JP2021025419A - 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 - Google Patents

Abstract

【課題】ガスタービンと蒸気タービンとを備える発電プラントなどにおいて蒸気を効率的に使用する。【解決手段】一の実施形態によれば、プラント制御装置は、ガスタービンからの排ガスの熱を用いて主蒸気を生成する排熱回収ボイラと、主蒸気の一部である第１蒸気により駆動される第１蒸気タービンと、第１蒸気タービンに第１蒸気を供給する第１弁と、第１蒸気を排ガスの熱を用いて加熱して再熱蒸気を生成する再熱器と、再熱蒸気の一部である第２蒸気により駆動される第２蒸気タービンと、第２蒸気タービンに第２蒸気を供給する第２弁および第３弁と、を備える発電プラントを制御する。プラント制御装置は、第１および第２蒸気タービンの合計出力の設定値を取得する取得部と、第１、第２、および第３弁の開度を制御することで、合計出力を設定値に調整する制御部とを備える。制御部は、合計出力を設定値に調整するときに、第２弁と第３弁を異なる開度に制御する。【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、プラント制御装置、プラント制御方法、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。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。

特開平４−１４８００２号公報 特開平２−３０８９０３号公報

コンバインドサイクル発電プラントの系統構成方式として、いくつかの方式が知られているが、昨今では、カスケードバイパス系統を採用したプラントが主流となっている。カスケードバイパス系統を採用したプラントでは、高圧蒸気タービンの排気温度が上昇することが問題となる。この問題を回避するために、高圧蒸気タービンに導入される主蒸気の流量と中圧蒸気タービンに導入される再熱蒸気の流量との比が２：１となるように蒸気タービンを制御する２：１流量制御と呼ばれるタービン制御法が採用されてきた。

一方、昨今のコンバインドサイクル発電プラントでは、蒸気タービンの大型化に伴い、コールド起動を行う際に蒸気タービンを初負荷状態に保持しながら蒸気タービンの熱応力を緩和するヒートソーク運転を行う必要が生じている。しかしながら、２：１流量制御を行いながらこのヒートソーク運転を行うと、初負荷状態の保持に必要な蒸気量が不足するという問題が生じる。理由は、２：１流量制御は多量の再熱蒸気を復水器に棄てるという側面を有するからである。

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などにおいて蒸気を効率的に使用することが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。

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、前記ガスタービンからの排ガスの熱を用いて主蒸気を生成する排熱回収ボイラと、前記主蒸気の一部である第１蒸気により駆動される第１蒸気タービンと、前記第１蒸気タービンに前記第１蒸気を供給する第１弁と、前記主蒸気の別の一部であり、前記第１蒸気タービンをバイパスする第１バイパス蒸気を調節する第１バイパス弁と、前記排熱回収ボイラに設けられ、前記第１蒸気タービンから排出された前記第１蒸気と前記第１蒸気タービンをバイパスした前記第１バイパス蒸気とを前記排ガスの熱を用いて加熱して再熱蒸気を生成する再熱器と、前記再熱蒸気の一部である第２蒸気により駆動される第２蒸気タービンと、前記第２蒸気タービンに前記第２蒸気を供給する第２弁および第３弁と、前記再熱蒸気の別の一部であり、前記第２蒸気タービンをバイパスする第２バイパス蒸気を調節する第２バイパス弁と、を備える発電プラントを制御する。前記プラント制御装置は、前記第１蒸気タービンおよび前記第２蒸気タービンの合計出力の設定値を取得する取得部と、前記第１弁、前記第２弁、および前記第３弁の開度を制御することで、前記合計出力を前記設定値に調整する制御部とを備える。前記制御部は、前記合計出力を前記設定値に調整するときに、前記第２弁と前記第３弁を異なる開度に制御する。

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実施形態のプラント制御装置の構成を示す回路図である。 第２実施形態の発電プラントの構成を示す模式図である。 第２実施形態のプラント制御装置の構成を示す回路図である。 比較例の発電プラントの構成を示す模式図である。 比較例のプラント制御装置の構成を示す回路図である。

以下、本発明の実施形態を、図面を参照して説明する。

図１から図６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。また、以下の説明中で用いられる種々の物理量や設定値に関し、これらの物理量や設定値の値を示す具体的な数値は説明を理解しやすくするための一例であり、これらの物理量や設定値の値はこれらの数値のみに限定されるものではない。

（比較例）
図５は、比較例の発電プラント１００の構成を示す模式図である。図５の発電プラント１００は、カスケードバイパス系統を採用した別軸型のコンバインドサイクル（Ｃ／Ｃ）発電プラントである。

（１）比較例の発電プラント１００
図５の発電プラント１００は、発電プラント１００の動作を制御するプラント制御装置１０１を備え、さらには、ガスタービン（ＧＴ）１０２と、蒸気タービン（ＳＴ）１０３と、排熱回収ボイラ１０４と、加減弁（ＭＣＶ弁）１０５と、燃料調節弁１０６と、圧縮機１０７と、燃焼器１０８と、蒸発器１０９と、ドラム１１０と、過熱器１１１と、再熱器１１２と、復水器１１３と、循環水ポンプ１１４と、海水１１５の取込部および排出部と、燃料１１６の供給部と、ＧＴ発電機１１７と、ＩＣＶ弁（インターセプト弁）１１８と、高圧タービンバイパス調節弁１１９と、中圧タービンバイパス調節弁１２０と、低温再熱管１２１と、高温再熱管１２２と、逆止弁１２３と、ＳＴ発電機１２４と、発電機遮断器１２５と、高圧タービン排気管１２６と、クロスオーバー管１２７と、系統グリッド１２８と、リヒートボウル室１２９とを備えている。

蒸気タービン１０３は、高圧タービン１０３ａと、中圧タービン１０３ｂと、低圧タービン１０３ｃにより構成されている。以下、中圧タービン１０３ｂと低圧タービン１０３ｃをまとめて「中／低圧タービン１０３ｂｃ」とも表記する。また、発電プラント１００は、ＩＣＶ弁１１８として、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａと、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂとを備えている。発電プラント１００はさらに、ＭＷトランスデューサＭＷ−Ｔｒを備えている。

燃料調節弁１０６は、燃料配管に設けられている。燃料調節弁１０６を開弁すると、燃料配管から燃焼器１０８に燃料１１６が供給される。圧縮機１０７は、その入口から空気を導入し、燃焼器１０８に圧縮空気を供給する。燃焼器１０８は、燃料１１６を圧縮空気中の酸素と共に燃焼させ、高温・高圧の燃焼ガスを発生させる。

図５の発電プラント１００は別軸型のＣ／Ｃ発電プラントであり、ガスタービン１０２とＧＴ発電機１１７が１つの回転軸（ロータ）に固定されており、蒸気タービン１０３とＳＴ発電機１２４が別の回転軸に固定されている。ガスタービン１０２は、燃焼ガスにより回転駆動されることで、前者の回転軸を回転させる。ＧＴ発電機１１７は、この回転軸に接続されており、この回転軸の回転を利用して発電を行う。このように、ＧＴ発電機１１７は、ガスタービン１０２により駆動される。ガスタービン１０２から排出されたガスタービン排ガスＡ１は、排熱回収ボイラ１０４に送られる。排熱回収ボイラ１０４は、後述するように、ガスタービン排ガスＡ１の熱を用いて主蒸気Ａ２を生成する。

蒸発器１０９、ドラム１１０、過熱器１１１、および再熱器１１２は、排熱回収ボイラ１０４内に設けられており、排熱回収ボイラ１０４の一部を構成している。ドラム１１０内の水は、蒸発器１０９に送られ、蒸発器１０９内でガスタービン排ガスＡ１により加熱されることで飽和蒸気となり、飽和蒸気がドラム１１０に溜まる。飽和蒸気は、過熱器１１１に送られ、過熱器１１１内でガスタービン排ガスＡ１により過熱されることで過熱蒸気となる。排熱回収ボイラ１０４により生成された過熱蒸気は、主蒸気Ａ２として蒸気配管に排出される。

蒸気配管は、主配管とバイパス配管とに分岐している。主配管は高圧タービン１０３ａに接続されており、バイパス配管は低温再熱管１２１に接続されている。ＭＣＶ弁１０５は、主配管に設けられている。高圧タービンバイパス調節弁１１９は、バイパス配管に設けられ、低温再熱管１２１に接続されている。

ＭＣＶ弁１０５は、プラント制御装置１０１が内蔵する制御回路（後述）から開度指令値Ｂ１〔％〕を受信して開弁する。ＭＣＶ弁１０５を開弁すると、主配管からの主蒸気Ａ２（以下「ＭＣＶ流入蒸気Ａ５」と呼ぶ）が高圧タービン１０３ａに供給される。高圧タービン１０３ａは、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５により回転駆動され、そのときＳＴ発電機１２４も、高圧タービン１０３ａにより駆動される。高圧タービン１０３ａの排気口（高圧タービン排気部）から排出された排気蒸気（以下「高圧タービン排気蒸気Ａ３」と呼ぶ）は、高圧タービン排気管１２６と低温再熱管１２１とを介して再熱器１１２に供給される。

一方、高圧タービンバイパス調節弁１１９を開弁すると、バイパス配管からの主蒸気Ａ２（以下「高圧バイパス蒸気Ａ６」と呼ぶ）が高圧タービン１０３ａをバイパスして低温再熱管１２１に送られる。高圧バイパス蒸気Ａ６は、低温再熱管１２１を介して再熱器１１２に供給される。ここで、高圧タービンバイパス調節弁１１９の制御を概説する。高圧タービンバイパス調節弁１１９は、主蒸気Ａ２の圧力を７．０ＭＰａに保持する圧力制御を行う。主蒸気Ａ２の圧力とドラム１１０の内部圧力は（配管圧力損失の差を少し有するが）ほぼ等しいので、高圧タービンバイパス調節弁１１９は、ドラム１１０の内部圧力を７．０ＭＰａに保持する圧力制御を行うとも言える。このような圧力制御を行うことで、高圧タービンバイパス調節弁１１９は、ドラム１１０の圧力を安定させることができる。

逆止弁１２３は、図５に示すように低温再熱管１２１に設けられている。逆止弁１２３は、開弁状態において、高圧タービン排気蒸気Ａ３が高圧タービン１０３ａから再熱器１１２に流れるのは許容するが、高圧バイパス蒸気Ａ６が高圧タービンバイパス調節弁１１９から高圧タービン１０３ａに流れるのは遮断する。一方、逆止弁１２３は、閉弁状態においては、前者の蒸気流れも後者の蒸気流れも遮断する。

上述のようにＭＣＶ弁１０５を開弁した場合には、逆止弁１２３も開弁される。これにより、高圧タービン１０３ａから排気された高圧タービン排気蒸気Ａ３は、逆止弁１２３を通過して再熱器１１２に供給される。一方、上述のように高圧タービンバイパス調節弁１１９を開弁した場合には、逆止弁１２３が開弁していても閉弁していても、バイパス配管からの高圧バイパス蒸気Ａ６は、逆止弁１２３で遮断され高圧タービン１０３ａに供給されない。この場合、バイパス配管からの高圧バイパス蒸気Ａ６は、再熱器１１２に供給される。

再熱器１１２の一端（以下「第１端」と呼ぶ）は低温再熱管１２１に接続され、再熱器１１２の他端（以下「第２端」と呼ぶ）は高温再熱管１２２に接続されている。再熱器１１２は、高圧タービン排気蒸気Ａ３および／または高圧バイパス蒸気Ａ６を第１端から取り込み、取り込んだ蒸気を第２端から排出する。

再熱器１１２は、第１端からの蒸気をガスタービン排ガスＡ１の熱を用いて加熱して再熱蒸気Ａ４を生成する。再熱器１１２は、再熱蒸気Ａ４を第２端から高温再熱管１２２に排出する。高温再熱管１２２は、第１配管と第２配管とに分岐している。第１配管は、Ａ―ＩＣＶ弁１１８ａに接続された配管と、Ｂ―ＩＣＶ弁１１８ｂに接続された配管とにさらに分岐している。第２配管は、中圧タービンバイパス調節弁１２０に接続されている。

Ａ―ＩＣＶ弁１１８ａとＢ―ＩＣＶ弁１１８ｂは、プラント制御装置１０１が内蔵する制御回路（後述）から開度指令値Ｂ２〔％〕を受信して、同じ開度で開弁する。本比較例では、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂのサイズ、種類、性能などは同じとなっている。Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂは、再熱器１１２と中圧タービン１０３ｂとの間で並列に配置されている。これらのＩＣＶ弁１１８ａ／１１８ｂが開弁すると、第１配管には「ＩＣＶ流入蒸気Ａ７」が流れる。具体的には、ＩＣＶ流入蒸気Ａ７の半分の量がＡ―ＩＣＶ弁１１８ａを経由して中圧タービン１０３ｂ内のリヒートボウル室１２９の上方に供給され、残り半分の量がＢ―ＩＣＶ弁１１８ｂを経由してリヒートボウル室１２９の下方に供給される。これらのＩＣＶ弁１１８ａ／１１８ｂからリヒートボウル室１２９に流入した蒸気は、リヒートボウル室１２９内で合流して中圧タービン１０３ｂを回転駆動し、高圧タービン１０３ａと共に上記の回転軸を回転させる。

このように、本比較例の発電プラント１００は、Ａ―ＩＣＶ弁１１８ａとＢ―ＩＣＶ弁１１８ｂの２つのＩＣＶ弁１１８を備えている。このような２弁のＩＣＶ１１８を備える理由は、コンバインドサイクル発電プラントの大出力化に伴い蒸気タービン１０３も大容量となり、ＩＣＶ弁１１８を通過する蒸気流量（ＩＣＶ流入蒸気Ａ７）も大流量となるからである。すなわち、この大流量への対策として、大きな１弁のＩＣＶ弁を設置するよりも、小さい２弁のＩＣＶ弁１１８を設置して大流量を２弁に分流する方が、技術的に容易であるためである。その一例を挙げれば、設備故障等で蒸気タービン１０３を緊急停止する場合、蒸気タービン１０３のオーバースピード（過速）を防止するためＩＣＶ弁をできるだけ速く閉弁する必要がある。このとき、大きな１弁のＩＣＶ弁よりも小さい２弁のＩＣＶ弁の方が短いストロークでより迅速な閉弁が可能となり、ＩＣＶ流入蒸気Ａ７を急速に遮断してオーバースピードを許容範囲内に抑えることができる。

比較のためＭＣＶ弁１０５にも言及する。ＭＣＶ弁１０５は、蒸気タービン１０３が大容量になっても１弁で構成され、２弁構成のＩＣＶ弁１１８と相違する。この違いは、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５は高い蒸気圧でボリュームフロー（体積流量）が比較的少量であり、従ってＭＣＶ弁１０５は比較的コンパクトな弁体サイズに収まり１弁での対応が可能であることに起因する。一方、ＩＣＶ流入蒸気Ａ７は低い蒸気圧でボリュームフローが多量であり、ＩＣＶ弁１１８の弁体サイズはもともと大きい傾向を有し、更なるサイズアップが次第に難しくなってきたという事情がある。

中圧タービン１０３ｂの排気口から排出された排気蒸気（中圧タービン排気蒸気）は、クロスオーバー管１２７から低圧タービン１０３ｃに供給される。低圧タービン１０３ｃは、クロスオーバー管１２７からの蒸気により回転駆動されることで、高圧タービン１０３ａや中圧タービン１０３ｂと共に上記の回転軸を回転させる。その結果、ＳＴ発電機１２４は、高圧タービン１０３ａ、中圧タービン１０３ｂ、および低圧タービン１０３ｃにより駆動される。低圧タービン１０３ｃの排気口から排出された排気蒸気（低圧タービン排気蒸気）は、復水器１１３に送られる。

一方、中圧タービンバイパス調節弁１２０を開弁すると、上述の第２配管からの再熱蒸気Ａ４（以下「中圧バイパス蒸気Ａ８」と呼ぶ）が中／低圧タービン１０３ｂｃをバイパスして復水器１１３に送られる。ここで、中圧タービンバイパス調節弁１２０の制御を概説する。中圧タービンバイパス調節弁１２０は、再熱蒸気Ａ４の圧力を０．８ＭＰａに保持する圧力制御を行う。再熱蒸気Ａ４の圧力と再熱器１１２の内部圧力と高圧タービン排気蒸気Ａ３の圧力は（配管圧力損失の差を少し有するが）ほぼ等しいので、中圧タービンバイパス調節弁１２０は、再熱器１１２の内部圧力や高圧タービン排気蒸気Ａ３の圧力を０．８ＭＰａに保持する圧力制御を行うとも言える。このような圧力制御を行うことで、中圧タービンバイパス調節弁１２０は、高圧タービン排気蒸気Ａ３の圧力を０．８ＭＰａの比較的低圧に保ち、高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度上昇を抑える。

復水器１１３は、低圧タービン排気蒸気や中圧バイパス蒸気Ａ８を海水１１５により冷却し、これにより、冷却された蒸気が凝縮して復水に戻る。循環水ポンプ１１４は、海水１１５を海から取り込み、復水器１１３に供給する。

ＳＴ発電機１２４は、発電機遮断器１２５やＭＷトランスデューサＭＷ−Ｔｒが設けられた電力送電線に接続されており、この電力送電線を介して系統グリッド１２８に接続されている。ＳＴ発電機１２４が発電した電力は、この電力送電線を介して系統グリッド１２８へと送電される。ＭＷトランスデューサＭＷ−Ｔｒは、ＳＴ発電機１２４の電力（出力）を測定し、この電力の測定結果をプラント制御装置１０１に出力する。

以上のように、図５の発電プラント１００は、高圧タービン１０３ａをバイパスする配管（バイパス配管）や、中／低圧タービン１０３ｂｃをバイパスする配管（第２配管）を備えており、これらの配管に高圧タービンバイパス調節弁１１９や中圧タービンバイパス調節弁１２０を備えている。そして、高圧タービンバイパス調節弁１１９の下流側の配管は、低温再熱管１２１に接続されており、中圧タービンバイパス調節弁１２０の上流側の配管は、高温再熱管１２２から分岐している。このような系統構成はカスケードバイパス系統と呼ばれ、昨今のＣ／Ｃ発電プラントでは主流と言い得るものとなっている。

プラント制御装置１０１は、発電プラント１００の種々の動作を制御し、例えば、ＭＣＶ弁１０５、ＩＣＶ弁１１８（Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａおよびＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂ）、高圧タービンバイパス調節弁１１９、および中圧タービンバイパス調節弁１２０の開閉や開度を制御する。

（２）初負荷ヒートソーク
ここで初負荷ヒートソークに関して、簡単に説明する。

図５は、発電プラント１００のコールド起動において行われる蒸気タービン１０３の初負荷ヒートソークを実施しているときの各弁の開閉状態を示している。図５にて、全体が黒で塗りつぶしてある弁は「全閉」の状態にあり、全体が白で抜けている弁は「全開」の状態にあり、半分が黒で塗りつぶしあり、半分が白で抜けている弁は「中間開度」の状態にある。

蒸気タービン１０３の起動時に、高温のＭＣＶ流入蒸気Ａ５に接触するタービン部材表面は高温となり、タービン部材内部は同流入蒸気に触れないので低温が維持される。そのため、蒸気タービン１０３の起動時における熱応力は、熱膨張による歪に起因して発生する。この熱応力は蒸気タービン１０３が冷機状態にあるときに顕著に発生するので、この熱応力を緩和する目的で、蒸気タービンのコールド起動では初負荷ヒートソーク運転が行われる。具体的には、蒸気タービン１０３が定格出力の５％〜１０％に相当する極低負荷で運転され、この状態が所定の時間だけ保持される。初負荷ヒートソーク保持時間としては、一般的には６０〜１２０分が選ばれる。このように極低負荷であるとＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量は少なくてすむので、蒸気タービン１０３はＭＣＶ流入蒸気Ａ５を少しづつ継続的に受入れる運転となり、熱応力の問題を緩和させることが可能となる。

本比較例では説明の便宜上、定格１００％出力を３００ＭＷとし、初負荷は１０％すなわち３０ＭＷ（３００×０．１）とする。これを電力発生の観点で描写すると、初負荷ヒートソーク運転中には発電機遮断器１２５は閉路され（ＳＴ発電機１２４は並列中）、ＳＴ発電機１２４は３０ＭＷを発生しており、発電機遮断器１２５を介して３０ＭＷが電力グリッド系統１２８に送電されている。

そして、熱応力の緩和という観点からは、ガスタービン１０２の運転にも配慮がなされる。一般に、流入蒸気の温度（この場合は主蒸気Ａ２の温度）が低温であるほど蒸気タービンの熱応力は軽減され緩和されるので、ガスタービン排ガスＡ１は極力低温とすることが望ましい。よって、初負荷ヒートソーク中のガスタービン１０２は、許容できる範囲での最低出力運転が行われる。その結果、排熱回収ボイラ１０４に供給される排ガスＡ１の熱量は少なくなり、ねらい通りに主蒸気Ａ２（ＭＣＶ流入蒸気Ａ５）は低温となるが、同時に主蒸気Ａ２（ＭＣＶ流入蒸気Ａ５）の流量が少量となる副作用を伴う。このことが、比較例における熱量不足問題（後述）の背景にある。

（３）２：１流量制御
カスケードバイパス系統の発電プラント１００において極低出力（３０ＭＷ）の初負荷ヒートソークを行うときに、高圧タービン１０３ａの最終段動翼で生じる風損（摩擦熱）の影響を受けて、高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度が高温化する傾向がある。初負荷ヒートソークは６０〜１２０分のオーダで実施されるので、高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度上昇はこのような長時間継続される可能性がある。もし高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度上昇が長時間継続されて温度上昇が過度に大きくなると、動翼損傷の問題が生じる可能性がある。

この温度上昇の問題を回避するためには、風損を緩和するように高圧タービン排気蒸気Ａ３の流量を多くすればよい。つまり、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量を増すことが効果的である。しかし、単にＭＣＶ流入蒸気Ａ５を増加すると、蒸気タービン１０３は３０ＭＷ以上の出力で運転されて「初負荷ヒートソーク」とはならない。

そこで、初負荷ヒートソーク運転中は、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量増加を図り、これに伴う高圧タービン１０３ａの出力の増加を相殺するように、中／低圧タービン１０３ｂｃの出力を減少させ、蒸気タービン１０３全体の出力が３０ＭＷとなるようにする。具体的には、ＩＣＶ弁１１８（Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａおよびＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂ）の開度を低減してＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量を減らし、中／低圧タービン１０３ｂｃの出力を低下させる。

そして２：１流量制御は、ＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量を減らす際に、その流量を具体的に規定するものである。具体的には、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５とＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量比を２：１にして、ＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量を減らす。この２：１という比率は、蒸気タービン製造メーカーの経験値に類する一種のノウハウに属するものである。換言すれば、２：１という比率は、高圧タービン１０３ａの最終段動翼で生じる風損（摩擦熱）を計算し、風損を回避できる流量を計算して得られた比率ではない。理由は、複雑な捻り形状の動翼で発生する摩擦熱や温度上昇は机上での計算が極めて困難であり、経験値とならざるを得ないという背景がある。なお、本明細書において、「机上の計算」とは、計算機やパーソナルコンピュータを使用しての熱力学のプログラム解析を意味し、またその応用であるシュミレーション解析を含む。

