KR102483964B1 - NOx REDUCTION FACILITY CONTROL METHOD OF GAS TURBINE COMBINED CYCLE POWER PLANT USING NATURAL GAS - Google Patents

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Abstract

본 발명은 천연가스 연소 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법에 관한 것으로서, 각 발전소마다 다르게 되어 있는 탈질설비의 제어방식을 표준화시켜 암모니아수 유량과 배기 재순환팬의 속도를 최적으로 제어할 수 있도록 하는 데 그 목적이 있다.
이를 위하여 본 발명은, 천연가스 연소 가스터빈 복합발전소의 배기가스에서 질소산화물을 제거하는 탈질설비 제어방법에 있어서, (a) 열회수 보일러(20)로 유입되는 배기가스의 질소산화물을 측정하는 단계(S10), (b) 가스터빈(10) 부하별 연소가스 배출량을 계산하는 단계(S20), (c) 열회수 보일러 굴뚝의 질소산화물 배출량을 제어하는 단계(S30), (d) 열회수 보일러(20)에 공급되는 암모니아수 유량을 제어하는 단계(S40), (e) 열회수 보일러(20) 내부의 배기가스를 기화기(50)로 공급하는 가스 재순환팬(40)의 속도를 제어하는 단계(S50)를 포함하는 것을 특징으로 한다.The present invention relates to a method for controlling a denitrification facility of a natural gas combustion gas turbine combined power plant, and standardizes the control method of the denitrification facility, which is different for each power plant, to optimally control the ammonia water flow rate and the speed of the exhaust recirculation fan. It has a purpose.
To this end, the present invention provides a denitrification facility control method for removing nitrogen oxides from exhaust gas of a natural gas combustion gas turbine combined power plant, comprising the steps of (a) measuring nitrogen oxides in exhaust gas flowing into a heat recovery boiler 20 ( (S10), (b) calculating combustion gas emissions for each load of the gas turbine (10) (S20), (c) controlling nitrogen oxide emissions from the chimney of the heat recovery boiler (S30), (d) heat recovery boiler (20) Controlling the flow rate of ammonia water supplied to (S40), (e) controlling the speed of the gas recirculation fan 40 supplying the exhaust gas inside the heat recovery boiler 20 to the vaporizer 50 (S50). It is characterized by doing.

Description

천연가스 연소 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법{NOx REDUCTION FACILITY CONTROL METHOD OF GAS TURBINE COMBINED CYCLE POWER PLANT USING NATURAL GAS}Method for controlling the denitrification facility of a natural gas-fired gas turbine combined power plant

본 발명은 천연가스 연소 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는, 각 발전소마다 다르게 되어 있는 탈질설비의 제어방식을 표준화함으로써, 가스터빈의 부하 및 운전조건에 따라 기화기로 공급되는 암모니아수의 유량과 가스 재순환팬의 속도를 최적으로 제어하여, 배기가스 중의 질소산화물을 효율적으로 제거할 수 있도록 한 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법에 관한 것이다.The present invention relates to a control method for a denitrification facility of a natural gas combustion gas turbine combined power plant, and more particularly, by standardizing the control method of the denitrification facility, which is different for each power plant, to carburetor according to the load and operating conditions of the gas turbine. It relates to a control method for denitrification equipment of a gas turbine combined cycle power plant that can efficiently remove nitrogen oxides in exhaust gas by optimally controlling the flow rate of supplied ammonia water and the speed of a gas recirculation fan.

일반적인 가스터빈 발전 시스템은, 압축기, 가스터빈, 열회수 보일러, 가스 재순환 팬, 기화기, 발전기 등을 포함하여 구성된다.A typical gas turbine power generation system includes a compressor, a gas turbine, a heat recovery boiler, a gas recirculation fan, a vaporizer, a generator, and the like.

도 1은 천연가스 연소 가스터빈 복합발전소의 구성을 개략적으로 도시한 것이다.1 schematically illustrates the configuration of a natural gas-fired gas turbine combined power plant.

상기 압축기는 공기를 압축하여 가스터빈(10)에 공급하고, 상기 가스터빈(10)은 천연가스를 연소시켜 고온의 배기가스(Hot Exhaust Gas)를 배출한다.The compressor compresses air and supplies it to the gas turbine 10, and the gas turbine 10 burns natural gas to discharge hot exhaust gas.

상기 열회수 보일러(20)는, 가스터빈에서 배출되는 고온의 배기가스가 가지고 있는 열에너지를 회수하며, 그 내부에는 촉매(21)가 구비된다.The heat recovery boiler 20 recovers thermal energy of high-temperature exhaust gas discharged from a gas turbine, and a catalyst 21 is provided therein.

상기 촉매(21)는, 상기 가스터빈(10)에서 배출되는 고온의 배기가스 중 질소산화물을 기화된 저농도 암모니아 가스와의 환원작용에 의하여 제거한다. 상기 촉매로는 바나듐 또는 이산화티타늄계가 많이 사용된다. The catalyst 21 removes nitrogen oxides from the high-temperature exhaust gas discharged from the gas turbine 10 through a reduction action with vaporized low-concentration ammonia gas. As the catalyst, a vanadium or titanium dioxide type is often used.

암모니아수 유량제어밸브(30)는, 배기가스에 존재하는 질소산화물 제거를 위하여 제어신호에 따라 저농도 암모니아수 유량을 조절한다.The ammonia water flow rate control valve 30 controls the flow rate of low-concentration ammonia water according to a control signal in order to remove nitrogen oxides present in the exhaust gas.

상기 가스 재순환팬(40)은, 암모니아수 기화용 공기를 공급하기 위한 송풍기로서, 저부하에서는 도 1의 점선에서, 고부하에서는 실선에서 배기가스를 흡입하여 기화기(50)내로 공급한다.The gas recirculation fan 40 is a blower for supplying air for evaporating ammonia water, and sucks exhaust gas from the dotted line in FIG. 1 at low load and solid line at high load and supplies it into the vaporizer 50.

상기 기화기(50)는, 저농도 암모니아수를 기화시키는 장치로서, 가스 재순환팬(40)에서 공급되는 고온의 배기가스를 이용하여 암모니아수를 기화시킨다.The vaporizer 50, as a device for vaporizing low-concentration ammonia water, vaporizes the ammonia water using high-temperature exhaust gas supplied from the gas recirculation fan 40.

암모니아수는 유량제어밸브(30)에 의해 제어되어 분사 노즐(51)을 통해 기화기(50) 내부로 공급되고, 공기는 공기조절밸브(60)를 통해 기화기(50) 내부로 공급된다.Ammonia water is controlled by the flow control valve 30 and supplied into the vaporizer 50 through the injection nozzle 51, and air is supplied into the vaporizer 50 through the air control valve 60.

상기한 구조의 가스터빈을 운전하게 되면, 가스터빈의 외부로부터 공급되는 다량의 공기가 가스터빈 내의 연소실로 유입되어 연료인 천연가스(NG: Natural Gas)와 함께 고온으로 연소된다.When the gas turbine having the above structure is operated, a large amount of air supplied from the outside of the gas turbine is introduced into a combustion chamber in the gas turbine and burned at a high temperature together with natural gas (NG) as fuel.

이 과정에서 공기 중의 질소와 산소가 고온에서 반응하여 질소산화물이 생성되는데, 이렇게 생성되는 질소산화물은 대기환경을 오염시키게 된다.In this process, nitrogen and oxygen in the air react at high temperatures to generate nitrogen oxides, which pollute the atmospheric environment.

상기 질소산화물에는 NO, NO2, NO3, N2O, N2O3, 등이 존재하며, 대기 중에서는 NO, N2O, NO2 등이 검출된다. The nitrogen oxides include NO, NO 2 , NO 3 , N 2 O, N 2 O 3 , and the like, and NO, N 2 O, NO 2 and the like are detected in the air.

이중에서 NO나 NO2는 독성이 있고 대기 중에서 광화학 반응을 일으키지만, N2O는 독성이 없고 광화학 반응과 무관하기 때문에 대기오염물질로 간주하지 않는다. Among them, NO or NO 2 is toxic and causes a photochemical reaction in the air, but N 2 O is not considered an air pollutant because it is non-toxic and has nothing to do with the photochemical reaction.

따라서 통상 질소산화물이라 함은 NO와 NO2를 의미하며, 이를 NOx로 표기한다.Therefore, nitrogen oxides usually mean NO and NO 2 , and these are expressed as NOx.

상기 질소산화물을 제거하기 위한 탈질 방식으로는, 연소 전 탈질방식, 연소 조건 개선방식, 연소 후 탈질방식으로 구분할 수 있다. A denitrification method for removing the nitrogen oxides may be classified into a denitration method before combustion, a method for improving combustion conditions, and a denitration method after combustion.

상기 연소 후 탈질방식에는, 촉매 분해법, 흡착, 복사, 선택적 무촉매환원(SNCR: Selective Non-Catalytic Reduction), 비선택적 촉매환원(NSCR: Non-Selective Catalytic Reduction), 선택적 촉매환원(SCR: Selective Catalytic Reduction) 등이 있다.In the post-combustion denitrification method, catalytic decomposition, adsorption, radiation, selective non-catalytic reduction (SNCR), non-selective catalytic reduction (NSCR), and selective catalytic reduction (SCR) reduction), etc.

이중 가장 효과적인 것은, 선택적 촉매환원(SCR) 방식으로 알려져 있다.The most effective of these is known as the selective catalytic reduction (SCR) method.

상기한 선택적 촉매환원방식(이하 간단히 'SCR 방식'이라 한다)은, NOx가 함유된 배기가스에 암모니아 등의 환원제를 분사하여, 촉매에서 NOx를 질소(N2)로 환원시키는 방식이다.The selective catalytic reduction method described above (hereinafter simply referred to as 'SCR method') is a method in which a reducing agent such as ammonia is injected into NOx-containing exhaust gas to reduce NOx to nitrogen (N 2 ) in a catalyst.

상기 SCR 방식은, 다른 방식에 비하여 설비비와 운전비가 저렴하고, 암모니아 공급기와 반응기만 있으면 되므로 구조가 간단하며, 90% 이상의 높은 처리율을 얻을 수 있고, 폐수 등의 부산물이 없다는 장점이 있다.Compared to other methods, the SCR method has advantages in that equipment and operating costs are low, the structure is simple because only an ammonia feeder and a reactor are required, a high treatment rate of 90% or more can be obtained, and there are no by-products such as wastewater.

그러나 SCR 방식은, 배기가스 성분에 대한 촉매의 내구성이 문제가 되고, 또한 300~400℃의 비교적 높은 온도에서 반응하기 때문에 300℃ 이하의 저온 영역에서는 활성이 낮다는 단점이 있다. However, the SCR method has a disadvantage in that the durability of the catalyst for exhaust gas components is a problem, and since it reacts at a relatively high temperature of 300 to 400 ° C., its activity is low in a low temperature region of 300 ° C. or less.

상기 환원제로는, 무수암모니아, 암모니아 수용액, 요소 등이 사용된다.As the reducing agent, anhydrous ammonia, aqueous ammonia, urea or the like is used.

상기 촉매가 구비된 SCR 반응기 입구에 암모니아, 요소 등의 환원제를 분사시키면, 질소산화물은 촉매층을 통과하면서 환원제와 반응하여 질소(N2)와 수증기(H2O)로 변하게 된다.When a reducing agent such as ammonia or urea is injected into the inlet of the SCR reactor equipped with the catalyst, nitrogen oxides react with the reducing agent while passing through the catalyst layer to be changed into nitrogen (N 2 ) and water vapor (H 2 O).

이하 도 2 내지 도 6을 참고하여, 종래의 탈질설비에서 암모니아수 유량을 제어하는 방식을 설명한다.Referring to FIGS. 2 to 6, a method of controlling the ammonia water flow rate in a conventional denitrification facility will be described.

먼저 도 2에 도시된 종래의 암모니아수 유량 제어방식은, 질소산화물 제어기 출력값(%값)을 암모니아수 유량(Ton/hr)으로 변환한다.First, in the conventional ammonia water flow rate control method shown in FIG. 2, the nitrogen oxide controller output value (% value) is converted into ammonia water flow rate (Ton/hr).

그런데 상기한 방식은, 질소산화물 편차(ppm)에 대한 %값으로 표시되는 제어기 출력값을 저농도 암모니아수 유량(Ton/hr)으로 변환하기 위한 상수처리 과정이 없고, 저농도 암모니아수 유량 제어기가 없다.However, in the above method, there is no water treatment process for converting the controller output value expressed as a percentage value for nitrogen oxide deviation (ppm) into a low-concentration ammonia water flow rate (Ton / hr), and there is no low-concentration ammonia water flow rate controller.

또한 신호발생기 f(x)2를 사용하여 발전기 출력별로 설정된 암모니아수 유량을 제어기 출력값만큼 비율 처리한 후, 다시 5%를 곱하여 아주 좁은 범위로 암모니아수 유량을 제어하고 있다.In addition, the ammonia water flow rate set for each generator output is proportionally processed by the controller output value using the signal generator f (x)2 , and then the ammonia water flow rate is controlled in a very narrow range by multiplying by 5% again.

이에 따라 가스터빈 출력 변동시마다 밸브 응동량이 아주 작아, 유량제어밸브 동작을 위하여 제어기의 연산이 많아지고, 설비의 수명이 단축된다는 단점이 있다. Accordingly, there is a disadvantage in that the amount of valve action is very small whenever the output of the gas turbine changes, so that the operation of the controller increases, and the life of the equipment is shortened.

즉 상기한 방식에서는, 질소산화물 편차(ppm)에 대한 %값을 ppm(0 ~ 질소산화물 배출 설정값)으로 환산한 후, 암모니아수 농도비(무수 암모니아수/저농도 암모니아수)를 적용하여야, 지정된 농도의 암모니아수 유량제어밸브 동작신호로 사용할 수가 있다. That is, in the above method, after converting the % value for the nitrogen oxide deviation (ppm) into ppm (0 ~ nitrogen oxide emission setting value), the ammonia water concentration ratio (anhydrous ammonia water / low-concentration ammonia water) should be applied, and the ammonia water flow rate of the specified concentration It can be used as a control valve operation signal.

또한 상기한 종래의 방식은, 질소산화물 제어기 저농도 암모니아수 선행신호와 관련하여, 발전기 출력별 배기가스 중, 총 질소산화물 함량 산출, 질소산화물 제거 요구량 및 이에 따른 저농도 암모니아수 산출 과정이 없다.In addition, in the conventional method described above, in relation to the nitrogen oxide controller low-concentration ammonia water preceding signal, there is no process of calculating the total nitrogen oxide content of the exhaust gas for each generator output, the nitrogen oxide removal requirement, and the low-concentration ammonia water calculation process accordingly.

이에 따라 암모니아수 유량제어밸브 동작 요구값의 정확성이 떨어진다는 단점이 있다.Accordingly, there is a disadvantage in that the accuracy of the operation request value of the ammonia water flow control valve is lowered.

또한 열회수 보일러로 유입되는 가스터빈 배기가스 온도별로 저농도 암모니아수 유량의 상관관계를 반영하지 않았다는 단점이 있다.In addition, there is a disadvantage in that the correlation between the flow rate of low-concentration ammonia water for each gas turbine exhaust gas temperature flowing into the heat recovery boiler is not reflected.

또한 상기한 종래의 방식은, 발전기 출력별로 필요한 저농도 암모니아수 선행 제어값이 고정되어 있으므로, 연료의 성상 변화, 대기온도 변화 또는 연소기 성능 저하에 따른 가스터빈 배기가스 유량과 질소산화물 양이 변경될 때, 적정한 농도의 암모니아수 유량 선행신호 보정이 이루어지지 않는다는 문제가 있다. In addition, in the conventional method described above, since the preliminary control value of low-concentration ammonia water required for each generator output is fixed, when the gas turbine exhaust gas flow rate and nitrogen oxide amount are changed due to a change in the properties of fuel, a change in atmospheric temperature, or a decrease in combustor performance, There is a problem that the correction of the preceding signal for the flow rate of ammonia water at an appropriate concentration is not performed.

이에 따라 발전기 출력별 저농도 암모니아수 선행 제어값 보정회로를 구성하여, 밸브의 움직임을 최소화하고 계통 안정화 시간을 단축시켜야만 한다. Accordingly, it is necessary to configure a low-concentration ammonia water advance control value correction circuit for each generator output to minimize valve movement and shorten system stabilization time.

그리고 도 3에 도시된 종래의 암모니아수 유량 제어방식은, 발전기 출력별 질소산화물 제거에 필요한 암모니아수 유량을 미리 계산하여 저농도 암모니아수 유량을 직접 제어한다.And the conventional ammonia water flow rate control method shown in FIG. 3 directly controls the low-concentration ammonia water flow rate by pre-calculating the ammonia water flow rate required to remove nitrogen oxides for each generator output.

그런데 상기한 제어방식은, 대기온도 변화, 연료성상 변화 및 가스터빈 연소기 성능 저하에 따른 출력별 질소산화물 함유량 변화를 보정하지 못하므로, 정확한 암모니수 유량제어가 어렵다는 문제가 있다.However, the control method described above has a problem in that it is difficult to accurately control the ammonite flow rate because it cannot correct the change in nitrogen oxide content for each power output due to a change in air temperature, a change in fuel properties, and a deterioration in performance of a gas turbine combustor.

또한 부하변동 시 촉매 화학반응에 의한 시간지연 때문에, 질소산화물 제거성능에 악영향을 준다는 문제가 있다. In addition, there is a problem that the nitrogen oxide removal performance is adversely affected due to the time delay due to the catalytic chemical reaction during load change.

특히 배출되는 질소산화물을 직접 제어하는 기능이 없으므로, 배출량 제한값(설정값)을 변경할 경우, 적정 암모니아수 분사량 산출을 위한 시험을 각 발전기별로 다시 실시하여야 한다는 문제가 있다.In particular, since there is no function to directly control emitted nitrogen oxides, there is a problem in that when the emission limit value (set value) is changed, the test for calculating the appropriate amount of ammonia water injection must be re-executed for each generator.

그리고 도 4에 도시된 종래의 암모니아수 유량 제어방식은, 도 2와 같이 질소산화물 배출량 또는 암모니아 슬립(Slip) 배출량 편차를 이용하여 저농도 암모니아수 유량을 제어하는 방식이다.And the conventional ammonia water flow rate control method shown in FIG. 4 is a method of controlling the flow rate of low-concentration ammonia water using a nitrogen oxide emission amount or ammonia slip emission deviation, as shown in FIG.

이에 따라, 가스터빈의 부하, 운전조건 및 기기성능 변화 시, 신속한 암모니아수 유량 변경이 불가능하다는 문제가 있다.Accordingly, there is a problem in that it is impossible to quickly change the flow rate of ammonia water when the load, operating conditions, and performance of the gas turbine change.

또한 부하변동 시, 변동 초기의 저농도 암모니아수 기화에서 환원공정에 소요되는 시간이 길기 때문에, 공정시간 지연에 의한 암모니아수 유량의 과도 제어 현상이 발생하게 된다는 문제가 있다. In addition, when the load changes, since the time required for the reduction process in the low-concentration ammonia water vaporization at the beginning of the change is long, there is a problem that excessive control of the ammonia water flow rate due to the process time delay occurs.

그리고 도 5에 도시된 종래의 암모니아수 유량 제어방식은, 1차 제어기 출력값 단위 환산시, 제어기 출력값 단위가 질소산화물 편차(ppm)에 대한 %값이므로, 이 %값을 저농도 암모니아수 유량(Ton/hr)으로 변환하기 위한 과정이 필요하다.And in the conventional ammonia water flow rate control method shown in FIG. 5, when the unit of the primary controller output value is converted, the controller output value unit is a % value for the nitrogen oxide deviation (ppm), so this % value is used as the low-concentration ammonia water flow rate (Ton / hr) conversion process is required.

이로써 선행신호 단위와 제어기 출력 단위가 상이하여, 제어기가 비정상적으로 작동할 수 있다는 문제가 있다.Accordingly, there is a problem that the controller may operate abnormally because the preceding signal unit and the controller output unit are different.

또한 2차 제어기 선행신호의 부재로 인해 부하변동 시 적정 암모니아수의 신속한 분사가 불가능하므로, 변동 초기 과도 제어 현상이 발생하고, 안정화에 시간이 많이 소요되는 문제가 있다.In addition, due to the absence of a preceding signal of the secondary controller, rapid injection of suitable ammonia water is impossible when the load changes, so there is a problem in that a transient control phenomenon occurs at the beginning of the fluctuation and a lot of time is required for stabilization.

또한 일정부하에서 대기온도 변화에 따른 연소조건 변화나 주파수 추종운전에 따른 적은 부하변동에도 과도하게 반응하게 된다.In addition, it reacts excessively to a change in combustion condition according to a change in air temperature at a constant load or a small load change according to frequency tracking operation.

이에 따라 전체 반응시간이 지연되고, 탈질반응에 이용되지 못한 환원제가 유출되는 암모니아 슬립(Slip) 현상이 발생할 가능성이 높아지게 된다. Accordingly, the total reaction time is delayed, and the possibility of occurrence of an ammonia slip phenomenon in which a reducing agent not used in the denitrification reaction is outflow increases.

그리고 도 6에 도시된 종래의 암모니아수 유량 제어방식은, 부하별 암모니아수 요구량을 선행 신호로 한 질소산화물 배출량 제어기 출력신호와, 부하별 열회수 보일러로 유입되는 질소산화물을 제거하는데 필요한 암모니아수 유량제어기 출력신호 중, 적은 것을 선택하여 암모니아수 유량제어밸브를 동작시킨다.In the conventional ammonia water flow rate control method shown in FIG. 6, among the output signal of the nitrogen oxide discharge controller having the ammonia water demand for each load as a preceding signal and the ammonia water flow rate controller output signal required to remove nitrogen oxide flowing into the heat recovery boiler for each load, , select the lesser one and operate the ammonia water flow control valve.

상기한 방식 역시, 질소산화물 배출량 제어기 출력값 단위가 질소산화물 편차(ppm)에 대한 %값이므로, 이 %값을 암모니아수 유량(Ton/hr)으로 변환하기 위한 과정이 필요하다.Also in the above method, since the unit of the output value of the nitrogen oxide emission controller is a % value for the nitrogen oxide deviation (ppm), a process for converting this % value into the ammonia water flow rate (Ton/hr) is required.

이로써 단위 불일치로 인해, 제어기가 비정상적으로 동작할 가능성이 있다는 문제가 있다. Thereby, there is a problem that the controller may operate abnormally due to unit mismatch.

또한 암모니아수 유량 제어기 출력값 단위도 %값이기 때문에, 유량(Ton/hr)으로 변환하기 위한 과정이 필요하다.In addition, since the unit of the output value of the ammonia water flow rate controller is also a % value, a process for converting to flow rate (Ton/hr) is required.

또한 부하 변동 시 두 제어기 중 하나만 동작하기 때문에, 질소산화물 배출량 제어기의 경우, 암모니아수 유량제어 기능이 없어 질소산화물 배출제어 공정 중 촉매 화학작용에 의한 시간지연이 발생하여 목표값 추종이 늦어지게 된다는 문제가있다.In addition, since only one of the two controllers operates when the load changes, in the case of the nitrogen oxide emission controller, there is no function to control the flow rate of ammonia water, so there is a problem that the tracking of the target value is delayed due to the time delay caused by the catalytic chemical action during the nitrogen oxide emission control process. there is.

또한 암모니아수 유량 제어기의 경우, 최소신호 선택기에 의해 유량제어밸브 신호가 바뀔 때마다 과도한 응답특성을 보이는 경우가 많고, 질소산화물 제어기 출력의 제한 및 그 신호값을 추종하는 기능이 없어서, 정상범위에 도달할 때까지 과도 동작을 지속하게 된다.In addition, in the case of the ammonia water flow controller, whenever the flow control valve signal is changed by the minimum signal selector, it often shows excessive response characteristics, and there is no limit on the output of the nitrogen oxide controller and no function to follow the signal value, reaching the normal range. Excessive motion will continue until

이로써 정확한 암모니아수 유량제어가 어렵게 되고, 유량 안정화 시간이 길어지게 된다는 문제가 있다. This makes it difficult to accurately control the ammonia water flow rate, and there is a problem that the flow rate stabilization time becomes long.

또한 종래의 탈질설비 제어방식은, 각 발전소마다 제어방식이 다르다는 문제점이 지적되고 있다.In addition, the conventional denitrification facility control method has been pointed out as a problem that the control method is different for each power plant.

한국 공개특허 제10-2014-010794호(2014. 08. 25. 공개)Korean Patent Publication No. 10-2014-010794 (published on August 25, 2014) 한국 공개특허 제10-2013-0134811호(2013. 12. 10. 공개)Korean Patent Publication No. 10-2013-0134811 (published on December 10, 2013) 한국 공개특허 제10-2010-0063387호(2010. 06. 11. 공개)Korean Patent Publication No. 10-2010-0063387 (published on June 11, 2010)

본 발명은 상기한 종래기술의 문제점을 해결하기 위한 것으로서, 각 발전소마다 다르게 되어 있는 탈질설비의 제어방식을 표준화시키는 데 그 목적이 있다.The present invention is to solve the above-mentioned problems of the prior art, and an object of the present invention is to standardize the control method of the denitrification facility, which is different for each power plant.

본 발명의 다른 목적은, 기화기로 공급되는 암모니아수 유량 제어방식을 표준화함으로써 가스터빈의 부하 및 운전조건에 따라 암모니아수의 유량을 적절히 제어할 수 있도록 하는 데 있다.Another object of the present invention is to standardize the flow rate control method of ammonia water supplied to the carburetor so that the flow rate of ammonia water can be appropriately controlled according to the load and operating conditions of the gas turbine.

본 발명의 또 다른 목적은, 정확한 암모니아수의 유량제어에 의해 질소산화물의 제거효율을 향상시키는 데 있다.Another object of the present invention is to improve the removal efficiency of nitrogen oxides by accurately controlling the flow rate of ammonia water.

본 발명의 또 다른 목적은, 선행신호 단위와 제어기 출력 단위가 상이하여 제어기가 비정상적으로 작동하는 것을 방지하는 데 있다. Another object of the present invention is to prevent a controller from operating abnormally due to a difference between a preceding signal unit and a controller output unit.

본 발명의 또 다른 목적은, 암모니아수의 유량 안정화 시간을 단축하는 데 있다. Another object of the present invention is to shorten the stabilization time of the flow rate of ammonia water.

상기한 목적을 달성하기 위하여 본 발명은, 천연가스 연소 가스터빈 복합발전소의 배기가스에서 질소산화물을 제거하는 탈질설비 제어방법에 있어서, (a) 열회수 보일러로 유입되는 배기가스의 질소산화물을 측정하는 단계(S10), (b) 가스터빈 부하별 연소가스 배출량을 계산하는 단계(S20), (c) 열회수 보일러 굴뚝의 질소산화물 배출량을 제어하는 단계(S30), (d) 열회수 보일러에 공급되는 암모니아수 유량을 제어하는 단계(S40), (e) 열회수 보일러 내부의 배기가스를 기화기로 공급하는 가스 재순환팬의 속도를 제어하는 단계(S50)를 포함하는 것을 특징으로 한다.In order to achieve the above object, the present invention provides a denitrification facility control method for removing nitrogen oxides from exhaust gas of a natural gas combustion gas turbine combined power plant, (a) measuring nitrogen oxides in exhaust gas flowing into a heat recovery boiler Step (S10), (b) Calculating combustion gas emission for each gas turbine load (S20), (c) Controlling nitrogen oxide emission from the heat recovery boiler chimney (S30), (d) Ammonia water supplied to the heat recovery boiler It is characterized in that it includes controlling the flow rate (S40) and (e) controlling the speed of the gas recirculation fan supplying the exhaust gas inside the heat recovery boiler to the vaporizer (S50).

또한 상기 S20 단계는, (f) 가스터빈 출력별 배기가스 질량유량을 확보하는 단계(S21), (g) 가스터빈 부하별 수분자료를 이용하여 건식질량유량을 계산하는 단계(S22), (h) 건식체적유량을 계산하는 단계(S23)를 포함하는 것을 특징으로 한다.In addition, in the step S20, (f) securing the exhaust gas mass flow rate for each gas turbine output (S21), (g) calculating the dry mass flow rate using the moisture data for each gas turbine load (S22), (h ) calculating the dry volume flow rate (S23).

또한 상기 S30 단계는, (i) 제어기 편차제어 출력신호(%)를 ppm 단위로 변환하는 단계(S31), (j) 배기가스 중 질소산화물 농도 보정상수를 계산하는 단계(S32), (k) 건식 배기가스 유량을 적용하여 총 편차 제거량을 계산하는 단계(S33), (l) 질소산화물 편차 제거에 필요한 25% 암모니아수 필요 유량 계산을 위한 상수 C(체적비, Volume Ratio)를 계산하는 단계(S34), (m) 25% 암모니아수 유량 설정값 확정을 위한 선행신호 유량을 합산하는 단계(S35)를 포함하는 것을 특징으로 한다.In addition, the step S30 includes (i) converting the controller deviation control output signal (%) into a ppm unit (S31), (j) calculating a nitrogen oxide concentration correction constant in the exhaust gas (S32), (k) Calculating the total deviation removal amount by applying the dry exhaust gas flow rate (S33), (l) Calculating the constant C (volume ratio) for calculating the required flow rate of 25% ammonia water required to remove the nitrogen oxide deviation (S34) , (m) adding the preceding signal flow rate for determining the 25% ammonia water flow rate setting value (S35).

또한 상기 S40 단계는, (n) 제어기 출력신호(%)에 선행신호를 합산하는 단계(S41), (o) 선행신호에 밸브 유량곡선을 이용하여 25% 암모니아수 유량에 해당하는 개도를 반영하는 단계(S42)를 포함하는 것을 특징으로 한다.In addition, in the step S40, (n) adding the preceding signal to the controller output signal (%) (S41), (o) reflecting the opening degree corresponding to the flow rate of 25% ammonia water using the valve flow curve in the preceding signal It is characterized by including (S42).

또한 상기 S50 단계는, (p) 가스터빈 출력별 25% 암모니아수 기화에 필요한 가스 재순환 유량을 설정하는 단계(S51), (q) 열회수 보일러로 유입되는 배기가스 온도를 절대온도 비율로 계산하여 가스 재순환 유량값을 보정하는 단계(S52), (r) 보정된 가스 재순환 유량에 해당하느 재순환팬 전동기 속도 설정값을 설정하는 단계(S53), (s) 실제 전동기 속도를 측정하여 전동기의 속도를 제어하는 단계(S54)를 포함하는 것을 특징으로 한다.In addition, in the step S50, (p) setting the gas recirculation flow rate required for vaporizing 25% ammonia water for each gas turbine output (S51), (q) calculating the temperature of the exhaust gas flowing into the heat recovery boiler as an absolute temperature ratio and recirculating the gas Correcting the flow rate value (S52), (r) setting the recirculation fan motor speed setting value corresponding to the corrected gas recirculation flow rate (S53), (s) controlling the speed of the motor by measuring the actual motor speed It is characterized in that it includes step S54.

본 발명에 의하면, 각 발전소마다 다르게 되어 있는 탈질설비의 제어방식을 표준화함으로써, 가스터빈의 부하 및 운전조건에 따라 기화기로 공급되는 암모니아수의 유량 및 가스 재순환팬의 속도를 최적으로 제어할 수 있다. According to the present invention, by standardizing the control method of the denitrification facility, which is different for each power plant, it is possible to optimally control the flow rate of ammonia water supplied to the vaporizer and the speed of the gas recirculation fan according to the load and operating conditions of the gas turbine.

이로써 배기가스에 포함되어 있는 질소산화물의 제거효율을 향상시킬 수 있는 효과가 있다. This has the effect of improving the removal efficiency of nitrogen oxides contained in the exhaust gas.

또한 선행신호 단위와 제어기 출력 단위가 상이하여 제어기가 비정상적으로 작동하는 것을 방지할 수 있는 효과가 있다. In addition, there is an effect of preventing the controller from operating abnormally because the preceding signal unit and the controller output unit are different.

또한 암모니아수의 유량 안정화 시간을 단축할 수 있는 효과가 있다. In addition, there is an effect of shortening the stabilization time of the flow rate of the ammonia water.

또한 가스터빈의 부하 및 운전조건의 변동시에, 신속하게 암모니아수의 유량을 변경할 수 있는 효과가 있다. In addition, when the load and operating conditions of the gas turbine change, there is an effect of quickly changing the flow rate of the ammonia water.

또한 가스터빈의 부하 변동 초기에 암모니아수의 유량 과도 제어 현상을 방지할 수 있는 효과가 있다.In addition, there is an effect of preventing the excessive control of the flow rate of the ammonia water at the initial stage of the load change of the gas turbine.

도 1은 천연가스 연소 가스터빈 복합발전소의 개략적인 구성도.
도 2 내지 6은 종래기술에 따른 암모니아수 유량 제어방식을 나타낸 도면.
도 7은 본 발명에 따른 탈질설비 제어방법을 나타낸 도면.
도 8은 본 발명에 따른 가스터빈 부하별 연소가스 배출량을 계산하는 과정을 나타낸 도면.
도 9는 본 발명에 따른 질소산화물 배출량 제어과정을 나타낸 도면.
도 10은 본 발명에 따른 암모니아수 유량 제어과정을 나타낸 도면.
도 11은 본 발명에 따른 가스 재순환팬의 속도 제어과정을 설명하기 위한 도면.
도 12는 본 발명에 따른 열회수 보일러에 유입되는 배기가스의 질소산화물 농도, 산소 농도 및 수분함량 측정방법을 설명하기 위한 도면.
도 13은 본 발명에 따른 가스터빈 출력별 연소가스 배출량 계산과정을 설명하기 위한 도면.
도 14는 본 발명에 따른 1차 제어 및 선행제어신호에 의해 질소산화물 배출량을 제어하는 과정을 설명하기 위한 도면.
도 15는 본 발명에 따른 1차 제어에 사용되는 선행제어신호 계산과정을 설명하기 위한 도면.
도 16은 본 발명에 따른 2차 제어 및 선행제어신호에 의해 암모니아수 유량 제어과정을 설명하기 위한 도면.
도 17은 본 발명에 따른 가스 재순환팬의 속도 제어과정을 설명하기 위한 도면.1 is a schematic configuration diagram of a natural gas combustion gas turbine combined power plant.
2 to 6 are views showing an ammonia water flow rate control method according to the prior art.
7 is a view showing a denitrification facility control method according to the present invention.
8 is a view showing a process of calculating combustion gas emissions for each gas turbine load according to the present invention.
9 is a view showing a nitrogen oxide emission control process according to the present invention.
10 is a view showing an ammonia water flow rate control process according to the present invention.
11 is a view for explaining a speed control process of a gas recirculation fan according to the present invention.
12 is a view for explaining a method for measuring nitrogen oxide concentration, oxygen concentration, and moisture content of exhaust gas flowing into a heat recovery boiler according to the present invention.
13 is a view for explaining a calculation process of combustion gas emission for each gas turbine output according to the present invention.
14 is a view for explaining a process of controlling the amount of nitrogen oxides emitted by a primary control signal and a preceding control signal according to the present invention;
15 is a diagram for explaining a process of calculating a preceding control signal used for primary control according to the present invention;
16 is a view for explaining the ammonia water flow rate control process by the secondary control and the preceding control signal according to the present invention.
17 is a view for explaining a speed control process of a gas recirculation fan according to the present invention.

이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예를 상세히 설명한다.Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.

본 발명에 따른 탈질설비 제어방법은, 도 7에 도시된 바와 같이, 천연가스 연소 가스터빈 복합발전소의 배기가스에서 질소산화물을 제거하는 탈질설비 제어방법에 있어서, (a) 열회수 보일러(20)로 유입되는 배기가스의 질소산화물을 측정하는 단계(S10), (b) 가스터빈(10) 부하별 연소가스 배출량을 계산하는 단계(S20), (c) 열회수 보일러 굴뚝(Stack)의 질소산화물 배출량을 제어하는 단계(S30), (d) 열회수 보일러(20)에 공급되는 암모니아수 유량을 제어하는 단계(S40), (e) 열회수 보일러(20) 내부의 배기가스를 기화기(50)로 공급하는 가스 재순환팬(40)의 속도를 제어하는 단계(S50)를 포함하여 이루어진다.As shown in FIG. 7, the denitrification facility control method according to the present invention is a denitration facility control method for removing nitrogen oxides from exhaust gas of a natural gas combustion gas turbine combined power plant, (a) to a heat recovery boiler 20 Measuring nitrogen oxides of the inflowing exhaust gas (S10), (b) calculating combustion gas emissions for each load of the gas turbine (10) (S20), (c) nitrogen oxides emissions from the heat recovery boiler stack Controlling step (S30), (d) controlling the flow rate of ammonia water supplied to the heat recovery boiler 20 (S40), (e) gas recirculation supplying the exhaust gas inside the heat recovery boiler 20 to the vaporizer 50 A step (S50) of controlling the speed of the fan 40 is performed.

또한 상기 S20 단계는, 도 8에 도시된 바와 같이, (f) 가스터빈 출력별 배기가스 질량유량을 확보하는 단계(S21), (g) 가스터빈 부하별 수분자료를 이용하여 건식질량유량을 계산하는 단계(S22), (h) 건식체적유량을 계산하는 단계(S23)를 포함하여 구성된다.In addition, in the step S20, as shown in FIG. 8, (f) securing the exhaust gas mass flow rate for each gas turbine output (S21), (g) calculating the dry mass flow rate using moisture data for each gas turbine load (S22), (h) calculating the dry volume flow rate (S23).

또한 상기 S30 단계는, 도 9에 도시된 바와 같이, (i) 제어기 편차제어 출력신호(%)를 ppm 단위로 변환하는 단계(S31), (j) 배기가스 중 질소산화물 농도 보정상수를 계산하는 단계(S32), (k) 건식 배기가스 유량을 적용하여 총 편차 제거량을 계산하는 단계(S33), (l) 질소산화물 편차 제거에 필요한 25% 암모니아수 필요 유량 계산을 위한 상수 C를 계산하는 단계(S34), (m) 25% 암모니아수 유량 설정값 확정을 위한 선행신호 유량을 합산하는 단계(S35)를 포함하여 구성된다.In addition, the step S30, as shown in FIG. 9, (i) converting the controller deviation control output signal (%) into ppm (S31), (j) calculating the nitrogen oxide concentration correction constant in the exhaust gas Step (S32), (k) calculating the total deviation removal amount by applying the dry exhaust gas flow rate (S33), (l) calculating the constant C for calculating the required flow rate of 25% ammonia water required to remove the nitrogen oxide deviation ( S34), (m) summing the preceding signal flow rate for determining the 25% ammonia water flow rate setting value (S35).

또한 상기 S40 단계는, 도 10에 도시된 바와 같이, (n) 제어기 출력신호(%)에 선행신호를 합산하는 단계(S41), (o) 선행신호에 밸브 유량곡선을 이용하여 25% 암모니아수 유량에 해당하는 개도를 반영하는 단계(S42)를 포함하여 구성된다.In addition, the S40 step, as shown in FIG. 10, (n) adding the preceding signal to the controller output signal (%) (S41), (o) 25% ammonia water flow rate using the valve flow rate curve for the preceding signal It is configured to include a step (S42) of reflecting the opening degree corresponding to.

또한 상기 S50 단계는, 도 11에 도시된 바와 같이, (p) 가스터빈 출력별 25% 암모니아수 기화에 필요한 가스 재순환 유량을 설정하는 단계(S51), (q) 열회수 보일러로 유입되는 배기가스 온도를 절대온도 비율로 계산하여 가스 재순환 유량값을 보정하는 단계(S52), (r) 보정된 가스 재순환 유량에 해당하느 재순환팬 전동기 속도 설정값을 설정하는 단계(S53), (s) 실제 전동기 속도를 측정하여 전동기의 속도를 제어하는 단계(S54)를 포함하여 구성된다.In addition, the step S50, as shown in FIG. 11, (p) setting the gas recirculation flow rate required for vaporizing 25% ammonia water for each gas turbine output (S51), (q) the exhaust gas temperature flowing into the heat recovery boiler Correcting the gas recirculation flow rate by calculating the absolute temperature ratio (S52), (r) setting the recirculation fan motor speed setting value corresponding to the corrected gas recirculation flow rate (S53), (s) calculating the actual motor speed It is configured to include a step (S54) of controlling the speed of the motor by measuring.

이하 본 발명의 신호발생기(Function Generator)에서 사용하는 각 인자들에 대하여 설명한다.Hereinafter, each factor used in the function generator of the present invention will be described.

먼저 함수 f(x)1은, 가스터빈 배기가스 질량유량(kg/hr, 습식기준)을 생성하며, 질소산화물 제어기 선행제어신호(예컨대 25% 암모니아수 필요 유량) 계산 및 암모니아수 유량제어기 선행제어신호를 산출하기 위해 사용된다. First, the function f (x)1 is Gas turbine exhaust gas mass flow rate (kg / hr, wet basis) is generated, and it is used to calculate the nitrogen oxide controller advance control signal (eg, 25% ammonia water required flow rate) and ammonia water flow controller advance control signal.

가스터빈 발전기 출력(5단계 - 0, 25, 50, 75, 100%)을 입력하면, 신호발생기는 습식기준 배기가스 질량유량(kg/hr)을 출력한다.When the gas turbine generator output (5 steps - 0, 25, 50, 75, 100%) is input, the signal generator outputs the wet standard exhaust gas mass flow rate (kg/hr).

여기서 상기 배기가스 질량유량은 건설 준공성능시험 또는 제작사 설계자료를 사용한다.Here, the exhaust gas mass flow rate uses a construction completion performance test or manufacturer's design data.

함수 f(x)2는, 열회수 보일러로 유입되는 가스터빈 배기가스 질소산화물 농도(ppm)를 나타내며, 가스터빈 배기가스 중 제거할 총 질소산화물의 체적을 계산하기 위해 사용된다.The function f (x) 2 represents the nitrogen oxide concentration (ppm) of the gas turbine exhaust gas entering the heat recovery boiler, and is used to calculate the total volume of nitrogen oxides to be removed from the gas turbine exhaust gas.

가스터빈 발전기 출력(5단계 - 0, 25, 50, 75, 100%)을 입력하면, 체적기준 질소산화물 농도(ppm, 건설 준공성능시험 또는 제작사 설계기준)가 출력된다.If you input the gas turbine generator output (5 stages - 0, 25, 50, 75, 100%), the volume-based nitrogen oxide concentration (ppm, construction completion performance test or manufacturer design standard) is output.

여기서 NOx 측정 계측기가 설치되어 있는 경우에는 계측기값을 직접 적용할 수도 있다.Here, if a NOx measuring instrument is installed, the instrument value may be directly applied.

함수 f(x)3은, 질소산화물 제어기 출력을 단위변환 하여, 25% 암모니아수 필요유량 설정을 위한 질소산화물 농도 편차 한계, 즉 편차 제어범위를 설정하기 위해 사용된다.The function f (x)3 converts the output of the nitrogen oxide controller into units and is used to set the nitrogen oxide concentration deviation limit, that is, the deviation control range, for setting the required flow rate of 25% ammonia water.

질소산화물 제어기 출력(-100 ~ +100%)을 입력하면, 질소산화물 배출 설정값, 최대, 최소 한계가 ppm으로 출력되며, 필요에 따라 출력범위를 최대, 최소 범위 내에서 조정할 수 있다.If the nitrogen oxide controller output (-100 ~ +100%) is input, the nitrogen oxide emission set value, maximum and minimum limits are output in ppm, and the output range can be adjusted within the maximum and minimum ranges as needed.

함수 f(x)4는, 25% 암모니아수 유량제어기의 선행제어신호를 나타내며, 25% 암모니아수 필요유량 신호에 해당하는 밸브 개도를 설정하기 위해 사용된다.The function f (x)4 is It represents the advance control signal of the 25% ammonia water flow controller and is used to set the valve opening corresponding to the 25% ammonia water required flow rate signal.

25% 암모니아수 필요유량(kg/hr)을 입력하면, 해당 유량별 밸브 개도(%)가 출력된다.If the required flow rate (kg/hr) of 25% ammonia water is input, the valve opening (%) for each flow rate is output.

함수 f(x)5는, 가스 재순환 송풍기 속도제어 설정값을 나타내며, 실제 배기가스 온도에 맞는 가스 재순환팬 회전수의 설정값을 산출하기 위한 것이다.The function f (x) 5 represents a set value for controlling the speed of the gas recirculation blower, and is for calculating a set value for the number of revolutions of the gas recirculation fan suitable for the actual exhaust gas temperature.

기준 루베 재순환가스 설정값(Nm3/hr)에 절대온도 기준 배기가스 온도비를 곱하여 실제 루베 재순환가스 건식유량(Am3/hr)을 입력하면, 실제 루베 재순환가스 건식유량(Am3/hr)에 해당하는 재순환팬의 회전속도(rpm)가 출력된다.If the actual Louve recirculated gas dry flow rate (Am 3 /hr) is input by multiplying the standard Louve recycle gas set value (Nm 3 /hr) by the exhaust gas temperature ratio based on absolute temperature, the actual Louve recycle gas dry flow rate (Am 3 /hr) The rotation speed (rpm) of the recirculation fan corresponding to is output.

함수 f(x)6은 배기가스 중 습식기준 O2%를 나타내고, f(x)7 은 H2O% 를 나타내며, 이들은 건식 O2%를 계산하기 위해 사용된다.The function f (x)6 represents the O 2 % wet basis in the exhaust gas and f (x)7 represents the H 2 O%, and they are used to calculate the dry O 2 %.

가스터빈 발전기 출력(5단계 - 0, 25, 50, 75, 100%)를 입력하면, 건설 준공성능시험 또는 제작사 설계자료를 기준으로 한 O2% 및 H2O% 신호를 출력한다. When the gas turbine generator output (5 levels - 0, 25, 50, 75, 100%) is input, O 2 % and H 2 O% signals based on the construction completion performance test or the manufacturer's design data are output.

여기서 O2% 및 H2O% 측정 계측기가 설치되어 있는 경우에는 계측기값을 직접 적용할 수도 있다.Here, if O 2 % and H 2 O% measuring instruments are installed, the instrument values may be applied directly.

함수 f(x)8은, 재순환 가스 유량 (Nm3/hr, 건식기준)을 나타내는 것으로, 가스 재순환팬의 속도제어 설정값을 계산하기 위해 사용된다.The function f (x)8 represents the recirculation gas flow rate (Nm 3 /hr, dry basis) and is used to calculate the speed control setting value of the gas recirculation fan.

가스터빈 발전기 출력(5단계 - 0, 25, 50, 75, 100%)을 입력하면, 가스터빈 출력별로 필요한 25% 암모니아수의 기화에 필요한 열량(Total heat duty)을 산출한 후, 지정된 온도의 배기가스 비열과 기화기내 온도변화를 이용하여 필요한 가스 체적유량(Nm3/hr)을 아래의 [수학식 1]로 계산하여 출력한다.When the gas turbine generator output (5 steps - 0, 25, 50, 75, 100%) is input, the total heat duty required for vaporization of 25% ammonia water required for each gas turbine output is calculated, and then exhaust at the specified temperature Using the specific heat of the gas and the temperature change in the vaporizer, the required gas volumetric flow rate (Nm 3 /hr) is calculated and output according to [Equation 1] below.

Figure 112021027852562-pat00001
Figure 112021027852562-pat00001

그리고 본 발명의 제어로직에 사용되는 기타 상수로는, O2 Ratio, Ammonia Molar Ratio, Volume Ratio(상수 C)가 있는데, 이들은 아래의 [수학식 2] 내지 [수학식 4]와 같이 정의된다.In addition, other constants used in the control logic of the present invention include O2 Ratio, Ammonia Molar Ratio, and Volume Ratio (constant C), which are defined as in [Equation 2] to [Equation 4] below.

Figure 112021027852562-pat00002
Figure 112021027852562-pat00002

Figure 112021027852562-pat00003
Figure 112021027852562-pat00003

Figure 112021027852562-pat00004
Figure 112021027852562-pat00004

여기서 1 및 8/6은 열회수 보일러 탈질 방식에서 적용한 화학식에 의하여 변경될 수 있으며, 본 발명에서 적용한 화학식은 아래와 같다. Here, 1 and 8/6 can be changed by the chemical formula applied in the heat recovery boiler denitrification method, and the chemical formula applied in the present invention is as follows.

Figure 112021027852562-pat00005
Figure 112021027852562-pat00005

Figure 112021027852562-pat00006
Figure 112021027852562-pat00006

상기 [수학식 4]에서 0.25는 25% 암모니아수 농도에 대한 것으로, 암모니아수 농도는 필요에 따라 변경될 수도 있다.In [Equation 4], 0.25 is for 25% ammonia water concentration, and the ammonia water concentration may be changed as needed.

다음으로 열회수 보일러(HRSG: Heat Recovery Steam Generator)(20)로 유입되는 배기가스의 질소산화물을 측정하는 과정을 설명한다. Next, a process of measuring nitrogen oxides in exhaust gas flowing into a heat recovery steam generator (HRSG) 20 will be described.

질소산화물 계측기가 있을 경우에는 ppm 단위로 실시간 측정하고, 계측기가 비정상 동작할 경우에는 함수 신호발생기 f(x)2 기능으로 전환시킨다.If there is a nitrogen oxide meter, real-time measurement is performed in ppm units, and if the meter operates abnormally, it is switched to the function signal generator f (x)2 function.

질소산화물 계측기가 없을 경우에는, 가스터빈 출력별 질소산화물 변환 값 f(x)2를 적용한다. 이때 건설 준공 후 성능시험자료를 활용하고, 해당 자료가 없으면 제작사가 공급한 설계자료를 적용한다.If there is no nitrogen oxide meter, the nitrogen oxide conversion value f (x)2 for each gas turbine output is applied. At this time, after the completion of construction, the performance test data is used, and if there is no such data, the design data supplied by the manufacturer is applied.

이 기능은 산소농도 및 수분함량을 측정하는 과정에도 동일하게 적용한다.This function is equally applied to the process of measuring oxygen concentration and moisture content.

다음으로 도 8을 참고하여, 가스터빈 부하별 연소가스 배출량을 계산하는 과정을 설명한다.Next, with reference to FIG. 8 , a process of calculating combustion gas emission for each gas turbine load will be described.

이는 함수 신호발생기 f(x)1 출력값을 이용하며, 건식기준 시간당 체적유량(Nm3/Hr)을 산출하고, 질소산화물 배출제어기 선행제어신호를 산출하며, 25% 암모니아수 유량제어 밸브 선행제어신호를 산출하는데 사용한다.This uses the function signal generator f (x)1 output value, calculates the dry standard hourly volume flow rate (Nm 3 /Hr), calculates the nitrogen oxide emission controller advance control signal, and calculates the 25% ammonia water flow control valve advance control signal used to calculate

이를 좀더 구체적으로 설명하면, 먼저 건설 성능시험 또는 제작사 설계자료를 이용하여 가스터빈 출력(0, 25%, 50%, 75%, 100%)별 배기가스 질량유량(Flow rate, Kg/Hr, Wet Base)을 확보한다.To explain this in more detail, first, the exhaust gas mass flow rate (Flow rate, Kg/Hr, Wet Base) is secured.

이어서 가스터빈 부하별 수분(H2O Wet, 배기가스 중 측정 또는 제작사 설계)자료를 이용하여, 건식질량유량을 다음의 [수학식 5]에 의해 계산한다.Then, using the moisture (H 2 O Wet, measured in exhaust gas or designed by the manufacturer) for each gas turbine load, the dry mass flow rate is calculated by the following [Equation 5].

Figure 112021027852562-pat00007
Figure 112021027852562-pat00007

이어서 건식체적유량을 다음의 [수학식 6]에 의해 계산한다. Then, the dry volume flow rate is calculated by the following [Equation 6].

Figure 112021027852562-pat00008
Figure 112021027852562-pat00008

다음으로 도 14를 참고하여 열회수 보일러 굴뚝에서 배출되는 질소산화물의 배출량을 제어하는 과정을 설명한다.Next, referring to FIG. 14, a process of controlling the amount of nitrogen oxides discharged from the heat recovery boiler chimney will be described.

상기 질소산화물 배출량 제어는, 열회수 보일러 굴뚝의 질소산화물(NOx) 배출량을 설정값(SP: Set Point)이내로 유지하기 위한 25% 암모니아수 유량값을 설정하기 위한 것이다.The nitrogen oxide emission control is to set a 25% ammonia water flow rate value for maintaining nitrogen oxide (NOx) emission from the heat recovery boiler chimney within a set point (SP).

이를 좀더 구체적으로 설명하면, 먼저 함수 f(x)3에 의해 제어기 편차제어 출력신호(%)를 ppm 단위로 변환하고(범위: ±100% → ±SP ppm), 이어서 배기가스 중 O2 농도와 NO/NO2 몰 비율에 따른 NOx 농도 보정상수를 계산한다.To explain this in more detail, first, the controller deviation control output signal (%) is converted into ppm units by the function f (x)3 (range: ±100% → ±SP ppm), and then the O 2 concentration and Calculate the NOx concentration correction constant according to the NO/NO 2 molar ratio.

이때 O2는 15%, NO는 90%, NO2는 10%를 기준으로 하고, O2 dry 및 질소산화물 O2 보정농도 상수는 아래의 [수학식 7]에 의해 계산한다.At this time, based on 15% of O 2 , 90% of NO, and 10% of NO 2 , the O 2 dry and nitrogen oxide O 2 correction concentration constants are calculated by [Equation 7] below.

Figure 112021027852562-pat00009
Figure 112021027852562-pat00009

질소산화물 O2 보정농도 = [수학식 2]의 O2 Ratio × [수학식 3]의 Ammonia Molar RatioNitrogen Oxide O 2 Corrected Concentration = O 2 Ratio of [Equation 2] × Ammonia Molar Ratio of [Equation 3]

이어서 건식 배기가스 유량을 적용하여 총 편차 제거량을 계산하고, 질소산화물 편차 제거에 필요한 25% 암모니아수 필요 유량 계산을 위한 상수 C를 상기한 [수학식 4]에 의해 계산한다.Subsequently, the total deviation removal amount is calculated by applying the dry exhaust gas flow rate, and the constant C for calculating the required flow rate of 25% ammonia water required to remove the nitrogen oxide deviation is calculated by the above [Equation 4].

이어서 총 25% 암모니아수 유량 설정값 확정을 위한 선행 유량신호를 합산한다.Subsequently, the preceding flow rate signals are added to determine the total 25% ammonia water flow rate setting value.

다음으로 도 15를 참조하여, 25% 암모니아수 선행 유량신호 계산과정을 설명한다.Next, referring to FIG. 15, the process of calculating the 25% ammonia water preceding flow rate signal will be described.

함수 f(x)2에서 생산하는 열회수 보일러 입구 질소산화물 농도와 질소산화물 설정값에 의해, 발전기 출력별로 제거해야 할 질소산화물 농도(ppm)를 계산한다. Based on the nitrogen oxide concentration at the inlet of the heat recovery boiler produced by the function f (x)2 and the nitrogen oxide set value, the nitrogen oxide concentration (ppm) to be removed for each generator output is calculated.

이어서 열회수 보일러 출구에서 허용하는 건식기준 암모니아 슬립(Slip) 농도에 [수학식 2]의 O2 Ratio를 적용한 후, 발전기 출력별로 제거해야 할 질소산화물 농도(ppm)를 합산하여 암모니아 보정농도(ppm)를 계산한다.Subsequently, after applying the O 2 Ratio of [Equation 2] to the dry standard ammonia slip concentration allowed at the outlet of the heat recovery boiler, the ammonia correction concentration (ppm) is obtained by adding the nitrogen oxide concentration (ppm) to be removed for each generator output Calculate

이어서 암모니아 보정농도에 25% 암모니아수 필요 유량 계산을 위한 Volume Ratio 상수 C를 상기한 [수학식 4]에 의해 계산하여 25% 암모니아수 선행 유량신호를 계산한다.Subsequently, the Volume Ratio constant C for calculating the required flow rate of 25% ammonia water in the ammonia correction concentration is calculated by the above [Equation 4] to calculate the 25% ammonia water preceding flow rate signal.

다음으로 도 16을 참조하여, 25% 암모니아수 유량 제어 과정을 설명한다.Next, referring to FIG. 16, the process of controlling the flow rate of 25% ammonia water will be described.

함수 f(x)4는 1차 제어기가 요구하는 유량을 제어하기 위한 것으로, 먼저 제어기 출력신호(%)에 선행신호를 합산하고, 선행신호는 밸브 유량곡선을 이용하여 필요한 25% 암모니아수 유량에 해당하는 밸브의 개도를 반영한다.Function f (x)4 is for controlling the flow rate required by the primary controller. First, the preceding signal is added to the controller output signal (%), and the preceding signal corresponds to the required 25% ammonia water flow rate using the valve flow rate curve. reflects the opening degree of the valve.

다음으로 도 17을 참조하여, 가스 재순환 송풍팬의 속도를 제어하는 과정에 대하여 설명한다.Next, referring to FIG. 17, a process of controlling the speed of the gas recirculation blowing fan will be described.

먼저 함수 f(x)8에 의해, 가스터빈 출력별 25% 암모니아수 기화에 필요한 가스 재순환 유량을 설정한다.First, the gas recirculation flow rate required to vaporize 25% ammonia water for each gas turbine output is set by the function f (x)8 .

이어서 열회수 보일러(HRSG)로 유입되는 가스터빈 배기가스 온도를 절대온도 비율로 계산하여 가스 재순환 유량값을 보정한다.Next, the gas recirculation flow rate value is corrected by calculating the gas turbine exhaust gas temperature flowing into the heat recovery boiler (HRSG) as an absolute temperature ratio.

이어서 함수 함수 f(x)5에 의해, 보정된 가스 재순환 유량에 해당하는 전동기 속도 설정값을 설정한다.Subsequently, the motor speed setting value corresponding to the corrected gas recirculation flow rate is set by the function function f (x)5 .

이어서 실제 전동기 속도를 측정하여, 속도편차를 회복하기 위한 제어기 출력 신호를 가변전압 가변주파수 제어(VVVF: Variable Voltage Variable Frequency) 인버터(Inverter)에 전달하여 전동기 속도제어를 시행한다.Subsequently, the actual motor speed is measured, and the controller output signal for recovering the speed deviation is transferred to a variable voltage variable frequency (VVVF) inverter to perform motor speed control.

현재 우리나라에 설치되어 있는 천연가스 연소 가스터빈 복합발전소는, 배기가스의 질소산화물을 제거하는 탈질설비의 제어방법이 서로 다르게 되어 있어 이를 표준화시킬 필요가 있다.Currently, natural gas combustion gas turbine combined power plants installed in Korea have different control methods for denitrification facilities for removing nitrogen oxides from exhaust gas, so it is necessary to standardize them.

본 발명에 의하면, 탈질설비의 제어방식을 표준화하여, 가스터빈의 부하 및 운전조건에 따라 기화기로 공급되는 암모니아수의 유량 및 가스 재순환팬의 속도를 최적으로 제어함으로써, 질소산화물의 제거효율을 향상시킬 수가 있다. According to the present invention, by standardizing the control method of the denitrification facility and optimally controlling the flow rate of ammonia water supplied to the vaporizer and the speed of the gas recirculation fan according to the load and operating conditions of the gas turbine, the removal efficiency of nitrogen oxides can be improved. There is a number.

특히 선행신호 단위와 제어기 출력 단위가 상이하여 제어기가 비정상적으로 작동하는 것을 방지할 수 있다.In particular, it is possible to prevent abnormal operation of the controller due to the difference between the preceding signal unit and the controller output unit.

또한 가스터빈의 부하 및 운전조건의 변동에 따라 암모니아수의 유량을 신속히 변경할 수 있고, 가스 재순환팬의 속도도 이에 맞게 제어할 수 있다. In addition, the flow rate of the ammonia water can be quickly changed according to the change in the load and operating conditions of the gas turbine, and the speed of the gas recirculation fan can be controlled accordingly.

이로써 가스터빈의 하 변동 초기에 암모니아수의 유량 과도 제어 현상을 방지할 수 있고, 암모니아수의 유량 안정화 시간을 단축할 수가 있다.As a result, it is possible to prevent excessive control of the flow rate of the ammonia water at the initial stage of the downshift of the gas turbine, and shorten the stabilization time of the ammonia water flow rate.

이상에서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시적으로 설명한 것으로서 본 발명의 범위는 상기한 특정 실시예에 한정되지 아니한다. 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 본 발명의 기술적 사상의 범위를 벗어남이 없이 다양한 수정 및 변경이 가능하다는 것을 이해할 수 있을 것이다. In the above, preferred embodiments of the present invention have been described by way of example, and the scope of the present invention is not limited to the above specific embodiments. Those skilled in the art to which the present invention pertains will understand that various modifications and changes are possible without departing from the scope of the technical spirit of the present invention.

10: 가스터빈(Gas Turbine) 20: 열회수 보일러(Boiler)
21: 촉매 30: 암모니아수 유량제어밸브
40: 가스 재순환팬 50: 기화기
51: 분사 노즐(Spray Nozzle) 60: 공기조절밸브10: Gas Turbine 20: Heat Recovery Boiler
21: catalyst 30: ammonia water flow control valve
40: gas recirculation fan 50: carburetor
51: spray nozzle 60: air control valve

Claims (9)

천연가스 연소 가스터빈 복합발전소의 배기가스에서 질소산화물을 제거하는 탈질설비 제어방법에 있어서,
(a) 열회수 보일러(20)로 유입되는 배기가스의 질소산화물을 측정하는 단계(S10),
(b) 가스터빈(10) 부하별 연소가스 배출량을 계산하는 단계(S20),
(c) 열회수 보일러 굴뚝의 질소산화물 배출량을 제어하는 단계(S30),
(d) 열회수 보일러(20)에 공급되는 암모니아수 유량을 제어하는 단계(S40),
(e) 열회수 보일러(20) 내부의 배기가스를 기화기(50)로 공급하는 가스 재순환팬(40)의 속도를 제어하는 단계(S50)를 포함하고,
상기 S20 단계는,
(f) 가스터빈 출력별 배기가스 질량유량을 확보하는 단계(S21),
(g) 가스터빈 부하별 수분자료를 이용하여 건식질량유량을 계산하는 단계(S22),
(h) 건식체적유량을 계산하는 단계(S23)를 포함하는 것을 특징으로 하는 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법. In the denitrification facility control method for removing nitrogen oxides from exhaust gas of a natural gas combustion gas turbine combined power plant,
(a) measuring nitrogen oxides of exhaust gas flowing into the heat recovery boiler 20 (S10);
(b) calculating combustion gas emissions for each load of the gas turbine 10 (S20);
(c) controlling the amount of nitrogen oxides discharged from the heat recovery boiler chimney (S30);
(d) controlling the flow rate of ammonia water supplied to the heat recovery boiler 20 (S40);
(e) controlling the speed of the gas recirculation fan 40 supplying the exhaust gas inside the heat recovery boiler 20 to the vaporizer 50 (S50);
In the step S20,
(f) securing an exhaust gas mass flow rate for each gas turbine output (S21);
(g) calculating dry mass flow rate using moisture data for each gas turbine load (S22);
(h) Calculating the dry volume flow rate (S23). 삭제delete 제 1 항에 있어서,
상기 S22 단계에서, 건식질량유량은 다음의 수학식에 의해 계산하는 것을 특징으로 하는 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법.
건식질량유량(Kg/Hr) = 습식질량유량×[1-(H2O%, wet)/100]According to claim 1,
In step S22, the dry mass flow rate is calculated by the following equation.
Dry mass flow rate (Kg/Hr) = Wet mass flow rate × [1-(H 2 O%, wet)/100] 제 1 항에 있어서,
상기 S23 단계에서, 건식체적유량은 다음의 수학식에 의해 계산하는 것을 특징으로 하는 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법.
건식체적유량(Nm3/Hr, Dry Base) = 건식질량유량 x 가스터빈 배기가스 비중According to claim 1,
In step S23, the dry volume flow rate is calculated by the following equation.
Dry volume flow rate (Nm 3 /Hr, Dry Base) = dry mass flow rate x gas turbine exhaust gas specific gravity 제 1 항에 있어서,
상기 S30 단계는,
(i) 제어기 편차제어 출력신호(%)를 ppm 단위로 변환하는 단계(S31),
(j) 배기가스 중 질소산화물 농도 보정상수를 계산하는 단계(S32),
(k) 건식 배기가스 유량을 적용하여 총 편차 제거량을 계산하는 단계(S33),
(l) 질소산화물 편차 제거에 필요한 25% 암모니아수 필요 유량 계산을 위한 상수 C를 계산하는 단계(S34),
(m) 25% 암모니아수 유량 설정값 확정을 위한 선행신호 유량을 합산하는 단계(S35)를 포함하는 것을 특징으로 하는 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법.According to claim 1,
In the step S30,
(i) converting the controller deviation control output signal (%) into a ppm unit (S31);
(j) calculating a correction constant for nitrogen oxide concentration in exhaust gas (S32);
(k) calculating the total deviation removal amount by applying the dry exhaust gas flow rate (S33);
(l) calculating the constant C for calculating the required flow rate of 25% ammonia water required to remove the nitrogen oxide deviation (S34);
(m) Adding the flow rate of the preceding signal to determine the set value of the 25% ammonia water flow rate (S35). 제 5 항에 있어서,
상기 S32 단계에서, 질소산화물 O2 보정농도는 다음의 수학식에 의해 계산하는 것을 특징으로 하는 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법.
질소산화물 O2 보정농도
=
Figure 112021027852562-pat00010
According to claim 5,
In the step S32, the nitrogen oxide O 2 correction concentration is calculated by the following equation.
Nitrogen Oxide O 2 Corrected Concentration
=
Figure 112021027852562-pat00010
 제 5 항에 있어서,
상기 S34 단계에서, 25% 암모니아수 필요 유량 계산을 위한 상수 C는 다음의 수학식에 의해 계산하는 것을 특징으로 하는 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법.
상수 C =
Figure 112021027852562-pat00011
According to claim 5,
In step S34, the constant C for calculating the required flow rate of 25% ammonia water is calculated by the following equation.
constant C =
Figure 112021027852562-pat00011
 제 1 항에 있어서,
상기 S40 단계는,
(n) 제어기 출력신호(%)에 선행신호를 합산하는 단계(S41),
(o) 선행신호에 밸브 유량곡선을 이용하여 25% 암모니아수 유량에 해당하는 개도를 반영하는 단계(S42)를 포함하는 것을 특징으로 하는 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법.According to claim 1,
In step S40,
(n) adding the preceding signal to the controller output signal (%) (S41);
(o) a step (S42) of reflecting the opening degree corresponding to the flow rate of 25% ammonia water by using the valve flow rate curve in the preceding signal (S42). 제 1 항에 있어서,
상기 S50 단계는,
(p) 가스터빈 출력별 25% 암모니아수 기화에 필요한 가스 재순환 유량을 설정하는 단계(S51),
(q) 열회수 보일러로 유입되는 배기가스 온도를 절대온도 비율로 계산하여 가스 재순환 유량값을 보정하는 단계(S52),
(r) 보정된 가스 재순환 유량에 해당하는 재순환팬 전동기 속도 설정값을 설정하는 단계(S53),
(s) 실제 전동기 속도를 측정하여 전동기의 속도를 제어하는 단계(S54)를 포함하는 것을 특징으로 하는 가스터빈 복합발전소의 탈질설비 제어방법.According to claim 1,
In step S50,
(p) setting the gas recirculation flow rate required for vaporizing 25% ammonia water for each gas turbine output (S51);
(q) correcting the gas recirculation flow rate value by calculating the temperature of the exhaust gas flowing into the heat recovery boiler as an absolute temperature ratio (S52);
(r) setting a recirculation fan motor speed setting value corresponding to the corrected gas recirculation flow rate (S53);
(s) controlling the speed of the motor by measuring the actual motor speed (S54).
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