JP2019023463A - Plant control device, plant control method, and power-generating plant - Google Patents
Plant control device, plant control method, and power-generating plant Download PDFInfo
- Publication number
- JP2019023463A JP2019023463A JP2018107784A JP2018107784A JP2019023463A JP 2019023463 A JP2019023463 A JP 2019023463A JP 2018107784 A JP2018107784 A JP 2018107784A JP 2018107784 A JP2018107784 A JP 2018107784A JP 2019023463 A JP2019023463 A JP 2019023463A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- temperature
- opening degree
- value
- exhaust gas
- steam
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 48
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 286
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 29
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 70
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims description 19
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 13
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 97
- 230000008859 change Effects 0.000 description 41
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 37
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 28
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 26
- 230000008569 process Effects 0.000 description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 11
- 230000004044 response Effects 0.000 description 10
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 10
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 8
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 7
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 7
- 238000001994 activation Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 5
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000002040 relaxant effect Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
Abstract
Description
本発明の実施形態は、プラント制御装置、プラント制御方法、および発電プラントに関する。 Embodiments described herein relate generally to a plant control device, a plant control method, and a power plant.
一般に、コンバインドサイクル発電プラント（Ｃ／Ｃ発電プラント）は、ガスタービンと、排熱回収ボイラと、蒸気タービンとを備え、燃料の燃焼により発生したエネルギーを利用して火力発電を行う。具体的には、ガスタービンは、燃料を燃焼させる燃焼器から供給されたガスにより駆動される。排熱回収ボイラは、ガスタービンから排出された排ガスの熱を利用して蒸気を生成する。蒸気タービンは、排熱回収ボイラから供給された蒸気により駆動される。 In general, a combined cycle power plant (C / C power plant) includes a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler, and a steam turbine, and performs thermal power generation using energy generated by combustion of fuel. Specifically, the gas turbine is driven by gas supplied from a combustor that burns fuel. The exhaust heat recovery boiler generates steam by using the heat of the exhaust gas discharged from the gas turbine. The steam turbine is driven by steam supplied from an exhaust heat recovery boiler.
従来のＣ／Ｃ発電プラントには、小容量のガスタービンが採用されていたため、これと組み合わされる蒸気タービンも小容量となり、蒸気タービンに発生する熱応力が大きな問題になることはなかった。 Since the conventional C / C power plant employs a small capacity gas turbine, the steam turbine combined therewith also has a small capacity, and the thermal stress generated in the steam turbine does not become a big problem.
しかしながら、昨今のＣ／Ｃ発電プラントに採用されている最新ガスタービンは、タービン入口温度（燃焼温度）の高温化と大容量化が著しい。よって、これと組み合わされる蒸気タービンも大容量となってきており、起動時に蒸気タービンに発生する熱応力が大きな問題になってきている。そのため、蒸気タービンの出力を定格値まで上昇させる前に、蒸気タービンの蒸気温度をゆるやかに上昇させて熱応力を緩和させるヒートソークが必要となる。この際、汽力発電プラントでヒートソークを実施する場合と同様に、Ｃ／Ｃ発電プラントの制約や特徴を考慮したヒートソークを導入することが求められる。 However, the latest gas turbines used in recent C / C power plants have a remarkable increase in turbine inlet temperature (combustion temperature) and large capacity. Therefore, the steam turbine combined with this has also become large capacity, and the thermal stress generated in the steam turbine at the time of start-up has become a big problem. Therefore, before raising the output of the steam turbine to the rated value, a heat soak that gently raises the steam temperature of the steam turbine to relieve thermal stress is required. At this time, it is required to introduce a heat soak considering the restrictions and features of the C / C power plant, as in the case where the heat soak is performed in the steam power plant.
そこで、本発明の実施形態は、ガスタービンと蒸気タービンとを備える発電プラントに適したヒートソークを実行可能なプラント制御装置、プラント制御方法、および発電プラントを提供することを課題とする。 Then, embodiment of this invention makes it a subject to provide the plant control apparatus which can perform the heat soak suitable for a power plant provided with a gas turbine and a steam turbine, a plant control method, and a power plant.
一の実施形態によれば、プラント制御装置は、入口案内翼から導入された酸素と共に燃料を燃焼させてガスを発生させる燃焼器と、前記燃焼器からの前記ガスにより駆動されるガスタービンと、前記ガスタービンからの排ガスの熱を利用して蒸気を生成する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラからの前記蒸気により駆動される蒸気タービンと、を備える発電プラントを制御する。前記装置は、前記ガスタービンの出力値を制御する第１出力制御部と、前記蒸気タービンの出力値を制御する第２出力制御部であって、前記蒸気タービンの出力値を所定期間だけ所定値に保持する第２出力制御部とを備える。前記装置はさらに、前記蒸気タービンの起動前における前記入口案内翼の開度を第１開度に制御し、前記蒸気タービンの起動後における前記入口案内翼の開度を前記第１開度よりも大きい第２開度に制御し、前記所定期間中に前記入口案内翼の開度を前記第２開度から前記第１開度に低下させるか、または前記第１開度よりも大きく前記第２開度よりも小さい第３開度に低下させる開度制御部を備える。 According to one embodiment, the plant control apparatus comprises: a combustor that generates gas by burning fuel together with oxygen introduced from an inlet guide blade; a gas turbine that is driven by the gas from the combustor; A power plant including an exhaust heat recovery boiler that generates steam using heat of exhaust gas from the gas turbine and a steam turbine driven by the steam from the exhaust heat recovery boiler is controlled. The apparatus includes a first output control unit that controls an output value of the gas turbine, and a second output control unit that controls an output value of the steam turbine, wherein the output value of the steam turbine is set to a predetermined value for a predetermined period. And a second output control unit that holds the output. The apparatus further controls the opening degree of the inlet guide vane before starting the steam turbine to a first opening degree, and sets the opening degree of the inlet guide vane after starting the steam turbine to be higher than the first opening degree. The second opening is controlled to be large, and the opening of the inlet guide vane is reduced from the second opening to the first opening during the predetermined period, or the second opening is larger than the first opening. An opening degree control unit for reducing the opening degree to a third opening degree smaller than the opening degree is provided.
以下、本発明の実施形態を、図面を参照して説明する。図１から図７では、同一または類似の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings. 1 to 7, the same or similar components are denoted by the same reference numerals, and redundant description is omitted.
（第１比較例）
図３は、第１比較例の発電プラント１の構成を示す模式図である。本比較例の発電プラント１は、発電プラント１を制御するプラント制御装置２を備えている。本比較例の発電プラント１は、一軸直結型のＣ／Ｃ発電プラントである。
(First comparative example)
FIG. 3 is a schematic diagram showing the configuration of the
発電プラント１は、燃料調節弁１１と、燃焼器１２と、圧縮機１３と、ガスタービン１４と、回転軸１５と、発電機１６と、サーボ弁１７と、圧縮空気温度センサ１８と、出力センサ１９と、排熱回収ボイラ２１と、ドラム２２と、過熱器２３と、蒸気タービン３１と、復水器３２と、加減弁３３と、バイパス調節弁３４と、メタル温度センサ３５と、主蒸気温度センサ３６とを備えている。また、圧縮器１３は、入口１３ａと、複数の入口案内翼（ＩＧＶ：Inlet Guide Vane）１３ｂとを備えており、ガスタービン１４は、複数の排ガス温度センサ１４ａを備えている。
The
一方、プラント制御装置２は、関数発生器４１と、設定器４２と、加算器４３と、上限制限器４４と、下限制限器４５と、切替器５１と、平均値演算器５２と、減算器５３と、ＰＩＤ（Proportional-Integral-Derivative）コントローラ５４と、下限制限器５５と、設定器６１と、減算器６２と、比較器６３と、ミスマッチチャート演算部６４と、ＮＯＴゲート６５と、ＡＮＤゲート６６とを備えている。これらのブロックは、サーボ弁１７の動作を制御することで、ＩＧＶ１３ｂの開度を制御する開度制御部として機能する。
On the other hand, the
プラント制御装置２はさらに、燃料調節弁１１の動作を制御することで、ガスタービン１４の出力を制御するＧＴ（ガスタービン）出力制御部５６と、加減弁３３の動作（またはバイパス調節弁３４の動作）を制御することで、蒸気タービン３１の出力を制御するＳＴ（蒸気タービン）出力制御部５７とを備えている。ＧＴ出力制御部５６は、第１出力制御部の一例である。ＳＴ出力制御部５７は、第２出力制御部の一例である。
The
燃料調節弁１１は、燃料配管に設けられている。燃料調節弁１１を開くと、燃料配管から燃焼器１２に燃料Ａ１が供給される。一方、圧縮器１３は、入口１３ａに設けられたＩＧＶ１３ｂを備えている。圧縮機１３は、入口１３ａからＩＧＶ１３ｂを介して空気Ａ２を導入し、燃焼器１２に圧縮空気Ａ３を供給する。燃焼器１２は、燃料Ａ１を圧縮空気Ａ３中の酸素と共に燃焼させ、高温・高圧の燃焼ガスＡ４を発生させる。
The
ガスタービン１４は、燃焼ガスＡ４により回転駆動されることで、回転軸１５を回転させる。発電機１６は、回転軸１５に接続されており、回転軸１５の回転を利用して発電を行う。ガスタービン１４から排出された排ガスＡ５は、排熱回収ボイラ２１に送られる。排ガス温度センサ１４ａの各々は、ガスタービン１４の出口付近で排ガスＡ５の温度を検出し、温度の検出結果をプラント制御装置２に出力する。排熱回収ボイラ２１は、後述するように、排ガスＡ５の熱を利用して蒸気を生成する。
The
サーボ弁１７は、ＩＧＶ１３ｂの開度を調節するために使用される。圧縮空気温度センサ１８は、圧縮器１３の出口付近で圧縮空気Ａ３の温度を検出し、温度の検出結果をプラント制御装置２に出力する。出力センサ１９は、発電機１６に設けられており、発電機１６の電気出力を検出し、出力の検出結果をプラント制御装置２に出力する。発電機１６の電気出力は、ガスタービン１４の出力（ガスタービン１４が外部に与えた仕事）と、蒸気タービン３１の出力（蒸気タービン３１が外部に与えた仕事）との合計に相当する。
The
ドラム２２と過熱器２３は、排熱回収ボイラ２１内に設けられており、排熱回収ボイラ２１の一部を構成している。ドラム２２内の水は、不図示の蒸発器に送られ、蒸発器内で排ガスＡ５により加熱されることで飽和蒸気となる。飽和蒸気は、過熱器２３に送られ、過熱器２３内で排ガスＡ５により過熱されることで過熱蒸気Ａ６となる。排熱回収ボイラ２１により生成された過熱蒸気Ａ６は、蒸気配管に排出される。以下、この過熱蒸気Ａ６を主蒸気と呼称する。
The
蒸気配管は、主配管とバイパス配管とに分岐している。主配管は、蒸気タービン３１に接続されており、バイパス配管は、復水器３２に接続されている。加減弁３３は、主配管に設けられている。バイパス調節弁３４は、バイパス配管に設けられている。
The steam pipe is branched into a main pipe and a bypass pipe. The main pipe is connected to the
加減弁３３を開くと、主配管からの主蒸気Ａ６が蒸気タービン３１に供給される。蒸気タービン３１は、主蒸気Ａ６により回転駆動されることで、ガスタービン１４と共に回転軸１５を回転させる。蒸気タービン３１から排出された主蒸気Ａ７は、復水器３２に送られる。
When the
一方、バイパス調節弁３４を開くと、バイパス配管からの主蒸気Ａ６が蒸気タービン３１をバイパスして復水器３２に送られる。復水器３２は、主蒸気Ａ６、Ａ７を循環水Ａ８により冷却し、主蒸気Ａ６、Ａ７を水に戻す。循環水Ａ８が海水である場合には、復水器３２から排出された循環水Ａ８は海に戻される。
On the other hand, when the
メタル温度センサ３５は、蒸気タービン３１の第１段内面のメタル温度を検出し、温度の検出結果をプラント制御装置２に出力する。主蒸気温度センサ３６は、排熱回収ボイラ２１の主蒸気出口付近で主蒸気Ａ６の温度を検出し、温度の検出結果をプラント制御装置２に出力する。
The
排ガスＡ５の温度は、燃料Ａ１の供給量や空気Ａ２の流量を調節することで制御可能である。以下、燃料Ａ１の供給量や空気Ａ２の流量の詳細について説明する。 The temperature of the exhaust gas A5 can be controlled by adjusting the supply amount of the fuel A1 and the flow rate of the air A2. Hereinafter, the details of the supply amount of the fuel A1 and the flow rate of the air A2 will be described.
燃料Ａ１の供給量は、燃料調節弁１１の開度を制御することで調節される。プラント制御装置２のＧＴ出力制御部５６は、燃料調節弁１１の開度を制御するための弁制御指令信号を出力することで、燃料Ａ１の供給量を調節する。例えば、燃料Ａ１の供給量が増加すると、燃焼ガスＡ４の温度が低下し、ガスタービン１４の出力値が低下し、排ガスＡ５の温度が低下する。一方、燃料Ａ１の供給量が減少すると、燃焼ガスＡ４の温度が上昇し、ガスタービン１４の出力値が上昇し、排ガスＡ５の温度が上昇する。このように、ＧＴ出力制御部５６は、燃料調節弁１１の開度を制御することでガスタービン１４の出力値を制御することができ、これにより排ガスＡ５の温度を制御することができる。
The supply amount of the fuel A1 is adjusted by controlling the opening degree of the
空気Ａ２の流量は、ＩＧＶ１３ｂの開度を制御することで調節される。ＩＧＶ１３ｂの開度は、燃料調節弁１１の開度と同様に、プラント制御装置２により制御される。圧縮機１３は、空気Ａ２をＩＧＶ１３ｂを介して吸い込み、空気Ａ２を圧縮して圧縮空気Ａ３を生成する。例えば、ＩＧＶ１３ｂの開度が増加すると、空気Ａ２の流量が増加し、圧縮空気Ａ３の流量が増加する。この際、圧縮空気Ａ３の温度は、圧縮工程により元の空気Ａ２の温度（ほぼ大気温度）よりも高くなるが、燃焼ガスＡ４の温度に比べれば非常に低温である。その結果、ＩＧＶ１３ｂが開度が増加すると、圧縮空気Ａ３の影響が増加して燃焼ガスＡ４の温度が低下し、排ガスＡ５の温度が低下する。一方、ＩＧＶ１３ｂの開度が減少すると、圧縮空気Ａ３の影響が減少して燃焼ガスＡ４の温度が上昇し、排ガスＡ５の温度が上昇する。このように、プラント制御装置２は、ＩＧＶ１３ｂの開度を制御することで、排ガスＡ５の温度を制御することができる。なお、燃料Ａ１の供給量を一定に保ちつつＩＧＶ１３ｂの開度を変化させる場合には、ガスタービン１４の出力値はほとんど変化しない。
The flow rate of the air A2 is adjusted by controlling the opening degree of the
図４は、第１比較例の蒸気タービン３１の構造を示す断面図である。
FIG. 4 is a cross-sectional view showing the structure of the
蒸気タービン３１は、複数の動翼を有する回転子３１ａと、複数の静翼を有する固定子３１ｂと、蒸気流入口３１ｃと、蒸気流出口３１ｄとを備えている。主蒸気Ａ６は、蒸気流入口３１ｃから導入され、蒸気タービン３１内を通過し、蒸気流出口３１ｄから主蒸気Ａ７として排出される。
The
図４は、メタル温度センサ３５の設置位置を示している。メタル温度センサ３５は、蒸気タービン３１の第１段静翼の内面付近に設置されている。よって、メタル温度センサ３５は、第１段静翼の内面のメタル温度を検出することができる。
FIG. 4 shows the installation position of the
以下、図３を再び参照し、プラント制御装置２の詳細を説明する。
Hereinafter, the details of the
関数発生器４１は、ガスタービン１４の出力値（以下「ＧＴ出力値」と呼ぶ）と、通常時における排ガスＡ５の温度（以下「排ガス温度」と呼ぶ）との対応関係を示す関数を発生させる。関数発生器４１は、ＧＴ出力値の測定値Ｂ１を出力センサ１９から取得し、関数発生器４１に設定されたファンクションカーブに従って、測定値Ｂ１に対応する排ガス温度の設定値Ｂ２を出力する。
The
なお、関数発生器４１は、圧縮空気Ａ３の圧力（以下「圧縮空気圧力」と呼ぶ）と、通常時における排ガス温度との対応関係を示す関数を発生させてもよい。この場合、関数発生器４１は、圧縮空気圧力の測定値を取得し、この測定値に対応する排ガス温度の設定値Ｂ２を出力する。
The
設定器４２は、起動時における排ガス温度と、蒸気タービン３１の第１段内面のメタル温度（以下「メタル温度」と呼ぶ）との間の温度差の設定値ΔＴを保持している。加算器４３は、メタル温度の測定値Ｂ３をメタル温度センサ３５から取得し、設定値ΔＴを設定器４２から取得する。そして、加算器４３は、メタル温度の測定値Ｂ３に設定値ΔＴを加算して、排ガス温度の設定値「Ｂ３＋ΔＴ」を出力する。
The
上限制限器４４は、排ガス温度の上限値ＵＬを保持しており、設定値Ｂ３＋ΔＴと上限値ＵＬの小さい方を出力する。下限制限器４５は、排ガス温度の下限値ＬＬを保持しており、上限制限器４４の出力と下限値ＬＬの大きい方を出力する。よって、下限制限器４５は、排ガス温度の設定値Ｂ４として、設定値Ｂ３＋ΔＴ、上限値ＵＬ、および下限値ＬＬのうちの中間値を出力する。これは、排ガス温度の設定値「Ｂ３＋ΔＴ」を、上限値ＵＬと下限値ＬＬとの間の値に制限したことを意味する。
The
なお、本比較例の発電プラント１はコールド起動により起動されるため、メタル温度の測定値Ｂ３は低温である。そのため、Ｂ３＋ΔＴも低温となることから、設定値Ｂ４は下限値ＬＬとなることが多い。この場合、蒸気タービン３１に熱応力が発生しやすいため、プラント制御装置２は以下のようにヒートソーク用のブロックを備えている。
In addition, since the
設定器６１は、主蒸気Ａ６の温度（以下「主蒸気温度」と呼ぶ）とメタル温度との間の温度差の設定値（３０℃）を保持している。減算器６２は、メタル温度の測定値Ｂ３をメタル温度センサ３５から取得し、温度差の設定値を設定器６１から取得する。そして、減算器６２は、メタル温度の測定値Ｂ３から温度差の設定値を減算して、主蒸気温度の設定値Ｄ２である「Ｂ３−３０℃」を出力する。
The
比較器６３は、主蒸気温度の測定値Ｄ１を主蒸気温度センサ３６から取得し、主蒸気温度の設定値Ｄ２を減算器６２から取得する。そして、比較器６３は、主蒸気温度の測定値Ｄ１と設定値Ｄ２とを比較し、比較結果に対応する切替信号Ｄ３を出力する。
The
ミスマッチチャート演算部６４は、メタル温度の測定値Ｂ３をメタル温度センサ３５から取得し、メタル温度の測定値Ｂ３に基づいて、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソーク時間Ｄ４を演算して出力する。本比較例では、初負荷ヒートソーク時間が９０分となる例について後述する。蒸気タービン３１の初負荷ヒートソーク運転が初負荷ヒートソーク時間Ｄ４だけ継続すると、ミスマッチチャート演算部６４は、初負荷ヒートソーク終了信号Ｄ５を出力する。
The mismatch
ＮＯＴゲート６５は、初負荷ヒートソーク終了信号Ｄ５をミスマッチチャート演算部６４から取得し、初負荷ヒートソーク終了信号Ｄ５のＮＯＴ演算結果Ｄ６を出力する。具体的には、初負荷ヒートソーク終了信号Ｄ５がオン（１）のときにはＮＯＴ演算結果Ｄ６が０になり、初負荷ヒートソーク終了信号Ｄ５がオフ（０）のときにはＮＯＴ演算結果Ｄ６が１になる。
The
ＡＮＤゲート６６は、切替信号Ｄ３を比較器６３から取得し、ＮＯＴ演算結果Ｄ６をＮＯＴゲート６５から取得する。そして、ＡＮＤゲート６６は、切替信号Ｄ３とＮＯＴ演算結果Ｄ６とのＡＮＤ演算結果を示す切替信号Ｄ７を出力する。
The AND
切替器５１は、通常時における排ガス温度の設定値Ｂ２を関数発生器４１から取得し、起動時における排ガス温度の設定値Ｂ４を下限制限器４５から取得し、ＡＮＤゲート６６からの切替信号Ｄ７に応じて排ガス温度の設定値Ｃ１を出力する。以下、切替信号Ｄ３と切替信号Ｄ７の性質を踏まえて、切替器５１の動作について説明する。
The
切替信号Ｄ３の指示は、主蒸気温度の測定値Ｄ１（Ｘ）が設定値Ｄ２（Ｙ）まで上昇して、設定値Ｄ２（Ｙ）に到達したか否かにより変化する（Ｘ≧Ｙ）。よって、切替信号Ｄ７の指示は、主蒸気温度の測定値Ｄ１が設定値Ｄ２に到達したか否かと、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソーク運転が終了したか否かとにより変化する。図５を参照して後述するように、初負荷ヒートソーク運転が終了するのは、主蒸気温度の測定値Ｄ１が設定値Ｄ２に到達するよりずっと後であるから、図３の説明は、初負荷ヒートソーク運転が終了する前の状況に限定して行うことにする。よって、図３の説明では、初負荷ヒートソーク終了信号Ｄ５は常にオフ（０）であり、切替信号Ｄ７の指示は常に切替信号Ｄ３の指示に一致する。
The instruction of the switching signal D3 changes depending on whether or not the measured value D1 (X) of the main steam temperature rises to the set value D2 (Y) and reaches the set value D2 (Y) (X ≧ Y). Therefore, the instruction of the switching signal D7 varies depending on whether or not the measured value D1 of the main steam temperature has reached the set value D2 and whether or not the initial load heat soak operation of the
よって、測定値Ｄ１が設定値Ｄ２に到達する前は、切替器５１は、設定値Ｃ１を通常時における排ガス温度の設定値Ｂ２に維持する。一方、測定値Ｄ１が設定値Ｄ２に到達すると、切替器５１は、設定値Ｃ１を起動時における排ガス温度の設定値Ｂ４に切り替える。設定値Ｃ１は、ＰＩＤ制御の設定値（ＳＶ値）として使用される。以下、設定値Ｃ１をＳＶ値とも表記する。
Therefore, before the measured value D1 reaches the set value D2, the
平均値演算器５２は、ガスタービン１４内の個々の排ガス温度センサ１４ａから排ガス温度の測定値Ｃ２を取得する。これらの排ガス温度センサ１４ａは、ガスタービン１４の排気部の円周に沿って設置されている。平均値演算器５２は、これらの測定値Ｃ２の平均値Ｃ３を算出して出力する。平均値Ｃ３は、ＰＩＤ制御のプロセス値（ＰＶ値）として使用される。以下、平均値Ｃ３をＰＶ値とも表記する。
The
減算器５３は、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１を切替器５１から取得し、排ガス温度のＰＶ値Ｃ３を平均値演算器５２から取得する。そして、減算器５３は、ＰＶ値Ｃ３からＳＶ値Ｃ１を減算して、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１とＰＶ値Ｃ３との偏差Ｃ４を出力する（偏差Ｃ４＝ＰＶ値Ｃ３−ＳＶ値Ｃ１）。
The
ＰＩＤコントローラ５４は、減算器５３から偏差Ｃ４を取得し、偏差Ｃ４をゼロに近づけるためのＰＩＤ制御を行う。ＰＩＤコントローラ５４から出力される操作量（ＭＶ値）Ｃ５は、ＩＧＶ１３ｂの開度（以下「ＩＧＶ開度」と呼ぶ）である。ＰＩＤコントローラ５４がＭＶ値Ｃ５を変化させると、ＩＧＶ開度が変化し、排ガス温度が変化する。その結果、排ガス温度のＰＶ値Ｃ３がＳＶ値Ｃ１に近づくように変化する。
The
このように、ＰＩＤコントローラ５４は、排ガス温度をフィードバック制御により制御する。具体的には、ＰＩＤコントローラ５４は、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１とＰＶ値Ｃ３との偏差Ｃ４に基づいてＭＶ値Ｃ５を算出し、ＭＶ値Ｃ５の制御を通じて排ガス温度を制御する。
Thus, the
ただし、ＩＧＶ開度が過度に小さくなると、燃焼器１２内での燃焼に支障がでる可能性がある。そのため、ＭＶ値Ｃ５は、ＩＧＶ開度の下限値ＬＬ（最小開度）を保持する下限制限器５５に入力される。下限制限器５５は、修正されたＭＶ値Ｃ６として、ＭＶ値Ｃ５と下限値ＬＬの大きい方を出力する。
However, if the IGV opening becomes too small, there is a possibility that the combustion in the
プラント制御装置２は、ＭＶ値Ｃ６を出力してサーボ弁１７を駆動し、サーボ弁１７の油圧作用によりＩＧＶ開度を制御する。その結果、ＩＧＶ開度がＭＶ値Ｃ６に従って変化し、排ガス温度のＰＶ値Ｃ３がＳＶ値Ｃ１に近づくように変化する。
The
以下、通常時の排ガス温度の設定値Ｂ２と、起動時の排ガス温度の設定値Ｂ４との違いについて説明する。 Hereinafter, the difference between the set value B2 of the exhaust gas temperature during normal time and the set value B4 of the exhaust gas temperature during startup will be described.
通常時の排ガス温度の設定値Ｂ２は例えば、発電プラント１の起動時において、主蒸気温度が所定の条件に到達するまで使用される。一方、起動時の排ガス温度の設定値Ｂ４は例えば、発電プラント１の起動時において、主蒸気温度が所定の条件に到達した後に使用される。
For example, the set value B2 of the exhaust gas temperature at the normal time is used until the main steam temperature reaches a predetermined condition when the
［通常時の排ガス温度の設定値Ｂ２］
コンバインドサイクル型の発電プラント１の起動時には、排ガス温度を高くして主蒸気Ａ６の生成を積極的に促すことが望ましい。そのため、関数発生器４１のファンクションカーブは、排ガス温度が比較的高温になるように設定されるのが一般的である。
[Normal exhaust gas temperature set value B2]
When the combined
よって、排ガス温度の設定値Ｃ１が通常時の設定値Ｂ２に設定されている場合には、偏差Ｃ４はマイナス値に維持され、ＩＧＶ開度のＭＶ値Ｃ６は最小開度に維持される。すなわち、発電プラント１の起動直後には、ＩＧＶ開度は、ＧＴ出力値に関わらず最小開度に維持される。最小開度の値は例えば、３０％開度から５０％開度の間に設定される。
Therefore, when the set value C1 of the exhaust gas temperature is set to the normal set value B2, the deviation C4 is maintained at a negative value, and the MV value C6 of the IGV opening is maintained at the minimum opening. That is, immediately after the
［起動時の排ガス温度の設定値Ｂ４］
一方、起動時の排ガス温度の設定値Ｂ４は、主蒸気温度を蒸気タービン３１の起動に適した温度に設定するために使用される。具体的には、ＧＴ出力値の測定値Ｂ１が初負荷に到達した場合に、主蒸気温度をメタル温度に近づけるために、排ガス温度の設定値Ｃ１が、通常時の設定値Ｂ２から起動時の設定値Ｂ４に切り替えられる。設定値Ｂ４は通常、メタル温度の測定値Ｂ３と温度差の設定値ΔＴとの和で与えられる（すなわち、排ガス温度＝メタル温度＋ΔＴ）。
[Set value B4 of exhaust gas temperature at startup]
On the other hand, the set value B4 of the exhaust gas temperature at the start is used to set the main steam temperature to a temperature suitable for the start of the
これにより、主蒸気温度とメタル温度とのミスマッチが低減される。この状態で蒸気タービン３１の通気を行うと、蒸気タービン３１に発生する熱応力の少ない好適な主蒸気Ａ６が得られる。設定値ΔＴは、例えば３０℃である。
Thereby, the mismatch between the main steam temperature and the metal temperature is reduced. When the
ただし、排ガス温度の設定値Ｂ４が極端に大きな値や小さな値になると、ガスタービン１４や排熱回収ボイラ２１の運転に不都合が生じる。そのため、設定値Ｂ４は、「メタル温度＋ΔＴ」の値を上限値ＵＬと下限値ＬＬとの間の値に制限することで設定される。
However, if the set value B4 of the exhaust gas temperature becomes extremely large or small, inconvenience occurs in the operation of the
なお、上述の説明では、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１を設定値Ｂ２から設定値Ｂ４に切り替える例について説明したが、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソークの終了時には、逆に排ガス温度のＳＶ値Ｃ１が設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に切り替えられる。具体的には、初負荷ヒートソークが終了すると、初負荷ヒートソーク終了信号Ｄ５が１になり、ＮＯＴ演算結果Ｄ６が０になるため、切替信号Ｄ４の指示が設定値Ｂ４でも、切替信号Ｄ７の指示は設定値Ｂ２になる。よって、初負荷ヒートソークが終了すると、切替器５１は、ＳＶ値Ｃ１を設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に切り替える。このような切替処理の詳細については、図５を参照して説明する。
In the above description, the example in which the SV value C1 of the exhaust gas temperature is switched from the set value B2 to the set value B4 has been described. However, at the end of the initial load heat soak of the
図５は、第１比較例の発電プラント１の動作を説明するためのグラフである。
FIG. 5 is a graph for explaining the operation of the
［時刻ｔ０］
時刻ｔ０に発電機１６が並列されると、ＧＴ出力値は、ゼロから初負荷に向かって上昇し始める（波形Ｗ１）。これにより、排ガス温度や主蒸気温度も上昇し始める（波形Ｗ３、Ｗ５）。このとき、主蒸気温度の測定値Ｄ１は設定値Ｄ２より低いため、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１は通常時の設定値Ｂ２に設定される。また、設定値Ｂ２は一般に高温であるため、偏差Ｃ４はマイナス値に維持され、ＩＧＶ開度は最小開度であるＰ１％に維持される（波形Ｗ２）。一方、本比較例ではコールド起動が行われるため、メタル温度は低温である（波形Ｗ４）。
[Time t0]
When the
［時刻ｔ１］
ＧＴ出力制御部５６は、時刻ｔ１にＧＴ出力値の設定値を切り替える。よって、ＧＴ出力値は、時刻ｔ１に初負荷から第２出力値に向かって上昇し始める（波形Ｗ１）。これにより、排ガス温度は、設定値Ｂ２まで上昇する（波形Ｗ３）。一方、主蒸気温度は上昇し続ける（波形Ｗ５）。
[Time t1]
The GT
［時刻ｔ２］
主蒸気温度が時刻ｔ２にメタル温度−３０℃に到達すると（波形Ｗ５）、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１が起動時の設定値Ｂ４に切り替えられる。このとき、メタル温度の測定値Ｂ３が低温であるため（波形Ｗ４）、設定値Ｂ４は一般に低温になる。そのため、偏差Ｃ４はプラス値になり、ＩＧＶ開度はＰ１％からＰ２％に向かって上昇し始める（波形Ｗ２）。これにより、排ガス温度は、設定値Ｂ４まで低下する（波形Ｗ３）。一方、主蒸気温度は上昇し続ける（波形Ｗ５）。開度Ｐ１％は第１開度の一例であり、開度Ｐ２％は第２開度の一例である。開度Ｐ１％、Ｐ２％はそれぞれ、ＧＴ出力値が第１出力値、第２出力値のときに排ガス温度を設定値Ｂ４に維持可能な開度であり、Ｐ１％＜Ｐ２％の関係が成り立つ。なお、ＧＴ出力値は、時刻ｔ２以降も第２出力値に維持される（波形Ｗ１）。
[Time t2]
When the main steam temperature reaches the metal temperature of −30 ° C. at time t2 (waveform W5), the SV value C1 of the exhaust gas temperature is switched to the set value B4 at startup. At this time, since the measured value B3 of the metal temperature is low (waveform W4), the set value B4 is generally low. Therefore, the deviation C4 becomes a positive value, and the IGV opening starts to increase from P1% to P2% (waveform W2). Thereby, exhaust gas temperature falls to setting value B4 (waveform W3). On the other hand, the main steam temperature continues to rise (waveform W5). The opening P1% is an example of the first opening, and the opening P2% is an example of the second opening. The opening degrees P1% and P2% are the opening degrees at which the exhaust gas temperature can be maintained at the set value B4 when the GT output value is the first output value and the second output value, respectively, and the relationship of P1% <P2% is established. . The GT output value is maintained at the second output value after time t2 (waveform W1).
［時刻ｔ３］
時刻ｔ３に、ＩＧＶ開度はＰ２％に到達し、排ガス温度は設定値Ｂ４に到達する（波形Ｗ２、Ｗ３）。また、主蒸気温度は、時刻ｔ３ごろにメタル温度に到達する（波形Ｗ５）。そこで、ＳＴ出力制御部５７は、時刻ｔ３に加減弁３３を開いて蒸気タービン３１の通気を開始し、加減弁３３の開度を徐々に増加させる。こうして、蒸気タービン３１が起動され、蒸気タービン３１の出力値（以下「ＳＴ出力値」と呼ぶ）がゼロからＳ１（５％）に向かって上昇し始める（波形Ｗ７）。
[Time t3]
At time t3, the IGV opening reaches P2%, and the exhaust gas temperature reaches the set value B4 (waveforms W2, W3). Further, the main steam temperature reaches the metal temperature around time t3 (waveform W5). Therefore, the ST
本比較例では、排ガス温度の設定値Ｂ４は下限値ＬＬであるため（波形Ｗ３）、時刻ｔ３の主蒸気温度は一時的にメタル温度の近傍の値になる（波形Ｗ５）。その後、主蒸気温度は排ガス温度を追って上昇していき、主蒸気温度がメタル温度よりも高温となる。ここで、高温の主蒸気に接触する回転軸１５（タービンロータ）の表面は高温になる一方で、高温の主蒸気に接触しない回転軸１５の内部は低温に維持される。その結果、回転軸１５の熱膨張による歪が発生して、蒸気タービン３１にはタービンロータボア熱応力（以下「ボア熱応力」と呼ぶ）が発生する。タービンロータボアとは、回転軸１５（タービンロータ）に設けられた円筒状の内腔部（ボア）である。時刻ｔ３以降、ボア熱応力は主蒸気温度の上昇に伴って増加していく（波形Ｗ６）。
In this comparative example, the set value B4 of the exhaust gas temperature is the lower limit value LL (waveform W3), so the main steam temperature at time t3 temporarily becomes a value near the metal temperature (waveform W5). Thereafter, the main steam temperature rises following the exhaust gas temperature, and the main steam temperature becomes higher than the metal temperature. Here, while the surface of the rotating shaft 15 (turbine rotor) that contacts the high-temperature main steam becomes high temperature, the inside of the
本比較例のガスタービン１４と蒸気タービン３１は同じ回転軸１５に直結されているため、蒸気タービン３１の回転数は、ガスタービン１４により駆動されて上昇する。具体的には、蒸気タービン３１は、時刻ｔ０からガスタービン１４により駆動されて定格回転数で運転されており、時刻ｔ３でもこの運転を継続している。時刻ｔ３より前には、加減弁３３は全閉しており、主蒸気Ａ６は蒸気タービン３１に流入しないため、蒸気タービン３１のボア熱応力は発生せずゼロである（波形Ｗ６）。
Since the
ここで、排ガス温度の設定値Ｂ４の下限値ＬＬについて説明する。一般に蒸気タービン３１の通気時には、主蒸気温度は、熱応力を低く抑えるためにメタル温度に近いことが望ましい。そのため、本比較例の加算器４３は、排ガス温度の理想的な設定値として「Ｂ３＋ΔＴ」を出力する。ただし、典型的なコールド起動ではメタル温度は８０℃〜１６０℃という低温であり、排ガス温度の理想的な設定値は、定常的に８０℃〜１６０℃の近傍になるが、この排ガス温度は、正常な燃焼運転が不可能な低温である。そこで、本比較例の下限値ＬＬは、ガスタービン１４の正常な燃焼運転が可能な最も低温の排ガス温度に設定されている。一方、蒸気タービン３１の通気は主蒸気温度が一時的にメタル温度の近傍の値になったときに開始されるが、その後、主蒸気温度は排ガス温度を追って上昇していくことを余儀なくされる。その過程で、蒸気タービン３１に大きなボア熱応力が発生する。
Here, the lower limit LL of the set value B4 of the exhaust gas temperature will be described. In general, when the
なお、蒸気タービン３１に発生する熱応力には、タービンロータのボアに発生する熱応力や、タービンロータの表面に発生する熱応力がある。主蒸気温度がメタル温度より高温のときには、前者の熱応力の極性はプラス値であり、後者の熱応力の極性はマイナス値である。本比較例では両者の熱応力が問題となるが、図５は代表として前者の熱応力（ボア熱応力）を示している。
The thermal stress generated in the
［時刻ｔ４］
時刻ｔ４にＳＴ出力値は５％負荷（Ｓ１）に到達する（波形Ｗ７）。そして、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソーク（以下適宜「初負荷ＨＳ」とも略記する）が開始され、ＳＴ出力値が時刻ｔ４から９０分間だけ５％負荷に保持される。５％というＳＴ出力値は、蒸気タービン３１の出力値の所定値の一例であり、９０分という期間は、蒸気タービン３１の出力値を所定値に保持する所定期間の一例である。なお、ここに記載した９０分と５％という数値は、説明の便宜上の一例である。
[Time t4]
At time t4, the ST output value reaches 5% load (S1) (waveform W7). Then, an initial load heat soak (hereinafter also abbreviated as “initial load HS” as appropriate) of the
主蒸気温度は、排ガス温度の近傍に到達するまで上昇し続ける（波形Ｗ５）。初負荷ヒートソーク中の排ガス温度は一定温度（下限値ＬＬ）に維持されるため（波形Ｗ３）、主蒸気温度も初負荷ヒートソーク中においてやがて一定温度になる。主蒸気の流入に対するボア熱応力の応答は時間的に少し遅れるので、ボア熱応力は、時刻ｔ４を少し過ぎた時点で第１のピークＱ１に到達する（波形Ｗ６）。しかし、その後はロータ部材内部にも徐々に熱が浸透していくので、ボア熱応力は、徐々に減少しながらも、残留熱応力としてＱ０程度の値に維持される。本比較例の初負荷ヒートソーク中において、ＧＴ出力値は第２出力値に保持され（波形Ｗ１）、ＩＧＶ開度はＰ２％に保持される（波形Ｗ２）。第２出力値というＧＴ出力値は、ガスタービン１４の出力値の所定値の一例である。
The main steam temperature continues to rise until it reaches the vicinity of the exhaust gas temperature (waveform W5). Since the exhaust gas temperature in the initial load heat soak is maintained at a constant temperature (lower limit value LL) (waveform W3), the main steam temperature eventually becomes a constant temperature during the initial load heat soak. Since the response of the bore thermal stress to the inflow of the main steam is slightly delayed in time, the bore thermal stress reaches the first peak Q1 when the time t4 is slightly passed (waveform W6). However, since heat gradually penetrates into the rotor member thereafter, the bore thermal stress is maintained at a value of about Q0 as the residual thermal stress while gradually decreasing. During the initial load heat soak of this comparative example, the GT output value is held at the second output value (waveform W1), and the IGV opening is held at P2% (waveform W2). The GT output value called the second output value is an example of a predetermined value of the output value of the
ここで、初負荷ヒートソーク運転の詳細を説明する。 Here, the details of the initial load heat soak operation will be described.
従来のＣ／Ｃ発電プラントに使用される蒸気タービンは、１０ＭＰａ近傍の圧力の主蒸気で駆動されていたが、昨今のＣ／Ｃ発電プラントの蒸気タービンは、ガスタービンの高出力化・高性能化に合わせて大容量化が進み、１５ＭＰａ近傍の高圧の主蒸気で駆動されるようになっている。その結果、蒸気タービンの構成部材（例えばタービンロータやタービンケーシング）は、高圧に耐え得る物理的強度を要求されるので、肉厚の部材で構成される。 The steam turbine used in the conventional C / C power plant was driven by main steam at a pressure of about 10 MPa, but the steam turbine of the current C / C power plant has a high output and high performance of the gas turbine. As the capacity increases, the capacity increases, and it is driven by high-pressure main steam near 15 MPa. As a result, the constituent members of the steam turbine (for example, the turbine rotor and the turbine casing) are required to have physical strength that can withstand high pressure, and thus are configured with thick members.
熱応力発生のメカニズムは、前述の通り、高温の主蒸気に接触する部材表面が高温になり、高温の主蒸気に接触しない部材内部が低温に維持される結果、熱膨張による歪に起因して熱応力が生じるというものである。よって、蒸気タービンの部材が肉厚になるほど、熱応力は深刻な問題になる。 As described above, the mechanism of the generation of thermal stress is caused by the distortion caused by thermal expansion as a result of the surface of the member that contacts the high temperature main steam becoming high temperature and the inside of the member that does not contact the high temperature main steam being maintained at a low temperature. Thermal stress is generated. Therefore, the greater the thickness of the steam turbine member, the more serious the thermal stress becomes.
そこで、昨今のＣ／Ｃ発電プラントの蒸気タービンを起動する際には、小容量の蒸気タービンを起動する際には必要なかった初負荷ヒートソーク運転が行われるようになってきた。具体的には、蒸気タービンが初負荷（一般に定格１００％負荷の３〜５％が初負荷）に到達したときに、所定の初負荷ヒートソーク時間（一般的には６０〜１２０分の保持時間）だけ初負荷を保持する運転を行うものである。初負荷ヒートソーク運転は、比較的少量の主蒸気が蒸気タービンに継続的に流入する運転なので、熱応力の問題を緩和させることが可能となる。 Therefore, when starting a steam turbine of a recent C / C power plant, an initial load heat soak operation that was not necessary when starting a small-capacity steam turbine has been performed. Specifically, when the steam turbine reaches the initial load (generally 3-5% of the rated 100% load is the initial load), a predetermined initial load heat soak time (generally a holding time of 60 to 120 minutes) Only the operation that maintains the initial load is performed. Since the initial load heat soak operation is an operation in which a relatively small amount of main steam continuously flows into the steam turbine, the problem of thermal stress can be alleviated.
仮に、初負荷ヒートソーク運転を行わずに、多量の主蒸気を短時間に一気に蒸気タービンに流入させる運転（具体的には、蒸気タービンが初負荷に到達した後一気に負荷上昇を行う運転）を行うと、タービン部材表面が急激に高温になる一方で、タービン部材内部は低温のまま維持されるため、大きな熱応力が生じてしまう。より正確には、タービン部材内部にも徐々にタービン部材表面からの熱が伝わり徐々に高温にはなっていくが、タービン部材表面はタービン部材内部に比べて著しく速く高温になっていく。その結果、蒸気タービンの熱応力は瞬発的な態様で発生し、蒸気タービンの耐用年数（寿命）を大きく損耗させるおそれがある。 Temporarily, without performing the initial load heat soak operation, an operation in which a large amount of main steam flows into the steam turbine at once in a short time (specifically, an operation in which the load is increased at once after the steam turbine reaches the initial load) is performed. And while the turbine member surface is rapidly heated, the inside of the turbine member is maintained at a low temperature, and thus a large thermal stress is generated. More precisely, the heat from the surface of the turbine member is gradually transferred to the inside of the turbine member and gradually increases in temperature, but the surface of the turbine member is heated much faster than the inside of the turbine member. As a result, the thermal stress of the steam turbine is generated in an instantaneous manner, and the service life (life) of the steam turbine may be greatly worn.
このような起動と対照的なのが初負荷ヒートソーク運転である。初負荷ヒートソーク運転では、比較的少量の主蒸気流量を蒸気タービンに流入させて、長時間を掛けて徐々に部材に熱を伝えるようにする。これにより、熱応力の発生を緩和することができ、小さい熱応力で蒸気タービンの寿命消費の進行を遅らせその耐用年数を伸ばすことができる。 In contrast to such start-up, the first load heat soak operation is performed. In the initial load heat soak operation, a relatively small amount of main steam flow is introduced into the steam turbine so that heat is gradually transferred to the members over a long period of time. Thereby, generation | occurrence | production of a thermal stress can be relieve | moderated, progress of the lifetime consumption of a steam turbine can be delayed with the small thermal stress, and the service life can be extended.
よって、初負荷ヒートソーク時間をどれくらいの長さに設定するかは、蒸気タービンの起動における大きなテーマである。ヒートソーク時間を長時間に設定すれば、部材に熱がゆっくり伝達し熱応力は緩和されるが、プラント起動時間が遅れる。逆にヒートソーク時間を短時間に設定すれば、熱応力は大きくなるが、プラント起動時間は短縮される。このような背景の下、蒸気タービンのヒートソーク時間（ヒートソークの実行時間）は、経済性に基づく耐用年数と、商用機として期待される高速起動性とのトレードオフとして決定される。前述のヒートソーク時間の具体例が６０〜１２０分という設定幅を有するのは、蒸気タービンの機種モデルの相違や、発電プラントごとに異なる上記の要素を考慮した結果である。 Therefore, how long the initial load heat soak time is set is a major theme in the startup of the steam turbine. If the heat soak time is set to a long time, heat is slowly transferred to the member and the thermal stress is relieved, but the plant start-up time is delayed. Conversely, if the heat soak time is set to a short time, the thermal stress increases, but the plant start-up time is shortened. Under such a background, the heat soak time (heat soak execution time) of the steam turbine is determined as a trade-off between the service life based on economy and the high speed startability expected as a commercial machine. The specific example of the heat soak time described above has a setting range of 60 to 120 minutes because of the difference in the model model of the steam turbine and the above factors that differ for each power plant.
また、熱応力を小さくする観点では、主蒸気流量を減らすことが効果的であるが、プラント起動時間が遅延することになる。また、初負荷を維持するために主蒸気流量を減らした運転を継続した場合、加減弁の開度が極端に微開状態となり、弁体に大きな圧力損失などの必要以上の負担がかかる。よって、熱応力を小さくするためには、主蒸気流量を減らす代わりに初負荷ヒートソーク運転を行うことが一般的である。 Further, from the viewpoint of reducing the thermal stress, it is effective to reduce the main steam flow rate, but the plant start-up time is delayed. Moreover, when the operation | movement which reduced the main steam flow rate was maintained in order to maintain an initial load, the opening degree of an adjustment valve will be in an extremely slightly open state, and the valve body will be burdened more than necessary, such as a big pressure loss. Therefore, in order to reduce the thermal stress, it is common to perform the initial load heat soak operation instead of reducing the main steam flow rate.
なお、Ｃ／Ｃ発電プラントよりも大容量の蒸気タービンが使用される汽力発電プラントでは一般に、初負荷ヒートソークに加えて、低速ヒートソークと高速ヒートソークが実行される。本比較例の記載は、初負荷ヒートソークを行うＣ／Ｃ発電プラントの一例を説明するものである。 Note that, in a steam power plant in which a steam turbine having a larger capacity than that of a C / C power plant is used, a low-speed heat soak and a high-speed heat soak are generally performed in addition to the initial load heat soak. The description of this comparative example describes an example of a C / C power plant that performs initial load heat soaking.
［時刻ｔ５〜ｔ７］
時刻ｔ５に９０分間の初負荷ヒートソークが終了する。プラント制御装置２では、時刻ｔ５に初負荷ヒートソーク終了信号Ｄ５がオンになり、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１が設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に切り替わる。
[Time t5 to t7]
The initial load heat soak for 90 minutes ends at time t5. In the
時刻ｔ５〜ｔ７の期間中には、時刻ｔ７からＧＴ出力値を定格１００％負荷に向けて上昇させるための２つの起動工程が開始される。 During the period from time t5 to t7, two start-up steps for increasing the GT output value toward the rated 100% load are started from time t7.
第１の起動工程では、ＩＧＶ開度がＰ２％からＰ１％（最小開度）に向けて絞られ（波形Ｗ２）、これに伴い、時刻ｔ５に排ガス温度が下限値ＬＬから急激に上昇し始める（波形Ｗ３）。第１の起動工程の前には、ＩＧＶ開度は、下限値ＬＬという低温の排ガス温度を生成するために、比較的低いＧＴ出力値（第２出力値）に許容される変則的な「特殊運転モード」でＰ２％という大開度に設定される。一方、第１の起動工程では、ＧＴ出力値を第２出力値よりも大きな出力域に上昇させるために、ＩＧＶ開度は、「通常運転モード」でＰ１％開度という小開度に戻される。 In the first start-up process, the IGV opening is narrowed from P2% to P1% (minimum opening) (waveform W2), and accordingly, the exhaust gas temperature starts to rise rapidly from the lower limit value LL at time t5. (Waveform W3). Before the first start-up step, the IGV opening is an irregular “special” that is allowed to a relatively low GT output value (second output value) in order to generate a low exhaust gas temperature of the lower limit value LL. In the “operation mode”, a large opening of P2% is set. On the other hand, in the first starting step, the IGV opening is returned to a small opening of P1% opening in the “normal operation mode” in order to increase the GT output value to an output range larger than the second output value. .
第１の起動工程において、ＩＧＶ開度は、時刻ｔ５にＰ２％からＰ１％に向けて減少し始め、時刻ｔ５と時刻ｔ７との間の時刻ｔ６にＰ１％に到達する（波形Ｗ２）。一般的に、時刻ｔ５〜ｔ６の期間は３分程度となる。この約３分という時間は、ＩＧＶ１３ｂの機構上、ＩＧＶ開度がＰ２％からＰ１％に低下するのに要する時間である。ＩＧＶ開度の減少に伴い、排ガス温度は下限値ＬＬ から急速に上昇し、時刻ｔ６に設定値Ｂ２という高温に到達する（波形Ｗ３）。なお、主蒸気温度も排ガス温度に追従して急激な上昇するため（波形Ｗ５）、主蒸気に接触するロータ部材表面は高温になり、主蒸気に接触しないロータ内部部材は低温に維持され、ボア熱応力が再び増加する傾向を示す（波形Ｗ６）。主蒸気の流入に対するボア熱応力の応答は時間的に少し遅れるので、ボア熱応力は、時刻ｔ７を少し過ぎた時点で第２のピークＱ２に到達する（波形Ｗ６）。
In the first startup step, the IGV opening starts to decrease from P2% to P1% at time t5, and reaches P1% at time t6 between time t5 and time t7 (waveform W2). Generally, the period from time t5 to t6 is about 3 minutes. This time of about 3 minutes is the time required for the IGV opening to decrease from P2% to P1% due to the mechanism of the
第２の起動工程では、ＳＴ出力値が、初負荷であるＳ１（５％）から上昇し始めて（波形Ｗ７）、バイパス調節弁３４が全閉される。バイパス調節弁３４が全閉されるメカニズムは、ＳＴ出力値の上昇と共に加減弁３３の開度が増加することによるものである。すなわち、バイパス調節弁３４を経由していた主蒸気Ａ６が、加減弁３３の開度の増加により加減弁３３に流入することで、圧力制御によりバイパス調節弁３４が全閉する。バイパス調節弁３４が全閉された時点でのＳＴ出力値は、図５に示すＳ２である。
In the second start-up process, the ST output value starts to rise from the initial load S1 (5%) (waveform W7), and the
もし時刻ｔ７からのＧＴ出力値の上昇がバイパス調節弁３４の開弁中に起こると、ＧＴ出力値の上昇は主蒸気Ａ６の増加をもたらすことから、バイパス調節弁３４の開度は増加することになる。この場合、主蒸気Ａ６の一部が発電に寄与せずにバイパス調節弁３４を経由して復水器３２に棄てられてしまうという不経済性が問題となる。さらには、バイパス調節弁３４の開度が極端に増加すると、バイパス調節弁３４が全開してしまうおそれがある。そのため、第２の起動工程を実行することで、時刻ｔ７からのＧＴ出力値の上昇前にバイパス調節弁３４を全閉させる必要がある。
If the increase in the GT output value from time t7 occurs while the
［時刻ｔ７〜ｔ８］
時刻ｔ７にＧＴ出力値は第２出力値から定格の１００％出力に向けて上昇し始める（波形Ｗ１）。ＧＴ出力値の上昇は、ＧＴ制御部５６により制御される。
[Time t7 to t8]
At time t7, the GT output value starts to increase from the second output value toward the rated 100% output (waveform W1). The increase in the GT output value is controlled by the
ＧＴ出力値の上昇に伴い、排ガス温度は設定値Ｂ２よりも高温になるが、この場合の排ガス温度の温度変化率はゆるやかである（波形Ｗ３）。理由は、時刻ｔ７からの排ガス温度の上昇は、燃料調節弁１１の開度をゆるやかに増加させてＧＴ出力値を増加させていくことで起こるものなので、ＩＧＶ開度をＰ２％開度からＰ１％開度に減少させる場合のような、排ガス温度を急激に上昇させる作用は及ばないからである。
As the GT output value increases, the exhaust gas temperature becomes higher than the set value B2, but the temperature change rate of the exhaust gas temperature in this case is gentle (waveform W3). The reason is that the rise in the exhaust gas temperature from time t7 is caused by gradually increasing the opening of the
よって、時刻ｔ７からの主蒸気温度の上昇も、排ガス温度と同様にゆるやかになり（波形Ｗ５）、ボア熱応力が大きく増加することはない（波形Ｗ６）。ボア熱応力は、時刻ｔ７を少し過ぎた時点で第２のピークＱ２に到達した後は、次第に減少していく。また、ＳＴ出力値も、ＧＴ出力値の上昇に伴う主蒸気Ａ６の熱量の増加（流量や温度の上昇）の影響により上昇する（波形Ｗ７）。 Therefore, the rise in the main steam temperature from time t7 is also gradual, as is the exhaust gas temperature (waveform W5), and the bore thermal stress does not increase significantly (waveform W6). The bore thermal stress gradually decreases after reaching the second peak Q2 slightly after the time t7. Further, the ST output value also rises due to the influence of the increase in the amount of heat of the main steam A6 accompanying the increase in the GT output value (flow rate and temperature increase) (waveform W7).
