1乃至6のいずれか1項記載の方法を用い、蒸気タービンへの蒸気の通気以降の運転は、請求項7乃至9のいずれか1項記載の方法を用いることを特徴とするコンバインド発電プラントの運転方法。 The method of operating a combined cycle power plant according to claim 10 wherein the contact to do the operation of the startup of the combined cycle power plant composed of the gas turbine system and a steam turbine facility to a predetermined combined power generation output, the steam to the steam turbine the vent previous operation, using the method of any one of claims 1 to 6, ventilation subsequent operation of the steam to the steam turbine, a method of any one of claims 7 to 9 the method of operating a combined power generation plant, characterized in that.
【0044】 [0044]
請求項10記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、蒸気タービン通気以前の運転パラメータの決定についても最適化計算による運転パラメータを用いることができ、蒸気タービン通気以降は、主要な制約条件である蒸気タービンの熱応力を考慮した運転を行うことができる。 A drive method according to claim 10 combined cycle power plant according, it is possible to use operating parameters by optimization calculations for the determination of the steam turbine vent previous operating parameters, since the steam turbine ventilation, a major constraint thermal stress is steam turbine can perform an operation considering.
【0045】 [0045]
請求項11記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、請求項7乃至10のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法において、前記蒸気温度の変化パターンから将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値SSの計算を行う際に、前記動的シミュレーションの代わりに線形差分方程式から求めた予測計算式を用いることを特徴とする。 The method of operating a combined cycle power plant according to claim 11, wherein the method of operating a combined power plant of any one of claims 7 to 10, produced in the axis of the future over the steam turbine from a change pattern of the steam temperature when the calculation of the predicted value SS of the thermal stress, which comprises using the prediction equation obtained from the linear difference equations, instead of the dynamic simulation.
【0046】 [0046]
請求項11記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、計算量の多い動特性シミュレーションを実施することなく、最適な運転パラメータを短時間で求めることができ、計算能力や記憶容量などについて、規模の大きい制御装置に用いることができる。 A drive method according to claim 11 combined cycle power plant according, without performing more dynamics simulation computationally intensive, can be obtained in a short time an optimal operating parameters for such computing power and memory capacity, it can be used for large control apparatus scale.
【0047】 [0047]
請求項12記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、請求項7乃至10のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法において、蒸気温度の変化パターンから将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値SSの計算を行う際に、動的シミュレーションの代わりに、線形差分方程式から求めた予測計算式を用い、前記最適化計算には、線形の最大値・最小値問題を用いることを特徴とする。 The method of operating a combined cycle power plant according to claim 12, wherein the method of operating a combined power plant of any one of claims 7 to 10, the heat generated to the axis of the future over the steam turbine from a change pattern of steam temperature when the calculation of the predicted value SS of stress, instead of dynamic simulation, using the prediction equation obtained from the linear difference equations, in the optimization calculation, the use of maximum and minimum value problem for linear and features.
【0048】 [0048]
請求項12記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、制御周期を短くして最適化計算を行うことにより、計算負荷を軽減することができる。 A drive method according to claim 12 combined cycle power plant according, by performing the optimization calculation by shortening the control period, it is possible to reduce the computational load. そのため、計算能力の高くない制御システムにおいても、このような最適化計算を容易に実現することができる。 Therefore, even in the high no control system computing power, it is possible to easily realize such optimization calculation.
【0049】 [0049]
また、逐次最適化を行う制御周期を短くして、予測誤差の修正を頻繁に行うことにより、モデル化誤差やプラント・パラメータの誤差、未知入力の影響を低減することができる。 Further, by shortening the control period to perform sequential optimization, by frequently performing the correction of the prediction error can be reduced the error of modeling error and plant parameters, the effect of the unknown input.
【0050】 [0050]
請求項13記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、請求項の7乃至10のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法において、蒸気温度の変化パターンから将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値SSの計算を行う際に、前記動的シミュレーションの代わりに、線形差分方程式から求めた予測計算式を用い、前記最適化計算には、線形計画法を用いることを特徴とする。 The method of operating a combined cycle power plant according to claim 13, wherein the method of operating a combined power plant according to any one of 7 to 10 claims, occurs to the axis of the future over the steam turbine from a change pattern of steam temperature when the calculation of the predicted value SS of the thermal stress, instead of the dynamic simulation, using the prediction equation obtained from the linear difference equations, in the optimization calculation, which comprises using a linear programming .
【0051】 [0051]
請求項13記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、前項において、最大値・最小値問題を使う部分を線形計画法に置換えることができる。 A drive method according to claim 13 combined cycle power plant, wherein in the preceding paragraph, it is possible to replace part using the maximum value and minimum value problem in linear programming. 線形計画法を用いることにより、有限の計算回数で最適解を得ることができるので、計算時間の短縮ができる。 The use of linear programming, it is possible to obtain an optimal solution with calculation times finite can shorten the calculation time.
【0052】 [0052]
請求項14記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、請求項7乃至13のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法において、最適化計算で求めた蒸気温度のパターンを目標値とし、前記目標値と熱応力の管理のために計測されている蒸気温度の計測値とが一致するように、前記目標値にフィードフォワード制御を行い、予め蒸気温度と発電出力との関係から求めた発電出力信号と前記フィードフォワード制御信号を加え合わせて発電出力の目標値を設定することを特徴とする。 The method of operating a combined cycle power plant according to claim 14, wherein the method of operating a combined power plant of any one of claims 7 to 13, and the target value of steam temperature of a pattern determined by the optimization calculation, the as the target value and the measured value of the steam temperature being measured for the management of thermal stress match, it performs feedforward control to the target value, the power generation output obtained from the pre-relationship between the steam temperature and the power output and sets the target value of the generator output combined added signal and the feed forward control signal.
【0053】 [0053]
請求項14記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法によれば、このようなフィードフォワード制御を行うことにより、目標とする蒸気温度パターンから求まる発電出力の目標値を的確に制御することができる。 A drive method according to claim 14 combined cycle power plant according, by performing such a feed-forward control, the target value of the generator output which is obtained from the steam temperature the target pattern can be accurately controlled.
【0054】 [0054]
【発明の実施の形態】 DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
以下に、本発明の実施の形態を図を参照しながら説明する。 Hereinafter, it will be explained with the embodiment of the present invention with reference to FIG.
【0055】 [0055]
(第1の実施の形態) (First Embodiment)
図1は、本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る、動特性シミュレーションによる予測計算を含む最適化計算により運転パラメータを決定する運転パラメータ計算システムを持つプラント制御システムの構成例を示したものである。 1, according to a method of operating a combined cycle power plant according to the invention, shows an example of the configuration of a plant control system with operating parameters computing system for determining the operating parameters by optimization calculations including a prediction calculation by dynamic characteristic simulation it is. 図1に示すように、最適化計算で求められた運転パラメータ15は、下位制御装置12a,12bの制御目標として与えられ、下位制御装置12a,12bは、この目標値に従って機器の操作信号を作成する。 As shown in FIG. 1, operating parameters 15 obtained by the optimization calculation, the low order control device 12a, provided as a control target of the 12b, the low order control device 12a, 12b may create an operation signal of the device in accordance with the target value to.
【0056】 [0056]
図2は、上述の運転パラメータ計算システムの流れを示すフローチャートである。 Figure 2 is a flow chart showing the flow of the above-mentioned operating parameters computing system. 図2の運転パラメータ計算システムにおける最適化計算は、操作変数として、ガスタービンの昇速率GV、ガスタービンの最初の負荷保持の出力GO、ガスタービンの負荷保持中の蒸気の圧力GSP、バイパス蒸気と蒸気タービンへの蒸気注入のための切り替え時間CT、蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力の上昇率CVからなる運転操作時の運転パラメータを設定し、制約条件として、コンバインドサイクル発電プラントの動特性シミュレーションによる予測計算に基づいて運転操作によって生じると予測される、蒸気タービンの軸に発生する熱応力の値SS、蒸気発生器の高温部に発生する熱応力の値HS、排煙ガス中の窒素酸化物の排出量の値NOからなるプラントの監視パラメータを設定し、評価指標として、コンバインド Optimization calculation in an operating parameter computing system of FIG. 2, as an operation variable, speed-up of the gas turbine GV, the output of the first load retention of the gas turbine GO, pressure GSP of vapor in the gas turbine load retention, and pass steam set the switching time CT, the operating parameters during the driving operation consisting of growth rate CV of combined power output of the subsequent switching of the steam for the steam injection into the steam turbine, as a constraint condition, by dynamics simulation of a combined cycle power plant prediction calculation is expected to be caused by the driving operation on the basis, the value SS of thermal stress generated in the steam turbine shaft, the value of the thermal stress generated in the high temperature portion of the steam generator HS, nitrogen oxides flue gas set the monitoring parameters of a plant consisting of emissions values ​​NO, as an evaluation index, combined イクル発電プラントの動特性シミュレーションによる予測計算により運転操作によって生じると予測される、指定された発電出力に到達する時間PTを設定し、評価指標を評価関数とし、操作変数および制約条件に基づいて、評価関数を最小にする操作変数を計算する。 Is predicted to be caused by the driving operation by the prediction calculation by dynamics simulation cycle power plant, sets the time PT to reach the specified power output, and an evaluation function metrics, based on manipulated variables and constraints, an evaluation function to calculate the manipulated variables to a minimum.
