JP2017227393A - Steam temperature control device, steam temperature control method, and power generating system - Google Patents
Steam temperature control device, steam temperature control method, and power generating system Download PDFInfo
- Publication number
- JP2017227393A JP2017227393A JP2016124300A JP2016124300A JP2017227393A JP 2017227393 A JP2017227393 A JP 2017227393A JP 2016124300 A JP2016124300 A JP 2016124300A JP 2016124300 A JP2016124300 A JP 2016124300A JP 2017227393 A JP2017227393 A JP 2017227393A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- superheater
- steam temperature
- steam
- temperature
- value
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Granted
Links
Landscapes
- Control Of Steam Boilers And Waste-Gas Boilers (AREA)
Abstract
Description
本発明の実施形態は、蒸気温度制御装置、蒸気温度制御方法、および発電システムに関する。 Embodiments described herein relate generally to a steam temperature control device, a steam temperature control method, and a power generation system.
コンバインドサイクル型の火力発電システムにおけるガスタービン排ガスの高温化、温度変化の急峻化に伴い、排熱回収ボイラにおける温度制御が困難になる傾向がみられている。この対策として、排熱回収ボイラ内に設置された過熱器の出口における蒸気温度を予測し、この予測値に基づいて過熱器の間に設けられた減温器の制御を行う方法がある。 As the temperature of the gas turbine exhaust gas in the combined cycle thermal power generation system increases and the temperature changes sharply, temperature control in the exhaust heat recovery boiler tends to be difficult. As a countermeasure, there is a method of predicting the steam temperature at the outlet of the superheater installed in the exhaust heat recovery boiler and controlling the temperature reducer provided between the superheaters based on the predicted value.
しかしながら、過熱器の出口における蒸気温度を予測し、この予測値に基づいて減温器の制御を行う方法では、制御装置における予測値の演算に多くのコストがかかり、単一の演算周期内に予測演算が終了しない場合がある。これを避けるためには、制御装置における予測演算以外の演算を削減するか、より高性能な制御装置を導入する必要がある。 However, in the method of predicting the steam temperature at the outlet of the superheater and controlling the temperature reducer based on this predicted value, the calculation of the predicted value in the control device takes a lot of cost, and within a single calculation cycle. The prediction calculation may not end. In order to avoid this, it is necessary to reduce operations other than the prediction operation in the control device or to introduce a higher-performance control device.
本発明が解決しようとする課題は、排熱回収ボイラ内に設置された過熱器における蒸気温度を適切に制御することが可能な蒸気温度制御装置、蒸気温度制御方法、および発電システムを提供することである。 The problem to be solved by the present invention is to provide a steam temperature control device, a steam temperature control method, and a power generation system capable of appropriately controlling the steam temperature in a superheater installed in an exhaust heat recovery boiler. It is.
一の実施形態によれば、蒸気温度制御装置は、蒸気を発生させるボイラ内に設置された過熱器の出口蒸気温度の測定値が出口蒸気温度設定値に一致するように、前記過熱器の上流側に設置されて当該過熱器に供給される蒸気を冷却する減温器に供給する水の流量に関する第１指示値を演算するフィードバック制御部と、前記出口蒸気温度が変動する要因に基づいて前記減温器に供給する前記水の前記流量に関する第２指示値を演算するフィードフォワード制御部と、前記第１指示値と前記第２指示値を加算する加算器とを有する。 According to one embodiment, the steam temperature control device is provided upstream of the superheater so that the measured value of the outlet steam temperature of the superheater installed in the boiler generating steam matches the outlet steam temperature set value. A feedback control unit that calculates a first indication value relating to a flow rate of water supplied to a desuperheater that is installed on the side and cools the steam supplied to the superheater, and based on a factor that the outlet steam temperature varies A feed-forward control unit that calculates a second instruction value related to the flow rate of the water supplied to the temperature reducer; and an adder that adds the first instruction value and the second instruction value.
本発明によれば、排熱回収ボイラ内に設置された過熱器における蒸気温度を適切に制御することができる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the steam temperature in the superheater installed in the exhaust heat recovery boiler can be controlled appropriately.
以下、実施形態について図面を用いて説明する。
（第１の実施形態）
図１は、第１の実施形態における発電システムの構成例を示す模式図である。図１の発電システムは、排熱回収方式によるコンバインドサイクル型の火力発電システムである。
Hereinafter, embodiments will be described with reference to the drawings.
(First embodiment)
FIG. 1 is a schematic diagram illustrating a configuration example of a power generation system according to the first embodiment. The power generation system of FIG. 1 is a combined cycle type thermal power generation system based on an exhaust heat recovery method.
図１の発電システムは、ガスタービン１と、圧縮機２と、第１発電機３と、排ガス配管４と、排熱回収ボイラ５と、ドラム１１と、下降管１２と、蒸発器１３と、第１蒸気配管１４と、第１過熱器１５と、減温器１６と、第２蒸気配管１７と、第２過熱器１８と、減温器バルブ１９と、制御装置２０と、主蒸気配管２１と、主蒸気弁２２と、バイパス配管２３と、バイパス弁２４と、蒸気タービン２５と、第２発電機２６とを備えている。制御装置２０は、蒸気温度制御装置の例である。 1 includes a gas turbine 1, a compressor 2, a first generator 3, an exhaust gas pipe 4, an exhaust heat recovery boiler 5, a drum 11, a downcomer pipe 12, an evaporator 13, First steam pipe 14, first superheater 15, temperature reducer 16, second steam pipe 17, second superheater 18, temperature reducer valve 19, control device 20, main steam pipe 21 A main steam valve 22, a bypass pipe 23, a bypass valve 24, a steam turbine 25, and a second generator 26. The control device 20 is an example of a steam temperature control device.
図１の発電システムはさらに、排ガス配管４上に設けられた流量計３１Ｆおよび温度計３１Ｔと、ドラム１１に設けられた圧力計３２Ｐと、第１蒸気配管１４上に設けられた温度計３３Ｔと、第２蒸気配管１７上に設けられた温度計３４Ｔと、主蒸気配管２１上に設けられた流量計３５Ｆ、温度計３５Ｔ、および圧力計３５Ｐと、蒸気タービン２５用の回転数計測器３６と、第２発電機２６用の電気出力計測器３７とを備えている。 1 further includes a flow meter 31 F and a thermometer 31 T provided on the exhaust gas pipe 4, a pressure gauge 32 P provided on the drum 11, and a temperature provided on the first steam pipe 14. A total of 33 T , a thermometer 34 T provided on the second steam pipe 17, a flow meter 35 F , a thermometer 35 T and a pressure gauge 35 P provided on the main steam pipe 21, and the steam turbine 25 For the second generator 26 and an electrical output measuring instrument 37 for the second generator 26.
図１の発電システムでは、圧縮機２により圧縮された空気によりガスタービン１が回転し、この回転を利用して第１発電機３が発電を行う。ガスタービン１から排出された排ガスは、排ガス配管４を介して排熱回収ボイラ５に送られる。排熱回収ボイラ５に送られた排ガスは、排熱回収ボイラ５内に設置された第２過熱器１８、第１過熱器１５、蒸発器１３の順でその熱が利用され、排熱回収ボイラ５から排出される。 In the power generation system of FIG. 1, the gas turbine 1 is rotated by the air compressed by the compressor 2, and the first generator 3 generates power using this rotation. The exhaust gas discharged from the gas turbine 1 is sent to the exhaust heat recovery boiler 5 through the exhaust gas pipe 4. The exhaust gas sent to the exhaust heat recovery boiler 5 is used in the order of the second superheater 18, the first superheater 15, and the evaporator 13 installed in the exhaust heat recovery boiler 5, and the exhaust heat recovery boiler is used. 5 is discharged.
一方、ドラム１１内の水は、下降管１２を介して排熱回収ボイラ５内の蒸発器１３に送られ、蒸発器１３内で排ガスの熱により加熱されることで、飽和水蒸気となる。この蒸気は、第１蒸気配管１４を介して排熱回収ボイラ５内の第１過熱器１５に送られ、第１過熱器１５で過熱された後、減温器１６で冷却される。減温器１６で冷却された蒸気は、第２蒸気配管１７を介して排熱回収ボイラ５内の第２過熱器１８に送られ、第２過熱器１８で再び過熱される。制御装置２０は、蒸気冷却用の水を減温器１６に供給するための減温器バルブ１９の開度を調整して、減温器１６での蒸気の冷却量を調整することで、第２過熱器１８の出口蒸気温度を設定値に制御することができる。 On the other hand, the water in the drum 11 is sent to the evaporator 13 in the exhaust heat recovery boiler 5 through the downcomer 12 and is heated by the heat of the exhaust gas in the evaporator 13 to become saturated steam. This steam is sent to the first superheater 15 in the exhaust heat recovery boiler 5 via the first steam pipe 14, is superheated by the first superheater 15, and is then cooled by the temperature reducer 16. The steam cooled by the temperature reducer 16 is sent to the second superheater 18 in the exhaust heat recovery boiler 5 via the second steam pipe 17 and is superheated again by the second superheater 18. The control device 20 adjusts the amount of steam cooled by the temperature reducer 16 by adjusting the opening of the temperature reducer valve 19 for supplying steam cooling water to the temperature reducer 16. 2 The outlet steam temperature of the superheater 18 can be controlled to a set value.
第２過熱器１８で過熱された蒸気（主蒸気）は、主蒸気配管２１を介して蒸気タービン２５に送られる。図１の発電システムでは、蒸気タービン２５が主蒸気により回転し、この回転を利用して第２発電機２６が発電を行う。バイパス配管２３は、蒸気タービン２５の上流で主蒸気配管２１から分岐している。主蒸気配管２１の主蒸気流量は、主蒸気配管２１上の主蒸気弁２２の開度が制御装置２０により調整されることで、目標値に制御される。また、蒸気タービン２５の入口蒸気圧力は、バイパス配管２３上のバイパス弁２４の開度が制御装置２０により調整されることで、目標値に制御される。 The steam (main steam) superheated by the second superheater 18 is sent to the steam turbine 25 via the main steam pipe 21. In the power generation system of FIG. 1, the steam turbine 25 is rotated by main steam, and the second generator 26 generates power using this rotation. The bypass pipe 23 branches from the main steam pipe 21 upstream of the steam turbine 25. The main steam flow rate of the main steam pipe 21 is controlled to a target value by adjusting the opening degree of the main steam valve 22 on the main steam pipe 21 by the control device 20. The inlet steam pressure of the steam turbine 25 is controlled to a target value by adjusting the opening degree of the bypass valve 24 on the bypass pipe 23 by the control device 20.
制御装置２０は、主蒸気配管２１の主蒸気流量の調整により、蒸気タービン２５の回転数を制御し、これにより第２発電機２６の電気出力を制御する。なお、蒸気タービン２５の回転数は、回転数計測器３６により計測され、第２発電機２６の電気出力は、電気出力計測器３７により計測される。 The control device 20 controls the rotation speed of the steam turbine 25 by adjusting the main steam flow rate of the main steam pipe 21, thereby controlling the electrical output of the second generator 26. The rotational speed of the steam turbine 25 is measured by the rotational speed measuring device 36, and the electrical output of the second generator 26 is measured by the electrical output measuring device 37.
また、本実施形態の第２過熱器１８は、複数の熱交換器で構成されている。これらの熱交換器の各々は、蒸気と排ガスとの間の熱交換を行う。その結果、排ガスから蒸気に熱が移動することで、蒸気が加熱され、排ガスが冷却される。 Moreover, the 2nd superheater 18 of this embodiment is comprised by the several heat exchanger. Each of these heat exchangers exchanges heat between the steam and the exhaust gas. As a result, the heat is transferred from the exhaust gas to the steam, whereby the steam is heated and the exhaust gas is cooled.
よって、ガスタービン１からみた第２過熱器１８の出口排ガス温度（第２過熱器１８の排ガスの出口における当該排ガスの温度）は、ガスタービン１からみた第２過熱器１８の入口排ガス温度（第２過熱器１８の排ガスの入口における当該排ガスの温度）よりも低下する。第２過熱器１８の入口排ガス温度は、排ガス配管４上の温度計３１Ｔにより測定される。また、第２過熱器１８の出口排ガス温度は、第２過熱器１８内での蒸気と排ガスとの熱交換により決まる。なお、第２過熱器１８内の排ガスの流量は、排ガス配管４上の流量計３１Ｆにより測定される。 Therefore, the outlet exhaust gas temperature of the second superheater 18 viewed from the gas turbine 1 (the temperature of the exhaust gas at the outlet of the exhaust gas of the second superheater 18) is the exhaust gas temperature of the inlet of the second superheater 18 viewed from the gas turbine 1 (the first exhaust gas temperature). 2) the temperature of the exhaust gas at the inlet of the exhaust gas of the superheater 18. Inlet exhaust gas temperature of the second superheater 18 is measured by thermometer 31 T on the exhaust gas pipe 4. Further, the exhaust gas temperature at the outlet of the second superheater 18 is determined by heat exchange between the steam and the exhaust gas in the second superheater 18. Incidentally, the exhaust gas flow rate in the second superheater 18 is measured by the flow meter 31 F on exhaust pipe 4.
一方、減温器１６からみた第２過熱器１８の出口蒸気温度（第２過熱器１８の蒸気の出口における当該蒸気の温度）は、減温器１６からみた第２過熱器１８の入口蒸気温度（第２過熱器１８の蒸気の入口における当該蒸気の温度）よりも上昇する。第２過熱器１８の入口蒸気温度は、第２蒸気配管１７上の温度計３４Ｔにより測定される。また、第２過熱器１８の出口蒸気温度は、主蒸気配管２１上の温度計３５Ｔにより測定される。この、第２過熱器１８の出口蒸気温度は、第２過熱器１８内での蒸気と排ガスとの熱交換により決まる。なお、第２過熱器１８内の蒸気流量は、主蒸気配管２１上の流量計３５Ｆにより測定される。 On the other hand, the outlet steam temperature of the second superheater 18 viewed from the temperature reducer 16 (the temperature of the steam at the steam outlet of the second superheater 18) is the inlet steam temperature of the second superheater 18 viewed from the temperature reducer 16. (The temperature of the steam at the steam inlet of the second superheater 18). Inlet steam temperature of the second superheater 18 is measured by thermometer 34 T on the second steam pipe 17. Further, the outlet steam temperature of the second superheater 18 is measured by thermometer 35 T in the main steam pipe 21. The outlet steam temperature of the second superheater 18 is determined by heat exchange between the steam and the exhaust gas in the second superheater 18. Incidentally, the steam flow rate in the second superheater 18 is measured by the flow meter 35 F in the main steam pipe 21.
第２過熱器１８の出口蒸気温度は、それぞれの熱交換器等の金属部分を保護するために、所定の温度以下に制御する必要がある。一方、第２過熱器１８の出口蒸気温度が高いほど、第２発電機２６の発電効率は高くなる。そのため、第２過熱器１８の出口蒸気温度は、高温で一定値に維持されることが望ましい。 The outlet steam temperature of the second superheater 18 needs to be controlled to a predetermined temperature or lower in order to protect metal parts such as the respective heat exchangers. On the other hand, the higher the outlet steam temperature of the second superheater 18, the higher the power generation efficiency of the second generator 26. Therefore, it is desirable that the outlet steam temperature of the second superheater 18 is maintained at a constant value at a high temperature.
減温器１６は、蒸気に液相の水を加えることで、蒸気を冷却する。本実施形態の発電システムは、減温器１６による蒸気の温度低下と、第２過熱器１８による蒸気の温度上昇とのバランスにより、第２過熱器１８の出口蒸気温度を制御する。第２蒸気配管１７上の温度計３４Ｔは、減温器１６により冷却された後かつ第２過熱器１８により加熱される前の蒸気の温度を測定する。 The temperature reducer 16 cools the steam by adding liquid-phase water to the steam. The power generation system according to the present embodiment controls the outlet steam temperature of the second superheater 18 based on the balance between the steam temperature drop by the temperature reducer 16 and the steam temperature rise by the second superheater 18. The thermometer 34 T on the second steam pipe 17 measures the temperature of the steam after being cooled by the temperature reducer 16 and before being heated by the second superheater 18.
第２過熱器１８の出口蒸気温度は、減温器１６での蒸気の冷却量を調整することで制御される。また、減温器１６での蒸気の冷却量は、減温器１６で蒸気に加える水の量により制御される。よって、第２過熱器１８の出口蒸気温度は、減温器１６に水を供給する配管に設けられた減温器バルブ１９の開度を調整することで制御可能である。すなわち、減温器バルブ１９の開度は、減温器１６に供給する水の流量に基づいて定まり、減温器１６に供給する水の流量に関する値をとる。 The outlet steam temperature of the second superheater 18 is controlled by adjusting the amount of steam cooled by the temperature reducer 16. The amount of steam cooled by the temperature reducer 16 is controlled by the amount of water added to the steam by the temperature reducer 16. Therefore, the outlet steam temperature of the second superheater 18 can be controlled by adjusting the opening of the temperature reducer valve 19 provided in the pipe for supplying water to the temperature reducer 16. That is, the opening degree of the temperature reducer valve 19 is determined based on the flow rate of water supplied to the temperature reducer 16 and takes a value related to the flow rate of water supplied to the temperature reducer 16.
減温器バルブ１９の開度が増加すると、減温器１６で蒸気に加える水の流量（スプレー流量）が増加し、第２過熱器１８の出口蒸気温度が低下する。一方、減温器バルブ１９の開度が減少すると、減温器１６で蒸気に加える水の流量が減少し、第２過熱器１８の出口蒸気温度が上昇する。 When the opening of the temperature reducer valve 19 increases, the flow rate of water added to the steam (spray flow rate) in the temperature reducer 16 increases, and the outlet steam temperature of the second superheater 18 decreases. On the other hand, when the opening degree of the warmer valve 19 decreases, the flow rate of water added to the steam by the warmer 16 decreases, and the outlet steam temperature of the second superheater 18 increases.
制御装置２０は、減温器バルブ１９の開度の指令値Ｚを含む開度指令を出力する。この開度指令は減温器バルブ１９に供給され、その結果、減温器バルブ１９の開度が指令値Ｚに調整される。 The control device 20 outputs an opening degree command including the command value Z of the opening degree of the temperature reducer valve 19. This opening degree command is supplied to the temperature reducing valve 19, and as a result, the opening degree of the temperature reducing valve 19 is adjusted to the command value Z.
次に、本実施形態の発電システムにおける制御方法と制御対象の関係について示す。制御装置２０は、排熱回収ボイラ５の出口における蒸気温度と主蒸気圧力とが設定値になるように制御する蒸気温度制御機能および蒸気圧力制御機能を有する。また、制御装置２０は、通常ＭＷ（メガワット）出力と呼ばれる、第２発電機２６の電気出力が設定値になるように、主蒸気弁２２の開度を制御する。この制御された主蒸気弁２２の開度により、主蒸気流量が定まり、蒸気タービン２５の回転数と第２発電機２６の電気出力とが決まる。 Next, the relationship between the control method and the controlled object in the power generation system of this embodiment will be described. The control device 20 has a steam temperature control function and a steam pressure control function for controlling the steam temperature and the main steam pressure at the outlet of the exhaust heat recovery boiler 5 to be set values. Moreover, the control apparatus 20 controls the opening degree of the main steam valve 22 so that the electrical output of the 2nd generator 26 called a normal MW (megawatt) output may become a setting value. The main steam flow rate is determined by the controlled opening degree of the main steam valve 22, and the rotational speed of the steam turbine 25 and the electrical output of the second generator 26 are determined.
蒸気タービン２５の入口における主蒸気圧力は、制御装置２０が有する蒸気圧力制御機能により、設定値になるように制御される。制御装置２０が、主蒸気弁２２とは別のバイパス弁２４に対して開度指令値を出力することで、バイパス弁２４における蒸気流量が調整され、蒸気タービン２５の入口における主蒸気圧力が制御される。 The main steam pressure at the inlet of the steam turbine 25 is controlled to be a set value by the steam pressure control function of the control device 20. The controller 20 outputs the opening command value to the bypass valve 24 different from the main steam valve 22, whereby the steam flow rate in the bypass valve 24 is adjusted, and the main steam pressure at the inlet of the steam turbine 25 is controlled. Is done.
図２は、第１の実施形態における発電システムの排熱回収ボイラの出口蒸気温度の制御装置の基本的な構成例を示す図である。図２で用いる記号の意味は以下のとおりである。 FIG. 2 is a diagram illustrating a basic configuration example of the control device for the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler of the power generation system according to the first embodiment. The meanings of the symbols used in FIG. 2 are as follows.
Ｃ１（ｓ）：フィードバック特性
Ｇ１（ｓ）：第１のプラント特性
Ｃ２（ｓ）：フィードフォワード特性
Ｇ２（ｓ）：第２のプラント特性
ＳＶ：設定値（排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度に関する制御設定値）
ＰＶ：外乱を含むプロセス値（排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度に関する測定値）
ｕ：操作量（スプレー弁開度（減温器バルブ１９の開度）)
ｙ：外乱を含まないプロセス値（排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度）
ｙ２：外乱のプロセス値（排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度のうち外乱分）
ｄ：外乱（排ガス温度変化、排ガス流量変化、蒸気流量変化など）
上記の記号の意味の説明における括弧内で示した内容は、排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度制御の場合の具体例を示す。
C1 (s): feedback characteristic G1 (s): first plant characteristic C2 (s): feed forward characteristic G2 (s): second plant characteristic SV: set value (related to the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler 5) Control setting value)
PV: Process value including disturbance (measured value related to outlet steam temperature of exhaust heat recovery boiler 5)
u: Operating amount (spray valve opening (opening of the temperature reducer valve 19))
y: Process value not including disturbance (steam temperature at outlet of exhaust heat recovery boiler 5)
y2: Disturbance process value (disturbance component of the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler 5)
d: Disturbance (exhaust gas temperature change, exhaust gas flow rate change, steam flow rate change, etc.)
The contents shown in parentheses in the explanation of the meanings of the above symbols show specific examples in the case of the outlet steam temperature control of the exhaust heat recovery boiler 5.
まず、外乱ｄが発生していない場合を考える。ここで、外乱ｄは、排ガス温度、排ガス流量、蒸気流量等が変化することであり、出口蒸気温度が変動する要因となる。
第１プラント特性Ｇ１（ｓ）は、外乱ｄである排ガス温度変化、排ガス流量変化、蒸気流量変化等が発生していない場合において、操作量ｕであるスプレー弁開度から、外乱を含まないプロセス値ｙである排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度までの動特性を示す。
外乱ｄが発生していないため、外乱のプロセス値ｙ２＝０となり、外乱を含むプロセス値ＰＶ（排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度に関する測定値）は、外乱を含まないプロセス値ｙと同一である。
外乱を含むプロセス値ＰＶ（排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度に関する測定値）と設定値ＳＶとに差異がある場合は、フィードバック特性Ｃ１（ｓ）の入力が変化し、操作量ｕであるスプレー弁開度が変化し、フィードバック特性Ｃ１（ｓ）が適切に設定されている場合、一定時間後に、外乱を含むプロセス値ＰＶが設定値ＳＶに一致する。
First, consider a case where no disturbance d occurs. Here, the disturbance d is a change in the exhaust gas temperature, the exhaust gas flow rate, the steam flow rate, and the like, and becomes a factor that the outlet steam temperature fluctuates.
The first plant characteristic G1 (s) is a process that does not include disturbance from the spray valve opening that is the manipulated variable u when no change in exhaust gas temperature, change in exhaust gas flow rate, change in steam flow, or the like that is disturbance d occurs. The dynamic characteristic up to the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler 5 having a value y is shown.
Since the disturbance d does not occur, the disturbance process value y2 = 0, and the process value PV including the disturbance (measured value related to the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler 5) is the same as the process value y including no disturbance. is there.
When there is a difference between the process value PV including disturbance (measured value related to the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler 5) and the set value SV, the input of the feedback characteristic C1 (s) changes, and the spray which is the operation amount u When the valve opening changes and the feedback characteristic C1 (s) is appropriately set, the process value PV including the disturbance coincides with the set value SV after a certain time.
次に、外乱ｄが発生している場合を考える。第２プラント特性Ｇ２（ｓ）は、外乱ｄが、外乱を含むプロセス値ＰＶ（排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度に関する測定値）に与える影響である。
外乱ｄが発生すると、第２プラント特性Ｇ２（ｓ）の影響を受けて、外乱を含むプロセス値ＰＶ（排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度に関する測定値）が変動する。
Next, consider a case where a disturbance d occurs. The second plant characteristic G2 (s) is an influence that the disturbance d has on the process value PV including the disturbance (measured value related to the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler 5).
When the disturbance d occurs, the process value PV including the disturbance (measured value related to the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler 5) fluctuates due to the influence of the second plant characteristic G2 (s).
ここで、第２プラント特性Ｇ２（ｓ）の入力である外乱ｄが測定可能であって、図２中に点線で示すフィードフォワード特性Ｃ２（ｓ）が存在する場合を想定する。
図２に示したＧ１（ｓ）、Ｃ２（ｓ）、Ｇ２（ｓ）について、Ｇ１（ｓ）Ｃ２（ｓ）＝Ｇ２（ｓ）となるようにフィードフォワード特性Ｃ２（ｓ）を定めることができれば、（１）外乱ｄにより決まる（外乱のプロセス値）ｙ２の変化と、（２）フィードフォワード特性Ｃ２（ｓ）による操作量ｕの変化により発生する、外乱ｄを含まないプロセス値ｙの変化とが同一となり、外乱を含むプロセス値ＰＶは変動しない。
Here, it is assumed that the disturbance d, which is the input of the second plant characteristic G2 (s), can be measured and the feedforward characteristic C2 (s) indicated by the dotted line in FIG. 2 exists.
If G1 (s), C2 (s), and G2 (s) shown in FIG. 2 can be determined such that the feedforward characteristic C2 (s) can be determined such that G1 (s) C2 (s) = G2 (s) (1) a change in the disturbance value (y) determined by the disturbance d (disturbance process value) y2, and (2) a change in the process value y that does not include the disturbance d caused by a change in the manipulated variable u due to the feedforward characteristic C2 (s). And the process value PV including the disturbance does not change.
フィードフォワード特性Ｃ２（ｓ）の設定方法の一例について説明する。
フィードフォワード特性Ｃ２（ｓ）は、排ガス温度変化、排ガス流量変化、蒸気流量変化などである。これらは、図１に示した第２過熱器１８において、排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度に影響する。従って、図１に示した第２過熱器１８にあわせて、フィードフォワード特性Ｃ２（ｓ）を設定すればよい。
An example of a method for setting the feedforward characteristic C2 (s) will be described.
The feedforward characteristic C2 (s) includes an exhaust gas temperature change, an exhaust gas flow rate change, a steam flow rate change, and the like. These influence the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler 5 in the second superheater 18 shown in FIG. Therefore, what is necessary is just to set the feedforward characteristic C2 (s) according to the 2nd superheater 18 shown in FIG.
フィードフォワード特性Ｃ２（ｓ）の一例として、外乱の静特性を模擬する対数平均温度差に基づく熱交換の式（１）を示す。この式（１）は、対数平均温度差ｄＴに基づいて熱交換量Ｑを算出する式である。 As an example of the feedforward characteristic C2 (s), a heat exchange formula (1) based on a logarithmic average temperature difference that simulates the static characteristic of a disturbance is shown. This expression (1) is an expression for calculating the heat exchange amount Q based on the logarithmic average temperature difference dT.
Ｑ＝ｈ×ｄＴ …式（１）
ｄＴ＝{(TH_out −TL_out) −(TH_in −TL_in)}/log((TH_out −TL_out)／(TH_in −TL_in))
ｈ：伝熱係数(Ｗ/ｍ２Ｋ)
TH_out：第２過熱器１８における出口排ガス温度(℃)
TH_in：第２過熱器１８における入口排ガス温度(℃)
TL_in：第２過熱器１８における入口蒸気温度(℃)
TL_out：第２過熱器１８における出口蒸気温度(℃)
同式では、第２過熱器１８における出口排ガス温度と第２過熱器１８における出口蒸気温度とは熱交換量により決まる。また、熱交換量は、第２過熱器１８の出口排ガス温度と第２過熱器１８の出口蒸気温度により変化する。従って、両方を満たすように、熱交換量、第２過熱器１８の出口排ガス温度、第２過熱器１８の出口蒸気温度を定める必要がある。このため、熱交換量を繰り返し算出する必要がある。
Q = h × dT (1)
dT = {(TH_out−TL_out) − (TH_in−TL_in)} / log ((TH_out−TL_out) / (TH_in−TL_in))
h: Heat transfer coefficient (W / m 2 K)
TH_out: Outlet exhaust gas temperature in the second superheater 18 (° C)
TH_in: Inlet exhaust gas temperature (° C) in the second superheater 18
TL_in: Inlet steam temperature (° C) in the second superheater 18
TL_out: outlet steam temperature (° C) in the second superheater 18
In this formula, the outlet exhaust gas temperature in the second superheater 18 and the outlet steam temperature in the second superheater 18 are determined by the amount of heat exchange. Further, the amount of heat exchange varies depending on the outlet exhaust gas temperature of the second superheater 18 and the outlet steam temperature of the second superheater 18. Therefore, it is necessary to determine the heat exchange amount, the outlet exhaust gas temperature of the second superheater 18, and the outlet steam temperature of the second superheater 18 so as to satisfy both. For this reason, it is necessary to repeatedly calculate the heat exchange amount.
以上、フィードフォワード特性のうち、図１に示した第２過熱器１８における熱交換のモデル化について示した。上述したモデルで算出した量は熱交換量Ｑである。
熱交換量Ｑから第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値を算出する方法を示す。この、入口蒸気温度の設定値は、出口蒸気温度の測定値を出口蒸気温度の設定値に一致させるように制御するための値である。
この設定値の算出方法の基本は、第２過熱器１８の出口蒸気温度の設定値から、熱交換量Ｑに相当する分だけ温度を低下させた温度を、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値とする方法である。この式を以下の式（２−１），（２−２）に示す。以下、式（２−１），（２−２）あわせて式（２）と呼ぶことがある。
As above, the modeling of heat exchange in the second superheater 18 shown in FIG. The amount calculated by the above-described model is the heat exchange amount Q.
A method for calculating the set value of the inlet steam temperature of the second superheater 18 from the heat exchange amount Q will be described. The set value of the inlet steam temperature is a value for controlling the measured value of the outlet steam temperature so as to coincide with the set value of the outlet steam temperature.
The basic method of calculating this set value is that the temperature obtained by reducing the temperature corresponding to the heat exchange amount Q from the set value of the outlet steam temperature of the second superheater 18 is the inlet steam temperature of the second superheater 18. It is a method of setting the set value. This equation is shown in the following equations (2-1) and (2-2). Hereinafter, the expressions (2-1) and (2-2) may be collectively referred to as the expression (2).
Tin_set＝Tout_set−ΔＴ …式（２−１）
ΔＴ＝Ｑ／Ｆｓ／Ｃｓ …式（２−２）
Ｑ：熱交換量(kW)
Ｆｓ：蒸気の流量(kg/sec)
Ｃｓ：蒸気の比熱(kJ/kg・K)
ΔＴ：第２過熱器１８での温度上昇(℃)
Tin_set：第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値(℃)
Tout_set：第２過熱器１８の出口蒸気温度の設定値(℃)
式（２）では、熱交換量Ｑにより、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setが定まる様子を示している。しかし、式（１）に示すように、熱交換量Ｑは第２過熱器１８の入口蒸気温度により変化する。この、第２過熱器１８の入口蒸気温度は、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setにより決まる。
従って、式（２）で算出した、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setにより熱交換量Ｑが変化するため、式（２）を繰り返し用いて、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを繰り返し演算する必要がある。
Tin_set = Tout_set−ΔT Equation (2-1)
ΔT = Q / Fs / Cs Formula (2-2)
Q: Heat exchange amount (kW)
Fs: Steam flow rate (kg / sec)
Cs: Specific heat of steam (kJ / kg ・ K)
ΔT: Temperature rise in the second superheater 18 (° C.)
Tin_set: Set value of inlet steam temperature of second superheater 18 (° C)
Tout_set: Set value of outlet steam temperature of second superheater 18 (° C)
Equation (2) shows how the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18 is determined by the heat exchange amount Q. However, as shown in Expression (1), the heat exchange amount Q varies depending on the inlet steam temperature of the second superheater 18. The inlet steam temperature of the second superheater 18 is determined by the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18.
Therefore, since the heat exchange amount Q varies depending on the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18 calculated by the expression (2), the inlet steam of the second superheater 18 is repeatedly used by using the expression (2). It is necessary to repeatedly calculate the temperature setting value Tin_set.
結局、熱交換量Ｑを求めるために上記の演算を式（１）に従って繰り返す収束計算を行い、さらに、熱交換量Ｑにより定まる、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを式（２）に従って繰り返す収束計算を行う必要がある。つまり、最終的に第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを求めるためには、熱交換量Ｑを求めるための繰り返し演算と合わせて２重の繰り返し演算を行う必要がある。このため、多くの計算コストがかかり、場合によっては、制御装置２０の１演算周期以内では演算が終了しない虞がある。 Finally, in order to obtain the heat exchange amount Q, the convergence calculation is repeated according to the equation (1), and the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18 determined by the heat exchange amount Q is expressed by the equation ( It is necessary to perform convergence calculation repeatedly according to 2). That is, in order to finally obtain the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18, it is necessary to perform double iterative calculation together with the iterative calculation for obtaining the heat exchange amount Q. For this reason, a lot of calculation costs are required, and in some cases, the calculation may not be completed within one calculation cycle of the control device 20.
ところで、第２過熱器１８の出口蒸気温度の変化の周期は、一般的な制御装置の１演算周期（たとえば２００ミリ秒)よりも十分遅い。従って、第２過熱器１８の出口蒸気温度を制御するためには、制御装置２０がその１演算周期内に第２加熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setの収束計算を終了させる必要はなく、この収束計算を制御装置の複数の演算周期に亘って実施するようにしても構わない。すなわち、本実施形態では、上記の熱交換量Ｑと第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを求めるための２重の繰り返し演算（収束計算）のうち、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを求めるための繰り返し演算（収束計算）を、制御装置の複数の演算周期に亘って実施するように構成している。 By the way, the cycle of the change in the outlet steam temperature of the second superheater 18 is sufficiently slower than one calculation cycle (for example, 200 milliseconds) of a general control device. Therefore, in order to control the outlet steam temperature of the second superheater 18, it is not necessary for the control device 20 to finish the convergence calculation of the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second heater 18 within the one calculation cycle. The convergence calculation may be performed over a plurality of calculation periods of the control device. That is, in the present embodiment, of the double iterative calculation (convergence calculation) for obtaining the heat exchange amount Q and the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18, the inlet of the second superheater 18. The repetitive calculation (convergence calculation) for obtaining the set value Tin_set of the steam temperature is performed over a plurality of calculation periods of the control device.
一例として、制御装置２０は、熱交換量Ｑを求めるための繰り返し演算を制御装置２０の１演算周期毎に実施し、この熱交換量Ｑにより定まる、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを求めるための繰り返し演算を、制御装置２０の複数演算周期にわたって行なう。これにより、制御装置２０の１演算周期あたりの計算コストを削減することが可能となるので、出口蒸気温度を制御するための演算が制御装置２０の１演算周期以内で終了しないことに起因する問題を回避できる。 As an example, the control device 20 performs a repetitive calculation for obtaining the heat exchange amount Q for each calculation cycle of the control device 20, and sets the inlet steam temperature of the second superheater 18 determined by the heat exchange amount Q. The iterative calculation for obtaining the value Tin_set is performed over a plurality of calculation periods of the control device 20. As a result, it is possible to reduce the calculation cost per one calculation cycle of the control device 20, so that the calculation for controlling the outlet steam temperature does not end within one calculation cycle of the control device 20. Can be avoided.
上記の演算について説明する。図３は、第１の実施形態における発電システムの、熱交換量により定まる、第２過熱器の入口蒸気温度の設定値を求める手順の一例を示すフローチャートである。
まず、制御装置２０は、初期熱交換量を以下の式（３）に従って設定する（Ｓ３０１）。
Ｑ＝ｈ（Tout_set−Tin） …式（３）
次に、制御装置２０は、式（２）を用いて第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値を演算する。すなわち、制御装置２０は、第２過熱器１８での温度上昇を式（２−２）に従って算出し（Ｓ３０２）、さらに、第２過熱器１８での入口蒸気温度を式（２−１）に従って算出する（Ｓ３０３）。上記の通り、第２過熱器１８の入口蒸気温度により熱交換量Ｑが変化するため、この時点で算出された第２過熱器１８の入口蒸気温度に対して繰り返し演算（収束計算）を行なう必要があるが、制御装置２０は、この時点で算出された第２過熱器１８の入口蒸気温度を第２過熱器１８の入口蒸気温度設定値Tin_setとして第２過熱器１８での蒸気温度制御に使用する（Ｓ３０４）。
制御装置２０は、蒸気温度制御が終了したかどうかを判断する（Ｓ３０５）。制御終了、例えば制御対象のプラントの停止信号を受信したときであれば（Ｓ３０５のＹｅｓ）、制御装置２０は演算を終了する。制御終了でなければ（Ｓ３０５のＮｏ）、制御装置２０は、入力条件での熱交換量Ｑを式（１）の繰り返し演算により収束計算する（Ｓ３０６）。その後、制御装置２０は、第２過熱器１８での温度上昇を再度算出する（Ｓ３０６→Ｓ３０２）。この際、Ｓ３０２およびＳ３０３のステップにおいて第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setが式（２）（式（２−１）および式（２−２））によって繰り返して演算され、Ｓ３０４のステップで出力され第２過熱器１８での蒸気温度制御に使用される第２過熱器１８の入口蒸気温度設定値Tin_setの値が変更（修正）される。このようにして、第２加熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setについては、その繰り返し演算である収束計算を制御装置２０の複数の演算周期に亘って実施しながら、入口蒸気温度の設定値Tin_setが収束するまでの間、収束計算が完了する前の暫定的な第２過熱器１８入口の入口蒸気温度設定値を第２過熱器１８での蒸気温度制御に使用する。
The above calculation will be described. FIG. 3 is a flowchart illustrating an example of a procedure for obtaining a set value of the inlet steam temperature of the second superheater, which is determined by the heat exchange amount, of the power generation system according to the first embodiment.
First, the control device 20 sets an initial heat exchange amount according to the following equation (3) (S301).
Q = h (Tout_set−Tin) (3)
Next, the control device 20 calculates the set value of the inlet steam temperature of the second superheater 18 using Expression (2). That is, the control device 20 calculates the temperature increase in the second superheater 18 according to the equation (2-2) (S302), and further calculates the inlet steam temperature in the second superheater 18 according to the equation (2-1). Calculate (S303). As described above, since the heat exchange amount Q varies depending on the inlet steam temperature of the second superheater 18, it is necessary to repeatedly perform calculation (convergence calculation) on the inlet steam temperature of the second superheater 18 calculated at this time. However, the control device 20 uses the inlet steam temperature of the second superheater 18 calculated at this time as the inlet steam temperature setting value Tin_set of the second superheater 18 for steam temperature control in the second superheater 18. (S304).
The control device 20 determines whether or not the steam temperature control is finished (S305). If the control is finished, for example, when a stop signal of the plant to be controlled is received (Yes in S305), the control device 20 finishes the calculation. If the control is not finished (No in S305), the control device 20 performs a convergence calculation on the heat exchange amount Q under the input conditions by the repetitive calculation of Expression (1) (S306). Thereafter, the control device 20 calculates again the temperature rise in the second superheater 18 (S306 → S302). At this time, in step S302 and S303, the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18 is repeatedly calculated according to the equation (2) (equation (2-1) and equation (2-2)). The value of the inlet steam temperature set value Tin_set of the second superheater 18 that is output in the step and used for steam temperature control in the second superheater 18 is changed (corrected). In this way, with respect to the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second heater 18, the set value of the inlet steam temperature while performing the convergence calculation, which is the repeated calculation, over a plurality of calculation cycles of the control device 20. Until Tin_set converges, the provisional inlet steam temperature set value at the inlet of the second superheater 18 before the convergence calculation is completed is used for steam temperature control in the second superheater 18.
さらに、上記のＳ３０１〜Ｓ３０４，３０６が発生する順序について説明する。図４は、第１の実施形態における発電システムの、熱交換量により定まる、第２過熱器の入口蒸気温度の設定値を求めるためのタイミングチャートの一例を示す図である。
制御装置２０は、演算周期ａが開始される前に、初期交換熱量を設定する（Ｓ３０１）。制御装置２０は、演算周期ａでＳ３０１〜Ｓ３０３の処理を行なう。ここで、制御装置２０は、Ｓ３０３での演算結果を用いて、図４で演算周期ｂとして示した次の演算周期にて、Ｓ３０６の処理を行なう。
結局、制御装置２０は、各演算周期で演算した、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを用いて蒸気温度制御を実施しながら、使用した第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを用いつつ、次の演算周期において、第２過熱器の入口蒸気温度の設定値Tin_setを再度演算する。このように第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを制御装置２０の複数演算周期に亘って繰返し演算することにより最終的に第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setは収束し、第２過熱器１８の入口蒸気温度は設定値に制御される。
Further, the order in which the above S301 to S304 and 306 occur will be described. FIG. 4 is a diagram illustrating an example of a timing chart for obtaining a set value of the inlet steam temperature of the second superheater, which is determined by the heat exchange amount of the power generation system according to the first embodiment.
The control device 20 sets an initial exchange heat amount before the calculation cycle a is started (S301). The control device 20 performs the processes of S301 to S303 in the calculation cycle a. Here, the control apparatus 20 performs the process of S306 in the next calculation cycle shown as the calculation cycle b in FIG. 4 using the calculation result in S303.
Eventually, the control device 20 performs the steam temperature control using the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18 calculated in each calculation cycle, and the inlet steam temperature of the used second superheater 18 is controlled. The set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater is calculated again in the next calculation cycle while using the set value Tin_set. Thus, the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18 is finally converged by repeatedly calculating the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18 over a plurality of calculation cycles of the control device 20. The inlet steam temperature of the second superheater 18 is controlled to a set value.
なお、各演算周期はそれぞれ一定の周期であってもよいし、不定の周期であってもよい。図３および図４では、各演算周期ａ，ｂ，…，ｎにおいて第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを１回のみ計算している例を示したが、各演算周期ａ，ｂ，…，ｎの少なくともいずれかにおいて第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setを複数回繰り返し演算するように構成してもよい。この場合、例えば演算周期ａやｂにおいては繰り返し演算を２回行なうなど、各演算周期ａ，ｂ，…，ｎでの繰り返し演算の回数を予め与えてもよい。あるいは、繰り返し演算の収束判定に用いる残差の閾値を複数設定し、制御装置２０の演算周期ａ，ｂ，…，ｎが進むにつれて収束判定に用いられる残差の閾値が小さくなるように与えてもよい。さらに、これらを組み合わせて、例えば、最初の演算周期ａでは１回の演算、次の演算周期ｂでは１回繰り返し演算を行ない合計２回の演算、その次の演算周期ｃでは繰り返し演算の結果求まる残差が比較的大きな第１残差閾値を下回るまでの繰り返し演算、そしてその次の演算周期ｄ以降では残差が第１残差閾値よりも小さな第２残差閾値を下回るまでの繰り返し演算、をそれぞれ行わせるように設定してもよい。 Each calculation cycle may be a fixed cycle or an indefinite cycle. 3 and 4 show an example in which the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18 is calculated only once in each calculation cycle a, b,..., N. The setting value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18 may be repeatedly calculated a plurality of times in at least one of b,. In this case, for example, the number of repeated calculations in each calculation cycle a, b,. Alternatively, a plurality of residual threshold values used for the convergence calculation of the iterative calculation are set and given so that the residual threshold value used for the convergence determination becomes smaller as the calculation cycles a, b,. Also good. Further, by combining these, for example, one calculation is performed in the first calculation cycle a, one calculation is performed in the next calculation cycle b, and two calculations are performed in total, and the result of the repeated calculation is obtained in the next calculation cycle c. Repetitive calculation until the residual falls below a relatively large first residual threshold, and after the next calculation cycle d, until the residual falls below a second residual threshold smaller than the first residual threshold; You may set so that each is performed.
このように構成した場合、例えば最初の演算周期（図４における演算周期ａ）においては、Ｓ３０４のステップで出力されて蒸気温度制御に使用される第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setは繰り返し演算が収束した後の収束値に対して比較的大きな残差を含んだ暫定的な値となるが、前述のように、第２過熱器１８の出口蒸気温度の変化の周期は、一般的な制御装置の演算周期（たとえば２００ミリ秒)よりも十分遅く、かつ、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値Tin_setが制御装置２０の複数の演算周期に亘って繰り返し演算されて最終的に残差の小さな収束値となる。従って、制御装置２０は、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値の演算に複数周期を要しても問題はない。このように本実施形態によれば、制御装置２０の各演算周期での演算を確実に終了させることができ、計算コストの増大を抑制できる。 In such a configuration, for example, in the first calculation cycle (the calculation cycle a in FIG. 4), the set value Tin_set of the inlet steam temperature of the second superheater 18 that is output in step S304 and used for steam temperature control. Is a provisional value including a relatively large residual with respect to the convergence value after the convergence of the repetitive calculation, as described above, the cycle of the change in the outlet steam temperature of the second superheater 18 is generally The set value Tin_set of the inlet superheater temperature of the second superheater 18 is repeatedly calculated over a plurality of calculation cycles of the control device 20 and is finally delayed. Therefore, the convergence value has a small residual. Therefore, there is no problem even if the control device 20 requires a plurality of cycles to calculate the set value of the inlet steam temperature of the second superheater 18. As described above, according to the present embodiment, the calculation in each calculation cycle of the control device 20 can be reliably terminated, and an increase in calculation cost can be suppressed.
以上を踏まえて、図２で基本的な構成を示した排熱回収ボイラ５の出口蒸気温度の制御装置２０について、具体的な構成を示す。図５は、第１の実施形態における発電システムの、排熱回収ボイラの出口蒸気温度の制御装置の具体的な構成例を示す図である。 Based on the above, a specific configuration of the control device 20 for the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler 5 whose basic configuration is shown in FIG. 2 will be described. FIG. 5 is a diagram illustrating a specific configuration example of the control device for the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler of the power generation system according to the first embodiment.
図２にＣ１（ｓ）として示したフィードバック特性は、図５に示したＰＩＤ演算部５０６に該当し、フィードバック制御部を構成する。図２にＣ２（ｓ）として示したフィードフォワード特性は、図５に示した蒸気比熱計算部５０１、過熱器特性計算部５０２、演算部５０３、減温器特性計算部５０４、スプレー弁特性計算部５０５に該当し、これらがフィードフォワード制御部を構成する。 The feedback characteristic shown as C1 (s) in FIG. 2 corresponds to the PID calculation unit 506 shown in FIG. 5, and constitutes a feedback control unit. The feedforward characteristics shown as C2 (s) in FIG. 2 are the steam specific heat calculation unit 501, the superheater characteristic calculation unit 502, the calculation unit 503, the temperature reducer characteristic calculation unit 504, and the spray valve characteristic calculation unit shown in FIG. These correspond to 505, and these constitute a feedforward control unit.
図２に示したＣ２（ｓ）に相当する、上記の各部５０１〜５０５について説明する。外乱ｄに相当する入力は、（１）第２過熱器１８の入口排ガス流量（第２過熱器１８内を通過する排ガスの流量）の測定値Ｆ、（２）第２過熱器１８の入口排ガス温度の測定値Ｔｉ、（３）第２過熱器１８の出口蒸気流量（第２過熱器１８内を通過する蒸気の流量）の測定値ｆ、（４）第２過熱器１８の入口蒸気温度の測定値ｔｉ、（５）第２過熱器１８の出口蒸気圧力Ｐｏ、（６）スプレー水温度ｔ１、（７）スプレー水圧力ｐ１の７項目である。
蒸気比熱計算部５０１は、第２過熱器１８の出口蒸気圧力の測定値ｐｏと過熱器の入口蒸気温度の測定値ｔｉとに基づいて比熱を計算する。
過熱器特性計算部５０２は、式（１）、式（２）に基づいて、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値ｔｉＳ（図３、図４におけるTin_set）を算出する。
ただし、式（１）、（２）の熱交換量Ｑについては、過熱器特性計算部５０２は、上記の（１）第２過熱器１８の入口排ガス流量の測定値Ｆ、（２）第２過熱器１８の入口排ガス温度の測定値Ｔｉ、（３）第２過熱器１８の出口蒸気流量の測定値ｆ、（４）第２過熱器１８の入口蒸気温度の測定値ｔｉに基づいて計算する。
The respective units 501 to 505 corresponding to C2 (s) illustrated in FIG. 2 will be described. The inputs corresponding to the disturbance d are (1) a measured value F of the exhaust gas flow rate at the inlet of the second superheater 18 (the flow rate of exhaust gas passing through the second superheater 18), and (2) the exhaust gas at the inlet of the second superheater 18. Measured value Ti of temperature, (3) Measured value f of outlet steam flow rate of second superheater 18 (flow rate of steam passing through second superheater 18), (4) Inlet steam temperature of second superheater 18 Measured value ti, (5) outlet steam pressure Po of second superheater 18, (6) spray water temperature t1, and (7) spray water pressure p1.
The steam specific heat calculation unit 501 calculates the specific heat based on the measured value po of the outlet steam pressure of the second superheater 18 and the measured value ti of the inlet steam temperature of the superheater.
The superheater characteristic calculation unit 502 calculates the set value tiS (Tin_set in FIGS. 3 and 4) of the inlet steam temperature of the second superheater 18 based on the equations (1) and (2).
However, with respect to the heat exchange amount Q in the equations (1) and (2), the superheater characteristic calculation unit 502 determines (1) the measured value F of the exhaust gas flow rate at the inlet of the second superheater 18 and (2) the second. Calculated based on the measured value Ti of the exhaust gas temperature at the inlet of the superheater 18, (3) measured value f of the outlet steam flow rate of the second superheater 18, and (4) the measured value ti of the inlet steam temperature of the second superheater 18. .
演算部５０３は、過熱器特性計算部５０２の出力である、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値ｔｉＳの出力を制御装置２０の１演算周期の間だけ遅延させるための演算を行なう。従って、演算部５０３は、過熱器特性計算部５０２の出力を１演算周期ずらして、再び過熱器特性計算部５０２の入力とする。つまり、演算部５０３は、過熱器特性計算部５０２により制御装置２０の１演算周期前に演算した、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値ｔｉＳ（図３および図４におけるTin_set）を過熱器特性計算部５０２に再び入力する。
また、演算部５０３は、上記のように第２過熱器の入口蒸気温度の設定値ｔｉＳの出力を制御装置２０の１演算周期の間だけ遅延させる代わりに、演算周期の前周期以前であれば、第２過熱器の入口蒸気温度の設定値ｔｉＳの出力を制御装置２０の２以上の演算周期の間だけ遅延させるようにしてもよい。
The calculation unit 503 performs a calculation for delaying the output of the set value tiS of the inlet steam temperature of the second superheater 18, which is the output of the superheater characteristic calculation unit 502, for one calculation cycle of the control device 20. Accordingly, the calculation unit 503 shifts the output of the superheater characteristic calculation unit 502 by one calculation cycle and sets it as the input of the superheater characteristic calculation unit 502 again. That is, the calculation unit 503 superheats the set value tiS (Tin_set in FIGS. 3 and 4) of the inlet steam temperature of the second superheater 18 calculated by the superheater characteristic calculation unit 502 one calculation cycle before the control device 20. Input again to the vessel characteristic calculation unit 502.
In addition, instead of delaying the output of the set value tiS of the inlet steam temperature of the second superheater for one calculation cycle of the control device 20 as described above, the calculation unit 503 is before the previous cycle of the calculation cycle. The output of the set value tiS of the inlet steam temperature of the second superheater may be delayed for two or more calculation cycles of the control device 20.