［時刻ｔ８〜ｔ１０］
時刻ｔ８にＩＧＶ開度はＰ１％から最大開度に向けて増加し始める（波形Ｗ２）。一方、排ガス温度は時刻ｔ８に最高温度（アイソサーマル温度）に到達し、時刻ｔ９まで最高温度を維持した後、わずかに低下する（波形Ｗ３）。
[Time t8 to t10]
At time t8, the IGV opening starts to increase from P1% toward the maximum opening (waveform W2). On the other hand, the exhaust gas temperature reaches the maximum temperature (isothermal temperature) at time t8, and decreases slightly after maintaining the maximum temperature until time t9 (waveform W3).
時刻ｔ１０に、ＧＴ出力値は定格の１００％出力に到達し（波形Ｗ１）、ＩＧＶ開度は最大開度に到達する（波形Ｗ２）。主蒸気の流入に対するＳＴ出力値の応答は時間的に少し遅れるので、時刻ｔ１０を少し過ぎた時点で定格の１００％出力に到達する（波形Ｗ６）。 At time t10, the GT output value reaches 100% of the rated output (waveform W1), and the IGV opening reaches the maximum opening (waveform W2). Since the response of the ST output value to the main steam inflow is slightly delayed in time, it reaches 100% of the rated output when the time t10 is slightly passed (waveform W6).
（第１実施形態）
第１実施形態では、第１比較例で発生したボア熱応力の第２のピークＱ２を解消または緩和するためのプラント制御を採用する。ここで、蒸気タービン３１のタービンロータのボアに熱応力（ボア熱応力）が発生するときには、蒸気タービン３１のタービンロータの表面にも熱応力が発生する。第１実施形態で採用するプラント制御は、前者の熱応力（ボア熱応力）だけでなく後者の熱応力も解消または緩和するものである。
(First embodiment)
In the first embodiment, plant control for eliminating or mitigating the second peak Q2 of the bore thermal stress generated in the first comparative example is employed. Here, when thermal stress (bore thermal stress) is generated in the bore of the turbine rotor of the
第１比較例において初負荷ヒートソークの説明で触れたように、大きな熱応力は蒸気タービン３１の耐用年数（寿命）を大きく損耗させるという問題がある。この熱応力を緩和する手段としては例えば、熱応力が問題となり得る期間の主蒸気の温度変化率をゆるやかにすることが挙げられる。具体的には、時刻ｔ５〜ｔ６の期間をより長く設定することで主蒸気の温度変化率をゆるやかにすることが可能である。しかし、ゆるやかな温度変化率を採用すると、発電プラント１が定格１００％出力になるまでに長時間を要することが問題となる。すなわち、熱応力の緩和（耐用年数の延長）とプラント起動時間の短縮は一般にトレードオフの関係にあるが、第１実施形態では、これらの事項の両立を図ることが可能なプラント制御を採用する。
As mentioned in the description of the initial load heat soak in the first comparative example, there is a problem that a large thermal stress greatly wears the service life (life) of the
図１は、第１実施形態の発電プラント１の構成を示す模式図である。
Drawing 1 is a mimetic diagram showing the composition of
図１のプラント制御装置２は、ミスマッチチャート演算部６４、ＮＯＴゲート６５、およびＡＮＤゲート６６の代わりに、ミスマッチチャート演算部７１と、ＮＯＴゲート７２と、ＡＮＤゲート７３と、減算器７４と、除算器７５と、設定器７６と、切替器７７と、設定器７８と、変化率制限器７９とを備えている。
The
ミスマッチチャート演算部７１は、メタル温度の測定値Ｂ３をメタル温度センサ３５から取得し、メタル温度の測定値Ｂ３に基づいて、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソーク時間Ｅ１を演算して出力する。本実施形態の初負荷ヒートソーク時間は、例えば９０分である。ミスマッチチャート演算部７１はさらに、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソーク運転を開始する際に初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２を出力する。
The mismatch
ＮＯＴゲート７２は、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２をミスマッチチャート演算部７１から取得し、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２のＮＯＴ演算結果Ｅ３を出力する。具体的には、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ１がオン（１）のときにはＮＯＴ演算結果Ｅ３が０になり、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ１がオフ（０）のときにはＮＯＴ演算結果Ｅ３が１になる。
The
ＡＮＤゲート７３は、切替信号Ｄ３を比較器６３から取得し、ＮＯＴ演算結果Ｅ３をＮＯＴゲート７３から取得する。そして、ＡＮＤゲート７３は、切替信号Ｄ３とＮＯＴ演算結果Ｅ３とのＡＮＤ演算結果を示す切替信号Ｅ４を出力する。
The AND
切替器５１は、通常時における排ガス温度の設定値Ｂ２を関数発生器４１から取得し、起動時における排ガス温度の設定値Ｂ４を下限制限器４５から取得し、ＡＮＤゲート７３からの切替信号Ｅ３に応じて排ガス温度の設定値Ｃ１を出力する。以下、切替信号Ｄ３と切替信号Ｅ３の性質を踏まえて、切替器５１の動作について説明する。
The
切替信号Ｄ３の指示は、主蒸気温度の測定値Ｄ１（Ｘ）が設定値Ｄ２（Ｙ）まで上昇して、設定値Ｄ２（Ｙ）に到達したか否かにより変化する（Ｘ≧Ｙ）。よって、切替信号Ｅ３の指示は、主蒸気温度の測定値Ｄ１が設定値Ｄ２に到達したか否かと、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソーク運転が開始したか否かとにより変化する。図２を参照して後述するように、初負荷ヒートソーク運転が開始するのは、主蒸気温度の測定値Ｄ１が設定値Ｄ２に到達するよりも後である。そこで、図１の説明は、まず初負荷ヒートソーク運転が開始する前の状況に限定して行い、次に初負荷ヒートソーク運転が開始した後の状況も考慮して行うことにする。よって、ここでの図１の説明では、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２は常にオフ（０）であり、切替信号Ｅ３の指示は常に切替信号Ｄ３の指示に一致すると想定する。
The instruction of the switching signal D3 changes depending on whether or not the measured value D1 (X) of the main steam temperature rises to the set value D2 (Y) and reaches the set value D2 (Y) (X ≧ Y). Therefore, the instruction of the switching signal E3 varies depending on whether or not the measured value D1 of the main steam temperature has reached the set value D2 and whether or not the initial load heat soak operation of the
よって、測定値Ｄ１が設定値Ｄ２に到達する前は、切替器５１は、設定値Ｃ１を通常時における排ガス温度の設定値Ｂ２に維持する。一方、測定値Ｄ１が設定値Ｄ２に到達すると、切替器５１は、設定値Ｃ１を起動時における排ガス温度の設定値Ｂ４に切り替える。設定値Ｃ１は、ＰＩＤ制御の設定値（ＳＶ値）として使用されるため、以下ＳＶ値とも表記する。
Therefore, before the measured value D1 reaches the set value D2, the
平均値演算器５２は、ガスタービン１４内の個々の排ガス温度センサ１４ａから排ガス温度の測定値Ｃ２を取得する。平均値演算器５２は、これらの測定値Ｃ２の平均値Ｃ３を算出して出力する。平均値Ｃ３は、ＰＩＤ制御のプロセス値（ＰＶ値）として使用されるため、以下ＰＶ値とも表記する。
The
減算器５３は、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１を切替器５１から取得し、排ガス温度のＰＶ値Ｃ３を平均値演算器５２から取得する。そして、減算器５３は、ＰＶ値Ｃ３からＳＶ値Ｃ１を減算して、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１とＰＶ値Ｃ３との偏差Ｃ４を出力する。
The
なお、減算器５３は、正確には、ＳＶ値Ｃ１ではなく、ＳＶ値Ｃ１を修正して得られた修正ＳＶ値Ｅ８を取得し、修正ＳＶ値Ｅ８とＰＶ値Ｃ３との偏差Ｃ４を出力する。しかしながら、後述するように、初負荷ヒートソーク運転の開始前には修正ＳＶ値Ｅ８はＳＶ値Ｃ１に一致するため、減算値５３は、ＳＶ値Ｃ１とＰＶ値Ｃ３との偏差Ｃ４を出力するように動作する。
In addition, the
ＰＩＤコントローラ５４は、減算器５３から偏差Ｃ４を取得し、偏差Ｃ４をゼロに近づけるためのＰＩＤ制御を行う。ＰＩＤコントローラ５４から出力される操作量（ＭＶ値）Ｃ５は、ＩＧＶ１３ｂの開度（ＩＧＶ開度）である。ＰＩＤコントローラ５４がＭＶ値Ｃ５を変化させると、ＩＧＶ開度が変化し、排ガス温度が変化する。その結果、排ガス温度のＰＶ値Ｃ３がＳＶ値Ｃ１に近づくように変化する。
The
ただし、ＩＧＶ開度が過度に小さくなると、燃焼器１２内での燃焼に支障がでる可能性がある。そのため、ＭＶ値Ｃ５は、ＩＧＶ開度の下限値ＬＬ（最小開度）を保持する下限制限器５５に入力される。下限制限器５５は、修正されたＭＶ値Ｃ６として、ＭＶ値Ｃ５と下限値ＬＬの大きい方を出力する。
However, if the IGV opening becomes too small, there is a possibility that the combustion in the
以上、初負荷ヒートソーク運転が開始する前の状況に限定してプラント制御装置２の動作を説明したが、次に、初負荷ヒートソーク運転が開始した後の状況も考慮してプラント制御装置２の動作を説明する。
As described above, the operation of the
減算器７４は、通常時における排ガス温度の設定値Ｂ２を関数発生器４１から取得し、起動時における排ガス温度の設定値Ｂ４を下限制限器４５から取得する。そして、減算器５３は、設定値Ｂ２から設定値Ｂ４を減算して、設定値Ｂ２と設定値Ｂ４との偏差Ｅ５を出力する（偏差Ｅ５＝設定値Ｂ２−設定値Ｂ４）。
The subtracter 74 acquires the set value B2 of the exhaust gas temperature at the normal time from the
除算器７５は、減算器７４から偏差Ｅ５を取得し、ミスマッチチャート演算部７１から蒸気タービン３１の初負荷ヒートソーク時間Ｅ１を取得する。そして、除算器７５は、偏差Ｅ５を初負荷ヒートソーク時間Ｅ１で割算して、割算計算結果Ｅ６を出力する（割算計算結果Ｅ６＝偏差Ｅ５÷初負荷ヒートソーク時間Ｅ１）。
The
後述するように、本実施形態のプラント制御装置２は、初負荷ヒートソーク中に排ガス温度を設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に上昇させる。よって、割算計算結果Ｅ６は、初負荷ヒートソーク中の排ガス温度の平均昇温速度（平均変化率）に相当する。本実施形態のプラント制御装置２は、ヒートソーク中の排ガス温度の昇温速度が、この平均昇温速度に近付くように動作する。以下、割算計算結果Ｅ６を、排ガス温度の昇温速度（変化率）の設定値とも表記する。
As will be described later, the
設定器７６は、排ガス温度の変化率の別の設定値（１０００℃／分）を保持している。切替器７７は、変化率の設定値Ｅ６を除算器７５から取得し、変化率の別の設定値（１０００℃／分）を設定器７６から取得し、ミスマッチチャート演算部７１からの初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２に応じて変化率の制限値Ｅ７を出力する。具体的には、切替器７７は、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２がオフのときには制限値Ｅ７として１０００℃／分を出力し、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２がオンのときには制限値Ｅ７として設定値Ｅ６を出力する。
The
設定器７８は、変化率の別の制限値（−１０００℃／分）を保持している。変化率制限器７９は、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１を切替器５１から取得し、排ガス温度の変化率の制限値Ｅ７を切替器７７から取得し、排ガス温度の変化率の別の制限値（−１０００℃／分）を設定器７８から取得する。
The
変化率制限器７９は、ＳＶ値Ｃ１の変化率を上限値と下限値との間に制限するように動作する。具体的には、ＳＶ値Ｃ１の変化率が上限値と下限値との間にある場合には、変化率制限器７９は、ＳＶ値Ｃ１をそのまま修正ＳＶ値Ｅ８として出力する。また、ＳＶ値Ｃ１の変化率が上限値よりも大きい場合には、変化率が上限値になるようＳＶ値Ｃ１を減少させ、減少されたＳＶ値Ｃ１を修正ＳＶ値Ｅ８として出力する。また、ＳＶ値Ｃ１の変化率が上限値よりも小さい場合には、変化率が下限値になるようＳＶ値Ｃ１を増加させ、増加されたＳＶ値Ｃ１を修正ＳＶ値Ｅ８として出力する。
The
変化率制限器７９は、変化率の上限値として制限値Ｅ７を使用し、変化率の下限値として−１０００℃／分を使用する。よって、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２がオフのときには、上限値は１０００℃／分となり、下限値は−１０００℃／分となる。一方、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２がオンのときには、上限値は設定値Ｅ６となり、下限値は−１０００℃／分となる。
The
ここで、１０００℃／分という値は、現実的には起こり得ない大きな値となっており、−１０００℃／分という値は、現実的には起こり得ない小さな値となっている。よって、本実施形態の修正ＳＶ値Ｅ８は、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２がオンのときにのみ、上限値（設定値Ｅ６）に基づいてＳＶ値Ｃ１から変化する。 Here, the value of 1000 ° C./min is a large value that cannot practically occur, and the value of −1000 ° C./min is a small value that cannot practically occur. Therefore, the corrected SV value E8 of the present embodiment changes from the SV value C1 based on the upper limit value (set value E6) only when the initial load heat soak start signal E2 is on.
なお、上述の説明では、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１を設定値Ｂ２から設定値Ｂ４に切り替える例について説明したが、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソークの開始時には、逆に排ガス温度のＳＶ値Ｃ１が設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に切り替えられる。具体的には、初負荷ヒートソークが開始すると、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２が１になり、ＮＯＴ演算結果Ｅ２が０になるため、切替信号Ｅ３の指示が設定値Ｂ４でも、切替信号Ｅ４の指示は設定値Ｂ２になる。よって、初負荷ヒートソークが開始すると、切替器５１は、ＳＶ値Ｃ１を設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に切り替える。
In the above description, the example in which the SV value C1 of the exhaust gas temperature is switched from the set value B2 to the set value B4 has been described. The value B4 is switched to the set value B2. Specifically, when the initial load heat soak starts, the initial load heat soak start signal E2 becomes 1, and the NOT calculation result E2 becomes 0. Therefore, even if the instruction of the switching signal E3 is the set value B4, the instruction of the switching signal E4 is It becomes the set value B2. Therefore, when the initial load heat soak starts, the
その結果、ＩＧＶ開度がＰ２％からＰ１％に向かって低下し始め、排ガス温度が設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に向かって上昇し始める。しかしながら、変化率制限器７９が、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１の変化率を設定値Ｅ６以下に制限するように動作するため、排ガス温度はゆるやかに上昇し、ＩＧＶ開度はゆるやかに低下することとなる。これにより、主蒸気温度が急激に上昇して蒸気タービン３１に大きな熱応力が発生することを抑制することが可能となる。
As a result, the IGV opening starts to decrease from P2% to P1%, and the exhaust gas temperature starts to increase from the set value B4 to the set value B2. However, since the rate-of-
ここで、設定値Ｅ６は、設定値Ｂ２と設定値Ｂ４との差を９０分（初負荷ヒートソーク時間Ｅ１）で割ったものである。よって、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１の変化率が設定値Ｅ６以下に制限されると、ヒートソーク中の排ガス温度は、９０分かけて設定値Ｂ４から設定値Ｂ２にゆるやかに連続的に上昇することになる。このような温度上昇を実現するため、ヒートソーク中のＩＧＶ開度は、９０分かけてＰ２％からＰ１％にゆるやかに連続的に低下することになる。このような制限処理の詳細については、図２を参照して説明する。 Here, the set value E6 is obtained by dividing the difference between the set value B2 and the set value B4 by 90 minutes (initial load heat soak time E1). Therefore, when the rate of change of the SV value C1 of the exhaust gas temperature is limited to the set value E6 or less, the exhaust gas temperature in the heat soak gradually increases from the set value B4 to the set value B2 over 90 minutes. Become. In order to realize such a temperature increase, the IGV opening degree in the heat soak gradually decreases gradually from P2% to P1% over 90 minutes. Details of such restriction processing will be described with reference to FIG.
図２は、第１実施形態の発電プラント１の動作を説明するためのグラフである。
FIG. 2 is a graph for explaining the operation of the
［時刻ｔ３］
まず、時刻ｔ０から時刻ｔ３まで第１比較例と同様の処理を行うことで、時刻ｔ３に、ＩＧＶ開度はＰ２％に到達し、排ガス温度は設定値Ｂ４に到達する（波形Ｗ２、Ｗ３）。また、主蒸気温度は、時刻ｔ３ごろにメタル温度に到達する（波形Ｗ５）。そこで、ＳＴ出力制御部５７は、時刻ｔ３に加減弁３３を開いて蒸気タービン３１の通気を開始し、加減弁３３の開度を徐々に増加させる。こうして、蒸気タービン３１が起動され、ＳＴ出力値がゼロからＳ１（５％）に向かって上昇し始める（波形Ｗ７）。
[Time t3]
First, by performing the same process as in the first comparative example from time t0 to time t3, at time t3, the IGV opening reaches P2%, and the exhaust gas temperature reaches the set value B4 (waveforms W2, W3). . Further, the main steam temperature reaches the metal temperature around time t3 (waveform W5). Therefore, the ST
本実施形態の排ガス温度の設定値Ｂ４は下限値ＬＬであるため（波形Ｗ３）、時刻ｔ３の主蒸気温度は一時的にメタル温度の近傍の値になる（波形Ｗ５）。その後、主蒸気温度は排ガス温度を追って上昇していき、主蒸気温度がメタル温度よりも高温となる。ここで、高温の主蒸気に接触する回転軸１５（タービンロータ）の表面は高温になる一方で、高温の主蒸気に接触しない回転軸１５の内部は低温に維持される。その結果、回転軸１５の熱膨張による歪が発生して、蒸気タービン３１にはボア熱応力が発生する。時刻ｔ３以降、ボア熱応力は主蒸気温度の上昇に伴って増加していく（波形Ｗ６）。
Since the set value B4 of the exhaust gas temperature of the present embodiment is the lower limit value LL (waveform W3), the main steam temperature at time t3 temporarily becomes a value near the metal temperature (waveform W5). Thereafter, the main steam temperature rises following the exhaust gas temperature, and the main steam temperature becomes higher than the metal temperature. Here, while the surface of the rotating shaft 15 (turbine rotor) that contacts the high-temperature main steam becomes high temperature, the inside of the
［時刻ｔ４］
時刻ｔ４にＳＴ出力値は５％負荷（Ｓ１）に到達する（波形Ｗ７）。そして、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソークが開始され、ＳＴ出力値が時刻ｔ４から９０分間５％負荷に保持される。プラント制御装置２では、時刻ｔ４に初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２がオンになり、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１が設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に切り替わる。
[Time t4]
At time t4, the ST output value reaches 5% load (S1) (waveform W7). Then, the initial load heat soak of the
一方、ＩＧＶ開度は、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２に応じて、時刻ｔ４にＰ２％からＰ１％に向かって低下し始める（波形Ｗ２）。よって、排ガス温度は、設定値Ｂ４（下限値ＬＬ）から設定値Ｂ２に向かって上昇し始め（波形Ｗ３）、主蒸気温度は、排ガス温度の近傍に到達するよう上昇し続ける（波形Ｗ５）。 On the other hand, the IGV opening starts to decrease from P2% to P1% at time t4 in response to the initial load heat soak start signal E2 (waveform W2). Therefore, the exhaust gas temperature starts to rise from the set value B4 (lower limit value LL) toward the set value B2 (waveform W3), and the main steam temperature continues to rise so as to reach the vicinity of the exhaust gas temperature (waveform W5).
初負荷ヒートソークが開始されると、初負荷ヒートソーク開始信号Ｅ２に応じて、排ガス温度のＳＶ値Ｃ１の変化率の上限値が設定値Ｅ６に制限される。設定値Ｅ６は、排ガス温度の設定値Ｂ２と設定値Ｂ４との差を９０分（初負荷ヒートソーク時間Ｅ１）で割ったものである。よって、初負荷ヒートソーク中のＳＶ値Ｃ１の変化率は、上限値を超えることができないため、初負荷ヒートソーク中のＳＶ値Ｃ１は、９０分かけて設定値Ｂ４から設定値Ｂ２にゆるやかに上昇する（波形Ｗ３）。 When the initial load heat soak is started, the upper limit value of the change rate of the SV value C1 of the exhaust gas temperature is limited to the set value E6 according to the initial load heat soak start signal E2. The set value E6 is obtained by dividing the difference between the set value B2 and the set value B4 of the exhaust gas temperature by 90 minutes (initial load heat soak time E1). Therefore, since the rate of change of the SV value C1 during the initial load heat soak cannot exceed the upper limit value, the SV value C1 during the initial load heat soak gradually increases from the set value B4 to the set value B2 over 90 minutes. (Waveform W3).
そのため、第１比較例のＩＧＶ開度が、時刻ｔ５〜ｔ６の約５〜１０分間でＰ２％からＰ１％に急激に低下するのに対し、本実施形態のＩＧＶ開度は、時刻ｔ４〜ｔ５の９０分間でＰ２％からＰ１％にゆるやかに低下する（波形Ｗ２）。その結果、主蒸気温度も９０分間でゆるやかに上昇し（波形Ｗ５）、ボア熱応力は、時刻ｔ４を少し過ぎた時点で第１のピークＱ１’に到達する（波形Ｗ６）。 Therefore, the IGV opening of the first comparative example rapidly decreases from P2% to P1% in about 5 to 10 minutes from time t5 to t6, whereas the IGV opening of the present embodiment is from time t4 to t5. Gradually decreases from P2% to P1% in 90 minutes (waveform W2). As a result, the main steam temperature also slowly rises in 90 minutes (waveform W5), and the bore thermal stress reaches the first peak Q1 'slightly after time t4 (waveform W6).
本実施形態の第１のピークＱ１’は、第１比較例の第１のピークＱ１とほぼ同等か、第１比較例の第１のピークＱ１よりもやや大きくなる。理由は、本実施形態の主蒸気温度の変化率が、第１比較例に比べてやや急峻だからである。ただし、この差異は蒸気タービン３１の耐用年数（寿命）に大きな影響を及ぼすものではない。本実施形態では、第１のピークＱ１’の後にロータ部材内部にも徐々に熱が浸透していくので、ボア熱応力は、徐々に減少しながらも、残留熱応力としてＱ０’程度の値に維持される。本実施形態の初負荷ヒートソーク中において、ＧＴ出力値は第２出力値に保持される（波形Ｗ１）。
The first peak Q1 'of the present embodiment is substantially equal to or slightly larger than the first peak Q1 of the first comparative example. The reason is that the rate of change of the main steam temperature of the present embodiment is slightly steep compared to the first comparative example. However, this difference does not significantly affect the service life (life) of the
なお、本実施形態の初負荷ヒートソーク中のＩＧＶ開度は、排ガス温度のような直線状ではなく、曲線状に変化している。理由は、ＩＧＶ開度と排ガス温度との関係は直線関係ではないため、排ガス温度の変化率を一定にすると、ＩＧＶ開度の変化率は一定とはならないからである。 In addition, the IGV opening degree in the initial load heat soak of the present embodiment is not a straight line like the exhaust gas temperature but is a curved line. The reason is that, since the relationship between the IGV opening and the exhaust gas temperature is not a linear relationship, if the change rate of the exhaust gas temperature is made constant, the change rate of the IGV opening is not constant.
［時刻ｔ５〜ｔ７］
時刻ｔ５に９０分間の初負荷ヒートソークが終了する。第１比較例と異なり、時刻ｔ５のＩＧＶ開度はＰ１％であり、時刻ｔ５の排ガス温度は設定値Ｂ２である。
[Time t5 to t7]
The initial load heat soak for 90 minutes ends at time t5. Unlike the first comparative example, the IGV opening at time t5 is P1%, and the exhaust gas temperature at time t5 is the set value B2.
時刻ｔ５〜ｔ７の期間中には、時刻ｔ７からＧＴ出力値を定格１００％負荷に向けて上昇させるための２つの起動工程が開始される。第１比較例では、ＩＧＶ開度をＰ２％からＰ１％に低下させる第１の起動工程と、ＳＴ出力値を初負荷であるＳ１（５％）から上昇させる第２の起動工程が行われるのに対し、本実施形態では、第２の起動工程のみが行われる。理由は、本実施形態では、第１の起動工程に相当する工程を初負荷ヒートソーク中に実行済みであるからである。 During the period from time t5 to t7, two start-up steps for increasing the GT output value toward the rated 100% load are started from time t7. In the first comparative example, a first starting process for decreasing the IGV opening from P2% to P1% and a second starting process for increasing the ST output value from S1 (5%) as the initial load are performed. On the other hand, in the present embodiment, only the second startup process is performed. The reason is that, in the present embodiment, a process corresponding to the first activation process has been executed during the initial load heat soak.
よって、本実施形態の時刻ｔ５〜ｔ７の期間中には、排ガス温度と主蒸気温度は一定に保持される（波形Ｗ３、Ｗ５）。その結果、時刻ｔ７を少し過ぎた時点で現れるボア熱応力の第２のピークＱ２’は、第１比較例の第２のピークＱ２に比べて大いに低下する（波形Ｗ６）。 Therefore, the exhaust gas temperature and the main steam temperature are kept constant during the period from time t5 to time t7 in the present embodiment (waveforms W3 and W5). As a result, the second peak Q2 'of the bore thermal stress that appears a little after time t7 is greatly reduced compared to the second peak Q2 of the first comparative example (waveform W6).
［時刻ｔ７〜ｔ８］
時刻ｔ７にＧＴ出力値は第２出力値から定格の１００％出力に向けて上昇し始める（波形Ｗ１）。ＧＴ出力値の上昇は、ＧＴ制御部５６により制御される。
[Time t7 to t8]
At time t7, the GT output value starts to increase from the second output value toward the rated 100% output (waveform W1). The increase in the GT output value is controlled by the
ＧＴ出力値の上昇に伴い、排ガス温度は設定値Ｂ２よりも高温になるが、この場合の排ガス温度の温度変化率はゆるやかである（波形Ｗ３）。理由は、時刻ｔ７からの排ガス温度の上昇は、燃料調節弁１１の開度をゆるやかに増加させてＧＴ出力値を増加させていくことで起こるものなので、第１比較例でＩＧＶ開度をＰ２％開度からＰ１％開度に減少させる場合のような、排ガス温度を急激に上昇させる作用は及ばないからである。
As the GT output value increases, the exhaust gas temperature becomes higher than the set value B2, but the temperature change rate of the exhaust gas temperature in this case is gentle (waveform W3). The reason is that the rise in the exhaust gas temperature from time t7 occurs when the GT output value is increased by gradually increasing the opening degree of the
よって、時刻ｔ７からの主蒸気温度の上昇も、排ガス温度と同様にゆるやかになり（波形Ｗ５）、ボア熱応力が大きく増加することはない（波形Ｗ６）。ボア熱応力は、時刻ｔ７を少し過ぎた時点で第２のピークＱ２’に到達した後は、次第に減少していく。また、ＳＴ出力値も、ＧＴ出力値の上昇に伴う主蒸気Ａ６の熱量の増加（流量や温度の上昇）の影響により上昇する（波形Ｗ７）。 Therefore, the rise in the main steam temperature from time t7 is also gradual, as is the exhaust gas temperature (waveform W5), and the bore thermal stress does not increase significantly (waveform W6). The bore thermal stress gradually decreases after reaching the second peak Q2 'slightly after the time t7. Further, the ST output value also increases due to the influence of the increase in the amount of heat of the main steam A6 accompanying the increase in the GT output value (the increase in flow rate and temperature) (waveform W7).
［時刻ｔ８〜ｔ１０］
時刻ｔ８にＩＧＶ開度はＰ１％から最大開度に向けて増加し始める（波形Ｗ２）。一方、排ガス温度は時刻ｔ８に最高温度（アイソサーマル温度）に到達し、時刻ｔ９まで最高温度を維持した後、わずかに低下する（波形Ｗ３）。
[Time t8 to t10]
At time t8, the IGV opening starts to increase from P1% toward the maximum opening (waveform W2). On the other hand, the exhaust gas temperature reaches the maximum temperature (isothermal temperature) at time t8, and decreases slightly after maintaining the maximum temperature until time t9 (waveform W3).
時刻ｔ１０に、ＧＴ出力値は定格の１００％出力に到達し（波形Ｗ１）、ＩＧＶ開度は最大開度に到達する（波形Ｗ２）。主蒸気の流入に対するＳＴ出力値の応答は時間的に少し遅れるので、時刻ｔ１０を少し過ぎた時点で定格の１００％出力に到達する（波形Ｗ６）。 At time t10, the GT output value reaches 100% of the rated output (waveform W1), and the IGV opening reaches the maximum opening (waveform W2). Since the response of the ST output value to the main steam inflow is slightly delayed in time, it reaches 100% of the rated output when the time t10 is slightly passed (waveform W6).
以上のように、本実施形態では、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソーク中に、ＩＧＶ開度をＰ２％からＰ１％にゆるやかに低下させる。よって、本実施形態によれば、ボア熱応力の第２のピークＱ２’を低下させることが可能となり、蒸気タービン３１の耐用年数を伸ばすことが可能となる。Ｃ／Ｃ発電プラントでは一般に、コールド起動を行う頻度が高く、ボア熱応力が問題となりやすいため、本実施形態によれば、Ｃ／Ｃ発電プラントの蒸気タービン３１の耐用年数を効果的に伸ばすことが可能となる。このように、本実施形態によれば、Ｃ／Ｃ発電プラントに適したヒートソークを実行することが可能となる。
As described above, in the present embodiment, during the initial load heat soak of the
［第１実施形態の詳細］
次に、図１および図２を参照し、第１実施形態の発電プラント１の詳細を説明する。
[Details of First Embodiment]
Next, with reference to FIG. 1 and FIG. 2, the detail of the
第１比較例の起動方法では、初負荷ヒートソーク後の起動工程で「急激な変化率」で主蒸気温度を上昇させる必要が生じ、このときに大きな蒸気タービンの熱応力（第２のピークＱ２）が発生することが問題となる。単純にこの熱応力のみを緩和することは、例えば初負荷ヒートソーク後の主蒸気の温度変化率をゆるやかにすることで実現可能である。しかし、この場合には発電プラント１が定格１００％出力になるまでに長時間を要することが問題となる。すなわち、一般に熱応力（耐用年数）とプラント起動時間はトレードオフの関係にある。
In the start-up method of the first comparative example, it is necessary to increase the main steam temperature at a “rapid change rate” in the start-up process after the initial load heat soak, and at this time, a large thermal stress (second peak Q2) of the steam turbine. Is a problem. It is possible to simply relieve only this thermal stress by, for example, relaxing the temperature change rate of the main steam after the initial load heat soak. However, in this case, there is a problem that it takes a long time for the
一方、本実施形態の第１の特徴は、発電プラント１の高速起動性を妨げずに蒸気タービン３１の熱応力を解消または緩和するために、比較的長時間（例えば９０分）の初負荷ヒートソーク中に主蒸気温度を徐々に上昇させながら熱応力を抑制することである。すなわち、第１比較例のように大きな熱応力を短期間に集中発生させるのではなく、熱応力の発生を長期間に分散させるのである。この結果、本実施形態の熱応力の第２のピークＱ２’は、第１比較例の第２のピークＱ２より顕著に小さくなる。これにより、蒸気タービン３１の負担は減り、その耐用年数（寿命）は延伸される。また、本実施形態では、このように熱応力の発生を抑えながらも、プラントの起動時間は第１比較例と同じである。
On the other hand, the first feature of the present embodiment is that the initial load heat soak for a relatively long time (for example, 90 minutes) in order to eliminate or alleviate the thermal stress of the
本実施形態の第２の特徴は、排ガス温度の変化率（昇温速度）をヒートソーク時間Ｅ１に基づき決定することにある。本実施形態では、排ガス温度の変化率を、排ガス温度の設定値Ｂ２と設定値Ｂ４との差をヒートソーク時間Ｅ１で割った値に制限することで、排ガス温度を直線状に上昇させる。これにより、主蒸気温度もほぼ直線状に上昇することとなり、熱応力の発生を９０分間で平滑化することができる。その結果、蒸気タービン３１の負担をより低減することが可能となる。
The second feature of the present embodiment is that the rate of change (temperature increase rate) of the exhaust gas temperature is determined based on the heat soak time E1. In this embodiment, the exhaust gas temperature is increased linearly by limiting the change rate of the exhaust gas temperature to a value obtained by dividing the difference between the set value B2 and the set value B4 of the exhaust gas temperature by the heat soak time E1. As a result, the main steam temperature also rises substantially linearly, and the generation of thermal stress can be smoothed in 90 minutes. As a result, the burden on the
本実施形態の第３の特徴は、ＩＧＶ開度を低下させることで主蒸気温度を上昇させていることである。より詳細には、初負荷ヒートソーク中に、ＧＴ出力値を第２出力値に保持しつつＩＧＶ開度を低下させることで、主蒸気温度を上昇させている。以下、この第３の特徴について詳細に説明する。 The third feature of the present embodiment is that the main steam temperature is raised by reducing the IGV opening. More specifically, during the initial load heat soak, the main steam temperature is increased by decreasing the IGV opening while maintaining the GT output value at the second output value. Hereinafter, the third feature will be described in detail.
主蒸気温度の上昇は、排ガス温度の上昇により実現することができるが、排ガス温度の上昇は、１）ＧＴ出力値を増加させる（すなわち燃料Ａ１を増加させる）か、２）ＩＧＶ開度を減少させることで実現することができる。以下、前者を方法１と呼び、後者を方法２と呼ぶことにする。
The increase in the main steam temperature can be realized by the increase in the exhaust gas temperature, but the increase in the exhaust gas temperature can be achieved by 1) increasing the GT output value (ie, increasing the fuel A1) or 2) decreasing the IGV opening. This can be realized. Hereinafter, the former will be referred to as
方法１を採用する場合には、初負荷ヒートソーク中にＧＴ出力値を第２出力値から増加させることが考えられる。この場合には例えば、第２出力値を、すべての主蒸気Ａ６がバイパス調節弁３４を経由して復水器３２に流入したときに、復水器３２の出入口の循環水Ａ８の温度差が所定値を越えない最大のＧＴ出力値と設定する場合に問題が生じる。
When
具体的には、蒸気タービン３１の通気前の起動工程では、すべての主蒸気Ａ６がバイパス調節弁３４を経由して復水器３２に流入するため、復水器３２の負担が大きく、復水器３１の出入口の循環水Ａ８の温度差が大きくなる。そこで、第２出力値を上記のように循環水Ａ８の温度差を考慮して設定すると、循環水Ａ８の温度差が環境保全の観点で許容される温度差（例えば７℃）に収まるように、ＧＴ出力値を制御することが可能となる。このような制御を実現可能なＧＴ出力値の最大値が、この場合の第２出力値である。
Specifically, in the starting process before ventilation of the
この場合、方法１を採用して、初負荷ヒートソーク中にＧＴ出力値を第２出力値から増加させると、ドラム２２から発生する主蒸気Ａ６の流量が増加する。これは、循環水Ａ８の温度差が７℃という制限を逸脱して、環境保全上の問題が生じ得ることを意味する。
In this case, when the
ただし、このメカニズムを理解するためには、初負荷ヒートソーク中の状況と、蒸気タービン３１の通気前の状況は、復水器３２の負担という観点では類似した状況にあるということを考慮する必要がある。具体的には、初負荷は３〜５％負荷という小さな負荷であるため、初負荷ヒートソーク中に蒸気タービン３１に流入する主蒸気Ａ６は少量である。よって、初負荷ヒートソーク中は、大部分の主蒸気Ａ６がタービンバイパス調節弁３４を経由して復水器３２に流入するので、復水器３２の負担が大きいという観点では、初負荷ヒートソーク中の状況と、蒸気タービン３１の通気前の状況は、類似しているのである。
However, in order to understand this mechanism, it is necessary to consider that the situation during the initial load heat soak and the situation before the ventilation of the
一方、本実施形態のように方法２を採用する場合には、ＩＧＶ開度の減少により排ガス温度を上昇させる。よって、初負荷ヒートソーク中にＧＴ出力値を第２出力値を保持したまま排ガス温度を上昇させることができる。よって、方法１を採用する場合のような、循環水Ａ８の温度差を７℃に収めるという問題を回避できる。正確には、燃料Ａ１の流量を一定にしつつＩＧＶ開度を減少させると、ＧＴ出力値がわずかに上昇し得ることで、主蒸気Ａ６の流量もわずかに上昇し得るが、循環水Ａ８の温度差が問題となるような大きな変化は起こらない。
On the other hand, when the
なお、本実施形態では、ＩＧＶ開度を増大させると、圧縮空気Ａ３の流量が増加して、排ガス温度が低下する。一方、ＩＧＶ開度を減少させると、圧縮空気Ａ３の流量が減少して、排ガス温度が上昇する。 In the present embodiment, when the IGV opening is increased, the flow rate of the compressed air A3 increases and the exhaust gas temperature decreases. On the other hand, when the IGV opening is decreased, the flow rate of the compressed air A3 is decreased and the exhaust gas temperature is increased.
しかしながら、ガスタービン１４の機種モデルによっては、ＩＧＶ開度の定義が本実施形態の定義と逆の場合がある。すなわち、ガスタービン１４の機種モデルによっては、ＩＧＶ１３ｂの翼が「寝る」状態になり、圧縮空気Ａ３の流量が増加することを、ＩＧＶ開度が減少すると表現し、ＩＧＶ１３ｂの翼が「立つ」状態になり、圧縮空気Ａ３の流量が減少することを、ＩＧＶ開度が増加すると表現する。本実施形態のプラント制御は、このような機種モデルも適用対象とするものであり、本実施形態のプラント制御をこのような機種モデルに適用する場合には、翼が寝ることをＩＧＶ開度の増加と解釈し、翼が立つことをＩＧＶ開度の減少と解釈する。
However, depending on the model model of the
以上のように、本実施形態の起動方法では、蒸気タービン３１のヒートソーク運転中にＩＧＶ開度を低下させて、主蒸気温度をゆるやかに上昇させる。よって、本実施形態によれば、蒸気タービン３１の熱応力を緩和することが可能となり、プラント起動時間を無駄に延長することなく蒸気タービン３１にとって負担が少ない起動を実現することが可能となる。
As described above, in the start-up method of the present embodiment, the IGV opening is reduced during the heat soak operation of the
（第２実施形態）
図６は、第２実施形態の発電プラント１の構成を示す模式図である。
(Second Embodiment)
FIG. 6 is a schematic diagram illustrating a configuration of the
図６の発電プラント１は、図１に示す構成要素に加え、減温装置２４と過熱器２５とを備えている。以下、過熱器２３を「一次過熱器２３」とも呼び、過熱器２５を「二次過熱器２５」とも呼ぶ。一次過熱器２３、減温装置２４、および二次過熱器２５は、排熱回収ボイラ２１の構成要素である。
The
一次過熱器２３は、ドラム２２から飽和蒸気を受け取り、排ガスＡ５の熱を利用して飽和蒸気を過熱することで飽和蒸気から一次蒸気を生成する。減温装置２４は、一次過熱器２３から一次蒸気を受け取り、一次蒸気に冷却水Ａ９を注入することで一次蒸気を冷却する。二次過熱器２５は、減温装置２４から一次蒸気を受け取り、排ガスＡ５の熱を利用して一次蒸気を過熱することで一次蒸気から二次蒸気を生成する。排熱回収ボイラ２１は、この二次蒸気を主蒸気Ａ６として排出する。
The
図６は、３箇所にプラント制御装置２を示しているが、これらは同じ１個のプラント制御装置２を表している。図６に示すプラント制御装置２は、図１に示すプラント制御装置２と同じ構成要素を備えている。加えて、図６に示すプラント制御装置２は、冷却水Ａ９用の弁（冷却水流量調節弁）の開閉や開度を制御する信号Ｅ９を出力する。信号Ｅ９に応じてこの弁が開放されると、この弁を通過した冷却水Ａ９が減温装置２４内で一次蒸気に注入される。
Although FIG. 6 has shown the
第２実施形態のプラント制御方法は、第１実施形態のプラント制御方法で発生したボア熱応力の第１のピークＱ１’（図２参照）をさらに緩和することができる。以下、第２実施形態のプラント制御方法の詳細を説明する。 The plant control method of the second embodiment can further alleviate the first peak Q1 '(see FIG. 2) of the bore thermal stress generated by the plant control method of the first embodiment. The details of the plant control method of the second embodiment will be described below.
第１実施形態においては、初負荷ヒートソークの９０分の間に排ガス温度を設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に上昇させるようにＩＧＶ開度を制御する。この場合、Ｂ２は蒸気タービン３１を起動（通気）する前の温度であり、早期の主蒸気発生を促すために比較的高温である。
In the first embodiment, the IGV opening is controlled so as to increase the exhaust gas temperature from the set value B4 to the set value B2 during 90 minutes of the initial load heat soak. In this case, B2 is a temperature before starting (venting) the
しかしながら、必ずしも初負荷ヒートソーク中に排ガス温度を高温のＢ２にまで上昇させなくともよい。第２実施形態のプラント制御方法は、その一例に相当する。第２実施形態においては、初負荷ヒートソークの９０分の間に排ガス温度を設定値Ｂ４から設定値Ｂ５に上昇するようにＩＧＶ開度を制御する。ここで、第２実施形態のＢ５は、Ｂ２よりも低温である（Ｂ５＜Ｂ２）。 However, it is not always necessary to raise the exhaust gas temperature to the high temperature B2 during the initial load heat soak. The plant control method of the second embodiment corresponds to an example thereof. In the second embodiment, the IGV opening is controlled so that the exhaust gas temperature rises from the set value B4 to the set value B5 during 90 minutes of the initial load heat soak. Here, B5 of the second embodiment is lower in temperature than B2 (B5 <B2).
プラント制御装置２は、主蒸気温度、すなわち、主蒸気（二次蒸気）Ａ６の温度の測定値Ｄ１を主蒸気温度センサ３６から取得し、測定値Ｄ１と閾値とを比較する。閾値は例えば５６０℃である。プラント制御装置２は、測定値Ｄ１が閾値未満の場合には冷却水Ａ９用の弁を閉鎖し、測定値Ｄ１が閾値以上の場合には冷却水Ａ９用の弁を開放するように、信号Ｅ９を出力する。その結果、減温装置２４は、測定値Ｄ１が閾値以上の場合に一次蒸気に冷却水Ａ９を注入する。この閾値は、第１温度の一例である。
The
そして、第２実施形態の設定値Ｂ５は、この閾値に基づいて定められており、具体的には、この閾値と同じ値に定められている。よって、設定値Ｂ５は例えば５６０℃である。設定値Ｂ５は、第２温度の一例である。 The set value B5 of the second embodiment is determined based on this threshold value, and specifically, is set to the same value as this threshold value. Therefore, the set value B5 is 560 ° C., for example. The set value B5 is an example of the second temperature.
以下、減温装置２４の詳細を説明する。
Details of the
減温装置２４がない発電プラント１では、初負荷ヒートソークが終了して排ガス温度がＢ２になると、主蒸気Ａ６の温度もＢ２に漸近していく。そのため、排熱回収ボイラ２１は、Ｂ２という高温を有する主蒸気Ａ６に耐え得る高価な素材で製造する必要がある。
In the
これに対し、本実施形態の発電プラント１は、減温装置２４により冷却水Ａ９を注入して主蒸気Ａ６の温度をＢ５以下になるように冷却する。これが、冷却水Ａ９による主蒸気Ａ６の減温スプレー制御であり、その制御の温度設定値（ＳＶ値）がＢ５[℃]である。なお、Ｂ５は正確には、減温スプレー制御のための設定値ではなく、初負荷ヒートソークの終了時の排ガス温度の設定値であるが、本実施形態では両者は同じ値（５４０℃）であるため、Ｂ５を減温スプレー制御のための温度設定値とも呼ぶことにする。
On the other hand, the
プラント制御装置２は、冷却水流量調節弁の開度を加減して、主蒸気Ａ６の温度がＢ５以下になるように冷却水Ａ９を注入する。これにより、プラント熱効率（性能）は若干犠牲になるものの、排熱回収ボイラ２１は、Ｂ２という高温への耐熱性を有する必要がなくなり、より低温のＢ５という温度への耐熱性を有すれば十分になるため、排熱回収ボイラ２１の製造コストを低減できる。
The
昨今の発電プラントでは、経済性と環境保護が指向され、最新ガスタービンでは、タービン入口温度（燃焼温度）の高温化による性能向上が著しい。そのため、排ガス温度も従来型ガスタービンより各負荷帯で軒並み高温となる。このようなトレンドにおいては、本実施形態のような減温装置２４による冷却には、充分な経済的合理性が存在する。
In recent power plants, economy and environmental protection are aimed at, and in the latest gas turbine, the performance improvement by increasing the turbine inlet temperature (combustion temperature) is remarkable. For this reason, the exhaust gas temperature is higher than the conventional gas turbine in every load range. In such a trend, there is sufficient economic rationality for cooling by the
減温装置２４の利点は例えば、排ガス温度がＢ５以上の高温になっても、主蒸気Ａ６の温度はＢ５を上限として温度上昇が抑制されることにある。タービンロータの熱応力を直接的に発生させるのは主蒸気Ａ６の上昇であり、排ガス温度の上昇ではないことに注目すれば、第１実施形態のように排ガス温度をＢ２まで上昇させることは、第２実施形態のように減温装置２４が設置されているケースでは無駄となる。すなわち、本実施形態の排ガス温度はＢ５まで上昇させれば充分であり、そのような温度上昇によれば、排ガス温度の上昇レートを低減できる。以下、このような上昇レートについて説明する。
The advantage of the
図７は、第２実施形態の発電プラント１の動作を説明するためのグラフである。
FIG. 7 is a graph for explaining the operation of the
［時刻ｔ２］
まず、時刻ｔ０から時刻ｔ２まで、第１実施形態と同様の処理を行う。その結果、時刻ｔ１から時刻ｔ２のＩＧＶ排ガス温度制御の設定値Ｂ２は高温に維持され、ＩＧＶ開度は最小開度であるＰ１％に維持される。
[Time t2]
First, from time t0 to time t2, processing similar to that in the first embodiment is performed. As a result, the set value B2 of the IGV exhaust gas temperature control from time t1 to time t2 is maintained at a high temperature, and the IGV opening is maintained at P1%, which is the minimum opening.
この起動初期の段階では、ドラム２２から蒸気ができるだけ早く生成されるように、排ガス温度は許容される範囲内で高温であることが望ましい。したがって、後工程の初負荷ヒートソーク終了［時刻ｔ５］時点では、排ガス温度は低温のＢ５にまでしか上昇させないが、時刻ｔ２の段階では、第１実施形態と同じく高温のＢ２でエネルギッシュに排熱回収ボイラ２１を焚き上げる。このような焚き上げが可能となるのは、時刻ｔ２の段階では主蒸気温度がまだ低温だからである。
In this initial stage of startup, it is desirable that the exhaust gas temperature be as high as possible within the allowable range so that steam is generated from the
［時刻ｔ３］
次に、時刻ｔ２から時刻ｔ３まで、第１実施形態と同様の処理を行う。時刻ｔ３に、ＩＧＶ開度はＰ２％に到達し、排ガス温度は設定値Ｂ４に低下する（波形Ｗ２、Ｗ３）。さらに、主蒸気温度は、時刻ｔ３ごろにメタル温度に到達する（波形Ｗ５）。そこで、時刻ｔ３に加減弁３３を開いて蒸気タービン３１の通気を開始し、加減弁３３の開度を徐々に増加させる。こうして、蒸気タービン３１が起動され、ＳＴ出力値がゼロからＳ１（５％）に向かって上昇し始める（波形Ｗ７）。
[Time t3]
Next, the same processing as that of the first embodiment is performed from time t2 to time t3. At time t3, the IGV opening reaches P2%, and the exhaust gas temperature falls to the set value B4 (waveforms W2, W3). Further, the main steam temperature reaches the metal temperature around time t3 (waveform W5). Therefore, the
なお、本実施形態ではコールド起動が行われるため、主蒸気温度（≒メタル温度）は、この段階では主蒸気減温スプレー制御の温度設定値Ｂ５よりも充分に低温であり、冷却水Ａ９の注入は未だ開始されない。 In this embodiment, since the cold start is performed, the main steam temperature (≈metal temperature) is sufficiently lower than the temperature setting value B5 of the main steam temperature-reducing spray control at this stage, and the cooling water A9 is injected. Has not yet started.
第１実施形態と同様に、主蒸気温度は排ガス温度を追って上昇していき、これに伴い蒸気タービン３１にはボア熱応力が発生する。時刻ｔ３以降、ボア熱応力は主蒸気温度の上昇に伴って増加していく（波形Ｗ６）。
As in the first embodiment, the main steam temperature rises following the exhaust gas temperature, and along with this, bore thermal stress is generated in the
［時刻ｔ４］
時刻ｔ４に、ＳＴ出力値は５％負荷（Ｓ１）に到達する（波形Ｗ７）。そして、蒸気タービン３１の初負荷ヒートソークが開始され、ＳＴ出力値が時刻ｔ４から９０分間５％負荷に保持される。そして、時刻ｔ４に初負荷ヒートソークが開始されると、排ガス温度制御の設定値は設定値Ｂ４から設定値Ｂ５に切り替わる。この動作が、第１実施形態と異なる制御である。第１実施形態では設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に切り替わるのに対し、第２実施形態では設定値Ｂ４から設定値Ｂ５に切り替わる。このような切替は例えば、図１の切替器５１が、入力端子として、Ｂ２用の端子とＢ４用の端子とに加えて、Ｂ５用の端子を備えることで実現可能である。
[Time t4]
At time t4, the ST output value reaches 5% load (S1) (waveform W7). Then, the initial load heat soak of the
一方、ＩＧＶ開度は、初負荷ヒートソーク開始に応じて、時刻ｔ４にＰ２％からＰ３％に向かって低下し始める（波形Ｗ２）。よって、排ガス温度は、設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に向かって上昇し始め（波形Ｗ３）、主蒸気温度は、排ガス温度に追従するようにして上昇する（波形Ｗ５）。 On the other hand, the IGV opening starts to decrease from P2% to P3% at time t4 in response to the start of the initial load heat soak (waveform W2). Therefore, the exhaust gas temperature starts to rise from the set value B4 toward the set value B2 (waveform W3), and the main steam temperature rises so as to follow the exhaust gas temperature (waveform W5).
ここで、本実施形態の初負荷ヒートソーク中の排ガス温度の上昇レートを、第１実施形態と比較する。第１実施形態の排ガス温度制御のＳＶ値Ｃ１は、初負荷ヒートソークの９０分をかけて設定値Ｂ４から設定値Ｂ２に上昇する。よって、第１実施形態の排ガス温度の上昇レートは、（Ｂ２−Ｂ４）÷９０[℃／分]となる。一方、第２実施形態の排ガス温度の上昇レートは、（Ｂ５−Ｂ４）÷９０[℃／分]となる。上述のように、Ｂ２とＢ５との間にはＢ５＜Ｂ２が成り立つため、第２実施形態の上昇レートは、第１実施形態の上昇レートよりも小さくなる。 Here, the rising rate of the exhaust gas temperature in the initial load heat soak of the present embodiment is compared with that of the first embodiment. The SV value C1 of the exhaust gas temperature control of the first embodiment increases from the set value B4 to the set value B2 over 90 minutes of the initial load heat soak. Therefore, the exhaust gas temperature increase rate of the first embodiment is (B2-B4) ÷ 90 [° C./min]. On the other hand, the exhaust gas temperature increase rate of the second embodiment is (B5-B4) ÷ 90 [° C./min]. As described above, since B5 <B2 holds between B2 and B5, the increase rate of the second embodiment is smaller than the increase rate of the first embodiment.
この排ガス温度の上昇に伴い、主蒸気温度も９０分間でゆるやかに上昇し（波形Ｗ５）、ボア熱応力は、時刻ｔ４を少し過ぎた時点で第１のピークＱ１’’に到達する（波形Ｗ６）。第２実施形態では、排ガス温度の上昇は第１実施形態に比べて緩やかなので、主蒸気温度の上昇も第１実施形態に比べて緩やかとなる。その結果、第２実施形態の第１のピークＱ１’’は、第１実施形態の第１のピークＱ１’に対して小さくなる。 As the exhaust gas temperature rises, the main steam temperature also slowly rises in 90 minutes (waveform W5), and the bore thermal stress reaches the first peak Q1 ″ (waveform W6) slightly after time t4. ). In the second embodiment, the exhaust gas temperature rises more slowly than in the first embodiment, so the main steam temperature rises more slowly than in the first embodiment. As a result, the first peak Q1 ″ of the second embodiment is smaller than the first peak Q1 ′ of the first embodiment.
なお、第２実施形態では、主蒸気減温スプレー制御による冷却水Ａ９の注入が開始されると、主蒸気温度はＢ５の一定に保持され、蒸気タービン３１のボア熱応力はもう増加することはなくなる。これに関しては、後述の時刻ｔ５〜ｔ６で再度言及する。もし減温装置２４を有する第２実施形態の発電プラント１に第１実施形態のプラント制御方法を適用すると、排ガス温度は初負荷ヒートソーク中にＢ４からＢ５ではなくＢ２に向かって上昇する（Ｂ４＜Ｂ５＜Ｂ２）。しかし、排ガス温度がＢ５からＢ２に上昇する期間では、既に主蒸気温度はＢ５に保持されているのだから、ボア熱応力に配慮してこの帯域で排ガス温度を緩やかに上昇させることは無意味である。むしろ、ボア熱応力に配慮して緩やかに排ガス温度を上昇させるべき期間は、排ガス温度がＢ４からＢ５に上昇する期間である。そのため、第２実施形態では上記のように排ガス温度を上昇させている。
In the second embodiment, when the injection of the cooling water A9 by the main steam temperature-reducing spray control is started, the main steam temperature is kept constant at B5, and the bore thermal stress of the
なお、第１実施形態と同様に、本実施形態の初負荷ヒートソーク中のＩＧＶ開度は、排ガス温度のような直線状ではなく、曲線状に変化している。理由は、ＩＧＶ開度と排ガス温度との関係は直線関係ではないため、排ガス温度の変化率を一定にすると、ＩＧＶ開度の変化率は一定とはならないからである。 As in the first embodiment, the IGV opening in the initial load heat soak of the present embodiment changes not in a straight line like the exhaust gas temperature but in a curved line. The reason is that, since the relationship between the IGV opening and the exhaust gas temperature is not a linear relationship, if the change rate of the exhaust gas temperature is made constant, the change rate of the IGV opening is not constant.
［時刻ｔ５〜ｔ７］
時刻ｔ５に、９０分間の初負荷ヒートソークが終了する。第１実施形態と異なり、時刻ｔ５のＩＧＶ開度はＰ３％であり、時刻ｔ５の排ガス温度は設定値Ｂ５である。本実施形態のプラント制御装置２は、時刻ｔ５の排ガス温度が設定値Ｂ５になるように、初負荷ヒートソーク中にＩＧＶ開度をＰ２％からＰ３％に低下させる（Ｐ２％＞Ｐ３％）。設定値Ｂ５と設定値Ｂ２との大小関係はＢ５＜Ｂ２なので、ＩＧＶ開度の大小関係はＰ３％＞Ｐ１％となる。このＰ３％は、第３開度の一例である。
[Time t5 to t7]
At time t5, the initial load heat soak for 90 minutes is completed. Unlike the first embodiment, the IGV opening at time t5 is P3%, and the exhaust gas temperature at time t5 is the set value B5. The
時刻ｔ５〜ｔ７の期間中には、時刻ｔ７からＧＴ出力値を定格１００％負荷に向けて上昇させるための２つの起動工程が開始される。第２実施形態では、第１比較例の場合と同じ理由に基づき、ＩＧＶ開度をＰ３％からＰ１％に低下させる第１の起動工程と、ＳＴ出力値を初負荷であるＳ１（５％）から上昇させる第２の起動工程が行われる。 During the period from time t5 to t7, two start-up steps for increasing the GT output value toward the rated 100% load are started from time t7. In 2nd Embodiment, based on the same reason as the case of a 1st comparative example, the 1st starting process which reduces an IGV opening degree from P3% to P1%, and S1 (5%) whose ST output value is an initial load A second start-up process is performed to raise the
よって、本実施形態の時刻ｔ５〜ｔ６の期間中に、第１比較例と同様に、排ガス温度が上昇する。具体的には、排ガス温度は、時刻ｔ５にＢ５から上昇し始め、時刻ｔ６にＢ２に到達する（波形Ｗ３）。一方、排ガス温度に追従してきた主蒸気温度は、時刻ｔ５を少し過ぎた時点でＢ５に到達する（波形Ｗ５）。 Therefore, the exhaust gas temperature rises during the period from time t5 to t6 in the present embodiment, as in the first comparative example. Specifically, the exhaust gas temperature starts to rise from B5 at time t5 and reaches B2 at time t6 (waveform W3). On the other hand, the main steam temperature that has followed the exhaust gas temperature reaches B5 slightly after time t5 (waveform W5).
そして、主蒸気温度がＢ５に到達すると、主蒸気減温スプレー制御により冷却水Ａ９の注入が開始され、それ以後の主蒸気温度は、排ガス温度が上昇しても一定値（Ｂ５）に保持される。この点が、本実施形態では第１比較例と相違している。 When the main steam temperature reaches B5, the injection of the cooling water A9 is started by the main steam temperature-reducing spray control, and the main steam temperature thereafter is maintained at a constant value (B5) even if the exhaust gas temperature rises. The This point is different from the first comparative example in this embodiment.
蒸気タービン３１のボア熱応力は、主蒸気温度の上昇に起因する。そのため、主蒸気温度がＢ５に保持されて以後は、たとえ排ガス温度が急峻に上昇しても、蒸気タービン３１のボア熱応力は増加しない。よって、第１比較例では時刻ｔ５からボア熱応力が上昇を開始するのに対し、本実施形態のボア熱応力は残留熱応力であるＱ０’’程度に保持される。
The bore thermal stress of the
［時刻ｔ７〜ｔ８］
時刻ｔ７にＧＴ出力値は第２出力値から定格の１００％出力に向けて上昇し始める（波形Ｗ１）。また、ＳＴ出力値も、ＧＴ出力値の上昇に伴う主蒸気Ａ６の熱量の増加（流量の上昇）の影響により上昇する（波形Ｗ７）。
[Time t7 to t8]
At time t7, the GT output value starts to increase from the second output value toward the rated 100% output (waveform W1). Further, the ST output value also rises due to the influence of the increase in the amount of heat (increase in the flow rate) of the main steam A6 accompanying the increase in the GT output value (waveform W7).
ＧＴ出力値の上昇に伴い、排ガス温度は設定値Ｂ２よりも高温になる。しかし上述した通り、主蒸気温度はＢ５に保持されので、蒸気タービン３１のボア熱応力は残留熱応力であるＱ０’’程度に保持される。第１実施形態では、時刻ｔ７を少し過ぎた時点でボア熱応力が第２のピークＱ２’を示したのに対し、第２実施形態では、これに相当するような第２のピークは発生しない。このように、第２実施形態によれば、ボア熱応力の第２のピークの発生を抑制することが可能となる。
As the GT output value increases, the exhaust gas temperature becomes higher than the set value B2. However, as described above, since the main steam temperature is maintained at B5, the bore thermal stress of the
最後に、第２実施形態の詳細を補足する。 Finally, the details of the second embodiment will be supplemented.
第２実施形態では、燃料Ａ１のエネルギーにより生成した蒸気を冷却水Ａ９により冷却するのであるから、プラント熱効率（性能）を犠牲にしている。しかしながら、最新型ガスタービンでは、タービン入口温度（燃焼温度）の高温化が指向されていることが留意される。このような最新型ガスタービンは、排ガス温度が、低負荷運転時の排ガス温度である設定値Ｂ２であっても、最高排ガス温度（一般に定格１００％ベース負荷よりも中間負荷帯域で発揮される）に遜色のない高温特性を示す。このような最新型ガスタービンを有する発電プラント１では、Ｂ２より低温の設定値であるＢ５に基づき冷却水Ａ９を注入しても、プラント熱効率の劣化はわずかである。例えば、Ｂ２が６００℃近傍となる最新型ガスタービンと、Ｂ５が５６０℃となる主蒸気減温スプレー制御とを組み合わせた場合には、蒸気タービン３１の熱応力を緩和させながら、効率低下も容認できる範囲内に収めることができる。
In the second embodiment, since the steam generated by the energy of the fuel A1 is cooled by the cooling water A9, plant thermal efficiency (performance) is sacrificed. However, it is noted that the latest gas turbine is directed to increasing the turbine inlet temperature (combustion temperature). Such a state-of-the-art gas turbine has a maximum exhaust gas temperature (generally exerted in an intermediate load band rather than a rated 100% base load) even if the exhaust gas temperature is the set value B2 which is the exhaust gas temperature during low-load operation. Shows high temperature characteristics comparable to In the
一方、ガスタービン１４の種類によっては、このような特性を有せず、低負荷運転時の設定値Ｂ２が低温となるケースがある。このようなガスタービン１４を備える発電プラント１に第２実施形態を適用して、設定値Ｂ２よりさらに低温のＢ５を採用することは、経済性を追求する商用発電プラントでは容認しがたい。このようなケースでは、より実用的なプラント制御方法として、主蒸気減温スプレー制御の温度設定値を二段階に切り替えることなどが考えられる。例えば、初負荷ヒートソーク中のみ低温の温度設定値Ｂ５を適用し、それ以外の期間では高温の温度設定値Ｂ５’を採用する。このような方法を採用する場合にも、蒸気タービン３１の熱応力を過大にしないことが望まれる。このことに着目して、例えば次の第３実施形態の方法を採用してもよい。
On the other hand, depending on the type of the
（第３実施形態）
以下、第３実施形態の発電プラント１について、図６を参照して説明する。以下の説明中、プラント制御装置２の構成や当該構成に関する符号については図２を、発電プラント１の動作や当該動作に関する符号については図７を参照されたい。
(Third embodiment)
Hereinafter, the
第２実施形態のプラント制御装置２は、時刻ｔ５の排ガス温度が設定値Ｂ５になるように、初負荷ヒートソーク中にＩＧＶ開度をＰ２％からＰ３％に低下させる（Ｐ２％＞Ｐ３％）。設定値Ｂ５は、例えば５６０℃である。設定値Ｂ５と設定値Ｂ２との大小関係はＢ５＜Ｂ２なので、ＩＧＶ開度の大小関係はＰ３％＞Ｐ１％となる。
The
一方、第３実施形態のプラント制御装置２は、時刻ｔ５の排ガス温度が設定値Ｂ６になるように、初負荷ヒートソーク中にＩＧＶ開度をＰ２％からＰ４％に低下させる（Ｐ２％＞Ｐ４％）。設定値Ｂ６は、例えば５４０℃である。設定値Ｂ６と設定値Ｂ２との大小関係はＢ６＜Ｂ２なので、ＩＧＶ開度の大小関係はＰ４％＞Ｐ１％となる。このＰ４％は、Ｐ３％と同様に、第３開度の一例である。
On the other hand, the
なお、第３実施形態の発電プラント１は、減温装置２４と過熱器２５とを備えていてもよいし、減温装置２４と過熱器２５とを備えていなくてもよい。
In addition, the
以下、設定値Ｂ６の詳細を説明する。 Details of the set value B6 will be described below.
本実施形態のＢ６は、蒸気タービン３１の起動がミスマッチチャートにおいてホット起動と定義される場合の蒸気タービン３１のメタル温度に基づいて定められており、具体的には、このメタル温度に適切なマージンを加算して定められている。このメタル温度は、第３温度の一例であり、例えば５００℃である。Ｂ６は、第４温度の一例であり、例えば５４０℃である。本実施形態のＢ６は、５００℃に一定値のマージンである４０℃を加算して定められている。
B6 of this embodiment is determined based on the metal temperature of the
蒸気タービン３１の起動モードには、コールド起動、ウォーム起動、ホット起動などが存在する。これらは、蒸気タービン３１のメタル温度に応じて定義付けされる起動モードである。コールド起動は、一般にメタル温度が約３００℃以下の温度帯域に定義される起動モードである。一方、ウォーム起動は、一般に内面メタル温度がおおむね３００℃を超える帯域（ただし５００℃以上はホット起動）に定義される起動モードである。
The startup mode of the
本実施形態のプラント制御方法は、第１および第２実施形態のプラント制御方法と同様に、起動工程上に長い初負荷ヒートソーク時間（９０分）を有するコールド起動に対して適用される。しかしながら、本実施形態では、ホット起動の熱応力挙動に着目し、ホット起動の内容をコールド起動時のプラント制御方法に取り入れている。 The plant control method of the present embodiment is applied to cold startup having a long initial load heat soak time (90 minutes) on the startup process, similarly to the plant control methods of the first and second embodiments. However, in this embodiment, paying attention to the thermal stress behavior at the hot start, the contents of the hot start are taken into the plant control method at the cold start.
ミスマッチチャート演算部７１は、ミスマッチチャートを備えている。ミスマッチチャートの具体例は一般的に知られており、例えば、初負荷保持時間（初負荷ヒートソーク時間）がミスマッチチャートにより規定されている。ミスマッチチャートの一例によれば、蒸気タービン３１のメタル温度が高くなるほど初負荷ヒートソーク時間が減少し、ホット起動においては初負荷ヒートソーク時間はゼロになる。この場合、ホット起動の起動工程上において初負荷ヒートソークを実施する必要性はない。
The mismatch
ホット起動に定義および分類されるメタル温度は、蒸気タービン３１のモデル型式毎に相違する。昨今のプラント制御のミスマッチチャートは、上記のように、蒸気タービン３１の通気前に計測したメタル温度が５００℃近傍または５００℃以上の高温帯域をホット起動と定義するのが一般的である。よって、本実施形態では、通気直前のメタル温度が５００℃以上の場合をホット起動と定義するが、その他の定義を採用してもよい。
The metal temperature defined and classified as hot start differs depending on the model type of the
一般に初負荷ヒートソーク運転は、少量の主蒸気Ａ６を蒸気タービン３１に流入させ、長時間を掛けて徐々に主蒸気Ａ６からそのタービンロータに熱を伝えるようにして熱応力の発生を緩和させる目的で行われる。一方、ホット起動では、メタル温度が５００℃以上の高温を保持しているため、メタル温度よりも高温の主蒸気Ａ６が蒸気タービン３１に流入しても、タービンロータに深刻な熱応力は発生しない。よって、ホット起動では、初負荷ヒートソーク運転が必要なくなる。
In general, the initial load heat soak operation is to reduce the generation of thermal stress by flowing a small amount of main steam A6 into the
第３実施形態では、この事実に着目している。具体的には、初負荷ヒートソーク終了時点（ｔ５）に蒸気タービン３１のメタル温度が５００℃にまで上昇するような起動工程を実施する。これは、蒸気タービン３１の状態が、通気開始時点にはコールド起動の状態にあったものが、初負荷ヒートソーク終了時点にはホット起動の状態に転換しているものであり、いわば擬似的なホット起動が実現されていると表現できる。そして、初負荷ヒートソーク終了以後の起動工程では、排ガス温度や主蒸気温度が上昇するが、ホット起動と同様に５００℃の高いメタル温度が保持されているため、蒸気タービン３１に高温の主蒸気温度が流入しても、タービンロータに過大な熱応力は発生しない。
The third embodiment focuses on this fact. Specifically, a starting process is performed in which the metal temperature of the
本実施形態では、初負荷ヒートソークの９０分間に排ガス温度を設定値Ｂ６に上昇させるようにＩＧＶ開度を制御して、擬似的なホット起動を実現する。本実施形態では、ホット起動のメタル温度である５００℃に、例えば４０℃のマージンを加算することで、設定値Ｂ６を５４０℃に設定する。 In the present embodiment, pseudo hot start is realized by controlling the IGV opening so as to raise the exhaust gas temperature to the set value B6 during 90 minutes of the initial load heat soak. In the present embodiment, the set value B6 is set to 540 ° C. by adding a margin of, for example, 40 ° C. to 500 ° C. that is the metal temperature for hot activation.
この４０℃という温度は例えば、排ガス温度と主蒸気温度との間の温度偏差や、主蒸気温度とメタル温度との間の温度偏差を考慮して設定されたものである。すなわち、排ガス温度が上昇すると、主蒸気温度は排ガス温度に追従して上昇し、メタル温度は主蒸気温度に追従して上昇する。よって、これらの上昇中において、主蒸気温度は排ガス温度よりもやや低くなり、メタル温度は主蒸気温度よりもやや低くなる。別言すると、主蒸気温度は排ガス温度に遅れて上昇し、メタル温度は主蒸気温度に遅れて上昇する。なお、図２、図５、および図７は、蒸気タービン３１の通気前のメタル温度（Ｗ４）のみを図示していることに留意されたい。
The temperature of 40 ° C. is set in consideration of, for example, a temperature deviation between the exhaust gas temperature and the main steam temperature and a temperature deviation between the main steam temperature and the metal temperature. That is, when the exhaust gas temperature rises, the main steam temperature rises following the exhaust gas temperature, and the metal temperature rises following the main steam temperature. Therefore, during these increases, the main steam temperature is slightly lower than the exhaust gas temperature, and the metal temperature is slightly lower than the main steam temperature. In other words, the main steam temperature rises behind the exhaust gas temperature, and the metal temperature rises behind the main steam temperature. Note that FIGS. 2, 5, and 7 illustrate only the metal temperature (W 4) before ventilation of the
排ガス温度の上昇に対する主蒸気温度の上昇の遅れ分や、主蒸気温度の上昇に対するメタル温度の上昇の遅れ分は、発電プラント１ごとに固有の値となる。ただし、これらの遅れ分は、起動工程上の時間帯（例えば初負荷ヒートソークの初期段階か終了間際か）で異なる値となる。一般的に、これらの遅れ分は２０℃〜６０℃と評価される。よって、本実施形態では、排ガス温度の上昇に対するメタル温度の上昇の遅れ分を４０℃と想定し、上記のマージンを４０℃に設定している。一方、蒸気タービン３１の実機試運転等に基づいてこの遅れ分を精度よく特定し、このようにして特定された遅れ分を５００℃に加算して設定値Ｂ６を決定してもよい。
The delay in the increase in the main steam temperature with respect to the increase in the exhaust gas temperature and the delay in the increase in the metal temperature with respect to the increase in the main steam temperature are unique values for each
以下、第３実施形態と第２実施形態とを比較する。 Hereinafter, the third embodiment is compared with the second embodiment.
これらの実施形態では、設定値Ｂ５を５６０℃とした事例や、設定値Ｂ６を５４０℃とした事例を説明した。５６０℃、５４０℃という値は例示に過ぎないが、Ｂ５＞Ｂ６という関係は多くの場合に成り立つと考えられる。理由は以下の通りである。 In these embodiments, the case where the set value B5 is set to 560 ° C. and the case where the set value B6 is set to 540 ° C. have been described. The values of 560 ° C. and 540 ° C. are merely examples, but the relationship of B5> B6 is considered to hold in many cases. The reason is as follows.
適切な商用コンバインドサイクル発電プラントの熱平衡計画（ヒートバランス）では、主蒸気減温スプレー制御の設定値Ｂ５は、ホット起動と定義される場合のメタル温度（例えば５００℃）より高温で計画される。なぜならば、一般に、主蒸気減温スプレー制御の設定値Ｂ５が上限値として事実上、主蒸気温度を決定するからである。もし設定値Ｂ５が５００℃より低温であれば、主蒸気温度もメタル温度も５００℃を超えることはなく、ホット起動の定義は意味をなさないと考えられる。よって、設定値Ｂ５は５００℃より高温に設定され、５００℃にマージン（例えば４０℃）を加算したとしても、設定値Ｂ６は設定値Ｂ５より低温となるのが一般的であると考えられる。 In a suitable commercial combined cycle power plant thermal balance plan (heat balance), the main steam reduced temperature spray control set point B5 is planned to be higher than the metal temperature (eg, 500 ° C.) when defined as hot start. This is because, generally, the set value B5 of the main steam temperature-reducing spray control effectively determines the main steam temperature as the upper limit value. If the set value B5 is lower than 500 ° C, neither the main steam temperature nor the metal temperature will exceed 500 ° C, and the definition of hot start is considered meaningless. Therefore, the set value B5 is set to a temperature higher than 500 ° C., and even if a margin (for example, 40 ° C.) is added to 500 ° C., the set value B6 is generally considered to be lower than the set value B5.
以上のように、第１から第３実施形態のプラント制御方法では、蒸気タービン３１のヒートソーク運転中にＩＧＶ開度を減少させて、緩やかな温度変化率で主蒸気温度を上昇させる。よって、これらの実施形態によれば、蒸気タービン３１の熱応力を緩和することが可能となり、プラント起動時間を犠牲にすることなく蒸気タービン３１にとって負担が少ない起動方法を採用することが可能となる。
As described above, in the plant control methods of the first to third embodiments, the IGV opening is decreased during the heat soak operation of the
以上、いくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例としてのみ提示したものであり、発明の範囲を限定することを意図したものではない。本明細書で説明した新規な装置、方法、およびプラントは、その他の様々な形態にて実施することができる。また、本明細書で説明した装置、方法、およびプラントの形態に対し、発明の要旨を逸脱しない範囲内で、種々の省略、置換、変更を行うことができる。添付の特許請求の範囲およびこれに均等な範囲は、発明の範囲や要旨に含まれるこのような形態や変形例を含むように意図されている。 Although several embodiments have been described above, these embodiments are presented as examples only and are not intended to limit the scope of the invention. The novel devices, methods, and plants described herein can be implemented in a variety of other forms. In addition, various omissions, substitutions, and changes can be made to the apparatus, method, and plant configuration described in the present specification without departing from the spirit of the invention. The appended claims and their equivalents are intended to include such forms and modifications as fall within the scope and spirit of the invention.
１：発電プラント、２：プラント制御装置、
１１：燃料調節弁、１２：燃焼器、１３：圧縮機、
１３ａ：入口、１３ｂ：入口案内翼、１４：ガスタービン、
１４ａ：排ガス温度センサ、１５：回転軸、１６：発電機、
１７：サーボ弁、１８：圧縮空気温度センサ、１９：出力センサ、
２１：排熱回収ボイラ、２２：ドラム、
２３：過熱器（一次過熱器）、２４：減温装置、２５：過熱器（二次過熱器）、
３１：蒸気タービン、３１ａ：回転子、３１ｂ：固定子、
３１ｃ：蒸気流入口、３１ｄ：蒸気流出口、３２：復水器、３３：加減弁、
３４：バイパス調節弁、３５：メタル温度センサ、３６：主蒸気温度センサ、
４１：関数発生器、４２：設定器、４３：加算器、
４４：上限制限器、４５：下限制限器、
５１：切替器、５２：平均値演算器、５３：減算器、５４：ＰＩＤコントローラ、
５５：下限制限器、５６：ＧＴ出力制御部、５７：ＳＴ出力制御部、
６１：設定器、６２：減算器、６３：比較器、
６４：ミスマッチチャート演算部、６５：ＮＯＴゲート、６６：ＡＮＤゲート、
７１：ミスマッチチャート演算部、７２：ＮＯＴゲート、７３：ＡＮＤゲート、
７４：減算器、７５：除算器、７６：設定器、
７７：切替器、７８：設定器、７９：変化率制限器
1: power plant, 2: plant control device,
11: Fuel control valve, 12: Combustor, 13: Compressor,
13a: inlet, 13b: inlet guide vane, 14: gas turbine,
14a: exhaust gas temperature sensor, 15: rotating shaft, 16: generator,
17: Servo valve, 18: Compressed air temperature sensor, 19: Output sensor,
21: Waste heat recovery boiler, 22: Drum,
23: Superheater (primary superheater), 24: Temperature reducing device, 25: Superheater (secondary superheater),
31: Steam turbine, 31a: Rotor, 31b: Stator,
31c: steam inlet, 31d: steam outlet, 32: condenser, 33: regulator valve,
34: Bypass control valve, 35: Metal temperature sensor, 36: Main steam temperature sensor,
41: function generator, 42: setter, 43: adder,
44: Upper limit device, 45: Lower limit device,
51: Switch, 52: Average value calculator, 53: Subtractor, 54: PID controller,
55: Lower limit limiter, 56: GT output control unit, 57: ST output control unit,
61: setter, 62: subtractor, 63: comparator
64: mismatch chart calculation unit, 65: NOT gate, 66: AND gate,
71: Mismatch chart calculation unit, 72: NOT gate, 73: AND gate,
74: subtractor, 75: divider, 76: setter,
77: Switch, 78: Setter, 79: Change rate limiter
Claims (14)
前記燃焼器からの前記ガスにより駆動されるガスタービンと、
前記ガスタービンからの排ガスの熱を利用して蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
前記排熱回収ボイラからの前記蒸気により駆動される蒸気タービンと、
を備える発電プラントを制御するプラント制御装置であって、
前記ガスタービンの出力値を制御する第１出力制御部と、
前記蒸気タービンの出力値を制御する第２出力制御部であって、前記蒸気タービンの出力値を所定期間だけ所定値に保持する第２出力制御部と、
前記蒸気タービンの起動前における前記入口案内翼の開度を第１開度に制御し、前記蒸気タービンの起動後における前記入口案内翼の開度を前記第１開度よりも大きい第２開度に制御し、前記所定期間中に前記入口案内翼の開度を前記第２開度から前記第１開度に低下させるか、または前記第１開度よりも大きく前記第２開度よりも小さい第３開度に低下させる開度制御部と、
を備えるプラント制御装置。 A combustor for generating gas by burning fuel together with oxygen introduced from the inlet guide vane;
A gas turbine driven by the gas from the combustor;
An exhaust heat recovery boiler that generates steam using the heat of exhaust gas from the gas turbine;
A steam turbine driven by the steam from the exhaust heat recovery boiler;
A plant control device for controlling a power plant comprising:
A first output control unit for controlling an output value of the gas turbine;
A second output control unit for controlling the output value of the steam turbine, the second output control unit holding the output value of the steam turbine at a predetermined value for a predetermined period;
The opening degree of the inlet guide vane before starting the steam turbine is controlled to a first opening degree, and the opening degree of the inlet guide vane after starting the steam turbine is larger than the first opening degree. And the opening degree of the inlet guide vane is decreased from the second opening degree to the first opening degree during the predetermined period, or is larger than the first opening degree and smaller than the second opening degree. An opening degree control unit for reducing the third opening degree;
A plant control apparatus comprising:
前記所定期間の終了時の前記排ガスの温度の設定値は、前記入口案内翼の開度が前記第１開度または前記第３開度のときの前記排ガスの温度の設定値である、
請求項４に記載のプラント制御装置。 The set value of the temperature of the exhaust gas at the start of the predetermined period is a set value of the temperature of the exhaust gas when the opening degree of the inlet guide blade is the second opening degree,
The set value of the temperature of the exhaust gas at the end of the predetermined period is a set value of the temperature of the exhaust gas when the opening degree of the inlet guide blade is the first opening degree or the third opening degree.
The plant control apparatus according to claim 4.
前記蒸気タービンは、前記排熱回収ボイラからの前記二次蒸気により駆動され、
前記減温装置は、前記二次蒸気の温度と第１温度との比較結果に基づいて、前記一次蒸気に前記冷却水を注入し、
前記開度制御部は、前記所定期間の終了時の前記排ガスの温度が、前記第１温度に基づいて定まる第２温度になるように、前記所定期間中に前記入口案内翼の開度を前記第１開度から前記第３開度に低下させる、請求項１から７のいずれか１項に記載のプラント制御装置。 The exhaust heat recovery boiler includes a primary superheater that generates primary steam using heat of the exhaust gas, a temperature reducing device that injects cooling water into the primary steam, and the primary steam using heat of the exhaust gas. A secondary superheater for generating secondary steam from the
The steam turbine is driven by the secondary steam from the exhaust heat recovery boiler,
The temperature reducing device injects the cooling water into the primary steam based on a comparison result between the temperature of the secondary steam and the first temperature,
The opening controller controls the opening of the inlet guide vane during the predetermined period so that the temperature of the exhaust gas at the end of the predetermined period becomes a second temperature determined based on the first temperature. The plant control device according to claim 1, wherein the plant control device reduces the first opening to the third opening.
前記開度制御部は、前記所定期間の終了時の前記排ガスの温度が前記第１温度になるように、前記所定期間中に前記入口案内翼の開度を前記第１開度から前記第３開度に低下させる、請求項８に記載のプラント制御装置。 The temperature reducing device injects the cooling water into the primary steam when the temperature of the secondary steam is higher than the first temperature,
The opening degree control unit changes the opening degree of the inlet guide vane from the first opening degree to the third opening degree during the predetermined period so that the temperature of the exhaust gas at the end of the predetermined period becomes the first temperature. The plant control device according to claim 8, wherein the plant control device is reduced to an opening degree.
前記燃焼器からの前記ガスにより駆動されるガスタービンと、
前記ガスタービンからの排ガスの熱を利用して蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
前記排熱回収ボイラからの前記蒸気により駆動される蒸気タービンと、
を備える発電プラントを制御するプラント制御方法であって、
前記ガスタービンの出力値を第１出力制御部により制御し、
前記蒸気タービンの出力値を所定期間だけ所定値に保持するように、前記蒸気タービンの出力値を第２出力制御部により制御し、
前記蒸気タービンの起動前における前記入口案内翼の開度を第１開度に制御し、前記蒸気タービンの起動後における前記入口案内翼の開度を前記第１開度よりも大きい第２開度に制御し、前記所定期間中に前記入口案内翼の開度を前記第２開度から前記第１開度に低下させるか、または前記第１開度よりも大きく前記第２開度よりも小さい第３開度に低下させる、
ことを備えるプラント制御方法。 A combustor for generating gas by burning fuel together with oxygen introduced from the inlet guide vane;
A gas turbine driven by the gas from the combustor;
An exhaust heat recovery boiler that generates steam using the heat of exhaust gas from the gas turbine;
A steam turbine driven by the steam from the exhaust heat recovery boiler;
A plant control method for controlling a power plant comprising:
The output value of the gas turbine is controlled by the first output control unit,
The output value of the steam turbine is controlled by the second output control unit so that the output value of the steam turbine is maintained at a predetermined value for a predetermined period.
The opening degree of the inlet guide vane before starting the steam turbine is controlled to a first opening degree, and the opening degree of the inlet guide vane after starting the steam turbine is larger than the first opening degree. And the opening degree of the inlet guide vane is decreased from the second opening degree to the first opening degree during the predetermined period, or is larger than the first opening degree and smaller than the second opening degree. Lower to the third opening,
A plant control method comprising the above.
前記燃焼器からの前記ガスにより駆動されるガスタービンと、
前記ガスタービンからの排ガスの熱を利用して蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
前記排熱回収ボイラからの前記蒸気により駆動される蒸気タービンと、
前記ガスタービンの出力値を制御する第１出力制御部と、
前記蒸気タービンの出力値を制御する第２出力制御部であって、前記蒸気タービンの出力値を所定期間だけ所定値に保持する第２出力制御部と、
前記蒸気タービンの起動前における前記入口案内翼の開度を第１開度に制御し、前記蒸気タービンの起動後における前記入口案内翼の開度を前記第１開度よりも大きい第２開度に制御し、前記所定期間中に前記入口案内翼の開度を前記第２開度から前記第１開度に低下させるか、または前記第１開度よりも大きく前記第２開度よりも小さい第３開度に低下させる開度制御部と、
を備える発電プラント。 A combustor for generating gas by burning fuel together with oxygen introduced from the inlet guide vane;
A gas turbine driven by the gas from the combustor;
An exhaust heat recovery boiler that generates steam using the heat of exhaust gas from the gas turbine;
A steam turbine driven by the steam from the exhaust heat recovery boiler;
A first output control unit for controlling an output value of the gas turbine;
A second output control unit for controlling the output value of the steam turbine, the second output control unit holding the output value of the steam turbine at a predetermined value for a predetermined period;
The opening degree of the inlet guide vane before starting the steam turbine is controlled to a first opening degree, and the opening degree of the inlet guide vane after starting the steam turbine is larger than the first opening degree. And the opening degree of the inlet guide vane is decreased from the second opening degree to the first opening degree during the predetermined period, or is larger than the first opening degree and smaller than the second opening degree. An opening degree control unit for reducing the third opening degree;
A power plant comprising:
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| TW107123399A TWI688705B (en) | 2017-07-21 | 2018-07-06 | Factory control device, factory control method, and power plant |
| KR1020180079729A KR102103324B1 (en) | 2017-07-21 | 2018-07-10 | Plant control apparatus, plant control method and power generation plant |
| US16/038,673 US10808567B2 (en) | 2017-07-21 | 2018-07-18 | Plant control apparatus, plant control method and power plant |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2017142218 | 2017-07-21 | ||
| JP2017142218 | 2017-07-21 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2019023463A true JP2019023463A (en) | 2019-02-14 |
| JP7003000B2 JP7003000B2 (en) | 2022-01-20 |
Family
ID=65368510
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2018107784A Active JP7003000B2 (en) | 2017-07-21 | 2018-06-05 | Plant controller, plant control method, and power plant |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP7003000B2 (en) |
| TW (1) | TWI688705B (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10920623B2 (en) | 2018-08-01 | 2021-02-16 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Plant control apparatus, plant control method and power plant |
| US11274573B2 (en) | 2018-03-16 | 2022-03-15 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Plant control apparatus, plant control method and power plant |
| JP7514891B2 (en) | 2022-08-25 | 2024-07-11 | 三菱重工業株式会社 | Cogeneration plant operation control method and control device, and cogeneration plant |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2015194086A (en) * | 2014-03-31 | 2015-11-05 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | Combined cycle plant, combined cycle plant control method, and combined cycle plant control device |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1293655A1 (en) * | 2001-09-13 | 2003-03-19 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Gas turbine, driving method thereof and gas turbine combined electric power generation plant |
| ES2525168T3 (en) * | 2010-10-19 | 2014-12-18 | Alstom Technology Ltd | Operating method of a combined cycle power plant with cogeneration, and a combined cycle power plant to perform the method |
| US9709261B2 (en) * | 2010-12-27 | 2017-07-18 | Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. | Condensate flow rate control device and condensate flow rate control method for power plant |
| US9163561B2 (en) * | 2012-10-29 | 2015-10-20 | General Electric Company | Power plant emissions reduction |
-
2018
- 2018-06-05 JP JP2018107784A patent/JP7003000B2/en active Active
- 2018-07-06 TW TW107123399A patent/TWI688705B/en active
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2015194086A (en) * | 2014-03-31 | 2015-11-05 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | Combined cycle plant, combined cycle plant control method, and combined cycle plant control device |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11274573B2 (en) | 2018-03-16 | 2022-03-15 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Plant control apparatus, plant control method and power plant |
| US10920623B2 (en) | 2018-08-01 | 2021-02-16 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Plant control apparatus, plant control method and power plant |
| JP7514891B2 (en) | 2022-08-25 | 2024-07-11 | 三菱重工業株式会社 | Cogeneration plant operation control method and control device, and cogeneration plant |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP7003000B2 (en) | 2022-01-20 |
| TWI688705B (en) | 2020-03-21 |
| TW201920830A (en) | 2019-06-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR102103324B1 (en) | Plant control apparatus, plant control method and power generation plant | |
| JP5734792B2 (en) | Steam turbine plant and operation method thereof | |
| JP6730116B2 (en) | PLANT CONTROL DEVICE, PLANT CONTROL METHOD, AND POWER PLANT | |
| US10161317B2 (en) | Gas-turbine control device, gas turbine, and gas-turbine control method | |
| JP7003000B2 (en) | Plant controller, plant control method, and power plant | |
| KR102051279B1 (en) | Combined cycle plant, method for controlling same, and device for controlling same | |
| US10196942B2 (en) | Multi-shaft combined cycle plant, and control device and operation method thereof | |
| KR101959267B1 (en) | Plant control apparatus, plant control method and power generation plant | |
| JP2015021407A (en) | Control valve controlling method, control valve controlling device and power-generating plant using these method and device | |
| JP6231228B2 (en) | Combined cycle gas turbine plant | |
| WO2017073195A1 (en) | Combined cycle plant and method for controlling operation of combined cycle plant | |
| JP6685237B2 (en) | Steam cycle and method of operating steam cycle | |
| JP2022030038A (en) | Gas turbine start method | |
| JP4560481B2 (en) | Steam turbine plant | |
| JP6625848B2 (en) | Steam control valve control device, power plant and steam control valve control method | |
| JP2019011721A (en) | Control device of combined cycle plant and stop method of combined cycle plant | |
| JP2019190703A (en) | Plant control device and power generation plant | |
| JP2019105260A (en) | Plant control device and power plant | |
| JP2019174085A (en) | Exhaust heat recovery boiler, control device, and combined cycle plant | |
| JP2014219011A (en) | Combined cycle power generation plant and control device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20210208 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20210915 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20210928 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20211122 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20211203 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20211228 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 7003000 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |