JP3649454B2

JP3649454B2 - Power plant control method

Info

Publication number: JP3649454B2
Application number: JP27949893A
Authority: JP
Inventors: 清本郷
Original assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 1993-11-09
Filing date: 1993-11-09
Publication date: 2005-05-18
Anticipated expiration: 2020-05-18
Also published as: JPH07133703A

Description

【０００１】
【産業上の利用分野】
本発明は複数の背圧タービンを備え、更にそれら背圧タービンの入口と出口がそれぞれ共通のコモンヘッダに接続されている発電プラントに適用されるタービンバイパス制御に関する。
【０００２】
【従来の技術】
複数の背圧タービンを備えた従来の発電所で、それら背圧タービンがすべてコモンヘッダに接続されて、一斉に排気圧力制御を行なう例は無かった。ところが近年、後流の蒸気利用設備で消費される全蒸気量の変動が大きい時、１台の排圧タービンでは容量が小さくこの変化を吸収できないこと、複数台の排圧タービンのうち１台が故障してトリップ状態となった時、ヘッダが共通ならばトリップした排気タービンによる供給不足蒸気を他の排圧タービンにより自動制御で補わせることが容易であること、更に排圧タービンの一部を定期点検等のため停止しなければならなくなった時も、ヘッダが共通なら点検対象でない他の排圧タービンに停止タービン分の不足蒸気量を自動制御で補わせることが容易にできること等の理由により、複数の背圧タービンの出入口にそれぞれ共通のコモンヘッダを用いることが計画されている。
【０００３】
図１はそのような発電プラントの一例を示す概略系統図である。この図において、ボイラ（１ａ）、……、（１ｍ）は複数台であり、これらで発生した蒸気は主蒸気コモンヘッダ（２）へ供給される。主蒸気コモンヘッダ（２）には圧力を検出する圧力発信器（７Ａ）が取り付けられており、この主蒸気コモンヘッダ（２）の圧力を一定にするように、ボイラ出力の主蒸気流量をボイラ制御により調整する。背圧タービン（３ａ）、……、（３ｎ）も複数台あり、主蒸気コモンヘッダ（２）より主蒸気を取り込み、発電を行ないながら主蒸気よりも減圧された排気蒸気を排気コモンヘッダ（４）へ排出する。排気コモンヘッダ（４）には圧力を検出する圧力発信器（７Ｂ）が取り付けられており、この排気コモンヘッダ（４）の圧力を一定にするように、図示しない各タービンガバナ弁を排気タービン制御により調整する。排気コモンヘッダ（４）で集められた蒸気は、図示しない後流の蒸気利用設備において各種目的に使用される。
【０００４】
タービンバイパス弁（５）は、背圧タービン（３ａ）、……、（３ｎ）と並列し、主蒸気コモンヘッダ（２）と排気コモンヘッダ（４）との間に１台または複数台設置されている。これは、主蒸気コモンヘッダ（２）の蒸気を、背圧タービン（３ａ）、……、（３ｎ）を経由せずに、直接減圧して排気コモンヘッダ（４）へ流すもので、複数の背圧タービン（３ａ）、……、（３ｎ）のうち一部が事故その他等の理由により運転できない場合に使用する。すなわち、一部の背圧タービンが停止している時に、タービンバイパス弁（５）の出口圧力を制御することにより、排気コモンヘッダ（４）の圧力変動を吸収する。
【０００５】
タービンバイパス弁（５）には蒸気を冷却する装置としてスプレー水制御弁（６）があり、タービンバイパス弁（５）により減圧された蒸気の温度を温度検出器（９）を用いて減温する。またタービンバイパス弁（５）入口の蒸気流量を検出する流量発信器（８Ａ）とタービンバイパス蒸気を冷却するために供給される冷却水（スプレー水）の流量を検出する流量発信器（８Ｂ）が設置される。タービンバイパス系統の蒸気流量はこれらの流量発信器（８Ａ）、（８Ｂ）で検出された値の総和となる。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
前記したように、複数の背圧タービンがすべてコモンヘッダに接続されて一斉に排気圧力制御を行なう例は従来無かったので、それらの背圧タービンがトリップした場合の制御も確立していなかった。図２は、従来の考え方による制御方法を用いて、背圧タービンおよびタービンバイパス弁を制御する場合の制御系統の一例を示す図である。
【０００７】
通常運転時は、タービンバイパス弁（１５）を用いずに背圧タービン（１３ａ）、……、（１３ｎ）のみにより、排気コモンヘッダの圧力（１７Ｂ）を減算器（１１）で設定値と比較し、ＰＩ制御器（１２）を用いて制御する。排気コモンヘッダの圧力設定値は一定である。
