JP4909853B2 - 発電プラントおよびその制御方法 - Google Patents
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Description
本発明は、発電プラントおよびその制御方法に関し、とりわけガスタービンおよび排熱回収ボイラを備えたガスタービン発電設備と、前記排熱回収ボイラから供給される蒸気を使用する蒸気タービン発電設備とを有する複合発電設備と、蒸気タービンまたは排熱回収ボイラから供給される蒸気を使用する付帯設備とから構成された発電プラントおよびその制御方法に関する。
従来から、複数台のガスタービンおよび排熱回収ボイラを備えたガスタービン発電設備と、複数台の蒸気タービン発電設備と、造水設備に代表されるような付帯設備とを備えたいわゆる多軸型コンバインドサイクルの複合発電プラントが知られている（例えば、特許文献１参照）。
このような発電プラントの構成について図１を用いて説明する。
図１に示すように、発電プラントは、複数台のガスタービンおよび排熱回収ボイラを備えたガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍと、このガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍから送られた蒸気を用いて発電を行う複数の蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎと、複数の付帯設備４０１ａ〜４０１ｐと、複数の復水器設備５０１ａ〜５０１ｑと、上記各設備の制御を行うプラント制御装置８００とを備えている。
図１においては、上記各設備について１番目の設備（参照符号末尾にａが付いている設備）のみを図示しているが、他の設備についても１番目の設備と同様の構成となっている。また、図１に示すように、複数のガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍおよび複数の蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにより複合発電設備１００が構成されている。
図１において、複合発電設備１００において発生する蒸気は通常時は付帯設備４０１ａ〜４０１ｐに送られ、この蒸気は付帯設備４０１ａ〜４０１ｐにおいて熱交換が行われることにより復水とされ再び発電設備１００のガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍに戻されるようになっているが、複合発電設備１００において発生する蒸気の量が付帯設備４０１ａ〜４０１ｐにおいて使用される蒸気の量よりも多い場合には、復水器設備５０１ａ〜５０１ｑに余剰分の蒸気が送られるようになっている。
図１に示すように、発電プラントは、複数台のガスタービンおよび排熱回収ボイラを備えたガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍと、このガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍから送られた蒸気を用いて発電を行う複数の蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎと、複数の付帯設備４０１ａ〜４０１ｐと、複数の復水器設備５０１ａ〜５０１ｑと、上記各設備の制御を行うプラント制御装置８００とを備えている。
図１においては、上記各設備について１番目の設備（参照符号末尾にａが付いている設備）のみを図示しているが、他の設備についても１番目の設備と同様の構成となっている。また、図１に示すように、複数のガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍおよび複数の蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにより複合発電設備１００が構成されている。
図１において、複合発電設備１００において発生する蒸気は通常時は付帯設備４０１ａ〜４０１ｐに送られ、この蒸気は付帯設備４０１ａ〜４０１ｐにおいて熱交換が行われることにより復水とされ再び発電設備１００のガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍに戻されるようになっているが、複合発電設備１００において発生する蒸気の量が付帯設備４０１ａ〜４０１ｐにおいて使用される蒸気の量よりも多い場合には、復水器設備５０１ａ〜５０１ｑに余剰分の蒸気が送られるようになっている。
図１に示すように、前述したガスタービン発電設備１０１ａは、燃料弁１０４ａを介して燃料が外部から送られこの燃料を燃焼して燃焼ガスを発生させる燃焼器１０３ａと、燃焼器１０３ａから燃焼ガスが送られこの燃焼ガスによって駆動するガスタービン１０２ａと、ガスタービン１０２ａに同軸で接続され一次発電を行うガスタービン発電機１０５ａと、このガスタービン発電機１０５ａの負荷を検出するガスタービン負荷検出手段１０６ａとを有している。また、ガスタービン１０２ａには、このガスタービン１０２ａから燃焼ガスが送られる排熱回収ボイラ１１１ａが接続されている。
排熱回収ボイラ１１１ａは、ガスタービン１０２ａからの燃焼ガスを用いて、後述する付帯設備４０１ａ〜４０１ｐまたは復水器設備５０１ａ〜５０１ｑから送られる復水を加熱して蒸気を発生させるものである。図１に示すように、排熱回収ボイラ１１１ａは、ガスタービン１０２ａからの燃焼ガスを用いて蒸気を発生させる蒸発器１１３ａ、１１７ａと、蒸発器１１３ａから送られる蒸気を用いて復水の脱気を行う脱気器１１２ａと、脱気器１１２ａにより脱気された復水の昇圧を行う給水ポンプ１１４ａとを有している。また、この排熱回収ボイラ１１１ａは、ガスタービン１０２ａからの燃焼ガスを用いて給水ポンプ１１４ａから送られる復水の昇温を行う節炭器１１５ａと、蒸発器１１７ａから送られる蒸気を用いて節炭器１１５ａにより昇温された復水を蒸発させる蒸気ドラム１１６ａと、ガスタービン１０２ａからの燃焼ガスを用いて蒸気ドラム１１６ａから送られる蒸気の過熱を行う過熱器１１８ａとを有している。
さらに、排熱回収ボイラ１１１ａは、補助燃料弁１２０ａを介して補助燃料が外部から送られ、この補助燃料を燃焼して補助燃焼ガスを発生させるダクトバーナ１１９ａを有している。ダクトバーナ１１９ａにより生成された補助燃焼ガスは、蒸発器１１３ａ、１１７ａ、節炭器１１５ａおよび過熱器１１８ａに送られる。
さらに、排熱回収ボイラ１１１ａは、補助燃料弁１２０ａを介して補助燃料が外部から送られ、この補助燃料を燃焼して補助燃焼ガスを発生させるダクトバーナ１１９ａを有している。ダクトバーナ１１９ａにより生成された補助燃焼ガスは、蒸発器１１３ａ、１１７ａ、節炭器１１５ａおよび過熱器１１８ａに送られる。
過熱器１１８ａの下流側には、この過熱器１１８ａから送られる蒸気の圧力を検出する排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａおよび蒸気の流量を検出する流量検出手段１２２ａが順に接続されている。また、排熱回収ボイラ１１１ａから蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎを迂回して付帯設備４０１ａ〜４０１ｐまたは復水器設備５０１ａ〜５０１ｑに直接蒸気を送るバイパスライン１２４ａが設けられており、このバイパスライン１２４ａ上にはタービンバイパス弁１２３ａが設置されている。
上述したガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍから送られる蒸気は一旦合流するようになっており、この合流した蒸気の圧力を検出する蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１が設けられている。また、合流した蒸気は再び分岐して各蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎに送られるようになっている。
図１に示すように、蒸気タービン発電設備２０１ａは、蒸気の流量を調整する蒸気加減弁２０３ａを介してガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍから蒸気が送られ、この蒸気によって駆動する蒸気タービン２０２ａと、蒸気タービン２０２ａに同軸で接続され発電を行う蒸気タービン発電機２０４ａと、この蒸気タービン発電機２０４ａの負荷を検出する蒸気タービン負荷検出手段２０５ａとを有している。また、蒸気タービン２０２ａの下流側には、この蒸気タービン２０２ａから送られる蒸気の圧力を検出する蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａが設けられている。
上述した蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎから送られる蒸気およびバイパスライン１２４ａを介してガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍから送られる蒸気は一旦合流するようになっており、この合流した蒸気の圧力を検出する蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段３０２が設けられている。また、合流した蒸気は再び分岐して付帯設備４０１ａ〜４０１ｐおよび復水器設備５０１ａ〜５０１ｑにそれぞれ送られるようになっている。
付帯設備４０１ａは、上述した分岐して送られる蒸気の流量を検出する流量検出手段４０４ａと、流量検出手段４０４ａの下流側に設けられ、送られた蒸気の熱により海水を蒸発させ真水（生産水）を生成させるとともに、蒸気を復水にする熱交換器４０２ａと、熱交換器４０２ａから送られる復水をガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍに送る復水ポンプ４０３ａとを有している。また、熱交換器４０２ａの入口側には海水供給系統４１１が、出口側には海水戻り系統４１２および生産水系統４１３がそれぞれ接続されている。そして、前述した生産水を生産水系統４１３に送るとともに、海水供給系統４１１から送られる海水の余剰分を海水戻り系統４１２に送るようになっている。
復水器設備５０１ａは、上述した分岐して送られる蒸気の流量を検出する流量検出手段５０５ａと、流量検出手段５０５ａの下流側に設けられ、蒸気の流量を調節する調節弁５０３ａを介して送られた蒸気を熱交換により冷却して復水を発生させる復水器５０２ａと、復水器５０２ａから送られる復水をガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍに送る復水ポンプ５０４ａとを有している。また、復水器５０２ａの入口側には海水供給系統４１１が、出口側には海水戻り系統４１２がそれぞれ接続されており、この復水器５０２ａは、蒸気を海水で冷却する際、蒸気によって暖められた海水を海水戻り系統４１２に送るようになっている。
なお、図１においては復水器設備５０１ａ〜５０１ｑが設けられている発電プラントについて説明したが、復水器設備５０１ａ〜５０１ｑを設置する代わりに蒸気タービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの入口側および／または出口側に蒸気逃がし弁を設置し、余剰分の蒸気を大気に放出するようになっていてもよい。
なお、図１においては復水器設備５０１ａ〜５０１ｑが設けられている発電プラントについて説明したが、復水器設備５０１ａ〜５０１ｑを設置する代わりに蒸気タービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの入口側および／または出口側に蒸気逃がし弁を設置し、余剰分の蒸気を大気に放出するようになっていてもよい。
以上においてはガスタービン発電設備１０１ａ、蒸気タービン発電設備２０１ａ、付帯設備４０１ａおよび復水器設備５０１ａの構成について説明したが、ガスタービン発電設備１０１ｂ〜１０１ｍ、蒸気タービン発電設備２０１ｂ〜２０１ｎ、付帯設備４０１ｂ〜４０１ｐおよび復水器設備５０１ｂ〜５０１ｑについても上述のものと同様の構成となっている。また、ガスタービン発電設備、蒸気タービン発電設備、付帯設備および復水器設備の設置数は、発電プラントの規模によって決められるようになっている。
次に、このような構成からなる発電プラントの作用について図１を用いて説明する。
まず、ガスタービン発電設備１０１ａにおいて、燃焼器１０３ａに燃料弁１０４ａを介して外部の燃料系統から燃料が投入され、この燃焼器１０３ａにより燃料が燃焼されて燃焼ガスが発生する。このときのガスタービン１０２ａに送られる燃料の流量は燃料弁１０４ａの弁開度によって調整される。燃焼ガスはガスタービン１０２ａに送られ、この燃焼ガスによってガスタービン１０２ａが駆動し、このことによりガスタービン１０２ａに同軸で接続されたガスタービン発電機１０５ａが発電を行う。この際に、ガスタービン発電機１０５ａの負荷がガスタービン負荷検出手段１０６ａにより検出される。
まず、ガスタービン発電設備１０１ａにおいて、燃焼器１０３ａに燃料弁１０４ａを介して外部の燃料系統から燃料が投入され、この燃焼器１０３ａにより燃料が燃焼されて燃焼ガスが発生する。このときのガスタービン１０２ａに送られる燃料の流量は燃料弁１０４ａの弁開度によって調整される。燃焼ガスはガスタービン１０２ａに送られ、この燃焼ガスによってガスタービン１０２ａが駆動し、このことによりガスタービン１０２ａに同軸で接続されたガスタービン発電機１０５ａが発電を行う。この際に、ガスタービン発電機１０５ａの負荷がガスタービン負荷検出手段１０６ａにより検出される。
また、排熱回収ボイラ１１１ａに要求される蒸気量が、ガスタービン１０２ａからの燃焼ガスにより生成される蒸気量よりも多い場合には、これを補うためにダクトバーナ１１９ａに補助燃料弁１２０ａを介して外部から補助燃料を投入し、このダクトバーナ１１９ａにより補助燃料を燃焼させて補助燃焼ガスを発生させ、排熱回収ボイラ１１１ａへの入熱を増加させる。このときのダクトバーナ１１９ａに送られる補助燃料の流量は補助燃料弁１２０ａの弁開度によって調整される。ガスタービン１０２ａから排出された燃焼ガスおよびダクトバーナ１１９ａから排出された補助燃料ガスは排熱回収ボイラ１１１ａの蒸発器１１３ａ、１１７ａ、節炭器１１５ａおよび過熱器１１８ａに送られる。蒸発器１１３ａ、１１７ａは、送られる燃焼ガスを用いて蒸気を発生させる。
一方、付帯設備４０１ａ〜４０１ｐおよび復水器設備５０１ａ〜５０１ｑから排熱回収ボイラ１１１ａの脱気器１１２ａに復水が送られ、脱気器１１２ａにおいて蒸発器１１３ａから送られた蒸気によりこの復水の脱気が行われる。脱気された復水は給水ポンプ１１４ａにより昇圧されて節炭器１１５ａに送られ、節炭器１１５ａにおいて燃焼ガスおよび補助燃焼ガスによりこの復水の昇温が行われる。さらに、昇温された復水は蒸気ドラム１１６ａに送られ、蒸気ドラム１１６ａにおいて蒸発器１１７ａから送られた蒸気によりこの復水を蒸発して蒸気を発生させる。蒸気ドラム１１６ａにより生成された蒸気は過熱器１１８ａに送られ、この過熱器１１８ａにおいて燃焼ガスおよび補助燃焼ガスにより蒸気の過熱が行われる。
排熱回収ボイラ１１１ａから排出された蒸気は排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａによりその圧力が検出されるとともに、流量検出手段１２２ａによりその流量が検出される。その後、タービンバイパス弁１２３ａが開状態となっている場合には、この蒸気はその一部が分岐してバイパスライン１２４ａに送られて蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎを経由せずに直接付帯設備４０１ａ〜４０１ｐまたは復水器設備５０１ａ〜５０１ｑに送られる。
一方、図１に示すように、各ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍから送られた蒸気は例えば蒸気ヘッダーにより一旦合流して、この合流した蒸気の圧力が蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１により検出される。合流した蒸気は再び分岐して各蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎに送られる。
蒸気タービン発電設備２０１ａに送られる蒸気は、その流量が加減弁２０３ａにより調整され、蒸気タービン２０２ａに送られる。蒸気タービン２０２ａは送られた蒸気により駆動し、このことにより蒸気タービン２０２ａに同軸で接続された蒸気タービン発電機２０４ａが二次発電を行う。この際に、蒸気タービン発電機２０４ａの負荷が蒸気タービン負荷検出手段２０５ａにより検出される。そして、蒸気タービン２０２ａから蒸気が排出され、この蒸気の圧力が蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａにより検出される。
蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎから送られる蒸気およびバイパスライン１２４ａを介してガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍから送られる蒸気は一旦蒸気ヘッダーにより合流し、この合流した蒸気の圧力が蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段３０２により検出される。また、合流した蒸気は再び分岐して付帯設備４０１ａ〜４０１ｐおよび復水器設備５０１ａ〜５０１ｑに送られる。
付帯設備４０１ａにおいて、上述した分岐して送られる蒸気は、まずその流量が流量検出手段４０４ａにより検出され、次に熱交換器４０２ａに送られる。一方、熱交換器４０２ａには海水供給系統４１１から海水が送られる。熱交換器４０２ａにおいて、蒸気と海水とが熱交換を行い、蒸気が冷却されて復水が生成されるとともに海水が加熱されて蒸発することにより生産水が生成される。熱交換器４０２ａにより生成された復水は復水ポンプ４０３ａにより付帯設備４０１ａから排出される。一方、熱交換器４０２ａにより生成された生産水は生産水系統４１３に送られて発電プラントの外部に排出されるとともに、熱交換器４０２ａにおいて生成水とならずに残った海水は海水戻り系統４１２に送られて発電プラントの外部に排出される。
また、復水器設備５０１ａにおいて、上述した分岐して送られる蒸気は、まずその流量が流量検出手段５０５ａにより検出され、調整弁５０３ａによりその流量が調整された後、復水器５０２ａに送られる。一方、復水器５０２ａには海水供給系統４１１から海水が送られる。復水器５０２ａにおいて、蒸気と海水とが熱交換を行い、蒸気が冷却されて復水が生成されるとともに海水が加熱される。復水器５０２ａにより生成された復水は復水ポンプ５０４ａにより復水器設備５０１ａから排出される。一方、復水器５０２ａにより加熱された海水は海水戻り系統４１２に送られて発電プラントの外部に排出される。
付帯設備４０１ａ〜４０１ｐから排出された復水および復水器設備５０１ａ〜５０１ｑから排出された復水は一旦合流し、再び分岐して各ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍの脱気器１１２ａ〜脱気器１１２ｍにそれぞれ送られる。
次に、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍ、蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎ、付帯設備４０１ａ〜４０１ｐおよび復水器設備５０１ａ〜５０１ｑの制御を行う従来のプラント制御装置８００について図１３乃至図１７を用いて説明する。
ここで、図１３は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料系統に設置された燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの制御を示すブロック説明図であり、図１４は、蒸気タービン発電設備２０１ａの蒸気タービン２０２ａの主蒸気系統に設置された蒸気加減弁２０３ａの制御を示すブロック説明図であり、図１５は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの燃料系統に設置された補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御を示すブロック説明図である。また、図１６は、ガスタービン発電設備１０１ａに接続されたバイパスライン１２４ａ上のタービンバイパス弁１２３ａの制御を示すブロック説明図であり、図１７は、復水器設備５０１ａ〜５０１ｑの復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側にある調整弁５０３ａ〜５０３ｑの制御を示すブロック説明図である。
