【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は複合発電装置に関する。より詳細には、本発明は、ごみ焼却炉排ガスを利用する焼却炉ボイラと、この焼却炉ボイラで発生された蒸気を導入する蒸気ヘッダと、この蒸気ヘッダから供給される蒸気によって駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンに連結され、要求電力の一部を負担する蒸気タービン発電機と、ガスタービンと、このガスタービンに連結され、要求電力の残部を負担するガスタービン発電機と、ガスタービンの排ガス熱を利用して発生した蒸気を蒸気ヘッダに導入する排熱ボイラとを備えた複合発電装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
この種の複合発電装置は、ごみ焼却炉で発生する少なからぬ発生熱を有効利用する手段として着目されている。公知技術（例えば、特許文献１及び特許文献２参照）においては、ごみ焼却炉の発生熱を利用する焼却炉ボイラで発生させた蒸気を、ガスタービンの排ガスを利用した排熱ボイラの過熱器に導入することにより、効率の高いボイラ式発電設備を実現している。
【０００３】
【特許文献１】
特開平５−３２１６１１号公報 （図１とその説明）
【特許文献２】
特開平６−３１７１０９号公報 （図１とその説明）
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、公知の装置では、ごみ発電の特徴である発生蒸気量を任意に制御することができないこと、それに関連して、蒸気タービンに連結された発電機の発電電力を任意に制御することができないことの問題点が存在する。発電機出力をできるだけ一定値にするために蒸気タービンの入口圧力を制御しようとすると、蒸気圧力基準値つまりは発電機出力の基準値を相当低い所に設定し、タービンバイパス設備を用いて基準値を超えた分の蒸気をバイパスすることによって一定値にするほかなく、それでは、基準値を超える比較的大量の蒸気を、バイパス設備を通してバイパスすなわち捨てることによって圧力制御することになり、ごみ焼却炉で発生した発生蒸気を無駄にし、有効活用できないことになる。
【０００５】
したがって、本発明の目的は、必要な発生蒸気量を確保した上で発生蒸気を十分に有効活用することができる複合発電装置を提供することである。
【０００６】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために請求項１に係る発明は、ごみ焼却炉排ガスを利用する焼却炉ボイラと、この焼却炉ボイラで発生された蒸気を導入する蒸気ヘッダと、この蒸気ヘッダから供給される蒸気によって駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンに連結され、要求電力の一部を負担する蒸気タービン発電機と、ガスタービンと、このガスタービンに連結され、要求電力の残部を負担するガスタービン発電機と、ガスタービンの排ガス熱を利用して発生した蒸気を蒸気ヘッダに導入する排熱ボイラとを備えた複合発電装置において、排熱ボイラの発生蒸気量を調整するために排熱ボイラに設けられた助燃設備と、蒸気ヘッダの蒸気圧をほぼ一定に維持するように助燃設備の発生熱量を制御する助燃制御手段とを具備したことを特徴とする。
【０００７】
本発明による複合発電装置においては、焼却炉ボイラから発生する蒸気により蒸気タービンを介して発電するとともに、ガスタービンにおいても発電する複合発電システムを採用する。焼却炉においては、燃料である一般ゴミの発生熱量は均一でなく、電気負荷の変動に必ずしも迅速には応動できないという特質を持っている。一方、発電設備としては、需要家の要求電力に応じた、制御された高品質の電力を供給することが要求される。したがって、負荷調整設備としてガスタービンによる発電が併用されるわけである。また、蒸気負荷においては、ガスタービン負荷に応じてガスタービン排熱ボイラから発生される蒸気量が変動し、蒸気タービン発電電力へ影響を及ぼす。これらの影響を吸収して安定な発電運転を可能とするために、本発明においては、ガスタービン排熱ボイラに助燃設備を設け、蒸気ヘッダの蒸気圧力を一定にするように助燃設備の発生熱量を制御することにより、蒸気タービンに供給するトータル蒸気量を可及的に一定にするものである。
【０００８】
請求項２に係る発明は、請求項１に記載の複合発電装置において、助燃設備の燃料は流体燃料であり、助燃制御手段は助燃設備への供給燃料の流量を制御する助燃燃料流量制御手段であることを特徴とする。
【０００９】
請求項３に係る発明は、請求項１または２に記載の複合発電装置において、ガスタービン発電機に対する電力設定値の変化分に所定の係数を乗じた値を助燃制御手段にフィードフォワードで与える手段を備えたことを特徴とする。
【００１０】
【発明の実施の形態】
図１は本発明による複合発電装置のプラント系統図である。ごみを焼却するために複数の焼却炉１１〜１ｎが設けられており、各焼却炉にはそれぞれ１対１の関係で焼却炉ボイラ２１〜２ｎが設けられている。焼却炉ボイラ２１〜２ｎは焼却炉１１〜１ｎのごみ焼却熱により蒸気を発生し、発生した蒸気を、蒸気ヘッダ３を介して蒸気タービン４に供給しそれを駆動する。蒸気タービン４には蒸気タービン発電機５が連結されている。図１には１台の蒸気タービン４が示されているが、蒸気タービン４は１台であっても良いし複数台であっても良い。それに対応して、蒸気タービン発電機５も１台または複数台であり得る。
【００１１】
他方、蒸気タービン発電機５の発電電力を補うために、ガスタービン７によって駆動されるガスタービン発電機６が設けられている。ガスタービン７の排ガスは排熱ボイラ８に導入される。排熱ボイラ８で発生された蒸気は蒸気ヘッダ３に送られ、ここで、焼却炉ボイラ２１〜２ｎからの蒸気と合流される。排熱ボイラ８は助燃設備８ａを有する。この助燃設備８ａは、燃料源９から燃料流量制御装置１０を介して供給される重油やガスなどの流体燃料により助燃される。ガスタービン７及びガスタービン発電機６も１台に限られることなく、場合によっては複数台であっても良い。
【００１２】
蒸気タービン発電機５には、需要家からの要求電力Ｐｃのうち、発電可能な電力に相当する電力設定値Ｐｓがまず設定され、ガスタービン発電機６には、その残余の部分に相当する電力設定値Ｐｇ（＝Ｐｃ−Ｐｓ）が設定される。両タービン発電機５，６の発電電力は図示していない電力回線を介して需要家に供給される。焼却炉１１〜１ｎのごみ焼却量に多少の変動を生じても、蒸気タービン発電機５ができるだけ一定電力を発生できるように、排熱ボイラ８の助けを借りて蒸気ヘッダ３の蒸気圧力はできるだけ一定に維持されるように制御される。そのため、排熱ボイラ８には助燃設備８ａが設けられ、その発生熱が燃料流量制御装置１０によって制御される。
【００１３】
図２は、蒸気タービン４に蒸気を供給する蒸気ヘッダ３の蒸気圧力をできるだけ一定に維持できるように制御する制御装置の系統図を示すものである。需要家から要求電力Ｐｃが与えられると、蒸気タービン発電機発電電力設定手段３１において、要求電力Ｐｃ及びごみ焼却炉２１〜２ｎの稼働状況を考慮して、まず蒸気タービン発電機５が発電すべき発電電力Ｐｓを決定し、それをヘッダ圧力設定手段３２及び蒸気タービン発電機発電電力制御手段３３に蒸気タービン発電機発電電力設定値として送出する。他方、要求電力Ｐｃから蒸気タービン発電機発電電力設定値Ｐｓを差し引いた値、Ｐｃ−Ｐｓ＝Ｐｇ を減算器３４において算出し、これをガスタービン発電機発電電力設定値としてガスタービン発電機発電電力制御手段３５に与える。
【００１４】
蒸気タービン発電機発電電力制御手段３３は、与えられた発電電力設定値Ｐｓを達成するように、蒸気タービン発電機５の発電電力Ｐｓｒをフィードバック制御する。同様に、ガスタービン発電機発電電力制御手段３５は、与えられた発電電力設定値Ｐｇを達成するように、ガスタービン発電機６の発電電力Ｐｇｒをフィードバック制御する。
【００１５】
すでに述べたように、蒸気ヘッダ３の蒸気圧力Ｈｐｒは本来ごみ焼却炉２１〜２ｎの稼働状況や発生熱量等の影響を大きく受ける。この影響は蒸気圧力Ｈｐｒに対する外乱として作用し、蒸気タービン発電機５の発電電力を大きく変動させかねない。その外乱成分を補償し蒸気ヘッダ３の蒸気圧力Ｈｐｒをできるだけ一定に維持するために、ガスタービン７の排熱を利用する排熱ボイラ８に設けた助燃設備８ａを活用する。すなわち、蒸気タービン発電機発電電力設定手段３１によって設定された発電電力設定値Ｐｓに基づいて、ヘッダ圧力設定手段３２は発電電力設定値Ｐｓに対応するヘッダ圧力を演算し、それをヘッダ圧力設定値Ｈｐとして助燃燃料流量制御手段３６に送出する。助燃燃料流量制御手段３６は、基本的には、ヘッダ圧力設定値Ｈｐを達成するようにヘッダ圧力制御手段３７を介して助燃設備８ａの助燃燃料流量をフィードバック制御する。
【００１６】
蒸気タービン発電機５及びガスタービン発電機６による総発電電力（＝Ｐｓ＋Ｐｇ）は需要家の要求電力Ｐｃに従って適宜変更され得る。その場合、要求電力Ｐｃから蒸気タービン発電機５の発電電力Ｐｓｒを差し引いた値の電力をガスタービン発電機６の発電電力Ｐｇｒにより調節する。
【００１７】
ところが、蒸気圧力制御系及び燃焼制御系の制御応答は一般に時定数が大きいという特質を持っている。そのため、ガスタービン７の排熱を利用する排熱ボイラ８への入熱量とその蒸気発生量は、ガスタービン７の出力すなわちガスタービン発電機６の発電電力Ｐｇｒが変化すると、その変化直後は制御系が応答しきれないため、そのまま蒸気ヘッダ３の蒸気圧力Ｈｐｒを大きく変化させることになりかねない。したがって、応答性の良好な制御系を構成することは一般に難しいものとなる。
【００１８】
そこで、ガスタービン発電機６に対する電力設定値Ｐｇの変化分を迅速に捕捉し、フィードバック制御に先立って予め対策を講ずるべく、ガスタービン発電機６の発電電力設定値Ｐｇを入力としてその変化分ΔＰｇを演算するΔＰｇ演算手段３８と、そこで算出された変化分ΔＰｇに所定の係数ｋを乗算して得られた積ｋ・ΔＰｇを助燃燃料流量制御手段３６にフィードフォワード制御分として加えるｋ・ΔＰｇ演算手段３９とを設けている。
【００１９】
図２に示す制御装置によれば、蒸気ヘッダ３の蒸気圧力は助燃燃料流量制御手段３６及びヘッダ圧力制御手段３７により、蒸気圧力Ｈｐｒを用いてフィードバック制御されるとともに、ガスタービン発電機６に対する電力設定値Ｐｇの変化分を用いてフィードフォワード制御されるので、蒸気ヘッダ３の圧力を制御する制御系の応答性を改善し、電力設定値の急変時でも、電力需要の必要を満たしつつ蒸気ヘッダ３の圧力をできるだけ一定に維持し、発生蒸気を十分に有効活用することができる。
【００２０】
【発明の効果】
本発明によれば、ガスタービン排熱ボイラに助燃設備を備え、蒸気タービン入口側の蒸気圧力をできるだけ一定値に維持し、要求電力を満たしながらガスタービン発電電力を制御し、トータルとして発生蒸気を有効活用することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明を適用する複合発電装置のプラント系統図。
【図２】図１の複合発電装置を制御する制御装置の制御系統図。
【符号の説明】
１１〜１ｎ 焼却炉
２１〜２ｎ 焼却炉ボイラ
３ 蒸気ヘッダ
４ 蒸気タービン
５ 蒸気タービン発電機
６ ガスタービン発電機
７ ガスタービン
８ 排熱ボイラ
８ａ 助燃設備
９ 燃料源
１０ 燃料流量制御装置
３１ 蒸気タービン発電機発電電力設定手段
３２ ヘッダ圧力設定手段
３３ 蒸気タービン発電機発電電力制御手段
３４ 減算器
３５ ガスタービン発電機発電電力制御手段
３６ 助燃燃料流量制御手段
３７ ヘッダ圧力制御手段
３８ ΔＰｇ演算手段
３９ ｋ・ΔＰｇ演算手段[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a combined power generation device. More specifically, the present invention relates to an incinerator boiler that uses refuse incinerator exhaust gas, a steam header that introduces steam generated in the incinerator boiler, and steam that is driven by steam supplied from the steam header. A turbine, a steam turbine generator connected to the steam turbine and sharing a part of required power, a gas turbine, a gas turbine generator connected to the gas turbine and sharing the rest of the required power, and a gas turbine And an exhaust heat boiler for introducing steam generated by utilizing exhaust gas heat into a steam header.
[0002]
[Prior art]
This type of combined cycle power generation system has attracted attention as a means for effectively utilizing considerable heat generated in a refuse incinerator. In a known technique (for example, see Patent Documents 1 and 2), steam generated in an incinerator boiler using heat generated by a refuse incinerator is sent to a superheater of a waste heat boiler using exhaust gas of a gas turbine. By introducing this, a highly efficient boiler-type power generation facility has been realized.
[0003]
[Patent Document 1]
JP-A-5-321611 (FIG. 1 and its description)
[Patent Document 2]
JP-A-6-317109 (FIG. 1 and its description)
[0004]
[Problems to be solved by the invention]
However, the known device cannot arbitrarily control the amount of generated steam, which is a characteristic of waste power generation, and in connection with that, it cannot arbitrarily control the power generated by a generator connected to a steam turbine. There is a problem of that. To control the inlet pressure of the steam turbine to keep the generator output as constant as possible, set the steam pressure reference value, that is, the reference value of the generator output to a considerably low place, and use the turbine bypass equipment to set the reference value. The pressure must be controlled by bypassing or discarding a relatively large amount of steam exceeding the reference value through a bypass facility. The generated steam is wasted and cannot be used effectively.
[0005]
Accordingly, it is an object of the present invention to provide a combined power generation device that can sufficiently utilize a generated steam while securing a necessary generated steam amount.
[0006]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, the invention according to claim 1 provides an incinerator boiler that uses waste gas from an incinerator, a steam header that introduces steam generated in the incinerator boiler, and a steam header that supplies the steam from the steam header. A steam turbine driven by steam, a steam turbine generator connected to the steam turbine and sharing a part of required power, a gas turbine, and a gas turbine connected to the gas turbine and sharing the rest of the required power In a combined power generation system equipped with a generator and an exhaust heat boiler that introduces steam generated by using exhaust gas heat of a gas turbine into a steam header, the exhaust heat boiler is used to adjust the amount of steam generated by the exhaust heat boiler. The fuel cell system further comprises: provided auxiliary combustion equipment; and auxiliary combustion control means for controlling the amount of heat generated by the auxiliary combustion equipment so as to maintain the steam pressure of the steam header substantially constant.
[0007]
The combined power generation device according to the present invention employs a combined power generation system that generates power through a steam turbine using steam generated from an incinerator boiler and also generates power in a gas turbine. Incinerators have the characteristic that the amount of heat generated by general refuse as fuel is not uniform and cannot always respond quickly to changes in electrical load. On the other hand, power generation equipment is required to supply controlled, high-quality power in accordance with the power required by consumers. Therefore, the power generation by the gas turbine is also used as the load adjustment equipment. In the steam load, the amount of steam generated from the gas turbine exhaust heat boiler fluctuates according to the gas turbine load, which affects the power generated by the steam turbine. In order to absorb these influences and enable stable power generation operation, in the present invention, a gas turbine exhaust heat boiler is provided with an auxiliary combustion device, and the generated heat amount of the auxiliary combustion device is set so as to keep the steam pressure of the steam header constant. Is controlled to make the total steam amount supplied to the steam turbine as constant as possible.
[0008]
According to a second aspect of the present invention, in the combined power generation system according to the first aspect, the fuel of the auxiliary combustion equipment is a fluid fuel, and the auxiliary combustion control means is an auxiliary fuel flow control means for controlling a flow rate of fuel supplied to the auxiliary combustion equipment. There is a feature.
[0009]
According to a third aspect of the present invention, in the combined power generator according to the first or second aspect, a value obtained by multiplying a change in a power set value for the gas turbine generator by a predetermined coefficient is provided to the auxiliary combustion control means in a feedforward manner. It is characterized by having.
[0010]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
FIG. 1 is a plant system diagram of a combined cycle power plant according to the present invention. A plurality of incinerators 11 to 1n are provided for incinerating refuse, and each incinerator is provided with an incinerator boiler 21 to 2n in a one-to-one relationship. The incinerator boilers 21 to 2n generate steam by the waste incineration heat of the incinerators 11 to 1n, supply the generated steam to the steam turbine 4 via the steam header 3, and drive the steam turbine. A steam turbine generator 5 is connected to the steam turbine 4. Although one steam turbine 4 is shown in FIG. 1, one or more steam turbines 4 may be provided. Correspondingly, one or more steam turbine generators 5 may be provided.
[0011]
On the other hand, a gas turbine generator 6 driven by a gas turbine 7 is provided to supplement the power generated by the steam turbine generator 5. The exhaust gas from the gas turbine 7 is introduced into a waste heat boiler 8. The steam generated in the waste heat boiler 8 is sent to the steam header 3 where it is combined with the steam from the incinerator boilers 21 to 2n. The exhaust heat boiler 8 has an auxiliary combustion facility 8a. The auxiliary combustion equipment 8a is assisted by fluid fuel such as heavy oil or gas supplied from a fuel source 9 via a fuel flow control device 10. The number of gas turbines 7 and gas turbine generators 6 is not limited to one, but may be plural in some cases.
[0012]
In the steam turbine generator 5, a power set value Ps corresponding to the power that can be generated out of the required power Pc from the consumer is first set, and in the gas turbine generator 6, the power corresponding to the remaining portion is set. A set value Pg (= Pc-Ps) is set. The power generated by the two turbine generators 5 and 6 is supplied to consumers via a power line (not shown). The steam pressure of the steam header 3 can be reduced as much as possible with the help of the exhaust heat boiler 8 so that the steam turbine generator 5 can generate as much constant power as possible even if the amount of incineration of the incinerators 11 to 1n fluctuates somewhat. It is controlled to be kept constant. Therefore, the exhaust heat boiler 8 is provided with the auxiliary combustion equipment 8a, and the generated heat is controlled by the fuel flow control device 10.
[0013]
FIG. 2 is a system diagram of a control device for controlling the steam pressure of the steam header 3 for supplying steam to the steam turbine 4 so as to be maintained as constant as possible. When the required power Pc is given from the customer, the steam turbine generator 5 should first generate power in the steam turbine generator generated power setting means 31 in consideration of the required power Pc and the operation state of the incinerators 21 to 2n. The generated power Ps is determined and sent to the header pressure setting means 32 and the steam turbine generator generated power control means 33 as a steam turbine generator generated power set value. On the other hand, a value obtained by subtracting the steam turbine generator power generation set value Ps from the required power Pc, that is, Pc−Ps = Pg, is calculated by the subtractor 34, and this is set as the gas turbine generator power generation set value. It is given to the control means 35.
[0014]
The steam turbine generator generated power control means 33 performs feedback control of the generated power Psr of the steam turbine generator 5 so as to achieve the given generated power set value Ps. Similarly, the gas turbine generator generated power control means 35 performs feedback control of the generated power Pgr of the gas turbine generator 6 so as to achieve the given generated power set value Pg.
[0015]
As described above, the steam pressure Hpr of the steam header 3 is largely affected by the operating conditions of the incinerators 21 to 2n and the amount of heat generated. This effect acts as a disturbance to the steam pressure Hpr, and may greatly change the power generated by the steam turbine generator 5. In order to compensate for the disturbance component and maintain the steam pressure Hpr of the steam header 3 as constant as possible, the auxiliary combustion equipment 8a provided in the exhaust heat boiler 8 utilizing the exhaust heat of the gas turbine 7 is utilized. That is, based on the generated power set value Ps set by the steam turbine generator generated power setting means 31, the header pressure setting means 32 calculates the header pressure corresponding to the generated power set value Ps, and calculates the header pressure. It is sent to the auxiliary fuel flow control means 36 as Hp. Basically, the auxiliary fuel flow control means 36 performs feedback control of the auxiliary fuel flow of the auxiliary equipment 8a via the header pressure control means 37 so as to achieve the header pressure set value Hp.
[0016]
The total power generated by the steam turbine generator 5 and the gas turbine generator 6 (= Ps + Pg) can be appropriately changed according to the power Pc required by the customer. In that case, power of a value obtained by subtracting the generated power Psr of the steam turbine generator 5 from the required power Pc is adjusted by the generated power Pgr of the gas turbine generator 6.
[0017]
However, the control response of the steam pressure control system and the combustion control system generally has a characteristic that the time constant is large. Therefore, the amount of heat input to the exhaust heat boiler 8 using the exhaust heat of the gas turbine 7 and the amount of generated steam are controlled immediately after the output of the gas turbine 7, that is, the generated power Pgr of the gas turbine generator 6 changes. Since the system cannot respond, the steam pressure Hpr of the steam header 3 may be largely changed as it is. Therefore, it is generally difficult to configure a control system having good responsiveness.
[0018]
Therefore, in order to quickly capture a change in the power set value Pg with respect to the gas turbine generator 6 and take a measure in advance prior to the feedback control, the change ΔPg is input by using the generated power set value Pg of the gas turbine generator 6 as an input. And a product k · ΔPg obtained by multiplying the calculated change amount ΔPg by a predetermined coefficient k to the auxiliary fuel flow rate control means 36 as a feedforward control amount. Means 39 are provided.
[0019]
According to the control device shown in FIG. 2, the steam pressure of the steam header 3 is feedback-controlled by the auxiliary fuel flow rate control means 36 and the header pressure control means 37 using the steam pressure Hpr, and the power to the gas turbine generator 6 is controlled. Since the feedforward control is performed using the change in the set value Pg, the responsiveness of the control system for controlling the pressure of the steam header 3 is improved. The pressure of No. 3 can be maintained as constant as possible, and the generated steam can be fully utilized.
[0020]
【The invention's effect】
According to the present invention, a gas turbine exhaust heat boiler is provided with an auxiliary combustion system, the steam pressure at the steam turbine inlet side is maintained as constant as possible, the gas turbine power generation is controlled while satisfying the required power, and the generated steam is totally generated. It can be used effectively.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a plant system diagram of a combined cycle power generation device to which the present invention is applied.
FIG. 2 is a control system diagram of a control device that controls the combined power generation device of FIG.
[Explanation of symbols]
11 to 1n Incinerator 21 to 2n Incinerator boiler 3 Steam header 4 Steam turbine 5 Steam turbine generator 6 Gas turbine generator 7 Gas turbine 8 Waste heat boiler 8a Auxiliary equipment 9 Fuel source 10 Fuel flow control device 31 Steam turbine generator Generated power setting means 32 Header pressure setting means 33 Steam turbine generator generated power control means 34 Subtractor 35 Gas turbine generator generated power control means 36 Auxiliary fuel flow rate control means 37 Header pressure control means 38 ΔPg calculation means 39 k · ΔPg calculation means
