JP2009221863A

JP2009221863A - 複合発電プラントの制御装置

Info

Publication number: JP2009221863A
Application number: JP2008064263A
Authority: JP
Inventors: Masataka Katsumata; 理毅勝又; Toyohiro Akehi; 豊博明比
Original assignee: Toshiba Corp
Current assignee: Toshiba Corp
Priority date: 2008-03-13
Filing date: 2008-03-13
Publication date: 2009-10-01
Anticipated expiration: 2028-03-13
Also published as: JP4913087B2

Abstract

【課題】蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御を保ちつつ発生蒸気量と消費蒸気量とのバランスを保つことができる複合発電プラントの制御装置を提供することである。
【解決手段】ガスタービンの排ガスを用いて排熱回収ボイラで蒸気を発生させ蒸気タービンを駆動し前記ガスタービン及び蒸気タービンで発電機を駆動する多軸型コンバインドサイクル発電設備と、蒸気タービンの排気またはタービンバイパス弁を介して排熱回収ボイラからの蒸気を使用する付帯設備とから構成された複合発電プラントの制御装置において、稼働しているすべてのダクトバーナ負荷が最大に到達した場合に蒸気タービンを前圧制御させて排気圧力制御から蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御に切り替える蒸気タービン制御装置と、蒸気タービンが前圧制御となった後に付帯設備に供給する蒸気をタービンバイパス弁を介して供給するダクトバーナ制御系とを備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、多軸型コンバインドサイクル発電設備と蒸気を使用する付帯設備とを備えた複合発電プラントを制御する複合発電プラントの制御装置に関する。

複合発電プラントとして、多軸型コンバインドサイクル発電設備と蒸気を使用する付帯設備とから構成されたものがある。多軸型コンバインドサイクル発電設備は、例えば、２台のガスタービンと１台の蒸気タービンとで１台の発電機を駆動するコンバインドサイクル発電システムである。このようなコンバインドサイクル発電システムでは、ガスタービンの排ガスを用いて排熱回収ボイラで蒸気を発生させ、その蒸気で蒸気タービンを駆動し、ガスタービン及び蒸気タービンで発電機を駆動する。一方、付帯設備は、多軸形コンバインドサイクル発電設備の排熱回収ボイラからの蒸気を使用する設備であり、例えば、蒸気で海水を蒸発させて水を生産する造水プラントや蒸気で温熱を蓄熱する設備等がある。

図８は、従来の複合発電プラントの一例を示した構成図である。発電設備２００は、複数台のガスタービン発電設備２０１ａ〜２０１ｍと、複数台の蒸気タービン発電設備３０１ａ〜３０１ｎとで構成されたいわゆる多軸型コンバインドサイクル発電設備である。また、発電設備２００からの蒸気を使用する複数台の付帯設備５０１ａ〜５０１ｐと複数台の復水器設備６０１ａ〜６０１ｑとが接続されている。復水器設備６０１ａ〜６０１ｑは、余剰となった発電設備２００からの蒸気を回収する目的で設置される。この復水器設備６０１ａ〜６０１ｑの代わりに、蒸気タービン入口側及び蒸気タービン排気側の双方またはいずれか一方に図示省略の蒸気逃がし弁を設置し、余剰となった蒸気を回収せずに大気に放出する場合もある。

ガスタービン発電設備２０１ａ〜２０１ｍは同一構成であるのでガスタービン発電設備２０１ａについて説明する。蒸気タービン発電設備３０１ａ〜３０１ｎ、付帯設備５０１ａ〜５０１ｐ、復水器設備６０１ａ〜６０１ｑについても同様である。

ガスタービン２０２ａの燃焼器２０３ａには燃料弁２０４ａを介して燃料が投入され、燃焼ガスによりガスタービン２０２ａを駆動し、ガスタービン２０２ａと同一軸上に接続された発電機２０５ａを駆動して電力を得る。ガスタービン負荷は負荷検出手段２０６ａで検出され、燃料弁２０４ａを操作することにより制御される。

一方、ガスタービン２０２ａからの高温の燃焼ガスは、排熱回収ボイラ２１１ａに導入される。排熱回収ボイラ２１１ａでは付帯設備５０１ａ〜５０１ｐ、復水設備６０１ａ〜６０１ｑからの復水が脱気器２１２ａに供給される。脱気器２１２ａでは、蒸発器２１３ａでガスタービン２０２ａの燃焼ガスにより発生した蒸気により復水が脱気され、脱気された給水は給水ポンプ２１４ａで昇圧され、節炭器２１５ａでガスタービン２０２ａの排気により昇温される。昇温された給水は、蒸気ドラム２１６ａに供給される。蒸気ドラム２１６ａからの給水は、蒸発器２１７ａでガスタービン２０２ａの燃焼ガスにより蒸発し、蒸気となる。蒸気ドラム２１６ａからの蒸気は、過熱器２１８ａでガスタービン２０２ａの燃焼ガスにより過熱され、圧力検出手段２２１ａで圧力が、流量検出手段２２２ａで流量が検出され、蒸気タービン発電設備３０１ａ〜３０１ｎに供給される。

一方、排熱回収ボイラ２１１ａには、ダクトバーナ２１９ａが設置されている。排熱回収ボイラ２１１ａは、ガスタービン２０２ａの燃焼ガスにより復水から蒸気を生成するが、要求される蒸気量がガスタービン２０２ａからの燃焼ガスにより生成される蒸気量よりも多い場合には、これを補うために燃料弁２２０ａを開弁し、ダクトバーナ２１９ａの負荷を増加させ、排熱回収ボイラ２１１ａへの入熱を増加させる。これにより、より多くの蒸気量を生成させる。また、排熱回収ボイラ２１１ａの起動／停止時、蒸気タービン発電設備３０１ａ〜３０１ｎを使用しない場合などのために、タービンバイパス弁２２３ａが設置されている。

排熱回収ボイラ２１１ａで生成された高温高圧の蒸気は、タービンバイパス弁２２３ａにより減圧・減温され、蒸気タービン３０２ａの排気と合流し、付帯設備５０１ａ〜５０１ｐまたは復水設備６０１ａ〜６０１ｑに供給される。図示した一例では、タービンバイパス弁２２３ａの１次側は排熱回収ボイラ２１１ａの出口に接続されているが、各ガスタービン発電設備２０１ａ〜２０１ｍからの蒸気が合流した後に接続される場合もある。

各ガスタービン発電設備２０１ａ〜２０１ｍより供給された蒸気は合流し、圧力検出手段４０１で圧力が検出され、蒸気タービン発電設備３０１ａの加減弁３０３ａを介して蒸気タービン３０２ａに導入される。蒸気タービン３０２ａで発生した駆動力により、同一軸上に接続された発電機３０４ａを駆動して電力を得る。蒸気タービンの負荷は負荷検出手段３０５ａで検出され、蒸気タービン３０２ａの負荷は、加減弁３０３ａを操作することにより調整される。蒸気タービン３０２ａで仕事をした蒸気は、圧力検出手段３０６ａで圧力が検出される。また、蒸気タービン２０２の回転数が、回転数検出手段３０７ａにより検出される。

各蒸気タービン設備３０１ａ〜３０１ｎで使用された蒸気と、タービンバイパス弁２２３ａからの蒸気は合流し、圧力検出手段４０２で圧力を検出され、付帯設備５０１ａ〜５０１ｐ、または復水器設備６０１ａ〜６０１ｑに供給される。付帯設備５０１ａでは、供給された蒸気が使用され、一部が復水となってガスタービン発電設備２０１ａ〜２０１ｍに戻される。以下、付帯設備５０１ａ〜５０１ｐの一例として造水プラントである場合について説明する。

熱交換器５０２ａで海水供給系統５１１からの海水を蒸気タービン発電設備３０１ａ〜３０１ｎより供給される蒸気により蒸発させ生産水を得る。各付帯設備５０１ａ〜５０１ｐで生成された生産水は生産水系統５１３により供給される。使用する蒸気は、流量検出手段５０４ａで流量が検出され、熱交換器５０２ａで海水と熱交換を終えた蒸気は復水となり、復水ポンプ５０３ａを介して、ガスタービン発電設備２０１ａ〜２０１ｍに供給される。また、余剰な海水は海水戻り系統５１２を介して排水される。

蒸気タービン発電設備３０１ａ〜３０１ｎまたはガスタービン発電設備２０１ａ〜２０１ｍからの蒸気が付帯設備５０１ａ〜５０１ｐで消費される蒸気よりも多い場合に、この余剰蒸気を復水に戻すために、復水器設備６０１ａ〜６０１ｑが設置されている。復水器設備６０１ａでは、蒸気タービン発電設備３０１ａ〜３０１ｎまたはガスタービン発電設備２０１ａ〜２０１ｍからの蒸気の流量が流量検出手段６０５ａにより検出され、調節弁６０３ａ（以下復水器の調節弁と称す）を介して復水器６０２ａに導入され、復水器６０２ａでは、海水供給系統５１１から供給された海水により、蒸気を冷却し復水とし、復水ポンプ６０４ａを介して、ガスタービン設備発電設備２０１ａ〜２０１ｍに供給される。なお、ガスタービン発電設備２０１ａ〜２０１ｍ、蒸気タービン発電設備３０１ａ〜３０１ｎ、付帯設備５０１ａ〜５０１ｐ、復水器設備６０１ａ〜６０１ｑの台数は、そのプラント規模により任意の数の組合せとなる。

図９ないし図１４は、このような複合発電プラント構成に対する従来の制御装置のシステム構成図である。図９は、ガスタービン出力制御系、蒸気タービン出力制御系及びダクトバーナ制御系の構成図である。図９において、各ガスタービンの発電機２０５ａ〜２０５ｍの負荷検出手段２０６ａ〜２０６ｍからの各負荷信号を加算器１で合計し、ガスタービン合計負荷を得る。また各蒸気タービンの発電機３０４ａ〜３０４ｎの負荷検出手段３０５ａ〜３０５ｎからの各負荷信号を加算器２で合計し、蒸気タービン合計負荷を得る。加算器３では、加算器１からのガスタービン合計負荷と、加算器２からの蒸気タービン合計負荷の加算を行いプラント合計負荷を得る。設定器４には、中給または運転員により発電設備全体に対する負荷指令が設定されており、この発電設備全体負荷指令値とプラント合計負荷との偏差を減算器５で計算し、ＰＩＤ制御器６では、減算器５からの偏差を少なくするようにガスタービン負荷指令値の出力を信号保持器８に対して行う。

ＰＩＤ制御器６からのガスタービン負荷指令値は、蒸気タービン負荷制御モード７がオンした場合（以下蒸気タービン負荷制御モードとする）は信号保持器８で保持されるが、蒸気タービン負荷制御モード７がオフ（以下ガスタービン負荷制御モードとする）している場合は、そのまま按分器９に出力される。按分器９では、稼動しているガスタービン台数で信号保持器８からのガスタービン負荷指令値の按分を行い、切替器１０ａ〜１０ｍに出力する。設定器１１ａ〜１１ｍには、中給からの信号または運転員により各ガスタービンの発電機２０５ａ〜２０５ｍに対する個別負荷設定値が設定されており、切替器１０ａ〜１０ｍに出力される。

切替器１０ａ〜１０ｍでは、中給からの信号または運転員により設定される発電機個別負荷制御モード１２がオンした場合は、設定器１１ａ〜１１ｍからの個別負荷設定値を選択し、発電機個別負荷制御モード１２がオフした場合は、按分器９からの発電設備全体負荷制御指令値を選択し、各ガスタービン制御装置１３ａ〜１３ｍに対して出力を行う。各ガスタービン制御装置１３ａ〜１３ｍでは、ガスタービンの燃料弁２０４ａ〜２０４ｍを操作することによりガスタービン２０２ａ〜２０２ｍの負荷が制御される。蒸気タービン負荷制御モード７は、基本的にはガスタービンの負荷が最大負荷または最小負荷となった場合にオンする。これについては図１４に基づいて後述する。

一方、蒸気タービンの負荷制御においては、設定器４からの発電設備全体に対する負荷指令値とガスタービン合計発電量との偏差が減算器１５で計算され、蒸気タービン負荷制御モードの場合に、スイッチ１４により蒸気タービン負荷指令値として按分器１６に対して出力されるようになっている。按分器１６では、稼動している蒸気タービン台数により、蒸気タービン負荷指令値の按分を行い切替器１７ａ〜１７ｎに出力する。

設定器１８ａ〜１８ｎには、中給からの信号または運転員により各蒸気タービンの発電機３０４ａ〜３０４ｎに対する、個別負荷設定値が設定されており、切替器１７ａ〜１７ｎに出力される。切替器１７ａ〜１７ｎでは、発電機個別負荷制御モード１２がオンした場合は、設定器１８ａ〜１８ｎからの個別負荷設定値を選択し、発電機個別負荷制御モード１２がオフした場合は、按分器１６からの発電設備全体負荷制御指令値を選択し、各蒸気タービン制御装置２０ａ〜２０ｎに対して出力を行う。

図１０は蒸気タービン制御装置２０ａの構成図である。図１０において、負荷指令値１９ａは変化率制限器４１ａに入力される。変化率制限器４１ａでは、蒸気タービン３０２ａにより制約される蒸気タービンの負荷変化率が設定されており、滑らかな負荷指令値が減算器４２ａに対して出力される。減算器４２ａでは、蒸気タービンの発電機３０４ａの負荷検出手段３０５ａからの負荷信号と負荷指令値の偏差が求められ、ＰＩＤ制御器４３ａに出力される。ＰＩＤ制御器４３ａでは、減算器４２ａからの偏差に見合った制御出力を計算し切替器４７ａに出力を行う。

一方、設定器４４ａには蒸気タービン制御装置２０ａが排気圧力制御を行う場合の排気圧力設定値が設定されており、圧力検出手段３０６ａからの蒸気タービンの排気圧力が減算器４５ａに入力され、排気圧力設定値との偏差が求められＰＩＤ制御器４６ａに対して出力を行う。ＰＩＤ制御器４６ａでは、減算器４５ａからの偏差に見合った制御出力を切替器４７ａに対して出力を行う。切替器４７ａでは、蒸気タービン負荷制御モード（蒸気タービン負荷制御モード７がオン）の場合はＰＩＤ制御器４３ａからの制御出力を選択し、ガスタービン負荷制御モード（蒸気タービン負荷制御モード７がオフ）の場合はＰＩＤ制御器４６ａからの制御出力を選択し、加算器４８ａに出力する。

設定器４９ａには、蒸気タービン３０２ａの回転数設定値が設定されており、減算器５０ａに対して回転数設定値が出力される。減算器５０ａには回転数検出手段３０７ａより、蒸気タービン３０２ａの回転数が入力され、回転数設定値との偏差が求められ、Ｐ制御器５１ａに対して偏差の出力を行う）。Ｐ制御器５１ａでは偏差に見合った周波数補正制御出力を計算し、スイッチ５２ａに対して出力を行う。バイアス設定モード５３ａは、蒸気タービンで周波数変動の補正を行う場合にオンする信号であり、プラントの状態や運転員の設定によりオンする。バイアス設定モード５３ａがオンした場合に、スイッチ５２ａはＰ制御器５１ａからの周波数補正制御出力を加算器４８ａに対して出力を行う。加算器４８ａでは切替器４７ａからの制御指令値に、スイッチ５２ａからの周波数補正制御出力を加算し、加減弁３０３ａに対する制御指令値の出力を行い、加減弁３０３ａの操作を行う。

以上により、発電設備全体負荷指令値に対して、通常時の制御モードであるガスタービン負荷制御モードの場合は、ガスタービンは負荷制御を行い、蒸気タービンは排気圧力の制御を行う。蒸気タービン負荷制御モードの場合は、ガスタービンはその負荷指令を保持させ、蒸気タービンで負荷制御を行うこととなる。また、バイアス設定モード５３ａがオンの場合は、蒸気タービン制御装置２０ａで周波数変動を抑えるべく蒸気タービンの回転数制御を加えることにより、蒸気タービンにより系統周波数変動を吸収し制御を行う。

次に、ダクトバーナ２１９ａの制御について図９を参照して説明する。ダクトバーナ２１９ａの制御においては、蒸気タービンの負荷指令値１９ａ〜１９ｎが、各関数発生器２１ａ〜２１ｎに入力され、各関数発生器２１ａ〜２１ｎでは各蒸気タービン負荷指令値に基づいたダクトバーナ２１９ａの制御設定値、すなわち蒸気タービン入口側圧力の設定値が設定されている。この蒸気タービン入口側圧力設定値は、各負荷で各蒸気タービンを最も効率良く運転することができる圧力、すなわち中負荷〜高負荷において加減弁３０３ａを全開させる圧力であり、その一例を図１１に示す。図１１は、蒸気タービン負荷指令値に対するダクトバーナ２１９ａの設定値を示したグラフであり、ダクトバーナ２１９ａの設定値は、各蒸気タービン負荷に対して蒸気タービンの効率を最大とする蒸気タービン入口の圧力としたものである。

図９において、関数発生器２１ａ〜２１ｎの出力は高値選択器２２に入力され、高値選択器２２では入力された関数発生器２１ａ〜２１ｎの出力の中で最も高い値を選択し、加算器２３に出力する。加算器２３では、高値選択器２２からの圧力設定値に、設定器２４からのバイアス値の加算を行い切替器２５に出力を行う。一方、負荷検出手段３０５ａ〜３０５ｎより各蒸気タービンの発電機３０４ａ〜３０４ｎの負荷が関数発生器２６ａ〜２６ｎに各々入力される。関数発生器２６ａ〜２６ｎには、各蒸気タービン負荷指令値に基づいた、ダクトバーナ２１９ａの制御設定値、すなわち蒸気タービン入口側圧力設定値が設定されている。この蒸気タービン入口側圧力設定値は、各負荷で蒸気タービンを最も効率良く運転することができる圧力にバイアスを加算した圧力が設定されている。関数発生器２６ａ〜２６ｎの設定値の一例を図１２に示す。

図１２は、蒸気タービン負荷に対するダクトバーナ２１９ａの設定値を示したグラフであり、ダクトバーナ２１９ａの設定値は、各負荷に対して各蒸気タービンの効率を最大とする蒸気タービンの入口の圧力（破線で示す）にバイアスを加算したものである。破線で示された蒸気タービンを最も効率良く運転することができる蒸気タービンの入口側圧力とは、加減弁３０３ａを全開させる圧力であり、これにバイアスを加算した圧力でダクトバーナ２１９ａの制御を行うことにより、加減弁３０３ａを絞り運用とし、各蒸気タービン制御装置２０ａ〜２０ｎの排気圧力制御において、排気圧力が低下した場合にこれを補うように加減弁３０３ａを開弁させることが可能となる。なお、ダクトバーナ２１９ａが最大負荷あるいは最小負荷になった際に、蒸気タービンの入口の圧力は制御不能になってしまう。

図９において、関数発生器２６ａ〜２６ｎの出力は、高値選択器２７に入力され、高値選択器２７では入力された関数発生器２６ａ〜２６ｎの出力の中で最も高い値を選択し加算器２８に出力する。設定器２９には、高値選択器２７からの圧力設定値に対する任意のバイアス値が設定されており、加算器２８では、高値選択器２７からの圧力設定値に、設定器２９からのバイアス値の加算を行い切替器２５に出力を行う構成とする。切替器２５では、蒸気タービン負荷制御モードの場合は加算器２３からの制御設定値を選択し、またガスタービン負荷制御モードの場合は加算器２８からの制御設定値を選択して、減算器３０へ出力を行う。減算器３０には、圧力検出手段４０１により検出された蒸気タービン入口側の圧力が入力されており、切替器２５からの制御設定値との偏差が求められ、ＰＩＤ制御器３１に出力される。

ＰＩＤ制御器３１では偏差信号を少なくするように制御指令値が計算され、加算器３２に出力する。流量検出手段２２２ａ〜２２２ｍからの各排熱回収ボイラ出口蒸気流量を加算器３３へ入力し、加算器３３ではこれらの加算を行い、発電設備発生合計蒸気流量を求め減算器３７への出力を行う。また、流量検出手段５０４ａ〜５０４ｐからの各付帯設備５０１ａ〜５０１ｐに流入する蒸気流量が加算器３４に入力され、加算器３４ではこれらの加算を行い、付帯設備合計蒸気流量が求められ、加算器３６に出力される。流量検出手段６０５ａ〜６０５ｑからの各復水器設備６０１ａ〜６０１ｑに流入する蒸気流量が加算器３５に入力される。加算器３５ではこれらの加算を行い、復水器設備合計蒸気流量が計算され加算器３６に入力される。加算器３６では、２つの蒸気流量の加算を行い、使用合計蒸気流量として減算器３７に出力される。減算器３７では、発生合計蒸気流量と使用合計蒸気流量との偏差を求め、ＰＩＤ制御器３８へ出力を行う。ＰＩＤ制御器３８では、偏差が少なくなるように制御指令値の計算を行い、フィードフォワード制御信号として加算器３２に出力を行う。加算器３２では、ＰＩＤ制御器３１との出力にフィードフォワード制御信号を加算し、按分器３９へ制御指令値を出力される。

なお、ＰＩＤ制御器３８は、Ｐ制御分のみで制御を行うことも可能である。按分器３９では、稼動しているダクトバーナ２１９ａの台数により按分を行い、ダクトバーナ制御装置４０ａ〜４０ｎのうち稼動しているダクトバーナ２１９ａの制御装置に対して、制御指令値の出力を行う。各ダクトバーナ制御装置４０ａ〜４０ｎでは、制御指令値に基づいてダクトバーナ２１９ａの燃料弁２２０ａ〜２２０ｍの制御を行う。

以上により、発電設備２００で発生する蒸気流量と、付帯設備５０１ａ〜５０１ｐ及び復水器設備６０１ａ〜６０１ｑで使用される蒸気流量とを一致させるように、またはその偏差に見合ったフィードフォワード制御信号をダクトバーナの制御指令値に加算させ、先行的にダクトバーナを制御する。

図１３はタービンバイパス弁制御系及び復水器の調節弁の制御系の構成図である。図１３において、タービンバイパス弁２２３ａの制御は以下のように行われる。設定器５５には、タービンバイパス弁２２３ａ〜２２３ｍのタービン排気側圧力の設定値が設定されており、この圧力設定値は、蒸気タービン制御装置２０ａの設定器４４ａに設定されている圧力より低い値が設定されている。この低くする値（幅）は、圧力検出手段３０６ａから圧力検出手段４０２までの配管圧損分と、蒸気タービン制御装置２０ａでの排気圧力制御との干渉を回避できる圧力を見込んだ値である。減算器５６では、設定器５５からの圧力設定値と、圧力検出手段４０２からの蒸気タービン排気側圧力の偏差が計算され、ＰＩＤ制御器５７へ出力を行う。ＰＩＤ制御器５７では、減算器５６からの偏差を少なくするように、制御指令値の計算を行い、按分器５８への出力を行う。按分器５８では、稼動しているタービンバイパス弁の台数により制御指令値の按分を行い、タービンバイパス制御装置５４ａ〜５４ｍのうち稼動しているタービンバイパス弁の制御装置に対して、蒸気タービン排気側圧力制御指令値として出力を行う。

タービンバイパス制御装置５４ａでは、圧力検出手段２２１ａより排熱回収ボイラ出口蒸気圧力が、減算器６２ａ、変化率制限器５９ａ、減算器６５ａに入力される。変化率制限器５９ａには、排熱回収ボイラ２１１ａの蒸気ドラム２１６ａ等の構成機器により制約される圧力変化率より若干低い値が設定されており、滑らかになった蒸気圧力信号が低値選択器６１ａに入力される。また、設定器６０ａには排熱回収ボイラ２１１ａの構成機器等により制約される最大圧力設定値より若干低い値が設定されており、低値選択器６１ａに入力される。低値選択器６１ａでは、２つの圧力の低い方が選択され、減算器６２ａに設定値として出力される。減算器６２ａでは、圧力検出手段２２１ａからの圧力と、低値選択器６１ａからの設定値の偏差が求められ、ＰＩＤ制御器６３ａに出力を行う。ＰＩＤ制御器６３ａでは偏差が少なくなるように制御指令値の計算を行い、制限制御指令値として高値選択器６９ａへ出力を行う。

一方、設定器６４ａには排熱回収ボイラ２１１ａが起動、停止する際の圧力設定値が設定されており、減算器６５ａに対して出力を行う。減算器６５ａにおいて、圧力検出手段２２１ａからの圧力と設定器６４ａからの設定値の偏差が求められ、ＰＩＤ制御器６６ａに出力される。ＰＩＤ制御器６６ａでは、偏差を少なくするように、起動停止時制御指令値が計算され切替器６７ａに出力される。切替器６７ａでは、排熱回収ボイラ起動停止モード６８ａがオンした場合は、ＰＩＤ制御器６６ａからの起動停止時制御指令値が選択され、排熱回収ボイラ起動停止モード６８ａがオフした場合は、按分器５８からの蒸気タービン排気側圧力制御指令値が選択され高値選択器６９ａに制御指令値として出力される。高値選択器６９ａでは、ＰＩＤ制御器６３ａからの制限制御指令値と、切替器６７ａからの制御指令値との高い方が選択され、タービンバイパス弁２２３ａへ出力を行いタービンバイパス弁２２３ａの操作を行う。

以上により、タービンバイパス弁２２３ａは、排熱回収ボイラ２１１ａが起動停止過程にある場合は、排熱回収ボイラ２１１ａの出口蒸気圧力を設定器６４ａで設定される起動停止時の圧力設定値で制御を行う。起動停止過程にない場合は、蒸気タービン排気側圧力を各蒸気タービン制御装置２０ａ〜２０ｎで行われる排気圧力制御の設定値より低い圧力で制御することにより、各蒸気タービン制御装置２０ａ〜２０ｎで排気圧力が制御されている場合は、タービンバイパス弁２１２ａは全閉している。付帯設備での蒸気使用量が増加し加減弁３０３ａが全開し、蒸気タービンの排気圧力制御範囲を逸脱した場合は、タービンバイパス弁２２３ａが開弁し圧力を制御することにより、付帯設備への蒸気がタービンバイパス弁２２３ａで制御される。また、排熱回収ボイラ２１１ａの出口蒸気圧力がプラント機器により制約される変化率及び最大圧力を超えないようにタービンバイパス弁２２３ａが開弁する。

次に、図１３を参照して復水器圧力制御について説明する。設定器７０には、復水器圧力設定値が設定されており、蒸気タービン制御装置２０ａの設定器４４ａ（図１０）で設定される排気圧力設定値に圧力検出手段３０６ａから圧力検出手段４０２までの配管圧損分を見込んだ値が設定される。設定器７１には、設定器７０で設定される圧力設定値に対するバイアス値が設定されており、このバイアス値は、蒸気夕一ビン制御装置２０ａで行われる排気圧力制御と干渉を考慮した値が設定される。

加算器７２では、設定器７０に設定されている圧力設定値に、設定器７１で設定されるバイアス値を加算し、切替器７３に対して圧力設定値の出力を行う。切替器７３では、蒸気タービン負荷制御モードの場合は設定器７０からの圧力設定値を選択し、ガスタービン負荷制御モードの場合は加算器７２からの圧力設定値を選択し減算器７４に出力する。減算器７４では、圧力検出手段４０２からの蒸気タービン排気側圧力と切替器７３からの圧力設定値の偏差が求められＰＩＤ制御器７５へ出力される。ＰＩＤ制御器７５では偏差少なくなるように制御指令値が計算され、按分器７６に出力を行う。按分器７６では、稼動中の復水器の調節弁の台数により制御指令値の按分を行い、稼動中の復水器の調節弁６０３ａ〜６０３ｑに対して制御指令値の出力を行う。

図１４は、蒸気タービン負荷制御モード演算部の判定ロジックの一例を示す構成図である。図１４において、入力条件は、稼動中全ガスタービン最小負荷到達条件７７、発電設備全休負荷降下中条件７８、発電機個別負荷制御モード１２、発電設備全体負荷上昇中条件７９、稼動中全蒸気タービン最大負荷到達条件８０、稼動中全ダクトバーナ最大負荷到達条件８１、稼動中全タービンバイパス弁全閉条件８２、蒸気タービン側排気側圧力が高圧力以上条件８３、稼動中全ガスタービン最大負荷到達条件８４、稼動中全蒸気タービン最小負荷到達条件８５、稼動中全ダクトバーナ最小負荷到達条件８６、稼動中全復水器の調節弁全閉条件８７、蒸気タービン側排気側圧力が低圧力以下条件８８で構成され、各入力条件はプラント内にある諸量により計算される。

蒸気タービン負荷制御モード７をオンさせ、蒸気タービン負荷制御モードとするのは、稼動中全ガスタービン最小負荷到達条件７７がオンかつ発電設備全体負荷降下中条件７８がオン、あるいは発電機個別負荷制御モード１２がオン、あるいは稼動中全ガスタービン最大負荷到達条件８４がオンかつ発電設備全体負荷上昇中条件７９がオンである。また、蒸気タービン負荷制御モード７をオフさせ、ガスタービン負荷制御モードとするのは、稼動中全ガスタービン最小負荷到達条件７７がオンの場合、稼動中全蒸気タービン最大負荷到達条件８０がオンあるいは稼動中全ダクトバーナ最大負荷到達条件８１がオン、かつ発電設備全体負荷上昇中条件７９がオンである。

これらの条件にて蒸気タービン負荷制御モードからガスタービン負荷制御モードに移行するのは、稼動中の全蒸気タービンが最大負荷に到達した際負荷が上昇すると、負荷が制御不能になるためである。また、稼動中の全ダクトバーナが最大負荷に到達した際に負荷が上昇すると、蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御が制御不能になるためである。発電機個別負荷制御モード１２がオンにて蒸気タービン負荷制御モード７をオンしている際に、蒸気タービン負荷制御モード７をオフするには、発電機個別負荷制御モード１２をオフする。

稼動中全ガスタービン最大負荷到達条件８４がオンにて蒸気タービン負荷制御モード７をオンしている際、蒸気タービン負荷制御モード７をオフするには、稼動中全蒸気タービン最小負荷到達条件８５がオンあるいは稼動中全ダクトバーナ最小負荷到達条件８６がオン、かつ発電設備全体負荷降下中条件７８がオンである。あるいは、稼動中全復水器の調節弁全閉条件８７がオン、かつ蒸気タービン側排気側圧力が低圧力以下条件８８がオンの場合である。前者の条件にて蒸気タービン負荷制御モードからガスタービン負荷制御モードに移行するのは、稼動中の全蒸気タービンが最小負荷に到達した際負荷が降下すると、負荷が制御不能になるためである。また、稼動中の全ダクトバーナが最小負荷に到達した際負荷が降下すると、蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御が制御不能になるためである。後者の条件にて蒸気タービン負荷制御モードからガスタービン負荷制御モードに移行するのは、発電設備全体の負荷が下がり始めたことにより、蒸気タービン側排気圧力が低下し、それに伴い稼動中の全復水器の調節弁が閉まり、稼動中の全ガスタービンが最大負荷から外れるためである。以上の内容をまとめると表１のようになる。

ここで、発電造水複合プラントが電気需要や淡水需要に合わせた部分負荷運転を実施する際、コンバインドサイクルの発電効率を向上させ、年間トータルの燃料消費量を低減するようにしたものがある（例えば、特許文献１参照）。
特開２００６−２６６２５８号公報

このように、複合発電プラントでは、発電設備２００で生成され発電に使用された蒸気を付帯設備５０１ａで使用するが、発電設備２００に対する発電負荷指令と付帯設備５０１ａに対する負荷指令がその蒸気量においてバランスしている場合は問題がないが、一般的には、２つの指令値は個別に設定される。例えば、付帯設備５０１ａが造水設備である場合には、水の需要の高い夏場は、通常と比較して過大に造水設備への蒸気量が要求され蒸気量のバランスが崩れてしまう。この場合は、加減弁３０３ａまたはタービンバイパス弁２２３ａを開けて付帯設備５０１ａへの蒸気量を確保することになる。このとき蒸気タービン入口側の蒸気圧力が低下するため、ダクトバーナ２１９ａは負荷上昇を開始する。

しかし、ダクトバーナ２１９ａの負荷が最大負荷に到達すると蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御が制御不能になるため、自動運転が継続できなくなるという問題があった。また、水の需要の低い冬場は、通常と比較して過小に造水設備への蒸気量が要求され、蒸気量のバランスが崩れてしまう。この場合は、加減弁３０３ａを閉じて付帯設備５０１ａへの蒸気量を減らす。このとき蒸気タービン入口側の蒸気圧力が上昇するため、ダクトバーナ２１９ａが負荷降下を開始する。ダクトバーナ２１９ａの負荷が最低負荷に到達すると蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御が制御不能になるため、自動運転が継続できなくなるという問題があった。

本発明の目的は、蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御を保ちつつ発生蒸気量と消費蒸気量とのバランスを保つことができる複合発電プラントの制御装置を提供することである。

本発明に係わる複合発電プラントの制御装置は、ガスタービンの排ガスを用いて排熱回収ボイラで蒸気を発生させ蒸気タービンを駆動し前記ガスタービン及び前記蒸気タービンで発電機を駆動する多軸型コンバインドサイクル発電設備と、前記蒸気タービンの排気またはタービンバイパス弁を介して前記排熱回収ボイラからの蒸気を使用する付帯設備とから構成され、前記ガスタービンを負荷制御とし、前記蒸気タービンを排気圧力制御とし、排熱回収ボイラに設置されたダクトバーナを蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御とし、前記発電設備を前記発電設備に対する負荷指令で制御し、前記付帯設備を蒸気圧力制御する複合発電プラントの制御装置において、稼働しているすべてのダクトバーナ負荷が最大に到達した場合に前記蒸気タービンを前圧制御させて排気圧力制御から蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御に切り替える蒸気タービン制御装置と、前記蒸気タービンが前圧制御となった後に付帯設備に供給する蒸気を前記タービンバイパス弁を介して供給するダクトバーナ制御系とを備えたことを特徴とする。

本発明によれば、蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御を保ちつつ発生蒸気量と消費蒸気量とのバランスを保つことができる複合発電プラントの制御装置を提供できる。

（第１の実施の形態）
図１は本発明の第１の実施の形態に係わる複合発電プラントの制御装置における蒸気タービン制御装置２０ａの構成図、図２は本発明の第１の実施の形態に係わる複合発電プラントの制御装置におけるダクトバーナ制御系の構成図、図３は本発明の第１の実施の形態に係わる複合発電プラントの制御装置における前圧制御部の構成図である。図１では図１０に示した従来例の複合発電プラントの制御装置に対し追加した部分を鎖線で明示し、図２では図９に示した従来例の複合発電プラントの制御装置に対し追加した部分を鎖線で明示している。

図１において、図１０に示した従来例に対して切替器４７ａの下流側に切替器９７ａを設置している。そして、負荷設定値９４ａは、蒸気タービン入口側圧力制御の設定値と等しく、図２の切替器２５の出力と同じものである。減算器９５ａには、圧力検出手段４０１ａより、排熱回収ボイラ出口の蒸気圧力が入力され、圧力設定値との偏差が求められＰＩＤ制御器９６ａに出力される。ＰＩＤ制御器９６ａでは、偏差信号を少なくするように制御指令値が計算され切替器９７ａに出力される。切替器９７ａでは、加減弁３０３ａが前圧制御９８を行っていない場合は切替器４７ａからの制御出力を選択し、加減弁３０３ａが前圧制御９８を行っている場合はＰＩＤ制御器９６ａからの制御出力を選択し、加算器４８ａへの出力を行う。

図２において、図９に示した従来例に対して加算器３２の下流側に信号保持器９９を設置している。加算器３２では、ＰＩＤ制御器３１からの制御出力に、ＰＩＤ制御器３８からのフィードフォワード制御信号の加算を行い信号保持器９９に出力される。加算器３２からの制御出力は、加減弁３０３ａが前圧制御９８を行っている場合は信号保持器９９で保持されるが、加減弁３０３ａが前圧制御９８を行っていない場合は、そのまま按分器３９に出力される。

図３において、加減弁３０３ａの前圧制御の演算について説明する。稼動中全ダクトバーナ最小負荷到達条件１００とＮＯＴロジック１０４を介した復水器の調節弁全閉条件１０１をＡＮＤロジック１０５に出力する。ＡＮＤロジック１０５は入力信号がすべてオンした場合、ＯＲロジック１０７にオンを出力する。稼動中全ダクトバーナ最大負荷到達条件１０２をフリップフロップロジック１０６のＳＥＴ側に出力する。一方、稼動中全タービンバイパス弁全閉条件１０３をＲＥＳＥＴ側に出力する。フリップフロップロジック１０６はＳＥＴ側の信号がオンした場合、ＯＲロジック１０７にオンを出力する。ＯＲロジック１０７は入力信号のいずれかがオンした場合、加減弁３０３ａは前圧制御９８に投入する。

付帯設備５０１ａへの蒸気量が過大に要求された場合、蒸気タービン排気圧力が低下し、加減弁３０３ａを開けて付帯設備５０１ａへの蒸気量を確保する。このとき蒸気タービン入口側の蒸気圧力が低下するため、ダクトバーナ２１９ａは負荷上昇を開始する。ダクトバーナ２１９ａは最大負荷に到達すると加減弁３０３ａを前圧制御９８させることにより、加減弁３０３ａを絞ることで蒸気タービン入口側の蒸気圧力を保持する。加減弁３０３ａを前圧制御９８させると、加減弁３０３ａは排気圧力制御から蒸気タービン入口側の蒸気圧力に移行するため、排気圧力制御は加減弁３０３ａからタービンバイパス弁２２３ａへ引継がれる。

そのとき、排気圧力制御が加減弁３０３ａの制御対象から外れることで圧力が下がり、排気圧力はタービンバイパス弁２２３ａの設定値を下回り、タービンバイパス弁２２３ａが開けられる。この一連の動作により、蒸気タービン３０２ａから付帯設備５０１ａへ供給されている蒸気はタービンバイパス弁２２３ａ側から供給されるようになり、タービンバイパススプレー分の蒸気が加算され、付帯設備５０１ａへの蒸気量をさらに増やすことが可能になる。逆に、付帯設備５０１ａの負荷が上昇し排気圧力が回復する場合、排気圧力制御を行っているタービンバイパス弁２２３ａは閉動作し、全閉することで加減弁３０３ａは前圧制御９８から解除される。

付帯設備５０１ａへの蒸気量が過小に要求された場合、蒸気タービン排気圧力が上昇し、加減弁３０３ａを閉じて付帯設備５０１ａへの蒸気量を減らす。このとき蒸気タービン入口側の蒸気圧力が上昇するため、ダクトバーナ２１９ａは負荷降下を開始する。ダクトバーナ２１９ａは最低負荷に到達すると加減弁３０３ａを前圧制御９８させることにより、加減弁３０３ａの閉動作を止める。この一連の動作により、ダクトバーナ２１９ａが最低負荷到達後に蒸気タービン入口側の蒸気圧力は上昇を続けて、蒸気タービン入口側の余剰蒸気を逃がすため、タービンバイパス弁２２３ａが開けられる。それにより排気圧力は上昇し、更に加減弁３０３ａが閉じられることを防止する。最終的に蒸気タービン３０２ａは最低負荷まで到達してしまう。

加減弁３０３ａを前圧制御９８させることで、蒸気タービン排気圧力は上昇するが、蒸気タービン排気側に設置された復水器の調節弁６０３ａを開けることで、蒸気タービン排気圧力の上昇を防止する。逆に、付帯設備５０１ａの負荷が下降し排気圧力が下がる場合、蒸気タービン排気側に設置された復水器の調節弁６０３ａは閉動作し、全閉することで加減弁３０３ａは前圧制御９８から解除される。

第１の実施の形態によれば、ダクトバーナ２１９ａが最大／最低負荷に到達した場合、加減弁３０３ａを前圧制御９８に投入することにより、蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御を引継ぎ、自動運転を継続する。また、付帯設備５０１ａへの蒸気量が過大に要求された場合、蒸気タービン３０２ａから付帯設備５０１ａへ供給されている蒸気はタービンバイパス弁２２３ａ側から供給され、付帯設備へ供給される蒸気はタービンバイパススプレー分の蒸気が加算され、自動運転範囲を広げることが可能となる。

（第２の実施の形態）
図４は本発明の第２の実施の形態に関わる複合発電プラントの制御装置における前制御部の構成図である。図１に示した第１の実施の形態に対し、追加した部分を鎖線で明示している。第１の実施の形態では、加減弁３０３ａは通常排気圧力制御をしているため、付帯設備５０１ａへの蒸気量が過小に要求された場合、加減弁３０３ａは絞り制御を行い排気圧力は正常値のため、復水器の調節弁６０３ａが開く条件が成立せず、図３の前圧制御演算条件を満たさないことがある。

そこで、図４の前圧制御９８の演算において、ＡＮＤロジック１０５の入力信号として（ガスタービン負荷＜ガスタービン最大負荷条件１０８）と（ガスタービン負荷＞ガスタービン最小負荷条件１０９）とワンショットタイマー１１０とＯＲロジック１１１を追加する。ＯＲロジック１１１の入力信号として、先に述べたＮＯＴロジック１０４を介した復水器の調節弁全閉条件１０１と新たに設置したワンショットタイマー１１０を介して稼動中全ダクトバーナ最小負荷到達条件１００を入力する。

前圧制御９８に投入する前は、通常加減弁３０３ａは排気圧力制御をしているため、復水器の調節弁６０３ａは全閉しており、ダクトバーナ２１９ａが最低負荷に到達しても図３の前圧制御演算では復水器の調節弁６０３ａが開く条件が成立するまで、前圧制御９８に投入されない。そこで、本回路を追加することによりワンショットタイマー１１０がオンし、一時的に加減弁３０３ａを前圧制御９８させる。ワンショットタイマー１１０がオンしている間に復水器の調節弁６０３ａが開く条件が成立するのを待ち、復水器の調節弁６０３ａが開くことで、ワンショットタイマー１１０がオフしても加減弁３０３ａは前圧制御９８を継続することが可能になる。タイマー設定時間内に復水器の調節弁６０３ａが開かなかった場合は、蒸気タービン負荷制御モードに移行する。また、カスタービンが最大負荷に到達した状態では、前圧制御９８に投入することを禁止する。同様に、ガスタービンが最低負荷に到達した状態では、前圧制御９８に投入することを禁止する。

第２の実施の形態によれば、ダクトバーナ２１９ａが最低負荷に達した場合、復水器の調節弁６０３ａが全閉でも、復水器の調節弁６０３ａが開くまで、復水器の調節弁全閉条件１０１の代用として稼動中全ダクトバーナ最小負荷到達条件１００のワンショット信号を用いて前圧制御９８に投入することを可能とする。また、ガスタービン最大負荷到達／最小負荷到達し、ダクトバーナが最小負荷到達した状態で加減弁３０３ａを前弁制御に投入すると、負荷制御を行う装置が不在になり、負荷は制御不能になるため、加減弁３０３ａを前弁制御させることを禁止する。

（第３の実施の形態）
図５は本発明の第３の実施の形態に関わる複合発電プラントの制御装置における前圧制御部の構成図である。図５では、図４に示した第２の実施の形態から追加した部分を鎖線で明示している。第１の実施の形態及び第２の実施の形態での前圧制御演算では、加減弁３０３ａを前圧制御させた場合、タービンバイパス弁２２３ａが開き発電効率が下がることがあった。

そこで、図５において、ＡＮＤロジック１０５の上流側にＯＲロジック１２２とＯＲロジック１２３を追加する。ＯＲロジック１２２の入力信号として、ＡＮＤロジック１２０と先に述べた（ガスタービン負荷＜ガスタービン最大負荷条件１０８）を追加する。ＡＮＤロジック１２０の入力信号として、ＮＯＴロジック１１７とワンショットタイマー１１６を介した稼動中全ガスタービン最大負荷到達条件による蒸気タービン負荷制御モードオフ１１２と発電設備全体負荷降下中条件１１３を追加する。また、ＯＲロジック１２３の入力信号として、ＡＮＤロジック１２１と先に述べた（ガスタービン負荷＞ガスタービン最小負荷条件１０９）を追加する。ＡＮＤロジック１２１の入力信号として、ＮＯＴロジック１１９とワンショットタイマー１１８を介した稼動中全ガスタービン最小負荷到達条件による蒸気タービン負荷制御モードオン１１４と発電設備全体負荷上昇中条件１１５を追加する。

ガスタービンが最大負荷に到達にしたことにより蒸気タービン負荷制御モード７に投入し、発電負荷の降下指令により加減弁３０３ａを閉める。それに伴い蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御を行っているダクトバーナ２１９ａが最低負荷に到達した場合、蒸気タービン負荷制御モードからガスタービン負荷制御モードに移行する。その際、ガスタービン負荷が最大負荷から降下し始めるまで蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御が不能になる。そこで、到達直後に発電設備全体負荷降下中条件１１３がオンかつＮＯＴロジック１１７とワンショットタイマー１１６を介した蒸気タービン負荷制御モードオフ１１２がオンしたところで、瞬時に前圧制御９８させることにより、加減弁３０３ａが蒸気タービン入口側の蒸気圧力を制御することで、タービンバイバス弁２２３ａが開くのを防ぐ。

同様に、ガスタービンが最低負荷に到達したことにより蒸気タービン負荷制御モード７に投入し、発電負荷の上昇指令により加減弁３０３ａを開ける。それに伴いタービンバイパス弁２２３ａが全閉し、蒸気タービン負荷制御モード７からガスタービン負荷制御モードに移行する。このとき蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御はガスタービン負荷が最低負荷から上昇するまで不能になる。そこで到達直後に、発電設備全体負荷上昇中条件１１５がオンかつＮＯＴロジック１１９とワンショットタイマー１１８を介した蒸気タービン負荷制御モードオン１１４がオンしたところで、瞬時に前圧制御９８させることにより、加減弁３０３ａが蒸気タービン入口側の蒸気圧力を制御することで、タービンバイパス弁２２３ａが開くことを防ぐ。

第３の実施の形態によれば、蒸気タービン負荷制御モード７が外れた場合、加減弁３０３ａを瞬時に前圧制御９８に投入することにより、蒸気タービン入口側の蒸気圧力の制御が不能な状態であることを解消し、タービンバイパス弁２２３ａを開けないことにより発電効率を下げないことを可能にする。

（第４の実施の形態）
図６は本発明の第４の実施の形態に関わる複合発電プラントの制御装置における前圧制御部の構成図である。図６では、図５に示した第３の実施の形態から追加した部分を鎖線で明示している。

図６において、フリップフロップロジック１０６の上流側にＡＮＤロジック１３３を追加する。ＡＮＤロジック１３３の入力信号として、ＯＲロジック１３１とＯＲロジック１３２を追加する。ＯＲロジック１３１の入力信号として、ＮＯＴロジック１２９を介した稼動中全タービンバイパス弁全閉条件１２４とＮＯＴロジック１３０を介した稼動中全ガスタービン最大負荷到達条件による蒸気タービン負荷制御モードオン１２５を追加する。ＯＲロジック１３２の入力信号として、稼動中全ダクトバーナ最大負荷到達条件１０２と稼動中の全ダクトバーナ排気温度が最高温度到達条件１２６と稼動中の全給水ポンプ流量が過流量到達条件１２７と稼動中の全過熱器蒸気流量が過流量到達条件１２８を追加する。

ダクトバーナ２１９ａが最大負荷に到達する前に、タービンバイパス弁２２３ａが開くか、ガスタービンが最大負荷に到達したことによる蒸気タービン負荷制御モード７から外れ、かつ稼動中全ダクトバーナ最大負荷到達条件１０２か、稼動中の全ダクトバーナ排気温度が最高温度到達条件１２６か、稼動中の全給水ポンプ流量が過流量到達条件１２７か、稼動中の全過熱器蒸気流量が過流量到達条件１２８のいずれかがオンした場合、加減弁３０３ａを前圧制御９８させる。このときダクトバーナ２１９ａの負荷は保持し、排熱回収ボイラ２１１ａ内の温度や圧力や流量が上昇することを防止する。

第４の実施の形態によれば、稼動中全ダクトバーナ最大負荷到達条件１０２か稼動中の全ダクトバーナ排気温度が最高温度到達条件１２６か、稼動中の全給水ポンプ流量が過流量到達条件１２７か、稼動中の全過熱器蒸気流量が過流量到達条件１２８のいずれかがオンした場合、加減弁３０３ａを前圧制御９８させることで、蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御が制御不能になることを防止する。

（第５の実施の形態）
図７は本発明の第５の実施の形態に関わる複合発電プラントの制御装置における前圧制御部の構成図である。図７では、図６に示した第４の実施の形態から追加した部分を鎖線で明示している。

図７において、フリップフロップロジック１０６の上流側にＯＲロジック１３６を追加する。ＯＲロジック１３６の入力信号として、稼動中全タービンバイパス弁全閉条件１０３と稼動中全蒸気タービン最大負荷到達条件１３４と稼動中全ガスタービン最小負荷到達条件１３５を追加する。

蒸気タービン３０２ａが最大負荷に到達した場合、これ以上蒸気タービンに蒸気を送ることができなくなるため、前圧制御９８を外す。また、ガスタービン２０２ａが最低負荷に到達した場合、蒸気タービン３０２ａに蒸気を送るとガスタービン２０２ａが最低負荷に到達したにもかかわらず、蒸気タービンの負荷が上昇し、発電負荷を一定に保てなくなるため前圧制御９８を外す。

第５の実施の形態によれば、付帯設備５０１ａの負荷が降下した場合、タービンバイパス弁２２３ａが閉まる。それに伴い蒸気タービン入口側の蒸気圧力は上昇するため加減弁３０３ａを開け、蒸気タービンの負荷が上昇し、蒸気タービンが最大負荷に到達する。その際、前圧制御９８を外すことで、蒸気タービンの許容量以上に蒸気が流れることを防止する。また、付帯設備５０１ａへの蒸気量の要求が減少した場合、タービンバイパス弁２２３ａは閉まる。それに伴い蒸気タービン入口側の蒸気圧力が上昇するため加減弁３０３ａを開け、蒸気タービンの負荷は上昇し、発電負荷を一定に保つためガスタービンの負荷は減少し、最終的にガスタービンは最低負荷に到達する。その際、前圧制御９８を外し、蒸気タービン負荷制御モード７に移行することで、負荷が制御不能な状態に陥ることを防止する。

本発明の第１の実施の形態に係わる複合発電プラントの制御装置における蒸気タービン制御装置の構成図。本発明の第１の実施の形態に係わる複合発電プラントの制御装置におけるダクトバーナ制御系の構成図。本発明の第１の実施の形態に係わる複合発電プラントの制御装置における前圧制御部の構成図。本発明の第２の実施の形態に関わる複合発電プラントの制御装置における前制御部の構成図。本発明の第３の実施の形態に関わる複合発電プラントの制御装置における前圧制御部の構成図。本発明の第４の実施の形態に関わる複合発電プラントの制御装置における前圧制御部の構成図。本発明の第５の実施の形態に関わる複合発電プラントの制御装置における前圧制御部の構成図。従来の複合発電プラントの一例を示した構成図。従来のガスタービン出力制御系、蒸気タービン出力制御系及びダクトバーナ制御系の構成図。従来の蒸気タービン制御装置の構成図。従来例における蒸気タービン負荷指令値に対するダクトバーナの設定値を示したグラフ。従来例における蒸気タービン負荷に対するダクトバーナの設定値を示したグラフ。従来のタービンバイパス弁制御系及び復水器の調節弁の制御系の構成図。従来の蒸気タービン負荷制御モード演算部の判定ロジックの一例を示す構成図。

符号の説明

１…加算器、２…加算器、３…加算器、４…設定器、５…減算器、６…ＰＩＤ制御器、７…蒸気タービン負荷制御モード、８…信号保持器、９…按分器、１０ａ〜１０ｍ…切替器、１１ａ〜１１ｍ…設定器、１２…発電機個別負荷制御モード、１３ａ〜１３ｍ…各ガスタービン制御装置、１４…スイッチ、１５…減算器、１６…按分器、１７ａ〜１７ｎ…切替器、１８ａ〜１８ｎ１設定器、１９ａ〜１９ｎ…負荷指令値、２０ａ〜２０ｎ…蒸気タービン制御装置、２１ａ〜２１ｎ…関数発生器、２２…高値選択器、２３…加算器、２４…設定器、２５…切替器、２６ａ〜２６ｎ…関数発生器、２７…高値選択器、２８…加算器、２９…設定器、３０…減算器、３１…ＰＩＤ制御器、３２…加算器、３３…加算器、３４…加算器、３５…加算器、３６…加算器、３７…減算器、３８…ＰＩＤ制御器３８、３９…按分器、４０ａ〜４０ｎ…ダクトバーナ制御装置、４１ａ…変化率制限器、４２ａ…減算器、４３ａ…ＰＩＤ制御器、４４ａ…設定器、４５ａ…減算器、４６ａ…ＰＩＤ制御器、４７ａ…切替器、４８ａ…加算器、４９ａ…設定器、５０ａ…減算器、５１ａ…Ｐ制御器、５２ａ…スイッチ、５３ａ…バイアス設定モード、５４ａ〜５４ｍ…タービンバイパス制御装置、５５…設定器、５６…減算器、５７…ＰＩＤ制御器、５８…按分器、５９ａ…変化率制限器５９ａ、６０ａ…設定器、６１ａ…低値選択器、６２ａ…減算器、６３ａ…ＰＩＤ制御器、６４ａ…設定器、６５ａ…減算器、６６ａ…ＰＩＤ制御器、６７ａ…切替器、６８ａ…排熱回収ボイラ起動停止モード、６９ａ…高値選択器、７０…設定器、７１…設定器、７２…加算器、７３…切替器、７４…減算器、７５…ＰＩＤ制御器、７６…按分器、７７…稼動中全ガスタービン最小負荷到達条件、７８…発電設備全体負荷降下中条件、７９…発電設備全体負荷上昇中条件、８０…稼動中全蒸気タービン最大負荷到達条件、８１…稼動中全ダクトバーナ最大負荷到達条件、８２…稼動中全タービンバイパス弁全閉条件、８３…蒸気タービン側排気側圧力が高圧力以上条件、８４…稼動中全ガスタービン最大負荷到達条件、８５…稼動中全蒸気タービン最小負荷到達条件、８６…稼動中全ダクトバーナ最小負荷到達条件、８７…稼動中全復水器の調節弁全閉条件、８８…蒸気タービン側排気側圧力が低圧力以下条件、８９…ＡＮＤロジック、９０…ＯＲロジック
、９１…ＮＯＴロジック９１、９２…ワンショットタイマー、９３…フリップフロップロジック、９４ａ…負荷設定値、９５ａ…減算器、９６ａ…ＰＩＤ制御器、９７ａ…切替器、９８…前圧制御、９９…信号保持器、１００…稼動中全ダクトバーナ最小負荷到達条件、１０１…復水器の調節弁全閉条件、１０２…稼動中全ダクトバーナ最大負荷到達条件、１０３…稼動中全タービンバイパス弁全閉条件、１０４…ＮＯＴロジック、１０５…ＡＮＤロジック、１０６…フリップフロップロジック、１０７…ＯＲロジック、１０８…ガスタービン負荷＜ガスタービン最大負荷条件、１０９…ガスタービン負荷＞ガスタービン最小負荷条件、１１０…ワンショットタイマー、１１１…ＯＲロジック、１１２…稼動中全ガスタービン最大負荷到達条件による蒸気タービン負荷制御モードオフ、１１３…発電設備全体負荷降下中条件、１１４…稼動中全ガスタービン最小負荷到達条件による蒸気タービン負荷制御モードオン１１４、１１５…発電設備全体負荷上昇中条件、１１６…ワンショットタイマー、１１７…ＮＯＴロジック、１１８…ワンショットタイマー、１１９…ＮＯＴロジック、１２０…ＡＮＤロジック、１２１…ＡＮＤロジック、１２２…ＯＲロジック、１２３…ＯＲロジック、１２４…稼動中全タービンバイパス弁全閉条件、１２５…稼動中全ガスタービン最大負荷到達条件による蒸気タービン負荷制御モードオン、１２６…稼動中の全ダクトバーナ排気温度が最高温度到達条件、１２７…稼動中の全給水ポンプ流量が過流量到達条件、１２８…稼動中の全過熱器蒸気流量が過流量到達条件、１２９…ＮＯＴロジック、１３０…ＮＯＴロジック、１３１…ＯＲロジック、１３２…ＯＲロジック、１３３…ＡＮＤロジック、１３４…稼動中全蒸気タービン最大負荷到達条件、１３５…稼動中全ガスタービン最小負荷到達条件、１３６…ＯＲロジック、２００…発電設備、２０１ａ〜２０１ｍ…ガスタービン発電設備、２０２ａ…ガスタービン、２０３ａ…燃焼器、２０４ａ…燃料弁、２０５ａ…発電機、２０６ａ…負荷検出手段、２１１ａ…排熱回収ボイラ、２１２ａ…脱気器、２１３ａ…蒸発器、２１４ａ…給水ポンプ、２１５ａ…節炭器、２１６ａ…蒸気ドラム、２１７ａ…蒸発器、２１８ａ…過熱器、２１９ａ…ダクトバーナ２１９ａ、２２０ａ…燃料弁、２２１ａ…圧力検出手段、２２２ａ…流量検出手段、
２２３ａ…タービンバイパス弁、３０１ａ〜３０１ｎ…蒸気タービン発電設備、３０２ａ…蒸気タービン、３０３ａ…加減弁、３０４ａ…発電機３０４ａ、３０５ａ…負荷検出手段、３０６ａ…圧力検出手段、３０７ａ…回転数検出手段、４０１…圧力検出手段、４０２…圧力検出手段、５０１ａ〜５０１ｐ…付帯設備、５０２ａ…熱交換器、５０３ａ…復水ポンプ、５０４ａ…流量検出手段、５１１…海水供給系統、５１２…海水戻り系統、５１３…生産水系統、６０１ａ〜６０１ｑ…復水器設備、６０２ａ…復水器、６０３ａ…復水器の調節弁、６０４ａ…復水ポンプ、６０５ａ…流量検出手段

Claims

ガスタービンの排ガスを用いて排熱回収ボイラで蒸気を発生させ蒸気タービンを駆動し前記ガスタービン及び前記蒸気タービンで発電機を駆動する多軸型コンバインドサイクル発電設備と、前記蒸気タービンの排気またはタービンバイパス弁を介して前記排熱回収ボイラからの蒸気を使用する付帯設備とから構成され、前記ガスタービンを負荷制御とし、前記蒸気タービンを排気圧力制御とし、排熱回収ボイラに設置されたダクトバーナを蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御とし、前記発電設備を前記発電設備に対する負荷指令で制御し、前記付帯設備を蒸気圧力制御する複合発電プラントの制御装置において、稼働しているすべてのダクトバーナ負荷が最大に到達した場合に前記蒸気タービンを前圧制御させて排気圧力制御から蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御に切り替える蒸気タービン制御装置と、前記蒸気タービンが前圧制御となった後に付帯設備に供給する蒸気を前記タービンバイパス弁を介して供給するダクトバーナ制御系とを備えたことを特徴とする複合発電プラントの制御装置。
稼働しているすべてのダクトバーナ負荷が最小に到達した場合に、前記蒸気タービン制御装置により蒸気タービンを前圧制御させ、ダクトバーナ制御系から前記蒸気タービン制御装置に蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御を引き継がせる前圧制御部を備えたことを特徴とする請求項１記載の複合発電プラントの制御装置。
稼働しているすべてのダクトバーナが最大負荷に到達し、前記蒸気タービン制御装置により蒸気タービンを前圧制御させた後、前記蒸気タービン制御装置による前圧制御を解除する場合に、前記タービンバイパス弁の開度をリセット条件とする前圧制御部を備えたことことを特徴とする請求項１記載の複合発電プラントの制御装置。
前記前圧制御部は、稼働しているすべてのダクトバーナが最小負荷に到達し、前記蒸気タービン制御装置により蒸気タービンを前圧制御させた後、前記蒸気タービン制御装置による前圧制御を解除する場合に、蒸気タービンの排気側に接続された復水器に蒸気を供給する弁が全閉ではないことをリセット条件とすることを特徴とする請求項２記載の複合発電プラントの制御装置。
前記前圧制御部は、稼働しているすべてのダクトバーナが最小負荷に達し、かつ復水器の調節弁が全閉であり、蒸気タービンは前圧制御にさせることができないときは、復水器の調節弁が開くまで代用として稼動中の全ダクトバーナ最小負荷到達条件を前圧制御演算成立条件として用い蒸気タービンを前圧制御させることを特徴とする請求項２または４記載の複合発電プラントの制御装置。
前記前圧制御部は、すべてのガスタービンが最大負荷に到達して負荷制御不能になったときは、蒸気タービン制御装置による前圧制御を解除し、蒸気タービン負荷制御モードに移行することを特徴とする請求項２または４または５記載の複合発電プラントの制御装置。
前記前圧制御部は、すべてのガスタービンが最大負荷に到達して負荷制御不能になったときは、蒸気タービン制御装置による前圧制御を解除し、蒸気タービン負荷制御モードに移行することを特徴とする請求項２または４または５記載の複合発電プラントの制御装置。
前記前圧制御部は、すべてのガスタービンが最大負荷に到達し、蒸気タービン負荷制御モードに投入し、発電負荷の降下指令により蒸気タービン加減弁を閉め、それに伴い蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御を行っているダクトバーナが最小負荷に到達して、蒸気タービンは蒸気タービン負荷制御モードからガスタービン負荷制御モードに移行し、蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御が制御不能になったときは、蒸気タービンを瞬時に前圧制御に投入し、タービンバイパス弁が開くのを防止することを特徴とする請求項６記載の複合発電プラントの制御装置。
前記前圧制御部は、すべてのガスタービンが最小負荷に到達し、蒸気タービン負荷制御モードに投入し、発電負荷の上昇指令により蒸気タービン加減弁を開け、それに伴いタービンバイパス弁が全閉し、蒸気タービン負荷制御モードからガスタービン負荷制御モードに移行し、蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御が制御不能になったときは、蒸気タービンを瞬時に前圧制御に投入し、タービンバイパス弁が開くのを防止することを特徴とする請求項７記載の複合発電プラントの制御装置。
前記前圧制御部は、蒸気タービンを前圧制御に投入する条件として、排熱回収ボイラの機械的制約条件であるダクトバーナの排気温度、給水ポンプの給水流量、過熱器の蒸気流量を有し、これらのいずれかが成立してタービンバイパス弁の負荷が保持されたとき、蒸気タービンを前圧制御させて蒸気タービン入口側の蒸気圧力制御が制御不能になるのを防止することを特徴とする請求項１または３記載の複合発電プラントの制御装置。
前記前圧制御部は、稼働しているすべてのダクトバーナが最大負荷に到達し、蒸気タービンを前圧制御させた後、前圧制御から解除する場合に、蒸気タービンが最大負荷に到達及びガスタービンが最低負荷に到達したことをリセット条件として前圧制御を解除し、蒸気タービンの許容量異常に蒸気が流れる事態や負荷が制御不能な状態に陥る自体を防止することを特徴とする請求項１または３または１０記載の複合発電プラントの制御装置。