JP4496587B2

JP4496587B2 - Cogeneration plant operation method and apparatus

Info

Publication number: JP4496587B2
Application number: JP2000021820A
Authority: JP
Inventors: 修三山本; 俊太郎鈴木; 直央生田; 康雄酒井; 祥行安形
Original assignee: IHI Corp
Current assignee: IHI Corp
Priority date: 2000-01-26
Filing date: 2000-01-26
Publication date: 2010-07-07
Anticipated expiration: 2020-01-26
Also published as: JP2001211696A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、熱電可変型コジェネユニットを用いて電力及び蒸気を供給するコジェネプラントの運転方法及びその装置に係り、特に、需要に応じつつ低い運用コストで供給を行い、プラント特有の運転制約条件をも満足させることのできるコジェネプラントの運転方法及びその装置に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
蒸気噴射型ガスタービンを主機とし、そのガスタービンの排熱を利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラを付加して構成された熱電可変型コジェネユニットは、排熱回収ボイラからの蒸気をガスタービンに入力することによって発電効率（発電能力）を上げることができるので、単に電力と蒸気とを並行して供給できるだけでなく、電力出力量及び蒸気出力量を複合的に調節することができる。
【０００３】
図４に示されるように、コジェネユニットは、蒸気噴射型ガスタービンと排熱回収ボイラとから構成され、燃料と給水とを与え、電力と蒸気とを取り出すようになっている。需要先で消費されない余剰の蒸気は放蒸されるが、この余剰蒸気をガスタービンに噴射することで電力を多く発生できるため、蒸気を無駄にしない効率のよい運転が可能である。また、コジェネユニットは、ガスタービンに蒸気タービンを付加した発電設備に比べて、蒸気タービンを必要としないので、設備的にも省スペースで設置できるという利点も有する。
【０００４】
図５にコジェネユニットの特性の一例を示す。この特性図は、燃料消費量を縦軸に、蒸気量を横軸にとり、電力を等高線で示したものである。所望の電力出力量と所望の蒸気出力量とを組み合わせたものが運転ポイントとなる。同じ燃料を消費するのでも、前述のように噴射蒸気量を調節することで電力出力量及び蒸気出力量を複合的に調節できるため、運転ポイントが多数存在することになる。外部からの電力・蒸気の供給を加味することにより、運転ポイントの範囲は更に広がり燃料消費量も異なるので、運転ポイントを変動させると運用コストも変動することになる。電力等高線が運転可能範囲内にのみ示されている。この範囲外では運転することができない。ただし、この運転可能範囲は、大気温度・大気湿度等の環境的な要因（これらを運転条件と呼ぶ）によって変動する。
【０００５】
蒸気出力量と噴射蒸気量とは次式の関係を有する。従って、噴射蒸気量を増やすと蒸気出力量は減ることになる。
【０００６】
蒸気出力量＝ボイラで発生する蒸気量
−ガスタービンへの噴射蒸気量式１
熱電可変型コジェネユニットを用いた従来のコジェネプラントは、図６に示されるように、プラント全体の負荷需要のうち一定の部分をコジェネユニットで担い、残りの変動部分を外部（電力は商用電力、蒸気は補助ボイラ）からの供給で対応している。そして、従来のコジェネプラントでは、コジェネユニットが受け持つ一定の供給量は、例えば、夏季で電力需要が高い場合は電力を優先し、冬季で蒸気が需要が高い場合は蒸気を優先して設定している。即ち、図５に示されるように、燃料消費量に対する電力出力量及び蒸気出力量の相関関係が分かっているので、運用コストを抑えつつ電力を優先し最大の電力出力量を得たい場合は運転可能な範囲の中で最も電力出力量の高いポイントＡで運転し、運用コストを抑えつつ蒸気を優先し最大の蒸気出力量を得たい場合は運転可能な範囲の中で最も蒸気出力量の高いポイントＢで運転する。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
従来のコジェネプラントは、コジェネユニットをポイントＡ又はポイントＢで一定に運転するが、この運用方法では、コジェネプラントの全体的な運用コストが最小になるとは限らず、経済的なメリットは得られない。
【０００８】
ここで運用コストについて考察すると、コジェネプラントの全体的な運用コストは、コジェネユニットが消費する燃料、給水などの費用、買電費用、補助ボイラが消費する燃料、給水などの費用からなる。負荷需要に対応する電力・蒸気の供給量と運用コストは以下の式で算出できる。
【０００９】

運用コストを低減するには、コジェネユニットからの出力量と外部からの供給供給量とを変動させることが必要になる。このため運転ポイントを変動させることになる。しかし、最小の運用コストを与える運転ポイントを見つけるのは困難である。時々刻々と変化する負荷需要に対し適正な電力出力量及び蒸気出力量を追随させつつ、運用コストが最小になるようにオペレータがコジェネユニットを運転することは不可能に近い。
【００１０】
加えて、コジェネユニットはボイラを含んでいるため運転を開始してから最大出力（又は所望出力）に至るまでに有る程度の時間が必要である。従って、現在の負荷需要に即してコジェネユニットを運転しても過不足なく追随させることは不可能である。コジェネユニットを需要に対して追随させるには、将来の需要を予測して前もってコジェネユニットを運転制御する必要がある。例えば、既に運転しているコジェネユニットに追加して別のコジェネユニットを立ち上げる場合には、立ち上げるコジェネユニットの出力が必要になる時刻より、立ち上げに必要な時間だけ前に立ち上げなければならない。
【００１１】
また、コジェネプラントの運転に際しては前記した需要を単純にまかなうだけの運転を行えばよいわけではなく、種々の条件によって運転が制約されることがある。例えば、可視水蒸気防止、受電量一定、機器メンテナンスといった条件があり、このような制約条件を満足しつつ運転を行うことが求められる。
【００１２】
そこで、本発明の目的は、上記課題を解決し、需要に応じつつ低い運用コストで供給を行い、プラント特有の運転制約条件をも満足させることのできるコジェネプラントの運転方法及びその装置を提供することにある。
【００１３】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために本発明の方法は、蒸気噴射型ガスタービンと排熱回収ボイラとで構成されて電力と蒸気とを複合的に供給する熱電可変型コジェネユニットを複数備えたコジェネプラントに対し、将来の電力需要及び蒸気需要が計画された需要計画に基づくと共に該コジェネプラントに求められる可視水蒸気防止の運転制約条件を満足してかつ運用コストが最小となるようにコジェネユニットの運転台数並びに運転されるコジェネユニットの電力出力量及び蒸気出力量からなる最適運用案を決定し、この最適運用案に従うと共に個々のコジェネユニットに求められる運転制約条件を加味して各コジェネユニット個別の運転内容を決定するものである。
【００１４】
前記最適運用案は、コジェネプラント外部からの電力購入を含めて決定しておき、各コジェネユニットからの電力出力量に購入電力量を加えることで需要が満たされるようにしてもよい。
【００１５】
前記最適運用案は、補助ボイラ等の補助蒸気機器からの蒸気供給を含めて決定し、この最適運用案に基づいて補助蒸気機器を運転してもよい。
【００１６】
前記需要計画は、需要先の現在の電力需要及び蒸気需要を過去の実績に対照することにより将来の電力需要及び蒸気需要を予測して計画してもよい。
【００１７】
前記運転内容をオペレータに対し表示してもよい。
【００１８】
また、本発明の装置は、蒸気噴射型ガスタービンと排熱回収ボイラとで構成されて電力と蒸気とを複合的に供給する熱電可変型コジェネユニットを複数備えたコジェネプラントに対し各コジェネユニット個別の運転内容を決定する装置であって、将来の電力需要及び蒸気需要が計画された需要計画に基づくと共に該コジェネプラントに求められる可視水蒸気防止の運転制約条件を満足してかつ運用コストが最小となるようにコジェネユニットの運転台数並びに運転されるコジェネユニットの電力出力量及び蒸気出力量からなる最適運用案を決定する最適運用計算部と、この最適運用案に従うと共に個々のコジェネユニットに求められる運転制約条件を加味して各コジェネユニット個別の運転内容を決定する個別ユニット指令部とを備えたものである。
【００１９】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の一実施形態を添付図面に基づいて詳述する。
【００２０】
図１に示したシステムは、本発明に係る運転装置を使用したコジェネプラント１とそのコジェネプラント１の対象になる需要プラント２とで構成される。コジェネプラント１は、複数の熱電可変型コジェネユニット３と各コジェネユニット３を実際に制御する個別制御装置４と補助ボイラ５等の補助蒸気機器とを備えると共に、電力会社６の送電線からの電力供給を受けられるようになっている。運転装置７は、全てのコジェネユニットを統括して制御することからコジェネ統括制御装置とも呼ばれる。各コジェネユニット３は、例えば、互いに同等能力のものであるが、異なる能力のものであってもよい。
【００２１】
この運転装置７は、需要計画部１１とプラント制約設定部１２と最適運用計算部１３と個別制約設定部１４と個別ユニット指令部１５とからなる。
【００２２】
需要計画部１１は、需要プラント２の現在の電力需要及び蒸気需要と、大気温度及び大気湿度（これらを運転条件という）の予測値とを入力とし、現在から所定の時間先までの将来の電力需要、蒸気需要及び運転条件の一定時間刻みの計画を最適運用計算部１３への出力とするものである。電力需要及び蒸気需要について過去の実績を蓄積しパターン分類しておき、現在の電力需要及び蒸気需要をパターンに対照して将来の電力需要及び蒸気需要を予測する方法が本出願人により既に提案されており、このような方法でもって需要計画を生成することが可能である。なお、オペレータが手動で需要計画を最適運用計算部１３に入力してもよい。また、需要計画は、負荷需要を予測したものでなく、予め計画したものでもよい。
【００２３】
プラント制約設定部１２は、コジェネプラント１に求められる運転制約条件を設定するものである。コジェネプラント１に求められる運転制約条件としては、例えば、排ガスを大気に放出したときに排ガス中の水蒸気が白煙化するのを防止する可視水蒸気防止、外部からの電力供給を一定値とする受電量一定がある。
【００２４】
可視水蒸気とは、蒸気噴射型ガスタービンにおいて蒸気がガスタービンに注入されるため、排ガスに通常以上の水蒸気が含まれ、この排ガスが煙突から排出されたときに大気の状態（温度や湿度）によって水蒸気が白煙として視認されるようになったものである。この可視水蒸気は、実害はないのであるが目視公害となるおそれがあり、都市部などに設けられるプラントでは特に問題となる。可視水蒸気を防ぐには、排ガス温度を上げる、蒸気噴射量を制限するなどの運転制約条件が必要になる。
【００２５】
また、受電量一定とは、電力会社との契約内容によってもたらされる運転制約条件であり、例えば、５００ｋｗ一定値を常に受電するという契約をしている場合であれば、その受電量を維持するという運転制約条件となる。受電量一定ではなく電力売買の累積がゼロになるという運転制約条件も有り得る。
【００２６】
最適運用計算部１３は、コジェネプラント１に求められる運転制約条件と電力需要、蒸気需要及び運転条件からなる需要計画とから、コジェネプラント１による電力出力及び蒸気出力と外部からの供給電力及び供給蒸気との組み合わせで運用コストが最小となる最適運用案を導出する。最適運用案の導出の際、各コジェネユニット３の運転状態も考慮してもよい。
【００２７】
具体的には、図２に示されるように、最適運用計算部は、需要計画として与えられる時間毎の変数（電力量、蒸気量、大気温度及び大気湿度）や前もって設定されている定数（燃料費、給水費、買電費の単価）を用いる。最適運用計算部内には、式１〜４等の数式、図５の特性をさらに温度もパラメータにして温度ごとの燃料対電力及び蒸気の関係を表したコジェネユニットの特性モデル、補助蒸気機器の特性モデル等を組み合わせた計算手順が設けられている。この計算手順により、コジェネユニットの電力出力量及び蒸気出力量と補助ボイラの蒸気出力量と外部からの買電量とが需要計画に合致し、かつ運転制約条件を満足し、運用コストが最小となる最適運用案を算出する。最適運用案は、コジェネユニットの運転台数、各コジェネユニットの運転ポイント（電力出力量と蒸気出力量との組み合わせ）、外部供給電力量、外部供給蒸気量からなる。コジェネユニットの運転台数が変更されるときには、コジェネユニットの立ち上げ・立ち下げ特性を考慮して滑らかに電力出力量及び蒸気出力量が変化するように最適運用案が決定される。
【００２８】
個別制約設定部１４は、個々のコジェネユニット３の運転における制約条件を設定するためのものである。運転制約条件には、例えば、いずれかのコジェネユニットが手動モードで運転されているために制御対象外となっていること、いずれかのコジェネユニットが故障によって制御対象外となっていること、いずれかのコジェネユニットがメンテナンス等のために所定時間後に停止しなければならないことなどがある。
【００２９】
個別ユニット指令部１５は、最適運用案に基づいて個別の運転制約条件と各コジェネユニット３における総運転時間・最近の停止時刻などの履歴情報とから、稼働すべきコジェネユニット３を選択すると共に起動／停止・運転ポイントなどの運転内容を決定し、その選択されたコジェネユニット３の個別制御装置４に対し、決定した運転内容を指令する。総運転時間を考慮することにより、例えば、各コジェネユニット３の総運転時間を均一にすることが可能であり、これによってメンテナンススケジュールを立てることが容易になる。また、最近の停止時刻を考慮することにより、例えば、ホットスタート（コジェネユニットが暖まった状態からの起動）が可能であり、これによって立上がり時間を調整することが可能となる。各個別制御装置４から得られる各コジェネユニット３の運転状態を考慮して運転内容を決定してもよい。
【００３０】
なお、個別ユニット指令部１５は、個別制御装置４に対して指令を出すだけでなく、運転内容をモニタ１６に表示してもよい。個別ユニット指令部１５が個別制御装置４から切り離され、運転内容をモニタ１６に表示することによってオペレータに指令を出し、オペレータが指令に従いコジェネユニット３を操作するような半自動のシステムを構成してもよい。
【００３１】
図１のシステムによれば、１時間もしくはそれより短い所定の時間毎に、その時点から例えば２４時間先までのコジェネユニット全体の運用案が得られ、各コジェネユニット毎に運転内容が指令される。この運用案は電力需要、蒸気需要及び運転条件の一定時間刻みの計画に基づくと共に、運転制約条件を満足し、しかも運用コストが最小となる最適運用案である。従って、時々刻々と変化する負荷需要に対し適正な電力出力量及び蒸気出力量を追随させつつ、運用コストが最小になるように図ることができる。
【００３２】
例えば、夜間なら買電費の単価が低いので、買電量の占める割合を高くし、コジェネユニットの稼働を抑制するという運用案が得られる。大気が冷え込んでいるときには、可視水蒸気が出ないような運用案の中で最小運用コストのものが得られる。
【００３３】
なお、買電量の調節には、特に機器を必要としない。コジェネユニットの電力出力量では足りない分が送電線から需要プラントに入ってくるようにしておけばよいからである。
【００３４】
図３に最適運用案の例を示す。折れ線は電力需要、バーグラフは３台のコジェネユニット＃１、＃２、＃３の電力出力量を示す。蒸気については省略した。この最適運用案は、時刻０時の負荷需要と運転条件予測値とにより、過去の実績パターンを参考にして時刻０時に作成されたものである。この最適運用案によれば、負荷需要の比較的少ない時刻６時までは＃２と＃３とを稼働し、負荷需要が増加しはじめる時刻７時には＃１を起動する。コジェネユニットの立上がり特性により、＃１の電力出力量はただちには増加しないが、需要ピークを迎える時刻８時には十分な出力量が見込まれる。時刻１３時における＃１の起動はホットスタートである。電力需要は、３台のコジェネユニット＃１、＃２、＃３のトータルの電力出力量よりも常に一定値だけ多い。その差の分が買電でまかなわれる。即ち、受電量一定の運転制約条件が用いられている。
【００３５】
時刻０時より後には、所定の時間毎にその時点での負荷需要に応じた計画が決定され、その計画に対しての最適運用案が決定される。このようにして、時々刻々と変化する負荷需要に対し適正な電力出力量及び蒸気出力量を追随させつつ、運用コストが最小になるように各コジェネユニットの動作ポイントを変動させることができる。
【００３６】
【発明の効果】
本発明は次の如き優れた効果を発揮する。
【００３７】
（１）需要に応じつつ低い運用コストで供給を行うことができるので、省資源に貢献すると共に運転経費を節約することができる。
【００３８】
（２）プラント特有の運転制約条件を満足させることができるので、例えば、都市部のプラントで可視水蒸気防止を優先した運転をできるだけ低運用コストで実現することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の一実施形態を示すコジェネシステムの構成図である。
【図２】図１のコジェネシステムに使用する最適運用計算部の構成図である。
【図３】本発明により算出した最適運用案の例を示す運用スケジュールの図である。
【図４】熱電可変型コジェネユニットのモデルの図である。
【図５】熱電可変型コジェネユニットの燃料対電力及び蒸気特性図である。
【図６】従来の運用スケジュールの図である。
【符号の説明】
１コジェネプラント
２需要プラント
３コジェネユニット
４個別制御装置
５補助ボイラ
６電力会社
７運転装置
１１需要計画部
１２プラント制約設定部
１３最適運用計算部
１４個別制約設定部
１５個別ユニット指令部[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to an operation method and apparatus for a cogeneration plant that supplies electric power and steam using a thermoelectric variable type cogeneration unit, and in particular, supplies at a low operation cost according to demand, and provides plant-specific operation constraint conditions. The present invention relates to a method of operating a cogeneration plant and an apparatus for the same.
[0002]
[Prior art]
The thermoelectric variable cogeneration unit, which is composed of a steam-injection gas turbine as the main engine and added with an exhaust heat recovery boiler that generates steam using the exhaust heat of the gas turbine, gasses the steam from the exhaust heat recovery boiler. Since power generation efficiency (power generation capacity) can be increased by inputting to the turbine, not only power and steam can be supplied in parallel, but also the power output amount and steam output amount can be adjusted in a complex manner.
[0003]
As shown in FIG. 4, the cogeneration unit includes a steam injection gas turbine and an exhaust heat recovery boiler, and supplies fuel and water and takes out electric power and steam. Although surplus steam that is not consumed at the demand destination is vaporized, a large amount of electric power can be generated by injecting this surplus steam into the gas turbine, so that efficient operation without wasting steam is possible. Moreover, since the cogeneration unit does not require a steam turbine as compared with a power generation facility in which a steam turbine is added to a gas turbine, it has an advantage that it can be installed in a space-saving manner.
[0004]
FIG. 5 shows an example of the characteristics of the cogeneration unit. In this characteristic diagram, the fuel consumption is plotted on the vertical axis, the amount of steam is plotted on the horizontal axis, and the electric power is shown by contour lines. A combination of a desired power output amount and a desired steam output amount is an operation point. Even if the same fuel is consumed, the power output amount and the steam output amount can be adjusted in a complex manner by adjusting the injection steam amount as described above, so that there are many operating points. By taking into account the supply of electric power and steam from the outside, the range of operating points is further expanded and the amount of fuel consumption is different. Therefore, if the operating points are varied, the operating cost will also vary. The power contours are shown only within the operable range. Driving outside this range is not possible. However, this operable range varies depending on environmental factors such as atmospheric temperature and atmospheric humidity (these are called operating conditions).
[0005]
The steam output amount and the jet steam amount have the following relationship. Therefore, when the amount of injected steam is increased, the amount of steam output is reduced.
[0006]
Steam output amount = Steam amount generated in boiler-Steam amount injected into gas turbine Formula 1
As shown in FIG. 6, the conventional cogeneration plant using the variable thermoelectric cogeneration unit bears a certain part of the load demand of the entire plant by the cogeneration unit, and the remaining fluctuation part is external (electric power is commercial power, Steam is supplied from an auxiliary boiler. In a conventional cogeneration plant, for example, the constant supply amount that the cogeneration unit takes charge is set by giving priority to power when the demand for power is high in the summer, and giving priority to steam when the demand for steam is high in the winter. Yes. That is, as shown in FIG. 5, since the correlation between the power output amount and the steam output amount with respect to the fuel consumption is known, the operation is performed when it is desired to obtain the maximum power output amount by giving priority to the power while suppressing the operation cost. When operating at point A with the highest power output in the possible range and wanting to obtain the maximum steam output while giving priority to steam while keeping operating costs down, the steam output is the highest in the operable range. Drive at point B.
[0007]
[Problems to be solved by the invention]
The conventional cogeneration plant operates the cogeneration unit constantly at point A or point B, but this operation method does not necessarily minimize the overall operation cost of the cogeneration plant, and does not provide economic benefits. .
[0008]
Considering the operation cost here, the overall operation cost of the cogeneration plant is composed of the fuel consumed by the cogeneration unit, the cost of water supply, the power purchase cost, the fuel consumed by the auxiliary boiler, the cost of water supply, and the like. The amount of power / steam supply and operation cost corresponding to the load demand can be calculated by the following formula.
[0009]

In order to reduce the operation cost, it is necessary to vary the output amount from the cogeneration unit and the supply and supply amount from the outside. For this reason, the driving point is changed. However, it is difficult to find an operating point that gives the lowest operational cost. It is almost impossible for the operator to operate the cogeneration unit so that the operation cost is minimized while following the appropriate power output amount and steam output amount to the load demand that changes from time to time.
[0010]
In addition, since the cogeneration unit includes a boiler, a certain amount of time is required from the start of operation until the maximum output (or desired output) is reached. Therefore, even if the cogeneration unit is operated in accordance with the current load demand, it is impossible to follow it without excess or deficiency. In order for the cogeneration unit to follow the demand, it is necessary to predict the future demand and control the cogeneration unit in advance. For example, if another cogeneration unit is started in addition to a cogeneration unit that is already in operation, it must be started before the time required for start-up from the time when the output of the cogeneration unit to be started is required. Don't be.
[0011]
Further, when the cogeneration plant is operated, it is not necessary to simply perform the above-described demand, and the operation may be restricted by various conditions. For example, there are conditions such as prevention of visible water vapor, constant power reception, and equipment maintenance, and it is required to operate while satisfying such constraints.
[0012]
Accordingly, an object of the present invention is to provide a cogeneration plant operation method and apparatus capable of solving the above-described problems, supplying a low operating cost according to demand, and satisfying plant-specific operation constraint conditions. There is.
[0013]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, the method of the present invention is applied to a cogeneration plant including a plurality of thermoelectric variable cogeneration units that are composed of a steam injection type gas turbine and an exhaust heat recovery boiler and supply power and steam in a composite manner. On the other hand, the number of cogeneration units operated so that the future power demand and steam demand are based on the planned demand plan, and satisfies the operational constraint conditions for preventing visible water vapor required for the cogeneration plant, and the operation cost is minimized. Determine the optimal operation plan consisting of the power output amount and steam output amount of the cogeneration unit to be operated, and follow the optimal operation plan and take into account the operation constraint conditions required for each cogeneration unit, To decide.
[0014]
The optimum operation plan may be determined including power purchase from outside the cogeneration plant, and the demand may be satisfied by adding the purchased power amount to the power output amount from each cogeneration unit.
[0015]
The optimal operation plan may be determined including steam supply from auxiliary steam equipment such as an auxiliary boiler, and the auxiliary steam equipment may be operated based on the optimal operation plan.
[0016]
The demand plan may be planned by predicting the future power demand and steam demand by comparing the current power demand and steam demand of the demand destination with the past performance.
[0017]
The operation details may be displayed to the operator.
[0018]
In addition, the apparatus of the present invention includes a steam injection type gas turbine and an exhaust heat recovery boiler, and each cogeneration unit is individually provided for a cogeneration plant including a plurality of variable thermoelectric cogeneration units that supply electric power and steam in a composite manner. The operation content is determined based on the planned demand plan in which future power demand and steam demand are planned, and satisfies the operational constraint conditions for preventing visible water vapor required for the cogeneration plant, and the operation cost is minimum. The optimal operation calculation unit that determines the optimal operation plan consisting of the number of cogeneration units operated and the power output amount and steam output amount of the cogeneration unit to be operated, and the operation required for each cogeneration unit according to this optimal operation plan With individual unit command section that determines the operation details of each cogeneration unit taking into account the constraints A.
[0019]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, an embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.
[0020]
The system shown in FIG. 1 includes a cogeneration plant 1 that uses the operating device according to the present invention and a demand plant 2 that is the target of the cogeneration plant 1. The cogeneration plant 1 includes a plurality of thermoelectric variable cogeneration units 3, an individual control device 4 that actually controls each cogeneration unit 3, and auxiliary steam equipment such as an auxiliary boiler 5, and electric power from a transmission line of an electric power company 6. The supply can be received. The driving device 7 is also referred to as a cogeneration integrated control device because it controls all the cogeneration units in an integrated manner. For example, the cogeneration units 3 have the same ability, but may have different abilities.
[0021]
The operating device 7 includes a demand planning unit 11, a plant constraint setting unit 12, an optimum operation calculation unit 13, an individual constraint setting unit 14, and an individual unit command unit 15.
[0022]
The demand planning unit 11 receives the current power demand and steam demand of the demand plant 2 and the predicted values of the atmospheric temperature and atmospheric humidity (these are referred to as operating conditions), and the future power from the present to a predetermined time ahead A plan of demand, steam demand, and operation conditions in a certain time interval is output to the optimum operation calculation unit 13. The applicant has already proposed a method for accumulating past results and pattern classification of power demand and steam demand, and predicting future power demand and steam demand against the current power demand and steam demand. It is possible to generate a demand plan by such a method. Note that the operator may manually input the demand plan to the optimum operation calculation unit 13. Further, the demand plan is not a forecast of load demand, but may be a plan planned in advance.
[0023]
The plant constraint setting unit 12 sets operation constraint conditions required for the cogeneration plant 1. For example, the operation restriction condition required for the cogeneration plant 1 is the prevention of visible water vapor that prevents the water vapor in the exhaust gas from becoming white smoke when the exhaust gas is released into the atmosphere, and the power reception from which the external power supply is a constant value. There is a certain amount.
[0024]
Visible water vapor means that steam is injected into a gas turbine in a steam-injection gas turbine, so the exhaust gas contains more water vapor than usual, and when this exhaust gas is discharged from the chimney, it depends on the atmospheric conditions (temperature and humidity). Water vapor is now visible as white smoke. Although this visible water vapor has no actual harm, it may cause visual pollution, which is a problem particularly in plants provided in urban areas. In order to prevent visible water vapor, operational constraint conditions such as increasing the exhaust gas temperature and limiting the amount of steam injection are required.
[0025]
Also, the constant power reception amount is an operation restriction condition brought about by the contract contents with the electric power company. For example, if a contract is made to always receive a fixed value of 500 kW, the power reception amount is maintained. This is a driving constraint. There may be an operation constraint condition that the amount of received power is not constant but the accumulation of power trading is zero.
[0026]
The optimum operation calculation unit 13 calculates the power output and steam output from the cogeneration plant 1 and the supply power and supply steam from the outside based on the operation constraint conditions required for the cogeneration plant 1 and the demand plan including the power demand, steam demand and operation conditions. The optimal operation plan that minimizes the operation cost is derived. When deriving the optimum operation plan, the operation state of each cogeneration unit 3 may be taken into consideration.
[0027]
Specifically, as shown in FIG. 2, the optimum operation calculation unit calculates variables (power amount, steam amount, atmospheric temperature and atmospheric humidity) for each hour given as a demand plan, and constants (fuel) Cost, water supply, and unit price of electricity purchase). In the optimum operation calculation section, equations such as Equations 1-4, the cogeneration unit property model that represents the fuel-to-power and steam relationship for each temperature using the properties of FIG. A calculation procedure combining models and the like is provided. With this calculation procedure, the power output amount and steam output amount of the cogeneration unit, the steam output amount of the auxiliary boiler, and the amount of electricity purchased from the outside match the demand plan, satisfy the operating constraints, and minimize the operation cost. Calculate the optimal operation plan. The optimum operation plan is composed of the number of cogeneration units operated, the operation point of each cogeneration unit (combination of power output amount and steam output amount), the external power supply amount, and the external supply steam amount. When the number of operating cogeneration units is changed, the optimum operation plan is determined so that the power output amount and the steam output amount change smoothly in consideration of the start-up / down characteristics of the cogeneration units.
[0028]
The individual constraint setting unit 14 is for setting a constraint condition in the operation of each cogeneration unit 3. For example, one of the cogeneration units is out of control because it is operating in manual mode, and one of the cogeneration units is out of control due to a failure. Such a cogeneration unit has to stop after a predetermined time for maintenance or the like.
[0029]
The individual unit command unit 15 selects and activates the cogeneration unit 3 to be operated from the individual operation constraint conditions and the history information such as the total operation time and the latest stop time in each cogeneration unit 3 based on the optimum operation plan. / Determines the operation content such as the stop / operation point and commands the determined operation content to the individual control device 4 of the selected cogeneration unit 3. Considering the total operation time, for example, it is possible to make the total operation time of each cogeneration unit 3 uniform, which makes it easier to establish a maintenance schedule. Further, by considering the latest stop time, for example, hot start (starting from a state where the cogeneration unit is warm) can be performed, and thereby the rise time can be adjusted. The operation content may be determined in consideration of the operation state of each cogeneration unit 3 obtained from each individual control device 4.
[0030]
The individual unit command unit 15 may not only issue a command to the individual control device 4 but also display the operation content on the monitor 16. Even if the individual unit command unit 15 is disconnected from the individual control device 4 and the operation content is displayed on the monitor 16, a command is issued to the operator, and the operator operates the cogeneration unit 3 according to the command. Good.
[0031]
According to the system of FIG. 1, an operation plan for the entire cogeneration unit from that time point, for example, 24 hours ahead, is obtained at predetermined time intervals of one hour or shorter, and the operation details are commanded for each cogeneration unit. . This operation plan is an optimal operation plan that is based on a plan of power demand, steam demand, and operation conditions at regular intervals, satisfies the operation constraint conditions, and minimizes the operation cost. Therefore, it is possible to minimize the operation cost while following the appropriate power output amount and steam output amount to the load demand that changes from time to time.
[0032]
For example, since the unit price of electricity purchase is low at night, an operation plan can be obtained in which the ratio of the amount of electricity purchased is increased and the operation of the cogeneration unit is suppressed. When the atmosphere is cold, the one with the lowest operation cost is obtained among the operation plans that do not generate visible water vapor.
[0033]
Note that no equipment is required to adjust the amount of electricity purchased. This is because it is sufficient that the amount of power output of the cogeneration unit is not enough to enter the demand plant from the transmission line.
[0034]
FIG. 3 shows an example of the optimum operation plan. A broken line indicates power demand, and a bar graph indicates power output amounts of three cogeneration units # 1, # 2, and # 3. Steam was omitted. This optimum operation plan is created at 0:00 with reference to past performance patterns based on the load demand at 0:00 and the predicted operating conditions. According to this optimum operation plan, # 2 and # 3 are operated until time 6:00 when load demand is relatively low, and # 1 is activated at time 7 when load demand begins to increase. Due to the rise characteristics of the cogeneration unit, the power output amount of # 1 does not increase immediately, but a sufficient output amount is expected at 8:00 when the demand peak is reached. The activation of # 1 at 13:00 is a hot start. The power demand is always larger by a fixed value than the total power output amount of the three cogeneration units # 1, # 2, and # 3. The difference is covered by electricity purchase. That is, an operation constraint condition with a constant power reception amount is used.
[0035]
After time 0:00, a plan corresponding to the load demand at that time is determined every predetermined time, and an optimum operation plan for the plan is determined. In this way, the operating point of each cogeneration unit can be varied so as to minimize the operation cost while following the appropriate power output amount and steam output amount to the load demand that changes from moment to moment.
[0036]
【The invention's effect】
The present invention exhibits the following excellent effects.
[0037]
(1) Since supply can be performed at a low operation cost according to the demand, it is possible to contribute to resource saving and save operating expenses.
[0038]
(2) Since the plant-specific operation constraint conditions can be satisfied, for example, an operation that prioritizes the prevention of visible water vapor in an urban plant can be realized with the lowest possible operation cost.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a configuration diagram of a cogeneration system showing an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a configuration diagram of an optimum operation calculation unit used in the cogeneration system of FIG. 1;
FIG. 3 is a diagram of an operation schedule showing an example of an optimum operation plan calculated according to the present invention.
FIG. 4 is a diagram of a model of a variable thermoelectric cogeneration unit.
FIG. 5 is a fuel vs. power and steam characteristic diagram of a thermoelectric variable cogeneration unit.
FIG. 6 is a diagram of a conventional operation schedule.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Cogeneration plant 2 Demand plant 3 Cogeneration unit 4 Individual control apparatus 5 Auxiliary boiler 6 Electric power company 7 Operation apparatus 11 Demand planning part 12 Plant constraint setting part 13 Optimal operation calculation part 14 Individual restriction setting part 15 Individual unit command part

Claims

Future power demand and steam demand were planned for a cogeneration plant consisting of a steam injection type gas turbine and a waste heat recovery boiler and equipped with multiple thermoelectric variable cogeneration units that supply power and steam in a composite manner Based on the demand plan and satisfy the operating constraint conditions for preventing visible water vapor that are required for the cogeneration plant, and the number of cogeneration units to be operated and the power output amount and steam output amount of the cogeneration units to be operated so that the operation cost is minimized. An operation method for a cogeneration plant characterized in that an optimum operation plan consisting of the following is determined, and the operation details of each cogeneration unit are determined in accordance with the optimum operation plan and taking into account the operation constraint conditions required for each cogeneration unit.

The optimal operation plan is determined including power purchase from outside the cogeneration plant, and the demand is satisfied by adding the purchased power amount to the power output amount from each cogeneration unit. The operation method of the cogeneration plant of claim | item 1.

The cogeneration plant according to claim 1 or 2, wherein the optimum operation plan is determined including steam supply from auxiliary steam equipment such as an auxiliary boiler, and the auxiliary steam equipment is operated based on the optimum operation plan. Driving method.

The said demand plan predicts and plans the future electric power demand and steam demand by contrasting the present electric power demand and steam demand of a demand destination with the past performance, The any one of Claims 1-3 characterized by the above-mentioned. To operate the cogeneration plant.

The operation content of the cogeneration plant according to any one of claims 1 to 4, wherein the operation content is displayed to an operator.

A device that determines the operation of each cogeneration unit for a cogeneration plant that consists of a steam-injection gas turbine and a waste heat recovery boiler and that has multiple thermoelectric variable cogeneration units that supply power and steam in a combined manner. In addition, the number of cogeneration units operated so that the future power demand and steam demand are based on the planned demand plan, satisfy the operational constraint conditions for preventing visible water vapor required for the cogeneration plant, and minimize the operation cost. In addition, an optimum operation calculation unit that determines an optimum operation plan composed of the power output amount and steam output amount of the cogeneration unit to be operated, and each cogeneration unit according to the optimum operation plan and taking into consideration the operation constraint condition required for each cogeneration unit. A cogeneration system comprising an individual unit command unit that determines the operation details of each unit Cement operation system.