JP2012057585A - Start controller for combined cycle power plant and method of controlling start thereof - Google Patents

Start controller for combined cycle power plant and method of controlling start thereof Download PDF

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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a start controller and a method which are optimum for achievement of the rate of an increase in a main steam temperature and the starting time as planned on the basis of restriction on operation of a steam turbine, when performing ventilating operation of a steam turbine, at the start of a combined cycle power plant.SOLUTION: This start controller in a combined cycle power plant, which generates electric power, using the motive power obtained by a gas turbine and the motive power obtained by the steam turbine by generating steam with an exhaust heat recovering boiler, with exhaust gas discharged from the gas turbine as a heat source, and supplying the steam to the steam turbine, is equipped with a correcting controller which controls the exhaust temperature of the gas turbine so that the rate of temperature change of the main steam of the steam turbine may come to a specified set temperature, at start of the combined cycle power plant, and corrects and controls the exhaust temperature of the gas turbine so that the temperature of the main steam may go up at the specified set value of rate of temperature change, based on the actually measured temperature of the main steam.

Description

本発明は、火力発電所のコンバインドサイクル発電プラントの起動制御装置、およびその起動制御方法に関するものである。   The present invention relates to a startup control device for a combined cycle power plant of a thermal power plant, and a startup control method thereof.

大規模な火力発電所においては、ガスタービン（ＧＴ：Gas Turbine）設備とその高温の排気を用いて排熱回収ボイラで発生させた蒸気を利用する蒸気タービン（ＳＴ：Steam Turbine）設備とで発電するコンバインドサイクル発電（複合サイクル発電）が多く採用されている。
コンバインドサイクル発電プラントの起動においては、蒸気タービン運転制約（熱応力制限・車室伸び差制限）により蒸気タービンの熱応力の許容限界を考慮し、その通気する主蒸気を許容し得る温度に調節する。特に、蒸気タービン通気運転開始時、すなわち排熱回収ボイラから発生した主蒸気を蒸気タービンへ供給し、蒸気を定格温度まで上昇させる過程においては、蒸気タービン各部の温度状態によって、蒸気タービン軸やその内部で過度な熱応力が発生する恐れがある。そのため、蒸気タービンへの主蒸気を蒸気タービン車室温度（蒸気タービン各部の温度状態を計測して推定）によって定められた温度に制御し、さらに定格温度まで様々な起動パターンにより規定される熱応力を十分に低減した規定の蒸気温度上昇率にて温度上昇を実施する必要がある。 In a large-scale thermal power plant, power is generated by a gas turbine (GT) facility and a steam turbine (ST: Steam Turbine) facility that uses steam generated in an exhaust heat recovery boiler using the high-temperature exhaust. Combined cycle power generation (combined cycle power generation) is often used.
When starting up a combined cycle power plant, consider the allowable limit of the thermal stress of the steam turbine due to the steam turbine operation constraints (thermal stress limitation / chamber extension differential limitation), and adjust the temperature of the main steam to be acceptable. . In particular, at the start of steam turbine ventilation operation, that is, in the process of supplying main steam generated from the exhaust heat recovery boiler to the steam turbine and raising the steam to the rated temperature, depending on the temperature state of each part of the steam turbine, the steam turbine shaft and its Excessive thermal stress may occur inside. Therefore, the main steam to the steam turbine is controlled to a temperature determined by the temperature of the steam turbine casing (estimated by measuring the temperature state of each part of the steam turbine), and further, the thermal stress defined by various startup patterns up to the rated temperature It is necessary to increase the temperature at a specified steam temperature increase rate that sufficiently reduces the above.

一般にコンバインドサイクル発電プラントでは、前記したようにガスタービンから出る排ガス（排気）を加熱源として排熱回収ボイラで蒸気を発生させるものである。そのため、排熱回収ボイラから発生する主蒸気の温度は、ガスタービンの排気温度に依存しており、またガスタービンの負荷に依存している。ガスタービンの排気温度は、温度マッチング機能と呼ばれるガスタービンＩＧＶ（Inlet Guide Vane）開度制御（排気温度減温操作）、及びガスタービン負荷上昇制御（排気温度昇温操作）により制御を行う。したがって、発電プラント起動時は前記したガスタービン温度マッチング機能によりＩＧＶ開度制御および負荷上昇制御を行いガスタービンの排気温度調整をして、それによって主蒸気温度制御を行うことで、蒸気タービンの熱応力を低減した通気運転を実施している。   Generally, in a combined cycle power plant, steam is generated by an exhaust heat recovery boiler using exhaust gas (exhaust gas) emitted from a gas turbine as a heating source as described above. For this reason, the temperature of the main steam generated from the exhaust heat recovery boiler depends on the exhaust temperature of the gas turbine and also depends on the load of the gas turbine. The exhaust temperature of the gas turbine is controlled by a gas turbine IGV (Inlet Guide Vane) opening degree control (exhaust temperature decrease operation) and a gas turbine load increase control (exhaust temperature increase operation) called a temperature matching function. Therefore, when the power plant is started, the gas turbine temperature matching function described above performs IGV opening control and load increase control to adjust the exhaust temperature of the gas turbine, thereby performing main steam temperature control, thereby Ventilation operation with reduced stress is implemented.

これまでの主蒸気温度制御としては、特許文献１に計画段階においてシミュレーション等で決定された主蒸気温度パターンを目標値としたガスタービン負荷上昇制御の技術が開示されている。また、特許文献２に蒸気タービン運転制約条件や蒸気系主要部温度などに基づいて、設計時に決定される所定のガスタービン排気温度目標値及びガスタービン排気温度の温度上昇率で制御する技術が開示されている。また、コンバインドサイクル発電プラントの起動制御に関わる一般的な技術が特許文献３〜５に開示されている。   As conventional main steam temperature control, Patent Document 1 discloses a gas turbine load increase control technique using a main steam temperature pattern determined by simulation or the like in a planning stage as a target value. Further, Patent Document 2 discloses a technique for controlling with a predetermined gas turbine exhaust temperature target value determined at the time of design and a temperature increase rate of the gas turbine exhaust temperature based on the steam turbine operation constraint condition, the temperature of the main part of the steam system, and the like. Has been. Further, general techniques related to start-up control of a combined cycle power plant are disclosed in Patent Documents 3 to 5.

特開２００４−１１６４１６号公報JP 2004-116416 A 特開平０７−３１０５０５号公報JP 07-310505 A 特開２００２−１０６３０５号公報JP 2002-106305 A 特開平０８−２６０９１１号公報JP 08-260911 A 特開平０３−０７０８０４号公報Japanese Patent Laid-Open No. 03-070804

しかしながら、これらのような起動時の蒸気タービン自体の温度等の主蒸気温度上昇率を決める主要素があらかじめ設計時に決定される方法、いわばフィードフォワード制御方法では、実機での起動過程におけるプロセスデータが必ずしも反映されないため、計画された主蒸気温度の上昇率（計画主蒸気温度上昇率、変化率）が実現できずに、試運転時において、実運転の結果により、その都度、制御設定値を調整してきた。また、同様に計画された起動時間（計画起動時間）についても、実際の大気温度の影響等により偏差が生じていた、という問題点がある。   However, in the method in which the main factors that determine the main steam temperature increase rate such as the temperature of the steam turbine itself at the time of start-up are determined at the time of design, in other words, the feedforward control method, the process data in the start-up process in the actual machine is not Since this is not necessarily reflected, the planned main steam temperature increase rate (planned main steam temperature increase rate, rate of change) cannot be realized, and the control setpoint is adjusted each time according to the results of actual operation during trial operation. It was. Similarly, there is a problem that a deviation has occurred in the similarly planned startup time (planned startup time) due to the influence of the actual atmospheric temperature or the like.

そこで、本発明はこのような問題点を解決するもので、その目的とするところは、コンバインドサイクル発電プラントの起動時において、蒸気タービン通気運転を行う際に、蒸気タービンの運転制約に基づいた計画通りの主蒸気温度上昇率（変化率）及び起動時間の実現に最適な起動制御装置とその起動制御方法を提供することである。   Therefore, the present invention solves such problems, and the object of the present invention is to plan based on steam turbine operation restrictions when performing steam turbine ventilation operation at the start of a combined cycle power plant. It is to provide a start-up control device and a start-up control method that are optimal for realizing the main steam temperature rise rate (change rate) and start-up time.

前記の課題を解決して、本発明の目的を達成するために、以下のように構成した。
すなわち、ガスタービンから出る排ガスを加熱源として排熱回収ボイラで蒸気を発生させ、その蒸気を蒸気タービンに供給することで、前記ガスタービンにより得られる動力および前記蒸気タービンにより得られる動力を用いて発電するコンバインドサイクル発電プラントにおける起動制御装置であって、前記コンバインドサイクル発電プラントの起動時に、前記蒸気タービンの主蒸気の温度変化率が所定の設定値となるように、前記ガスタービンの排気温度を制御するとともに、前記主蒸気の実測温度に基づいて、前記主蒸気の温度が前記所定の設定値の温度変化率で上昇するように、前記ガスタービンの排気温度を補正制御する補正制御部を備える。
また、前記蒸気タービンの主蒸気の温度をフィードバックし、前記ガスタービンの排気温度を補正する補正制御部を備える。 In order to solve the above-described problems and achieve the object of the present invention, the present invention is configured as follows.
That is, by using the exhaust gas emitted from the gas turbine as a heating source and generating steam in the exhaust heat recovery boiler and supplying the steam to the steam turbine, the power obtained by the gas turbine and the power obtained by the steam turbine are used. An activation control device for a combined cycle power plant that generates power, wherein the exhaust temperature of the gas turbine is adjusted so that a rate of temperature change of the main steam of the steam turbine becomes a predetermined set value when the combined cycle power plant is activated. And a correction control unit that corrects and controls the exhaust temperature of the gas turbine so that the temperature of the main steam rises at a temperature change rate of the predetermined set value based on the measured temperature of the main steam. .
In addition, a correction control unit that feeds back the temperature of the main steam of the steam turbine and corrects the exhaust temperature of the gas turbine is provided.

かかる構成により、コンバインドサイクル発電プラントの起動制御装置は、前記主蒸気温度を所定の変化率で上昇させ、実際の蒸気タービン入口の主蒸気温度をフィードバックし、ガスタービンの排気温度を適宜補正しながら所定の主蒸気温度変化率で制御するので、蒸気タービンの熱応力を低減したプラント起動制御を実現する。   With this configuration, the start-up control device for the combined cycle power plant increases the main steam temperature at a predetermined rate of change, feeds back the actual main steam temperature at the inlet of the steam turbine, and appropriately corrects the exhaust temperature of the gas turbine. Since control is performed at a predetermined main steam temperature change rate, plant start-up control with reduced thermal stress of the steam turbine is realized.

本発明によれば、コンバインドサイクル発電プラントの起動時において、蒸気タービン通気運転を行う際に、蒸気タービンの運転制約に基づいた計画通りの主蒸気温度上昇率（変化率）及び起動時間の実現に最適な起動制御装置とその起動制御方法を提供できる。   According to the present invention, at the start of a combined cycle power plant, when performing steam turbine ventilation operation, the main steam temperature increase rate (rate of change) and start-up time can be realized as planned based on the operation constraints of the steam turbine. An optimal start control device and its start control method can be provided.

本発明の実施形態の構成を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the structure of embodiment of this invention. 本発明の実施形態に備えられたガスタービン排気温度変化率補正係数発生部の操作量と補正係数の特性を示す特性図である。It is a characteristic view which shows the characteristic of the operation amount of a gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient generation | occurrence | production part with which the embodiment of this invention was provided, and a correction coefficient. 本発明の実施形態によるＳＴ（蒸気タービン）通気時のＧＴ（ガスタービン）運転状態量の概略を示す特性図である。It is a characteristic view which shows the outline of GT (gas turbine) operation state quantity at the time of ST (steam turbine) ventilation by embodiment of this invention. 比較例のＳＴ通気時のＧＴ運転状態量の概略を示す特性図である。It is a characteristic view which shows the outline of GT operation state quantity at the time of ST ventilation of a comparative example.

本発明の実施形態を次に説明する。
（第１の実施形態）
以下、本発明に関するコンバインドサイクル発電プラントの起動制御装置の第１の実施形態を、図（図１〜図３）を参照して説明する。 Embodiments of the present invention will now be described.
(First embodiment)
Hereinafter, a first embodiment of a start-up control device for a combined cycle power plant according to the present invention will be described with reference to the drawings (FIGS. 1 to 3).

＜コンバインドサイクル発電プラントの起動制御装置の概略の構成＞
図１はコンバインドサイクル発電プラント、およびその起動制御装置の概略の構成を示す図である。
図１に示すように、コンバインドサイクル発電プラントＣ（適宜「発電プラントＣ」という）は、ガスタービン設備１、排熱回収ボイラ２、蒸気タービン設備３を備える。また、ガスタービン設備１は制御部１Ｃを、蒸気タービン設備３は制御部３Ｃをそれぞれ有する。コンバインドサイクル発電プラントの起動制御装置１０（適宜「起動制御装置１０」という）は、各制御部１Ｃ、３Ｃとガスタービン排気温度変化率補正制御回路４を備える。ガスタービン排気温度変化率補正制御回路４は、図１において一点鎖線４で囲まれたような各構成を有する。
なお、ガスタービン１ＧＴ（ガスタービン設備１）を制御する制御部１Ｃに制御部１ＣＰが含まれている。 <Schematic configuration of start-up control device for combined cycle power plant>
FIG. 1 is a diagram showing a schematic configuration of a combined cycle power plant and its activation control device.
As shown in FIG. 1, the combined cycle power plant C (referred to as “power plant C” as appropriate) includes a gas turbine facility 1, an exhaust heat recovery boiler 2, and a steam turbine facility 3. Further, the gas turbine equipment 1 has a control unit 1C, and the steam turbine equipment 3 has a control unit 3C. The start-up control device 10 (referred to as “start-up control device 10” as appropriate) of the combined cycle power plant includes control units 1C and 3C and a gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit 4. The gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit 4 has each configuration surrounded by a one-dot chain line 4 in FIG.
A control unit 1CP is included in the control unit 1C that controls the gas turbine 1GT (gas turbine equipment 1).

コンバインドサイクル発電プラントＣの各構成１〜３において、ガスタービン設備１はガスタービン１ＧＴを備えていて、燃料を燃焼させた高温高圧のガスでタービンを回転駆動する。そして、その原動力でガスタービン設備１に備えられた発電機（不図示）が発電をする。その際にガスタービン１ＧＴは高温の排ガス（排気）を出す。
排熱回収ボイラ２はガスタービン１ＧＴの排ガスを回収して、その排熱によって、蒸気（水蒸気）を発生する。
蒸気タービン設備３は蒸気タービン３ＳＴを備えていて、排熱回収ボイラ２で発生した蒸気を用いてタービンを回転駆動する（通気運転）。そして、その原動力で蒸気タービン設備３に備えられた発電機（不図示）が発電をする。
なお、図１において、ガスタービン設備１と、そのなかに備えられたガスタービン［１ＧＴ］を同じブロックで表現している。また、蒸気タービン設備３とそのなかに備えられた蒸気タービン［３ＳＴ］を同じブロックで表現している。 In each of the configurations 1 to 3 of the combined cycle power plant C, the gas turbine facility 1 includes a gas turbine 1GT, and rotationally drives the turbine with high-temperature and high-pressure gas obtained by burning fuel. And the generator (not shown) with which the gas turbine equipment 1 was equipped with the motive power produces electric power. At that time, the gas turbine 1GT emits high-temperature exhaust gas (exhaust gas).
The exhaust heat recovery boiler 2 recovers exhaust gas from the gas turbine 1GT and generates steam (water vapor) by the exhaust heat.
The steam turbine equipment 3 includes a steam turbine 3ST, and rotationally drives the turbine using steam generated in the exhaust heat recovery boiler 2 (ventilation operation). And the generator (not shown) with which the steam turbine equipment 3 was equipped with the motive power produces electric power.
In FIG. 1, the gas turbine equipment 1 and the gas turbine [1GT] provided therein are represented by the same block. Further, the steam turbine equipment 3 and the steam turbine [3ST] provided therein are represented by the same block.

発電プラントＣの起動時において、蒸気タービン３ＳＴの通気運転移行後は主蒸気の温度を定格の温度に上昇させる必要がある。しかし、急激に温度上昇をすると様々な問題を起こす。
そのひとつの問題は蒸気タービン３ＳＴにおける過度な熱応力の発生である。高温の主蒸気を低温の蒸気タービン３ＳＴに供給すると、蒸気タービン３ＳＴの各部分において、温度の相違が生じ、各部分で異なる熱膨張を引き起こす。この温度の相違が限界を超すと過度な熱応力が蒸気タービン３ＳＴにおいて発生する。 At the time of starting the power plant C, it is necessary to raise the temperature of the main steam to the rated temperature after shifting to the ventilation operation of the steam turbine 3ST. However, a sudden rise in temperature causes various problems.
One of the problems is generation of excessive thermal stress in the steam turbine 3ST. When the high-temperature main steam is supplied to the low-temperature steam turbine 3ST, a difference in temperature occurs in each part of the steam turbine 3ST, and a different thermal expansion occurs in each part. When this temperature difference exceeds the limit, excessive thermal stress is generated in the steam turbine 3ST.

もうひとつの問題は蒸気タービン３ＳＴにおける車室伸び差制限である。蒸気タービン３ＳＴは、大別して車室とロータから構成されているが、高温の主蒸気によって蒸気タービン３ＳＴが温度上昇する際に、車室とロータの温度上昇に時差がある。したがって、高温の主蒸気によって蒸気タービン３ＳＴが急激に温度上昇すると、例えばロータの熱膨張が早いと、車室との伸び差が生じ、軸振動等の問題が発生する。これを避けるために蒸気タービン３ＳＴにおいては、車室とロータ各部が略同温度で上昇することが可能な温度上昇率であることが必要である。
なお、排熱回収ボイラ２や蒸気タービン３ＳＴにおいて、大量の蒸気が存在するが、そのうち蒸気タービン３ＳＴの回転駆動に寄与するものを主蒸気と表記する。 Another problem is the restriction on the difference in cabin expansion in the steam turbine 3ST. The steam turbine 3ST is roughly composed of a vehicle compartment and a rotor. When the temperature of the steam turbine 3ST rises due to high-temperature main steam, there is a time difference between the temperature rise of the vehicle compartment and the rotor. Therefore, when the temperature of the steam turbine 3ST rises suddenly due to the high-temperature main steam, for example, if the rotor is rapidly expanded, a difference in elongation from the passenger compartment occurs, and problems such as shaft vibration occur. In order to avoid this, in the steam turbine 3ST, it is necessary that the temperature increase rate is such that the casing and each part of the rotor can rise at substantially the same temperature.
In the exhaust heat recovery boiler 2 and the steam turbine 3ST, a large amount of steam is present, and among these, what contributes to the rotational drive of the steam turbine 3ST is denoted as main steam.

以上の理由から、蒸気タービン３ＳＴには、規定の主蒸気温度変化率（温度上昇率）が要求される。この定められた主蒸気温度変化率を実現することで、蒸気タービン３ＳＴの前記した過度な熱応力と車室伸び差制限を抑えた発電プラントＣの起動が可能となる。
この主蒸気は排熱回収ボイラ２から供給されるものであって、排熱回収ボイラ２から発生する主蒸気の温度はガスタービン１ＧＴの排気温度に依存しており、また併せてガスタービン１ＧＴの負荷に依存している。したがって、前記した蒸気タービン３ＳＴの適正な主蒸気温度変化率を実現するためには、ガスタービン１ＧＴの排気温度とその変化率を適正に制御する必要がある。この適正な制御を実現するのが起動制御装置１０に備わるガスタービン排気温度変化率補正制御回路４である。 For the above reasons, the steam turbine 3ST is required to have a specified main steam temperature change rate (temperature increase rate). By realizing this determined rate of change in the main steam temperature, it is possible to start up the power plant C while suppressing the excessive thermal stress and the casing expansion difference limitation of the steam turbine 3ST.
The main steam is supplied from the exhaust heat recovery boiler 2, and the temperature of the main steam generated from the exhaust heat recovery boiler 2 depends on the exhaust temperature of the gas turbine 1GT. Depends on load. Therefore, in order to realize an appropriate main steam temperature change rate of the steam turbine 3ST, it is necessary to appropriately control the exhaust temperature of the gas turbine 1GT and the change rate thereof. The gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit 4 provided in the start control device 10 realizes this appropriate control.

＜ガスタービン排気温度変化率補正制御回路＞
ガスタービン排気温度変化率補正制御回路４において、制御する際の入力情報（入力信号）としては、蒸気タービン設備３に備えられた蒸気タービン３ＳＴの制御に係る制御部３Ｃからの信号である蒸気タービン起動時車室温度信号（２２Ｓ）と、蒸気タービン入口主蒸気温度信号（１２Ｓ）と、蒸気タービン３ＳＴのロータ等における過度な熱応力の発生を検知する過度熱応力発生信号（１７Ｓ）である。
なお、蒸気タービン起動時車室温度信号（２２Ｓ）は、蒸気タービン３ＳＴの車室に設置された温度検出器（不図示）による計測によって、起動時における蒸気タービン３ＳＴ自体の温度を検出した信号である。 <Gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit>
In the gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit 4, as input information (input signal) at the time of control, the steam turbine which is a signal from the control unit 3C related to the control of the steam turbine 3ST provided in the steam turbine equipment 3 These are a startup casing temperature signal (22S), a steam turbine inlet main steam temperature signal (12S), and an excessive thermal stress generation signal (17S) for detecting the generation of excessive thermal stress in the rotor of the steam turbine 3ST.
Note that the steam turbine startup cabin temperature signal (22S) is a signal obtained by detecting the temperature of the steam turbine 3ST itself at startup by measurement by a temperature detector (not shown) installed in the cabin of the steam turbine 3ST. is there.

また、蒸気タービン入口主蒸気温度信号（１２Ｓ）は、蒸気タービン入口において温度検出器（不図示）による計測によって、主蒸気温度を検出した信号である。
また、過度熱応力発生信号（１７Ｓ）は、蒸気タービン３ＳＴの制御に係る制御部３Ｃに備えられた蒸気タービン熱応力計算部（不図示）が蒸気タービン３ＳＴのロータを含めた各部の熱応力を計算して熱応力が制限値を超えた場合に発生する信号である。 The steam turbine inlet main steam temperature signal (12S) is a signal obtained by detecting the main steam temperature by measurement with a temperature detector (not shown) at the steam turbine inlet.
In addition, the excessive thermal stress generation signal (17S) is obtained from the thermal stress of each part including the rotor of the steam turbine 3ST by a steam turbine thermal stress calculation unit (not shown) provided in the control unit 3C related to the control of the steam turbine 3ST. This is a signal generated when the thermal stress exceeds the limit value calculated.

また、ガスタービン排気温度変化率補正制御回路４において、制御する際の出力情報（出力信号）としてはガスタービン１ＧＴの排気温度制御をする補正後ガスタービン排気温度変化率信号（１６Ｓ）である。補正後ガスタービン排気温度変化率信号（１６Ｓ）は、ガスタービン１ＧＴの制御に係る制御部１Ｃの一部である制御部１ＣＰに備えられたガスタービン排気温度変化率設定器１１に入力され、この信号に基づいて生成されるガスタービン負荷上昇制御信号（２８Ｓ、ガスタービン負荷上昇制御器２８で出力）とガスタービンＩＧＶ開度制御信号（２９Ｓ、ガスタービンＩＧＶ開度制御器２９で出力）により、ガスタービン排気温度制御を行う。
なお、ガスタービン負荷上昇制御とガスタービンＩＧＶ開度制御については後記する。 Further, in the gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit 4, output information (output signal) at the time of control is a corrected gas turbine exhaust temperature change rate signal (16S) for controlling the exhaust temperature of the gas turbine 1GT. The corrected gas turbine exhaust temperature change rate signal (16S) is input to the gas turbine exhaust temperature change rate setting device 11 provided in the control unit 1CP which is a part of the control unit 1C related to the control of the gas turbine 1GT. A gas turbine load increase control signal (28S, output from the gas turbine load increase controller 28) and a gas turbine IGV opening control signal (29S, output from the gas turbine IGV opening controller 29) generated based on the signal, Performs gas turbine exhaust temperature control.
Gas turbine load increase control and gas turbine IGV opening control will be described later.

≪蒸気タービン起動時の車室温度に係る制御≫
前記したように、ガスタービン排気温度変化率補正制御回路４において入力情報（入力信号）としては３信号あるが、そのひとつの信号である蒸気タービン起動時車室温度信号（２２Ｓ）に係る制御について説明する。
蒸気タービン起動時車室温度信号（２２Ｓ）は前記したように蒸気タービン３ＳＴの起動時における蒸気タービン３ＳＴ各部の温度を検出したものであり、ガスタービン排気温度変化率設定部２３に入力する。 ≪Control related to passenger compartment temperature at startup of steam turbine≫
As described above, the gas turbine exhaust gas temperature change rate correction control circuit 4 has three signals as input information (input signal), but the control related to the steam turbine start-up cabin temperature signal (22S), which is one of the signals. explain.
As described above, the steam turbine start-up passenger compartment temperature signal (22S) detects the temperature of each part of the steam turbine 3ST when the steam turbine 3ST starts up, and is input to the gas turbine exhaust temperature change rate setting unit 23.

なお、蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度変化率は、発電プラントＣ起動時の蒸気タービン３ＳＴの温度状況、実際には蒸気タービン３ＳＴの車室温度に基づいて定められる。これは起動時の蒸気タービン３ＳＴの温度によって、その後の蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度を如何に変化させるのが適正なのかが異なるためである。また、蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度はガスタービン１ＧＴの排気温度によって変化するものであるので、蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度変化率を制御するためにガスタービン排気温度変化率を制御する必要がある。
したがって、ガスタービン排気温度変化率設定部２３は入力した蒸気タービン起動時車室温度信号（２２Ｓ）に基づき、ガスタービン排気温度変化率を計算し、ガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ）を出力する。なお、ガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ）の中にガスタービン排気温度変化率設定値（２３Ａ）が含まれている。 Note that the main steam temperature change rate of the steam turbine 3ST is determined based on the temperature state of the steam turbine 3ST when the power plant C is started up, and actually, the cabin temperature of the steam turbine 3ST. This is because how the main steam temperature of the subsequent steam turbine 3ST is appropriately changed depends on the temperature of the steam turbine 3ST at the time of start-up. Further, since the main steam temperature of the steam turbine 3ST changes depending on the exhaust temperature of the gas turbine 1GT, it is necessary to control the gas turbine exhaust temperature change rate in order to control the main steam temperature change rate of the steam turbine 3ST. .
Therefore, the gas turbine exhaust temperature change rate setting unit 23 calculates the gas turbine exhaust temperature change rate based on the input steam turbine startup cabin temperature signal (22S), and outputs the gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23S). Output. The gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23A) is included in the gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23S).

また、図１のガスタービン排気温度変化率設定部２３のブロック内では、「ガスタービン排気温度変化率設定信号」を簡略化して「設定信号」と表記している。このガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ）は、比較回路２１と補正係数掛算部１６に出力される。ガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ）が入力する比較回路２１と補正係数掛算部１６については後記する。   In the block of the gas turbine exhaust temperature change rate setting unit 23 in FIG. 1, the “gas turbine exhaust temperature change rate setting signal” is simplified and expressed as “setting signal”. The gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23S) is output to the comparison circuit 21 and the correction coefficient multiplication unit 16. The comparison circuit 21 and the correction coefficient multiplication unit 16 to which the gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23S) is input will be described later.

また、前記したように蒸気タービン３ＳＴ起動時の車室温度、つまり蒸気タービン３ＳＴの温度を反映する蒸気タービン３ＳＴの備えられた車室の温度によって、それに適合するガスタービン排気温度変化率がガスタービン排気温度変化率設定部２３で計算される。そして、このガスタービン排気温度変化率は、それを含むガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ）を情報として有する補正後ガスタービン排気温度変化率信号（１６Ｓ）によってガスタービン排気温度変化率設定器１１に入力される。したがって、このガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ）には蒸気タービン３ＳＴ起動時の車室温度が反映されている。   Further, as described above, the gas turbine exhaust temperature change rate corresponding to the temperature of the passenger compartment when the steam turbine 3ST is started, that is, the temperature of the passenger compartment provided with the steam turbine 3ST reflecting the temperature of the steam turbine 3ST is changed. Calculated by the exhaust gas temperature change rate setting unit 23. The gas turbine exhaust temperature change rate is set by a corrected gas turbine exhaust temperature change rate signal (16S) having a gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23S) including the gas turbine exhaust temperature change rate signal. 11 is input. Accordingly, the gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23S) reflects the passenger compartment temperature when the steam turbine 3ST is started.

蒸気タービン３ＳＴ起動時は一般的には蒸気タービン要求温度がガスタービンＩＧＶ開度制御相当であるため、蒸気タービン通気後はガスタービンＩＧＶ開度が閉方向に制御されることによりガスタービンの排気温度を上昇させる。また、蒸気タービン３ＳＴが停止した後に間もなく再起動させた場合において、蒸気タービン起動時の蒸気タービン要求温度が充分に高い場合にはガスタービン負荷上昇制御が選択される場合もある。
ガスタービン温度制御選択部２７以降については後記する。 Since the required steam turbine temperature is generally equivalent to the gas turbine IGV opening control when the steam turbine 3ST is started, the exhaust temperature of the gas turbine is controlled by controlling the gas turbine IGV opening in the closing direction after venting the steam turbine. To raise. Further, when the steam turbine 3ST is restarted shortly after it is stopped, the gas turbine load increase control may be selected when the steam turbine required temperature at the time of starting the steam turbine is sufficiently high.
The gas turbine temperature control selection unit 27 and later will be described later.

≪蒸気タービン入口主蒸気温度とガスタービン排気温度変化率設定値とに係る制御≫
また、蒸気タービン３ＳＴの入口の主蒸気温度を示す蒸気タービン入口主蒸気温度信号（１２Ｓ）が主蒸気温度変化率計算部１３に入力される。この主蒸気温度変化率計算部１３において実際の主蒸気温度変化率が計算され、主蒸気温度変化率信号（１３Ａ）が出力される。また、この主蒸気温度変化率信号（１３Ａ）は、比較回路２１に出力される。 ≪Control related to steam turbine inlet main steam temperature and gas turbine exhaust temperature change rate setting value≫
Further, a steam turbine inlet main steam temperature signal (12S) indicating the main steam temperature at the inlet of the steam turbine 3ST is input to the main steam temperature change rate calculation unit 13. The main steam temperature change rate calculation unit 13 calculates the actual main steam temperature change rate and outputs a main steam temperature change rate signal (13A). The main steam temperature change rate signal (13A) is output to the comparison circuit 21.

比較回路２１は、入力された主蒸気温度変化率信号（１３Ａ）と、前記したガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ）に含まれているガスタービン排気温度変化率設定値（２３Ａ）とを比較し、偏差信号（２１Ａ）を出力する。この偏差信号（２１Ａ）は蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度変化率とガスタービン排気温度変化率という異質なものの比較にも見えるが、ガスタービン１ＧＴの排気によって蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度が定まるので、変化率という観点では同一事象の比較となり、設定値通りに制御を行うことを意図するものである。
なお、ガスタービン排気温度変化率設定値（２３Ａ）は蒸気タービン３ＳＴ起動時の車室温度によって変わるものの、起動開始後は一定の設定値である。
また、偏差信号（２１Ａ）はフィードバック制御部１４に出力される。 The comparison circuit 21 uses the input main steam temperature change rate signal (13A) and the gas turbine exhaust temperature change rate setting value (23A) included in the gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23S). Comparison is made and a deviation signal (21A) is output. Although this deviation signal (21A) can be seen as a comparison of the difference between the main steam temperature change rate of the steam turbine 3ST and the gas turbine exhaust temperature change rate, the main steam temperature of the steam turbine 3ST is determined by the exhaust of the gas turbine 1GT. From the viewpoint of the rate of change, the same event is compared, and the control is intended to be performed according to the set value.
The gas turbine exhaust temperature change rate set value (23A) varies depending on the passenger compartment temperature when the steam turbine 3ST is started, but is a constant set value after the start of startup.
The deviation signal (21A) is output to the feedback control unit 14.

フィードバック制御部１４は比較回路２１の偏差信号（２１Ａ）を受けて、設定値の変化率と実際の変化率との乖離を補正する制御を行うものである。具体的にはガスタービン排気温度変化率設定値（２３Ａ）と蒸気タービン入口主蒸気温度（１２Ｓ）に相当する主蒸気温度の主蒸気温度変化率（１３Ａ）との差異を制御に用いるものである。これはまた、実際に測定した主蒸気温度を反映させるという意味において、主蒸気温度をフィードバックしているともいえる。
なお、フィードバック制御部１４は、偏差信号（２１Ａ）を基に計算した操作量（１４Ａ）の信号をガスタービン排気温度変化率補正係数発生部１５に出力している。次に、操作量（１４Ａ）とガスタービン排気温度変化率補正係数発生部１５について説明する。 The feedback control unit 14 receives the deviation signal (21A) from the comparison circuit 21 and performs control to correct the deviation between the change rate of the set value and the actual change rate. Specifically, the difference between the gas turbine exhaust temperature change rate set value (23A) and the main steam temperature change rate (13A) of the main steam temperature corresponding to the steam turbine inlet main steam temperature (12S) is used for control. . It can also be said that the main steam temperature is fed back in the sense that it reflects the actually measured main steam temperature.
The feedback control unit 14 outputs a signal of the operation amount (14A) calculated based on the deviation signal (21A) to the gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient generation unit 15. Next, the operation amount (14A) and the gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient generation unit 15 will be described.

ガスタービン排気温度変化率補正係数発生部１５は、フィードバック制御部１４から出力された操作量（１４Ａ）に基づいて、ガスタービン排気温度変化率補正係数（１５Ａ）を算出する。なお、ガスタービン排気温度変化率補正係数（１５Ａ）は、図１において（１５Ａ）補正係数と簡略化して表記している。
操作量（１４Ａ）とガスタービン排気温度変化率補正係数（１５Ａ）の関係を図２に示す。なお、図２においても、ガスタービン排気温度変化率補正係数（１５Ａ）を補正係数と簡略化して表記している。 The gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient generation unit 15 calculates the gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient (15A) based on the operation amount (14A) output from the feedback control unit 14. The gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient (15A) is simply expressed as (15A) correction coefficient in FIG.
The relationship between the manipulated variable (14A) and the gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient (15A) is shown in FIG. In FIG. 2 as well, the gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient (15A) is simply expressed as a correction coefficient.

図２はガスタービン排気温度変化率補正係数（１５Ａ、図１）を算出する関係を示した図である。図２において、縦軸は補正係数、つまりガスタービン排気温度変化率補正係数（１５Ａ）であり、横軸は操作量（１４Ａ、図１）である。偏差信号（２１Ａ、図１）を基に計算した操作量（１４Ａ）によって、補正係数（１５Ａ）を図２の特性の関係にしたがって算出し、出力する。   FIG. 2 is a diagram showing the relationship for calculating the gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient (15A, FIG. 1). In FIG. 2, the vertical axis represents a correction coefficient, that is, a gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient (15A), and the horizontal axis represents an operation amount (14A, FIG. 1). Based on the manipulated variable (14A) calculated based on the deviation signal (21A, FIG. 1), the correction coefficient (15A) is calculated according to the characteristic relationship of FIG. 2 and output.

次に「操作量（１４Ａ）」について説明する。偏差信号（２１Ａ、図１）に基づいて補正制御を行うことになるが、この制御はＰＩ制御で行う。ＰＩ制御は偏差信号に比例した制御を行うＰ制御（Proportional、比例）と、偏差信号を積分した制御を行うＩ制御（Integral、積分）とからなり、操作量は次の関係式（式１）、（式２）で表せる。

ｙ（ｔ）＝ＫＰ×ｅ（ｔ）＋ＫＩ∫ｅ（ｔ）ｄｔ ・・・（式１）
ＫＩ＝ＫＰ／Ｔ２ ・・・（式２）

ここで、ＫＰは比例ゲイン（固定値）、ＫＩは積分ゲイン（固定値）、Ｔ２は積分時間（固定値）、ｅ（ｔ）は偏差（ガスタービン排気温度変化率設定値−主蒸気温度変化率）である。
また、ｙ（ｔ）は出力信号であり、操作量（manipulating variable）と称する。出力信号ｙ（ｔ）の単位は制御する状態量であるが、図２においては、最大の偏差を分母として、偏差の比率計算を行い、百分率の％で表記している。
なお、前記したｅ（ｔ）とｙ（ｔ）は時間ｔの関数である。 Next, the “operation amount (14A)” will be described. Correction control is performed based on the deviation signal (21A, FIG. 1), and this control is performed by PI control. PI control consists of P control (Proportional) that performs control in proportion to the deviation signal and I control (Integral) that performs control that integrates the deviation signal, and the manipulated variable is the following relational expression (Formula 1) (Expression 2).

y (t) = K P × e (t) + K I ∫e (t) dt (Equation 1)
K I = K P / T 2 (Formula 2)

Here, K P is a proportional gain (fixed value), K I is an integral gain (fixed value), T 2 is the integration time (fixed value), e (t) is the deviation (gas turbine exhaust temperature change rate setting value - main Steam temperature change rate).
Further, y (t) is an output signal and is referred to as a manipulating variable. The unit of the output signal y (t) is the state quantity to be controlled. In FIG. 2, the deviation ratio is calculated using the maximum deviation as the denominator, and expressed as a percentage.
Note that e (t) and y (t) described above are functions of time t.

図２において、横軸の百分率％で表された操作量において、−１００％〜−１０％の部分と、−１０％〜１０％の部分と、１０％〜１００％の部分とに分かれている。また、これに対応して、縦軸は０〜１．０の部分と、１．０の部分と、１．０〜２．０の部分とによって特性線が異なっている。この理由について次に説明する。   In FIG. 2, the operation amount expressed in percentage% on the horizontal axis is divided into a portion of −100% to −10%, a portion of −10% to 10%, and a portion of 10% to 100%. . Corresponding to this, the vertical axis shows different characteristic lines for the 0 to 1.0 portion, the 1.0 portion, and the 1.0 to 2.0 portion. The reason for this will be described next.

蒸気タービン入口の主蒸気温度変化率（１３Ａ、図１）がガスタービン排気温度変化率設定値（２３Ａ、図１）より速いと判定された場合は、後記するようにガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ、図１）に補正係数を掛けるが、この補正係数を１．０以下の係数とする。この補正によって、蒸気タービン入口の主蒸気温度変化率を小さくする動作をさせるためである。
また、蒸気タービン入口主蒸気の温度変化率がガスタービン排気温度変化率設定値（２３Ａ、図１）より遅いと判定された場合は、ガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ、図１）に１．０以上の係数を掛けて、補正する。この補正によって、蒸気タービン入口の主蒸気温度変化率を大きくする動作をさせるためである。 When it is determined that the main steam temperature change rate (13A, FIG. 1) at the steam turbine inlet is faster than the gas turbine exhaust temperature change rate set value (23A, FIG. 1), the gas turbine exhaust temperature change rate is set as described later. The signal (23S, FIG. 1) is multiplied by a correction coefficient, and this correction coefficient is set to a coefficient of 1.0 or less. This is for the purpose of reducing the main steam temperature change rate at the inlet of the steam turbine by this correction.
When it is determined that the temperature change rate of the steam turbine inlet main steam is slower than the gas turbine exhaust temperature change rate setting value (23A, FIG. 1), the gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23S, FIG. 1) Multiply by a factor of 1.0 or more to correct. This is to increase the main steam temperature change rate at the inlet of the steam turbine by this correction.

これは、実際のガスタービン排気温度変化率設定に対し、蒸気タービン３ＳＴに供給される蒸気タービン入口の主蒸気温度が追従しない場合に、ガスタービン排気温度変化率に補正を掛けるというものであり、この操作により所定の変化率で上昇させる制御をすることが可能となる。   This is to correct the gas turbine exhaust gas temperature change rate when the main steam temperature at the steam turbine inlet supplied to the steam turbine 3ST does not follow the actual gas turbine exhaust gas temperature change rate setting. By this operation, it is possible to control to increase at a predetermined change rate.

なお、図２においては、操作量が−１０％〜１０％の場合には補正係数を１．０としている。これは操作量が−１０％〜１０％程度の差異しかない場合には補正係数は１．０でよいとしているからである。
また、操作量が−１００％〜−１０％の範囲では補正係数は０〜１．０である。これは前記した蒸気タービン入口の主蒸気温度変化率（１３Ａ、図１）がガスタービン排気温度変化率設定値（２３Ａ、図１）より速いと判定された場合に相当する。
また、操作量が１０％〜１００％の範囲では補正係数は１．０〜２．０としている。これは、前記した蒸気タービン入口の主蒸気温度変化率（１３Ａ、図１）がガスタービン排気温度変化率設定値（２３Ａ、図１）より遅いと判定された場合に相当する。 In FIG. 2, when the manipulated variable is −10% to 10%, the correction coefficient is 1.0. This is because the correction coefficient is assumed to be 1.0 when the operation amount has only a difference of about -10% to 10%.
Further, the correction coefficient is 0 to 1.0 when the manipulated variable is in the range of −100% to −10%. This corresponds to the case where it is determined that the main steam temperature change rate (13A, FIG. 1) at the steam turbine inlet is faster than the gas turbine exhaust temperature change rate set value (23A, FIG. 1).
Further, the correction coefficient is set to 1.0 to 2.0 when the operation amount is in the range of 10% to 100%. This corresponds to the case where it is determined that the main steam temperature change rate (13A, FIG. 1) at the steam turbine inlet is slower than the gas turbine exhaust temperature change rate set value (23A, FIG. 1).

≪過度熱応力発生と蒸気タービン入口主蒸気温度とガスタービン排気温度変化率設定信号とに係る制御≫
また、蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度上昇にあたっては蒸気タービン３ＳＴの熱応力についても配慮しなければならない。蒸気タービン設備３に備えられた蒸気タービン３ＳＴの制御に係る制御部３Ｃの有する蒸気タービン熱応力計算部（不図示）が蒸気タービン３ＳＴのロータを含めた各部の熱応力を計算しており、熱応力が制限値を超えた場合には過度熱応力発生信号（１７Ｓ）が発生して、ガスタービン排気温度変化率補正制御回路４の蒸気タービン補正制御選択部１８に入力する。蒸気タービン補正制御選択部１８は入力した過度熱応力発生信号（１７Ｓ）によって、適切な補正制御を選択し、ガスタービン排気温度変化率補正係数発生部１５の出力信号である補正係数（１５Ａ）の信号の行き先を切り替える。したがって、蒸気タービン補正制御選択部１８は信号切替器（１８）とも云える。 ≪Control related to generation of excessive thermal stress, steam turbine inlet main steam temperature, and gas turbine exhaust temperature change rate setting signal≫
Further, when the main steam temperature of the steam turbine 3ST rises, the thermal stress of the steam turbine 3ST must be taken into consideration. A steam turbine thermal stress calculation unit (not shown) included in the control unit 3C related to the control of the steam turbine 3ST provided in the steam turbine facility 3 calculates the thermal stress of each part including the rotor of the steam turbine 3ST. When the stress exceeds the limit value, an excessive thermal stress generation signal (17S) is generated and input to the steam turbine correction control selection unit 18 of the gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit 4. The steam turbine correction control selection unit 18 selects an appropriate correction control based on the input excessive thermal stress generation signal (17S), and the correction coefficient (15A) that is an output signal of the gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient generation unit 15 is selected. Switch the destination of the signal. Therefore, the steam turbine correction control selection unit 18 can also be referred to as a signal switcher (18).

過度な熱応力の発生が無い場合には、蒸気タービン補正制御選択部１８によって、蒸気タービン入口主蒸気温度変化率補正制御器１８Ａが動作し、蒸気タービン入口主蒸気温度変化率補正制御（１８Ａ）が選択される。
また、過度な熱応力の発生が有る場合には、蒸気タービン補正制御選択部１８によって、蒸気タービン熱応力補正制御器１８Ｂが動作し、蒸気タービン熱応力補正制御（１８Ｂ）が選択される。 When there is no occurrence of excessive thermal stress, the steam turbine inlet main steam temperature change rate correction controller 18A is operated by the steam turbine correction control selection unit 18, and the steam turbine inlet main steam temperature change rate correction control (18A). Is selected.
When excessive thermal stress is generated, the steam turbine thermal stress correction controller 18B operates by the steam turbine correction control selection unit 18 to select the steam turbine thermal stress correction control (18B).

なお、過度熱応力発生信号（１７Ｓ）により、蒸気タービン熱応力補正制御器１８Ｂが選択された場合には、蒸気タービン３ＳＴに過度な熱応力が発生しているのであるから、蒸気タービン３ＳＴの温度上昇を中断する、もしくは上昇率に制限をかけるように、ガスタービン排気温度の上昇制御も中断、もしくは上昇率に制限をかける。この中断、もしくは上昇率に制限をかけた結果、蒸気タービン３ＳＴにおいて、過度な熱応力が解消され、過度熱応力発生信号（１７Ｓ）が消えた段階で、蒸気タービン入口主蒸気温度変化率補正制御（１８Ａ）が再び選択され、蒸気タービン３ＳＴの温度上昇の制御が行われる。   When the steam turbine thermal stress correction controller 18B is selected by the excessive thermal stress generation signal (17S), excessive thermal stress is generated in the steam turbine 3ST. In order to interrupt the increase or limit the rate of increase, the control for increasing the gas turbine exhaust temperature is also interrupted or the rate of increase is limited. As a result of this interruption or limiting the rate of increase, in the steam turbine 3ST, when the excessive thermal stress is eliminated and the excessive thermal stress generation signal (17S) disappears, the steam turbine inlet main steam temperature change rate correction control is performed. (18A) is selected again, and the temperature rise of the steam turbine 3ST is controlled.

蒸気タービン入口主蒸気温度変化率補正制御（１８Ａ）もしくは蒸気タービン熱応力補正制御（１８Ｂ）による信号は出力されて、補正係数掛算部１６に入力される。
また、前記したガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ）も補正係数掛算部１６に入力される。そして、ガスタービン排気温度変化率設定信号（２３Ｓ）に含まれているガスタービン排気温度変化率設定値（２３Ａ）に、蒸気タービン入口主蒸気温度変化率補正制御（１８Ａ）、または蒸気タービン熱応力補正制御（１８Ｂ）による信号の補正係数が掛けられることによって、ガスタービン排気温度変化率設定値（２３Ａ）は補正される。この補正されたものを補正後ガスタービン排気温度変化率（１６Ｓ）と表記する。 A signal by the steam turbine inlet main steam temperature change rate correction control (18A) or the steam turbine thermal stress correction control (18B) is output and input to the correction coefficient multiplication unit 16.
The gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23S) is also input to the correction coefficient multiplication unit 16. Then, the gas turbine exhaust temperature change rate setting value (23A) included in the gas turbine exhaust temperature change rate setting signal (23S) is added to the steam turbine inlet main steam temperature change rate correction control (18A), or the steam turbine thermal stress. The gas turbine exhaust gas temperature change rate setting value (23A) is corrected by multiplying the correction coefficient of the signal by the correction control (18B). This corrected value is expressed as a corrected gas turbine exhaust temperature change rate (16S).

補正係数掛算部１６で補正された補正後ガスタービン排気温度変化率（１６Ｓ）を含む補正後ガスタービン排気温度変化率信号（１６Ｓ）は、ガスタービン排気温度変化率設定器１１に入力する。
ガスタービン排気温度変化率設定器１１は、入力した補正後ガスタービン排気温度変化率信号（１６Ｓ）に基づき、ガスタービン１ＧＴの排気温度を制御する信号をガスタービン温度制御選択部２７に出力する。
そしてガスタービン排気温度変化率設定器１１がガスタービンＩＧＶ開度制御を指示するものであれば、ガスタービンＩＧＶ開度制御器２９からガスタービンＩＧＶ開度制御信号（２９Ｓ）が出力される。 The corrected gas turbine exhaust temperature change rate signal (16S) including the corrected gas turbine exhaust temperature change rate (16S) corrected by the correction coefficient multiplication unit 16 is input to the gas turbine exhaust temperature change rate setting device 11.
The gas turbine exhaust temperature change rate setting unit 11 outputs a signal for controlling the exhaust temperature of the gas turbine 1GT to the gas turbine temperature control selection unit 27 based on the input corrected gas turbine exhaust temperature change rate signal (16S).
If the gas turbine exhaust temperature change rate setting device 11 instructs the gas turbine IGV opening control, the gas turbine IGV opening controller 29 outputs a gas turbine IGV opening control signal (29S).

また、ガスタービン排気温度変化率設定器１１がガスタービン負荷上昇制御を指示するものであれば、ガスタービン負荷上昇制御器２８からガスタービン負荷上昇制御信号（２８Ｓ）が出力される。
ガスタービン１ＧＴの排気温度は、温度を下げる場合にはガスタービンＩＧＶ開度が開方向に制御される。また、温度を上げる場合にはガスタービンＩＧＶ開度を最小とし、燃料流量弁開による負荷上昇を行うガスタービン負荷上昇制御がなされる。なお、ガスタービンＩＧＶ開度が閉方向に制御されればガスタービン１ＧＴの排気温度は上昇する。これらのガスタービンＩＧＶ開度制御とガスタービン負荷上昇制御により温度調整をすることを温度マッチング機能と称する。 Further, if the gas turbine exhaust temperature change rate setting device 11 instructs the gas turbine load increase control, the gas turbine load increase control signal (28S) is output from the gas turbine load increase controller 28.
When the exhaust temperature of the gas turbine 1GT is lowered, the gas turbine IGV opening is controlled in the opening direction. When the temperature is increased, gas turbine IGV opening is minimized, and gas turbine load increase control is performed to increase the load by opening the fuel flow valve. If the gas turbine IGV opening is controlled in the closing direction, the exhaust temperature of the gas turbine 1GT rises. The temperature adjustment performed by the gas turbine IGV opening control and the gas turbine load increase control is referred to as a temperature matching function.

このとき、ガスタービンＩＧＶ開度制御信号（２９Ｓ）、およびガスタービン負荷上昇制御信号（２８Ｓ）には前記した補正後ガスタービン排気温度変化率（１６Ｓ）が反映されている。
ガスタービン１ＧＴはガスタービンＩＧＶ開度制御信号（２９Ｓ）もしくはガスタービン負荷上昇制御信号（２８Ｓ）によって温度制御される。 At this time, the above-described corrected gas turbine exhaust temperature change rate (16S) is reflected in the gas turbine IGV opening control signal (29S) and the gas turbine load increase control signal (28S).
The temperature of the gas turbine 1GT is controlled by a gas turbine IGV opening control signal (29S) or a gas turbine load increase control signal (28S).

以上の構成によって、蒸気タービン３ＳＴの起動時の蒸気タービン３ＳＴの温度（車室温度）を反映して、蒸気タービン３ＳＴの温度上昇率に相応しいガスタービン排気温度変化率が計算され、このガスタービン排気温度変化率を基準（設定値）として、蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度（蒸気タービン入口主蒸気温度信号１２Ｓ）から計算された主蒸気温度変化率と比較し、その偏差に基づいてガスタービン排気温度変化率を補正してガスタービン１ＧＴを制御している。したがって、補正設定されたガスタービン排気温度変化率に見合った変化率で蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度は直線的に上昇する。   With the above configuration, the gas turbine exhaust temperature change rate corresponding to the temperature rise rate of the steam turbine 3ST is calculated, reflecting the temperature (chamber temperature) of the steam turbine 3ST when the steam turbine 3ST is started. Compared with the main steam temperature change rate calculated from the main steam temperature of the steam turbine 3ST (steam turbine inlet main steam temperature signal 12S) using the temperature change rate as a reference (set value), and based on the deviation, the gas turbine exhaust temperature The gas turbine 1GT is controlled by correcting the rate of change. Therefore, the main steam temperature of the steam turbine 3ST rises linearly at a change rate commensurate with the corrected gas turbine exhaust temperature change rate.

もしも何らかの理由で蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度（蒸気タービン入口主蒸気温度信号１２Ｓ）が設定値から外れて低い温度（もしくは温度上昇率、温度変化率）となれば、その偏差に基づいてガスタービン排気温度変化率を補正してガスタービン１ＧＴの温度制御を設定値より高くすることにより、当初の設定値に戻すように作用する。
また、何らかの理由で蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度（蒸気タービン入口主蒸気温度信号１２Ｓ）が設定値から外れて高い温度（もしくは温度上昇率、温度変化率）となれば、その偏差に基づいてガスタービン排気温度変化率を補正してガスタービン１ＧＴの温度制御を設定値より低くすることにより、当初の設定値に戻すように作用する。 If for some reason the main steam temperature (steam turbine inlet main steam temperature signal 12S) of the steam turbine 3ST deviates from the set value and becomes a low temperature (or rate of temperature rise or rate of temperature change), the gas turbine is based on the deviation. By correcting the exhaust gas temperature change rate to make the temperature control of the gas turbine 1GT higher than the set value, the exhaust gas temperature changes to the original set value.
If for some reason the main steam temperature (steam turbine inlet main steam temperature signal 12S) of the steam turbine 3ST deviates from the set value and becomes a high temperature (or rate of temperature rise, rate of temperature change), the gas is based on the deviation. By correcting the turbine exhaust temperature change rate and making the temperature control of the gas turbine 1GT lower than the set value, it acts to return to the original set value.

また、蒸気タービン３ＳＴの停止から再起動までの時間は様々である。停止した直後から、間もなく再起動した場合においては、蒸気タービン３ＳＴの温度（車室温度）は高温である。このときには、その状態に相応しい温度上昇率（温度変化率）で定格温度まで温度上昇させることが適切である。また、長い停止後においては、蒸気タービン３ＳＴの温度（車室温度）は、周囲の環境温度（大気温度など）にほぼ等しい低温であることがある。この場合には、低温である蒸気タービン３ＳＴの温度（車室温度）に相応しい温度上昇率（温度変化率）で定格温度まで温度上昇させることが適切である。
以上から、蒸気タービン３ＳＴの起動時の蒸気タービン３ＳＴの温度（車室温度）を反映した、蒸気タービン３ＳＴの一定した温度上昇率（温度変化率）で、定格温度まで上昇するので、過度な熱応力も発生せずに、所定の計画起動時間で蒸気タービン３ＳＴの起動ができる。 Moreover, the time from the stop of steam turbine 3ST to restart is various. When restarting soon after stopping, the temperature of the steam turbine 3ST (chamber temperature) is high. In this case, it is appropriate to raise the temperature to the rated temperature at a temperature rise rate (temperature change rate) appropriate for the state. In addition, after a long stop, the temperature of the steam turbine 3ST (cabinet temperature) may be a low temperature that is substantially equal to the ambient environmental temperature (such as the atmospheric temperature). In this case, it is appropriate to increase the temperature to the rated temperature at a temperature increase rate (temperature change rate) suitable for the temperature of the steam turbine 3ST (chamber temperature), which is a low temperature.
From the above, since the temperature rises to the rated temperature at a constant temperature increase rate (temperature change rate) of the steam turbine 3ST, which reflects the temperature of the steam turbine 3ST at the time of starting the steam turbine 3ST (chamber temperature), excessive heat The steam turbine 3ST can be started in a predetermined planned start time without generating any stress.

したがって、前記した過度熱応力発生信号（１７Ｓ）により、過度な熱応力の発生が有る場合には、蒸気タービン補正制御選択部１８によって、蒸気タービン熱応力補正制御器１８Ｂが動作し、蒸気タービン熱応力補正制御（１８Ｂ）が選択される構成はとっているものの、前述したように、蒸気タービン３ＳＴの一定した温度上昇率（温度変化率）で、定格温度まで上昇するので、過度な熱応力も発生せず、所定の計画起動時間で蒸気タービン３ＳＴの起動ができる。   Therefore, when excessive thermal stress is generated by the above-described excessive thermal stress generation signal (17S), the steam turbine thermal stress correction controller 18B is operated by the steam turbine correction control selection unit 18, and the steam turbine heat Although the stress correction control (18B) is selected, as described above, the steam turbine 3ST rises to the rated temperature at a constant temperature rise rate (temperature change rate). It does not occur, and the steam turbine 3ST can be started in a predetermined planned start time.

＜実施形態のＳＴ通気時のＧＴ運転状態量の概略＞
図３に第１の実施形態の蒸気タービン３ＳＴ通気時のガスタービン１ＧＴ運転状態量の概略のタイムチャートを示す。なお、図３では簡略化して「本実施形態によるＳＴ通気時のＧＴ運転状態量概略」と表記している。また、ガスタービンＩＧＶ開度制御を「ＩＧＶ開度制御」、そしてガスタービン負荷上昇制御を「ＧＴ負荷制御」と、それぞれ簡略化して表記している。また、以下の説明においても適宜、それぞれ「ＩＧＶ開度制御」、「ＧＴ負荷制御」と表記する。
図３において、横軸は経過時間であり、縦軸に蒸気タービン出力、ガスタービン負荷、ＩＧＶ開度、ガスタービン排気温度、実測値の蒸気タービン入口主蒸気温度（黒点もしくは黒囲点）、および目標設定値の蒸気タービン入口主蒸気温度（直線）を示している。なお、縦軸においては前記した複数の項目を互いの位置をずらして表記しているので、それぞれの基準点の位置については明示していない。 <Outline of GT operation state quantity during ST ventilation of embodiment>
FIG. 3 shows a schematic time chart of the operating state quantity of the gas turbine 1GT when the steam turbine 3ST of the first embodiment is vented. In addition, in FIG. 3, it is simplified and described as “GT operation state amount outline during ST ventilation according to the present embodiment”. Further, the gas turbine IGV opening control is simply expressed as “IGV opening control”, and the gas turbine load increase control is expressed as “GT load control”. Further, in the following description, they are also referred to as “IGV opening control” and “GT load control”, respectively.
In FIG. 3, the horizontal axis represents elapsed time, and the vertical axis represents steam turbine output, gas turbine load, IGV opening, gas turbine exhaust temperature, measured steam turbine inlet main steam temperature (black or black dot), and The steam turbine inlet main steam temperature (straight line) of the target set value is shown. Note that, on the vertical axis, the plurality of items described above are shown with their positions shifted from each other, so the position of each reference point is not clearly shown.

≪経過時間ｔ１以前≫
図３において、経過時間ｔ１以前において既に蒸気タービン３ＳＴには主蒸気は蒸気温度が約４００℃程度で通気している。ガスタービン排気温度は蒸気温度より約１０℃高い４１０℃程度である。ＩＧＶ開度は約８０度（全開は約９０度）であって空気をかなり取り入れている。また、ガスタービン負荷は、概ね定格値の１０％程度である。蒸気タービン出力は前記した低温での蒸気温度において、若干の出力をすることもできる。
なお、この経過時間ｔ１以前においては、ガスタービン１ＧＴは通常の運転（ＧＴ負荷制御）はできない領域である。 ≪Elapsed time t 1 or earlier≫
In FIG. 3, the main steam is already ventilated to the steam turbine 3ST at a steam temperature of about 400 ° C. before the elapsed time t 1 . The gas turbine exhaust temperature is about 410 ° C., which is about 10 ° C. higher than the steam temperature. The IGV opening is about 80 degrees (full opening is about 90 degrees), and air is taken in considerably. The gas turbine load is approximately 10% of the rated value. The steam turbine output can be slightly output at the above-described low-temperature steam temperature.
In the elapsed time t 1 earlier, the gas turbine 1GT normal operating (GT load control) is an area that can not be.

≪経過時間ｔ１〜経過時間ｔ２の間≫
経過時間ｔ１〜経過時間ｔ２の間は、定格運転に向けて蒸気タービン３ＳＴの主蒸気温度の上昇を開始する区間である。ただし、定格に達するのは経過時間ｔ３以降であって、経過時間ｔ２においても定格運転にはならない。
蒸気タービン入口主蒸気温度が相対的に低い間はガスタービン排気温度も低く、ガスタービン１ＧＴのＩＧＶ開度制御が主体となる。ＩＧＶ開度制御によってＩＧＶ開度は経過時間ｔ１における約８０度から経過時間ｔ２における約６０度へと閉じていくことにより、空気の量を少なくして、ガスタービン排気温度を上昇させていく。また、ガスタービン負荷は経過時間ｔ１以前と同様の概ね定格値の１０％程度である。
なお、経過時間ｔ２におけるガスタービン排気温度は約４６０℃であり、蒸気タービン入口主蒸気温度は約４５０℃である。 «Between the elapsed time t 1 ~ elapsed time t 2»
Between the elapsed time t 1 and the elapsed time t 2 is a section in which the main steam temperature of the steam turbine 3ST starts to rise toward the rated operation. However, an elapsed time t 3 or later reach the rated, not a rated operation even in the elapsed time t 2.
While the steam turbine inlet main steam temperature is relatively low, the gas turbine exhaust temperature is also low, and the IGV opening control of the gas turbine 1GT is mainly performed. By closing the IGV opening from about 80 degrees at the elapsed time t 1 to about 60 degrees at the elapsed time t 2 by the IGV opening control, the amount of air is reduced and the gas turbine exhaust temperature is raised. Go. Moreover, about 10% of the generally rated value the same as the gas turbine load is the elapsed time t 1 earlier.
Note that the gas turbine exhaust temperature at the elapsed time t 2 is about 460 ° C., and the steam turbine inlet main steam temperature is about 450 ° C.

経過時間ｔ１〜経過時間ｔ２の間はガスタービン１ＧＴのＩＧＶ開度制御が主体となって、蒸気温度の測定値をフィードバックしながらガスタービン排気温度を制御している。したがって、図３においては、ＩＧＶ開度とガスタービン排気温度が変動しながら経過時間とともに変化している。この変動はフィードバックによる制御（可変レート動作）をしているために起こるものである。
また、この主蒸気温度の測定値をフィードバックしながらガスタービン排気温度を制御しているために蒸気タービン入口主蒸気温度は、目標設定値通りに一定の温度変化率で直線的に上昇している。 During the elapsed time t 1 ~ elapsed time t 2 is a principal IGV opening control of the gas turbine 1GT, controls the gas turbine exhaust temperature while feeding back the measured value of the steam temperature. Therefore, in FIG. 3, the IGV opening and the gas turbine exhaust temperature change with the elapsed time while fluctuating. This variation is caused by feedback control (variable rate operation).
In addition, since the gas turbine exhaust temperature is controlled while feeding back the measured value of the main steam temperature, the steam turbine inlet main steam temperature increases linearly at a constant rate of temperature change according to the target set value. .

≪経過時間ｔ２〜経過時間ｔ３の間≫
また、蒸気タービン入口主蒸気温度が上昇（概ね４５０℃）してくると、ＩＧＶ開度制御からＧＴ負荷制御に切り替わり（経過時間ｔ２）、ガスタービン負荷を上昇させていく。このガスタービン負荷の上昇により、ガスタービン排気温度は上昇する。また、これによって蒸気タービン入口主蒸気温度も上昇する。ガスタービン排気温度が概ね５７０℃、蒸気タービン入口主蒸気温度が概ね５６０℃に達すると蒸気タービン入口主蒸気温度が定格温度に達する。 «Between the elapsed time t 2 ~ elapsed time t 3»
When the steam turbine inlet main steam temperature rises (approximately 450 ° C.), the IGV opening degree control is switched to GT load control (elapsed time t 2 ), and the gas turbine load is increased. As the gas turbine load increases, the gas turbine exhaust temperature increases. This also increases the steam turbine inlet main steam temperature. When the gas turbine exhaust temperature reaches approximately 570 ° C. and the steam turbine inlet main steam temperature reaches approximately 560 ° C., the steam turbine inlet main steam temperature reaches the rated temperature.

経過時間ｔ２〜経過時間ｔ３の間はガスタービン１ＧＴのＧＴ負荷制御が主体となって、蒸気温度の測定値をフィードバックしながらガスタービン排気温度を制御している。
図３においてはガスタービン負荷とガスタービン排気温度が変動しながら経過時間とともに変化している。この変動はフィードバックによる制御（可変レート動作）をしているために起こるものである。
また、この蒸気温度の測定値をフィードバックしながらガスタービン排気温度を制御しているために蒸気タービン入口主蒸気温度は、目標設定値通りに一定の温度変化率で直線的に上昇している。 During the elapsed time t 2 ~ elapsed time t 3 is GT load control of the gas turbine 1GT becomes mainly controls the gas turbine exhaust temperature while feeding back the measured value of the steam temperature.
In FIG. 3, the gas turbine load and the gas turbine exhaust temperature change with time while changing. This variation is caused by feedback control (variable rate operation).
Further, since the gas turbine exhaust temperature is controlled while feeding back the measured value of the steam temperature, the steam turbine inlet main steam temperature increases linearly at a constant temperature change rate according to the target set value.

≪経過時間ｔ３以降≫
経過時間ｔ３に達すると、前記したように、ガスタービン排気温度が概ね５７０℃、蒸気タービン入口主蒸気温度が概ね５６０℃となる。この蒸気タービン入口主蒸気温度は定格温度であるので、蒸気タービン３ＳＴが定格運転可能となる。その後は排熱回収ボイラ出口温度制御等により、蒸気温度を概ね５６０℃に保ちながら、定格運転に移行していく。 «Elapsed time t 3 or later»
Upon reaching the elapsed time t 3, as described above, the gas turbine exhaust temperature is approximately 570 ° C., the steam turbine inlet main steam temperature is approximately 560 ° C.. Since the steam turbine inlet main steam temperature is the rated temperature, the steam turbine 3ST can be rated. Thereafter, the operation is shifted to the rated operation while maintaining the steam temperature at approximately 560 ° C. by controlling the exhaust heat recovery boiler outlet temperature.

以上、ＩＧＶ開度制御とＧＴ負荷制御によって、ガスタービン排気温度をフィードバックしながら制御することにより、蒸気タービン入口主蒸気温度の実測値は、蒸気タービン入口主蒸気温度の目標値とほぼ一致して、直線的に上昇している。したがって、熱応力による損傷も起こらずに、速やかに蒸気タービン入口主蒸気温度は所定の温度に達する。つまり、速やかなコンバインドサイクル発電プラントＣの起動ができる。   As described above, by controlling the gas turbine exhaust temperature by feedback through the IGV opening control and the GT load control, the actual measured value of the steam turbine inlet main steam temperature substantially matches the target value of the steam turbine inlet main steam temperature. Is rising linearly. Therefore, the steam turbine inlet main steam temperature quickly reaches a predetermined temperature without causing damage due to thermal stress. That is, the combined cycle power plant C can be quickly activated.

＜比較例＞
前記した本実施形態の比較例として、図４に比較例の蒸気タービン通気時のガスタービン運転状態量の概略を示す。なお、図４では簡略化して「比較例のＳＴ通気時のＧＴ運転状態量概略」と表記している。
図４においては、横軸と、縦軸の項目は図３と同様である。図４において図３と異なるのは、ＩＧＶ開度制御においては、ＩＧＶ開度を一定の下降値（閉じていく）で制御し、ＧＴ負荷制御においては、ガスタービン負荷を一定の上昇値で制御していることである。つまり、特には主蒸気温度の実測値を制御回路にフィードバックをかけていない。
この結果、ガスタービン排気温度は一定の値で上昇している。このため、蒸気タービン入口主蒸気温度（実測値、黒点もしくは黒囲点）は蒸気タービン入口主蒸気温度（目標値）からはずれこともありながら変動しながら上昇している。したがって、熱応力による蒸気タービンの損傷の危険性がある、あるいは過度の熱応力が検出された場合には、一時、温度上昇を中断するので起動時間が長くなるという発電プラントの起動方法となる。 <Comparative example>
As a comparative example of the above-described embodiment, FIG. 4 shows an outline of a gas turbine operation state quantity when the steam turbine of the comparative example is vented. In addition, in FIG. 4, it simplifies and it describes with "the GT operation state amount outline at the time of ST ventilation of a comparative example."
In FIG. 4, the items on the horizontal axis and the vertical axis are the same as those in FIG. 4 differs from FIG. 3 in the IGV opening control in that the IGV opening is controlled with a constant decrease value (closed), and in the GT load control, the gas turbine load is controlled with a constant increase value. Is. That is, the actual measured value of the main steam temperature is not fed back to the control circuit.
As a result, the gas turbine exhaust temperature rises at a constant value. For this reason, the steam turbine inlet main steam temperature (actually measured value, black spot or black spot) rises while fluctuating while sometimes deviating from the steam turbine inlet main steam temperature (target value). Therefore, when there is a risk of damage to the steam turbine due to thermal stress, or when excessive thermal stress is detected, the temperature increase is interrupted temporarily, so that the startup time of the power plant becomes longer.

（その他の実施形態）
以上においては、蒸気タービン３ＳＴは、ガスタービン１ＧＴ（ガスタービン設備１）の排ガスを用いて排熱回収ボイラ２で発生させた蒸気で回転駆動されているが、排熱回収ボイラ２が回収するガスタービン１ＧＴの軸数（台数）は、複数でもひとつでもよい。
また、コンバインドサイクル発電プラントＣは多軸でも一軸でもよい。 (Other embodiments)
In the above, the steam turbine 3ST is rotationally driven by the steam generated in the exhaust heat recovery boiler 2 using the exhaust gas of the gas turbine 1GT (gas turbine equipment 1), but the gas recovered by the exhaust heat recovery boiler 2 The number of shafts (number) of the turbine 1GT may be plural or one.
Further, the combined cycle power plant C may be multi-axial or uniaxial.

また、過度の熱応力発生信号による蒸気タービン補正制御選択部１８による蒸気タービン入口主蒸気温度変化率補正制御と蒸気タービン熱応力補正制御を選択する手法は、本実施形態の制御が良好に作用している場合には過度熱応力発生信号が発生する確率は非常に低くなるが、安全性の観点から採用している。   In addition, the method of selecting the steam turbine inlet main steam temperature change rate correction control and the steam turbine thermal stress correction control by the steam turbine correction control selection unit 18 based on the excessive thermal stress generation signal, the control of this embodiment works well. However, the probability of generating an excessive thermal stress generation signal is very low, but it is adopted from the viewpoint of safety.

また、ガスタービン排気温度変化率補正係数発生部１５は比較回路２１の偏差信号（２１Ａ）を直接、入力して操作量（１４Ａ）の演算をガスタービン排気温度変化率補正係数発生部１５が行ってもよい。   Further, the gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient generation unit 15 directly inputs the deviation signal (21A) of the comparison circuit 21, and the operation amount (14A) is calculated by the gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient generation unit 15. May be.

また、図２において、ガスタービン排気温度変化率補正係数発生部１５の補正係数（１５Ａ）と操作量（１４Ａ）の関係を示す特性（係数補正関数）を示したが、これは一例に過ぎない。
例えば、操作量が−１０％〜１０％の間は補正係数を１．０としているが、補正係数を１．０とする操作量の範囲を狭くすることも広げることも可能である。また、補正係数は操作量が−１００％〜−１０％で０〜１．０であり、操作量が１０％〜１００％で１．０〜２．０であるが、補正係数の値を変えることも可能である。 FIG. 2 shows the characteristic (coefficient correction function) indicating the relationship between the correction coefficient (15A) of the gas turbine exhaust gas temperature change rate correction coefficient generator 15 and the manipulated variable (14A), but this is merely an example. .
For example, the correction coefficient is 1.0 when the operation amount is between −10% and 10%, but the range of the operation amount with the correction coefficient being 1.0 can be narrowed or widened. Further, the correction coefficient is 0 to 1.0 when the operation amount is −100% to −10%, and 1.0 to 2.0 when the operation amount is 10% to 100%, but the value of the correction coefficient is changed. It is also possible.

また、図３を参照し、蒸気タービン通気時の特性（ＳＴ通気時のＧＴ運転状態量概略）を説明した過程において、蒸気タービン入口主蒸気温度、ガスタービン排気温度、ＩＧＶ開度の概略値を例としてあげたが、それらは一例であって、実際には様々に異なる値の場合がある。   In addition, referring to FIG. 3, in the process of explaining the characteristics at the time of steam turbine ventilation (GT operation state amount outline at ST ventilation), approximate values of steam turbine inlet main steam temperature, gas turbine exhaust temperature, and IGV opening are shown. They are given as examples, but they are only examples, and there may actually be different values.

以上、説明したように、本実施形態のコンバインドサイクル発電プラント制御装置は、実際の蒸気タービン入口の主蒸気温度をフィードバックしガスタービンの排気温度を適宜補正しながら所定の主蒸気温度変化率で制御するため、蒸気タービンの熱応力を低減したプラント起動制御を実現できる。それとともに、所定の主蒸気温度上昇率の実現により、計画起動時間を守ることが可能となる。   As described above, the combined cycle power plant control apparatus according to the present embodiment performs control at a predetermined main steam temperature change rate while appropriately correcting the exhaust temperature of the gas turbine by feeding back the main steam temperature at the actual steam turbine inlet. Therefore, plant start-up control with reduced thermal stress of the steam turbine can be realized. At the same time, the planned start-up time can be maintained by realizing a predetermined main steam temperature increase rate.

Ｃ コンバインドサイクル発電プラント、発電プラント
１ ガスタービン設備
１Ｃ、１ＣＰ 制御部、ガスタービンの制御部（補正制御部）
１ＧＴ ガスタービン
２ 排熱回収ボイラ
３ 蒸気タービン設備
３Ｃ 制御部、蒸気タービンの制御部（補正制御部）
３ＳＴ 蒸気タービン
４ ガスタービン排気温度変化率補正制御回路（補正制御部）
１０ コンバインドサイクル発電プラントの起動制御装置、起動制御装置
１１ ガスタービン排気温度変化率設定器
１２Ｓ 蒸気タービン入口主蒸気温度信号
１３ 主蒸気温度変化率計算部
１３Ａ 主蒸気温度変化率
１４ フィードバック制御部
１４Ａ 操作量
１５ ガスタービン排気温度変化率補正係数発生部
１５Ａ 補正係数、ガスタービン排気温度変化率補正係数
１６ 補正係数掛算部
１６Ｓ 補正後ガスタービン排気温度変化率、補正後ガスタービン排気温度変化率信号
１７Ｓ 過度熱応力発生信号
１８ 蒸気タービン補正制御選択部（信号切替器）
１８Ａ 蒸気タービン入口主蒸気温度変化率補正制御器
１８Ｂ 蒸気タービン熱応力補正制御器
２１ 比較回路
２１Ａ 偏差信号
２２Ｓ 蒸気タービン起動時車室温度信号
２３ ガスタービン排気温度変化率設定部
２３Ａ ガスタービン排気温度変化率設定値
２３Ｓ ガスタービン排気温度変化率設定信号、設定信号
２７ ガスタービン温度制御選択部
２８ ガスタービン負荷上昇制御器
２８Ｓ ガスタービン負荷上昇制御信号
２９ ガスタービンＩＧＶ開度制御器
２９Ｓ ガスタービンＩＧＶ開度制御信号 C Combined cycle power plant, power plant 1 Gas turbine equipment 1C, 1CP control unit, gas turbine control unit (correction control unit)
1GT Gas turbine 2 Waste heat recovery boiler 3 Steam turbine equipment 3C Control unit, control unit of steam turbine (correction control unit)
3ST Steam turbine 4 Gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit (correction control unit)
DESCRIPTION OF SYMBOLS 10 Start-up control apparatus and start-up control apparatus of combined cycle power plant 11 Gas turbine exhaust temperature change rate setting device 12S Steam turbine inlet main steam temperature signal 13 Main steam temperature change rate calculation part 13A Main steam temperature change rate 14 Feedback control part 14A Operation Amount 15 Gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient generation unit 15A Correction coefficient, gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient 16 Correction coefficient multiplication unit 16S Corrected gas turbine exhaust temperature change rate, corrected gas turbine exhaust temperature change rate signal 17S Excessive Thermal stress generation signal 18 Steam turbine correction control selection unit (signal switch)
18A Steam turbine inlet main steam temperature change rate correction controller 18B Steam turbine thermal stress correction controller 21 Comparison circuit 21A Deviation signal 22S Chamber temperature signal at start of steam turbine 23 Gas turbine exhaust temperature change rate setting unit 23A Gas turbine exhaust temperature change Rate setting value 23S Gas turbine exhaust temperature change rate setting signal, setting signal 27 Gas turbine temperature control selection unit 28 Gas turbine load increase controller 28S Gas turbine load increase control signal 29 Gas turbine IGV opening controller 29S Gas turbine IGV opening Control signal

Claims (7)

ガスタービンから出る排ガスを加熱源として排熱回収ボイラで蒸気を発生させ、その蒸気を蒸気タービンに供給することで、前記ガスタービンにより得られる動力および前記蒸気タービンにより得られる動力を用いて発電するコンバインドサイクル発電プラントにおいて、
前記コンバインドサイクル発電プラントの起動時に、前記蒸気タービンの主蒸気の温度変化率が所定の設定値となるように、前記ガスタービンの排気温度を制御するとともに、前記主蒸気の実測温度に基づいて、前記主蒸気の温度が前記所定の設定値の温度変化率で上昇するように、前記ガスタービンの排気温度を補正制御する補正制御部を備え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の起動制御装置。 Generates steam using the power obtained by the gas turbine and the power obtained by the steam turbine by generating steam with an exhaust heat recovery boiler using the exhaust gas emitted from the gas turbine as a heat source and supplying the steam to the steam turbine. In a combined cycle power plant,
While controlling the exhaust temperature of the gas turbine so that the temperature change rate of the main steam of the steam turbine becomes a predetermined set value at the time of starting the combined cycle power plant, based on the measured temperature of the main steam, A start-up control device for a combined cycle power plant, comprising: a correction control unit for correcting and controlling the exhaust temperature of the gas turbine so that the temperature of the main steam rises at a temperature change rate of the predetermined set value. ガスタービンから出る排ガスを加熱源として排熱回収ボイラで蒸気を発生させ、その蒸気を蒸気タービンに供給することで、前記ガスタービンにより得られる動力および前記蒸気タービンにより得られる動力を用いて発電するコンバインドサイクル発電プラントにおいて、
前記コンバインドサイクル発電プラントの起動時に、前記蒸気タービンの主蒸気の温度変化率が所定の設定値となるように、前記ガスタービンの排気温度を制御するとともに、前記蒸気タービンの主蒸気の温度をフィードバックし、前記ガスタービンの排気温度を補正する補正制御部を備え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の起動制御装置。 Generates steam using the power obtained by the gas turbine and the power obtained by the steam turbine by generating steam with an exhaust heat recovery boiler using the exhaust gas emitted from the gas turbine as a heat source and supplying the steam to the steam turbine. In a combined cycle power plant,
When starting up the combined cycle power plant, the exhaust temperature of the gas turbine is controlled and the temperature of the main steam of the steam turbine is fed back so that the rate of temperature change of the main steam of the steam turbine becomes a predetermined set value. And a start-up control device for a combined cycle power plant, comprising a correction control unit for correcting an exhaust temperature of the gas turbine. 蒸気タービンと発電機を具備する蒸気タービン設備と、ガスタービンと発電機を具備するガスタービン設備と、排熱回収ボイラと、を有するコンバインドサイクル発電プラントにおいて、
ガスタービン排気温度変化率補正制御回路と、
ガスタービンの制御部と、
蒸気タービンの制御部と、
を備え、
前記ガスタービンの排気ガスを熱源に用いた前記排熱回収ボイラからの蒸気を前記蒸気タービンに供給し該蒸気タービンの通気運転を開始する際に、前記蒸気タービンの制御部の信号を基に前記ガスタービン排気温度変化率補正制御回路が制御方法を演算し、前記ガスタービンの制御部に制御信号を伝達してガスタービン排気温度を制御することにより前記蒸気タービンの主蒸気温度を制御し、
前記ガスタービン排気温度変化率補正制御回路が演算する前記制御方法は、前記主蒸気温度を所定の変化率で上昇させる制御であ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の起動制御装置。 In a combined cycle power plant having a steam turbine facility including a steam turbine and a generator, a gas turbine facility including a gas turbine and a generator, and an exhaust heat recovery boiler,
A gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit;
A control unit of the gas turbine;
A steam turbine controller;
With
When the steam from the exhaust heat recovery boiler using the exhaust gas of the gas turbine as a heat source is supplied to the steam turbine and the ventilation operation of the steam turbine is started, based on the signal of the control unit of the steam turbine A gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit calculates a control method, transmits a control signal to the control unit of the gas turbine to control the gas turbine exhaust temperature, thereby controlling the main steam temperature of the steam turbine,
The startup control apparatus for a combined cycle power plant, wherein the control method calculated by the gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit is control to increase the main steam temperature at a predetermined change rate. 蒸気タービンと発電機を具備する蒸気タービン設備と、ガスタービンと発電機を具備するガスタービン設備と、排熱回収ボイラと、を有するコンバインドサイクル発電プラントにおいて、
ガスタービン排気温度変化率補正制御回路と、
ガスタービンの制御部と、
蒸気タービンの制御部と、
を備え、
前記ガスタービンの排気ガスを熱源に用いた前記排熱回収ボイラからの蒸気を前記蒸気タービンに供給し該蒸気タービンの通気運転を開始する際に、前記蒸気タービンの制御部の信号を基に前記ガスタービン排気温度変化率補正制御回路が制御方法を演算し、前記ガスタービンの制御部に制御信号を伝達してガスタービン排気温度を制御することにより前記蒸気タービンの主蒸気温度を制御し、
前記ガスタービン排気温度変化率補正制御回路が演算する前記制御方法は、前記主蒸気温度をフィードバックし、前記ガスタービン排気温度を補正する制御であ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の起動制御装置。 In a combined cycle power plant having a steam turbine facility including a steam turbine and a generator, a gas turbine facility including a gas turbine and a generator, and an exhaust heat recovery boiler,
A gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit;
A control unit of the gas turbine;
A steam turbine controller;
With
When the steam from the exhaust heat recovery boiler using the exhaust gas of the gas turbine as a heat source is supplied to the steam turbine and the ventilation operation of the steam turbine is started, based on the signal of the control unit of the steam turbine A gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit calculates a control method, transmits a control signal to the control unit of the gas turbine to control the gas turbine exhaust temperature, thereby controlling the main steam temperature of the steam turbine,
The control method calculated by the gas turbine exhaust gas temperature change rate correction control circuit is a control that feeds back the main steam temperature and corrects the gas turbine exhaust temperature. . 前記ガスタービン排気温度変化率補正制御回路は、
前記蒸気タービンの制御部の信号を基に前記蒸気タービンの入口温度の変化率を計算する主蒸気温度変化率計算部と、
前記蒸気タービンの制御部の信号を基に前記蒸気タービン起動時の車室温度によって定められる主蒸気温度変化率を得るためのガスタービンの排気温度変化率を設定するガスタービン排気温度変化率設定部と、
前記主蒸気温度変化率計算部の計算した主蒸気温度変化率と前記ガスタービン排気温度変化率設定部の設定したガスタービン排気温度変化率との差異を前記主蒸気温度変化率計算部の計算にフィードバックするフィードバック制御部と、
前記主蒸気温度変化率計算部の計算した主蒸気温度変化率と前記ガスタービン排気温度変化率設定部の設定したガスタービン排気温度変化率との差異によって補正係数を発生するガスタービン排気温度変化率補正係数発生部と、
前記ガスタービン排気温度変化率補正係数発生部の発生した補正係数を前記ガスタービン排気温度変化率設定部の設定したガスタービン排気温度変化率に掛ける補正係数掛算部と、
前記ガスタービン排気温度変化率設定部の信号によってガスタービンの温度制御方法をガスタービンＩＧＶ開度制御とガスタービン負荷上昇制御のいずれかを選択するガスタービン温度制御選択部と、を備え、
前記補正係数掛算部から出力される補正されたガスタービン排気温度変化率を前記ガスタービン温度制御選択部に入力し、当該の補正されたガスタービン排気温度変化率に基づいてガスタービンＩＧＶ開度制御またはガスタービン負荷上昇制御を行うことを特徴とする請求項３または請求項４に記載のコンバインドサイクル発電プラントの起動制御装置。 The gas turbine exhaust temperature change rate correction control circuit is:
A main steam temperature change rate calculation unit that calculates a change rate of the inlet temperature of the steam turbine based on a signal of the control unit of the steam turbine;
A gas turbine exhaust temperature change rate setting unit that sets an exhaust gas temperature change rate of the gas turbine for obtaining a main steam temperature change rate determined by a casing temperature at the time of starting the steam turbine based on a signal from the control unit of the steam turbine When,
The difference between the main steam temperature change rate calculated by the main steam temperature change rate calculation unit and the gas turbine exhaust temperature change rate set by the gas turbine exhaust temperature change rate setting unit is used for the calculation of the main steam temperature change rate calculation unit. A feedback control unit for feeding back;
Gas turbine exhaust temperature change rate that generates a correction coefficient according to the difference between the main steam temperature change rate calculated by the main steam temperature change rate calculation unit and the gas turbine exhaust temperature change rate set by the gas turbine exhaust temperature change rate setting unit A correction coefficient generator,
A correction coefficient multiplier for multiplying the correction coefficient generated by the gas turbine exhaust temperature change rate correction coefficient generator by the gas turbine exhaust temperature change rate set by the gas turbine exhaust temperature change rate setting unit;
A gas turbine temperature control selection unit that selects one of gas turbine IGV opening control and gas turbine load increase control as a gas turbine temperature control method according to a signal of the gas turbine exhaust temperature change rate setting unit;
The corrected gas turbine exhaust temperature change rate output from the correction coefficient multiplication unit is input to the gas turbine temperature control selection unit, and the gas turbine IGV opening degree control is performed based on the corrected gas turbine exhaust temperature change rate. 5. The start-up control device for a combined cycle power plant according to claim 3 or 4, wherein gas turbine load increase control is performed. ガスタービンから出る排ガスを加熱源として排熱回収ボイラで蒸気を発生させ、その蒸気を蒸気タービンに供給することで、前記ガスタービンにより得られる動力および前記蒸気タービンにより得られる動力を用いて発電するコンバインドサイクル発電プラントにおいて、
前記コンバインドサイクル発電プラントの起動時に、前記蒸気タービンの主蒸気の温度変化率が所定の設定値となるように、前記ガスタービンの排気温度を制御するとともに、前記主蒸気の実測温度に基づいて、前記主蒸気の温度が前記所定の設定値の温度変化率で上昇するように、前記ガスタービンの排気温度を補正制御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の起動制御方法。 Generates steam using the power obtained by the gas turbine and the power obtained by the steam turbine by generating steam with an exhaust heat recovery boiler using the exhaust gas emitted from the gas turbine as a heat source and supplying the steam to the steam turbine. In a combined cycle power plant,
While controlling the exhaust temperature of the gas turbine so that the temperature change rate of the main steam of the steam turbine becomes a predetermined set value at the time of starting the combined cycle power plant, based on the measured temperature of the main steam, A start-up control method for a combined cycle power plant, wherein the exhaust temperature of the gas turbine is corrected and controlled so that the temperature of the main steam rises at a temperature change rate of the predetermined set value. ガスタービンから出る排ガスを加熱源として排熱回収ボイラで蒸気を発生させ、その蒸気を蒸気タービンに供給することで、前記ガスタービンにより得られる動力および前記蒸気タービンにより得られる動力を用いて発電するコンバインドサイクル発電プラントにおいて、
前記コンバインドサイクル発電プラントの起動時に、前記蒸気タービンの主蒸気の温度変化率が所定の設定値となるように、前記ガスタービンの排気温度を制御するとともに、前記蒸気タービンの主蒸気の温度をフィードバックし、前記ガスタービンの排気温度を補正制御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の起動制御方法。 Generates steam using the power obtained by the gas turbine and the power obtained by the steam turbine by generating steam with an exhaust heat recovery boiler using the exhaust gas emitted from the gas turbine as a heat source and supplying the steam to the steam turbine. In a combined cycle power plant,
When starting up the combined cycle power plant, the exhaust temperature of the gas turbine is controlled and the temperature of the main steam of the steam turbine is fed back so that the rate of temperature change of the main steam of the steam turbine becomes a predetermined set value. And a start-up control method for a combined cycle power plant, wherein the exhaust temperature of the gas turbine is corrected and controlled.
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