【０００８】
複数台の背圧タービン（１３ａ）、……、（１３ｎ）のうち、１台もしくはそれ以上のタービンが使用できない場合（但し、１台以上の背圧タービンは運転中とする。）には、背圧タービンは通常時と同じくプロセス値として排気コモンヘッダ圧力（１７Ｂ）を用いて制御する。更に排気コモンヘッダへの蒸気供給を確保するためにタービンバイパス弁（１５）を開かなければならないが、このタービンバイパス弁制御は排気タービン制御と並列する別のＰＩ制御系の減算器（１９）、ＰＩ制御器（２０）を用いて行なう。排気コモンヘッダ圧力の設定値は排気タービン制御の場合と同じである。
【０００９】
このような制御方法では、排気コモンヘッダの圧力（１７Ｂ）という１つのプロセス値を並列した２系列のＰＩ制御系の減算器（１１）、ＰＩ制御器（１２）と減算器（１９）、ＰＩ制御器（２０）で制御することとなり、これら２系列の制御系（背圧タービンの圧力制御とタービンバイパス弁の圧力制御）が互いに干渉し合って適正に制御できない。すなわち上記制御方法においては、排気コモンヘッダの圧力制御として、トリップしなかった残りのタービンによる排圧制御と並列してタービンバイパス弁の出口圧力制御が行なわれてしまい、ＰＩコントローラ相互の干渉が生じるとともに、片一方のＰＩコントローラの出力が過大となり、排気ヘッダ圧力の変動やタービン出力の変動が生じ、望ましい状態ではない。また、各背圧タービンの出力をトリップ前と大きく変化させず、更に排気コモンヘッダの圧力変化を最小限にするようなタービンバイパス運用を行なうが、同一のプロセス値（排気コモンヘッダ圧力）を同時に別々のコントローラ（ＰＩコントローラ）により制御するのは避けなければならない。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
本発明は、前記従来の課題を解決するために、入口が共通の主蒸気コモンヘッダ、出口が共通の排気コモンヘッダにそれぞれ接続された複数の背圧タービンと、上記主蒸気コモンヘッダと上記排気コモンヘッダの間に設けられたタービンバイパス弁とを備え、上記排気コモンヘッダの蒸気が蒸気利用設備へ供給される発電プラントにおいて、上記複数の背圧タービンのうち一部がトリップした時、背圧タービン１台当りの定格排気流量にトリップした背圧タービンの台数を乗じた排気流量を設定値として上記タービンバイパス弁の出口蒸気流量を制御するとともに、トリップしていない背圧タービンにより上記排気コモンヘッダの圧力を制御することを特徴とする発電プラントの制御方法を提案するものである。
【００１１】
【作用】
本発明によれば、複数の背圧タービンのうち一部がトリップした時、背圧タービン１台当りの定格排気流量にトリップした背圧タービンの台数を乗じた排気流量を設定値としてタービンバイパス弁の出口流量を制御するとともに、排気コモンヘッダの圧力はトリップしていない背圧タービンにより制御することになるので、背圧タービン制御とタービンバイパス弁制御が全く別個の制御系となり、相互の干渉が起きることはなく、円滑な制御を行なうことができる。
【００１２】
【実施例】
図３は本発明方法の一実施例の制御系統を示す図である。
【００１３】
本実施例においても、背圧タービン（２３ａ）、……、（２３ｎ）の制御は従来と同じ要領で行なう。すなわち、排気コモンヘッダの圧力（２７Ｂ）を減算器（２１）で排気コモンヘッダ圧力設定値と比較し、ＰＩ制御器（２２）を用いて制御する。
【００１４】
本実施例では、タービンバイパス弁（２５）の制御方法として、プロセス値はタービンバイパス弁入口蒸気流量（２８Ａ）とタービンバイパス系冷却スプレ水流量（２８Ｂ）との和を加算器（２６）で求めたタービンバイパス弁出口蒸気流量を用い、これをタービンバイパス弁出口蒸気流量設定値と減算器（２９）で比較し、ＰＩ制御器（３０）により制御する。タービンバイパス弁出口蒸気流量設定値は次のように規定して流量制御を行なう。
【００１６】
背圧タービンが常時定格で運転している設備では、各背圧タービンの排気流量は定格値として判っている。そこで（トリップした背圧タービンの台数）×（背圧タービン１台当りの定格排気流量）をタービンバイパスさせる蒸気流量とする。この流量に基づきタービンバイパス弁の規定開度を決めて、その開度まで弁を急速に開く。その後は、この蒸気流量を設定値としたタービンバイパス弁出口蒸気流量制御を行なう。
【００１８】
本実施例によれば、背圧タービン制御とタービンバイパス弁制御が全く異なるものとなり、同一のプロセス値を複数のコントローラ（ＰＩコントローラ）で制御することが無いので、相互の干渉は起きず、円滑な制御を行なうことができる。したがって、背圧タービンの一部がトリップした時、主蒸気コモンヘッダ、排気コモンヘッダの圧力変動や排気コモンヘッダから抽出される蒸気流量の変動を最小限に抑えることができる。
【００１９】
【発明の効果】
本発明によれば、共通のコモンヘッダに接続された複数の背圧タービンの一部がトリップした時でも、背圧タービン制御とタービンバイパス制御が全く異なる制御系で行なわれるので、相互の干渉が生じることなく、タービン入口の主蒸気コモンヘッダ、タービン出口の排気コモンヘッダの圧力変動や排気コモンヘッダから抽出される蒸気流量の変動を最小限に抑えることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】図１は複数の背圧タービンの出入口にそれぞれ共通のコモンヘッダを設けた発電プラントの一例を示す概略系統図である。
【図２】図２は従来の制御方法によるタービンバイパス制御系統の一例を示す図である。
【図３】図３は本発明の制御方法が実施されるタービンバイパス制御系統の一例を示す図である。
【符号の説明】
（１ａ）、（１ｍ）ボイラ
（２）主蒸気コモンヘッダ
（３ａ）、（３ｎ）背圧タービン
（４）排気コモンヘッダ
（５）タービンバイパス弁
（６）スプレー水制御弁
（７Ａ）、（７Ｂ）圧力発信器
（８Ａ）、（８Ｂ）流量発信器
（９）温度検出器
（１１）、（２１）減算器
（１２）、（２２）ＰＩ制御器
（１３ａ）、（１３ｎ）背圧タービン
（２３ａ）、（２３ｎ）背圧タービン
（１５）、（２５）タービンバイパス弁
（２６）加算器
（１７Ｂ）、（２７Ｂ）排気コモンヘッダ圧力
（２８Ａ）タービンバイパス弁入口蒸気流量
（２８Ｂ）タービンバイパス系冷却スプレ水流量
（１９）、（２９）減算器
（２０）、（３０）ＰＩ制御器[0001]
[Industrial application fields]
The present invention relates to a turbine bypass control applied to a power plant that includes a plurality of back pressure turbines, and that has inlets and outlets of the back pressure turbines connected to a common common header.
[0002]
[Prior art]
In a conventional power plant equipped with a plurality of back pressure turbines, there is no example in which these back pressure turbines are all connected to a common header and exhaust pressure control is performed simultaneously. However, in recent years, when the fluctuation of the total steam consumed by the downstream steam utilization equipment is large, the capacity of one exhaust pressure turbine is small and this change cannot be absorbed, and one of the plurality of exhaust pressure turbines When a failure occurs and a trip occurs, if the header is common, it is easy to compensate for the shortage of steam supplied by the exhaust turbine that has been tripped by other exhaust pressure turbines by automatic control. Even if it is necessary to stop for periodic inspections, etc., if the header is common, other exhaust pressure turbines that are not subject to inspection can easily compensate for the insufficient steam for the stopped turbine by automatic control. It is planned to use a common common header for each of the inlets and outlets of the plurality of back pressure turbines.
[0003]
FIG. 1 is a schematic system diagram showing an example of such a power plant. In this figure, there are a plurality of boilers (1a),..., (1m), and steam generated by these is supplied to the main steam common header (2). A pressure transmitter (7A) for detecting pressure is attached to the main steam common header (2), and the main steam flow rate of the boiler output is changed to the boiler so that the pressure of the main steam common header (2) is constant. Adjust by control. There are a plurality of back pressure turbines (3a),..., (3n). The main steam is taken in from the main steam common header (2), and the exhaust steam depressurized from the main steam is generated while performing power generation. ). A pressure transmitter (7B) for detecting pressure is attached to the exhaust common header (4), and each turbine governor valve (not shown) is controlled by an exhaust turbine so that the pressure of the exhaust common header (4) is constant. Adjust by. The steam collected by the exhaust common header (4) is used for various purposes in a downstream steam utilization facility (not shown).
[0004]
One or more turbine bypass valves (5) are installed between the main steam common header (2) and the exhaust common header (4) in parallel with the back pressure turbine (3a),..., (3n). ing. This is because the steam of the main steam common header (2) is directly decompressed and sent to the exhaust common header (4) without passing through the back pressure turbine (3a), ..., (3n). Used when some of the back-pressure turbines (3a), ..., (3n) cannot be operated due to accidents or other reasons. That is, when some back pressure turbines are stopped, the pressure fluctuation of the exhaust common header (4) is absorbed by controlling the outlet pressure of the turbine bypass valve (5).
[0005]
The turbine bypass valve (5) has a spray water control valve (6) as a device for cooling the steam, and the temperature of the steam depressurized by the turbine bypass valve (5) is reduced using a temperature detector (9). . A flow rate transmitter (8A) for detecting the steam flow rate at the inlet of the turbine bypass valve (5) and a flow rate transmitter (8B) for detecting the flow rate of cooling water (spray water) supplied to cool the turbine bypass steam are provided. Installed. The steam flow rate of the turbine bypass system is the sum of the values detected by these flow rate transmitters (8A) and (8B).
[0006]
[Problems to be solved by the invention]
As described above, there has never been an example in which a plurality of back pressure turbines are connected to a common header and exhaust pressure control is performed all at once. Therefore, control when these back pressure turbines trip has not been established. FIG. 2 is a diagram illustrating an example of a control system in the case of controlling a back pressure turbine and a turbine bypass valve using a control method based on a conventional concept.
[0007]
During normal operation, the pressure (17B) of the exhaust common header is compared with the set value by the subtractor (11) using only the back pressure turbine (13a),..., (13n) without using the turbine bypass valve (15). Then, control is performed using the PI controller (12). The pressure setting value of the exhaust common header is constant.
[0008]
When one or more turbines among the plurality of back-pressure turbines (13a),..., (13n) cannot be used (however, one or more back-pressure turbines are in operation). The back pressure turbine is controlled using the exhaust common header pressure (17B) as a process value as in the normal case. Furthermore, the turbine bypass valve (15) must be opened in order to ensure the supply of steam to the exhaust common header. This turbine bypass valve control is a subtractor (19) of another PI control system in parallel with the exhaust turbine control. This is done using the PI controller (20). The set value of the exhaust common header pressure is the same as in the case of exhaust turbine control.
[0009]
In such a control method, two series of PI control system subtractors (11), PI controller (12) and subtractor (19), in which one process value of exhaust common header pressure (17B) is paralleled, PI Control by the controller (20), and these two systems of control systems (pressure control of the back pressure turbine and pressure control of the turbine bypass valve) interfere with each other and cannot be controlled properly. That is, in the above control method, the pressure control of the exhaust common header is performed in parallel with the exhaust pressure control by the remaining turbine that has not tripped, and the outlet pressure control of the turbine bypass valve is performed, causing interference between the PI controllers. At the same time, the output of one PI controller becomes excessive, causing fluctuations in exhaust header pressure and turbine output, which is not a desirable state. Further, the outputs of the back-pressure turbine without changing significantly the previous trip, but further changes in pressure exhaust common header performing turbine bypass operation, such as to a minimum, the same process values (exhaust common header pressure) Control by separate controllers (PI controllers) at the same time must be avoided.
[0010]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the above-described conventional problems, the present invention provides a plurality of back pressure turbines each having an inlet connected to a common main steam common header and an outlet connected to a common exhaust common header, the main steam common header, and the exhaust. And a turbine bypass valve provided between the common headers, and when a part of the plurality of back pressure turbines trips in a power plant in which steam of the exhaust common header is supplied to the steam utilization facility, back pressure The exhaust flow rate obtained by multiplying the rated exhaust flow rate per turbine by the number of back pressure turbines that have tripped is used as a set value to control the outlet steam flow rate of the turbine bypass valve. proposes a control how the power plant and the controller controls the pressure.
[0011]
[Action]
According to the present invention, when a part of a plurality of back pressure turbines trips, a turbine bypass valve with a set exhaust gas flow rate obtained by multiplying the rated exhaust flow rate per one back pressure turbine by the number of back pressure turbines tripped. The exhaust common header pressure is controlled by the non-tripped back pressure turbine, and the back pressure turbine control and the turbine bypass valve control are completely separate control systems. It does not occur and smooth control can be performed.
[0012]
【Example】
FIG. 3 is a diagram showing a control system of an embodiment of the method of the present invention.
[0013]
Also in this embodiment, the control of the back pressure turbines (23a),..., (23n) is performed in the same manner as in the prior art. That is, the pressure (27B) of the exhaust common header is compared with the exhaust common header pressure set value by the subtractor (21), and is controlled using the PI controller (22).
[0014]
In this embodiment, as a method for controlling the turbine bypass valve (25), the process value is obtained by adding the turbine bypass valve inlet steam flow rate (28A) and the turbine bypass system cooling spray water flow rate (28B) with an adder (26). The turbine bypass valve outlet steam flow rate is compared with the turbine bypass valve outlet steam flow rate set value by the subtractor (29) and controlled by the PI controller (30). The turbine bypass valve outlet steam flow rate set value is regulated as follows to control the flow rate.
[0016]
In equipment where the back pressure turbine is always operating at the rated value, the exhaust flow rate of each back pressure turbine is known as the rated value. Therefore, (the number of tripped back-pressure turbines) x (rated exhaust flow rate per back-pressure turbine ) is the steam flow for turbine bypass. Based on this flow rate, a predetermined opening degree of the turbine bypass valve is determined, and the valve is rapidly opened to the opening degree. After that, the turbine bypass valve outlet steam flow rate control is performed with this steam flow rate as a set value.
[0018]
According to the present embodiment , the back pressure turbine control and the turbine bypass valve control are completely different, and the same process value is not controlled by a plurality of controllers (PI controllers). Control can be performed. Therefore, when a part of the back pressure turbine is tripped, it is possible to minimize the pressure fluctuations of the main steam common header and the exhaust common header and the fluctuation of the steam flow rate extracted from the exhaust common header.
[0019]
【The invention's effect】
According to the present invention, even when a part of the plurality of back pressure turbines connected to the common common header is tripped, the back pressure turbine control and the turbine bypass control are performed in completely different control systems, so that mutual interference occurs. Without occurrence, fluctuations in pressure at the main steam common header at the turbine inlet and exhaust common header at the turbine outlet and fluctuations in the flow rate of steam extracted from the exhaust common header can be minimized.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic system diagram showing an example of a power plant in which a common header is provided at each of the inlets and outlets of a plurality of back pressure turbines.
FIG. 2 is a diagram illustrating an example of a turbine bypass control system according to a conventional control method.
FIG. 3 is a diagram showing an example of a turbine bypass control system in which the control method of the present invention is implemented.
[Explanation of symbols]
(1a), (1m) Boiler (2) Main steam common header (3a), (3n) Back pressure turbine (4) Exhaust common header (5) Turbine bypass valve (6) Spray water control valve (7A), (7B ) Pressure transmitter (8A), (8B) Flow rate transmitter (9) Temperature detector (11), (21) Subtractor (12), (22) PI controller (13a), (13n) Back pressure turbine ( 23a), (23n) Back pressure turbine (15), (25) Turbine bypass valve (26) Adder (17B), (27B) Exhaust common header pressure (28A) Turbine bypass valve inlet steam flow (28B) Turbine bypass system Cooling spray water flow rate (19), (29) Subtractor (20), (30) PI controller

Claims

A plurality of back pressure turbines each connected to a common main steam common header, an exhaust common header, and a turbine bypass valve provided between the main steam common header and the exhaust common header; In the power plant where the steam of the exhaust common header is supplied to steam utilization equipment, when a part of the plurality of back pressure turbines trips, the back pressure turbine trips to the rated exhaust flow rate per back pressure turbine. The exhaust steam flow rate multiplied by the number of units is set as a set value to control the outlet steam flow rate of the turbine bypass valve, and the pressure of the exhaust common header is controlled by a non-tripped back pressure turbine. Way .