JP4299350B2 - Thermal power plant control device and thermal power plant control method - Google Patents
Thermal power plant control device and thermal power plant control method Download PDFInfo
- Publication number
- JP4299350B2 JP4299350B2 JP2007088067A JP2007088067A JP4299350B2 JP 4299350 B2 JP4299350 B2 JP 4299350B2 JP 2007088067 A JP2007088067 A JP 2007088067A JP 2007088067 A JP2007088067 A JP 2007088067A JP 4299350 B2 JP4299350 B2 JP 4299350B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- boiler
- air
- power plant
- thermal power
- outlet
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 73
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 150
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 145
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 116
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 115
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 115
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 109
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims description 106
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 74
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 71
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 70
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 54
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 52
- 230000007274 generation of a signal involved in cell-cell signaling Effects 0.000 claims description 42
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 39
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims description 35
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 14
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims 2
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 23
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 14
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 11
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 10
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000013179 statistical model Methods 0.000 description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 2
- 238000000137 annealing Methods 0.000 description 1
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000002068 genetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000004043 responsiveness Effects 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance 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
- Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
Landscapes
- Regulation And Control Of Combustion (AREA)
Description
本発明は、火力発電プラントの制御装置及び火力発電プラントの制御方法に係り、特に燃料に石炭を用いて発電するボイラを備えた火力発電プラントから排出される一酸化炭素の濃度を低減する火力発電プラントの制御装置及び火力発電プラントの制御方法に関する。 The present invention relates to a thermal power plant control device and a thermal power plant control method, and more particularly, thermal power generation that reduces the concentration of carbon monoxide discharged from a thermal power plant including a boiler that generates coal using coal as fuel. The present invention relates to a plant control apparatus and a thermal power plant control method.
燃料に石炭を用いて発電するボイラを備えた火力発電プラントにおいては、ボイラから排出する排ガス中の一酸化炭素(CO)、窒素酸化物(NOx)などの環境負荷物質の排出量低減が求められている。 In a thermal power plant equipped with a boiler that generates power using coal as fuel, it is required to reduce emissions of environmentally hazardous substances such as carbon monoxide (CO) and nitrogen oxide (NOx) in exhaust gas discharged from the boiler. ing.
このような背景から、ボイラに設置されるバーナー、エアポートとして、ボイラの排ガス中のCO及びNOxを低減するボイラ用のバーナーやエアポートの構造が提案されている。 From such a background, as a burner and an air port installed in a boiler, a structure of a boiler burner and an air port for reducing CO and NOx in the exhaust gas of the boiler has been proposed.
例えば、特開2005−273973号公報には、燃料に石炭を用いて発電するボイラの排ガス中の低NOx化とナーナーの冷却を達成するボイラに設置されたバーナーの構造が開示されている。 For example, Japanese Patent Application Laid-Open No. 2005-273793 discloses a structure of a burner installed in a boiler that achieves reduction of NOx in the exhaust gas of a boiler that generates power using coal as fuel and cooling of the burner.
また、特開2006―162185号公報には、燃料に石炭を用いて発電するボイラの排ガス中のNOxとCOを同時に低減するボイラに設置されたエアポートの構造が記載されている。 Japanese Unexamined Patent Application Publication No. 2006-162185 describes the structure of an air port installed in a boiler that simultaneously reduces NOx and CO in the exhaust gas of a boiler that generates power using coal as fuel.
特開2005−273973号公報、特開2006―162185号公報のいずれの技術も、燃料の石炭の燃焼方法として2段燃焼を採用している。この2段燃焼方法は、バーナーから供給する石炭を空気不足の状態で燃焼させた後に、完全燃焼用の空気をエアポートから供給して燃焼させるものである。 Both techniques of Japanese Patent Application Laid-Open Nos. 2005-273973 and 2006-162185 employ two-stage combustion as a method for burning coal as fuel. In this two-stage combustion method, coal supplied from a burner is burned in a state of air shortage, and then air for complete combustion is supplied from an air port and burned.
また、特開平5−33906号公報には、燃料に石炭を用いて発電するボイラに設置されたバーナー、及びエアポートから供給する空気流量を制御してボイラの排ガス中の未燃分及びNOxの濃度を規制値の範囲内に抑制してボイラの運転費用を低減する技術が記載されている。 JP-A-5-33906 discloses a burner installed in a boiler that generates power using coal as a fuel, and the concentration of unburned matter and NOx in the exhaust gas of the boiler by controlling the flow rate of air supplied from an air port. A technique for reducing the operating cost of a boiler by suppressing the value in the range of the regulation value is described.
即ち、この特開平5−33906号公報に開示された技術では、ボイラ出口の排ガス中の酸素(O2)濃度の設定値とO2濃度計測器で計測したO2濃度の値とが一致するようにバーナー、及びエアポートから供給する空気流量を決定して燃料を燃焼させ、ボイラの排ガス中の未燃分及びNOxの濃度が規制値を超えない範囲内に抑制してボイラの運転費用をできるだけ低減するものである。 That is, in this Japanese Patent 5-33906 discloses a technique disclosed, and the value of the O 2 concentration measured by the set value of the oxygen (O 2) concentration in the exhaust gas of the boiler outlet and the O 2 concentration meter matches In this way, the flow rate of air supplied from the burner and the air port is determined and the fuel is combusted. It is to reduce.
ところで特開平5−33906号公報に記載された技術では、O2濃度計測器はボイラ出口流路を通過する排ガスの一部を抽出して排ガスに含まれているO2濃度を計測するので、このO2濃度計測器によって排ガスを抽出したボイラ出口流路中の1地点のO2濃度を把握することはできるが、排ガスを抽出しなかったボイラ出口流路中の他の地点のO2濃度は分からない。 By the way, in the technique described in JP-A-5-33906, the O 2 concentration measuring device extracts a part of the exhaust gas passing through the boiler outlet flow path and measures the O 2 concentration contained in the exhaust gas. this O 2 to grasp the O 2 concentration of 1 point in the boiler outlet channel extracting the exhaust gas by the concentration measuring instrument can, O 2 concentration of the other points of the boiler outlet flow path that has not extracted the exhaust gas I do n’t know.
そのため、ボイラ出口流路を流れる排ガスのO2濃度分布に偏りがある場合に、O2濃度計測器で計測した地点のO2濃度の値が高くても別の地点ではO2濃度が低い可能性がある。ボイラ出口流路においてO2濃度の少ない領域はCOが酸化されないため排ガス中にCOが残留することになる。 Therefore, when the O 2 concentration distribution of the exhaust gas flowing through the boiler outlet flow path is uneven, even if the O 2 concentration value measured by the O 2 concentration measuring device is high, the O 2 concentration may be low at another point. There is sex. Since CO is not oxidized in the region where the O 2 concentration is low in the boiler outlet flow path, CO remains in the exhaust gas.
しかしながら、特開平5−33906号公報に記載された前記技術では、O2濃度計測値の代表値、または平均値を目標値に設定してボイラに設置されたバーナー、及びエアポートから供給する空気流量を制御するものであるので、ボイラ出口流路を流れる排ガス中のO2濃度分布に偏りがある場合には、ボイラ出口流路のうち、COを酸化させるO2濃度が少ない領域を正確に検出できないため、前記のO2濃度の少ない領域に供給が必要な空気流量の制御が出来ずにボイラ排ガス中のCOを効果的に低減することは困難であった。 However, in the technique described in Japanese Patent Application Laid-Open No. 5-33906, the air flow rate supplied from the burner installed in the boiler with the representative value or the average value of the O 2 concentration measurement value set as the target value and the air port since controls the, if there is a bias in the O 2 concentration distribution in the exhaust gas flowing through the boiler outlet channel, out of the boiler outlet channel, accurately detect the area O 2 concentration is less to oxidize CO Therefore, it is difficult to effectively reduce CO in the boiler exhaust gas without controlling the air flow rate that needs to be supplied to the region having a low O 2 concentration.
本発明の目的は、燃料に石炭を用いるボイラでボイラ出口の排ガス中のO2濃度分布に偏りがある場合にO2濃度の少ない領域に必要な空気流量を供給してボイラの排ガス中のCOを効果的に低減する火力発電プラントの制御装置及び火力発電プラントの制御方法を提供することにある。
An object of the present invention is to supply a necessary air flow rate to a region having a low O 2 concentration when the O 2 concentration distribution in the exhaust gas at the boiler outlet is biased in a boiler using coal as fuel, and to reduce
本発明の火力発電プラントの制御装置は、燃料の石炭と空気をボイラに供給するバーナーと、該バーナーから供給された燃料の石炭と空気を燃焼させて生成する燃焼ガスの流れ方向下流側でこの燃焼ガスに空気を供給するエアポートとを有するボイラを備えた火力発電プラントの制御装置において、火力発電プラントのボイラに該ボイラの出口の燃焼ガスの酸素濃度もしくは一酸化炭素濃度を計測する計測器を備え、火力発電プラントの制御装置を構成する制御器に、火力発電プラントを模擬する物理モデルを内部に有して該物理モデルを用いたバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量の経路の計算に基づいてバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量がボイラの出口に到達する領域を計算する数値解析実行手段と、火力発電プラントから得られる計測信号データもしくは前記数値解析実行手段を実行して得られる数値解析データのうち少なくとも1方のデータを用いてバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量がボイラ出口に到達する領域を推定する到達領域推定手段と、前記計測器で計測したボイラの出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と前記到達領域推定手段で推定した供給された空気がボイラの出口に到達する領域の推定結果とに基づいて前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度の高い領域もしくは酸素濃度の低い領域に到達する空気流量が増加するようにバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量を設定する操作信号生成手段とをそれぞれ備えたことを特徴とする。 The control apparatus for a thermal power plant according to the present invention includes a burner that supplies coal and air as fuel to a boiler, and a downstream side in the flow direction of combustion gas generated by burning the coal and air as fuel supplied from the burner. In a control device for a thermal power plant having a boiler having an air port for supplying air to the combustion gas, the boiler for the thermal power plant has a measuring instrument for measuring the oxygen concentration or carbon monoxide concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler. Equipped with a physical model that simulates the thermal power plant in the controller that constitutes the control device of the thermal power plant, and used to calculate the path of the air flow rate supplied to the boiler from the burner or air port using the physical model Numerical analysis to calculate the area where the air flow rate supplied to the boiler from the burner or air port reaches the boiler outlet based on And line unit, the flow rate of air supplied from the burner or Airport to the boiler by using the data of at least one way of numerical analysis data obtained by executing measurement signal data or the numerical analysis and execution means obtained from thermal power plant boiler The arrival area estimation means for estimating the area reaching the outlet, the measured value of the carbon monoxide concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler or the measured value of the oxygen concentration measured by the measuring instrument, and the supply estimated by the arrival area estimation means The flow rate of air reaching the high-carbon monoxide concentration region or low-oxygen concentration region of the combustion gas at the boiler outlet measured by the measuring instrument based on the estimated result of the region where the discharged air reaches the boiler outlet increases. Operation signal generating means for setting the flow rate of air supplied to the boiler from a burner or air port Characterized in that was.
また、本発明の火力発電プラントの制御装置は、燃料の石炭と空気をボイラ内に供給するバーナーと、該バーナーから供給された燃料の石炭と空気を燃焼させて生成する燃焼ガスの流れ方向下流側でこの燃焼ガスに空気を供給するエアポートとを有する火力発電プラントの制御装置において、火力発電プラントのボイラに該ボイラの出口の燃焼ガスの酸素濃度もしくは一酸化炭素濃度を計測する計測器を備え、火力発電プラントの制御装置を構成する制御器に、火力発電プラントを模擬する物理モデルを内部に有して該物理モデルを用いたバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量の経路の計算に基づいてバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量がボイラの出口に到達する領域を計算する数値解析実行手段と、火力発電プラントから得られる計測信号データもしくは前記数値解析実行手段を実行して得られる数値解析データのうち少なくとも1方のデータを用いてバーナーもしくはエアポートから供給した空気がボイラの出口に到達する領域を推定する到達領域推定手段と、ボイラの出口の燃焼ガスの酸素濃度の分布もしくは一酸化炭素濃度の分布を推定する分布推定手段と、前記分布推定手段で推定したボイラの出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度もしくは酸素濃度の分布推定結果と前記到達領域推定手段で推定した供給された空気がボイラの出口に到達する領域の推定結果とに基づいて前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度の高い領域もしくは酸素濃度の低い領域に到達する空気流量が増加するようにバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量を設定する操作信号生成手段とをそれぞれ備えたことを特徴とする。 The control device for a thermal power plant according to the present invention includes a burner for supplying fuel coal and air into a boiler, and a downstream flow direction of combustion gas generated by burning the fuel coal and air supplied from the burner. In a control device for a thermal power plant having an air port for supplying air to the combustion gas on the side, the boiler of the thermal power plant is provided with a measuring instrument for measuring the oxygen concentration or carbon monoxide concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler Based on the calculation of the flow path of the air flow supplied to the boiler from the burner or the air port using the physical model having a physical model that simulates the thermal power plant in the controller constituting the control device of the thermal power plant Perform numerical analysis to calculate the area where the air flow rate supplied to the boiler from the burner or air port reaches the boiler outlet When, the air supplied from the burner or airport to reach the exit of the boiler by means of at least 1-way data among the numerical analysis data obtained by executing measurement signal data or the numerical analysis and execution means obtained from a thermal power plant A region estimation means for estimating the region, a distribution estimation means for estimating the distribution of oxygen concentration or carbon monoxide concentration in the combustion gas at the outlet of the boiler, and the combustion gas at the outlet of the boiler estimated by the distribution estimation means Combustion gas at the boiler outlet measured by the measuring instrument based on the distribution estimation result of the carbon monoxide concentration or the oxygen concentration and the estimation result of the region where the supplied air estimated by the reaching region estimation means reaches the boiler outlet Burner or so that the air flow rate to reach the high carbon monoxide concentration region or low oxygen concentration region increases. Characterized in that the operating signal generating means for setting the air flow rate supplied from the airport to the boiler with each.
また、本発明の火力発電プラントの制御装置は、燃料の石炭と空気をボイラに供給するバーナーと、該バーナーから供給された燃料の石炭と空気を燃焼させて生成する燃焼ガスの流れ方向下流側でこの燃焼ガスに空気を供給するエアポートとを有するボイラを備えた火力発電プラントの制御装置において、火力発電プラントのボイラに該ボイラの出口の燃焼ガスの酸素濃度もしくは一酸化炭素濃度を計測する計測器を備え、火力発電プラントの制御装置を構成する制御器に、前記ボイラのバーナーもしくはエアポートから供給した空気がボイラの出口に到達する領域を推定する到達領域推定手段と、前記計測器で計測したボイラの出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と前記到達領域推定手段で推定した供給された空気がボイラの出口に到達する領域の推定結果とに基づいて前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度の高い領域もしくは酸素濃度の低い領域に到達する空気流量が増加するようにバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量を設定する操作信号生成手段とをそれぞれ備え、前記計測器はボイラ出口の流路断面を任意の数の分割領域に区分した分割領域毎に一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度を計測するように配設し、前記制御器に備えた操作信号生成手段は、ボイラ出口の流路断面の分割領域毎に配設した前記計測器で計測した一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と、前記到達領域推定手段によるボイラのバーナーもしくはエアポートから供給した空気がボイラの出口に到達する領域の推定値とを積算した値の総和となる一酸化炭素濃度の第1の影響値もしくは酸素濃度の第2の影響値をそれぞれ計算して、この第1の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を増加させる、もしくは第2の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を減少させるように制御する機能を有するように構成したことを特徴とする。
また、本発明の火力発電プラントの制御装置は、燃料の石炭と空気をボイラ内に供給するバーナーと、該バーナーから供給された燃料の石炭と空気を燃焼させて生成する燃焼ガスの流れ方向下流側でこの燃焼ガスに空気を供給するエアポートとを有する火力発電プラントの制御装置において、火力発電プラントのボイラに該ボイラの出口の燃焼ガスの酸素濃度もしくは一酸化炭素濃度を計測する計測器を備え、火力発電プラントの制御装置を構成する制御器に、前記バーナーもしくはエアポートから供給した空気がボイラの出口に到達する領域を推定する到達領域推定手段と、ボイラの出口の燃焼ガスの酸素濃度の分布もしくは一酸化炭素濃度の分布を推定する分布推定手段と、前記分布推定手段で推定したボイラの出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度もしくは酸素濃度の分布推定結果と前記到達領域推定手段で推定した供給された空気がボイラの出口に到達する領域の推定結果とに基づいて前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度の高い領域もしくは酸素濃度の低い領域に到達する空気流量が増加するようにバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量を設定する操作信号生成手段とをそれぞれ備え、前記計測器はボイラ出口の流路断面を任意の数の分割領域に区分した分割領域毎に一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度を計測するように配設し、前記制御器に備えた操作信号生成手段は、ボイラ出口の流路断面の分割領域毎に配設した前記計測器で計測した一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と、前記到達領域推定手段によるボイラのバーナーもしくはエアポートから供給した空気がボイラの出口に到達する領域の推定値とを積算した値の総和となる一酸化炭素濃度の第1の影響値もしくは酸素濃度の第2の影響値をそれぞれ計算して、この第1の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を増加させる、もしくは第2の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を減少させるように制御する機能を有するように構成したことを特徴とする。 The control device for a thermal power plant according to the present invention includes a burner that supplies fuel coal and air to a boiler, and a downstream side in a flow direction of combustion gas generated by burning the coal and air of fuel supplied from the burner. In a control device for a thermal power plant equipped with a boiler having an air port for supplying air to the combustion gas, a measurement for measuring the oxygen concentration or carbon monoxide concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler in the boiler of the thermal power plant A controller that constitutes a thermal power plant control device, and that is measured by the measuring device and an arrival area estimation means for estimating an area where the air supplied from the boiler burner or the air port reaches the outlet of the boiler. The measured value of the carbon monoxide concentration or the measured value of the oxygen concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler and the supply estimated by the reaching area estimation means The flow rate of air reaching the region of the combustion gas having a high carbon monoxide concentration or the region of low oxygen concentration measured by the measuring instrument based on the estimation result of the region where the air reaches the boiler outlet increases. Operation signal generating means for setting the flow rate of air supplied to the boiler from the burner or the air port as described above, and the measuring instrument is oxidized for each divided region obtained by dividing the flow passage cross section of the boiler outlet into an arbitrary number of divided regions. The operation signal generation means provided in the controller is arranged to measure a measured value of carbon concentration or an oxygen concentration, and is measured by the measuring device provided for each divided region of the flow passage cross section of the boiler outlet. The measured value of the carbon oxide concentration or the measured value of the oxygen concentration and the air supplied from the burner or the air port of the boiler by the arrival area estimation means reach the boiler outlet. The first influence value of the carbon monoxide concentration or the second influence value of the oxygen concentration, which is the sum of the values obtained by integrating the estimated values of the regions, is calculated, respectively, and the burner having a large proportion of the first influence value Alternatively, the air flow rate of the air port is increased, or the burner or the air port having a large proportion of the second influence value is controlled to decrease the air flow rate .
The control device for a thermal power plant according to the present invention includes a burner for supplying fuel coal and air into a boiler, and a downstream flow direction of combustion gas generated by burning the fuel coal and air supplied from the burner. In a control device for a thermal power plant having an air port for supplying air to the combustion gas on the side, the boiler of the thermal power plant is provided with a measuring instrument for measuring the oxygen concentration or carbon monoxide concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler A controller that constitutes the control device of the thermal power plant, an arrival area estimation means for estimating an area where the air supplied from the burner or the air port reaches the outlet of the boiler, and a distribution of the oxygen concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler Alternatively, the distribution estimation means for estimating the distribution of the carbon monoxide concentration and the monoxide oxidation of the combustion gas at the boiler outlet estimated by the distribution estimation means One of the combustion gas at the boiler outlet measured by the measuring instrument based on the distribution estimation result of the elementary concentration or oxygen concentration and the estimation result of the region where the supplied air estimated by the reaching region estimation means reaches the boiler outlet. Operation signal generating means for setting the air flow rate supplied to the boiler from the burner or the air port so that the air flow rate reaching the high carbon oxide concentration region or the low oxygen concentration region is increased. The operation signal generating means provided in the controller is arranged to measure the measured value of the carbon monoxide concentration or the oxygen concentration for each divided region obtained by dividing the flow passage cross section of the boiler outlet into an arbitrary number of divided regions. The measured value of the carbon monoxide concentration or the measured value of the oxygen concentration measured by the measuring device arranged for each divided region of the flow passage cross section of the boiler outlet, and the reaching region estimation means The first influence value of the carbon monoxide concentration or the second influence value of the oxygen concentration, which is the sum of values obtained by integrating the estimated value of the area where the air supplied from the boiler burner or the air port reaches the outlet of the boiler Control is performed so that the air flow rate of the burner or the air port having a large proportion of the first influence value is increased or the air flow rate of the burner or the air port having a large proportion of the second influence value is decreased. It is characterized by having a function.
また、本発明の火力発電プラントの制御方法は、ボイラに備えたバーナーから燃料の石炭と空気をボイラ内に供給して該バーナーから供給された燃料の石炭と空気をボイラ内で燃焼させて生成する燃焼ガスを生成し、この生成した燃焼ガスの流れ方向下流側でボイラに備えたエアポートから前記燃焼ガスに空気を供給する火力発電プラントの制御方法において、火力発電プラントのボイラの出口に備えた計測器によりボイラの出口の燃焼ガス中の酸素濃度もしくは一酸化炭素濃度を計測し、火力発電プラントを制御する制御器に備えた数値解析実行手段によって火力発電プラントを模擬する物理モデルを内部に有して該物理モデルを用いてバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量の経路の計算に基づいて該制御器に備えた到達領域推定手段によってバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量がボイラ出口に到達する領域を計算し、前記制御器に備えた到達領域推定手段によって火力発電プラントから得られる前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガス中の酸素濃度もしくは一酸化炭素濃度の計測信号データもしくは前記数値解析実行手段を実行して得られる数値解析データのうち、少なくとも1方のデータを用いてバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量がボイラ出口に到達する領域を推定し、前記制御器に備えた操作信号生成手段によって前記計測器で計測したボイラの出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と前記到達領域推定手段で推定したバーナーもしくはエアポートから供給された空気がボイラの出口に到達する領域の推定結果とに基づいて前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガス中の一酸化炭素濃度の高い領域もしくは酸素濃度の低い領域に到達する空気流量が増加するようにバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量を設定して制御することを特徴とする。
また、本発明の火力発電プラントの制御方法は、ボイラに備えたバーナーから燃料の石炭と空気をボイラ内に供給して該バーナーから供給された燃料の石炭と空気をボイラ内で燃焼させて燃焼ガスを生成し、この生成した燃焼ガスの流れ方向下流側でボイラに備えたエアポートから前記燃焼ガスに空気を供給する火力発電プラントの制御方法において、火力発電プラントのボイラの出口に備えた計測器によりボイラの出口の燃焼ガス中の酸素濃度もしくは一酸化炭素濃度を計測し、火力発電プラントを制御する制御器に備えた数値解析実行手段によって火力発電プラントを模擬する物理モデルを内部に有して該物理モデルを用いてバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量の経路の計算に基づいて該制御器に備えた到達領域推定手段によってバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量がボイラ出口に到達する領域を計算し、前記制御器に備えた到達領域推定手段によって火力発電プラントから得られる前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガス中の酸素濃度もしくは一酸化炭素濃度の計測信号データもしくは前記数値解析実行手段を実行して得られる数値解析データのうち、少なくとも1方のデータを用いてバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量がボイラ出口に到達する領域を推定し、前記制御器に備えた分布推定手段によってボイラの出口の燃焼ガス中の酸素濃度もしくは一酸化炭素濃度の分布を推定し、該制御器に備えた操作信号生成手段によって前記分布推定手段で推定した一酸化炭素濃度もしくは酸素濃度の分布推定結果と、前記到達領域推定手段で推定した供給された空気がボイラの出口に到達する領域の到達領域の推定結果とに基づいて前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガス中の一酸化炭素濃度の高い領域もしくは酸素濃度の低い領域に到達する空気流量が増加するようにバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量を設定して制御することを特徴とする。
Also, the thermal power plant control method of the present invention is generated by supplying fuel coal and air from a burner provided in the boiler into the boiler and burning the fuel coal and air supplied from the burner in the boiler. In a control method of a thermal power plant that generates combustion gas to be supplied and supplies air to the combustion gas from an air port provided in the boiler on the downstream side in the flow direction of the generated combustion gas, the boiler gas of the thermal power plant is provided with an outlet A measuring instrument measures the oxygen concentration or carbon monoxide concentration in the combustion gas at the outlet of the boiler, and internally has a physical model that simulates the thermal power plant by means of numerical analysis execution means provided in the controller that controls the thermal power plant. The controller is provided based on the calculation of the path of the air flow rate supplied to the boiler from the burner or the air port using the physical model. The boiler measured by the measuring instrument obtained from the thermal power plant by the reaching area estimating means provided in the controller, calculating the area where the air flow rate supplied to the boiler from the burner or the air port reaches the boiler outlet by the reaching area estimating means Supply to boiler from burner or air port using at least one of measurement signal data of oxygen concentration or carbon monoxide concentration in combustion gas at outlet or numerical analysis data obtained by executing the numerical analysis execution means The region where the air flow rate reaches the boiler outlet is estimated, and the measured value of the carbon monoxide concentration or the oxygen concentration of the combustion gas at the boiler outlet measured by the measuring instrument by the operation signal generating means provided in the controller Supplied from burner or airport estimated by the value and the reach area estimation means The flow rate of air reaching the high carbon monoxide concentration region or the low oxygen concentration region in the combustion gas at the boiler outlet measured by the measuring instrument based on the estimation result of the region where the gas reaches the boiler outlet increases. Thus, the air flow rate supplied to the boiler from the burner or the air port is set and controlled.
Also, the control method of the thermal power plant according to the present invention is such that fuel coal and air are supplied from a burner provided in the boiler into the boiler, and the fuel coal and air supplied from the burner are combusted in the boiler. In a control method for a thermal power plant that generates gas and supplies air to the combustion gas from an air port provided in the boiler at the downstream side in the flow direction of the generated combustion gas, a measuring instrument provided at the outlet of the boiler of the thermal power plant Measure the oxygen concentration or carbon monoxide concentration in the combustion gas at the outlet of the boiler, and have a physical model that simulates the thermal power plant by means of numerical analysis execution means equipped in the controller that controls the thermal power plant The reach area provided in the controller based on the calculation of the path of the air flow rate supplied to the boiler from the burner or the air port using the physical model The area where the air flow rate supplied to the boiler from the burner or the air port reaches the boiler outlet by the fixing means, and the boiler outlet measured by the measuring instrument obtained from the thermal power plant by the reaching area estimating means provided in the controller is calculated. Air supplied to a boiler from a burner or an air port using at least one of measurement signal data of oxygen concentration or carbon monoxide concentration in combustion gas or numerical analysis data obtained by executing the numerical analysis execution means The region where the flow rate reaches the boiler outlet is estimated, the distribution estimating means provided in the controller estimates the oxygen concentration or carbon monoxide concentration distribution in the combustion gas at the boiler outlet, and the operation provided in the controller Distribution of carbon monoxide concentration or oxygen concentration estimated by the distribution estimating means by the signal generating means Carbon monoxide in the combustion gas at the boiler outlet measured by the measuring instrument based on the measurement result and the estimation result of the reaching area of the area where the supplied air estimated by the reaching area estimating means reaches the boiler outlet The air flow rate supplied to the boiler from the burner or the air port is set and controlled so that the air flow rate reaching the high concentration region or the low oxygen concentration region increases.
また、本発明の火力発電プラントの制御方法は、ボイラに備えたバーナーから燃料の石炭と空気をボイラ内に供給して該バーナーから供給された燃料の石炭と空気をボイラ内で燃焼させて燃焼ガスを生成し、この生成した燃焼ガスの流れ方向下流側でボイラに備えたエアポートから前記燃焼ガスに空気を供給する火力発電プラントの制御方法において、火力発電プラントのボイラの出口の流路断面を任意の数の分割領域に区分して分割領域毎に備えた計測器によりボイラの出口の分割領域毎の燃焼ガス中の一酸化炭素濃度もしくは酸素濃度を計測し、制御器に備えた操作信号生成手段によってこれらのボイラ出口の分割領域毎の一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と、到達領域推定手段によるボイラのバーナーもしくはエアポートから供給した空気がボイラの出口に到達する領域の推定値とを積算した総和となる一酸化炭素濃度の第1の影響値もしくは酸素濃度の第2の影響値を求め、この第1の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を増加させる、もしくは第2の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を減少させるように制御し、前記制御器に備えた操作信号生成手段によって前記計測器で計測したボイラの出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と前記到達領域推定手段で推定したバーナーもしくはエアポートから供給された空気がボイラの出口に到達する領域の推定結果とに基づいて前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガス中の一酸化炭素濃度の高い領域もしくは酸素濃度の低い領域に到達する空気流量が増加するようにバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量を設定して制御することを特徴とする。
また、本発明の火力発電プラントの制御方法は、ボイラに備えたバーナーから燃料の石炭と空気をボイラ内に供給して該バーナーから供給された燃料の石炭と空気をボイラ内で燃焼させて燃焼ガスを生成し、この生成した燃焼ガスの流れ方向下流側でボイラに備えたエアポートから前記燃焼ガスに空気を供給する火力発電プラントの制御方法において、火力発電プラントのボイラの出口の流路断面を任意の数の分割領域に区分して分割領域毎に備えた計測器により燃焼ガス中の一酸化炭素濃度もしくは酸素濃度を計測し、制御器に備えた操作信号生成手段によってこれらのボイラ出口の分割領域毎の一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と、到達領域推定手段によるボイラのバーナーもしくはエアポートから供給した空気がボイラの出口に到達する領域の推定値とを積算した総和となる一酸化炭素濃度の第1の影響値もしくは酸素濃度の第2の影響値を求め、この第1の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を増加させる、もしくは第2の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を減少させるように制御し、前記制御器に備えた分布推定手段によってボイラの出口の燃焼ガス中の酸素濃度もしくは一酸化炭素濃度の分布を推定し、該制御器に備えた操作信号生成手段によって前記分布推定手段で推定した一酸化炭素濃度もしくは酸素濃度の分布推定結果と、前記到達領域推定手段で推定した供給された空気がボイラの出口に到達する領域の到達領域の推定結果とに基づいて前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガス中の一酸化炭素濃度の高い領域もしくは酸素濃度の低い領域に到達する空気流量が増加するようにバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量を設定して制御することを特徴とする。
Also, the control method of the thermal power plant according to the present invention is such that fuel coal and air are supplied from a burner provided in the boiler into the boiler, and the fuel coal and air supplied from the burner are combusted in the boiler. In a control method of a thermal power plant that generates gas and supplies air to the combustion gas from an air port provided in the boiler at a downstream side in the flow direction of the generated combustion gas, a flow passage cross section at the outlet of the boiler of the thermal power plant Measure the carbon monoxide concentration or oxygen concentration in the combustion gas for each divided region at the outlet of the boiler with the measuring device provided for each divided region divided into an arbitrary number of divided regions, and generate the operation signal provided for the controller The measured value of the carbon monoxide concentration or the measured value of the oxygen concentration for each divided area of the boiler outlet by means of the boiler burner or air The first influence value of the carbon monoxide concentration or the second influence value of the oxygen concentration, which is the sum total of the estimated value of the area where the air supplied from the boiler reaches the outlet of the boiler, is obtained. Control to increase the air flow rate of the burner or air port that accounts for a large percentage of the value, or decrease the air flow rate of the burner or air port that accounts for a large percentage of the second influence value, and generate an operation signal for the controller The measured value of the carbon monoxide concentration or the measured value of the oxygen concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler measured by the measuring instrument by means and the air supplied from the burner or the air port estimated by the reaching area estimating means is at the outlet of the boiler A region having a high carbon monoxide concentration in the combustion gas at the boiler outlet measured by the measuring instrument based on the estimation result of the reaching region or Wherein the air flow to reach the region of low oxygen concentration is controlled by setting the air flow rate supplied from the burner or airport to the boiler to increase.
Also, the control method of the thermal power plant according to the present invention is such that fuel coal and air are supplied from a burner provided in the boiler into the boiler, and the fuel coal and air supplied from the burner are combusted in the boiler. In a control method of a thermal power plant that generates gas and supplies air to the combustion gas from an air port provided in the boiler at a downstream side in the flow direction of the generated combustion gas, a flow passage cross section at the outlet of the boiler of the thermal power plant The carbon monoxide concentration or oxygen concentration in the combustion gas is measured by a measuring instrument that is divided into an arbitrary number of divided areas and provided for each divided area, and these boiler outlets are divided by the operation signal generating means provided in the controller. The measured values of carbon monoxide concentration or oxygen concentration for each region and the air supplied from the boiler burner or air port by the arrival region estimation means The first influence value of the carbon monoxide concentration or the second influence value of the oxygen concentration, which is the sum total of the estimated values of the areas reaching the outlet of the gas, is obtained, and the burner having a large proportion of the first influence value Alternatively, control is performed such that the air flow rate of the air port is increased or the air flow rate of the burner or the air port having a large ratio in the second influence value is decreased, and the combustion gas at the outlet of the boiler is provided by the distribution estimation means provided in the controller The estimation of the distribution of the carbon monoxide concentration or the oxygen concentration estimated by the distribution estimation means by the operation signal generation means provided in the controller, and the estimated reach area Of the boiler outlet measured by the measuring instrument based on the estimation result of the arrival area of the area where the supplied air estimated by the means reaches the outlet of the boiler. And controlling by setting the air flow rate supplied from the burner or airport to the boiler so that the air flow to reach the lower area regions of high or oxygen concentration of the carbon monoxide concentration in the burnt gas is increased.
本発明によれば、燃料に石炭を用いるボイラ出口の排ガス中のO2濃度分布に偏りがある場合にO2濃度の少ない領域に必要な空気流量を供給してボイラの排ガス中のCOを効果的に低減する火力発電プラントの制御装置及び火力発電プラントの制御方法が実現できる。 According to the present invention, when there is a bias in the O 2 concentration distribution in the exhaust gas from the boiler outlet that uses coal as the fuel, the required air flow rate is supplied to the region where the O 2 concentration is low, and the CO in the boiler exhaust gas is effective. The thermal power plant control device and the thermal power plant control method can be realized.
次に、本発明の実施例である火力発電プラントの制御装置及び火力発電プラントの制御方法について、図面を参照して説明する。 Next, a thermal power plant control apparatus and a thermal power plant control method according to embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
図1は本発明の一実施例である火力発電プラントの制御装置の全体構成を示す制御ブロック図である。 FIG. 1 is a control block diagram showing the overall configuration of a thermal power plant control apparatus according to an embodiment of the present invention.
図1において、燃料に石炭を用いるボイラを備えた火力発電プラント100の制御装置は制御装置200によって制御されている。制御装置200は、演算装置として、到達領域推定手段300、数値解析実行手段400、操作信号生成手段500、学習手段600、モデル700、および評価値計算手段800がそれぞれ備えられた構成となっている。
In FIG. 1, a control device of a
この制御装置200には、データベースとして、計測信号データベース210、到達領域データベース220、数値解析結果データベース230、操作信号データベース240、制御ロジックデータベース250、及び学習情報データベース260がそれぞれ備えられている。
The
また制御装置200には、外部とのインターフェイスとして、外部入力インターフェイス201、及び外部出力インターフェイス202が配置されている。
The
そしてこの制御装置200には、外部入力インターフェイス201を介して火力発電プラント100から火力発電プラントの各種状態量である、例えばボイラ出口の燃焼ガスの酸素濃度、もしくは一酸化炭素濃度を計測した計測信号1が該制御装置200に取り込まれており、また、外部出力インターフェイス202を介して制御装置200から前記火力発電プラント100に対して、例えばボイラのバーナー、及びエアポートの空気流量を制御する操作信号18が送り出されている。
The
火力発電プラント100から制御装置200に取り込んだ火力発電プラント100の各種状態量である、例えばボイラ出口の燃焼ガスの酸素濃度、もしくは一酸化炭素濃度を計測した計測信号1は、外部入力インターフェイス201を介した後に計測信号2として制御装置200に備えられたデータベースである計測信号データベース210に保存される。
For example, the measurement signal 1 obtained by measuring the oxygen concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler or the carbon monoxide concentration, which is various state quantities of the
制御装置200に備えられた演算装置である操作信号生成手段500で生成する操作信号17は、操作信号生成手段500から外部出力インターフェイス202に伝送する共に、制御装置200に備えられたデータベースである操作信号データベース240に保存される。
The
また、制御装置200に備えられた演算装置である数値解析実行手段400では、火力発電プラント100を高精度に模擬する詳細な物理モデルを内部に構築しており、この詳細なモデルを用いて火力発電プラント100を対象にした詳細で高精度な数値解析を実行するように構成されている。
In addition, the numerical analysis execution means 400 that is an arithmetic device provided in the
即ち、この数値解析実行手段400による操作によって詳細な物理モデルを用いて火力発電プラント100を構成するボイラ101の構造、ボイラ101に設置されるバーナー102とエアポート103の構造、及びバーナー102とエアポート103にそれぞれ供給する燃料流量、空気流量を境界条件に設定した高精度な模擬計算を実行することで、火力発電プラント100の運転特性を高精度に模擬して予測するものである。
That is, the structure of the
そして詳細な物理モデルを用いた数値解析実行手段400を実行することによって得られた詳細で高精度な数値解析情報6は、数値解析実行手段400から数値解析結果データベース230に送られて保存される。
The detailed and highly accurate numerical analysis information 6 obtained by executing the numerical analysis execution means 400 using the detailed physical model is sent from the numerical analysis execution means 400 to the numerical
制御装置200に備えられた演算装置である到達領域推定手段300では、計測信号データベース210に保存されている計測信号データ4、及び数値解析結果データベース230に保存されている数値解析データ7を用いて、バーナー102、及びエアポート103からボイラ101に供給した空気がボイラ出口の流路に到達する領域を演算によって推定する。
The arrival area estimation means 300 that is an arithmetic unit provided in the
この到達領域推定手段300による演算で推定されたバーナー102及びエアポート103からボイラ101に供給した空気がボイラ出口の流路に到達する領域の到達領域情報5は、制御装置200に備えられたデータベースである到達領域データベース220に保存する。
The
制御装置200に備えられた演算装置である学習手段600では、演算装置である統計モデル700を対象に火力発電プラント100の操作方法を学習するように構成され、モデル700では内部に構築した簡略な統計モデルによって火力発電プラント100の制御特性を短時間で模擬するように構成されている。
The learning means 600 that is an arithmetic device provided in the
すなわち、制御装置200で生成した火力発電プラント100を制御する操作信号18を制御装置200から火力発電プラント100に与え、その火力発電プラント100の制御結果である計測信号1を火力発電プラント100から制御装置200で受信するのと同様に、制御装置200の学習手段600で学習して生成したモデル入力9を学習手段600からモデル700に与え、このモデル700で模擬した火力発電プラント100の制御特性の簡略な模擬結果であるモデル出力10をモデル700から学習手段600が受信するように構成されている。
That is, the
演算装置であるモデル700では、数値解析結果データベース230に保存されている数値解析データ8、及び計測信号データベース210に保存されている計測信号データ4を用いて、学習手段600から与えられるモデル入力9に基づいてモデル700の内部に構築した簡略な物理モデルを用いて火力発電プラント100の制御特性を短時間で模擬し、その模擬結果をモデル出力10として学習手段600に出力する。
In the
このモデル700は、例えばニューラルネットワークなどの統計モデルを用いて構築されており、モデル700を演算することによって、火力発電プラント100の運転前は、数値解析結果データベース230に保存されている数値解析データ8のみを用いて前記モデル出力10を模擬計算し、火力発電プラント100の運転後は火力発電プラント100の状態量を計測した計測信号データベース210に保存されている計測信号4を併用してモデル出力8を模擬計算する。
The
このようにモデル700を使用した火力発電プラント100の模擬結果が、数値解析実行手段400を演算させる際に使用する詳細な物理モデルを使用した火力発電プラント100の模擬結果と相違して火力発電プラント100の制御特性が異なる場合には、火力発電プラント100の状態量を計測した計測信号データベース210に保存されている計測信号データ4を重視して、前記モデル700にてモデル出力10を模擬計算することで、モデル700の特性を火力発電プラント100の制御特性に近づけることができる。
Thus, the simulation result of the
学習手段600では、モデル700で模擬計算されるモデル出力10が所望の値となるように、該学習手段600から前記モデル700に入力されるモデル入力9の生成方法を学習する。
The
この学習手段600でモデル入力9の生成方法を学習するための指標として、制御装置200に設けられた演算手段である評価値計算手段800にて計算される評価値11を用いて前記学習手段600で学習することができる。
The learning means 600 uses the evaluation value 11 calculated by the evaluation value calculation means 800 that is a calculation means provided in the
この評価値計算手段800では、モデル700で模擬計算されたモデル出力10が所望の状態であれば前記学習手段600に入力される評価値11の値を大きく設定し、所望の状態から離れる程、評価値11の値を小さく設定する。
In this evaluation value calculation means 800, if the
また、この評価値計算手段800では、制御装置200に設けられたデータベースである到達領域データベース220に保存されている到達領域データ16を用いて前記評価値11を計算することもできる。
The evaluation value calculation means 800 can also calculate the evaluation value 11 by using the
前記学習手段600は、強化学習、進化的計算手法などの種々の最適化手法を適用することによって構築されている。 The learning means 600 is constructed by applying various optimization methods such as reinforcement learning and evolutionary calculation methods.
そして、この学習手段600では、評価値計算手段800で計算されて該学習手段600に入力される評価値11が最大となるような操作方法を学習する。
The
学習手段600での学習に用いる拘束条件、モデル出力目標値などの学習情報データ13は、制御装置200に設けられたデータベースである学習情報データベース260に保存されている。
また、学習手段600で学習した結果である学習情報データ12は、学習手段600から学習情報データベース260に出力されて該学習情報データベース260に保存される。
Further, the learning
制御装置200に備えられた演算装置である操作信号生成手段500では、計測信号データベース210に保存されている計測信号データ3、到達領域データベース220に保存されている到達領域データ16、制御ロジックデータベース250に保存されている制御ロジックデータ15、及び学習情報データベース260に保存されている学習情報データ14を必要に応じて取得し、これらの情報を用いて、火力発電プラント100から排出される一酸化炭素濃度を低減するための、例えばボイラ101のバーナー102及びエアポート103からボイラに供給する空気流量を制御する操作信号17を生成する。
In the operation signal generating means 500 which is an arithmetic unit provided in the
そして前記操作信号生成手段500で生成した操作信号17は、外部出力インターフェイス202を介して火力発電プラント100に対する操作信号18として制御装置200から送り出すように構成されている。
The
また、図1に示したように、制御装置200の近傍にはキーボード901とマウス902で構成される外部入力装置900と、保守ツール910と、画像表示装置950が設置されている。
As shown in FIG. 1, an
そして火力発電プラント100の運転員は、キーボード901とマウス902で構成される外部入力装置900を用いて保守ツール入力信号51を生成し、この保守ツール入力信号51を保守ツール910に入力することによって、制御装置200に配置されている各種のデータベースの情報を、画像表示装置950に表示できるようにしている。
The operator of the
前記保守ツール910は、外部入力インターフェイス920、データ送受信部930、及び外部出力インターフェイス940で構成されている。
The
外部入力装置900で生成した保守ツール入力信号51は、外部入力インターフェイス920を介して保守ツール910に取り込まれる。
The maintenance
保守ツール910のデータ送受信部930では、保守ツール入力信号52の情報に従って、制御装置200に配置されている各種のデータベースからデータベース情報50を取得するように構成されている。
The data transmission /
保守ツール910のデータ送受信処理部930では、データベース情報50を処理した結果得られる保守ツール出力信号53を、外部出力インターフェイス940に送信する。
The data transmission /
外部出力インターフェイス940はこの保守ツール出力信号53に基づいた出力信号54を画像表示装置950に送信して該画像表示装置950で表示する。
The
尚、上記した本発明の実施例である火力発電プラントの制御装置200では、前記制御装置200に備えられたデータベースを構成する計測信号データベース210、到達領域データベース220、数値解析結果データベース230、操作信号データベース240、制御ロジックデータベース250、及び学習情報データベース260、並びに演算手段を構成する到達領域推定手段300、数値解析実行手段400、学習手段600、モデル700、及び評価値計算手段800が、前記制御装置200の内部に配置されているが、これらの全て、あるいは一部を制御装置200の外部に配置するように構成してもよい。
In the thermal power
図2には図1に示した実施例である火力発電プラントの制御装置の制御対象となる燃料に石炭を用いるボイラを備えた火力発電プラントの概略構成を示す。 FIG. 2 shows a schematic configuration of a thermal power plant including a boiler that uses coal as fuel to be controlled by the thermal power plant control apparatus according to the embodiment shown in FIG.
まず、図2(a)を用いてボイラを備えた火力発電プラント100の発電の仕組みについて説明する。
First, the power generation mechanism of the
図2(a)において、燃料となる石炭はミル110にて粉砕して微粉炭として石炭搬送用の1次空気、及び燃焼調整用の2次空気と共にボイラ101に設置したバーナー102を通じてボイラ101に投入し、ボイラ101の火炉内部で燃料の石炭を燃焼する。
In FIG. 2 (a), coal used as fuel is pulverized by a
燃料の石炭と1次空気は配管134から、2次空気は配管141からバーナー102に導かれる。
The fuel coal and the primary air are led from the
また、2段燃焼用のアフタエアを、ボイラ101に設置したアフタエアポート103を通じてボイラ101に投入する。このアフタエアは、配管142からアフタエアポート103に導かれる。
Further, after-air for two-stage combustion is introduced into the
燃料の石炭をボイラ101の火炉の内部で燃焼させて発生した高温の燃焼ガスは、ボイラ101の火炉を矢印で示した経路に沿って下流側に流れ、ボイラ101に配置された熱交換器106を通過して熱交換した後、燃焼排ガスとなってボイラ101から排出されてボイラ101の外部に設置されたエアーヒーター104に流下する。
High-temperature combustion gas generated by burning fuel coal inside the furnace of the
エアーヒーター104を通過した燃焼排ガスはその後、図示していない排ガス処理装置で燃焼排ガスに含まれている有害物質を除去した後に、煙突をから大気に放出される。
The combustion exhaust gas that has passed through the
ボイラ101を循環する給水は、タービン108に設置された図示していない復水器から給水ポンプ105を介してボイラ101に導かれ、ボイラ101の火炉に設置した熱交換器106においてボイラ101の火炉の内部を流下する燃焼ガスによって加熱されて高温高圧の蒸気となる。
The feed water circulating in the
尚、本実施例では熱交換器106の数を1個として図示しているが、熱交換器を複数個配置してもよい。
In this embodiment, the number of
熱交換器106で発生した高温高圧の蒸気は、タービンガバナ弁107を介して蒸気タービン108に導かれ、蒸気の持つエネルギーによって蒸気タービン108を駆動し、この蒸気タービン108に連結した発電機109を回転させて発電する。
The high-temperature and high-pressure steam generated in the
次に、ボイラ101の火炉に設置されたバーナー102からボイラ101の火炉内に投入される1次空気及び2次空気、ボイラ101の火炉に設置されたアフタエアポート103からボイラ101の火炉内に投入されるアフタエアの経路について説明する。
Next, the primary air and the secondary air introduced into the
1次空気は、ファン120から配管130に導かれ、途中でエアーヒーター104の内部を通過する配管132とエアーヒーター104をバイパスする配管131とに分岐し、これらの配管132及び配管131を流下した1次空気は再び配管133にて合流してミル110に導かれる。
The primary air is guided from the
エアーヒーター104を通過する空気は、ボイラ101の火炉から排出される燃焼排ガスにより加熱される。
Air passing through the
この1次空気を用いてミル110で生成される石炭(微粉炭)を配管133を通じてバーナー102に搬送する。
The primary air is used to convey coal (pulverized coal) generated in the
2次空気及びアフタエアは、ファン121から配管140に導かれ、エアーヒーター104の内部を通過する配管140を流下して加熱された後に、配管140の下流側で2次空気用の配管141と、アフタエア用の配管142とに分岐して、それぞれボイラ101の火炉に設置されたバーナー102とアフタエアポート103に導かれるように構成されている。
The secondary air and the after air are led from the
本実施例であるボイラを備えた火力発電プラント100の制御装置200は、ボイラの排ガス中のNOxおよびCO濃度を低減するため、バーナー102からボイラ101に投入する空気量と、アフタエアポート103からボイラ101に投入する空気量を調整する機能を持っている。
The
火力発電プラント100には、該火力発電プラント100の運転状態を検出する様々な計測器が配置されており、これらの計測器から取得されたプラントの計測信号は、計測信号1として制御装置200に送信される。
The
火力発電プラント100の運転状態を検出する様々な計測器として、例えば図2には流量計測器150、温度計測器151、圧力計測器152、発電出力計測器153、及びO2濃度及び/又はCO濃度を計測する濃度計測器154がそれぞれ図示されている。
As various measuring instruments for detecting the operating state of the
流量計測器150は給水ポンプ105からボイラ101に供給される給水の流量を計測する。また、温度計測器151及び圧力計測器152は、ボイラ101に配設された熱交換器106において該ボイラ101を流下する燃焼ガスとの熱交換で発生した蒸気を蒸気タービン108に供給する蒸気の温度及び圧力をそれぞれ計測する。
The flow
前記熱交換器106で発生した蒸気で駆動される蒸気タービン108によって回転される発電機109によって発電された電力量は発電出力計測器153で計測する。
The amount of power generated by the
また、ボイラ101を流下する燃焼ガスに含まれている成分(CO、NOxなど)の濃度に関する情報は、ボイラ101の下流側であるボイラ出口の流路に設けたO2濃度及び/又はCO濃度を計測する濃度計測器154で計測される。
In addition, information on the concentration of components (CO, NOx, etc.) contained in the combustion gas flowing down the
尚、一般的には図2に図示した以外にも多数の計測器が火力発電プラント100に配置されているが、ここでは図示を省略する。
In general, many measuring instruments other than those shown in FIG. 2 are arranged in the
図2(b)は、火力発電プラント100を構成するボイラ101の下流側に設置されたエアーヒーター104と、このエアーヒーター104に配設された配管を示す部分拡大図である。
FIG. 2B is a partially enlarged view showing the
図2(b)に示すように、エアーヒーター104の内部に配設された配管140の下流側で分岐した2次空気用の配管141及びアフタエア用の配管142、エアーヒーター104の内部に配設された配管132、及びエアーヒーター104をバイパスした配管131にはエアダンパ162、163、161、160がそれぞれ配置されている。
As shown in FIG. 2B, the
そしてこれらのエアダンパ160〜163を操作することによって配管131、132、141、142内で空気が通過する面積を変更し、これらの配管131、132、141、142を通過する空気流量を個別に調整する。
By operating these
そして火力発電プラント100を制御する制御装置200によって生成されて該火力発電プラント100に出力される操作信号18を用いて、給水ポンプ105、ミル110、エアダンパ160、161、162、163などの機器を操作する。
Then, using the
尚、本実施例である火力発電プラントの制御装置では、給水ポンプ105、ミル110、エアダンパ160、161、162、163などの火力発電プラントの状態量を調節する機器のことを操作端と呼び、これを操作するのに必要な指令信号を操作信号と呼ぶ。
In the thermal power plant control apparatus according to the present embodiment, devices that adjust the state quantity of the thermal power plant such as the
また、燃焼用等の空気、あるいは微粉炭等の燃料をボイラ101に投入する際に、その吐出角度を上下左右に動かすことの出来る機能をボイラ101に設置したバーナー102、及びアフタエアポート103に付加して、これらのバーナー102及びアフタエアポート103の吐出角度を調節する指令信号を前記操作信号18に含めることもできる。
In addition, when air such as combustion or fuel such as pulverized coal is introduced into the
図3は、図1に示した実施例であるボイラを備えた火力発電プラント100の制御装置における制御装置200による制御の手順を示すフローチャート図である。
FIG. 3 is a flowchart showing a control procedure by the
図3において、制御装置200では、ステップ1000、1010、1020、1030、1040、1050を組み合わせて火力発電プラント100の制御を実行する。
In FIG. 3, the
尚、ステップ1030aとステップ1030b、及びステップ1050aとステップ1050bは、それぞれ同じ動作である。以下では、それぞれのステップについて説明する。
Steps 1030a and 1030b, and
まず最初に、フローチャートにおける数値解析実行のステップ1000では、図1の制御装置200に備えられた詳細な物理モデルを構築した数値解析手段400を動作させ、火力発電プラント100の高精度な数値解析を実施する。
First, in step 1000 of the numerical analysis execution in the flowchart, the
この数値解析手段400の詳細な物理モデルを動作して得られた火力発電プラント100の高精度な数値解析結果6は、数値解析結果データベース230に保存される。
A highly accurate numerical analysis result 6 of the
次に、フローチャートにおける学習有無判定のステップ1010では、図1の制御装置200に夫々備えた学習手段600、モデル700、及び評価値計算手段800を組み合わせて、実行する学習を実施するかどうかについて判定する。
Next, in step 1010 for determining whether or not learning is performed in the flowchart, it is determined whether or not learning to be executed is performed by combining the
そしてこの学習有無判定のステップ1010において学習を実施すると判定された場合は、学習有無判定のステップ1010からYESのルートに進んで次のモデル構築のステップ1020に入り、学習を実施しないと判定された場合は、学習有無判定のステップ1010からNOのルートに進む。 If it is determined in step 1010 of the learning presence / absence determination that learning is to be performed, the process proceeds from the learning presence / absence determination step 1010 to the YES route and enters the next model construction step 1020, where it is determined not to perform learning. In this case, the process proceeds to the NO route from step 1010 for determining the presence or absence of learning.
ここで、学習を実施すると判定された場合は、学習を実施しないと判定された場合の処理内容(到達領域推定のステップ1030、操作信号生成のステップ1050)に、モデル構築のステップ1020と操作方法学習のステップ1040の処理が加わる。 Here, if it is determined that learning is to be performed, the model construction step 1020 and the operation method are included in the processing contents (step 1030 for reaching area estimation, step 1050 for operation signal generation) when it is determined not to perform learning. The process of learning step 1040 is added.
次のフローチャートにおけるモデル構築のステップ1020では、図1の制御装置200に備えた数値解析結果データベース230、及び計測信号データベース210に保存されている火力発電プラント100の各種状態量を計測したデータに基づいて、図1の制御装置200に備えたモデル700を構築し、この構築したモデル700を用いて火力発電プラント100の特性を模擬演算する。
In step 1020 of model construction in the following flowchart, based on data obtained by measuring various state quantities of the
尚、火力発電プラント100を運転開始した直後は、計測信号データベース210には火力発電プラント100の各種状態量を計測したデータが蓄積されていない。
Immediately after starting operation of the
そこでこの状況下では、数値解析結果データベース230に保存されている数値解析結果データ8を用いてモデル700の簡略な物理モデルを構築して火力発電プラント100の特性を模擬する。
Under these circumstances, a simple physical model of the
火力発電プラント100を運転開始して暫らく経過した後に火力発電プラント100の各種状態量を計測した計測データ1を取得して計測信号データベース210に前記火力発電プラント100の各種状態量のデータが蓄積された場合には、演算処理によってモデル700と火力発電プラント100の特性が一致するように前記モデル700を修正する。
After a while from the start of operation of the
上記したように制御装置200に火力発電プラント100を対象とした数値解析を実行する機能をモデル700に備えることによって、火力発電プラント100のボイラから排出される排ガス中のCO濃度、NOx濃度や、ボイラ出口でのガス濃度分布などを短時間で容易に予測することできる。
As described above, by providing the
次にフローチャートにおける到達領域推定のステップ1030では、図1の制御装置200に備えた到達領域推定手段300を動作させ、火力発電プラント100のボイラ101に配置されているバーナー102及びエアポート103から供給される空気流量が、ボイラ出口の流路のどの部分に到達するかを推定する。
Next, in step 1030 of the reach area estimation in the flowchart, the reach area estimating means 300 provided in the
次にフローチャートにおける操作方法学習のステップ1040では、図1の制御装置200にそれぞれ備えた学習手段600、モデル700、及び評価値計算手段800を組み合わせて、火力発電プラント100の操作方法を学習する。
Next, in the operation method learning step 1040 in the flowchart, the operation method of the
制御装置200に備えた学習手段600における学習アルゴリズムについては、図7を用いて後述するが、この操作方法学習のステップ1040で得られた学習手段600による学習結果は、学習情報データベース260に保存される。
The learning algorithm in the learning means 600 provided in the
次にフローチャートにおける操作信号生成のステップ1050では、図1の制御装置200に備えた操作信号生成手段500を動作させ、制御装置200から火力発電プラント100の操作端に出力される指令信号となる操作信号17を生成する。
Next, in the operation signal generation step 1050 in the flowchart, the operation signal generation means 500 provided in the
図4は、この操作信号17を生成する図1の制御装置200に備えた操作信号生成手段500の構成を示す制御ブロック図である。
FIG. 4 is a control block diagram showing the configuration of the operation signal generation means 500 provided in the
図4に示すように操作信号生成手段500は、制御ロジックデータベース250に保存されている制御ロジックデータ15、及び計測信号データベース210に保存されている計測信号データ3を用いて基準信号30を生成する基準信号生成部510と、到達領域データベース220に保存されている到達領域データ16、及び計測信号データベース210に保存されている計測信号データ3を用いて、第1の補正信号33を生成する第1の補正信号生成部520と、学習情報データベース260に保存されている学習情報データ14、及び計測信号データベース210に保存されている計測信号データ3を用いて第2の補正信号36を生成する第2の補正信号生成部530と、ゼロ値の信号を生成するゼロ値生成器540、550と、入力される2つの信号の内1つの信号を選択し、選択した信号を出力信号とする切替器560、570とを備えて構成されている。
As shown in FIG. 4, the operation
そして図4における操作信号生成手段500を構成する前記基準信号生成部510は、制御ロジックデータベース250に保存されている制御ロジックデータ15と、計測信号データベース210に保存されている計測信号データ3を用いて、基準信号30を生成する。
4 uses the
この基準信号生成部510ではボイラ出口の流路における燃焼ガス中の酸素(O2)濃度が、予め定められている値と一致するようにボイラ101に設置したバーナー102及びエアポート103から供給する空気流量を決定する。
In the
図4における操作信号生成手段500を構成する前記第1の補正信号生成部520は、到達領域データベース220に保存されている到達領域データ16と、計測信号データベース210に保存されている計測信号データ3を用いて、第1の補正信号33を生成する。
The first correction
この第1の補正信号生成部520ではボイラ出口の流路における酸素濃度の低い領域に到達する空気流量を増加させる、もしくは一酸化炭素濃度の高い領域に到達する空気流量を増加させるように、ボイラ101に設置したバーナー102及びエアポート103の空気流量を決定する制御回路を構成している。
The first
到達領域データベース220に保存される情報、及び第1の補正信号33の生成方法は、図5、及び図6を用いて後述する。
Information stored in the
図4における操作信号生成手段500を構成する前記第2の補正信号生成部530は、学習情報データベース260に保存されている学習情報データ14と、計測信号データベース210に保存されている計測信号データ3を用いて、第2の補正信号36を生成する。
The second
学習情報データベースに保存される情報、及び第2の補正信号36の生成方法は、図7を用いて後述する。
Information stored in the learning information database and a method of generating the
図4における操作信号生成手段500を構成する前記切替器560、570では、入力される2つの信号の内、1つの信号を選択し、選択された信号を出力信号とする。
In the
従って、切替器560で選択されて出力される信号34は、第1の補正信号生成部520で生成した第1の補正信号33か、ゼロ値生成器540で生成したゼロ値信号32のどちらかと一致する。
Therefore, the
また、切替器570で選択されて出力される信号37は、第2の補正信号生成部530で生成した第2の補正信号36か、ゼロ値生成器550で生成したゼロ値信号35のどちらかと一致する。
The
図4に示すように、操作信号生成手段500から出力される操作信号17は、基準信号生成部510で生成して出力された基準信号30に、切替器560で選択され出力された信号34と、切替器570で選択され出力された信号37とを加算して生成した出力信号である。
As shown in FIG. 4, the
したがってこの操作信号17は、基準信号生成部510で生成して出力された基準信号30と同じ値、基準信号30と第1の補正信号生成部520で生成した第1の補正信号33との合計値、基準信号30と第2の補正信号生成部530で生成した第2の補正信号36との合計値、あるいは基準信号30と第1の補正信号33と第2の補正信号36との合計値のいずれかとなる。
Therefore, the
尚、切替器560、570に入力される信号のうち、どの信号を出力信号とするのかを決定するデータは、図1の制御装置200に備えた制御ロジックデータベース250に保存されている。
Note that data that determines which one of the signals input to the
図5は、図1に示した本実施例の制御装置200に備えた到達手段推定手段300の機能と、到達領域データベース220に保存される情報を説明する図である。また図1に示した数値解析実行手段400では、ボイラ101内の流体の動きを3次元で解析するように構成されている。
FIG. 5 is a diagram for explaining the function of the arrival means estimation means 300 provided in the
図1の制御装置200に備えた到達手段推定手段300による推定と数値解析実行手段400による解析の結果、図5(a)に示すようにボイラ101に備えたエアポート103、バーナー102から投入した空気流量が、ボイラ出口の流路を12分割したどの領域に到達するかを計算でき、そしてこの計算結果である数値解析データ6は、数値解析結果データベース230に保存される。
As a result of the estimation by the arrival means estimation means 300 provided in the
到達領域推定手段300では、数値解析結果データベース230に保存されている数値解析データを参照することによって、ボイラ101に備えたエアポート103及びバーナー102からボイラに投入した空気が、ボイラ出口の流路を12分割したどの領域に到達するかを把握する。
In the arrival area estimation means 300, by referring to the numerical analysis data stored in the numerical
また、空気流量の操作信号とボイラ出口のガス濃度の計測値情報から、ボイラ101に備えたエアポート103及びバーナー102から投入した空気流量が、ボイラ出口の流路を12分割したどの領域に到達するかを求めることもできる。
Further, from the operation signal of the air flow rate and the measurement value information of the gas concentration at the boiler outlet, the air flow rate supplied from the
図5(b)を用いて説明すると、図5(b)は、ボイラ101のAからEのエアポート毎の空気流量と、ボイラ出口の流路を12分割した各分割領域の酸素(O2)濃度の計測値の関係である。
Referring to FIG. 5 (b), FIG. 5 (b) shows the air flow rate for each of the air ports A to E of the
図5(b)に示した本実施例では、ボイラ出口の流路を幅方向に4分割、奥行き方向に3分割し、これらの12分割した各領域に濃度計測器154として酸素濃度計測器をそれぞれ配置したことを想定している。
In the present embodiment shown in FIG. 5B, the flow path at the boiler outlet is divided into four in the width direction and three in the depth direction, and an oxygen concentration measuring device is provided as a
したがって、本実施例ではボイラ出口の流路を12分割した領域に12個の酸素濃度計測器を配置しているが、ボイラ出口の流路の分割数の変更や、分割した各領域に配置する酸素濃度計測器の数を増やしてもよい。 Therefore, in this embodiment, twelve oxygen concentration measuring instruments are arranged in a region obtained by dividing the boiler outlet channel into twelve, but the number of divisions of the boiler outlet channel is changed and arranged in each divided region. You may increase the number of oxygen concentration measuring devices.
図5(b)において、最初、ボイラ101のエアポート103のA〜Eから投入する空気流量は一定であり、ボイラ出口の流路において酸素(O2)濃度の高い場所はない。そこで空気流量のバランスを変化させエアポート103のAから供給する空気流量を増加させると、ボイラ出口の流路を12分割した右上領域で酸素濃度の計測値が高くなった。
In FIG.5 (b), the air flow rate initially injected from A to E of the
この結果から、エアポート103のAから供給した空気が、ボイラ出口の流路を12分割した右上領域に到達していることが判定できる。
From this result, it can be determined that the air supplied from A of the
このように制御装置200の数値解析実行手段400は、空気流量の操作信号とボイラ出口の流路におけるガス濃度の計測値情報から、ボイラ101に備えたエアポート103及びバーナー102からボイラに投入した空気がボイラ出口の流路を12分割したどの領域に到達するかを求める機能を持つ。
As described above, the numerical
尚、図5(b)では、ボイラ出口に排ガス中のガス濃度を計測する濃度計測器154として酸素(O2)濃度計測器を配置したことを例に説明したが、濃度計測器154として酸素濃度計測器に替えて一酸化炭素(CO)濃度計測器を配置してもよい。この場合は、エアポート103のAから供給する空気流量が到達するボイラ出口の流路の領域は、エアポート103のAの空気流量を増やした場合にCO濃度が減少した場所と判断する。
In FIG. 5 (b), an example in which an oxygen (O2) concentration measuring device is disposed as a
図6は、図1の本実施例の制御装置200に備えた操作信号生成手段500における操作信号の生成方法を説明する図である。操作信号生成手段500では、図1の制御装置200に示したように到達領域データベース220に保存されている到達領域データ16と、計測信号データベース210に保存されている火力発電プラント100の状態量の計測信号データ3を用いて演算して、操作信号17を生成する。
FIG. 6 is a diagram for explaining an operation signal generation method in the operation signal generation means 500 provided in the
図6(a)に図5で説明したボイラ出口の流路に排ガス中のCO濃度を計測する濃度検出器154を設置して一酸化炭素(CO)の濃度計測値を計測した場合を示したように、前記操作信号生成手段500では、ボイラ出口の流路を12分割した各分割領域において、ボイラ101に設置したバーナー102、あるいはエアポート103から投入した空気流量の到達量と、濃度計測器154として各分割領域に設置した一酸化炭素の濃度計測器で計測したCO濃度計測値とを掛け合わせ、これらの総和を算出する。この総和を第1の影響値と定義する。
FIG. 6A shows a case where a
前記操作信号生成手段500では、第1の影響値に占める割合が大きいバーナー102、あるいはエアポート103の空気流量を増加するように、第1の影響値を用いて操作信号生成手段500によって火力発電プラント100に対する指令信号となる操作信号17を演算して生成する。
In the operation signal generation means 500, the thermal power plant is operated by the operation signal generation means 500 using the first influence value so as to increase the air flow rate of the
図6(a)では、AからEまであるエアポート103のうち、エアポートAの第1の影響値よりも、エアポートBの第1の影響値が大きい場合を示している。この場合、操作信号生成手段500によってエアポートBから投入する空気流量を増加させる操作信号17を生成する。
FIG. 6A shows a case where the first influence value of the air port B is larger than the first influence value of the air port A among the
以上に述べた方法を用いて操作信号生成手段500によって火力発電プラント100に対する指令信号となる操作信号17(空気流量指令値)を計算して生成することによって、一酸化炭素濃度の高い領域に到達する空気を供給するボイラ101に設置したバーナー102、エアポート103の空気流量を増やすことができる。
Using the method described above, the operation signal generating means 500 calculates and generates the operation signal 17 (air flow rate command value) as a command signal for the
これにより、本実施例の火力発電プラント100のボイラ101では一酸化炭素の濃度の高い領域に到達する空気を供給することによって一酸化炭素(CO)と供給した空気の酸素(O2)とを反応させて一酸化炭素を酸化できることから、ボイラ101の出口から排出される排ガス中の一酸化炭素の濃度を低減させることができる。
Thereby, in the
また、図6(b)に図5で説明したボイラ出口の流路を流れる燃焼ガス中の酸素(O2)濃度を計測する濃度検出器154を設置して酸素濃度の度計測値を計測した場合を示したように、前記操作信号生成手段500では、ボイラ出口の流路を12分割した各領域において、ボイラ101に設置バーナー102、あるいはエアポート103から投入した空気流量の到達量と、濃度計測器154として各分割領域に設置した酸素濃度の計測値とを掛け合わせ、これらの総和を算出する。これらの総和を第2の影響値と定義する。
Further, in FIG. 6B, a
この場合、前記操作信号生成手段500では、第2の影響値に占める割合が大きいバーナー102、あるいはエアポート103の空気流量を減少するように、操作信号生成手段500によって火力発電プラント100に対する指令信号となる操作信号17を演算して生成する。
In this case, in the operation
ボイラ出口を流れる燃焼ガスにおいて、ボイラ出口の流路を12分割した各分割領域のうち酸素(O2)濃度が高い領域が生じる場合は、他の領域で酸素が不足する可能性があり、この場合は酸素が不足する他の領域で一酸化炭素(CO)の濃度が高くなる。 In the combustion gas flowing through the boiler outlet, when a region with a high oxygen (O 2 ) concentration occurs in each of the divided regions obtained by dividing the flow path at the boiler outlet into 12, the oxygen may be insufficient in other regions. In some cases, the concentration of carbon monoxide (CO) increases in other regions where oxygen is insufficient.
また、酸素濃度が高い領域が生じる場合は空気を過剰に投入している可能性があるので、過剰に投入した空気を減らすことで空気を供給するファンの動力を低減できるなどのコストメリットがある。従って、酸素濃度の高い領域はできるだけ少ない方がよい。 In addition, if there is a region with a high oxygen concentration, there is a possibility that air is excessively supplied, so there is a cost merit that the power of the fan that supplies air can be reduced by reducing the excessively supplied air. . Therefore, it is better that the region having a high oxygen concentration is as small as possible.
したがって前記操作信号生成手段500では、第2の影響値を用いて操作信号生成手段500によって火力発電プラント100に対する指令信号となる操作信号17を演算して導出することによって、O2濃度分布に偏りが生じないように空気流量を制御でき、よって本実施例の火力発電プラント100のボイラ101ではボイラ101から排出される燃焼ガス中の一酸化炭素の発生抑制だけでなく、ファン動力の低減などの省エネの効果が得られる。
Therefore, the operation
図7は、本実施例である図1の制御装置200に備えた演算装置である学習手段600における学習アルゴリズムの演算手順を説明するフローチャートであり、図3に示したフローチャートにおける操作方法学習のステップ1040の動作を詳細に示したものである。
FIG. 7 is a flowchart for explaining the calculation procedure of the learning algorithm in the learning means 600 that is the calculation device provided in the
尚、図7では前記学習アルゴリズムに強化学習を用いた時を例に記載しているが、本実施例の学習アルゴリズムに遺伝的アルゴリズム、やきなまし法など、種々の最適化技術を用いることもできる。 Although FIG. 7 shows an example in which reinforcement learning is used as the learning algorithm, various optimization techniques such as a genetic algorithm and an annealing method may be used for the learning algorithm of the present embodiment. it can.
図7のフローチャートに示すように、図1の制御装置200に備えた学習手段600で演算される学習アルゴリズムはステップ1100、1110、1120、1130、1140、1150、1160、1170、1180、1190の各ステップを組み合わせて動作させる。
As shown in the flowchart of FIG. 7, the learning algorithm calculated by the learning means 600 included in the
まずモデル入力の初期値をランダムに設定するステップ1100において、モデル入力9の初期値をランダムに設定する。
First, in step 1100 for setting the initial value of the model input at random, the initial value of the
次にモデル出力を計算するステップ1110では、ステップ1110で設定したモデル入力9を図1の制御装置200に備えたモデル700に入力し、このモデル700を用いて火力発電プラント100の模擬演算を行ってモデル出力10を得る。
Next, in step 1110 for calculating the model output, the
次に、初期値判定のステップ1120では、モデル出力を計算するステップ1110で得られたモデル出力10とモデル出力の目標値とを比較し、モデル出力10がモデル出力目標値を達成していればモデル出力を計算するステップ1100に戻り、モデル出力10がモデル出力目標値を達成していない場合はモデル入力変化幅を決定するステップ1130に進む。
Next, in step 1120 of initial value determination, the
次の、モデル入力変化幅を決定するステップ1130では、図1の制御装置200に備えた学習手段600において、図1の制御装置200に備えた学習情報データベース260に保存されている学習情報データ13の情報を用いてモデル入力変更幅Δaを決定する。
In the next step 1130 for determining the model input change width, the learning
次の、モデル入力を決定するステップ1140では、前記学習手段600において式(1)を用いて学習した学習情報データ12を得る。
a(t+1)=a(t)+Δa・・・(1)
ここで、aは操作である。
In the next step 1140 for determining the model input, the learning
a (t + 1) = a (t) + Δa (1)
Here, a is an operation.
次の、モデル出力を計算するステップ1150では、モデル入力を決定するステップ1140で得た学習手段600で生成したモデル入力9を図1の制御装置200に備えたモデル700に入力し、このモデル700において火力発電プラント100の模擬計算を行ってモデル出力10を得る。
In the next step 1150 for calculating the model output, the
次の、評価値を計算するステップ1160では、モデル出力を計算するステップ1150で得たモデル700で模擬計算されたモデル出力10をもとに、図1の制御装置200に備えた評価値計算手段800によって、式(2)を用いて評価値11を計算する。
Q(s,a)=E(Σγk rt+k+1) ・・・(2)
(尚、Σで和を計算する範囲は、k=0から、k=∞)
ここで、Q(s,a)は状態sで操作aを選択することの価値、γ(0≦γ<1)は割引率、γtは時刻tの報酬である。価値Q(s,a)が時刻での総和により決定されているが、これには意味がある。
In the next step 1160 for calculating the evaluation value, the evaluation value calculating means provided in the
Q (s, a) = E (Σγ k r t + k + 1) ··· (2)
(The range for calculating the sum with Σ is from k = 0 to k = ∞)
Here, Q (s, a) is the value of selecting the operation a in the state s, γ (0 ≦ γ <1) is a discount rate, and γt is a reward at time t. The value Q (s, a) is determined by the sum of time, which is meaningful.
状態sとは例えば空気流量の条件、操作aとは例えば空気流量の増加、あるいは空気流量の減少を意味する。また、価値Q(s,a)とは例えば価値大だと一酸化炭素の濃度が減少し、価値小だと一酸化炭素の濃度が増加することを意味する。 The state s means, for example, the condition of the air flow rate, and the operation a means, for example, an increase in the air flow rate or a decrease in the air flow rate. Further, the value Q (s, a) means that, for example, if the value is large, the concentration of carbon monoxide decreases, and if the value is small, the concentration of carbon monoxide increases.
実際に操作a、ここでは制御装置200の学習手段600によって学習した結果を用いて火力発電プラント100を操作した場合の応答には遅れ時間を伴う場合が多い。
In many cases, the response when the
従って、操作aの操作直後に対する報酬により価値を決定するのではなく、将来的に与えられる報酬の総和で価値を決定する方がより現実的である。また、割引率γの導入により、操作aの操作直後に得られた報酬が高くなるように設定することで、モデル700のモデル出力10に基づいて評価値を計算する制御装置200の評価値計算手段800によって応答性も考慮した評価値11を算出できる。
Therefore, it is more realistic to determine the value based on the sum of rewards given in the future, instead of determining the value based on the reward immediately after the operation a. In addition, by introducing the discount rate γ, the evaluation value calculation of the
また、評価値計算手段800で設定する報酬γtの設定方法としては、モデル出力10がその目標値に到達した時にのみ報酬を与える方法、モデル出力10と目標状態が近い程、報酬値を大きくする方法がある。
In addition, as a method for setting the reward γ t set by the evaluation value calculation means 800, a reward is given only when the
さらに、図5に示した手法を応用して評価値11を計算することもできる。 Furthermore, the evaluation value 11 can be calculated by applying the method shown in FIG.
モデル700にて火力発電プラント100を模擬計算したモデル出力10は、ボイラ出口の流路の排ガス中のCO濃度分布、O2濃度分布を含んでいる。このCO濃度分布、O2濃度の分布と、ボイラに設置した各エアポートから供給する空気が到達するボイラ出口の流路における領域を掛け合わせることで、図5に示した影響値を計算できる。
A
評価値計算手段800において、操作信号生成手段500で算出するときに用いたものと同様に、第1の影響値が大きいほど評価値が大きくなるように設定する。また、第2の影響値が大きいほど評価値が小さくなるように設定することもできる。
In the evaluation
次の、学習パラメータを更新するステップ1170では、エピソード終了判定のステップ1180で計算した評価値をもとに、図1の制御装置200に備えた前記学習手段600にて式(3)を用いて演算してエージェントのパラメータを更新し、その更新した結果を制御装置200の学習情報データベース260に保存する。
Q(st,at)←Q(st,at)+α(rt+γmaxQ(st+1,at+1)−Q(st,at))
・・・(3)
ここで、α(0≦α<1)は学習率である。
In the next step 1170 for updating the learning parameter, the learning means 600 provided in the
Q (s t , a t ) ← Q (s t , a t ) + α (r t + γmaxQ (s t + 1 , a t + 1 ) −Q (s t , a t ))
... (3)
Here, α (0 ≦ α <1) is a learning rate.
エピソード終了判定のステップ1180では、モデル出力を計算するステップ1150で計算したモデル700による模擬演算のモデル出力10がモデル出力目標値を達成している場合には学習終了判定のステップ1190に進み、前記モデル出力10がモデル出力目標値を達成していない場合にはモデル入力変化幅を決定するステップ1130に戻る。尚、エピソード終了判定は学習手段600で判断される。
In step 1180 of determining the end of the episode, if the
以上、図7のフローチャートを用いて説明した制御装置200の学習手段600における学習アルゴリズムにおいて、前記学習手段600で学習してモデル700に入力されるモデル入力9にボイラ出口の流路における燃焼ガス中のCO濃度、O2濃度を含めて、この学習手段600で学習することによってボイラから排出される燃焼ガス中のCO濃度を低減させる操作方法を学習できる。
As described above, in the learning algorithm in the
ここで、学習手段600においては、第1の影響値が大きいほど、評価値が大きくなるように設定した場合、学習手段600ではCO濃度の低い領域に到達する空気を供給するボイラ101のバーナー102、エアポート103の空気流量を増やす操作方法を学習できる。
Here, in the learning means 600, when the evaluation value is set to be larger as the first influence value is larger, the learning means 600 is
また、同様に学習手段600においては、第2の影響値が大きいほど、評価値が小さくなるように設定した場合、学習手段600ではO2濃度分布に偏りが生じないようなボイラ101のバーナー102、エアポート103の空気流量の操作方法を学習できる。
Similarly, in the
次に、図8及び図9を用いて、図1の本発明の一実施例である火力発電プラント100の制御装置を構成する保守ツール910のデータ送受信処理部930からの出力信号を表示する画像表示装置950に表示される画面の実例を説明する。
Next, the image which displays the output signal from the data transmission /
図8は図5に示したものと同様に、画像表示装置950にボイラ101のボイラ出口の流路を12分割した各分割領域の燃焼ガス中のガス濃度としてCO濃度及びO2濃度と、このボイラ出口の流路を12分割した各分割領域にボイラ101のエアポート103から投入した空気が到達する到達領域とを表示している。
8 is similar to the one shown in FIG. 5, the CO concentration and the O 2 concentration are shown as the gas concentration in the combustion gas in each divided region obtained by dividing the flow path at the boiler outlet of the
尚、図8ではエアポート103から投入した空気のボイラ出口における到達領域を表示するようにしているが、ボイラ101のバーナー102から投入した空気のボイラ出口における到達領域を表示することや、バーナー102とエアポート103から投入した空気のボイラ出口における到達領域を任意に組み合わせて表示してもよい。
In FIG. 8, the arrival area at the boiler outlet of the air introduced from the
また、図9は図8示したものと同様に、画像表示装置950にボイラ101のボイラ出口の流路を12分割した各分割領域の燃焼ガス中のガス濃度としてCO濃度及びO2濃度と、このボイラ出口の流路を12分割した各分割領域にボイラ101のエアポート103から投入した空気が到達する到達領域と、前記ガス濃度のCO濃度分布と到達領域とを掛け合わせた図と、図6の説明で示した影響値とをそれぞれ表示している。
9 is similar to the one shown in FIG. 8, the CO concentration and the O 2 concentration as the gas concentration in the combustion gas in each divided region obtained by dividing the flow path at the boiler outlet of the
ところで、ボイラ101のバーナー102、エアポート103から投入する空気流量の調整を、手動で実施する場合がある。この場合、画像表示装置950に図8、及び図9の画面を表示させることによって、ボイラ101のバーナー102、エアポート103から投入する各空気流量の調整作業を支援でき、これによりボイラ101のバーナー102、エアポート103から投入する空気流量の調整作業に要する期間を短縮する効果が得られる。
By the way, the adjustment of the air flow rate supplied from the
上記した本発明の実施例によれば、燃料に石炭を用いるボイラ出口の排ガス中の酸素濃度分布に偏りがある場合に、酸素濃度の少ない領域に必要な空気流量を供給してボイラの排ガス中の一酸化炭素濃度を効果的に低減する火力発電プラントの制御装置及び火力発電プラントの制御方法が実現できる。 According to the embodiment of the present invention described above, when there is a bias in the oxygen concentration distribution in the exhaust gas from the boiler outlet that uses coal as the fuel, the necessary air flow rate is supplied to the region where the oxygen concentration is low, It is possible to realize a thermal power plant control apparatus and a thermal power plant control method that effectively reduce the carbon monoxide concentration.
また、ボイラに投入する空気流量がボイラの燃料の燃焼に必要な流量に低減できるので、空気を供給するファン動力を削減して火力発電プラント内で消費する電力を省エネできる。 Moreover, since the air flow rate injected into the boiler can be reduced to a flow rate necessary for combustion of the boiler fuel, the power consumed in the thermal power plant can be saved by reducing the fan power for supplying air.
図10は本発明の他の実施例である火力発電プラントの制御装置の全体構成を示す制御ブロック図である。 FIG. 10 is a control block diagram showing the overall configuration of a control apparatus for a thermal power plant according to another embodiment of the present invention.
図10に示した本発明の他の実施例である火力発電プラントの制御装置は、先に図1に示した本発明の実施例である火力発電プラントの制御装置と基本的な装置の構成、並びに制御方法は共通しているので、両者に共通した装置の構成及び制御方法についての説明は省略し、相違する部分について以下に説明する。 The control apparatus for a thermal power plant that is another embodiment of the present invention shown in FIG. 10 is the configuration of the control apparatus and basic device for the thermal power plant that is the embodiment of the present invention shown in FIG. In addition, since the control method is common, description of the device configuration and control method common to both will be omitted, and different parts will be described below.
図10において、ボイラを備えた火力発電プラント100の制御装置に備えられた制御装置200には、図1の実施例の火力発電プラント100を制御する制御装置200に備えられた演算装置として、分布推定手段350及び分布情報データベース270が追加されている。
In FIG. 10, the
分布推定手段350では、計測値信号データベース210に保存されている計測信号データ4、及び数値解析結果データベース230に保存されている数値解析データ7に基づいて推定演算して、ボイラ出口の流路の排ガス中の酸素(O2)濃度分布、一酸化炭素(CO)濃度分布を含む分布情報19を生成する。
The distribution estimation means 350 performs an estimation operation based on the
そしてこの分布推定手段350で推定演算した前記O2濃度分布、CO濃度分布を含む分布情報19は、分布情報データベース270に保存する。
The
図1に示した先の実施例の制御装置200では、図5(b)に示した濃度計測器で計測したO2濃度、CO濃度の計測値を、その濃度計測器が配置されてあるボイラ出口の流路の分割領域の代表値としている。
In the
また、図6に示すように、制御装置200に備えられた操作信号生成手段500では、ボイラ出口の流路の分割領域内の排ガス中の濃度を代表値で一定として、影響値を計算している。
Further, as shown in FIG. 6, the operation signal generation means 500 provided in the
しかしながら、実際にはボイラ出口の流路の分割領域内での排ガス中の濃度は一定ではなく濃度分布が形成されているので、制御装置200の分布推定手段350は、ボイラ出口の流路の排ガス中のO2濃度の分布状況、CO濃度の分布状況を推定する機能を持たせて、推定演算した前記O2濃度分布、CO濃度分布を含む分布情報19を生成するものである。
However, since the concentration in the exhaust gas in the divided region of the flow path at the boiler outlet is not constant and a concentration distribution is actually formed, the distribution estimating means 350 of the
更に図10に示した本実施例の火力発電プラント100の制御装置200に設置された操作信号生成手段500では、図1の先の実施例に記載された制御装置200の操作信号生成手段500と同様な構成及び方法によって火力発電プラント100に対する操作信号17を生成するだけでなく、更に分布情報データベース270に保存されている分布情報データ20を用いて制御対象となる火力発電プラント100に対する操作信号17を生成するように形成されている。
Further, in the operation signal generating means 500 installed in the
すなわち、図4に示した操作信号生成手段500を構成する第1の補正信号生成部520、及び第2の補正信号生成部530への入力信号に、前記分布情報データ20が追加されるように構成されている。
That is, the
図11は、図10に示した他の実施例である火力発電プラントの制御装置200の演算装置を構成する分布推定手段350の機能を説明する図である。ここでは、計測信号データベース210に保存されている計測信号データ4を用いてボイラ101のボイラ出口流路のO2濃度分布を推定する場合を例に説明する。
FIG. 11 is a diagram for explaining the function of the distribution estimating means 350 constituting the arithmetic unit of the
図11(a)に示すように、ボイラ101のボイラ出口流路を12分割した分割領域に設置された排ガス中のO2濃度を計測するO2濃度計測器154によって、ボイラ出口の各分割領域を流下する排ガス中のO2濃度は計測される。
As shown in FIG. 11 (a), the
図11(a)では、ボイラ出口流路を12分割した分割領域のうち、左上の4領域に配置されたO2濃度計測器154a、154b、154c、154dでそれぞれ計測した排ガス中のO2濃度の計測値について、図11(b)に排ガス中のO2濃度の計測値の平均値、分散値、最大値、及び最小値を示した。
Figure 11 (a), the one of the divided regions divided into 12 boiler outlet passage, upper left 4 O disposed in the region 2
図11(b)にトレンドグラフとして示すように、O2濃度計測器154で計測した排ガス中のO2濃度の値は、時間が経過するのに伴って変化する。
As shown in FIG. 11B as a trend graph, the value of the O 2 concentration in the exhaust gas measured by the O 2
図1の先の実施例による機器の機能を示した図5、及び図6では、例えばボイラ出口の排ガスの濃度の計測値の平均値を、ボイラ出口の流路を複数に分割した領域の代表値とする等、計測値を平滑化処理した結果を分割した領域の代表値としている。 In FIG. 5 and FIG. 6 showing the function of the device according to the previous embodiment of FIG. 1, for example, the average value of the measured value of the exhaust gas concentration at the boiler outlet is representative of the region obtained by dividing the flow path at the boiler outlet into a plurality of parts. The result of smoothing the measured value, such as a value, is used as a representative value of the divided area.
これに対して、本実施例の制御装置200における分布推定手段350では、図11(b)に示したようにボイラ出口流路の排ガスの濃度の計測値の平均値、分散値、最大値、最小値を用いて、排ガスの濃度、例えばO2濃度の濃度分布を推定するように構成している。
On the other hand, in the distribution estimation means 350 in the
まず、ボイラ出口流路を12分割した分割領域のうち、左上の4領域に配置されたO2濃度計測器154a、154b、154c、154dでそれぞれ計測した排ガス中のO2濃度の計測値a、b、c、dのうち、計測値a、bと、計測値c、dを比較すると、計測値a、bの値の平均値は計測値c、dの平均値の値より低いことが分かる。
First, the measured value a of the O 2 concentration in the exhaust gas measured by the O 2
これらの計測信号データ4に基づいて、分布推定手段350ではボイラ出口流路を12分割した分割領域のうち、O2濃度の低い領域が、計測値a、bを検出したO2濃度計測器154aと154bが設置された領域内にあると判断する。
Based on these
次に、分布推定手段350では計測値aと計測値bの分散値を用いて、O2濃度計測器154aと154bが設置された領域のどの部分のO2濃度が低いかを判断する。
Next, the distribution estimation means 350 uses the variance of the measurement value a and the measurement value b to determine which part of the region where the O 2
計測値aと計測値bの分散値が、予め定められた閾値よりも小さい場合は、例えばO2濃度計測器154aと154bが配置されている領域のO2濃度が低いと判断し、計測値aと計測値bの分散値が閾値よりも大きい場合には、例えばO2濃度計測器154aと154bが配置されている領域の境界のO2濃度が低いと判断する。
When the variance value of the measurement value a and the measurement value b is smaller than a predetermined threshold value, for example, it is determined that the O 2 concentration in the region where the O 2
これは、ボイラ101のバーナー102、及びエアポート103から供給する空気流量を一定に制御しようとしても、実際にはある範囲内で空気流量が変動するため、ボイラ出口流路の12分割された分割領域の排ガス中の例えばO2濃度の濃度分布も、ある範囲内で変動することを利用した判断方法である。
This is because even if the air flow rate supplied from the
そして分布推定手段350では、ボイラ出口流路の12分割された分割領域に設置された特定のO2濃度計測器で計測されたO2濃度の分散値が閾値よりも小さい場合は、そのO2濃度計測器が配置してある分割領域の場所が、常にO2濃度の低い領域と重なっていると判断できることから、そのO2濃度計測器が配置されている箇所の領域のO2濃度が低いと判断する。
And the
一方、特定のO2濃度計測器で計測されたO2濃度の分散値が閾値よりも大きい場合は、そのO2濃度計測器が配置されてある分割領域の場所のO2濃度が高くなったり低くなったりしていることを意味する。 On the other hand, when the dispersion value of the O 2 concentration measured by a specific O 2 concentration measuring device is larger than the threshold value, the O 2 concentration at the location of the divided area where the O 2 concentration measuring device is arranged becomes high. It means that it is getting lower.
従って、そのO2濃度計測器が配置されている分割領域の箇所ではなく、そこから少しずれた場所の領域にO2濃度の低い場所が存在すると判断する。 Therefore, it is determined that there is a place with a low O 2 concentration in a region slightly shifted from the divided region where the O 2 concentration measuring device is arranged.
また、本実施例の分布推定手段350では、数値解析結果データベース230に保存されている数値解析データ7を用いて、ボイラ出口流路の排ガス中のCO濃度、及びO2濃度分布を推定することもできる。
In addition, the distribution estimation means 350 of the present embodiment estimates the CO concentration and O 2 concentration distribution in the exhaust gas in the boiler outlet channel using the
本実施例の制御装置200に備えられた操作信号生成手段500では、前記分布推定手段350で推定したボイラ出口流路の排ガス中のCO濃度、及びO2濃度の濃度分布情報を用いて、操作信号17を計算する。
In the operation signal generation means 500 provided in the
すなわち、図6に示した先の実施例の制御装置200におけるCO濃度計測値、及びO2濃度計測値をそれぞれ、CO濃度分布推定値、及びO2濃度分布推定値に置き換えて、影響値を計算する。
That is, the CO concentration measurement value and the O2 concentration measurement value in the
また、本実施例の制御装置200に備えた学習手段600における学習アルゴリズムの演算手順においても、学習アルゴリズムの演算手順を示したフローチャート図7の評価値を計算するステップ1160において、制御装置200の評価値計算手段800によって評価値を計算する際に、前述した影響値を用いることもできる。
Also in the calculation procedure of the learning algorithm in the learning means 600 provided in the
この場合、CO濃度計測値、及びO2濃度計測値の計測値情報のみを用いた先の実施例の場合と比較して、CO濃度分布推定値、及びO2濃度分布推定値の分布情報を用いた本実施例の場合では実機に近い排ガス中のCO濃度分布推定値、及びO2濃度分布推定値が得られるので、排ガス中の更なるCO濃度の低減効果が実現できる。 In this case, the CO concentration distribution estimated value and the distribution information of the O2 concentration distribution estimated value were used as compared with the previous embodiment using only the measured value information of the CO concentration measured value and the O2 concentration measured value. In the case of the present embodiment, since the estimated CO concentration distribution value and the estimated O2 concentration distribution value in the exhaust gas close to the actual machine can be obtained, further reduction effect of CO concentration in the exhaust gas can be realized.
これは、制御装置200内で把握するボイラ出口流路の排ガス中の濃度分布が、ボイラ出口流路を12分割した分割領域の代表値を用いる場合と比較して、分布推定手段350によって推定した排ガス中の濃度分布を用いる場合の方が実機と近いものとなっているため、CO濃度を低減させるためにボイラ101のバーナー102、及びエアポート103から供給する空気流量をより適切に調節する空気流量の指令信号を生成できるためである。
This is estimated by the distribution estimation means 350 in comparison with the case where the concentration distribution in the exhaust gas of the boiler outlet flow path grasped in the
図12は、図10に示した本発明の他の実施例である火力発電プラントの制御装置の動作フローチャートである。 FIG. 12 is an operation flowchart of the control apparatus for the thermal power plant according to another embodiment of the present invention shown in FIG.
図12のフローチャートは、図3に示したフローチャートにおいて、モデル構築のステップ1020と供給場所推定のステップ1030bとの間に分布推定のステップ1060を追加したものであり、その他のステップは図3のフローチャートと同じである。 The flowchart of FIG. 12 is obtained by adding a distribution estimation step 1060 between the model construction step 1020 and the supply location estimation step 1030b in the flowchart shown in FIG. 3, and the other steps are the flowchart of FIG. Is the same.
この分布推定のステップ1060では、前述したように図10の制御装置に備えた分布推定手段350で演算することによって、ボイラ出口流路における排ガス中のガス濃度分布(O2濃度分布、CO濃度分布)を推定するものである。 In this distribution estimation step 1060, as described above, the gas concentration distribution (O2 concentration distribution, CO concentration distribution) in the exhaust gas in the boiler outlet channel is calculated by the distribution estimation means 350 provided in the control device of FIG. Is estimated.
上記した図10に示した本発明の他の実施例である火力発電プラントの制御装置を用いると、画像表示装置950に分布情報データベース270に保存されている情報を表示できる。よって図1に示した先の実施例である火力発電プラントの制御装置を用いた場合に、図8、図9に示すように、画像表示装置950にはボイラ出口の排ガス中のガス濃度を領域毎に区切って表示しているが、本実施例である火力発電プラントの制御装置を用いると、ボイラ出口ガス濃度を実機に近い濃度分布状態で表示することができる。
When the thermal power plant control device according to another embodiment of the present invention shown in FIG. 10 is used, information stored in the
上記した本発明の実施例によれば、燃料に石炭を用いるボイラ出口の排ガス中のO2濃度分布に偏りがある場合にO2濃度の少ない領域に必要な空気流量を供給してボイラの排ガス中のCOを効果的に低減する火力発電プラントの制御装置及び火力発電プラントの制御方法が実現できる。 According to the above-described embodiment of the present invention, when there is a bias in the O 2 concentration distribution in the exhaust gas from the boiler outlet that uses coal as the fuel, the necessary air flow rate is supplied to the region where the O 2 concentration is low to exhaust the boiler exhaust gas. It is possible to realize a thermal power plant control apparatus and a thermal power plant control method that effectively reduce CO in the interior.
また、ボイラに投入する空気流量がボイラの燃料の燃焼に必要な流量に低減できるので、空気を供給するファン動力を削減して火力発電プラント内で消費する電力を削減できる。 In addition, since the flow rate of air to be introduced into the boiler can be reduced to a flow rate required for combustion of the fuel in the boiler, it is possible to reduce power consumed in the thermal power plant by reducing fan power for supplying air.
本発明は、燃料に石炭を用いるボイラを備えた火力発電プラントから排出される一酸化炭素の濃度を低減する火力発電プラントの制御装置及び火力発電プラントの制御方法に適用可能である。 The present invention can be applied to a thermal power plant control apparatus and a thermal power plant control method for reducing the concentration of carbon monoxide discharged from a thermal power plant including a boiler using coal as fuel.
100:プラント、200:制御装置、201:外部入力インターフェイス、202:外部出力インターフェイス、210:計測信号データベース、220:到達領域データベース、230:数値解析結果データベース、240:操作信号データベース、250:制御ロジックデータベース、260:学習情報データベース、300:到達領域推定手段、400:数値解析実行手段、500:操作信号生成手段、600:学習手段、700:モデル、800:評価値計算手段、900:外部入力装置、901:キーボード、902:マウス、910:保守ツール、920:外部入力インターフェイス、930:データ送受信処理部、940:外部出力インターフェイス、950:画像表示装置。 100: plant, 200: control device, 201: external input interface, 202: external output interface, 210: measurement signal database, 220: reach area database, 230: numerical analysis result database, 240: operation signal database, 250: control logic Database: 260: Learning information database, 300: Reaching area estimation means, 400: Numerical analysis execution means, 500: Operation signal generation means, 600: Learning means, 700: Model, 800: Evaluation value calculation means, 900: External input device , 901: keyboard, 902: mouse, 910: maintenance tool, 920: external input interface, 930: data transmission / reception processing unit, 940: external output interface, 950: image display device.
Claims (15)
前記計測器はボイラ出口の流路断面を任意の数の分割領域に区分した分割領域毎に一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度を計測するように配設し、前記制御器に備えた操作信号生成手段は、ボイラ出口の流路断面の分割領域毎に配設した前記計測器で計測した一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と、前記到達領域推定手段によるボイラのバーナーもしくはエアポートから供給した空気がボイラの出口に到達する領域の推定値とを積算した値の総和となる一酸化炭素濃度の第1の影響値もしくは酸素濃度の第2の影響値をそれぞれ計算して、この第1の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を増加させる、もしくは第2の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を減少させるように制御する機能を有するように構成したことを特徴とする火力発電プラントの制御装置。 A burner for supplying fuel coal and air to the boiler, and an air port for supplying air to the combustion gas downstream of the flow direction of the combustion gas generated by burning the fuel coal and air supplied from the burner In a control device for a thermal power plant equipped with a boiler, the boiler of the thermal power plant is provided with a measuring device for measuring the oxygen concentration or carbon monoxide concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler, and constitutes a control device for the thermal power plant An arrival area estimation means for estimating an area where the air supplied from the burner or air port of the boiler reaches the outlet of the boiler, and measurement of the concentration of carbon monoxide at the outlet of the boiler measured by the measuring instrument Value or the measured value of oxygen concentration and the estimated result of the area where the supplied air estimated by the arrival area estimating means reaches the outlet of the boiler The flow rate of air supplied from the burner or the air port to the boiler is increased so that the flow rate of air reaching the high gas monoxide concentration region or low oxygen concentration region of the combustion gas at the boiler outlet measured by the measuring instrument Operation signal generating means for setting, respectively,
The measuring instrument is arranged so as to measure the measured value of the carbon monoxide concentration or the oxygen concentration in each divided region obtained by dividing the flow passage cross section of the boiler outlet into an arbitrary number of divided regions, and the operation provided in the controller The signal generating means includes a measured value of carbon monoxide concentration or a measured value of oxygen concentration measured by the measuring device arranged for each divided region of the flow passage cross section at the outlet of the boiler, and a boiler burner by the reaching region estimating means or Calculate the first influence value of the carbon monoxide concentration or the second influence value of the oxygen concentration, which is the sum of values obtained by integrating the estimated value of the area where the air supplied from the airport reaches the outlet of the boiler, Increase the air flow rate of the burner or air port that has a large proportion of the first influence value, or increase the air flow rate of the burner or air port that has a large proportion of the second influence value. Control device for a thermal power plant which is characterized by being configured to have a function of controlling so that little of.
火力発電プラントのボイラの出口の流路断面を任意の数の分割領域に区分して分割領域毎に備えた計測器によりボイラの出口の分割領域毎の燃焼ガス中の一酸化炭素濃度もしくは酸素濃度を計測し、制御器に備えた操作信号生成手段によってこれらのボイラ出口の分割領域毎の一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と、到達領域推定手段によるボイラのバーナーもしくはエアポートから供給した空気がボイラの出口に到達する領域の推定値とを積算した総和となる一酸化炭素濃度の第1の影響値もしくは酸素濃度の第2の影響値を求め、この第1の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を増加させる、もしくは第2の影響値に占める割合が大きいバーナーもしくはエアポートの空気流量を減少させるように制御し、前記制御器に備えた操作信号生成手段によって前記計測器で計測したボイラの出口の燃焼ガスの一酸化炭素濃度の計測値もしくは酸素濃度の計測値と前記到達領域推定手段で推定したバーナーもしくはエアポートから供給された空気がボイラの出口に到達する領域の推定結果とに基づいて前記計測器で計測したボイラ出口の燃焼ガス中の一酸化炭素濃度の高い領域もしくは酸素濃度の低い領域に到達する空気流量が増加するようにバーナーもしくはエアポートからボイラに供給する空気流量を設定して制御することを特徴とする火力発電プラントの制御方法。 Fuel gas and air supplied from a burner provided in the boiler are supplied into the boiler, and combustion gas generated by burning the fuel coal and air supplied from the burner in the boiler is generated. In a control method for a thermal power plant that supplies air to the combustion gas from an air port provided in a boiler on the downstream side in the flow direction ,
Carbon monoxide concentration or oxygen concentration in the combustion gas for each divided region of the boiler outlet by measuring the section of the flow path at the boiler outlet of the thermal power plant into an arbitrary number of divided regions and equipped for each divided region The measured value of carbon monoxide concentration or the measured value of oxygen concentration for each divided area at the outlet of the boiler by the operation signal generating means provided in the controller, and supplied from the burner or the air port of the boiler by the arrival area estimating means The first influence value of the carbon monoxide concentration or the second influence value of the oxygen concentration, which is the sum total of the estimated value of the region where the air reaches the outlet of the boiler, is obtained, and occupies this first influence value Increase the air flow rate of the burner or air port that has a large proportion, or decrease the air flow rate of the burner or air port that has a large proportion of the second influence value. The measured value of the carbon monoxide concentration or the measured value of the oxygen concentration of the combustion gas at the outlet of the boiler measured by the measuring instrument by the operation signal generating means provided in the controller and the estimated value by the reaching region estimating means A region where the carbon monoxide concentration in the combustion gas at the boiler outlet measured by the measuring instrument is low or the oxygen concentration is low A control method for a thermal power plant, characterized by setting and controlling an air flow rate supplied to a boiler from a burner or an air port so that an air flow rate reaching an area increases .
Priority Applications (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007088067A JP4299350B2 (en) | 2007-03-29 | 2007-03-29 | Thermal power plant control device and thermal power plant control method |
CN2009102252561A CN101713533B (en) | 2007-03-29 | 2008-01-30 | Control device and method of thermal power generation plant |
CN2008100053060A CN101275748B (en) | 2007-03-29 | 2008-01-30 | Control device and control method of boiler |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007088067A JP4299350B2 (en) | 2007-03-29 | 2007-03-29 | Thermal power plant control device and thermal power plant control method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2008249187A JP2008249187A (en) | 2008-10-16 |
JP4299350B2 true JP4299350B2 (en) | 2009-07-22 |
Family
ID=39974344
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2007088067A Expired - Fee Related JP4299350B2 (en) | 2007-03-29 | 2007-03-29 | Thermal power plant control device and thermal power plant control method |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP4299350B2 (en) |
CN (1) | CN101275748B (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107735735A (en) * | 2015-03-13 | 2018-02-23 | 株式会社东芝 | Device characteristics model learning device, device characteristics model learning method and storage medium |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP6225217B1 (en) * | 2016-05-13 | 2017-11-01 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | Coal crusher, control device and control method thereof, and coal-fired thermal power plant |
JP6599307B2 (en) * | 2016-12-28 | 2019-10-30 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | Combustion device and boiler equipped with the same |
CN107120676B (en) * | 2017-06-14 | 2019-05-28 | 中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东分公司 | A kind of fuel control method of the fired power generating unit based on historical data circulation study |
JP6956035B2 (en) | 2018-03-20 | 2021-10-27 | 三菱重工業株式会社 | Combustor |
CN108826354B (en) * | 2018-05-11 | 2019-07-12 | 上海交通大学 | A kind of thermoelectricity burning optimization method based on intensified learning |
CN112327778B (en) * | 2020-11-13 | 2022-08-19 | 华润电力(涟源)有限公司 | Automatic primary air pressure adjusting method for thermal power plant |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2005155590A (en) * | 2003-10-30 | 2005-06-16 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Gas turbine control apparatus, gas turbine system and gas turbine control method |
-
2007
- 2007-03-29 JP JP2007088067A patent/JP4299350B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-01-30 CN CN2008100053060A patent/CN101275748B/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107735735A (en) * | 2015-03-13 | 2018-02-23 | 株式会社东芝 | Device characteristics model learning device, device characteristics model learning method and storage medium |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN101275748A (en) | 2008-10-01 |
CN101275748B (en) | 2010-06-16 |
JP2008249187A (en) | 2008-10-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4299350B2 (en) | Thermal power plant control device and thermal power plant control method | |
JP4423617B2 (en) | Plant control device | |
US8554706B2 (en) | Power plant control device which uses a model, a learning signal, a correction signal, and a manipulation signal | |
JP4427074B2 (en) | Plant control equipment | |
US8095479B2 (en) | Plant control apparatus and method having functions of determining appropriate learning constraint conditions | |
JP2009128972A (en) | Control device for plant and control device for thermal power generation plant | |
CN100483275C (en) | Control apparatus and control method | |
US8209040B2 (en) | Plant control apparatus | |
CN101379447A (en) | Plant controlling device and method, thermal power plant, and its control method | |
JP2008146371A (en) | Controller of boiler plant | |
CN103061891A (en) | System and method for simulating gas turbine operation | |
WO2012093518A1 (en) | Control device for plant and control device for thermal power plant | |
JP4358871B2 (en) | Boiler plant control device and operator training device | |
JP5277064B2 (en) | Plant control device, thermal power plant control device, and thermal power plant | |
JP4627509B2 (en) | Plant control apparatus and plant control method | |
JP3712329B2 (en) | Process control unit | |
JP5117232B2 (en) | Control device for plant with boiler and control method for plant with boiler | |
JP2009110256A (en) | Plant control device, and plant control device for thermal power plant | |
JP7374590B2 (en) | KPI improvement support system and KPI improvement support method | |
JP2009198137A (en) | Control device and control method for boiler | |
JP4333766B2 (en) | Boiler control device and control method | |
JP2008180481A (en) | Method and device for estimating gas concentration in coal-fired boiler | |
CN111433694A (en) | Operation condition evaluation device, operation condition evaluation method, and control system for power generation facility | |
JP7222943B2 (en) | Operation improvement support system, operation improvement support method, and operation improvement support program |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20081027 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20090113 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20090310 |
|
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: 20090414 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20090416 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 4299350 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120424 Year of fee payment: 3 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120424 Year of fee payment: 3 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130424 Year of fee payment: 4 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130424 Year of fee payment: 4 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140424 Year of fee payment: 5 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |