JP2009085182A - Combined cycle power generation plant - Google Patents
Combined cycle power generation plant Download PDFInfo
- Publication number
- JP2009085182A JP2009085182A JP2007259181A JP2007259181A JP2009085182A JP 2009085182 A JP2009085182 A JP 2009085182A JP 2007259181 A JP2007259181 A JP 2007259181A JP 2007259181 A JP2007259181 A JP 2007259181A JP 2009085182 A JP2009085182 A JP 2009085182A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power generation
- load request
- request command
- cycle
- power plant
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 15
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 50
- 239000003570 air Substances 0.000 description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 description 17
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 3
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
本発明は、コンバインドサイクル発電プラントに係り、具体的には、コンバインドサイクル発電プラントを構成するガスタービンと蒸気タービンの出力を増加する出力増加装置の起動停止制御に関する。 The present invention relates to a combined cycle power plant, and more particularly to start / stop control of an output increasing device that increases the output of a gas turbine and a steam turbine that constitute the combined cycle power plant.
電力を高効率で発生する発電プラントとして、コンバインドサイクル発電プラントが知られている。コンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービンから排出される排ガスの熱を利用して蒸気を発生し、発生した蒸気によって蒸気タービンを駆動し、それらのガスタービンと蒸気タービンとによって発電機を駆動するように構成されている。このように、コンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービンの排ガスが有する熱エネルギーを有効に利用することで、高効率での発電を達成することができる。 A combined cycle power plant is known as a power plant that generates power with high efficiency. In the combined cycle power plant, steam is generated using the heat of exhaust gas discharged from the gas turbine, the steam turbine is driven by the generated steam, and the generator is driven by the gas turbine and the steam turbine. It is configured. Thus, the combined cycle power plant can achieve high-efficiency power generation by effectively using the thermal energy of the exhaust gas of the gas turbine.
さらに、コンバインドサイクル発電プラントの出力を増加するために、ガスタービンの排ガスを加熱して昇温させる助燃装置、あるいはガスタービンの燃焼用空気を冷却する冷却器などの出力増加装置を使用する場合がある。 Furthermore, in order to increase the output of the combined cycle power plant, an auxiliary combustion device that heats the exhaust gas of the gas turbine to raise the temperature, or a power increase device such as a cooler that cools the combustion air of the gas turbine may be used. is there.
助燃装置は、ガスタービンの排ガスに燃料を噴霧して燃料を燃焼させて排ガスの温度を上昇させ、これにより蒸気の発生量を増加して、蒸気タービンの出力を増加して、発電出力を増加させる。 The auxiliary combustion device sprays fuel on the exhaust gas of the gas turbine and burns the fuel to raise the temperature of the exhaust gas, thereby increasing the amount of steam generated, increasing the output of the steam turbine, and increasing the power generation output Let
ガスタービンの燃焼用空気を冷却する冷却器は、圧縮機に流入する空気を冷却して、圧縮機に流入する空気の質量を増加させることにより、ガスタービンの燃焼器で燃焼できる燃料を増加して、ガスタービンの出力を増加させる。これと同時に、ガスタービン排ガスの流量が増加することにより、蒸気の発生量が増加して、蒸気タービンの出力が増加する。このように、ガスタービンの燃焼用空気の冷却器を設けることにより、ガスタービン出力と蒸気タービン出力が増加するので、コンバインドサイクル発電プラントの発電出力を増加することができる。 The cooler that cools the combustion air of the gas turbine cools the air that flows into the compressor and increases the mass of the air that flows into the compressor, thereby increasing the fuel that can be burned in the combustor of the gas turbine. Increase the output of the gas turbine. At the same time, as the flow rate of the gas turbine exhaust gas increases, the amount of steam generated increases and the output of the steam turbine increases. Thus, by providing the cooler for the combustion air of the gas turbine, the gas turbine output and the steam turbine output are increased, so that the power generation output of the combined cycle power plant can be increased.
出力増加装置の起動制御の一例として、特許文献1に、負荷要求指令が増加し、出力増加装置により出力を増加しなければ出力不足となるときに起動を開始することが提案されている。
As an example of the activation control of the output increasing device,
しかし、出力増加装置は起動してから、実際に出力が増加するまで、一定の時間遅れがあるため、特許文献1の方法によれば、負荷要求指令の増加に対して素早く対応することができないという問題がある。
However, since the output increasing device has a certain time delay from when it is activated until the output actually increases, according to the method of
すなわち、助燃装置を起動する場合は、燃料供給系統の燃料パージ等の起動準備してから着火完了するまでに一定の起動時間が必要になるから、一定の負荷追従遅れ(例えば、数分〜十数分)を避けることができない。また、ガスタービンの燃焼用空気の冷却器の場合においても、冷凍機を起動してから実際に冷却器により空気が冷却されるまでに一定の起動時間が必要になるから、負荷追従遅れを避けることができない。 That is, when starting the auxiliary combustion device, a certain start-up time is required from the preparation for starting the fuel supply system, such as fuel purge, to the completion of ignition. A few minutes) can not be avoided. Even in the case of a gas turbine combustion air cooler, a certain start-up time is required from when the refrigerator is started until the air is actually cooled by the cooler, thus avoiding load follow-up delay. I can't.
このような、負荷追従遅れを回避するために、出力増加装置を不要時であっても起動した状態で待機することが考えられる。しかし、出力増加装置を常時運転しておくことは、無駄な燃料が消費されるとともに、冷凍機動力の無駄が発生し、発電プラントの発電効率が低下するという問題がある。 In order to avoid such a load follow-up delay, it is conceivable to wait in a state where the output increasing device is activated even when it is not necessary. However, when the output increasing device is always operated, there is a problem that wasteful fuel is consumed, chiller power is wasted, and the power generation efficiency of the power plant is reduced.
本発明が解決しようとする課題は、負荷要求指令の増加に対応して出力増加装置を起動する際の負荷追従遅れを低減することにある。 The problem to be solved by the present invention is to reduce the load follow-up delay when starting the output increasing device in response to an increase in the load request command.
本発明は、上記課題を解決するため、設定周期ごとに入力される負荷要求指令に基づいて発電量を制御する発電量制御装置は、出力増加装置が停止中のとき、前記設定周期ごとに入力される負荷要求指令を実績値として次周期又は次周期以降の複数周期分の負荷要求指令の予測値を求める予測手段と、各周期の負荷要求指令の予測値が前記発電プラントの定格発電量を越えるか否か判定する判定手段と、該手段による少なくとも1周期分の前記予測値が前記定格発電量を越えるとき前記出力増加装置に起動指令を出力する起動制御手段を備えて構成されることを特徴とする。 In order to solve the above-described problem, the present invention provides a power generation amount control device that controls a power generation amount based on a load request command that is input every set cycle. A predicted means for obtaining a predicted value of the load request command for the next cycle or a plurality of cycles after the next cycle using the load request command to be a performance value, and the predicted value of the load request command for each cycle as a result Determining means for determining whether or not to exceed, and a start control means for outputting a start command to the output increasing device when the predicted value for at least one cycle by the means exceeds the rated power generation amount. Features.
すなわち、本発明によれば、設定周期ごとに将来の負荷要求指令の予測値を求め、予測値が発電プラントの定格発電量を越えると判定した場合に、出力増加装置を予め起動するようにしたのである。そのため、実際に負荷要求指令が増加する前に出力増加装置が起動されるので、予め起動する時間だけ負荷追従遅れを低減することができる。したがって、本発明によれば、出力増加装置を常時起動しておく必要がないから、発電効率の低下を抑制できる。 That is, according to the present invention, a predicted value of a future load request command is obtained for each set cycle, and when it is determined that the predicted value exceeds the rated power generation amount of the power plant, the output increasing device is started in advance. It is. Therefore, since the output increasing device is started before the load request command actually increases, the load follow-up delay can be reduced by the time for starting in advance. Therefore, according to this invention, since it is not necessary to always start an output increase apparatus, the fall of power generation efficiency can be suppressed.
ここで、発電プラントの定格発電量とは、出力増加装置を運転していない状態で、ガスタービンと蒸気タービンにより発電できる発電量をいう。ところで、ガスタービンは、周囲空気を燃焼用空気として用いていることから、周囲空気の気温によって吸気の質量が変動し、これによりガスタービンの出力も変動する。そこで、定格発電量は、例えば、設定周期ごとの気温に応じて補正することが好ましい。 Here, the rated power generation amount of the power plant refers to the power generation amount that can be generated by the gas turbine and the steam turbine in a state where the output increasing device is not operated. By the way, since the gas turbine uses ambient air as combustion air, the mass of the intake air varies depending on the temperature of the ambient air, and thus the output of the gas turbine also varies. Therefore, it is preferable to correct the rated power generation amount, for example, according to the temperature for each set cycle.
また、複数周期分の負荷要求指令の実績値に基づいて将来の複数周期分の負荷要求指令の予測値を求める狙いは、本発明の発電プラントの発電出力を電力託送により負荷に供給する場合の同時同量の制約条件を考慮したものである。例えば、同時同量の条件は、予め定めた基準時間(例えば、30分間)の平均電力量を契約電力量以内に保持するという条件である。この条件を満たすため、一般に、基準時間を複数の区間に分け、各区間の発電量を調整して、それらの平均電力量を契約電力量以内に保持することにより、違反した場合のペナルティを回避する制御が行われている。本発明は、この同時同量の運用を想定して、今回の基準時間における設定周期(例えば、5分間)ごとに、次の基準時間(例えば、30分間)における負荷要求指令の予測値を求め、次の基準時間における同時同量を満たすために、特定の設定周期における発電量が定格発電量を超えるときは、早めに出力増加装置を起動することにより、同時同量の運用を満たすことが容易になる。 Further, the purpose of obtaining the predicted value of the load request command for a plurality of future cycles based on the actual value of the load request command for a plurality of cycles is to supply the power generation output of the power plant of the present invention to the load by power consignment. It considers the same amount of constraints. For example, the simultaneous equal amount condition is a condition that the average power amount for a predetermined reference time (for example, 30 minutes) is kept within the contract power amount. In order to satisfy this condition, the penalty time is generally avoided by dividing the reference time into multiple sections, adjusting the power generation amount of each section, and keeping the average power amount within the contracted power amount. Control is being performed. The present invention calculates the predicted value of the load request command at the next reference time (for example, 30 minutes) at every set period (for example, 5 minutes) at the current reference time, assuming this simultaneous operation of the same amount. In order to satisfy the same amount of power at the next reference time, when the power generation amount in a specific set cycle exceeds the rated power generation amount, the simultaneous operation of the same amount can be satisfied by starting the output increasing device early. It becomes easy.
また、同時同量運用の場合、予測手段による次周期の予測値が、現在の設定周期における負荷要求指令の実績値に同時同量運用可能な負荷要求指令の増加可能な上限値を加えた値を越えるか否か判定する判定手段を設け、その判定が肯定のとき出力増加装置に起動指令を出力する起動制御手段を備えてなる構成とすることができる。ここで、同時同量運用可能な負荷要求指令の増加幅(上限)は、予めシミュレーションにより確認して、データベースに設定しておくことができる。例えば、出力xMWのときは、yMWまで増加できるなどのように設定する。また、実運用開始後は、経験値をデータベース化することもできる。 In the case of simultaneous same amount operation, the predicted value of the next cycle by the prediction means is a value obtained by adding the upper limit value of the load request command that can be operated at the same amount to the actual value of the load request command in the current set cycle. It is possible to provide a determination means for determining whether or not the value exceeds the value, and to include a start control means for outputting a start command to the output increasing device when the determination is affirmative. Here, the increase width (upper limit) of the load request command that can be operated at the same time can be confirmed in advance by simulation and set in the database. For example, when the output is xMW, it is set so that it can be increased to yMW. In addition, experience values can be made into a database after the start of actual operation.
本発明によれば、負荷要求指令の増加に対応して出力増加装置を起動する際の負荷追従遅れを低減することができる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the load follow-up delay at the time of starting an output increase apparatus corresponding to the increase in load request | requirement instruction | command can be reduced.
以下、本発明のコンバインドサイクル発電プラント(以下、発電プラントという。)の実施形態を図を参照して説明する。 Hereinafter, an embodiment of a combined cycle power plant (hereinafter referred to as a power plant) of the present invention will be described with reference to the drawings.
図1は、本発明の発電プラントの特徴部である出力増加装置の起動停止制御装置のブロック構成図である。図2は、本発明の発電プラントの構成概要を示すブロック構成図である。図3は、出力増加装置の起動制御手順の一実施形態を示すフローチャートである。図4及び図5は、出力増加装置の起動制御の動作を説明するタイミングチャートである。図6は、出力増加装置の停止制御手順の一実施形態を示すフローチャートである。 FIG. 1 is a block diagram of a start / stop control device for an output increasing device, which is a characteristic part of a power plant according to the present invention. FIG. 2 is a block diagram showing an outline of the configuration of the power plant according to the present invention. FIG. 3 is a flowchart illustrating an embodiment of a startup control procedure of the output increasing device. 4 and 5 are timing charts for explaining the operation of starting control of the output increasing device. FIG. 6 is a flowchart showing an embodiment of a stop control procedure of the output increasing device.
図2に示すように、ガスタービン(GT)1に発電機(G)2及び空気圧縮機(AC)3が連結され、ガスタービン1は空気圧縮機3から吐出される高圧空気により燃料を燃焼する燃焼器4から供給される燃焼ガスによって駆動され、発電機2を駆動して発電するようになっている。ガスタービン1を駆動した排ガスは、排熱回収ボイラ(HRSG)5に導かれ、図示していない給水源から供給される給水を加熱して蒸気を発生し、排熱回収ボイラ5を流通した排ガスは、図示していない排ガス処理装置を経て大気に放出されるようになっている。排熱回収ボイラ5で発生した蒸気は蒸気タービン(ST)6に導かれ、蒸気タービン6に連結された発電機(G)7を駆動して復水器に戻されるようになっている。図示例では、ガスタービン1と蒸気タービン6にそれぞれ発電機2、7を連結した二軸型を示したが、それらを一軸で連結した一軸型を適用することができる。
As shown in FIG. 2, a generator (G) 2 and an air compressor (AC) 3 are connected to a gas turbine (GT) 1, and the
このように構成される発電プラントは、図示していない発電量制御装置によって、上位の制御装置から与えられる負荷要求指令に応じて、ガスタービン1の出力を制御することにより、負荷追従制御を実行している。しかし、ガスタービン1による出力が上限の定格発電量に達してしまった状態では、負荷要求指令の増加に対して出力増加装置8(又は11)により対応する必要がある。
The power plant configured in this manner performs load follow-up control by controlling the output of the
ここで、ガスタービン1の吸気を冷却して出力を増加させる出力増加装置8は、空気圧縮機3の吸引空気を熱交換により冷却する冷却器10と、冷却器10に冷媒を循環する冷凍機9とを備えて構成される。ガスタービン1の燃焼器4で生成される燃焼ガスの量は、空気圧縮機3から供給される燃焼用空気の量に比例して増加する。燃焼器4に供給される燃焼用空気の量は、圧縮圧力及び質量流量に相関するから、空気圧縮機3の吸引空気を冷却することにより、質量流量を増加することができる。これにより、ガスタービン1に流入する燃焼ガス量を増加して、ガスタービン1の出力である発電量を増加させることができる。また、排熱回収ボイラ5に流入するガスタービン排ガスの流量が増加し、蒸気の発生量が増加して、蒸気タービン6の出力である発電量を増加させることができる。
Here, the
一方、ガスタービン1の排ガスを昇温させる出力増加装置11は、供給される燃料を排熱回収ボイラ5の入口部に設けられた助燃バーナから排ガス中に噴射し、排ガス中の残存酸素により燃焼させて、排ガスを昇温させるようになっている。これにより、排熱回収ボイラ5に流入するガスタービン排ガスの温度及び流量が増加するから、排熱回収ボイラ5における蒸気の発生量を増加して、蒸気タービン6の出力である発電量を増加させることができる。なお、出力増加装置11は、これに限らず、ガスタービン1から排熱回収ボイラ5に至る排ガス中に助燃バーナから燃料を噴射し、排ガス中の残存酸素により燃焼させて、排ガスを昇温させることもできる。また、本実施形態では、2つの出力増加装置8、11を備えた発電プラントを示しているが、いずれか一方の出力増加装置を備えて構成することができる。
On the other hand, the
出力増加装置8(又は11)は、本実施形態の特徴部である出力増加装置の起動停止制御装置15によって起動停止制御されるようになっている。起動停止制御装置15は、図1に示すように、負荷要求指令予測部16と、起動停止判定・監視部17を有して構成されている。負荷要求指令予測部16は、上位の制御装置から設定周期(例えば、5分)ごとに与えられる負荷要求指令MWDと、前日のうちに作成しておいた発電計画値MWPと、時刻tを設定周期ごとに取り込み、将来の負荷要求指令の予測値MWD*を求めて起動停止判定・監視部17に出力するようになっている。起動停止判定・監視部17は、上位の制御装置から与えられる負荷要求指令MWDと、負荷要求指令予測部16から出力される予測値MWD*を設定周期Tで取り込み、出力増加装置8(又は11)の起動又は停止の要否を判定し、出力増加装置8(又は11)に起動停止の指令信号を出力するようになっている。
The output increasing device 8 (or 11) is controlled to be started and stopped by the start /
ここで、図3に示したフローチャートに沿って、起動停止制御装置15の起動制御に係る負荷要求指令予測部16と起動停止判定・監視部17の構成を、動作とともに説明する。図3に示すように、負荷要求指令予測部16と起動停止判定・監視部17は、予め定められた設定周期T(例えば、5min)ごとに開始される。この設定周期は、入力される負荷要求指令MWDの周期に同期させることができる。ステップ101では、出力増加装置8(又は11)が起動中か否かを判断する。この判断は、起動停止判定・監視部17が出力増加装置8(又は11)に起動指令を出力していることを示すメモリのフラグに基づいて行う。この判断が肯定(YES)のときは、起動制御を終了する。ステップ101の判断が否定のときは、ステップ102に進む。
Here, along with the flowchart shown in FIG. 3, the configurations of the load request
ステップ102では、負荷要求指令MWDと、発電計画値MWPと、時刻tを取り込み、次周期以降の負荷要求指令の予測値MWD*を求める。予測値MWD*は、今回の周期i(i:自然数)における発電計画値MWPiと負荷要求指令MWDの実績値MWDiとの差(ΔMWDi=MWDi−MWDi)を求め、その差ΔMWDiを次周期i+1の発電計画値MWPi+1に加算して、負荷要求指令の予測値MWD*i+1を予測する。 In step 102, the load request command MWD, the power generation plan value MWP, and the time t are taken in, and the predicted value MWD * of the load request command after the next cycle is obtained. The predicted value MWD * is obtained as a difference (ΔMWD i = MWD i −MWD i ) between the power generation planned value MWP i and the actual value MWD i of the load request command MWD in the current cycle i (i: natural number). i is added to the power generation plan value MWP i + 1 in the next cycle i + 1 to predict the predicted value MWD * i + 1 of the load request command.
次に、起動停止判定・監視部17は、次式の判定を実行する。 Next, the start / stop determination / monitoring unit 17 executes the determination of the following equation.
予測値MWD*i+1>実績値MWDi+Ai+1 (1)
ここで、Ai+1は、同時同量運用可能な負荷要求指令MWDの増加幅の上限である。例えば30分間の需要電力量と発電量を一致させる同時同量運用の場合、シミュレーション又は実機データにより、出力増加装置8(又は11)の停止時に定格発電量G0でも、同時同量運用が実現できなくなるような負荷要求指令の増加幅の上限値Ai+1を予め把握しておく。そして、G0+Ai+1を超える負荷要求指令の予測値MWD*i+1が予測されるとき、出力増加装置8(又は11)を予め起動させておくことにより、追従遅れなく、余裕を持って負荷要求指令の増加に対応できる。
Predicted value MWD * i + 1 > actual value MWD i + A i + 1 (1)
Here, A i + 1 is the upper limit of the increase width of the load request command MWD that can be operated simultaneously at the same amount. For example, in the case of simultaneous operation with the same amount of power demand and power generation for 30 minutes, simultaneous operation with the same amount of power is realized even with the rated power generation amount G 0 when the output increasing device 8 (or 11) is stopped by simulation or actual device data. The upper limit value A i + 1 of the increase range of the load request command that cannot be obtained is grasped in advance. Then, when the predicted value MWD * i + 1 of the load request command exceeding G 0 + A i + 1 is predicted, the output requesting device 8 (or 11) is activated in advance, so that the load request can be made with a margin without following delay. It can cope with the increase in directives.
このようにして、起動停止判定・監視部17は、式(1)の判定結果が肯定(YES)のときは、出力増加装置8(又は11)に起動指令を出力する。この起動指令の出力タイミングは、ti〜ti+1の適当な時刻とする。 In this way, the start / stop determination / monitoring unit 17 outputs a start command to the output increasing device 8 (or 11) when the determination result of Expression (1) is affirmative (YES). The start command is output at an appropriate time from t i to t i + 1 .
一方、起動停止判定・監視部17における式(1)の判定結果が否定(NO)のときは、ステップ104に移行して、負荷要求指令の実績値MWDi+1を監視する。そして、ステップ105において、起動停止判定・監視部17は、次式の判定を実行する。 On the other hand, when the determination result of the expression (1) in the start / stop determination / monitoring unit 17 is negative (NO), the process proceeds to step 104 and the actual value MWD i + 1 of the load request command is monitored. In step 105, the start / stop determination / monitoring unit 17 executes the following determination.
実績値MWDi+1>定格発電量G0 (2)
式(1)の判定が肯定(YES)のとき、起動停止判定・監視部17は、出力増加装置8(又は11)に起動指令を出力する。この起動指令の出力タイミングは、ti+1とする。
Actual value MWD i + 1 > Rated power generation amount G 0 (2)
When the determination of Expression (1) is affirmative (YES), the start / stop determination / monitoring unit 17 outputs a start command to the output increasing device 8 (or 11). The output timing of this activation command is assumed to be ti + 1 .
一方、起動停止判定・監視部17における式(2)の判定結果が否定(NO)のときは、ステップ102に戻って、処理を繰り返すようになっている。 On the other hand, when the determination result of the expression (2) in the start / stop determination / monitoring unit 17 is negative (NO), the process returns to step 102 and the process is repeated.
以上説明したように、本実施形態の出力増加装置の起動停止制御装置15によれば、設定周期Tごとに次周期の負荷要求指令の予測値MWD*i+1を予測して、この予測結果に基づいて予め出力増加装置8(又は11)を起動しておくことができるから、負荷要求指令変化時にも素早い負荷追従を実現することができる。
(実施形態2)
図6に、本発明の発電プラントの特徴部である出力増加装置の起動停止制御装置15の停止制御手順の一実施形態を示すフローチャートを示す。
As described above, according to the start /
(Embodiment 2)
The flowchart which shows one Embodiment of the stop control procedure of the starting
図示のように、ステップ201で出力増加装置8(又は11)が起動しているかを設定周期で判定する。この判定が否定(NO)で、起動されていなければそこで終了する。一方、判定が肯定(YES)で、起動されていれば、ステップ202に進み負荷要求指令の実績値MWDi+1を監視する。そして、ステップ203に進み、起動停止制御装置15は、実績値MWDi+1が出力増加装置を使用しなければ出力不足となる値であれば、ステップ202に戻り処理を繰り返す。一方、ステップ203の判断が、出力増加装置8(又は11)を使用しなくても出力不足とならない負荷要求指令の実績値MWDi+1であれば、ステップ204に進む。
As shown in the figure, it is determined at a setting cycle whether the output increasing device 8 (or 11) is activated in step 201. If this determination is negative (NO) and not activated, the process ends there. On the other hand, if the determination is affirmative (YES) and activated, the process proceeds to step 202 and the actual value MWD i + 1 of the load request command is monitored. Then, the process proceeds to step 203, and the start /
ステップ204では、現在の時刻が昼時(12時〜13時)のような設定時間帯であるか否か判断し、肯定(YES)であればステップ202に戻り処理を繰り返す。ステップ204の判断が、否定で、昼時でなければ出力増加装置8(又は11)を停止する。 In step 204, it is determined whether or not the current time is a set time zone such as noon (12:00 to 13:00). If the determination is affirmative (YES), the process returns to step 202 and the process is repeated. If the determination in step 204 is negative and not during the daytime, the output increasing device 8 (or 11) is stopped.
すなわち、本実施形態の停止制御は、1日の電力需要変化の傾向が、例えば図7に示す様におおよそ把握することができ、電力需要が大きい昼間であっても、昼時(12時〜13時)は一般に電力需要が減少することに鑑み、出力増加装置8(又は11)の停止を制限する。 That is, in the stop control of this embodiment, the tendency of the daily power demand change can be roughly grasped as shown in FIG. 7, for example, and even in the daytime when the power demand is large, 13:00) generally limits the stoppage of the output increasing device 8 (or 11) in view of a decrease in power demand.
つまり、出力増加装置8(又は11)の起動中に、負荷要求指令が減少し、出力増加装置8(又は11)を使用せずに対応できる範囲の負荷要求指令に低下しても、予め電力需要が減少する短い時間帯であれば、その後の負荷要求指令の増加が予測されるが、それ以外の時間ではその後の負荷要求指令の減少が予測される。そこで、時刻によって負荷要求指令のその後の傾向を予測し、出力増加装置8(又は11)を停止するか否か判定することで、不要な出力増加装置の起動及び停止の繰り返しを回避することができる。 That is, even when the output request device 8 (or 11) is activated, the load request command decreases, and even if the load request command falls within a range that can be handled without using the output increase device 8 (or 11), In a short time period in which the demand decreases, a subsequent increase in load request command is predicted, but in other times, a subsequent decrease in load request command is predicted. Therefore, by predicting the subsequent tendency of the load request command according to the time and determining whether or not to stop the output increasing device 8 (or 11), it is possible to avoid unnecessary start and stop of the output increasing device. it can.
1 ガスタービン
2 発電機
4 燃焼器
5 排熱回収ボイラ
6 蒸気タービン
7 発電機
8 出力増加装置
9 冷凍機
10 冷却器
11 出力増加装置
12 助燃装置
15 起動停止制御装置
DESCRIPTION OF
Claims (6)
前記発電量制御装置は、前記出力増加装置が停止中のとき、前記設定周期ごとに入力される負荷要求指令を実績値として次周期又は次周期以降の複数周期分の負荷要求指令の予測値を求める予測手段と、各周期の負荷要求指令の予測値が前記発電プラントの定格発電量を越えるか否か判定する判定手段と、該手段による少なくとも1周期分の前記予測値が前記定格発電量を越えるとき前記出力増加装置に起動指令を出力する起動制御手段を備えてなることを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。 Gas turbine, steam turbine driven by steam generated by recovering heat of exhaust gas from the gas turbine, generator driven by the gas turbine and the steam turbine, and load request input every set cycle Increase in the output of at least one of a power generation amount control device that controls the power generation amount based on the command, a cooling device that cools the combustion air of the gas turbine, and an auxiliary combustion device that raises the temperature by burning the exhaust gas of the gas turbine In a combined cycle power plant comprising a device,
When the output increasing device is stopped, the power generation amount control device uses the load request command input for each set cycle as a result value and the predicted value of the load request command for the next cycle or a plurality of cycles after the next cycle. Determining means for determining, determining means for determining whether or not the predicted value of the load request command for each cycle exceeds the rated power generation amount of the power plant, and the predicted value for at least one cycle by the means determines the rated power generation amount A combined cycle power plant comprising: a start control means for outputting a start command to the output increasing device when exceeding.
前記発電量制御装置は、前記出力増加装置が停止中のとき、前記設定周期ごとに入力される負荷要求指令を実績値として次周期の負荷要求指令の予測値を求める予測手段と、該手段による次周期の負荷要求指令の予測値が、現在の設定周期の前記実績値に同時同量運用可能な負荷要求指令の増加可能な上限値を加えた値を越えるか否か判定する判定手段と、該手段の判定が肯定のとき前記出力増加装置に起動指令を出力する起動制御手段を備えてなることを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。 Gas turbine, steam turbine driven by steam generated by recovering heat of exhaust gas from the gas turbine, generator driven by the gas turbine and the steam turbine, and load request input every set cycle Increase in the output of at least one of a power generation amount control device that controls the power generation amount based on the command, a cooling device that cools the combustion air of the gas turbine, and an auxiliary combustion device that raises the temperature by burning the exhaust gas of the gas turbine In a combined cycle power plant comprising a device,
The power generation amount control device includes: a prediction unit that obtains a predicted value of the load request command in the next cycle using the load request command input at each set cycle as a result value when the output increasing device is stopped; A determination means for determining whether or not the predicted value of the load request command in the next cycle exceeds a value obtained by adding the upper limit value of the load request command that can be simultaneously operated in the same amount to the actual value of the current set cycle; A combined cycle power plant comprising start control means for outputting a start command to the output increasing device when the determination by the means is affirmative.
前記発電プラントの定格発電量は、前記設定周期ごとの気温に応じて補正することを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。 In the combined cycle power plant according to claim 1,
The combined cycle power plant is characterized in that the rated power generation amount of the power plant is corrected according to the temperature for each of the set cycles.
前記予測手段は、1日の時間に対応させて予め予測して作成された発電計画値と前記負荷要求指令の実績値との差を前記周期ごとに求め、該差を当該周期の前記発電計画値に加算して記負荷要求指令の予測値を求めることを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。 In the combined cycle power plant according to claim 1 or 2,
The predicting means obtains a difference between a power generation plan value created by predicting in advance corresponding to a time of a day and an actual value of the load request command for each cycle, and the difference is calculated for the power generation plan of the cycle. A combined cycle power plant characterized in that a predicted value of a load request command is obtained by adding to a value.
前記発電量制御装置は、前記出力増加装置が運転中のとき、前記設定周期ごとに、前記負荷要求指令と前記定格発電量を比較して、前記負荷要求指令が前記定格発電量以下のときは前記出力増加装置に停止指令を出力する停止制御手段を備えてなることを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。 In the combined cycle power plant according to any one of claims 1 to 4,
The power generation amount control device compares the load request command with the rated power generation amount for each set period when the output increasing device is in operation, and the load request command is less than the rated power generation amount. A combined cycle power plant comprising stop control means for outputting a stop command to the output increasing device.
前記停止制御手段は、前記負荷要求指令が前記定格発電量以下の時間帯が予め定めた時間帯であるときは、前記停止指令を出力しないことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。 In the combined cycle power plant according to claim 5,
The combined cycle power plant is characterized in that the stop control means does not output the stop command when a time zone in which the load request command is equal to or less than the rated power generation amount is a predetermined time zone.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007259181A JP4948348B2 (en) | 2007-10-02 | 2007-10-02 | Combined cycle power plant |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007259181A JP4948348B2 (en) | 2007-10-02 | 2007-10-02 | Combined cycle power plant |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2009085182A true JP2009085182A (en) | 2009-04-23 |
JP4948348B2 JP4948348B2 (en) | 2012-06-06 |
Family
ID=40658892
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2007259181A Active JP4948348B2 (en) | 2007-10-02 | 2007-10-02 | Combined cycle power plant |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP4948348B2 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014167768A1 (en) * | 2013-04-12 | 2014-10-16 | パナソニック株式会社 | Frequency control method and frequency control system |
WO2015129444A1 (en) * | 2014-02-27 | 2015-09-03 | 三菱重工業株式会社 | Power generation system and method for controlling power generation system |
JP2017201166A (en) * | 2016-05-03 | 2017-11-09 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | System and method to model power output of engine |
WO2019198756A1 (en) * | 2018-04-13 | 2019-10-17 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | Combined power plant |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5896109A (en) * | 1981-12-04 | 1983-06-08 | Toshiba Corp | Control device for combined generation plant |
-
2007
- 2007-10-02 JP JP2007259181A patent/JP4948348B2/en active Active
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5896109A (en) * | 1981-12-04 | 1983-06-08 | Toshiba Corp | Control device for combined generation plant |
Cited By (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014167768A1 (en) * | 2013-04-12 | 2014-10-16 | パナソニック株式会社 | Frequency control method and frequency control system |
JP5857228B2 (en) * | 2013-04-12 | 2016-02-10 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | Frequency control method and frequency control system |
US10067493B2 (en) | 2013-04-12 | 2018-09-04 | Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. | Frequency control method and frequency control system |
WO2015129444A1 (en) * | 2014-02-27 | 2015-09-03 | 三菱重工業株式会社 | Power generation system and method for controlling power generation system |
JP2015161243A (en) * | 2014-02-27 | 2015-09-07 | 三菱重工業株式会社 | Power-generating system and power-generating system control method |
KR20150119464A (en) * | 2014-02-27 | 2015-10-23 | 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 | Power generation system and method for controlling power generation system |
KR101589424B1 (en) | 2014-02-27 | 2016-01-27 | 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 | Power generation system and method for controlling power generation system |
CN106030051A (en) * | 2014-02-27 | 2016-10-12 | 三菱重工业株式会社 | Power generation system and method for controlling power generation system |
JP2017201166A (en) * | 2016-05-03 | 2017-11-09 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | System and method to model power output of engine |
WO2019198756A1 (en) * | 2018-04-13 | 2019-10-17 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | Combined power plant |
JP2019183777A (en) * | 2018-04-13 | 2019-10-24 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | Combined power generation plant |
JP7143107B2 (en) | 2018-04-13 | 2022-09-28 | 三菱重工業株式会社 | Combined power plant |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP4948348B2 (en) | 2012-06-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101135512B (en) | Air-conditioning and electric power generating system and control method for the same | |
JP5787857B2 (en) | Control method for gas turbine cooling system, control device for executing the method, and gas turbine equipment equipped with the control device | |
US7915868B1 (en) | Method of synchronizing a turbomachine generator to an electric grid | |
RU2535442C2 (en) | Method of operation of combined power station | |
JP2006274868A (en) | Operation control device for gas turbine generator | |
EP2891772A1 (en) | Start control unit for steam turbine plant | |
JP2005534883A (en) | Waste heat steam generator | |
JP2019044667A (en) | Control device, gas turbine combined cycle power generation system with the same, program, and method for controlling gas turbine combined cycle power generation system | |
JP4948348B2 (en) | Combined cycle power plant | |
JPS58222730A (en) | Device for operating generating plant | |
JP2010261456A (en) | System and method for heating fuel for gas turbine | |
JP4885199B2 (en) | Gas turbine operation control apparatus and method | |
JP2011027036A (en) | Combined power generation plant and method for controlling the same | |
JP6244099B2 (en) | Combined cycle power plant and operation method thereof | |
JP4892539B2 (en) | Combined power plant and waste heat recovery boiler | |
US10697369B2 (en) | Method for shutting down a gas turbine and a steam turbine of a combined cycle power plant at the same time | |
JP4208397B2 (en) | Start-up control device for combined cycle power plant | |
JP4535451B2 (en) | Cold and hot water system | |
CN110382842B (en) | Gas turbine combined cycle plant and control method for gas turbine combined cycle plant | |
JP2005214047A (en) | Combined cycle power generation plant and method of operating the same | |
JP2000045791A (en) | Gas turbine intake controller | |
JP4981509B2 (en) | Combined power plant steam turbine operation control system | |
JP6223802B2 (en) | Control device for combined power generation system, combined power generation system including the same, and control method for combined power generation system | |
KR20150105958A (en) | Method for controlling a thermal power plant using regulator valves | |
JP4515330B2 (en) | High humidity gas turbine equipment, control device and control method thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20100106 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20110929 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20111004 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20111205 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20120207 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20120306 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150316 Year of fee payment: 3 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 4948348 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313111 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |