WO2022176846A1 - 火力発電プラントおよび火力発電プラントの制御方法 - Google Patents

火力発電プラントおよび火力発電プラントの制御方法 Download PDF

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WO2022176846A1
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low
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steam
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誠 當房
佳奈 福岡
健太郎 森本
和貴 小原
衛 小田川
和宏 堂本
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三菱重工業株式会社
三菱パワー株式会社
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    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/02—Use of accumulators and specific engine types; Control thereof
    • 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
    • F01K9/00—Plants characterised by condensers arranged or modified to co-operate with the engines
    • F01K9/04—Plants characterised by condensers arranged or modified to co-operate with the engines with dump valves to by-pass stages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B37/00—Component parts or details of steam boilers
    • F22B37/02—Component parts or details of steam boilers applicable to more than one kind or type of steam boiler
    • F22B37/26—Steam-separating arrangements
    • F22B37/28—Steam-separating arrangements involving reversal of direction of flow
    • 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
    • F22D3/00—Accumulators for preheated water

Definitions

  • the present invention relates to a thermal power plant using steam generated by a boiler and a control method for the thermal power plant.
  • This application is based on Japanese Patent Application No. 2021-022766 filed with the Japan Patent Office on February 16, 2021 and Japanese Patent Application No. 2021-169753 filed with the Japan Patent Office on October 15, 2021. , the contents of which are hereby incorporated by reference.
  • a thermal power plant that uses steam generated by a boiler (steam generator) to drive a steam turbine is known.
  • this type of thermal power plant mainly bears the base load, and has contributed to the stable supply of domestic power together with the ability to respond to load fluctuations of GTCC (gas turbine combined cycle) plants.
  • GTCC gas turbine combined cycle
  • Patent Document 1 part of the feedwater is stored in a hot water tank during low-load operation of the plant, and the hot water is discharged to the high-pressure feedwater heater group at the time of peak load of power demand, and air is extracted to the high-pressure feedwater heater. By cutting or decreasing, the output of the steam turbine is increased.
  • the plant low-load operation in Patent Document 1 is based on the premise that all the main steam and reheat steam generated in the boiler are introduced into the steam turbine through the governor to generate power, and can be realized in a thermal power plant.
  • the minimum load is the amount obtained by subtracting the extraction air in the turbine from the heat amount of the main steam and reheat steam generated at the boiler minimum load, generally 25% load, even at the minimum, 10% load or more power It was essential to transmit power to the grid.
  • the present invention has been made in view of the above circumstances, and aims to provide thermal power generation technology that can flexibly respond to changes in the amount of power generated by renewable energy while maintaining high operability.
  • the present invention comprises a boiler, a steam turbine driven by steam from the boiler, a turbine bypass line for sending steam bypassing the steam turbine, and a condenser for cooling the exhaust of the steam turbine to produce condensate.
  • a thermal power plant comprising: a water unit; a low-pressure feed water heater that heats the condensate with the steam extracted from the steam turbine; and a deaerator that deaerates the condensate with the steam extracted from the steam turbine, A hot water heater using the main steam of the turbine bypass line as a heat source and using the condensate supplied from the condenser as high temperature water, a high temperature water tank for storing the high temperature water, and the water stored in the high temperature water tank and a high-temperature water pump for sending high-temperature water to the downstream of the low-pressure feed water heater or to the deaerator.
  • thermal power generation technology that can flexibly respond to changes in the amount of power generated by renewable energy while maintaining high operability.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a thermal power plant according to one embodiment
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a thermal power plant similar to one embodiment
  • FIG. It is an example of operation during heat storage operation of a thermal power plant according to one embodiment. It is an example of operation at the time of heat radiation operation of the thermal power plant according to one embodiment.
  • 1 is a schematic configuration diagram showing the range of a water heat storage system according to one embodiment
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram for explaining an auxiliary steam line of a thermal power plant according to one embodiment
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a control device for a thermal power plant according to one embodiment
  • FIG. It is a schematic block diagram of the thermal power plant which concerns on the modification 1 of one embodiment.
  • FIG. 7 is a schematic configuration diagram of related parts of a thermal power plant according to Modification 2 of one embodiment; 9 is a flow chart of confluence switching processing of a thermal power plant according to Modification 2 of one embodiment.
  • FIG. 11 is an explanatory diagram for explaining partial water flow in a thermal power plant according to Modification 3 of one embodiment;
  • FIG. 11 is a schematic configuration diagram of related parts of a thermal power plant according to Modification 4 of one embodiment;
  • FIG. 11 is an explanatory diagram for explaining heat storage operation of a thermal power plant according to Modification 4 of one embodiment;
  • FIG. 11 is an explanatory diagram for explaining heat dissipation operation of a thermal power plant according to Modification 4 of one embodiment;
  • FIG. 11 is a schematic configuration diagram of related parts of a thermal power plant according to Modification 5 of one embodiment;
  • expressions that express shapes such as squares and cylinders do not only represent shapes such as squares and cylinders in a geometrically strict sense, but also include irregularities and chamfers to the extent that the same effect can be obtained.
  • the shape including the part etc. shall also be represented.
  • the expressions “comprising”, “comprising”, “having”, “including”, or “having” one component are not exclusive expressions excluding the presence of other components.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a thermal power plant 1 according to one embodiment.
  • the thermal power plant 1 includes a boiler 2, a steam turbine 4, a condenser 13, a water heat storage system 70, and a controller 80 (see FIG. 7).
  • the thermal power plant 1 includes a high-pressure turbine 4A, an intermediate-pressure turbine 4B, and a low-pressure turbine 4C as the steam turbines 4, but the thermal power plant 1 has one or two steam turbines 4. , or four or more steam turbines 4 .
  • the boiler 2 is a steam generator that can generate superheated steam by exchanging the heat generated by burning the pulverized fuel with water or steam.
  • the boiler 2 is, for example, a coal-fired (pulverized coal-fired) boiler that uses pulverized coal (carbon-containing solid fuel) as pulverized fuel and burns this pulverized fuel with a burner.
  • pulverized coal-fired pulverized coal-fired
  • a coal-fired boiler is exemplified as the boiler 2, but the boiler 2 uses solid fuel such as biomass fuel, PC (petroleum coke) fuel generated during petroleum refining, and petroleum residue.
  • solid fuel such as biomass fuel, PC (petroleum coke) fuel generated during petroleum refining, and petroleum residue.
  • the boiler 2 can use not only solid fuel but also petroleum such as heavy oil, light oil, and heavy oil, and liquid fuel such as factory waste liquid as fuel, and gas fuel (natural gas, By-product gases, etc.) can also be used.
  • the boiler 2 may be a mixed firing boiler that uses a combination of these fuels.
  • Steam (superheated steam) generated by the boiler 2 is supplied to the steam turbine 4 via the main steam line 6 .
  • the steam from the boiler 2 is first supplied to the high pressure turbine 4A provided upstream, thereby driving the high pressure turbine 4A.
  • the steam that has finished work in the high-pressure turbine 4A is reheated by the reheater 35 through the reheat steam line 9, and supplied to the intermediate-pressure turbine 4B provided downstream, whereby the steam is supplied to the intermediate-pressure turbine 4B. to drive.
  • a reheat steam line 9 connects between the high pressure turbine 4A and the intermediate pressure turbine 4B.
  • the steam that has finished work in the intermediate pressure turbine 4B is supplied via the intermediate pressure turbine exhaust line 12 to the low pressure turbine 4C provided downstream, thereby driving the low pressure turbine 4C.
  • the intermediate pressure turbine exhaust line 12 connects between the intermediate pressure turbine 4B and the low pressure turbine 4C.
  • the steam that has finished work in the low-pressure turbine 4C is discharged to the condenser 13 to generate condensate.
  • a turbine bypass line 7 that connects the main steam line 6 and the condenser 13 is also provided.
  • a turbine bypass valve 8 is provided in the turbine bypass line 7, and by adjusting the degree of opening of the turbine bypass valve 8, part of the steam flowing through the main steam line 6 bypasses the steam turbine 4 and is condensed. It can be discharged to the vessel 13.
  • the output shafts of the high pressure turbine 4A, the intermediate pressure turbine 4B and the low pressure turbine 4C are connected to the rotating shaft of the generator 5.
  • the power generator is driven by power from these steam turbines 4 to generate power. Electric power generated by the generator is supplied to a power system (for example, a commercial system) via a power transmission line (not shown).
  • the high-pressure turbine 4A, the intermediate-pressure turbine 4B, and the low-pressure turbine 4C may each have a common output shaft, and the output shaft may be connected to a common generator.
  • a first generator to which the output shaft of the intermediate pressure turbine 4B is connected and a second generator to which the output shaft of the low pressure turbine 4C is connected may be provided.
  • the steam extracted from the high-pressure turbine 4A and the intermediate-pressure turbine 4B is supplied to the second high-pressure feed water heater 21 and the first high-pressure feed water heater, respectively. 20.
  • a portion of the exhaust steam (he) from the high pressure turbine 4A is also supplied to the second high pressure feed water heater 21 .
  • Saturated drain (condensed from extraction steam hb and exhaust steam he) discharged from the second high pressure feed water heater 21 is supplied to the first high pressure feed water heater 20 . Drain discharged from the first high-pressure feed water heater 20 (condensed saturated drain and extracted steam ib discharged from the second high-pressure feed water heater 21 ) is supplied to the deaerator 17 .
  • part of the exhaust steam (ie) from the intermediate pressure turbine 4B is supplied to the deaerator 17 .
  • the steam extracted from the low-pressure turbine 4 ⁇ /b>C (low-pressure extracted steam; lb) is supplied to the low-pressure feed water heater 16 .
  • Saturated drain (condensed low-pressure bleed air lb) discharged from the low-pressure feed water heater 16 is supplied to the condenser 13 .
  • the auxiliary steam lines from each steam turbine 4 to each of the high-pressure feed water heaters 21 and 20 and the low-pressure feed water heater 16 are omitted as appropriate in each drawing.
  • the condensate generated in the condenser 13 is pressurized by the condensate pump 14, supplied to the low-pressure feed water heater 16 through the condensate line 15, and heated by the extracted steam (lb) from the low-pressure turbine 4C. into the deaerator 17.
  • condensate is deaerated by part of the exhaust steam (ie) of the intermediate pressure turbine 4B.
  • the condensate degassed by the deaerator 17 is pressurized by the feed water pump 18, supplied to the first high pressure feed water heater 20 and the second high pressure feed water heater 21 via the water feed line 19, and extracted from the intermediate pressure turbine 4B. It flows into the boiler 2 after being heated by the steam (ib), the steam extracted from the high-pressure turbine 4A and the exhaust steam (hb, he).
  • Boiler 2 is operated in a subcritical state under low load conditions. At that time, the steam mixed water at the furnace outlet of the boiler 2 is separated from steam by the water drain separator 31, the steam is sent to the superheater 36, and the saturated drain is sent to the condenser via the water drain separator drain line 33 and the water drain separator drain control valve 32. Flow into 13.
  • the thermal power plant 1 of this embodiment performs low-load operation.
  • the low-load operation is an operation in which the boiler 2 and the steam turbine 4 are each under the minimum load. For example, the output of the boiler 2 is lowered to 15% of the minimum output, the output of the steam turbine 4 is lowered to 5%, and all the output of the steam turbine 4 is used for in-house power.
  • the generator circuit breaker is closed, and the power transmission is set to 0 while maintaining the state of connection to the grid, so-called grid non-transmission operation (parallel non-transmission operation) is realized.
  • the water heat storage system 70 of this embodiment corresponds to an output of 10%, which is the difference between, for example, 15% of the minimum load of the boiler 2 and 5% of the load of the steam turbine 4, which occurs during low load operation.
  • the above heat is stored as hot water.
  • the main steam in the turbine bypass line 7 is used as a heat source to heat the condensate supplied from the condenser 13 and store it as high-temperature water. Then, the stored high-temperature water is supplied to the deaerator during subsequent heat dissipation operation (during high-load operation).
  • the water heat storage system 70 realizes a reduction in the system output power of the thermal power plant 1 over a long period of time. Also, the water heat storage system 70 cuts the low pressure extraction air (lb) from the steam turbine 4 to the low pressure feed water heater 16 during high load operation after low load operation. By cutting the low-pressure extracted air (lb), it is possible to increase the output of the steam turbine 4 corresponding to the amount of heat of the cut low-pressure extracted air (lb). Alternatively, since the boiler steam flow rate corresponding to the increased output of the steam turbine 4 is reduced, the amount of fuel input to the boiler 2 can be reduced.
  • the details of the water heat storage system 70 of this embodiment, which realizes this, will be described.
  • the water heat storage system 70 includes a hot water heater 51, a high temperature water pump 52, a high temperature water tank 53, and a low temperature water tank 59, as indicated by thick lines in FIG.
  • the hot water pump 52 comprises a first hot water pump 52A and a second hot water pump 52B.
  • the water heat storage system 70 also includes a heat storage steam line 55 , a heat storage drain line 57 , a low temperature water supply line 49 , a low temperature water storage line 58 and a makeup water line 60 .
  • the heat storage steam line 55 is a line that supplies steam passing through the turbine bypass line 7 branched from the main steam line 6 to the hot water heater 51 and includes a heat storage steam flow control valve 54 .
  • the heat storage drain line 57 is a line that supplies saturated drain separated by the water drain separator 31 to the hot water heater 51 , and includes a heat storage drain flow rate control valve 56 .
  • the low-temperature water supply line 49 is a line branched from the condensate line 15 for supplying condensate supplied from the condensate pump 14 to the hot water heater 51 , and includes a low-temperature water flow control valve 50 .
  • the hot water heater 51 brings the incoming main steam and saturated drain into contact with the supplied low temperature water to generate high temperature water.
  • the generated hot water is, for example, 140°C.
  • the hot water heater 51 is, for example, a direct contact feedwater heater that mixes and heats incoming condensate (low-temperature water), main steam, and saturated drain.
  • the water heat storage system 70 shown in FIGS. 1 and 5 includes, as the high-temperature water pumps 52, a first high-temperature water pump 52A and a second high-temperature water pump 52B.
  • the first high-temperature water pump 52A feeds high-temperature water produced by the hot water heater 51 to the high-temperature water tank 53 .
  • the second high-temperature water pump 52B sends the high-temperature water stored inside the high-temperature water tank 53 to the deaerator 17 .
  • the high-temperature water may be supplied to the deaerator 17 alone, or may be supplied together with the low-pressure water supply at the outlet of the low-pressure water supply heater 16 .
  • first high-temperature water pump 52A and the second high-temperature water pump 52B do not necessarily need to be separately installed, and one or more high-temperature water pumps 52 having both roles are installed, and the hot water heater 51 and the high temperature
  • the outlet lines of the water tank 53 may be connected to the inlets of the high-temperature water pumps 52, respectively, and switched appropriately.
  • the high-temperature water tank 53 is a tank that stores the high-temperature water generated by the hot water heater 51. Since the temperature of the high-temperature water stored inside the high-temperature water tank 53 is approximately 140° C., the high-temperature water tank 53 must have a structure that can withstand the saturated vapor pressure of such high-temperature water. Adequate insulation should be provided to minimize heat dissipation from the water. The capacity of the high-temperature water tank 53 may be arbitrarily determined at the design stage according to the daily low-load operation time required for the thermal power plant 1 .
  • the low-temperature water storage line 58 is a line for supplying condensate supplied from the condensate pump 14 to the low-temperature water tank 59 .
  • the supplied condensate is stored in the low-temperature water tank 59 .
  • the makeup water line 60 is a line for supplying the low-temperature water stored in the low-temperature water tank 59 to the condenser 13 .
  • the low-temperature water tank 59 is a tank that stores surplus water in the condenser 13 as make-up water to the condenser 13 . In this embodiment, it has a water storage amount equal to or greater than the water storage amount of the high-temperature water tank 53 .
  • the control device 80 receives instructions from the outside (such as a control console 81 placed in the power plant) or various sensors installed in the thermal power plant 1, including a temperature sensor and a water level sensor.
  • the opening and closing of each control valve (valve) in the thermal power plant 1 is controlled in accordance with the signal from.
  • the control valve is controlled to open and close according to, for example, heat storage operation (low load operation) and heat dissipation operation (high load operation), which will be described later.
  • the controller 80 also controls the output of each pump.
  • the control device 80 includes, for example, a CPU, a memory, and a storage device, and implements the above-described control by causing the CPU to load a program stored in the storage device in advance into the memory and execute the program.
  • the thermal power plant 1 may bypass the steam turbine 4 and discharge part of the steam flowing through the reheat steam line 9 to the condenser 13, like the thermal power plant 1 shown in FIG. .
  • the connection destination of the turbine bypass line 7 is the outlet of the high pressure turbine 4A of the reheat steam line 9
  • the low pressure turbine bypass line 10 is branched from the upstream of the inlet of the intermediate pressure turbine 4B of the reheat steam line 9 to branch the low pressure turbine bypass valve. 11 to condenser 13 .
  • FIG. 3 shows the heat storage operation of the thermal power plant 1, that is, the storage form of high-temperature water during low-load operation.
  • the amount of main steam generated in the boiler 2 is greater than the amount of main steam consumed for power generation in the steam turbine 4, resulting in surplus steam.
  • the boiler 2 is operated in a subcritical state, and saturated drain continuously flows into the water drain separator 31 .
  • the control device 80 Upon receiving an instruction to perform heat storage operation, the control device 80 opens the heat storage steam flow control valve 54, the heat storage drain flow control valve 56, and the low temperature water flow control valve 50.
  • the control device 80 opens the heat storage steam flow control valve 54, the heat storage drain flow control valve 56, and the low temperature water flow control valve 50.
  • all or part of the main steam that is surplus in the main steam line 6 is transferred to the hot water heater 51 via the heat storage steam line 55 and the heat storage steam flow rate control valve 54. supplied.
  • All or part of the saturated drain flowing out of the water drain separator 31 is supplied to the hot water heater 51 via the heat storage drain line 57 and the heat storage drain flow rate control valve 56 .
  • all or part of the condensate supplied from the condensate pump 14 is passed through the low-temperature water supply line 49 and the low-temperature water flow control valve 50 as low-temperature water to the hot water heater. 51.
  • the hot water heater 51 brings the inflowing main steam and saturated drain into contact with low-temperature water to generate hot water of about 140°C.
  • the amounts of main steam and saturated drain that flow in are uniquely determined by the operating conditions of the boiler 2 and steam turbine 4 .
  • the controller 80 controls the low-temperature water flow rate by controlling the low-temperature water flow rate control valve 50 so that the temperature of the high-temperature water at the outlet of the hot water heater 51 is about 140°C.
  • the control device 80 always controls the water level of the hot water heater 51 by controlling the first high-temperature water pump 52A.
  • the control device 80 closes the turbine bypass valve 8 and the water drain separator drain control valve 32. open to discharge excess steam and saturated drain to the condenser 13 through these control valves. Thereby, the hot water heater 51 can maintain constant operation.
  • the high-temperature water supplied from the first high-temperature water pump 52A is stored in the high-temperature water tank 53.
  • the heat storage operation is completed when the high-temperature water tank 53 is full or when the low-load operation of the thermal power plant 1 ends.
  • the control device 80 monitors the water level of the high-temperature water tank 53, and when it determines that the tank is full, or when it receives a signal indicating that the low-load operation has ended, the heat-storage steam flow control valve 54 and the heat-storage drain
  • the control valves of the flow rate control valve 56 and the low temperature water flow rate control valve 50 are closed.
  • the water level of the high-temperature water tank 53 is acquired from a water level sensor provided in the high-temperature water tank 53 .
  • control device 80 controls the high pressure turbine 4A, the intermediate pressure turbine 4B, the low pressure turbine 4C from the second high pressure feed water heater 21, (1) Control to cut the bleeding to the high-pressure feed water heater 20 and the low-pressure feed water heater 16 . This is because, during low-load operation, in each steam turbine 4, sufficient pressure is not obtained to push the saturated drain generated in each feed water heater to the deaerator or condenser.
  • the main steam temperature at the inlet of the high-pressure turbine 4A and the reheat steam temperature at the inlet of the intermediate-pressure turbine 4B are appropriately adjusted to avoid the exhaust steam from the low-pressure turbine 4C entering a dry region.
  • a desuperheater may be installed in each of the main steam line 6 and the reheat steam line 9 at the outlet of the boiler 2 to supply a desuperheating spray.
  • the low-load operation of the thermal power plant 1 cannot be terminated even when the high-temperature water tank 53 is full, and the main steam from the boiler 2 and the saturated drain from the water drain separator 31 continue to be in a surplus state, these is supplied to the condenser 13 via the turbine bypass line 7 and the water drain separator drain line 33, the low load operation of the thermal power plant 1 can be continued. However, at that time, the steam that has flowed into the condenser 13 and the heat of the drain are released to a condenser cooling medium such as seawater.
  • FIG. 4 shows the heat dissipation operation of the thermal power plant 1, that is, the release form of high-temperature water during high-load operation.
  • High-load operation here generally refers to operation at 30% or more of the rated load of the thermal power plant.
  • the control device 80 When the control device 80 receives the instruction for heat dissipation operation, it operates the second high-temperature water pump 52B. As a result, the high-temperature water stored in the high-temperature water tank 53 is supplied to the condensate line 15 by the second high-temperature water pump 52B and flows into the deaerator 17 . In this case, the condensate from the condenser 13 is heated by the low-pressure feed water heater 16 through the condensate line 15, as indicated by the thick dashed line in FIG. Alternatively, all or part of the condensate may be stored in the cold water tank 59 via the cold water reservoir line 58 .
  • the control device 80 switches all or part of the condensate flowing into the deaerator 17 to high-temperature water when the steam turbine 4 is in a high-load operation state. As a result, the amount of condensate passing through the low-pressure feedwater heater 16 is reduced or cut off, so the extraction air supplied from the low-pressure turbine 4C to the low-pressure feedwater heater 16 is reduced or cut.
  • the steam turbine 4 can be operated at an increased output corresponding to the decrease in extraction air, and the output of the generator 5 can be increased.
  • the main steam flow rate from the boiler 2 is reduced to keep the load on the steam turbine 4 constant, and the fuel consumption of the boiler 2 can also be reduced. good.
  • the condensate is routed through the low pressure feedwater heater 16 and mixed with hot water supplied from the hot water tank 53 .
  • the control device 80 monitors the water level of the high-temperature water tank 53 during heat dissipation operation, and stops the second high-temperature water pump 52B when the water level reaches the predetermined minimum water level.
  • the thermal power plant 1 transitions to normal plant operation.
  • the supply of high-temperature water via the second high-temperature water pump 52B is stopped and the supply of low-temperature water to the low-temperature water tank 59 from the outlet of the condensate pump 14 is also stopped. It is supplied to deaerator 17 via low pressure feed water heater 16 .
  • FIG. 5 is an explanatory diagram of the addition range when the water heat storage system 70 is additionally installed in the thermal power plant 1 .
  • the additional installation range of the water heat storage system 70 is the range illustrated by the thick line in the figure.
  • the water heat storage system 70 is mainly composed of the hot water heater 51, the high temperature water tank 53, the low temperature water tank 59, and the high temperature water pump 52, as described above.
  • the construction cost can be reduced by additionally installing the water heat storage system 70 to the existing thermal power plant 1 by utilizing the empty space of the site.
  • the low-temperature water tank 59 has a water storage amount equal to or greater than the water storage amount of the high-temperature water tank 53 . This is so that when the high temperature water stored in the high temperature water tank 53 is supplied to the water supply line, the low temperature water tank 59 can store the condensed water corresponding to the supply amount.
  • Hot water heater Direct contact feed water heater
  • High temperature water tank capacity 5 x 3300 m3 (0.3 MPa)
  • Low temperature water tank capacity 2 x 8300m3 (atmospheric pressure)
  • Total 16600m3 Heat storage time: about 6.0 hours
  • Heat release time about 5.0 hours (100% ECR)
  • the water heat storage system 70 returns the stored heat together with the heat medium to the deaerator 17, so almost all of the heat can be recovered within the cycle.
  • the heat exchange loss between the heat medium and water and/or steam, which must be considered in molten salt heat storage and metal PCM heat storage, does not need to be considered in water heat storage. However, it is necessary to take into consideration heat dissipation during storage in the high-temperature water tank 53 and heat loss (3 to 5% depending on the time until heat dissipation) due to piping warming at the start of heat storage.
  • the heat storage time is about 6.0 hours, while the heat dissipation time is about 5.0 hours at 100% ECR. becomes.
  • Plant A Minimum load 15% operation (5% in-house power, 10% power transmission) Plant B: DSS operation (temporary stop and restart of plant) Plant C: DSS operation (temporary stop and restart of plant) Total transmission amount: equivalent to 10% load ⁇ Thermal power plant of the present embodiment> Plant A: Parallel non-transmission operation (minimum load 15% operation (5% on-site power, 10% heat storage)) Plant B: Parallel non-transmission operation (minimum load 15% operation (5% on-site power, 10% heat storage)) Plant C: Parallel non-transmission operation (minimum load 15% operation (5% in-house power, 10% heat storage)) Total amount of transmission: No transmission (0% load)
  • the thermal power plant 1 of this embodiment is capable of parallel non-transmission operation in all thermal power plants.
  • the thermal power plant 1 of this embodiment by using the thermal power plant 1 of this embodiment, the power transmission amount can be reduced to the point of no power transmission for all three plants. As a result, DSS operation can be avoided while increasing the amount of renewable energy received. Furthermore, in the thermal power plant 1 of the present embodiment, by dissipating the stored heat during peak demand hours (for example, in the evening), fuel consumption can be reduced (approximately 3 to 4%) during peak demand hours. becomes possible.
  • the advantages of introducing the water heat storage system 70 of this embodiment into the thermal power plant 1 are as follows. (1) Contribution to expansion of renewable energy introduction Reducing the plant minimum load makes it possible to expand the acceptance of renewable energy while maintaining system inertia. (2) Reduction of plant start-up costs through low-load continuous operation Continuous low-load operation using inexpensive coal makes it possible to significantly reduce the unavoidable starting light oil cost of DSS operation. (3) Avoidance of equipment wear and start-up troubles through DSS operation Various risks associated with DSS operation can be avoided by continuously operating the power generation unit. (4) Respond to sudden load increase requests, etc. Since the generator 5 is continuously operated at an extremely low load while maintaining system parallelism, it is possible to respond to sudden load increase requests due to sudden accidents, etc. . (5) Heat recovery at plant start-up It is now possible to recover and use the heat that was conventionally discarded as start-up loss.
  • the thermal power plant 1 of the present embodiment includes the water heat storage system 70, and main steam corresponding to the difference between the steam generated from the boiler 2 and the steam consumed by the steam turbine 4 during low-load operation. And the heat of the saturated drain is stored in the high-temperature water tank 53 as high-temperature water. Also, during high-load operation, the stored high-temperature water is supplied to the deaerator 17 .
  • the thermal power plant 1 of the present embodiment dissipates heat corresponding to the difference. , can be stored as hot water. That is, during low-load operation, the operating load of the generator 5 (steam turbine 4) can be reduced below the minimum load of the boiler 2 without waste. This makes it possible to reduce the system output power of the thermal power plant 1 over a long period of time. Also, during low-load operation, it is possible to reduce the power sent from the coal-fired thermal power plant to the power grid to almost 0% load (parallel non-transmission operation).
  • the load on the low-pressure feed water heater 16 can be reduced by supplying the high-temperature water stored during low-load operation to the deaerator 17 during high-load operation.
  • the low-pressure extraction air from the steam turbine 4 can be reduced or cut during high-load operation.
