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JP5840032B2 - Power generation system and steam temperature control method thereof - Google Patents

Power generation system and steam temperature control method thereof Download PDF

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JP5840032B2 JP2012044762A JP2012044762A JP5840032B2 JP 5840032 B2 JP5840032 B2 JP 5840032B2 JP 2012044762 A JP2012044762 A JP 2012044762A JP 2012044762 A JP2012044762 A JP 2012044762A JP 5840032 B2 JP5840032 B2 JP 5840032B2
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  • Control Of Steam Boilers And Waste-Gas Boilers (AREA)

Description

本発明は、変圧貫流ボイラを有する発電システム及びその蒸気温度制御方法に関するものである。   The present invention relates to a power generation system having a transformer once-through boiler and a steam temperature control method thereof.

火力発電所等において、変圧貫流ボイラと水蒸気タービン(蒸気タービン)とを主な構成要素として備える発電システムが多く採用されている(例えば、特許文献1から3等)。この発電システムは、変圧貫流ボイラで発生させた蒸気を用いて蒸気タービンにより発電するものである。   In thermal power plants and the like, many power generation systems including a variable-flow once-through boiler and a steam turbine (steam turbine) as main components are employed (for example, Patent Documents 1 to 3). This power generation system generates power with a steam turbine using steam generated by a transformer once-through boiler.

例えば、特許文献1には、蒸気発生源である火炉において発生した蒸気が1次過熱器、1次過熱低減器、2次過熱器、2次過熱低減器、3次過熱器を経由することで温度調整され、蒸気タービンへ送られる発電システムが開示されている。
特許文献1に開示された発電システムでは、貫流運転中においては、1次過熱器の出口温度に基づく水燃比制御が行われるとともに、2次過熱器の出口温度に基づく1次過熱減温器のスプレー弁制御、及び、ボイラ出口(蒸気タービン入口)の蒸気温度(以下、この温度を「主蒸気温度」という。)に基づく2次過熱減温器のスプレー弁制御が行われる。また、起動バイパス運転中においては、主蒸気温度に基づいて水燃比制御が行われるとともに、1次過熱減温器のスプレー弁が全開とされ、主蒸気温度の偏差が大きい場合に二次過熱減温器のスプレー弁が開かれて燃料過多時の主蒸気温度変動が抑制される。
For example, Patent Document 1 discloses that steam generated in a furnace as a steam generation source passes through a primary superheater, a primary superheat reducer, a secondary superheater, a secondary superheat reducer, and a tertiary superheater. A power generation system is disclosed that is temperature adjusted and sent to a steam turbine.
In the power generation system disclosed in Patent Document 1, the water-fuel ratio control based on the outlet temperature of the primary superheater is performed during the once-through operation, and the primary superheat desuperheater based on the outlet temperature of the secondary superheater is performed. Spray valve control and spray valve control of the secondary superheat desuperheater based on the steam temperature at the boiler outlet (steam turbine inlet) (hereinafter, this temperature is referred to as “main steam temperature”) are performed. Further, during the start-up bypass operation, the water / fuel ratio control is performed based on the main steam temperature, and the spray valve of the primary superheat desuperheater is fully opened, and the secondary superheat reduction is reduced when the main steam temperature deviation is large. The spray valve of the warmer is opened to suppress main steam temperature fluctuations when fuel is excessive.

特開平1−127806号公報Japanese Patent Laid-Open No. 1-127806 特開平2−169902号公報JP-A-2-169902 特開平7−310902号公報Japanese Patent Laid-Open No. 7-310902

従来は、特許文献1にも開示されているように、火炉における水燃比制御は主蒸気温度に基づいて行われていた。しかしながら、この制御は応答性が悪いという欠点があった。そこで、近年、応答性の向上を目的として、火炉出口の過熱度を制御する新たな制御方法が提案されている。   Conventionally, as disclosed in Patent Document 1, water-fuel ratio control in a furnace has been performed based on the main steam temperature. However, this control has a drawback of poor response. Therefore, in recent years, a new control method for controlling the degree of superheat at the furnace outlet has been proposed for the purpose of improving responsiveness.

しかしながら、この制御方法は、火炉の燃料としてガス、重油を用いる発電システムにおいては有効であるが、性状(発熱量等)の安定しない石炭等の炭素を含有する燃料を用いる場合には、所望の主蒸気温度を得ることが難しい。すなわち、石炭等の炭素を含有する燃料を用いる場合には、発熱量の変動に伴う火炉における燃焼状態の変化や、スラグが水冷壁や過熱器に付着することによる熱吸収率の変化等により、火炉出口や過熱器における過熱度が変動してしまう。従って、例えば、火炉出口における過熱度が制御できていたとしても、後段に続く過熱器の熱吸収特性が変化してしまうことにより、所望の主蒸気温度が得られないというおそれがあった。   However, this control method is effective in a power generation system that uses gas or heavy oil as the fuel for the furnace, but when using a fuel containing carbon such as coal whose properties (calorific value, etc.) are not stable, It is difficult to obtain the main steam temperature. That is, when using a fuel containing carbon such as coal, due to changes in the combustion state in the furnace due to fluctuations in the calorific value, changes in the heat absorption rate due to slag adhering to the water cooling wall or superheater, etc. The degree of superheat at the furnace outlet and superheater will fluctuate. Therefore, for example, even if the superheat degree at the furnace outlet can be controlled, there is a possibility that the desired main steam temperature cannot be obtained due to the change in the heat absorption characteristics of the superheater following the subsequent stage.

特に、新たに提案されている制御方法では、火炉出口における過熱度を制御するものであるため、ボイラ出口での主蒸気温度は定格温度を確保できていても、火炉出口よりも下流側における過熱器の吸収熱量によっては、過熱低減器でのスプレーが所要量注入することができず、負荷上昇、下降時の蒸気温度制御偏差が増大する可能性がある。   In particular, since the newly proposed control method controls the degree of superheat at the furnace outlet, the main steam temperature at the boiler outlet can maintain the rated temperature, but the superheat at the downstream side of the furnace outlet. Depending on the amount of heat absorbed by the cooler, the required amount of spray from the superheat reducer cannot be injected, and the steam temperature control deviation at the time of load increase and decrease may increase.

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、石炭等の炭素を含有する燃料を用いる貫流ボイラにおいて、蒸気温度制御の精度を向上させることのできる発電システム及びその蒸気温度制御方法を提供することを目的とする。   The present invention has been made in view of such circumstances, and in a once-through boiler using a fuel containing carbon such as coal, a power generation system capable of improving the accuracy of steam temperature control and the steam temperature control thereof It aims to provide a method.

上記課題を解決するために、本発明は以下の手段を採用する。
本発明は、石炭等の炭素を含有する燃料を燃焼させる火炉と、前記火炉で発生した蒸気を用いてタービンを回転させることにより発電する蒸気タービンと、前記火炉から前記蒸気タービンへと前記蒸気を供給する蒸気配管と、前記蒸気配管に直列に設けられたN次(Nは3以上の整数)の過熱器と、前記蒸気配管に設けられ、前記N次の過熱器のうち、N次過熱器とN−1次過熱器との間に設けられたN−1次過熱低減器と、前記火炉における燃料の発熱量と給水量との比である水燃比を制御する制御手段とを備え、前記制御手段は、前記火炉出口における過熱度を過熱度設定値に一致させるような第1水燃比指令を決定する第1演算手段と、前記N−1次過熱低減器の入口温度と出口温度との偏差に基づいて前記過熱度設定値を補正する設定値補正手段とを具備する発電システムを提供する。
In order to solve the above problems, the present invention employs the following means.
The present invention relates to a furnace for burning a fuel containing carbon such as coal, a steam turbine for generating electricity by rotating a turbine using steam generated in the furnace, and the steam from the furnace to the steam turbine. Steam pipe to be supplied; N-order (N is an integer greater than or equal to 3) superheater provided in series with the steam pipe; N-order superheater among the N-order superheaters provided to the steam pipe. And an N-1 primary superheat reducer provided between the N-1 primary superheater, and a control means for controlling a water / fuel ratio that is a ratio of a calorific value of fuel and a water supply amount in the furnace, The control means includes: a first calculation means for determining a first water-fuel ratio command that makes a superheat degree at the furnace outlet coincide with a superheat degree set value; and an inlet temperature and an outlet temperature of the N-1 primary superheat reducer. A setting for correcting the superheat setting value based on the deviation. Providing a power generation system comprising a value correcting means.

本発明によれば、N次過熱器とN−1次過熱器との間に設けられたN−1次過熱低減器の入口温度と出口温度との偏差に基づいて火炉出口の過熱度設定値が補正される。これにより、火炉出口の過熱度をN−1次過熱低減器の入出力の温度差を考慮した過熱度に制御することができる。この結果、N−1次過熱低減器における温度差を十分に確保することができ、N−1次過熱低減器の減温調整に余裕を持たせることが可能となる。よって、N次過熱器の入口温度を適切な温度に調節することが可能となり、従来問題となっていた入熱不足を解消することができ、主蒸気温度を主蒸気温度設定値に一致させることが可能となる。   According to the present invention, the superheat degree set value at the furnace outlet based on the deviation between the inlet temperature and the outlet temperature of the N-1 primary superheat reducer provided between the Nth superheater and the N-1 primary superheater. Is corrected. Thereby, the superheat degree of a furnace exit is controllable to the superheat degree which considered the temperature difference of the input-output of a N-1 primary superheat reducer. As a result, a sufficient temperature difference in the N-1 primary overheat reducer can be secured, and a margin can be provided for the temperature reduction adjustment of the N-1 primary overheat reducer. Therefore, it becomes possible to adjust the inlet temperature of the N-th superheater to an appropriate temperature, and it is possible to eliminate the shortage of heat input, which has been a problem in the past, and to match the main steam temperature with the main steam temperature set value. Is possible.

上記発電システムにおいて、前記設定値補正手段は、前記N−1次過熱低減器の入口温度と出口温度との偏差を目標温度差に一致させるような補正値を算出し、該補正値を用いて前記過熱度設定値を補正することとしてもよい。   In the power generation system, the set value correction means calculates a correction value that matches a deviation between an inlet temperature and an outlet temperature of the N-1 primary superheat reducer with a target temperature difference, and uses the correction value. The superheat degree set value may be corrected.

上記構成によれば、N−1次過熱低減器の入口温度と出口温度との偏差を目標温度差に一致させるような補正値を用いて過熱度設定値を補正するので、N−1次過熱低減器の入口温度と出口温度との差を目標温度差に近づけることが可能となる。   According to the above configuration, since the superheat degree setting value is corrected using the correction value that matches the deviation between the inlet temperature and the outlet temperature of the N-1 primary superheat reducer with the target temperature difference, the N-1 primary superheater is corrected. The difference between the inlet temperature and the outlet temperature of the reducer can be made closer to the target temperature difference.

上記発電システムにおいて、前記目標温度差が前記蒸気タービンの要求負荷に応じて決定されてもよい。   In the power generation system, the target temperature difference may be determined according to a required load of the steam turbine.

上記構成によれば、目標温度差が蒸気タービンの要求負荷に応じて決定されるので、N−1次過熱低減器の入口温度と出口温度との差を要求負荷に応じた適切な温度差に近づけることが可能となる。   According to the above configuration, since the target temperature difference is determined according to the required load of the steam turbine, the difference between the inlet temperature and the outlet temperature of the N-1 primary superheat reducer is changed to an appropriate temperature difference according to the required load. It becomes possible to approach.

上記発電システムにおいて、前記制御手段は、前記第1演算手段と前記設定値補正手段とを備え、第1水燃比指令を決定する第1制御手段と、主蒸気温度を主蒸気温度設定値に一致させるような第2水燃比指令を決定する第2制御手段と、前記第1水燃比指令及び前記第2水燃比指令の重み付け係数を決定するゲイン決定手段と、前記第1制御手段によって決定された第1水燃比指令及び前記第2制御手段によって決定された第2水燃比指令並びに前記ゲイン決定手段によって決定された重み付け係数を用いて、最終的な水燃比指令を決定する水燃比決定手段とを備えることとしてもよい。   In the power generation system, the control means includes the first calculation means and the set value correction means, and the first control means for determining the first water-fuel ratio command and the main steam temperature coincide with the main steam temperature set value. Determined by the second control means for determining the second water-fuel ratio command, the gain determining means for determining the weighting coefficient of the first water-fuel ratio command and the second water-fuel ratio command, and the first control means. A first water-fuel ratio command, a second water-fuel ratio command determined by the second control means, and a water-fuel ratio determining means for determining a final water-fuel ratio command using the weighting coefficient determined by the gain determining means; It is good also as providing.

このような構成によれば、第1制御手段により、火炉出口における過熱度を過熱度設定値に一致させるような第1水燃比指令が決定され、第2制御手段により、主蒸気温度を主蒸気温度設定値に一致させるような第2水燃比指令が決定される。そして、第1水燃比指令及び第2水燃比指令に対してゲイン決定手段によって決定された重み付け係数を用いることにより、最終的な水燃比指令が決定される。このように2つの制御手段を備えるので、運転状態に応じて第1水燃比指令、第2水燃比指令の重み付けを適切に変化させることによって、運転状態に合った適切な水燃比指令を得ることが可能となる。   According to such a configuration, the first control means determines the first water-fuel ratio command to make the superheat degree at the furnace outlet coincide with the superheat degree set value, and the second control means sets the main steam temperature to the main steam temperature. A second water-fuel ratio command that matches the temperature set value is determined. Then, the final water-fuel ratio command is determined by using the weighting coefficient determined by the gain determining means for the first water-fuel ratio command and the second water-fuel ratio command. Since two control means are provided in this way, an appropriate water-fuel ratio command suitable for the operating state can be obtained by appropriately changing the weighting of the first water-fuel ratio command and the second water-fuel ratio command according to the operating state. Is possible.

上記発電システムにおいて、高負荷帯においては、前記第1水燃比指令の重み付け係数よりも前記第2水燃比指令の重み付け係数の方が高く設定されており、低負荷帯においては、前記第2水燃比指令の重み付け係数よりも前記第1水燃比指令の重み付け係数の方が高く設定されている。   In the power generation system, the weighting coefficient of the second water-fuel ratio command is set higher than the weighting coefficient of the first water-fuel ratio command in the high load zone, and the second water ratio is set in the low load zone. The weighting coefficient of the first water-fuel ratio command is set higher than the weighting coefficient of the fuel ratio command.

一般的に、過熱器に流入される蒸気は過熱蒸気である必要がある。しかしながら、例えば、図10に示すように、ボイラ出口主蒸気圧力が低くなる低負荷の領域では、火炉出口が飽和領域に入る可能性があり、過熱度を維持することが重要とされる。これに対し、ボイラ出口主蒸気圧力が高い高負荷の領域では、飽和領域から離れる方向に移動するため、湿り蒸気になる心配がなく、自然と過熱蒸気が得られることとなる。従って、このような負荷帯域では、過熱度制御の重要性が低くなる。よって、高負荷帯においては主蒸気温度に基づいて決定された第2水燃比指令の重み付け係数を大きな値とし、低負荷帯においては過熱度に基づいて決定された第1水燃比指令の重み付け係数を大きな値とすることによって、蒸気状態に応じた水燃比制御を行うことが可能となる。   Generally, the steam flowing into the superheater needs to be superheated steam. However, for example, as shown in FIG. 10, in the low load region where the boiler outlet main steam pressure is low, the furnace outlet may enter the saturation region, and it is important to maintain the degree of superheat. On the other hand, in the high load region where the boiler outlet main steam pressure is high, the steam moves away from the saturation region, so there is no fear of becoming wet steam, and superheated steam is naturally obtained. Therefore, in such a load band, the importance of superheat degree control becomes low. Therefore, the weighting coefficient of the second water-fuel ratio command determined based on the main steam temperature is set to a large value in the high load zone, and the weighting coefficient of the first water-fuel ratio command determined based on the degree of superheat in the low load zone. By setting the value to a large value, it becomes possible to perform water-fuel ratio control in accordance with the steam state.

上記発電システムは、前記蒸気タービンよりも低い蒸気圧で駆動する低圧蒸気タービンと、前記蒸気タービンで利用された蒸気を再過熱して前記低圧蒸気タービンへ供給する再熱手段と、前記火炉で発生した燃焼ガスの前記再熱手段への流入量を調整する流入量調整手段とを更に備え、前記流入量調整手段は、負荷降下時において、前記再熱手段へ流入させる燃焼ガスの通過配分を定格運転時よりも増加させることとしてもよい。   The power generation system includes a low-pressure steam turbine that is driven at a steam pressure lower than that of the steam turbine, reheat means that reheats the steam used in the steam turbine and supplies the steam to the low-pressure steam turbine, and is generated in the furnace And an inflow amount adjusting means for adjusting an inflow amount of the burned combustion gas to the reheating means, and the inflow amount adjusting means is rated for the distribution of passage of the combustion gas that flows into the reheating means when the load drops. It is good also as increasing from the time of driving | operation.

このように、負荷降下時においては、再熱手段へ流入させる燃焼ガスの通過配分を定格運転時よりも増加させるので、負荷降下時における再熱手段への吸収熱量を増加させることができ、再熱手段の出口における蒸気温度の低下を抑制することができる。   In this way, when the load drops, the distribution distribution of the combustion gas flowing into the reheating means is increased as compared with the rated operation, so that the amount of heat absorbed by the reheating means when the load drops can be increased. A drop in steam temperature at the outlet of the heating means can be suppressed.

上記発電システムは、前記蒸気タービンよりも低い蒸気圧で駆動する低圧蒸気タービンと、前記蒸気タービンで利用された蒸気を再過熱して前記低圧蒸気タービンへ供給する再熱手段と、前記蒸気配管に配置されている隣接する前記過熱器間に設けられた過熱低減器と、前記火炉への給水ラインから分岐して前記過熱低減器へ送水するスプレー配管と、前記スプレー配管に設けられ、前記過熱低減器へ供給されるスプレー量を調整するためのスプレー弁とを備え、前記制御手段は、前記過熱低減器よりも蒸気流れ下流側に設けられた直近の前記過熱器の出口温度に基づいて、前記スプレー弁の開度を決定する開度決定手段と、負荷降下時において、前記開度決定手段によって決定された前記スプレー弁の開度を増加させる開度補正手段とを具備することとしてもよい。   The power generation system includes a low-pressure steam turbine that is driven at a steam pressure lower than that of the steam turbine, reheat means that reheats the steam used in the steam turbine and supplies the steam to the low-pressure steam turbine, and the steam pipe. A superheat reducer provided between the adjacent superheaters arranged; a spray pipe branched from a water supply line to the furnace and supplied to the superheat reducer; and the superheat reducer provided in the spray pipe. A spray valve for adjusting the amount of spray supplied to the heater, and the control means is based on an outlet temperature of the superheater provided immediately downstream of the superheat reducer on the steam flow downstream side. Opening determining means for determining the opening of the spray valve, and opening correcting means for increasing the opening of the spray valve determined by the opening determining means when the load drops. It is also possible to be.

このような構成によれば、負荷降下時においては、過熱低減器へ供給されるスプレー量を増加させるので、火炉への給水による流体通過流量は減少する。火炉の流体通過流量が減少すると、水燃比が増加し、火炉出口の過熱度を上げることができる。このようにして過熱度を上昇させることにより、過熱器側での熱吸収を抑制し、より多くの熱を再熱手段の方へ分配することが可能となる。これにより、負荷降下時における再熱手段の出口における蒸気温度の低下を抑制することができる。   According to such a configuration, when the load drops, the amount of spray supplied to the superheat reducer is increased, so that the flow rate of fluid passing through the water supplied to the furnace decreases. When the flow rate of fluid through the furnace decreases, the water-fuel ratio increases and the degree of superheat at the furnace outlet can be increased. By increasing the degree of superheat in this way, heat absorption on the superheater side can be suppressed and more heat can be distributed to the reheating means. Thereby, the fall of the steam temperature in the exit of the reheating means at the time of load fall can be suppressed.

上記発電システムにおいて、前記過熱低減器は、1次過熱器と2次過熱器との間に設けられているとよい。   In the power generation system, the superheat reducer may be provided between the primary superheater and the secondary superheater.

1次過熱器と2次過熱器との間に設けられた過熱低減器は、火炉出口に最も近い過熱低減器であるといえる。火炉に近いほど、スプレー量を増加させることができるので、効果的に火炉への給水量を低減させ、水燃比を増加させることが可能となる。   It can be said that the superheat reducer provided between the primary superheater and the secondary superheater is the superheat reducer closest to the furnace outlet. The closer to the furnace, the more spray can be made, so the amount of water supplied to the furnace can be effectively reduced and the water / fuel ratio can be increased.

上記発電システムは、前記蒸気タービンよりも低い蒸気圧で駆動する低圧蒸気タービンと、前記蒸気タービンで利用された蒸気を再過熱して前記低圧蒸気タービンへ供給する再熱手段とを備え、前記第1演算手段は、負荷降下時において、前記火炉出口における過熱度を所定の時間遅れを持つように補正する補正手段を備え、補正後の該火炉出口における過熱度を前記過熱度設定値に一致させるような第1水燃比指令を決定することとしてもよい。   The power generation system includes: a low-pressure steam turbine that is driven at a steam pressure lower than that of the steam turbine; and a reheat unit that reheats the steam used in the steam turbine and supplies the steam to the low-pressure steam turbine. 1 calculating means is provided with the correction means which correct | amends the superheat degree in the said furnace exit so that it may have predetermined time delay at the time of load fall, and makes the superheat degree in this furnace outlet after correction correspond to the said superheat degree setting value Such a first water-fuel ratio command may be determined.

このように、火炉出口の過熱度に所定の時間遅れを持たせることにより、火炉出口の過熱度が急激に落ち込むことを回避でき、要求負荷が低下してからある程度の期間は、要求負荷に対して高めの過熱度を維持することが可能となる。この結果、再熱温度が急激に低下することを防止することができ、再熱温度を緩やかに低下させることが可能となる。   In this way, by giving a predetermined time delay to the superheat degree at the furnace outlet, it is possible to avoid a sudden drop in the superheat degree at the furnace outlet, and for a certain period of time after the required load decreases, It is possible to maintain a high degree of superheat. As a result, it is possible to prevent the reheating temperature from rapidly decreasing, and it is possible to gradually decrease the reheating temperature.

本発明は、石炭等の炭素を含有する燃料を燃焼させる火炉と、前記火炉で発生した蒸気を用いてタービンを回転させることにより発電する蒸気タービンと、前記火炉から前記蒸気タービンへと前記蒸気を供給する蒸気配管と、前記蒸気配管に直列に設けられたN次(Nは3以上の整数)の過熱器と、前記前記蒸気配管に設けられ、前記N次の過熱器のうち、N次過熱器とN−1次過熱器との間に設けられたN−1次過熱低減器と、前記火炉における燃料の発熱量と給水量との比である水燃比を制御する制御手段とを備える発電システムに適用される蒸気温度制御方法であって、前記火炉出口における過熱度を過熱度設定値に一致させるような第1水燃比指令を決定する第1演算過程と、前記N−1次過熱低減器の入口温度と出口温度との偏差に基づいて前記過熱度設定値を補正する設定値補正過程とを含む発電システムの蒸気温度制御方法を提供する。   The present invention relates to a furnace for burning a fuel containing carbon such as coal, a steam turbine for generating electricity by rotating a turbine using steam generated in the furnace, and the steam from the furnace to the steam turbine. A steam pipe to be supplied; an N-order (N is an integer of 3 or more) provided in series with the steam pipe; and an N-order superheater among the N-order superheaters provided in the steam pipe. Power generation comprising an N-1 primary superheat reducer provided between the refrigeration unit and the N-1 primary superheater, and control means for controlling the water / fuel ratio, which is the ratio of the calorific value of fuel and the amount of water supply in the furnace. A steam temperature control method applied to a system, wherein a first calculation process for determining a first water-fuel ratio command that makes a superheat degree at a furnace outlet coincide with a superheat degree set value, and the N-1st order superheat reduction Deviation between inlet temperature and outlet temperature Based providing steam temperature control method of a power generation system including a set value correcting step of correcting the superheat settings.

本発明によれば、石炭等の炭素を含有する燃料を用いる貫流ボイラにおいて、蒸気温度制御の精度を向上させることができるという効果を奏する。   ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, in the once-through boiler using the fuel containing carbon, such as coal, there exists an effect that the precision of steam temperature control can be improved.

本発明の第1実施形態に係る発電システムの構成を概略的に示した図である。It is the figure which showed roughly the structure of the electric power generation system which concerns on 1st Embodiment of this invention. 図1に示した蒸気温度制御装置が備える種々の機能のうち、水燃比制御に関する機能を展開して示した機能ブロック図である。It is the functional block diagram which expanded and showed the function regarding water-fuel ratio control among the various functions with which the steam temperature control apparatus shown in FIG. 1 is provided. 設定値補正部の制御ロジックの一例を示した図である。It is the figure which showed an example of the control logic of a setting value correction | amendment part. 第1演算部及び第2演算部の制御ロジックの一例を示した図である。It is the figure which showed an example of the control logic of a 1st calculating part and a 2nd calculating part. 第1ゲイン決定部及び第2ゲイン決定部で用いられるゲイン関数の一例を示した図である。It is the figure which showed an example of the gain function used with a 1st gain determination part and a 2nd gain determination part. 火炉出口温度から主蒸気温度までの蒸気温度の変化の一例を示した図である。It is the figure which showed an example of the change of the steam temperature from a furnace exit temperature to the main steam temperature. 本発明の第2実施形態に係る蒸気温度制御装置が備える種々の機能のうち、水燃比制御に関する機能を展開して示した機能ブロック図である。It is the functional block diagram which expanded and showed the function regarding water-fuel ratio control among the various functions with which the steam temperature control apparatus which concerns on 2nd Embodiment of this invention is provided. 第2水燃比指令決定部の制御ロジックの一例を示した図である。It is the figure which showed an example of the control logic of the 2nd water fuel ratio command determination part. 第3ゲイン決定部及び第4ゲイン決定部で用いられるゲイン関数の一例を示した図である。It is the figure which showed an example of the gain function used with a 3rd gain determination part and a 4th gain determination part. ゲイン決定部によって決定される重み付け係数の根拠を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the basis of the weighting coefficient determined by a gain determination part. 本発明の第3実施形態に係る発電システムの構成を概略的に示した図である。It is the figure which showed schematically the structure of the electric power generation system which concerns on 3rd Embodiment of this invention. 本発明の第3実施形態において、再熱器の出口蒸気温度を所定の温度範囲内とするための手法を実現するための一構成例を示した制御ブロック図である。In 3rd Embodiment of this invention, it is the control block diagram which showed one structural example for implement | achieving the method for making the exit vapor | steam temperature of a reheater into a predetermined temperature range. 本発明の第3実施形態において、再熱器の出口蒸気温度を所定の温度範囲内とするための手法を実現するための一構成例を示した制御ブロック図である。In 3rd Embodiment of this invention, it is the control block diagram which showed one structural example for implement | achieving the method for making the exit vapor | steam temperature of a reheater into a predetermined temperature range.

〔第1実施形態〕
以下に、本発明の第1実施形態に係る発電システム及びその蒸気温度制御方法について、図面を参照して説明する。
図1において、発電システム1は、石炭等の炭素を含有する燃料を燃焼させる火炉2と、火炉2によって発生した蒸気を用いてタービンを回転させることにより発電する蒸気タービン3と、発電システムにおける蒸気温度を制御する蒸気温度制御装置(制御手段)10とを備えている。
火炉2から蒸気タービン3へと蒸気配管Lによって蒸気が供給されている。蒸気配管Lには、直列に設けられた1次過熱器4a、2次過熱器4b、3次過熱器4cが設けられている。また、蒸気配管Lにおいて1次過熱器4aと2次過熱器4bとの間には1次過熱低減器5aが、2次過熱器4bと3次過熱器4cとの間には2次過熱低減器5bが設けられている。なお、ここではN次(N=3)の過熱器を備えることとしたが、過熱器の段数については特に限定されず、3次以上の過熱器が設けられていればよい。また、少なくとも最終段の過熱器(N次過熱器)とその手前に設けられた過熱器(N−1次過熱器)との間には、N−1次過熱低減器(本実施形態では、2次過熱低減器5b)が設けられるものとする。
[First Embodiment]
Hereinafter, a power generation system and a steam temperature control method thereof according to a first embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings.
In FIG. 1, a power generation system 1 includes a furnace 2 that burns fuel containing carbon such as coal, a steam turbine 3 that generates power by rotating a turbine using steam generated by the furnace 2, and steam in the power generation system. And a steam temperature control device (control means) 10 for controlling the temperature.
Steam is supplied from the furnace 2 to the steam turbine 3 through a steam pipe L. The steam pipe L is provided with a primary superheater 4a, a secondary superheater 4b, and a tertiary superheater 4c provided in series. In the steam pipe L, a primary superheat reducer 5a is provided between the primary superheater 4a and the secondary superheater 4b, and a secondary superheat reduction is provided between the secondary superheater 4b and the tertiary superheater 4c. A vessel 5b is provided. Although the N-th order (N = 3) superheater is provided here, the number of stages of the superheater is not particularly limited as long as a third-order or higher superheater is provided. Further, at least between the superheater at the final stage (N-th superheater) and the superheater (N-1 primary superheater) provided in front of it, the N-1 primary superheat reducer (in this embodiment, A secondary overheat reducer 5b) is provided.

このような発電システム1では、火炉2において、石炭等の炭素を含有する燃料を燃焼させると共に、後述する給水ポンプ18を駆動させて火炉2の内部に設けられた水冷壁に流体を流通させることにより蒸気を発生させる。火炉2にて発生した蒸気は、1次過熱器4a、1次過熱低減器5a、2次過熱器4b、2次過熱低減器5b、3次過熱器4cへ順番に送られることにより、過熱と除熱が繰り返し行われ、蒸気温度が調整される。温度調整された蒸気は、ガバナ弁7を介して蒸気タービン3へ送られ、蒸気タービン3を駆動するために用いられる。   In such a power generation system 1, in the furnace 2, fuel containing carbon such as coal is burned, and a feed water pump 18 described later is driven to circulate a fluid through a water cooling wall provided in the furnace 2. To generate steam. The steam generated in the furnace 2 is sent to the primary superheater 4a, the primary superheat reducer 5a, the secondary superheater 4b, the secondary superheat reducer 5b, and the tertiary superheater 4c in order, Heat removal is repeated and the steam temperature is adjusted. The temperature-adjusted steam is sent to the steam turbine 3 via the governor valve 7 and used to drive the steam turbine 3.

蒸気タービン3を駆動した後の蒸気は、復水器8へ導かれ、復水器8により水(液体)に戻される。復水器8にて発生した水は、復水ポンプ9によって低圧給水過熱器10、脱気器11の順にて圧送される。脱気器11にて脱気された水は、ボイラ給水ポンプ12によって高圧給水過熱器13、節炭器14の順にて圧送される。節炭器14へ圧送された水は、その大部分が給水ポンプ18によって火炉2へ導かれて再び蒸気として利用されるとともに、その水の一部が1次スプレー配管BS1及び2次スプレー配管BS2を介して1次過熱低減器5a及び2次過熱低減器5bにそれぞれ供給される。   The steam after driving the steam turbine 3 is guided to the condenser 8 and returned to water (liquid) by the condenser 8. The water generated in the condenser 8 is pumped by the condensate pump 9 in the order of the low-pressure feed water superheater 10 and the deaerator 11. The water deaerated by the deaerator 11 is pumped by the boiler feed pump 12 in the order of the high-pressure feed water superheater 13 and the economizer 14. Most of the water pumped to the economizer 14 is led to the furnace 2 by the feed water pump 18 and used again as steam, and a part of the water is primary spray pipe BS1 and secondary spray pipe BS2. Are supplied to the primary overheat reducer 5a and the secondary overheat reducer 5b, respectively.

1次スプレー配管BS1には1次スプレー弁15aが設けられ、1次スプレー弁15aの弁開度が制御されることにより1次過熱低減器5aにおけるスプレー量が調整される。同様に、2次スプレー配管BS2には2次スプレー弁15bが設けられ、この弁開度が制御されることにより2次過熱低減器5bにおけるスプレー量が調整される。   A primary spray valve 15a is provided in the primary spray pipe BS1, and the amount of spray in the primary superheat reducer 5a is adjusted by controlling the valve opening degree of the primary spray valve 15a. Similarly, the secondary spray pipe BS2 is provided with a secondary spray valve 15b, and the amount of spray in the secondary superheat reducer 5b is adjusted by controlling the valve opening degree.

上記発電システム1において、最終段の過熱低減器、すなわち、2次過熱低減器5bの入口温度Ti及び出口温度Toは、温度センサ16a、16bによってそれぞれ計測され、計測値が蒸気温度制御装置10に出力される。また、3次過熱器4cの出口蒸気温度、すなわち、主蒸気温度Tmは温度センサ16cによって計測され、その計測値が蒸気温度制御装置10に出力される。更に、火炉出口における蒸気圧力Pw及び蒸気温度Twは、圧力センサ16d、温度センサ16eによりそれぞれ計測され、計測値が上記温度制御装置10に出力される。   In the power generation system 1, the inlet temperature Ti and the outlet temperature To of the final stage superheat reducer, that is, the secondary superheat reducer 5 b are measured by the temperature sensors 16 a and 16 b, and the measured values are sent to the steam temperature control device 10. Is output. Further, the outlet steam temperature of the tertiary superheater 4 c, that is, the main steam temperature Tm is measured by the temperature sensor 16 c, and the measured value is output to the steam temperature control device 10. Further, the steam pressure Pw and the steam temperature Tw at the furnace outlet are respectively measured by the pressure sensor 16d and the temperature sensor 16e, and the measured values are output to the temperature control device 10.

蒸気温度制御装置10は、各温度センサ、圧力センサから通知されたこれらの温度及び圧力を用いて、火炉2における水燃比の制御及び1次スプレー弁15a並びに2次スプレー弁15bの弁開度制御を行う。ここで、水燃比とは、燃料の発熱量(kcal)と給水量(ton/h)との比率であり、例えば、以下の(1)式で定義される。   The steam temperature control device 10 uses the temperature and pressure notified from each temperature sensor and pressure sensor to control the water-fuel ratio in the furnace 2 and the valve opening control of the primary spray valve 15a and the secondary spray valve 15b. I do. Here, the water-fuel ratio is a ratio of the calorific value (kcal) of fuel and the amount of water supply (ton / h), and is defined by the following equation (1), for example.

水燃比=燃料の発熱量(kcal)/給水量(ton/h) (1)   Water-fuel ratio = Fuel calorific value (kcal) / Water supply amount (ton / h) (1)

蒸気温度制御部10は、例えば、コンピュータであり、CPU(中央演算処理装置)、RAM(Random Access Memory)等の主記憶装置、補助記憶装置を主な構成として備えている。補助記憶装置は、コンピュータ読取可能な記録媒体であり、例えば、磁気ディスク、光磁気ディスク、CD−ROM、DVD−ROM、半導体メモリ等である。この補助記憶装置には、各種プログラム(例えば、水燃比制御プログラム、1次スプレー弁の弁開度制御プログラム、及び2次スプレー弁の弁開度制御プログラム等)が格納されており、CPUが補助記憶装置から主記憶装置にプログラムを読み出し、実行することにより後述する種々の処理を実現させる。   The steam temperature control unit 10 is, for example, a computer, and includes a main storage device such as a CPU (Central Processing Unit) and a RAM (Random Access Memory) and an auxiliary storage device as main components. The auxiliary storage device is a computer-readable recording medium, such as a magnetic disk, a magneto-optical disk, a CD-ROM, a DVD-ROM, or a semiconductor memory. Various programs (for example, a water-fuel ratio control program, a primary spray valve opening control program, a secondary spray valve opening control program, etc.) are stored in this auxiliary storage device, and the CPU assists. Various processes to be described later are realized by reading and executing the program from the storage device to the main storage device.

図2は、蒸気温度制御装置10が備える種々の機能のうち、水燃比制御に関する機能を展開して示した機能ブロック図である。
図2に示されるように、蒸気温度制御装置10は、第1水燃比指令決定部20を備えている。第1水燃比指令決定部20は、設定値補正部21と、第1演算部22と、第2演算部23とを主な構成として備えている。
FIG. 2 is a functional block diagram in which functions related to water-fuel ratio control are developed out of various functions provided in the steam temperature control apparatus 10.
As shown in FIG. 2, the steam temperature control device 10 includes a first water / fuel ratio command determination unit 20. The first water-fuel ratio command determination unit 20 includes a set value correction unit 21, a first calculation unit 22, and a second calculation unit 23 as main components.

設定値補正部21は、2次過熱低減器5bの入口温度Tiと出口温度Toとの偏差に基づいて、後述する第1演算部22で用いられる過熱度設定値を補正する。具体的には、設定値補正部21は、2次過熱低減器5bの入口温度Tiと出口温度Toとの偏差を目標温度差に一致させるような補正値を算出し、該補正値によって過熱度設定値を補正する。ここで、目標温度差は、例えば、蒸気タービンの要求負荷に応じて決定され、例えば、要求負荷が高いほど大きな値に設定される。   The set value correction unit 21 corrects the superheat degree set value used in the first calculation unit 22 described later, based on the deviation between the inlet temperature Ti and the outlet temperature To of the secondary superheat reducer 5b. Specifically, the set value correction unit 21 calculates a correction value that matches the deviation between the inlet temperature Ti and the outlet temperature To of the secondary superheat reducer 5b with the target temperature difference, and uses the correction value to determine the degree of superheat. Correct the set value. Here, the target temperature difference is determined according to, for example, the required load of the steam turbine, and is set to a larger value as the required load is higher, for example.

第1演算部22は、火炉出口の過熱度を過熱度設定値に一致させるような水燃比の第1制御指令を決定する。なお、ここで用いられる過熱度設定値は、上記設定値補正部21によって補正された過熱度設定値である。火炉出口の過熱度は、例えば、火炉出口の蒸気温度Tw及び蒸気圧力Pw並びに等温線を有するモリエル線図(p−h線図)を用いて求めることができる。   The first calculation unit 22 determines a first control command for the water / fuel ratio so that the superheat degree at the furnace outlet matches the superheat degree set value. The superheat setting value used here is the superheat setting value corrected by the set value correction unit 21. The degree of superheat at the furnace outlet can be determined by using, for example, the steam temperature Tw and steam pressure Pw at the furnace outlet and a Mollier diagram (ph diagram) having an isotherm.

第2演算部23は、3次過熱器4cの出口温度、すなわち、主蒸気温度Tmを予め設定されている主蒸気温度設定値に一致させるような水燃比の第2制御指令を決定する。なお、本実施形態において、第2演算部23は、後述するように、省略することが可能である。   The second calculation unit 23 determines a second control command for the water / fuel ratio so that the outlet temperature of the tertiary superheater 4c, that is, the main steam temperature Tm matches the preset main steam temperature set value. In the present embodiment, the second calculation unit 23 can be omitted as will be described later.

図3は、設定値補正部21の制御ロジックの一例を示した図である。図3に示すように、設定値補正部21は、2次過熱低減器5bの入口温度Tiと出口温度Toが入力され、これらの偏差を算出する減算器31と、蒸気タービンの要求負荷に応じた偏差目標値を決定する関数器32と、減算器31から出力された偏差から関数器32によって決定された偏差目標値を減算する減算器33とを主な構成として備えている。減算器33によって算出された偏差は、遅延部34、比例部35を経由することにより、所定の遅延量とゲインが加えられて選択部36に出力される。選択部36は、比例部35からの入力値が正(プラス)であれば、そのままの値を出力し、負(マイナス)であれば、ゼロを出力する。   FIG. 3 is a diagram illustrating an example of the control logic of the set value correction unit 21. As shown in FIG. 3, the set value correction unit 21 receives the inlet temperature Ti and the outlet temperature To of the secondary superheat reducer 5b, and calculates the deviation between them, and the required load of the steam turbine. A function unit 32 for determining the deviation target value and a subtracter 33 for subtracting the deviation target value determined by the function unit 32 from the deviation output from the subtractor 31 are provided as main components. The deviation calculated by the subtractor 33 passes through the delay unit 34 and the proportional unit 35, is added with a predetermined delay amount and gain, and is output to the selection unit 36. The selection unit 36 outputs the value as it is if the input value from the proportional unit 35 is positive (plus), and outputs zero if it is negative (minus).

選択部36からの出力値は、乗算器38に出力され、蒸気タービンの要求負荷に応じたゲインが乗算される。ここで、乗算されるゲインは、2次過熱低減器5bにおける温度差に基づく補正量を水燃比制御にどの程度効かせるかを決定づける、いわゆる重み付け係数に相当する。乗算器38において重み付けがなされた偏差は、PI制御部39を介して加算器40に出力される。加算器40では、予め設定されている火炉出口における過熱度設定値に、PI制御部39からの補正値が加算されることにより、過熱度設定値が補正される。補正後の過熱度設定値は、第1演算部22に出力されて利用される。   The output value from the selector 36 is output to the multiplier 38, and multiplied by a gain corresponding to the required load of the steam turbine. Here, the gain to be multiplied corresponds to a so-called weighting coefficient that determines how much the correction amount based on the temperature difference in the secondary superheat reducer 5b is applied to the water-fuel ratio control. The deviation weighted by the multiplier 38 is output to the adder 40 via the PI control unit 39. In the adder 40, the superheat degree set value is corrected by adding the correction value from the PI control unit 39 to the preset superheat degree set value at the furnace outlet. The corrected superheat setting value is output to the first calculation unit 22 and used.

図4は、第1演算部22及び第2演算部23の制御ロジックの一例を示した図である。図4に示すように、第1演算部22は、火炉出口の過熱度と設定値補正部21によって補正された過熱度設定値との偏差を算出する減算器41と、負荷が変化中であるか一定負荷の状態であるかによって異なるゲインを減算器41の出力に乗算する乗算器42と、負荷に応じたゲインを設定する第1ゲイン決定部43と、第1ゲイン決定部43において設定されたゲインを乗算器42の出力に更に乗算する乗算器44とを備えている。乗算器44の出力は第1制御指令として後段の加算器49に出力される。
第1ゲイン決定部43において設定されるゲインは、重み付け係数を設定するためのものであり、本実施形態においては、図5に破線で示すように、要求負荷にかかわらず、常にゲインは1に設定されている。
FIG. 4 is a diagram illustrating an example of the control logic of the first calculation unit 22 and the second calculation unit 23. As shown in FIG. 4, the first calculation unit 22 includes a subtractor 41 that calculates a deviation between the superheat degree at the furnace outlet and the superheat degree set value corrected by the set value correction part 21, and the load is changing. Set by the multiplier 42 that multiplies the output of the subtractor 41 by a gain that varies depending on whether the load is constant or a constant load, the first gain determination unit 43 that sets the gain according to the load, and the first gain determination unit 43. And a multiplier 44 for further multiplying the output of the multiplier 42 by the gain. The output of the multiplier 44 is output as a first control command to the adder 49 at the subsequent stage.
The gain set in the first gain determination unit 43 is for setting a weighting coefficient. In this embodiment, the gain is always 1 regardless of the required load, as indicated by the broken line in FIG. Is set.

第2演算部23は、主蒸気温度Tmと予め設定されている主蒸気温度設定値との偏差を算出する減算器45、要求負荷が変化中であるか一定負荷の状態であるかによって異なるゲインを減算器45の出力に乗算する乗算器46と、負荷に応じたゲインを設定する第2ゲイン決定部47と、第2ゲイン決定部47において設定されたゲインを乗算器46の出力に更に乗算する乗算器48とを備えている。
第2ゲイン決定部47において設定されるゲインは、重みづけ値を設定するためのものであり、本実施形態においては、図5に実線で示すように、要求負荷にかかわらず、常にゲインは0(ゼロ)に設定されている。したがって、第2演算部23から出力される第2制御指令は常にゼロとなるため、この第2演算部23については、省略することが可能である。
The second computing unit 23 is a subtractor 45 that calculates a deviation between the main steam temperature Tm and a preset main steam temperature set value, and a gain that varies depending on whether the required load is changing or is in a constant load state. Is multiplied by the output of the subtractor 45, the second gain determining unit 47 for setting the gain according to the load, and the output of the multiplier 46 is further multiplied by the gain set in the second gain determining unit 47 And a multiplier 48.
The gain set in the second gain determination unit 47 is for setting a weighting value. In the present embodiment, as indicated by a solid line in FIG. 5, the gain is always 0 regardless of the required load. (Zero) is set. Accordingly, since the second control command output from the second calculation unit 23 is always zero, the second calculation unit 23 can be omitted.

上記第1演算部22によって決定された水燃比の第1制御指令と、第2演算部23によって決定された水燃比の第2制御指令(=0)とは、加算器49において加算された後、乗算器51において、蒸気タービンの要求負荷に応じたゲインが乗じられ、積分部52を経て水燃比指令として出力される。
そして、この水燃比指令に基づいて、給水ポンプ18の回転数及び石炭等の炭素を含有する燃料の供給流量が制御され、火炉出口における過熱度が調整されることとなる。
The first control command for the water / fuel ratio determined by the first calculation unit 22 and the second control command (= 0) for the water / fuel ratio determined by the second calculation unit 23 are added by the adder 49. The multiplier 51 multiplies the gain according to the required load of the steam turbine, and outputs it as a water-fuel ratio command via the integrator 52.
And based on this water-fuel ratio command, the rotation speed of the feed water pump 18 and the supply flow rate of the fuel containing carbon such as coal are controlled, and the degree of superheat at the furnace outlet is adjusted.

また、蒸気温度制御装置10は、1次スプレー弁15a、2次スプレー弁15bの制御を行う。例えば、1次スプレー弁15aについては、2次過熱器4bの出口温度、すなわち、2次過熱低減器5bの入口温度Tiが所定の温度になるように、弁開度を制御する。また、2次スプレー弁15bについては、3次過熱器4cの出口温度、すなわち、主蒸気温度Tmが予め設定されている所定の温度になるように、弁開度を制御する。   In addition, the steam temperature control device 10 controls the primary spray valve 15a and the secondary spray valve 15b. For example, for the primary spray valve 15a, the valve opening degree is controlled so that the outlet temperature of the secondary superheater 4b, that is, the inlet temperature Ti of the secondary superheat reducer 5b becomes a predetermined temperature. The secondary spray valve 15b controls the valve opening so that the outlet temperature of the tertiary superheater 4c, that is, the main steam temperature Tm becomes a predetermined temperature.

以上の通り、本実施形態に係る発電システム1及びその蒸気温度制御方法によれば、最終段の過熱低減器5bの入口温度Tiと出口温度Toとの偏差が蒸気タービン3の要求負荷に応じて決定される所定の偏差設定値に一致するような補正量を求め、この補正量を用いて火炉出口の過熱度設定値を補正するので、火炉出口の過熱度を最終段の過熱低減器5bの入出力の温度差を考慮した過熱度に制御することができる。
これにより、図6に示すように、2次過熱低減器5bにおける温度差Tdを十分に確保することができ、2次過熱低減器5bの減温調整に余裕を持たせることが可能となる。これにより、3次過熱器4cの入口温度を適切な温度に調節することが可能となり、過熱度制御での応答性の速い特徴に加え、発熱量の変動、負荷変化における減温調整に余裕を持たせることができ、主蒸気温度を主蒸気温度設定値に一致させることが可能となる。
更に、本実施形態によれば、火炉出口における過熱度をフィードバックさせて水燃比を制御するので、主蒸気温度をフィードバックさせて水燃比を制御する従来の手法と比べて応答性を向上させることができる。
As described above, according to the power generation system 1 and the steam temperature control method thereof according to the present embodiment, the deviation between the inlet temperature Ti and the outlet temperature To of the superheat reducer 5b at the final stage depends on the required load of the steam turbine 3. A correction amount that matches the determined predetermined deviation set value is obtained, and the superheat degree set value at the furnace outlet is corrected using this correction amount. Therefore, the superheat degree at the furnace outlet is set to the value of the superheat reducer 5b at the final stage. The degree of superheat can be controlled in consideration of the temperature difference between input and output.
Thereby, as shown in FIG. 6, the temperature difference Td in the secondary superheat reducer 5b can be sufficiently secured, and it is possible to provide a margin for the temperature reduction adjustment of the secondary superheat reducer 5b. As a result, the inlet temperature of the tertiary superheater 4c can be adjusted to an appropriate temperature, and in addition to the quick response characteristics in the superheat control, there is a margin for the temperature reduction adjustment in the fluctuation of heat generation and load change. Therefore, the main steam temperature can be matched with the main steam temperature set value.
Furthermore, according to the present embodiment, since the water / fuel ratio is controlled by feeding back the degree of superheat at the furnace outlet, the responsiveness can be improved compared to the conventional method of feeding back the main steam temperature and controlling the water / fuel ratio. it can.

〔第2実施形態〕
次に、本発明の第2実施形態に係る発電システム及びその蒸気温度制御方法について説明する。本実施形態に係る発電システムにおける蒸気温度制御装置20´は、図7に示すように、図2に示した第1水燃比指令決定部20に加えて、第2水燃比指令決定部60及び水燃比決定部65を備えている。第2水燃比指令決定部60は、第3演算部61、第4演算部62、第5演算部63を備えている。
第3演算部61は火炉出口過熱度を過熱度設定値に一致させるような水燃比の第3制御指令を決定する。第4演算部62は、主蒸気温度を主蒸気温度設定値に一致させるような水燃比の第4制御指令を決定する。第5演算部63は、主蒸気温度を主蒸気温度設定値に一致させるような水燃比の第5制御指令を決定する。
水燃比決定部65は、第1水燃比指令決定部20からの第1水燃比指令と、第2水燃比指令決定部60からの第2水燃比指令とを用いて、最終的な水燃比指令を決定する。
[Second Embodiment]
Next, a power generation system and a steam temperature control method thereof according to the second embodiment of the present invention will be described. As shown in FIG. 7, the steam temperature control device 20 ′ in the power generation system according to the present embodiment has a second water-fuel ratio command determination unit 60 and a water in addition to the first water-fuel ratio command determination unit 20 shown in FIG. A fuel ratio determining unit 65 is provided. The second water / fuel ratio command determination unit 60 includes a third calculation unit 61, a fourth calculation unit 62, and a fifth calculation unit 63.
The third calculation unit 61 determines a third control command for the water / fuel ratio so that the furnace outlet superheat degree matches the superheat degree set value. The fourth calculation unit 62 determines a fourth control command for the water / fuel ratio so that the main steam temperature matches the main steam temperature set value. The fifth calculation unit 63 determines a fifth control command for the water / fuel ratio so that the main steam temperature matches the main steam temperature set value.
The water / fuel ratio determining unit 65 uses the first water / fuel ratio command from the first water / fuel ratio command determining unit 20 and the second water / fuel ratio command from the second water / fuel ratio command determining unit 60 to obtain a final water / fuel ratio command. To decide.

図8は、第2水燃比指令決定部60の制御ロジックの一例を示した図である。
図8に示すように、第3演算部61は、第1実施形態において図4を参照して説明した第1演算部22と略同じ構成を備えているが、火炉出口の過熱度設定値として固定値が用いられる点、すなわち、設定値補正部21(図3参照)によって過熱度設定値が補正されない点、及び、第1ゲイン決定部43に代えて第3ゲイン決定部43´が設けられている点で、図4に示した第1演算部22と異なる。
FIG. 8 is a diagram illustrating an example of the control logic of the second water / fuel ratio command determination unit 60.
As shown in FIG. 8, the 3rd calculating part 61 is provided with the structure substantially the same as the 1st calculating part 22 demonstrated with reference to FIG. 4 in 1st Embodiment, However As a superheat degree setting value of a furnace exit A point where a fixed value is used, that is, a point where the superheat degree set value is not corrected by the set value correction unit 21 (see FIG. 3), and a third gain determination unit 43 ′ is provided instead of the first gain determination unit 43. It differs from the 1st calculating part 22 shown in FIG.

図9に、第3ゲイン決定部43´が用いるゲイン関数Fx3の一例を示す。図9において、横軸は負荷、縦軸はゲイン(重み付け係数)を示している。図9に実線で示されるように、第3ゲイン決定部43´で用いられるゲイン関数Fx3は、負荷が低い領域ではゲインが相対的に高い値に設定され、負荷が高くなるほどゲインが減少するような関数とされている。   FIG. 9 shows an example of the gain function Fx3 used by the third gain determination unit 43 ′. In FIG. 9, the horizontal axis indicates the load, and the vertical axis indicates the gain (weighting coefficient). As indicated by a solid line in FIG. 9, the gain function Fx3 used in the third gain determination unit 43 ′ is set to a relatively high gain value in a low load region, and the gain decreases as the load increases. It is considered as a function.

第4演算部62は、第1実施形態において図4を参照して説明した第2演算部23と略同じ構成を備えているが、第2ゲイン決定部47に代えて第4ゲイン決定部47´が設けられている点で、図4に示した第2演算部23と異なる。第4ゲイン決定部47´で用いられるゲイン関数Fx4は、例えば、図9に破線で示されるように、負荷が低い領域ではゲインが相対的に低い値に設定され、負荷が高くなるほど、ゲインが増加するような関数とされている。   The fourth calculation unit 62 has substantially the same configuration as the second calculation unit 23 described with reference to FIG. 4 in the first embodiment, but the fourth gain determination unit 47 instead of the second gain determination unit 47. It differs from the 2nd calculating part 23 shown in FIG. The gain function Fx4 used in the fourth gain determination unit 47 ′ is set to a relatively low value in a low load region, for example, as indicated by a broken line in FIG. 9, and the gain increases as the load increases. It is a function that increases.

第3演算部61の出力である第3制御指令と、第4演算部62の出力である第4制御指令とは加算器49において加算され、乗算器51において要求負荷に応じたゲインが乗じられ、積分器52を経由して加算器74に出力される。   The third control command that is the output of the third calculation unit 61 and the fourth control command that is the output of the fourth calculation unit 62 are added by the adder 49, and the multiplier 51 multiplies the gain according to the required load. , And output to the adder 74 via the integrator 52.

第5演算部63は、主蒸気温度と主蒸気温度設定値との偏差に対して比例微分制御を行う比例微分制御部71、蒸気タービンの要求負荷に応じた重み付け係数であるゲインを設定する第5ゲイン決定部72、第5ゲイン決定部72によって設定されたゲインを比例微分制御部71の出力に対して乗算する乗算器73とを備えている。ここで、第5ゲイン決定部72において参照されるゲイン関数は、例えば、高負荷帯では負荷変化率が高いため、ゲイン関数を高めに設定されている。乗算器73の出力である第5制御指令は、加算器74に出力され、第3演算部61、第4演算部62からの制御指令に加算される。加算後の制御指令は、第2水燃比指令として図7に示した水燃比決定部65に出力される。   The fifth calculation unit 63 sets a gain that is a weighting coefficient according to a required load of the steam turbine, a proportional differential control unit 71 that performs proportional differential control on the deviation between the main steam temperature and the main steam temperature set value. A fifth gain determination unit 72 and a multiplier 73 that multiplies the output set by the proportional differentiation control unit 71 by the gain set by the fifth gain determination unit 72. Here, the gain function referred to in the fifth gain determination unit 72 is set to a higher gain function because, for example, the load change rate is high in a high load zone. The fifth control command that is the output of the multiplier 73 is output to the adder 74 and added to the control commands from the third calculation unit 61 and the fourth calculation unit 62. The control command after the addition is output to the water / fuel ratio determining unit 65 shown in FIG. 7 as the second water / fuel ratio command.

ここで、上述した第2水燃比指令決定部60によれば、図9に示したように、負荷が0%から30%までの領域においては、第3ゲイン決定部43´において用いられるゲイン関数Fx3はゲイン=0.9に設定され、一方、第4ゲイン決定部47´において用いられるゲイン関数Fx4はゲイン=0.1に設定されている。したがって、負荷が0%から30%の領域においては、第3演算部61による第3制御指令が大きく反映された第2水燃比指令が生成される。   Here, according to the second water-fuel ratio command determination unit 60 described above, as shown in FIG. 9, in the region where the load is 0% to 30%, the gain function used in the third gain determination unit 43 ′. Fx3 is set to gain = 0.9, while the gain function Fx4 used in the fourth gain determination unit 47 ′ is set to gain = 0.1. Therefore, in the region where the load is 0% to 30%, the second water-fuel ratio command that largely reflects the third control command by the third calculation unit 61 is generated.

これに対し、負荷が50%以上の領域においては、第3ゲイン決定部43´において用いられるゲイン関数Fx3はゲイン=0に設定され、一方、第4ゲイン決定部47´において用いられるゲイン関数Fx4はゲイン=1.0に設定されている。したがって、負荷が50%以上の領域においては、第4演算部62による第4制御指令が大きく反映された第2水燃比指令が生成される。   On the other hand, in the region where the load is 50% or more, the gain function Fx3 used in the third gain determination unit 43 ′ is set to gain = 0, while the gain function Fx4 used in the fourth gain determination unit 47 ′. Is set to gain = 1.0. Therefore, in the region where the load is 50% or more, the second water-fuel ratio command that largely reflects the fourth control command by the fourth calculation unit 62 is generated.

また、負荷が30%以上50%未満の領域においては、第3ゲイン決定部43´において用いられるゲイン関数Fx3のゲインは0.9から減少方向に推移し、他方、第4ゲイン決定部47´において用いられるゲイン関数Fx4では、ゲインが0.1から増加方向に推移する。したがって、負荷が30%以上50%未満の領域においては、30%に近い領域においては第3制御指令が第4制御指令よりも相対的に強く反映された第2水燃比指令となり、50%に近い領域においては第4制御指令が第3制御指令よりも相対的に強く反映された第2水燃比指令となる。   In the region where the load is 30% or more and less than 50%, the gain of the gain function Fx3 used in the third gain determination unit 43 ′ changes from 0.9 in a decreasing direction, while the fourth gain determination unit 47 ′. In the gain function Fx4 used in, the gain changes in the increasing direction from 0.1. Therefore, in the region where the load is 30% or more and less than 50%, in the region close to 30%, the third control command becomes the second water-fuel ratio command in which the third control command is reflected relatively stronger than the fourth control command. In the near region, the fourth control command becomes the second water-fuel ratio command in which the fourth control command is reflected relatively stronger than the third control command.

このようにして決定された第2水燃比指令は水燃比決定部65に出力される。水燃比決定部65には、第1水燃比指令決定部20によって決定された第1水燃比指令も入力される。水燃比決定部65は、第1水燃比指令と第2水燃比指令とを加算したものを最終的な水燃比指令として出力する。
ここで、本実施形態においては、上述した第1ゲイン決定部43、第3ゲイン決定部43´、第2ゲイン決定部47、第4ゲイン決定部47´によってそれぞれの制御指令の重み付けを決定づけていることから、水燃比決定部65においては、第1水燃比指令と第2水燃比指令とを加算することにより最終的な水燃比指令を決定している。このような態様に代えて、水燃比決定部65において第1水燃比指令と第2水燃比指令とに重み付けを行うことで、最終的な水燃比指令を決定することとしてもよい。このように、火炉出口の過熱度に基づく水燃比制御の重み付け、及び、主蒸気温度に基づく水燃比制御の重み付けについては、各演算部の中において行うこととしても良いし、水燃比決定部65において最終的に行うこととしてもよい。
The second water / fuel ratio command determined in this way is output to the water / fuel ratio determining unit 65. The water / fuel ratio determining unit 65 also receives the first water / fuel ratio command determined by the first water / fuel ratio command determining unit 20. The water-fuel ratio determining unit 65 outputs a sum of the first water-fuel ratio command and the second water-fuel ratio command as a final water-fuel ratio command.
Here, in the present embodiment, the weights of the respective control commands are determined by the first gain determination unit 43, the third gain determination unit 43 ′, the second gain determination unit 47, and the fourth gain determination unit 47 ′ described above. Therefore, the water / fuel ratio determining unit 65 determines the final water / fuel ratio command by adding the first water / fuel ratio command and the second water / fuel ratio command. Instead of such a mode, the final water-fuel ratio command may be determined by weighting the first water-fuel ratio command and the second water-fuel ratio command in the water-fuel ratio determination unit 65. Thus, the weighting of the water-fuel ratio control based on the degree of superheat at the furnace outlet and the weighting of the water-fuel ratio control based on the main steam temperature may be performed in each calculation unit, or the water-fuel ratio determination unit 65 It is good also as finally performing in.

上述したような本実施形態に係る蒸気温度制御装置10´によれば、水燃比決定部65から出力される水燃比指令は、負荷が30%以下の領域では、火炉出口の過熱度に基づく水燃比制御が強く反映され、負荷が30%以上50%未満の領域では、負荷が徐々に大きくなるにつれ、火炉出口の過熱度に基づく水燃比制御から主蒸気温度に基づく水燃比制御に徐々に推移し、負荷が50%以上の領域では、主蒸気温度に基づく水燃比制御が強く反映されることとなる。   According to the steam temperature control apparatus 10 ′ according to the present embodiment as described above, the water-fuel ratio command output from the water-fuel ratio determination unit 65 is based on the degree of superheat at the furnace outlet in the region where the load is 30% or less. In the region where the fuel ratio control is strongly reflected and the load is 30% or more and less than 50%, the water fuel ratio control based on the main steam temperature gradually changes from the water fuel ratio control based on the superheat degree of the furnace outlet as the load gradually increases. However, in the region where the load is 50% or more, the water-fuel ratio control based on the main steam temperature is strongly reflected.

次に、上述のような重み付けを行う根拠について図10を参照して説明する。図10は、一般的なモリエル線図(p−h図)を示した図である。例えば、貫流ボイラを有する発電システムでは、圧力領域は約85[kPa]から約246[kPa]である。負荷が50%以下となる負荷帯においては、エンタルピーによっては飽和蒸気の領域に入ってしまう可能性がある。火炉出口の蒸気が湿り蒸気になってしまった場合、過熱器には湿り蒸気が流入することとなり、運用上好ましくない。従って、火炉出口の蒸気は過熱蒸気であることが必要とされる。
このことから、飽和領域に入ってしまう可能性のある負荷帯においては、火炉出口の過熱度を重要視した制御を行い、飽和領域に入る可能性の少ない高負荷帯(負荷が約50%以上の領域)においては、過熱度よりも主蒸気温度を重要視した制御を行うこととしている。
Next, the basis for weighting as described above will be described with reference to FIG. FIG. 10 is a diagram showing a general Mollier diagram (ph diagram). For example, in a power generation system having a once-through boiler, the pressure region is about 85 [kPa] to about 246 [kPa]. In a load zone where the load is 50% or less, there is a possibility of entering a saturated steam region depending on the enthalpy. When the steam at the furnace outlet becomes wet steam, the wet steam flows into the superheater, which is not preferable for operation. Therefore, the steam at the furnace outlet is required to be superheated steam.
For this reason, in the load zone where there is a possibility of entering the saturation region, control is performed with an emphasis on the degree of superheat at the furnace outlet, and the high load zone where the possibility of entering the saturation region is low (load is about 50% or more) In this area), control is performed with the main steam temperature more important than the degree of superheat.

以上、本実施形態に係る発電システム及び蒸気温度制御方法によれば、飽和領域に入ってしまう可能性のある負荷帯(例えば、50%以下の領域)においては火炉出口の過熱度が過熱度設定値に一致するような制御の重み付けを大きくし、負荷が上昇するにつれて、過熱度に基づく水燃比制御から主蒸気温度に基づく水燃比制御に移行させていく。そして、このような制御の切り替えを、重み付け係数を連続的に変化させることにより行うので、制御の切り替えをシームレスで行うことが可能となる。   As described above, according to the power generation system and the steam temperature control method according to the present embodiment, the superheat degree at the furnace outlet is set to the superheat degree in a load zone (for example, an area of 50% or less) that may enter the saturation region. The weighting of the control that matches the value is increased, and the water-fuel ratio control based on the superheat degree is shifted to the water-fuel ratio control based on the main steam temperature as the load increases. Since such control switching is performed by continuously changing the weighting coefficient, the control switching can be performed seamlessly.

なお、第2実施形態においては、第1水燃比指令決定部20が設定値補正部21、第1演算部22、及び第2演算部23を備え、第2水燃比指令決定部60が第3演算部61、第4演算部62、第5演算部63を備えていたが、このような構成に代えて、第1水燃比指令決定部20からは主蒸気温度に基づく構成、すなわち、第2演算部23を排除して、火炉出口の過熱度を過熱度設定値に一致させるような水燃比指令を決定する構成のみとし、第2水燃比指令決定部60からは過熱度に基づく構成、すなわち、第3演算部61を排除して、主蒸気温度を主蒸気温度設定値に一致させるような水燃比指令を決定する構成のみとしてもよい。このように、各水燃比指令決定部20、60の役割を完全に分断することで、水燃比指令の重み付けなどを簡素化することが可能となる。   In the second embodiment, the first water-fuel ratio command determination unit 20 includes a set value correction unit 21, a first calculation unit 22, and a second calculation unit 23, and the second water-fuel ratio command determination unit 60 has a third value. The calculation unit 61, the fourth calculation unit 62, and the fifth calculation unit 63 are provided, but instead of such a configuration, the first water-fuel ratio command determination unit 20 has a configuration based on the main steam temperature, that is, a second configuration. Only the configuration for determining the water / fuel ratio command so as to make the superheat degree at the furnace outlet coincide with the superheat degree set value by excluding the calculation unit 23, and the second water / fuel ratio command determination unit 60 is configured based on the superheat degree, that is, The third calculation unit 61 may be excluded and only the water / fuel ratio command may be determined so as to make the main steam temperature coincide with the main steam temperature set value. Thus, by completely dividing the roles of the water / fuel ratio command determination units 20 and 60, it is possible to simplify the weighting of the water / fuel ratio command and the like.

〔第3実施形態〕
次に、本発明の第3実施形態に係る発電システム及びその蒸気温度制御方法について説明する。上述した第1実施形態に係る発電システムは1台の蒸気タービン3を有していたが、本実施形態に係る発電システムは、図11に示すように、高圧蒸気タービン3aと、低圧蒸気タービン3bとを備えている。この図において、図1と同一の構成要素については同じ符号を付し、説明を省略する。図11に示すように、高圧蒸気タービン3aで仕事を終えた蒸気は、再熱器19へ導かれ、再熱器19で再度過熱される。再熱器19にて再度過熱された蒸気は、低圧蒸気タービン3bへ導かれ、低圧蒸気タービン3bを駆動するために用いられる。低圧蒸気タービン3bを駆動した後の蒸気は、復水器8へ導かれ、復水器8により水(液体)に戻される。
[Third Embodiment]
Next, a power generation system and a steam temperature control method thereof according to a third embodiment of the present invention will be described. Although the power generation system according to the first embodiment described above has one steam turbine 3, the power generation system according to the present embodiment includes a high pressure steam turbine 3a and a low pressure steam turbine 3b as shown in FIG. And. In this figure, the same components as those in FIG. 1 are denoted by the same reference numerals and description thereof is omitted. As shown in FIG. 11, the steam that has finished work in the high-pressure steam turbine 3 a is guided to the reheater 19 and is reheated again by the reheater 19. The steam superheated again by the reheater 19 is guided to the low-pressure steam turbine 3b and used to drive the low-pressure steam turbine 3b. The steam after driving the low-pressure steam turbine 3 b is guided to the condenser 8 and returned to water (liquid) by the condenser 8.

また、本実施形態における燃焼ガスサイクルでは、火炉2で生成された燃焼ガスは、水冷壁(図示略)、3次過熱器4c、2次過熱器4b、再熱器19及び1次過熱器4aの少なくともいずれか一方、節炭器14を通り、その後、その一部が火炉2へ再循環される。ここで、再熱器19及び1次過熱器4aの燃焼ガス流れの上流側には、ガスダンパがそれぞれ設けられており、このダンパの開き具合を調整することで、再熱器19と1次過熱器4aとへ供給される燃料ガスの比率を変化させることができるようになっている。   Moreover, in the combustion gas cycle in this embodiment, the combustion gas produced | generated by the furnace 2 is a water cooling wall (not shown), the tertiary superheater 4c, the secondary superheater 4b, the reheater 19, and the primary superheater 4a. At least one of these passes through the economizer 14, and then a part thereof is recirculated to the furnace 2. Here, gas dampers are respectively provided upstream of the combustion gas flows of the reheater 19 and the primary superheater 4a, and the reheater 19 and the primary superheater are adjusted by adjusting the degree of opening of the dampers. The ratio of the fuel gas supplied to the container 4a can be changed.

また、節炭器14の燃焼ガス流れの下流側には、入口ガスダンパが設けられており、この入口ガスダンパの開き具合を調整することで、再び火炉2へ再循環されるガス流量と大気に排出されるガス流量とを調整することが可能とされている。このように、再循環させるガス流量を調整することで、水冷壁、各過熱器4c、4b、4a及び再熱器19における熱吸収量を調整することが可能となる。   Further, an inlet gas damper is provided on the downstream side of the combustion gas flow of the economizer 14, and the amount of gas recirculated to the furnace 2 and discharged to the atmosphere again by adjusting the degree of opening of the inlet gas damper. It is possible to adjust the gas flow rate. Thus, by adjusting the gas flow rate to be recirculated, it is possible to adjust the heat absorption amount in the water cooling wall, each of the superheaters 4c, 4b, 4a and the reheater 19.

このような構成を備える発電システムでは、上述した第1または第2実施形態に係る上記温度制御装置10、10´による水燃比制御が適用されるが、そのまま適用してしまうと、再熱器19における過熱が不足し、再熱器19の出口蒸気温度Tsが予め定められている温度設定値から外れてしまうおそれがある。そこで、本実施形態においては、再熱器19の出口蒸気温度Tsを所定の温度範囲内とするために、以下の3つの手法をとることとしている。   In the power generation system having such a configuration, the water-fuel ratio control by the temperature control devices 10 and 10 'according to the first or second embodiment described above is applied, but if applied as it is, the reheater 19 There is a possibility that the overheat at the time becomes insufficient and the outlet steam temperature Ts of the reheater 19 deviates from a predetermined temperature set value. Therefore, in the present embodiment, the following three methods are adopted in order to set the outlet steam temperature Ts of the reheater 19 within a predetermined temperature range.

〔過熱度設定の遅延調整〕
負荷降下時においては、火炉出口の過熱度を見かけ上、所定の時間遅れを持たせて低下させる。このように、火炉出口の過熱度に所定の時間遅れを持たせることにより、火炉出口の過熱度設定が急激に落ち込むことを回避でき、要求負荷が低下してからある程度の期間は、要求負荷に対して高めの過熱度を維持するように蒸気温度設定を緩やかに変化させることが可能となる。この結果、再熱温度が急激に低下することを防止することができ、負荷降下時の再熱温度の制御追従性を向上することが可能となる。
[Delay adjustment of superheat setting]
At the time of load drop, the degree of superheat at the furnace outlet is apparently lowered with a predetermined time delay. In this way, by providing a predetermined time delay in the superheat degree at the furnace outlet, it is possible to avoid a sudden drop in the superheat degree setting at the furnace outlet, and for a certain period after the required load decreases, On the other hand, it is possible to change the steam temperature setting gradually so as to maintain a high degree of superheat. As a result, it is possible to prevent the reheat temperature from rapidly decreasing, and it is possible to improve the control followability of the reheat temperature when the load drops.

図12は、火炉出口の過熱度に所定の時間遅れを持たせるための補正部の一構成例を示した図である。図12に示すように、補正部80は、関数器81、遅延回路82、選択部83、及び偏差算出部84を備えている。
関数器81は、火炉出口蒸気圧力から該圧力における飽和温度を算出する。遅延回路82は、関数器81からの出力に所定の時間遅れを生じさせる。選択部83は、関数器81の出力及び遅延回路82の出力が入力され、通常時においては関数器81からの入力を出力し、負荷降下時においては遅延回路82からの入力を出力する。偏差算出部84は、火炉出口蒸気温度から選択部83の出力を減算することにより、火炉出口の過熱度を算出する。
FIG. 12 is a diagram showing a configuration example of a correction unit for giving a predetermined time delay to the degree of superheat at the furnace outlet. As shown in FIG. 12, the correction unit 80 includes a function unit 81, a delay circuit 82, a selection unit 83, and a deviation calculation unit 84.
The function unit 81 calculates a saturation temperature at the pressure from the furnace outlet steam pressure. The delay circuit 82 causes a predetermined time delay in the output from the function unit 81. The selection unit 83 receives the output of the function unit 81 and the output of the delay circuit 82, outputs the input from the function unit 81 in a normal time, and outputs the input from the delay circuit 82 in a load drop. The deviation calculation unit 84 calculates the degree of superheat at the furnace outlet by subtracting the output of the selection unit 83 from the furnace outlet steam temperature.

〔1次スプレー弁の調整〕
上述した第1実施形態、第2実施形態においては、1次スプレー弁15aは、2次過熱器4bの出口温度、すなわち、2次過熱低減器5bの入口温度Tiが所定の温度になるように、弁開度を制御していた。本実施形態においては、このようにして決定される弁開度に対して所定の補正値を加算することで、1次スプレー弁15aの弁開度を開き気味に制御する。ここで、所定の補正値は、固定値でもよいし、要求負荷に応じて変更される値であってもよい。
[Adjustment of primary spray valve]
In the first and second embodiments described above, the primary spray valve 15a is set so that the outlet temperature of the secondary superheater 4b, that is, the inlet temperature Ti of the secondary superheat reducer 5b becomes a predetermined temperature. The valve opening was controlled. In the present embodiment, by adding a predetermined correction value to the valve opening thus determined, the valve opening of the primary spray valve 15a is controlled to open. Here, the predetermined correction value may be a fixed value or a value that is changed according to the required load.

1次スプレー弁15aの弁開度を増加させることで、火炉2に供給される給水を減少させることができる。火炉2への給水量を減少させると、水燃比が増加し、火炉出口における過熱度を要求負荷に応じて決定される過熱度よりも増加させることができる。これにより、負荷降下時における入熱量を増加させることができ、再熱器19の出口蒸気温度Tsの低下を防止することが可能となる。   By increasing the valve opening degree of the primary spray valve 15a, the water supply supplied to the furnace 2 can be reduced. When the amount of water supplied to the furnace 2 is decreased, the water-fuel ratio increases, and the degree of superheat at the furnace outlet can be increased more than the degree of superheat determined according to the required load. Thereby, the amount of heat input at the time of load fall can be increased, and it becomes possible to prevent the outlet steam temperature Ts of the reheater 19 from being lowered.

図13に、本態様を実現するための一構成例を示す。図13は、1次スプレー弁15aの弁開度を補正する補正部90の一構成例を示した図である。図13に示すように、補正部90は、通常時においては0%を出力し、負荷降下時においては第1演算部22の乗算器44(図4参照)の出力を選択して出力する選択部91と、選択部91からの出力を2次過熱器4bの出口蒸気温度偏差に加算する加算部92とを備えている。加算部92の出力は、1次スプレー弁開度指令を生成する指令生成部に出力され、PID制御等がされることにより、最終的に1次スプレー弁開度指令が生成される。
このように、負荷降下時においては、第1演算部22の乗算器44の出力を2次過熱器出口蒸気温度偏差に加算するので、1次スプレー弁15aの弁開度を増加させることが可能となる。
FIG. 13 shows a configuration example for realizing this aspect. FIG. 13 is a diagram illustrating a configuration example of the correction unit 90 that corrects the valve opening degree of the primary spray valve 15a. As shown in FIG. 13, the correction unit 90 outputs 0% during normal time, and selects and outputs the output of the multiplier 44 (see FIG. 4) of the first calculation unit 22 during load drop. And an adder 92 that adds the output from the selector 91 to the outlet steam temperature deviation of the secondary superheater 4b. The output of the addition unit 92 is output to a command generation unit that generates a primary spray valve opening command, and finally a primary spray valve opening command is generated by performing PID control or the like.
Thus, when the load drops, the output of the multiplier 44 of the first computing unit 22 is added to the secondary superheater outlet steam temperature deviation, so that the valve opening of the primary spray valve 15a can be increased. It becomes.

なお、1次スプレー弁15aに代えて2次スプレー弁15bの弁開度を増加させることによっても対応することが可能であるが、1次スプレー弁15bにより制御される1次過熱低減器5aは、2次過熱低減器5bに加えて火炉2に近い位置に設置されているため、スプレー量を増加させた場合に蒸気温度に与える影響が小さい。従って、1次スプレー弁15aの弁開度を調整することでより高い効果を得ることができる。   Although it is possible to cope by increasing the valve opening of the secondary spray valve 15b instead of the primary spray valve 15a, the primary superheat reducer 5a controlled by the primary spray valve 15b is Since it is installed at a position close to the furnace 2 in addition to the secondary overheat reducer 5b, the influence on the steam temperature is small when the spray amount is increased. Therefore, a higher effect can be obtained by adjusting the valve opening degree of the primary spray valve 15a.

〔再熱器へ供給される燃焼ガス量の調整〕
上述のように、再熱器19及び1次過熱器4aの燃焼ガス流れの上流側には、ガスダンパがそれぞれ設けられており、このダンパの開き具合を調整することで、再熱器19と1次過熱器4aへの燃料ガスの流入比率を変化させることができる。このことから、負荷降下時においては、再熱器19のダンパを通常よりも開き気味に制御することで、再熱器19への燃焼ガスの流入量を増加させる。これにより、再熱器19における入熱量を大きく採ることができ、負荷降下時における再熱器19の出口蒸気温度Tsの低下を抑制することができる。
[Adjustment of the amount of combustion gas supplied to the reheater]
As described above, the gas dampers are provided on the upstream side of the combustion gas flow of the reheater 19 and the primary superheater 4a, respectively, and the reheaters 19 and 1 are adjusted by adjusting the degree of opening of the dampers. The inflow ratio of the fuel gas to the next superheater 4a can be changed. From this, when the load drops, the amount of combustion gas flowing into the reheater 19 is increased by controlling the damper of the reheater 19 to be more open than usual. Thereby, a large amount of heat input in the reheater 19 can be taken, and a decrease in the outlet steam temperature Ts of the reheater 19 when the load drops can be suppressed.

1 発電システム
2 火炉
3 蒸気タービン
3a 高圧蒸気タービン
3b 低圧蒸気タービン
4a 1次過熱器
4b 2次過熱器
4c 3次過熱器
5a 1次過熱低減器
5b 2次過熱低減器
10、10´ 蒸気温度制御装置
15a 1次スプレー弁
15b 2次スプレー弁
19 再熱器
20 第1水燃比指令決定部
21 設定値補正部
22 第1演算部
23 第2演算部
60 第2水燃比指令決定部
61 第3演算部
62 第4演算部
63 第5演算部
65 水燃比決定部
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Electric power generation system 2 Furnace 3 Steam turbine 3a High pressure steam turbine 3b Low pressure steam turbine 4a Primary superheater 4b Secondary superheater 4c Third superheater 5a Primary superheat reducer 5b Secondary superheat reducer 10, 10 'Steam temperature control Device 15a Primary spray valve 15b Secondary spray valve 19 Reheater 20 First water-fuel ratio command determination unit 21 Set value correction unit 22 First calculation unit 23 Second calculation unit 60 Second water-fuel ratio command determination unit 61 Third calculation Unit 62 fourth calculation unit 63 fifth calculation unit 65 water-fuel ratio determination unit

Claims (10)

石炭等の炭素を含有する燃料を燃焼させる火炉と、
前記火炉で発生した蒸気を用いてタービンを回転させることにより発電する蒸気タービンと、
前記火炉から前記蒸気タービンへと前記蒸気を供給する蒸気配管と、
前記蒸気配管に直列に設けられたN次(Nは3以上の整数)の過熱器と、
前記前記蒸気配管に設けられ、前記N次の過熱器のうち、N次過熱器とN−1次過熱器との間に設けられたN−1次過熱低減器と、
前記火炉における燃料の発熱量と給水量との比である水燃比を制御する制御手段と
を備え、
前記制御手段は、
前記火炉出口における過熱度を過熱度設定値に一致させるような第1水燃比指令を決定する第1演算手段と、
前記N−1次過熱低減器の入口温度と出口温度との偏差に基づいて前記過熱度設定値を補正する設定値補正手段と
を具備する発電システム。
A furnace for burning a fuel containing carbon such as coal;
A steam turbine that generates electric power by rotating the turbine using steam generated in the furnace;
A steam pipe for supplying the steam from the furnace to the steam turbine;
An N-order superheater (N is an integer of 3 or more) provided in series with the steam pipe;
An N-1 primary superheat reducer provided between the Nth superheater and the N-1 primary superheater among the Nth superheaters provided in the steam pipe;
Control means for controlling the water-fuel ratio, which is the ratio of the calorific value of fuel in the furnace and the amount of water supply,
The control means includes
First calculating means for determining a first water-fuel ratio command for matching the superheat degree at the furnace outlet with a superheat degree set value;
A power generation system comprising: a set value correcting means for correcting the superheat degree set value based on a deviation between an inlet temperature and an outlet temperature of the N-1 primary superheat reducer.
前記設定値補正手段は、前記N−1次過熱低減器の入口温度と出口温度との偏差を目標温度差に一致させるような補正値を算出し、該補正値を用いて前記過熱度設定値を補正する請求項1に記載の発電システム。   The set value correction means calculates a correction value that makes the deviation between the inlet temperature and the outlet temperature of the N-1 primary superheat reducer coincide with a target temperature difference, and uses the correction value to set the superheat degree setting value. The power generation system according to claim 1 which corrects. 前記目標温度差が前記蒸気タービンの要求負荷に応じて決定される請求項2に記載の発電システム。   The power generation system according to claim 2, wherein the target temperature difference is determined according to a required load of the steam turbine. 前記制御手段は、
前記第1演算手段と前記設定値補正手段とを備え、第1水燃比指令を決定する第1制御手段と、
主蒸気温度を主蒸気温度設定値に一致させるような第2水燃比指令を決定する第2制御手段と、
前記第1水燃比指令及び前記第2水燃比指令の重み付け係数を決定するゲイン決定手段と、
前記第1制御手段によって決定された第1水燃比指令及び前記第2制御手段によって決定された第2水燃比指令並びに前記ゲイン決定手段によって決定された重み付け係数を用いて、最終的な水燃比指令を決定する水燃比決定手段と
を備える請求項1から請求項3のいずれかに記載の発電システム。
The control means includes
First control means comprising the first calculation means and the set value correction means, and determining a first water-fuel ratio command;
A second control means for determining a second water-fuel ratio command for causing the main steam temperature to coincide with the main steam temperature set value;
Gain determining means for determining a weighting coefficient of the first water-fuel ratio command and the second water-fuel ratio command;
The final water-fuel ratio command is determined using the first water-fuel ratio command determined by the first control means, the second water-fuel ratio command determined by the second control means, and the weighting coefficient determined by the gain determination means. The power generation system according to any one of claims 1 to 3, further comprising a water-fuel ratio determining unit that determines
高負荷帯においては、前記第1水燃比指令の重み付け係数よりも前記第2水燃比指令の重み付け係数の方が高く設定されており、
低負荷帯においては、前記第2水燃比指令の重み付け係数よりも前記第1水燃比指令の重み付け係数の方が高く設定されている請求項4に記載の発電システム。
In the high load zone, the weighting coefficient of the second water-fuel ratio command is set higher than the weighting coefficient of the first water-fuel ratio command,
5. The power generation system according to claim 4, wherein a weighting coefficient of the first water-fuel ratio command is set higher than a weighting coefficient of the second water-fuel ratio command in a low load zone.
前記蒸気タービンよりも低い蒸気圧で駆動する低圧蒸気タービンと、
前記蒸気タービンで利用された蒸気を再過熱して前記低圧蒸気タービンへ供給する再熱手段と、
前記火炉で発生した燃焼ガスの前記再熱手段への流入量を調整する流入量調整手段と
を備え、
前記流入量調整手段は、負荷降下時において、前記再熱手段へ流入させる燃焼ガス量の通過配分を定格運転時よりも増加させる請求項1から請求項5のいずれかに記載の発電システム。
A low pressure steam turbine driven at a lower steam pressure than the steam turbine;
Reheating means for resuperheating the steam used in the steam turbine and supplying the steam to the low pressure steam turbine;
An inflow amount adjusting means for adjusting an inflow amount of the combustion gas generated in the furnace to the reheating means,
The power generation system according to any one of claims 1 to 5, wherein the inflow amount adjusting means increases the passage distribution of the amount of combustion gas that flows into the reheating means when the load drops.
前記蒸気タービンよりも低い蒸気圧で駆動する低圧蒸気タービンと、
前記蒸気タービンで利用された蒸気を再過熱して前記低圧蒸気タービンへ供給する再熱手段と、
前記蒸気配管に配置されている隣接する前記過熱器間に設けられた過熱低減器と、
前記火炉への給水ラインから分岐して前記過熱低減器へ送水するスプレー配管と、
前記スプレー配管に設けられ、前記過熱低減器へ供給されるスプレー量を調整するためのスプレー弁と
を備え、
前記制御手段は、
前記過熱低減器よりも蒸気流れ下流側に設けられた直近の前記過熱器の出口温度に基づいて、前記スプレー弁の開度を決定する開度決定手段と、
負荷降下時において、前記開度決定手段によって決定された前記スプレー弁の開度を増加させる開度補正手段と
を具備する請求項1から請求項5のいずれかに記載の発電システム。
A low pressure steam turbine driven at a lower steam pressure than the steam turbine;
Reheating means for resuperheating the steam used in the steam turbine and supplying the steam to the low pressure steam turbine;
An overheat reducer provided between adjacent superheaters disposed in the steam pipe;
A spray pipe branched from the water supply line to the furnace and fed to the superheat reducer;
A spray valve provided in the spray pipe for adjusting the amount of spray supplied to the overheat reducer;
The control means includes
Opening degree determining means for determining the opening degree of the spray valve based on the outlet temperature of the nearest superheater provided on the downstream side of the steam flow from the superheat reducer;
The power generation system according to any one of claims 1 to 5, further comprising an opening degree correcting unit that increases the opening degree of the spray valve determined by the opening degree determining unit when the load is lowered.
前記過熱低減器は、1次過熱器と2次過熱器との間に設けられている請求項7に記載の発電システム。   The power generation system according to claim 7, wherein the overheat reducer is provided between the primary superheater and the secondary superheater. 前記蒸気タービンよりも低い蒸気圧で駆動する低圧蒸気タービンと、
前記蒸気タービンで利用された蒸気を再過熱して前記低圧蒸気タービンへ供給する再熱手段と
を備え、
前記第1演算手段は、負荷降下時において、前記火炉出口における過熱度を所定の時間遅れを持つように補正する補正手段を備え、補正後の該火炉出口における過熱度を前記過熱度設定値に一致させるような第1水燃比指令を決定する請求項1から請求項5のいずれかに記載の発電システム。
A low pressure steam turbine driven at a lower steam pressure than the steam turbine;
Reheating means for reheating the steam used in the steam turbine and supplying the steam to the low pressure steam turbine,
The first calculation means includes correction means for correcting the superheat degree at the furnace outlet so as to have a predetermined time delay at the time of load drop, and the superheat degree at the furnace outlet after correction is set to the superheat degree set value. The power generation system according to any one of claims 1 to 5, wherein a first water-fuel ratio command that matches is determined.
石炭等の炭素を含有する燃料を燃焼させる火炉と、前記火炉で発生した蒸気を用いてタービンを回転させることにより発電する蒸気タービンと、前記火炉から前記蒸気タービンへと前記蒸気を供給する蒸気配管と、前記蒸気配管に直列に設けられたN次(Nは3以上の整数)の過熱器と、前記前記蒸気配管に設けられ、前記N次の過熱器のうち、N次過熱器とN−1次過熱器との間に設けられたN−1次過熱低減器と、前記火炉における燃料の発熱量と給水量との比である水燃比を制御する制御手段とを備える発電システムに適用される蒸気温度制御方法であって、
前記火炉出口における過熱度を過熱度設定値に一致させるような第1水燃比指令を決定する第1演算過程と、
前記N−1次過熱低減器の入口温度と出口温度との偏差に基づいて前記過熱度設定値を補正する設定値補正過程と
を含む発電システムの蒸気温度制御方法。
A furnace for burning a fuel containing carbon such as coal, a steam turbine for generating electricity by rotating a turbine using steam generated in the furnace, and a steam pipe for supplying the steam from the furnace to the steam turbine An N-order (N is an integer greater than or equal to 3) superheater provided in series with the steam pipe, and the N-order superheater and the N− of the N-order superheaters provided in the steam pipe. The present invention is applied to a power generation system that includes an N-1 primary superheat reducer provided between a primary superheater and a control unit that controls a water / fuel ratio that is a ratio of a calorific value of fuel and a water supply amount in the furnace. A steam temperature control method,
A first calculation step of determining a first water-fuel ratio command that makes the superheat degree at the furnace outlet coincide with a superheat degree set value;
A steam temperature control method for a power generation system, including a set value correction process for correcting the superheat degree set value based on a deviation between an inlet temperature and an outlet temperature of the N-1 primary superheat reducer.
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