JPH05306601A - Starter of combined plant - Google Patents
Starter of combined plantInfo
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- JPH05306601A JPH05306601A JP10999592A JP10999592A JPH05306601A JP H05306601 A JPH05306601 A JP H05306601A JP 10999592 A JP10999592 A JP 10999592A JP 10999592 A JP10999592 A JP 10999592A JP H05306601 A JPH05306601 A JP H05306601A
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- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
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- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
【０００１】[0001]
【産業上の利用分野】本発明は、ガスタービン−蒸気タ
ービンコンバインドプラントに係り、とくに、復水器脱
気系統を有するコンバインドプラントの起動時間を短縮
するのに好適なコンバインドプラントの起動装置に関す
る。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a gas turbine-steam turbine combined plant, and more particularly to a combined plant starting device suitable for shortening the starting time of the combined plant having a condenser deaeration system.
【０００２】[0002]
【従来の技術】従来のコンバインドプラントにおいて
は、たとえば特開平２−１９６１１３号公報に記載され
ているように、ガスタービン点火、ガスタービン負荷上
昇、蒸気タービン負荷上昇など一連の起動操作は、あら
かじめ設定されたプログラム制御により行われているの
が一般的である。たとえば、図１０に示すように、冷却
水ポンプ起動から再循環弁閉止までの操作において、各
機器の起動までの時間は、それぞれの機器特性を考慮し
た最適値に設定されている。ところが、真空ポンプ起動
からガスタービン通気までの間隔は、蒸気タービン通気
条件として、ボイラへ給水する復水器ホットウエル内の
溶存酸素濃度が規定値以下でなければならない。その理
由は溶存酸素濃度の高い復水によりボイラ内の伝熱管の
腐食やスケール付着をもたらすからである。そのため、
プラント起動時は、脱気時間ｔD によって決定される。
そこで、従来技術では、冬期の脱気時間を基準に起動操
作プログラムが設定されている。2. Description of the Related Art In a conventional combined plant, a series of starting operations such as gas turbine ignition, gas turbine load increase, steam turbine load increase are set in advance, as described in, for example, Japanese Patent Application Laid-Open No. 2-196113. Generally, the program control is performed. For example, as shown in FIG. 10, in the operation from the start of the cooling water pump to the closing of the recirculation valve, the time from the start of each device is set to an optimum value in consideration of each device characteristic. However, the interval from the activation of the vacuum pump to the gas turbine ventilation is that the dissolved oxygen concentration in the condenser hot well for supplying water to the boiler must be equal to or less than a specified value as a steam turbine ventilation condition. The reason is that the condensate with a high dissolved oxygen concentration causes corrosion of the heat transfer tubes in the boiler and scale adhesion. for that reason,
When the plant is started, it is determined by the degassing time t D.
Therefore, in the related art, the startup operation program is set based on the degassing time in winter.
【０００３】また、たとえば特開平２−１６１１０９号
公報に記載されているように、コンバインドプラントに
おける部分負荷運転時の脱気性能の劣化を最小限に抑制
する方法が提案されている。Further, as described in, for example, Japanese Patent Application Laid-Open No. 2-161109, a method for suppressing deterioration of deaeration performance during partial load operation in a combined plant has been proposed.
【０００４】[0004]
【発明が解決しようとする課題】前記脱気時間ｔD は、
図１０の上部に示すように、復水器冷却水の温度の影響
を受け易く、冬期よりも夏期の方が脱気時間は短かくな
る。しかるに、従来技術ではこの点について配慮がなさ
れておらず、夏期には蒸気タービン通気条件が早く整っ
ても起動することができないという問題があった。また
起動時間を短縮することができないということは、上記
蒸気タービンによって起動される発電機からの電力の供
給を早期に供給できないという問題があった。そこで、
冬期と夏期とで起動操作プログラムによる脱気時間を変
更するという考え方がある。しかるに、現在のシステム
では、各機器毎に運転パターンが決められており、運用
とくに設定時間を変更することは、プログラムの内容を
変更することになるので、機器の取り扱い上繁雑となる
という問題がある。そこで、このような危険をおかして
までも脱気時間を短縮する必要なしとの判断から、従来
技術では冬期の脱気時間を基準にして起動時間を設定し
ているものと想定される。The degassing time t D is
As shown in the upper part of FIG. 10, the temperature of the condenser cooling water is easily affected, and the degassing time is shorter in the summer than in the winter. However, in the conventional technique, no consideration has been given to this point, and there has been a problem in the summer that the steam turbine cannot be started even if the ventilation conditions for the steam turbine are set quickly. In addition, the fact that the startup time cannot be shortened has a problem that the power supply from the generator started by the steam turbine cannot be supplied early. Therefore,
There is an idea of changing the deaeration time by the startup operation program between winter and summer. However, in the current system, the operation pattern is determined for each device, and changing the operation, especially the set time, changes the contents of the program, so there is a problem that it becomes complicated in handling the device. is there. Therefore, based on the judgment that it is not necessary to shorten the degassing time even with such a risk, it is assumed that the starting time is set based on the degassing time in winter in the related art.
【０００５】一方、後者の従来技術においても、起動時
間を短縮についての配慮がなされていなかった。On the other hand, even in the latter prior art, no consideration has been given to shortening the starting time.
【０００６】本発明の目的は、コンバインドプラントの
起動状態によって変化する脱気時間に合わせて蒸気ター
ビン通気時期を最適化し、コンバインドプラントの起動
時間の短縮を可能とするコンバインドサイクルプラント
の起動装置を提供することにある。An object of the present invention is to provide a combined cycle plant starter capable of shortening the combined plant start time by optimizing the steam turbine aeration timing in accordance with the deaeration time which varies depending on the combined plant start state. To do.
【０００７】[0007]
【課題を解決するための手段】上記目的を達成するため
に、第１発明は、ガスタービンと、該ガスタービンの排
熱を回収するボイラーと、該ボイラーで発生した蒸気に
よって駆動される蒸気タービンと、該蒸気タービンで仕
事をした蒸気を凝縮させる復水器と、該復水器からの給
水を前記ボイラに圧送する給水ポンプと、前記復水器の
不凝縮ガスを排気する真空ポンプと、前記復水器のホッ
トウエル内の凝縮水を再循環させて脱気する脱気系統と
を備えたコンバインドプラントにおいて、前記ホットウ
エル出口の溶存酸素濃度を計測する溶存酸素濃度を計測
する手段と、該溶存酸素濃度計測手段からの計測信号に
より前記ボイラーへの給水可能な濃度を達成する脱気時
間予測手段と、該脱気時間予測手段による脱気予測に基
づいて前記ガスタービンの起動および前記蒸気タービン
の通気の各時期を決定する起動パターン演算手段とを備
えたものである。In order to achieve the above object, the first invention is a gas turbine, a boiler for recovering exhaust heat of the gas turbine, and a steam turbine driven by steam generated in the boiler. A condenser that condenses the steam that has worked in the steam turbine, a water supply pump that pressure-feeds the water supplied from the condenser to the boiler, and a vacuum pump that exhausts the non-condensed gas of the condenser. In a combined plant equipped with a degassing system for degassing by recirculating condensed water in the hot well of the condenser, a means for measuring the dissolved oxygen concentration for measuring the dissolved oxygen concentration at the hot well outlet, Degassing time predicting means for achieving a concentration capable of supplying water to the boiler based on a measurement signal from the dissolved oxygen concentration measuring means, and the gas tank based on the degassing prediction by the degassing time predicting means. It is obtained by a start pattern calculation means for determining each time bin of activation and venting of the steam turbine.
【０００８】前記脱気時間予測手段は、あらかじめ設定
された目標溶存酸素濃度と、前記溶存酸素濃度計測手段
にて実測された初期溶存酸素濃度および一定時間内にお
ける溶存酸素濃度の変化に基づいて前記ボイラーへの給
水可能を達成する脱気時間を予測する演算器と、該演算
器よりの信号から前記ガスタービン起動より負荷運転開
始までの時間を減算する第１減算器と、該第１減算器よ
りの信号からガスタービン負荷運転開始より蒸気タービ
ン通気までの時間を減算する第２減算器とを備えたもの
である。The degassing time predicting means is based on the target dissolved oxygen concentration set in advance, the initial dissolved oxygen concentration actually measured by the dissolved oxygen concentration measuring means, and the change in the dissolved oxygen concentration within a certain period of time. An arithmetic unit that predicts a deaeration time for achieving water supply to the boiler, a first subtractor that subtracts the time from the gas turbine start to the load operation start from a signal from the arithmetic unit, and the first subtractor And a second subtractor that subtracts the time from the start of gas turbine load operation to the steam turbine ventilation.
【０００９】上記目的を達成するために、第２の発明
は、ガスタービンと、該ガスタービンの排熱を回収する
ボイラーと、該ボイラーで発生した蒸気によって駆動さ
れる蒸気タービンと、該蒸気タービンで仕事をした蒸気
を凝縮させる復水器と、該復水器からの給水を前記ボイ
ラーに圧送する給水ポンプと、前記復水器の不凝縮ガス
を排出する真空ポンプと、前記復水器のホットウエル内
の凝縮水を再循環させて脱気する脱気手段とを備えたコ
ンバインドプラントにおいて、前記ホットウエル出口の
溶存酸素濃度および凝縮水温度を計測する手段と、該計
測手段からの計測信号により前記ボイラーへの給水可能
な濃度を達成する時間を予測する脱気時間予測手段と、
該脱気時間予測手段からの脱気予測時間信号に基づいて
前記ガスタービンの起動および前記蒸気タービンの通気
の各時期を決定する起動パターン演算手段とを備えたも
のである。In order to achieve the above object, a second invention is a gas turbine, a boiler for recovering exhaust heat of the gas turbine, a steam turbine driven by steam generated in the boiler, and the steam turbine. The condenser that condenses the steam that worked in the above, the feed pump that feeds the feed water from the condenser to the boiler, the vacuum pump that discharges the non-condensable gas of the condenser, and the condenser In a combined plant equipped with a degassing means for degassing by recirculating the condensed water in the hot well, a means for measuring the dissolved oxygen concentration and condensed water temperature at the hot well outlet, and a measurement signal from the measuring means. Degassing time prediction means for predicting the time to achieve the concentration of water that can be supplied to the boiler by,
And a start-up pattern calculating means for determining each time of starting the gas turbine and venting the steam turbine based on a degassing predicted time signal from the degassing time predicting means.
【００１０】前記脱気時間予測手段は、前記溶存酸素濃
度計測手段にて実測された初期溶存酸素濃度および前記
凝縮水温度計測手段にて実測された凝縮水温度に基づい
て前記ボイラーへの給水可能な溶存酸素濃度を達成する
脱気時間を予測する演算器と、該演算器よりの信号から
前記ガスタービン起動より負荷運転開始までの時間を減
算する第１減算器と、該第１減算器よりの信号からガス
タービン負荷運転開始より前記蒸気タービン通気までの
時間を減算する第２減算器とを備えたものである。The degassing time predicting means can supply water to the boiler based on the initial dissolved oxygen concentration actually measured by the dissolved oxygen concentration measuring means and the condensed water temperature actually measured by the condensed water temperature measuring means. A degassing time for achieving a high dissolved oxygen concentration, a first subtractor for subtracting the time from the gas turbine start to the load operation start from the signal from the calculator, and the first subtractor And a second subtractor for subtracting the time from the start of gas turbine load operation to the steam turbine ventilation.
【００１１】上記目的を達成するために、第３の発明
は、ガスタービンと、該ガスタービンの排熱を回収する
ボイラーと、該ボイラーで発生した蒸気によって駆動さ
れる蒸気タービンと、該蒸気タービンで仕事をした蒸気
を凝縮させる復水器と、該復水器に冷却水を送る冷却水
ポンプと、前記復水器からの給水を前記ボイラーに圧送
する給水ポンプと、前記復水器の不凝縮ガスを排出する
真空ポンプと、前記復水器のホットウエル内の凝縮水を
再循環させて脱気する脱気手段を備えたコンバインドプ
ラントにおいて、前記ホットウエル出口の溶存酸素濃度
および前記復水器へ送る冷却水の温度とを計測する手段
と、該計測手段からの計測信号によりボイラーへの給水
可能な濃度を達成する時間を予測する脱気時間予測手段
と、該脱気時間予測手段からの信号に基づいて前記ガス
タービンの起動および前記蒸気タービンの通気の各時期
を決定する起動パターン演算手段とを備えたものであ
る。In order to achieve the above object, a third invention is a gas turbine, a boiler for recovering exhaust heat of the gas turbine, a steam turbine driven by steam generated in the boiler, and the steam turbine. The condenser that condenses the steam that worked in the above, the cooling water pump that sends the cooling water to the condenser, the water supply pump that pressurizes the water supply from the condenser to the boiler, and the condenser In a combined plant equipped with a vacuum pump for discharging condensed gas and a degassing means for degassing by recirculating condensed water in the hot well of the condenser, the dissolved oxygen concentration at the hot well outlet and the condensed water Means for measuring the temperature of the cooling water to be sent to the vessel, degassing time prediction means for predicting the time for achieving the concentration at which water can be supplied to the boiler based on the measurement signal from the measuring means, and the degassing time prediction It is obtained by a start pattern calculation means for determining each time the ventilation of boot and the steam turbine of the gas turbine based on a signal from the stage.
【００１２】前記脱気時間予測手段は、前記溶存酸素濃
度計測手段にて実測された初期溶存酸素濃度および前記
計測手段にて実測された復水器へ送る冷却水の温度に基
づいて前記ボイラーへの給水可能な溶存酸素濃度を達成
する脱気時間を予測する演算器と、該演算器よりの信号
から前記ガスタービン起動より負荷運転開始までの時間
を減算する第１減算器と、該第１減算器よりの信号から
ガスタービン負荷運転開始より前記蒸気タービン通気ま
での時間を減算する第２減算器とを備えたものである。The degassing time predicting means sends to the boiler based on the initial dissolved oxygen concentration measured by the dissolved oxygen concentration measuring means and the temperature of the cooling water sent to the condenser measured by the measuring means. A calculator for predicting the degassing time for achieving the dissolved oxygen concentration capable of supplying water, a first subtractor for subtracting the time from the start of the gas turbine to the start of load operation from the signal from the calculator, and the first subtractor And a second subtractor for subtracting the time from the start of the gas turbine load operation to the steam turbine ventilation, from the signal from the subtractor.
【００１３】[0013]
【作用】コンバインドプラントでは、復水器内の真空を
真空ポンプにより上げて酸素分圧を下げ、かつ復水器の
ホットウエル内の凝縮水を脱気手段により脱気させる給
水脱気の場合には、脱気の程度を示す溶存酸素濃度が時
間に対し対数的に変化する。しかも一般に上記ホットウ
エル内の凝縮水温度レベルによって溶存酸素濃度変化勾
配が異なる特性を有している。そこで、第１および第２
発明では、あらかじめ目標溶存酸素濃度を設定し、初期
溶存酸素濃度および一定時間における溶存酸素濃度の変
化を計測手段にて実測し、これらに基づいてボイラーへ
の給水可能な溶存酸素濃度を達成する脱気時間予測手段
にて予測しているので、ボイラーへ給水する復水器ホッ
トウエル内の溶存酸素濃度が規定値以下になる時期と蒸
気タービン通気時期とを常に一致させることができる。
したがって、復水器の冷却水を海水などの自然水を用い
ているプラントに実施した場合における冬期と夏期で大
幅に異なる脱気時間を予測することが可能となり、かつ
ガスタービン起動や蒸気タービン通気の各時期を上記予
測により最適化し、コンバインドプラント起動時間の短
縮をはかることができる。[Operation] In the combined plant, when the vacuum in the condenser is raised by the vacuum pump to reduce the oxygen partial pressure and the condensed water in the hot well of the condenser is degassed by the degassing means, , The dissolved oxygen concentration, which indicates the degree of degassing, changes logarithmically with time. Moreover, generally, the gradient of the dissolved oxygen concentration changes depending on the temperature level of the condensed water in the hot well. Therefore, the first and second
In the invention, the target dissolved oxygen concentration is set in advance, the change in the initial dissolved oxygen concentration and the dissolved oxygen concentration at a certain time is actually measured by the measuring means, and the deoxidation for achieving the dissolved oxygen concentration capable of supplying water to the boiler is based on these. Since it is predicted by the air-time predicting means, the time when the dissolved oxygen concentration in the condenser hot well that supplies water to the boiler becomes equal to or less than the specified value and the steam turbine aeration time can always be matched.
Therefore, it is possible to predict a significantly different degassing time between winter and summer when the condenser cooling water is applied to a plant that uses natural water such as seawater, and it is possible to predict gas turbine startup and steam turbine ventilation. It is possible to shorten the combined plant start-up time by optimizing each time of the above by the above prediction.
【００１４】また、第２発明では、目標溶存酸素濃度を
あらかじめ設定し、初期溶存酸素濃度および凝縮水温度
を実測するのみで、脱気時間を予測しているので、ガス
タービン起動や蒸気タービン通気の各時期を最適化し、
コンバインドプラント起動時間の短縮をはかることがで
きるのみでなく、蒸気タービンの通気時期に合わせて冷
却水ポンプの起動時期を決定することが可能となりコン
バインドプラント全体の運用を最適化することができ
る。In the second invention, the target dissolved oxygen concentration is set in advance, and the degassing time is predicted only by actually measuring the initial dissolved oxygen concentration and the condensed water temperature. Optimize each period of
Not only can the combined plant start-up time be shortened, but also the start-up time of the cooling water pump can be determined according to the ventilation timing of the steam turbine, and the operation of the entire combined plant can be optimized.
【００１５】さらに、第３発明では、前記第３発明のホ
ットウエル出口の凝縮水温度を実測する代りに、冷却水
出口の温度を実測する温度検出手段を設けているので、
前記第２発明と同様な効果を有する。Further, in the third invention, since temperature measuring means for measuring the temperature of the cooling water outlet is provided instead of measuring the temperature of the condensed water at the hot well outlet of the third invention,
It has the same effect as the second invention.
【００１６】[0016]
【実施例】以下、本発明の一実施例を示す図１乃至図５
により説明する。図１は、ガスタービンと蒸気タービン
とを組合せた代表的なコンバインドサイクルに本発明を
実施した一例を示す。図１に示すように、コンバインド
サイクルは、ガスタービン１と、該ガスタービン１によ
って駆動されるガスタービン発電機１４と、上記ガスタ
ービン１および上記ガスタービン発電機１４に起動や負
荷操作信号を送るガスタービン制御装置１３と、上記ガ
スタービン１からの排熱を回収する排熱回収ボイラ２
と、該ボイラ２で発生した蒸気によって駆動される蒸気
タービン３と、該蒸気タービン３によって駆動される蒸
気タービン発電機１５と、上記蒸気タービン３、上記蒸
気タービン発電機１５および流量調整弁２３に起動およ
び負荷操作信号や開閉信号を送る蒸気タービン制御装置
１２と、上記蒸気タービン３で仕事をした蒸気を凝縮さ
せる復水器４と、上記凝縮した復水を給水弁５７を介し
て上記ボイラ２に圧送する給水ポンプ５と、上記復水器
４内の不凝縮ガスを排気する真空ポンプ６と、上記復水
器４内に冷却水を供給し、復水器４内の温度を低下させ
る冷却水ポンプ１０と、上記復水器４の下方部に形成さ
れたホットウエル１６内の凝縮水を再循環させて脱気す
る脱気系統７とを備えている。また該脱気系統７には、
上記給水ポンプ５からの給水の一部を上記ホットウエル
１６内に再循環させる再循環弁８と、脱気ノズル９と、
上記ホットウエル１６出口の溶存酸素濃度変化を計測す
る溶存酸素濃度計２０とを備えている。さらに、上記溶
存酸素濃度計２０からの計測信号により上記排熱回収ボ
イラ２へ給水可能な溶存酸素濃度すなわち、目標溶存酸
素濃度を達成するのに要する時間を予測する脱気時間予
測器２１と、該脱気時間予測器２１からの信号により上
記ガスタービン制御装置１３、上記蒸気タービン制御装
置１２、上記給水ポンプ５、上記再循環弁８、上記真空
ポンプ６および上記冷却水ポンプ１０へ起動操作指令を
送る起動パターン演算器１１とを備えている。上記起動
パターン演算器１１は、図２に示すようにプラント起動
指令器２５からの起動信号により上記冷却水ポンプ１０
へ起動指令を発信する冷却水ポンプ起動指令器２９と、
上記プラント起動指令器２５からの信号を受信したの
ち、タイマー設定器３１にて設定された時間ｔ1 だけ遅
れてタイマー３０より発信する信号によって上記給水ポ
ンプ５へ起動指令を発信する給水ポンプ起動指令器３２
と、上記プラント起動指令器２５からの信号を受信した
のち、タイマー設定器３４にて設定された時間ｔ2 だけ
遅れてタイマー３３より発信する信号４６によって上記
真空ポンプ６、再循環弁８へそれぞれ起動指令を発信す
る真空ポンプ起動指令器３５と、上記再循環弁８へ開く
指令を発信する再循環弁開指令器３６とを備えている。
なお上記給水ポンプ５が起動しても、給水弁５７は閉じ
ているので、排熱回収ボイラ２への供給を停止してい
る。また、上記起動パターン演算器１１は、上記タイマ
ー３３よりの信号４６によって上記真空ポンプ６が起動
する時間よりも上記脱気時間予測器２１から送られる時
間ｔ3だけ遅れてタイマー４７より発信する信号４９に
よって上記ガスタービン制御装置１３を介して上記ガス
タービン１へ起動指令を発信するガスタービン起動指令
器４８と、上記真空ポンプ起動指令信号４９よりもタイ
マー設定器５０にて設定された時間ｔ4 だけ遅れてタイ
マー５１より発信する信号５３によって上記ガスタービ
ン制御装置１３を介して上記ガスタービン１へ負荷運転
指令を発信するガスタービン負荷運転指令器５２と、上
記信号５３によって給水弁５７に開指令を発信する給水
弁開指令器５８と、上記信号５３よりもタイマー設定器
５４にて設定された時間ｔ5 だけ遅れてタイマー５５よ
り発信する信号によって上記蒸気タービン制御装置１２
を介して上記蒸気タービン１５へ通気指令を発信する蒸
気タービン通気指令器５６を備えている。さらに、起動
パターン演算器１１は、上記溶存酸素濃度計２０からの
計測信号と、あらかじめ目標溶存酸素濃度設定器４０で
設定された目標溶存酸素濃度ＣS とを比較する比較器４
１と、該比較器４１からの信号により両者の差を演算す
る演算器４２と、該演算器４２による演算の結果両者の
差が零になったとき、それよりタイマー４４にて設定さ
れた時間だけ遅れて信号を送るタイマー４３と、該タイ
マー４３からの信号によって上記再循環弁８を閉じる指
令を発信する再循環弁閉指令器４５とを備えている。な
お、上記タイマー設定器５０、５４による時間ｔ4 、ｔ
5 の設定は、後述の脱気時間予測器２１によって脱気時
間ｔD の予測と、ガスタービン１および蒸気タービン１
２などの特性とを考慮して決定している。DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENT An embodiment of the present invention will now be described with reference to FIGS.
Will be explained. FIG. 1 shows an example in which the present invention is applied to a typical combined cycle in which a gas turbine and a steam turbine are combined. As shown in FIG. 1, the combined cycle sends a start or load operation signal to the gas turbine 1, the gas turbine generator 14 driven by the gas turbine 1, the gas turbine 1 and the gas turbine generator 14. Gas turbine control device 13 and exhaust heat recovery boiler 2 for recovering exhaust heat from the gas turbine 1
The steam turbine 3 driven by the steam generated in the boiler 2, the steam turbine generator 15 driven by the steam turbine 3, the steam turbine 3, the steam turbine generator 15 and the flow control valve 23. The steam turbine control device 12 that sends start and load operation signals and open / close signals, the condenser 4 that condenses the steam that has worked in the steam turbine 3, and the condensed water that is condensed via the feed valve 57. Water pump 5 for pressure-feeding the condenser 4, a vacuum pump 6 for exhausting non-condensable gas in the condenser 4, and cooling water for supplying cooling water into the condenser 4 to lower the temperature in the condenser 4. A water pump 10 and a degassing system 7 for degassing by recirculating the condensed water in the hot well 16 formed in the lower part of the condenser 4 are provided. In addition, the deaeration system 7
A recirculation valve 8 for recirculating a part of the water supply from the water supply pump 5 into the hot well 16, a degassing nozzle 9,
And a dissolved oxygen concentration meter 20 for measuring changes in the dissolved oxygen concentration at the outlet of the hot well 16. Furthermore, a degassing time predictor 21 that predicts the dissolved oxygen concentration that can be supplied to the exhaust heat recovery boiler 2 by the measurement signal from the dissolved oxygen concentration meter 20, that is, the time required to achieve the target dissolved oxygen concentration, A start operation command is issued to the gas turbine control device 13, the steam turbine control device 12, the water supply pump 5, the recirculation valve 8, the vacuum pump 6 and the cooling water pump 10 by a signal from the degassing time predictor 21. And a startup pattern calculator 11 for sending the. As shown in FIG. 2, the start-up pattern calculator 11 receives the start-up signal from the plant start-up commander 25, and the cooling water pump 10
A cooling water pump start command device 29 for transmitting a start command to
After receiving the signal from the plant start-up command device 25, the water supply pump start-up command for transmitting the start-up command to the water supply pump 5 by the signal transmitted from the timer 30 after a delay of time t 1 set by the timer setter 31. Bowl 32
Then, after receiving a signal from the plant start command device 25, a signal 46 transmitted from the timer 33 after a delay of time t 2 set by the timer setting device 34 is sent to the vacuum pump 6 and the recirculation valve 8 respectively. A vacuum pump start command device 35 that sends a start command and a recirculation valve open command device 36 that sends a command to open the recirculation valve 8 are provided.
Even if the water supply pump 5 is started, the water supply valve 57 is closed, so that the supply to the exhaust heat recovery boiler 2 is stopped. In addition, the activation pattern calculator 11 outputs a signal from the timer 47, which is delayed by the time t 3 sent from the degassing time predictor 21 from the time when the vacuum pump 6 is activated by the signal 46 from the timer 33. The gas turbine start-up command device 48 that sends a start-up command to the gas turbine 1 via the gas turbine control device 13 by means of 49, and the time t 4 set by the timer setter 50 rather than the vacuum pump start-up command signal 49. Gas turbine load operation command device 52 which transmits a load operation command to the gas turbine 1 via the gas turbine control device 13 by the signal 53 transmitted from the timer 51 after a delay, and an opening command to the water supply valve 57 by the signal 53. The water supply valve open command device 58 for transmitting the signal and the time set by the timer setting device 54 rather than the signal 53. The steam turbine controller 12 is activated by the signal transmitted from the timer 55 after a delay of t 5.
A steam turbine ventilation command device 56 that issues a ventilation command to the steam turbine 15 via Furthermore, activation pattern calculator 11, a comparator 4 for comparing the measurement signal from the dissolved oxygen concentration meter 20, and a target dissolved oxygen concentration C S, which is set in advance at the target dissolved oxygen concentration setter 40
1 and a calculator 42 that calculates the difference between the two by the signal from the comparator 41, and when the difference between the two becomes zero as a result of the calculation by the calculator 42, the time set by the timer 44 It is provided with a timer 43 which sends a signal with a delay, and a recirculation valve closing commander 45 which issues a command to close the recirculation valve 8 by a signal from the timer 43. In addition, the time t 4 , t by the timer setters 50, 54
The setting of 5 is performed by predicting the degassing time t D by the degassing time predictor 21 described later, and determining the gas turbine 1 and the steam turbine 1
It is decided in consideration of characteristics such as 2.
【００１７】起動時の給水脱気は、上記復水器４内の真
空を上記真空ポンプ６により上げることにより酸素分圧
を下げ、かつ復水器４のホットウエル１６内の凝縮水を
再循環し、脱気ノズル９により凝縮水を微粒化させるこ
とにより行われる。この方法では脱気の程度を示す溶存
酸素濃度Ｃが図３に示すように、時間ｔに対し対数的に
変化し、しかも、このホットウエル１６内の凝縮水温度
レベルによって勾配が異なる特性を示す。したがって、
初期溶存酸素濃度Ｃ1 と目標溶存酸素濃度ＣSがわかれ
ば復水器ホットウエル１６の出口の溶存酸素濃度を一定
時間計測してその勾配を実測することにより脱気時間ｔ
D は次の数１によって正確に求めることができる。For deaeration of the feed water at startup, the oxygen partial pressure is lowered by raising the vacuum in the condenser 4 by the vacuum pump 6, and the condensed water in the hot well 16 of the condenser 4 is recirculated. Then, the degassing nozzle 9 atomizes the condensed water. In this method, as shown in FIG. 3, the dissolved oxygen concentration C indicating the degree of degassing changes logarithmically with respect to the time t, and the gradient is different depending on the condensed water temperature level in the hot well 16. .. Therefore,
If the initial dissolved oxygen concentration C 1 and the target dissolved oxygen concentration C S are known, the degassing time t is obtained by measuring the dissolved oxygen concentration at the outlet of the condenser hot well 16 for a certain period of time and measuring its gradient.
D can be accurately calculated by the following equation 1.
【００１８】[0018]
【数１】 [Equation 1]
【００１９】そこで、上記脱気時間予測器２１は、上記
の考え方に基づき図４に示すように構成されている。す
なわち、図２に示す真空ポンプ起動指令信号４６に同期
する時間ｔ0 に設定されたタイマー設定器６１と、上記
溶存酸素濃度計２０からの溶存酸素計測信号６０に基づ
いて上記タイマー設定器６１で設定された時間ｔ0 にお
ける初期溶存酸素濃度ＣI を演算する演算器６２と、上
記タイマー設定器６１による設定時間ｔ0 よりも遅れた
時間ｔ7 を設定するタイマー設定器６８と、上記溶存酸
素濃度計２０からの溶存酸素濃度計測信号６０に基づい
て上記タイマー設定器６８により設定された時間ｔ7 に
おける溶存酸素濃度Ｃ1 を演算する演算器６９と、上記
タイマー設定器６８による設定時間ｔ7 よりも遅れた時
間ｔ8 を設定するタイマー設定器７２と、上記溶存酸素
濃度計２０からの溶存酸素計測信号６０に基づいて上記
タイマー設定器７２で設定された時間ｔ8 における溶存
酸素濃度Ｃ2 を演算する演算器７３と、上記両タイマー
設定器６８、７２からの設定時間信号７１、７５および
両演算器６９、７３からの溶存酸素濃度信号７４、７６
に基づいて上記両タイマー設定器６８、７２の設定時間
差ｔ8 −ｔ7 における溶存酸素濃度勾配（上記図３参
照）をつぎの数２により演算する演算器７０を備えてい
る。Therefore, the degassing time predictor 21 is constructed as shown in FIG. 4 based on the above concept. That is, the timer setter 61 set to the time t 0 synchronized with the vacuum pump start command signal 46 shown in FIG. 2 and the timer setter 61 based on the dissolved oxygen measurement signal 60 from the dissolved oxygen concentration meter 20. an arithmetic unit 62 for calculating an initial dissolved oxygen concentration C I of the set time t 0, a timer setter 68 for setting the time t 7 delayed than the set time t 0 by the timer setting unit 61, the dissolved oxygen A computing unit 69 for computing the dissolved oxygen concentration C 1 at the time t 7 set by the timer setting unit 68 based on the dissolved oxygen concentration measurement signal 60 from the densitometer 20, and a setting time t 7 set by the timer setting unit 68. a timer setter 72 for setting the time t 8 delayed than in the timer setting unit 72 on the basis of the dissolved oxygen measurement signal 60 from the dissolved oxygen concentration meter 20 An arithmetic unit 73 for calculating the dissolved oxygen concentration C 2 in the constant time t 8, the dissolved oxygen concentration signal from the set time signals 71 and 75 and both the calculator 69, 73 from the both timer setting unit 68, 72 74 , 76
On the basis and a calculator 70 for calculating the dissolved oxygen concentration gradient (see FIG. 3) in the setting time difference t 8 -t 7 of both timer setter 68 and 72 the number 2 below.
【００２０】[0020]
【数２】 [Equation 2]
【００２１】また、上記脱気時間予測器２１は、上記目
標溶存酸素濃度設定器４０（図３参照）からの目標溶存
酸素濃度信号６４、上記演算器６２からの初期目標溶存
酸素濃度信号６３、上記演算器７０からの溶存酸素変化
勾配信号７７に基づき、上記数１により目標溶存酸素濃
度ＣS に達するまでの脱気時間ｔD を予測演算する演算
器６５を備え、かつ該演算器６５からの予測脱気時間信
号６６から上記図２に示すタイマー設定器５０によるガ
スタービン起動から負荷運転時間までの時間ｔ4 を減算
する第１減算器８０と、該第１減算器８０からの信号を
ガスタービン負荷運転開始から蒸気タービン制御装置１
２を介して蒸気タービン１２に通気するまでの時間ｔ5
を減算する第２減算器８１とを備えている。なお、第２
減算器８１からの信号８２は上記真空ポンプ起動指令信
号４６がタイマー４７に送られてから時間ｔ3 経過後タ
イマー４７に送られ、ガスタービン起動指令器４８を介
してガスタービン１を起動する。したがって、上記脱気
時間予測器２１は、真空ポンプ６が起動してから目標の
溶存酸素濃度ＣS に達するまでの脱気時間ｔD を予測す
ることができ、かつガスタービン起動から負荷運転時間
までの時間ｔ4 およびガスタービン負荷運転開始から蒸
気タービン通気までの時間ｔ5 における脱気時間を予測
することができる。Further, the degassing time predictor 21 includes a target dissolved oxygen concentration signal 64 from the target dissolved oxygen concentration setter 40 (see FIG. 3), an initial target dissolved oxygen concentration signal 63 from the calculator 62, Based on the dissolved oxygen change gradient signal 77 from the calculator 70, the calculator 65 is provided with a calculator 65 for predicting and calculating the degassing time t D until the target dissolved oxygen concentration C S is reached by the equation (1). From the predicted degassing time signal 66 of No. 1, the first subtractor 80 for subtracting the time t 4 from the gas turbine startup by the timer setter 50 shown in FIG. 2 to the load operating time, and the signal from the first subtractor 80. From start of gas turbine load operation to steam turbine controller 1
Time to ventilate steam turbine 12 via 2 t 5
And a second subtractor 81 for subtracting. The second
The signal 82 from the subtractor 81 is sent to the timer 47 after a lapse of time t 3 after the vacuum pump start command signal 46 is sent to the timer 47, and the gas turbine 1 is started via the gas turbine start command device 48. Therefore, the degassing time predictor 21 can predict the degassing time t D from when the vacuum pump 6 is started to when the target dissolved oxygen concentration C S is reached, and the gas turbine startup to the load operating time it is possible to predict the degassing time at time t 5 to the steam turbine vent from the time t 4 and the gas turbine load operation start up.
【００２２】つぎに動作について説明する。プラント起
動指令器２５から起動パターン演算器１１に起動信号が
送られると、該信号により冷却水起動指令器２９が冷却
水ポンプ１０を起動して冷却水を復水器４に供給する。
それから時間ｔ1 後上記起動信号により給水ポンプ起動
指令器３２が給水ポンプ５を起動する。しかるにこのと
きには、給水弁５７は閉じているので排熱回収ボイラー
２に送られない。それから時間ｔ2 後タイマ３３からの
信号４６により真空ポンプ起動指令器３５が真空ポンプ
６を起動して復水器４内の真空度を上昇し酸素分圧を下
げる。同時に再循環弁開指令器３６が再循環弁８を開い
て給水ポンプ５からの給水を脱気ノズル９からホットウ
エル１６内に再循環し、ホットウエル１６内の凝縮水か
ら脱気して凝縮水を微粒化させる。一方ホットウエル１
６内出口からの凝縮水中の溶存酸素濃度の変化を溶存酸
素濃度計２０が計測し、溶存酸素濃度信号６０を脱気時
間予測器２１に送る。脱気時間予測器２１では、上記真
空ポンプ６の起動時の溶存酸素濃度計２０からの溶存酸
素濃度信号６０に基づいて脱気時間ｔD を予測するとと
もに、ガスタービン１の起動から負荷運転開始までの時
間ｔ4 およびガスタービン１の負荷運転開始から蒸気タ
ービン１５の通気までの時間ｔ5 をそれぞれ脱気時間ｔ
D から減算し、これによって起動パターン演算器１１で
はタイマー設定器５０、５４の設定時間ｔ4 ，ｔ5 を決
定する。そして、脱気時間予測器２１から起動パターン
演算器１１のタイマー４７に、タイマー３３からの信号
４６がタイマー４７に送られてから時間ｔ3 後送られる
と、タイマー４７からガスタービン起動指令器４８を介
してガスタービン１に起動指令が送られる。ついで、時
間ｔ4 後、ガスタービン１が負荷運転を開始し、同時に
給水弁５７が開いて給水がボイラー２に送られ、ガスタ
ービン１からの排熱によって蒸気に気化する。さらに時
間ｔ5 後、蒸気タービン制御装置１２を介して上記ボイ
ラー２からの蒸気が蒸気タービン３に通気して蒸気ター
ビン３および蒸気タービン発電機１５を起動する。その
ため、ボイラー２へ給水するホットウエル１６内の凝縮
水中に含まれている溶存酸素濃度を規定値以下にするこ
とができ、これにより、上記凝縮水中に含まれる溶存酸
素濃度が目標値に達する時期を蒸気タービン３への通気
時期とを図５に示すように常に一致させることができ
る。したがって、復水器４の冷却水を海水などの自然水
を用いているプラトンにおける、冬期と夏期で大幅に異
なる脱気時期を予測し、該予測された脱気時期に基づい
てガスタービン１の起動や蒸気タービン３の通気時期を
最適に選定することができるので、プラントの起動時間
を短縮することができるとともに、通電を早期に行うこ
とができる。Next, the operation will be described. When an activation signal is sent from the plant activation command device 25 to the activation pattern calculator 11, the cooling water activation command device 29 activates the cooling water pump 10 by the signal and supplies the cooling water to the condenser 4.
Then, after a time t 1, the water supply pump start-up command device 32 starts the water supply pump 5 by the start signal. However, at this time, since the water supply valve 57 is closed, it cannot be sent to the exhaust heat recovery boiler 2. Then, after the time t 2, the vacuum pump activation command device 35 activates the vacuum pump 6 by the signal 46 from the timer 33 to increase the degree of vacuum in the condenser 4 and decrease the oxygen partial pressure. At the same time, the recirculation valve open commander 36 opens the recirculation valve 8 to recirculate the water supply from the water supply pump 5 from the degassing nozzle 9 into the hot well 16, degass the condensed water in the hot well 16 and condense it. Atomize water. Meanwhile, hot well 1
The dissolved oxygen concentration meter 20 measures the change in the dissolved oxygen concentration in the condensed water from the 6 inner outlet, and sends a dissolved oxygen concentration signal 60 to the degassing time predictor 21. The degassing time predictor 21 predicts the degassing time t D based on the dissolved oxygen concentration signal 60 from the dissolved oxygen concentration meter 20 at the time of starting the vacuum pump 6, and starts the load operation from the start of the gas turbine 1. Up to t 4 and time t 5 from the start of the load operation of the gas turbine 1 to the ventilation of the steam turbine 15 respectively.
Subtracting from D , the starting pattern calculator 11 determines the set times t 4 and t 5 of the timer setters 50 and 54. Then, when the degassing time predictor 21 sends the signal 47 from the timer 33 to the timer 47 of the startup pattern calculator 11 after the time t 3 from the time when the signal 47 from the timer 33 is sent to the timer 47, the timer 47 sends the gas turbine startup command device 48. A start command is sent to the gas turbine 1 via the. Then, after the time t 4 , the gas turbine 1 starts load operation, at the same time the water supply valve 57 is opened and the water supply is sent to the boiler 2, and is vaporized into steam by the exhaust heat from the gas turbine 1. After a further time t 5 , steam from the boiler 2 is aerated to the steam turbine 3 via the steam turbine control device 12 to start the steam turbine 3 and the steam turbine generator 15. Therefore, the concentration of dissolved oxygen contained in the condensed water in the hot well 16 for supplying water to the boiler 2 can be made equal to or lower than the specified value, and thereby the concentration of dissolved oxygen contained in the condensed water reaches the target value. Can always be made to coincide with the ventilation timing to the steam turbine 3, as shown in FIG. Therefore, it is possible to predict a degassing time that greatly differs between winter and summer in Plato, which uses natural water such as seawater as the cooling water for the condenser 4, and to predict the degassing time of the gas turbine 1 based on the predicted degassing time. Since the start-up time and the ventilation timing of the steam turbine 3 can be optimally selected, the start-up time of the plant can be shortened and the power can be supplied early.
【００２３】つぎに、本発明の他の一実施例を示す図６
乃至図８について説明する。なお、図６および図８にお
いて、図１に示す符号と同一のものは、同じ機能を有す
るものである。図６に示すように、本実施例では、ホッ
トウエル１６出口の凝縮水温度を計測する温度検出器２
７と、該温度検出器２７からの温度検出信号および溶存
酸素濃度計２０からの溶存酸素濃度信号に基づいて目標
溶存酸素濃度を達成する時間を予測する脱気時間予測器
２８とを備えている点が図１に示す実施例と相違する。Next, FIG. 6 showing another embodiment of the present invention.
8 to FIG. 6 and 8, the same reference numerals as those shown in FIG. 1 have the same functions. As shown in FIG. 6, in this embodiment, the temperature detector 2 for measuring the temperature of the condensed water at the outlet of the hot well 16 is measured.
7 and a degassing time predictor 28 that predicts the time to reach the target dissolved oxygen concentration based on the temperature detection signal from the temperature detector 27 and the dissolved oxygen concentration signal from the dissolved oxygen concentration meter 20. The point is different from the embodiment shown in FIG.
【００２４】既に図３で説明したように、復水器４内の
真空を上記真空ポンプ６により上げることにより酸素分
圧を下げ、かつ、復水器４のホツトウエル２６内の凝縮
水を再循環し脱気ノズル９により凝縮水を微粒化させる
ことにより行われる脱気方法では、脱気の程度を示す溶
存酸素濃度が時間に対し対数的に変化する。また、一般
にホットウエル２６内の凝縮水温度レベルによって上記
勾配が異なる特性を示す。したがって、初期溶存酸素濃
度ＣI と目標溶存酸素濃度ＣS と凝縮水温度とが決まれ
ば脱気時間ｔD がほぼ一義的に決定される。すなわち、
目標溶存酸素ＣS はプラントの運用条件によって決めら
れているので、いつでも同じ値である。そのため、初期
溶存酸素濃度ＣI および凝縮水温度と脱気時間ｔD との
関係を知れば脱気時間ｔD を正確に予測することができ
る。つまり、図７に示すように、初期溶存酸素濃度ＣI
をパラメータに脱気時間ｔD と凝縮水温度との関係をあ
らかじめ入力しておくことにより、脱気時間ｔD を演算
により求めることができる。この脱気時間ｔD と凝縮水
温度との関係は運転実績によって修正を加えることによ
り脱気時間ｔD の予測精度を向上するようにする。As already described with reference to FIG. 3, the partial pressure of oxygen is lowered by raising the vacuum in the condenser 4 by the vacuum pump 6 and the condensed water in the hot well 26 of the condenser 4 is recirculated. In the degassing method performed by atomizing condensed water with the degassing nozzle 9, the dissolved oxygen concentration, which indicates the degree of degassing, changes logarithmically with time. Further, in general, the above gradient shows a characteristic that the gradient varies depending on the condensed water temperature level in the hot well 26. Therefore, if the initial dissolved oxygen concentration C I , the target dissolved oxygen concentration C S, and the condensate temperature are determined, the degassing time t D is almost uniquely determined. That is,
The target dissolved oxygen C S is always the same because it is determined by the operating conditions of the plant. Therefore, it is possible to accurately predict the initial dissolved oxygen concentration C I and knowing the relationship between the condensate temperature and degassed time t D degassing time t D. That is, as shown in FIG. 7, the initial dissolved oxygen concentration C I
The by parameters previously enter the relationship between the degassing time t D and the condensed water temperature in advance, it can be obtained by calculating the degassing time t D. Relationship between the condensate temperature and the degassing time t D is to improve the prediction accuracy of the degassing time t D by adding the correction by the operation record.
【００２５】上記脱気時間予測器２８は、図８に示すよ
うに起動パターン演算器１１の真空ポンプ起動指令信号
４６と上記溶存酸素濃度計２０からの信号６０とにより
初期溶存酸素濃度ＣI を演算する演算器８４と、該演算
器８４からの信号８５と溶存酸素濃度計２０からの信号
６０と温度検出器２７からの信号８３とにより予測脱気
時間ｔD を演算する予測脱気時間予測器８７と、該予測
脱気時間演算器８７からの予測脱気時間信号８６からガ
スタービン起動から負荷運転開始までの時間ｔ4 を減算
する減算器８０と、該減算器８０からの信号からガスタ
ービン負荷運転開始から蒸気タービン通気するまでの時
間ｔ5 を減算する減算器８１とを備えている。なお、減
算器８１からの信号８２は、上記真空ポンプ起動指令信
号４６が送られてから時間ｔ3 後起動パターン演算器１
１に送られる。また、上記真空ポンプ起動指令信号４６
の代わりに上記プラント起動指令器２５からの信号ある
いはプラント起動以前の信号を用いても同一機能を有す
ることができる。したがって、本実施例では、初期溶存
酸素濃度ＣI と凝縮水温度とを計測するだけで脱気時間
ｔD を予測することができるので、ガスタービン起動や
蒸気タービン通気時期を最適化しプラント起動時間の短
縮を図ることができ、かつ蒸気タービン通気時期に合わ
せて冷却水ポンプ起動時期を決めることが可能となり、
プラント全体の運用を最適化できる。すなわち、蒸気タ
ービン負荷要求指令が不定期な時でも、あらかじめ冷却
水ポンプや給水ポンプを起動していなくても、最適なプ
ラント運用ができる。The degassing time predictor 28 determines the initial dissolved oxygen concentration C I from the vacuum pump start command signal 46 of the start pattern calculator 11 and the signal 60 from the dissolved oxygen concentration meter 20 as shown in FIG. Prediction degassing time prediction for calculating the predicted degassing time t D from the computing unit 84 for computing, the signal 85 from the computing unit 84, the signal 60 from the dissolved oxygen concentration meter 20 and the signal 83 from the temperature detector 27 From the predicted degassing time signal 86 from the predicted degassing time calculator 87, and a subtracter 80 that subtracts the time t 4 from the start of the gas turbine to the start of load operation, and the signal from the subtractor 80 A subtractor 81 for subtracting the time t 5 from the start of turbine load operation to the steam turbine ventilation. It should be noted that the signal 82 from the subtracter 81 is the start pattern calculator 1 after time t 3 from the time when the vacuum pump start command signal 46 is sent.
Sent to 1. In addition, the vacuum pump start command signal 46
Instead of, the signal from the plant start command device 25 or the signal before the plant start can be used to have the same function. Therefore, in this embodiment, the degassing time t D can be predicted only by measuring the initial dissolved oxygen concentration C I and the condensed water temperature. Can be shortened, and the cooling water pump start-up time can be determined according to the steam turbine ventilation time.
The operation of the entire plant can be optimized. That is, even when the steam turbine load request command is irregular, optimal plant operation can be performed without starting the cooling water pump or the water supply pump in advance.
【００２６】つぎに、本発明のさらに他の一実施例を示
す図９について説明する。Next, FIG. 9 showing still another embodiment of the present invention will be described.
【００２７】図９に示す実施例では、冷却水ポンプ１０
の出口に温度検出器２９を設け、該温度検出器２９にて
前記図６に示す温度検出器２７の代わりにした場合であ
る。この場合でも、脱気時間予測器２８は図６と同一機
能を有することができる。In the embodiment shown in FIG. 9, the cooling water pump 10
This is a case where a temperature detector 29 is provided at the outlet of and the temperature detector 29 is used instead of the temperature detector 27 shown in FIG. Even in this case, the degassing time predictor 28 can have the same function as in FIG.
【００２８】[0028]
【発明の効果】本発明は、以上説明したように構成され
ているので、以下に記載するような効果を奏する。Since the present invention is constructed as described above, it has the following effects.
【００２９】第１発明では、あらかじめ目標溶存酸素濃
度を設定し、初期溶存酸素濃度および一定時間内におけ
る溶存酸素濃度の変化を計測手段にて実測し、これらに
基づいてボイラーへの給水可能な溶存酸素濃度を達成す
る脱気時間を脱気時間予測手段にて予測しているので、
ボイラーへ給水する復水器ホットウエル内の溶存酸素濃
度が規定値以下になる時期と蒸気タービン通気時期とを
常に一致させることができる。したがって、復水器の冷
却水を海水などの自然水を用いているプラントに実施し
た場合における冬期と夏期で大幅に異なる脱気時間を予
測することが可能となり、かつガスタービン起動や蒸気
タービン通気の各時期を上記予測により最適化し、コン
バインドプラント起動時間の短縮をはかることができ
る。In the first aspect of the invention, the target dissolved oxygen concentration is set in advance, the initial dissolved oxygen concentration and changes in the dissolved oxygen concentration within a fixed time are measured by the measuring means, and based on these, the dissolved water capable of supplying water to the boiler is dissolved. Since the degassing time predicting means predicts the degassing time to achieve the oxygen concentration,
The time when the dissolved oxygen concentration in the hot well of the condenser that supplies water to the boiler becomes equal to or less than the specified value and the time when the steam turbine is ventilated can always be matched. Therefore, it is possible to predict significantly different degassing times in winter and summer when the condenser cooling water is applied to a plant that uses natural water such as seawater, and gas turbine startup and steam turbine ventilation are possible. It is possible to shorten the combined plant start-up time by optimizing each time of the above by the above prediction.
【００３０】また、第２発明では、目標溶存酸素濃度を
あらかじめ設定し、初期溶存酸素濃度および凝縮水温度
を実測するのみで、脱気時間を予測しているので、ガス
タービン起動や蒸気タービン通気の各時期を最適化し、
コンバインドプラント起動時間の短縮をはかることがで
きるのみでなく、蒸気タービンの通気時期に合わせて冷
却水ポンプの起動時期を決定することが可能となりコン
バインドプラント全体の運用を最適化することができ
る。In the second invention, the target dissolved oxygen concentration is set in advance, and the degassing time is predicted only by actually measuring the initial dissolved oxygen concentration and the condensed water temperature. Optimize each period of
Not only can the combined plant start-up time be shortened, but also the start-up time of the cooling water pump can be determined according to the ventilation timing of the steam turbine, and the operation of the entire combined plant can be optimized.
【００３１】さらに、第３発明では、前記第３発明のホ
ットウエル出口の凝縮水温度を実測する代りに、冷却水
出口の温度を実測する温度検出手段を設けているので、
前記第2の発明と同様な効果を有する。Furthermore, in the third aspect of the invention, instead of actually measuring the temperature of the condensed water at the outlet of the hot well of the third aspect of the invention, temperature detecting means for measuring the temperature of the outlet of the cooling water is provided.
It has the same effect as the second invention.
【図１】本発明の一実施例を示すコンバインドプラント
系統図FIG. 1 is a combined plant system diagram showing an embodiment of the present invention.
【図２】図１に示す起動パターン演算器構成図FIG. 2 is a configuration diagram of a startup pattern calculator shown in FIG.
【図３】図１に示すコンバインドプラントの脱気特性図FIG. 3 is a degassing characteristic diagram of the combined plant shown in FIG.
【図４】図１に示す脱気時間予測器の構成図FIG. 4 is a block diagram of the degassing time predictor shown in FIG.
【図５】図１に示すコンバインドプラントの起動特性図FIG. 5 is a starting characteristic diagram of the combined plant shown in FIG.
【図６】本発明の他の一実施例を示すコンバインドプラ
ント系統図FIG. 6 is a combined plant system diagram showing another embodiment of the present invention.
【図７】図６に示すコンバインドプラントの脱気特性図FIG. 7 is a degassing characteristic diagram of the combined plant shown in FIG.
【図８】図６に示す脱気時間予測器構成図8 is a block diagram of the degassing time predictor shown in FIG.
【図９】本発明のさらに他の一実施例を示すコンバイン
ドプラント系統図FIG. 9 is a combined plant system diagram showing still another embodiment of the present invention.
【図１０】従来技術のコンバインドプラントの起動特性
図FIG. 10 is a starting characteristic diagram of a conventional combined plant.
１…ガスタービン、２…排熱回収ボイラー、３…蒸気タ
ービン、４…復水器、５…給水ポンプ、６…真空ポン
プ、７…脱気系統、８…再循環弁、９…脱気ノズル、１
０…冷却水ポンプ、１１…起動パターン演算器、１２…
蒸気タービン制御装置、１３…ガスタービン制御装置、
１４…ガスタービン発電機、１５…蒸気タービン発電
機、１６…ホットウエル、２０…溶存酸素濃度計、２１
…脱気時間予測器、２７，２９…温度検出器、２８…脱
気時間予測器。1 ... Gas turbine, 2 ... Exhaust heat recovery boiler, 3 ... Steam turbine, 4 ... Condenser, 5 ... Water supply pump, 6 ... Vacuum pump, 7 ... Deaeration system, 8 ... Recirculation valve, 9 ... Deaeration nozzle 1
0 ... Cooling water pump, 11 ... Startup pattern calculator, 12 ...
Steam turbine controller, 13 ... Gas turbine controller,
14 ... Gas turbine generator, 15 ... Steam turbine generator, 16 ... Hot well, 20 ... Dissolved oxygen concentration meter, 21
... Deaeration time predictor, 27, 29 ... Temperature detector, 28 ... Deaeration time predictor.
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 堀部 羊春 茨城県日立市幸町３丁目１番１号 株式会 社日立製作所日立工場内 (72)発明者 今泉 辰雄 茨城県日立市幸町３丁目１番１号 株式会 社日立製作所日立工場内 ─────────────────────────────────────────────────── ─── Continuation of the front page (72) Inventor, Hitoshi Horibe 3-1-1, Saiwaicho, Hitachi, Ibaraki Prefecture Hitachi Ltd. Hitachi factory (72) Inventor Tatsuo Imaizumi 3-chome, Hitachi, Hitachi No. 1 No. 1 Stock Company Hitachi Ltd. Hitachi factory
Claims (6)
を回収するボイラーと、該ボイラーで発生した蒸気によ
って駆動される蒸気タービンと、該蒸気タービンで仕事
をした蒸気を凝縮させる復水器と、該復水器からの給水
を前記ボイラに圧送する給水ポンプと、前記復水器の不
凝縮ガスを排気する真空ポンプと、前記復水器のホット
ウエル内の凝縮水を再循環させて脱気する脱気系統とを
備えたコンバインドプラントにおいて、前記ホットウエ
ル出口の溶存酸素濃度を計測する手段と、該溶存酸素濃
度計測手段からの計測信号により前記ボイラーへの給水
可能な濃度を達成する時間を予測する脱気時間予測手段
と、該脱気時間予測手段による脱気予測時間に基づいて
前記ガスタービンの起動時期および前記蒸気タービンの
通気の各時期を決定する起動パターン演算手段とを備え
たことを特徴とするコンバインドプラントの起動装置。1. A gas turbine, a boiler for recovering exhaust heat of the gas turbine, a steam turbine driven by steam generated in the boiler, and a condenser for condensing steam working in the steam turbine. A feed water pump for pumping the feed water from the condenser to the boiler, a vacuum pump for exhausting non-condensable gas of the condenser, and a recirculation of condensed water in the hot well of the condenser for dewatering. In a combined plant equipped with a degassing system to evaporate, a means for measuring the dissolved oxygen concentration at the hot well outlet, and a time for achieving a concentration at which water can be supplied to the boiler by a measurement signal from the dissolved oxygen concentration measuring means. Degassing time predicting means for predicting, and determining the start timing of the gas turbine and the timing of ventilation of the steam turbine based on the degassing predicted time by the degassing time predicting means A starting device for a combined plant, comprising:
定された目標溶存酸素濃度と、前記溶存酸素濃度計測手
段にて実測された初期溶存酸素濃度および一定時間内に
おける溶存酸素濃度の変化に基づいて前記ボイラーへの
給水可能な溶存酸素濃度を達成する脱気時間を予測する
演算器と、該演算器よりの脱気予測時間信号から前記ガ
スタービン起動より負荷運転開始までの時間を減算する
第１減算器と、該第１減算器よりの信号からガスタービ
ン負荷運転開始より蒸気タービン通気までの時間を減算
する第２減算器とを備えたことを特徴とする請求項１記
載のコンバインドプラントの起動装置。2. The degassing time predicting means is based on a target dissolved oxygen concentration set in advance, an initial dissolved oxygen concentration actually measured by the dissolved oxygen concentration measuring means, and a change in the dissolved oxygen concentration within a certain period of time. And a calculator for predicting a degassing time for achieving a dissolved oxygen concentration capable of supplying water to the boiler, and a time for subtracting the time from the gas turbine startup to the load operation start from the degassing predicted time signal from the calculator. The combined plant according to claim 1, further comprising: a first subtractor; and a second subtractor that subtracts a time from the start of gas turbine load operation to steam turbine ventilation from a signal from the first subtractor. Activation device.
を回収するボイラーと、該ボイラーで発生した蒸気によ
って駆動される蒸気タービンと、該蒸気タービンで仕事
をした蒸気を凝縮させる復水器と、該復水器からの給水
を前記ボイラに圧送する給水ポンプと、前記復水器の不
凝縮ガスを排気する真空ポンプと、前記復水器のホット
ウエル内の凝縮水を再循環させて脱気する脱気系統とを
備えたコンバインドプラントにおいて、前記ホットウエ
ル出口の溶存酸素濃度および凝縮水温度を計測する手段
と、該計測手段からの計測信号により前記ボイラーへの
給水可能な濃度を達成する時間を予測する脱気時間予測
手段と、該脱気時間予測手段からの脱気予測時間信号に
基づいて前記ガスタービンの起動および前記蒸気タービ
ンの通気の各時期を決定する起動パターン演算手段とを
備えたことを特徴とするコンバインドプラントの起動装
置。3. A gas turbine, a boiler for recovering exhaust heat of the gas turbine, a steam turbine driven by steam generated in the boiler, and a condenser for condensing steam working in the steam turbine. A feed water pump for pumping the feed water from the condenser to the boiler, a vacuum pump for exhausting non-condensable gas of the condenser, and a recirculation of condensed water in the hot well of the condenser for dewatering. In a combined plant equipped with a degassing system for vaporizing, a means for measuring the dissolved oxygen concentration and condensed water temperature at the hot well outlet, and a measurement signal from the measuring means to achieve a concentration at which water can be supplied to the boiler. Degassing time predicting means for predicting the time, and the timing of starting the gas turbine and venting the steam turbine based on the degassing predicted time signal from the degassing time predicting means. A starting device for a combined plant, comprising: a starting pattern calculating means for determining.
濃度計測手段にて実測された初期溶存酸素濃度および前
記凝縮水温度計測手段にて実測された凝縮水温度に基づ
いて前記ボイラーへの給水可能な溶存酸素濃度を達成す
る脱気時間を予測する演算器と、該演算器よりの信号か
ら前記ガスタービン起動より負荷運転開始までの時間を
減算する第１減算器と、該第１減算器よりの信号からガ
スタービン負荷運転開始より前記蒸気タービン通気まで
の時間を減算する第２減算器とを備えたことを特徴とす
る請求項３記載のコンバインドプラントの起動装置。4. The degassing time predicting means supplies the boiler based on the initial dissolved oxygen concentration actually measured by the dissolved oxygen concentration measuring means and the condensed water temperature actually measured by the condensed water temperature measuring means. A calculator for predicting a degassing time for achieving a dissolved oxygen concentration capable of supplying water, a first subtractor for subtracting a time from the gas turbine start to the load operation start from a signal from the calculator, and the first subtractor 4. The combined plant starter according to claim 3, further comprising a second subtractor that subtracts the time from the start of gas turbine load operation to the steam turbine ventilation from a signal from the generator.
を回収するボイラーと、該ボイラーで発生した蒸気によ
って駆動される蒸気タービンと、該蒸気タービンで仕事
をした蒸気を凝縮させる復水器と、該復水器からの給水
を前記ボイラーに圧送する給水ポンプと、前記復水器の
不凝縮ガスを排出する真空ポンプと、前記復水器のホッ
トウエル内の凝縮水を再循環させて脱気する脱気手段と
を備えたコンバインドプラントにおいて、前記ホットウ
エル出口の溶存酸素濃度および前記復水器へ送する冷却
水の温度とを計測する手段と、該計測手段からの計測信
号によりボイラーへの給水可能な濃度を達成する時間を
予測する脱気時間予測手段と、該脱気時間予測手段から
の信号に基づいて前記ガスタービンの起動および前記蒸
気タービンの通気の各時期を決定する起動パターン演算
手段とを備えたことを特徴とするコンバインドプラント
の起動装置。5. A gas turbine, a boiler for recovering exhaust heat of the gas turbine, a steam turbine driven by steam generated in the boiler, and a condenser for condensing steam working in the steam turbine. , A feed water pump for pumping the feed water from the condenser to the boiler, a vacuum pump for discharging the non-condensable gas of the condenser, and a recirculation of the condensed water in the hot well of the condenser for dewatering. In a combined plant equipped with a deaeration means for vaporizing, a means for measuring the dissolved oxygen concentration at the hot well outlet and the temperature of cooling water to be sent to the condenser, and a measurement signal from the measuring means to a boiler. Degassing time predicting means for predicting the time to achieve the water supplyable concentration of the gas turbine, and the start of the gas turbine and the ventilation of the steam turbine based on the signal from the degassing time predicting means. A starting device for a combined plant, comprising: a starting pattern calculating means for determining each time.
濃度計測手段にて実測された初期酸素濃度および前記計
測手段にて実測された復水器へ送る冷却水の温度に基づ
いて前記ボイラへの給水可能な溶存酸素濃度を達成する
脱気時間を予測する演算器と、該演算器よりの信号から
前記ガスタービン起動より負荷運転開始までの時間を減
算する第１減算器と、該第１減算器よりの信号からガス
タービン負荷運転開始より前記蒸気タービン通気までの
時間を減算する第２減算器とを備えたことを特徴とする
請求項５記載のコンバインドプラントの起動装置。6. The degassing time predicting means is based on the initial oxygen concentration measured by the dissolved oxygen concentration measuring means and the temperature of the cooling water sent to the condenser measured by the measuring means. A calculator for predicting a degassing time for achieving a dissolved oxygen concentration capable of supplying water to the water, a first subtractor for subtracting a time from the gas turbine start to the load operation start from a signal from the calculator, The starter for a combined plant according to claim 5, further comprising: a second subtractor that subtracts a time from the start of gas turbine load operation to the steam turbine ventilation from a signal from the 1-subtractor.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP4109995A JP2708659B2 (en) | 1992-04-28 | 1992-04-28 | Starter for combined plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP4109995A JP2708659B2 (en) | 1992-04-28 | 1992-04-28 | Starter for combined plant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH05306601A true JPH05306601A (en) | 1993-11-19 |
| JP2708659B2 JP2708659B2 (en) | 1998-02-04 |
Family
ID=14524430
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP4109995A Expired - Fee Related JP2708659B2 (en) | 1992-04-28 | 1992-04-28 | Starter for combined plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2708659B2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2015508471A (en) * | 2012-01-18 | 2015-03-19 | イエフペ エネルジ ヌヴェルＩｆｐ Ｅｎｅｒｇｉｅｓ Ｎｏｕｖｅｌｌｅｓ | Device for controlling working fluid in a closed loop operating on a Rankine cycle and method using the same |
-
1992
- 1992-04-28 JP JP4109995A patent/JP2708659B2/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2015508471A (en) * | 2012-01-18 | 2015-03-19 | イエフペ エネルジ ヌヴェルＩｆｐ Ｅｎｅｒｇｉｅｓ Ｎｏｕｖｅｌｌｅｓ | Device for controlling working fluid in a closed loop operating on a Rankine cycle and method using the same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2708659B2 (en) | 1998-02-04 |
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|---|---|---|---|
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