ここで、図１３は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料系統に設置された燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの制御を示すブロック説明図であり、図１４は、蒸気タービン発電設備２０１ａの蒸気タービン２０２ａの主蒸気系統に設置された蒸気加減弁２０３ａの制御を示すブロック説明図であり、図１５は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの燃料系統に設置された補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御を示すブロック説明図である。また、図１６は、ガスタービン発電設備１０１ａに接続されたバイパスライン１２４ａ上のタービンバイパス弁１２３ａの制御を示すブロック説明図であり、図１７は、復水器設備５０１ａ〜５０１ｑの復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側にある調整弁５０３ａ〜５０３ｑの制御を示すブロック説明図である。
〔ガスタービン発電設備の燃料弁の制御〕
図１３を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料系統の上流側に設けられている燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの制御について説明する。
まず、ガスタービン負荷検出手段１０６ａ〜１０６ｍによりそれぞれ検出されたガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が加算器１に送られ、この加算器１において各負荷の合計値が求められる。同様に、蒸気タービン負荷検出手段２０５ａ〜２０５ｎによりそれぞれ検出された蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの負荷が加算器２に送られ、この加算器２において各負荷の合計値が求められる。次に、加算器３において、加算器１で求められた負荷の合計値と加算器２で求められた負荷の合計値とが加算され、この加算された値が減算器５に送られる。
図１３を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料系統の上流側に設けられている燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの制御について説明する。
まず、ガスタービン負荷検出手段１０６ａ〜１０６ｍによりそれぞれ検出されたガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が加算器１に送られ、この加算器１において各負荷の合計値が求められる。同様に、蒸気タービン負荷検出手段２０５ａ〜２０５ｎによりそれぞれ検出された蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの負荷が加算器２に送られ、この加算器２において各負荷の合計値が求められる。次に、加算器３において、加算器１で求められた負荷の合計値と加算器２で求められた負荷の合計値とが加算され、この加算された値が減算器５に送られる。
一方、設定器４には中央給電指令所から送られた発電設備全体負荷指令値または運転員により入力された発電設備全体負荷指令値が設定されており、この発電設備全体負荷指令値が減算器５に送られる。減算器５においては、加算器３から送られた検出負荷の合計値と設定器４から送られた発電設備全体負荷指令値との偏差が計算され、この偏差がＰＩＤ制御器６に送られる。ＰＩＤ制御器６では、減算器５から送られる偏差を小さくするよう、燃料弁負荷制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整された燃料弁負荷制御指令値を按分器９に送る。ここで、ＰＩＤ制御とは、比例制御（Ｐ制御）、積分制御（Ｉ制御）および微分制御（Ｄ制御）を組み合わせた制御のことをいう。
按分器９では、ガスタービン１０２ａ〜１０２ｍのうち稼働しているものの台数に基づいて、ＰＩＤ制御器６から送られた燃料弁負荷制御指令値の、各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍに対する按分計算を行う。そして、各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍのうち稼働しているものに按分器９から按分された燃料弁負荷制御指令値が送られる。
各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍは、按分器９から送られた燃料弁負荷制御指令値に基づいて、ガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの上流側にある燃料弁１０４ａ〜１０４ｍを制御してその弁開度を調整する。具体的には、各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍにより、各ガスタービン負荷検出手段１０６ａ〜１０６ｍから送られるガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が、按分器９から送られる燃料弁負荷制御指令値とそれぞれ略同一となるよう、燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの弁開度が各々調整される。
〔蒸気タービン発電設備の蒸気加減弁の制御〕
図１４を用いて蒸気タービン発電設備２０１ａの蒸気タービン２０２ａの上流側に設けられている蒸気加減弁２０３ａの制御について説明する。なお、図１４では蒸気加減弁２０３ａの制御について説明しているが、蒸気加減弁２０３ｂ〜２０３ｎについても同様の制御が行われる。
まず、蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａにより検出された蒸気タービン２０２ａの下流側の排気圧力が減算器２９ａに送られる。一方、設定器２８ａには、中央給電指令所から送られた蒸気タービン排気圧力設定値または運転員により入力された蒸気タービン排気圧力設定値が設定されており、この蒸気タービン排気圧力設定値が減算器２９ａに送られる。減算器２９ａでは、蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａから送られた検出排気圧力値と設定器２８ａから送られた蒸気タービン排気圧力設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器９８ａに送られる。
図１４を用いて蒸気タービン発電設備２０１ａの蒸気タービン２０２ａの上流側に設けられている蒸気加減弁２０３ａの制御について説明する。なお、図１４では蒸気加減弁２０３ａの制御について説明しているが、蒸気加減弁２０３ｂ〜２０３ｎについても同様の制御が行われる。
まず、蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａにより検出された蒸気タービン２０２ａの下流側の排気圧力が減算器２９ａに送られる。一方、設定器２８ａには、中央給電指令所から送られた蒸気タービン排気圧力設定値または運転員により入力された蒸気タービン排気圧力設定値が設定されており、この蒸気タービン排気圧力設定値が減算器２９ａに送られる。減算器２９ａでは、蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａから送られた検出排気圧力値と設定器２８ａから送られた蒸気タービン排気圧力設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器９８ａに送られる。
ＰＩＤ制御器９８ａでは、減算器２９ａから送られる偏差を小さくするよう、加減弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整された加減弁制御指令値を蒸気加減弁２０３ａに送る。
上述した制御が行われることにより、蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａにより検出された蒸気タービン２０２ａの下流側の蒸気の排気圧力値が、設定器２８ａに設定された蒸気タービン排気圧力設定値と略同一となるよう、蒸気加減弁２０３ａの弁開度が調整される。
上述した制御が行われることにより、蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａにより検出された蒸気タービン２０２ａの下流側の蒸気の排気圧力値が、設定器２８ａに設定された蒸気タービン排気圧力設定値と略同一となるよう、蒸気加減弁２０３ａの弁開度が調整される。
〔ガスタービン発電設備のダクトバーナ用補助燃料弁の制御〕
図１５を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側に設けられている補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御について説明する。
まず、蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１により検出された蒸気の圧力が減算器２１に送られる。一方、設定器９９には、中央給電指令所から送られた蒸気タービン入口側圧力設定値または運転員により入力された蒸気タービン入口側圧力設定値が設定されており、この蒸気タービン入口側圧力設定値が減算器２１に送られる。減算器２１では、蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１から送られた検出圧力値と設定器９９から送られた蒸気タービン入口側圧力設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器２２に送られる。ＰＩＤ制御器２２では、減算器２１から送られる偏差を小さくするよう、補助燃料弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整された補助燃料弁制御指令値を按分器２３に送る。
図１５を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側に設けられている補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御について説明する。
まず、蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１により検出された蒸気の圧力が減算器２１に送られる。一方、設定器９９には、中央給電指令所から送られた蒸気タービン入口側圧力設定値または運転員により入力された蒸気タービン入口側圧力設定値が設定されており、この蒸気タービン入口側圧力設定値が減算器２１に送られる。減算器２１では、蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１から送られた検出圧力値と設定器９９から送られた蒸気タービン入口側圧力設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器２２に送られる。ＰＩＤ制御器２２では、減算器２１から送られる偏差を小さくするよう、補助燃料弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整された補助燃料弁制御指令値を按分器２３に送る。
按分器２３では、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍのうち稼働しているものの台数に基づいてＰＩＤ制御器２２から送られた補助燃料弁制御指令値の各ダクトバーナ制御装置２４ａ〜２４ｍに対する按分計算を行う。そして、各ダクトバーナ制御装置２４ａ〜２４ｍのうち稼働しているものに按分器２３から按分された補助燃料弁制御指令値が送られる。
各ダクトバーナ制御装置２４ａ〜２４ｍは、按分器２３から送られた補助燃料弁制御指令値に基づいて、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍを制御してその弁開度を調整する。具体的には、各ダクトバーナ制御装置２４ａ〜２４ｍにより、蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１から送られる蒸気の検出圧力が、設定器９９に設定された蒸気タービン入口側圧力設定値と略同一となるよう、補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの弁開度が各々調整される。
〔ガスタービン発電設備に接続されたバイパスライン上のタービンバイパス弁の制御〕
図１６を用いてガスタービン発電設備１０１ａに接続されたバイパスライン１２４ａ上のタービンバイパス弁１２３ａの制御について説明する。なお、図１６ではタービンバイパス弁１２３ａの制御について説明しているが、タービンバイパス弁１２３ｂ〜１２３ｍについても同様の制御が行われる。
まず、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａにより検出された排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の排気圧力が変化率制限器３８ａ、減算器４１ａおよび減算器４４ａにそれぞれ送られる。変化率制限器３８ａには、排熱回収ボイラ１１１ａにおける各機器の構成に基づいて圧力変化率が設定されており、この変化率制限器３８ａにより排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａから送られた排気圧力は、その変化率が設定された圧力変化率以下となるよう調整され、平滑化された排気圧力は低値選択器４０ａに送られる。一方、設定器３９ａには、排熱回収ボイラ１１１ａにおける各機器の構成に基づいて最大圧力設定値が設定されており、この最大圧力設定値が低値選択器４０ａに送られる。低値選択器４０ａは、変化率制限器３８ａから送られた平滑化された排気圧力または設定器３９ａから送られた最大圧力設定値のうち低い値を選択し、選択された制御設定値を減算器４１ａに送る。
図１６を用いてガスタービン発電設備１０１ａに接続されたバイパスライン１２４ａ上のタービンバイパス弁１２３ａの制御について説明する。なお、図１６ではタービンバイパス弁１２３ａの制御について説明しているが、タービンバイパス弁１２３ｂ〜１２３ｍについても同様の制御が行われる。
まず、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａにより検出された排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の排気圧力が変化率制限器３８ａ、減算器４１ａおよび減算器４４ａにそれぞれ送られる。変化率制限器３８ａには、排熱回収ボイラ１１１ａにおける各機器の構成に基づいて圧力変化率が設定されており、この変化率制限器３８ａにより排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａから送られた排気圧力は、その変化率が設定された圧力変化率以下となるよう調整され、平滑化された排気圧力は低値選択器４０ａに送られる。一方、設定器３９ａには、排熱回収ボイラ１１１ａにおける各機器の構成に基づいて最大圧力設定値が設定されており、この最大圧力設定値が低値選択器４０ａに送られる。低値選択器４０ａは、変化率制限器３８ａから送られた平滑化された排気圧力または設定器３９ａから送られた最大圧力設定値のうち低い値を選択し、選択された制御設定値を減算器４１ａに送る。
減算器４１ａでは、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａから送られた排気圧力と低値選択器４０ａから送られた制御設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器４２ａに送られる。ＰＩＤ制御器４２ａでは、減算器４１ａから送られる偏差を小さくするよう、タービンバイパス弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整されたタービンバイパス弁制御指令値を高値選択器４８ａに送る。具体的には、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａにより検出された排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の蒸気の排気圧力が、低値選択器４０ａにより選択された制御設定値と略同一となるよう、タービンバイパス弁制御指令値が調整される。
また、設定器４３ａには、排熱回収ボイラ起動停止時の圧力設定値が設定されており、この圧力設定値が減算器４４ａに送られる。減算器４４ａでは、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａから送られた排気圧力と設定器４３ａから送られた制御設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器４５ａに送られる。ＰＩＤ制御器４５ａでは、減算器４４ａから送られる偏差を小さくするよう、タービンバイパス弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整されたタービンバイパス弁制御指令値をスイッチ８８ａに送る。具体的には、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａにより検出された排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の排気圧力が、設定器４３ａにより設定された圧力設定値と略同一となるよう、タービンバイパス弁制御指令値が調整される。
スイッチ８８ａは、排熱回収ボイラ起動停止モード４７ａがオンである場合に、ＰＩＤ制御器４５ａにより調整されたタービンバイパス弁制御指令値を高値選択器４８ａに送るようになっている。一方、排熱回収ボイラ起動停止モード４７ａがオフである場合には、スイッチ８８ａはＰＩＤ制御器４５ａから高値選択器４８ａへのタービンバイパス弁制御指令値の伝達を遮断する。ここで、排熱回収ボイラ起動停止モード４７ａとは、排熱回収ボイラ１１１ａが起動過程または停止過程にある場合にオンとなり、排熱回収ボイラ１１１ａが安定運転中または停止中にある場合にオフとなる信号のことをいう。
高値選択器４８ａは、ＰＩＤ制御器４２ａから送られたタービンバイパス弁制御指令値またはＰＩＤ制御器４５ａから送られたタービンバイパス弁制御指令値のうちいずれか高い値を選択し、選択されたタービンバイパス弁制御指令値をタービンバイパス弁１２３ａに送ってその弁開度を調整する。
このことにより、排熱回収ボイラ１１１ａが起動過程または停止過程にある場合には、排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の排気圧力が設定器４３ａに設定された圧力設定値と略同一となるようタービンバイパス弁１２３ａが制御されその弁開度が調整される。一方、排熱回収ボイラ１１１ａが安定運転中または停止中にある場合には、タービンバイパス弁１２３ａは原則的に全閉状態とされる。
ここで、排熱回収ボイラ１１１ａの安定運転中に、この排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の排気圧力が変化率制限器３８ａに設定された設定変化率よりも大きい変化率で変化した場合、またはこの排気圧力が設定器３９ａに設定された最大圧力設定値よりも大きくなった場合には、タービンバイパス弁１２３ａが開かれて、排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の蒸気の逃がし制御を行う。
このことにより、排熱回収ボイラ１１１ａが起動過程または停止過程にある場合には、排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の排気圧力が設定器４３ａに設定された圧力設定値と略同一となるようタービンバイパス弁１２３ａが制御されその弁開度が調整される。一方、排熱回収ボイラ１１１ａが安定運転中または停止中にある場合には、タービンバイパス弁１２３ａは原則的に全閉状態とされる。
ここで、排熱回収ボイラ１１１ａの安定運転中に、この排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の排気圧力が変化率制限器３８ａに設定された設定変化率よりも大きい変化率で変化した場合、またはこの排気圧力が設定器３９ａに設定された最大圧力設定値よりも大きくなった場合には、タービンバイパス弁１２３ａが開かれて、排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の蒸気の逃がし制御を行う。
〔復水器設備に設けられた蒸気タービン排気側圧力調整弁の制御〕
図１７を用いて復水器設備５０１ａ〜５０１ｑの復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側に設けられた排気圧力調整弁５０３ａ〜５０３ｑの制御について説明する。
まず、蒸気タービン発電設備下流側に設けられた圧力検出手段３０２により検出された蒸気の圧力が減算器５３に送られる。一方、設定器４９には、中央給電指令所から送られた蒸気タービン出口側圧力設定値または運転員により入力された蒸気タービン出口側の圧力設定値が設定されており、この蒸気タービン出口側圧力設定値が減算器５３に送られる。減算器５３では、蒸気タービン発電設備下流側の圧力検出手段３０２から送られた検出圧力と設定器４９から送られた蒸気タービン出口側圧力設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器５４に送られる。ＰＩＤ制御器５４では、減算器５３から送られる偏差を小さくするよう、調整弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整された調整弁制御指令値を按分器５５に送る。
図１７を用いて復水器設備５０１ａ〜５０１ｑの復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側に設けられた排気圧力調整弁５０３ａ〜５０３ｑの制御について説明する。
まず、蒸気タービン発電設備下流側に設けられた圧力検出手段３０２により検出された蒸気の圧力が減算器５３に送られる。一方、設定器４９には、中央給電指令所から送られた蒸気タービン出口側圧力設定値または運転員により入力された蒸気タービン出口側の圧力設定値が設定されており、この蒸気タービン出口側圧力設定値が減算器５３に送られる。減算器５３では、蒸気タービン発電設備下流側の圧力検出手段３０２から送られた検出圧力と設定器４９から送られた蒸気タービン出口側圧力設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器５４に送られる。ＰＩＤ制御器５４では、減算器５３から送られる偏差を小さくするよう、調整弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整された調整弁制御指令値を按分器５５に送る。
按分器５５では、復水器５０２ａ〜５０２ｑのうち稼働しているものの台数に基づいてＰＩＤ制御器５４から送られた調整弁制御指令値の各調整弁５０３ａ〜５０３ｑに対する按分計算を行う。そして、各調整弁５０３ａ〜５０３ｑのうち稼働しているものに按分器５５から按分された調整弁制御指令値が送られる。
各調整弁５０３ａ〜５０３ｑは、按分器５５から送られた調整弁制御指令値に基づいて、その弁開度が調整される。具体的には、蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段３０２から送られる検出圧力が、設定器４９に設定された蒸気タービン出口側圧力設定値と略同一となるよう、調整弁５０３ａ〜５０３ｑの弁開度が各々調整される。
ここで、設定器４９に設定された蒸気タービン出口側圧力設定値は、設定器２８ａに設定された蒸気タービン排気圧力設定値よりも大きな値となっている。このことにより、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの排気圧力で蒸気タービン２０１ａ〜２０１ｎの上流側にある加減弁２０３ａ〜２０３ｎを制御することができる場合には調整弁５０３ａ〜５０３ｑは全閉となり、復水器５０２ａ〜５０２ｑは運転せずに停止状態となる。一方、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの排気圧力で加減弁２０３ａ〜２０３ｎを制御することができない場合には、調整弁５０３ａ〜５０３ｑが開いて復水器５０２ａ〜５０２ｑが運転し、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎから送られる蒸気の逃がし制御が行われる。
上述したように、図１の発電プラントの場合、複合発電設備１００で生成され発電に使用された蒸気を付帯設備４０１ａ〜４０１ｍで使用するが、複合発電設備１００に対する発電負荷指令と付帯設備４０１ａ〜４０１ｍに対する負荷指令とが、その蒸気量においてバランスしている場合は問題が無いが、一般的には２つの指令値は個別に設定される。
例えば、付帯設備４０１ａ〜４０１ｍが造水設備である場合、電気の消費量が低下する冬場は蒸気量で比較した場合に発電負荷指令は造水負荷指令より低いものとなり、蒸気量のバランスが崩れてしまう。この場合は、運転員により排熱回収ボイラに設置されたダクトバーナ１１９ａの負荷を増加させることにより複合発電設備１００の発生蒸気量を増加させて、発電プラント全体を今までとは異なるバランス点に移行する必要がある。
複合発電設備全体としての負荷制御を活かしたままでダクトバーナ１１９ａの負荷を増加させると、蒸気タービン２０１ａ〜２０１ｍの負荷が増加しガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの負荷を低下させてしまい、結果としてガスタービン１０２ａ〜１０２ｍにより発生する蒸気量が低下してしまう。
従って、発電全体負荷制御を手動とし負荷制御を行わない状態で、ダクトバーナ１０９ａの負荷を適当な負荷まで増加させ、タービンバイパス弁１２３ａを開弁し、その後、発電設備全体負荷制御を自動とし、発電負荷指令が満足できない場合は、同じ手順を繰り返し行うことになる。
例えば、付帯設備４０１ａ〜４０１ｍが造水設備である場合、電気の消費量が低下する冬場は蒸気量で比較した場合に発電負荷指令は造水負荷指令より低いものとなり、蒸気量のバランスが崩れてしまう。この場合は、運転員により排熱回収ボイラに設置されたダクトバーナ１１９ａの負荷を増加させることにより複合発電設備１００の発生蒸気量を増加させて、発電プラント全体を今までとは異なるバランス点に移行する必要がある。
複合発電設備全体としての負荷制御を活かしたままでダクトバーナ１１９ａの負荷を増加させると、蒸気タービン２０１ａ〜２０１ｍの負荷が増加しガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの負荷を低下させてしまい、結果としてガスタービン１０２ａ〜１０２ｍにより発生する蒸気量が低下してしまう。
従って、発電全体負荷制御を手動とし負荷制御を行わない状態で、ダクトバーナ１０９ａの負荷を適当な負荷まで増加させ、タービンバイパス弁１２３ａを開弁し、その後、発電設備全体負荷制御を自動とし、発電負荷指令が満足できない場合は、同じ手順を繰り返し行うことになる。
また、ダクトバーナ１１９ａにより排熱回収ボイラに対する入熱を変化させ、蒸気量を変化させるために排熱回収ボイラの遅れが存在することにより前記操作は困難を極め、発電負荷指令と付帯設備で使用する蒸気量をバランスさせるためには、運転員の経験が必要であり、操作に時間がかかるという問題があった。
しかも、この操作を行っている間は、負荷制御は行っておらず、長時間発電負荷指令を満足できないという問題があった。また、不必要にタービンバイパス弁１２３ａを開弁して蒸気を付帯設備側に供給する可能性があり、発電設備側の効率を低下させる恐れがあるという問題があった。
また、従来のプラント制御装置８００では、発電設備全体の負荷制御範囲は、（全ガスタービンの最低負荷）＋（その時の出たなりの全蒸気タービンの負荷）から、（全ガスタービンの最大負荷）＋（その時の出たなりの全蒸気タービンの負荷）までの範囲であり、それを超えた負荷範囲での運転ができないという問題があった。また、系統周波数の変動に対する周波数補正は、ガスタービンでしか行うことができないため、発電設備全体として、その応答性に問題があった。
更に、ガスタービン、排熱回収ボイラの単機当たりの容量は大きくなる傾向にあり、これに合わせて蒸気タービンの容量も大きくなる傾向にあるため、中央給電指令所から送られた負荷指令値は、発電設備全体に対して行われる場合に加え各発電機個別に行われる場合があり、従来のプラント制御装置８００ではこれに対応できないという問題があった。
しかも、この操作を行っている間は、負荷制御は行っておらず、長時間発電負荷指令を満足できないという問題があった。また、不必要にタービンバイパス弁１２３ａを開弁して蒸気を付帯設備側に供給する可能性があり、発電設備側の効率を低下させる恐れがあるという問題があった。
また、従来のプラント制御装置８００では、発電設備全体の負荷制御範囲は、（全ガスタービンの最低負荷）＋（その時の出たなりの全蒸気タービンの負荷）から、（全ガスタービンの最大負荷）＋（その時の出たなりの全蒸気タービンの負荷）までの範囲であり、それを超えた負荷範囲での運転ができないという問題があった。また、系統周波数の変動に対する周波数補正は、ガスタービンでしか行うことができないため、発電設備全体として、その応答性に問題があった。
更に、ガスタービン、排熱回収ボイラの単機当たりの容量は大きくなる傾向にあり、これに合わせて蒸気タービンの容量も大きくなる傾向にあるため、中央給電指令所から送られた負荷指令値は、発電設備全体に対して行われる場合に加え各発電機個別に行われる場合があり、従来のプラント制御装置８００ではこれに対応できないという問題があった。
本発明は、このような点を考慮してなされたものであって、プラント制御装置の制御モードを切り替えることにより、ガスタービン発電設備の排熱回収ボイラから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備の蒸気タービンに送られる蒸気の流量を複合発電設備の運転状況に応じて所望の量とすることができ、このことにより、全体の発電効率を向上させることが発電プラントおよびその制御方法を提供することを目的とする。
本発明は、燃料弁を介して送られる燃料を燃焼する燃焼器、燃焼器から送られる燃焼ガスによって駆動されるガスタービン、ガスタービンに接続され発電を行うガスタービン発電機、ガスタービンから排気された燃焼ガスの排熱により蒸気を発生させる排熱回収ボイラおよびガスタービン発電機の負荷を検出するガスタービン負荷検出手段を有するガスタービン発電設備と、前記排熱回収ボイラから蒸気加減弁を介して送られる蒸気によって駆動される蒸気タービン、蒸気タービンに接続され発電を行う蒸気タービン発電機、蒸気タービン発電機の負荷を検出する蒸気タービン負荷検出手段および蒸気タービンから送られる蒸気の圧力を検出する蒸気タービン排気圧力検出手段を有する蒸気タービン発電設備と、前記蒸気タービンの排気または排熱回収ボイラから送られる蒸気を使用する付帯設備と、ガスタービン負荷制御モードおよび蒸気タービン負荷制御モードの切り替え可能な２つの制御モードを有し、前記ガスタービン発電設備の前記燃料弁および蒸気タービン発電設備の前記蒸気加減弁の制御を行いそれぞれの弁開度を調整するプラント制御装置と、を備えた発電プラントであって、前記プラント制御装置は、ガスタービン負荷制御モードおよび蒸気タービン負荷制御モードのうちどちらの制御モードを用いるかを発電プラントの運転状況に応じて判定する制御モード判定ロジック器を有し、制御モード判定ロジック器からの判定結果に基づいて、ガスタービン負荷制御モードにより制御を行う場合には、前記燃料弁はガスタービン負荷検出手段により検出されたガスタービン発電機の負荷と蒸気タービン負荷検出手段により検出された蒸気タービン発電機の負荷との和に基づいて制御されるとともに、前記蒸気加減弁は蒸気タービン排気圧力検出手段により検出された蒸気の圧力に基づいて制御され、蒸気タービン負荷制御モードにより制御を行う場合には、前記燃料弁はその弁開度が一定となるよう制御されるとともに、前記蒸気加減弁は予め設定された発電設備全体負荷指令値とガスタービン負荷検出手段により検出されたガスタービン発電機の負荷との偏差に基づいて制御されることを特徴とする発電プラントである。
このような発電プラントによれば、プラント制御装置は、通常時にはガスタービン発電設備の燃料弁を複合発電設備全体の負荷に基づいて制御するとともに蒸気タービン発電設備の加減弁を蒸気タービンの排出蒸気の圧力に基づいて制御するガスタービン負荷制御モードを行い、発電プラントの運転状況に応じて、ガスタービン発電設備の燃料弁の弁開度を一定とするとともに蒸気タービン発電設備の加減弁を複合発電設備全体の負荷に基づいて制御する蒸気タービン負荷制御モードを行う。このように、プラント制御装置の制御モードを切り替えることにより、ガスタービン発電設備の排熱回収ボイラから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備の蒸気タービンに送られる蒸気の流量を複合発電設備の運転状況に応じて所望の量とすることができる。このことにより、発電プラントの全体の発電効率を向上させることができる。
このような発電プラントによれば、プラント制御装置は、通常時にはガスタービン発電設備の燃料弁を複合発電設備全体の負荷に基づいて制御するとともに蒸気タービン発電設備の加減弁を蒸気タービンの排出蒸気の圧力に基づいて制御するガスタービン負荷制御モードを行い、発電プラントの運転状況に応じて、ガスタービン発電設備の燃料弁の弁開度を一定とするとともに蒸気タービン発電設備の加減弁を複合発電設備全体の負荷に基づいて制御する蒸気タービン負荷制御モードを行う。このように、プラント制御装置の制御モードを切り替えることにより、ガスタービン発電設備の排熱回収ボイラから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備の蒸気タービンに送られる蒸気の流量を複合発電設備の運転状況に応じて所望の量とすることができる。このことにより、発電プラントの全体の発電効率を向上させることができる。
本発明は、燃料弁を介して送られる燃料を燃焼する燃焼器、燃焼器から送られる燃焼ガスによって駆動されるガスタービン、ガスタービンに接続され発電を行うガスタービン発電機、ガスタービンから排気された燃焼ガスの排熱により蒸気を発生させる排熱回収ボイラおよびガスタービン発電機の負荷を検出するガスタービン負荷検出手段を有するガスタービン発電設備と、前記排熱回収ボイラから蒸気加減弁を介して送られる蒸気によって駆動される蒸気タービン、蒸気タービンに接続され発電を行う蒸気タービン発電機、蒸気タービン発電機の負荷を検出する蒸気タービン負荷検出手段および蒸気タービンから送られる蒸気の圧力を検出する蒸気タービン排気圧力検出手段を有する蒸気タービン発電設備と、前記蒸気タービンの排気または排熱回収ボイラから送られる蒸気を使用する付帯設備と、ガスタービン負荷制御モードおよび蒸気タービン負荷制御モードの切り替え可能な２つの制御モードを有し、前記ガスタービン発電設備の前記燃料弁および蒸気タービン発電設備の前記蒸気加減弁の制御を行いそれぞれの弁開度を調整するプラント制御装置と、を備えた発電プラントの制御方法であって、プラント制御装置の制御モード判定ロジック器により、ガスタービン負荷制御モードおよび蒸気タービン負荷制御モードのうちどちらの制御モードを用いるかを発電プラントの運転状況に応じて判定する工程と、制御モード判定ロジック器からの判定結果に基づいて、ガスタービン負荷制御モードにより制御を行う場合には、前記燃焼器の燃料弁をガスタービン負荷検出手段により検出されたガスタービン発電機の負荷と蒸気タービン負荷検出手段により検出された蒸気タービン発電機の負荷との和に基づいて制御するとともに、前記蒸気加減弁を蒸気タービン排気圧力検出手段により検出された蒸気の圧力に基づいて制御し、蒸気タービン負荷制御モードにより制御を行う場合には、前記燃焼器の燃料弁をその弁開度が一定となるよう制御するとともに、前記蒸気加減弁を予め設定された発電設備全体負荷指令値とガスタービン負荷検出手段により検出されたガスタービン発電機の負荷との偏差に基づいて制御する工程と、を備えたことを特徴とする発電プラントの制御方法である。
このような発電プラントの制御方法によれば、通常時にはガスタービン発電設備の燃料弁を複合発電設備全体の負荷に基づいて制御するとともに蒸気タービン発電設備の加減弁を蒸気タービンの排出蒸気の圧力に基づいて制御するガスタービン負荷制御モードを行い、発電プラントの運転状況に応じて、ガスタービン発電設備の燃料弁の弁開度を一定とするとともに蒸気タービン発電設備の加減弁を複合発電設備全体の負荷に基づいて制御する蒸気タービン負荷制御モードを行う。このように、プラント制御装置の制御モードを切り替えることにより、ガスタービン発電設備の排熱回収ボイラから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備の蒸気タービンに送られる蒸気の流量を複合発電設備の運転状況に応じて所望の量とすることができる。このことにより、発電プラントの全体の発電効率を向上させることができる。
このような発電プラントの制御方法によれば、通常時にはガスタービン発電設備の燃料弁を複合発電設備全体の負荷に基づいて制御するとともに蒸気タービン発電設備の加減弁を蒸気タービンの排出蒸気の圧力に基づいて制御するガスタービン負荷制御モードを行い、発電プラントの運転状況に応じて、ガスタービン発電設備の燃料弁の弁開度を一定とするとともに蒸気タービン発電設備の加減弁を複合発電設備全体の負荷に基づいて制御する蒸気タービン負荷制御モードを行う。このように、プラント制御装置の制御モードを切り替えることにより、ガスタービン発電設備の排熱回収ボイラから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備の蒸気タービンに送られる蒸気の流量を複合発電設備の運転状況に応じて所望の量とすることができる。このことにより、発電プラントの全体の発電効率を向上させることができる。
本発明の発電プラントおよびその制御方法によれば、プラント制御装置は、通常時にはガスタービン発電設備の燃料弁を発電設備全体の負荷に基づいて制御するとともに蒸気タービン発電設備の加減弁を蒸気タービンの排出蒸気の圧力に基づいて制御するガスタービン負荷制御モードを行い、発電プラントの運転状況に応じて、ガスタービン発電設備の燃料弁の弁開度を一定とするとともに蒸気タービン発電設備の加減弁を発電設備全体の負荷に基づいて制御する蒸気タービン負荷制御モードを行う。このように、プラント制御装置の制御モードを切り替えることにより、ガスタービン発電設備の排熱回収ボイラから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備の蒸気タービンに送られる蒸気の流量を複合発電設備の運転状況に応じて所望の量とすることができる。このことにより、発電プラントの全体の発電効率を向上させることができる。
第１の実施の形態
以下、図面を参照して本発明の第１の実施の形態について説明する。
図１は、発電プラントの構成を示す構成図である。本実施の形態の発電プラントは、複数台のガスタービンおよび排熱回収ボイラを備えたガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍと、このガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍから送られた蒸気を用いて発電を行う複数の蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎと、複数の付帯設備４０１ａ〜４０１ｐと、複数の復水器設備５０１ａ〜５０１ｑと、上記各設備の制御を行うプラント制御装置６００とを備えたいわゆる多軸型コンバインドサイクルの発電プラントである。
本発明の発電プラントは、プラント制御装置６００の構成が異なることを除いては背景技術において説明した従来の発電プラントと略同一のものとなっており、その詳細な説明は省略する。
以下、図面を参照して本発明の第１の実施の形態について説明する。
図１は、発電プラントの構成を示す構成図である。本実施の形態の発電プラントは、複数台のガスタービンおよび排熱回収ボイラを備えたガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍと、このガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍから送られた蒸気を用いて発電を行う複数の蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎと、複数の付帯設備４０１ａ〜４０１ｐと、複数の復水器設備５０１ａ〜５０１ｑと、上記各設備の制御を行うプラント制御装置６００とを備えたいわゆる多軸型コンバインドサイクルの発電プラントである。
本発明の発電プラントは、プラント制御装置６００の構成が異なることを除いては背景技術において説明した従来の発電プラントと略同一のものとなっており、その詳細な説明は省略する。
ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍ、蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎ、付帯設備４０１ａ〜４０１ｐおよび復水器設備５０１ａ〜５０１ｑの制御を行う本実施の形態のプラント制御装置６００について図２乃至図７を用いて説明する。
図２は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍにおけるガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍ、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍおよび蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにおける蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御システム構成を示すブロック説明図であり、図３は、図２の蒸気タービン制御装置１５ａによる詳細な制御システム構成を示すブロック説明図である。
また、図４は、図２の関数発生器１６ａ〜１６ｎにおける入力される蒸気タービン負荷指令値と出力するダクトバーナ設定値との関係を示すグラフであり、図５は、図２の関数発生器１９ａ〜１９ｎにおける入力される蒸気タービン検出負荷値と出力するダクトバーナ設定値との関係を示すグラフであり、図６は、ガスタービン発電設備１０１ａに接続されたバイパスライン１２４ａ上のタービンバイパス弁１２３ａおよび復水器設備５０１ａ〜５０１ｑの復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側にある調整弁５０３ａ〜５０３ｑの制御システム構成を示すブロック説明図である。
さらに、図７は、本実施の形態で採用した制御モード判定ロジック器６０１による判定方法を示す説明図である。
図２は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍにおけるガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍ、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍおよび蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにおける蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御システム構成を示すブロック説明図であり、図３は、図２の蒸気タービン制御装置１５ａによる詳細な制御システム構成を示すブロック説明図である。
また、図４は、図２の関数発生器１６ａ〜１６ｎにおける入力される蒸気タービン負荷指令値と出力するダクトバーナ設定値との関係を示すグラフであり、図５は、図２の関数発生器１９ａ〜１９ｎにおける入力される蒸気タービン検出負荷値と出力するダクトバーナ設定値との関係を示すグラフであり、図６は、ガスタービン発電設備１０１ａに接続されたバイパスライン１２４ａ上のタービンバイパス弁１２３ａおよび復水器設備５０１ａ〜５０１ｑの復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側にある調整弁５０３ａ〜５０３ｑの制御システム構成を示すブロック説明図である。
さらに、図７は、本実施の形態で採用した制御モード判定ロジック器６０１による判定方法を示す説明図である。
本実施の形態のプラント制御装置６００は、ガスタービン負荷制御モード７ａおよび蒸気タービン負荷制御モード７ｂのうちどちらの制御モードを用いるかを発電プラントの運転状況に応じて択一的に判定する制御モード判定ロジック器６０１を有している。プラント制御装置６００は、発電プラントの通常運転時はガスタービン負荷制御モード７ａにより制御を行うとともに、制御モード判定ロジック器６０１により蒸気タービン負荷制御モード７ｂを用いると判定されたときには蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御を行うようになっている。制御モード判定ロジック器６０１による判定方法の詳細については後に詳述する。
〔ガスタービン発電設備におけるガスタービン燃料弁の制御〕
図２を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料供給系統に設けられている燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの制御について説明する。
まず、ガスタービン負荷検出手段１０６ａ〜１０６ｍによりそれぞれ検出されたガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が加算器１に送られ、この加算器１において各負荷の合計値が求められる。同様に、蒸気タービン負荷検出手段２０５ａ〜２０５ｎによりそれぞれ検出された蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの負荷が加算器２に送られ、この加算器２において各負荷の合計値が求められる。次に、加算器３において、加算器１で求められた負荷の合計値と加算器２で求められた負荷の合計値とが加算され、この加算された値が減算器５に送られる。
図２を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料供給系統に設けられている燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの制御について説明する。
まず、ガスタービン負荷検出手段１０６ａ〜１０６ｍによりそれぞれ検出されたガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が加算器１に送られ、この加算器１において各負荷の合計値が求められる。同様に、蒸気タービン負荷検出手段２０５ａ〜２０５ｎによりそれぞれ検出された蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの負荷が加算器２に送られ、この加算器２において各負荷の合計値が求められる。次に、加算器３において、加算器１で求められた負荷の合計値と加算器２で求められた負荷の合計値とが加算され、この加算された値が減算器５に送られる。
一方、設定器４には中央給電指令所から送られた発電設備全体負荷指令値または運転員により入力された発電設備全体負荷指令値が設定されており、この発電設備全体負荷指令値が減算器５に送られる。減算器５においては、加算器３から送られた検出負荷の合計値と設定器４から送られた発電設備全体負荷指令値との偏差が計算され、この偏差がＰＩＤ制御器６に送られる。ＰＩＤ制御器６では、減算器５から送られる偏差を小さくするよう、燃料弁負荷制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整された燃料弁負荷制御指令値を信号保持器８に送る。ここで、ＰＩＤ制御とは、比例制御（Ｐ制御）、積分制御（Ｉ制御）および微分制御（Ｄ制御）を組み合わせた制御のことをいう。
信号保持器８は、通常時の制御モードであるガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われる場合には、ＰＩＤ制御器６から送られた燃料弁負荷制御指令値をそのまま按分器９に送る。
按分器９では、ガスタービン１０２ａ〜１０２ｍのうち稼働しているものの台数に基づいて信号保持器８から送られた燃料弁負荷制御指令値の、各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍに対する按分計算を行う。そして、各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍのうち稼働しているものに按分器９から按分された燃料弁負荷制御指令値が送られる。
各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍは、按分器９から送られた燃料弁負荷制御指令値に基づいて、ガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの弁開度を調整する。具体的には、各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍにより、各ガスタービン負荷検出手段１０６ａ〜１０６ｍから送られるガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が、それぞれ按分器９から送られる燃料弁負荷制御指令値と略同一となるよう、燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの弁開度が各々調整される。
図２では上述した制御が行われることにより、ガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われる場合には、ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの各負荷および蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの各負荷の合計値が、設定器４により設定された発電設備全体負荷指令値と略同一となるよう、燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの弁開度が調整される。
一方、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われる場合には、信号保持器８によりガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍに送られるべき燃料弁負荷制御指令値が保持されるので、燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの弁開度は一定に維持される。
一方、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われる場合には、信号保持器８によりガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍに送られるべき燃料弁負荷制御指令値が保持されるので、燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの弁開度は一定に維持される。
〔蒸気タービン発電設備における蒸気加減弁の制御〕
図２および図３を用いて蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの上流側にある蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御について説明する。
図２に示すように、まず、減算器１２に、加算器１において算出された各ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷の合計値が送られるとともに、設定器４から発電設備全体負荷指令値が送られる。減算器１２においては、加算器１から送られた検出負荷の合計値と設定器４から送られた発電設備全体負荷指令値との偏差が計算され、この偏差がスイッチ１１に送られる。スイッチ１１は、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われている場合には、減算器１２から送られた偏差を按分器１３に送る。一方、ガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われている場合には、スイッチ１１は減算器１２から按分器１３への偏差の伝達を遮断する。
図２および図３を用いて蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの上流側にある蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御について説明する。
図２に示すように、まず、減算器１２に、加算器１において算出された各ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷の合計値が送られるとともに、設定器４から発電設備全体負荷指令値が送られる。減算器１２においては、加算器１から送られた検出負荷の合計値と設定器４から送られた発電設備全体負荷指令値との偏差が計算され、この偏差がスイッチ１１に送られる。スイッチ１１は、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われている場合には、減算器１２から送られた偏差を按分器１３に送る。一方、ガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われている場合には、スイッチ１１は減算器１２から按分器１３への偏差の伝達を遮断する。
按分器１３では、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎのうち稼働しているものの台数に基づいてスイッチ１１から送られた偏差の、各蒸気タービン制御装置１５ａ〜１５ｎに対する按分計算を行って各負荷指令値１４ａ〜１４ｎを算出する。そして、各蒸気タービン制御装置１５ａ〜１５ｎのうち稼働しているものに按分器１３から按分された負荷指令値１４ａ〜１４ｎがそれぞれ送られる。
次に、図３を用いて蒸気タービン制御装置１５ａにおける制御の詳細を説明する。なお、図３では蒸気タービン制御装置１５ａによる加減弁２０３ａの制御について説明しているが、加減弁２０３ｂ〜２０３ｎについても同様の制御が行われる。
図３に示すように、按分器１３からの負荷指令値１４ａは変化率制限器２５ａに送られる。変化率制限器２５ａには、蒸気タービン２０２ａの構成に応じた負荷変化率が設定されており、この変化率制限器２５ａにより負荷指令値１４ａは、その変化率が設定された負荷変化率以下となるよう調整され、平滑化された負荷指令値は減算器２６ａに送られる。一方、蒸気タービン負荷検出手段２０５ａにより検出された蒸気タービン発電機２０４ａの負荷が減算器２６ａに送られる。減算器２６ａでは、変化率制限器２５ａから送られた負荷指令値と蒸気タービン負荷検出手段２０５ａから送られた検出負荷値との偏差が算出され、この偏差がＰ制御器２７ａに送られる。Ｐ制御器２７ａでは、減算器２６ａから送られる偏差を小さくするよう、加減弁制御指令値の調整をＰ制御（比例制御）により行い、調整された加減弁制御指令値を切替器３１ａに送る。
図３に示すように、按分器１３からの負荷指令値１４ａは変化率制限器２５ａに送られる。変化率制限器２５ａには、蒸気タービン２０２ａの構成に応じた負荷変化率が設定されており、この変化率制限器２５ａにより負荷指令値１４ａは、その変化率が設定された負荷変化率以下となるよう調整され、平滑化された負荷指令値は減算器２６ａに送られる。一方、蒸気タービン負荷検出手段２０５ａにより検出された蒸気タービン発電機２０４ａの負荷が減算器２６ａに送られる。減算器２６ａでは、変化率制限器２５ａから送られた負荷指令値と蒸気タービン負荷検出手段２０５ａから送られた検出負荷値との偏差が算出され、この偏差がＰ制御器２７ａに送られる。Ｐ制御器２７ａでは、減算器２６ａから送られる偏差を小さくするよう、加減弁制御指令値の調整をＰ制御（比例制御）により行い、調整された加減弁制御指令値を切替器３１ａに送る。
一方、図３に示すように、蒸気タービン圧力検出手段２０６ａにより検出された蒸気タービン２０２ａの排気圧力が減算器２９ａに送られる。また、設定器２８ａには、中央給電指令所から送られた蒸気タービン排気圧力設定値または運転員により入力された蒸気タービン排気圧力設定値が設定されており、この蒸気タービン排気圧力設定値が減算器２９ａに送られる。減算器２９ａでは、蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａから送られた排気圧力と設定器２８ａから送られた蒸気タービン排気圧力設定値との偏差が算出され、この偏差がＰ制御器３０ａに送られる。
Ｐ制御器３０ａでは、減算器２９ａから送られる偏差を小さくするよう、加減弁制御指令値の調整をＰ制御（比例制御）により行い、調整された加減弁制御指令値を切替器３１ａに送る。
Ｐ制御器３０ａでは、減算器２９ａから送られる偏差を小さくするよう、加減弁制御指令値の調整をＰ制御（比例制御）により行い、調整された加減弁制御指令値を切替器３１ａに送る。
切替器３１ａは、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われている場合に、Ｐ制御器２７ａから送られる加減弁制御指令値を積分器３２ａに送る。一方、ガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われている場合には、切替器３１ａはＰ制御器３０ａから送られる加減弁制御指令値を積分器３２ａに送る。
積分器３２ａは、切替器３１ａから送られる加減弁制御指令値の積分演算を行い、この積分器３２ａによって積分された加減弁制御指令値を蒸気加減弁２０３ａに送る。そして、蒸気加減弁２０３ａは、その弁開度が積分器３２ａから送られる加減弁制御指令値に基づいて調整される。
図２、図３では上述した制御が行われることにより、ガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われる場合には、蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａにより検出された蒸気タービン２０２ａの排気圧力が、設定器２８ａに設定された蒸気タービン排気圧力設定値と略同一となるよう、加減弁２０３ａの弁開度が調整される。
一方、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われる場合には、ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの各負荷および蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの各負荷の合計値が、設定器４により設定された発電設備全体負荷指令値と略同一となるよう、加減弁２０３ａの弁開度が調整される。
一方、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われる場合には、ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの各負荷および蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの各負荷の合計値が、設定器４により設定された発電設備全体負荷指令値と略同一となるよう、加減弁２０３ａの弁開度が調整される。
〔ガスタービン発電設備におけるダクトバーナの補助燃料弁の制御〕
図２乃至図４を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御について説明する。
まず、図２において、前述の按分器１３により按分された負荷指令値１４ａ〜１４ｎがそれぞれ関数発生器１６ａ〜１６ｎに送られる。各関数発生器１６ａ〜１６ｎは、入力された各負荷指令値１４ａ〜１４ｎに基づいてダクトバーナ設定値をそれぞれ算出し、このダクトバーナ設定値を高値選択器１７に送る。関数発生器１６ａ〜１６ｎにおける入力される負荷指令値１４ａ〜１４ｎと出力するダクトバーナ設定値との関係を示すグラフを図４に示す。高値選択器１７では、関数発生器１６ａ〜１６ｎからそれぞれ送られる各ダクトバーナ設定値のうち最も高い値を選択し、この選択された値を切替器１８に送る。
一方、各蒸気タービン負荷検出手段２０５ａ〜２０５ｎから各蒸気タービン発電機２０５ａ〜２０５ｎの負荷が関数発生器１９ａ〜１９ｎにそれぞれ送られる。各関数発生器１９ａ〜１９ｎは、入力された検出負荷に基づいてダクトバーナ設定値をそれぞれ算出し、このダクトバーナ設定値を高値選択器２０に送る。関数発生器１９ａ〜１９ｎにおける入力される検出負荷値と出力するダクトバーナ設定値との関係を示すグラフを図５の実線部分に示す。
図５において、点線部分は図４における入力される負荷指令値１４ａ〜１４ｎと出力するダクトバーナ設定値との関係を示している。すなわち、図５において各蒸気タービン負荷検出手段２０５ａ〜２０５ｎから送られる検出負荷値が一定の範囲内にあるときには、関数発生器１９ａ〜１９ｎにより出力されるダクトバーナ設定値は、同一の負荷値において関数発生器１６ａ〜１６ｎにより出力されるダクトバーナ設定値に図５に示す予め設定されたバイアス値を加算した値となる。
高値選択器２０では、関数発生器１９ａ〜１９ｎからそれぞれ送られる各ダクトバーナ設定値のうち最も高い値を選択し、この選択された値を切替器１８に送る。
図２乃至図４を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御について説明する。
まず、図２において、前述の按分器１３により按分された負荷指令値１４ａ〜１４ｎがそれぞれ関数発生器１６ａ〜１６ｎに送られる。各関数発生器１６ａ〜１６ｎは、入力された各負荷指令値１４ａ〜１４ｎに基づいてダクトバーナ設定値をそれぞれ算出し、このダクトバーナ設定値を高値選択器１７に送る。関数発生器１６ａ〜１６ｎにおける入力される負荷指令値１４ａ〜１４ｎと出力するダクトバーナ設定値との関係を示すグラフを図４に示す。高値選択器１７では、関数発生器１６ａ〜１６ｎからそれぞれ送られる各ダクトバーナ設定値のうち最も高い値を選択し、この選択された値を切替器１８に送る。
一方、各蒸気タービン負荷検出手段２０５ａ〜２０５ｎから各蒸気タービン発電機２０５ａ〜２０５ｎの負荷が関数発生器１９ａ〜１９ｎにそれぞれ送られる。各関数発生器１９ａ〜１９ｎは、入力された検出負荷に基づいてダクトバーナ設定値をそれぞれ算出し、このダクトバーナ設定値を高値選択器２０に送る。関数発生器１９ａ〜１９ｎにおける入力される検出負荷値と出力するダクトバーナ設定値との関係を示すグラフを図５の実線部分に示す。
図５において、点線部分は図４における入力される負荷指令値１４ａ〜１４ｎと出力するダクトバーナ設定値との関係を示している。すなわち、図５において各蒸気タービン負荷検出手段２０５ａ〜２０５ｎから送られる検出負荷値が一定の範囲内にあるときには、関数発生器１９ａ〜１９ｎにより出力されるダクトバーナ設定値は、同一の負荷値において関数発生器１６ａ〜１６ｎにより出力されるダクトバーナ設定値に図５に示す予め設定されたバイアス値を加算した値となる。
高値選択器２０では、関数発生器１９ａ〜１９ｎからそれぞれ送られる各ダクトバーナ設定値のうち最も高い値を選択し、この選択された値を切替器１８に送る。
切替器１８は、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われる場合に、高値選択器１７から送られるダクトバーナ設定値を減算器２１に送る。一方、ガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われる場合には、切替器１８は高値選択器２０から送られるダクトバーナ設定値を減算器２１に送る。減算器２１では、蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１から送られた圧力値と切替器１８から送られたダクトバーナ設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器２２に送られる。ＰＩＤ制御器２２では、減算器２１から送られる偏差を小さくするよう、補助燃料弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整された補助燃料弁制御指令値を按分器２３に送る。
按分器２３では、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍのうち稼働しているものの台数に基づいてＰＩＤ制御器２２から送られた補助燃料弁制御指令値の各ダクトバーナ制御装置２４ａ〜２４ｍに対する按分計算を行う。そして、各ダクトバーナ制御装置２４ａ〜２４ｍのうち稼働しているものに按分器２３から按分された補助燃料弁制御指令値が送られる。
各ダクトバーナ制御装置２４ａ〜２４ｍは、按分器２３から送られた補助燃料弁制御指令値に基づいて、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍを制御してその弁開度を調整する。
各ダクトバーナ制御装置２４ａ〜２４ｍは、按分器２３から送られた補助燃料弁制御指令値に基づいて、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍを制御してその弁開度を調整する。
上述した制御が行われることにより、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われる場合には、蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１から送られる検出圧力値が、高値選択器１７により算出されたダクトバーナ設定値と略同一となるよう、補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの弁開度が各々調整される。
一方、ガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われる場合には、蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１から送られる検出圧力値が、高値選択器２０により算出されたダクトバーナ設定値と略同一となるよう、補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの弁開度が各々調整される。この高値選択器２０により算出されたダクトバーナ設定値は、同一の負荷値において高値選択器１７により算出されるべきダクトバーナ設定値よりもバイアス値分だけ大きくなっている。
一方、ガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われる場合には、蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段３０１から送られる検出圧力値が、高値選択器２０により算出されたダクトバーナ設定値と略同一となるよう、補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの弁開度が各々調整される。この高値選択器２０により算出されたダクトバーナ設定値は、同一の負荷値において高値選択器１７により算出されるべきダクトバーナ設定値よりもバイアス値分だけ大きくなっている。
〔ガスタービン発電設備に接続されたバイパスライン上のタービンバイパス弁の制御〕
図６を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍに接続されたバイパスライン１２４ａ〜１２４ｍ上のタービンバイパス弁１２３ａ〜１２３ｍの制御について説明する。
まず、蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段３０２により検出された蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの下流側の蒸気の圧力が減算器３５に送られる。一方、設定器３４には、設定器２８ａに設定された蒸気タービン排気圧力設定値よりも小さな値である圧力設定値が設定されており、この圧力設定値が設定器３４から減算器３５に送られる。減算器３５では、蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段３０２から送られた検出圧力値と設定器３４から送られた圧力設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器３６に送られる。ＰＩＤ制御器３６では、減算器３５から送られる偏差を小さくするよう、タービンバイパス弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整されたタービンバイパス弁制御指令値を按分器３７に送る。
図６を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍに接続されたバイパスライン１２４ａ〜１２４ｍ上のタービンバイパス弁１２３ａ〜１２３ｍの制御について説明する。
まず、蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段３０２により検出された蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの下流側の蒸気の圧力が減算器３５に送られる。一方、設定器３４には、設定器２８ａに設定された蒸気タービン排気圧力設定値よりも小さな値である圧力設定値が設定されており、この圧力設定値が設定器３４から減算器３５に送られる。減算器３５では、蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段３０２から送られた検出圧力値と設定器３４から送られた圧力設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器３６に送られる。ＰＩＤ制御器３６では、減算器３５から送られる偏差を小さくするよう、タービンバイパス弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整されたタービンバイパス弁制御指令値を按分器３７に送る。
按分器３７では、タービンバイパス制御装置３３ａ〜３３ｍのうち稼働しているものの台数に基づいて、ＰＩＤ制御器３６から送られたタービンバイパス弁制御指令値の、各タービンバイパス制御装置３３ａ〜３３ｍに対する按分計算を行う。そして、稼働しているタービンバイパス制御装置３３ａ〜３３ｍの切替器４６ａに按分器３７から按分されたタービンバイパス弁制御指令値がそれぞれ送られる。
次に、タービンバイパス制御装置３３ａによるタービンバイパス弁１２３ａの制御について図６を用いて説明する。なお、図６ではタービンバイパス弁１２３ａの制御について説明しているが、タービンバイパス弁１２３ｂ〜１２３ｍについても同様の制御が行われる。
まず、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａにより検出された排気圧力が変化率制限器３８ａ、減算器４１ａおよび減算器４４ａにそれぞれ送られる。変化率制限器３８ａには、排熱回収ボイラ１１１ａにおける各機器の構成に応じて圧力変化率が設定されており、この変化率制限器３８ａにより排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａから送られた排気圧力は、その変化率が設定された圧力変化率以下となるよう調整され、平滑化された排気圧力は低値選択器４０ａに送られる。一方、設定器３９ａには、排熱回収ボイラ１１１ａにおける各機器の構成に応じて最大圧力設定値が設定されており、この最大圧力設定値が低値選択器４０ａに送られる。低値選択器４０ａは、変化率制限器３８ａから送られた平滑化された排気圧力または設定器３９ａから送られた最大圧力設定値のうち低い値を選択し、選択された制御設定値を減算器４１ａに送る。
まず、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａにより検出された排気圧力が変化率制限器３８ａ、減算器４１ａおよび減算器４４ａにそれぞれ送られる。変化率制限器３８ａには、排熱回収ボイラ１１１ａにおける各機器の構成に応じて圧力変化率が設定されており、この変化率制限器３８ａにより排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａから送られた排気圧力は、その変化率が設定された圧力変化率以下となるよう調整され、平滑化された排気圧力は低値選択器４０ａに送られる。一方、設定器３９ａには、排熱回収ボイラ１１１ａにおける各機器の構成に応じて最大圧力設定値が設定されており、この最大圧力設定値が低値選択器４０ａに送られる。低値選択器４０ａは、変化率制限器３８ａから送られた平滑化された排気圧力または設定器３９ａから送られた最大圧力設定値のうち低い値を選択し、選択された制御設定値を減算器４１ａに送る。
減算器４１ａでは、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａから送られた排気圧力値と低値選択器４０ａから送られた制御設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器４２ａに送られる。ＰＩＤ制御器４２ａでは、減算器４１ａから送られる偏差を小さくするよう、タービンバイパス弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整されたタービンバイパス弁制御指令値を高値選択器４８ａに送る。具体的には、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａにより検出された排気圧力が、低値選択器４０ａにより選択された制御設定値と略同一となるよう、タービンバイパス弁制御指令値が調整される。
また、設定器４３ａには、排熱回収ボイラ起動停止時の圧力設定値が設定されており、この圧力設定値が減算器４４ａに送られる。減算器４４ａでは、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａから送られた排気圧力と設定器４３ａから送られた制御設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器４５ａに送られる。ＰＩＤ制御器４５ａでは、減算器４４ａから送られた偏差を小さくするよう、タービンバイパス弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整されたタービンバイパス弁制御指令値を切替器４６ａに送る。具体的には、排熱回収ボイラ排気圧力検出手段１２１ａにより検出された排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の排気圧力が、設定器４３ａにより設定された圧力設定値と略同一となるよう、タービンバイパス弁制御指令値が調整される。
切替器４６ａは、排熱回収ボイラ起動停止モード４７ａがオンである場合に、ＰＩＤ制御器４５ａにより調整されたタービンバイパス弁制御指令値を高値選択器４８ａに送るようになっている。一方、排熱回収ボイラ起動停止モード４７ａがオフである場合には、切替器４６ａは前述の按分器３７により按分されたタービンバイパス弁制御指令値を高値選択器４８ａに送る。ここで、排熱回収ボイラ起動停止モード４７ａとは、排熱回収ボイラ１１１ａが起動過程または停止過程にある場合にオンとなり、排熱回収ボイラ１１１ａが安定運転中または停止中にある場合にオフとなる信号のことをいう。
高値選択器４８ａは、ＰＩＤ制御器４２ａから送られたタービンバイパス弁制御指令値または切替器４６ａから送られたタービンバイパス弁制御指令値のうち高い値を選択し、選択されたタービンバイパス弁制御指令値をタービンバイパス弁１２３ａに送ってその弁開度を調整する。
上述した制御が行われることにより、排熱回収ボイラ１１１ａが起動過程または停止過程にある場合には、排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の排気圧力が設定器４３ａに設定された圧力設定値と略同一となるようタービンバイパス弁１２３ａが制御されその弁開度が調整される。一方、排熱回収ボイラ１１１ａが安定運転中または停止中にある場合には、蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段３０２により検出された蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの下流側の蒸気の圧力が設定器３４に設定された圧力設定値と略同一となるようタービンバイパス弁１２３ａが制御されその弁開度が調整される。
ここで、排熱回収ボイラ１１１ａの安定運転中に、この排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の蒸気の排気圧力が変化率制限器３８ａに設定された設定変化率よりも大きい変化率で変化した場合、またはこの排気圧力が設定器３９ａに設定された最大圧力設定値よりも大きくなった場合には、タービンバイパス弁１２３ａが開かれて、排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の蒸気の逃がし制御を行う。
ここで、排熱回収ボイラ１１１ａの安定運転中に、この排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の蒸気の排気圧力が変化率制限器３８ａに設定された設定変化率よりも大きい変化率で変化した場合、またはこの排気圧力が設定器３９ａに設定された最大圧力設定値よりも大きくなった場合には、タービンバイパス弁１２３ａが開かれて、排熱回収ボイラ１１１ａの下流側の蒸気の逃がし制御を行う。
〔復水器設備の復水器の上流側にある調整弁の制御〕
図６を用いて復水器設備５０１ａ〜５０１ｑの復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側にある調整弁５０３ａ〜５０３ｑの制御について説明する。
図６を用いて復水器設備５０１ａ〜５０１ｑの復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側にある調整弁５０３ａ〜５０３ｑの制御について説明する。
まず、設定器４９に予め復水器圧力設定値が設定されており、この復水器圧力設定値が切替器５２および加算器５１に送られる。一方、設定器５０には設定器４９で設定された復水器圧力設定値に対するバイアス値が予め設定されている。このバイアス値は、蒸気タービン制御装置１５ａで行われる排気圧力の制御および干渉に基づいて定められる。そして、設定器５０からバイアス値が加算器５１に送られる。加算器５１では、設定器４９から送られた復水器圧力設定値と設定器５０から送られたバイアス値との加算が行われ、この加算された値が切替器５２に送られる。
切替器５２は、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われる場合に、設定器４９から送られる復水器圧力設定値を減算器５３に送る。一方、ガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われる場合には、切替器５２は、設定器４９に設定された復水器圧力設定値と設定器５０に設定されたバイアス値とを加算した値を減算器５３に送る。
減算器５３では、蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段３０２から送られた検出圧力値と切替器５２から送られた圧力設定値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器５４に送られる。ＰＩＤ制御器５４では、減算器５３から送られる偏差を小さくするよう、調整弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整された調整弁制御指令値を按分器５５に送る。
按分器５５では、復水器５０２ａ〜５０２ｑのうち稼働しているものの台数に基づいてＰＩＤ制御器５４から送られた調整弁制御指令値の各調整弁５０３ａ〜５０３ｑに対する按分計算を行う。そして、各調整弁５０３ａ〜５０３ｑのうち稼働しているものに按分器５５から按分された調整弁制御指令値が送られる。
各調整弁５０３ａ〜５０３ｑは、按分器５５から送られた調整弁制御指令値に基づいてその弁開度が調整される。具体的には、蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段３０２から送られる蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの出口側の蒸気の圧力が、ガスタービン負荷制御モード７ａにより制御が行われている場合には設定器４９に設定された復水器圧力設定値と設定器５０に設定されたバイアス値とを加算した値と略同一となるよう、一方、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御が行われている場合には設定器４９に設定された復水器圧力設定値と略同一となるよう、調整弁５０３ａ〜５０３ｑの弁開度が各々調整される。
〔制御モード判定ロジック器による判定方法〕
図７を用いて制御モード判定ロジック器６０１による判定方法について説明する。
図７に示すように、制御モード判定ロジック器６０１には、稼働中全ガスタービン最小負荷到達６１、発電設備全体負荷降下中６２、発電設備全体負荷上昇中６３、稼働中全蒸気タービン最大負荷到達６４、稼働中全ダクトバーナ最大負荷到達６５、稼働中全タービンバイパス弁全閉６６、蒸気タービン排気側圧力が高圧力以上６７、稼働中全ガスタービン最大負荷到達６８、稼働中全蒸気タービン最小負荷到達６９、稼働中全ダクトバーナ最小負荷到達７０、稼働中全復水器調整弁全閉７１、蒸気タービン排気側圧力が低圧力以下７２の各信号が入力される。
ここで、例えば稼働中全ガスタービン最小負荷到達６１の入力信号について説明すると、稼働中の全ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷の合計値が低下して予め設定された最小負荷値に達している場合にはオン信号、最小負荷値まで低下していない場合にはオフ信号が制御モード判定ロジック器６０１に入力されるようになっている。同様に、発電設備全体負荷降下中６２〜蒸気タービン排気側圧力が低圧力以下７２の各信号についても、オン信号またはオフ信号が制御モード判定ロジック器６０１に入力されるようになっている。なお、発電設備全体負荷降下中６２および発電設備全体負荷上昇中６３の入力信号は、中央給電指令所から送られた発電設備全体負荷指令値または運転員により入力された発電設備全体負荷指令値に対する実際の発電設備１００全体の負荷の合計値の減少または増加により算出してもよい。
図７を用いて制御モード判定ロジック器６０１による判定方法について説明する。
図７に示すように、制御モード判定ロジック器６０１には、稼働中全ガスタービン最小負荷到達６１、発電設備全体負荷降下中６２、発電設備全体負荷上昇中６３、稼働中全蒸気タービン最大負荷到達６４、稼働中全ダクトバーナ最大負荷到達６５、稼働中全タービンバイパス弁全閉６６、蒸気タービン排気側圧力が高圧力以上６７、稼働中全ガスタービン最大負荷到達６８、稼働中全蒸気タービン最小負荷到達６９、稼働中全ダクトバーナ最小負荷到達７０、稼働中全復水器調整弁全閉７１、蒸気タービン排気側圧力が低圧力以下７２の各信号が入力される。
ここで、例えば稼働中全ガスタービン最小負荷到達６１の入力信号について説明すると、稼働中の全ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷の合計値が低下して予め設定された最小負荷値に達している場合にはオン信号、最小負荷値まで低下していない場合にはオフ信号が制御モード判定ロジック器６０１に入力されるようになっている。同様に、発電設備全体負荷降下中６２〜蒸気タービン排気側圧力が低圧力以下７２の各信号についても、オン信号またはオフ信号が制御モード判定ロジック器６０１に入力されるようになっている。なお、発電設備全体負荷降下中６２および発電設備全体負荷上昇中６３の入力信号は、中央給電指令所から送られた発電設備全体負荷指令値または運転員により入力された発電設備全体負荷指令値に対する実際の発電設備１００全体の負荷の合計値の減少または増加により算出してもよい。
また、図７に示す制御モード判定ロジック器６０１は、ＡＮＤロジック７３、ＯＲロジック７４およびフリップフロップロジック７５を有している。ここで、ＡＮＤロジック７３とは、このＡＮＤロジック７３に送られる２以上の信号全てがオン信号である場合にオン信号を次のロジックに送り、それ以外の場合にはオフ信号を次のロジックに送るものである。また、ＯＲロジック７４とは、このＯＲロジック７４に送られる２以上の信号のうち１以上の信号がオン信号である場合にオン信号を次のロジックに送り、それ以外の場合にはオフ信号を次のロジックに送るものである。
また、フリップフロップロジック７５とは、Ｓ入力（セット入力）にオン信号、Ｒ入力（リセット入力）にオフ信号が入力された場合にオン信号を次のロジックに送るとともにフリップフロップロジック７５内部のフリップフロップ回路をオン状態に保持し、Ｓ入力にオフ信号、Ｒ入力にオン信号が入力された場合にオフ信号を次のロジックに送るとともにフリップフロップ回路をオフ状態に保持するものである。また、Ｓ入力にオン信号、Ｒ入力にオン信号が入力された場合にはフリップフロップが不安定状態となり設定された状態の保持が失われ、Ｓ入力にオフ信号、Ｒ入力にオフ信号が入力された場合にはフリップフロップの状態がそのまま保持されるようになっている。
また、フリップフロップロジック７５とは、Ｓ入力（セット入力）にオン信号、Ｒ入力（リセット入力）にオフ信号が入力された場合にオン信号を次のロジックに送るとともにフリップフロップロジック７５内部のフリップフロップ回路をオン状態に保持し、Ｓ入力にオフ信号、Ｒ入力にオン信号が入力された場合にオフ信号を次のロジックに送るとともにフリップフロップ回路をオフ状態に保持するものである。また、Ｓ入力にオン信号、Ｒ入力にオン信号が入力された場合にはフリップフロップが不安定状態となり設定された状態の保持が失われ、Ｓ入力にオフ信号、Ｒ入力にオフ信号が入力された場合にはフリップフロップの状態がそのまま保持されるようになっている。
図７に示す制御モード判定ロジック器６０１から出力される信号がオン信号である場合には、制御モード判定ロジック器６０１は蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御を行うことを判定する。一方、制御モード判定ロジック器６０１から出力される信号がオフ信号である場合には、制御モード判定ロジック器６０１はガスタービン負荷制御モード７ａにより制御を行うことを判定する。
ここで、図７の制御モード判定ロジック器６０１において、稼働中全ガスタービン最小負荷到達６１または稼働中全ガスタービン最大負荷到達６８の信号がオン信号となっている場合には原則的には蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御を行うことが判定される。一方、稼働中全タービンバイパス弁全閉６６または稼働中全復水器調節弁全閉７１の信号がオン信号となっている場合には、原則的にはガスタービン負荷制御モード７ａにより制御を行うことが判定される。
ここで、図７の制御モード判定ロジック器６０１において、稼働中全ガスタービン最小負荷到達６１または稼働中全ガスタービン最大負荷到達６８の信号がオン信号となっている場合には原則的には蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御を行うことが判定される。一方、稼働中全タービンバイパス弁全閉６６または稼働中全復水器調節弁全閉７１の信号がオン信号となっている場合には、原則的にはガスタービン負荷制御モード７ａにより制御を行うことが判定される。
上述した本実施の形態の発電プラントによれば、プラント制御装置は、通常時にはガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍを発電設備１００全体の負荷に基づいて制御するとともに蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの加減弁２０３ａ〜２０３ｎを蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの排出蒸気の圧力に基づいて制御するガスタービン負荷制御モード７ａを行い、発電プラントの運転状況に応じて、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍの弁開度を一定とするとともに蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの加減弁２０３ａ〜２０３ｎを発電設備１００全体の負荷に基づいて制御する蒸気タービン負荷制御モード７ｂを行う。
このように、プラント制御装置６００の制御モードを切り替えることにより、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎに送られる蒸気の流量を複合発電設備１００の運転状況に応じて所望の量とすることができる。このことにより、発電プラントの全体の発電効率を向上させることができる。
このように、プラント制御装置６００の制御モードを切り替えることにより、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎに送られる蒸気の流量を複合発電設備１００の運転状況に応じて所望の量とすることができる。このことにより、発電プラントの全体の発電効率を向上させることができる。
また、プラント制御装置６００の制御モード判定ロジック器６０１は、ガスタービン負荷検出手段１０６ａ〜１０６ｍにより検出されるガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が設定最大値または設定最小値に達したときに、蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御を行うことを判定するようになっている。
このため、発電プラントの運転状況において、ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が通常運転時の範囲内にあるときにはガスタービン負荷制御モード７ａにより制御を行い、ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が通常運転時の範囲から外れたときには蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御を行うので、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎに送られる蒸気の流量をより的確に制御することができる。
このため、発電プラントの運転状況において、ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が通常運転時の範囲内にあるときにはガスタービン負荷制御モード７ａにより制御を行い、ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷が通常運転時の範囲から外れたときには蒸気タービン負荷制御モード７ｂにより制御を行うので、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎに送られる蒸気の流量をより的確に制御することができる。
また、プラント制御装置６００は、蒸気タービン負荷制御モード７ｂでは発電設備全体負荷指令値とガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの負荷に基づいて算出されたダクトバーナ設定値との偏差に応じて補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍを制御し、ガスタービン負荷制御モード７ａでは蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの負荷に基づいて算出されるダクトバーナ設定値に予め設定されたバイアス値を加算した設定値に応じて補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍを制御する。
このことにより、発電プラントの運転状況に応じてダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍに送られる補助燃料の量が所望の量に調整され、排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍで用いられる補助燃焼ガスの量が調整される。このため、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから排出される蒸気の流量を発電プラントの運転状況に応じてより的確に制御することができる。
このことにより、発電プラントの運転状況に応じてダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍに送られる補助燃料の量が所望の量に調整され、排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍで用いられる補助燃焼ガスの量が調整される。このため、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから排出される蒸気の流量を発電プラントの運転状況に応じてより的確に制御することができる。
また、プラント制御装置６００は、排熱回収ボイラ起動停止モード４７ａのオン／オフによりバイパスライン１２４ａ〜１２４ｍ上のタービンバイパス弁１２３ａ〜１２３ｍを制御するようになっている。
このため、バイパスライン１２４ａ〜１２４ｍによりガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排気回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから付帯設備４０１ａ〜４０１ｐに直接送られる蒸気の量が排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍの運転状況に応じて調整される。このことにより、発電設備１００において発生する蒸気の量と、付帯設備４０１ａ〜４０１ｐにおいて使用される蒸気の量との平衡状態を保つことができる。
このため、バイパスライン１２４ａ〜１２４ｍによりガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排気回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから付帯設備４０１ａ〜４０１ｐに直接送られる蒸気の量が排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍの運転状況に応じて調整される。このことにより、発電設備１００において発生する蒸気の量と、付帯設備４０１ａ〜４０１ｐにおいて使用される蒸気の量との平衡状態を保つことができる。
また、発電設備１００において発生する蒸気の量が付帯設備４０１ａ〜４０１ｐにおいて使用される蒸気の量よりも多い場合には、復水器設備５０１ａ〜５０１ｑにおいて余剰分の蒸気が使用され、プラント制御装置６００がガスタービン負荷制御モード７ａおよび蒸気タービン負荷制御モード７ｂの２つの制御モードにより復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側にある調整弁５０３ａ〜５０３ｑを各モードに応じて制御する。
このことにより、復水器５０２ａ〜５０２ｑに送られる蒸気の量が発電プラントの運転状況に応じて調整される。このため、発電設備１００において発生する蒸気の量と、付帯設備４０１ａ〜４０１ｐおよび復水器設備５０１ａ〜５０１ｑにおいて使用される蒸気の量との平衡状態を保つことができる。
このことにより、復水器５０２ａ〜５０２ｑに送られる蒸気の量が発電プラントの運転状況に応じて調整される。このため、発電設備１００において発生する蒸気の量と、付帯設備４０１ａ〜４０１ｐおよび復水器設備５０１ａ〜５０１ｑにおいて使用される蒸気の量との平衡状態を保つことができる。
第２の実施の形態
以下、図面を参照して本発明の第２の実施の形態について説明する。図８は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍにおけるガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍ、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍおよび蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにおける蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御を示すブロック説明図であり、図９は、図８の蒸気タービン制御装置１５ａによる詳細な制御システム構成を示すブロック説明図である。である。
図８および図９に示す第２の実施の形態おいて、図１乃至図７に示す第１の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明を省略する。
以下、図面を参照して本発明の第２の実施の形態について説明する。図８は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍにおけるガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍ、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍおよび蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにおける蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御を示すブロック説明図であり、図９は、図８の蒸気タービン制御装置１５ａによる詳細な制御システム構成を示すブロック説明図である。である。
図８および図９に示す第２の実施の形態おいて、図１乃至図７に示す第１の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明を省略する。
本実施の形態のプラント制御装置６００は、蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにおける蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御方法およびガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍにおけるダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御方法が第１の実施の形態における制御方法と異なるのみであり、他は実質的に図１乃至図７に示す第１の実施の形態と同様のものとなっている。
〔蒸気タービン発電設備の蒸気タービンの上流側にある加減弁の制御〕
図９を用いて蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの上流側にある加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御について説明する。
図９に示す蒸気タービン制御装置１５ａは、第１の実施の形態の蒸気タービン制御装置１５ａに対して破線枠で示すように、積分器３２ａの下流側に加算器５６ａおよびこの加算器５６ａに後述する調整弁制御指令値を入力する手段を新たに設けた点が異なるのみであり、他は実質的に第１の実施の形態と同様のものとなっている。
図９を用いて蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの上流側にある加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御について説明する。
図９に示す蒸気タービン制御装置１５ａは、第１の実施の形態の蒸気タービン制御装置１５ａに対して破線枠で示すように、積分器３２ａの下流側に加算器５６ａおよびこの加算器５６ａに後述する調整弁制御指令値を入力する手段を新たに設けた点が異なるのみであり、他は実質的に第１の実施の形態と同様のものとなっている。
まず、回転数検出手段２０７ａにより検出された蒸気タービン２０２ａの回転数が減算器５８ａに送られる。一方、設定器５７ａには蒸気タービン２０２ａの回転数設定値が設定されており、この回転数設定値が減算器５８ａに送られる。減算器５８ａでは、回転数検出手段２０７ａから送られる検出回転数と設定器５７ａから送られる回転数設定値との偏差が算出され、この偏差がＰ制御器５９ａに送られる。Ｐ制御器５９ａでは、減算器５８ａから送られる偏差を小さくするよう、調整弁制御指令値の調整をＰ制御（比例制御）により行い、調整された調整弁制御指令値をスイッチ６０ａに送る。
スイッチ６０ａは、バイアス設定モード８０ａがオンである場合に、Ｐ制御器５９ａにより調整された調整弁制御指令値を加算器５６ａに送るようになっている。一方、バイアス設定モード８０ａがオフである場合には、スイッチ６０ａはＰ制御器５９ａから加算器５６ａへの調整弁制御指令値の伝達を遮断する。ここで、バイアス設定モード８０ａは、発電設備１００の運転状態や運転員の設定によりオン／オフが切り替えられるものであり、蒸気タービン２０２ａにおいて周波数変動の補正を行う場合にオンとされるようになっている。
加算器５６ａは、積分器３２ａから送られる加減弁制御指令値と、スイッチ６０ａから送られる調整弁制御指令値とを加算し、この加算された値を加減弁２０３ａに送る。加減弁２０３ａは、この加算された調整弁制御指令値に基づいてその弁開度が調整される。
上述した制御が行われることにより、バイアス設定モード８０ａがオンとなっている場合には、第１の実施の形態による積分器３２ａから送られる調整弁制御指令値に、蒸気タービン２０２ａの回転数に基づいて算出されるバイアス値が加算された値に基づいて加減弁２０３ａの弁開度が調整される。一方、バイアス設定モード８０ａがオフとなっている場合には、第１の実施の形態による積分器３２ａから送られる調整弁制御指令値と同一の値に基づいて加減弁２０３ａの弁開度が調整される。
本実施の形態の発電プラントにおいては、上述のように、プラント制御装置６００による蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの上流側にある蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御において、回転数検出手段２０７ａ〜２０７ｎにより検出された蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの回転数により算出されるバイアス値が更に参酌されるようになっている。
このため、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの上流側にある蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御において蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの回転数も考慮されるので、蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎに送られる蒸気の流量を、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの運転状況に応じてより的確に制御することができる。
このため、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの上流側にある蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御において蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの回転数も考慮されるので、蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎに送られる蒸気の流量を、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの運転状況に応じてより的確に制御することができる。
〔ガスタービン発電設備のダクトバーナの上流側にある補助燃料弁の制御〕
図８を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃焼弁１２０ａ〜１２０ｍの制御について説明する。
図８に示すプラント制御装置６００は、第１の実施の形態のプラント制御装置に対して高値選択器１７および高値選択器２０の下流側にそれぞれ破線枠で示すように、加算器７６、７８および設定器７７、７９をそれぞれ新たに設けた点が異なるのみであり、他は実質的に第１の実施の形態と同様のものとなっている。
図８を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃焼弁１２０ａ〜１２０ｍの制御について説明する。
図８に示すプラント制御装置６００は、第１の実施の形態のプラント制御装置に対して高値選択器１７および高値選択器２０の下流側にそれぞれ破線枠で示すように、加算器７６、７８および設定器７７、７９をそれぞれ新たに設けた点が異なるのみであり、他は実質的に第１の実施の形態と同様のものとなっている。
ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御において、まず、高値選択器１７により選択されたダクトバーナ設定値が加算器７６に送られる。一方、設定器７７にはバイアス値が設定されており、このバイアス値が加算器７６に送られる。加算器７６では、高値選択器１７から送られたダクトバーナ設定値と設定器７７から送られたバイアス値とが加算され、この加算された値が切替器１８に送られる。
また、図８において、高値選択器２０により選択されたダクトバーナ設定値が加算器７８に送られるとともに、設定器７９にはバイアス値が設定されており、このバイアス値が加算器７８に送られる。加算器７８では、高値選択器２０から送られたダクトバーナ設定値と設定器７９から送られたバイアス値とが加算され、この加算された値が切替器１８に送られる。
なお、設定器７７、７９で設定されるバイアス値は、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの回転数に基づいて定められている。
なお、設定器７７、７９で設定されるバイアス値は、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの回転数に基づいて定められている。
上述した制御が行われることにより、第１の実施の形態によるダクトバーナ設定値にバイアス値が加算された値に基づいて、補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの弁開度を調整することができる。
このため、本実施の形態の発電プラントにおいては、補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御において蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの回転数に基づいて定められたバイアス値が考慮されているので、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎにおける周波数変動の補正を参照してダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍに送られる補助燃料の量を所望の量に調整することができる。このため、排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍで用いられる補助燃焼ガスの量を的確に調整することができる。
このため、本実施の形態の発電プラントにおいては、補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御において蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの回転数に基づいて定められたバイアス値が考慮されているので、蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎにおける周波数変動の補正を参照してダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍに送られる補助燃料の量を所望の量に調整することができる。このため、排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍで用いられる補助燃焼ガスの量を的確に調整することができる。
第３の実施の形態
以下、図面を参照して本発明の第３の実施の形態について説明する。図１０は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍにおけるガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍ、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍおよび蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにおける蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御を示すブロック説明図である。
図１０に示す第３の実施の形態おいて、図８に示す第２の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明を省略する。
以下、図面を参照して本発明の第３の実施の形態について説明する。図１０は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍにおけるガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍ、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍおよび蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにおける蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御を示すブロック説明図である。
図１０に示す第３の実施の形態おいて、図８に示す第２の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明を省略する。
本実施の形態のプラント制御装置６００は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御方法が第１および第２の実施の形態における制御方法と異なるのみであり、他は実質的に図８に示す第２の実施の形態と同様のものとなっている。
〔ガスタービン発電設備のダクトバーナの上流側にある補助燃料弁の制御〕
図１０を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃焼弁１２０ａ〜１２０ｍの制御について説明する。
図１０に示すプラント制御装置６００は、第２の実施の形態のプラント制御装置に対して破線枠で示すように、ＰＩＤ制御器２２の下流側に加算器８１、この加算器８１に後述する燃料弁制御指令値を入力する手段を新たに設けた点が異なるのみであり、他は実質的に第２の実施の形態と同様のものとなっている。
図１０を用いてガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍのダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃焼弁１２０ａ〜１２０ｍの制御について説明する。
図１０に示すプラント制御装置６００は、第２の実施の形態のプラント制御装置に対して破線枠で示すように、ＰＩＤ制御器２２の下流側に加算器８１、この加算器８１に後述する燃料弁制御指令値を入力する手段を新たに設けた点が異なるのみであり、他は実質的に第２の実施の形態と同様のものとなっている。
図１０において、まず、各流量検出手段１２２ａ〜１２２ｍにより検出された排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍの下流側の蒸気の流量がそれぞれ加算器８２に送られ、加算器８２ではこれらの送られた流量が加算される。また、各流量検出手段４０４ａ〜４０４ｐにより検出された熱交換器４０２ａ〜４０２ｐの上流側の蒸気の流量がそれぞれ加算器８３に送られ、加算器８３ではこれらの送られた流量が加算される。さらに、各流量検出手段５０５ａ〜５０５ｑにより検出された復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側の蒸気の流量がそれぞれ加算器８４に送られ、加算器８４ではこれらの送られた流量が加算される。
加算器８３で加算された熱交換器４０２ａ〜４０２ｐの上流側の蒸気流量の合計値および加算器８４で加算された復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側の蒸気流量の合計値はそれぞれ加算器８５に送られる。加算器８５では加算器８３から送られる蒸気流量の合計値および加算器８４から送られる蒸気流量の合計値が加算され、この加算された値が減算器８６に送られる。一方、加算器８２で加算された排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍの下流側の蒸気流量の合計値が減算器８６に送られる。減算器８６では、加算器８２から送られる値と加算器８５から送られる値との偏差が算出され、この偏差がＰＩＤ制御器８７に送られる。
ＰＩＤ制御器８７では、減算器８６から送られる偏差を小さくするよう、燃料弁制御指令値の調整をＰＩＤ制御により行い、調整された燃料弁制御指令値を加算器８１に送る。なお、ＰＩＤ制御器８７は、ＰＩＤ制御ではなくＰ（比例）制御によって燃料弁制御指令値の調整を行ってもよい。加算器８１では、ＰＩＤ制御器２２から送られる燃料弁制御指令値とＰＩＤ制御器８７から送られる燃料弁制御指令値とが加算され、この加算された値が按分器２３に送られる。
上述した制御が行われることにより、第２の実施の形態による燃料弁制御指令値に、蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにおける上流側の蒸気量と下流側の蒸気量との偏差に基づいて算出されたバイアス値を加算した値に基づいて、補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの弁開度を調整することができる。
本実施の形態の発電プラントによれば、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御において、発電設備１００において発生する蒸気の量と、付帯設備４０１ａ〜４０１ｐにおいて使用される蒸気および復水器設備５０１ａ〜５０１ｑにおいて使用される蒸気の合計量との偏差が考慮される。このことにより、発電プラントの運転状況に応じてダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍに送られる燃料の量が所望の量に調整され、排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍで用いられる燃焼ガスの量が調整される。このため、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから排出される蒸気の流量を発電プラントの運転状況に応じてより的確に制御することができる。
本実施の形態の発電プラントによれば、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側にある補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍの制御において、発電設備１００において発生する蒸気の量と、付帯設備４０１ａ〜４０１ｐにおいて使用される蒸気および復水器設備５０１ａ〜５０１ｑにおいて使用される蒸気の合計量との偏差が考慮される。このことにより、発電プラントの運転状況に応じてダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍに送られる燃料の量が所望の量に調整され、排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍで用いられる燃焼ガスの量が調整される。このため、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから排出される蒸気の流量を発電プラントの運転状況に応じてより的確に制御することができる。
なお、第３の実施の形態におけるプラント制御装置６００の他の制御方法としては、上述の制御方法の代わりに、図１０においてスイッチ１１の出力である蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの合計負荷指令値と、加算器２の出力である蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの合計負荷値とをそれぞれ減算器８６に送り、減算器８６においてスイッチ１１から送られる値と加算器２から送られる値との偏差を算出し、この偏差をＰＩＤ制御器８７に送る制御方法を用いることもできる。
さらに他の制御方法としては、図３において設定器２８ａ〜２８ｎの出力である蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの排気側の蒸気圧力制御設定値の合計値と、蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａ〜２０６ｎの出力である蒸気タービン排気圧力の合計値とをそれぞれ減算器８６に送り、減算器８６において設定器２８ａ〜２８ｎから送られる合計値と蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａ〜２０６ｎから送られる合計値との偏差を算出し、この偏差をＰＩＤ制御器８７に送る制御方法を用いることもできる。
さらに他の制御方法としては、予め設定された付帯設備４０１ａ〜４０１ｐの合計負荷指令値と付帯設備４０１ａ〜４０１ｐの実際に検出された合計負荷検出量とをそれぞれ減算器８６に送り、減算器８６においてこれらの値の偏差を算出し、この偏差をＰＩＤ制御器８７に送る制御方法を用いることもできる。
さらに他の制御方法としては、図３において設定器２８ａ〜２８ｎの出力である蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの排気側の蒸気圧力制御設定値の合計値と、蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａ〜２０６ｎの出力である蒸気タービン排気圧力の合計値とをそれぞれ減算器８６に送り、減算器８６において設定器２８ａ〜２８ｎから送られる合計値と蒸気タービン排気圧力検出手段２０６ａ〜２０６ｎから送られる合計値との偏差を算出し、この偏差をＰＩＤ制御器８７に送る制御方法を用いることもできる。
さらに他の制御方法としては、予め設定された付帯設備４０１ａ〜４０１ｐの合計負荷指令値と付帯設備４０１ａ〜４０１ｐの実際に検出された合計負荷検出量とをそれぞれ減算器８６に送り、減算器８６においてこれらの値の偏差を算出し、この偏差をＰＩＤ制御器８７に送る制御方法を用いることもできる。
第４の実施の形態
以下、図面を参照して本発明の第４の実施の形態について説明する。図１１は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍにおけるガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍ、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍおよび蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにおける蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御を示すブロック説明図であり、図１２は、本実施の形態で採用した制御モード判定ロジック器６０１による判定方法を示す説明図である。
図１１および図１２に示す第４の実施の形態おいて、図７に示す第１の実施の形態および図１０に示す第３の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明を省略する。
以下、図面を参照して本発明の第４の実施の形態について説明する。図１１は、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍにおけるガスタービン１０２ａ〜１０２ｍの燃料弁１０４ａ〜１０４ｍ、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍおよび蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎにおける蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの蒸気加減弁２０３ａ〜２０３ｎの制御を示すブロック説明図であり、図１２は、本実施の形態で採用した制御モード判定ロジック器６０１による判定方法を示す説明図である。
図１１および図１２に示す第４の実施の形態おいて、図７に示す第１の実施の形態および図１０に示す第３の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明を省略する。
本実施の形態のプラント制御装置６００は、発電機個別負荷制御モード９３を有するとともに、制御モード判定ロジック器６０１による判定方法をこの発電機個別負荷制御モード９３に基づいて変更した点が第１乃至第３の実施の形態のプラント制御装置による制御方法と異なるのみであり、他は実質的に図７に示す第１の実施の形態および図１０に示す第３の実施の形態と同様のものとなっている。
図１２に示す本実施の形態のプラント制御装置６００の制御方法は、第３の実施の形態における制御方法に対して、按分器９および按分器１３の下流側に、発電機個別負荷制御モード９３のオン／オフによる切り替えを行う切替器９１ａ〜９１ｍおよび切替器９４ａ〜９４ｎをそれぞれ設けた点が異なっている。以下、本実施の形態のプラント制御装置６００の制御方法について説明する。
発電機個別負荷制御モード９３とは、中央給電指令所から送られる信号や運転員による設定によりオン／オフが切り替えられるものである。
まず、設定器９２ａ〜９２ｍにはガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの構成に対応する個別負荷設定値がそれぞれ設定されており、この個別負荷設定値が切替器９１ａ〜９１ｍに送られる。この個別負荷設定値は、中央給電指令所から送られた値または運転員により入力された値である。切替器９１ａ〜９１ｍは、発電機個別負荷制御モード９３がオンである場合にはそれぞれ設定器９２ａ〜９２ｍから送られる個別負荷設定値を各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍに送る。一方、発電機個別負荷制御モード９３がオフである場合には切替器９１ａ〜９１ｍは按分器９から送られた燃料弁負荷制御指令値を各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍに送る。
まず、設定器９２ａ〜９２ｍにはガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの構成に対応する個別負荷設定値がそれぞれ設定されており、この個別負荷設定値が切替器９１ａ〜９１ｍに送られる。この個別負荷設定値は、中央給電指令所から送られた値または運転員により入力された値である。切替器９１ａ〜９１ｍは、発電機個別負荷制御モード９３がオンである場合にはそれぞれ設定器９２ａ〜９２ｍから送られる個別負荷設定値を各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍに送る。一方、発電機個別負荷制御モード９３がオフである場合には切替器９１ａ〜９１ｍは按分器９から送られた燃料弁負荷制御指令値を各ガスタービン制御装置１０ａ〜１０ｍに送る。
また、設定器９５ａ〜９５ｎには蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの構成に対応する個別負荷設定値がそれぞれ設定されており、この個別負荷設定値が切替器９４ａ〜９４ｎに送られる。この個別負荷設定値は、中央給電指令所から送られた値または運転員により入力された値である。切替器９４ａ〜９４ｎは、発電機個別負荷制御モード９３がオンである場合にはそれぞれ設定器９５ａ〜９５ｎから送られる個別負荷設定値を各蒸気タービン負荷制御装置１５ａ〜１５ｎに送る。一方、発電機個別負荷制御モード９３がオフである場合には切替器９４ｎ〜９４ｎは按分器１３から送られた負荷指令値を各蒸気タービン負荷制御装置１５ａ〜１５ｍに送る。
次に、図１２を用いて本実施の形態の制御モード判定ロジック器６０１による判定方法を説明する。
図１２に示す制御モード判定ロジック器６０１による判定方法は、入力信号として発電機個別負荷制御モード９３の信号を新たに追加した点が異なるのみであり、他は図７に示す第１の実施の形態の制御モード判定ロジック器による判定方法と同様のものとなっている。
図１２に示す制御モード判定ロジック器６０１による判定方法は、入力信号として発電機個別負荷制御モード９３の信号を新たに追加した点が異なるのみであり、他は図７に示す第１の実施の形態の制御モード判定ロジック器による判定方法と同様のものとなっている。
図１２の制御モード判定ロジック器６０１による判定方法について具体的に説明すると、稼働中全ガスタービン最小負荷到達６１の信号および発電設備全体負荷降下中６２の信号が送られるＡＮＤロジック７３の下流側に、このＡＮＤロジック７３からの信号と発電機個別負荷制御モード９３の信号とが送られるＯＲロジック７４が新たに設けられている。また、発電機個別負荷制御モード９３の信号が送られるＮＯＴロジック９６が新たに設けられており、このＮＯＴロジック９６の下流側には更にワンショットタイマー９７が設けられている。なお、ＮＯＴロジック９６とは、発電機個別負荷制御モード９３の信号がオン信号である場合はオフ信号を出力し、発電機個別負荷制御モード９３の信号がオフ信号である場合はオン信号を出力するものである。また、ワンショットタイマー９７とは、オン信号が入力されるとこのワンショットタイマー９７内に設定された設定時間分だけオン信号を出力するものである。
このように、上述した制御が行われることによって、中央給電指令所から送られる信号や運転員による設定により発電機個別負荷制御モード９３がオンとなっている場合には、各ガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの構成または各蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの構成に対応する、中央給電指令所から送られた個別負荷設定値または運転員により入力された個別負荷設定値に基づいて、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍまたは蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの負荷制御を個別に行うことができる。
また、図１２に示す判定を行う制御モード判定ロジック器６０１により、発電機個別負荷制御モード９３がオンとなっている場合には、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側の補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍおよび復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側にある調整弁５０３ａ〜５０３ｑの制御をそれぞれ第１乃至第３の実施の形態で説明した蒸気タービン負荷制御モード７ｂによる制御とすることができる。
また、図１２に示す判定を行う制御モード判定ロジック器６０１により、発電機個別負荷制御モード９３がオンとなっている場合には、ダクトバーナ１１９ａ〜１１９ｍの上流側の補助燃料弁１２０ａ〜１２０ｍおよび復水器５０２ａ〜５０２ｑの上流側にある調整弁５０３ａ〜５０３ｑの制御をそれぞれ第１乃至第３の実施の形態で説明した蒸気タービン負荷制御モード７ｂによる制御とすることができる。
本実施の形態の発電プラントによれば、発電機個別負荷制御モード９３をオンにして制御を行うことにより、燃焼器１０３ａ〜１０３ｍの上流側にある燃料弁１０４ａ〜１０４ｍおよび蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎの上流側にある加減弁２０３ａ〜２０３ｎをそれぞれガスタービン発電機１０５ａ〜１０５ｍの構成や蒸気タービン発電機２０４ａ〜２０４ｎの構成に応じて予め設定された個別負荷設定値に基づいて個別に制御することができる。このため、ガスタービン発電設備１０１ａ〜１０１ｍの排熱回収ボイラ１１１ａ〜１１１ｍから排出される蒸気の流量および蒸気タービン発電設備２０１ａ〜２０１ｎの蒸気タービン２０２ａ〜２０２ｎに送られる蒸気の流量をより的確に調整することができる。
１ 加算器
２ 加算器
３ 加算器
４ 設定器
５ 減算器
６ ＰＩＤ制御器
７ａ ガスタービン負荷制御モード
７ｂ 蒸気タービン負荷制御モード
８ 信号保持器
９ 按分器
１０ａ〜１０ｍ ガスタービン制御装置
１１ スイッチ
１２ 減算器
１３ 按分器
１４ａ〜１４ｎ 負荷指令値
１５ａ〜１５ｎ 蒸気タービン制御装置
１６ａ〜１６ｎ 関数発生器
１７ 高値選択器
１８ 切替器
１９ａ〜１９ｎ 関数発生器
２０ 高値選択器
２１ 減算器
２２ ＰＩＤ制御器
２３ 按分器
２４ａ〜２４ｍ ダクトバーナ制御装置
２５ａ 変化率制限器
２６ａ 減算器
２７ａ Ｐ制御器
２８ａ 設定器
２９ａ 減算器
３０ａ Ｐ制御器
３１ａ 切替器
３２ａ 積分器
３３ａ〜３３ｍ タービンバイパス制御装置
３４ 設定器
３５ 減算器
３６ ＰＩＤ制御器
３７ 按分器
３８ａ 変化率制限器
３９ａ 設定器
４０ａ 低値選択器
４１ａ 減算器
４２ａ ＰＩＤ制御器
４３ａ 設定器
４４ａ 減算器
４５ａ ＰＩＤ制御器
４６ａ 切替器
４７ａ 排熱回収ボイラ起動停止モード
４８ａ 高値選択器
４９ 設定器
５０ 設定器
５１ 加算器
５２ 切替器
５３ 減算器
５４ ＰＩＤ制御器
５５ 按分器
５６ａ 加算器
５７ａ 設定器
５８ａ 減算器
５９ａ Ｐ制御器
６０ａ スイッチ
６１ 稼働中全ガスタービン最小負荷到達
６２ 発電設備全体負荷降下中
６３ 発電設備全体負荷上昇中
６４ 稼働中全蒸気タービン最大負荷到達
６５ 稼働中全ダクトバーナ最大負荷到達
６６ 稼働中全タービンバイパス弁全閉
６７ 蒸気タービン排気側圧力が高圧力以上
６８ 稼働中全ガスタービン最大負荷到達
６９ 稼働中全蒸気タービン最小負荷到達
７０ 稼働中全ダクトバーナ最小負荷到達
７１ 稼働中全復水器調整弁全閉
７２ 蒸気タービン排気側圧力が低圧力以下
７３ ＡＮＤロジック
７４ ＯＲロジック
７５ フリップフロップロジック
７６ 加算器
７７ 設定器
７８ 加算器
７９ 設定器
８０ａ バイアス設定モード
８１ 加算器
８２ 加算器
８３ 加算器
８４ 加算器
８５ 加算器
８６ 減算器
８７ ＰＩＤ制御器
８８ａ スイッチ
９１ａ〜９１ｍ 切替器
９２ａ〜９２ｍ 設定器
９３ 発電機個別負荷制御モード
９４ａ〜９４ｎ 切替器
９５ａ〜９５ｎ 設定器
９６ ＮＯＴロジック
９７ ワンショットタイマー
９８ａ ＰＩＤ制御器
９９ 設定器
１００ 複合発電設備
１０１ａ〜１０１ｍ ガスタービン発電設備
１０２ａ ガスタービン
１０３ａ 燃焼器
１０４ａ 燃料弁
１０５ａ ガスタービン発電機
１０６ａ ガスタービン負荷検出手段
１１１ａ 排熱回収ボイラ
１１２ａ 脱気器
１１３ａ 蒸発器
１１４ａ 給水ポンプ
１１５ａ 節炭器
１１６ａ 蒸気ドラム
１１７ａ 蒸発器
１１８ａ 過熱器
１１９ａ ダクトバーナ
１２０ａ 補助燃料弁
１２１ａ 排熱回収ボイラ排気圧力検出手段
１２２ａ 流量検出手段
１２３ａ タービンバイパス弁
１２４ａ バイパスライン
２０１ａ〜２０１ｎ 蒸気タービン発電設備
２０２ａ 蒸気タービン
２０３ａ 蒸気加減弁
２０４ａ 蒸気タービン発電機
２０５ａ 蒸気タービン負荷検出手段
２０６ａ 蒸気タービン排気圧力検出手段
２０７ａ 回転数検出手段
３０１ 蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段
３０２ 蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段
４０１ａ〜４０１ｐ 付帯設備
４０２ａ 熱交換器
４０３ａ 復水ポンプ
４０４ａ 流量検出手段
４１１ 海水供給系統
４１２ 海水戻り系統
４１３ 生産水系統
５０１ａ〜５０１ｑ 復水器設備
５０２ａ 復水器
５０３ａ 調整弁
５０４ａ 復水ポンプ
５０５ａ 流量検出手段
６００ プラント制御装置
６０１ 制御モード判定ロジック器
８００ 従来のプラント制御装置
２ 加算器
３ 加算器
４ 設定器
５ 減算器
６ ＰＩＤ制御器
７ａ ガスタービン負荷制御モード
７ｂ 蒸気タービン負荷制御モード
８ 信号保持器
９ 按分器
１０ａ〜１０ｍ ガスタービン制御装置
１１ スイッチ
１２ 減算器
１３ 按分器
１４ａ〜１４ｎ 負荷指令値
１５ａ〜１５ｎ 蒸気タービン制御装置
１６ａ〜１６ｎ 関数発生器
１７ 高値選択器
１８ 切替器
１９ａ〜１９ｎ 関数発生器
２０ 高値選択器
２１ 減算器
２２ ＰＩＤ制御器
２３ 按分器
２４ａ〜２４ｍ ダクトバーナ制御装置
２５ａ 変化率制限器
２６ａ 減算器
２７ａ Ｐ制御器
２８ａ 設定器
２９ａ 減算器
３０ａ Ｐ制御器
３１ａ 切替器
３２ａ 積分器
３３ａ〜３３ｍ タービンバイパス制御装置
３４ 設定器
３５ 減算器
３６ ＰＩＤ制御器
３７ 按分器
３８ａ 変化率制限器
３９ａ 設定器
４０ａ 低値選択器
４１ａ 減算器
４２ａ ＰＩＤ制御器
４３ａ 設定器
４４ａ 減算器
４５ａ ＰＩＤ制御器
４６ａ 切替器
４７ａ 排熱回収ボイラ起動停止モード
４８ａ 高値選択器
４９ 設定器
５０ 設定器
５１ 加算器
５２ 切替器
５３ 減算器
５４ ＰＩＤ制御器
５５ 按分器
５６ａ 加算器
５７ａ 設定器
５８ａ 減算器
５９ａ Ｐ制御器
６０ａ スイッチ
６１ 稼働中全ガスタービン最小負荷到達
６２ 発電設備全体負荷降下中
６３ 発電設備全体負荷上昇中
６４ 稼働中全蒸気タービン最大負荷到達
６５ 稼働中全ダクトバーナ最大負荷到達
６６ 稼働中全タービンバイパス弁全閉
６７ 蒸気タービン排気側圧力が高圧力以上
６８ 稼働中全ガスタービン最大負荷到達
６９ 稼働中全蒸気タービン最小負荷到達
７０ 稼働中全ダクトバーナ最小負荷到達
７１ 稼働中全復水器調整弁全閉
７２ 蒸気タービン排気側圧力が低圧力以下
７３ ＡＮＤロジック
７４ ＯＲロジック
７５ フリップフロップロジック
７６ 加算器
７７ 設定器
７８ 加算器
７９ 設定器
８０ａ バイアス設定モード
８１ 加算器
８２ 加算器
８３ 加算器
８４ 加算器
８５ 加算器
８６ 減算器
８７ ＰＩＤ制御器
８８ａ スイッチ
９１ａ〜９１ｍ 切替器
９２ａ〜９２ｍ 設定器
９３ 発電機個別負荷制御モード
９４ａ〜９４ｎ 切替器
９５ａ〜９５ｎ 設定器
９６ ＮＯＴロジック
９７ ワンショットタイマー
９８ａ ＰＩＤ制御器
９９ 設定器
１００ 複合発電設備
１０１ａ〜１０１ｍ ガスタービン発電設備
１０２ａ ガスタービン
１０３ａ 燃焼器
１０４ａ 燃料弁
１０５ａ ガスタービン発電機
１０６ａ ガスタービン負荷検出手段
１１１ａ 排熱回収ボイラ
１１２ａ 脱気器
１１３ａ 蒸発器
１１４ａ 給水ポンプ
１１５ａ 節炭器
１１６ａ 蒸気ドラム
１１７ａ 蒸発器
１１８ａ 過熱器
１１９ａ ダクトバーナ
１２０ａ 補助燃料弁
１２１ａ 排熱回収ボイラ排気圧力検出手段
１２２ａ 流量検出手段
１２３ａ タービンバイパス弁
１２４ａ バイパスライン
２０１ａ〜２０１ｎ 蒸気タービン発電設備
２０２ａ 蒸気タービン
２０３ａ 蒸気加減弁
２０４ａ 蒸気タービン発電機
２０５ａ 蒸気タービン負荷検出手段
２０６ａ 蒸気タービン排気圧力検出手段
２０７ａ 回転数検出手段
３０１ 蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段
３０２ 蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段
４０１ａ〜４０１ｐ 付帯設備
４０２ａ 熱交換器
４０３ａ 復水ポンプ
４０４ａ 流量検出手段
４１１ 海水供給系統
４１２ 海水戻り系統
４１３ 生産水系統
５０１ａ〜５０１ｑ 復水器設備
５０２ａ 復水器
５０３ａ 調整弁
５０４ａ 復水ポンプ
５０５ａ 流量検出手段
６００ プラント制御装置
６０１ 制御モード判定ロジック器
８００ 従来のプラント制御装置
Claims (10)
- 燃料弁を介して送られる燃料を燃焼する燃焼器、燃焼器から送られる燃焼ガスによって駆動されるガスタービン、ガスタービンに接続され発電を行うガスタービン発電機、ガスタービンから排気された燃焼ガスの排熱により蒸気を発生させる排熱回収ボイラおよびガスタービン発電機の負荷を検出するガスタービン負荷検出手段を有するガスタービン発電設備と、
前記排熱回収ボイラから蒸気加減弁を介して送られる蒸気によって駆動される蒸気タービン、蒸気タービンに接続され発電を行う蒸気タービン発電機、蒸気タービン発電機の負荷を検出する蒸気タービン負荷検出手段および蒸気タービンから送られる蒸気の圧力を検出する蒸気タービン排気圧力検出手段を有する蒸気タービン発電設備と、
前記蒸気タービンの排気または排熱回収ボイラから送られる蒸気を使用する付帯設備と、
ガスタービン負荷制御モードおよび蒸気タービン負荷制御モードの切り替え可能な２つの制御モードを有し、前記ガスタービン発電設備の前記燃料弁および蒸気タービン発電設備の前記蒸気加減弁の制御を行いそれぞれの弁開度を調整するプラント制御装置と、を備えた発電プラントであって、
前記プラント制御装置は、ガスタービン負荷制御モードおよび蒸気タービン負荷制御モードのうちどちらの制御モードを用いるかを発電プラントの運転状況に応じて判定する制御モード判定ロジック器を有し、
制御モード判定ロジック器からの判定結果に基づいて、ガスタービン負荷制御モードにより制御を行う場合には、前記燃料弁はガスタービン負荷検出手段により検出されたガスタービン発電機の負荷と蒸気タービン負荷検出手段により検出された蒸気タービン発電機の負荷との和に基づいて制御されるとともに、前記蒸気加減弁は蒸気タービン排気圧力検出手段により検出された蒸気の圧力に基づいて制御され、蒸気タービン負荷制御モードにより制御を行う場合には、前記燃料弁はその弁開度が一定となるよう制御されるとともに、前記蒸気加減弁は予め設定された発電設備全体負荷指令値とガスタービン負荷検出手段により検出されたガスタービン発電機の負荷との偏差に基づいて制御されることを特徴とする発電プラント。 - プラント制御装置の前記制御モード判定ロジック器は、前記ガスタービン負荷検出手段により検出されるガスタービン発電機の負荷が設定最大値または設定最小値に達したときに、蒸気タービン負荷制御モードにより制御を行うことを判定することを特徴とする請求項１記載の発電プラント。
- 蒸気タービン発電設備は蒸気タービンの回転数を検出する回転数検出手段を更に有し、
プラント制御装置は、前記蒸気加減弁を制御する際、前記回転数検出手段により検出された蒸気タービンの回転数により算出されるバイアス値を更に参酌して制御することを特徴とする請求項１または２に記載の発電プラント。 - ガスタービン発電設備の前記排熱回収ボイラは、補助燃料弁を介して送られる補助燃料を燃焼するダクトバーナを有し、この排熱回収ボイラは、ガスタービンから送られる燃焼ガスに加えてダクトバーナにより生成される補助燃焼ガスを用いて、導入される復水を熱交換により加熱するようになっており、
ガスタービン発電設備と蒸気タービン発電設備との間には、ガスタービン発電設備から蒸気タービン発電設備へ送られる蒸気の圧力を検出する蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段が設けられており、
プラント制御装置は、更にダクトバーナの上流側にある補助燃料弁の制御を行いその弁開度を調整し、
このプラント制御装置は、ガスタービン負荷制御モードにより制御を行う際、ダクトバーナの上流側にある前記補助燃料弁を、蒸気タービン発電機の負荷に基づいて算出されるダクトバーナ設定値に予め設定されたバイアス値を加算した設定値と、前記蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段により検出された蒸気の圧力との偏差に基づいて制御し、蒸気タービン負荷制御モードにより制御を行う際、ダクトバーナの上流側にある前記補助燃料弁を、発電設備全体負荷指令値とガスタービン発電機の負荷との偏差に基づいて算出されたダクトバーナ設定値と、蒸気タービン発電設備上流側圧力検出手段により検出された蒸気の圧力との偏差に基づいて制御することを特徴とする請求項１乃至３のいずれかに記載の発電プラント。 - ガスタービン発電設備は、前記排熱回収ボイラから送られる蒸気の圧力を検出する排熱回収ボイラ排気圧力検出手段を更に有し、
ガスタービン発電設備の排気回収ボイラの下流側に、この排気回収ボイラから排出された蒸気を付帯設備に直接送るとともにタービンバイパス弁を有するバイパスラインが設けられ、
蒸気タービン発電設備と付帯設備との間には、蒸気タービン発電設備から付帯設備へ送られる蒸気の圧力を検出する蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段が設けられており、
プラント制御装置は、バイパスライン上のタービンバイパス弁の制御を行いその弁開度を調整するため、排熱回収ボイラの運転状況に応じてオン／オフの切り替えが行われる排熱回収ボイラ起動停止モードを更に有し、
このプラント制御装置は、排熱回収ボイラ起動停止モードがオンとなっている際、前記タービンバイパス弁を前記排熱回収ボイラ排気圧力検出手段により検出された蒸気の圧力に基づいて制御し、排熱回収ボイラ起動停止モードがオフとなっている際、タービンバイパス弁を蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段により検出された蒸気の圧力に基づいて制御することを特徴とする請求項４記載の発電プラント。 - ガスタービン発電設備は、前記排熱回収ボイラから送られる蒸気の流量を測定する流量検出手段を更に有し、
前記付帯設備は、蒸気タービンから送られる蒸気を復水する熱交換器およびこの熱交換器に送る蒸気の流量を測定する流量検出手段を更に有し、
プラント制御装置は、ダクトバーナの上流側にある補助燃料弁を制御する際、ガスタービン発電設備の流量検出手段により検出された蒸気の流量と、付帯設備の流量検出手段により検出された蒸気の流量との偏差を更に参酌して制御することを特徴とする請求項５記載の発電プラント。 - 蒸気タービンから送られる蒸気のうち付帯設備の熱交換器に送られる蒸気以外の蒸気が調整弁を介して送られ、この蒸気から熱交換により復水を生成する復水器および復水器から排出された復水を排熱回収ボイラに送る復水ポンプを有する復水器設備を更に備え、
プラント制御装置は、更に復水器の上流側にある調整弁の制御を行いその弁開度を調整し、
このプラント制御装置は、ガスタービン負荷制御モードにより制御を行う際、復水器の上流側にある調整弁を、復水器圧力設定値に予め設定されたバイアス値を加算した設定値と、蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段により検出された蒸気の圧力との偏差に基づいて制御し、蒸気タービン負荷制御モードにより制御を行う際、復水器の上流側にある調整弁を、前記復水器圧力設定値と、蒸気タービン発電設備下流側圧力検出手段により検出された蒸気の圧力との偏差に基づいて制御することを特徴とする請求項５記載の発電プラント。 - ガスタービン発電設備は、排熱回収ボイラから送られる蒸気の流量を測定する流量検出手段を更に有し、
前記付帯設備は、熱交換器に送る蒸気の流量を測定する流量検出手段を更に有するとともに、復水器設備は、復水器に送る蒸気の流量を測定する流量検出手段を更に有し、
プラント制御装置は、ダクトバーナの上流側にある補助燃料弁を制御する際、ガスタービン発電設備の流量検出手段により検出された蒸気の流量と、付帯設備の流量検出手段により検出された蒸気の流量および復水器設備の流量検出手段により検出された蒸気の流量の合計量との偏差を更に参酌して制御することを特徴とする請求項７記載の発電プラント。 - プラント制御装置は、オン／オフの切り替えが行われる発電機個別負荷制御モードを更に有し、
このプラント制御装置は、発電機個別負荷制御モードがオンとなっている場合、燃焼器の上流側にある燃料弁を、ガスタービン発電機の構成に応じて予め設定された個別負荷設定値に基づいて制御するとともに、蒸気タービンの上流側にある加減弁を、蒸気タービン発電機の構成に応じて予め設定された個別負荷設定値に基づいて制御することを特徴とする請求項１乃至８に記載の発電プラント。 - 燃料弁を介して送られる燃料を燃焼する燃焼器、燃焼器から送られる燃焼ガスによって駆動されるガスタービン、ガスタービンに接続され発電を行うガスタービン発電機、ガスタービンから排気された燃焼ガスの排熱により蒸気を発生させる排熱回収ボイラおよびガスタービン発電機の負荷を検出するガスタービン負荷検出手段を有するガスタービン発電設備と、
前記排熱回収ボイラから蒸気加減弁を介して送られる蒸気によって駆動される蒸気タービン、蒸気タービンに接続され発電を行う蒸気タービン発電機、蒸気タービン発電機の負荷を検出する蒸気タービン負荷検出手段および蒸気タービンから送られる蒸気の圧力を検出する蒸気タービン排気圧力検出手段を有する蒸気タービン発電設備と、
前記蒸気タービンの排気または排熱回収ボイラから送られる蒸気を使用する付帯設備と、
ガスタービン負荷制御モードおよび蒸気タービン負荷制御モードの切り替え可能な２つの制御モードを有し、前記ガスタービン発電設備の前記燃料弁および蒸気タービン発電設備の前記蒸気加減弁の制御を行いそれぞれの弁開度を調整するプラント制御装置と、を備えた発電プラントの制御方法であって、
プラント制御装置の制御モード判定ロジック器により、ガスタービン負荷制御モードおよび蒸気タービン負荷制御モードのうちどちらの制御モードを用いるかを発電プラントの運転状況に応じて判定する工程と、
制御モード判定ロジック器からの判定結果に基づいて、ガスタービン負荷制御モードにより制御を行う場合には、前記燃焼器の燃料弁をガスタービン負荷検出手段により検出されたガスタービン発電機の負荷と蒸気タービン負荷検出手段により検出された蒸気タービン発電機の負荷との和に基づいて制御するとともに、前記蒸気加減弁を蒸気タービン排気圧力検出手段により検出された蒸気の圧力に基づいて制御し、蒸気タービン負荷制御モードにより制御を行う場合には、前記燃焼器の燃料弁をその弁開度が一定となるよう制御するとともに、前記蒸気加減弁を予め設定された発電設備全体負荷指令値とガスタービン負荷検出手段により検出されたガスタービン発電機の負荷との偏差に基づいて制御する工程と、
を備えたことを特徴とする発電プラントの制御方法。
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