減温器特性計算部５０４は、第２過熱器の入口蒸気温度の設定値ｔｉＳ、スプレー水温度ｔ１、およびスプレー水圧力ｐ１に基づいて必要なスプレー流量を計算する。
スプレー弁特性計算部５０５は、減温器特性計算部５０４により計算したスプレー流量、およびスプレー水圧力ｐ１に基づいて、減温器１６に供給する水の流量に関する第２指示値であるスプレー弁開度指示値（フィードフォワード分）を計算する。スプレー弁開度指示値は、減温器１６で蒸気に加える水の流量の指示値を指す。制御装置２０は、この指示値に基づいて、蒸気冷却用の水を減温器１６に供給するための減温器バルブ１９の開度を調整して、減温器１６での蒸気の冷却量を調整する。
The temperature reducer characteristic calculator 504 calculates a necessary spray flow rate based on the set value tiS of the inlet steam temperature of the second superheater, the spray water temperature t1, and the spray water pressure p1.
The spray valve characteristic calculation unit 505 is a spray valve opening that is a second instruction value relating to the flow rate of water supplied to the temperature reducer 16 based on the spray flow rate calculated by the temperature reducer characteristic calculation unit 504 and the spray water pressure p1. Calculate the degree value (feed forward). The spray valve opening instruction value indicates an instruction value of the flow rate of water added to the steam by the temperature reducer 16. Based on this instruction value, the control device 20 adjusts the opening of the temperature reducer valve 19 for supplying steam cooling water to the temperature reducer 16, and the amount of steam cooled by the temperature reducer 16. Adjust.
また、図１に示したＣ１（ｓ）に相当する、ＰＩＤ演算部５０６は、第２過熱器１８の出口蒸気温度の設定値ｔｏＳ、および第２過熱器１８の出口蒸気温度の測定値ｔｏ（TL_out）を入力としたＰＩＤ演算を行い、この演算の結果を減温器１６に供給する水の流量に関する第１指示値であるスプレー弁開度指示値（フィードバック分）として出力する。 Further, the PID calculation unit 506 corresponding to C1 (s) shown in FIG. 1 sets the set value toS of the outlet steam temperature of the second superheater 18 and the measured value to ( PID calculation with TL_out) as an input is performed, and the result of this calculation is output as a spray valve opening instruction value (feedback) which is a first instruction value relating to the flow rate of water supplied to the temperature reducer 16.
制御装置２０は、第２指示値であるスプレー弁開度指示値（フィードフォワード分）に第１指示値であるスプレー弁開度指示値（フィードバック分）を加算する加算器を備え、加算器において加算した値を、図２に示したＧ１（ｓ）への操作量ｕとして出力する。
結局、制御装置２０は、外乱ｄを入力としてスプレー弁開度指示値（操作量ｕ）を算出する。この操作量ｕにより、出口蒸気温度の測定値を出口蒸気温度の設定値に一致させるように制御することができる。
The control device 20 includes an adder that adds the spray valve opening degree instruction value (feedback amount) that is the first instruction value to the spray valve opening degree instruction value (feedforward amount) that is the second instruction value. The added value is output as the operation amount u for G1 (s) shown in FIG.
Eventually, the control device 20 calculates the spray valve opening instruction value (operation amount u) with the disturbance d as an input. The manipulated variable u can be controlled so that the measured value of the outlet steam temperature matches the set value of the outlet steam temperature.
以上、第１の実施形態では、第２過熱器１８の出口蒸気温度を制御するための、制御装置２０内における演算が単一の演算周期内に終了しないことに鑑み、第２過熱器１８の出口蒸気温度を制御するための演算を制御装置２０の複数周期内で完了することができる。これにより、出口蒸気温度の測定値を出口蒸気温度の設定値に一致させるように制御することができるので、排熱回収ボイラ内に設置された過熱器における蒸気温度を適切に制御することができる。 As described above, in the first embodiment, in view of the fact that the calculation in the control device 20 for controlling the outlet steam temperature of the second superheater 18 does not end within a single calculation cycle, the second superheater 18 Calculations for controlling the outlet steam temperature can be completed within a plurality of cycles of the controller 20. As a result, the measured value of the outlet steam temperature can be controlled to match the set value of the outlet steam temperature, so that the steam temperature in the superheater installed in the exhaust heat recovery boiler can be appropriately controlled. .
（第２の実施形態）
次に、第２の実施形態について説明する。なお、この第２の実施形態について、第１の実施形態で説明した内容と同一の内容については説明を省略する。
第１の実施形態では、図２に示したＧ１（ｓ）、Ｃ２（ｓ）、Ｇ２（ｓ）について、Ｇ１（ｓ）Ｃ２（ｓ）＝Ｇ２（ｓ）となるようにＣ２（ｓ）を定めることができれば、外乱により決まるｙ２と、Ｃ２（ｓ）によるｕの変化により発生するｙの変化が同一となり、ＰＶが変動しないと説明した。
そこで、第１の実施形態では、フィードフォワード特性Ｃ２（ｓ）の設定について、対数平均温度差を用いる方法を示した。しかし、この対数平均温度差に基づいたフィードフォワード特性Ｃ２（ｓ）の設定では、静的特性のみを模擬していた。このため、定常値においては、Ｇ１（ｓ）Ｃ２（ｓ）（Ｇ１（ｓ）とＣ２（ｓ）との積）とＧ２（ｓ）とがほぼ一致することが期待できるものの、外乱が急変した場合などは対応できなかった。
(Second Embodiment)
Next, a second embodiment will be described. In addition, about this 2nd Embodiment, description is abbreviate | omitted about the content same as the content demonstrated in 1st Embodiment.
In the first embodiment, for G1 (s), C2 (s), and G2 (s) shown in FIG. 2, C2 (s) is set so that G1 (s) C2 (s) = G2 (s). If it can be determined, it has been explained that y2 determined by the disturbance is the same as the change of y generated by the change of u due to C2 (s), and PV does not change.
Therefore, in the first embodiment, a method using the logarithmic average temperature difference is shown for setting the feedforward characteristic C2 (s). However, in setting the feedforward characteristic C2 (s) based on the logarithmic average temperature difference, only the static characteristic is simulated. For this reason, at the steady value, although G1 (s) C2 (s) (product of G1 (s) and C2 (s)) and G2 (s) can be expected to substantially match, the disturbance has suddenly changed. It was not possible to deal with cases.
このように外乱が急変した場合の制御の例について説明する。図６は、第１の実施形態における発電システムの、排ガス温度が変化した場合の時間方向の変化の一例を示す図である。図６では、（ａ）第２過熱器１８の入口排ガス温度の測定値Ｔｉ、（ｂ）第２過熱器１８の入口排ガス流量の測定値Ｆ、（ｃ）第２過熱器の出口蒸気温度の測定値ｔｏ、（ｄ）第２過熱器１８の出口蒸気流量の測定値ｆ、および（ｅ）減温器１６のスプレー流量ｆ１を示す。 An example of control when the disturbance suddenly changes will be described. FIG. 6 is a diagram illustrating an example of a change in the time direction when the exhaust gas temperature changes in the power generation system according to the first embodiment. In FIG. 6, (a) the measured value Ti of the inlet exhaust gas temperature of the second superheater 18, (b) the measured value F of the inlet exhaust gas flow rate of the second superheater 18, and (c) the outlet steam temperature of the second superheater. The measured value to, (d) the measured value f of the outlet steam flow rate of the second superheater 18, and (e) the spray flow rate f1 of the temperature reducer 16 are shown.
制御装置２０は、第２過熱器１８の入口排ガス温度の測定値Ｔｉ（図６の（ａ））が外乱として変化した場合、減温器１６のスプレー流量ｆ１（図６の（ｅ））を制御する。上述のように外乱が急変した場合は、スプレー流量ｆ１が急激に増加する。第２過熱器１８の金属熱容量があるため、第２過熱器１８の出口蒸気温度の測定値ｔｏが上昇するまでには、遅れが発生する。 When the measured value Ti (FIG. 6A) of the inlet exhaust gas temperature of the second superheater 18 changes as a disturbance, the control device 20 changes the spray flow rate f1 (FIG. 6E) of the temperature reducer 16. Control. When the disturbance changes suddenly as described above, the spray flow rate f1 increases rapidly. Due to the metal heat capacity of the second superheater 18, there is a delay before the measured value to the outlet steam temperature of the second superheater 18 increases.
一方、スプレー流量ｆ１が急激に増加した場合は、第２過熱器１８の出口蒸気温度の測定値ｔｏが上昇するよりも早いタイミングで、この出口蒸気温度の測定値ｔｏが減少することがある。この場合、図６（ｃ）に示したように、第２過熱器１８の出口蒸気温度の測定値ｔｏは一旦減少する。この場合、フィードバック制御が働いて、減温器１６のスプレー流量ｆ１が減少する。これにより第２過熱器１８の出口蒸気温度の測定値ｔｏは上昇に転じ、再びフィードバック制御が働いて、設定値通りとなる。 On the other hand, when the spray flow rate f1 increases rapidly, the measured value to of the outlet steam temperature may decrease at an earlier timing than the measured value to the outlet steam temperature of the second superheater 18 increases. In this case, as shown in FIG. 6C, the measured value to of the outlet steam temperature of the second superheater 18 temporarily decreases. In this case, feedback control works and the spray flow rate f1 of the temperature reducer 16 decreases. As a result, the measured value “to” of the outlet steam temperature of the second superheater 18 starts to rise, and the feedback control is activated again to become the set value.
このように、第１の実施形態に示した、対数平均温度差にもとづいたＣ２（ｓ）の設定では、静特性のみを模擬してＧ１（ｓ）Ｃ２（ｓ）＝Ｇ２（ｓ）となるようにＣ２（ｓ）を定めていたため、外乱が急変した場合などは変動により偏差が生じる。 Thus, in the setting of C2 (s) based on the logarithm average temperature difference shown in the first embodiment, only static characteristics are simulated and G1 (s) C2 (s) = G2 (s). Since C2 (s) is determined as described above, a deviation occurs due to the fluctuation when the disturbance suddenly changes.
図７は、第２の実施形態における発電システムの、排熱回収ボイラの出口蒸気温度の制御装置の具体的な構成例を示す図である。
第２の実施形態では、第１の実施形態における、制御装置２０の１演算周期の間だけ出力を遅延させる演算部５０３が、１次遅れ演算部６０３に変更されている。つまり、第２の実施形態では、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値ｔｉＳ（図３および図４におけるTin_set）の時系列データを１次遅れにより加工したデータを過熱器特性計算部５０２の入力として用いる。この場合、各演算周期は一定の周期である。
FIG. 7 is a diagram illustrating a specific configuration example of the control device for the outlet steam temperature of the exhaust heat recovery boiler of the power generation system according to the second embodiment.
In 2nd Embodiment, the calculating part 503 which delays an output only for 1 calculation period of the control apparatus 20 in 1st Embodiment is changed into the primary delay calculating part 603. FIG. That is, in the second embodiment, the superheater characteristic calculation unit 502 is obtained by processing data obtained by processing time series data of the set value tiS of the inlet steam temperature of the second superheater 18 (Tin_set in FIGS. 3 and 4) with a first order lag. Used as input. In this case, each calculation cycle is a fixed cycle.
また、１次遅れに限らず、第２過熱器１８の入口蒸気温度の設定値の時系列データを例えば３次以上の高次遅れにより加工したデータを過熱器特性計算部５０２の入力として用いるようにしてもよい。 Further, not only the first-order lag but also the data obtained by processing the time series data of the set value of the inlet steam temperature of the second superheater 18 by the higher-order lag of the third order or more is used as the input of the superheater characteristic calculation unit 502. It may be.
第２の実施形態における効果について説明する。図８は、第２の実施形態における発電システムの、排ガス温度が変化した場合の時間方向の変化の一例を示す図である。図６と同様に、図８では、（ａ）第２過熱器１８の入口排ガス温度の測定値Ｔｉ、（ｂ）第２過熱器１８の入口排ガス流量の測定値Ｆ、（ｃ）第２過熱器の出口蒸気温度の測定値ｔｏ、（ｄ）第２過熱器１８の出口蒸気流量の測定値ｆ、および（ｅ）減温器１６のスプレー流量ｆ１を示す。 The effect in 2nd Embodiment is demonstrated. FIG. 8 is a diagram illustrating an example of a change in the time direction when the exhaust gas temperature changes in the power generation system according to the second embodiment. As in FIG. 6, in FIG. 8, (a) the measured value Ti of the inlet exhaust gas temperature of the second superheater 18, (b) the measured value F of the inlet exhaust gas flow rate of the second superheater 18, (c) the second superheater. The measurement value to of the outlet steam temperature of the cooler, (d) the measurement value f of the outlet steam flow rate of the second superheater 18, and (e) the spray flow rate f1 of the temperature reducer 16 are shown.
図８（ｅ）に示すように、第２の実施形態では、第１の実施形態と比較して、減温器１６のスプレー流量ｆ１の変化が緩和されている。これにより、出口蒸気温度が変動する要因の静特性だけでなく、出口蒸気温度が変動する要因の動特性を考慮して、Ｇ１（ｓ）Ｃ２（ｓ）＝Ｇ２（ｓ）となるようにＣ２（ｓ）を定めることができる。 As shown in FIG. 8E, in the second embodiment, the change in the spray flow rate f1 of the temperature reducer 16 is moderated as compared to the first embodiment. Accordingly, in consideration of not only the static characteristics of the factors that cause the outlet steam temperature to change, but also the dynamic characteristics of the factors that cause the outlet steam temperature to change, C2 is set so that G1 (s) C2 (s) = G2 (s). (S) can be defined.
以上のように、第２の実施形態では、第１の実施形態を実施したときで外乱が急変した場合に発生する偏差の影響を改善することができる。 As described above, in the second embodiment, it is possible to improve the influence of the deviation that occurs when the disturbance suddenly changes when the first embodiment is implemented.
なお、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。 In addition, although some embodiment of this invention was described, these embodiment is shown as an example and is not intending limiting the range of invention. These novel embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and changes can be made without departing from the scope of the invention. These embodiments and modifications thereof are included in the scope and gist of the invention, and are included in the invention described in the claims and the equivalents thereof.
また、各実施形態の制御装置２０により実現する手法は、計算機（コンピュータ）に実行させることができるプログラム（ソフトウエア手段）として、例えば磁気ディスク（フロッピー（登録商標）ディスク、ハードディスク等）、光ディスク（ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ、ＭＯ等）、半導体メモリ（ＲＯＭ、ＲＡＭ、フラッシュメモリ等）等の記録媒体に格納し、また通信媒体により伝送して頒布することもできる。なお、媒体側に格納されるプログラムには、計算機に実行させるソフトウエア手段（実行プログラムのみならずテーブルやデータ構造も含む）を計算機内に構成させる設定プログラムをも含む。本装置を実現する計算機は、記録媒体に記録されたプログラムを読み込み、また場合により設定プログラムによりソフトウエア手段を構築し、このソフトウエア手段によって動作が制御されることにより上述した処理を実行する。なお、本明細書でいう記録媒体は、頒布用に限らず、計算機内部あるいはネットワークを介して接続される機器に設けられた磁気ディスクや半導体メモリ等の記憶媒体を含むものである。 Further, the method realized by the control device 20 of each embodiment is a program (software means) that can be executed by a computer (computer), such as a magnetic disk (floppy (registered trademark) disk, hard disk, etc.), optical disk ( It can be stored in a recording medium such as a CD-ROM, DVD, MO, etc., semiconductor memory (ROM, RAM, flash memory, etc.), or transmitted and distributed by a communication medium. The program stored on the medium side includes a setting program that configures software means (including not only the execution program but also a table and data structure) in the computer. A computer that implements this apparatus reads a program recorded on a recording medium, constructs software means by a setting program as the case may be, and executes the above-described processing by controlling the operation by this software means. The recording medium referred to in this specification is not limited to distribution, but includes a storage medium such as a magnetic disk or a semiconductor memory provided in a computer or a device connected via a network.
１…ガスタービン、２…圧縮機、３…第１発電機、４…排ガス配管、５…排熱回収ボイラ、１１…ドラム、１２…下降管、１３…蒸発器、１４…第１蒸気配管、１５…第１過熱器、１６…減温器、１７…第２蒸気配管、１８…第２過熱器、１９…減温器バルブ、２０…制御装置、２１…主蒸気配管、２２…主蒸気弁、２３…バイパス配管、２４…バイパス弁、２５…蒸気タービン、２６…第２発電機、３１Ｆ、３５Ｆ…流量計、３１Ｔ、３３Ｔ、３４Ｔ、３５Ｔ…温度計、３２Ｐ、３５Ｐ…圧力計、３６…回転数計測器、３７…電気出力計測器、５０１…蒸気比熱計算部、５０２…過熱器特性計算部、５０３…演算部、５０４…減温器特性計算部、５０５…スプレー弁特性計算部、５０６…ＰＩＤ演算部、６０３…１次遅れ演算部。 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Gas turbine, 2 ... Compressor, 3 ... 1st generator, 4 ... Exhaust gas piping, 5 ... Exhaust heat recovery boiler, 11 ... Drum, 12 ... Downcomer, 13 ... Evaporator, 14 ... 1st steam piping, DESCRIPTION OF SYMBOLS 15 ... 1st superheater, 16 ... Temperature reducer, 17 ... 2nd steam piping, 18 ... 2nd superheater, 19 ... Temperature reducing valve, 20 ... Control apparatus, 21 ... Main steam piping, 22 ... Main steam valve 23: bypass piping, 24 ... bypass valve, 25 ... steam turbine, 26 ... second generator, 31 F, 35 F ... flow meter, 31 T, 33 T, 34 T, 35 T ... thermometer, 32 P, 35 P : Pressure gauge, 36: Rotational speed measuring device, 37: Electrical output measuring device, 501: Steam specific heat calculation unit, 502: Superheater characteristic calculation unit, 503: Calculation unit, 504: Temperature reducer characteristic calculation unit, 505 ... Spray valve characteristic calculator, 506 ... PID calculator, 603 ... first-order lag calculator .
Claims (8)
前記出口蒸気温度が変動する要因に基づいて前記減温器に供給する前記水の前記流量に関する第２指示値を演算するフィードフォワード制御部と、
前記第１指示値と前記第２指示値を加算する加算器と
を備えることを特徴とする蒸気温度制御装置。 The steam installed at the upstream side of the superheater and supplied to the superheater is adjusted so that the measured value of the outlet steam temperature of the superheater installed in the boiler that generates steam matches the outlet steam temperature setting value. A feedback control unit that calculates a first instruction value relating to a flow rate of water supplied to the cooler to be cooled;
A feedforward control unit that calculates a second instruction value related to the flow rate of the water supplied to the desuperheater based on a factor that the outlet steam temperature fluctuates;
A steam temperature control apparatus comprising: an adder that adds the first instruction value and the second instruction value.
ことを特徴とする請求項１記載の蒸気温度制御装置。 The steam temperature control apparatus according to claim 1, wherein the factors include a flow rate of exhaust gas passing through the superheater and a flow rate of steam supplied to the superheater.
前記要因に基づいて前記過熱器の入口蒸気温度に関する入口蒸気温度設定値を演算する過熱器特性計算部と、
前記入口蒸気温度設定値に基づいて前記第２指示値を演算する減温器特性計算部と
を備えることを特徴とする請求項１または請求項２記載の蒸気温度制御装置。 The feedforward control unit
A superheater characteristic calculator that calculates an inlet steam temperature setting value related to the inlet steam temperature of the superheater based on the factor;
The steam temperature control apparatus according to claim 1, further comprising a temperature reducer characteristic calculation unit that calculates the second instruction value based on the inlet steam temperature setting value.
前記熱交換量の繰り返し演算を演算周期の１回ごとに実行するとともに、前記入口蒸気温度設定値の繰り返し演算を前記演算周期の複数回に亘って実行するように構成されることを特徴とする請求項３記載の蒸気温度制御装置。 The superheater characteristic calculation unit is configured to be able to execute a repeated calculation of a heat exchange amount in the superheater and a repeated calculation of the inlet steam temperature set value, and
The repetitive calculation of the heat exchange amount is performed every calculation cycle, and the repeated calculation of the inlet steam temperature set value is performed a plurality of times of the calculation cycle. The steam temperature control device according to claim 3.
前記出口蒸気温度が変動する要因に基づいて前記減温器に供給する前記水の前記流量に関する第２指示値を演算し、
前記第１指示値と前記第２指示値を加算して前記減温器に供給する前記水の前記流量を調整する
ことを特徴とする蒸気温度制御方法。 The steam installed at the upstream side of the superheater and supplied to the superheater is adjusted so that the measured value of the outlet steam temperature of the superheater installed in the boiler that generates steam matches the outlet steam temperature setting value. Calculate a first indication value for the flow rate of water supplied to the cooler to be cooled,
Calculating a second instruction value relating to the flow rate of the water supplied to the desuperheater based on a factor that causes the outlet steam temperature to fluctuate;
A steam temperature control method comprising adjusting the flow rate of the water supplied to the temperature reducer by adding the first instruction value and the second instruction value.
前記ボイラの前記過熱器からの前記蒸気により駆動される蒸気タービンと、
前記蒸気タービンを駆動する前記蒸気の蒸気温度を制御する蒸気温度制御装置を備え、
前記蒸気温度制御装置は、
前記過熱器の出口蒸気温度の測定値が出口蒸気温度設定値に一致するように、前記減温器に供給する水の流量に関する第１指示値を演算するフィードバック制御部と、
前記出口蒸気温度が変動する要因に基づいて前記減温器に供給する前記水の前記流量に関する第２指示値を演算するフィードフォワード制御部と、
前記第１指示値と前記第２指示値を加算する加算器と
を備えることを特徴とする発電システム。 A boiler comprising a superheater and a temperature reducer that is arranged upstream of the superheater and cools the steam supplied to the superheater;
A steam turbine driven by the steam from the superheater of the boiler;
A steam temperature control device that controls the steam temperature of the steam that drives the steam turbine;
The steam temperature control device includes:
A feedback control unit that calculates a first instruction value relating to a flow rate of water supplied to the desuperheater so that a measured value of the outlet steam temperature of the superheater matches an outlet steam temperature set value;
A feedforward control unit that calculates a second instruction value related to the flow rate of the water supplied to the desuperheater based on a factor that the outlet steam temperature fluctuates;
An electric power generation system comprising: an adder that adds the first instruction value and the second instruction value.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2016124300A JP6813289B2 (en) | 2016-06-23 | 2016-06-23 | Steam temperature controller, steam temperature control method, and power generation system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2016124300A JP6813289B2 (en) | 2016-06-23 | 2016-06-23 | Steam temperature controller, steam temperature control method, and power generation system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2017227393A true JP2017227393A (en) | 2017-12-28 |
| JP6813289B2 JP6813289B2 (en) | 2021-01-13 |
Family
ID=60891469
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2016124300A Active JP6813289B2 (en) | 2016-06-23 | 2016-06-23 | Steam temperature controller, steam temperature control method, and power generation system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP6813289B2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108954294A (en) * | 2018-05-22 | 2018-12-07 | 哈尔滨工业大学 | Overheater of power generating set/reheater steam temperature feed forward control method |
| CN112432157A (en) * | 2020-11-18 | 2021-03-02 | 哈尔滨锅炉厂有限责任公司 | Method for monitoring vaporization degree of desuperheating water |
| CN113266817A (en) * | 2021-05-25 | 2021-08-17 | 华能东莞燃机热电有限责任公司 | Method for preventing and controlling overtemperature of superheater tube wall |
| CN115324853A (en) * | 2022-08-22 | 2022-11-11 | 中国船舶重工集团新能源有限责任公司 | Adjusting device and adjusting method for heat-conducting medium flow of slot type optical thermal power station |
Citations (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5447006A (en) * | 1977-09-20 | 1979-04-13 | Kawasaki Heavy Ind Ltd | Controlling of steam temperature of boiler |
| JPS5596808A (en) * | 1979-01-17 | 1980-07-23 | Hitachi Ltd | Boiler steam temperature controller |
| JPS57142405A (en) * | 1981-02-28 | 1982-09-03 | Tokyo Shibaura Electric Co | Steam temperature controller |
| JPS586306A (en) * | 1981-07-03 | 1983-01-13 | 株式会社東芝 | Controller for temperature of steam |
| JPS5883106A (en) * | 1981-11-11 | 1983-05-18 | 横河電機株式会社 | Boiler main steam temperature control system |
| JPS6176810A (en) * | 1984-09-20 | 1986-04-19 | 株式会社東芝 | Controller for temperature of boiler steam |
| JPS6199001A (en) * | 1984-10-19 | 1986-05-17 | 株式会社日立製作所 | Controller for temperature of steam of thermal power generating boiler |
| JPS6365206A (en) * | 1986-09-05 | 1988-03-23 | 株式会社東芝 | Boiler steam temperature controller |
| JPS6365207A (en) * | 1986-09-05 | 1988-03-23 | 株式会社東芝 | Boiler steam temperature controller |
| JPH09105503A (en) * | 1995-10-05 | 1997-04-22 | Toshiba Corp | Method and apparatus for controlling steam temperature of combined cycle plant |
| JPH1047609A (en) * | 1996-08-06 | 1998-02-20 | Kobe Steel Ltd | Steam temperature control method of boiler |
| US20080029261A1 (en) * | 2006-08-01 | 2008-02-07 | Emerson Process Management Power & Water Solutions, Inc. | Steam Temperature Control Using Integrated Function Block |
| JP2008032367A (en) * | 2006-07-31 | 2008-02-14 | Babcock Hitachi Kk | Control method for once-through waste heat recovery boiler |
| JP2013040695A (en) * | 2011-08-11 | 2013-02-28 | Toshiba Corp | Apparatus and device for controlling vapor temperature |
| JP2016057026A (en) * | 2014-09-11 | 2016-04-21 | 株式会社東芝 | Steam temperature control device, steam temperature control method, and power generation system |
-
2016
- 2016-06-23 JP JP2016124300A patent/JP6813289B2/en active Active
Patent Citations (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5447006A (en) * | 1977-09-20 | 1979-04-13 | Kawasaki Heavy Ind Ltd | Controlling of steam temperature of boiler |
| JPS5596808A (en) * | 1979-01-17 | 1980-07-23 | Hitachi Ltd | Boiler steam temperature controller |
| JPS57142405A (en) * | 1981-02-28 | 1982-09-03 | Tokyo Shibaura Electric Co | Steam temperature controller |
| JPS586306A (en) * | 1981-07-03 | 1983-01-13 | 株式会社東芝 | Controller for temperature of steam |
| JPS5883106A (en) * | 1981-11-11 | 1983-05-18 | 横河電機株式会社 | Boiler main steam temperature control system |
| JPS6176810A (en) * | 1984-09-20 | 1986-04-19 | 株式会社東芝 | Controller for temperature of boiler steam |
| JPS6199001A (en) * | 1984-10-19 | 1986-05-17 | 株式会社日立製作所 | Controller for temperature of steam of thermal power generating boiler |
| JPS6365206A (en) * | 1986-09-05 | 1988-03-23 | 株式会社東芝 | Boiler steam temperature controller |
| JPS6365207A (en) * | 1986-09-05 | 1988-03-23 | 株式会社東芝 | Boiler steam temperature controller |
| JPH09105503A (en) * | 1995-10-05 | 1997-04-22 | Toshiba Corp | Method and apparatus for controlling steam temperature of combined cycle plant |
| JPH1047609A (en) * | 1996-08-06 | 1998-02-20 | Kobe Steel Ltd | Steam temperature control method of boiler |
| JP2008032367A (en) * | 2006-07-31 | 2008-02-14 | Babcock Hitachi Kk | Control method for once-through waste heat recovery boiler |
| US20080029261A1 (en) * | 2006-08-01 | 2008-02-07 | Emerson Process Management Power & Water Solutions, Inc. | Steam Temperature Control Using Integrated Function Block |
| JP2013040695A (en) * | 2011-08-11 | 2013-02-28 | Toshiba Corp | Apparatus and device for controlling vapor temperature |
| JP2016057026A (en) * | 2014-09-11 | 2016-04-21 | 株式会社東芝 | Steam temperature control device, steam temperature control method, and power generation system |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108954294A (en) * | 2018-05-22 | 2018-12-07 | 哈尔滨工业大学 | Overheater of power generating set/reheater steam temperature feed forward control method |
| CN108954294B (en) * | 2018-05-22 | 2019-09-24 | 哈尔滨工业大学 | Overheater of power generating set/reheater steam temperature feed forward control method |
| CN112432157A (en) * | 2020-11-18 | 2021-03-02 | 哈尔滨锅炉厂有限责任公司 | Method for monitoring vaporization degree of desuperheating water |
| CN113266817A (en) * | 2021-05-25 | 2021-08-17 | 华能东莞燃机热电有限责任公司 | Method for preventing and controlling overtemperature of superheater tube wall |
| CN113266817B (en) * | 2021-05-25 | 2022-08-05 | 华能东莞燃机热电有限责任公司 | Method for preventing and controlling overtemperature of superheater tube wall |
| CN115324853A (en) * | 2022-08-22 | 2022-11-11 | 中国船舶重工集团新能源有限责任公司 | Adjusting device and adjusting method for heat-conducting medium flow of slot type optical thermal power station |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP6813289B2 (en) | 2021-01-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9447963B2 (en) | Dynamic tuning of dynamic matrix control of steam temperature | |
| WO2019165839A1 (en) | Boiler superheated steam temperature control method, device and system | |
| CN103557511B (en) | All-process control method for main steam temperature of utility boiler | |
| US9217565B2 (en) | Dynamic matrix control of steam temperature with prevention of saturated steam entry into superheater | |
| CN104482525B (en) | The control method of extra-supercritical unit reheat steam temperature and system | |
| US9335042B2 (en) | Steam temperature control using dynamic matrix control | |
| US9841185B2 (en) | Steam temperature control using model-based temperature balancing | |
| JP6813289B2 (en) | Steam temperature controller, steam temperature control method, and power generation system | |
| JP7143094B2 (en) | Systems and methods for operating a combined cycle power plant | |
| JP5665688B2 (en) | Steam temperature control device and steam temperature control method | |
| US10385736B2 (en) | Combined cycle power plant and start-up method of the same | |
| KR101501556B1 (en) | Device for controlling main steam temperature of boiler | |
| US10012114B2 (en) | Method and device for controlling a temperature of steam for a steam power plant | |
| JP6461525B2 (en) | Steam temperature control device, steam temperature control method, and power generation system | |
| KR102107853B1 (en) | Apparatus for controlling temperature of main steam and method for the same | |
| JPS6199001A (en) | Controller for temperature of steam of thermal power generating boiler | |
| JPH0215761B2 (en) | ||
| JP7351678B2 (en) | Start-up control device, start-up control method and program | |
| JP2014156976A (en) | Boiler system | |
| WO2024042839A1 (en) | Control device, control method, incinerator facility, and prediction model creation device | |
| JP2024157162A (en) | Control device, combined cycle power plant, control method and program | |
| CN116045267A (en) | Temperature adjusting method, system and storage medium based on waste heat boiler | |
| JP2009002266A (en) | Load control device of thermal power plant | |
| JPH03175201A (en) | Preceding signal circuit of boiler plant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A712 Effective date: 20171124 |
|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711 Effective date: 20171127 |
|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20190128 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20191223 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20200107 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20200304 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20200421 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20200612 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20201117 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20201217 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6813289 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |