JP2019190312A - プラント制御装置および発電プラント - Google Patents

Abstract

【課題】蒸気タービンを短時間で起動可能なプラント制御装置および発電プラントを提供する。【解決手段】一の実施形態によれば、プラント制御装置は、ガスタービンと、前記ガスタービンにより駆動される発電機と、前記ガスタービンから排出された排ガスの熱を利用して主蒸気を生成する熱交換器を備える排熱回収ボイラと、前記主蒸気により駆動される蒸気タービンと、前記主蒸気の圧力を検出する主蒸気圧力センサと、を備える発電プラントを制御する。前記装置は、前記検出された前記主蒸気の圧力を、前記熱交換器内の伝熱管の暴露温度に応じて変化する前記熱交換器内の伝熱管の許容圧力に基づいて定められる所定の圧力以下に制御する。前記装置はさらに、前記検出された前記主蒸気の圧力が前記所定の圧力以下である場合に、前記発電機を電力グリッド系統に電気的に結合させる。前記装置はさらに、前記ガスタービンの出力を制御する。【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、プラント制御装置および発電プラントに関する。

ガスタービンと、排熱回収ボイラと、蒸気タービンとを組み合わせて構成するコンバインドサイクル発電プラントが知られている。ここで、排熱回収ボイラは、ガスタービンの排ガスから熱回収して蒸気を生成する。蒸気タービンは、排熱回収ボイラが生成する蒸気により駆動される。

特開２０１５−２２７６３０号公報 特許第６１３９３１１号公報

ＡＳＭＥ ＢＰＶＣ．Ｉ−２０１７

蒸気タービンへの通気開始を早めて蒸気タービンを早く起動するために、ガスタービンの出力を早い段階で大きく上昇させて排ガス温度を高温にし、主蒸気温度を早く所定温度にすることが考えられる。しかし、排熱回収ボイラ内の熱交換器（例えば過熱器）は最高使用温度が定められているので、排ガス温度を高温にすると熱交換器が破損する可能性がある。

具体的には、排熱回収ボイラから充分な主蒸気が発生している場合には、熱交換器内を流れる主蒸気が冷却効果を発揮して熱交換器が最高使用温度にならないため、排ガス温度が最高使用温度を超えても問題とならない。しかし、主蒸気の発生がないか極端に少ない場合には、熱交換器が主蒸気により冷却されずに最高使用温度を超えるという、熱交換器のから焚きの問題が生じる。

この問題を回避するため、主蒸気流量が所定値以上になってからガスタービン用の発電機を並列することで、熱交換器のから焚きを防止する方法が知られている。しかし、この場合には、主蒸気流量が所定値以上になるまでガスタービンを無負荷定格回転に保持する必要があるため、蒸気タービンの起動工程が遅延してしまう。

そこで、本発明の実施形態は、蒸気タービンを短時間で起動可能なプラント制御装置および発電プラントを提供することを課題とする。

一の実施形態によれば、プラント制御装置は、ガスタービンと、前記ガスタービンにより駆動される発電機と、前記ガスタービンから排出された排ガスの熱を利用して主蒸気を生成する熱交換器を備える排熱回収ボイラと、前記主蒸気により駆動される蒸気タービンと、前記主蒸気の圧力を検出する主蒸気圧力センサと、を備える発電プラントを制御する。前記装置は、前記検出された前記主蒸気の圧力を、前記熱交換器内の伝熱管の暴露温度に応じて変化する前記熱交換器内の伝熱管の許容圧力に基づいて定められる所定の圧力以下に制御する圧力制御部を備える。前記装置はさらに、前記検出された前記主蒸気の圧力が前記所定の圧力以下である場合に、前記発電機を電力グリッド系統に電気的に結合させる結合制御部を備える。前記装置はさらに、前記ガスタービンの出力を制御する出力制御部を備える。

第１実施形態の発電プラントの構成を示す模式図である。 第１実施形態の発電プラントの動作を示すフローチャート(1/2)である。 第１実施形態の発電プラントの動作を示すフローチャート(2/2)である。 第１実施形態の熱交換器の許容圧力と温度との関係を示すグラフである。 第１実施形態のＧＴ排ガス温度とＧＴ出力との関係を示すグラフである。 第２実施形態の発電プラントの動作を示すフローチャート(1/2)である。 第２実施形態の発電プラントの動作を示すフローチャート(2/2)である。 第２実施形態の変形例の発電プラントの動作を示すフローチャート(1/2)である。 第２実施形態の変形例の発電プラントの動作を示すフローチャート(2/2)である。 比較例の発電プラントの動作を示すフローチャート(1/2)である。 比較例の発電プラントの動作を示すフローチャート(2/2)である。

以下、本発明の実施形態を、図面を参照して説明する。

（第１実施形態）
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。この発電プラント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。プラント制御装置２の例は、プロセッサ、電気回路、ＰＣ（Personal Computer）などである。本実施形態の発電プラント１は、コンバインドサイクル発電プラントである。図１はさらに、電力グリッド系統３と、発電機遮断器４とを示している。

図１に示すように、発電プラント１は、ガスタービン１１と、燃料調節弁１２と、圧縮機１３と、燃焼器１４と、ＧＴ（ガスタービン）発電機１５と、排熱回収ボイラ２１と、蒸発器２２と、ドラム２３と、熱交換器２４と、アンモニア供給設備２５と、アンモニア供給弁２６と、脱硝触媒２７と、蒸気タービン３１と、加減弁３２と、タービンバイパス調節弁３３と、復水器３４と、循環水ポンプ３５と、ＳＴ（蒸気タービン）発電機３６とを備えている。

発電プラント１はさらに、排ガス温度センサＴＳ１と、主蒸気流量センサＴＳ２と、主蒸気圧力センサＴＳ３と、触媒温度センサＴＳ４と、メタル温度センサＴＳ５と、ＧＴ発電機電力センサＯＳとを備えている。

燃料調節弁１２は、燃料配管に設けられている。燃料調節弁１２が開弁されると、燃料配管から燃焼器１４へと燃料Ａ１が供給される。一方、圧縮機１３は、燃焼器１４に圧縮空気を供給する。燃焼器１４は、燃料Ａ１を圧縮空気と共に燃焼させ、高温・高圧の燃焼ガスを発生させる。

ガスタービン１１は、燃焼ガスにより回転駆動されることで、ガスタービン１１に接続された回転軸を回転させる。ＧＴ発電機１５は、この回転軸を介してガスタービン１１により駆動されることで発電を行う。ガスタービン１１から排出された排ガスＡ２は、排熱回収ボイラ２１に送られる。排熱回収ボイラ２１は、後述するように、排ガスＡ２の熱を利用して蒸気を生成する。

ＧＴ発電機電力センサＯＳは、ＧＴ発電機１５の電気出力を検出し、この電気出力の検出結果をプラント制御装置２に出力する。ＧＴ発電機１５の電気出力とは、ＧＴ発電機１５がガスタービン１１より受領した仕事であり、本実施形態ではガスタービン１１が外部に与えた仕事にほぼ等しい。ＧＴ発電機電力センサＯＳは、その電気出力を送電する送電線上（発電機遮断器４の下流部）に設けられている。なお、ＳＴ発電機３６にも同様の発電機遮断器４と電力センサＯＳが設置されている。また、排ガス温度センサＴＳ１は、ガスタービン１１の出口付近で排ガスＡ２の温度を検出し、この温度の検出結果をプラント制御装置２に出力する。

蒸発器２２、ドラム２３、および熱交換器２４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。本実施形態の熱交換器２４は、例えば過熱器である。ドラム２３内の水は、蒸発器２２に送られ、蒸発器２２内で排ガスＡ２により加熱されることで飽和蒸気となる。飽和蒸気は、熱交換器２４に送られ、熱交換器２４内で排ガスＡ２との熱交換により過熱されることで過熱蒸気Ａ４となる。排熱回収ボイラ２１により生成された過熱蒸気Ａ４は、蒸気配管に排出される。以下、この過熱蒸気Ａ４を主蒸気と呼称する。

アンモニア供給設備２５は、アンモニア供給弁２６を介して排熱回収ボイラ２１内にアンモニアＡ３を供給する。脱硝触媒２７は、排熱回収ボイラ２１内に配置されている。アンモニア供給設備２５が排熱回収ボイラ２１内にアンモニアＡ３を供給すると、脱硝触媒２７の作用によりアンモニアＡ３が排ガスＡ２内の窒素酸化物と反応し、排ガスＡ２から窒素酸化物が除去される。アンモニア供給設備２５は、脱硝装置の例である。

主蒸気流量センサＴＳ２は、排熱回収ボイラ２１の出口付近で主蒸気Ａ４の流量を検出し、この流量の検出結果をプラント制御装置２に出力する。主蒸気圧力センサＴＳ３は、排熱回収ボイラ２１の出口付近で主蒸気Ａ４の圧力を検出し、この圧力の検出結果をプラント制御装置２に出力する。触媒温度センサＴＳ４は、脱硝触媒２７の温度を検出し、この温度の検出結果をプラント制御装置２に出力する。

上述の蒸気配管は、蒸気タービン３１に接続された主配管と、復水器３４に接続されたバイパス配管とに分岐している。加減弁３２は、主配管に設けられている。タービンバイパス調節弁３３は、バイパス配管に設けられている。

加減弁３２が開弁されると、主配管の主蒸気Ａ４が蒸気タービン３１へと供給される。蒸気タービン３１は、主蒸気Ａ４により回転駆動されることで、蒸気タービン３１に接続された回転軸を回転させる。ＳＴ発電機３６は、この回転軸を介して蒸気タービン３１により駆動されることで発電を行う。なお、蒸気タービン３１の出力は、蒸気タービン３１が外部に与えた仕事であり、本実施形態では蒸気タービン３１に接続されたＳＴ発電機３６の電気出力にほぼ等しい。蒸気タービン３１から排出された排気蒸気Ａ５は、復水器３４に送られる。

一方、タービンバイパス調節弁３３が開弁されると、バイパス配管の主蒸気Ａ４が蒸気タービン３１をバイパスして復水器３４に送られる。復水器３４は、循環水ポンプ３５からの循環水Ａ６を入口から取り込み、主蒸気Ａ４や排気蒸気Ａ５を循環水Ａ６により冷却し、主蒸気Ａ４や排気蒸気Ａ５を水に戻す。循環水Ａ６が海水である場合には、復水器３４の出口から排出された循環水Ａ６は海に戻される。

メタル温度センサＴＳ５は、蒸気タービン３１の第１段内面のメタル温度を検出し、この温度の検出結果をプラント制御装置２に出力する。

以下、発電プラント１の構成についてより詳細に説明する。

一般にコンバインドサイクル発電プラントは、１台のガスタービンに１台の蒸気タービンを組み合わせる「１ｏｎ１タイプ」と、複数台のガスタービンに１台の蒸気タービンを組み合わせる「Ｎｏｎ１タイプ」とに分類される（Ｎは２以上の整数）。前者はさらに、ガスタービンと蒸気タービンが同じ軸に接続される一軸型と、ガスタービンと蒸気タービンが異なる軸に接続される別軸型とに分類される。一方、後者は多軸型と呼ばれる。図１の発電プラント１は別軸型であり、ガスタービン１１と蒸気タービン３１がそれぞれＧＴ発電機１５とＳＴ発電機３６を独立して駆動する。ただし、本実施形態は一軸型や多軸型にも適用可能である。

本実施形態の脱硝触媒２７は、高性能の低温触媒タイプのものであり、例えば、脱硝触媒２７が１５０℃になればアンモニア注入が可能となる。よって、ガスタービン１１のＦＳＮＬ（無負荷定格回転）状態での暖気は、４０分で実行することができる。すなわち、脱硝触媒２７の温度を、アンモニア注入が可能な１５０℃まで４０分で上昇させることができる。

図５は、第１実施形態のＧＴ排ガス温度とＧＴ出力との関係を示すグラフである。ＧＴ排ガス温度は、排ガス温度センサＴＳ１により測定される排ガスＡ２の温度である。ＧＴ出力は、ＧＴ発電機電力センサＯＳにより測定されるガスタービン１１の出力であり、ＧＴ発電機１５の電気出力にほぼ等しい。

本実施形態のガスタービン１１は、ＧＴ排ガス温度を最高で６２０℃まで上昇させることが可能な特性を有している。以下、この６２０℃という温度を、排ガスＡ２の最高温度と呼ぶ。一方、本実施形態の熱交換器２４の最高使用温度は、図５にて符号Ｔ_ｍａｘで示すように５５０℃である。以下、熱交換器２４の最高使用温度に関し、熱交換器２４のから焚き防止と関連付けて説明する。

本実施形態の熱交換器２４は例えば、伝熱管（チューブ）により構成される過熱器である。熱交換器２４は、この伝熱管以外に、管寄せや連絡配管などの諸構成部品を備えている。排熱回収ボイラ２１は、図１の熱交換器２４とは異なる熱交換器をさらに備えていてもよく、このような熱交換器の例は、主蒸気Ａ４を再熱する再熱器である。以下、過熱器として機能する熱交換器２４の詳細を説明するが、以下の説明は、排熱回収ボイラ２１のその他の熱交換器（例えば再熱器）にも適用可能である。

ＧＴ排ガス温度が最も高くなるＧＴ出力は、図５に示すように、定格１００％出力ではなく、中間出力域にある。ＧＴ出力が中間出力域となる段階では、発電プラント１の起動工程は相当進行している。よって、この段階ではすでに蒸気タービン３１の通気がなされており、熱交換器２４からは多量の主蒸気Ａ４が発生している。そのため、主蒸気Ａ４は熱交換器２４を内部から冷却する効果を発揮する。すなわち、主蒸気Ａ４が熱交換器２４の伝熱管内を通過すれば、熱交換器２４のから焚きは回避される。

熱交換器２４を設計する際には、ＧＴ排ガス温度、主蒸気Ａ４などの内部流体の温度や流量、熱交換器２４の物理的強度、熱交換器２４での発生応力、商用機として求められる経済性などの観点から、熱交換器２４のサイズ、材質、厚さなどが選ばれる。その結果、熱交換器２４の温度は、熱交換器２４内を通過する主蒸気Ａ４の温度の近傍で整定する。なお、熱交換器２４内で最も高温になる部分は、一般に排ガスＡ２に直接触れる伝熱管の外側表面である。

熱交換器２４の最高使用温度は例えば、このようなＧＴ排ガス温度や内部流体流量を考慮に入れて、必要かつ充分なマージンを有するように選定される。例えば、排ガスＡ２の最高温度が６００〜６５０℃となるガスタービン１１と組み合わせる排熱回収ボイラ２１においては、熱交換器２４の最高使用温度は５５０〜６００℃程度である。しかし、主蒸気Ａ４による冷却効果が利用できる場合には、ＧＴ排ガス温度を熱交換器２４の最高使用温度よりも高くし、このような排ガスＡ２に熱交換器２４をさらすことが許容される。

主蒸気Ａ４による冷却効果は、１５％（目標出力）以下の初期の起動負荷の状況下においても、中間出力域に比べて小さいとはいえ期待できる。初期の起動負荷の状況下でも、少量の主蒸気Ａ４が発生するからである。よって、目標出力を適切に選定すれば、ＧＴ排ガス温度が熱交換器２４の最高使用温度を超えても、主蒸気Ａ４による冷却効果により熱交換器２４の温度を最高使用温度以下にすることができる。これにより、から焚き問題を回避しつつ、発電プラント１の起動時間を短縮することが可能となる。

しかし、排熱回収ボイラ２１は大きな熱容量を有する。よって、ＧＴ排ガス温度が比較的低温のＦＳＮＬ運転中（別言すれば燃料供給量が少ない間）に、主蒸気Ａ４の発生を待つ。そのため、主蒸気Ａ４の流量が充分に大きくなるまでに、場合によっては、約３０分から１時間という長い時間を要する。このデメリットは例えば、ＦＳＮＬ状態で脱硝触媒２７の温度上昇を待っている時間に主蒸気Ａ４の発生を待つことで対処できる。

しかし、昨今の脱硝触媒２７は低温触媒が指向されており、将来的にはより低温化が進むと考えられる。このような低温触媒は、比較的短時間のＦＳＮＬ運転で脱硝反応に充分な温度に到達する。そのため、上記のような対処法を採用した場合、ＦＳＮＬ状態で脱硝触媒２７の温度上昇を待つ時間が、低温触媒の採用により短くなり、主蒸気Ａ４の発生を待つことが難しくなる。すなわち、低温触媒の採用により、主蒸気Ａ４が不足することが問題となる。

以下、本実施形態の発電プラント１の動作と、比較例の発電プラント１の動作とを比較することで、このことをより詳細に説明する。具体的には、比較例の発電プラント１の動作を説明した後、本実施形態の発電プラント１の動作を説明する。以下の説明中で登場する参照符号については、図１に示す参照符号を参照されたい。

（１）比較例の発電プラント１の動作
図１０および図１１は、比較例の発電プラント１の動作を示すフローチャートである。このフローチャートは発電プラント１の起動動作を示しており、この起動動作はプラント制御装置２内のソフトウェアや回路により制御される。なお、以下の説明中に使用される具体的な数値は、容易な理解のために記載する一例である。

ガスタービン１１を起動すると（ステップＳ１）、まずガスタービン１１のパージ運転が行われる（ステップＳ２）。次に、ガスタービン１１の着火および昇速の過程（ステップＳ３）を経て、ガスタービン１１がＦＳＮＬ状態に到達する（ステップＳ４）。この時点で、ガスタービン１１から出る排ガスＡ２は燃焼に伴うＮＯｘ（窒素酸化物）を含む。しかしながら、この起動初期工程では未だに脱硝触媒２７の温度が低く、アンモニアガスＡ３を注入してもＮＯｘと反応するアンモニア量は少ないことから、脱硝触媒効率が低い。このため、この時点からアンモニアガスＡ３の注入を行うことはできない。

そこで、ＦＳＮＬ状態における燃料Ａ１は少量であり、 排出されるＮＯｘ流量も少ないことに着目する。ＦＳＮＬ状態に移行した後は、すぐにＧＴ発電機１５を並列する起動工程に入るのではなく、排熱回収ボイラ２１と脱硝触媒２７の暖気運転のためにＦＳＮＬ状態を保持する。

そこで、触媒温度センサＴＳ４により脱硝触媒２７の温度（触媒温度）を計測して（ステップＳ５）、プラント制御装置２は、触媒温度センサＴＳ４からの触媒温度信号を用いて触媒温度が１５０℃以上となったか否かを判定する（ステップＳ６）。この暖気プロセスでは、排ガスＡ２が排熱回収ボイラ２１に流入すると、排ガスＡ２の熱は最初、脱硝触媒２７よりも上流に配置された蒸発器２２や熱交換器２４が奪ってしまうので、脱硝触媒２７になかなか伝わらない。ＦＳＮＬ状態を継続する間に、脱硝触媒２７にまで熱が伝わるようになって、触媒温度が上昇する。４０分のＦＳＮＬ状態を保持すると、脱硝触媒効率が安定する温度である１５０℃まで脱硝触媒２７は暖められる。

なお、脱硝触媒効率が安定したことの指標として、触媒温度センサＴＳ４の温度ではなく、脱硝触媒２７の入口に設けられた温度センサにより計測された排ガスＡ２の温度を用いてもよい。この場合、プラント制御装置２は、計測された排ガスＡ２の温度が規定の閾値以上になった場合に、脱硝触媒効率が安定したとみなしてもよい。

このＦＳＮＬ状態を保持する間に、蒸発器２２では蒸発量が徐々に増加し、これによりドラム２３内の蒸気圧力が徐々に増加する。さらには、ドラム２３の下流部の熱交換器２４と加減弁３２とを繋ぐ配管内の圧力も増加する。主蒸気圧力センサＴＳ３はこの圧力を計測し（ステップＳ２１）、プラント制御装置２は、この計測された圧力値が第１フロア圧力に到達したか否か（すなわち、第１フロア圧力以上であるか否か）を判定する（ステップＳ２２）。

ここで、第１フロア圧力とは、タービンバイパス調節弁３３の圧力制御設定値のことである。上記の圧力値が第１フロア圧力にまで到達したとき（ステップＳ２２ ＹＥＳ）、タービンバイパス調節弁３３が開弁され、タービンバイパス調節弁３３による圧力制御が開始される（ステップＳ２３）。このとき、初めて上記配管内に蒸気の流れができる。この蒸気の流れが主蒸気Ａ４である。主蒸気Ａ４の圧力は、タービンバイパス調節弁３３の開度により制御される。

なお、第１フロア圧力のフロア（floor）とは床を意味し、フロア圧力は、コンバインドサイクル発電プラントの起動初期工程において保持される主蒸気圧力である。フロア圧力は、蒸気タービン３１の通気が行われるボトム（基底）の主蒸気圧力を意味するテクニカルタームとして発電分野で使用されている。

また、第１フロア圧力の「第１」は、後述する第１実施形態の第２フロア圧力と区別するために便宜上付されている。本比較例の第１フロア圧力は、ドラム２３の汽水分離、蒸気タービン３１の許容圧力、タービンバイパス調節弁３３の経済的なサイズなどを考慮して選定される。第１フロア圧力は例えば６〜８ＭＰａ程度である。一方、後述する第１実施形態の第２フロア圧力は、本比較例の第１フロア圧力よりも低圧であり、例えば４．５ＭＰａである。

また、タービンバイパス調節弁３３と第１フロア圧力との関係に関しては、主蒸気Ａ４の流量を一定に維持しつつ第１フロア圧力を低圧にすると、タービンバイパス調節弁３３の開度は大きくなる。理由は、タービンバイパス調節弁３３の弁体を通過するボリュームフローを増やす必要があるからである。逆に、主蒸気Ａ４の流量を一定に維持しつつ第１フロア圧力を高圧にすると、タービンバイパス調節弁３３の開度は小さくなる。これは、第２フロア圧力についても同様である。

このように、蒸気タービン３１の通気が許容されるまでの間、タービンバイパス調節弁３３は、主蒸気Ａ４の圧力を第１フロア圧力にするように開弁される。この主蒸気Ａ４はすべて、タービンバイパス調節弁３３を経由して復水器３４に導かれる。

ガスタービン１１がＦＳＮＬ状態に到達した後（ステップＳ４）、主蒸気流量センサＴＳ２は主蒸気Ａ４の流量を計測し（ステップＳ７）、プラント制御装置２は、計測された主蒸気流量が規定の発生流量Ｆ_α以上になったか否かを判定する（ステップＳ８）。ここで、規定の発生流量Ｆ_αは、ガスタービン１１をＦＳＮＬ状態に４０分間保持した場合の主蒸気流量の経験値である。

ステップＳ９のＡＮＤゲートは、主蒸気流量が規定の発生流量Ｆ_α以上になり（ステップＳ８ ＹＥＳ）、かつ触媒温度が１５０℃以上になった（ステップＳ６ ＹＥＳ）ことを判定する。このＡＮＤが成立すると、プラント制御装置２が発電機遮断器４を閉じて、ＧＴ発電機１５が並列される（ステップＳ１０）、すなわち、ＧＴ発電機１５が電力グリッド系統３に電気的に結合されて、ＧＴ発電機１５の電気出力が電力グリッド系統３に送電される。

その後、プラント制御装置２は、アンモニア供給弁２６を開弁する（ステップＳ１１）と共に、ＧＴ出力を初負荷への上昇を経て（ステップＳ１２、Ｓ１３）、目標出力である１５％になるまで上昇させる（ステップＳ１５、Ｓ１６）。この間、メタル温度センサＴＳ５は、蒸気タービン３１の第１段内面のメタル温度を繰り返し測定し、プラント制御装置２は、この測定結果を保存する（ステップＳ１４）。そして、プラント制御装置２は、主蒸気温度が通気可能な温度になるようにＧＴ出力を１５％に保持する暖気を行う。

主蒸気温度が「メタル温度−２０℃」以上になったら（ステップＳ１７）、主蒸気温度とメタル温度とを近付けるマッチング制御を開始する（ステップＳ１８）。そして、主蒸気温度とメタル温度との差が一定時間以上継続して±ε℃以内になったら（ステップＳ１９）、蒸気タービン３１の通気を開始する（ステップＳ２０）。その後も発電プラント１の起動工程が継続される。

本比較例では、ＧＴ出力が目標出力（１５％）のときに、排ガス温度は５６０℃となり熱交換器２４の最高使用温度（５５０℃）を超える。しかし、主蒸気Ａ４がもたらす冷却効果により、熱交換器２４の温度が熱交換器２４の最高使用温度以下となるので、熱交換器２４が最高使用温度よりも高温になる問題は抑えられる。

本比較例では、脱硝触媒２７として低温触媒を採用し、目標出力を１５％と低くして少量の熱量で暖気運転を行う。そのため、主蒸気温度が通気可能な温度になるまでに長時間を要する。理由は、低温触媒を採用する場合には、４０分という短時間のＦＳＮＬ運転で脱硝反応に充分な触媒温度を実現できるので、主蒸気Ａ４の発生が不足するからである。その結果、脱硝触媒２７の温度上昇を待っている時間を利用して主蒸気Ａ４の発生を待つことのメリットが低減されてしまう。

これに対処するために、目標出力を１５％よりも高い値（例えば２５％）にすることが考えられる。しかし、この場合にはガスタービン１１をＦＳＮＬ状態に１時間保持することが必要となる。これでは、低温触媒の利点が充分に活用されているとは言えない。

（２）第１実施形態の発電プラント１の動作
図２および図３は、第１実施形態の発電プラント１の動作を示すフローチャートである。このフローチャートは発電プラント１の起動動作を示しており、この起動動作はプラント制御装置２内のソフトウェアや回路により制御される。本実施形態の方法は、比較例の方法と比べて、発電プラント１の起動時間を短縮することを可能にする。なお、以下の説明中に使用される具体的な数値は、容易な理解のために記載する一例である。

ガスタービン１１を起動すると（ステップＳ１）、まずガスタービン１１のパージ運転が行われる（ステップＳ２）。次に、ガスタービン１１の着火および昇速の過程（ステップＳ３）を経て、ガスタービン１１がＦＳＮＬ状態に到達する（ステップＳ４）。この時点で、ガスタービン１１から出る排ガスＡ２は燃焼に伴うＮＯｘ（窒素酸化物）を含む。しかしながら、この起動初期工程では未だに脱硝触媒２７の温度が低く、アンモニアガスＡ３を注入してもＮＯｘと反応するアンモニア量は少ないことから、脱硝触媒効率が低い。このため、この時点からアンモニアガスＡ３の注入を行うことはできない。

そこで、ＦＳＮＬ状態における燃料Ａ１は少量であり、 排出されるＮＯｘ流量も少ないことに着目する。ＦＳＮＬ状態に移行した後は、すぐにＧＴ発電機１５を並列する起動工程に入るのではなく、排熱回収ボイラ２１と脱硝触媒２７の暖気運転のためにＦＳＮＬ状態を保持する。

そこで、触媒温度センサＴＳ４により脱硝触媒２７の温度（触媒温度）を計測して（ステップＳ５）、プラント制御装置２は、触媒温度センサＴＳ４からの触媒温度信号を用いて触媒温度が１５０℃以上となったか否かを判定する（ステップＳ６）。この暖気プロセスでは、排ガスＡ２が排熱回収ボイラ２１に流入すると、排ガスＡ２の熱は最初、脱硝触媒２７よりも上流に配置された蒸発器２２や熱交換器２４が奪ってしまうので、脱硝触媒２７になかなか伝わらない。ＦＳＮＬ状態を継続する間に、脱硝触媒２７にまで熱が伝わるようになって、触媒温度が上昇する。４０分のＦＳＮＬ状態を保持すると、脱硝触媒効率が安定する温度である１５０℃まで脱硝触媒２７は暖められる。

なお、脱硝触媒効率が安定したことの指標として、触媒温度センサＴＳ４の温度ではなく、脱硝触媒２７の入口に設けられた温度センサにより計測された排ガスＡ２の温度を用いてもよい。この場合、プラント制御装置２は、計測された排ガスＡ２の温度 が規定の閾値以上になった場合に、脱硝触媒効率が安定したとみなしてもよい。

このＦＳＮＬ状態を保持する間に、蒸発器２２では蒸発量が徐々に増加し、これによりドラム２３内の蒸気圧力が徐々に増加する。さらには、ドラム２３の下流部の熱交換器２４と加減弁３２とを繋ぐ配管内の圧力も増加する。主蒸気圧力センサＴＳ３はこの圧力を計測し（ステップＳ２１）、プラント制御装置２は、この計測された圧力値が第２フロア圧力以上に到達したか（すなわち、第２フロア圧力以上であるか否か）を判定する（ステップＳ３３）。

ここで、第２フロア圧力とは、タービンバイパス調節弁３３の圧力制御設定値のことである。上記の圧力値が第２フロア圧力にまで到達したとき（ステップＳ３３ ＹＥＳ）、タービンバイパス調節弁３３が開弁され、タービンバイパス調節弁３３による圧力制御が開始される（ステップＳ２３）。このとき、初めて上記配管内に蒸気の流れができる。この蒸気の流れが主蒸気Ａ４である。主蒸気Ａ４の圧力は、タービンバイパス調節弁３３の開度により制御される。ステップＳ３３およびＳ２３の処理を実行するプラント制御装置２の機能は、圧力制御部の一例である。また、第２フロア圧力は、所定の圧力の一例である。

このように、蒸気タービン３１の通気が開始（ステップＳ２０）されるまでの間は、タービンバイパス調節弁３３は、主蒸気Ａ４の圧力を第２フロア圧力にするように開弁される。この主蒸気Ａ４はすべて、タービンバイパス調節弁３３を経由して復水器３４に導かれる。本実施形態では、第２フロア圧力を所望の圧力に設定するが、これについては以下の「ＡＳＭＥ（American Society of Mechanical Engineers：アメリカ機械学会）の新指針と第２フロア圧力」において詳述する。本実施形態の第２フロア圧力は、例えば４．５ＭＰａである。

ガスタービン１１がＦＳＮＬ状態に到達した後（ステップＳ４）、主蒸気圧力センサＴＳ３は主蒸気Ａ４の圧力を計測し（ステップＳ３１）、プラント制御装置２は、計測された主蒸気圧力が第２フロア圧力以下であるか否かを判定する（ステップＳ３２）。実際には、マージンを考慮に入れて、計測された主蒸気圧力が「第２フロア圧力＋α」以下であるか否かが判定される。ここで、このαは、主蒸気圧力を第２フロア圧力を中心に変動させるための定数であり、例えば０．２ＭＰａである。

ステップＳ９のＡＮＤゲートは、主蒸気圧力が「第２フロア圧力＋α」以下であり（ステップＳ３２ ＹＥＳ）、かつ触媒温度が１５０℃以上である（ステップＳ６ ＹＥＳ）ことを判定する。このＡＮＤが成立すると、ＧＴ発電機１５が電力グリッド系統３に並列される（ステップＳ１０）、すなわち、ＧＴ発電機１５が電力グリッド系統３と電気的に結合される。ステップＳ３１、Ｓ３２、Ｓ５、Ｓ６、Ｓ９、およびＳ１０の処理を実行するプラント制御装置２の機能は、結合制御部の一例である。また、１５０℃は、所定の温度の一例である。

ステップＳ３３およびＳ２３の処理により主蒸気圧力は第２フロア圧力以下に制御されていることから、本実施形態のステップＳ３２の判定は、設備故障等のイレギュラーな事態が発生しない限りＹＥＳが成立する。よって、ＧＴ発電機１５の並列は多くの場合、ＦＳＮＬ状態が４０分保持されて、脱硝触媒２７が１５０℃に上昇した時点で行われることになる。

比較例では、ＦＳＮＬ状態が４０分保持された時点で主蒸気流量（Ｆ_α）を確認し、主蒸気がもたらす冷却効果が確保されてからＧＴ発電機１５の並列を行う。一方、本実施形態では、ＦＳＮＬ状態が４０分保持された時点で、冷却効果を確認することなくＧＴ発電機１５の並列を行う。

その後、プラント制御装置２は、アンモニア供給弁２６を開弁する（ステップＳ１１）と共に、逆電力が発生するのを避けるためにＧＴ出力を初負荷に上昇させる（ステップＳ１２、Ｓ１３）。この起動工程によりアンモニアガスＡ３が排ガスＡ２に注入される。その結果、アンモニアガスＡ３は、脱硝触媒２７において排ガスＡ２中のＮＯｘと反応し、ＮＯｘは分解除去される。

ＧＴ出力が初負荷に到達した後、加減弁３２を開弁して主蒸気Ａ４を蒸気タービン３１に流入させる起動工程に備えて、蒸気タービン３１の第１段シェル内面のメタル温度がメタル温度センサＴＳ５により繰り返し計測され、この計測結果がプラント制御装置２により記憶される（ステップＳ１４）。この初負荷の時点では、主蒸気Ａ４の温度が不充分であり、蒸気タービン３１の通気は許容されない。

そこで、主蒸気温度が通気可能な温度になるように、目標出力である３０％に向けてＧＴ出力を上昇させる（ステップＳ３４、Ｓ３５）。比較例では、ＧＴ排ガス温度を５６０℃にするＧＴ出力である１５％を目標出力に選定したが、本実施形態では、ＧＴ排ガス温度を最高温度の６２０℃にするＧＴ出力である３０％を目標出力に選定できる。よって、本実施形態の目標出力は３０％に選定される。ステップＳ３４およびＳ３５の処理を実行するプラント制御装置２の機能は、出力制御部の一例である。また、目標出力である３０％は、所定の出力の一例である。

このことを、図５のグラフを参照して説明する。第１実施形態で選定する３０％の目標出力とは、ガスタービン１１の排ガスＡ２が到達可能な最高温度である６２０℃を与える最小出力である。熱交換器２４が排ガスＡ２と最も効率よく熱交換するのは、両者の温度偏差が最も大きいときであり、それは、ＧＴ排ガス温度が最高温度である６２０℃のときである。すなわち、ＧＴ排ガス温度として６２０℃を選定することで、発電プラント１の起動時間を短縮した高速起動が実現する。

本実施形態では、ＧＴ排ガス温度は６２０℃であるが、目標出力は、６２０℃のＧＴ排ガス温度を与える最小出力である３０％である。この目標出力を、６２０℃のＧＴ排ガス温度を与える出力である４０％や５０％に上昇させて、さらに多くの熱量を排熱回収ボイラ２１に投入することも想定される。ただし、この場合には、多くの熱量投入により過剰な主蒸気Ａ４が生成されることに伴うデメリットもある。そこで、本実施形態では、熱交換器２４で最も効率よく熱交換が行われるＧＴ排ガス温度（６２０℃）の運転帯域のなかで、投入熱量を最小にする３０％を選定する。

なお、上記のデメリットとは例えば、復水器３４の出入口の海水温度差が環境保護のための規制値（一般に７℃以内）を越える問題や、タービンバイパス調節弁３３が１００％全開してドラム２３の圧力制御機能が喪失する問題などが生じ得ることである。なお、ＧＴ出力を３０％よりも大きくする例については、第２実施形態にて説明する。

図５のグラフを参照して、ステップＳ３４の工程をより詳細に説明する。ステップＳ３４では、３０％の目標出力に向けてＧＴ出力が上昇し始める。ＧＴ出力が１５％近傍まで上昇したとき、ＧＴ排ガス温度は熱交換器２４の最高使用温度（５５０℃）を超える。さらに、ＧＴ出力が３０％に上昇したとき（ステップＳ３５ ＹＥＳ）、ＧＴ排ガス温度は熱交換器２４の最高使用温度（５５０℃）を７０℃も上回る６２０℃に到達する。しかし、第２フロア圧力を適切に選定すれば、熱交換器２４の伝熱管に損傷等は発生せずに、最高使用温度を超えるＧＴ排ガス温度によるプラント起動が許容される。このような起動法の詳細については、以下の「ＡＳＭＥの新指針と第２フロア圧力」にて説明する。

その後、ＧＴ出力が３０％に上昇したら（ステップＳ３５ ＹＥＳ）、ＧＴ出力を３０％かつ排ガス温度を６２０℃に保持しながら、排熱回収ボイラ２１の暖気を行い主蒸気温度の上昇を待つ。６２０℃の排ガス温度により、熱交換器２４と排ガスＡ２は効率よく熱交換して主蒸気温度は急速に上昇する。そして、主蒸気温度が「メタル温度−２０℃」以上になったか否か判定する（ステップＳ１７）。

主蒸気温度が「メタル温度−２０℃」以上になったら（ステップＳ１７ ＹＥＳ）、主蒸気温度のマッチング制御が開始され（ステップＳ１８）、マッチング制御によりＧＴ出力が低減される。その後、ステップＳ１９におけるεによる偏差判定に基づいて、ステップＳ２０における蒸気タービン３１の通気開始が行われる。

（３）ＡＳＭＥの新指針と第２フロア圧力
以下、本実施形態に関連するＡＳＭＥの新指針について説明する。

ＡＳＭＥの新指針には「ボイラの各機器は、各機器が運転中に曝されると予想される圧力および温度の組合せの中で、最も厳しい条件で設計すること」との記載がある。一方、本実施形態では「熱交換器２４の伝熱管が熱交換器２４の最高使用温度以上の温度に曝された場合であっても、伝熱管内の圧力が低ければ、伝熱管の損傷を防ぐことができる」というアイデアを採用している。両者は、圧力および温度の組合せを考慮するという意味で関連性を有しているとも言える。

図４は、第１実施形態の熱交換器２４の許容圧力と温度との関係を示すグラフである。

図４の横軸は、熱交換器２４内の伝熱管が曝される温度（暴露温度）を示す。図４の縦軸は、熱交換器２４内の伝熱管に印加することが許容される圧力（許容圧力）を示す。図４に示すように、伝熱管の許容圧力は、伝熱管の暴露温度に応じて変化する。図４のグラフは、コンバインドサイクル発電プラントの商用機に使用される伝熱管（肉厚４．２ｍｍの材質火ＳＴＢＡ２８）に関して計算したものである。伝熱管の許容圧力は、伝熱管の許容熱応力とも呼ぶ。

具体的には、本グラフは、経済産業省発行の「発電用火力設備の技術基準の解釈」に基づいて、JISB8201により定義された強度計算式を引用し作成した。強度計算式を以下に示す。

ｔ＝Ｐ×ｄ／（２σ_ａ＋Ｐ）＋０．００５ｄ＋α_２
ここで、ｔは鋼管の最小厚さ（ｍｍ）、Ｐは最高使用圧力（ＭＰａ）、ｄは鋼管の外径（ｍｍ）、σ_ａは材料の許容引張応力（Ｎ／ｍｍ^２）、α_２は付け代（ここでは０とする）を表す。

伝熱管の暴露温度（ここでは排ガス温度）における材料の許容引張応力を用い、上記の強度計算式のもと、許容される最高使用圧力（すなわち許容圧力）を算出した。

図４から分かるように、暴露温度が高い場合には許容圧力は低くなり、暴露温度が低い場合には許容圧力は高くなる。本実施形態では、排ガス温度の最高温度である６２０℃を有する排ガスＡ２に伝熱管が曝される。図４の横軸が６２０℃のとき、図４の縦軸の許容圧力は５．５ＭＰａとなる。そこで、本実施形態の第２フロア圧力は、この許容圧力から１ＭＰａのマージンを引いて４．５ＭＰａに定められている。このように、本実施形態の第２フロア圧力は、図４の許容圧力に基づいて定められている。

前述のとおり、第２フロア圧力とは、タービンバイパス調節弁３３の圧力制御設定値である。よって、主蒸気圧力、すなわち、熱交換器２４の伝熱管内の圧力は、タービンバイパス調節弁３３の圧力制御により第２フロア圧力に保持される。実際の圧力制御の応答においては、主蒸気圧力は第２フロア圧力を中心に多少の上下動を伴うものである。ただしその場合でも、図４の一例に示すように、許容圧力と第２フロア圧力とのマージンを適切に確保することで（ここでは１ＭＰａ）、主蒸気圧力は許容圧力を超えないようにすることができる。すなわち、第２フロア圧力が適切に選定された上でタービンバイパス調節弁３３の圧力制御が健全に働くことで、熱交換器２４の損傷を回避した起動が可能となる。

しかしながら、このマージンを過大にして、第２フロア圧力を必要以上に低く設定すると、ドラム２３の汽水分離や蒸気タービン３１の許容圧力に悪影響が生じ得る。さらに、大きな悪影響として、タービンバイパス調節弁３３の開度に与えるインパクトが考えられる。前述したとおり、フロア圧力を低くするとタービンバイパス調節弁３３の開度は大きくなるから、第２フロア圧力が低すぎると、タービンバイパス調節弁３３は１００％全開となり、ドラム２３の圧力制御が喪失してしまう。よって、上述のマージンは、このような問題を抑制可能な適切な値に設定することが望ましい。

適切なマージンを付した第２フロア圧力を見出すことが難しい場合には、排ガス温度の最高温度である６２０℃の許容圧力を求める替わりに、最高温度よりも低い温度（例えば５９０℃）での許容圧力を求めるよう妥協し、第２フロア圧力を少し高くすればよい。例えば、タービンバイパス調節弁３３の容量が経済性に配慮することで小さくなり、主蒸気Ａ４の発生量が多くなる場合、合理的な第２フロア圧力を選定すると、タービンバイパス調節弁３３が１００％全開してしまう。この場合は、上記のような妥協をすることが考えられる。この場合、５９０℃の排ガス温度を与えるＧＴ出力（２５％）を目標出力に選定すれば、目標出力が３０％のときより高速起動のメリットは低下するものの、本実施形態の起動法を採用可能となる。

以上のように、本実施形態では、熱交換器２４の伝熱管の許容圧力に基づき第２フロア圧力を適切に選定した上で、タービンバイパス調節弁３３の圧力制御により主蒸気圧力を第２フロア圧力に基づいて制御する。よって、本実施形態によれば、排ガス温度の最高温度（６２０℃）を与えるＧＴ出力（３０％）で暖気を行うことが可能となり、蒸気タービン３１の通気開始までの時間を短縮するプラント高速起動を実現することが可能となる。

（第２実施形態）
図６および図７は、第２実施形態の発電プラント１の動作を示すフローチャートである。このフローチャートは発電プラント１の起動動作を示しており、この起動動作はプラント制御装置２内のソフトウェアや回路により制御される。なお、以下の説明中に使用される具体的な数値は、容易な理解のために記載する一例である。以下の説明中で登場する参照符号については、図１に示す参照符号を参照されたい。図１に示す構成は、第１実施形態と第２実施形態とに共通である。

第２実施形態の背景には、次のｉ）とｉｉ）がある。

まず、ｉ）第２実施形態では、第１実施形態と同様に、伝熱管の許容熱応力以下となる適切な第２フロア圧力を見出す。このことは、比較的低圧の圧力値を第２フロア圧力として選択することを意味する。しかし、過度に低圧の第２フロア圧力は、主蒸気Ａ４の発生量が多くなると、タービンバイパス調節弁３３を１００％全開させてしまうという問題を生じる。第２実施形態では、この問題に対処する方法を採用する。

また、ｉｉ）第２実施形態は、環境規制上の基準が比較的緩和されるケースのプラント起動法に関する。具体的には、ＧＴ発電機１５を並列した後にアンモニアガスＡ３を注入してＮＯｘを除去する（脱硝）ことが許される場合において、第１実施形態よりもさらにプラント起動時間を短縮することを可能にする。

ガスタービン１１を起動すると（ステップＳ１）、まずガスタービン１１のパージ運転が行われる（ステップＳ２）。次に、ガスタービン１１の着火および昇速の過程（ステップＳ３）を経て、ガスタービン１１がＦＳＮＬ状態に到達する（ステップＳ４）。

ここで、第１実施形態では、ガスタービン１１はＦＳＮＬ状態で４０分保持して脱硝触媒２７が１５０℃に上昇するのを待ち、その後にＧＴ発電機１５の並列を行った。一方、第２実施形態では、ガスタービン１１がＦＳＮＬ状態に到達した後（ステップＳ４）、脱硝触媒２７が１５０℃に上昇するための４０分間のＦＳＮＬ保持は行わない。第２実施形態では、主蒸気圧力センサＴＳ３が主蒸気圧力を計測し（ステップＳ３１）、計測された主蒸気圧力が第２フロア圧力以下であることが判定されれば（ステップＳ３２ ＹＥＳ）、ＧＴ発電機１５が並列される（ステップＳ１０）。

後述するステップＳ４２による第３フロア圧力への昇圧は、この時点では未だ起こらない。よって、第２実施形態では、第１実施形態と同様に、ステップＳ３２の判定は、設備故障等のイレギュラーな事態が発生しない限りＹＥＳとなる。そのため、ＧＴ発電機１５の並列は、ガスタービン１１がＦＳＮＬ状態に到達した直後に実施される。従って、第２実施形態の起動時間は、第１実施形態の起動時間より４０分短縮される。

ＧＴ発電機１５を並列した後、逆電力が発生するのを避けるために、ＧＴ出力を初負荷に上昇させる（ステップＳ１２、Ｓ１３）。ＧＴ出力が初負荷に到達した後、加減弁３２を開弁して主蒸気Ａ４を蒸気タービン３１に流入させる起動工程に備えて、蒸気タービン３１の第１段シェル内面のメタル温度がメタル温度センサＴＳ５により繰り返し計測され、この計測結果がプラント制御装置２により記憶される（ステップＳ１４）。この初負荷の時点では、主蒸気Ａ４の温度が不充分であり、蒸気タービン３１の通気は許容されない。

そこで、主蒸気温度が通気可能な温度になるように、ＧＴ出力を上昇して暖気を行う。第１実施形態では、目標出力を、ＧＴ排ガス温度を６２０℃にする最小出力である３０％に設定して、ＧＴ出力を３０％に保持して暖気を行なった。一方、第２実施形態では、ＧＴ排ガス温度は６２０℃であるが、目標出力はより高い５０％に設定して、ＧＴ出力を５０％に向けて上昇させ始める（ステップＳ４９、Ｓ５０）。

ここで、本実施形態における５０％の目標出力は、熱交換器２４により生成された主蒸気Ａ４がすべてタービンバイパス調節弁３３を介して復水器３４に導入された場合に、復水器３４の入口と出口との間の海水温度差が許容される温度差以下になる最大のＧＴ出力である。ただし、５０％という値は、発電プラント１の諸条件が変われば変化する。

蒸気タービン３１の通気が許容されない間、タービンバイパス調節弁３３は、後述するステップＳ２３による圧力制御を行いながら、主蒸気Ａ４を復水器３４に導く。復水器３４内に入った主蒸気Ａ４は、循環水ポンプ３５より汲み上げられた海水Ａ６により冷却されて凝結して復水となる一方、海水Ａ６は熱交換により温度が上昇する。このとき、排熱回収ボイラ２１からは多量の主蒸気Ａ４が復水器３４に流入するので、復水器３４の熱交換量が増加して、復水器３４の出口の海水温度が大きく上昇する可能性がある。これにより、復水器３４の入口と出口との間の海水温度差が、環境面から許容される温度差（日本国内では一般的に７℃）を越えるおそれがある。

そこで、第２実施形態では、排熱回収ボイラ２１が生成するすべての主蒸気Ａ４がタービンバイパス調節弁３３を経由して復水器３４に直接流入したとしても、上記の海水温度差が許容される温度差を越えない最大のＧＴ出力である５０％を目標出力に選定する。

この５０％のＧＴ出力が、本実施形態において蒸気タービン３１を通気する前の事実上の最大出力であり、発電プラント１の高速起動に適したＧＴ出力である。そしてステップＳ４９では、ＧＴ出力を５０％に向けて上昇し始めるのだが、その詳細を説明する前に、タービンバイパス調節弁３３の圧力制御について説明する。

なお、ステップＳ２０で蒸気タービン３１が通気された以後は、排熱回収ボイラ２１が生成する主蒸気Ａ４の全部または一部が蒸気タービン３１を経由して復水器３４に流入する。蒸気タービン３１を駆動する際に主蒸気Ａ４の保有するエネルギーは喪失しているので、この場合の復水器３４の負担は軽減される。従って通気後は、ＧＴ出力が５０％を越えても、上記の海水温度差を許容される温度差よりも小さくすることができる。５０％という目標出力は、所定の出力の一例である。

以下、第２実施形態でのタービンバイパス調節弁３３の圧力制御の挙動を説明する。

第１実施形態では、４０分間のＦＳＮＬ状態を保持する間に、主蒸気圧力が第２フロア圧力に到達して、タービンバイパス調節弁３３の圧力制御が開始され、タービンバイパス調節弁３３は開弁した。一方、４０分間のＦＳＮＬ保持を行わない第２実施形態では、ＧＴ出力を５０％に向けて上昇する途中か、ＧＴ出力が５０％に到達して暖気を行っている間に、主蒸気圧力が第２フロア圧力に到達する。すなわち、主蒸気圧力センサＴＳ３による圧力計測が行われ（ステップＳ２１）、主蒸気圧力が第２フロア圧力に到達したことが判断された場合に（ステップＳ３３ ＹＥＳ）、タービンバイパス調節弁３３は圧力制御による開弁を開始する（ステップＳ２３）。

これ以後、タービンバイパス調節弁３３は、この圧力制御により主蒸気圧力を第２フロア圧力に保持するように開閉操作される。第１実施形態では、蒸気タービン３１の通気が開始される（ステップＳ２０）までの期間中は、この圧力制御により主蒸気圧力を第２フロア圧力に保持するように開閉操作された。一方、第２実施形態では、ＧＴ出力を５０％に向けて上昇させるので、第１実施形態より多くの熱量が排熱回収ボイラ２１に投入されて、より多量の主蒸気Ａ４が生成される。厳密に言えば、ＧＴ出力が３０％（第１実施形態のＧＴ出力）を越える出力帯域からより多量の主蒸気Ａ４が生成され、この結果、タービンバイパス調節弁３３の開度が過剰に大きくなる。

もしタービンバイパス調節弁３３の開度が１００％全開してしまうと、ドラム２３内の圧力制御機能が喪失して、ドラム２３の保有する水位が不安定になる。場合によっては、水位レベルの低下により、プラント起動の継続は不可能になってしまう。

そこで、本実施形態では、タービンバイパス調節弁３３の開度が８０％に達した場合、すなわち、８０％以上である場合（ステップＳ４１ ＹＥＳ）、タービンバイパス調節弁３３の圧力設定値を第２フロア圧力から第３フロア圧力に上昇させる（ステップＳ４２）。圧力設定値が上昇することで、タービンバイパス調節弁３３の開度は８０％以下に低減される（ステップＳ４３）。この結果、ドラム２３内の圧力制御は継続され、プラント起動ができなくなる事態は回避される。

しかし、このようにタービンバイパス調節弁３３の圧力設定値を第３フロア圧力に上昇させると、主蒸気圧力が許容熱応力を越える可能性がある。そこで第２実施形態では、メタル温度の計測および記憶（ステップＳ１４）に引き続き、再度、主蒸気圧力センサＴＳ３が主蒸気圧力を計測する（ステップＳ４４）。

そして、プラント制御装置２は、主蒸気圧力が第２フロア圧力以下であるか否かをこの時点で判定する（ステップＳ４５）。実際には、マージンを考慮に入れて、主蒸気圧力が「第２フロア圧力＋β」以下であるか否かが判定される。ここで、このβは、主蒸気圧力を第２フロア圧力を中心に変動させるための定数であり、上述のαと同じ値でも異なる値でもよい。ステップＳ４５がＹＥＳの場合には、ステップＳ４８のＯＲゲートの出力を成立させる。

一方、ステップＳ４５がＮＯの場合には、主蒸気流量センサＴＳ２により主蒸気流量を計測し（ステップＳ４６）、プラント制御装置２は、主蒸気流量が規定の発生流量Ｆ_β以上であるか否かを判定する（ステップＳ４７）。ここで、規定の発生流量Ｆ_βは、伝熱管が６２０℃の排ガスＡ２に曝されても、主蒸気Ａ４がもたらす冷却効果により、伝熱管の温度が最高使用温度（５５０℃）以下となる流量として選定される。そして、主蒸気流量が規定の発生流量Ｆ_β以上であることを確認して（ステップＳ４７ ＹＥＳ）、ステップＳ４８のＯＲゲートの出力を成立させる。ステップＳ４８のＯＲゲートの出力が成立したら、ＧＴ出力を５０％に向けて上昇し始める（ステップＳ４９、Ｓ５０）。

ここで、図８および図９について説明する。図８および図９は、第２実施形態の変形例の発電プラント１の動作を示すフローチャートである。図６および図７のステップＳ４６は、ステップＳ４５でＮＯが成立すれば実行される。一方、図８および図９のステップＳ４６は、ステップＳ４５がＹＥＳかＮＯかにかかわらず実行される。本実施形態のステップＳ４６は、図６および図７のように実行してもよいし、図８および図９のように実行してもよい。

以下、図６および図７の説明を続ける。

ステップＳ４４〜Ｓ４８の内容を整理すると、ステップＳ４８のＯＲゲートの出力は、次のｉ）またはｉｉ）のいずれかの条件下で成立する。このＯＲゲートが成立しているときに、ガスタービン出力は５０％に向けて上昇を開始する（ステップＳ４９、Ｓ５０）。

ｉ）主蒸気圧力が第２フロア圧力以下であり、第１実施形態と同じ理由で熱交換器２４の伝熱管に損傷等が発生しないとき。

ｉｉ）主蒸気流量が規定の発生流量Ｆ_β以上であり、主蒸気Ａ４がもたらす冷却効果により熱交換器２４の伝熱管の温度が最高使用温度以下となるとき。

以下、主蒸気流量の発生流量Ｆ_βと、タービンバイパス調節弁３３の容量（サイズ）について補足する。

前述の通り、Ｆ_βは、伝熱管が６２０℃の排ガスＡ２に曝されても、主蒸気Ａ４がもたらす冷却効果により、伝熱管の温度が最高使用温度（５５０℃）以下となる流量である。ここで、タービンバイパス調節弁３３のサイズが小さい場合について想定する。例えば、主蒸気圧力を第２フロア圧力に保持しながら主蒸気流量をＦ_βとするときに、タービンバイパス調節弁３３の開度が９０％となるサイズを想定する。

このサイズでは、上記のｉ）とｉｉ）の両方が不成立となるタイミングが生じる。具体的には、主蒸気圧力が第２フロア圧力に保持されながら開度が８０％未満の場合には、主蒸気流量はＦ_βに到達していないので、ｉｉ）は成立しない。一方、開度が８０％開度以上の場合には、主蒸気圧力は第３フロア圧力に昇圧しているので、ｉ）も成立しない。その結果、上記のｉ）とｉｉ）の両方が不成立となる。よって、本実施形態のタービンバイパス調節弁３３の容量は、主蒸気圧力が第２フロア圧力に保持されながら開度が８０％未満の場合にも、主蒸気流量がＦ_βに到達するような大きな容量にする必要がある。

逆に、大きなタービンバイパス調節弁３３において、主蒸気圧力を第２フロア圧力に保持しながら５０％のＧＴ出力で発生する多量の（Ｆ_βを大きく超える）主蒸気流量が、タービンバイパス調節弁３３を通過する場合を想定する。この場合、タービンバイパス調節弁３３の開度が７０％に収まるようなサイズを選定すれば、圧力設定値を第２フロア圧力から第３フロア圧力に上昇させる制御が必要なくなる。しかし、過度に大容量のタービンバイパス調節弁３３は、コスト上昇、振動の増加、弁体支持の困難性などの観点から好ましくない。

もし第２フロア圧力が低過ぎる等の理由で、タービンバイパス調節弁３３の容量が大きくなり過ぎて、タービンバイパス調節弁３３のサイズ選定が難しい場合には、５０％の目標出力（排ガス温度６２０℃）に替わり、２７．５％の目標出力（排ガス温度６０５℃）を選定してもよい。排ガス温度を６０５℃に低減することで、熱交換器２４の温度を最高使用温度以下に冷却する主蒸気流量はＦ_βより小さくなり、より小容量のタービンバイパス調節弁３３の選定が可能となる。ただし、この場合には、発電プラント１の高速起動性の利点は低減される。

そして、ＧＴ出力が５０％に到達する前には（ステップＳ５０ ＮＯ）、本実施形態のフローチャートは常にステップＳ４４の主蒸気圧力の計測に戻されて、上記のｉ）またはｉｉ）がその都度確認される。この場合、ｉ）とｉｉ）のいずれかが成立すればガスタービン１１の出力上昇を継続し（ステップＳ４９）、再びステップＳ５０の判定を行う。このステップＳ５０でＮＯ判定があった場合には、ステップＳ４４に戻るサイクルフローに投入される。

このサイクルフローについて補足する。ＧＴ出力が３０％（第１実施形態の目標出力）に到達するまでは、主蒸気圧力、主蒸気流量、およびタービンバイパス調節弁３３のパフォーマンスは、第１実施形態と同一であり、上記ｉ）のみが成立する。そして、ＧＴ出力が３０％を越えたとき、第１実施形態に比べて多量の主蒸気流量が生成されて、発生流量はＦ_βを超える。しかし、タービンバイパス調節弁３３の開度は大きくなるものの８０％未満であり、主蒸気圧力は第２フロア圧力を維持している状態なので、その期間はｉ）とｉｉ）の両方が成立している。そして、ＧＴ出力が４０％になると、タービンバイパス調節弁３３の開度は８０％に到達し、主蒸気圧力は第３フロア圧力に上昇するので、そのときはｉｉ）のみが成立する。

以上のように、ステップＳ４８のＯＲゲートの出力は、常にｉ）またはｉｉ）が成立している。よって、ｉ）とｉｉ）の両方が不成立となりＧＴ出力の上昇が一時的に中断するようなことは通常では起こらない。

しかし、本実施形態では、発電プラント１に設備故障が発生する場合に備えて、ＧＴ出力を５０％へと上昇させている間は、常に本サイクルフローによるｉ）またはｉｉ）の成立を確認してから、ステップＳ４９による５０％へのＧＴ出力の上昇を行う。そして、もしｉ）とｉｉ）の両方が不成立となったときは、ＧＴ出力の上昇を中断し、そのときの出力状態を保持する。本実施形態のプラント制御装置２は、ＧＴ出力の上昇の継続と中断とを行うことで、ＧＴ出力を５０％まで上昇させる。

このサイクルフローを繰り返しながら、ＧＴ出力が５０％に上昇したら（ステップＳ５０ ＹＥＳ）、ＧＴ出力を５０％、排ガス温度を６２０℃に保持しながら排熱回収ボイラ２１の暖気を行い、主蒸気温度の上昇を待つ。６２０℃という排ガス温度は第１実施形態と同じであるが、ＧＴ出力が第１実施形態よりも大きい５０％に増強されているので、主蒸気温度はさらに急速に上昇する。

そして、主蒸気温度が「メタル温度−２０℃」以上になったか否か判定する（ステップＳ１７）。主蒸気温度が「メタル温度−２０℃」以上になったとき（ステップＳ１７ ＹＥＳ）、次の起動工程である主蒸気温度マッチング制御（ステップＳ１８）を開始する。主蒸気温度マッチング制御が開始されると、ＧＴ出力は低減される。その後、ステップＳ１９におけるεによる偏差判定に基づいて、Ｓ２０における蒸気タービン３１の通気開始が行われる。

ここで、第２実施形態においてアンモニアガスＡ３を注入してＮＯｘを除去する脱硝について説明する。ＧＴ発電機１５を並列した後（ステップＳ１０）、触媒温度センサＴＳ４が触媒温度を計測し（ステップＳ５）、プラント制御装置２は、触媒温度が１５０℃以上となったか否かを判定する（ステップＳ６）。１５０℃は脱硝触媒２７の脱硝性能が発揮できる温度条件なので、本実施形態では１５０℃以下の温度でアンモニアガスＡ３を注入することはできない。よって、触媒温度が１５０℃以上となったときに（ステップＳ６ ＹＥＳ）、アンモニア供給弁２６を開弁させる（ステップＳ１１）。この起動工程により、アンモニアガスＡ３は排ガスＡ２中に注入される。その結果、アンモニアガスＡ３は、脱硝触媒２７において排ガスＡ２中のＮＯｘと反応し、ＮＯｘが分解除去される。

しかし、第１実施形態では、ガスタービン１１がＦＳＮＬ状態に到達した後（ステップＳ４）、４０分間のＦＳＮＬ保持を行い、脱硝触媒２７の温度が１５０℃に上昇した後、ＧＴ発電機１５を並列してアンモニアガスＡ３を注入する。すなわち、第１実施形態では、ＧＴ発電機１５の並列直後からアンモニアガスＡ３が注入される。

これに対し、第２実施形態では、ＧＴ発電機１５を並列した後に、脱硝触媒２７の温度が１５０℃に上昇するのを待機する。よって、ＧＴ発電機１５の並列直後からアンモニアガスＡ３が注入されるとは限らない。従って、ＧＴ発電機１５の並列後、燃料Ａ１が増加して排ガスＡ２中に排出されるＮＯｘ流量も多くなるときに、ＮＯｘ除去が行われない。この期間中に環境上へのインパクトが発生する可能性がある。

しかし、第２実施形態では、ＧＴ発電機１５を並列した後には、ＧＴ出力は５０％の目標出力に向けて上昇する（ステップＳ４９）ので、ＧＴ排ガス温度は速やかに６２０℃に到達する。よって、多くの熱量が排熱回収ボイラ２１に投入される結果、脱硝触媒２７の温度も短時間で１５０℃に上昇する（ステップＳ６）。その結果、アンモニアガスＡ３の注入がすぐに開始され（ステップＳ１１）、環境中に排出されるＮＯｘは充分に低減される。

以上の脱硝についてまとめると、並列直後は脱硝触媒２７の温度が１５０℃に達していないため、一時的に環境上に多くのＮＯｘ量が排出される。しかし、第２実施形態では脱硝触媒２７の温度は速やかに１５０℃に到達して脱硝工程に移行するので、その期間は短時間である。一般に、環境規制上の管理対象は、瞬時値のＮＯｘ量と、移動時間平均によるＮＯｘ量（所定時間内のＮＯｘ排出量を平均した値）であり、所定時間は例えば１時間である。第２実施形態では、触媒温度が１５０℃に達していないときに短時間排出されたＮＯｘ量と、触媒温度が１５０℃に達した後の脱硝工程で充分低減されたＮＯｘ量と、の移動１時間平均が算出されるので、その平均値は低くなる。このようにして、第２実施形態では、環境規制上の基準が緩和されることとなる。

このように、第２実施形態では、熱交換器２４の伝熱管の許容圧力に基づき第２フロア圧力を選定し、タービンバイパス調節弁３３の圧力制御により主蒸気圧力を第２フロア圧力以下に制御する。加えて、第２実施形態では、主蒸気流量の冷却効果も合わせて確認するようにしたので、蒸気タービン３１の通気前に許される最も高いＧＴ出力（５０％）で暖気を行うことが可能となり、蒸気タービン３１の通気開始までの時間を短縮するプラント高速起動が実現することが可能となる。

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およびプラントは、その他の様々な形態で実施することができる。また、本明細書で説明した装置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。

１：発電プラント、２：プラント制御装置、３：電力グリッド系統、
４：発電機遮断器、１１：ガスタービン、１２：燃料調節弁、
１３：圧縮機、１４：燃焼器、１５：ＧＴ発電機、
２１：排熱回収ボイラ、２２：蒸発器、２３：ドラム、２４：熱交換器、
２５：アンモニア供給設備、２６：アンモニア供給弁、２７：脱硝触媒、
３１：蒸気タービン、３２：加減弁、３３：タービンバイパス調節弁、
３４：復水器、３５：循環水ポンプ、３６：ＳＴ発電機、
ＴＳ１：排ガス温度センサ、ＴＳ２：主蒸気流量センサ、
ＴＳ３：主蒸気圧力センサ、ＴＳ４：触媒温度センサ、
ＴＳ５：メタル温度センサ、ＯＳ：ＧＴ発電機電力センサ

Claims (10)

1. ガスタービンと、
   前記ガスタービンにより駆動される発電機と、
   前記ガスタービンから排出された排ガスの熱を利用して主蒸気を生成する熱交換器を備える排熱回収ボイラと、
   前記主蒸気により駆動される蒸気タービンと、
   前記主蒸気の圧力を検出する主蒸気圧力センサと、
   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、
   前記検出された前記主蒸気の圧力を、前記熱交換器内の伝熱管の暴露温度に応じて変化する前記熱交換器内の伝熱管の許容圧力に基づいて定められる所定の圧力以下に制御する圧力制御部と、
   前記検出された前記主蒸気の圧力が前記所定の圧力以下である場合に、前記発電機を電力グリッド系統に電気的に結合させる結合制御部と、
   前記ガスタービンの出力を制御する出力制御部と、
   を備えるプラント制御装置。
2. 前記結合制御部は、前記ガスタービンが無負荷定格回転数を保持している状態で、前記主蒸気の圧力が前記所定の圧力以下である場合に、前記発電機を前記電力グリッド系統に電気的に結合させる、請求項１に記載のプラント制御装置。
3. 前記発電プラントはさらに、前記排ガスから脱硝触媒を利用して窒素酸化物を除去する脱硝装置を備え、
   前記結合制御部は、前記ガスタービンが無負荷定格回転数を保持している状態で、前記主蒸気の圧力が前記所定の圧力以下であり、かつ、前記脱硝触媒の温度が所定の温度以上である場合に、前記発電機を前記電力グリッド系統に電気的に結合させる、請求項２に記載のプラント制御装置。
4. 前記出力制御部は、前記ガスタービンが無負荷定格回転数を保持している状態で、前記主蒸気の圧力が前記所定の圧力以下、または、前記主蒸気の流量が所定の流量以上である場合に、前記ガスタービンの出力を上昇させる、請求項１から３のいずれか１項に記載のプラント制御装置。
5. 前記出力制御部は、前記ガスタービンが無負荷定格回転数を保持している状態で、前記主蒸気の圧力が前記所定の圧力以下、または、前記主蒸気の流量が前記所定の流量以上である場合に、前記ガスタービンの出力上昇を継続し、
   前記出力制御部は、前記ガスタービンが無負荷定格回転数を保持している状態で、前記主蒸気の圧力が前記所定の圧力よりも大きく、かつ、前記主蒸気の流量が前記所定の流量よりも小さい場合に、前記ガスタービンの出力上昇を中断し、
   前記出力制御部は、前記ガスタービンの出力上昇の継続と中断とを行うことで、前記ガスタービンの出力を所定の出力まで上昇させ、
   前記所定の出力は、前記排ガスの温度が、前記熱交換器の最高使用温度よりも高い温度になる出力である、請求項４に記載のプラント制御装置。
6. 前記出力制御部は、前記ガスタービンの出力を所定の出力まで上昇させ、
   前記所定の出力は、前記排ガスの温度が、前記熱交換器の最高使用温度よりも高い温度になる出力である、請求項１から４のいずれか１項に記載のプラント制御装置。
7. 前記最高使用温度よりも高い前記温度は、前記ガスタービンが排出可能な前記排ガスの最高温度である、請求項５または６に記載のプラント制御装置。
8. 前記発電プラントはさらに、
   前記蒸気タービンから排出された蒸気を水に戻す復水器と、
   前記熱交換器により生成された前記主蒸気を、前記蒸気タービンをバイパスして前記復水器に導入するタービンバイパス弁とを備え、
   前記所定の出力は、前記排熱回収ボイラにより生成された前記主蒸気がすべて前記タービンバイパス弁を介して前記復水器に導入された場合に、前記復水器の入口と出口との間の海水温度差が許容される温度差以下になる出力である、請求項５から７のいずれか１項に記載のプラント制御装置。
9. 前記発電プラントはさらに、
   前記蒸気タービンから排出された蒸気を水に戻す復水器と、
   前記熱交換器により生成された前記主蒸気を、前記蒸気タービンをバイパスして前記復水器に導入するタービンバイパス弁とを備え、
   前記圧力制御部は、前記タービンバイパス弁を制御することで、前記検出された前記主蒸気の圧力を制御する、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。
10. ガスタービンと、
    前記ガスタービンにより駆動される発電機と、
    前記ガスタービンから排出された排ガスの熱を利用して主蒸気を生成する熱交換器を備える排熱回収ボイラと、
    前記主蒸気により駆動される蒸気タービンと、
    前記主蒸気の圧力を検出する主蒸気圧力センサと、
    前記検出された前記主蒸気の圧力を、前記熱交換器内の伝熱管の暴露温度に応じて変化する前記熱交換器内の伝熱管の許容圧力に基づいて定められる所定の圧力以下に制御する圧力制御部と、
    前記検出された前記主蒸気の圧力が前記所定の圧力以下である場合に、前記発電機を電力グリッド系統に電気的に結合させる結合制御部と、
    前記ガスタービンの出力を制御する出力制御部と、
    を備える発電プラント。

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