なお、２：１流量制御が必要となる運転領域は、初負荷ヒートソーク時（３０ＭＷ）だけではない。蒸気タービン１０３の通気（起動）直後に定格回転数に向けて昇速起動しているときには、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５はさらに少量であり（理由は、蒸気タービン１０３に要求されるトルクが初負荷時よりも昇速時の方が少ないため）、２：１流量制御が必要となる。しかし、昇速起動は起動上の通過点であり比較的短時間で終了するし、少量のＭＣＶ流入蒸気Ａ５で実施できる運転は好都合な一面も有するため、後述の２：１流量制御で問題となる主蒸気Ａ２の熱量不足は、昇速起動時の２：１流量制御では生じない。従って、本比較例や後述する第１および第２実施形態では、初負荷の運転時における２：１流量制御やその他の比での流量制御を取扱うことにする。

以下、本比較例のプラント制御装置１０１に内蔵する２：１流量制御やそれに関連する初負荷制御の詳細を説明する。

（４）比較例のプラント制御装置１０１
図６は、比較例のプラント制御装置１０１に内蔵する制御回路の図である。

図６は、２：１流量制御回路と、これに密接に関連して初負荷ヒートソーク運転を実現する制御回路とを示している。これらの回路は、プラント制御装置１０１に内蔵される制御回路の一部である。図６は、ＭＣＶ弁１０５、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａ、およびＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂの３弁の制御回路を示している。

プラント制御回路１０１は、図６に示すように、設定器２００と、減算器２０１と、ＰＩＤ（Proportional-Integral-Derivative）コントローラ２０２と、関数発生器２０３とを備えている。なお、高圧タービンバイパス調節弁１１９と中圧タービンバイパス調節弁１２０は、プラント制御装置１０１により制御されるものの、以下の説明との直接的な関連が希薄なので、図６に図示することを省略する。

（４ａ）ＭＣＶ弁１０５の初負荷制御
ＭＣＶ弁１０５は、主蒸気Ａ２が７．０ＭＰａに保持され、ＳＴ発電機１２４が並列中で、蒸気タービン１０３が系統グリッド１２８と同期回転している状態で、次のような初負荷制御を実施する。

設定器２００は、ＳＴ発電機１２４が発生する電力の設定値（ＳＶ値）として、３０ＭＷを保持している。前述のとおり、この３０ＭＷは、本比較例における「初負荷」として選定されるものであり、高圧タービン１０３ａ、中圧タービン１０３ｂ、および低圧タービン１０３ｃの合計出力の設定値に相当する。

減算器２０１は、プロセス値（ＰＶ値）として、ＭＷトランスデューサＭＷ−Ｔｒが計測するＳＴ発電機１２４の電力（以下「発電機ＭＷ」と呼ぶ）を取得する。そして、減算器２０１は、発電機電力設定値３０ＭＷからプロセス値（ＰＶ値）を減算して偏差Δを出力する。

初負荷制御のＰＩＤコントローラ２０２は、減算器２０１から偏差Δを取得して、偏差ΔをゼロにするようにＰＩＤ制御を行う。ＰＩＤコントローラ２０２から出力される操作量（ＭＶ値）は、ＭＣＶ弁１０５の開度指令値Ｂ１〔％〕である。

なお、ＭＣＶ弁１０５の実際の弁開度〔％〕は、速やかに開度指令値Ｂ１〔％〕に追従して開度指令値Ｂ１〔％〕と同じになる。よって、本比較例が係わる技術領域では、開度指令値Ｂ１とは、ＭＣＶ弁１０５の開度Ｂ１と読み替えることが可能である。以下、文脈に応じて開度指令値Ｂ１と開度Ｂ１の表記を併用する。同様に、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂに関しても、文脈に応じて開度指令値Ｂ２と開度Ｂ２の表記を併用する。

以下、ＰＩＤコントローラ２０２がＭＣＶ弁１０５の開度指令値Ｂ１〔％〕を出力する際のＭＣＶ弁１０５の動作を説明する。計測された発電機ＭＷが３０ＭＷより小さいときは、Δの極性はプラスとなり、操作量（ＭＶ値）が増加する。その結果、ＭＣＶ弁１０５の開度Ｂ１は大きくなり、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５が増加して、高圧タービン１０３ａの出力が増加する。逆に発電機ＭＷが３０ＭＷより大きいときは、Δの極性はマイナスとなり、操作量（ＭＶ値）が減少する。その結果、開度Ｂ１は小さくなり、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５が減少して、高圧タービン１０３ａの出力が減少する。

このようにして、ＭＣＶ弁１０５は、発電機ＭＷを３０ＭＷにする過不足のないＭＣＶ流入蒸気Ａ５が流入する開度Ｂ１に調整される。初負荷ヒートソーク運転は、この３０ＭＷ運転を所定のヒートソーク時間（６０〜１２０分）継続する。ヒートソーク時間の選定や管理は、ミスマッチチャートと呼ばれるプラント制御装置１０１に内蔵される制御回路が行う。

（４ｂ）ＩＣＶ弁の２：１流量制御
本比較例においてはＡ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂは同一の開度Ｂ２で制御される。従って説明の便宜上、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂを総称して以下「ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂ」と記述する。

２：１流量制御は、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度を減じて、ＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量をＭＣＶ流入蒸気Ａ５の半分にすることが目的である。しかし、ＭＣＶ弁１０５の開度「Ｂ１」の半分である「Ｂ１÷２」を計算し、開度「Ｂ１÷２」でＩＣＶ弁１１８ａ／ｂを開弁すれば、２：１流量制御が実現するわけではない。つまり、単純にＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度をＭＣＶ弁１０５の開度の半分にしても、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂを通過する蒸気流量はＭＣＶ弁１０５を通過する蒸気流量の半分にはならない。理由は、ＭＣＶ弁１０５とＩＣＶ弁１１８ａ／ｂは、弁サイズや流量係数（Ｃｖ値）や弁特性カーブが互いに異なるからであり、加えて、各弁の弁体の前後差圧が考慮されていないからである。各弁の通過蒸気量は、弁体の前後差圧に依存する。そこで、本比較例のプラント制御装置１０１は、２：１圧力制御を行うために関数発生器２０３を備えている。

関数発生器２０３は、初負荷制御のＰＩＤコントローラ２０２からＭＣＶ弁１０５の開度指令値Ｂ１を取得し、内蔵する関数Ｆ（ｘ）により出力ｙを算出する。関数発生器２０３に入力される入力ｘは、ＭＣＶ弁１０５の開度指令値Ｂ１であり、関数発生器２０３から出力される出力ｙは、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度指令値Ｂ２である。上述のように、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂに関しては、文脈に応じて開度指令値Ｂ２と開度Ｂ２の表記を併用する。

関数Ｆ（ｘ）は、ＭＣＶ弁１０５が開度Ｂ１が入力されると、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量の半分の流量になるＩＣＶ流入蒸気Ａ７が通過するＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度Ｂ２を出力する。本比較例では、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度とＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度が同じなので、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａにはＭＣＶ流入蒸気Ａ５の１／４の流量が流入し、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂにもＭＣＶ流入蒸気Ａ５の１／４の流量が流入し、これらの合計でＭＣＶ流入蒸気Ａ５の半分の流量となる。関数Ｆ（ｘ）は、蒸気タービン１０３内の段落の圧力降下ヒートバランスを利用して次のようにして求める。

例えば、ＭＣＶ弁１０５の開度Ｂ１が１０〔％〕のときのＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量を求めるには、ＭＣＶ弁１０５の一次圧力、高圧タービン排気圧力、ＭＣＶ弁１０５のＣｖ値、主蒸気Ａ２の温度などが必要となる。しかし、ＭＣＶ弁１０５の一次圧力（７．０ＭＰａ）や、高圧タービン排気圧力（０．８ＭＰａ）や、ＭＣＶ弁１０５のＣｖ値は決定または把握されているし、主蒸気Ａ２の温度も想定できることから、これらの値を高圧タービン内の段落の圧力降下計算（収束計算を含む）に用いれば、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量を求めることができる。このＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量の半分を計算し、計算された流量をＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量として決定する。

次に、このＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量が通過する際のＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度Ｂ２’（＝ｙ’）の算出に取り掛かる。この場合、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの一次圧力（０．８ＭＰａ）や、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂのＣｖ値は決定または把握されているし、低圧タービン排気圧力（復水器１１３内の圧力と同様にほぼ真空圧力）と再熱蒸気Ａ４の温度も想定できることから、これら値を中／低圧タービン内の段落の圧力降下計算（収束計算を含む）に用いれば、ｙ’を求めることができる。

このようにして、関数Ｆ（ｘ）のひとつの座標（１０、ｙ’）が決定される。このような手順を、ｘ（＝Ｂ１）が０〔％〕から１００〔％〕の範囲内で何個かの開度の値を選択して繰り返すことで、関数Ｆ（ｘ）の複数の座標が決定される。これら決定済の座標間の未決定の座標は、内挿で近似することが可能である。これにより、関数Ｆ（ｘ）の全体が設定カーブとして決定される。

以上の説明から分かるように、本比較例における２：１流量制御の関数Ｆ（ｘ）を決定するためには、煩雑で労力を要する作業が必要となる。以下、これの作用を具体的に説明する。ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度Ｂ２は、ＭＣＶ弁１０５の開度Ｂ１に連動する。よって、前述の初負荷制御において、発電機ＭＷが３０ＭＷより小さくＭＣＶ弁１０５の開度Ｂ１が増すときには、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度Ｂ２も増して中／低圧タービン１０３ｂｃの出力も増加する。すなわち、ＭＣＶ弁１０５とＩＣＶ弁１１８ａ／ｂが連動するという効果により、発電機ＭＷが３０ＭＷ以下のときは、蒸気タービン１０３全体が出力増に向けて適切に応答する。逆に発電機ＭＷが３０ＭＷ以上のときは、ＭＣＶ弁１０５の開度Ｂ１が減じて、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度Ｂ２も減じて、蒸気タービン１０３全体が負荷応答して出力減となる。

そして、上述のように、これらの場合にもＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量はＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量の半分に調整される。このように、２：１流量制御は、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度Ｂ２を制限する制御である。ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度を減じる結果、中圧タービン１０３ｂに流入できない余剰の再熱蒸気Ａ４が発生するが、これは再熱蒸気Ａ４の圧力を０．８ＭＰａ以上に昇圧させる。その結果、中圧タービンバイパス弁１２０の圧力制御が働いて、再熱蒸気Ａ４が中圧バイパス蒸気Ａ８として復水器１１３に排出される。

この中圧バイパス蒸気Ａ８は、中／低圧タービン１０３ｂｃの回転駆動に貢献することなく復水器１１３に棄てられる。よって、ねらい通りに極低出力の３０ＭＷ運転下でも高圧タービン１０３ａは比較的高出力を維持できる。これは、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５を比較的高流量にすることを意味するので、高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度上昇が緩和されることとなる。

（５）比較例の問題
初負荷ヒートソーク中のガスタービン１０２は排ガスＡ１を極力低温とするため、許容できる範囲での最低出力運転が行われ、主蒸気Ａ２の発生流量は少ない。この運転状況下では、初負荷制御が３０ＭＷを保持しようとしてＭＣＶ弁１０５の開度Ｂ１を増加させると、高圧タービンバイパス調節弁１１９が全閉（または５％以下の極端な微開）となる問題がある。具体的にいうと、開度Ｂ１を増すとＭＣＶ流入蒸気Ａ５も増加する結果、高圧タービンバイパス調節弁１１９の圧力制御は、主蒸気気圧力を７．０ＭＰａに保持しようとして高圧タービンバイパス調節弁１１９の開度を減じていく。しかし、主蒸気Ａ２の発生流量は少ないので、高圧タービンバイパス調節弁１１９の開度は極端な微開になり、弁差圧によるエロージョン（侵食）が生じる。最悪の場合は、高圧タービンバイパス調節弁１１９の開度は全閉となり、ドラム１１０の圧力制御機能は喪失する。