  • the output of the steam turbine 4 corresponding to the reduced or cut heat amount of the low-pressure extracted air can be increased.
  • the steam flow rate from the boiler 2 can be reduced by the amount corresponding to the reduced or cut heat quantity of the low-pressure extracted air, and as a result, the amount of fuel input to the boiler 2 can be reduced.
  • FIG. 8 shows a configuration example in which the thermal power plant 1 includes four low-pressure feed water heaters 16 and two second high-pressure feed water heaters 21 .
  • part of the steam extracted from each steam turbine 4 and part of the exhaust steam exhausted from each steam turbine 4 are supplied to different locations depending on their temperature.
  • the high pressure extraction steam hb of the high pressure turbine 4A is supplied to the second high pressure feed water heater 21 on the downstream side.
  • Saturated drain (condensed high-pressure steam hb) discharged from the second high-pressure feed water heater 21 on the downstream side is supplied to the second high-pressure feed water heater 21 on the upstream side.
  • a part of the high pressure exhaust steam he of the high pressure turbine 4A is supplied to the second high pressure feed water heater 21 on the upstream side.
  • Saturated drain (condensed high pressure extraction steam hb and high pressure exhaust steam he) discharged from the second high pressure feed water heater 21 on the upstream side is supplied to the first high pressure feed water heater 20 .
  • the intermediate pressure extraction steam ib of the intermediate pressure turbine 4B is supplied to the first high pressure feed water heater 20.
  • Saturated drain (condensed high-pressure extraction steam hb, intermediate-pressure extraction steam ib, and high-pressure exhaust steam he) discharged from the first high-pressure feed water heater 20 is supplied to the deaerator 17 .
  • a part of the intermediate pressure exhaust steam ie from the intermediate pressure turbine 4B is supplied to the deaerator 17 .
  • Bleed steam (lb1, lb2, lb3, lb4) of the low pressure turbine 4C is supplied from the downstream side of each low pressure feed water heater 16 in descending order of temperature.
  • Saturated drain (condensed steam) discharged from each low-pressure feedwater heater 16 is supplied to the upstream low-pressure feedwater heater 16 of each low-pressure feedwater heater 16 .
  • Saturated drain (condensed steam lb 1 , lb 2 , lb 3 , lb 4 ) discharged from the most upstream low-pressure feedwater heater 16 is supplied to the condenser 13 .
  • the confluence point of the high-temperature water supplied from the high-temperature water tank 53 is provided on the outlet side of the low-pressure feed water heater 16 on the most downstream side during heat radiation operation.
  • a plurality of confluence points may be provided and switched according to the temperature of the high-temperature water.
  • a confluence point is provided on the outlet side of each low-pressure feed water heater 16 to join the high-temperature water from the high-temperature water tank 53 to the condensate line 15 .
  • the temperature of the condensate supplied by the condensate pump 14 rises as it passes through the low-pressure feed water heater 16 .
  • the high-temperature water is merged at the confluence point where the temperature of the condensate on the outlet side of the low-pressure feed water heater 16 is not lowered.
  • the control device 80 monitors the temperature of the high-temperature water, and when the temperature of the high-temperature water drops, the confluence point is sequentially switched to the low temperature side (the low-pressure feed water heater 16 one step upstream).
  • the switching of the confluence to the low temperature side is performed, for example, when the temperature of the high-temperature water flowing out of the high-temperature water tank 53 falls below the outlet temperature of each low-pressure feed water heater 16 for a certain period of time.
  • FIG. 9 shows only the relevant parts extracted.
  • the thermal power plant 1 includes a high-temperature water confluence line 71 that merges the high-temperature water in the high-temperature water tank 53 into the condensate line 15, and a temperature sensor that measures the temperature of the condensate.
  • the high-temperature water confluence line 71 has three branch points 74A, 74B, and 74C.
  • the high-temperature water merging line 71 merges at merging points 75A, 75B, 75C, and 75D provided on the outlet sides of the low-pressure feed water heaters 16A, 16B, 16C, and 16D, respectively.
  • the low-pressure feed water heater 16, the temperature sensor 72, the switching valve 73, the branch point 74, and the confluence point 75 are representative, respectively, when there is no need to distinguish them.
  • a branch point 74A is a branch point where the high-temperature water merging line 71 heading for the low-pressure feed water heaters 16B, 16C, and 16D branches from the high-temperature water merging line 71 heading for the outlet of the low-pressure feed water heater 16A.
  • a branch point 74B is a branch point where the high-temperature water merging line 71 toward the low-pressure feed water heaters 16C and 16D branches from the high-temperature water merging line 71 toward the outlet of the low-pressure feed water heater 16B.
  • a branch point 74C is a branch point where the high-temperature water junction line 71 directed to the low-pressure feed water heater 16D branches from the high-temperature water junction line 71 directed to the outlet of the low-pressure feed water heater 16C.
  • the temperature sensors 72A, 72B, 72C, 72D are provided near the outlets of the low-pressure feed water heaters 16A, 16B, 16C, 16D, respectively, and measure the temperature of the condensate near the outlets.
  • the temperature sensor 72E is provided between the outlet of the high-temperature water tank 53 and the branch point 74A, and measures the temperature of the high-temperature water supplied from the high-temperature water tank 53. In this figure, it is provided between the second high-temperature water pump 52B and the branch point 74 .
  • the switching valve 73A is provided between the branch point 74A and the confluence point 75A, and controls the flow into the high-temperature water confluence line 71 toward the outlet of the low-pressure feed water heater 16A.
  • the switching valve 73B is provided between the branch point 74B and the confluence point 75B, and controls the flow into the high-temperature water confluence line 71 toward the outlet of the low-pressure feed water heater 16B.
  • the switching valve 73C is provided between the branch point 74C and the confluence point 75C, and controls the flow into the high-temperature water confluence line 71 toward the outlet of the low-pressure feed water heater 16C.
  • a switching valve 73D is provided between the branch point 74C and the confluence point 75D, and controls the flow into the high-temperature water confluence line 71 toward the outlet of the low-pressure feed water heater 16D.
  • a flow control valve 76 is provided downstream of the second high-temperature water pump 52B, and controls the flow rate of high-temperature water.
  • the controller 80 receives temperature information from each temperature sensor 72, the hot water temperature received from the temperature sensor 72E, the outlet temperature received from each temperature sensor 72A, 72B, 72C, 72D, are compared in order, and the junction is switched according to the result.
  • FIG. 10 is a processing flow of the confluence switching processing of this modification.
  • both the confluence point and the low-pressure feed water heater 16 are numbered consecutively from the downstream side. It is also assumed that N (N is an integer equal to or greater than 1) number of confluence points and low-pressure feed water heaters 16 are provided. Moreover, n is a counter. Then, let T1 be the "predetermined time" for switching determination. Also, the temperature of the high-temperature water and the temperature on the outlet side of the low-pressure feed water heater 16 are measured at predetermined time intervals.
  • control device 80 sets the first merging point to a merging point to be used (referred to as a merging point to be used) (step S1002), and switches the switching valves 73 so that the high-temperature water merges at the merging point to be used. to control.
  • control device 80 acquires the high-temperature water temperature TH and the outlet-side temperature TLn of the n-th low-pressure feed water heater 16 (comparison target heater) (step S1003).
  • the control device 80 determines whether the acquired high-temperature water temperature TH is less than the outlet-side temperature TLn (step S1004). (step S1009) and returns to step S1003.
  • step S1005 determines whether or not this state has elapsed for a certain period of time T1 (step S1005). If it has not yet passed (No), the process returns to step S1003.
  • control device 80 switches the use confluence to the confluence provided on the outlet side of the low-pressure feed water heater 16 one stage upstream (step S1006), and after switching Each switching valve 73 is controlled so that the high-temperature water merges at the use confluence point of .
  • the controller 80 compares the hot water temperature with the outlet temperature (TLA) acquired by the temperature sensor 72A. When the hot water temperature is equal to or higher than the outlet temperature TLA, the controller 80 opens the switching valve 73A and closes the switching valves 73B, 73C, and 73D. This causes the hot water to join the condensate line 15 at the junction 75A, ie, on the outlet side of the low pressure feedwater heater 16A.
  • TLA outlet temperature
  • the control device 80 compares the high-temperature water temperature with the outlet temperature (TLB) acquired by the temperature sensor 72B. When the hot water temperature is equal to or higher than the outlet temperature TLB, the control device opens the switching valve 73B and closes the switching valves 73A, 73C, and 73D. This causes the hot water to join the condensate line 15 at the junction 75B, ie between the outlet of the low pressure feedwater heater 16B and the inlet of the low pressure feedwater heater 16A.
  • the control device 80 compares the high-temperature water temperature with the outlet temperature (TLC) acquired by the temperature sensor 72C. When the hot water temperature is equal to or higher than the outlet temperature TLC, the controller 80 opens the switching valve 73C and closes the switching valves 73A, 73B, and 73D. This causes the hot water to join the condensate line 15 at the junction 75C, ie between the outlet of the low pressure feedwater heater 16C and the inlet of the low pressure feedwater heater 16B.
  • the control device 80 opens the switching valve 73D and closes the switching valves 73A, 73B, and 73C. This causes the hot water to join the condensate line 15 at the junction 75D, ie between the outlet of the low pressure feedwater heater 16C and the inlet of the low pressure feedwater heater 16B.
  • control device 80 may be configured to start control by the switching valve 73 when the temperature of the high-temperature water supplied from the high-temperature water tank 53 falls below a predetermined threshold. Specifically, when the temperature of the high-temperature water supplied from the high-temperature water tank 53 drops from 140° C. to 100° C., the confluence switching process described above is started.
  • the high-temperature water temperature and the outlet temperature of each low-pressure feed water heater 16 are sequentially compared from the downstream side of the low-pressure feed water heater 16, and the switching valve 73 is controlled.
  • the controller 80 may compare the hot water temperature with the outlet temperatures of all low pressure feedwater heaters 16 to determine the use junction.
  • the switching valves 73 are controlled so that the high temperature water merges at the confluence point 75 on the outlet side of the low pressure feed water heater 16 having an outlet temperature lower than the high temperature water temperature and closest to the high temperature water temperature.
  • the joining point is changed according to the temperature. That is, the high temperature water is merged at the outlet side of the low pressure feedwater heater 16 having an outlet temperature that is less than the high temperature water temperature and closest to the high temperature water temperature. As a result, the temperature of the condensate heated by the low-pressure feed water heater 16 is not lowered by the high temperature water to be merged, and the low-pressure feed water heater 16 and the high temperature water can be efficiently utilized.
  • the high-temperature water generated in the hot water heater 51 is stored in the high-temperature water tank 53 during heat storage operation.
  • a part of the high-temperature water generated in the hot water heater 51 is controlled to be supplied to the deaerator 17 instead of the high-temperature water tank 53 .
  • the steam turbine 4 is operated at a very low load, so the steam for heating the feed water may be cut off and the steam for heating the deaerator 17 may be supplied from the auxiliary steam system.
  • the exhaust gas temperature of the boiler 2 must be maintained above a certain temperature even during low-load operation, and the feed water must be degassed.
  • the temperature of the condensate flowing into the deaerator 17 drops as the low-pressure feed water heater 16 bleeds off, so it is necessary to increase the amount of auxiliary steam to compensate for this.
  • the drop in the temperature of the condensate flowing into the deaerator 17 due to the cut off of the bleeding is compensated by supplying the outlet water of the hot water heater 51 .
  • an increase in auxiliary steam consumption of the thermal power plant 1 can be suppressed.
  • Fig. 11 shows parts related to this modification of the thermal power plant 1. As indicated by the thick dotted line in the figure, in this modified example, part of the high-temperature water generated by the hot water heater 51 is supplied to the deaerator 17 during heat storage operation.
  • the water supply from the hot water heater 51 to the deaerator 17 during heat storage operation may be performed continuously by a predetermined amount. Moreover, when the temperature of the condensate supplied to the deaerator 17 is lowered, it may be controlled to be supplied.
  • the thermal power plant 1 includes a temperature sensor 72 and a flow control valve 76.
  • the temperature sensor 72 measures the temperature of the condensate on the outlet side of the low-pressure feed water heater 16 and is provided on the outlet side of the low-pressure feed water heater 16 .
  • a flow rate control valve 76 controls the supply of high-temperature water from the hot water heater 51 to the deaerator 17, and is provided on the high-temperature water junction line 71 connecting the high-temperature water tank 53 and the condensate line 15. be done.
  • the control device 80 acquires the temperature data measured by the temperature sensor 72 at predetermined time intervals, and when the temperature data is less than a predetermined threshold value, issues an instruction to open the flow control valve 76 to heat the high-temperature water. It is supplied from the device 51 to the deaerator 17 .
  • the high-temperature water from the hot water heater 51 is mixed with the condensate and supplied to the deaerator 17, so that the temperature of the condensate flowing into the deaerator can be increased, and the auxiliary steam consumption can be reduced. can be suppressed.
  • the above operation is particularly useful when remodeling an existing unit with restrictions on the size of the auxiliary steam line due to its layout, or when avoiding an unnecessary increase in the diameter of the auxiliary steam line when installing a new unit. be.
  • a part of the high-temperature water is directed to supply water to the deaerator 17, so that the existing unit At the time of remodeling, it becomes possible to operate within the capacities of the condensate pump 14 and the condensate demineralizer.
  • thermocline tank 61 may be provided to have the functions of the high temperature water tank 53 and the low temperature water tank 59 .
  • the thermocline tank 61 is a single-tank tank that includes a high-temperature water section, a low-temperature water section, and a thermocline in one tank, and can store high-temperature water and low-temperature water.
  • a hot water section is located at the top of the tank, a cold water section is located at the bottom of the tank, and the hot and cold water sections are separated by a thermocline.
  • FIG. 12 shows parts of the thermal power plant 1 related to this modification.
  • the thermocline tank 61 has a high-temperature water inlet/outlet through which high-temperature water is supplied and discharged, and a low-temperature water inlet/outlet through which low-temperature water is supplied and discharged.
  • the high-temperature water inlet/outlet is connected to a high-temperature water supply line 64 for supplying hot water from the hot water heater 51 and a high-temperature water merging line 71 .
  • a low-temperature water return line 62 connected to the condenser 13 and a second low-temperature water supply line 63 branched from the low-temperature water supply line 49 are connected to the low-temperature water inlet/outlet.
  • condensed water is supplied from the condenser 13 to the hot water heater 51 , and high temperature water is generated by the hot water heater 51 and stored in the high temperature water tank 53 . While condensed water is being supplied from the condenser 13 to the hot water heater 51 , an amount of water corresponding to the supplied condensed water is supplied from the low-temperature water tank 59 to the condenser 13 .
  • thermocline tank 61 is passed through the high-temperature water supply line 64. stored in the department.
  • an amount of water corresponding to the supplied condensed water is reconstituted from the low temperature water portion of the thermocline tank 61 via the low temperature water return line 62. It is supplied to the water vessel 13 . Also, as indicated by the dotted line, water is partially passed from the hot water heater 51 to the deaerator 17 .
  • high-temperature water is supplied from the high-temperature water tank 53 to the deaerator 17, and the amount of condensate in the condenser 13 is transferred to the low-temperature water via the low-temperature water storage line 58. It is stored in tank 59 .
  • this modified example as indicated by the thick line in FIG. , is supplied from the condenser 13 to the low-temperature water portion of the thermocline tank 61 via the second low-temperature water supply line 63 branched downstream from the condensate pump 14 of the condensate line 15 .
  • the capacity of the thermocline tank 61 is the required capacity of the high-temperature water tank 53 or the low-temperature water tank 59 plus the capacity corresponding to the thermocline that does not contribute to the tank capacity, and is always operated in a full water state. be.
  • thermocline tank 61 by using the thermocline tank 61, it is possible to save space for installing the tank, which is particularly effective when there are restrictions on the power generation site. Also, if the thermocline tank 61 is inexpensive, the cost can be reduced compared to installing the tank separately.
  • thermocline tank 61 has a structure that can withstand the saturation pressure of the high-temperature water, and avoids mixing of the high-temperature water and the low-temperature water in the tank.
  • the configuration and operation of lines connected to the water supply unit and the low temperature water unit are the same as when the high temperature water tank 53 and the low temperature water tank 59 are separately installed.
  • the boiler 2 is a supercritical boiler that is used in a supercritical state except under low-load conditions, but the type of boiler is not limited to this.
  • a subcritical boiler operated at subcritical conditions at all loads may be used.
  • the subcritical boiler includes a steam drum 34, a continuous blow tank 37, a flash tank 38, and an intermittent blow line 39 instead of the water drain separator 31, as shown by the thick line in FIG.
  • the steam drum 34 separates steam and saturated water (saturated drain).
  • the separated steam and saturated drain flow into the superheater 36 and the continuous blow tank 37, respectively.
  • the saturated drain passes through steam separation and steam recovery in continuous blow tank 37 and flows into flash tank 38 .
  • An intermittent blow line 39 provided in the steam drum 34 is used for avoiding the drum level from rising due to boiler water swelling at startup and for blowing boiler water when the boiler water quality deteriorates.
  • a part of the saturated drain that has flowed into the continuous blow tank 37 becomes flash steam, is supplied to the deaerator 17, and is used as part of the heating steam of the deaerator 17.
  • the heat storage drain line 57 branches off from the intermittent blow line 39 .
  • all or part of the saturated drain separated by the steam drum 34 is supplied to the hot water heater 51 via the heat storage drain line 57 branching from the intermittent blow line 39 and the heat storage drain flow control valve 56. be done.
  • the amount of drain to be extracted from the steam drum 34 is determined based on the fuel input amount and the main steam flow rate.
  • Level control of the steam drum 34 is provided by a drum level control valve.
  • the intermittent blow valve is opened and closed as necessary.
  • control device 80 monitors the drum level, and when the drum level is equal to or greater than a predetermined threshold for a certain period of time or more, the opening degree of the drum level control valve is lowered to suppress the inflow water supply amount.
  • an intermittent blow valve may be opened to extract saturated drain as intermittent blow.
  • the drum level is obtained from a water level sensor provided on the steam drum 34 .
  • the heat source of the hot water heater 51 is not limited to turbine bypass steam.
  • it may be reheated steam passing through a reheated steam line, or extracted air or exhaust from each steam turbine 4 .
  • the thermal power plant 1 of the above-described embodiment includes a plurality of low-pressure feed water heaters 16, a configuration for switching the confluence destination of the high-temperature water merging line 71 according to the temperature of the high-temperature water, a configuration that allows partial water flow, a high-temperature water tank 53, and At least one of a configuration using a thermocline tank 61 instead of the low-temperature water tank 59, a configuration using a subcritical boiler, and a configuration using various types of steam as a heat source for the hot water heater 51 may be provided.

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Abstract

ボイラと、前記ボイラからの蒸気によって駆動される蒸気タービンと、蒸気タービンをバイパスする蒸気を送るためのタービンバイパスラインと、蒸気タービンの排気を冷却し復水を生成する復水器と、復水を前記蒸気タービンからの抽気蒸気により加熱する低圧給水加熱器と、復水を抽気蒸気により脱気する脱気器と、を備える火力発電プラントであって、タービンバイパスラインの主蒸気を熱源として復水器から供給される復水を高温水とする温水加熱器と、当該高温水を貯留する高温水タンクと、高温水タンクで貯留された高温水を低圧給水加熱器の後流または脱気器に送水する高温水ポンプと、を備える。

Description

火力発電プラントおよび火力発電プラントの制御方法
　本発明は、ボイラで発生した蒸気を利用する火力発電プラントおよび火力発電プラントの制御方法に関する。
　本願は、２０２１年２月１６日に日本国特許庁に出願された特願２０２１－０２２７６６号及び２０２１年１０月１５日に日本国特許庁に出願された特願２０２１－１６９７５３号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　ボイラ（蒸気発生器）で発生した蒸気を利用して蒸気タービンを駆動する火力発電プラントが知られている。この種の火力発電プラントは、従来電力系統における大規模電源として、主にベースロードを担い、ＧＴＣＣ（ガスタービンコンバインドサイクル）プラントの負荷変動対応力と合わせて国内電力の安定供給に貢献してきた。
　ところで、昨今の再生可能エネルギー由来電力の電力系統への接続量増加を受け、日中の電力系統における火力発電プラントおよびＧＴＣＣプラントの送電量の割合は年々減少傾向にあり、地域によってはこれらプラントの稼働数を電力系統の周波数維持や需給調整に最低減必要な段階まで低減する必要が生じているが、それでもなお余剰状態にある再生可能エネルギー由来電力は電力系統への接続が拒否される可能性がある。
　電力系統への再生可能エネルギー由来電力の更なる拡大を図るには、従来の大規模電源のなかでもプラント最低負荷における送電量が大きく、かつＤＳＳ（日間起動停止）運用におけるプラント再起動に要する時間が長い火力発電プラントの運用性改善が必須である。
実開昭６４－５４６０５号公報
　上記特許文献１は、プラント低負荷運転時に給水の一部を熱水タンクに貯蔵し、電力需要のピーク負荷時にその熱水を高圧給水加熱器群へ放出し、高圧給水加熱器への抽気をカット又は減少させることで蒸気タービンの増出力を図るものである。
　一方で、上記特許文献１におけるプラント低負荷運転は、ボイラにて発生する主蒸気および再熱蒸気の全量を、ガバナを通じて蒸気タービンへ導入し発電することが前提であり、火力発電プラントで実現可能な最低負荷は、ボイラ最低負荷にて発生する主蒸気、再熱蒸気の熱量からタービンにおける抽気を差し引いた量を下限とし、一般的には２５％負荷、最小の場合でも１０％負荷以上の電力系統への送電を必須とするものであった。
　石炭焚き火力発電所（火力発電プラント）から電力系統へ送出する電力を、従来最小の１０％負荷から、ほぼ０％負荷（並列無送電運用）まで低減することを可能とせしめることで、日中の電力系統への再生エネルギー受け入れ幅を拡大するとともに、同時間帯も石炭焚き火力発電所（火力発電プラント）のタービン発電機を常時系統へ並列させておくことで、天候の変化に伴う再生エネルギーの発電量減少に応じ素早く送電量を増加させ、電源系統の周波数維持、需給調整に貢献することが望まれている。
　また、従来、起動用燃料に軽油を使用しＤＳＳ運用されていた火力発電プラントにおいては、安価な石炭を用いてのプラント連続運転を可能とせしめることで、燃料費の削減を図るとともに、ＤＳＳ運用に伴う機器損耗ひいては起動時トラブルの回避を図ることが望まれている。
　本発明は、上記事情に鑑みてなされたもので、高い運用性を維持しつつ、再生エネルギーの発電量の変化に柔軟に対応可能な火力発電技術を提供することを目的とする。
　本発明は、ボイラと、前記ボイラからの蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンをバイパスする蒸気を送るためのタービンバイパスラインと、前記蒸気タービンの排気を冷却し復水を生成する復水器と、前記復水を前記蒸気タービンからの抽気蒸気により加熱する低圧給水加熱器と、前記復水を前記抽気蒸気により脱気する脱気器と、を備える火力発電プラントであって、前記タービンバイパスラインの主蒸気を熱源として前記復水器から供給される前記復水を高温水とする温水加熱器と、当該高温水を貯留する高温水タンクと、前記高温水タンクで貯留された前記高温水を前記低圧給水加熱器の後流または前記脱気器に送水する高温水ポンプと、を備えることを特徴とする。
　本発明によれば、高い運用性を維持しつつ、再生エネルギーの発電量の変化に柔軟に対応可能な火力発電技術を提供できる。
一実施形態に係る火力発電プラントの概略構成図である。 一実施形態に類似の火力発電プラントの概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電プラントの蓄熱運転時運用の一例である。 一実施形態に係る火力発電プラントの放熱運転時運用の一例である。 一実施形態に係る水蓄熱システムの範囲を示す概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電プラントの補助蒸気ラインを説明するための概略構成図である。 一実施形態に係る火力発電プラントの制御装置の概略構成図である。 一実施形態の変形例１に係る火力発電プラントの概略構成図である。 一実施形態の変形例２に係る火力発電プラントの関連箇所の概略構成図である。 一実施形態の変形例２に係る火力発電プラントの合流点切換処理のフローチャートである。 一実施形態の変形例３に係る火力発電プラントの部分通水を説明するための説明図である。 一実施形態の変形例４に係る火力発電プラントの関連箇所の概略構成図である。 一実施形態の変形例４に係る火力発電プラントの蓄熱運用を説明するための説明図である。 一実施形態の変形例４に係る火力発電プラントの放熱運用を説明するための説明図である。 一実施形態の変形例５に係る火力発電プラントの関連箇所の概略構成図である。
　以下、添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本開示の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
　例えば、「ある方向に」、「ある方向に沿って」、「平行」、「直交」、「中心」、「同心」或いは「同軸」等の相対的或いは絶対的な配置を表す表現は、厳密にそのような配置を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の角度や距離をもって相対的に変位している状態も表すものとする。
　例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
　例えば、四角形状や円筒形状等の形状を表す表現は、幾何学的に厳密な意味での四角形状や円筒形状等の形状を表すのみならず、同じ効果が得られる範囲で、凹凸部や面取り部等を含む形状も表すものとする。
　一方、一の構成要素を「備える」、「具える」、「具備する」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
　以下の実施形態では、本発明の少なくとも一実施形態である石炭焚き火力プラントとして、火力発電プラント１を例に説明する。図１は一実施形態に係る火力発電プラント１の概略構成図である。
　火力発電プラント１は、ボイラ２と、蒸気タービン４と、復水器１３と、水蓄熱システム７０と、制御装置８０（図７参照）と、を備える。本実施形態では、火力発電プラント１は、蒸気タービン４として、高圧タービン４Ａ、中圧タービン４Ｂ、低圧タービン４Ｃを備える場合について例示しているが、火力発電プラント１は単独あるいは２つの蒸気タービン４を有してもよいし、４つ以上の蒸気タービン４を有してもよい。
　ボイラ２は、微粉燃料を燃焼することで発生した熱を給水や蒸気と熱交換して過熱蒸気を生成可能な蒸気発生器である。ボイラ２は、例えば、石炭（炭素含有固体燃料）を粉砕した微粉炭を微粉燃料として用い、この微粉燃料をバーナにより燃焼させる石炭焚き（微粉炭焚き）ボイラである。
　なお、本実施形態ではボイラ２として石炭焚きボイラを例示するが、ボイラ２は、燃料として、バイオマス燃料や石油精製時に発生するＰＣ（石油コークス：Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｃｏｋｅ）燃料、石油残渣などの固体燃料を使用してもよい。また、ボイラ２は、燃料として固体燃料に限らず、重油、軽油、重質油などの石油類や工場廃液などの液体燃料も使用することができ、更には、燃料として気体燃料（天然ガス、副生ガスなど）も使用することができる。更に、ボイラ２は、これら燃料を組み合わせて使用する混焼焚きボイラであってもよい。
　ボイラ２で生成された蒸気（過熱蒸気）は、主蒸気ライン６を介して蒸気タービン４に供給される。本実施形態では、ボイラ２からの蒸気は、まず上流側に設けられた高圧タービン４Ａに供給されることにより、高圧タービン４Ａを駆動する。
　高圧タービン４Ａで仕事を終えた蒸気は、再熱蒸気ライン９を介して、再熱器３５で再加熱され、下流側に設けられた中圧タービン４Ｂに供給されることにより、中圧タービン４Ｂを駆動する。再熱蒸気ライン９は、高圧タービン４Ａと中圧タービン４Ｂとの間を接続する。中圧タービン４Ｂで仕事を終えた蒸気は中圧タービン排気ライン１２を介して、下流側に設けられた低圧タービン４Ｃに供給されることにより、低圧タービン４Ｃを駆動する。中圧タービン排気ライン１２は、中圧タービン４Ｂと低圧タービン４Ｃとの間を接続する。低圧タービン４Ｃで仕事を終えた蒸気は復水器１３に排出されることで、復水が生成される。
　また主蒸気ライン６と復水器１３を接続するタービンバイパスライン７が設けられる。タービンバイパスライン７にはタービンバイパス弁８が設けられており、タービンバイパス弁８の開度を調整することにより、主蒸気ライン６を流れる蒸気の一部を、蒸気タービン４をバイパスして復水器１３に排出可能になっている。
　高圧タービン４Ａ、中圧タービン４Ｂおよび低圧タービン４Ｃの出力軸は、発電機５の回転軸に接続される。発電機は、これら蒸気タービン４からの動力によって駆動することにより発電を行う。発電機で発電された電力は、不図示の送電ラインを介して電力系統（例えば商用系統）に供給される。
　なお、高圧タービン４Ａ、中圧タービン４Ｂおよび低圧タービン４Ｃは、互いに共通の出力軸を有し、当該出力軸が共通の発電機に接続されていてもよいし、発電機として、高圧タービン４Ａおよび中圧タービン４Ｂの出力軸が接続される第一発電機と低圧タービン４Ｃの出力軸が接続される第二発電機とを備えてもよい。
　また、図６に太線で示すように、高圧タービン４Ａ、中圧タービン４Ｂより抽気された蒸気（抽気蒸気；ｈｂ，ｉｂ）は、それぞれ、第二高圧給水加熱器２１、第一高圧給水加熱器２０に供給される。高圧タービン４Ａの排気蒸気（ｈｅ）の一部も、第二高圧給水加熱器２１に供給される。第二高圧給水加熱器２１から排出される飽和ドレン（抽気蒸気ｈｂ及び排気蒸気ｈｅが凝縮したもの）は、第一高圧給水加熱器２０に供給される。第一高圧給水加熱器２０から排出されるドレン（前記第二高圧給水加熱器２１から排出される飽和ドレンおよび抽気蒸気ｉｂが凝縮したもの）は、脱気器１７へ供給される。また、中圧タービン４Ｂの排気蒸気（ｉｅ）の一部は、脱気器１７へ供給される。また、低圧タービン４Ｃより抽気された蒸気（低圧抽気；ｌｂ）は、低圧給水加熱器１６へ供給される。低圧給水加熱器１６から排出される飽和ドレン（低圧抽気ｌｂが凝縮したもの）は復水器１３へ供給される。以下、煩雑さを避けるため、各図において、各蒸気タービン４から各高圧給水加熱器２１，２０、低圧給水加熱器１６への補助蒸気ラインは、適宜省略する。
　復水器１３で生成された復水は、復水ポンプ１４で昇圧され、復水ライン１５を経て低圧給水加熱器１６へ供給され、低圧タービン４Ｃからの抽気蒸気（ｌｂ）で加熱されたのちに脱気器１７に流入する。脱気器１７では中圧タービン４Ｂの排気蒸気（ｉｅ）の一部により復水が脱気される。脱気器１７で脱気された復水は給水ポンプ１８により昇圧され、送水ライン１９を介して第一高圧給水加熱器２０、第二高圧給水加熱器２１へ供給され、中圧タービン４Ｂの抽気蒸気（ｉｂ）、高圧タービン４Ａの抽気蒸気および排気蒸気（ｈｂ，ｈｅ）で加熱されたのちにボイラ２へ流入する。
　ボイラ２は低負荷条件において亜臨界状態で運用される。その際ボイラ２の火炉出口における汽水混合水はウォータードレンセパレータ３１で汽水分離され、蒸気は過熱器３６に、飽和ドレンはウォータードレンセパレータドレンライン３３およびウォータードレンセパレータドレン制御弁３２を経て復水器１３へ流入する。
　次に、火力発電プラント１に設けられる水蓄熱システム７０について説明する。本実施形態の火力発電プラント１は、低負荷運転を実施する。低負荷運転は、ボイラ２および蒸気タービン４それぞれを、最低限の負荷にして行う運転である。例えば、ボイラ２を最低出力の１５％まで下げ、蒸気タービン４の出力を５％まで下げ、蒸気タービン４の出力を、全て所内動力に用いる。これにより、発電機遮断器を閉じ、系統に接続した状態を維持しつつ送電を０とする、いわゆる、系統無送電運転（並列無送電運用）を実現する。
　本実施形態の水蓄熱システム７０は、低負荷運転時に発生する、例えば、ボイラ２の最低負荷の１５％と、蒸気タービン４の負荷の５％との差である、１０％の出力に相当する上記の熱を、高温水として蓄熱する。具体的には、低負荷運転時にタービンバイパスライン７の主蒸気を熱源として、復水器１３から供給される復水を加熱して高温水として貯留する。そして、その後の放熱運用時（高負荷運転時）に、貯留した高温水を脱気器へ給水する。
　これにより、水蓄熱システム７０は、長時間にわたる火力発電プラント１の系統送出電力低減を実現する。また、水蓄熱システム７０は、低負荷運転後の高負荷運転時に、低圧給水加熱器１６への蒸気タービン４からの低圧抽気（ｌｂ）のカットを実現する。低圧抽気（ｌｂ）をカットすることにより、カットした低圧抽気（ｌｂ）の熱量に相当する蒸気タービン４の出力を増加させることができる。あるいは、蒸気タービン４の出力増加分に相当するボイラ蒸気流量が低減するため、ボイラ２への投入燃料量を削減することができる。以下、これを実現する、本実施形態の水蓄熱システム７０の詳細を説明する。
　水蓄熱システム７０は、図５に太線で示すように、温水加熱器５１と、高温水ポンプ５２と、高温水タンク５３と、低温水タンク５９と、を備える。高温水ポンプ５２は、第一高温水ポンプ５２Ａおよび第二高温水ポンプ５２Ｂを備える。また、水蓄熱システム７０は、蓄熱蒸気ライン５５と、蓄熱ドレンライン５７と、低温水給水ライン４９と、低温水貯水ライン５８と、補給水ライン６０と、を備える。
　蓄熱蒸気ライン５５は、主蒸気ライン６から分岐されたタービンバイパスライン７を通過する蒸気を温水加熱器５１に供給するラインであり、蓄熱蒸気流量制御弁５４を備える。また、蓄熱ドレンライン５７は、ウォータードレンセパレータ３１で分離された飽和ドレンを温水加熱器５１に供給するラインであり、蓄熱ドレン流量制御弁５６を備える。
　低温水給水ライン４９は、復水ポンプ１４より供給される復水を温水加熱器５１に供給するための復水ライン１５より分岐するラインであり、低温水流量制御弁５０を備える。
　温水加熱器５１は、流入する主蒸気および飽和ドレンを、供給される低温水と接触させ、高温水を生成する。生成する高温水は、例えば、１４０℃である。温水加熱器５１は、例えば、流入する復水（低温水）と主蒸気および飽和ドレンとを混合して加熱する直触式給水加熱器である。
　図１および図５に示す水蓄熱システム７０は、高温水ポンプ５２として、第一高温水ポンプ５２Ａと、第二高温水ポンプ５２Ｂとを備える。第一高温水ポンプ５２Ａは、温水加熱器５１で生成された高温水を高温水タンク５３に送水する。第二高温水ポンプ５２Ｂは、高温水タンク５３の内部に貯留された高温水を脱気器１７へ送水する。なお、高温水は、脱気器１７へ、高温水単独で供給されてもよいし、低圧給水加熱器１６出口の低圧給水と合流されて供給されてもよい。
　なお、第一高温水ポンプ５２Ａおよび第二高温水ポンプ５２Ｂは必ずしも別置きである必要はなく、双方の役割を備えた高温水ポンプ５２を１台あるいは複数台設置し、温水加熱器５１および高温水タンク５３の出口ラインをそれぞれ高温水ポンプ５２の入口へ接続して適宜切り替える運用としてもよい。
　高温水タンク５３は、温水加熱器５１で生成された高温水を貯留するタンクである。高温水タンク５３の内部に貯留される高温水は約１４０℃であるため、高温水タンク５３は、このような高温水の飽和蒸気圧に耐えうる構造を有する必要があるとともに、貯留された高温水からの熱放散を最小とするために適切な保温がなされている必要がある。なお、高温水タンク５３の容量は、火力発電プラント１に求められる日毎の低負荷運転時間に応じて設計段階で任意に決定してよい。
　低温水貯水ライン５８は、復水ポンプ１４より供給される復水を低温水タンク５９へ供給するためのラインである。供給された復水は、低温水タンク５９に貯留される。
　補給水ライン６０は、低温水タンク５９に貯留された低温水を復水器１３へ供給するためのラインである。
　低温水タンク５９は、復水器１３における余剰水を、復水器１３への補給水用に貯留するタンクである。本実施形態では、高温水タンク５３の貯水量と同等以上の貯水量を有する。
　制御装置８０は、図７に示すように、外部（発電所に置かれる制御卓８１等）からの指示、あるいは、火力発電プラント１内に設置される、温度センサおよび水位センサを含む各種のセンサからの信号に従って、火力発電プラント１内の各制御弁（バルブ）の開閉を制御する。制御弁は、例えば、後述する蓄熱運用（低負荷運転）、放熱運用（高負荷運転）に応じて、開閉制御される。また、制御装置８０は、各ポンプの出力も制御する。制御装置８０は、例えば、ＣＰＵとメモリと記憶装置とを備え、予め記憶装置に格納したプログラムを、ＣＰＵがメモリにロードして実行することにより、上記制御を実現する。
　なお、火力発電プラント１は、図２に示す火力発電プラント１のように、再熱蒸気ライン９を流れる蒸気の一部を、蒸気タービン４をバイパスして復水器１３に排出してもよい。この場合、タービンバイパスライン７の接続先を再熱蒸気ライン９の高圧タービン４Ａの出口として、再熱蒸気ライン９の中圧タービン４Ｂ入口上流から低圧タービンバイパスライン１０を分岐して低圧タービンバイパス弁１１を介して復水器１３へ接続する。
　＜蓄熱運用＞
　図３は、火力発電プラント１の蓄熱運用、即ち、低負荷運転時における高温水の貯留形態について示したものである。低負荷運転時は、ボイラ２で発生する主蒸気量が蒸気タービン４における発電に消費される主蒸気量よりも多く、余剰蒸気が生じている。また、ボイラ２は亜臨界状態で運転されており、ウォータードレンセパレータ３１には連続して飽和ドレンが流入している。
　制御装置８０は、蓄熱運用を行う指示を受け付けると、蓄熱蒸気流量制御弁５４と、蓄熱ドレン流量制御弁５６と、低温水流量制御弁５０と、を開とする。これにより、図３に太線で示すように、主蒸気ライン６で余剰となっている主蒸気の全量あるいは一部は、蓄熱蒸気ライン５５および蓄熱蒸気流量制御弁５４を介して温水加熱器５１へ供給される。また、ウォータードレンセパレータ３１から流出する飽和ドレンの全量あるいは一部は蓄熱ドレンライン５７および蓄熱ドレン流量制御弁５６を介して温水加熱器５１へ供給される。さらに、図３に太線で示すように、復水ポンプ１４より供給される復水の全量あるいは一部は、低温水給水ライン４９および低温水流量制御弁５０を介して、低温水として温水加熱器５１へ供給される。
　温水加熱器５１では、流入する主蒸気および飽和ドレンを低温水と接触させ、約１４０℃の温水を生成する。流入する主蒸気および飽和ドレンの量はボイラ２および蒸気タービン４の運転状態により一意に決まるものである。制御装置８０は、低温水流量制御弁５０を制御することにより、温水加熱器５１の出口の高温水の温度が約１４０℃となるよう低温水流量を常に制御する。また、制御装置８０は、第一高温水ポンプ５２Ａを制御することにより、温水加熱器５１の水位を常に制御する。なお、ボイラ２の運転状態の変動等により一時的に主蒸気圧力が上昇あるいはウォータードレンセパレータ３１の水位が上昇した場合は、制御装置８０は、タービンバイパス弁８およびウォータードレンセパレータドレン制御弁３２を開き、これらの制御弁を通じて余剰蒸気および飽和ドレンを復水器１３へ排出する。これにより、温水加熱器５１は一定運転を維持できる。
　第一高温水ポンプ５２Ａより供給される高温水は、高温水タンク５３に貯留される。蓄熱運用は高温水タンク５３が満水になった時点あるいは火力発電プラント１の低負荷運用が終了した時点で完了する。制御装置８０は、高温水タンク５３の水位を監視し、満水になったと判断した場合、また、低負荷運用が終了したことを意味する信号を受信した場合、蓄熱蒸気流量制御弁５４、蓄熱ドレン流量制御弁５６，低温水流量制御弁５０の各制御弁を閉とする。高温水タンク５３の水位は、高温水タンク５３に設けられる水位センサから取得する。
　高温水タンク５３に高温水が貯留されている間、相当量の水は、図３に太線で示すように、低温水タンク５９から補給水ライン６０を介して、例えば差圧等により、復水器１３へ供給される。
　なお、制御装置８０は、蒸気タービン４の出力が定格負荷の５％前後の低負荷運転にある場合、高圧タービン４Ａ、中圧タービン４Ｂ、低圧タービン４Ｃから、第二高圧給水加熱器２１、第一高圧給水加熱器２０、低圧給水加熱器１６への抽気をカットするよう制御する。これは、低負荷運転時は、各蒸気タービン４において、各給水加熱器内で生成された飽和ドレンを脱気器あるいは復水器へ押し流すだけの十分な圧力が得られないためである。
　また、蒸気タービン４が低負荷運転にある場合、高圧タービン４Ａ入口主蒸気温度および中圧タービン４Ｂ入口再熱蒸気温度は適宜調整され、低圧タービン４Ｃの排気蒸気が乾き域に入る事態を回避する必要がある。そのためにボイラ２出口の主蒸気ライン６および再熱蒸気ライン９にそれぞれ過熱低減器を設置し、減温スプレーを供給することがある。
　高温水タンク５３が満水となっても火力発電プラント１の低負荷運用を終了できず、ボイラ２からの主蒸気、ウォータードレンセパレータ３１からの飽和ドレンが余剰となる状態が継続する場合は、それらをタービンバイパスライン７およびウォータードレンセパレータドレンライン３３を介して復水器１３へ供給することで火力発電プラント１の低負荷運転を継続することが可能である。ただし、その際、復水器１３へ流入した蒸気およびドレンの熱は海水などの復水器冷却媒体へ放出されることになる。
　＜放熱運用＞
　図４は、火力発電プラント１の放熱運用、即ち、高負荷運転時における高温水の放出形態について示したものである。ここにおける高負荷運転とは、一般的に火力発電プラント定格負荷の３０％以上の運転を指す。
　制御装置８０は、放熱運用の指示を受け付けると、第二高温水ポンプ５２Ｂを稼働させる。これにより、高温水タンク５３に貯留されていた高温水は、第二高温水ポンプ５２Ｂにより復水ライン１５へ供給され、脱気器１７へ流入する。この場合、復水器１３からの復水は、図４に太破線で示すように、復水ライン１５を介して低圧給水加熱器１６で加熱したのち高温水とともに脱気器１７へ供給してもよいし、復水の全量あるいは一部を、低温水貯水ライン５８を介して低温水タンク５９へ貯留してもよい。
　放熱運用時は、高負荷運転下における低圧タービン４Ｃからの抽気を低圧給水加熱器１６に供給するのを停止（カット）し、発電機５の出力増、あるいは、ボイラ２の燃料消費量低減を実現する。具体的には、制御装置８０は、蒸気タービン４が高負荷運転状態にある場合、脱気器１７へ流入する復水の全量または一部を高温水に切り替える。それに伴い、低圧給水加熱器１６の通過復水量が低減あるいは遮断されるため、低圧タービン４Ｃから低圧給水加熱器１６へ供給する抽気が低減あるいはカットされる。これにより、蒸気タービン４は抽気減少分相当分の増出力運転が可能となり、発電機５の出力を増加させることができる。このとき、本運転状態において増出力運転が不要な場合は、蒸気タービン４の負荷を一定とすべくボイラ２からの主蒸気流量を低減させ、同じくボイラ２における燃料消費量の低減を図ってもよい。
　なお、運転負荷が低く脱気器１７の内部温度が低下して高温水温度を下回る場合においては、脱気器１７へ流入する水の温度を脱気器１７の内部温度に合わせて低減する必要がある。このような場合には、復水を、低圧給水加熱器１６経由で送水し、高温水タンク５３から供給される高温水と混合させる。
　高温水タンク５３の水位が最低水位に達した時点で放熱運用は終了する。すなわち、制御装置８０は、放熱運用時、高温水タンク５３の水位を監視し、予め定めた最低水位に達した場合、第二高温水ポンプ５２Ｂを停止させる。これにより、火力発電プラント１は、通常のプラント運用へ移行する。なお、通常のプラント運用では、第二高温水ポンプ５２Ｂを介した高温水供給は停止されるとともに復水ポンプ１４の出口より低温水タンク５９への低温水供給も停止し、復水の全量は低圧給水加熱器１６を経由して脱気器１７へ供給される。
　＜水蓄熱システム＞
　図５は、火力発電プラント１に水蓄熱システム７０を追設する場合の追設範囲の説明図である。水蓄熱システム７０の追設範囲は、図中の太線で図示する範囲である。水蓄熱システム７０は、上述のように、主に温水加熱器５１、高温水タンク５３、低温水タンク５９および高温水ポンプ５２で構成される。既設の火力発電プラント１に対して、敷地の空きスペースを活用して水蓄熱システム７０を追設することで、建設コストを削減することができる。
　次に、１０００ＭＷ級石炭焚きユニットにおける、水蓄熱システム７０の概略仕様を以下に例示する。なお、低温水タンク５９は、高温水タンク５３の貯水量と同等以上の貯水量を有している。高温水タンク５３に貯留された高温水が給水ラインに供給された場合に、その供給量に見合うだけの復水を低温水タンク５９で貯留できるようにするためである。
　温水加熱器　　　：直触式給水加熱器
　高温水タンク容量：５×３３００ｍ３（０．３ＭＰａ）　計１６５００ｍ３
　低温水タンク容量：２×８３００ｍ３（大気圧）　　　　計１６６００ｍ３
　蓄熱時間　　　　：約６．０時間
　放熱時間　　　　：約５．０時間（１００％ＥＣＲ）
　上記仕様によれば、１０００ＭＷ級石炭焚きユニットの場合、ボイラ最低負荷１５％運用時に、所内動力分の５％（５０ＭＷ）を除いた１０％負荷（１００ＭＷ）相当の蒸気・飽和ドレンの熱を蓄熱し、慣性力を残した並列無送電運転（外部送電０％運転）が可能である。
　水蓄熱システム７０は、蓄えた熱を熱媒体ごと脱気器１７へ戻す方式のため、略全量の熱をサイクル内に回収することが可能である。溶融塩蓄熱や金属ＰＣＭ蓄熱の際に考慮しなければならない熱媒体と、水および／または蒸気との間の熱交換ロスは水蓄熱では考慮する必要がない。ただし、高温水タンク５３に貯めている間の放散熱、蓄熱開始時の配管ウォーミングによる熱ロス（放熱までの時間にもよるが３～５％）は考慮が必要である。なお、放熱時の脱気器１７への給水可能量の限界（マスバランス上の限界）により、蓄熱時間が約６．０ｈであるのに対し、放熱時間は１００％ＥＣＲ時で約５．０ｈとなる。
　日中ＤＳＳ運用を想定した従来プラントと、石炭焚き火力発電プラントに水蓄熱システム７０を具備した本実施形態の火力発電プラント１と、の運用イメージを比較する。系統に、プラントＡ、Ｂ、Ｃの３ユニットが接続されているものとする。再生エネルギーの発電量が多く、余剰電力が発生する時間帯（例えば昼間）の想定運用は以下の通り例示できる。
＜従来プラント＞
　プラントＡ：最低負荷１５％運転（５％所内動力、１０％送電）
　プラントＢ：ＤＳＳ運用（プラント一旦停止、再起動）
　プラントＣ：ＤＳＳ運用（プラント一旦停止、再起動）
　送電量合計：１０％負荷相当
＜本実施形態の火力発電プラント＞
　プラントＡ：並列無送電運用（最低負荷１５％運転（５％所内動力、１０％蓄熱））
　プラントＢ：並列無送電運用（最低負荷１５％運転（５％所内動力、１０％蓄熱））
　プラントＣ：並列無送電運用（最低負荷１５％運転（５％所内動力、１０％蓄熱））
　送電量合計：無送電（０％負荷）
　上述のように、従来プラントの場合、１つのプラント（ここでは、プラントＡ）を最低負荷の１５％で運転し、残りの２つのプラント（ＢおよびＣ）は、ＤＳＳ運用する。その場合であっても、系統に１０％送電される。一方、本実施形態の火力発電プラント１は、全ての火力発電プラントにおいて、並列無送電運用が可能である。
　すなわち、本実施形態の火力発電プラント１を用いることにより、３プラントとも無送電まで送電量を低減できる。これにより、再生エネルギーの受入量を増加しつつ、ＤＳＳ運用を回避できている。さらに、本実施形態の火力発電プラント１では、蓄熱した熱を、需要ピーク時間帯（例えば夕方）に放熱することにより、需要ピーク時において、燃料消費量を（約３～４％）低減することが可能となる。
　本実施形態の水蓄熱システム７０の火力発電プラント１への導入メリットは以下の通りとなる。
（１）再生エネルギー導入拡大への寄与
　プラント最低負荷低減により、系統慣性力を維持しつつ再生エネルギー受け入れ余地拡大が可能となる。
（２）低負荷連続運転によるプラント起動費用削減
　安価な石炭で低負荷連続運転することにより、ＤＳＳ運用で不可避の起動用軽油費用を大幅に削減可能となる。
（３）ＤＳＳ運用による機器損耗・起動トラブル回避
　発電ユニットを連続運転することにより、ＤＳＳ運用に伴う各種リスクを回避できる。
（４）急な負荷上昇要請等への対応
　発電機５は系統並列を維持しつつ極低負荷で連続運転しているため、突発的な事故等による急な負荷上昇要請にも対応可能となる。
（５）プラント起動時の熱回収
　従来起動ロスとして捨てていた熱を回収・利用することが可能となる。
　以上説明したように、本実施形態の火力発電プラント１は水蓄熱システム７０を備え、低負荷運転時に、ボイラ２から発生する蒸気と蒸気タービン４において消費される蒸気との差に相当する主蒸気および飽和ドレンの熱を、高温水として高温水タンク５３に貯留する。また、高負荷運転時に、貯留した高温水を脱気器１７へ供給する。
　これにより、本実施形態の火力発電プラント１は、低負荷運転時、発電機５（蒸気タービン４）の運転負荷を、ボイラ２の最低負荷より低減させたとしても、その差に相当する熱を、高温水として貯留できる。すなわち、低負荷運転時に、無駄なく、発電機５（蒸気タービン４）の運転負荷を、ボイラ２の最低負荷より低減できる。これにより、長時間にわたる火力発電プラント１の系統送出電力低減を実現できる。また、低負荷運転時、石炭焚き火力発電所から電力系統へ送出する電力を、ほぼ０％負荷（並列無送電運用）まで低減することが可能となる。
　また、低負荷運転時に貯留した高温水を、高負荷運転時に脱気器１７に給水することで、低圧給水加熱器１６の負荷を低減できる。これにより、高負荷運転時、蒸気タービン４からの低圧抽気を低減またはカットできる。そして、低減またはカットした低圧抽気の熱量に相当する蒸気タービン４の出力を増加できる。あるいは、蒸気タービン４の出力を維持する場合、低減またはカットした低圧抽気の熱量に相当する分、ボイラ２からの蒸気流量を低減でき、結果として、ボイラ２への投入燃料量を削減できる。
　すなわち、本実施形態によれば、火力発電プラントにおける発電機５（蒸気タービン４）の運転負荷をボイラ最低負荷より低減することでプラント送電量を引き下げることにより、高い運用性を維持しつつ、再生エネルギーの発電量の変化に柔軟に対応可能な火力発電技術を提供できる。
　＜変形例１＞
　なお、上記実施形態では、火力発電プラント１は、低圧給水加熱器１６、および、第二高圧給水加熱器２１を、それぞれ１つ備える場合を例にあげて説明したが、これらは、複数備えてもよい。
　火力発電プラント１が、低圧給水加熱器１６を、４つ、第二高圧給水加熱器２１を、２つ備える場合の構成例を、図８に示す。
　この場合、各蒸気タービン４より抽気された抽気蒸気および各蒸気タービン４から排気された排気蒸気の一部は、その温度により、それぞれ、異なる箇所に供給される。
　例えば、高圧タービン４Ａの高圧抽気蒸気ｈｂは、下流側の第二高圧給水加熱器２１に供給される。下流側の第二高圧給水加熱器２１から排出される飽和ドレン（高圧抽気蒸気ｈｂが凝縮したもの）は、上流側の第二高圧給水加熱器２１へ供給される。高圧タービン４Ａの高圧排気蒸気ｈｅの一部は、上流側の第二高圧給水加熱器２１に供給される。上流側の第二高圧給水加熱器２１から排出される飽和ドレン（高圧抽気蒸気ｈｂ及び高圧排気蒸気ｈｅが凝縮したもの）は、第一高圧給水加熱器２０へ供給される。中圧タービン４Ｂの中圧抽気蒸気ｉｂは、第一高圧給水加熱器２０に供給される。第一高圧給水加熱器２０から排出される飽和ドレン（高圧抽気蒸気ｈｂ及び中圧抽気蒸気ｉｂ並びに高圧排気蒸気ｈｅが凝縮したもの）は、脱気器１７へ供給される。中圧タービン４Ｂの中圧排気蒸気ｉｅの一部は、脱気器１７に供給される。低圧タービン４Ｃの抽気蒸気（ｌｂ１，ｌｂ２，ｌｂ３，ｌｂ４）は、温度が高い方から順に、各低圧給水加熱器１６の下流側から供給される。各低圧給水加熱器１６から排出される飽和ドレン（抽気蒸気が凝縮したもの）は各低圧給水加熱器１６の上流の低圧給水加熱器１６へ供給される。最上流の低圧給水加熱器１６から排出される飽和ドレン（抽気蒸気ｌｂ１，ｌｂ２，ｌｂ３，ｌｂ４が凝縮したもの）は復水器１３へ供給される。
　これにより、蒸気温度に応じて、最適な給水加熱器に蒸気を供給でき、無駄なく、効率的に運用できる。
　＜変形例２＞
　また、上記実施形態や変形例１では、放熱運用時、高温水タンク５３から供給される高温水の合流点を、最下流の低圧給水加熱器１６の出口側に設けている。例えば、低圧給水加熱器１６を複数備える場合、合流点を複数設け、高温水の温度により切り替えるよう構成してもよい。
　本変形例では、高温水タンク５３から高温水を復水ライン１５に合流させる合流点を、各低圧給水加熱器１６の出口側に設ける。復水ポンプ１４により供給される復水は、低圧給水加熱器１６を経るに従って、温度が上がっていく。本変形例では、高温水を、低圧給水加熱器１６の出口側の復水の温度を下げない合流点で合流させる。
　これを実現するため、制御装置８０は、高温水の温度を監視し、高温水温度が低下した際に、合流点を、順次、低温度側（一段上流の低圧給水加熱器１６）へ切り替える。合流点の低温度側への切り替えは、例えば、高温水タンク５３から流出する高温水の温度が、各低圧給水加熱器１６の出口温度を、一定時間下回った時点で実行される。
　以下、変形例１同様、復水ライン１５上に、復水ポンプ１４の下流に、下流側から順に、低圧給水加熱器１６Ａ，１６Ｂ、１６Ｃ，１６Ｄと、４つ、直列に備える場合を例にあげて、具体的に説明する。図９に関連箇所のみを抽出して示す。
　本図に示すように、本変形例では、火力発電プラント１は、高温水タンク５３内の高温水を復水ライン１５に合流させる高温水合流ライン７１と、復水の温度を計測する温度センサ７２Ａ、７２Ｂ，７２Ｃ，７２Ｄ、７２Ｅと、切換弁７３Ａ、７３Ｂ，７３Ｃ，７３Ｄ、７３Ｅ，７３Ｆと、流量制御弁７６と、を備える。また、高温水合流ライン７１は、３つの分岐点７４Ａ，７４Ｂ，７４Ｃを備える。また、高温水合流ライン７１は、各低圧給水加熱器１６Ａ、１６Ｂ、１６Ｃ、１６Ｄの出口側にそれぞれ設けられた合流点７５Ａ，７５Ｂ，７５Ｃ，７５Ｄで合流する。
　なお、以下、区別する必要がない場合は、それぞれ、低圧給水加熱器１６、温度センサ７２，切換弁７３、分岐点７４、合流点７５で代表する。
　分岐点７４Ａは、低圧給水加熱器１６Ａの出口に向かう高温水合流ライン７１から、低圧給水加熱器１６Ｂ，１６Ｃ，１６Ｄに向かう高温水合流ライン７１が分岐する分岐点である。分岐点７４Ｂは、低圧給水加熱器１６Ｂの出口に向かう高温水合流ライン７１から低圧給水加熱器１６Ｃ，１６Ｄに向かう高温水合流ライン７１が分岐する分岐点である。分岐点７４Ｃは、低圧給水加熱器１６Ｃの出口に向かう高温水合流ライン７１から低圧給水加熱器１６Ｄに向かう高温水合流ライン７１が分岐する分岐点である。
　温度センサ７２Ａ、７２Ｂ，７２Ｃ，７２Ｄは、それぞれ、低圧給水加熱器１６Ａ、１６Ｂ、１６Ｃ、１６Ｄの出口近傍に設けられ、出口近傍の復水の温度を計測する。温度センサ７２Ｅは、高温水タンク５３の出口と分岐点７４Ａとの間に設けられ、高温水タンク５３から供給される高温水の温度を計測する。本図においては、第二高温水ポンプ５２Ｂと分岐点７４との間に設けられる。
　また、切換弁７３Ａは、分岐点７４Ａと合流点７５Ａとの間に設けられ、低圧給水加熱器１６Ａの出口に向かう高温水合流ライン７１への流入を制御する。切換弁７３Ｂは、分岐点７４Ｂと合流点７５Ｂとの間に設けられ、低圧給水加熱器１６Ｂの出口に向かう高温水合流ライン７１への流入を制御する。切換弁７３Ｃは、分岐点７４Ｃと合流点７５Ｃとの間に設けられ、低圧給水加熱器１６Ｃの出口に向かう高温水合流ライン７１への流入を制御する。切換弁７３Ｄは、分岐点７４Ｃと合流点７５Ｄとの間に設けられ、低圧給水加熱器１６Ｄの出口に向かう高温水合流ライン７１への流入を制御する。流量制御弁７６は、第二高温水ポンプ５２Ｂ後流に設けられ、高温水の流量を制御する。
　制御装置８０は、所定の時間間隔で、各温度センサ７２から温度情報を受信し、温度センサ７２Ｅから受信した高温水温度と、各温度センサ７２Ａ、７２Ｂ，７２Ｃ，７２Ｄから受信した出口温度と、を順に比較し、その結果に応じて、合流点を切り換える。
　ここで、制御装置８０による、合流点切換処理の流れを説明する。図１０は、本変形例の合流点切換処理の処理フローである。
　なお、ここでは、合流点、低圧給水加熱器１６ともに、下流側から、連番を付す。また、合流点、低圧給水加熱器１６ともに、Ｎ（Ｎは１以上の整数）個、備えるものとする。また、ｎは、カウンタである。そして、切換判断を行う「一定時間」をＴ１とする。また、高温水の温度および低圧給水加熱器１６の出口側の温度は、所定の時間間隔で計測されるものとする。
　制御装置８０は、まず、カウンタを初期化（ｎ＝１）とし、経時カウンタΔｔを初期化（Δｔ＝０）する（ステップＳ１００１）。
　まず、制御装置８０は、第１番目の合流点を、使用する合流点（使用合流点と呼ぶ）に設定し（ステップＳ１００２）、その使用合流点で高温水が合流するよう、各切換弁７３を制御する。
　次に、制御装置８０は、高温水温度ＴＨと、ｎ番目の低圧給水加熱器１６（比較対象加熱器）の出口側温度ＴＬｎを取得する（ステップＳ１００３）。
　制御装置８０は、取得した高温水温度ＴＨが出口側温度ＴＬｎ未満であるかを判別し（ステップＳ１００４）、高温水温度ＴＨが出口側温度ＴＬｎ以上であれば（Ｎｏ）、経時カウンタΔｔを初期化し（ステップＳ１００９）、ステップＳ１００３へ戻る。
　一方、高温水温度ＴＨが出口側温度ＴＬｎ未満であれば（Ｙｅｓ）、制御装置８０は、その状態が一定時間Ｔ１経過したか否かを判別する（ステップＳ１００５）。未経過の場合（Ｎｏ）、ステップＳ１００３へ戻る。
　一方、一定時間経過している場合（Ｙｅｓ）、制御装置８０は、使用合流点を、１段上流の低圧給水加熱器１６の出口側に設けられた合流点に切り換え（ステップＳ１００６）、切換後の使用合流点で高温水が合流するよう、各切換弁７３を制御する。
　その後、制御装置８０は、カウンタｎを１インクリメントし、経時カウンタΔｔを初期化し（ステップＳ１００７）、使用合流点が最上流の合流点となったか否かを判別する（ｎ＝Ｎ？）（ステップＳ１００８）。使用合流点に設定された合流点が最上流の合流点でなければ、ステップＳ１００３へ戻り、処理を繰り返す。一方、最上流の合流点が使用合流点に設定されている場合は、そのまま処理を終了する。
　上述の合流点切換処理を、具体例で説明する。まず、制御装置８０は、高温水温度と温度センサ７２Ａで取得した出口温度（ＴＬＡ）と比較する。高温水温度が、出口温度ＴＬＡ以上の場合は、制御装置８０は、切換弁７３Ａを開とし、切換弁７３Ｂ、７３Ｃ、７３Ｄを閉とする。これにより、高温水は、合流点７５Ａで、すなわち、低圧給水加熱器１６Ａの出口側で復水ライン１５に合流する。
　高温水温度が、一定時間、出口温度ＴＬＡ未満の状態が続いた場合、制御装置８０は、高温水温度を、温度センサ７２Ｂで取得した出口温度（ＴＬＢ）と比較する。高温水温度が出口温度ＴＬＢ以上の場合は、制御装置は、切換弁７３Ｂを開とし、切換弁７３Ａ、７３Ｃ、７３Ｄを閉とする。これにより、高温水は、合流点７５Ｂで、すなわち、低圧給水加熱器１６Ｂの出口と、低圧給水加熱器１６Ａの入口との間で復水ライン１５に合流する。
　高温水温度が、一定時間、出口温度ＴＬＢ未満の状態が続いた場合、制御装置８０は、高温水温度を、温度センサ７２Ｃで取得した出口温度（ＴＬＣ）と比較する。高温水温度が出口温度ＴＬＣ以上の場合は、制御装置８０は、切換弁７３Ｃを開とし、切換弁７３Ａ，７３Ｂ、７３Ｄを閉とする。これにより、高温水は、合流点７５Ｃで、すなわち、低圧給水加熱器１６Ｃの出口と、低圧給水加熱器１６Ｂの入口との間で復水ライン１５に合流する。
　高温水温度が、一定時間、出口温度ＴＬＣ未満の状態が続くと、制御装置８０は、切換弁７３Ｄを開とし、切換弁７３Ａ、７３Ｂ，７３Ｃを閉とする。これにより、高温水は、合流点７５Ｄで、すなわち、低圧給水加熱器１６Ｃの出口と、低圧給水加熱器１６Ｂの入口との間で復水ライン１５に合流する。
　なお、制御装置８０は、高温水タンク５３から供給される高温水の温度が、予め定めた閾値未満となった場合、切換弁７３による制御を開始するよう構成してもよい。具体的には、高温水タンク５３から供給される高温水の温度が１４０℃から１００℃に低下した場合、上述の合流点切換処理を開始する。
　また、本変形例では、高温水温度と、各低圧給水加熱器１６の出口温度とを、低圧給水加熱器１６の下流側から順に比較し、切換弁７３の制御を行っているが、開閉制御は、これに限定されない。例えば、制御装置８０は、高温水温度と、全ての低圧給水加熱器１６の出口温度とを比較し、使用合流点を決定してもよい。この場合、高温水温度未満で最も高温水温度に近い出口温度を有する低圧給水加熱器１６の出口側の合流点７５で、高温水が合流するよう、各切換弁７３を制御する。
　なお、図９の例では、高温水温度が、低圧給水加熱器１６Ｃの出口温度未満の場合は、たとえ、低圧給水加熱器１６Ｄの出口温度未満であっても、合流点７５Ｄで合流させる。例えば、さらに、低圧給水加熱器１６Ｄの入口側に合流点をさらに設け、高温水温度が、低圧給水加熱器１６Ｄの出口温度未満の場合は、当該合流点で合流させるよう制御してもよい。この場合、合流点の数はＮ＋１であるため、図１０に示す合流点切換処理の処理フローの、ステップＳ１００８において、ｎ＝Ｎ＋１であるかを判別する。
　本変形例によれば、放熱運用時、高温水タンク５３内の高温水を復水ライン１５と合流させるにあたり、その温度により、合流点を変更する。つまり、高温水温度未満で最も高温水温度に近い出口温度を有する低圧給水加熱器１６の出口側で、高温水を合流させる。これにより、合流させる高温水により、低圧給水加熱器１６で加熱した復水の温度を下げてしまうことがなく、低圧給水加熱器１６および高温水を効率的に活用できる。
　＜変形例３＞
　なお、上記実施形態では、蓄熱運用時、温水加熱器５１において生成された高温水は、高温水タンク５３に溜められる。本変形例では、この、温水加熱器５１において生成された高温水の一部を、高温水タンク５３ではなく、脱気器１７へ供給するよう制御する。
　蓄熱運用時、蒸気タービン４は極低負荷で運転されるため、給水加熱を目的とした抽気はカットされると同時に脱気器１７の加熱蒸気は補助蒸気系統から供給される場合がある。これは、低負荷運転時であっても、ボイラ２の排ガス温度を一定温度以上に維持する必要があり、かつ給水の脱気が必須であるためである。なお、この運転状態においては低圧給水加熱器１６の抽気カットに伴い、脱気器１７へ流入する復水の温度が低下するため、それを補うべく補助蒸気量を増加させる必要がある。本変形例では、抽気がカットされることによる復水の脱気器１７への流入温度の低下を、温水加熱器５１の出口水を供給することにより補う。これにより、火力発電プラント１の補助蒸気消費量の増加を抑制できる。
　図１１に、火力発電プラント１の本変形例に関連する箇所を示す。本図に太点線で示すように、本変形例では、蓄熱運用時、温水加熱器５１で生成された高温水の一部を脱気器１７へ供給する。
　なお、蓄熱運用時の温水加熱器５１から脱気器１７への給水は、所定量、継続的に行ってもよい。また、脱気器１７へ供給される復水の温度が低下した場合、供給するよう制御してもよい。
　後者の場合、火力発電プラント１は、温度センサ７２と、流量制御弁７６とを備える。温度センサ７２は、低圧給水加熱器１６の出口側の復水の温度を計測するもので、低圧給水加熱器１６の出口側に設けられる。また、流量制御弁７６は、温水加熱器５１から脱気器１７への高温水の供給を制御するもので、高温水タンク５３と復水ライン１５とを接続する高温水合流ライン７１上に設けられる。
　制御装置８０は、所定の時間間隔で、温度センサ７２が計測した温度データを取得し、予め定めた閾値未満となった場合、流量制御弁７６を開にする指示を出し、高温水を温水加熱器５１から脱気器１７へ供給する。
　これにより、温水加熱器５１からの高温水が復水に混合されて脱気器１７に供給されるため、脱気器に流入する復水の温度を上昇させることができ、補助蒸気消費量を抑えることができる。
　また、上記運用は、配置上、補助蒸気ラインの配管サイズに制限がある既設ユニットの改造時、または、ユニット新設時に補助蒸気ラインの配管の無用な大径化を回避したいケースにおいて殊に有用である。また、温水加熱器５１への復水供給と脱気器１７への給水とを独立して行うのではなく、高温水の一部を脱気器１７への給水に振り向けることで、既設ユニット改造時は、復水ポンプ１４や復水脱塩装置の容量内での運用が可能となる。ユニット新設時は、ポンプ・装置類の容量を温水加熱器５１への復水供給および脱気器１７への給水を同時に満たす設計とすることも可能である。ただし、ポンプ・装置類容量増によるコスト増が見込まれる点に鑑みるに、既設ユニット改造時と同様に、高温水の一部を脱気器１７への給水に振り向ける運用とするのが望ましい。
　＜変形例４＞
　上記実施形態では、高温水タンク５３と、低温水タンク５９との２つを設け、蓄熱時には、高温水タンク５３に高温水を貯留し、放熱時は、利用後の高温水を低温水タンク５９に貯留する。しかしながら、この構成に限定されない。例えば、１つのサーモクラインタンク６１を備え、高温水タンク５３と、低温水タンク５９との機能を持たせてもよい。
　サーモクラインタンク６１は、１つのタンク内に高温水部と、低温水部と、温度躍層とを備え、高温水と低温水とを貯留可能な単槽式タンクである。高温水部は、タンク上部に位置し、低温水部は、タンク下部に位置し、高温水部と低温水部とは、温度躍層により隔てられる。
　図１２に、火力発電プラント１の、本変形例に関連する箇所を示す。本図に示すように、サーモクラインタンク６１は、高温水が供給、排水される高温水出入口と、低温水が供給、排出される低温水出入口と、を備える。
　図１２に太線で示すように、高温水出入口には、温水加熱器５１から温水を供給する高温水供給ライン６４と高温水合流ライン７１とが接続される。一方、低温水出入口には、復水器１３と接続する低温水戻りライン６２と低温水給水ライン４９から分岐する第二低温水給水ライン６３とが接続される。
　蓄熱運用時、上記実施形態では、復水器１３から温水加熱器５１に復水が供給され、温水加熱器５１にて高温水が生成されて高温水タンク５３に貯留される。そして、復水器１３から温水加熱器５１に復水が供給されている間、供給された復水に相当する量の水が、低温水タンク５９から復水器１３に供給される。
　本変形例では、上記実施形態同様、温水加熱器５１に、復水器１３から供給され、温水加熱器５１にて高温水が生成されて高温水供給ライン６４を経てサーモクラインタンク６１の高温水部に貯留される。ただし、本変形例では、図１３に太破線で示すように、供給された復水に相当する量の水が、サーモクラインタンク６１の低温水部から、低温水戻りライン６２を経由して復水器１３に供給される。また、点線で示すように、温水加熱器５１から脱気器１７へ部分通水される。
　また、放熱運用時、上記実施形態では、高温水タンク５３から脱気器１７に高温水が供給され、その分、復水器１３内の復水が、低温水貯水ライン５８を介して低温水タンク５９へ貯留される。一方、本変形例では、図１４に太線で示すように、サーモクラインタンク６１の高温水部から脱気器１７に高温水が供給されると、その分の水が、太破線で示すように、復水器１３から、復水ライン１５の復水ポンプ１４より下流で分岐した第二低温水給水ライン６３を介して、サーモクラインタンク６１の低温水部に供給される。
　本変形例では、サーモクラインタンク６１の容量は高温水タンク５３あるいは低温水タンク５９の所要容量に、タンク容量に寄与しない温度躍層に相当する容積を加えたものとなり、常に満水状態で運用される。
　本変形例によれば、サーモクラインタンク６１を使用することで、タンク設置に関わる省スペース化が可能となり、特に発電敷地に制約がある場合に有効である。また、サーモクラインタンク６１が安価であれば、タンクを個別設置するよりもコストダウンが可能となる。
　なお、サーモクラインタンク６１は、高温水の飽和圧力に耐える構造とするとともに、タンク内における高温水と低温水の混合を回避しつつ各々の出し入れを可能とするため、サーモクラインタンク６１の高温水部および低温水部へ接続されるライン構成およびその運用は、高温水タンク５３と低温水タンク５９とを個別に設置した場合と同様である。
　＜変形例５＞
　上記実施形態では、ボイラ２として、低負荷条件以外では超臨界状態で超臨界ボイラを用いる場合を例にあげて説明しているが、ボイラ種はこれに限定されない。例えば、全ての負荷において亜臨界状態で運用される亜臨界ボイラを用いてもよい。
　亜臨界ボイラは、図１５に太線で示すように、ウォータードレンセパレータ３１の代わりに、蒸気ドラム３４と連続ブロータンク３７と、フラッシュタンク３８と、間欠ブローライン３９と、を備える。
　蒸気ドラム３４は、蒸気と飽和水（飽和ドレン）とを分離する。分離された蒸気は、過熱器３６に、飽和ドレンは、連続ブロータンク３７に、それぞれ流入する。飽和ドレンは、連続ブロータンク３７において汽水分離および蒸気回収を経てフラッシュタンク３８に流入する。なお、蒸気ドラム３４に設けられる間欠ブローライン３９は、起動時のボイラ水スウェリングによるドラムレベル上昇回避およびボイラ水質悪化時のボイラ水ブローのために用いられる。
　なお、連続ブロータンク３７に流入した飽和ドレンの一部は、フラッシュ蒸気となり、脱気器１７に供給され、脱気器１７の加熱蒸気の一部として利用される。
　なお、亜臨界ドラムを用いる場合、蓄熱ドレンライン５７は、間欠ブローライン３９から分岐する。そして、蓄熱運用時、蒸気ドラム３４で分離された飽和ドレンの全量あるいは一部は、間欠ブローライン３９から分岐する蓄熱ドレンライン５７および蓄熱ドレン流量制御弁５６を経由して温水加熱器５１へ供給される。
　蓄熱運用時、亜臨界ボイラにおいても、超臨界ボイラを用いる場合と同様に、主蒸気ライン６で余剰となっている主蒸気の全量あるいは一部が、蓄熱蒸気ライン５５および蓄熱蒸気流量制御弁５４を介して温水加熱器５１へ供給される。蓄熱運用時、温水加熱器５１は、この主蒸気と、蒸気ドラム３４から供給される飽和ドレンとを熱源とし、復水器１３から供給される復水から高温水を生成する。
　なお、亜臨界ボイラにおいては、燃料投入量および主蒸気流量に基づき、蒸気ドラム３４から抜き出すドレン量を決定する。蒸気ドラム３４のレベル制御は、ドラムレベル制御弁により行われる。運転状態の変動により一時的にドラムレベルが上昇した場合は、ドラムレベル制御弁での制御に加え、必要により間欠ブロー弁を開閉する。
　すなわち、制御装置８０は、ドラムレベルを監視し、ドラムレベルが一定時間以上、所定の閾値以上となった場合、ドラムレベル制御弁の開度を下げ、流入給水量を抑制する。また、間欠ブロー弁を開き、間欠ブローとして飽和ドレンを抜き出してもよい。ドラムレベルは、蒸気ドラム３４に設けられる水位センサから取得する。
　＜変形例６＞
　温水加熱器５１の熱源は、タービンバイパス蒸気に限定されない。例えば、再熱蒸気ラインを通過する再熱蒸気であってもよいし、各蒸気タービン４からの抽気や排気であってもよい。
　なお、各変形例は、組み合わせてもよい。例えば、上記実施形態の火力発電プラント１は、低圧給水加熱器１６を複数備え、高温水の温度により高温水合流ライン７１の合流先を切り換える構成、部分通水可能な構成、高温水タンク５３および低温水タンク５９の代わりにサーモクラインタンク６１を用いる構成、亜臨界ボイラを用いる構成、および、温水加熱器５１の熱源として、各種の蒸気を用いる構成の、少なくとも１つを備えてよい。
１　　　火力発電プラント
２　　　ボイラ
４　　　蒸気タービン
４Ａ　　高圧タービン
４Ｂ　　中圧タービン
４Ｃ　　低圧タービン
５　　　発電機
６　　　主蒸気ライン
７　　　タービンバイパスライン
８　　　タービンバイパス弁
９　　　再熱蒸気ライン
１０　　低圧タービンバイパスライン
１１　　低圧タービンバイパス弁
１２　　中圧タービン排気ライン
１３　　復水器
１４　　復水ポンプ
１５　　復水ライン
１６　　低圧給水加熱器
１６Ａ　低圧給水加熱器
１６Ｂ　低圧給水加熱器
１６Ｃ　低圧給水加熱器
１６Ｄ　低圧給水加熱器
１７　　脱気器
１８　　給水ポンプ
１９　　送水ライン
２０　　第一高圧給水加熱器
２１　　第二高圧給水加熱器
３１　　ウォータードレンセパレータ
３２　　ウォータードレンセパレータドレン制御弁
３３　　ウォータードレンセパレータドレンライン
３４　　蒸気ドラム
３５　　再熱器
３６　　過熱器
３７　　連続ブロータンク
３８　　フラッシュタンク
３９　　間欠ブローライン
４９　　低温水給水ライン
５０　　低温水流量制御弁
５１　　温水加熱器
５２　　高温水ポンプ
５２Ａ　第一高温水ポンプ
５２Ｂ　第二高温水ポンプ
５３　　高温水タンク
５４　　蓄熱蒸気流量制御弁
５５　　蓄熱蒸気ライン
５６　　蓄熱ドレン流量制御弁
５７　　蓄熱ドレンライン
５８　　低温水貯水ライン
５９　　低温水タンク
６０　　補給水ライン
６１　　サーモクラインタンク
６２　　低温水戻りライン
６３　　第二低温水給水ライン
６４　高温水供給ライン
７０　　水蓄熱システム
７１　　高温水合流ライン
７２　　温度センサ
７２Ａ　温度センサ
７２Ｂ　温度センサ
７２Ｃ　温度センサ
７２Ｄ　温度センサ
７２Ｅ　温度センサ
７３Ａ　切換弁
７３Ｂ　切換弁
７３Ｃ　切換弁
７３Ｄ　切換弁
７４　　分岐点
７４Ａ　分岐点
７４Ｂ　分岐点
７４Ｃ　分岐点
７５　　合流点
７５Ａ　合流点
７５Ｂ　合流点
７５Ｃ　合流点
７５Ｄ　合流点
７６　流量制御弁
８０　　制御装置
８１　　制御卓

Claims (11)

  1. 　ボイラと、前記ボイラからの蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンをバイパスする蒸気を送るためのタービンバイパスラインと、前記蒸気タービンの排気を冷却し復水を生成する復水器と、前記復水を前記蒸気タービンからの抽気蒸気により加熱する低圧給水加熱器と、前記復水を前記抽気蒸気により脱気する脱気器と、を備える火力発電プラントであって、
    　前記タービンバイパスラインの主蒸気を熱源として前記復水器から供給される前記復水を高温水とする温水加熱器と、
    　当該高温水を貯留する高温水タンクと、
    　前記高温水タンクで貯留された前記高温水を前記低圧給水加熱器の後流または前記脱気器に送水する高温水ポンプと、
    　を備える火力発電プラント。
  2. 　前記温水加熱器は、前記復水と前記主蒸気とを混合する直触式給水加熱器である、
    　請求項１記載の火力発電プラント。
  3. 　前記ボイラは、火炉出口の汽水混合水を汽水分離するウォータードレンセパレータを備え、
    　前記温水加熱器は、前記ウォータードレンセパレータで汽水分離された飽和ドレンも前記熱源とする、
    　請求項１または２に記載の火力発電プラント。
  4. 　前記ボイラは、蒸気と飽和水とを分離する蒸気ドラムを備え、
    　前記温水加熱器は、前記蒸気ドラムからの間欠ブローも前記熱源とする、
    　請求項１または２に記載の火力発電プラント。
  5. 　前記復水器における余剰水を前記復水器への補給水用に貯留する低温水タンクであって、前記高温水タンクの貯水量と同等以上の貯水量を有する低温水タンクをさらに備える、
    　請求項１から４のいずれか１項に記載の火力発電プラント。
  6. 　前記高温水タンクは、前記高温水と、低温水とを、温度躍層を挟んで貯留可能なサーモクラインタンクであり、前記低温水として、前記復水器における余剰水を前記復水器への補給水用に貯留する、
    　請求項１から４のいずれか１項に記載の火力発電プラント。
  7. 　前記復水を前記復水器から前記脱気器に送水する復水ラインに、前記低圧給水加熱器を複数、直列に備え、
    　前記高温水を、当該高温水の温度である高温水温度に応じて、複数の前記低圧給水加熱器のうち、出口側の前記復水の温度を最も下げない合流点で合流させる高温水合流ラインをさらに備え、
    　前記合流点は、複数の前記低圧給水加熱器の出口側の前記復水ラインに、それぞれ、設けられる、
    　請求項１から６のいずれか１項記載の火力発電プラント。
  8. 　請求項１から７のいずれか１項に記載の火力発電プラントの制御方法であって、
    　前記火力発電プラントの低負荷運転時に、前記ボイラの発生蒸気と前記蒸気タービンでの消費蒸気との差に相当する主蒸気を前記熱源として前記高温水を生成して前記高温水タンクに貯留し、
    　前記火力発電プラントの高負荷運転時に、前記高温水タンクに貯留した前記高温水を前記脱気器へ供給する、火力発電プラントの制御方法。
  9. 　前記蒸気タービンの低負荷運転時に、さらに、前記温水加熱器において生成された前記高温水の一部を前記脱気器の温度に応じて前記脱気器に供給する、請求項８に記載の火力発電プラントの制御方法。
  10. 　前記火力発電プラントは、前記復水を前記復水器から前記脱気器に送水する復水ラインに、前記低圧給水加熱器を複数、直列に備えるとともに、前記高温水を、合流する、複数の前記低圧給水加熱器の出口側の前記復水ラインに、それぞれ、設けられた、前記高温水を合流する合流点を、さらに備え、
    　前記火力発電プラントの高負荷運転時に、前記高温水の温度に応じて、複数の前記低圧給水加熱器のうち、出口側の前記復水の温度を最も下げない合流点で合流させる、請求項８または９記載の火力発電プラントの制御方法。
  11. 　複数の前記低圧給水加熱器のうちの最下流の低圧給水加熱器を比較対象加熱器として、前記高温水を合流させる前記合流点を、当該比較対象加熱器の出口側の合流点に設定し、
    　所定の時間間隔で、前記高温水の温度と、当該比較対象加熱器の出口側の前記復水の温度と、を比較し、予め定めた期間、前記高温水の温度が前記復水の温度未満である場合、前記高温水を合流させる前記合流点を、前記比較対象加熱器の一段上流側の前記低圧給水加熱器の出口側に切り替え、一段上流側の当該低圧給水加熱器を前記比較対象加熱器とする処理を繰り返す、請求項１０記載の火力発電プラントの制御方法。
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