JP5946697B2

JP5946697B2 - Gas turbine high temperature cooling system

Info

Publication number: JP5946697B2
Application number: JP2012119507A
Authority: JP
Inventors: 正和上田; 中村　愼祐; 愼祐中村
Original assignee: Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd
Current assignee: Mitsubishi Power Ltd
Priority date: 2012-05-25
Filing date: 2012-05-25
Publication date: 2016-07-06
Anticipated expiration: 2032-05-25
Also published as: JP2013245604A

Description

本発明は、コンバインドサイクル発電プラントに用いられるガスタービン高温部の冷却システムに関する。なお、ガスタービン高温部とは、例えば、ガスタービンの動静翼、ロータ等を指す。 The present invention relates to a cooling system for a high-temperature part of a gas turbine used in a combined cycle power plant. Note that the gas turbine high-temperature portion refers to, for example, a moving and stationary blade of a gas turbine, a rotor, and the like.

コンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービン及び蒸気タービンを組み合わせたプラントであり、高い発電効率を達成しうる発電方式として知られている。この発電プラントは、ガスタービンからの高温排ガスの排熱を利用して排熱回収ボイラで蒸気を生成し、この蒸気によって蒸気タービンを駆動するようになっている。 A combined cycle power plant is a plant that combines a gas turbine and a steam turbine, and is known as a power generation system that can achieve high power generation efficiency. In this power plant, steam is generated by an exhaust heat recovery boiler using the exhaust heat of high-temperature exhaust gas from a gas turbine, and the steam turbine is driven by this steam.

ここで、ガスタービンの出力に応じてタービン温度が変化すると、タービンの回転部（タービン動翼等）と静止部（ケーシング等）との間のクリアランスが変動してしまう。タービンの回転部と静止部とのクリアランスは、大きすぎると燃焼ガスの漏れに起因する効率低下を招き、小さすぎると回転部と静止部の接触のリスクが高まる。よって、ガスタービンの出力にかかわらずタービンの回転部と静止部との間の上記クリアランスを適切な範囲内に維持するため、タービン温度を設定温度に制御する必要がある。 Here, when the turbine temperature changes according to the output of the gas turbine, the clearance between the rotating part (turbine rotor blade or the like) of the turbine and the stationary part (casing or the like) changes. If the clearance between the rotating part and the stationary part of the turbine is too large, the efficiency is reduced due to leakage of combustion gas. If the clearance is too small, the risk of contact between the rotating part and the stationary part increases. Therefore, in order to maintain the clearance between the rotating portion and the stationary portion of the turbine within an appropriate range regardless of the output of the gas turbine, it is necessary to control the turbine temperature to the set temperature.

そこで、排熱回収ボイラへの給水との熱交換により冷媒を冷却し、該冷媒を用いて、ガスタービンの高温部を冷却するようにしたコンバインドサイクル発電プラントが知られている（特許文献１及び２参照）。このように、ガスタービン高温部の冷却用の冷媒を排熱回収ボイラへの給水とクーラにて熱交換させることで、ガスタービン高温部の冷却を効果的に行うとともに、給水への熱回収によりプラント全体の熱効率を改善することができる。
なお、特許文献１には、ガスタービンの圧縮機の途中から抽気された圧縮空気をガスタービン高温部の冷却用の冷媒として用いることが記載されている。 Therefore, a combined cycle power plant is known in which a refrigerant is cooled by heat exchange with feed water to an exhaust heat recovery boiler, and the high temperature portion of the gas turbine is cooled using the refrigerant (Patent Document 1 and 2). As described above, the refrigerant for cooling the high temperature portion of the gas turbine is subjected to heat exchange with the water supplied to the exhaust heat recovery boiler and the cooler, so that the high temperature portion of the gas turbine is effectively cooled and the heat recovery to the supply water is performed. The thermal efficiency of the entire plant can be improved.
Patent Document 1 describes that compressed air extracted from the middle of a compressor of a gas turbine is used as a refrigerant for cooling the high-temperature part of the gas turbine.

特許第３７１６１８８号公報Japanese Patent No. 3716188 特開２０００−２２７０３１号JP 2000-227031 A

ところで、ガスタービンの高温部を適切に冷却するためには、ガスタービンの出力が高いほど、ガスタービン高温部の冷却用の冷媒をより多くの給水と熱交換させることが望まれる。そのため、ガスタービン出力に応じて決まるクーラを通過する給水流量の目標値と、流量計によるクーラを通過する給水流量の検出値との偏差に基づいて、給水流量をフィードバック制御することが考えられる。 By the way, in order to cool the high temperature part of a gas turbine appropriately, it is desired that the refrigerant for cooling the high temperature part of the gas turbine exchanges heat with more feed water as the output of the gas turbine is higher. Therefore, it is conceivable to feedback-control the feed water flow rate based on the deviation between the target value of the feed water flow rate passing through the cooler determined according to the gas turbine output and the detected value of the feed water flow rate passing through the cooler by the flow meter.

しかしながら、本発明者らは、鋭意検討の結果、上述の手法によりクーラを通過する給水流量を制御した場合、ガスタービン出力に対するガスタービン高温部の冷却量（ガスタービン高温部と冷媒との熱交換量）の応答性が低いために、タービンの回転部と静止部との間のクリアランスが一時的に管理範囲を逸脱しうるとの知見を得た。
なお、ガスタービン出力に対してガスタービン高温部と冷媒との熱交換量が遅れるのは、次のような理由によると考えられる。すなわち、ガスタービン出力が変動すると、これに伴ってクーラを通過する給水流量の目標値が更新される。この新たな給水流量の目標値と、流量計によるクーラを通過する給水流量の検出値との偏差に基づくフィードバック制御によって、クーラにおける給水流量を調節するための流量調節弁の開度が変更され、クーラにおける給水流量が変化する。ところが、クーラにおける給水流量が変化しても、流量が変更された給水と冷媒とのクーラにおける熱交換によって、冷媒温度が実際に変化するまでの熱伝達の過程を経なければ、クーラへの給水供給量の変更の影響がガスタービン高温部の冷却量の変化として表れることがない。よって、上記クーラにおける熱伝達の過程が主な原因となり、ガスタービンの出力に対して、ガスタービン高温部と冷媒との熱交換量（冷却量）は遅れを持って追従することになると考えられる。 However, as a result of intensive studies, the inventors of the present invention have controlled the amount of cooling of the gas turbine high temperature portion with respect to the gas turbine output (heat exchange between the gas turbine high temperature portion and the refrigerant) when the feed water flow rate passing through the cooler is controlled by the above-described method. We obtained the knowledge that the clearance between the rotating part and the stationary part of the turbine could temporarily deviate from the management range because of the low responsiveness.
The reason why the heat exchange amount between the gas turbine high temperature part and the refrigerant is delayed with respect to the gas turbine output is considered to be as follows. That is, when the gas turbine output fluctuates, the target value of the feed water flow rate that passes through the cooler is updated accordingly. The feedback control based on the deviation between the new target value of the feed water flow rate and the detected value of the feed water flow rate passing through the cooler by the flow meter changes the opening of the flow rate control valve for adjusting the feed water flow rate in the cooler, The water supply flow rate in the cooler changes. However, even if the water supply flow rate in the cooler changes, the heat exchange in the cooler between the water supply and the refrigerant whose flow rate has been changed does not pass through the heat transfer process until the refrigerant temperature actually changes, so that the water supply to the cooler The influence of the change in the supply amount does not appear as a change in the cooling amount of the high temperature portion of the gas turbine. Therefore, it is considered that the heat transfer process in the cooler is the main cause, and the heat exchange amount (cooling amount) between the gas turbine high temperature portion and the refrigerant follows the output of the gas turbine with a delay. .

本発明は、上述の事情に鑑みてなされたものであり、ガスタービン出力の変動に迅速に応答してガスタービン高温部の冷却量を調節し、タービンの回転部と静止部との間のクリアランスの管理範囲からの一時的な逸脱を防止しうるガスタービン高温部の冷却システムを提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of the above-described circumstances, and adjusts the cooling amount of the gas turbine high-temperature part in response to the fluctuation of the gas turbine output quickly, and the clearance between the rotating part and the stationary part of the turbine. An object of the present invention is to provide a cooling system for a high-temperature portion of a gas turbine that can prevent temporary deviation from the management range of the gas turbine.

本発明に係るガスタービン高温部の冷却システムは、ガスタービンの排熱を利用して排熱回収ボイラにおいて給水を加熱して蒸気を生成し、該蒸気によって蒸気タービンを駆動するコンバインドサイクル発電プラントに用いられるガスタービン高温部の冷却システムであって、前記ガスタービンの高温部の冷却に用いられる冷媒を前記給水との熱交換によって冷却するクーラと、前記クーラへの前記給水の供給量を調節する流量調節弁と、前記ガスタービンの出力に応じて決定される前記供給量の目標値に、前記ガスタービンの前記出力に対する、前記熱交換に起因した前記ガスタービン高温部の冷却量の応答遅れに応じて決定される補正値を加算して前記供給量の設定値を求め、該設定値に基づいて前記流量調節弁を制御するコントローラとを備えることを特徴とする。 A cooling system for a high-temperature section of a gas turbine according to the present invention is a combined cycle power plant that generates steam by heating feed water in an exhaust heat recovery boiler using exhaust heat of the gas turbine, and driving the steam turbine with the steam. A cooling system for a high-temperature portion of a gas turbine used, wherein a cooler that cools a refrigerant used for cooling the high-temperature portion of the gas turbine by heat exchange with the feed water, and a supply amount of the feed water to the cooler are adjusted a flow control valve, a target value of the supply amount determined in accordance with the output of the gas turbine, with respect to the output of the gas turbine, the response delay of the amount of cooling due to the heat exchange the gas turbine hot section A controller for obtaining a set value of the supply amount by adding a correction value determined in accordance with the control value and controlling the flow rate control valve based on the set value Characterized in that it comprises a.

このガスタービン高温部の冷却システムでは、ガスタービン出力に応じて決定される給水供給量の目標値に、ガスタービン出力に対するガスタービン高温部の冷却量の応答性に応じて決定される補正値を加算して給水供給量の設定値を求め、該設定値に基づいて流量調節弁を制御するようになっている。そのため、ガスタービン出力に変動が生じても、補正値の加算により先行的に給水供給量の調節が行われるため、ガスタービン出力の変動に迅速に応答してガスタービン高温部の冷却量を調節することができる。よって、タービンの回転部と静止部とのクリアランスの管理範囲からの一時的な逸脱を防止することができる。 In this gas turbine high temperature part cooling system, a correction value determined according to the response of the cooling amount of the gas turbine high temperature part to the gas turbine output is set to the target value of the feed water supply amount determined according to the gas turbine output. The set value of the water supply amount is obtained by addition, and the flow rate control valve is controlled based on the set value. Therefore, even if fluctuations occur in the gas turbine output, the feed water supply amount is adjusted in advance by adding a correction value. Therefore, the cooling amount of the gas turbine high-temperature part is adjusted quickly in response to the fluctuations in the gas turbine output. can do. Therefore, temporary deviation from the management range of the clearance between the rotating part and the stationary part of the turbine can be prevented.

上記ガスタービン高温部の冷却システムにおいて、前記コントローラは、前記ガスタービンによって駆動される発電機の電力系統に対する併入及び解列時に、前記補正値の加算を無効化し、前記補正値が加算されていない前記目標値を前記設定値として用い、前記流量調節弁の制御を行ってもよい。
電力系統に対する発電機の併入及び解列時に、ガスタービンの負荷は不安定であり、大きく急激に変動する。そのため、このような場合においても給水供給量の目標値への補正値の加算を行えば、補正値の加算が外乱となって、ガスタービン高温部の冷却量の適切な制御が却って妨げられるおそれがある。そこで、上述のように、発電機の併入及び解列時に、給水冷却量の目標値への補正値の加算を無効化し、補正値が加算されていない目標値を給水冷却量の設定値として用いることで、発電機の併入及び解列時においてもガスタービン高温部の冷却量を適切に制御できる。 In the gas turbine high-temperature cooling system, the controller invalidates the addition of the correction value and adds the correction value when the generator driven by the gas turbine is combined and disconnected. The target value may not be used as the set value, and the flow rate control valve may be controlled.
When the generator is connected to and disconnected from the power system, the load of the gas turbine is unstable and fluctuates greatly. Therefore, even in such a case, if the correction value is added to the target value of the feed water supply amount, the addition of the correction value becomes a disturbance, and appropriate control of the cooling amount of the gas turbine high temperature part may be hindered. There is. Therefore, as described above, when the generator is inserted and disconnected, the addition of the correction value to the target value of the feed water cooling amount is invalidated, and the target value to which the correction value is not added is set as the set value of the feed water cooling amount. By using it, it is possible to appropriately control the cooling amount of the high-temperature part of the gas turbine even when the generator is inserted and disconnected.

発電機の併入及び解列時に補正値の加算を無効化する場合、前記コントローラは、前記ガスタービンの前記出力に一次遅れ処理を施す一次遅れ要素と、前記ガスタービンの前記出力と、前記一次遅れ処理が施された前記出力との偏差に基づいて前記補正値を決定し、該補正値を前記目標値に加算して前記設定値とする先行制御部と、前記供給量の検出値と前記設定値との偏差に基づいて、前記流量調節弁の開度をフィードバック制御するフィードバック制御部と、前記発電機と前記電力系統との間に設けられた遮断器の開閉信号に基づいて、前記一次遅れ要素をオフにして、前記先行制御部による前記補正値の加算を無効化する先行制御無効化部とを含んでいてもよい。
これにより、一次遅れ要素、先行制御部、フィードバック制御部及び先行制御無効化部という簡単な構成で、ガスタービンの状態（発電機の併入及び解列時であるか否か）に応じて、給水冷却量の目標値への補正値の加算の有無を切り換えて、ガスタービン高温部の冷却量を適切に制御できる。 When invalidating addition of a correction value at the time of generator insertion and disconnection, the controller includes a primary delay element that performs a primary delay process on the output of the gas turbine, the output of the gas turbine, and the primary The correction value is determined based on a deviation from the output subjected to the delay process, the correction value is added to the target value to be the set value, the detection value of the supply amount, and the Based on a deviation from a set value, a feedback control unit that feedback-controls the opening degree of the flow rate control valve, and based on a switching signal of a circuit breaker provided between the generator and the power system, the primary A preceding control invalidation unit that turns off the delay element and invalidates the addition of the correction value by the preceding control unit.
Thereby, with a simple configuration of a first-order lag element, a preceding control unit, a feedback control unit, and a preceding control invalidation unit, depending on the state of the gas turbine (whether it is at the time of generator insertion and disconnection), By switching whether or not the correction value is added to the target value of the feed water cooling amount, it is possible to appropriately control the cooling amount of the high temperature portion of the gas turbine.

また、この場合、前記先行制御無効化部は、前記遮断器の開閉信号を受け取ってから所定の期間、前記一次遅れ要素をオフにしてもよい。
これにより、コントローラの構成を複雑化することなく、遮断器の開閉信号を受け取った後のガスタービン負荷が不安定である所定期間（発電機の併入又は解列後の所定の期間）、一次遅れ要素をオフにして、給水供給量の目標値への補正値の加算を無効化できる。 In this case, the preceding control invalidation unit may turn off the first-order lag element for a predetermined period after receiving the circuit breaker switching signal.
Thereby, without complicating the configuration of the controller, the gas turbine load after receiving the circuit breaker switching signal is unstable for a predetermined period (predetermined period after the addition or disconnection of the generator), the primary The delay element can be turned off to invalidate the addition of the correction value to the target value of the water supply amount.

本発明によれば、ガスタービン出力に応じて決定される給水供給量の目標値に、ガスタービン出力に対するガスタービン高温部の冷却量の応答性に応じて決定される補正値を加算するようにしたので、ガスタービン出力に変動が生じても、補正値の加算により先行的に給水供給量の調節が行われるため、ガスタービン出力の変動に迅速に応答してガスタービン高温部の冷却量を調節することができる。よって、タービンの回転部と静止部とのクリアランスの管理範囲からの一時的な逸脱を防止することができる。 According to the present invention, the correction value determined according to the responsiveness of the cooling amount of the gas turbine high-temperature part to the gas turbine output is added to the target value of the feed water supply amount determined according to the gas turbine output. Therefore, even if the gas turbine output fluctuates, the feed water supply amount is adjusted in advance by adding the correction value, so that the cooling amount of the gas turbine high-temperature part can be quickly adjusted in response to the gas turbine output fluctuation. Can be adjusted. Therefore, temporary deviation from the management range of the clearance between the rotating part and the stationary part of the turbine can be prevented.

コンバインドサイクル発電プラントの全体構成例を示す図である。It is a figure which shows the example of whole structure of a combined cycle power plant. 空気圧縮機からの圧縮空気の一部を冷却する冷却システムの詳細例を示す図である。It is a figure which shows the detailed example of the cooling system which cools a part of compressed air from an air compressor. 流量調節弁（回収弁又はダンプ弁）の開度制御を行う際のコントローラの制御ロジックを示すブロック図である。It is a block diagram which shows the control logic of the controller at the time of performing opening degree control of a flow control valve (collection valve or dump valve). 先行制御部による補正値の加算の技術的意義を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the technical significance of the addition of the correction value by a prior | preceding control part.

以下、添付図面に従って本発明の実施形態について説明する。ただし、この実施形態に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、特定的な記載がない限り本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the accompanying drawings. However, the dimensions, materials, shapes, relative arrangements, and the like of the components described in this embodiment are not intended to limit the scope of the present invention unless otherwise specified, and are merely illustrative examples. Only.

図１は、コンバインドサイクル発電プラント（以下、発電プラントと称する）の全体構成例を示す図である。
同図に示すように、発電プラント１は、主として、ガスタービン２と、蒸気タービン１０と、排熱回収ボイラ２０と、ガスタービン高温部の冷却システム３０とを備えている。 FIG. 1 is a diagram illustrating an overall configuration example of a combined cycle power plant (hereinafter referred to as a power plant).
As shown in FIG. 1, the power plant 1 mainly includes a gas turbine 2, a steam turbine 10, an exhaust heat recovery boiler 20, and a cooling system 30 for the gas turbine high temperature section.

発電プラント１は、ガスタービン２及び蒸気タービン１０のロータが共通である１軸型であってもよいし、ガスタービン２及び蒸気タービン１０のロータが互いに独立である多軸型であってもよい。なお、図１には、１軸型の発電プラント１を示した。 The power plant 1 may be a single-shaft type in which the rotors of the gas turbine 2 and the steam turbine 10 are common, or may be a multi-shaft type in which the rotors of the gas turbine 2 and the steam turbine 10 are independent of each other. . FIG. 1 shows a uniaxial power plant 1.

ガスタービン２及び蒸気タービン１０のロータには、発電機８が連結されている。そして、ガスタービン２及び蒸気タービン１０のロータが回転することで、発電機８が駆動されて電力が生成されるようになっている。なお、発電機８の電気的出力は電力量計３５によって計測される。電力量計３５の計測結果は後述のコントローラ５０に送られ、流量調節弁（回収弁３７又はダンプ弁３９）の開度制御に用いられる。
また、発電機８は、遮断器３４を介して電力系統９に連系される。遮断器３４の開閉信号は、コントローラ５０に送られ、流量調節弁（回収弁３７又はダンプ弁３９）の開度制御に用いられる。 A generator 8 is connected to the rotors of the gas turbine 2 and the steam turbine 10. And the rotor of the gas turbine 2 and the steam turbine 10 rotates, and the generator 8 is driven and electric power is produced | generated. The electrical output of the generator 8 is measured by the watt hour meter 35. The measurement result of the watt-hour meter 35 is sent to a controller 50 described later, and is used for opening degree control of the flow rate adjustment valve (recovery valve 37 or dump valve 39).
Further, the generator 8 is connected to the power system 9 via the circuit breaker 34. The open / close signal of the circuit breaker 34 is sent to the controller 50 and used for opening degree control of the flow rate adjusting valve (recovery valve 37 or dump valve 39).

ガスタービン２は、空気圧縮機３、タービン４及び燃焼器５を有している。空気圧縮機３は、大気を吸入して圧縮し、燃焼器５に供給する。燃焼器５では、空気圧縮機３から供給された圧縮空気を燃焼用空気として用い、燃料ガスを燃焼させる。燃焼器５における燃焼によって生成された燃焼ガスは、タービン４に供給され、タービン４を駆動する。タービン４を通過した後の燃焼ガス（排ガス）は、排熱回収ボイラ２０に導かれて、排熱回収ボイラ２０における蒸気生成用熱源として利用された後に排気される。
なお、空気圧縮機３で生成される圧縮空気の一部は、空気圧縮機３の途中で抽気され、後述する冷却システム３０におけるＴＣＡクーラ３１によって冷却されてタービン冷却空気とされ、タービン４の高温部（例えば動静翼やロータ）の冷却に用いられる。 The gas turbine 2 includes an air compressor 3, a turbine 4, and a combustor 5. The air compressor 3 sucks and compresses the atmosphere and supplies it to the combustor 5. In the combustor 5, the compressed gas supplied from the air compressor 3 is used as combustion air, and fuel gas is combusted. Combustion gas generated by combustion in the combustor 5 is supplied to the turbine 4 to drive the turbine 4. The combustion gas (exhaust gas) after passing through the turbine 4 is guided to the exhaust heat recovery boiler 20 and is exhausted after being used as a heat source for generating steam in the exhaust heat recovery boiler 20.
A part of the compressed air generated by the air compressor 3 is extracted in the middle of the air compressor 3 and cooled by a TCA cooler 31 in a cooling system 30 to be described later to be turbine cooling air. Used for cooling parts (for example, moving blades and rotors).

排熱回収ボイラ２０内には、低圧節炭器２７、中圧節炭器２８、高圧節炭器２９、低圧蒸発器２４、中圧蒸発器２５及び高圧蒸発器２６が配置されている。低圧蒸発器２４には低圧ドラム２１が付属されている。中圧蒸発器２５には中圧ドラム２２が付属されている。高圧蒸発器２６には高圧ドラム２３が付属されている。 In the exhaust heat recovery boiler 20, a low-pressure economizer 27, an intermediate-pressure economizer 28, a high-pressure economizer 29, a low-pressure evaporator 24, an intermediate-pressure evaporator 25, and a high-pressure evaporator 26 are arranged. A low-pressure drum 21 is attached to the low-pressure evaporator 24. An intermediate pressure drum 22 is attached to the intermediate pressure evaporator 25. A high pressure drum 23 is attached to the high pressure evaporator 26.

蒸気タービン１０は、高圧タービン１１、中圧タービン１２及び低圧タービン１３を備えている。高圧タービン１１には、高圧ドラム２３からの飽和蒸気を排熱回収ボイラ２０内の高圧過熱器（不図示）で過熱した高圧蒸気が供給される。高圧タービン１１に供給された高圧蒸気は、高圧タービン１１で仕事をした後、排熱回収ボイラ２０内の再熱器（不図示）に送られる。 The steam turbine 10 includes a high pressure turbine 11, an intermediate pressure turbine 12, and a low pressure turbine 13. The high-pressure turbine 11 is supplied with high-pressure steam obtained by overheating the saturated steam from the high-pressure drum 23 by a high-pressure superheater (not shown) in the exhaust heat recovery boiler 20. The high-pressure steam supplied to the high-pressure turbine 11 is sent to a reheater (not shown) in the exhaust heat recovery boiler 20 after working in the high-pressure turbine 11.

排熱回収ボイラ２０の再熱器には、高圧タービン１１で仕事をした後の高圧蒸気（再熱前の低温蒸気）に加えて、中圧ドラム２２からの飽和蒸気を排熱回収ボイラ２０内の中圧過熱器（不図示）で過熱した蒸気も供給される。そして、再熱器で昇温された蒸気は、再熱蒸気として、中圧タービン１２に供給される。中圧タービン１２に供給された再熱蒸気は、中圧タービン１２で仕事をした後、低圧タービン１３に供給される。 In the reheater of the exhaust heat recovery boiler 20, in addition to the high-pressure steam (low-temperature steam before reheating) after working in the high-pressure turbine 11, saturated steam from the intermediate pressure drum 22 is contained in the exhaust heat recovery boiler 20. Steam heated by a medium pressure superheater (not shown) is also supplied. The steam heated by the reheater is supplied to the intermediate pressure turbine 12 as reheated steam. The reheat steam supplied to the intermediate pressure turbine 12 is supplied to the low pressure turbine 13 after working in the intermediate pressure turbine 12.

低圧タービン１３には、中圧タービン１２で仕事をした後の再熱蒸気に加えて、低圧ドラム２１からの飽和蒸気を排熱回収ボイラ２０内の低圧過熱器（不図示）で過熱した蒸気も供給される。 In addition to the reheated steam after working in the intermediate pressure turbine 12, the low pressure turbine 13 also includes steam obtained by superheating saturated steam from the low pressure drum 21 by a low pressure superheater (not shown) in the exhaust heat recovery boiler 20. Supplied.

低圧タービン１３からの排気は、復水器１５に導かれて復水される。復水器１５で生成された水は、低圧給水ポンプ１６により、低圧節炭器２７に導入される。低圧節炭器２７を通過した水は、一部が低圧ドラム２１に給水され、残りは高中圧給水ポンプ１７に導かれる。高中圧給水ポンプ１７は、高圧節炭器２９を介して高圧給水を高圧ドラム２３に供給するとともに、中圧節炭器２８を介して中圧給水を中圧ドラム２２に供給する。高圧ドラム２３、中圧ドラム２２及び低圧ドラム２１に導かれた給水は、それぞれ、高圧蒸発器２６、中圧蒸発器２５及び低圧蒸発器２４においてタービン４からの排ガスと熱交換されて蒸発し、各ドラム（２３，２２，２１）に飽和蒸気として溜まるようになっている。 Exhaust gas from the low-pressure turbine 13 is led to the condenser 15 to be condensed. The water generated in the condenser 15 is introduced into the low pressure economizer 27 by the low pressure feed water pump 16. Part of the water that has passed through the low-pressure economizer 27 is supplied to the low-pressure drum 21, and the rest is guided to the high / medium-pressure water supply pump 17. The high and medium pressure feed water pump 17 supplies high pressure feed water to the high pressure drum 23 via the high pressure economizer 29 and also supplies medium pressure feed water to the intermediate pressure drum 22 via the medium pressure economizer 28. The feed water introduced to the high-pressure drum 23, the intermediate-pressure drum 22 and the low-pressure drum 21 evaporates by exchanging heat with the exhaust gas from the turbine 4 in the high-pressure evaporator 26, the intermediate-pressure evaporator 25 and the low-pressure evaporator 24, respectively. Each drum (23, 22, 21) accumulates as saturated vapor.

さらに、発電プラント１には、空気圧縮機３からの圧縮空気の一部を冷却してタービン冷却空気（「冷媒」に相当）とする冷却システム３０が設けられている。図２は、冷却システム３０の詳細例を示す図である。
同図に示すように、冷却システム３０は、高中圧給水ポンプ１７と高圧ドラム２３との間において、ＥＣＯ側給水ライン３２とクーラ側給水ライン４２とを有している。ＥＣＯ側給水ライン３２は、ＴＣＡクーラ３１の上流側の分岐点Ａにおいてクーラ側給水ライン４２から分岐し、回収弁３７よりも下流側の合流点Ｂにおいてクーラ側給水ライン４２と合流する。
なお、ＥＣＯ側給水ライン３２には、排熱回収ボイラ２０の高圧節炭器２９が設けられている。 Further, the power plant 1 is provided with a cooling system 30 that cools a part of the compressed air from the air compressor 3 to form turbine cooling air (corresponding to “refrigerant”). FIG. 2 is a diagram illustrating a detailed example of the cooling system 30.
As shown in the figure, the cooling system 30 includes an ECO side water supply line 32 and a cooler side water supply line 42 between the high and medium pressure water supply pump 17 and the high pressure drum 23. The ECO side water supply line 32 branches from the cooler side water supply line 42 at the branch point A upstream of the TCA cooler 31, and merges with the cooler side water supply line 42 at the junction B downstream of the recovery valve 37.
The ECO-side water supply line 32 is provided with a high-pressure economizer 29 for the exhaust heat recovery boiler 20.

クーラ側給水ライン４２には、空気圧縮機３からの圧縮空気の一部（「冷媒」に相当）を冷却するＴＣＡクーラ３１（「クーラ」に相当）が設けられている。ＴＣＡクーラ３１では、空気圧縮機３からの圧縮空気の一部が、ＴＣＡクーラ３１内を流れる高圧給水との熱交換によって冷却されるようになっている。ＴＣＡクーラ３１で冷却された圧縮空気は、タービン冷却空気として、タービン４の高温部の冷却に用いられる。 The cooler-side water supply line 42 is provided with a TCA cooler 31 (corresponding to “cooler”) that cools a part of the compressed air from the air compressor 3 (corresponding to “refrigerant”). In the TCA cooler 31, a part of the compressed air from the air compressor 3 is cooled by heat exchange with high-pressure feed water flowing in the TCA cooler 31. The compressed air cooled by the TCA cooler 31 is used for cooling the high temperature portion of the turbine 4 as turbine cooling air.

クーラ側給水ライン４２のＴＣＡクーラ３１よりも下流側には、ＥＣＯ側給水ライン３２との合流点Ｂに向かって回収ライン３３が延びている。この回収ライン３３は、ＴＣＡクーラ３１を通過した後の高圧給水を回収して、高圧ドラム２３に送るための配管である。なお、回収ライン３３には、回収ライン３３を流れる高圧給水の流量を調節するための回収弁３７が設けられている。 A recovery line 33 extends toward the junction B with the ECO side water supply line 32 on the downstream side of the TCA cooler 31 of the cooler side water supply line 42. The recovery line 33 is a pipe for recovering the high-pressure feed water after passing through the TCA cooler 31 and sending it to the high-pressure drum 23. The recovery line 33 is provided with a recovery valve 37 for adjusting the flow rate of the high-pressure feed water flowing through the recovery line 33.

また、ＴＣＡクーラ３１の下流側には、回収ライン３３とは別に、ＴＣＡクーラ３１を通過した後の高圧給水を復水器１５にダンプ（排出）するダンプライン３８が設けられている。このダンプライン３８には、ダンプライン３８を流れる高圧給水の流量を調節するためのダンプ弁３９が設けられている。 In addition to the recovery line 33, a dump line 38 that dumps (discharges) high-pressure feed water that has passed through the TCA cooler 31 to the condenser 15 is provided on the downstream side of the TCA cooler 31. The dump line 38 is provided with a dump valve 39 for adjusting the flow rate of the high-pressure feed water flowing through the dump line 38.

なお、ＴＣＡクーラ３１を通過する高圧給水の流量は、ＴＣＡクーラ３１の上流側に設けた流量計３６によって計測可能である。 Note that the flow rate of the high-pressure feed water passing through the TCA cooler 31 can be measured by a flow meter 36 provided on the upstream side of the TCA cooler 31.

上述のように回収ライン３３とは別にダンプライン３８を設けるのは、高圧ドラム２３が要求する高圧給水の流量と、ＴＣＡクーラ３１が要求する高圧給水の流量とが一致しない場合において、両者の要求を同時に満たすためである。
例えば、発電プラント１の起動時や低負荷運転時には排熱回収ボイラ２０における高圧給水の蒸発量が少ないため、この少ない蒸発量に応じて、高圧ドラム２３への高圧給水の供給量を減らす必要がある。一方、タービン４の高温部の冷却を確実に行うためには、ＴＣＡクーラ３１における高圧給水の流量をある程度は確保しなければならない。このような状況下では、回収弁３７の開度を小さくし、ダンプ弁３９の開度を大きくすることで、ＴＣＡクーラ３１がガスタービン高温部の冷却のために要求する高圧給水の流量を維持しながら、少ない蒸発量に見合った適量の高圧給水を高圧ドラム２３に供給することができる。逆に、発電プラント１の高負荷運転時には、回収弁３７の開度を大きくし、ダンプ弁３９の開度を小さくすることで、ＴＣＡクーラ３１が要求する高圧給水の流量を維持しながら、多い蒸発量に見合った適量の高圧給水を高圧ドラム２３に供給することができる。 As described above, the dump line 38 is provided separately from the recovery line 33 when the flow rate of the high-pressure feed water required by the high-pressure drum 23 and the flow rate of the high-pressure feed water required by the TCA cooler 31 do not match. It is for satisfying simultaneously.
For example, since the amount of evaporation of the high-pressure feedwater in the exhaust heat recovery boiler 20 is small at the time of starting the power plant 1 or during a low load operation, it is necessary to reduce the supply amount of the high-pressure feedwater to the high-pressure drum 23 according to this small amount of evaporation. is there. On the other hand, in order to reliably cool the high temperature portion of the turbine 4, the flow rate of the high-pressure feed water in the TCA cooler 31 must be ensured to some extent. Under such circumstances, the flow rate of the high-pressure feed water required by the TCA cooler 31 for cooling the high-temperature portion of the gas turbine is maintained by reducing the opening degree of the recovery valve 37 and increasing the opening degree of the dump valve 39. However, an appropriate amount of high-pressure water supply commensurate with a small amount of evaporation can be supplied to the high-pressure drum 23. Conversely, when the power plant 1 is in a high load operation, the opening of the recovery valve 37 is increased and the opening of the dump valve 39 is decreased, while maintaining the flow rate of the high-pressure feed water required by the TCA cooler 31. An appropriate amount of high-pressure water supply corresponding to the evaporation amount can be supplied to the high-pressure drum 23.

回収ライン３３の回収弁３７及びダンプライン３８のダンプ弁３９は、コントローラ５０の制御下で開度が調節される。この際、回収弁３７及びダンプ弁３９の両方について、ＴＣＡクーラ３１を通過する高圧給水の流量（流量計３６による検出値）に基づくフィードバック制御を行ってもよい。
あるいは、回収弁３７及びダンプ弁３９の一方のみについてＴＣＡクーラ３１における高圧給水の流量（流量計３６による検出値）に基づくフィードバック制御を行い、回収弁３７及びダンプ弁３９の他方についてはガスタービン２の出力（電力量計３５による検出値）と弁開度との関係を示す関数を用いて制御を行ってもよい。このように、上記フィードバック制御の対象を回収弁３７とダンプ弁３９のいずれか一方のみとすることで、回収弁３７とダンプ弁３９の制御干渉を防止できる。なお、回収弁３７とダンプ弁３９の制御干渉とは、ＴＣＡクーラ３１を通過する高圧給水の流量という１つの制御因子に基づいて回収弁３７及びダンプ弁３９という２つの弁を制御する場合に各弁の開度制御が互いに干渉し合い、制御上の不都合が生じることをいう。 The opening degree of the recovery valve 37 of the recovery line 33 and the dump valve 39 of the dump line 38 are adjusted under the control of the controller 50. At this time, both the recovery valve 37 and the dump valve 39 may be subjected to feedback control based on the flow rate of high-pressure feed water that passes through the TCA cooler 31 (detected value by the flow meter 36).
Alternatively, feedback control based on the flow rate of high-pressure feed water in the TCA cooler 31 (detected value by the flow meter 36) is performed for only one of the recovery valve 37 and the dump valve 39, and the gas turbine 2 is used for the other of the recovery valve 37 and the dump valve 39. Control may be performed using a function indicating the relationship between the output (the value detected by the watt-hour meter 35) and the valve opening. As described above, by controlling only one of the recovery valve 37 and the dump valve 39 as a target of the feedback control, control interference between the recovery valve 37 and the dump valve 39 can be prevented. Note that the control interference between the recovery valve 37 and the dump valve 39 occurs when two valves, the recovery valve 37 and the dump valve 39, are controlled based on one control factor, that is, the flow rate of high-pressure feed water that passes through the TCA cooler 31. This means that the valve opening control interferes with each other, resulting in inconvenience in control.

図３は、回収弁３７及びダンプ弁３９の少なくとも一方の弁（「流量調節弁」に相当）について上記フィードバック制御を行う際のコントローラ５０の制御ロジックを示すブロック図である。
同図に示すように、コントローラ５０は、主として、ガスタービン２の出力に応じてＴＣＡクーラ３１における高圧給水の流量の目標値を決定する関数発生器５２と、該目標値に先行制御用の補正値を加算して、ＴＣＡクーラ３１における高圧給水の流量の設定値を求める先行制御部６０と、該設定値と流量計３６の検出値との偏差に基づいて流量調節弁（回収弁３７及びダンプ弁３９の少なくとも一方の弁）を制御するフィードバック制御部５４とで構成してもよい。 FIG. 3 is a block diagram showing a control logic of the controller 50 when the feedback control is performed on at least one of the recovery valve 37 and the dump valve 39 (corresponding to a “flow control valve”).
As shown in the figure, the controller 50 mainly includes a function generator 52 that determines a target value of the flow rate of the high-pressure feed water in the TCA cooler 31 in accordance with the output of the gas turbine 2, and a correction for preceding control on the target value. The control unit 60 that obtains the set value of the flow rate of the high-pressure water supply in the TCA cooler 31 by adding the values, and the flow rate adjusting valve (the recovery valve 37 and the dump valve) based on the deviation between the set value and the detected value of the flow meter 36 The feedback control unit 54 may control at least one of the valves 39).

関数発生器５２は、ガスタービン２の出力（電力量計３５による検出値）と、ＴＣＡクーラ３１における高圧給水の流量の目標値との関係を規定する関数を発生させ、ガスタービン２の出力に応じた上記目標値を決定する。 The function generator 52 generates a function that defines the relationship between the output of the gas turbine 2 (the value detected by the watt-hour meter 35) and the target value of the flow rate of the high-pressure feed water in the TCA cooler 31, and outputs the function to the output of the gas turbine 2. The target value corresponding to the above is determined.

先行制御部６０は、ガスタービン２の出力（電力量計３５による検出値）に対するガスタービン２の高温部の冷却量の応答性に応じて、関数発生器５２により求めた上記目標値に加算すべき補正値を算出し、上記目標値と補正値との和をＴＣＡクーラ３１における高圧給水の流量の設定値とする。 The preceding control unit 60 adds to the target value obtained by the function generator 52 in accordance with the responsiveness of the cooling amount of the high temperature part of the gas turbine 2 to the output of the gas turbine 2 (detected value by the watt hour meter 35). The power correction value is calculated, and the sum of the target value and the correction value is set as the set value of the flow rate of the high-pressure water supply in the TCA cooler 31.

図４は、先行制御部６０による補正値の加算の技術的意義を説明するための図である。
同図のグラフＧ１で示したように、時刻ｔ_１〜ｔ_２においてガスタービン出力が上昇する場合、ガスタービン２の高温部の温度を適切な範囲内に維持するために必要な冷却量もガスタービン出力に応じて増加する。ところが、関数発生器５２により決定されたＴＣＡクーラ３１における高圧給水の流量の目標値と、流量計３６の検出値との偏差に基づいて流量調節弁（回収弁３７及びダンプ弁３９の少なくとも一方の弁）をフィードバック制御部５４で制御しても、ガスタービン２の出力に対してガスタービン高温部の冷却量は遅れて追従する（図４のグラフＧ２参照）。そこで、先行制御部６０によって、ガスタービン２の出力（電力量計３５による検出値）に対するガスタービン２の高温部の冷却量の応答性に応じて決定される補正値を関数発生器５２により求めた上記目標値に加算して、ＴＣＡクーラ３１における高圧給水の流量の設定値を求める。 FIG. 4 is a diagram for explaining the technical significance of addition of correction values by the advance control unit 60.
As shown by the graph G1 in the figure, when the gas turbine output rises at the times t _{1 to} t ₂ , the amount of cooling required to maintain the temperature of the high temperature part of the gas turbine 2 within an appropriate range is also gas. It increases with turbine output. However, the flow rate adjustment valve (at least one of the recovery valve 37 and the dump valve 39 is based on the deviation between the target value of the flow rate of the high-pressure feed water in the TCA cooler 31 determined by the function generator 52 and the detected value of the flow meter 36. Even if the valve) is controlled by the feedback control unit 54, the cooling amount of the gas turbine high-temperature part follows the output of the gas turbine 2 with a delay (see graph G2 in FIG. 4). Therefore, the function generator 52 determines a correction value determined by the preceding control unit 60 according to the responsiveness of the cooling amount of the high temperature portion of the gas turbine 2 with respect to the output of the gas turbine 2 (detected value by the watt hour meter 35). The set value of the flow rate of the high-pressure feed water in the TCA cooler 31 is obtained by adding to the target value.

先行制御部６０は、図３に示すように、ガスタービン２の出力（電力量計３５による検出値）に対して一次遅れ処理を施す一次遅れ要素６２と、一次遅れ要素６２からの出力値とガスタービン２の出力（電力量計３５による検出値）の偏差を算出する減算器６４と、減算器６４からの出力値に応じた補正値を求めるための関数を発生させる関数発生器６６と、関数発生器６６により得られた補正値を関数発生器５２から出力された上記目標値に加算する加算器６８とにより構成してもよい。
なお、一次遅れ要素６２の時定数Ｔは、ガスタービン２の出力（電力量計３５による検出値）に対するガスタービン２の高温部の冷却量の応答性に応じて決定してもよい。例えば、ガスタービン２の出力のステップ状の入力に対するガスタービン２の高温部の冷却量の応答（ステップ応答）が、前記冷却量の最終的な変化量の約６３．２％に到達するまでの時間から一次遅れ要素６２の時定数Ｔを決定してもよい。 As shown in FIG. 3, the advance control unit 60 performs a first-order lag element 62 that performs a first-order lag process on the output of the gas turbine 2 (detected value by the watt-hour meter 35), and an output value from the first-order lag element 62. A subtractor 64 for calculating the deviation of the output of the gas turbine 2 (detected value by the watt hour meter 35), a function generator 66 for generating a function for obtaining a correction value according to the output value from the subtractor 64, You may comprise with the adder 68 which adds the correction value obtained by the function generator 66 to the said target value output from the function generator 52. FIG.
The time constant T of the first-order lag element 62 may be determined according to the responsiveness of the cooling amount of the high temperature portion of the gas turbine 2 to the output of the gas turbine 2 (detected value by the watt hour meter 35). For example, the response (step response) of the cooling amount of the high temperature portion of the gas turbine 2 to the stepped input of the output of the gas turbine 2 reaches about 63.2% of the final change amount of the cooling amount. The time constant T of the primary delay element 62 may be determined from the time.

また、ガスタービン２の出力に対するガスタービン２の高温部の冷却量の応答性がむだ時間を含んでいる場合、一次遅れ要素６２とむだ時間要素との組み合わせからの出力値を減算器６４に入力し、関数発生器５２から出力された上記目標値に加算すべき補正値を関数発生器６６にて求めてもよい。 Further, when the response of the cooling amount of the high temperature portion of the gas turbine 2 to the output of the gas turbine 2 includes a dead time, the output value from the combination of the primary delay element 62 and the dead time element is input to the subtractor 64. Then, the function generator 66 may obtain a correction value to be added to the target value output from the function generator 52.

フィードバック制御部５４は、先行制御部６０で得られたＴＣＡクーラ３１における高圧給水の流量の設定値と、流量計３６による検出値との偏差を算出する減算器５６と、該偏差に基づいて流量調節弁（回収弁３７及びダンプ弁３９の少なくとも一方の弁）の弁開度指令値を算出する制御器５８とで構成してもよい。なお、制御器５８として、例えば図３に示すように、ＰＩ制御器を用いることができる。 The feedback control unit 54 calculates a deviation between the set value of the flow rate of the high-pressure water supply in the TCA cooler 31 obtained by the preceding control unit 60 and the detected value by the flow meter 36, and the flow rate based on the deviation. You may comprise with the controller 58 which calculates the valve opening degree command value of a control valve (valve of at least one of the collection valve 37 and the dump valve 39). As the controller 58, for example, a PI controller can be used as shown in FIG.

ところで、電力系統９に対する発電機８の併入及び解列時に、ガスタービン２の負荷は不安定であり、急激に大きく変動する。そのため、このような場合においても先行制御部６０による上記目標値への補正値の加算を行えば、補正値の加算が外乱となって、ガスタービン２の高温部の冷却量の適切な制御が却って妨げられるおそれがある。
そこで、電力系統９に対する発電機８の併入及び解列時に、先行制御部６０による上記目標値への補正値の加算を無効化し、関数発生器５２から出力された上記目標値をそのままＴＣＡクーラ３１における高圧給水の流量の設定値として用い、流量調節弁（回収弁３７及びダンプ弁３９の少なくとも一方の弁）の開度制御を行ってもよい。 By the way, when the generator 8 is inserted into and disconnected from the power system 9, the load of the gas turbine 2 is unstable and greatly fluctuates. Therefore, even in such a case, if the preceding control unit 60 adds the correction value to the target value, the addition of the correction value becomes a disturbance, and appropriate control of the cooling amount of the high temperature part of the gas turbine 2 is performed. On the other hand, there is a risk of being disturbed.
Therefore, when the generator 8 is inserted into and disconnected from the power system 9, addition of the correction value to the target value by the preceding control unit 60 is invalidated, and the target value output from the function generator 52 is directly used as the TCA cooler. It may be used as a set value for the flow rate of the high-pressure feed water at 31 to control the opening degree of the flow rate control valve (at least one of the recovery valve 37 and the dump valve 39).

発電機８の併入及び解列時に先行制御部６０による補正値の加算を無効化する場合、コントローラ５０は、遮断器３４の開閉信号に基づいて一次遅れ要素６２をオフにする（言い換えると、一次遅れ要素６２の働きを無効化する）先行制御無効化部７０を備えていてもよい。先行制御無効化部７０は、図３に示すように、遮断器３４の開閉信号を受け取ってから所定時間経過するまでの間、シグナルジェネレータ７４から得たゼロの値を減算器６４に入力し、それ以外は一次遅れ要素６２からの出力値を減算器６４に入力する切換器７２を備えていてもよい。これにより、遮断器３４の開閉信号を受け取ってから所定時間経過するまでの間（ガスタービン２の出力が安定するまでの間）、先行制御部６０による補正値の加算を無効化して、発電機８の併入及び解列時においてもガスタービン２の高温部の冷却量を適切に制御できる。 When invalidating the addition of the correction value by the preceding control unit 60 when the generator 8 is inserted and disconnected, the controller 50 turns off the primary delay element 62 based on the open / close signal of the circuit breaker 34 (in other words, A preceding control invalidating unit 70 that invalidates the function of the first-order lag element 62 may be provided. As shown in FIG. 3, the advance control invalidation unit 70 inputs the zero value obtained from the signal generator 74 to the subtractor 64 until a predetermined time elapses after receiving the open / close signal of the circuit breaker 34, Other than that, a switch 72 for inputting the output value from the first-order lag element 62 to the subtractor 64 may be provided. As a result, the addition of the correction value by the preceding control unit 60 is invalidated until a predetermined time elapses after the opening / closing signal of the circuit breaker 34 is received (until the output of the gas turbine 2 is stabilized), and the generator The amount of cooling of the high-temperature part of the gas turbine 2 can be appropriately controlled even when 8 is inserted and disconnected.

以上説明したように、本実施形態では、ガスタービン２の出力に応じて関数発生器５２により決定されるＴＣＡクーラ３１への給水供給量の目標値に、ガスタービン２の出力に対するガスタービン高温部の冷却量の応答性に応じて関数発生器６６にて決定される補正値を加算してＴＣＡクーラ３１への給水供給量の設定値を求め、該設定値に基づいて流量調節弁（回収弁３７及びダンプ弁３９の少なくとも一方の弁）をフィードバック制御部５４により制御するようになっている。そのため、ガスタービン２の出力に変動が生じても、補正値の加算により先行的に給水供給量の調節が行われるため、ガスタービン２の出力の変動に迅速に応答してガスタービン高温部の冷却量を調節することができる。よって、タービン４の回転部と静止部とのクリアランスの管理範囲からの一時的な逸脱を防止し、該クリアランスを介した燃焼ガスの漏れを抑制して発電効率を高く維持するとともに、タービン４の回転部と静止部との接触を防止することができる。 As described above, in the present embodiment, the target value of the feed water supply amount to the TCA cooler 31 determined by the function generator 52 according to the output of the gas turbine 2 is set to the high temperature portion of the gas turbine with respect to the output of the gas turbine 2. A correction value determined by the function generator 66 according to the responsiveness of the cooling amount is added to obtain a set value of the amount of water supply to the TCA cooler 31, and a flow rate adjusting valve (recovery valve) is obtained based on the set value. 37 and at least one of the dump valve 39) is controlled by a feedback control unit 54. For this reason, even if the output of the gas turbine 2 fluctuates, the feed water supply amount is adjusted in advance by adding the correction value. The amount of cooling can be adjusted. Therefore, temporary deviation from the management range of the clearance between the rotating part and the stationary part of the turbine 4 is prevented, and leakage of combustion gas through the clearance is suppressed to maintain high power generation efficiency. Contact between the rotating part and the stationary part can be prevented.

以上、本発明の実施形態について詳細に説明したが、本発明はこれに限定されず、本発明の要旨を逸脱しない範囲において、各種の改良や変形を行ってもよいのはいうまでもない。 As mentioned above, although embodiment of this invention was described in detail, it cannot be overemphasized that this invention is not limited to this, In the range which does not deviate from the summary of this invention, various improvement and deformation | transformation may be performed.

例えば上述の実施形態では、空気圧縮機３から抽気した圧縮空気をＴＣＡクーラ３１にて冷却して、これをガスタービン２の高温部の冷却用の冷媒（タービン冷却空気）とする例について説明したが、ガスタービン２の高温部を冷却するための冷媒は、排熱回収ボイラへの給水との熱交換によって冷却された媒体であれば特に限定されず、例えば蒸気タービン１０を駆動するための蒸気であってもよい。 For example, in the above-described embodiment, the example in which the compressed air extracted from the air compressor 3 is cooled by the TCA cooler 31 and used as the cooling refrigerant (turbine cooling air) for the high temperature portion of the gas turbine 2 has been described. However, the refrigerant for cooling the high-temperature part of the gas turbine 2 is not particularly limited as long as it is a medium cooled by heat exchange with the feed water to the exhaust heat recovery boiler. For example, steam for driving the steam turbine 10 It may be.

また上述の実施形態では、回収ライン３３の回収弁３７及びダンプライン３８のダンプ弁３９の少なくとも一方の弁（「流量調節弁」に相当）をコントローラ５０によって図３に示すロジックにて開度制御する例について説明したが、図３に示すロジックによる開度制御の対象は、クーラ（ＴＣＡクーラ３１）への給水供給量を調節可能であれば特に限定されない。例えば、ダンプライン３８を有しない発電プラント１の場合、回収弁３７を図３に示すロジックで開度制御してもよい。また、流量調節弁が設けられる位置も特に限定されず、例えば流量調節弁をクーラ（ＴＣＡクーラ３１）の上流側に設けてもよい。 In the above-described embodiment, at least one of the recovery valve 37 of the recovery line 33 and the dump valve 39 of the dump line 38 (corresponding to a “flow control valve”) is controlled by the controller 50 using the logic shown in FIG. Although the example to do was demonstrated, the object of the opening degree control by the logic shown in FIG. 3 will not be specifically limited if the water supply supply amount to a cooler (TCA cooler 31) can be adjusted. For example, in the case of the power plant 1 without the dump line 38, the opening degree of the recovery valve 37 may be controlled by the logic shown in FIG. Further, the position where the flow control valve is provided is not particularly limited, and for example, the flow control valve may be provided on the upstream side of the cooler (TCA cooler 31).

さらに上述の実施形態では、高中圧給水ポンプ１７によってクーラ（ＴＣＡクーラ３１）に供給される高圧給水と、空気圧縮機３から抽気した圧縮空気（「冷媒」に相当）とを熱交換させる例について説明したが、ガスタービン２の高温部の冷却用の冷媒は排熱回収ボイラ２０への他の給水（低圧給水や中圧給水等）と熱交換させてもよい。 Furthermore, in the above-described embodiment, heat exchange is performed between the high-pressure feed water supplied to the cooler (TCA cooler 31) by the high-medium pressure feed water pump 17 and the compressed air extracted from the air compressor 3 (corresponding to “refrigerant”). As described above, the refrigerant for cooling the high-temperature portion of the gas turbine 2 may exchange heat with other feed water (such as low-pressure feed water or medium-pressure feed water) to the exhaust heat recovery boiler 20.

１コンバインドサイクル発電プラント
２ガスタービン
３空気圧縮機
４タービン
５燃焼器
８発電機
９電力系統
１０蒸気タービン
１１高圧タービン
１２中圧タービン
１３低圧タービン
２０排熱回収ボイラ
２１低圧ドラム
２２中圧ドラム
２３高圧ドラム
２４低圧蒸発器
２５中圧蒸発器
２６高圧蒸発器
２７低圧節炭器
２８中圧節炭器
２９高圧節炭器
３０冷却システム
３１ＴＣＡクーラ（クーラ）
３２ＥＣＯ側給水ライン
３３回収ライン
３４遮断器
３５電力量計
３６流量計
３７回収弁
３８ダンプライン
３９ダンプ弁
４２クーラ側給水ライン
５０コントローラ
５２関数発生器
５４フィードバック制御部
５６減算器
５８ＰＩ制御器
６０先行制御部
６２一次遅れ要素
６４減算器
６６関数発生器
６８加算器
７０先行制御無効化部
７２切換器
７４シグナルジェネレータ DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Combined cycle power plant 2 Gas turbine 3 Air compressor 4 Turbine 5 Combustor 8 Generator 9 Electric power system 10 Steam turbine 11 High pressure turbine 12 Medium pressure turbine 13 Low pressure turbine 20 Waste heat recovery boiler 21 Low pressure drum 22 Medium pressure drum 23 High pressure Drum 24 Low pressure evaporator 25 Medium pressure evaporator 26 High pressure evaporator 27 Low pressure economizer 28 Medium pressure economizer 29 High pressure economizer 30 Cooling system 31 TCA cooler (cooler)
32 ECO side water supply line 33 Recovery line 34 Circuit breaker 35 Electric energy meter 36 Flow meter 37 Recovery valve 38 Dump line 39 Dump valve 42 Cooler side water supply line 50 Controller 52 Function generator 54 Feedback control unit 56 Subtractor 58 PI controller 60 Advancing control unit 62 First-order lag element 64 Subtractor 66 Function generator 68 Adder 70 Advancing control invalidating unit 72 Switching device 74 Signal generator

Claims

A cooling system for a high-temperature section of a gas turbine used in a combined cycle power plant that heats feed water in an exhaust heat recovery boiler using exhaust heat of a gas turbine to generate steam and drives the steam turbine with the steam,
A cooler that cools a refrigerant used for cooling a high-temperature portion of the gas turbine by heat exchange with the feed water;
A flow control valve for adjusting the amount of water supply to the cooler;
The target value of the supply amount determined according to the output of the gas turbine is determined according to the response delay of the cooling amount of the high-temperature portion of the gas turbine caused by the heat exchange with respect to the output of the gas turbine. A cooling system for a high-temperature portion of a gas turbine, comprising: a controller that adds a correction value to obtain a set value of the supply amount and controls the flow rate control valve based on the set value.

The controller invalidates the addition of the correction value and uses the target value to which the correction value is not added as the set value at the time of insertion and disconnection from the power system of the generator driven by the gas turbine. 2. The cooling system for a high-temperature portion of a gas turbine according to claim 1, wherein the flow control valve is controlled.

The controller is
The correction value is determined based on a deviation between the output of the gas turbine and the output subjected to the first-order lag processing by a first-order lag element, and the correction value is added to the target value to be the set value. A preceding control unit;
A feedback control unit that feedback-controls the opening of the flow rate control valve based on a deviation between the detected value of the supply amount and the set value;
Advance control invalidation that turns off the first-order lag element and invalidates the addition of the correction value by the advance control unit based on an open / close signal of a circuit breaker provided between the generator and the power system The gas turbine high temperature part cooling system according to claim 2, wherein the gas turbine high temperature part is cooled.

4. The cooling system for a high-temperature part of a gas turbine according to claim 3, wherein the preceding control invalidation unit turns off the first-order lag element for a predetermined period after receiving the circuit breaker switching signal.

The controller is
The correction value is determined based on a deviation between the output of the gas turbine and the output subjected to the first-order lag processing by a first-order lag element, and the correction value is added to the target value to be the set value. A preceding control unit;
A feedback control unit that feedback-controls the opening of the flow rate control valve based on a deviation between the detected value of the supply amount and the set value;
Including
5. The time constant of the first-order lag element is determined according to responsiveness of a cooling amount of the high-temperature portion of the gas turbine with respect to an output of the gas turbine. 6. The gas turbine hot section cooling system described.

The time constant is the time until the step response of the cooling amount of the high temperature portion of the gas turbine to the stepped input of the output of the gas turbine reaches 63.2% of the final change amount of the cooling amount. The cooling system for a high-temperature part of a gas turbine according to claim 5, wherein the cooling system is time.

An air compressor,
A combustor configured to burn fuel using compressed air from the air compressor as combustion air;
A turbine configured to be driven by combustion gas from the combustor;
A gas turbine for a combined cycle power plant comprising:
The high temperature portion of the gas turbine is cooled by a refrigerant cooled by heat exchange with the feed water in the exhaust heat recovery boiler of the combined cycle power plant. A gas turbine for a combined cycle power plant, comprising the cooling system according to any one of the above.

A steam turbine;
A gas turbine according to claim 7;
A combined cycle power plant comprising: an exhaust heat recovery boiler configured to generate steam for driving the steam turbine using exhaust gas from the gas turbine as a heat source.