この異常な状態では、発電プラント１００の安定運転はできない。原因は、主蒸気Ａ２の発生流量が少なく排熱回収ボイラ１０４からの熱量が不足していることにあるが、一方で２：１流量制御は相当量の中圧バイパス蒸気Ａ８（熱量）を復水器１１３に棄てる運転法である。よって、中／低圧タービン１０３ｂｃの駆動力には余裕が少なく、このことが熱量不足を助長する。

ここで、２：１流量制御ではなく、１：１流量制御（ＩＣＶ流入蒸気Ａ７とＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量が等量）の場合を想定する。この場合、中／低圧タービン１０３ｂｃは多量のＩＣＶ流入蒸気Ａ７により駆動されるので充分な余裕を保持し、たとえ主蒸気Ａ２の熱量が不足気味でも無理なく３０ＭＷ出力を維持できる。従って、１：１流量制御では、高圧タービンバイパス調節弁１１９が微開や全閉になる問題（熱量不足問題）は生じない。しかし、１：１流量制御では、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５が小さい流量になるので高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度上昇の問題が生じてしまう。すなわち、高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度上昇問題と主蒸気Ａ２の熱量不足問題は背反する事象である。

（第１実施形態）
（１）第１実施形態の概要
比較例で説明した２：１流量制御は、蒸気タービン１０３が通気（起動）して定格回転数に向けて昇速起動する際に必要とされる。それは、昇速時はＭＣＶ流入蒸気Ａ５が少量のためである。しかし、初負荷ではＭＣＶ流入蒸気Ａ５は昇速時よりも増量されるので、高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度上昇は比較的緩和されて、２：１流量制御と１：１流量制御の間に相当する運転方法が成立する（少なくともその可能性がある）。

本実施形態は、これを実現するために２つのＩＣＶ弁１１８ａ／ｂを利用する。具体的には、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａには比較例と同じく２：１流量制御を適用するが、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度は固定開度（例えば１５％）として初負荷の運転を行う。このとき、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの固定開度をＡ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度よりも大きい開度とすることで、２：１流量制御と１：１流量制御の間の運転が実現される。簡単に言えば、この固定開度は中／低圧タービン１０３ｂｃの出力増加をもたらすので、主蒸気Ａ２の熱量が不足しても初負荷３０ＭＷの運転が可能となる。

なお、２つのＩＣＶ弁１１８ａ／ｂを異なる開度で開弁すると、リヒートボウル室１２９の上下にアンバランスな量の蒸気流入が起こる。しかし、これはタービン運転への支障とはならない。なぜなら、１弁のみＩＣＶ弁を備える蒸気タービンでは、ＩＣＶ流入蒸気はリヒートボウル室１２９の上方のみから（または下方のみから）供給されるが、タービン運転への支障とはなっていないからである。蒸気タービンが１弁のみＩＣＶ弁を備えることは、蒸気タービンが２つのＩＣＶ弁１１８ａ／ｂを備えるときに片側のＩＣＶ弁を全閉した場合に相当する。これに照らせば、異なる開度で２つのＩＣＶ弁１１８ａ／ｂを開弁することに問題がないのは明らかである。

（２）第１実施形態の発電プラント１００ａ
図１は、第１実施形態の発電プラント１００ａの構成を示す模式図である。

図１の発電プラント１００ａは、発電プラント１００ａの動作を制御するプラント制御装置１０１ａを備え、さらには、図５の発電プラント１００と同様の構成要素（ガスタービン１０２、蒸気タービン１０３、排熱回収ボイラ１０４等）を備えている。ただし、図１の発電プラント１００ａはさらに、発電機遮断器１２５が「閉路」の状態であることを検知する検知器ＣＳ−１を備えている。また、図１のプラント制御装置１０１ａは、図５のプラント制御装置１０１の２：１流量制御とは異なる流量制御を行う制御回路を有している。そのため、図１では、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度指令〔％〕が「Ｂ２」から「Ｂ３」に置き換わっている。

（３）第１実施形態のプラント制御装置１０１ａ
図２は、第１実施形態のプラント制御装置１０１ａに内蔵する制御回路の図である。

図２は、ＭＣＶ弁１０５、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａ、およびＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂという３弁の制御回路を示している。プラント制御回路１０１ａは、プラント制御回路１０１と同様に、設定器２００と、減算器２０１と、ＰＩＤコントローラ２０２と、関数発生器２０３とを備えている。プラント制御回路１０１ａはさらに、設定器２１０と、アナログメモリ２１１と、入力装置２１２と、切替器２１３と、遅延タイマー２１４と、変化率制限器２１５とを備えている。入力装置２１２は、押しボタン２１２ａと、押しボタン２１２ｂと、表示器２１２ｃとを備えている。ＭＣＶ弁１０５は第１弁の例であり、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂは第２弁と第３弁の例である。また、高圧タービン１０３ａは第１蒸気タービンの例であり、中圧タービン１０３ｂと低圧タービン１０３ｃは第２蒸気タービンの例である。

なお、高圧タービンバイパス調節弁１１９と中圧タービンバイパス調節弁１２０は、比較例と同じ制御を行う。すなわち、高圧タービンバイパス調節弁１１９は、主蒸気Ａ２の圧力を７．０ＭＰａに保持する圧力制御を行い、中圧タービンバイパス調節弁１２０は、再熱蒸気Ａ４の圧力を０．８ＭＰａに保持する圧力制御を行う。これらの弁は、プラント制御装置１０１ａにより制御されるものの、以下の説明との直接的な関連が希薄なので、図２に図示することを省略する。高圧タービンバイパス調節弁１１９は第１バイパス弁の例であり、中圧タービンバイパス調節弁１２０は第２バイパス弁の例である。

（３ａ）ＭＣＶ弁１０５の初負荷制御
ＭＣＶ弁１０５の制御は、比較例と同様に行われる。すなわち、ＰＩＤコントローラ２０２は、減算器２０１から偏差Δを取得して、偏差ΔをゼロにするようにＰＩＤ制御を行う。ＰＩＤコントローラ２０２から出力される操作量は、ＭＣＶ弁１０５の開度指令値Ｂ１である。なお、文脈に応じて開度指令値Ｂ１と開度Ｂ１の表記を併用／読み替えるのは比較例と同様である。ＭＣＶ弁１０５は、発電機ＭＷを３０ＭＷに保持（調整）するＭＷ制御を行う。プラント制御回路１０１ａが設定器２００から３０ＭＷという設定値を取得する機能は、取得部の例であり、ＰＩＤコントローラ２０２は、制御部の例である。

（３ｂ）Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの２：１流量制御
Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの制御も、比較例と同様に行われる。すなわち、関数発生器２０３は、初負荷制御のＰＩＤコントローラ２０２からＭＣＶ弁１０５の開度指令値Ｂ１を取得し、内蔵する関数Ｆ（ｘ）により出力ｙを算出する。関数発生器２０３に入力される入力ｘは、ＭＣＶ弁１０５の開度指令値Ｂ１であり、関数発生器２０３から出力される出力ｙは、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度指令値Ｂ２である。この開度指令値Ｂ２は分岐されて後述するＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂの回路にも使用される。文脈に応じて開度指令値Ｂ２と開度Ｂ２の表記を併用／読み替える。

本実施形態の関数Ｆ（ｘ）は、比較例の関数Ｆ（ｘ）と同じ関数である。よって、本実施形態の関数Ｆ（ｘ）から生成される開度指令値Ｂ２は、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の１／４の流量をＡ−ＩＣＶ弁１１８ａに流入させる開度であり、これはＭＣＶ弁１０５の開度Ｂ１に連動する。よって、前述の初負荷制御において、発電機ＭＷが３０ＭＷより小さくＭＣＶ弁１０５の開度Ｂ１が増すときには、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度Ｂ２も増して中／低圧タービン１０３ｂｃの出力も増加する。逆に発電機ＭＷが３０ＭＷ以上のときは、開度Ｂ１が減じて、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度Ｂ２も減じて、中／低圧タービン１０３ｂｃは出力減となる。

（３ｃ）Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの固定開度
（α）並列後１０秒間の２：１流量制御
まず、切替器２１３について説明する。切替器２１３は、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの制御用に、開度指令値Ｂ２と後述する開度指令値（固定開度）Ｂ４のいずれを出力するかを切り替える。本実施形態においても、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの２：１流量制御が必要となる運転領域があり、そのために切替器２１３が設けられている。そのような運転領域の一例は、先に述べた蒸気タービン１０３の通気（起動）直後に定格回転数に向けて昇速起動しているときである。

そして、定格回転数運転に引き続き発電機遮断器１２５が閉路された（ＳＴ発電機１２４は並列）後、初負荷３０ＭＷに向けて出力が上昇している最中（初負荷３０ＭＷに至る前）もやはりＭＣＶ流入蒸気Ａ５は比較的少量なので、このときも２：１流量制御は必要となる。このような２：１流量制御が必要となる期間はおおむね、発電機遮断器１２５が閉路（並列）された直後の１０秒間である。これを判断するため、プラント制御回路１０１ａが検知器ＣＳ−１により発電機遮断器１２５の「閉路」状態を検知すると、遅延タイマー２１４は１０秒をカウントアップし、１０秒経過時に遅延タイマー２１４からの信号ＳＷはそれまでのＯＦＦからＯＮに変化する。

切替器２１３には次の２つが入力される。すなわち、関数発生器２０３から出力され分岐された開度指令値Ｂ２と、後述する固定開度Ｂ４の２つの入力である。切替器２１３はこれら２つの入力を、信号ＳＷのＯＮ／ＯＦＦに応じて切替えて、出力ＰＯＳとして出力するように構成されている。信号ＳＷがＯＮのときは出力ＰＯＳは固定開度Ｂ４となり、信号ＳＷがＯＦＦのときは出力ＰＯＳは開度指令値Ｂ２となる。並列された直後の１０秒間は信号ＳＷはＯＦＦなので、出力ＰＯＳは開度指令値Ｂ２である。

変化率制限器２１５は、出力ＰＯＳを入力し、変化率制限部２１５内で出力ＰＯＳを調整して出力する。具体的には、変化率制限器２１５は、変化率制限器２１５の出力が急激な変動を伴わないように、出力ＰＯＳに変化率制限の処置を施したのち、変化率制限の処置が施された出力ＰＯＳを開度指令値Ｂ３として出力する。従って、並列後１０秒間は開度指令値Ｂ３は（変化率制限の影響で）若干遅れながらも開度指令値Ｂ２に追従し、最終的には開度指令値Ｂ２と等しくなる。すなわち、この並列後１０秒の間は、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂも２：１流量制御で制御され、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂは同じ開度Ｂ２となる。

（β）熱量不足の問題（再掲）
ここで熱量不足の問題（比較例の問題）を再度掲載する。もし仮に比較例と同じ運転法のまま発電機ＭＷが３０ＭＷに到達すると、その運転状態は次のようになる。ＭＣＶ弁１０５は初負荷制御により開度Ｂ１で制御され開弁しており、開度Ｂ１は３０ＭＷで「開度Ｐ」となる。Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂは２：１流量制御により開度Ｂ２で制御され開弁しており、開度Ｂ２は３０ＭＷで「開度Ｑ」となる。開度Ｐと開度Ｑの具体的な値は、タービンモデル機種や主蒸気Ａ２の温度／圧力の条件等に応じて様々であるが、経験上、開度Ｐは約１１％から１５％の間であり、開度Ｑは約６％から１０％の間であると想定される。

この開度Ｐを用いて熱量不足を記述すると、次のように整理される。熱量不足の原因はＭＣＶ弁１０５の開度Ｐが比較的高い開度になることであり、その結果、主蒸気Ａ２のほとんど大部分（または全部）がＭＣＶ流入蒸気Ａ５としてＭＣＶ弁１０５に流入してしまう。その結果、高圧タービンバイパス調節弁１１９の開度が微開（または全閉）となる。この運転状態はドラム１１０の圧力制御が喪失しているので、安定運転に支障を来すおそれがある。

（γ）並列１０秒経過後の固定開度
そこで、本実施形態では、並列後１０秒を経過した時点（３０ＭＷに到達する前）で、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂを１５％の固定開度とする。この場合、この固定開度はＡ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度Ｑより大きい開度として選択される必要があり、１５％はその一例である。固定開度を開度Ｑより大きい開度とする理由は、中／低圧タービン１０３ｂｃの出力を大きくし、高圧タービン１０３ａの出力を小さくするためである。しかし、固定開度を極端に大きな開度にすると、中／低圧タービン１０３ｂｃの出力だけで３０ＭＷを超えてしまい、これはＭＣＶ弁１０５が全閉する問題を生じる。よって、固定開度は開度Ｑより適切な程度に大きい値とすることが求められる。なお、最終的な固定開度の数値は、後述する「試行的なアプローチ」を通じて最適化される。

この固定開度を提供するために、設定器２１０とアナログメモリ２１１が設けられている。アナログメモリ２１１は、積分器の一類型であり、手動による加減操作が可能な構成となっている。アナログメモリ２１１の入力部には、Ｘポート、Ｉポート、およびＤポートが設けられている。

設定器２１０には１５％が設定されており、アナログメモリ２１１のＸポートは設定器２１０より１５％を取得して、これを固定開度Ｂ４として出力する。この１５％は、積分器の初期値に相当する値であると理解される。アナログメモリ２１１はさらに、ＩポートやＤポートから入力される手動操作を受けて、固定開度Ｂ４を初期値１５％から増減することが可能であり、これについては次項（δ）で後述する。

上述のとおり、並列後１０秒経過時に信号ＳＷはＯＮとなり、切替器２１３の出力ＰＯＳは固定開度Ｂ４に切替わる。変化率制限器２１５には固定開度Ｂ４が入力され、変化率制限器２１５から出力される開度指令値Ｂ３は１５％に向けて所定のレース（変化率）で上昇し、これに追従してＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度も１５％になる。この開度指令値Ｂ３は文脈に応じて開度指令値Ｂ３と開度Ｂ３の表記を併用／読み替える。

以上のように、本実施形態のプラント制御装置１０１ａは、所定の期間において２つのＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度を異なる開度に制御する。この期間において、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度とＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度は、常に異なる開度に制御され続けてもよいし、一時的に同じ開度に変化してもよい。例えば、固定開度Ｂ４が１５％の場合、上記期間内のＡ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度は、常に１５％以外でもよいし、一時的に１５％になってもよい。

これは、固定開度Ｂ４の値が、後述のように１３％や１４％の場合にも同様である。例えば、固定開度Ｂ４が１４％の場合、上記期間内のＡ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度は、常に１４％以外でもよいし、一時的に１４％になってもよい。

以下、固定開度Ｂ４が１５％の場合の作用について記載する。この場合、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度Ｂ３が１５％に増加するので、中／低圧タービン１０３ｂｃの出力が増加する。その結果、蒸気タービン１０３が３０ＭＷに到達したとき、高圧タービン１０３ａの出力は比較例より少なくて済む。すなわち、初負荷制御によりＭＣＶ弁１０５の開度Ｂ１は開度Ｐより低減して、これに連動するＡ−ＩＣＶ弁１１８ａ（２：１流量制御下）の開度Ｂ２も開度Ｑより低減する。しかし、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度Ｂ３はもはや連動することなく、１５％の固定開度を保持する。ＭＣＶ弁１０５の開度が開度Ｐより小さくなることで、比較例の熱量不足問題の原因であったＭＣＶ弁１０５の高開度は解消または緩和される。その結果、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５も減じて、高圧タービンバイパス調節弁１１９は安定した圧力制御が行われる開度まで回復（開度増）する。

以上の作用を、仮想的な初負荷制御という概念を用いて再度描写する。先ず、中／低圧タービン１０３ｂｃの出力を、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａを通過した蒸気が駆動する出力（以下、中低ＴＢＮ出力（Ａ）と呼ぶ）と、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂを通過した蒸気が駆動する出力（以下、中低ＴＢＮ出力（Ｂ）と呼ぶ）とに分割する。当然、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂを１５％開度で一定にすると、中低ＴＢＮ出力（Ｂ）も一定となる（厳密に言えば、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度が変わると、タービン内の段落圧力差に影響して中低ＴＢＮ出力（Ｂ）は若干変動するが、本実施形態が扱う技術領域では無視してよく、中低ＴＢＮ出力（Ｂ）は一定としてよい）。説明の便宜上、この一定の出力を１２ＭＷとする。この場合、中低ＴＢＮ出力（Ｂ）は１２ＭＷの一定なので、発電機ＭＷが初負荷３０ＭＷになるためには、残り１８ＭＷを高圧タービン１０３ａの出力と中低ＴＢＮ出力（Ａ）の両者で補完すればよい。

すなわち、仮想的にＭＣＶ弁１０５弁の初負荷制御は、３０ＭＷに替わり１８ＭＷを設定値としてＭＷ制御を行えばよい。この仮想の初負荷制御では、１８ＭＷの出力を実現するように、ＭＣＶ弁１０５弁の開度Ｂ１を減じ、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａ（２：１流量制御下）はこれに連動して減じられる。この仮想の初負荷制御では、中低ＴＢＮ出力（Ｂ）の１２ＭＷが一定のバイアス値とみなされる。

ここに実現されたのは、先に述べた２：１流量制御と１：１流量制御との間に相当する運転である。２：１流量制御下のＡ−ＩＣＶ弁１１８ａには、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の１／４の流量が流入している。Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度１５％はＡ−ＩＣＶ弁１１８ａより大きな開度なので、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂにはＭＣＶ流入蒸気Ａ５の１／４以上の流量が流入している。従って、２つのＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの合算流量、すなわち、ＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量は、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の１／２以上の流量となり、流量比は２：１より小さくなる。加えて、中圧タービンバイパス調節弁１２０は次に述べるとおり中間開度なので、流量比は１：１より大きくなる。よって、即ち流量比は、２：１と１：１の間となる。

このとき、中圧タービンバイパス調節弁１２０の挙動や作用は次のようになる。Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度を１５％に増加すると、中／低圧タービン１０３ｂｃの出力は増加する。その増加分は、それまで中圧タービンバイパス調節弁１２０を経由して復水器１１３に流入していた中圧バイパス蒸気Ａ８（の一部）が、ＩＣＶ流入蒸気Ａ７に加わり、中／低圧タービン１０３ｂｃを駆動することでもたらされる。ＩＣＶ流入蒸気Ａ７が増加した分、中圧タービンバイパス調節弁１２０は圧力制御により開度を減じて、中圧バイパス蒸気Ａ８は減少する。しかし、中圧タービンバイパス調節弁１２０は依然として中間開度にあり、中圧バイパス蒸気Ａ８は復水器１１３に継続して流入している。

ここで、上述のように流量比が１：１よりも大きくなることについて説明する。蒸気Ａ７、Ａ６、Ａ５の流量は、下記（１）の関係を満足する。

ＩＣＶ流入蒸気Ａ７＋中圧バイパス蒸気Ａ６
＝ＭＣＶ流入蒸気Ａ５＋高圧バイパス蒸気Ａ６・・・（１）
熱量不足に起因して高圧タービンバイパス調節弁１１９は微開となるので、高圧バイパス蒸気Ａ６は少量である。従って、上記（１）は下記（２）のように近似される。

ＩＣＶ流入蒸気Ａ７＋中圧バイパス蒸気Ａ６
≒ＭＣＶ流入蒸気Ａ５・・・（２）
中圧タービンバイパス調節弁１２０が中間開度であると、中圧バイパス蒸気Ａ６がゼロ以上なので、下記（３）の大小関係が成立し、流量比は１：１よりも大きくなる。

ＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量＜ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量・・・（３）
なお、もし中圧タービンバイパス調節弁１２０が全閉して中圧バイパス蒸気Ａ６がゼロになると、Ａ７とＡ５は等量となり、近似的に１：１の流量比となる。

（δ）初負荷３０ＭＷでの固定開度の調整
以上の（γ）により、高圧タービンバイパス調節弁１１９の開度が回復し、比較例の問題であった熱量不足の問題は解消する。しかし、高圧タービンバイパス調節弁１１９の開度制御とトレードオフの関係にある高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度上昇に注意する必要がある。なぜなら、上述の作用でＭＣＶ流入蒸気Ａ５が減小すると、高圧タービン排気蒸気Ａ３も減少するので、風損（摩擦熱）によって高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度が上昇し、もし温度許容範囲を逸脱すれば高圧タービン１０３ａにダメージが及ぶからである。しかし、上述のように高圧タービン１０３ａの最終段動翼で生じる風損を机上で評価し、風損を回避できるＭＣＶ流入蒸気Ａ５流量を事前に計算することは極めて難しい。このことは、適切な固定開度を計算により求めることも難しいことを意味する。すなわち、これまで使用してきた１５％という固定開度は、あくまで説明の便宜を図るための一例に過ぎず、ここで１５％という値の妥当性に目を転じる必要がある。

そこで、本実施形態では、上述の固定開度を、次の（４）の「試行的なアプローチ」によりユーザが調整可能な可変値とする。簡単に言えば、発電プラント１００ａを実際に３０ＭＷで運転して初負荷ヒートソークを行っている最中に、１５％の固定開度を、例えば１４％に減じたり１６％に増したり試行的に加減・調整することを可能にする。これにより、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量を増減し、高圧タービンバイパス調節弁１１９の開度制御とＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量制御との最適なトレードオフを探ることが可能となる。幸いにも、本実施形態の初負荷ヒートソークは複数回の試行が可能な充分な時間を有する。このように、本実施形態の固定開度は、ユーザがある設定値（例えば１５％）から別の設定値（例えば１４％や１６％）に変更することが可能な可変値である。

入力装置２１２は、これを簡単かつ省力化して行うために設けられている。入力装置２１２は、固定開度の値をユーザが手動操作で選択して入力するための装置（設定器）であり、アナログメモリ２１１の出力である固定開度Ｂ４の値を増減することができる。入力装置２１２の例は、プラント制御装置１０１ａに接続されたセレクタステーション、操作パネル、パーソナルコンピュータ等である。入力装置２１２は、プラント制御装置１０１ａを構成する機器でもよいし、プラント制御装置１０１ａとは別の機器でもよい。

入力装置２１２は、固定開度Ｂ４の値を増す押しボタン２１２ａと、固定開度Ｂ４の値を減らす押しボタン２１２ｂと、固定開度Ｂ４の値を表示する表示器２１２ｃとを備えている。押しボタン２１２ａ、２１２ｂは、ハードキーでもよいし、マウス操作やタッチ操作により反応するソフトキーでもよい。表示器２１２ｃの例は、電光掲示板や液晶画面である。

アナログメモリ２１１は、Ｉポート（Increase Port）を経由して押しボタン２１２ａによる増指令を取得し、増指令に従って固定開度Ｂ４を増加させる。また、アナログメモリ２１１は、Ｄポート（Decrease Port）を経由して押しボタン２１２ａによる減指令を取得し、減指令に従って固定開度Ｂ４を減少させる。

（４）試行的なアプローチ
以下、本実施形態において試行的なアプローチで固定開度Ｂ４の最適値を求めていく過程について説明する。その際に前述の仮想的な初負荷制御の考え方を用いると理解しやすいので、以下の説明ではこれを使用する。なお、ここに記載する固定開度Ｂ４や中低ＴＢＮ出力（Ｂ）の数値は、あくまでも説明を分かりやすくするための例に過ぎず、これに限られるものではない。

（４ａ）固定開度Ｂ４＝１５％の試行
まず、初期値に相当する固定開度Ｂ４＝１５％で最初の試行を行う。設定器２１０には１５％が設定されており、アナログメモリ２１１は固定開度Ｂ４として１５％を出力している。この状態で発電プラント１００ａを起動する。蒸気タービン１０３の通気が開始され昇速起動が行われ、定格回転数に到達後、発電機遮断器１２５が閉路されてＳＴ発電機１２４は並列する。ＭＣＶ弁１０５は初負荷制御を開始し、出力は初負荷３０ＭＷに向けて上昇し、３０ＭＷに到達した後、初負荷ヒートソークの運転が開始される。このとき、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度は１５％であり、中低ＴＢＮ出力（Ｂ）は１２ＭＷである。よって、仮想の初負荷制御は１８ＭＷの設定値を有しており、高圧タービン１０３ａの出力（以下、高ＴＢＮ出力と呼ぶ）と中低ＴＢＮ出力（Ａ）は両者合計して１８ＭＷとなっている。

比較例に比べ、本実施形態ではＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量が減少するので、高圧タービンバイパス調節弁１１９は安定した圧力制御が可能な比較的大きな開度となる。しかし、それは同時に風損（摩擦熱）を増すので、高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度に注意する必要がある。この場合、摩擦熱による排気温度の上昇は約５分程度の遅れを伴い応答し整定するので、固定開度Ｂ４＝１５％を試行した後、温度上昇が観測されるようであれば、それは高圧タービン排気蒸気Ａ３の流量（ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量）が少なすぎるということである。同時にそれは、１８ＭＷの仮想の初負荷制御の設定値が低すぎるということを意味する。そこで、次の（４ｂ）で固定開度Ｂ４＝１３％を試行する。固定開度を２％を減じるのみであるが、一般にＩＣＶ弁の弁開度ｖｓ流量特性カーブは低開度域で鋭敏な特性を示し、１％や２％程度の開度変動でも比較的大きな流量変化を生じる。

なお、発電プラント１００ａは、高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度を確認するために、図示されない複数の温度センサを備えていることが望ましい。

（４ｂ）固定開度Ｂ４＝１３％の試行
初負荷ヒートソークの最中に、入力装置２１２を使用して固定開度Ｂ４を１５％から１３％に減じる。このとき、ユーザが固定開度Ｂ４を正確に読み取れるように、固定開度Ｂ４の値を表示する表示器２１２ｃはディジタル式の表示器としてもよい。

固定開度Ｂ４を１３％にすると、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度は１３％となり、中低ＴＢＮ出力（Ｂ）は９ＭＷに減じる。これにより、仮想の初負荷制御は２１ＭＷの設定値を有することになり、それは高ＴＢＮ出力と中低ＴＢＮ出力（Ａ）の合計を１８ＭＷから２１ＭＷに増加するように作用して、ＭＣＶ弁１０５の開度を増す。その結果、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量（高圧タービン排気蒸気Ａ３の流量）が増加して風損が減り、高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度は低下する。

しかしこのとき、高圧タービンバイパス調節弁１１９の開度に注意する必要がある。ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量が増加する結果、高圧タービンバイパス調節弁１１９が許容できない微開（一般的には５％以下）になるようであれば、それは２１ＭＷの仮想の初負荷制御の設定値が高すぎるということを意味する。そこで、次に固定開度Ｂ４＝１４％を試行する。

（４ｃ）固定開度Ｂ４＝１４％の試行
初負荷ヒートソークの最中に、入力装置２１２を使用して固定開度Ｂ４を１３％から１４％に増加する。固定開度Ｂ４を１４％にすると、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度は１４％となり、中低ＴＢＮ出力（Ｂ）は１０ＭＷに上昇する。これにより、仮想の初負荷制御は２０ＭＷの設定値を有することになり、それは高ＴＢＮ出力と中低ＴＢＮ出力（Ａ）の合計を２１ＭＷから２０ＭＷに低減するように作用して、ＭＣＶ弁１０５の開度を減じる。その結果、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５の流量が減じて、高圧タービンバイパス調節弁１１９の開度は５％以上に回復する。このとき、高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度は（４ｂ）の開度１３％試行より上昇するが、その温度上昇が許容できる範囲以内であれば、固定開度Ｂ４＝１４％が最適な固定開度であり、ここにねらい通りのトレードオフが成立する。

上記の手順では、固定開度Ｂ４を１４％の近傍で１％刻みで振ったが、より細かく振ってもよい。例えば、固定開度Ｂ４を１３．８％や１４．１％等の小数点以下の刻みで試行し、ファインチューニングすることも可能である。

（４ｄ）初負荷ヒートソークの終了後
初負荷ヒートソーク中は、熱応力を緩和させるため、３０ＭＷの発電機ＭＷを維持する必要がある。一方、初負荷ヒートソークが終了すると、蒸気タービン１０３は３０ＭＷを超える出力での運転が許容される。よって、初負荷ヒートソークの終了が検知されると、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度は１４％開度より１００％全開に向けて徐々に増加する。同様に、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａは２：１流量制御から解放されて、２：１流量制御下のＢ２開度から１００％全開に向けて徐々に増加する。これらのＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度が１００％全開になったとき、これらのＩＣＶ弁１１８ａ／ｂは再び同じ開度となり、通常の状態に復帰する。その後、プラント起動の次の工程であるガスタービン１０２の出力上昇が開始されて、発電プラント１００ａは定格出力（起動完了）となる。

（５）第１実施形態の効果
上述のように、第１実施形態は片側ＩＣＶを固定開度とすることで、（i）高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度上昇と、（ii）主蒸気Ａ２の熱量不足、という背反する問題を両方解消し、発電プラント１００ａにおいて蒸気を効率的に使用することを可能とする。第１実施形態ではさらに、入力装置２１２を使用してこの固定開度を可変値とすることで、発電プラント１００ａを実際に運転しながら試行的なアプローチにより最適な固定開度を求めることを可能としている。

もしユーザによる調整対象（固定開度）が、例えば制御装置プログラムの内部パラメータ等であるならば、その値の選択はユーザにとって極めて難解である。しかし、本実施形態におけるユーザによる調整対象は、そのような難しい対象ではなく、有体であるＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度である。よって、その値の選択はユーザにとって理解しやすいため試行もやりやすい。

（６）第１実施形態の考察
試行的なアプローチの背景としては、風損を机上で計算して高圧タービン排気蒸気Ａ３の温度上昇の事前評価を行うのが難しい事情があり、これは主に（i）の課題に関連するものとして記述してきた。しかし、机上での計算が困難なのは（i）の課題だけでなく（ii）の課題でも同様である。それは、配管や蒸気タービン機内に設置される図中に図示されない多数のドレン弁に起因する。初負荷ヒートソークを含む極低出力では、これらドレン弁が開弁操作されており、滞留するドレン水を復水器等に排出する。しかし、これらドレン弁より排出されるのは、ドレン水のみならず、主蒸気Ａ２や再熱蒸気Ａ４（の一部）も一緒に排出されて、いわゆる気液２相流が流出する。この流出が熱量不足問題をさらに助長するのであるが、どれだけの蒸気や熱量がドレン弁より流出するのかを計算するのは（２相流等の理由で）極めて難しい。従って、昨今は計算機によるシュミレーション技術等が高度化されているが、一方で、極低出力における運転状態は「実際に発電プラントを運転してみるまで判らない」と認識されているという事実がある。

このようにカオス的な様相を呈する（i）（ii）の課題と向き合うに際し、発電プラント１００ａを実際に運転しながら最適な固定開度を試行的に求めていく本実施形態は、非常にプラグマチック（実用的）であり、かつ合理的な手法であることが理解されよう。本実施形態は、この「試行なアプローチ」を行う際の調整対象として「片側ＩＣＶ弁の固定開度」を選択した。このことが、比較的簡素な制御回路をもたらし、試行を行うユーザにとっても判り易い指標を提供するが、同時に単純な見かけ以上に大きな影響を有する。以下、他の制御法と比較して本実施形態のさらなるポイントを説明する。

（６ａ）他の制御法−１
最初の一例は「両ＩＣＶ弁を固定開度」にする方式である。すなわちＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂに加えてＡ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度も固定開度とする。この場合、中／低圧タービン１０３ｂｃの出力が一定となるので、初負荷制御はＭＣＶ弁１０５のみ、すなわち高圧タービン１０３ａの出力だけが応答するＭＷ制御が行われる。

一方、本実施形態の「片側ＩＣＶ弁の固定開度」では、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａは２：１流量制御下にあって、ＭＣＶ弁１０５に連動する。そのため、ＭＷ制御は、高圧タービン１０３ａのみならず中／低圧タービン１０３ｂｃも含めた全蒸気タービン１０３が応答し負荷デマンドに追従しようとする。これが、ＭＷ制御のあるべき挙動・作用であり、制御上の基本的なコンセプトである。本実施形態が２弁のＩＣＶ弁を採用する理由は、この点に関連している。

そもそも１弁のＩＣＶ弁が設置される発電プラントには、ＩＣＶ弁開度を固定にする発想は適用できない。なぜなら、１弁のみ設置したＩＣＶ弁を固定開度にするとは、本実施形態の２弁のＩＣＶ弁の双方を固定開度にすることに相当するからである。この場合、高圧タービン１０３ａのみ負荷応答する点において、基本コンセプトは破綻しており、この採用は受け入れ難い。２弁のＩＣＶ弁であればこそ、本実施形態のように、１弁（１１８ｂ）は開度固定でバイアス出力を確保しつつ、もう１弁（１１８ａ）が連動して負荷応答することができるのである。

（６ｂ）他の制御法−２
第１実施形態が実現する運転は、２：１流量制御と１：１流量制御の間に相当する運転方法であるが、これを実現する他の制御法も可能である。その一例は、Ｎ：１流量制御である（Ｎは１≦Ｎ≦２を満たす整数）。例えば、Ｎの値を１．５に特定する場合には、１．５：１流量制御である。この制御は、ＭＣＶ流入蒸気Ａ５とＩＣＶ流入蒸気Ａ７の流量比が１．５：１となるように関数Ｆ（ｘ）を設定し、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの開度を減じる制御である。しかし、２：１流量制御と同様に、１．５：１流量制御での関数Ｆ（ｘ）を決定するためには、大きな労力を要する。さらに、この場合に試行的なアプローチを行うためには、関数Ｆ（ｘ）がＮの数だけ必要となる。例えば小数点第２位までの精度でＮの値をカバーするとなると（Ｎ＝１．０１〜１．９９）、９８個もの多数の関数Ｆ（ｘ）とその切替・選択が必要となってしまう。

（６ｃ）第１実施形態のＮ：１流量制御
ここで、第１実施形態の流量制御もＮ：１流量制御（Ｎは１＜Ｎ＜２を満たす整数）の一類型であることに留意されたい。なぜなら、本実施形態が実現するのも、２：１流量制御と１：１流量制御の間の運転方法であるからである。ただし、（６ｂ）の例がＮの値を特定する狭義のＮ：１流量制御だとすれば、本実施形態はＮの値を特定しない広義のＮ：１流量制御である。（６ｂ）のＮ：１流量制御が示唆するのは、試行的なアプローチは、プラント制御にとって負担が大きいということである。言い換えれば、試行的なアプローチを施そうとするとＮ：１流量制御は、複雑になることを避けられない。場合によってそれは制御回路の実機への適用性を損なうものとなる。

これに対し、第１実施形態の制御回路は際立って簡素である。本実施形態の制御回路はあくまで２：１流量制御を基本的構成としており、その構成の上に切替器２１３やアナログメモリ２１１を付加した一種の変形回路である。これは、２：１流量制御との親和性が高く、本実施形態に簡素な回路構成をもたらしている。このことは、２：１流量制御のソフトウェアプログラムの遺産活用の面からも望ましい。

本実施形態では、（６ｂ）の例のようにＮの値を特定しかつ可変値とする替わりに、ＩＣＶ弁の固定開度を特定しかつ可変値としている。例えば、固定開度の値を１４％や１５％に特定する。その結果、１４％や１５％という固定開度に対応するＮの値によるＮ：１流量制御が実現される。そして、本実施形態でＩＣＶ弁の固定開度を試行的に調整することは、Ｎの値を調整していることに対応している。この文脈に即して記述するならば、第１実施形態とはＮの特定を放棄したＮ：１流量制御であり、その代償として簡素さと実用性を得たとも総括される。

（７）調整の限界
上述の試行的なアプローチの手順（４ｃ）では、トレードオフを達成して最適な固定開度して１４％という固定開度を選定できる事例を提示した。しかし、「高圧タービン排気蒸気の温度上昇」と「高圧タービンバイパス調節弁の微開」を回避すべく固定開度を調整するが、どうしても両方の問題を同時に解消することが難しいケースも想定される。そのため、本実施形態の発電プラント１００ａは、このような場合に備えていわゆるコンティンジェンシープラン（避難対策）を採用することが望ましい。それは、ガスタービン１０２の出力を増加させて排ガスＡ１の熱量を増して主蒸気Ａ２の流量を増加させることであり、本対策により高圧タービンバイパス調節弁１１９の開度は増加するので、最適な固定開度をより容易に選定することが可能となる。ただし、この場合には、排ガスＡ１温度は高くなるので、蒸気タービン１０３ａの熱応力が大きくなるというプラント起動上のトレードオフを強いられることに留意されたい。

（８）第１実施形態を適用可能な発電プラント
本実施形態では、カスケードバイパス系統を有し、１台のガスタービン１０２に１台の蒸気タービン１０３を別軸構成で組み合わせる別軸型のコンバインドサイクル発電プラント１００ａについて説明した。しかし、本実施形態は、カスケードバイパス系統を有するその他の方式のコンバインドサイクル発電プラントにも適用可能である。代表的には、多軸型コンバインドサイクル発電プラント（複数台のガスタービンに１台の蒸気タービンを別軸構成で組み合わせる方式）に、本実施形態は適用可能である。

例えば「３ｏｎ１タイプ」と呼ばれる３台のガスタービンと３台の排熱回収ボイラと１台の蒸気タービンとを組合わせる多軸型コンバインドサイクル発電プラントでも、その起動工程においては蒸気タービンの初負荷ヒートソーク運転が行われる。しかし、このときは１台のガスタービンと１台の排熱回収ボイラと１台の蒸気タービンだけを組合わせた運転となり、これ以外の２台のガスタービン（と２台の排熱回収ボイラ）は、初負荷ヒートソーク運転にはまったく関与しない。すなわち、初負荷ヒートソーク運転のときには擬似的に別軸型のコンバインドサイクル発電プラントと同じプラント構成となり、本実施形態をそのまま適用することが可能となる。

ちなみに、ガスタービンが供給する熱量見合いで蒸気タービンの容量（大きさ）を比較すると、第１実施形態の別軸型では１台のガスタービンの熱量に見合う容量の１台の蒸気タービンが用いられるのに対し、３ｏｎ１タイプの多軸型では３台分のガスタービン熱量に見合う大型の蒸気タービンが用いられる。本実施形態に比べて３倍大きいこの蒸気タービンの初負荷ヒートソークを１台のガスタービンで賄おうとするとき、本実施形態で説明した熱量不足の傾向はよりいっそう深刻な問題となる。具体的には、明細書中に挙げたコールド起動時のみならず、ガスタービン排ガスＡ１が高温となるウォーム起動やホット起動においても熱量不足が生じる可能性がある。これに本実施形態を適用することは非常に有効となる。

また、１台のガスタービンと１台の蒸気タービンを同軸構成する一軸型コンバインドサイクル発電プラントにも、本実施形態の適用は可能である。

一軸型コンバインドサイクル発電プラントにはさらに、ガスタービンと蒸気タービンとを固定して同軸とするリジッド結合タイプと、ガスタービンと蒸気タービンとの間をクラッチで結合して同軸とするクラッチ結合タイプとがある。しかしいずれのタイプにおいても、１台の発電機をガスタービンと蒸気タービンとが共用するので、ＭＷトランスデューサは、両タービンの合計出力で発生される発電機ＭＷを計測する。そのため、ＭＷトランスデューサは、蒸気タービン単独が発生させる電力（ＭＷ）を計測値として得ることができない。

そこで、本実施形態の発電プラント１００ａを一軸型とする場合には、ＭＣＶ弁１０５の初負荷制御は、ＭＷトランスデューサＭＷ−Ｔｒが計測する発電機ＭＷを使用する代わりに、プラント制御装置１０１ａが計算した蒸気タービン１０３単独の出力を使用して、蒸気タービン１０３単独の出力を３０ＭＷに制御する。この蒸気タービン１０３単独の出力を計算するためには、図１に図示されない蒸気タービン１０３の運転状態を代表する各種計測対象の圧力、流量、温度を測定するセンサからの計測信号をプラント制御装置１０１ａに入力する。そして、プラント制御装置１０１ａが、これらの計測信号を用いて蒸気タービン１０３単独の出力を計算する。

（９）汽力発電プラントへの適用
本実施形態は、コンバインドサイクル発電プラントのみならず、汽力発電プラントにも適用が可能である。汽力発電プラントは、ガスタービン１０２から排ガスＡ１を受け取る排熱回収ボイラ１０４の代わりに、通常のボイラを備えており、このボイラが主蒸気を生成する。汽力発電プラントはコンバインドサイクル発電プラントより容量が大きく、その大容量の蒸気タービンは２弁のＩＣＶ弁を備えることが一般的である。また本実施形態を成立せしめる主要な要素である、カスケードバイパスの系統構成や初負荷ヒートソークの起動方法や２：１流量制御も汽力発電プラントに実施・適用されている。寧ろこれらは最初汽力発電プラント向けに考案されたものを後になってコンバインドサイクル発電プラントに応用したと考える方が適切である。従って、汽力発電プラントにおいて両ＩＣＶ弁のうち片側ＩＣＶ弁を固定開度とする本実施形態の適用には何らの支障はない。これは、本実施形態だけでなく後述の第２実施形態についても同様である。

以上のように、本実施形態のプラント制御装置１０１ａは、高圧タービン１０３ａ、中圧タービン１０３ｂ、および低圧タービン１０３ｃの合計出力を３０ＭＷに調整するときに、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂを異なる開度に制御する。例えば、プラント制御装置１０１ａは、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂを固定開度に制御しつつ、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａを時間とともに変化させる。よって、本実施形態によれば、コンバインドサイクル発電プラントやその他の発電プラントにおいて、蒸気タービン１０３の駆動などに蒸気を効率的に使用することが可能となる。

（第２実施形態）
（１）概要
第２実施形態では、上述の２つのＩＣＶ弁１１８ａ／ｂのいずれに固定開度を適用するかを、選択スイッチによりユーザが選択（切替）できるようにしている。異なる開度で２弁のＩＣＶ弁１１８ａ／ｂを開弁しても、蒸気タービン１０３の運転に支障ないことは既に述べたとおりである。

しかし、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの耐用という観点からは、固定開度が適用される弁が不変であることは望ましくない。第１実施形態の初負荷ヒートソークでは、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度は、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度より小さい開度に制御され続ける。その結果、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの弁体内部での圧力損失が大きくなり、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの寿命消費がより早く進む。この寿命消費の差はわずかではあるが、１０年や２０年の耐用年数を配慮した場合、両ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの寿命消費を極力均等にしたいという要望が、発電プラントのオーナーサイドから提示されることが考えられる。第２実施形態はこれに対処するものである。

（２）構成
図３は、第２実施形態の発電プラント１００ｂの構成を示す模式図である。

図３の発電プラント１００ｂは、発電プラント１００ｂの動作を制御するプラント制御装置１０１ｂを備え、さらには、図１の発電プラント１００ａと同様の構成要素（ガスタービン１０２、蒸気タービン１０３、排熱回収ボイラ１０４等）を備えている。また、図３のプラント制御装置１０１ｂは、図１のプラント制御装置１０１の流量制御とは異なる流量制御を行う制御回路を有している。そのため、図３では、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの開度指令〔％〕が「Ｂ２」から「Ｂ５」に置き換わっており、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂの開度指令〔％〕が「Ｂ３」から「Ｂ６」に置き換わっている。

図４は、第２実施形態のプラント制御装置１０１ｂの構成を示す回路図である。

本実施形態のプラント制御装置１０１ｂは、第１実施形態のプラント制御装置１０１ａの構成要素（図２参照）に加えて、切替器２１６と選択スイッチ２１７とを備えている。選択スイッチ２１７は、プラント制御装置１０１ｂを構成する機器でもよいし、プラント制御装置１０１ｂとは別の機器でもよい。また、選択スイッチ２１７は、ハードキーでもよいし、マウス操作やタッチ操作により反応するソフトキーでもよい。例えば、選択スイッチ２１７は、いわゆるオルタナティブ式の押しボタンでもよく、この押しボタンが操作される毎に切替器２１６が切替わるように構成されていてもよい。切替器２１６は選択部の例であり、選択スイッチ２１７は選択装置の例である。本実施形態のプラント制御装置１０１ｂの初負荷制御に関する構成と作用は、第１実施形態のプラント制御装置１０１ａと同様である。

本実施形態のプラント制御装置１０１ｂにより生成される開度指令値Ｂ２は、第１実施形態のものと同様である。生成された開度指令値Ｂ２は、切替器２１６が内蔵する第１切替部２１６ａと第２切替部２１６ｂとに入力される。

本実施形態のプラント制御装置１０１ｂにより生成される開度指令値Ｂ３も、第１実施形態のものと同様である。ただし、試行的なアプローチの成果を反映し、設定器２１０には設定値として１５％に替わり１４％が設定されている。生成された開度指令値Ｂ３は、第１切替部２１６ａと第２切替部２１６ｂとに入力される。

第１切替部２１６ａは、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａに対する開度指令値Ｂ５を出力し、第２切替部２１６ｂは、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂに対する開度指令値Ｂ６を出力する。開度指令値Ｂ５、Ｂ６の詳細は後述する。

（３）作用
最初、切替器２１６の第１切替部２１６ａと第２切替部２１６ｂは、第１実施形態と同じＩＣＶ弁制御を行うような切替状態にある。すなわち、第１切替部２１６ａは、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａに対する開度指令値Ｂ５として開度指令値Ｂ２（２：１流量制御）を選択する状態にあり、第２切替部２１６ｂは、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂに対する開度指令値Ｂ６として開度指令値Ｂ３（固定開度）を選択する状態にある。

この状態で、第１回目の発電プラント１００ｂの起動が行われる。その後、蒸気タービン１０３の通気が開始され昇速起動が行われ、定格回転数に到達後、発電機遮断器１２５が閉路されてＳＴ発電機１２４は並列する。ＭＣＶ弁１０５は初負荷制御を開始し、発電機ＭＷは初負荷３０ＭＷに向けて上昇し、発電機ＭＷが３０ＭＷに到達した後に初負荷ヒートソークが開始される。このとき、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａは２：１流量制御下にあり、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂは固定開度（１４％）にある。以上は、（固定開度が１４％である点を除き）第１実施形態と同じである。初負荷ヒートソークの終了後、発電プラント１００ｂの起動は継続され、定格出力状態に到達する。その後、発電プラント１００ｂは、電力需給バランスに応じて負荷調整を行いながら運転が継続される。そして、運用計画に従って発電プラント１００ｂは停止される。

発電プラント１００ｂが停止した状態で、ユーザは選択スイッチ２１７を操作する。これにより、選択スイッチ２１７から切替器２１６に、第１切替部２１６ａと第２切替部２１６ｂの設定を切り替えさせるための切替指令が出力される。切替器２１６は、この切替指令に応じて前述の第１実施形態の逆位に切替わる。すなわち、第１切替部２１６ａは、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａに対する開度指令値Ｂ５として開度指令値Ｂ３（固定開度）を選択し、第２切替部２１６ｂは、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂに対する開度指令値Ｂ６として開度指令値Ｂ２（２：１流量制御）を選択する。

この状態で、第２回目の発電プラント１００ｂの起動が行われる。初負荷ヒートソークの運転が開始されると、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａは固定開度（１４％）となり、Ｂ−ＩＣＶ弁１１８ｂは２：１流量制御下となる。すなわち、２回目の起動では、両ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの挙動は、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂとで入れ替わる。

そして、発電プラント１００ｂが停止された後、ユーザは再び選択スイッチ２１７を操作する。この状態で第３回目の発電プラント１００ｂの起動を行うと、両ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの挙動は、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂとで入れ替わり、第１回目の挙動と同じとなる。

以上のように、選択スイッチ２１７による切替を毎回の発電プラント停止の最中に行うことで、両ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの寿命消費を均等化することができる。なお、選択スイッチ２１７によりユーザが切替操作を行うタイミングは、発電プラント１００ｂの停止中に限られるものではない。例えば、上記の（４ｄ）に記載した初負荷ヒートソークの終了後において、両ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂが１００％全開になったときに、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂとの切替操作が行われてもよい。

（４）第２実施形態の変形例
本実施形態の切替器２１６は、上述の切替指令の代わりに、発電プラント１００ｂの停止信号（例えば蒸気タービン１０３のタービントリップ信号）を受信し、この停止信号に応じて切替指令を受信した場合と同様の切替を行ってもよい。この状態で次回の発電プラント１００ｂの起動を行うと、両ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの挙動は、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａとＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂとで入れ替わる。これにより、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの切替を自動化することが可能となり、ユーザによる選択スイッチ２１７の操作を省力化することが可能となる。この場合、切替器２１６は、停止信号を受信すると、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの切替を自動的に行う。

また、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの自動切替は、発電プラント１００ｂの停止中に行うことが望ましいが、その他のタイミングに行ってもよく、例えば、初負荷ヒートソークの最中に行ってもよい。ただし、この場合には、両ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂが入れ替わる過程で３０ＭＷの発電機ＭＷを維持するような補償制御を導入する必要がある。この補償制御は複雑なので、制御回路の簡素化が望まれる場合には、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの自動切替は、発電プラント１００ｂの停止中に行うことが望ましい。

以上のように、本実施形態のプラント制御装置１０１ｂは、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂのうちのいずれに２：１流量制御を適用するかと、ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂのうちのいずれに固定開度を適用するかを、手動または自動で切り替えることができる。よって、本実施形態によれば、Ａ−ＩＣＶ弁１１８ａの使用態様とＢ−ＩＣＶ弁１１８ｂの使用態様との差を低減することが可能となる。これにより、両ＩＣＶ弁１１８ａ／ｂの寿命消費を均等化することなどが可能となる。

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、方法、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、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。

１００、１００ａ、１００ｂ：コンバインドサイクル発電プラント、
１０１、１０１ａ、１０１ｂ：プラント制御装置、
１０２：ガスタービン、１０３：蒸気タービン、１０３ａ：高圧タービン、
１０３ｂ：中圧タービン、１０３ｃ：低圧タービン、
１０３ｂｃ：中／低圧タービン、１０４：排熱回収ボイラ、
１０５：ＭＣＶ弁（加減弁）、１０６：燃料調節弁、１０７：圧縮機、
１０８：燃焼器、１０９：蒸発器、１１０：ドラム、１１１：過熱器、
１１２：再熱器、１１３：復水器、１１４：循環水ポンプ、１１５：海水、
１１６：燃料、１１７：ＧＴ発電機、１１８：ＩＣＶ弁（インターセプト弁）、
１１８ａ：Ａ−ＩＣＶ弁、１１８ｂ：Ｂ−ＩＣＶ弁、
１１９：高圧タービンバイパス調節弁、１２０：中圧タービンバイパス調節弁、
１２１：低温再熱管、１２２：高温再熱管、１２３：逆止弁、
１２４：ＳＴ発電機、１２５：発電機遮断器、１２６：高圧タービン排気管、
１２７：クロスオーバー管、１２８：系統グリッド、１２９：リヒートボウル室、
２００：設定器、２０１：減算器、２０２：ＰＩＤコントローラ、
２０３：関数発生器、２１０：設定器、２１１：アナログメモリ、
２１２：入力装置、２１２ａ：押しボタン、２１２ｂ：押しボタン、
２１２ｃ：表示器、２１３：切替器、２１４：遅延タイマー、
２１５：変化率制限器、２１６：切替器、２１６ａ：第１切替部、
２１６ｂ：第２切替部、２１７：選択スイッチ、
ＭＷ−Ｔｒ：ＭＷトランスデューサ、ＣＳ−１：検知器

Claims (13)

1. ガスタービンと、
   前記ガスタービンからの排ガスの熱を用いて主蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
   前記主蒸気の一部である第１蒸気により駆動される第１蒸気タービンと、
   前記第１蒸気タービンに前記第１蒸気を供給する第１弁と、
   前記主蒸気の別の一部であり、前記第１蒸気タービンをバイパスする第１バイパス蒸気を調節する第１バイパス弁と、
   前記排熱回収ボイラに設けられ、前記第１蒸気タービンから排出された前記第１蒸気と前記第１蒸気タービンをバイパスした前記第１バイパス蒸気とを前記排ガスの熱を用いて加熱して再熱蒸気を生成する再熱器と、
   前記再熱蒸気の一部である第２蒸気により駆動される第２蒸気タービンと、
   前記第２蒸気タービンに前記第２蒸気を供給する第２弁および第３弁と、
   前記再熱蒸気の別の一部であり、前記第２蒸気タービンをバイパスする第２バイパス蒸気を調節する第２バイパス弁と、
   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、
   前記第１蒸気タービンおよび前記第２蒸気タービンの合計出力の設定値を取得する取得部と、
   前記第１弁、前記第２弁、および前記第３弁の開度を制御することで、前記合計出力を前記設定値に調整する制御部とを備え、
   前記制御部は、前記合計出力を前記設定値に調整するときに、前記第２弁と前記第３弁を異なる開度に制御する、プラント制御装置。
2. 前記第２弁と前記第３弁は、前記再熱器と前記第２蒸気タービンとの間で並列に配置されている、請求項１に記載のプラント制御装置。
3. 前記制御部は、前記第２弁および前記第３弁の一方の開度を固定開度に制御する、請求項１または２に記載のプラント制御装置。
4. 前記制御部は、前記固定開度の値を選択する選択操作により入力装置に入力された前記固定開度の値を取得し、前記第２弁および前記第３弁の一方の開度を、前記入力装置に入力された前記固定開度の値に制御する、請求項３に記載のプラント制御装置。
5. 前記制御部は、前記第２弁および前記第３弁の一方の開度を、前記入力装置に入力された前記固定開度の値に制御することで、前記第１弁を通過する前記第１蒸気の流量と、前記第１バイパス弁の開度の少なくともいずれかを調整する、請求項４に記載のプラント制御装置。
6. 前記制御部は、前記第１弁の開度を変化させ、前記第２弁および前記第３弁の一方の開度を前記固定開度に制御し、前記第２弁および前記第３弁の他方の開度を変化させることで、前記合計出力を前記設定値に調整する、請求項３から５のいずれか１項に記載のプラント制御装置。
7. 前記制御部は、前記第２弁および前記第３弁の一方の開度を前記固定開度に制御し、前記第２弁および前記第３弁の他方の開度を前記固定開度よりも低い開度に制御する、請求項３から６のいずれか１項に記載のプラント制御装置。
8. 前記第２弁および前記第３弁のいずれかの弁を選択する選択部をさらに備え、
   前記制御部は、前記選択部により選択された弁の開度を前記固定開度に制御する、
   請求項３から７のいずれか１項に記載のプラント制御装置。
9. 前記選択部は、前記第２弁および前記第３弁のいずれかの弁を選択する選択操作を入力するための選択装置からの指令に基づいて、前記第２弁および前記第３弁のいずれかの弁を選択する、請求項８に記載のプラント制御装置。
10. 前記選択部は、前記第２弁および前記第３弁から選択される弁を、所定のタイミングで一方の弁から他方の弁に自動的に切り替える、請求項８に記載のプラント制御装置。
11. 主蒸気を生成するボイラと、
    前記主蒸気の一部である第１蒸気により駆動される第１蒸気タービンと、
    前記第１蒸気タービンに前記第１蒸気を供給する第１弁と、
    前記主蒸気の別の一部であり、前記第１蒸気タービンをバイパスする第１バイパス蒸気を調節する第１バイパス弁と、
    前記ボイラに設けられ、前記第１蒸気タービンから排出された前記第１蒸気と前記第１蒸気タービンをバイパスした前記第１バイパス蒸気とを加熱して再熱蒸気を生成する再熱器と、
    前記再熱蒸気の一部である第２蒸気により駆動される第２蒸気タービンと、
    前記第２蒸気タービンに前記第２蒸気を供給する第２弁および第３弁と、
    前記再熱蒸気の別の一部であり、前記第２蒸気タービンをバイパスする第２バイパス蒸気を調節する第２バイパス弁と、
    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、
    前記第１蒸気タービンおよび前記第２蒸気タービンの合計出力の設定値を取得する取得部と、
    前記第１弁、前記第２弁、および前記第３弁の開度を制御することで、前記合計出力を前記設定値に調整する制御部とを備え、
    前記制御部は、前記合計出力を前記設定値に調整するときに、前記第２弁と前記第３弁を異なる開度に制御する、プラント制御装置。
12. ガスタービンと、
    前記ガスタービンからの排ガスの熱を用いて主蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    前記主蒸気の一部である第１蒸気により駆動される第１蒸気タービンと、
    前記第１蒸気タービンに前記第１蒸気を供給する第１弁と、
    前記主蒸気の別の一部であり、前記第１蒸気タービンをバイパスする第１バイパス蒸気を調節する第１バイパス弁と、
    前記排熱回収ボイラに設けられ、前記第１蒸気タービンから排出された前記第１蒸気と前記第１蒸気タービンをバイパスした前記第１バイパス蒸気とを前記排ガスの熱を用いて加熱して再熱蒸気を生成する再熱器と、
    前記再熱蒸気の一部である第２蒸気により駆動される第２蒸気タービンと、
    前記第２蒸気タービンに前記第２蒸気を供給する第２弁および第３弁と、
    前記再熱蒸気の別の一部であり、前記第２蒸気タービンをバイパスする第２バイパス蒸気を調節する第２バイパス弁と、
    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、
    前記第１蒸気タービンおよび前記第２蒸気タービンの合計出力の設定値を取得し、
    前記第１弁、前記第２弁、および前記第３弁の開度を制御することで、前記合計出力を前記設定値に調整する、
    ことを含み、
    前記合計出力を前記設定値に調整するときに、前記第２弁と前記第３弁を異なる開度に制御する、プラント制御方法。
13. ガスタービンと、
    前記ガスタービンからの排ガスの熱を用いて主蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    前記主蒸気の一部である第１蒸気により駆動される第１蒸気タービンと、
    前記第１蒸気タービンに前記第１蒸気を供給する第１弁と、
    前記主蒸気の別の一部であり、前記第１蒸気タービンをバイパスする第１バイパス蒸気を調節する第１バイパス弁と、
    前記排熱回収ボイラに設けられ、前記第１蒸気タービンから排出された前記第１蒸気と前記第１蒸気タービンをバイパスした前記第１バイパス蒸気とを前記排ガスの熱を用いて加熱して再熱蒸気を生成する再熱器と、
    前記再熱蒸気の一部である第２蒸気により駆動される第２蒸気タービンと、
    前記第２蒸気タービンに前記第２蒸気を供給する第２弁および第３弁と、
    前記再熱蒸気の別の一部であり、前記第２蒸気タービンをバイパスする第２バイパス蒸気を調節する第２バイパス弁と、
    前記第１蒸気タービンおよび前記第２蒸気タービンの合計出力の設定値を取得する取得部と、
    前記第１弁、前記第２弁、および前記第３弁の開度を制御することで、前記合計出力を前記設定値に調整する制御部とを備え、
    前記制御部は、前記合計出力を前記設定値に調整するときに、前記第２弁と前記第３弁を異なる開度に制御する、発電プラント。

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