WO2020080083A1 - 発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラント - Google Patents

発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラント Download PDF

Info

Publication number
WO2020080083A1
WO2020080083A1 PCT/JP2019/038574 JP2019038574W WO2020080083A1 WO 2020080083 A1 WO2020080083 A1 WO 2020080083A1 JP 2019038574 W JP2019038574 W JP 2019038574W WO 2020080083 A1 WO2020080083 A1 WO 2020080083A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
temperature
economizer
supplied
feed water
steam
Prior art date
Application number
PCT/JP2019/038574
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
吉田　章人
祐一 岩本
Original Assignee
三菱日立パワーシステムズ株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 三菱日立パワーシステムズ株式会社 filed Critical 三菱日立パワーシステムズ株式会社
Priority to CN201980053076.1A priority Critical patent/CN112567110B/zh
Publication of WO2020080083A1 publication Critical patent/WO2020080083A1/ja

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D17/00—Regulating or controlling by varying flow
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/34—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of extraction or non-condensing type; Use of steam for feed-water heating
    • F01K7/38—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of extraction or non-condensing type; Use of steam for feed-water heating the engines being of turbine type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D5/00—Controlling water feed or water level; Automatic water feeding or water-level regulators

Definitions

  • the present disclosure relates to a power plant control device, a control method therefor, a control program, and a power plant.
  • the feed water heater in the power plant uses the steam extracted from the steam turbine to heat the feed water and supply it to the boiler.
  • the higher the temperature of the feed water supplied to the boiler the smaller the flow rate of fuel burned in the boiler may be, and the apparent power generation efficiency of the plant excluding the amount of heat for heating the feed water is improved.
  • Patent Document 1 in order to supply the steam extracted from the steam turbine to the feed water heater, a high pressure extraction pipe and a low pressure extraction pipe are provided, and the high pressure extraction pipe and the low pressure extraction pipe are opened and closed during the rated operation and the partial load operation. Controlling the state is disclosed.
  • a power plant is designed to have the highest power generation efficiency at full load. Therefore, at a partial load, the condition of the steam extracted from the steam turbine to be supplied to the feed water heater is lowered, so that the feed water temperature is lowered and the power generation efficiency tends to be lowered.
  • a power plant may be operated with a partial load, and improvement in power generation efficiency under a partial load is desired.
  • Patent Document 1 uses high-pressure steam and low-pressure steam extracted from a steam turbine to raise the feedwater temperature during partial load operation to improve efficiency. However, if the feed water temperature is raised too much, it may exceed the design temperature of the economizer or deviate from the conditions assumed in the design of the furnace located downstream of the economizer. Therefore, it may be difficult to maintain stable operation of the power plant.
  • the present disclosure has been made in view of the above circumstances, and is a control device for a power plant capable of maintaining stable operation of the power plant and improving power generation efficiency of the entire plant, a control method therefor, and a control program. , For the purpose of providing a power plant.
  • a first aspect of the present disclosure is a control device for a power plant in which feed water heated in a feed water heater is supplied to a boiler via a economizer, and is based on a hot water state on the outlet side of the economizer.
  • An upper limit setting unit that calculates a limit temperature at which a steaming phenomenon does not occur in the economizer, and sets an upper limit temperature of feed water supplied to the economizer, based on the critical temperature; and the economizer.
  • the supply control unit is a control device of a power plant that estimates the feedwater temperature after the switching control and performs the switching control when the estimated feedwater temperature is equal to or lower than the upper limit temperature.
  • the supply of the extracted steam supplied from the steam turbine to the feedwater heater is controlled at the critical temperature at which the steaming phenomenon in which a part of the feedwater in the economizer starts to evaporate does not occur. Since the temperature can be raised, stable operation can be maintained and the power generation efficiency of the entire plant can be improved. Therefore, it is possible to effectively improve the power generation efficiency regardless of the full load or the partial load, and it is also possible to improve the annual efficiency of the power plant.
  • the supply control unit in the case of a multi-stage configuration in which the feed water heater is provided in plural, of the extraction steam supplied to the feed water heater on the most downstream side with respect to the flow of the feed water. Supply control may be performed.
  • the feed water supplied to the economizer is controlled. It is possible to improve the controllability of the temperature and raise the temperature more efficiently. As a result, it is possible to more effectively improve the power generation efficiency under both full load and partial load.
  • the supply control unit may control the flow rate of the extracted steam so that the temperature of the supply water supplied to the economizer approaches the upper limit temperature.
  • the temperature of the feed water supplied to the economizer can be effectively adjusted by controlling the flow rate of the extracted steam.
  • the supply control unit switches a plurality of extracted steam having different pressures extracted from the steam turbine so that the temperature of the supply water supplied to the economizer approaches the upper limit temperature.
  • the supply to the feed water heater may be controlled.
  • the temperature of the feed water supplied to the economizer can be effectively used by effectively utilizing the extraction steam. Can be adjusted to. As a result, it is possible to more effectively improve the power generation efficiency under both full load and partial load.
  • the supply control unit performs control to switch the high-pressure side extracted steam or the low-pressure side extracted steam extracted from the steam turbine to supply the water to the feed water heater according to the load of the steam turbine. Good.
  • the high-pressure side extraction steam or the low-pressure side extraction steam extracted from the steam turbine is switched according to the load of the steam turbine (flow rate of steam supplied to the steam turbine) and is supplied to the feed water heater.
  • the temperature of the feed water supplied to the economizer can be effectively adjusted.
  • the exhaust gas on the outlet side of the economizer is so close that the temperature of the exhaust gas discharged after heat exchange in the economizer and supplied to the denitration device approaches a reference temperature.
  • An exhaust gas temperature adjusting unit may be provided to control the flow rate of the combustion gas generated in the boiler on the inlet side of the economizer, which is supplied by bypass.
  • the boiler efficiency can be improved by keeping the temperature of the exhaust gas discharged from the economizer and supplied to the denitration device within a predetermined range according to the load of the power generation plant.
  • the power generation efficiency can be more effectively improved under both full load and partial load.
  • the exhaust gas temperature adjusting unit is bypass-supplied with a flow rate of the combustion gas on the inlet side of the economizer with respect to the exhaust gas on the exit side of the economizer at full load of the power plant. It is also possible to control so that.
  • the temperature of the exhaust gas discharged from the economizer and supplied to the denitration device can be more reliably kept within the predetermined range even when the power plant is fully loaded.
  • a second aspect of the present disclosure is a power generation including a boiler, a steam turbine, a feed water heater to which extracted steam extracted from the steam turbine is supplied, a economizer, and the control device for the power generation plant. It is a plant.
  • a third aspect of the present disclosure is a method for controlling a power plant in which feed water heated in a feed water heater is supplied to a boiler via a economizer, which is based on a hot water state on the outlet side of the economizer.
  • the temperature of the feed water supplied to the feed water is controlled so as to approach the upper limit temperature by switching a plurality of extracted steam with different pressures extracted from the steam turbine to the feed water heater, and the feed water temperature after the switching control.
  • a supply control step of performing the switching control when the estimated supply water temperature is equal to or lower than the upper limit temperature.
  • a fourth aspect of the present disclosure is a control program for a power generation plant in which feed water heated in a feed water heater is supplied to a boiler via a economizer, and is based on a hot water state on the outlet side of the economizer.
  • the temperature of the feed water supplied to the feed water is controlled so as to approach the upper limit temperature by switching a plurality of extracted steam with different pressures extracted from the steam turbine to the feed water heater, and the feed water temperature after the switching control.
  • a power supply control process that causes a computer to perform a power supply control process that performs the switching control when the estimated water supply temperature is equal to or lower than the upper limit temperature.
  • FIG. 1 It is a figure which shows schematic structure of the power generation plant which concerns on 1st Embodiment of this indication. It is a figure showing a schematic structure of a high-pressure turbine concerning a 1st embodiment of this indication. It is a functional block diagram showing a function with which a control device concerning a 1st embodiment of this indication is provided. It is a figure showing a flow chart of supply control in a control device concerning a 1st embodiment of this indication. It is a figure showing an example of feed water temperature by supply control in a control device concerning a 1st embodiment of this indication. It is a figure which shows schematic structure of the power generation plant which concerns on 2nd Embodiment of this indication.
  • FIG. 1 is a diagram showing a schematic configuration of a power generation plant 1 including a control device 20 according to the first embodiment of the present disclosure.
  • a power plant 1 according to this embodiment includes a feed water pump 2, a feed water heater 3, a economizer 4, a boiler 5, a high pressure turbine 6 that constitutes a steam turbine 13, an intermediate pressure.
  • a turbine 7, a low-pressure turbine 8 and a control device 20 are provided as main components.
  • the power generation plant 1 is not limited to the configuration as shown in FIG. 1 as long as it has the steam turbine 13 and the feed water heater 3 that heats the feed water using the steam extracted from the steam turbine 13.
  • the water supply pump 2 pumps the water supplied to the boiler 5 and supplies it to the water heater 3.
  • steam that has finished working in the low-pressure turbine 8 is condensed by a condenser (not shown) and treated by a condenser treatment device (not shown) or a deaerator. The latter water is pumped.
  • the feed water heater 3 heats the feed water pumped by the feed water pump 2 and supplies it to the boiler 5.
  • a case where a plurality of feed water heaters 3 are provided and configured in a three-stage configuration will be described, but a single-stage configuration or a multi-stage configuration is possible.
  • the feed water heater 3 arranged on the most downstream side with respect to the flow direction of the feed water, that is, the feed water heater closest to the boiler 5 and the economizer 4 in the feed water flow path (hereinafter, referred to as “top heater 3a”). ).
  • the feed water is heated under the pressurization temperature rising condition, and the temperature of the feed water supplied to the boiler 5 and the economizer 4 is adjusted.
  • the top heater 3a is supplied with extracted steam extracted from the high-pressure turbine 6 via the extracted steam flow path 10 (steam extracted from a part of the steam flowing in the high-pressure turbine 6), and the extracted steam is extracted. To heat the water supply.
  • the extraction steam flow passage 10 has an extraction steam pipe 11 having one end connected to the extraction port of the high-pressure turbine 6 and the other end connected to the top heater 3a.
  • a flow rate adjusting valve 12 is provided in the extraction steam pipe 11, and the flow rate of the extraction steam supplied to the top heater 3a is adjusted by controlling the flow rate adjusting valve 12 by a control device 20 described later. It In order to widen the flow rate adjustment range by the flow rate adjusting valve 12, it is preferable that the extraction steam pipe 11 has a larger capacity such as a larger pipe diameter as compared with one that does not adjust the flow rate of the extraction steam. Along with this, it is preferable that the extraction port of the high-pressure turbine 6 and the top heater 3a also have a large capacity.
  • the extracted steam extracted from the high-pressure turbine 6 is supplied to the top heater 3a, but it can be appropriately changed depending on the configuration of the feedwater heater 3 (one-stage configuration, multi-stage configuration, etc.).
  • the economizer 4 is supplied with the feed water heated by the feed water heater 3, and preheats the feed water using the combustion exhaust gas of the boiler 5 (exhaust heat recovery).
  • exhaust heat recovery exhaust heat recovery
  • the economizer 4 when a phenomenon occurs in which a part of the internal water supply begins to evaporate and turns into steam (steaming phenomenon), the water supply becomes hotter than the designed temperature, and the economizer 4 and the latter stage of the economizer 4 are designed. There is a possibility of damage due to deviation from conditions such as temperature. Therefore, in the present embodiment, the feed water heated to a high temperature at the critical temperature at which the steaming phenomenon does not occur in the economizer 4 is supplied to the economizer 4 by the control of the flow rate adjustment valve 12 in the extraction steam flow passage 10. .
  • the power plant 1 can maintain stable operation.
  • the limiting temperature at which the steaming phenomenon does not occur is a range in which there is a temperature margin of several degrees Celsius to several tens of degrees Celsius, more preferably 1 degree Celsius to 30 degrees Celsius, more than the temperature at which the steaming phenomenon starts in the economizer 4. Is shown.
  • the boiler 5 combusts fuel with a combustion burner (not shown) to generate high-temperature combustion gas, and performs heat exchange with the heat exchanger, so that hot water whose feed water is preheated in the economizer 4 is steamed (superheated steam). ) And supply it to the high-pressure turbine 6.
  • the boiler 5 is configured to include a heat exchanger such as an evaporator or a superheater. The hot water is heated in the evaporator to become saturated steam, and further heated in the superheater to become superheated steam.
  • the boiler 5 is not limited to the above, and various configurations can be adopted.
  • the high-pressure turbine 6 is supplied with the superheated steam generated in the boiler 5, expands the superheated steam, and drives the turbine blades to rotate. That is, in the high-pressure turbine 6, the energy of superheated steam is converted into the energy of rotation.
  • the high-pressure turbine 6, a medium-pressure turbine 7 and a low-pressure turbine 8 which will be described later have a common rotating shaft, and the rotating shaft is connected to the generator 14 and rotationally drives the generator to generate electricity.
  • Part of the steam flowing through the high-pressure turbine 6 is extracted as extraction steam from the extraction port and is supplied to the top heater 3 a via the extraction steam flow path 10.
  • FIG. 2 shows a configuration example of the steam turbine 13.
  • the high-pressure turbine 6 is supplied with superheated steam from P0, and the extraction port is provided at P1 (for example, the fourth stage).
  • the arrangement position of the extraction port can be appropriately designed.
  • the extraction port may be provided for the intermediate pressure turbine 7 or the low pressure turbine 8.
  • the medium-pressure turbine 7 is supplied with the reheated superheated steam discharged from the high-pressure turbine 6 and rotationally drives the turbine blades.
  • the rotary shaft of the medium-pressure turbine 7 is commonly connected to the generator 14, and the generator is driven to rotate to generate electricity.
  • the low-pressure turbine 8 is supplied with the steam discharged from the intermediate-pressure turbine 7, and rotationally drives the turbine blades.
  • the rotary shaft of the low-pressure turbine 8 is commonly connected to the generator 14, and drives the generator to rotate to generate electricity.
  • the high-pressure turbine 6, the intermediate-pressure turbine 7, and the low-pressure turbine 8 have a common rotating shaft, and the rotating shaft is connected to the generator 14 and rotationally drives the generator to generate electricity.
  • the rotating shaft of the high-pressure turbine 6 and the rotating shafts of the medium-pressure turbine 7 and the low-pressure turbine 8 are different from each other, and the rotating power of each rotating shaft may be connected to the generator 14, and various configurations are possible without being limited to the above. is there.
  • the control device 20 controls the supply of the extracted steam to be supplied to the feed water heater 3 in the power generation plant 1 that heats the feed water using the extracted steam extracted from the steam turbine 13 in the feed water heater 3.
  • An example of supply control of the extracted steam in the present embodiment is flow rate control of the extracted steam. By controlling the flow rate of the extracted steam, the temperature of the feed water supplied to the economizer 4 can be effectively adjusted.
  • the supply control of the extracted steam is not limited to the above as long as the supply state of the extracted steam is controlled and the thermal energy supplied to the feed water heater 3 is adjusted.
  • the control device 20 includes, for example, a CPU (central processing unit) (not shown), a memory such as a RAM (Random Access Memory), and a computer-readable recording medium.
  • a CPU central processing unit
  • a memory such as a RAM (Random Access Memory)
  • a computer-readable recording medium A series of processes for realizing various functions described below are recorded in a recording medium or the like in the form of a program, and the CPU reads the program into the RAM or the like to execute information processing / arithmetic processing. With this, various functions described below are realized.
  • the program may be installed in a ROM or other storage medium in advance, provided in a state where it is stored in a computer-readable storage medium, or delivered via wired or wireless communication means. May be applied.
  • the computer-readable storage medium is a magnetic disk, a magneto-optical disk, a CD-ROM, a DVD-ROM, a semiconductor memory, or the like.
  • FIG. 3 is a functional block diagram showing the functions of the control device 20.
  • the control device 20 includes an upper limit setting unit 21 and a supply control unit 22.
  • the power plant 1 according to the present embodiment is provided with a measuring instrument for performing various processes in the control device 20.
  • a measuring device for measuring the temperature Ti of the feed water is provided at the inlet side of the economizer 4, and at the outlet side of the economizer 4 (the inlet side of the boiler 5).
  • a measuring instrument for measuring the temperature To of the hot water discharged from the economizer 4 and a measuring instrument for measuring the pressure Po are provided.
  • the supply control of the extracted steam is performed using the measurement result of each measuring device.
  • the upper limit setting unit 21 calculates a limit temperature at which the steaming phenomenon does not occur in the economizer 4 based on the hot water state on the outlet side of the economizer 4, and supplies the limit temperature to the economizer 4 based on the limit temperature. Set the upper limit temperature of the supplied water. Specifically, the upper limit setting unit 21 calculates the saturated temperature of hot water based on the temperature To and the pressure Po that are hot water states on the outlet side of the economizer 4. The limit temperature at which the steaming phenomenon does not occur in the economizer 4 is calculated as the saturation temperature of this hot water, and the upper limit temperature of the feed water supplied to the economizer 4 is set based on the limit temperature.
  • the upper limit setting unit 21 acquires the hot water temperature To and the pressure Po from the measuring device as the hot water state, and based on the temperature To and the pressure Po, the heat in the current operating state of the power generation plant 1 is obtained. Calculate the saturation temperature of water. Then, this saturation temperature is calculated as a limit temperature, and the upper limit temperature of the feed water supplied to the economizer 4 is set so that the steaming phenomenon does not occur in the economizer 4.
  • the temperature of the feed water is preferably as high as possible in order to improve power generation efficiency, but if the temperature of the feed water is too high, a steaming phenomenon will occur in the economizer 4. Therefore, it is necessary to appropriately set the upper limit value with respect to the temperature of the water supply.
  • the upper limit setting unit 21 sets a value obtained by subtracting a predetermined setting margin temperature (margin) from the saturation temperature as the upper limit temperature of the feed water supplied to the economizer 4.
  • the set margin temperature is set to, for example, about several degrees Celsius to several tens of degrees Celsius, more preferably 1 degree Celsius to 30 degrees Celsius in consideration of the heat exchange amount (temperature rise amount) in the economizer 4.
  • the upper limit setting unit 21 appropriately sets the upper limit temperature of the feed water on the basis of the saturation temperature of the hot water within the limit that the steaming phenomenon does not occur in the economizer 4. As a result, stable operation can be maintained, and the power generation efficiency of the power generation plant 1 can be more effectively improved under both full load and partial load.
  • the supply control unit 22 controls the supply of the extracted steam supplied from the steam turbine 13 to the feed water heater 3 so that the temperature of the feed water supplied to the economizer 4 approaches the upper limit temperature. Specifically, the supply control is performed by opening the flow rate adjusting valve 12 provided in the extraction steam flow passage 10 (extraction steam pipe 11) so that the temperature of the supply water supplied to the economizer 4 approaches the upper limit temperature. The flow rate of the extracted steam is controlled by adjusting the degree.
  • the amount of heat energy of the heat source (extraction steam) used in the feed water heater 3 can be increased or decreased. Therefore, the temperature of the feed water heated in the feed water heater 3 can be raised by opening the opening of the flow rate adjusting valve 12 and increasing the flow rate of the extracted steam. For example, in the partial load state, the steam condition supplied to the high pressure turbine 6 is reduced. For this reason, the condition (pressure and / or temperature) of the extracted steam supplied to the feed water heater 3 also decreases, but by supplementing the decrease and increasing the flow rate of the extracted steam, the temperature of the supply water rises to the upper limit temperature. It is possible to
  • the temperature Ti provided at the inlet side of the economizer 4 is used to acquire the temperature Ti of the feedwater currently supplied to the economizer 4. Then, based on the temperature Ti, the opening degree of the flow rate adjusting valve 12 is adjusted to control the flow rate of the extracted steam to bring the temperature of the feed water close to the upper limit temperature. That is, the supply control unit 22 performs feedback control with respect to the temperature Ti, and controls the flow rate adjusting valve 12 so that the temperature Ti of the supplied supply water more reliably reaches the upper limit temperature.
  • the flow shown in FIG. 4 is repeatedly executed at a predetermined control cycle when the power generation plant 1 is operating.
  • the temperature To and the pressure Po of the hot water on the outlet side of the economizer 4 are acquired, and the saturation temperature of the hot water in the current operating state (the limit temperature of the economizer 4) is calculated (S101).
  • the upper limit temperature of the feed water supplied to the economizer 4 is set based on the calculated saturation temperature (the limit temperature of the economizer 4) (S102).
  • the current temperature Ti of the feed water supplied to the economizer 4 is acquired, and the flow rate adjusting valve 12 of the extraction steam channel 10 is controlled so that the temperature Ti approaches the upper limit temperature (S103).
  • S103 feedback control is performed based on the measured value of the temperature Ti, and the temperature Ti and the upper limit temperature are controlled to match.
  • the horizontal axis represents the load state of the boiler 5 (or the steam turbine 13), and the characteristics of the pressure of the extracted steam and the feed water temperature (the temperature of the feed water supplied to the economizer 4) are shown.
  • the characteristic of the feed water temperature in this embodiment is shown as TL1
  • the case of simply supplying a constant flow rate of extracted steam to the feed water heater 3 is shown as a reference example, and the characteristic of the feed water temperature in the reference example is shown as TL2.
  • the load state the total load is shown as 100%.
  • the pressure of the extracted steam changes depending on the load state. That is, the pressure of the extracted steam is highest at full load, and becomes lower as the load state becomes lower (partial load). For this reason, when the flow rate of the extracted steam is constant as in the reference example (TL2), it becomes impossible to secure a heat source of high thermal energy in the feed water heater 3 when the load becomes partial, and the feed water cannot be sufficiently heated. . Therefore, in the reference example (TL2), the load state becomes low, and the difference in the feed water temperature from the saturation temperature (or the limit temperature in consideration of the set margin temperature (not shown)) becomes large, resulting in a decrease in power generation efficiency. I will leave.
  • the extraction steam flow rate is adjusted using the flow rate adjustment valve 12 in the extraction steam flow passage 10 to control the temperature of the feed water supplied to the economizer 4. Therefore, even in the partial load state, the flow rate is increased by compensating for the pressure drop of the extracted steam, and the feed water temperature is effectively improved. That is, in the present embodiment (TL1), the efficiency of the power generation plant 1 can be improved in a wide load state range of full load and partial load. Since the upper limit temperature is set for the feed water temperature so that the steaming phenomenon does not occur in the economizer 4, it is possible to more reliably maintain stable operation of the power generation plant 1.
  • water is supplied from the steam turbine 13 at the critical temperature at which the steaming phenomenon does not occur in the economizer 4. Since the temperature of the feed water can be increased by controlling the supply of the extraction steam supplied to the heater 3, it is possible to maintain stable operation and improve the power generation efficiency of the entire plant. Therefore, it is possible to effectively improve the power generation efficiency regardless of the full load or the partial load, and it is also possible to improve the annual efficiency of the power generation plant 1.
  • the extraction steam flow path 10 in the present embodiment can be switched to a plurality of extraction steams having different pressures extracted from the steam turbine 13 as extraction steam.
  • FIG. It has a side extraction steam pipe 62.
  • the low pressure side extraction steam pipe 61 is an extraction steam pipe having one end connected to the low pressure side extraction port of the high pressure turbine 6 and the other end connected to the top heater 3a.
  • the high-pressure side extraction steam pipe 62 is an extraction steam pipe having one end connected to the high-pressure side extraction port of the high-pressure turbine 6 and the other end connected to the top heater 3a.
  • the high-pressure side extraction port is provided in the high-pressure turbine 6 on the high-pressure side (upstream side of the steam flow) in the steam state with respect to the low-pressure side extraction port.
  • the arrangement positions of the high pressure side extraction port and the low pressure side extraction port are not limited to those in FIG. 7.
  • the low-pressure side extraction steam pipe 61 and the high-pressure side extraction steam pipe 62 may be independently connected to the feed water heater 3 (top heater 3a), or as shown in FIG. , 64, and may be connected to the feed water heater 3 (top heater 3a) after merging.
  • the low-pressure side extraction steam pipe 61 and the high-pressure side extraction steam pipe 62 are provided with shutoff valves (open / close valves) 63 and 64, respectively, and the open / close state is controlled by the control device 20.
  • the flow of extracted steam from the low pressure side extraction steam pipe 61 or the high pressure side extraction steam pipe 62 is selected.
  • a case where low pressure steam flowing through the low pressure side extraction steam pipe 61 and high pressure steam flowing through the high pressure side extraction steam pipe 62 are used in the supply control will be described.
  • the supply control unit 22 is provided in the extraction steam passage 10 (the low-pressure side extraction steam pipe 61 and the high-pressure side extraction steam pipe 62) so that the temperature of the supply water supplied to the economizer 4 approaches the upper limit temperature.
  • the extraction steam low pressure steam or high pressure steam
  • the other is closed. This is because when both the shutoff valves 63 and 64 are opened, the low pressure steam and the high pressure steam may be mixed and the steam may flow backward in the low pressure side extraction steam pipe 61.
  • the heat energy amount of the heat source (extracted steam) used in the feed water heater 3 can be increased or decreased.
  • the state where the low-pressure steam is being supplied to the feedwater heater 3 the state where the high-pressure steam is being supplied to the feedwater heater 3 (the shutoff valve 63 is closed and shut off).
  • the temperature of the feed water heated in the feed water heater 3 can be easily increased by switching the valve 64 to the open state.
  • the steam condition supplied to the high pressure turbine 6 is reduced.
  • the conditions (pressure and temperature) of the extracted steam supplied to the feed water heater 3 are also lowered, but the temperature of the feed water can be raised to the upper limit temperature by compensating for the decrease and switching from low pressure steam to high pressure steam. Is possible.
  • the supply control unit 22 opens the shutoff valve 63 of the low pressure side extraction steam pipe 61 and closes the shutoff valve 64 of the high pressure side extraction steam pipe 62 to supply the low pressure steam to the feed water heater 3. To do.
  • the supply control unit 22 estimates the pressure and temperature of the extracted steam from the low-pressure steam and the high-pressure steam in the partial load state (for example, 50% load or less), and increases the temperature of the supply water (heating) based on the pressure and the temperature. Estimate the minutes.
  • the supply control unit 22 closes the cutoff valve 63 of the low pressure side extraction steam pipe 61 and opens the cutoff valve 64 of the high pressure side extraction steam pipe 62 when the supply water temperature after the increase becomes equal to or lower than the upper limit temperature, High-pressure steam is supplied as extraction steam to the feed water heater 3.
  • the supply control unit 22 when the feed water temperature after heating does not reach the upper limit temperature in the partial load state, the extraction steam is switched from the low pressure side extraction steam pipe 61 to the high pressure side extraction steam pipe 62 to supply water. To heat efficiently.
  • a measuring instrument for measuring the pressure Pi of the superheated steam is provided on the inlet side of the high pressure turbine 6. Therefore, the supply control unit 22 estimates the pressure of the low-pressure steam in the low-pressure side extraction port and the pressure of the high-pressure steam in the high-pressure side extraction port based on the pressure Pi of the superheated steam, and determines the low-pressure side extraction steam pipe 61. Estimate the pressure and temperature of the high pressure side extracted steam.
  • the pressures of the low-pressure side extraction steam pipe 61 and the high-pressure side extraction steam may be estimated, and the temperature increase of the feed water may be estimated based on the pressure difference. If the pressure and temperature of the low-pressure side extracted steam and the high-pressure side extracted steam can be estimated, another method such as directly measuring the low-pressure side extracted steam and the high-pressure side extracted steam may be used.
  • the supply control unit 22 presets a correspondence relationship between the pressure and temperature of the low-pressure side extracted steam and the high-pressure side extracted steam, and the temperature increase (temperature rise) of the supply water accompanying the pressure and the temperature, and based on this,
  • the temperature increase of the feed water may be estimated from the pressure difference between the low pressure steam and the high pressure steam.
  • the supply control unit 22 sets in advance the correspondence relationship between the pressure difference between the low-pressure side extracted steam and the high-pressure side extracted steam, and the temperature increase of the feed water due to the pressure difference. Based on the above, the temperature increase of the feed water may be estimated from the pressure difference between the low pressure steam and the high pressure steam.
  • the correspondence may be stored as a table or as an expression.
  • the supply control unit 22 performs the switching control so that the supply water temperature does not exceed the upper limit temperature in consideration of the increase in the supply water temperature accompanying the switching from the low pressure side extraction steam to the high pressure side extraction steam.
  • the flow shown in FIG. 8 is repeatedly executed at a predetermined control cycle when the power generation plant 1 is operating. Differences from the flow shown in FIG. 4 will be mainly described. It is assumed that the shutoff valve 63 of the low pressure side extraction steam pipe 61 is open and the shutoff valve 64 of the high pressure side extraction steam pipe 62 is closed.
  • the pressure and temperature of the low pressure side extracted steam and the high pressure side extracted steam are estimated based on the pressure of the superheated steam on the inlet side of the high pressure turbine 6 (S203).
  • the pressure difference between the low pressure side extracted steam and the high pressure side extracted steam may be estimated.
  • the temperature increase (temperature rise) of the feed water when the low pressure side extraction steam is switched to the high pressure side extraction steam is estimated (S204).
  • the temperature of the feed water supplied to the economizer 4 and the temperature of the feed water obtained by adding the temperature increase are below the upper limit temperature (S205).
  • the temperature of the water supply supplied to the economizer 4 and the temperature of the water supply obtained by adding the temperature increase amount are not lower than or equal to the upper limit temperature (NO determination in S205)
  • the temperature of the water supply rises when the low pressure steam is switched to the high pressure steam.
  • the processing ends because it is overkill.
  • the shutoff valve 63 of the low pressure side extraction steam pipe 61 is kept open, and the shutoff valve 64 of the high pressure side extraction steam pipe 62 is kept closed.
  • the low-pressure side extracted steam is high pressure It is estimated that the temperature of the feed water supplied to the economizer 4 does not reach the upper limit temperature even if it is switched to the side extraction steam. Therefore, the shutoff valve 63 (low pressure side shutoff valve) of the low pressure side extraction steam pipe 61 is closed, and the shutoff valve 64 (high pressure side shutoff valve) of the high pressure side extraction steam pipe 62 is opened (S206).
  • the low pressure side extraction steam by switching from the low pressure side extraction steam to the high pressure side extraction steam, it is possible to effectively raise the temperature of the feed water without causing a steaming phenomenon in the economizer 4.
  • the temperature after switching from the low pressure side extraction steam to the high pressure side extraction steam can be known in advance and confirmed to be below the upper limit temperature. If the specified load (for example, 50% load) in the completed and / or partial load state is known, the low pressure side extracted steam may be switched to the high pressure side extracted steam at the specified load.
  • the horizontal axis represents the load state of the boiler 5 (or the steam turbine 13), and the characteristics of the pressure of the extracted steam and the feed water temperature (the temperature of the feed water supplied to the economizer 4) are shown.
  • the characteristic of the water supply temperature in this embodiment is shown as TL3. Similar to FIG. 5, the case of simply supplying a constant flow rate of extracted steam to the feed water heater 3 is shown as a reference example, and the characteristic of the feed water temperature in the reference example is shown as TL2.
  • each shutoff valve 63, 64 in the extraction steam flow path 10 is controlled to switch the steam (low pressure side extraction steam or high pressure side extraction steam) supplied to the feed water heater 3.
  • FIG. 9 shows a case where the low-pressure side extracted steam is switched to the high-pressure side extracted steam under a load state of 50%, for example.
  • the upper limit temperature is set with respect to the feed water temperature so that the steaming phenomenon does not occur in the economizer 4, it is possible to more reliably maintain stable operation of the power plant 1, and even when the load is full. Even under load, the power generation efficiency of the power generation plant 1 can be improved more effectively.
  • the plurality of steams having different pressures extracted from the steam turbine 13 are switched to save the economizer. It is possible to effectively adjust the temperature of the feed water supplied to No. 4.
  • FIG. 10 is a diagram showing a schematic configuration related to a flow path of exhaust gas discharged from the economizer 4 through the exhaust gas passage 9.
  • the combustion gas of the boiler 5 is cooled by exchanging heat with the feed water in the economizer 4, becomes exhaust gas, and flows into the denitration device 101 through the exhaust gas passage 9.
  • the exhaust gas that has flowed into the denitration device 101 is denitrified to remove nitric oxide, and is discharged through the air preheater 102.
  • the optimum temperature of the supplied exhaust gas for example, in the range of 350 ° C. to 380 ° C., more preferably in the range of 360 ° C.
  • the bypass valve 104 regulating valve
  • the combustion gas in a high temperature state before heat exchange in the economizer 4 is economized. It can be mixed in the exhaust gas passage 9 by bypassing the outlet side of the vessel 4.
  • the economizer 4 is designed so that only a constant flow of extracted steam is supplied to the feed water heater 3 and the temperature of the exhaust gas flowing into the denitration device 101 is at an optimum temperature at full load.
  • examples of the temperatures of the combustion gas and the exhaust gas in each part are shown.
  • the values of the combustion gas temperature and the exhaust gas temperature shown in FIGS. 11 to 16 are examples for reference for understanding changes in the gas temperature, and are not limited.
  • FIG. 11 corresponds to a full load
  • FIG. 12 corresponds to a partial load.
  • combustion gas at 500 ° C. flows into the economizer 4, is cooled to 365 ° C., and is discharged as exhaust gas. Then, the exhaust gas flows into the denitration device 101 at 365 ° C. (an example value at the optimum temperature of 350 ° C. to 380 ° C.).
  • the heat exchange amount of the economizer 4 is designed so that the temperature of the exhaust gas flowing into the denitration device 101 becomes the optimum temperature, so that the inlet side and the outlet side of the economizer 4 are bypassed.
  • the bypass valve 104 of the bypass pipe 103 is closed, and bypass is not performed.
  • combustion gas at 450 ° C. flows into the economizer 4, is cooled to 320 ° C., and is discharged as exhaust gas. Since the temperature of the exhaust gas discharged from the economizer 4 is lower than the optimum temperature, the bypass valve 104 of the bypass pipe 103 that bypasses the inlet side and the exit side of the economizer 4 is controlled to burn high temperature combustion. The gas is bypassed to the outlet side and the temperature of the exhaust gas is set to 365 ° C. (an example value of the optimum temperature) and supplied to the denitration device 101.
  • the combustion gas in the economizer 4 is reduced. Due to the decrease in the amount of heat exchange with the exhaust gas, the temperature of the exhaust gas discharged from the economizer 4 may exceed the optimum temperature (350 ° C. to 380 ° C.) even under full load. For example, as shown in FIG. 13, when the combustion gas at 500 ° C. flows into the economizer 4 at full load, the exhaust gas may be discharged from the economizer 4 at a temperature of 385 ° C. In such a case, the exhaust gas of 385 ° C., which exceeds the optimum temperature, flows into the denitration device 101.
  • the control device 20 in the present embodiment includes an exhaust gas temperature adjusting unit 23, as shown in FIG.
  • the economizer 4 is designed so that the temperature of the exhaust gas discharged to the exhaust gas passage 9 is below the optimum temperature (350 ° C to 380 ° C) at full load. That is, the economizer 4 has additional stages so that the heat transfer area is increased as compared with the economizer 4 in the reference example.
  • the exhaust gas temperature adjusting unit 23 adjusts the exhaust gas on the outlet side of the economizer 4 so that the temperature of the exhaust gas discharged from the economizer 4 and supplied to the denitration device 101 approaches the reference temperature (the optimum temperature of the denitration device 101).
  • the flow rate of the combustion gas on the inlet side of the economizer 4 which is supplied by bypass is controlled.
  • the exhaust gas temperature adjusting unit 23 controls the bypass valve 104 to allow the bypass flow rate to exist so that the temperature of the exhaust gas approaches the reference temperature (the optimum temperature of the denitration device 101) more reliably even under full load.
  • the combustion gas at 500 ° C. flows into the economizer 4, and the economizer 4 is provided with an additional stage. As the heat exchange amount increases, it is cooled to 345 ° C and discharged as exhaust gas. Since the temperature of the exhaust gas discharged from the economizer 4 is lower than the optimum temperature (350 ° C to 380 ° C), the bypass valve 104 of the bypass pipe 103 that bypasses the inlet side and the outlet side of the economizer 4 is controlled. Then, the high-temperature exhaust gas is bypassed to the outlet side and mixed in the exhaust gas passage 9, and the exhaust gas is supplied to the denitration device 101 at a temperature of 365 ° C.
  • the exhaust gas temperature adjusting unit 23 acquires the measured value of the temperature Tg of the exhaust gas at the inlet side of the denitration device 101, opens the bypass valve 104 of the bypass pipe 103 by a predetermined amount when the temperature of the exhaust gas is less than the optimum temperature, and When the temperature exceeds the optimum temperature, the bypass valve 104 of the bypass pipe 103 is closed by a predetermined amount. That is, the exhaust gas temperature adjusting unit 23 may perform feedback control on the temperature Tg of the exhaust gas at the inlet side of the denitration device 101 to bring the temperature of the exhaust gas at the inlet side of the denitration device 101 close to the optimum temperature.
  • the bypass valve 104 of the bypass pipe 103 is controlled during both the full load and the partial load, and the exhaust gas flowing into the denitration device 101 more reliably.
  • the temperature can be set to the optimum temperature.
  • exhaust gas inlet temperature Tg the temperature of the exhaust gas at the inlet side of the denitration device 101
  • the predetermined range is a temperature range set near the optimum set temperature selected from the optimum temperature (350 ° C. to 380 ° C.) in the denitration device 101. For example, a predetermined margin is added to or subtracted from the optimum set temperature. Is set to the range (for example, optimum temperature ⁇ 1%). If the exhaust gas inlet temperature is within the predetermined range (YES determination in S302), the process ends.
  • the bypass valve 104 is opened by a predetermined amount (S304). Then, the process proceeds to S302. That is, when the exhaust gas inlet temperature is lower than the optimum temperature, the above process is repeatedly executed until the exhaust gas inlet temperature falls within the predetermined range.
  • the bypass valve 104 is closed by a predetermined amount (S305). Then, the process proceeds to S302. That is, when the exhaust gas inlet temperature is not lower than the optimum temperature, the above process is repeatedly executed until the exhaust gas inlet temperature falls within the predetermined range.
  • the control device of the power generation plant As described above, according to the control device of the power generation plant, the control method therefor, the control program, and the power generation plant according to the present embodiment, even under full load, the power is discharged from the economizer 4 and supplied to the denitration device 101.
  • the temperature of the exhaust gas to be generated can be more surely kept within the predetermined range.
  • Boiler efficiency heat recovery rate
  • additional stages are installed in the economizer 4 to increase the heat transfer area and increase the amount of heat exchange as the temperature of the water supplied to the economizer 4 increases. Can be improved. It is possible to more effectively improve the power generation efficiency of the power generation plant 1 even under full load or partial load, and it is also possible to improve the annual efficiency of the power generation plant 1.
  • the flow control valve 12 is provided in the low pressure side extraction steam pipe 61 together with the shutoff valve 63, and the flow rate adjustment valve 12 is provided in the high pressure side extraction steam pipe 62 together with the shutoff valve 64 in the first and second embodiments.
  • the supply control may be performed comprehensively by combining the supply controls of. It is also possible to provide the flow rate adjusting valve 12 on either the low pressure side extraction steam pipe 61 or the high pressure side extraction steam pipe 62.

Abstract

安定運転を維持し、プラント全体の発電効率を向上させることのできる発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラントを提供することを目的とする。給水加熱器（３）において加熱された給水が節炭器（４）を介してボイラ（５）へ供給され、発電プラント（１）の制御装置（２０）であって、節炭器（４）の出口側の熱水状態に基づいて、節炭器（４）においてスチーミング現象が発生しない限界温度を算出し、限度温度に基づいて、節炭器（４）へ供給される給水の上限温度を設定する上限設定部と、節炭器（４）へ供給される給水の温度が、上限温度へ近づくように、蒸気タービン（１３）から給水加熱器（３）へ供給される抽気蒸気の供給制御を行う供給制御部とを備える。

Description

発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラント
　本開示は、発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラントに関するものである。
　発電プラントにおける給水加熱器は、蒸気タービンから抽気した蒸気を利用して給水を加熱し、ボイラへ供給している。一般的に、ボイラに供給される給水の温度が高いほどボイラで燃焼する燃料流量は少なくても良くなり、給水加熱のための熱量を除いた見た目のプラントの発電効率は向上する。
　特許文献１では、蒸気タービンから抽気した蒸気を給水加熱器へ供給するために、高圧抽気管と低圧抽気管を設け、定格運転時と部分負荷運転時とで高圧抽気管及び低圧抽気管の開閉状態を制御することが開示されている。
特開２００５－１５５３４０号公報
　一般的に、発電プラントは、全負荷において最も発電効率が高くなるように設計されている。このため、部分負荷では、給水加熱器へ供給する蒸気タービンから抽気した蒸気の条件が低下することにより給水温度が低下し、発電効率が低下する傾向にある。しかしながら、発電プラントにおいては部分負荷で運転する場合があり、部分負荷での発電効率向上が望まれている。
　特許文献１に記載された発電プラントは、蒸気タービンから抽気した高圧蒸気と低圧蒸気とを用いて部分負荷運転時に給水温度を上昇させ、効率向上を図るものである。しかしながら、給水温度を上昇させすぎると、節炭器の設計温度を超えたり、節炭器の後流に位置する火炉の設計で想定された条件を逸脱する原因となる。そのため、発電プラントの安定運転を維持することが困難となる可能性がある。
　本開示は、このような事情に鑑みてなされたものであって、発電プラントの安定運転を維持し、プラント全体の発電効率を向上させることのできる発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラントを提供することを目的とする。
　本開示の第１態様は、給水加熱器において加熱された給水が節炭器を介してボイラへ供給される発電プラントの制御装置であって、前記節炭器の出口側の熱水状態に基づいて、前記節炭器においてスチーミング現象が発生しない限界温度を算出し、前記限界温度に基づいて、前記節炭器へ供給される給水の上限温度を設定する上限設定部と、前記節炭器へ供給される給水の温度が、前記上限温度へ近づくように、蒸気タービンから抽気した圧力の異なる複数の抽気蒸気を切り替えて前記給水加熱器へ供給する供給制御を行う供給制御部と、を備え、前記供給制御部は、切り替え制御後における給水温度を推定し、推定した前記給水温度が前記上限温度以下となる場合に前記切り替え制御を行う発電プラントの制御装置である。
　上記のような構成によれば、節炭器において給水の一部に蒸発が始まるスチーミング現象が発生しない限界温度において、蒸気タービンから給水加熱器へ供給される抽気蒸気の供給を制御して給水の温度を高めることができるため、安定運転を維持し、プラント全体の発電効率を向上させることができる。このため、全負荷時であっても部分負荷時であっても、効果的に発電効率を向上させることができ、発電プラントの年間効率を向上させることも可能となる。
　上記制御装置において、前記供給制御部は、前記給水加熱器が複数設けられた多段構成となっている場合、前記給水の流れに対して最も下流側の前記給水加熱器へ供給される抽気蒸気の供給制御を行うこととしてもよい。
　上記のような構成によれば、複数の給水加熱器のうち給水の流れに対して最も下流側の給水加熱器へ供給される抽気蒸気の供給を制御するため、節炭器へ供給する給水の温度を制御性を向上し、より効率的に上昇させることが可能となる。これにより、全負荷時であっても部分負荷時であっても、より効果的に発電効率を向上させることができる。
　上記制御装置において、前記供給制御部は、前記節炭器へ供給される前記給水の温度が、前記上限温度へ近づくように、抽気蒸気の流量を制御することとしてもよい。
　上記のような構成によれば、抽気蒸気の流量を制御することで、節炭器へ供給される給水の温度を効果的に調整することができる。
　上記制御装置において、前記供給制御部は、前記節炭器へ供給される前記給水の温度が、前記上限温度へ近づくように、前記蒸気タービンから抽気した圧力の異なる複数の抽気蒸気を切り替えて前記給水加熱器へ供給する制御を行うこととしてもよい。
　上記のような構成によれば、抽気蒸気として、蒸気タービンから抽気した圧力の異なる複数の蒸気を切り替えることで、抽気蒸気を有効に利用して節炭器へ供給される給水の温度を効果的に調整することができる。これにより、全負荷時であっても部分負荷時であっても、より効果的に発電効率を向上させることができる。
　上記制御装置において、前記供給制御部は、前記蒸気タービンの負荷に応じて、前記蒸気タービンから抽気した高圧側抽気蒸気または低圧側抽気蒸気を切り替えて前記給水加熱器へ供給する制御を行うこととしてもよい。
　上記のような構成によれば、蒸気タービンの負荷（蒸気タービンへの供給蒸気流量）に応じて、蒸気タービンから抽気した高圧側抽気蒸気または低圧側抽気蒸気を切り替えて給水加熱器へ供給することで、節炭器へ供給される給水の温度を効果的に調整することができる。これにより、全負荷時であっても部分負荷時であっても、より効果的に発電効率を向上させることができる。
　上記制御装置において、発電プラントの負荷に応じて、前記節炭器において熱交換後に排出され脱硝装置に供給される排ガスの温度が基準温度へ近づくように、前記節炭器の出口側の前記排ガスに対してバイパス供給される前記節炭器の入口側の前記ボイラで生成された燃焼ガスの流量を制御する排ガス温度調整部を備えることとしてもよい。
　上記のような構成によれば、発電プラントの負荷に応じて、節炭器から排出され脱硝装置に供給される排ガスの温度を所定範囲内としてボイラ効率を向上することができる。また、全負荷時であっても部分負荷時であっても、より効果的に発電効率を向上させることができる。
　上記制御装置において、前記排ガス温度調整部は、発電プラントの全負荷時において、前記節炭器の出口側の前記排ガスに対して前記節炭器の入口側の前記燃焼ガスの流量をバイパス供給されるよう制御することとしてもよい。
　上記のような構成によれば、発電プラントの全負荷時であっても、節炭器から排出され脱硝装置に供給される排ガスの温度をより確実に所定範囲内とすることができる。
　本開示の第２態様は、ボイラと、蒸気タービンと、前記蒸気タービンから抽気した抽気蒸気が供給される給水加熱器と、節炭器と、上記の発電プラントの制御装置と、を備えた発電プラントである。
　本開示の第３態様は、給水加熱器において加熱された給水が節炭器を介してボイラへ供給される発電プラントの制御方法であって、前記節炭器の出口側の熱水状態に基づいて、前記節炭器においてスチーミング現象が発生しない限界温度を算出し、前記限界温度に基づいて、前記節炭器へ供給される給水の上限温度を設定する上限設定工程と、前記節炭器へ供給される給水の温度が、前記上限温度へ近づくように、蒸気タービンから抽気した圧力の異なる複数の抽気蒸気を切り替えて前記給水加熱器へ供給する供給制御を行い、切り替え制御後における給水温度を推定し、推定した前記給水温度が前記上限温度以下となる場合に前記切り替え制御を行う供給制御工程と、を有する発電プラントの制御方法である。
　本開示の第４態様は、給水加熱器において加熱された給水が節炭器を介してボイラへ供給される発電プラントの制御プログラムであって、前記節炭器の出口側の熱水状態に基づいて、前記節炭器においてスチーミング現象が発生しない限界温度を算出し、前記限界温度に基づいて、前記節炭器へ供給される給水の上限温度を設定する上限設定処理と、前記節炭器へ供給される給水の温度が、前記上限温度へ近づくように、蒸気タービンから抽気した圧力の異なる複数の抽気蒸気を切り替えて前記給水加熱器へ供給する供給制御を行い、切り替え制御後における給水温度を推定し、推定した前記給水温度が前記上限温度以下となる場合に前記切り替え制御を行う供給制御を行う供給制御処理と、をコンピュータに実行させるための発電プラントの制御プログラムである。
　本開示によれば、安定運転を維持し、プラント全体の発電効率を向上させることができるという効果を奏する。
本開示の第１実施形態に係る発電プラントの概略構成を示す図である。 本開示の第１実施形態に係る高圧タービンの概略構成を示す図である。 本開示の第１実施形態に係る制御装置が備える機能を示した機能ブロック図である。 本開示の第１実施形態に係る制御装置における供給制御のフローチャートを示した図である。 本開示の第１実施形態に係る制御装置における供給制御による給水温度の例を示した図である。 本開示の第２実施形態に係る発電プラントの概略構成を示す図である。 本開示の第２実施形態に係る高圧タービンの概略構成を示す図である。 本開示の第２実施形態に係る制御装置における供給制御のフローチャートを示した図である。 本開示の第２実施形態に係る制御装置における供給制御による給水温度の例を示した図である。 本開示の第３実施形態に係る排ガスの流路の概略構成を示す図である。 参考例における排ガス流路の状態を例示した図である。 参考例における排ガス流路の状態を例示した図である。 本開示の第３実施形態に係る排ガス流路の状態の一例を示す図である。 本開示の第３実施形態に係る制御装置が備える機能を示した機能ブロック図である。 本開示の第３実施形態に係る排ガス流路の状態を例示した図である。 本開示の第３実施形態に係る排ガス流路の状態を例示した図である。 本開示の第３実施形態に係る制御装置におけるバイパス弁制御のフローチャートを示した図である。
〔第１実施形態〕
　以下に、本開示に係る発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラントの第１実施形態について、図面を参照して説明する。
　図１は、本開示の第１実施形態に係る制御装置２０を備えた発電プラント１の概略構成を示す図である。図１に示すように、本実施形態に係る発電プラント１は、給水ポンプ２と、給水加熱器３と、節炭器４と、ボイラ５と、蒸気タービン１３を構成する高圧タービン６、中圧タービン７、低圧タービン８と、制御装置２０とを主な構成として備えている。発電プラント１は、蒸気タービン１３及び蒸気タービン１３から抽気した蒸気を用いて給水を加熱する給水加熱器３を備える構成であれば、図１のような構成に限定されない。
　給水ポンプ２は、ボイラ５へ供給される給水を圧送して給水加熱器３へ供給する。具体的には、給水ポンプ２は、例えば、低圧タービン８において仕事をし終えた蒸気が図示しない復水器にて復水され、図示しない復水処理装置や脱気器によって処理が行われた後の水を圧送する。
　給水加熱器３は、給水ポンプ２によって圧送された給水を加熱し、ボイラ５へ供給する。本実施形態では、給水加熱器３は複数設けられ３段構成で構成されている場合について説明するが、１段構成または多段構成とすることが可能である。給水加熱器３において、給水の流れ方向に対して最も下流側に配置された給水加熱器、すなわち、給水流路においてボイラ５及び節炭器４に最も近い給水加熱器（以下、「トップヒータ３ａ」という。）では、昇圧昇温条件化で給水を加熱し、ボイラ５及び節炭器４へ供給する給水の温度を調整している。具体的には、トップヒータ３ａには、抽気蒸気流路１０を介して高圧タービン６から抽気した抽気蒸気（高圧タービン６において流通する蒸気の一部を抽気した蒸気）が供給され、該抽気蒸気を用いて給水を加熱する。
　本実施形態において、抽気蒸気流路１０は、一端が高圧タービン６の抽気ポートに接続されており、他端がトップヒータ３ａに接続されている抽気蒸気管１１を有する。そして、抽気蒸気管１１には、流量調整弁１２が設けられており、後述する制御装置２０によって流量調整弁１２が制御されることで、トップヒータ３ａへ供給される抽気蒸気の流量が調整される。抽気蒸気管１１は、流量調整弁１２による流量調整範囲をより広くするために、抽気蒸気の流量を調整しないものに比べると、配管径を大きくするなど大容量化することが好ましい。これに伴って、高圧タービン６の抽気ポート及びトップヒータ３ａも大容量化することが好ましい。
　本実施形態では、高圧タービン６から抽気された抽気蒸気をトップヒータ３ａに供給することとしているが、給水加熱器３の構成（１段構成や多段構成等）に応じて適宜変更可能である。
　節炭器４は、給水加熱器３において加熱された給水が供給され、ボイラ５の燃焼排ガスを用いて給水を予熱する（排熱回収）。節炭器４において、内部の給水の一部に蒸発が始まり蒸気になる現象（スチーミング現象）が発生すると、給水が計画温度以上に高温となり、節炭器４及び節炭器４後段において設計温度などの条件を逸脱して損傷する可能性がある。このため、本実施形態では、抽気蒸気流路１０における流量調整弁１２の制御によって、節炭器４においてスチーミング現象が発生しない限界温度で高温に加熱された給水を節炭器４へ供給する。このため、発電プラント１では、安定運転を維持することができる。ここで、スチーミング現象が発生しない限界温度とは、節炭器４においてスチーミング現象が発生開始する温度よりも数℃から数十℃、さらに好ましくは１℃から３０℃の温度余裕がある範囲を示している。
　ボイラ５は、図示しない燃焼バーナで燃料を燃焼させて高温の燃焼ガスを生成し、熱交換器で熱交換を行うことで、節炭器４において給水が予熱された熱水を蒸気（過熱蒸気）にして高圧タービン６へ供給する。具体的には、ボイラ５は、たとえば蒸発器、過熱器等の熱交換器を備えて構成されている。熱水は、蒸発器で加熱されて飽和蒸気となり、過熱器でさらに過熱されることによって過熱蒸気となる。ボイラ５は、上記に限られず様々な構成を採用可能である。
　高圧タービン６は、ボイラ５にて生成された過熱蒸気が供給され、過熱蒸気が膨張して、タービン翼を回転駆動させている。すなわち、高圧タービン６では、過熱蒸気のエネルギーを回転のエネルギーへ変換している。本実施形態では、高圧タービン６、後述する中圧タービン７及び低圧タービン８の回転軸は共通であり、該回転軸は発電機１４と接続され、発電機を回転駆動させて発電を行う。高圧タービン６を流通する蒸気の一部は、抽気蒸気として抽気ポートから抽気され、抽気蒸気流路１０を介してトップヒータ３ａへ供給される。図２は、蒸気タービン１３の構成例を示しており、高圧タービン６はＰ０から過熱蒸気が供給され、抽気ポートは、Ｐ１（例えば４段目）に設けられる。抽気ポートの配置位置は適宜設計可能である。抽気ポートは、中圧タービン７や低圧タービン８に対して設けることとしてもよい。
　中圧タービン７は、高圧タービン６から排出され、再熱された過熱蒸気が供給され、タービン翼を回転駆動させている。中圧タービン７の回転軸は発電機１４と共通に接続され、発電機を回転駆動させて発電を行う。
　低圧タービン８は、中圧タービン７から排出された蒸気が供給され、タービン翼を回転駆動させている。低圧タービン８の回転軸は発電機１４と共通に接続され、発電機を回転駆動させて発電を行う。本実施形態では、高圧タービン６、中圧タービン７及び低圧タービン８の回転軸は共通であり、該回転軸は発電機１４と接続され、発電機を回転駆動させて発電を行う。高圧タービン６の回転軸、中圧タービン７及び低圧タービン８の回転軸は別であり、各回転軸の回転動力を発電機１４へ接続してもよく上記に限られず様々な構成を採用可能である。
　制御装置２０は、給水加熱器３において、蒸気タービン１３から抽気した抽気蒸気を用いて給水を加熱する発電プラント１において、給水加熱器３へ供給される抽気蒸気の供給制御を行う。本実施形態における抽気蒸気の供給制御の一例は、抽気蒸気の流量制御である。抽気蒸気の流量を制御することで、節炭器４へ供給される給水の温度を効果的に調整することができる。抽気蒸気の供給制御については、抽気蒸気の供給状態を制御して、給水加熱器３に供給される熱エネルギーを調整する方法であれば上記に限定されない。
　制御装置２０は、例えば、図示しないＣＰＵ（中央演算装置）、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ　Ａｃｃｅｓｓ　Ｍｅｍｏｒｙ）等のメモリ、及びコンピュータ読み取り可能な記録媒体等から構成されている。後述の各種機能を実現するための一連の処理の過程は、プログラムの形式で記録媒体等に記録されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、後述の各種機能が実現される。プログラムは、ＲＯＭやその他の記憶媒体に予めインストールしておく形態や、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体に記憶された状態で提供される形態、有線又は無線による通信手段を介して配信される形態等が適用されてもよい。コンピュータ読み取り可能な記憶媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリ等である。
　図３は、制御装置２０が備える機能を示した機能ブロック図である。図３に示されるように、制御装置２０は、上限設定部２１と、供給制御部２２と、を備えている。本実施形態における発電プラント１には、制御装置２０における各種処理を行うために計測器が設けられている。具体的には、図１に示すように、節炭器４の入口側に給水の温度Ｔｉを計測する計測器が設けられており、節炭器４の出口側（ボイラ５の入口側）に節炭器４から排出された熱水の温度Ｔｏを計測する計測器及び圧力Ｐｏを計測する計測器が設けられている。各計測器の計測結果を用いて抽気蒸気の供給制御が行われる。
　上限設定部２１は、節炭器４の出口側の熱水状態に基づいて、節炭器４においてスチーミング現象が発生しない限界温度を算出し、限界温度に基づいて、節炭器４へ供給される給水の上限温度を設定する。具体的には、上限設定部２１は、節炭器４の出口側の熱水状態である温度Ｔｏと圧力Ｐｏに基づいて熱水の飽和温度を算出する。節炭器４においてスチーミング現象が発生しない限界温度は、この熱水の飽和温度として算出し、限界温度に基づいて節炭器４へ供給される給水の上限温度が設定される。具体的には、上限設定部２１は、熱水状態として、計測器より熱水の温度Ｔｏ及び圧力Ｐｏを取得し、温度Ｔｏ及び圧力Ｐｏに基づいて、現在の発電プラント１の運転状態における熱水の飽和温度を算出する。そして、この飽和温度を限界温度として算出し、節炭器４においてスチーミング現象が発生しないように、節炭器４へ供給される給水の上限温度を設定する。給水の温度は、発電効率向上のためにはなるべく高温とすることが好ましいが、給水の温度が高すぎると節炭器４においてスチーミング現象が発生してしまう。このため、給水の温度に対して上限値を適切に設定する必要がある。そこで、上限設定部２１では、飽和温度から所定の設定余裕温度（マージン）を減算した値を節炭器４へ供給される給水の上限温度として設定する。設定余裕温度は、節炭器４での熱交換量（温度上昇量）を加味して、例えば数℃から数十℃程度、さらに好ましくは１℃から３０℃に設定される。
　このように、上限設定部２１では、熱水の飽和温度に基づいて、節炭器４においてスチーミング現象が生じない限度で適切に給水の上限温度を設定する。これにより安定運転を維持し、全負荷時であっても部分負荷時であっても、より効果的に発電プラント１の発電効率を向上させることができる。
　供給制御部２２は、節炭器４へ供給される給水の温度が、上限温度へ近づくように、蒸気タービン１３から給水加熱器３へ供給される抽気蒸気の供給制御を行う。具体的には、供給制御は、節炭器４へ供給される給水の温度が、上限温度へ近づくように、抽気蒸気流路１０（抽気蒸気管１１）に設けられた流量調整弁１２の開度を調整することで、抽気蒸気の流量を制御する。
　給水加熱器３へ供給される抽気蒸気の流量を制御することで、給水加熱器３において用いる熱源（抽気蒸気）の熱エネルギー量を増減することができる。このため、流量調整弁１２の開度を開き、抽気蒸気流量を増加させることによって、給水加熱器３において加熱する給水の温度を上昇させることができる。例えば、部分負荷状態では、高圧タービン６へ供給される蒸気条件が低下する。このため、給水加熱器３へ供給される抽気蒸気の条件（圧力及び／または温度）も低下するが、低下分を補い、抽気蒸気の流量を増加させることで、給水の温度を上限温度まで上昇させることが可能である。
　供給制御部２２では、節炭器４の入口側に設けた温度計にて、現在節炭器４に供給される給水の温度Ｔｉを取得する。そして、温度Ｔｉに基づいて、流量調整弁１２の開度を調整して抽気蒸気の流量を制御し、給水の温度を上限温度に近づける。すなわち、供給制御部２２では、温度Ｔｉに対してフィードバック制御を行い、供給される給水の温度Ｔｉがより確実に上限温度となるように流量調整弁１２の制御を行う。
　次に、上述の制御装置２０による蒸気の供給制御について図４を参照して説明する。図４に示すフローは、発電プラント１が稼働している場合に、所定の制御周期で繰り返し実行される。
　まず、節炭器４の出口側の熱水の温度Ｔｏ及び圧力Ｐｏを取得して現在の運転状態における熱水の飽和温度（節炭器４の限界温度）を算出する（Ｓ１０１）。
　次に、算出した飽和温度（節炭器４の限界温度）に基づいて、節炭器４へ供給する給水の上限温度を設定する（Ｓ１０２）。
　次に、節炭器４へ供給される給水の現在の温度Ｔｉを取得し、温度Ｔｉを上限温度へ近づけるように、抽気蒸気流路１０の流量調整弁１２を制御する（Ｓ１０３）。Ｓ１０３では、温度Ｔｉの計測値に基づいてフィードバック制御が行われ、温度Ｔｉと上限温度とが一致するように制御される。
　次に、上述の供給制御による給水温度について図５を参照して説明する。図５には、横軸をボイラ５（または蒸気タービン１３）の負荷状態として、抽気蒸気の圧力と、給水温度（節炭器４へ供給される給水の温度）との特性が示されている。給水温度については、本実施形態における給水温度の特性をＴＬ１として示し、単に一定流量の抽気蒸気を給水加熱器３へ供給する場合を参考例として、参考例における給水温度の特性をＴＬ２として示している。負荷状態については、全負荷を１００％として示している。
　本実施形態では、抽気蒸気の圧力は、負荷状態に依存して変化する。すなわち、抽気蒸気の圧力は、全負荷の場合に圧力が最も高く、負荷状態が低くなるほど低くなる（部分負荷）。このため、参考例（ＴＬ２）のように、抽気蒸気の流量を一定とした場合には、部分負荷となると給水加熱器３において高い熱エネルギーの熱源を確保できなくなり、給水を十分に加熱できなくなる。このため、参考例（ＴＬ２）では、負荷状態が低くなるとともに、給水温度は飽和温度（または図示していない設定余裕温度を考慮した限界温度）との差が大きくなり、発電効率の低下を招いてしまう。
　これに対して、本実施形態（ＴＬ１）では、抽気蒸気流路１０における流量調整弁１２を用いて抽気蒸気流量を調整し、節炭器４へ供給する給水の温度を制御する。このため、部分負荷状態であっても、抽気蒸気の圧力低下を補って流量を増加させ、給水温度を効果的に向上させている。すなわち、本実施形態（ＴＬ１）では、全負荷及び部分負荷の広い負荷状態範囲において発電プラント１の効率を向上させることができる。節炭器４においてスチーミング現象が生じないように給水温度に対して上限温度を設けているため、発電プラント１の安定運転をより確実に維持することができる。
　以上説明したように、本実施形態に係る発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラントによれば、節炭器４においてスチーミング現象が発生しない限界温度において、蒸気タービン１３から給水加熱器３へ供給される抽気蒸気の供給を制御して給水の温度を高めることができるため、安定運転の維持と共にプラント全体の発電効率を向上させることができる。このため、全負荷時であっても部分負荷時であっても、効果的に発電効率を向上させることができ、発電プラント１の年間効率を向上させることも可能となる。
　給水の流れに対して最も下流側の給水加熱器（トップヒータ）３ａへ供給される抽気蒸気の供給を制御するため、節炭器４へ供給する給水の温度の制御性を向上し、より効率的に上昇させることが可能となる。
〔第２実施形態〕
　次に、本開示の第２実施形態に係る発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラントについて説明する。
　上述した第１実施形態では、抽気蒸気の供給制御として流量を制御する場合について説明したが、本実施形態では、抽気蒸気の供給制御として蒸気タービン１３から抽気した圧力の異なる複数の蒸気を切り替えて制御を行う場合について説明する。以下、本実施形態に係る発電プラント１について、第１実施形態と異なる点について主に説明する。
　本実施形態における抽気蒸気流路１０は、抽気蒸気として、蒸気タービン１３から抽気した圧力の異なる複数の抽気蒸気へと切り替え可能で、例えば図６に示すように、低圧側抽気蒸気管６１と高圧側抽気蒸気管６２とを有している。低圧側抽気蒸気管６１は、一端が高圧タービン６の低圧側抽気ポートに接続されており、他端がトップヒータ３ａに接続されている抽気蒸気管である。高圧側抽気蒸気管６２は、一端が高圧タービン６の高圧側抽気ポートに接続されており、他端がトップヒータ３ａに接続されている抽気蒸気管である。高圧側抽気ポートは、例えば図７に示すように、高圧タービン６において、低圧側抽気ポートに対して蒸気状態が高圧側（蒸気流れの上流側）に設けられている。高圧側抽気ポート及び低圧側抽気ポートの配置位置については、図７に限定されない。低圧側抽気蒸気管６１と高圧側抽気蒸気管６２は、それぞれが独立して給水加熱器３（トップヒータ３ａ）へ接続されてもよいし、図６に示すようにそれぞれの管が遮断弁６３，６４の下流側で合流後、給水加熱器３（トップヒータ３ａ）へ接続されてもよい。
　図６に示すように、低圧側抽気蒸気管６１及び高圧側抽気蒸気管６２には、それぞれ遮断弁（開閉弁）６３、６４が設けられており、制御装置２０によって開閉状態が制御されて、低圧側抽気蒸気管６１または高圧側抽気蒸気管６２からの抽気蒸気の流通を選択する。本実施形態では、供給制御において、低圧側抽気蒸気管６１を流れる低圧蒸気と高圧側抽気蒸気管６２を流れる高圧蒸気とを用いる場合について説明するが、蒸気タービン１３から抽気した圧力の異なる蒸気の種類を増加させること（例えば中圧側抽気蒸気管を追加する等）も可能である。
　供給制御部２２は、節炭器４へ供給される給水の温度が、上限温度へ近づくように、抽気蒸気流路１０（低圧側抽気蒸気管６１と高圧側抽気蒸気管６２）に設けられた遮断弁６３、６４の開閉状態を制御することで、給水加熱器３へ供給する圧力の異なる抽気蒸気（低圧蒸気または高圧蒸気）を切り替える。各遮断弁６３、６４は、片方が開の場合には他方は閉となる。これは、各遮断弁６３、６４が両方開となると、低圧蒸気と高圧蒸気が混合され、低圧側抽気蒸気管６１において蒸気が逆流する可能性があるからである。
　給水加熱器３へ供給される圧力の異なる抽気蒸気（低圧蒸気または高圧蒸気）を切り替えることで、給水加熱器３において用いる熱源（抽気蒸気）の熱エネルギー量を増減することができる。例えば、低圧蒸気が給水加熱器３へ供給されている状態（遮断弁６３は開、遮断弁６４は閉）から、高圧蒸気が給水加熱器３へ供給される状態（遮断弁６３は閉、遮断弁６４は開）へ切り替えることで、給水加熱器３において加熱する給水の温度を容易に上昇させることができる。例えば、部分負荷状態では、高圧タービン６へ供給される蒸気条件が低下する。このため、給水加熱器３へ供給される抽気蒸気の条件（圧力及び温度）も低下するが、低下分を補い、低圧蒸気から高圧蒸気へ切り替えることで、給水の温度を上限温度まで上昇させることが可能である。
　供給制御部２２は、全負荷状態において、低圧側抽気蒸気管６１の遮断弁６３を開とし、高圧側抽気蒸気管６２の遮断弁６４を閉とし、給水加熱器３に対して低圧蒸気を供給する。供給制御部２２は、部分負荷状態（例えば５０％負荷以下）において、低圧蒸気と高圧蒸気からの抽気蒸気の圧力と温度を推定し、該圧力と温度に基づいて給水の温度増加（昇温）分を推定する。そして、供給制御部２２は、増加後の給水温度が上限温度以下となる場合に、低圧側抽気蒸気管６１の遮断弁６３を閉とし、高圧側抽気蒸気管６２の遮断弁６４を開とし、給水加熱器３に対する抽気蒸気として高圧蒸気を供給する。
　このように、供給制御部２２では、部分負荷状態時において、加熱後の給水温度が上限温度に至らない場合に、抽気蒸気を低圧側抽気蒸気管６１から高圧側抽気蒸気管６２へ切り替え、給水を効率的に加熱する。発電プラント１においては、高圧タービン６の入口側に過熱蒸気の圧力Ｐｉを計測する計測器が設けられている。このため、供給制御部２２では、過熱蒸気の圧力Ｐｉに基づいて、低圧側抽気ポートにおける低圧蒸気の圧力と、高圧側抽気ポートにおける高圧蒸気の圧力とを推定し、低圧側抽気蒸気管６１と高圧側抽気蒸気の圧力と温度を推定する。低圧側抽気蒸気管６１と高圧側抽気蒸気の圧力を推定して、該圧力差に基づいて給水の温度増加分を推定しても良い。低圧側抽気蒸気と高圧側抽気蒸気の圧力と温度を推定することができれば、例えば低圧側抽気蒸気と高圧側抽気蒸気を直接計測する等の他の方法を用いることとしてもよい。
　供給制御部２２は、低圧側抽気蒸気と高圧側抽気蒸気の圧力と温度と、該圧力と温度に伴う給水の温度増加（昇温）分との対応関係をあらかじめ設定しておき、これに基づいて、低圧蒸気と高圧蒸気の圧力差から給水の温度増加分を推定してもよい。圧力差から推定する場合は、供給制御部２２は、低圧側抽気蒸気と高圧側抽気蒸気の圧力差と、該圧力差に伴う給水の温度増加分との対応関係をあらかじめ設定しておき、これに基づいて、低圧蒸気と高圧蒸気の圧力差から給水の温度増加分を推定してもよい。対応関係とはテーブルとして有しておいてもよいし、式として有しておいてもよい。
　このように、供給制御部２２は、低圧側抽気蒸気から高圧側抽気蒸気へ切り替えに伴う給水温度の増加分を考慮して、給水温度が上限温度を超えないように切り替え制御を行う。
　次に、上述の制御装置２０による蒸気の供給制御について図８を参照して説明する。図８に示すフローは、発電プラント１が稼働している場合に、所定の制御周期で繰り返し実行される。図４に記載のフローと異なる点について主に説明する。低圧側抽気蒸気管６１の遮断弁６３は開、高圧側抽気蒸気管６２の遮断弁６４は閉となっているものとする。
　Ｓ１０２の後、高圧タービン６の入口側の過熱蒸気の圧力に基づいて、低圧側抽気蒸気と高圧側抽気蒸気の圧力と温度を推定する（Ｓ２０３）。低圧側抽気蒸気と高圧側抽気蒸気の圧力差を推定してもよい。
　次に、該圧力と温度、もしくは該圧力差に基づいて、低圧側抽気蒸気から高圧側抽気蒸気へ切り替えた場合における給水の温度増加（昇温）分を推定する（Ｓ２０４）。
　次に、節炭器４へ供給される給水の温度と該温度増加分を加算した給水温度（増加後推定温度）が、上限温度以下であるか否かを判定する（Ｓ２０５）。節炭器４へ供給される給水の温度と該温度増加分を加算した給水温度が、上限温度以下でない場合（Ｓ２０５のＮＯ判定）には、低圧蒸気を高圧蒸気へ切り替えると給水の温度が上昇しすぎてしまうため、処理を終了する。低圧側抽気蒸気管６１の遮断弁６３は開、高圧側抽気蒸気管６２の遮断弁６４は閉が維持される。
　節炭器４へ供給される給水の温度と該温度増加分を加算した給水温度（増加後推定温度）が、上限温度以下である場合（Ｓ２０５のＹＥＳ判定）には、低圧側抽気蒸気を高圧側抽気蒸気へ切り替えても節炭器４へ供給される給水の温度が上限温度に達しないと推定される。このため、低圧側抽気蒸気管６１の遮断弁６３（低圧側遮断弁）を閉とし、高圧側抽気蒸気管６２の遮断弁６４（高圧側遮断弁）を開とする（Ｓ２０６）。
　このように、低圧側抽気蒸気から高圧側抽気蒸気への切り替えが行われることで、節炭器４においてスチーミング現象を発生させることなく、給水の温度を効果的に上昇させることができる。節炭器４へ供給される給水温度（増加後推定温度）として、低圧側抽気蒸気から高圧側抽気蒸気への切り替えた後の温度が事前に把握できていて、上限温度以下であることが確認できている、および／または部分負荷状態の指定負荷（例えば５０％負荷）が判明しているものは、この指定負荷で低圧側抽気蒸気から高圧側抽気蒸気への切り替えを行ってもよい。
　次に、上述の供給制御による給水温度について図９を参照して説明する。図９には、横軸をボイラ５（または蒸気タービン１３）の負荷状態として、抽気蒸気の圧力と、給水温度（節炭器４へ供給される給水の温度）との特性が示されている。給水温度については、本実施形態における給水温度の特性をＴＬ３として示している。図５と同様に、単に一定流量の抽気蒸気を給水加熱器３へ供給する場合を参考例として、参考例における給水温度の特性をＴＬ２として示している。
　本実施形態では、抽気蒸気流路１０における各遮断弁６３、６４を制御して、給水加熱器３へ供給する蒸気（低圧側抽気蒸気または高圧側抽気蒸気）を切り替える。図９では、例えば負荷状態が５０％の状態で、低圧側抽気蒸気から高圧側抽気蒸気へ切り替えた場合を示している。切り替えを行うことで、給水加熱器３へ供給される抽気蒸気の圧力がＰａからＰｂへ増加し、抽気蒸気の温度も上昇し、これに伴って、給水の温度をＴａからＴｂへ上昇することができる。このため、部分負荷状態であっても、抽気蒸気の圧力低下を補って給水温度を効果的に向上させている。節炭器４においてスチーミング現象が生じないように給水温度に対して上限温度を設けているため、発電プラント１の安定運転をより確実に維持することができ、全負荷時であっても部分負荷時であっても、より効果的に発電プラント１の発電効率を向上させることができる。
　以上説明したように、本実施形態に係る発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラントによれば、蒸気タービン１３から抽気した圧力の異なる複数の蒸気を切り替えることで、節炭器４へ供給される給水の温度を効果的に調整することができる。
〔第３実施形態〕
　次に、本開示の第３実施形態に係る発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラントについて説明する。
　本実施形態では、ボイラ５の燃焼ガスが節炭器４を通過して排出されて、排ガス通路９により脱硝装置１０１に供給される排ガスの温度を制御する。以下、本実施形態に係る発電プラント１について、第１実施形態及び第２実施形態と異なる点について主に説明する。
　図１０は、節炭器４から排出された排ガスの排ガス通路９を通る流路に係る概略構成を示した図である。ボイラ５の燃焼ガスは、節炭器４において給水と熱交換することで冷却されて排ガスとなり排ガス通路９により、脱硝装置１０１へ流入する。脱硝装置１０１へ流入した排ガスは、脱硝処理によって酸化窒素が除去され、空気予熱器１０２を介して排出される。脱硝装置１０１では、脱硝触媒による脱硝効率の条件から、供給される排ガスの最適温度（例えば、３５０℃から３８０℃の範囲、更に好ましくは３６０℃から３７０℃の範囲）が設定されている。節炭器４の入口側と出口側とをバイパスするバイパス管１０３のバイパス弁１０４（調整弁）の制御によって、節炭器４で熱交換される前の温度の高い状態の燃焼ガスを節炭器４の出口側にバイパスして排ガス通路９で混合することができる。
　図１１及び１２に、単に一定流量の抽気蒸気を給水加熱器３へ供給し、全負荷時において脱硝装置１０１へ流入する排ガスの温度が最適温度となるように節炭器４が設計されている場合を参考例として、各部における燃焼ガスと排ガスの温度の例を示している。図１１から図１６に示す燃焼ガス温度と排ガス温度の値は、ガス温度の変化を理解するための参考用の例であり限定するものではない。図１１は、全負荷時に対応しており、図１２は、部分負荷時に対応している。
　全負荷時では、図１１に示すように、例えば５００℃の燃焼ガスが節炭器４へ流入し、３６５℃まで冷却されて排ガスとして排出される。そして、排ガスは、３６５℃（最適温度３５０℃から３８０℃での例値）で脱硝装置１０１へ流入する。全負荷時では、脱硝装置１０１へ流入する排ガスの温度が最適温度となるように節炭器４の熱交換量が設計されているため、節炭器４の入口側と出口側とをバイパスするバイパス管１０３のバイパス弁１０４は閉とされ、バイパスは行われない。部分負荷時では、図１２に示すように、例えば４５０℃の燃焼ガスが節炭器４へ流入し、３２０℃まで冷却されて排ガスとして排出される。節炭器４から排出された排ガスの温度は、最適温度よりも低いため、節炭器４の入口側と出口側とをバイパスするバイパス管１０３のバイパス弁１０４を制御して、温度の高い燃焼ガスを出口側にバイパスし、排ガスの温度を３６５℃（最適温度の例値）として脱硝装置１０１へ供給する。
　これに対して、上記の第１実施形態及び第２実施形態のように、節炭器４へ供給する給水の温度を上限温度まで上昇させる制御を行った場合、節炭器４での燃焼ガスとの熱交換量が減少することで、全負荷時であっても、節炭器４から排出される排ガスの温度が最適温度（３５０℃から３８０℃）を超す可能性がある。例えば、図１３のように、全負荷時において、例えば５００℃の燃焼ガスが節炭器４へ流入した場合、３８５℃の温度で節炭器４から排ガスが排出される場合がある。このような場合には、脱硝装置１０１には、最適温度を超す３８５℃の排ガスが流入する。
　そこで、本実施形態における制御装置２０は、図１４に示すように、排ガス温度調整部２３を備える。節炭器４は、全負荷時において排ガス通路９へ排出される排ガスの温度が最適温度（３５０℃から３８０℃）以下となるように設計されている。すなわち、節炭器４は、上記参考例における節炭器４と比較して伝熱面積が増加するように増段分が追加されている。
　排ガス温度調整部２３は、節炭器４から排出され脱硝装置１０１に供給される排ガスの温度が基準温度（脱硝装置１０１の最適温度）へ近づくように、節炭器４の出口側の排ガスに対してバイパス供給される節炭器４の入口側の燃焼ガスの流量を制御する。排ガス温度調整部２３は、特に全負荷時においても、バイパス弁１０４を制御してバイパス流量が存在することで、より確実に排ガスの温度が基準温度（脱硝装置１０１の最適温度）へ近づける。
　本実施形態では、全負荷時において、図１５に示すように、例えば５００℃の燃焼ガスが節炭器４へ流入し、節炭器４は増段分が設置されているため、その分の熱交換量が増加することにより３４５℃まで冷却されて排ガスとして排出される。節炭器４から排出された排ガスの温度は、最適温度（３５０℃から３８０℃）よりも低いため、節炭器４の入口側と出口側とをバイパスするバイパス管１０３のバイパス弁１０４を制御して、高温の排ガスを出口側にバイパスし排ガス通路９で混合して、排ガスの温度を３６５℃（最適温度の例値）として脱硝装置１０１へ供給する。すなわち、節炭器４への給水温度が上限温度まで増加したとしても、排ガスは、３６５℃（最適温度）で脱硝装置１０１へ流入する。部分負荷時では、図１６に示すように、例えば４５０℃の燃焼ガスが節炭器４へ流入し、節炭器４は増段分が設置されているため、３１５℃まで冷却されて排ガスとして排出される。節炭器４から排出された排ガスの温度は、最適温度よりも低いため、節炭器４の入口側と出口側とをバイパスするバイパス管１０３のバイパス弁１０４を制御して、温度の高い燃焼ガスを出口側にバイパスし排ガス通路９で混合して、排ガスの温度を３６５℃（最適温度）として脱硝装置１０１へ供給する。
　排ガス温度調整部２３は、脱硝装置１０１の入口側における排ガスの温度Ｔｇの計測値を取得し、排ガスの温度が最適温度未満である場合にバイパス管１０３のバイパス弁１０４を所定量開き、排ガスの温度が最適温度を超える場合にバイパス管１０３のバイパス弁１０４を所定量閉じる。すなわち、排ガス温度調整部２３は、脱硝装置１０１の入口側における排ガスの温度Ｔｇに対してフィードバック制御を行い、脱硝装置１０１の入口側における排ガスの温度を最適温度へ近づけるようにしてもよい。
　このように、給水温度を上限温度まで上昇させる制御を行ったとしても、全負荷時及び部分負荷時の両方においてバイパス管１０３のバイパス弁１０４を制御し、より確実に脱硝装置１０１へ流入する排ガスの温度を最適温度とすることができる。
　次に、上述の排ガス温度調整部２３によるバイパス弁１０４の制御について図１７を参照して説明する。図１７に示すフローは、発電プラント１が稼働している場合に、所定の制御周期で繰り返し実行される。
　まず、脱硝装置１０１の入口側における排ガスの温度（排ガス入口温度Ｔｇ）を取得する（Ｓ３０１）。
　次に、排ガス入口温度Ｔｇが所定範囲内であるか否かを判定する（Ｓ３０２）。所定範囲内とは、脱硝装置１０１における最適温度（３５０℃から３８０℃）から選定した最適設定温度近傍に設定された温度範囲であって、例えば、最適設定温度に対して所定の余裕度を加減算した範囲に設定される（例えば、最適温度±１％）。排ガス入口温度が所定範囲内である場合（Ｓ３０２のＹＥＳ判定）には、処理を終了する。
　排ガス入口温度Ｔｇが所定範囲内でない場合（Ｓ３０２のＮＯ判定）には、排ガス入口温度が最適温度未満であるか否かを判定する（Ｓ３０３）。
　排ガス入口温度が最適温度未満である場合（Ｓ３０３のＹＥＳ判定）には、バイパス弁１０４を所定量開く（Ｓ３０４）。そして、Ｓ３０２へ移行する。すなわち、排ガス入口温度が最適温度未満である場合には、排ガス入口温度が所定範囲内となるまで、上記の処理が繰り返し実行される。
　排ガス入口温度が最適温度未満でない場合（Ｓ３０３のＮＯ判定）には、バイパス弁１０４を所定量閉じる（Ｓ３０５）。そして、Ｓ３０２へ移行する。すなわち、排ガス入口温度が最適温度未満でない場合には、排ガス入口温度が所定範囲内となるまで、上記の処理が繰り返し実行される。
　以上説明したように、本実施形態に係る発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラントによれば、全負荷時であっても、節炭器４から排出され脱硝装置１０１に供給される排ガスの温度をより確実に所定範囲内とすることができる。節炭器４への給水の温度上昇に合わせて節炭器４に増段分が設置されて伝熱面積を増加させて熱交換量を増加することができるため、ボイラ効率（熱回収率）を向上させることができる。全負荷時であっても部分負荷時であっても、より効果的に発電プラント１の発電効率を向上させることができ、発電プラント１の年間効率を向上させることも可能となる。
　本開示は、上述の実施形態のみに限定されるものではなく、発明の要旨を逸脱しない範囲において、種々変形実施が可能である。各実施形態を組み合わせることも可能である。
　例えば、第１実施形態と第２実施形態を組み合わせることも可能である。この場合には、低圧側抽気蒸気管６１において遮断弁６３とともに流量調整弁１２を設け、高圧側抽気蒸気管６２において遮断弁６４とともに流量調整弁１２を設け、第１実施形態及び第２実施形態の供給制御を組み合わせて総合的に供給制御を行えばよい。低圧側抽気蒸気管６１及び高圧側抽気蒸気管６２のいずれか一方に流量調整弁１２を設けることも可能である。
　第１実施形態、第２実施形態、および第３実施形態をすべて組み合わせることも可能である。
１　　　：発電プラント
２　　　：給水ポンプ
３　　　：給水加熱器
３ａ　　：トップヒータ
４　　　：節炭器
５　　　：ボイラ
６　　　：高圧タービン
７　　　：中圧タービン
８　　　：低圧タービン
９　　　：排ガス通路
１０　　：抽気蒸気流路
１１　　：抽気蒸気管
１２　　：流量調整弁
１３　　：蒸気タービン
１４　　：発電機
２０　　：制御装置
２１　　：上限設定部
２２　　：供給制御部
２３　　：排ガス温度調整部
６１　　：低圧側抽気蒸気管
６２　　：高圧側抽気蒸気管
６３、６４：遮断弁
１０１　：脱硝装置
１０２　：空気予熱器
１０３　：バイパス管
１０４　：バイパス弁

Claims (9)

  1. 　給水加熱器において加熱された給水が節炭器を介してボイラへ供給される発電プラントの制御装置であって、
    　前記節炭器の出口側の熱水状態に基づいて、前記節炭器においてスチーミング現象が発生しない限界温度を算出し、前記限界温度に基づいて、前記節炭器へ供給される給水の上限温度を設定する上限設定部と、
    　前記節炭器へ供給される給水の温度が、前記上限温度へ近づくように、蒸気タービンから抽気した圧力の異なる複数の抽気蒸気を切り替えて前記給水加熱器へ供給する供給制御を行う供給制御部と、
    を備え、
    　前記供給制御部は、切り替え制御後における給水温度を推定し、推定した前記給水温度が前記上限温度以下となる場合に前記切り替え制御を行う発電プラントの制御装置。
  2. 　前記供給制御部は、前記給水加熱器が複数設けられた多段構成となっている場合、前記給水の流れに対して最も下流側の前記給水加熱器へ供給される抽気蒸気の供給制御を行う請求項１に記載の発電プラントの制御装置。
  3. 　前記供給制御部は、前記節炭器へ供給される前記給水の温度が、前記上限温度へ近づくように、抽気蒸気の流量を制御する請求項１または２に記載の発電プラントの制御装置。
  4. 　前記供給制御部は、前記蒸気タービンから抽気した高圧側抽気蒸気または低圧側抽気蒸気を切り替えて前記給水加熱器へ供給する制御を行う請求項１から３のいずれか１項に記載の発電プラントの制御装置。
  5. 　発電プラントの負荷に応じて、前記節炭器において熱交換後に排出され脱硝装置に供給される排ガスの温度が基準温度へ近づくように、前記節炭器の出口側の前記排ガスに対してバイパス供給される前記節炭器の入口側の前記ボイラで生成された燃焼ガスの流量を制御する排ガス温度調整部を備える請求項１から４のいずれか１項に記載の発電プラントの制御装置。
  6. 　前記排ガス温度調整部は、発電プラントの全負荷時において、前記節炭器の出口側の前記排ガスに対して前記節炭器の入口側の前記燃焼ガスの流量をバイパス供給されるよう制御する請求項５に記載の発電プラントの制御装置。
  7. 　ボイラと、
    　蒸気タービンと、
    　前記蒸気タービンから抽気した抽気蒸気が供給される給水加熱器と、
    　節炭器と、
    　請求項１から６のいずれか１項に記載の発電プラントの制御装置と、
    を備えた発電プラント。
  8. 　給水加熱器において加熱された給水が節炭器を介してボイラへ供給される発電プラントの制御方法であって、
    　前記節炭器の出口側の熱水状態に基づいて、前記節炭器においてスチーミング現象が発生しない限界温度を算出し、前記限界温度に基づいて、前記節炭器へ供給される給水の上限温度を設定する上限設定工程と、
    　前記節炭器へ供給される給水の温度が、前記上限温度へ近づくように、蒸気タービンから抽気した圧力の異なる複数の抽気蒸気を切り替えて前記給水加熱器へ供給する供給制御を行い、切り替え制御後における給水温度を推定し、推定した前記給水温度が前記上限温度以下となる場合に前記切り替え制御を行う供給制御工程と、
    を有する発電プラントの制御方法。
  9. 　給水加熱器において加熱された給水が節炭器を介してボイラへ供給される発電プラントの制御プログラムであって、
    　前記節炭器の出口側の熱水状態に基づいて、前記節炭器においてスチーミング現象が発生しない限界温度を算出し、前記限界温度に基づいて、前記節炭器へ供給される給水の上限温度を設定する上限設定処理と、
    　前記節炭器へ供給される給水の温度が、前記上限温度へ近づくように、蒸気タービンから抽気した圧力の異なる複数の抽気蒸気を切り替えて前記給水加熱器へ供給する供給制御を行い、切り替え制御後における給水温度を推定し、推定した前記給水温度が前記上限温度以下となる場合に前記切り替え制御を行う供給制御を行う供給制御処理と、
    をコンピュータに実行させるための発電プラントの制御プログラム。
PCT/JP2019/038574 2018-10-15 2019-09-30 発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラント WO2020080083A1 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201980053076.1A CN112567110B (zh) 2018-10-15 2019-09-30 发电设备的控制装置及其控制方法以及控制程序、发电设备

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2018194263A JP6553271B1 (ja) 2018-10-15 2018-10-15 発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラント
JP2018-194263 2018-10-15

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2020080083A1 true WO2020080083A1 (ja) 2020-04-23

Family

ID=67473411

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2019/038574 WO2020080083A1 (ja) 2018-10-15 2019-09-30 発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラント

Country Status (4)

Country Link
JP (1) JP6553271B1 (ja)
CN (1) CN112567110B (ja)
CL (1) CL2021000370A1 (ja)
WO (1) WO2020080083A1 (ja)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS6158511U (ja) * 1984-09-20 1986-04-19
JPH0953414A (ja) * 1995-08-09 1997-02-25 Mitsubishi Heavy Ind Ltd タービン抽気制御装置
JP2000161606A (ja) * 1998-11-27 2000-06-16 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 節炭器のスチーミング防止制御方法及び装置
JP2005155340A (ja) * 2003-11-20 2005-06-16 Toshiba Corp 蒸気タービンプラント

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS61205309A (ja) * 1985-03-08 1986-09-11 Hitachi Ltd 給水加熱器の保護運転方法及びその装置
JPH07122485B2 (ja) * 1986-01-13 1995-12-25 株式会社日立製作所 貫流型火力発電ボイラシステムの節炭器スチーミング防止装置
JPH09126409A (ja) * 1995-11-01 1997-05-16 Babcock Hitachi Kk 給水加熱器の温度制御方法およびその装置
JP3890104B2 (ja) * 1997-01-31 2007-03-07 株式会社東芝 コンバインドサイクル発電プラントおよびその冷却用蒸気供給方法
JP4017712B2 (ja) * 1997-09-10 2007-12-05 バブコック日立株式会社 排熱回収ボイラの給水温度制御方法と装置
US9091182B2 (en) * 2010-12-20 2015-07-28 Invensys Systems, Inc. Feedwater heater control system for improved rankine cycle power plant efficiency
JP5783458B2 (ja) * 2011-10-14 2015-09-24 東京電力株式会社 蒸気発電プラントにおける増出力運転方法
EP2716880A1 (en) * 2012-10-05 2014-04-09 Alstom Technology Ltd Steam Power Plant with Steam Turbine Extraction Control
WO2014113109A1 (en) * 2013-01-21 2014-07-24 Maarky Thermal Systems Inc. Dual end plate subcooling zone for a feedwater heater
JP2016065486A (ja) * 2014-09-24 2016-04-28 株式会社東芝 コンバインドサイクル発電設備
JP2017072101A (ja) * 2015-10-08 2017-04-13 株式会社東芝 蒸気タービンシステム及びその制御方法
CN106871102B (zh) * 2016-12-28 2019-05-24 神华集团有限责任公司 全负荷的脱硝工艺
JP6224858B1 (ja) * 2017-03-17 2017-11-01 三菱日立パワーシステムズ株式会社 発電プラント及びその運転方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS6158511U (ja) * 1984-09-20 1986-04-19
JPH0953414A (ja) * 1995-08-09 1997-02-25 Mitsubishi Heavy Ind Ltd タービン抽気制御装置
JP2000161606A (ja) * 1998-11-27 2000-06-16 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 節炭器のスチーミング防止制御方法及び装置
JP2005155340A (ja) * 2003-11-20 2005-06-16 Toshiba Corp 蒸気タービンプラント

Also Published As

Publication number Publication date
CN112567110A (zh) 2021-03-26
CL2021000370A1 (es) 2021-07-02
JP2020063677A (ja) 2020-04-23
JP6553271B1 (ja) 2019-07-31
CN112567110B (zh) 2023-06-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9617874B2 (en) Steam power plant turbine and control method for operating at low load
JP5734792B2 (ja) 蒸気タービンプラントおよびその運転方法
JP5227352B2 (ja) 熱回収蒸気発生器及び関連する蒸気ラインを予め加温するためのシステム及び方法
WO2012114981A1 (ja) ボイラプラントおよびその運転方法
JP5624646B1 (ja) 火力発電プラント及び火力発電プラントの運転方法。
JP6224858B1 (ja) 発電プラント及びその運転方法
JP6264128B2 (ja) コンバインドサイクルプラント、その制御方法、及びその制御装置
JP4657057B2 (ja) 再熱型蒸気タービンプラント
JP2012102711A (ja) 減温器蒸気熱回収設備
JP5050013B2 (ja) 複合発電プラント及びその制御方法
WO2016194742A1 (ja) コンバインドサイクルプラント、その制御装置及び起動方法
WO2018198836A1 (ja) 発電プラント及びその運転方法
WO2020080083A1 (ja) 発電プラントの制御装置及びその制御方法並びに制御プログラム、発電プラント
JP7330690B2 (ja) ボイラシステム及び発電プラント並びにボイラシステムの運転方法
JPH1193693A (ja) コンバインドサイクル発電プラントの運転方法およびコンバインドサイクル発電プラント
JP2004245184A (ja) 再熱蒸気タービンプラントとその起動方法
JP6791801B2 (ja) ガスタービン複合サイクルプラント、及びガスタービン複合サイクルプラントの制御方法
JP6891090B2 (ja) 発電プラント及びその運転方法
JPH09303113A (ja) コンバインドサイクル発電プラント
JP2005214047A (ja) コンバインドサイクル発電プラントおよびその運転方法
JP2019173696A (ja) コンバインドサイクル発電プラント、およびその運転方法
JP2005155340A (ja) 蒸気タービンプラント
CN116291791A (zh) 汽轮机组的旁路系统控制系统
JP2018141464A (ja) コンバインドサイクル発電設備
JP2004346945A (ja) コンバインドサイクルプラントの蒸気温度制御方法及び装置

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 19872290

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 19872290

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1