JPH0814241B2 - Turbine controller - Google Patents
Turbine controllerInfo
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- JPH0814241B2 JPH0814241B2 JP19953588A JP19953588A JPH0814241B2 JP H0814241 B2 JPH0814241 B2 JP H0814241B2 JP 19953588 A JP19953588 A JP 19953588A JP 19953588 A JP19953588 A JP 19953588A JP H0814241 B2 JPH0814241 B2 JP H0814241B2
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- steam
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Description
【発明の詳細な説明】 〔産業上の利用分野〕 本発明は、形式及び容量の異なる複数台のタービンを
備えた発電プラントに適用されるタービン制御装置に関
する。TECHNICAL FIELD The present invention relates to a turbine control device applied to a power plant including a plurality of turbines of different types and capacities.
形式及び容量の異なる複数台のタービンを備えた発電
プラントでは、これらのタービンを最も効率的に運用
し、蒸気消費量を最小にするために、タービン出力や
タービン蒸気流量を測定して運転員の経験則によって各
タービン毎に効率を最大にして運転する方法、あるいは
タービンのバルブループに着目してタービンの蒸気加
減弁を測定し、全てのタービンの弁点（タービン効率が
最も高い点）近傍で運転する方法などがとられている。In a power plant with multiple turbines of different types and capacities, in order to operate these turbines most efficiently and minimize steam consumption, turbine power output and turbine steam flow rate are measured and According to the rule of thumb, measure the efficiency of each turbine for maximum efficiency, or measure the turbine steam control valve by focusing on the turbine valve loop, and measure all turbines near the valve point (the point with the highest turbine efficiency). The method of driving is taken.
ところが、実際にはタービンの形式が例えば多段抽気
復水タービン、抽気背圧タービン、背圧タービン、混圧
抽気タービン等と同一でなく、特に産業用蒸気タービン
では電力需要と蒸気流量の両方を満足しながら運転しな
ければならない。しかし、電力需要と蒸気流量を満足し
ながら運転することは非常に困難なことであり、従来で
はタービン容量の大きいものから順に弁点近傍の運転を
行ない、容量の小さいタービンの蒸気加減弁はそのとき
の電力需要と蒸気流量によって決まり、中間開度近傍の
運転となっていた。However, in reality, the turbine type is not the same as, for example, a multi-stage extraction / condensation turbine, an extraction back pressure turbine, a back pressure turbine, a mixed pressure extraction turbine, etc., and particularly in an industrial steam turbine, both the power demand and the steam flow rate are satisfied. You have to drive while However, it is extremely difficult to operate while satisfying the electric power demand and steam flow rate, and in the past, the steam control valve for a turbine with a small capacity was Depending on the power demand and steam flow rate at that time, the operation was near the intermediate opening.
第３図はタービンのバルブループを示す図で、同図に
おいて横軸は蒸気加減弁開度を示し、縦軸はタービン出
力を示したものである。一般に蒸気加減弁開度とタービ
ン出力とは第３図に示すような関係となり、直線とはな
らない。また、タービン効率はｖ点において最も高く、
ｕ点のように下に凸の部分では低くなる。さらに、蒸気
加減弁開度と蒸気流量とは一般的に比例関係にあるの
で、蒸気流量とタービン出力とは第４図に示すような関
係となり、直線とはならない。FIG. 3 is a view showing a valve loop of the turbine, in which the horizontal axis shows the steam control valve opening degree and the vertical axis shows the turbine output. Generally, the steam control valve opening and the turbine output have a relationship as shown in FIG. 3 and are not linear. The turbine efficiency is highest at point v,
It becomes lower in the downward convex part like the u point. Further, since the steam control valve opening degree and the steam flow rate are generally in a proportional relationship, the steam flow rate and the turbine output have a relationship as shown in FIG. 4, and are not straight lines.
従来技術では上述したように、形式及び容量の異なる
複数台のタービンを時々刻々と変化する電力需要と蒸気
需要を同時に満足しながら最も効率的に運転することは
不可能であった。また、運転員をタービン毎に配置して
互いに連絡をとりながらタービンの蒸気加減弁開度を測
定し、全てのタービンを弁点近傍で運転することは非常
に困難で、万一実現したとしても精神的疲労が大き過
ぎ、この作業を長時間実施することは不可能であった。As described above, in the conventional technology, it is impossible to operate a plurality of turbines having different types and capacities most efficiently while simultaneously satisfying the power demands and the steam demands that change from moment to moment. In addition, it is extremely difficult to operate all turbines near the valve point by measuring the steam control valve opening of the turbines by allocating operators to each turbine and communicating with each other. Too much mental fatigue made it impossible to perform this task for a long time.
本発明はこのような問題点に着目してなされたもの
で、形式及び容量の異なる複数台のタービンからなる発
電システム全体の効率を向上させることができるタービ
ン制御装置を提供することを目的とするものである。The present invention has been made in view of these problems, and an object thereof is to provide a turbine control device capable of improving the efficiency of the entire power generation system including a plurality of turbines of different types and capacities. It is a thing.
上記課題を解決するために本発明は、形式及び容量の
異なる各タービンのプロセス量を入力するタービンプロ
セス入力部と、このタービンプロセス入力部からの出力
を入力し時々刻々と変化する電力需要と蒸気需要を予測
演算する需要予測演算部と、各タービンの蒸気加減弁の
特性を加味した蒸気流量とタービン出力の特性を設定す
るタービン特性設定部と、このタービン特性設定部から
の出力を入力し蒸気流量とタービン出力の特性を最小二
乗法で直線近似の演算を行なうタービン特性近似部と、
各タービンの運転制約条件を設定するタービン制約設定
部と、このタービン制約設定部と前記タービンプロセス
入力部および需要予測演算部からの各出力を入力し発電
システム全体としての効率が近似的に最大となる各ター
ビンの運転状態を演算する準最適解探索部と、この準最
適解探索部と前記タービン特性設定部およびタービン制
約設定部からの各出力を入力し発電システム全体として
効率が最大となる各タービンの運転状態を演算する最適
解探索部と、この最適解探索部からの出力を入力しター
ビン下位制御装置の設定を変更するタービン設定出力部
とを具備したことを特徴とするものである。In order to solve the above problems, the present invention provides a turbine process input section for inputting process quantities of turbines of different types and capacities, and an electric power demand and steam that change momentarily by inputting an output from the turbine process input section. A demand prediction calculation unit that predicts demand, a turbine characteristic setting unit that sets the characteristics of the steam control valve of each turbine and the characteristics of the steam flow rate and turbine output, and the output from this turbine characteristic setting unit A turbine characteristic approximation unit that performs linear approximation calculation of the characteristics of flow rate and turbine output by the least squares method,
A turbine constraint setting unit that sets operation constraint conditions for each turbine, and inputs of each output from the turbine constraint setting unit, the turbine process input unit, and the demand forecast calculation unit, and the efficiency of the entire power generation system is approximately maximum. A sub-optimal solution searching unit for calculating the operating state of each turbine, and each output from the sub-optimal solution searching unit, the turbine characteristic setting unit, and the turbine constraint setting unit are input to maximize the efficiency of the entire power generation system. It is characterized by comprising an optimum solution searching unit for calculating the operating state of the turbine and a turbine setting output unit for inputting the output from the optimum solution searching unit and changing the setting of the turbine lower controller.
本発明においては、タービンの弁点を加味したタービ
ン特性を用いて蒸気加減弁の設定値の組合せを論理的に
決定しているので、運転員の能力に左右されることなく
発電プラント全体の最適運用が可能となる。In the present invention, since the combination of the set values of the steam control valve is logically determined by using the turbine characteristics in consideration of the valve point of the turbine, the optimum of the entire power plant is not affected by the ability of the operator. Operation becomes possible.
以下、本発明の一実施例を図面を参照して説明する。 An embodiment of the present invention will be described below with reference to the drawings.
第１図は本発明の一実施例を示すタービン制御装置の
概略構成図で、同図においてタービン制御装置１はター
ビンプロセス入力部２、需要予測演算部３、タービン特
性設定部４、タービン特性近似部５、タービン制約設定
部６、準最適解探索部７、最適解探索部８、タービン出
力設定部９を備えて構成されている。FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a turbine control device showing an embodiment of the present invention. In FIG. 1, the turbine control device 1 includes a turbine process input unit 2, a demand prediction calculation unit 3, a turbine characteristic setting unit 4, and a turbine characteristic approximation. The configuration includes a unit 5, a turbine constraint setting unit 6, a sub-optimal solution searching unit 7, an optimal solution searching unit 8, and a turbine output setting unit 9.
前記タービンプロセス入力部２は、入力群10から各タ
ービンの蒸気流量と発電電力量を入力するためのもの
で、このタービンプロセス入力部２に入力されたプロセ
ス量はデジタル量に変換された後、需要予測演算部３お
よび準最適解探索部７に供給される。The turbine process input unit 2 is for inputting the steam flow rate and power generation amount of each turbine from the input group 10. After the process amount input to the turbine process input unit 2 is converted into a digital amount, It is supplied to the demand forecast calculation unit 3 and the suboptimal solution search unit 7.
上記需要予測演算部３は、タービンプロセス入力部２
からの出力信号をもとに時々刻々と変化する電力需要と
蒸気需要を予測するためのもので、この需要予測演算部
３で得られた電力需要と蒸気需要は準最適解探索部７お
よび最適解探索部８に供給される。The demand forecast calculation unit 3 is a turbine process input unit 2
It is for predicting the power demand and steam demand that change from moment to moment based on the output signal from the power demand. The power demand and steam demand obtained by the demand forecast calculation unit 3 are the suboptimal solution search unit 7 and the optimum demand. It is supplied to the solution search unit 8.
前記タービン特性設定部４は、各タービンの通過蒸気
流量と発生タービン出力から蒸気加減弁の特性を加味し
たタービン特性をタービンの段毎に設定するためのもの
で、このタービン特性設定部４で設定されたタービン特
性はタービン特性近似部５および最適解探索部８に供給
される。The turbine characteristic setting unit 4 is for setting the turbine characteristic for each stage of the turbine in consideration of the characteristics of the steam control valve from the passing steam flow rate of each turbine and the generated turbine output, and is set by the turbine characteristic setting unit 4. The turbine characteristic thus obtained is supplied to the turbine characteristic approximating section 5 and the optimum solution searching section 8.
上記タービン特性近似部５は、タービン特性設定部４
で設定されたタービン特性を最小二乗法で直線近似の演
算を行なうためのもので、このタービン特性近似部５で
得られた演算結果は準最適解探索部７に供給される。The turbine characteristic approximation unit 5 includes the turbine characteristic setting unit 4
This is for performing a linear approximation calculation on the turbine characteristic set in step 1 by the least square method, and the calculation result obtained by the turbine characteristic approximating section 5 is supplied to the suboptimal solution searching section 7.
前記タービン制約設定部６は、各タービンの制約条件
（例えばタービン出力の上限及び下限値、抽気流量の上
限及び下限値等）を設定するためのもので、このタービ
ン制約設定部６で設定された制約条件は準最適解探索部
７および最適解探索部８に供給される。The turbine constraint setting unit 6 is for setting constraint conditions of each turbine (for example, upper and lower limit values of turbine output, upper and lower limit values of extraction flow rate, etc.), and is set by the turbine constraint setting unit 6. The constraint condition is supplied to the suboptimal solution search unit 7 and the optimal solution search unit 8.
前記準最適解探索部７は、タービンプロセス入力部2,
需要予測演算部3,タービン特性近似部５およびタービン
制約設定部６からの出力信号を受け取り、発電システム
全体として効率が近似的に最大となる各タービンの運転
状態を演算するためのもので、この準最適解探索部７で
得られた演算結果は最適解探索部８に供給される。The sub-optimal solution search unit 7 includes a turbine process input unit 2,
It receives the output signals from the demand forecast calculation unit 3, the turbine characteristic approximation unit 5, and the turbine constraint setting unit 6, and calculates the operating state of each turbine that maximizes the efficiency of the entire power generation system. The calculation result obtained by the suboptimal solution searching unit 7 is supplied to the optimal solution searching unit 8.
前記最適解探索部８は、需要予測演算部3,タービン特
性近似部5,タービン制約設定部６および準最適解探索部
７からの出力信号を受け取り、発電システム全体として
の効率が最大となる各タービンの運転状態を演算するた
めのもので、この最適解探索部８で得られた演算結果は
タービン出力設定部９に供給される。なお、準最適解探
索部７と最適解探索部８を別々に設けた理由は、複数台
のタービンからなる発電システム全体の効率を最大に近
づける演算をソフト的に高速に行ない、タービン運転周
期を短くできるようにし、時々刻々と変化する環境に速
やかに対応できるするためである。また、第４図に示す
ように蒸気流量とタービン出力との関係は非線形のた
め、複数台のタービンからなる発電システム全体の効率
が最大となる点が多数存在し、どの効率最大点を選ぶか
によって演算の初期状態が左右され、タービン操作量が
不必要に大きくなる場合が生じるが、そのような現象を
回避し、タービンに悪影響を与えない安定した運転がで
きるようにするためである。The optimum solution search unit 8 receives the output signals from the demand prediction calculation unit 3, the turbine characteristic approximation unit 5, the turbine constraint setting unit 6, and the sub-optimal solution search unit 7, and maximizes the efficiency of the entire power generation system. This is for calculating the operating state of the turbine, and the calculation result obtained by the optimum solution searching unit 8 is supplied to the turbine output setting unit 9. The reason why the sub-optimal solution searching unit 7 and the optimal solution searching unit 8 are provided separately is that the calculation for bringing the efficiency of the entire power generation system including a plurality of turbines close to the maximum is performed by software at high speed, This is because the length can be shortened and the environment that changes from moment to moment can be quickly dealt with. Further, as shown in FIG. 4, since the relationship between the steam flow rate and the turbine output is non-linear, there are many points where the efficiency of the entire power generation system consisting of multiple turbines becomes maximum. Which efficiency maximum point should be selected? Although the initial state of calculation may be affected by this and the turbine operation amount may become unnecessarily large, this is to avoid such a phenomenon and enable stable operation without adversely affecting the turbine.
前記タービン出力設定部９は、最適解探索部８からの
出力信号を受け取り、タービン下位制御装置の設定を変
更するためのものである。The turbine output setting unit 9 receives the output signal from the optimum solution searching unit 8 and changes the setting of the turbine lower controller.
第２図は第１図に示したタービン制御装置１を複数台
のタービンから構成される発電プラントに適用した場合
の実施例を示す図で、同図において12a〜12eはタービン
下位制御装置、13a〜13eは蒸気加減弁駆動部、14a〜14e
は蒸気加減弁、15a〜15cはタービン、16a〜16dは流量検
出器、17a〜17cは電力検出器、18は高圧蒸気母管、19は
低圧蒸気母管である。FIG. 2 is a diagram showing an embodiment in which the turbine control device 1 shown in FIG. 1 is applied to a power plant composed of a plurality of turbines. In FIG. 2, 12a to 12e are turbine lower control devices, 13a. ~ 13e is a steam control valve drive unit, 14a ~ 14e
Is a steam control valve, 15a to 15c are turbines, 16a to 16d are flow rate detectors, 17a to 17c are power detectors, 18 is a high pressure steam mother pipe, and 19 is a low pressure steam mother pipe.
次にこのような構成される本実施例の作用について説
明する。Next, the operation of this embodiment having such a configuration will be described.
第２図に示すような構成によると、各タービン15a〜1
5cの蒸気流量と発電電力量は流量検出器16a〜16dおよび
電力検出器17a〜17cによって検出され、これらの検出器
16a〜16d及び17a〜17cより出力された信号は第１図に示
すタービン制御装置１のタービンプロセス部２に入力さ
れる。このタービンプロセス部２では各検出器16a〜16d
及び17a〜17cからの出力信号をデジタル信号に変換し、
プロセスデータとして需要予測演算部３および準最適解
探索部７に出力する。そして、需要予測演算部３ではタ
ービンプロセス部２からの出力信号をもとに電力需要Ｗ
を（１）式から算出するとともに、高圧工場送気系統の
蒸気需要GHと低圧工場送気系統の蒸気需要GLを夫々
（２）及び（３）式から算出する。According to the configuration shown in FIG. 2, each turbine 15a-1
The steam flow rate and generated power of 5c are detected by the flow rate detectors 16a to 16d and the power detectors 17a to 17c.
The signals output from 16a to 16d and 17a to 17c are input to the turbine process unit 2 of the turbine control device 1 shown in FIG. In this turbine process unit 2, each detector 16a to 16d
And convert the output signal from 17a ~ 17c to a digital signal,
It is output as process data to the demand forecast calculation unit 3 and the suboptimal solution search unit 7. Then, the power demand W is calculated in the demand forecast calculation unit 3 based on the output signal from the turbine process unit 2.
Is calculated from the equation (1), and the steam demand G H of the high-pressure factory air supply system and the steam demand G L of the low-pressure factory air supply system are calculated from the expressions (2) and (3), respectively.
Ｗ＝Wa＋Wb＋Wc …（１） GH＝Ga＋Gb＋Gc …（２） GL＝Gc …（３） ここで、Wa,Wb,Wc:電力検出器17a,17b,17cの出力信号
に基づいた発電電力量、Ga,Gb,Gc:流量検出器16a,16b,1
6cの出力信号に基づいた蒸気流量である。W = Wa + Wb + Wc (1) G H = Ga + Gb + Gc (2) G L = Gc (3) Where, Wa, Wb, Wc: Generated electric energy based on the output signals of the power detectors 17a, 17b, 17c, Ga, Gb, Gc: Flow rate detector 16a, 16b, 1
It is the steam flow rate based on the output signal of 6c.
また、これと同時にタービン特性設定部４では各ター
ビン15a〜15cの通過蒸気流量と発生タービン出力から蒸
気加減弁14a〜14eの特性を加味したタービン特性関数Fn
i（ｉ＝1,5）を（４）式より作成する。At the same time, in the turbine characteristic setting unit 4, the turbine characteristic function Fn in which the characteristics of the steam control valves 14a to 14e are added from the passing steam flow rate of each turbine 15a to 15c and the generated turbine output
Create i (i = 1,5) from equation (4).
Ｗ＝Fni（Ｇ） …（４） ただし、W:タービン出力、G:タービンの段通過蒸気流
量、Fn1〜Fn5:各タービン15a〜15cのタービン特性関数
である。W = Fni (G) (4) where W: turbine output, G: turbine staged steam flow rate, Fn1 to Fn5: turbine characteristic functions of each turbine 15a to 15c.
このようにして需要予測演算部３で得られた電力需要
Ｗと蒸気流量GH,GLは、前述した如く準最適解探索部７
および最適解探索部８に入力され、準最適解探索部７で
は需要予測演算部３で得られた電力需要Ｗと蒸気流量
GH,GLを同時に満たし、かつタービン制約設定部６で設
定された制約条件の範囲内で各タービン15a〜15cの消費
蒸気流量が最小となる蒸気加減弁14a〜14eの設定値の組
合せについてタービン特性近似部５で得られたタービン
特性関数Fei（ｉ＝1,5）を用いて探索する。また、最適
解探索部８では準最適解探索部７で探索した蒸気加減弁
14a〜14eの設定値を初期状態として、需要予測演算部３
で得られた電力需要Ｗと蒸気流量GH,GLを同時に満た
し、かつタービン制約設定部６で設定された制約条件の
範囲内で各タービン15a〜15cの消費蒸気流量が最小とな
る蒸気加減弁14a〜14eの設定値の組合せについてタービ
ン特性設定部４で得られたタービン特性関数Fni（ｉ＝
1,5）を用いて探索する。そして、最適解探索部８で得
られた蒸気加減弁14a〜14eの設定値はタービン出力設定
部９に入力される。したがって、タービン出力設定部９
では最適解探索部８で得られた蒸気加減弁14a〜14eの設
定値に基づいてタービン下位制御装置12a〜12eの出力に
変更する。As described above, the power demand W and the steam flow rates G H and G L obtained by the demand prediction calculation unit 3 in this manner are as described above.
Is input to the optimum solution search unit 8, and the sub-optimal solution search unit 7 obtains the power demand W and the steam flow rate obtained by the demand prediction calculation unit 3.
Regarding the combination of the set values of the steam control valves 14a to 14e that simultaneously satisfy G H and G L , and within which the steam flow rate of each turbine 15a to 15c becomes the minimum within the range of the constraint conditions set by the turbine constraint setting unit 6. The turbine characteristic function Fei (i = 1,5) obtained by the turbine characteristic approximating unit 5 is used for searching. Further, in the optimum solution search unit 8, the steam control valve searched by the sub-optimal solution search unit 7 is searched.
The demand forecast calculation unit 3 with the set values of 14a to 14e as the initial state
The steam control that satisfies the electric power demand W and the steam flow rates GH and GL obtained at the same time and that minimizes the consumed steam flow rate of each turbine 15a to 15c within the range of the constraint conditions set by the turbine constraint setting unit 6. The turbine characteristic function Fni (i = i = 0) obtained by the turbine characteristic setting unit 4 for the combination of set values of the valves 14a to 14e.
Search using 1,5). Then, the set values of the steam control valves 14a to 14e obtained by the optimum solution search unit 8 are input to the turbine output setting unit 9. Therefore, the turbine output setting unit 9
Then, based on the set values of the steam control valves 14a to 14e obtained by the optimum solution search unit 8, the outputs are changed to the turbine lower control devices 12a to 12e.
このように本実施例においては、タービンの弁点を加
味したタービン特性を用いて蒸気加減弁の設定値の組合
わせを論理的に決定しているので、運転員の能力に左右
されることなく発電プラント全体の最適運用が可能とな
る。As described above, in this embodiment, since the combination of the set values of the steam control valve is logically determined by using the turbine characteristics in which the valve point of the turbine is added, the operator's ability is not affected. Optimal operation of the entire power plant is possible.
なお、本発明のタービン制御装置は第２図に示した発
電プラント以外についても適用可能であることは勿論で
ある。Of course, the turbine control device of the present invention can be applied to a power plant other than that shown in FIG.
以上説明したように本発明は、タービンの弁点を加味
したタービン特性を用いて蒸気加減弁の設定値の組合わ
せを論理的に決定しているので、運転員の能力に左右さ
れることなく発電プラント全体の最適運用が可能とな
り、発電プラントの高効率化および省エネルギ化が図れ
る。As described above, the present invention logically determines the combination of the set values of the steam control valve by using the turbine characteristics in which the valve point of the turbine is added, so that it does not depend on the ability of the operator. Optimal operation of the entire power plant is possible, and the power plant can be highly efficient and save energy.
第１図は本発明の一実施例を示すタービン制御装置の構
成図、第２図は第１図に示したタービン制御装置を複数
台のタービンから構成される発電プラントに適用した場
合の実施例を示す図、第３図はタービンのバルブループ
を示す図、第４図はタービンの出力特性曲線を示す図で
ある。 １……タービン制御装置、２……タービンプロセス入力
部、３……需要予測演算部、４……タービン特性設定
部、５……タービン特性近似部、６……タービン制約設
定部、７……準最適解探索部、８……最適解探索部、９
……タービン出力設定部。FIG. 1 is a block diagram of a turbine control device showing an embodiment of the present invention, and FIG. 2 is an embodiment in which the turbine control device shown in FIG. 1 is applied to a power plant composed of a plurality of turbines. FIG. 3 is a diagram showing a valve loop of the turbine, and FIG. 4 is a diagram showing an output characteristic curve of the turbine. 1 ... Turbine control device, 2 ... Turbine process input unit, 3 ... Demand forecast calculation unit, 4 ... Turbine characteristic setting unit, 5 ... Turbine characteristic approximation unit, 6 ... Turbine constraint setting unit, 7 ... Suboptimal solution search unit, 8 ... Optimal solution search unit, 9
...... Turbine output setting section.
Claims (1)
ス量を入力するタービンプロセス入力部と、このタービ
ンプロセス入力部からの出力を入力し時々刻々と変化す
る電力需要と蒸気需要を予測演算する需要予測演算部
と、各タービンの蒸気加減弁の特性を加味した蒸気流量
とタービン出力の特性を設定するタービン特性設定部
と、このタービン特性設定部からの出力を入力し蒸気流
量とタービン出力の特性を最小二乗法で直線近似の演算
を行なうタービン特性近似部と、各タービンの運転制約
条件を設定するタービン制約設定部と、このタービン制
約設定部と前記タービンプロセス入力部および需要予測
演算部からの各出力を入力し発電システム全体としての
効率が近似的に最大となる各タービンの運転状態を演算
する準最適解探索部と、この準最適解探索部と前記ター
ビン特性設定部およびタービン制約設定部からの各出力
を入力し発電システム全体として効率が最大となる各タ
ービンの運転状態を演算する最適解探索部と、この最適
解探索部からの出力を入力しタービン下位制御装置の設
定を変更するタービン設定出力部とを具備したことを特
徴とするタービン制御装置。1. A turbine process input section for inputting process quantities of turbines of different types and capacities, and a demand for predicting calculation of electric power demand and steam demand that change from moment to moment by inputting output from the turbine process input unit. A prediction calculation unit, a turbine characteristic setting unit that sets the steam flow rate and turbine output characteristics that take into account the characteristics of the steam control valve of each turbine, and the output from this turbine characteristic setting unit that is input to the steam flow rate and turbine output characteristics. A turbine characteristic approximation unit that performs a linear approximation calculation by the least squares method, a turbine constraint setting unit that sets operation constraint conditions for each turbine, and the turbine constraint setting unit, the turbine process input unit, and the demand forecast calculation unit. A suboptimal solution search unit that inputs each output and calculates the operating state of each turbine that maximizes the efficiency of the power generation system as a whole An optimum solution search section that inputs the outputs from the sub-optimal solution search section and the turbine characteristic setting section and the turbine constraint setting section and calculates the operating state of each turbine that maximizes the efficiency of the entire power generation system, and the optimum solution A turbine control device, comprising: a turbine setting output unit that receives an output from the search unit and changes a setting of the turbine lower-level control device.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP19953588A JPH0814241B2 (en) | 1988-08-10 | 1988-08-10 | Turbine controller |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP19953588A JPH0814241B2 (en) | 1988-08-10 | 1988-08-10 | Turbine controller |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH0249904A JPH0249904A (en) | 1990-02-20 |
| JPH0814241B2 true JPH0814241B2 (en) | 1996-02-14 |
Family
ID=16409451
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP19953588A Expired - Lifetime JPH0814241B2 (en) | 1988-08-10 | 1988-08-10 | Turbine controller |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH0814241B2 (en) |
Cited By (1)
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|---|---|---|---|---|
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1988
- 1988-08-10 JP JP19953588A patent/JPH0814241B2/en not_active Expired - Lifetime
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