【0057】 [0057]
このように最適化問題を解くことにより、制約条件を満たし、指定された発電出力に到達する時間を最小にする操作変数、すなわち運転パラメータを求めることができる。 By solving this manner the optimization problem, it satisfies the constraints, manipulated variables to minimize the time to reach the specified power output, that is, to determine the operating parameters.
【0058】 [0058]
最適化計算の方法としては,例えば、SQP(逐次二次計画法)などの制約条件付の非線形最適化計算の方法などを使えばよい。 As a method of the optimization calculations, for example, it may be used such as SQP (sequential quadratic programming) method nonlinear optimization calculations with constraints such.
【0059】 [0059]
SQPの詳細は、例えば、G. For more information on SQP, for example, G. L. L. Nemhauser, A. Nemhauser, A. H. H. G. G. Rinnooy Kan, M. Rinnooy Kan, M. J. J. Toodによる Optimization, North−Holland (1989)に述べられている。 Optimization by Tood, are described in North-Holland (1989).
【0060】 [0060]
本実施の形態の構成と作用により、制約条件を満たし、指定されたコンバインド発電出力に到達する時間を最小にする運転パラメータを求め、この運転パラメータに従ってコンバインドサイクル発電プラントの起動時の運転を行うことができる。 The configuration and operation of the present embodiment, satisfies the constraints to obtain the operating parameters to minimize the time to reach the specified combined power output, by performing the operation on startup of the combined cycle power generation plant according to this operating parameter can.
【0061】 [0061]
(第2の実施の形態) (Second Embodiment)
本発明のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第2の実施の形態は、上述した第1の実施の形態において、操作変数として与えた、蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力の上昇率CVを、ガスタービンによる発電出力の上昇率GVに置換えたものである。 The second embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant of the present invention, in the first embodiment described above, given as manipulated variables, the increase rate CV of combined power output of the subsequent switching of the steam, it is replaced to increase rate GV of the power output by the gas turbine.
【0062】 [0062]
ガスタービンによる発電出力の上昇率GVは、蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力の上昇率CVと1次の相関があるので、前者は後者に代行することができる。 Increase rate GV of the power output by the gas turbine, there is a rate of increase CV and 1 order correlation of combined power output of the subsequent switching of the vapor, the former can be behalf of the latter.
【0063】 [0063]
したがって、第2の実施の形態においても、制約条件を満たし指定されたコンバインド発電出力に到達する時間を最小にする運転パラメータを求め、この運転パラメータに従ってコンバインドサイクル発電プラントの起動時の運転を行うことができる。 Therefore, also in the second embodiment obtains the operating parameters to minimize the time to reach a combined power generation output specified satisfies the constraint condition, by performing the operation on startup of the combined cycle power generation plant according to this operating parameter can.
【0064】 [0064]
(第3の実施の形態) (Third Embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第3の実施の形態は、第1の実施の形態あるいは第2の実施の形態において、操作変数として設定した蒸気の切替え以降のコンバインド発電出力の上昇CVあるいは蒸気の切替え以降のガスタービン発電出力の上昇GVを、単一の上昇パターンから、図3に示すように、複数の区分に分割し、各区分毎の出力変化を操作変数とするものである。 The third embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the present invention, in the first embodiment or the second embodiment, an increase in the switching later combined power output of the steam that is set as the manipulated variable the increase GV switching after the gas turbine power generation output of the CV or steam, from a single raised pattern, as shown in FIG. 3, in which is divided into a plurality of sections, the output change of each category as manipulated variables is there.
【0065】 [0065]
このように最適化計算の操作変数の数を増やすことにより、最適化計算の自由度が増え、より最適化の値の変動を小さくすることができる。 By increasing the number of manipulated variables in this way optimizing calculation, increasing the degree of freedom in the optimization calculation, it is possible to reduce variation of a more optimized value.
【0066】 [0066]
図4(a),(b)は、ガスタービンの出力上昇を区分化して最適計算を行う場合の効果を示したものである。 Figure 4 (a), (b) is a diagram showing the effect of performing the optimization calculation by dividing the output increase of the gas turbine.
【0067】 [0067]
図4(a)は、比較のために、ガスタービンの出力上昇を一定とした場合を示したものである。 4 (a) is, for comparison, shows a case where a constant output increase of the gas turbine. 図4(a)の上図は、その場合のガスタービンと蒸気タービンの出力およびコンバインド発電の出力の変化を示したものであり、その下図は、その場合の熱応力の変化を示したものである。 The upper part of FIG. 4 (a), which shows the change in output of the output of the gas turbine and the steam turbine in the case and combined power generation, the figure below shows the change in heat stress of the case is there. その熱応力の変化は、急峻なピークとなるため、熱応力の制限値を越えないように、出力上昇率を抑える必要がある。 Change in thermal stress, since the steep peaks, so as not to exceed the limit value of the thermal stress, it is necessary to suppress the output increase rate. 出力上昇率を抑えることにより、起動に時間がかかってしまう。 By suppressing the output increase rate, it takes a long time to start.
【0068】 [0068]
これに対して、図4(b)は、ガスタービンの出力上昇を区分化して最適計算を行う場合を示したものである。 In contrast, FIG. 4 (b) shows the case of performing the optimization calculation by dividing the output increase of the gas turbine. 図4(b)の上図は、その場合の区分化されたガスタービンと蒸気タービンの出力および複合発電の出力の変化を示したものであり、その下図は、その場合の熱応力の変化を示したものである。 The upper part of FIG. 4 (b), which shows the change of the output of the output and combined cycle of segmented gas turbine and a steam turbine in such a case, the figure below, the change in thermal stress in the case that there is shown. その熱応力の変化は、最適化計算の自由度が増えるため、熱応力のピークを、速く立ち上げても、熱応力の制限値以下に保つことができる。 Change in thermal stress, since the degree of freedom in the optimization calculation is increased, the peak of the thermal stress, even up quickly, can be kept below the limit value of the thermal stress. したがって、出力上昇を短時間で行うことができる。 Therefore, it is possible to output rise in a short time.
【0069】 [0069]
すなわち、ガスタービンの出力上昇を区分化して最適計算を行う場合には、同じ運転の制約条件の基では、出力上昇を一定として最適計算を行う場合より短時間でプラントを起動できる。 That is, when performing optimization calculation by dividing the output increase of the gas turbine, the group constraints of the same operation, it starts the plant in a shorter time than the case of performing the optimization calculation output increase is constant.
【0070】 [0070]
したがって、第1、第2の実施の形態に比べ、起動時間をより短くできる運転パラメータを求めることができる。 Therefore, compared with the first and second embodiments, it is possible to determine the operating parameters that can shorten the startup time.
【0071】 [0071]
(第4の実施の形態) (Fourth Embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第4の実施の形態は、上述の第1、第2および第3の実施の形態において、評価指標である「指定された発電出力に到達する時間」を制約条件に変更し、制約条件である、蒸気タービンの軸に発生する熱応力の値SS、蒸気発生器の高温部に発生する熱応力の値HS、排煙ガス中の窒素酸化物の排出量NOの値のいずれか1つを評価指標として選定し、残りはそのまま制約条件として、評価指標を最小にする最適問題を解いて、操作変数である運転パラメータを決定するものである。 Time fourth embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the invention, first the above, in the second and third embodiments, the evaluation index for "reaches to the specified power output change the "the constraint is a constraint, the value SS of thermal stress generated in the steam turbine shaft, the value of the thermal stress generated in the high temperature portion of the steam generator HS, nitrogen oxides flue gas selected as the evaluation index any one of the values ​​of emissions NO, the rest as it is as the constraint condition, by solving the optimal problem of metrics to minimize is what determines the operating parameters is a manipulated variable.
【0072】 [0072]
発電所の運用方式には、発電プラントを起動し、ある指定された時刻に目標電力を発生するように運転する場合がある。 The operation method of the power plant, to start the power plant, which may be operated to generate the target power to a specified time.
【0073】 [0073]
これに対処するために、本実施の形態のように、与えられた時間で起動することを制約条件とし、評価指標として選んだ上記のいずれかの条件を最小にし、評価指標に選択しない項目はそのまま制約条件とし、起動のための運転パラメータを決定すれば、それらの運転パラメータを使うことによって、発電プラントを起動し、指定された時刻に目標電力を発生することができる。 To deal with this, as in the present embodiment, the constraint condition to start at a given time, any of the above conditions chosen as an evaluation index to minimize, the items not selected metrics as the constraint condition, be determined operational parameters for the activation, by the use of their operational parameters, to start the power plant, it is possible to generate the target power at a specified time.
【0074】 [0074]
(第5の実施の形態) (Fifth Embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第6の実施の形態は、第1から第5までの実施の形態において、発電プラントの将来の運転状態を予測する動特性シミュレーションの計算の初期値として、発電プラントのプロセスデータを用いて、評価指標を最小にする最適問題を運転開始前に解き、運転パラメータを決定するものである。 Sixth Embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the invention, in the embodiment of the first to fifth, the initial value of the calculation of the dynamic characteristic simulation to predict the future operating conditions of the power plant as, by using the process data of the power plant, solved before the start of operation the optimum problem of minimizing an evaluation index, which determines the operating parameters.
【0075】 [0075]
図5は、このように構成した運転パラメータ計算システムにおいて、最適化計算により運転パラメータを決定するためのフローチャートである。 5, in thus constituted operational parameter calculation system, a flow chart for determining the operating parameters by optimization calculations. このフローチャートは、プラントからの利用可能なデータを動特性シミュレーションの初期値に採り込んで、プラントの将来の運転状態の予測を行う計算フローを示している。 This flowchart is crowded take data available from the plant to the initial value of the dynamic characteristic simulation shows a calculation flow to make predictions of future operating conditions of the plant.
【0076】 [0076]
図6は、上記の運転パラメータ計算システムを有する制御システムの構成図を示したものである。 Figure 6 shows a block diagram of a control system having the above operating parameters computing system. 同図に示すように、入出力装置13a,13bからプロセスデータ17a,17bを運転パラメータ計算システム18に取り込み、得られた運転パラメータ15を下位制御装置12a,12bの目標値として与えている。 As shown in the figure, input-output devices 13a, captures process data 17a, and 17b to the operating parameters computing system 18 from 13b, has given operating parameter 15 obtained low order control device 12a, as a target value of 12b.
【0077】 [0077]
本発明の第1乃至5の実施の形態で行われる最適化は、動特性シミュレーションにより計算される発電プラントの将来の運転状態の推定値に基づいている。 First through optimization performed in embodiment 5 of the present invention is based on the estimated value of the future operating conditions of the power plant, which is calculated by the dynamic characteristic simulation. このため、動特性シミュレーションによる予測精度が、最適化の計算結果に影響を与え、プラントの運転精度を左右する。 Therefore, the prediction accuracy of dynamic characteristic simulation influence the calculation result of the optimization, affects the operation accuracy of the plant.
【0078】 [0078]
本発明の第1乃至5の実施の形態で行われる動特性シミュレーションは、非線形常微分方程式系であり、以下ように表せる。 First through dynamics simulation performed in the embodiment 5 of the present invention is a non-linear ordinary differential equations can be expressed as follows.
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は時刻である。 Here, x (t) is the state vector, u (t) is the input vector, y (t) is the output vector, t is the time. また、F,Gはプラントの動特性を表す式を、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により求めることができる。 Further, F, G can be determined by solving the equation, the initial value problems initial state at the starting time t0 x a (t0) and an initial value that represents the dynamic characteristics of the plant.
【0079】 [0079]
このような常微分方程式の解法では、初期状態x(t0)の値によりその後の結果が影響を受ける。 In such a solution of an ordinary differential equation, the value Subsequent result of the initial state x (t0) is affected. したがって、方程式を記述する方法が正しく行われても、初期状態x(t0)の値が異なっていると、動的シミュレーションによる将来のプラントの運転状態は、実際のプラントの運転状態とは異なったものになる。 Therefore, a method that computes the equations is performed correctly, the value of the initial state x (t0) is different, the operating state of the future plant by dynamic simulation was different from the actual operating state of the plant It is something.
【0080】 [0080]
一方、初期状態の値は、プラントで実際に観測される量、すなわちプロセスデータから決定することができる。 On the other hand, the value of the initial state, the amount that is actually observed in the plant, i.e. can be determined from the process data. これにより、動的シミュレーションの結果の精度がよくなり、さらに、この結果を用いて最適問題を解いて得られるプラントの運転パラメータも、精度の良い値となる。 Thus, the better the result of the accuracy of the dynamic simulation, further operating parameters of the plant obtained by solving the optimal problem using the results, a good value accuracy.
【0081】 [0081]
(第6の実施の形態) (Sixth Embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第6の実施の形態は、第1から5までの実施の形態における最適化計算を、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、運転パラメータを逐次更新するものである。 Sixth Embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the invention, the optimization calculation in the embodiment of the first through 5, as shown in FIG. 7, in accordance with the progress of the operation of the power plant, repeated every predetermined period of time, it is to update the operating parameters sequentially. この時、最適化計算に含まれる動特性シミュレーションのための初期値は、発電プラントの測定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プロセスデータを用いる。 At this time, the initial value for the dynamics simulation included in the optimization calculations, for which the measurement data of the power plant is available, using the process data of the power plant at the calculation time.
【0082】 [0082]
第5の実施の形態でも説明したように、本発明では、発電プラントの将来の運転状態の予測計算の精度が、その予測計算を含む最適化計算により求める運転パラメータに影響を与える。 As described in the fifth embodiment, the present invention, the prediction calculation accuracy future operating conditions of the power plant affects the operating parameters determined by the optimization calculation including the predictive calculation.
【0083】 [0083]
発電プラントの将来の振る舞いについての動特性シミュレーションによる予測計算では、計算のためのモデル式、計算に使うデータ、初期値、外部からの入力変数等に必ず誤差があるため、将来の予測値に誤差が生じる。 The prediction calculation by dynamic characteristics simulation of future behavior of the power plant, the model expression for the calculation, the data used to calculate the initial value, because there is always an error on the input variables and the like from the outside, the error in the future predicted value It occurs.
【0084】 [0084]
さらに、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、モデル式に含まれない外部からの影響等の要因によっても、将来の予測値に誤差が生じる。 Furthermore, the expression of the dynamic characteristics simulation, characteristics and which are not modeled, even by factors of influence from the outside is not included in the model formula, an error occurs in the future predicted value. これらの要因による誤差は、予測期間が長くなればなるほど、誤差が累積して大きくなる。 Errors due to these factors, the longer the prediction period, error increases cumulatively.
【0085】 [0085]
本実施の形態は、実際のプラントの運転状態を取り込んで、予測計算と運転パラメータの計算を行い、これを運転の進行に従って逐次繰り返し行うことにより、予測誤差の累積を防ぐものである。 This embodiment takes in the operation state of the actual plant, perform calculations of the predictive calculation and operating parameters, by sequentially repeated in accordance with the progress of the operation of this, but to prevent the accumulation of prediction error. これにより、実機の運転状況を反映した運転パラメータを算出することができる。 Thus, it is possible to calculate the operating parameters that reflects the actual operating conditions.
【0086】 [0086]
図8は、運転パラメータを決定する際の流れを示したものである。 Figure 8 is a diagram showing the flow of determining the operating parameters. 同図(a)は、通常の最適化計算の場合を示しており、同図(b)は、本実施の形態における逐次最適化計算の場合を示している。 FIG (a) shows the case of a normal optimization calculation, FIG. (B) shows the case of the sequential optimization calculation in this embodiment. 本実施の形態においては、逐次計算を行うことがフィードバック効果を持たせているものと解釈することができる。 In the present embodiment, it is possible to perform the sequential calculation is interpreted as being to have a feedback effect.
このフィードバックには、元来、制御対象のモデル化の誤差や、操作量以外の外部からの入力の影響に対して、感度を低減する効果がある。 The feedback originally errors and modeling of the controlled object, to the effects of an external input other than the operation amount, an effect of reducing the sensitivity.
【0087】 [0087]
要するに、実際のプラントの運転状態を取り込んで、予測計算と運転パラメータの計算を行い、これを運転の進行に従って逐次繰り返し行うことにより、実機の運転状態をよく反映した、誤差の小さい運転パラメータを算出することができる。 In short, captures the operation state of the actual plant, perform calculations of the predictive calculation and operating parameters, calculation by performing this sequential repetition progresses operation was well reflected the actual operating conditions, a small operating parameter of the error can do.
【0088】 [0088]
(第7の実施の形態) (Seventh Embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第7の実施の形態は、第1から第6の実施の形態で述べた運転パラメータの決め方に対して、蒸気タービンへの蒸気の通気以降の運転についての運転パラメータの決め方に係るものである。 Seventh embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the present invention is to provide method of determining the operating parameters from the first mentioned in the sixth embodiment, the vent subsequent operation of the steam to the steam turbine those relating to how to determine the operating parameters for the.
