JP2006194550A - 排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法及び発生蒸気推定装置、発電設備の保全計画支援方法及び保全計画支援システム - Google Patents
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Abstract
【解決手段】排気ガスのボイラ入口温度の計算値Tg_inと所定の設定値(又は実測値)Tg_in_dとの偏差、低圧蒸発器17における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量Q2_aと排気ガス−水温度差から算出した伝熱量Q2_bとの偏差、高圧蒸発器15における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量Q4_aと排気ガス−水温度差から算出した伝熱量Q4_bとの偏差をパラメータとして予め記憶した目的関数Eが例えばゼロに近づくように、低圧主蒸気及び高圧主蒸気の流量Flp,Fhp、圧力、温度Tlp,Thpの最適値を演算する。
【選択図】図7
Description
すなわち、上記従来技術では、圧縮機効率の低下量からガスタービンの圧縮機の洗浄時期を判定するようになっており、言い換えれば圧縮機の汚れの度合いが一定に達したときを洗浄時期と判定するようになっている。そのため、洗浄作業に要する作業費負担、洗浄中の発電設備停止による発電損失、及び洗浄作業によって圧縮機効率が回復したときの運転費用(例えば燃料費用等)軽減を考慮したトータルコスト(言い換えれば、コスト対効果)の観点では、洗浄時期が最適になるとは限らなかった。また例えばガスタービン、排熱回収ボイラ、及び蒸気タービンで構成されたコンバインドサイクル発電設備において、圧縮機効率のようにガスタービンの性能のみに関連するパラメータから洗浄時期を判定すると、蒸気タービンの影響が考慮されないので、洗浄時期が最適になるとは限らなかった。
図1は、本発明の対象となるコンバインドサイクル発電設備の機器構成を表す概略図であり、図2は、本発明の対象となる排熱回収ボイラの構成を一例として表す概略図である。
各熱交換器において、排気ガス及び蒸気(又は水)の熱収支により下記の式(1)及び式(2)が与えられる。なお、下記の式(1)及び式(2)において、低圧節炭器18(i=1)、低圧蒸発器17(i=2)、高圧節炭器16(i=3)、高圧蒸発器15(i=4)、高圧一次過熱器14(i=5)、及び高圧二次過熱器13(i=6)とする。
Qi_a:各熱交換器における伝熱量
Fg:各熱交換器における排気ガスの流量
Hi_g_in:各熱交換器における排気ガス入口側のエンタルピ
Hi_g_out:各熱交換器における排気ガス出口側のエンタルピ
Fi_w:各熱交換器における蒸気(又は水)の流量
Hi_w_out:各熱交換器における蒸気(又は水)出口側のエンタルピ
Hi_w_in:各熱交換器における蒸気(又は水)入口側のエンタルピ
なお、排気ガスの入口側エンタルピHi_g_inは、各熱交換器における排気ガスの入口側圧力及び入口側温度から物性表に基づいて求められ、排気ガスの出口側エンタルピHi_g_outは、各熱交換器における排気ガスの出口側圧力及び出口側温度から物性表に基づいて求められる。また、蒸気(又は水)の出口側エンタルピHi_w_outは、各熱交換器における蒸気(又は水)の出口側圧力及び出口側温度から物性表に基づいて求められ、蒸気(又は水)の入口側エンタルピHi_w_inは各熱交換器における蒸気(又は水)の入口側圧力及び入口側温度から物性表に基づいて求められる。すなわち、この式(1)は、エンタルピ換算が介在するものの排気ガス及び蒸気(又は水)の流量、温度、圧力を変数とした関係式であり、各熱交換器における伝熱量Qi_aは、排気ガスの出入口温度差又は蒸気(又は水)の出入口温度差から算出した伝熱量といえる。
Qi_b:各熱交換器における伝熱量
Ki:各熱交換器の熱通過率
Ai:各熱交換器の伝熱面積
ΔTi:各熱交換器における排気ガスと蒸気(又は水)の温度差
なお、各熱交換器の熱通過率Ki及び伝熱面積Aiは所定の設計値として与えられ、排気ガスと蒸気(又は水)の温度差ΔTiは下記の式(3)〜式(5)で与えられる。
ΔTi=(Ti_g−Ti_w)/ln(Ti_g−Ti_w)・・・(3)
Ti_g:各熱交換器における排気ガスの代表温度
Ti_w:各熱交換器における蒸気(又は水)の代表温度
Ti_g=(Ti_g_in+Ti_g_out)/2・・・(4)
Ti_g_in:各熱交換器における排気ガスの入口側温度
Ti_g_out:各熱交換器における排気ガスの出口側温度
Ti_w=(Ti_w_in+Ti_w_out)/2・・・(5)
Ti_w_in:各熱交換器における蒸気(又は水)の入口側温度
Ti_w_out:各熱交換器における蒸気(又は水)の出口側温度
上記の式(2)は、排気ガス及び蒸気(又は水)の温度を変数とした関係式であり、各熱交換器における伝熱量Qi_bは、排気ガスと蒸気(又は水)の温度差から算出した伝熱量といえる。
全熱交換器において、排気ガスの流量Fgは一定値(=ボイラ入口側流量)である。詳細には、ガスタービン4における燃料流量と圧縮空気量の合計から求めることが可能である。
各熱交換器における排気ガスの出口側圧力及び入口側圧力は、例えば内部メモリ等の記憶手段に記憶され、排気ガス流量Fgに応じて予め設定された各熱交換器の圧力損失値から順次求めることが可能である。すなわち、まず低圧節炭器18における排気ガスの出口側圧力(言い換えれば、排熱回収ボイラ11のボイラ出口圧力)は大気圧であり、この大気圧に対し低圧節炭器18の圧力損失を加算した値を低圧節炭器18における排気ガスの入口側圧力とし、この算出した低圧節炭器18における排気ガスの入口側圧力(言い換えれば低圧蒸発器17における排気ガスの出口側圧力)に対し低圧蒸発器17の圧力損失を加算した値を低圧蒸発器17における排気ガスの入口側圧力とし、この算出した低圧蒸発器17における排気ガスの入口側圧力(言い換えれば高圧節炭器16における排気ガスの出口側圧力)に対し高圧節炭器16の圧力損失を加算した値を高圧節炭器16における排気ガスの入口側圧力とし、この算出した高圧節炭器16における排気ガスの入口側圧力(言い換えれば高圧蒸発器15における排気ガスの出口側圧力)に対し高圧蒸発器15の圧力損失を加算した値を高圧蒸発器15における排気ガスの入口側圧力とし、この算出した高圧蒸発器15における排気ガスの入口側圧力(言い換えれば高圧一次過熱器14における排気ガスの出口側圧力)に対し高圧一次過熱器14の圧力損失を加算した値を高圧一次過熱器14における排気ガスの入口側圧力とし、この算出した高圧蒸発器15における排気ガスの入口側圧力(言い換えれば高圧一次過熱器14における排気ガスの出口側圧力)に対し高圧一次過熱器14の圧力損失を加算した値を高圧一次過熱器14における排気ガスの入口側圧力として算出する。
図5に示すように上記低圧節炭器18、高圧節炭器16、高圧一次過熱器14、及び高圧二次過熱器13においては、詳細は後述するが、排気ガスの出口側温度Ti_g_out及び蒸気(又は水)の入口側温度Ti_w_in等(加えて、上記の流量及び圧力の条件)が与えられ、上記式(1)及び式(2)の連立方程式により、排気ガスの入口側温度Ti_g_in及び蒸気(又は水)の出口側温度Ti_w_outが算出される。
E(Tg_out,Flp,Fhp)=(Tg_in/Tg_in_set−1)2+(Q2_a/Q2_b−1)2+(Q4_a/Q4_b−1)2・・・(6)
この目的関数Eは、排気ガスのボイラ入口温度の計算値Tg_inと所定の設定値(又は実測値)Tg_in_dとの偏差の二乗、低圧蒸発器17における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量Q2_aと排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量Q2_bとの偏差の二乗、高圧蒸発器15における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量Q4_aと排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量Q4_bとの偏差の二乗の総和である。そして、この目的関数Eを例えばゼロ(所定の目標値)に近づけるために(言い換えれば、それぞれの偏差をゼロに近づけるために)、目標関数Eが所定のしきい値(許容値)ε1以下であるかどうかを判定する。
∂E/∂Tg_out={E(Tg_out+ΔTg_out/2,Flp,Fhp)−E(Tg_out−ΔTg_out/2,Flp,Fhp)}/ΔTg_in・・・(7)
ΔTg_out:排気ガスのボイラ出口温度の変更幅
∂E/∂ΔFlp={E(Tg_out,Flp+ΔFlp/2,Fhp)−E(Tg_out,Flp−ΔFlp/2,Fhp)}/ΔFlp・・・(8)
ΔFlp:低圧主蒸気の流量の変更幅
∂E/∂ΔFhp={E(Tg_out,Flp,Fhp+ΔFhp/2)−E(Tg_out,Flp,Fhp−ΔFhp/2)}/ΔFlp・・・(9)
ΔFhp:高圧主蒸気の流量の変更幅である。
6 蒸気タービン
11 排熱回収ボイラ
15 高圧蒸発器
17 低圧蒸発器
26 高圧スプレイ
28 保全計画支援システム
29 プロセスデータ部
30 機器特性データ部
31 コンバインドサイクル発電設備の物理モデル
32 物理モデル部
33 累積損失額演算部(累積損失額演算手段、演算手段)
34 作業時期判定部(作業時期判定手段)
36 表示部(表示手段)
37 通信制御部
38 ガスタービンの物理モデル
39 排熱回収ボイラの物理モデル
40 蒸気タービンの物理モデル
E 目的関数
Fg 排気ガスの流量
Fhp 高圧主蒸気の流量
Flp 低圧主蒸気の流量
Fsp 高圧スプレイの噴射流量
Fsp_d 高圧スプレイの噴射流の設定値
Q2_a,Q2_b 低圧蒸発器における伝熱量
Q4_a,Q4_b 高圧蒸発器における伝熱量
Tg_in 排気ガスのボイラ入口温度
Tg_in_d 排気ガスのボイラ入口温度の設定値
Tg_out 排気ガスのボイラ出口温度
Thp 高圧主蒸気のボイラ出口温度
Thp_d 高圧主蒸気のボイラ出口温度の設定値
Tlp 低圧主蒸気のボイラ出口温度
Tw_in 水のボイラ入口温度
Claims (12)
- ガスタービンから導入される排気ガスの状態量より発生蒸気の状態量を推定する排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法であって、
排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとして予め記憶手段に記憶した目的関数が、所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算手段で演算することを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法。 - 請求項1記載の排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法において、排気ガスの流量及び水のボイラ入口温度は所定の設定値又は実測値を入力し、排気ガスのボイラ出口温度及び前記発生蒸気の流量は任意の初期値を入力し、排気ガス及び蒸気又は水の圧力は予め記憶手段に記憶した流量−圧力の変換関数を用いて算出入力し、前記目的関数が前記所定の目標値に近づくように、前記発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を前記演算手段で演算することを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法。
- 請求項1記載の排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法において、前記発生蒸気の温度の計算値が高圧スプレイによって制御される所定の設定値に近づくように、高圧スプレイの噴射流量の最適値を前記演算手段で演算することを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定方法。
- ガスタービンから導入される排気ガスの状態量より発生蒸気の状態量を推定する排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置であって、
排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとした目的関数を予め記憶した記憶手段と、
この記憶手段に予め記憶した前記目的関数が所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算する演算手段を備えたことを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置。 - 請求項4記載の排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置において、前記演算手段は、排気ガスの流量及び水のボイラ入口温度は所定の設定値又は実測値を入力し、排気ガスのボイラ出口温度及び前記発生蒸気の流量は任意の初期値を入力し、排気ガス及び蒸気又は水の圧力は予め記憶手段に記憶した流量−圧力の変換関数を用いて算出入力し、前記記憶手段に予め記憶した前記目的関数が前記所定の目標値に近づくように、前記発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算することを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置。
- 請求項4記載の排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置において、前記演算手段は、前記発生蒸気の温度の計算値が高圧スプレイによって制御される所定の設定値に近づくように、高圧スプレイの噴射流量の最適値を演算することを特徴とする排熱回収ボイラの発生蒸気推定装置。
- ガスタービン、排熱回収ボイラ、及び蒸気タービンを備えたコンバインドサイクル発電設備において、
排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとして設定される目的関数が、所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算する排熱回収ボイラの物理モデルを介し、ガスタービンの物理モデル及び蒸気タービンの物理モデルを連携したコンバインドサイクル発電設備の物理モデルが物理モデル部に格納され、
前記コンバインドサイクル発電設備の物理モデルを用いて、発電設備の保全作業が行われたときの機器特性の回復による運転費用の軽減額を演算し、これによって前記保全作業が行われないことによる運転費用の累積損失額を累積損失額演算手段で演算し、
作業時期判定手段で前記累積損失額と保全費用額とを比較して前記保全作業の実施時期を判定することを特徴とする発電設備の保全計画支援方法。 - 請求項7記載の発電設備の保全計画支援方法において、前記保全作業が行われたときの機器特性の回復による前記運転費用の軽減額又は前記保全作業が行われないことによる前記運転費用の累積損失額を表示手段に表示することを特徴とする発電設備の保全計画支援方法。
- 請求項7記載の発電設備の保全計画支援方法において、前記保全作業の実施時期に基づいた情報を通信手段を介しユーザに提供することを特徴とする発電設備の保全計画支援方法。
- ガスタービン、排熱回収ボイラ、及び蒸気タービンを備えたコンバインドサイクル発電設備において、
前記コンバインドサイクル発電設備のプロセスデータを取得して格納するプロセスデータ部と、
前記プロセスデータから前記ガスタービン、前記排熱回収ボイラ、及び前記蒸気タービンの機器特性データをそれぞれ演算して格納する機器特性データ部と、
排気ガスのボイラ入口温度の計算値と所定の設定値又は実測値との偏差、蒸発器における排気ガスの出入口温度差又は水−蒸気の出入口温度差から算出した伝熱量と排気ガス−水の温度差から算出した伝熱量との偏差をパラメータとして設定される目的関数が、所定の目標値に近づくように、発生蒸気の流量、圧力、及び温度の最適値を演算する排熱回収ボイラの物理モデルを介し、ガスタービンの物理モデル及び蒸気タービンの物理モデルを連携したコンバインドサイクル発電設備の物理モデルを格納する物理モデル部と、
前記コンバインドサイクル発電設備の物理モデルを用いて、発電設備の保全作業が行われたときの機器特性の回復による運転費用の軽減額を演算し、これによって前記保全作業が行われないことによる運転費用の累積損失額を演算する累積損失額演算手段と、
この累積損失額演算手段で演算された前記累積損失額と保全費用額とを比較して前記保全作業の実施時期を判定する作業時期判定手段とを備えたことを特徴とする発電設備の保全計画支援システム。 - 請求項10記載の発電設備の保全計画支援システムにおいて、前記保全作業が行われたときの機器特性の回復による前記運転費用の軽減額又は前記保全作業が行われないことによる前記運転費用の累積損失額を表示する表示手段をさらに備えたことを特徴とする発電設備の保全計画支援システム。
- 請求項10記載の発電設備の保全計画支援システムにおいて、前記作業時期判定手段で判定された前記保全作業の実施時期に基づいた情報を通信手段を介しユーザに送信する通信制御手段をさらに備えたことを特徴とする発電設備の保全計画支援システム。
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