【0089】 [0089]
本実施形態の最適化計算では、操作変数として、蒸気タービンの熱応力監視用の蒸気温度変化パターンを与え、制約条件として、蒸気温度の変化パターンから計算される、将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値の最大値MSS、および蒸気温度の変化は非減少であることを設定し、評価指標として、指定された蒸気温度に到達する時間PTを設定し、その評価指標を最小にする最適問題を解いて蒸気温度のパターンを求め、得られた蒸気温度のパターンからコンバインド発電出力の運転パラメータを決定する。 The optimization calculation of the present embodiment, as manipulated variables, giving steam temperature change pattern for thermal stress monitoring of the steam turbine, as a constraint condition are calculated from the change pattern of the steam temperature, occurs to the axis of the steam turbine the future the maximum value of the predicted value of the thermal stress MSS, and change in vapor temperature was set to be a non-decreasing, as the evaluation index, set the time PT to reach the specified steam temperature, to minimize the evaluation index optimal determined the pattern of steam temperature by solving the problems, to determine the operating parameters of the combined power output from the pattern of the resulting steam temperature to. ここで、操作変数である温度変化パターンの与え方としては、予測計算の全時間にわたる一定の温度上昇率TV、所定の時間間隔毎に設定される,温度Tあるいは温度上昇率TVのいずれかとする。 Here, the way of giving a temperature change pattern is a manipulated variable, constant temperature rise rate TV over the entire time of the predictive calculation is set for each predetermined time interval, and any temperature T or temperature increase rate TV .
【0090】 [0090]
また、蒸気タービンの通気までの運転方法については,第1から6までの実施の形態の運転パラメータの決定方法を利用する。 Also, the operating method to vent the steam turbine, utilizing a method of determining operating parameters of the embodiment from the first to 6.
【0091】 [0091]
最適化計算により運転パラメータを決定する場合には、操作変数が多くなったり、予測期間が長いと大きな計算量を必要とする。 When determining the operating parameters by optimization calculation, or increasing number manipulated variables, requiring a large amount of calculation when the longer the prediction period. 最適化計算を部分的にするので、計算量を抑えて、計算を実行する計算機の規模を低減することができる。 Since the partial optimization calculation, by suppressing the amount of calculation, it is possible to reduce the size of the computer to perform calculations.
【0092】 [0092]
(第8の実施の形態) (Eighth Embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第9の実施の形態は、ガスタービン設備と蒸気タービン設備から構成されるコンバインドサイクル発電プラントの起動から所定の発電出力までの運転において、蒸気タービンへの蒸気の通気以降の運転を行う際に、操作変数として、蒸気タービンの熱応力監視用の蒸気温度変化パターンを与え、制約条件として、指定された蒸気温度に到達する時間PTおよび蒸気温度の変化は非減少の条件を設定し、評価指標として、蒸気温度の変化パターンから計算される、将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値の最大値MSSを設定し、評価指標を最小にする最適問題を解いて蒸気温度のパターンを求め、得られた蒸気温度のパターンから発電出力の運転パラメータ Ninth embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the invention, in the operation of the startup of the combined cycle power plant composed of the gas turbine system and a steam turbine facility to a predetermined power output, to the steam turbine when performing the operation of the subsequent venting of steam, as manipulated variables, giving steam temperature change pattern for thermal stress monitoring of the steam turbine, as a constraint condition, the time PT and vapor temperature reached the specified steam temperature change set in the non-reduced conditions, as the evaluation index is calculated from the change pattern of the steam temperature, sets the maximum MSS predicted value of the thermal stress generated in the shaft of the steam turbine the future, to minimize the evaluation index optimal determined the pattern of steam temperature by solving the problems, operation of the power output from the pattern of the resulting steam temperature parameters 決定するものである。 It is those determined.
【0093】 [0093]
ここで、操作変数である温度変化パターンの与え方としては、予測計算の全時間にわたる一定の温度上昇率TV、所定の時間間隔毎に設定される,温度あるいは温度上昇率PVのいずれかとする。 Here, the way of giving a temperature change pattern is a manipulated variable, constant temperature rise rate TV over the entire time of the predictive calculation is set for each predetermined time interval, either a temperature or temperature rise rate PV.
【0094】 [0094]
また、蒸気タービンの通気までの運転方法については、第1から6までの実施の形態における運転パラメータの決定方法を利用する。 Also, the operating method to vent the steam turbine utilizes a method for determining operating parameters of the embodiment to the first six.
【0095】 [0095]
最適化計算による運転パラメータの決定においては、操作変数が多くなったり、予測期間が長いと大きな計算量を必要とする。 In determining the operating parameters by optimization calculation, the manipulated variable or increasingly require long and large computational prediction period. 第7の実施の形態と同様に、最適化計算を部分的にすることにより、計算量を抑えて、計算を実行する計算機の規模を低減することができる。 Like the seventh embodiment, by partially optimization calculation, by suppressing the amount of calculation, calculation can be reduced scale a calculator that performs.
【0096】 [0096]
(第9の実施の形態) (Ninth embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第9の実施の形態は、第7,8の実施の形態に述べたように、最適化計算を部分的とした場合に、第6の実施の形態で述べた、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、運転パラメータを逐次更新するものである。 Ninth embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the present invention, as mentioned seventh and eighth embodiment of the optimization calculation in case of a partial, implementation of the sixth mentioned embodiment, in accordance with the progress of the operation of the power plant, repeated every predetermined period of time, it is to update the operating parameters sequentially.
【0097】 [0097]
最適化計算に含まれる動特性シミュレーション計算のための初期値は、第6の実施の形態と同様に、発電プラントの測定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プロセスデータを用いる。 The initial value for the dynamic characteristics simulation calculations involved in the optimization calculation, as in the sixth embodiment, for which the measurement data of the power plant is available, using the process data of the power plant at the calculation time .
【0098】 [0098]
このように構成することにより、第7,8の実施の形態に述べたように、最適化計算を部分的とした場合には、第6の実施の形態で述べたモデル化誤差やプラント・パラメータの誤差、未知入力の影響を低減できる。 With this configuration, as described in the seventh and eighth embodiment of, in the case where the optimization calculation and partly, modeling errors and plant parameters described in the sixth embodiment it is possible to reduce the error, the effect of the unknown input.
【0099】 [0099]
最適化計算による運転パラメータの決定を部分的にすることで、計算を実行する機器の規模を低減することができる。 By optimizing partial determination of operating parameters by calculation, it is possible to reduce the size of the device to perform calculations.
【0100】 [0100]
さらに、最適化計算におけるモデル化誤差やプラント・パラメータの誤差、未知入力の影響を低減することができる。 Further, the error of modeling error and plant parameters in the optimization calculation, it is possible to reduce the influence of the unknown input.
【0101】 [0101]
(第10の実施の形態) (Tenth Embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第10の実施の形態は、コンバインドサイクル発電プラントを起動から蒸気タービンへの通気まで運転するに当り、請求項1乃至6のいずれか1項記載の方法を利用し、蒸気タービンへの蒸気の通気以降の運転について請求項7から9までのいずれか1項の方法を利用して運転パラメータを決定するものである。 Tenth embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the invention hits the operating the combined cycle power plant from startup to vent to the steam turbine, according to any one of claims 1 to 6 using the method, which determines the operational parameters by using the method of any one of claims 7 to 9 for venting and subsequent operation of the steam to the steam turbine.
【0102】 [0102]
このように構成することにより、蒸気タービン通気までの運転については通常の最適化計算による運転パラメータを利用でき、蒸気タービン通気以降は主要な制約である蒸気タービンの熱応力を考慮した運転を実現することができる。 With this configuration, available operating parameters by routine optimization calculations for operation up to a steam turbine ventilation, since the steam turbine aeration to achieve the operation in consideration of the thermal stress of the steam turbine is a major constraint be able to.
【0103】 [0103]
最適化計算による運転パラメータの決定を2分割することで、計算を実行する機器の規模を低減でき、制約条件を考慮した短時間での起動を実現することができる。 By bisecting the determination of operating parameters by optimization calculation, it is possible to reduce the scale of the equipment to perform calculations, it is possible to realize a start in a short time in consideration of the constraints.
【0104】 [0104]
(第11の実施の形態) (Eleventh embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第11の実施の形態は、第7乃至10の実施の形態において、蒸気温度の変化パターンから将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値を計算する際に、監視に用いられている線形差分方程式から求めた予測計算式を利用して、運転パラメータを決定するものである。 Eleventh embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the invention, the at 7-10 embodiment, the predicted value of the thermal stress generated in the shaft of the future over the steam turbine from a change pattern of steam temperature in calculating, using the prediction equation obtained from the linear difference equation used in the monitoring is to determine the operating parameters.
【0105】 [0105]
一般に、蒸気タービンの軸は、大きな金属で作られているために、蒸気の注入による軸表面の温度上昇により、軸内部に温度分布を生じ、熱応力を発生する。 In general, the axis of the steam turbine, because it is made of a large metal, the temperature rise of the shaft surface by the injection of steam results in a temperature distribution inside the shaft, to generate a thermal stress.
熱応力の予測計算式は、次ぎのように求めることができる。 Prediction equations of thermal stress can be determined as follows.
【0106】 [0106]
蒸気タービンの軸の熱応力は、軸の温度分布により発生する。 Thermal stress of the steam turbine shaft is generated by the temperature distribution in the axial. 図9に示すように、軸は表面が蒸気に曝された円板状の金属とみなされるので、軸に発生する温度分布は表面の蒸気温度との熱交換による熱の移動を境界条件として、熱伝導方程式によって表すことができる。 As shown in FIG. 9, the shaft surface is considered a disk-shaped metal exposed to steam, as a boundary condition the transfer of heat by the heat exchange with the steam temperature in the temperature distribution on the surface to be generated in the shaft, it can be represented by the heat conduction equation. 円板における温度分布を求める熱伝導方程式は、時刻t場所rの温度をT(t,r)と表すと、金属の性質と形状から決まる係数をaとおいて、次のような、極座標表示による偏微分方程式になる。 Heat conduction equation for obtaining the temperature distribution in the disc to represent the temperature at the time t where r T (t, r) and the coefficient determined from the metal of the nature and shape at the a, as follows, by polar coordinates become partial differential equations.
また、体積平均温度をTa(t)と表すと、 Also, to represent the volume average temperature Ta (t),
Ta(t)=2/(r2ーr1)∫T(t,r)・r・dr (2) Ta (t) = 2 / (r2 over r1) ∫T (t, r) · r · dr (2)
となる。 To become. ここで、r2は軸の外径の2乗、r1は軸の内径の2乗、積分は内径から外径まで行うものとする。 Here, r2 is the square of the outer diameter of the shaft, r1 is the square of the inner diameter of the shaft, the integral will be made from the inner diameter to the outer diameter.
【0107】 [0107]
熱応力は、体積平均温度Ta(t)と円板上の温度T(t,r)の差に比例した値になる。 Thermal stress is a value proportional to the difference between the volume average temperature Ta (t) and circular on plate temperature T (t, r).
【0108】 [0108]
発電プラントの運転においては、これらの式を時間と場所について差分化した差分方程式が用いられている。 In operation of the power plant, the difference of the differential equation for these expressions time and place has been used. 式(2)は線形の式なので、差分化した熱応力の式も、以下に示すように線形の差分方程式になる。 Since equation (2) is a linear equation, wherein the difference of the thermal stress also becomes a linear differential equation as shown below.
【0109】 [0109]
なお、これ以降は、温度変数としてTの代わりにXを用いる。 Note that this later, using X instead of T as a temperature variable. 離散化したサンプル時刻kでの温度分布ベクトルは、X(k)と表される。 Temperature distribution vector at discrete sample time k is expressed as X (k). この温度分布ベクトルX(k)の転置ベクトルを[X1(k),X2(k),・・・,Xn(k)] と表す。 The temperature distribution vector X a transposed vector of (k) represents [X1 (k), X2 ( k), ···, Xn (k)] and T.
【0110】 [0110]
熱応力をy(k)、蒸気温度をu(k)とすると、熱応力は次の差分方程式となる、 Thermal stress y (k), when the steam temperature and u (k), the thermal stress is the following difference equation,
X(k+1)=A・X(k)+B・u(k) (3) X (k + 1) = A · X (k) + B · u (k) (3)
y(k)=C・X(k) (4) y (k) = C · X (k) (4)
ここで,定数行列A,B,Cは熱伝導方程式,体積平均温度の式を差分化して求められる、分割数,軸の形状,材質等から決まる定数行列である。 Here, the constant matrix A, B, C is the heat equation, obtained by differentiating the expression for the volume average temperature, the division number, shape of the shaft is a constant matrix determined by the material and the like.
これにより、現時刻をkとして、m期間にわたる熱応力の推定値ベクトルYの転置ベクトルを、 Thus, the current time as k, the transposed vector of the estimated value vector Y of thermal stress over m periods,
[y(k+1),y(k+2),・・・,y(k+m)] [Y (k + 1), y (k + 2), ···, y (k + m)] T,
将来のp期間先にわたる操作変数の蒸気温度ベクトルUの転置ベクトルを、 The transpose vector of a steam temperature vector U of future p period destination over manipulated variable,
[u(k+1),u(k+2),・・・,u(k+p)] [U (k + 1), u (k + 2), ···, u (k + p)] T,
とすると、熱応力の推定値ベクトルYは、操作変数ベクトルUを使って、 When the estimated value vector Y of thermal stress, by using the manipulated variable vector U,
Y=F・X(k)+G・U (5) Y = F · X (k) + G · U (5)
と表すことができる。 It can be expressed as. このように、熱応力の推定値Yが、蒸気温度Uを与えることにより決定できる。 Thus, the estimated value Y of thermal stress can be determined by providing a steam temperature U.
【0111】 [0111]
逆に、熱応力の推定値Yを与えれば、将来の蒸気温度Uの値を決定することができる。 Conversely, if you give an estimate Y of thermal stress, it is possible to determine the value of future steam temperature U. 例えば、行列Gの転置行列をG と書くと、(5)式から、最小二乗法を用いて、 For example, when a transposed matrix of the matrix G is written as G T, from equation (5), using the least squares method,
U=H・G ・(Y−F・X(k)) (6) U = H · G T · ( Y-F · X (k)) (6)
として、求めることができる。 As it can be determined. ここで、行列Hは、G ・Gの逆行列である。 Here, the matrix H is the inverse of G T · G.
【0112】 [0112]
蒸気温度のパターンから発電出力のパターンへの変換は、図10に示すように、 Conversion from the pattern of the steam temperature to the pattern of the power output, as shown in FIG. 10,
事前に求めておいた蒸気温度と発電出力の関係から決定できる。 It can be determined from a previously determined in advance relationship steam temperature and power output.
【0113】 [0113]
このように熱応力の予測式を用いることにより、計算量の多い動特性シミュレーションを実施することなく、最適な運転パラメータを求めることができる。 By using the prediction equation of such thermal stress, without performing computationally intensive dynamic characteristic simulation, it is possible to determine the optimum operating parameters.
【0114】 [0114]
すなわち、最適な運転パラメータを短時間で求めることができ、計算能力や記憶容量などについて大規模な制御装置に用いることができる。 That is, it is possible to obtain in a short time an optimal operating parameters, such as the computing power and memory capacity can be used for large-scale control apparatus.
【0115】 [0115]
(第12の実施の形態) (Twelfth Embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第12の実施の形態は、第11の実施の形態で求めたように、第7乃至10の実施の形態において、蒸気温度の変化パターンから将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値SSを計算する場合、熱応力の監視に用いられている線形差分方程式から求めた予測計算式によって求め、その結果を用いて運転パラメータを決定するときに、線形の最大値・最小値問題を利用するものである。 Twelfth embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the present invention, as determined by the eleventh embodiment, in the seventh embodiment to 10, the future from the change pattern of the steam temperature when calculating the predicted value SS of the thermal stress generated in the steam turbine shaft, determined by the prediction equation obtained from the linear difference equation is used to monitor thermal stress, when determining the operating parameters using the results , the advantage of the maximum and minimum value problem of linear.
【0116】 [0116]
この線形の最大値・最小値問題を利用するものには、2つの方法があるので、それぞれについて、図11および図12を用いて説明する。 The utilizes the maximum and minimum value problem for the linear, because there are two ways, each will be described with reference to FIGS. 11 and 12.
【0117】 [0117]
先ず、第1番目の方法は、熱応力を制約条件として、最短時間で起動するために温度パターンを計算する方法である。 First, the first method, a thermal stress constraints, a method for calculating the temperature pattern to start in the shortest time. 図11は、その計算のフローチャートであり、その手順は、以下のとおりである。 Figure 11 is a flowchart of the calculation, the procedure is as follows.
(1)蒸気温度の操作回数Nの初期値を設定する。 (1) the initial value of the steam temperature of operation count N.
(2)軸の温度分布の初期値X(0)を設定する。 (2) it sets an initial value X (0) of the temperature distribution in the axial.
(3)操作変数として、蒸気タービンの熱応力監視用の蒸気温度変化パターンUを与え、制約条件として、指定された蒸気温度に到達する時間M、蒸気温度の変化は非減少の条件を設定し、評価指標として、蒸気温度の変化パターンから計算される、将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値Yの最大値Jを与えて、最大値・最小値問題を解く。 (3) as manipulated variables, giving steam temperature change pattern U for thermal stress monitoring of the steam turbine, as a constraint condition, time M to reach the specified steam temperature, the change of the vapor temperature was set to the non-reducing conditions , as the evaluation index is calculated from the change pattern of the steam temperature, giving the maximum value J of the predicted value Y of thermal stress generated in the shaft of the steam turbine the future, solving the maximum value and minimum value problem.
(4)熱応力が制限値以下であれば、操作回数を減らして(1)に戻る。 (4) If the thermal stress is less than the limit value, the flow returns to reduce the number of operations (1).
制限値以上であれば、次に行く。 If the limit value or more, go to the next.
(5)(3)の計算で制限値以下を満たしたものがなければ、蒸気温度の操作回数Nを増やして(1)に戻る。 (5) (3) calculated by Without that meet the following limits, returning to increase the number of operations N of steam temperature (1). (3)の計算で制限値以下を満たしたものがあれば、次に行く。 If there are those that meet the following limit value in the calculation of (3), go to the next.
(6)前回の結果を蒸気温度の運転パターンとして採用する。 (6) The last result is employed as the operation pattern of the steam temperature.
【0118】 [0118]
次に、第2番目の方法は、起動時間を制約条件として、熱応力を最小として起動できるような蒸気温度パターンを計算する方法である。 Next, the second method, the constraint startup time, a method for calculating a steam temperature pattern can start the thermal stress as a minimum. 図12は、このときの蒸気温度パターンを計算するためのフローチャートである。 Figure 12 is a flow chart for calculating a steam temperature pattern of this case. この場合は、一回だけ最適化問題を解くことにより解を得ることができる。 In this case, it is possible to obtain a solution by solving only optimization problem once.
【0119】 [0119]
このように、線形最大値・最小値問題を解くという形に、最適化計算が構成されており、高速で最適解を得ることができる。 Thus, the form of solving a linear maximum and minimum value problem is constructed optimization calculation, it is possible to obtain an optimal solution at a high speed. 第9の実施の形態で述べた逐次最適化計算は、決められた制御周期毎に最適化計算を行うことが必要であるが、本実施の形態では、一回だけで最適化問題を解くことができるので、繰り返しの必要がない。 Sequential optimization calculation described in the ninth embodiment, it is necessary to perform optimization calculation for each control cycle which is determined, in this embodiment, to solve the optimization problem only once since it is, there is no need for repetition. したがって、計算能力の高くない制御システムにおいても、このような計算を容易に実現することができる。 Therefore, in not having high control system computing power, it is possible to easily realize such a calculation.
【0120】 [0120]
(第13の実施の形態) (Thirteenth embodiment)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第13の実施の形態は、第12の実施の形態の線形の最大値・最小値問題を利用する最適化計算の代わりに、線形計画法を用いるものである。 Thirteenth embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the present invention, instead of optimization calculation utilizing a linear maximum and minimum value problem of the twelfth embodiment, using a linear programming it is intended.
【0121】 [0121]
線形の最大値・最小値問題と線形計画法は、前述の参考文献にも示されているように、図13に示すような関係で相互に置き換えることができる。 The maximum value of the linear-minimum problems and linear programming, as shown in the aforementioned references can be replaced with each other in the relationship as shown in FIG. 13. したがって、第12の実施の形態の1番目の方法および2番目の方法において、最大値・最小値問題を使う部分を線形計画法で置き換えることができる。 Accordingly, in the first method and the second method of the twelfth embodiment, it is possible to replace a portion using the maximum value and minimum value problem in linear programming.
【0122】 [0122]
線形計画法を用いることにより、有限の計算回数で最適解を得ることができるので、計算時間の短縮を図ることができ、制御システムに高い計算能力を要求する必要がなくなる。 The use of linear programming, it is possible to obtain an optimal solution with calculation times finite, it is possible to shorten the calculation time, it is not necessary to require high computational power to the control system.
【0123】 [0123]
(第14の実施の形態) (Embodiment of the 14)
本発明によるコンバインドサイクル発電プラントの運転方法に係る第14の実施の形態は、第7から第13までの実施の形態において、最適な運転を与えるように求めた温度パターンと、実際に熱応力を管理するために用いられる温度とが、一致するように制御を行うものである。 Fourteenth embodiment according to the method of operating the combined cycle power generation plant according to the invention, in embodiments from the seventh to the thirteenth, and the temperature pattern determined to provide the optimum operation, the actual thermal stress and temperature used to manage, and performs control such match.
【0124】 [0124]
図14は、このような実施の形態による制御アルゴリズムを示したものである。 Figure 14 shows the control algorithm according to such an embodiment. 最適化計算で求めた蒸気温度のパターンを目標値とし、熱応力の管理のために計測されている蒸気温度の計測値と比較して、偏差がなくなるようにフィードフォワード制御信号を作る。 The steam temperature of the pattern obtained by the optimization calculation with a target value, by comparing the measured value of the steam temperature being measured for the management of the thermal stress, so that the deviation is eliminated making feed-forward control signal. 一方、予め求めた蒸気温度と発電出力との関係から発電出力信号を設定しておき、この発電出力信号と先のフィードフォワード制御信号を加え合わせて、発電出力の目標値を作成する。 On the other hand, have set up power output signal from the relationship between the power output and the pre-determined steam temperature, combined addition of feedforward control signal for the power output signal and the first, creating a target value of the generator output.
【0125】 [0125]
蒸気温度と発電出力の関係が容易に求められない場合には、フィードフォワード制御信号だけで発電出力の目標値とすることも可能である。 If the relationship of the steam temperature and the power generation output is not readily determined, it is possible to a target value only by the power generation output feed forward control signal.
【0126】 [0126]
このような制御アルゴリズムを構成することにより、最適化計算で求めた蒸気温度のパターンを目標値とし、予め求めた蒸気温度と発電出力との関係から設定した発電出力の目標値を修正することができる。 By constituting such a control algorithm, and the steam temperature of the pattern obtained by the optimization calculation with the target value, to modify the target value of the set power output from the relationship between power output and previously determined vapor temperature it can.
【0127】 [0127]
【発明の効果】 【Effect of the invention】
本発明のコンバインド発電プラントの運転方法によれば、プラントの運転制約条件を考慮に入れて、起動時間を最小にする最適化計算により運転パラメータを求め、この運転パラメータに従ってプラントを運転することにより、過大な熱応力を発生させずに、短時間でプラントの運転を起動することができる。 According to the method of operating a combined cycle power generating plant of the present invention, taking into account the operating constraints of the plant, determine the operating parameters by optimization calculation to minimize the startup time, by operating the plant in accordance with the operating parameters, without generating excessive thermal stress, it is possible to start the operation of the plant in a short time.
【図面の簡単な説明】 BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
【図1】第1の実施の形態の構成図。 Figure 1 is a configuration diagram of a first embodiment.
【図2】第1の実施の形態の作用の流れを示すフローチャート。 2 is a flowchart showing a flow of operation of the first embodiment.
【図3】第3の実施の形態において出力上昇区分化による最適計算モデル1を示す図。 FIG. 3 shows the optimum calculation model 1 according to an output rise partitioning in the third embodiment.
【図4】第3の実施の形態において出力上昇区分化による最適計算モデル2を示す図。 FIG. 4 shows the optimum calculation model 2 by the output increase partitioning in the third embodiment.
【図5】第5の実施の形態において最適化計算による運転パラメータを決定するフローチャート。 FIG. 5 is a flowchart for determining the operating parameters by optimization calculation in the fifth embodiment.
【図6】第5の実施の形態において運転パラメータ計算システムを有する制御システムの構成図。 Figure 6 is a configuration diagram of a control system having an operating parameter computing system in the fifth embodiment.
【図7】第6の実施の形態において運転パラメータを決定する方法1を示す図。 FIG. 7 illustrates a method 1 for determining the operating parameters in the sixth embodiment.
【図8】第6の実施の形態において運転パラメータを決定する方法2を示す図であり、(a)は開ループの場合、(b)は本実施の形態の閉ループの場合を示す。 8 is a diagram showing a method 2 for determining the operating parameters in the embodiment of the 6, (a) in the case of an open loop, a case of a closed loop (b) the present embodiment.
【図9】第11の実施の形態において熱応力の計算方法を示す図。 9 is a diagram showing a method of calculating thermal stress in the eleventh embodiment.
【図10】第11の実施の形態において目標値変換を示す図。 [Figure 10] Fig. 11 showing a target value conversion in the embodiment of.
【図11】第12の実施の形態において蒸気温度のパターンの計算の流れ1を示すフローチャート。 FIG. 11 is a flowchart illustrating a flow 1 of the calculation of the pattern of the steam temperature in the twelfth embodiment.
【図12】第12の実施の形態において蒸気温度のパターンの計算の流れ2を示すフローチャート。 12 is a flowchart showing the flow 2 of the calculation of the pattern of the steam temperature in the twelfth embodiment.
【図13】第13の実施の形態において等価性を説明する図。 FIG. 13 illustrates the equivalence in the thirteenth embodiment.
【図14】第14の実施の形態において発電出力目標値を作る制御アルゴリズムを示す図。 FIG. 14 is a diagram showing a control algorithm for making the generator output target value in the fourteenth embodiment.
【図15】従来のコンバインドサイクル発電プラントの構成図。 FIG. 15 is a block diagram of a conventional combined cycle power plant.
【図16】従来のコンバインドサイクル発電プラントにおける燃料流量と、発電出力、排ガス流量、排ガス温度、および蒸気温度の関係を示す図。 Shows [16] and the fuel flow rate in a conventional combined cycle power plant, power output, exhaust gas flow rate, exhaust gas temperature, and the relationship between the steam temperature.
【図17】従来のコンバインドサイクル発電プラントの起動時の運転の一例を示す図。 17 illustrates an example of operation at the start of a conventional combined cycle power plant.
【図18】従来のコンバインドサイクル発電プラントの制御システムの構成図。 Figure 18 is a configuration diagram of a control system of a conventional combined cycle power plant.
【符号の説明】 DESCRIPTION OF SYMBOLS
1…ガスタービン設備、1a…圧縮機、1b…ガスタービン、2…廃熱回収ボイラ、3…蒸気タービン設備、3a…蒸気タービン、4…発電機(ガスタービン軸)、4a…発電機(蒸気タービン軸)、5…復水器、6…ポンプ、 1 ... gas turbine equipment, 1a ... compressor, 1b ... gas turbine, 2 ... heat recovery boiler, 3 ... steam turbine facility, 3a ... steam turbine, 4 ... generator (gas turbine shaft), 4a ... generator (steam the turbine shaft), 5 ... condenser, 6 ... pump,
7…燃焼器、8…燃料弁、9…蒸気弁(1)、10…蒸気弁(2)、11…従来の制御装置、11a…第1の実施形態の制御装置、11b…第5の実施形態の制御装置、12…上位制御装置、12a…ガスタービン用下位制御装置、12b…蒸気タービン用下位制御装置、13a…ガスタービン用入出力装置、13b…蒸気タービン用入出力装置、14…発電プラント、15…運転パラメータ、15a…ガスタービン用運転パラメータ、15b…蒸気タービン用運転パラメータ、16…操作信号、16a…ガスタービン用操作信号、16b…蒸気タービン用操作信号、17a…ガスタービン用プロセスデータ、17b…蒸気タービン用プロセスデータ、18…運転パラメータ計算システム、19…運転データ処理システム、20…未知の入力 7 ... combustor, 8 ... fuel valve, 9 ... steam valve (1), 10 ... steam valve (2), 11 ... conventional control device, 11a ... control device of the first embodiment, 11b ... fifth embodiment form of the control device, 12 ... upper control unit, 12a ... low order control device for a gas turbine, 12b ... low order control device for a steam turbine, 13a ... gas turbine for input and output devices, 13b ... steam turbine output device, 14 ... power plant, 15 ... operating parameters, 15a ... gas turbine operating parameters, 15b ... steam turbine operating parameters, 16 ... operation signal, 16a ... gas turbine operation signals, 16b ... operation signal for a steam turbine, 17a ... the process for a gas turbine data, 17b ... steam turbine process data, 18 ... operating parameters computing system, 19 ... operating data processing system, 20 ... unknown input 21…運転目標値、22…初期値データ、23a…ガスタービン用操作器、23b…蒸気タービン用操作器、24a…ガスタービン用検出器、24b…蒸気タービン用検出器、181…最適計算、182…予測計算、191…データ選択、192…プラントデータ収集システム 21 ... operation target value, 22 ... initial value data, 23a ... gas turbine operating unit, 23b ... steam turbine operating unit, 24a ... gas turbine detector, 24b ... steam turbine detector, 181 ... optimal calculations, 182 ... prediction calculation, 191 ... data selection, 192 ... plant data collection system

Claims (14)

  1. ガスタービン設備と蒸気タービン設備から構成されるコンバインドサイクル発電プラントの起動から所定の発電出力までの運転を行うに当り、操作変数として、ガスタービンの昇速率GV、ガスタービンの最初の負荷保持の出力GO、ガスタービンの負荷保持中の蒸気の圧力GSP、バイパス蒸気と蒸気タービンへの蒸気注入のための切り替え時間CT、蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力の上昇率CVからなる運転パラメータを設定する段階と、 Hits the perform driving from the startup of the combined cycle power plant composed of the gas turbine system and a steam turbine facility to a predetermined power output, as a manipulated variable, speed-up of the gas turbine GV, the output of the first load retention of the gas turbine GO, the step of setting operating parameters consisting of the switching time CT, increase rate CV of combined power output of the subsequent switching of the steam for the steam injection pressure GSP steam in the load holding of the gas turbine, the bypass steam and a steam turbine When,
    制約条件として、コンバインドサイクル発電プラントの動特性シミュレーションによる予測計算を行い、運転操作によって生じると予測される、蒸気タービンの軸に発生する熱応力の値SS、蒸気発生器の高温部に発生する熱応力の値HS、 As constraints, making predictions calculated by dynamics simulation of a combined cycle power plant, is expected to occur by driving operation, the value SS of thermal stress generated in the steam turbine shaft, for generating a high temperature portion of the steam generator heat the value of stress HS,
    排煙ガス中の窒素酸化物の排出量の値NOからなるプラントの監視パラメータを設定する段階と、 And setting the monitoring parameters of a plant consisting emissions value NO of nitrogen oxides flue gas,
    評価指標として、コンバインドサイクル発電プラントの動特性シミュレーションによる予測計算を行い、運転操作によって生じると予測される、指定された発電出力に到達する到達時間PTを設定する段階と、 As an evaluation index, the steps of making predictions calculated by dynamics simulation of a combined cycle power plant, is expected to occur by driving operation, set the arrival time PT to reach the specified power output,
    前記操作変数と前記制約条件に基づいて、前記評価指標を最小にする最適化問題を運転開始前に解き,前記操作変数である運転パラメータを決定する段階とを有することを特徴とするコンバインド発電プラントの運転方法。 Based on the constraint condition and the operation variable, the solving evaluation index before starting the operation of the optimization problem of minimizing, combined power plant, characterized in that it comprises a step of determining the operating parameters is the operating variable the method of operation.
  2. 操作変数として、蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力の上昇率CVを、蒸気の切り替え以降のガスタービンの発電出力の上昇率GVに置換えたことを特徴とする請求項1記載のコンバインド発電プラントの運転方法。 As the manipulated variable, the increase rate CV of combined power output of the subsequent switching of the steam, the combined power plant according to claim 1, wherein the replacing the increase rate GV of electric power output of the gas turbine after switching of the steam operation Method.
  3. 操作変数である、蒸気の切り替え以降のコンバインド発電出力の上昇率CVあるいは蒸気の切り替え以降のガスタービン発電出力の上昇率GVを、複数の時間単位に区分して、それぞれの区分毎に上昇率CVnあるいはGVnを採ることを特徴とする請求項1又は2記載のコンバインド発電プラントの運転方法。 An operation variable, the increase rate GV rate of rise CV or switching after the gas turbine power generation output of the steam of a combined power output of the subsequent switching of the steam, and divided into a plurality of time units, the increase rate CVn for each segment or a method of operating according to claim 1 or 2 combined power generation plant, wherein the take GVn.
  4. 評価指標である、指定された発電出力に到達する時間PTを、制約条件に置換え、制約条件である、蒸気タービンの軸に発生する熱応力の値SS、蒸気発生器の高温部に発生する熱応力の値HS、排煙ガス中の窒素酸化物の排出量の値NOのいずれか1条件を評価指標に置換え、その他の条件はそのまま制約条件に残すことを特徴とする請求項1乃至3のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法。 Is an evaluation index, the time PT to reach the specified power output, replace the constraint is a constraint, the value SS of thermal stress generated in the steam turbine shaft, for generating a high temperature portion of the steam generator heat the value of the stress HS, replaced by metric any one condition of emission values ​​NO nitrogen oxides flue gas, according to claim 1 to 3 other conditions characterized by leaving intact constraints the method of operating a combined power generation plant according to any one.
  5. 前記動特性シミュレーション計算のための初期値として、発電プラントのプロセスデータを用いることを特徴とする請求項1乃至5のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法。 The dynamic characteristic as a simulation initial value for the calculation, the method of operating the combined power generation plant of any one of claims 1 to 5, characterized by using the process data of the power plant.
  6. 前記最適化計算は、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,運転パラメータを逐次更新することを特徴とする請求項5記載のコンバインド発電プラントの運転方法。 The optimization calculation is repeated every predetermined time period in accordance with the progress of the operation of the power plant, the method of operating the combined power generation plant according to claim 5, wherein updating the operating parameters sequentially.
  7. ガスタービン設備と蒸気タービン設備から構成されるコンバインドサイクル発電プラントの起動から所定の発電出力までの運転において、蒸気タービンへの蒸気の通気以降の運転を行うに当り、 In operation the start of a combined cycle power plant composed of the gas turbine system and a steam turbine facility to a predetermined power output, hits the perform driving of subsequent venting of the steam to the steam turbine,
    操作変数として、蒸気タービンの熱応力監視用の蒸気温度変化パターンを、予測計算の全時間にわたる一定の温度上昇率CT、あるいは、所定の時間間隔毎に設定される温度上昇率Tnのいずれか一方の蒸気温度変化パターンにして、設定する段階と、 As the manipulated variable, the steam temperature change pattern for thermal stress monitoring of the steam turbine, constant temperature rise rate CT over the entire time of the predictive calculation, or any temperature increase rate Tn set for each predetermined time interval Meanwhile and of the steam temperature change pattern, and setting,
    制約条件として、蒸気温度の変化パターンから動的シミュレーションにより計算される、将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値の最大値MSS、および蒸気温度の変化は非減少であることを設定する段階と、 Setting that as the constraint condition are calculated by the dynamic simulation of the change pattern of the steam temperature, the change of the maximum value MSS, and steam temperature predictive value of the thermal stress generated in the shaft of the steam turbine the future is nondecreasing the method comprising,
    評価指標として、指定された蒸気温度に到達する時間PTを設定する段階と、前記操作変数および前記制約条件に基づいて、前記評価指標を最小にする最適化問題を解いて蒸気温度のパターンを求め、得られた蒸気温度のパターンからコンバインド発電出力の運転パラメータを決定する段階とを有することを特徴とするコンバインド発電プラントの運転方法。 As an evaluation index, and setting the time PT to reach the specified steam temperature, on the basis of the manipulated variables and the constraints determine the pattern of the steam temperature the evaluation index by solving the optimization problem of minimizing the method of operating a combined power generation plant, characterized in that it comprises a step of determining the operating parameters of the combined power output from the pattern of the resulting steam temperature.
  8. ガスタービン設備と蒸気タービン設備から構成されるコンバインドサイクル発電プラントの起動から所定の発電出力までの運転において、蒸気タービンへの蒸気の通気以降の運転を行うに当り、 In operation the start of a combined cycle power plant composed of the gas turbine system and a steam turbine facility to a predetermined power output, hits the perform driving of subsequent venting of the steam to the steam turbine,
    操作変数として、蒸気タービンの熱応力監視用の蒸気温度変化パターンを、予測計算の全時間にわたる一定の温度上昇率CT、あるいは、所定の時間間隔毎に設定される温度上昇率PVnのいずれか一方の蒸気温度変化パターンを設定する段階と、 As the manipulated variable, the steam temperature change pattern for thermal stress monitoring of the steam turbine, constant temperature rise rate CT over the entire time of the predictive calculation, or any temperature increase rate PVn set for each predetermined time interval Meanwhile and setting the steam temperature change pattern,
    制約条件として、指定された蒸気温度に到達する時間PT、および蒸気温度の変化は非減少であることを設定する段階と、 As constraints, and setting the change in time PT, and steam temperature reached the specified steam temperature is non-decreasing,
    評価指標として、蒸気温度の変化パターンから動的シミュレーションにより計算される、将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値の最大値MSSを設定する段階と、 As an evaluation index, and setting the maximum MSS predicted value of the thermal stress generated is calculated by the dynamic simulation of the change pattern of the steam temperature, the axis of the steam turbine the future,
    前記操作変数および前記制約条件に基づいて、前記評価指標を最小にする最適化問題を解いて蒸気温度のパターンを求め、得られた蒸気温度のパターンから発電出力の運転パラメータを決定する段階とを有することを特徴とするコンバインド発電プラントの運転方法。 Based on the operating variables and the constraints determine the pattern of the steam temperature the evaluation index by solving the optimization problem of minimizing, and determining the operating parameters of the power output from the pattern of the resulting steam temperature the method of operating a combined power generation plant which is characterized in that it has.
  9. 前記最適化問題を解くための最適化計算において、前記最適化計算に含まれる動特性シミュレーション計算のための初期値は、計算時刻における発電プラントのプロセスデータを用いるとともに、前記最適化計算は、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、運転パラメータを逐次更新することを特徴とする請求項7又は8記載のコンバインド発電プラントの運転方法。 In the optimization calculation for solving the optimization problem, the initial value for the dynamic characteristics simulation calculations involved in the optimization calculation, with use of the process data of the power plant in the computation time, the optimization calculation, the generator progresses of plant operation, repeated every predetermined time period, method of operation according to claim 7 or 8 combined power plant as claimed and updates the operating parameters sequentially.
  10. ガスタービン設備と蒸気タービン設備から構成されるコンバインドサイクル発電プラントの起動から所定のコンバインド発電出力までの運転を行うに当り、蒸気タービンへの蒸気の通気以前の運転は、請求項1乃至6のいずれか1項記載の方法を用い、蒸気タービンへの蒸気の通気以降の運転は、請求項7乃至9のいずれか1項記載の方法を用いることを特徴とするコンバインド発電プラントの運転方法。 Hits the perform driving from the startup of the combined cycle power plant composed of the gas turbine system and a steam turbine facility to a predetermined combined power generation output, ventilation previous operation of the steam to the steam turbine, one of the claims 1 to 6 or using the method of any preceding claim, ventilation subsequent operation of the steam to the steam turbine, a method of operating a combined power generation plant, which comprises using the method of any one of claims 7 to 9.
  11. 前記蒸気温度の変化パターンから将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値SSの計算を行うに当り、前記動的シミュレーションの代わりに線形差分方程式から求めた予測計算式を用いることを特徴とする請求項7乃至10のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法。 Characterized by using the contact in the calculation of the predicted value SS of the thermal stress generated in the shaft of the steam turbine the future from the steam temperature change pattern, the prediction equation obtained from the linear difference equations, instead of the dynamic simulation any one method of operating a combined power plant as claimed in claim 7 to 10,.
  12. 前記蒸気温度の変化パターンから将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値の計算を行うに当り、前記動的シミュレーションの代わりに、線形差分方程式から求めた予測計算式を用い、前記最適化計算には、線形の最大値・最小値問題を用いることを特徴とする請求項7乃至10のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法。 Hit the the calculation of the predicted value of the thermal stress generated in the shaft of the future over the steam turbine from a change pattern of the steam temperature, in place of the dynamic simulation, using the prediction equation obtained from the linear difference equation, the optimum into the calculation, any one method of operating a combined power plant as claimed in claims 7 to 10 which comprises using a linear maximum and minimum value problem.
  13. 前記蒸気温度の変化パターンから将来にわたる蒸気タービンの軸に発生する熱応力の予測値の計算を行うに当り、前記動的シミュレーションの代わりに、線形差分方程式から求めた予測計算式を用い、前記最適化計算には、線形計画法を用いることを特徴とする請求項の7乃至10のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法。 Hit the the calculation of the predicted value of the thermal stress generated in the shaft of the future over the steam turbine from a change pattern of the steam temperature, in place of the dynamic simulation, using the prediction equation obtained from the linear difference equation, the optimum of the calculation method of operation 7-10 combined power plant according to any one of the preceding claims, characterized in that the use of linear programming.
  14. 前記最適化計算で求めた蒸気温度のパターンを目標値とし、前記目標値と熱応力の管理のために計測されている蒸気温度の計測値とが一致するように、前記目標値にフィードフォワード制御を行い、予め蒸気温度と発電出力との関係から求めた発電出力信号と前記フィードフォワード制御信号を加え合わせて発電出力の目標値を作成することを特徴とする請求項7乃至13のいずれか1項記載のコンバインド発電プラントの運転方法。 The steam temperature of the pattern which has been determined by the optimization calculation with a target value such that said target value and the measured value of the steam temperature being measured for the management of thermal stress match, the feedforward control to the target value was carried out, any one of claims 7 to 13, characterized in that to create a target value of the generator output power output signal obtained from the relationship between the combined addition of feedforward control signal and the power generation output and the pre-steam temperature the method of operating a combined power generation plant of claim wherein.
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