JP2021025500A - Control device for power generation plant, power generation plant and control method for power generation plant - Google Patents
Control device for power generation plant, power generation plant and control method for power generation plant Download PDFInfo
- Publication number
- JP2021025500A JP2021025500A JP2019145853A JP2019145853A JP2021025500A JP 2021025500 A JP2021025500 A JP 2021025500A JP 2019145853 A JP2019145853 A JP 2019145853A JP 2019145853 A JP2019145853 A JP 2019145853A JP 2021025500 A JP2021025500 A JP 2021025500A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- steam
- control
- power plant
- load
- target pressure
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 55
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 230000004043 responsiveness Effects 0.000 abstract description 19
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 8
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 8
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010801 machine learning Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001568 sexual effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Control Of Turbines (AREA)
- Control Of Steam Boilers And Waste-Gas Boilers (AREA)
Abstract
Description
本開示は、発電プラントの制御装置、発電プラント、及び、発電プラントの制御方法に関する。 The present disclosure relates to a power plant control device, a power plant, and a power plant control method.
電力系統には、電力需要に応じた電力の安定供給が要求される。また近年、環境意識の高まりに伴って再生エネルギの導入が進んでいるが、再生エネルギは気象条件の影響を受けて変動しやすいことから、従来の発電プラント（例えば火力発電プラントやコンベンショナル発電プラントなど）が付加調整力を向上することで、電力の安定供給の役割を果たすことが期待されている。 The electric power system is required to have a stable supply of electric power according to the electric power demand. In recent years, the introduction of regenerated energy has progressed with increasing environmental awareness, but since regenerated energy is easily affected by weather conditions, conventional power plants (for example, thermal power plants and conventional power plants, etc.) ) Is expected to play a role in the stable supply of electric power by improving the additional adjustment power.
例えば特許文献１には、火力発電プラントなどにおいてタービンを駆動するための蒸気を生成するボイラを制御することにより、発電出力を制御可能なボイラの制御装置が開示されている。この文献では、ボイラの生成蒸気が流れる主蒸気路に設けられた蒸気弁で発電出力を調整するとともに、ボイラに投入する燃料で主蒸気路における蒸気圧力を所定の目標蒸気圧力になるように制御している。
For example,
このような系では、プラント効率を最大化するために、蒸気弁の開度が最大開度（１００％）に制御される完全変圧プラントとして運用されることがある。この場合、良好なプラント効率が得られる一方で、発電プラントに対する負荷指令値が変化した場合に、負荷指令値の変化に対して発電出力を迅速に追従することが難しいという面がある。具体的には、完全変圧プラントでは蒸気弁の開度が基本的に最大開度（１００％）に制御されるため、負荷指令値の変化に対して応答性のよい蒸気弁の開度制御による発電出力の調整ができず、ボイラへの燃料供給量などの応答性の低い制御に頼らざるを得なくなってしまう。特に石炭を燃料とする石炭焚きボイラでは、石炭を微粉炭機で粉砕するプロセスがある為、粉砕された石炭が火炉へ投入されるまでに時間を要してしまい、負荷指令値の変化に対する応答性が低くなってしまう傾向にある。 In such a system, in order to maximize the plant efficiency, it may be operated as a complete transformer plant in which the opening degree of the steam valve is controlled to the maximum opening degree (100%). In this case, while good plant efficiency can be obtained, when the load command value for the power plant changes, it is difficult to quickly follow the power generation output with respect to the change in the load command value. Specifically, in a complete transformer plant, the opening degree of the steam valve is basically controlled to the maximum opening degree (100%). The power generation output cannot be adjusted, and there is no choice but to rely on less responsive controls such as the amount of fuel supplied to the boiler. Especially in coal-fired boilers that use coal as fuel, there is a process of crushing coal with a pulverized coal machine, so it takes time for the crushed coal to be put into the fireplace, and it responds to changes in the load command value. It tends to be less sexual.
このように発電プラントでは、プラント効率だけでなく、状況によっては負荷指令値の変動に対する追従性等のような他の性能が要求されることがある。例えば、再生エネルギの導入が進んだ電力系統では、太陽光発電の出力が低下し、且つ、電力需要が増加する夕方の時間帯のような条件下において、他の発電プラントに対する負荷要求が大きく増加することがある。そのため他の発電プラントでは、このような負荷要求増加に対応すべく、プラント出力を追従させることが求められることがある。 As described above, in a power plant, not only plant efficiency but also other performances such as followability to fluctuations in load command values may be required depending on the situation. For example, in a power system where the introduction of regenerative energy has progressed, the load demand for other power plants increases significantly under conditions such as the evening hours when the output of photovoltaic power generation decreases and the power demand increases. I have something to do. Therefore, in other power plants, it may be required to follow the plant output in order to cope with such an increase in load demand.
本開示の少なくとも一態様は上述の事情に鑑みなされたものであり、負荷要求増加時に、発電プラントの出力を良好な応答性で追従可能な発電プラントの制御装置、発電プラント、及び、発電プラントの制御方法を提供することを目的とする。 At least one aspect of the present disclosure has been made in view of the above circumstances, and is a control device for a power plant, a power plant, and a power plant capable of following the output of the power plant with good responsiveness when the load demand increases. The purpose is to provide a control method.
本開示の一態様に係る発電プラントの制御装置は上記課題を解決するために、
蒸気を生成可能に構成された蒸気発生器と、
前記蒸気を用いて駆動可能に構成されたタービンに連結された発電機と、
前記タービンへの蒸気供給量を制御するための蒸気弁と、
を備える発電プラントの制御装置であって、
前記発電機の出力が前記発電プラントに対する負荷指令値になるように前記蒸気弁を制御するように構成された蒸気弁制御部と、
前記蒸気発生器の蒸気圧力が目標圧力値になるように前記蒸気発生器を制御するように構成された蒸気発生器制御部と、
通常モード又は負荷変動対応モードのいずれか一方を選択可能に構成された制御モード選択部と、
前記制御モード選択部で前記負荷変動対応モードが選択された場合に、前記目標圧力値として、前記通常モードに対応する第１目標圧力値にバイアス値を加算した第２目標圧力値が設定されるように構成された目標圧力値補正部と、
を備える。
The control device of the power plant according to one aspect of the present disclosure is used to solve the above problems.
A steam generator configured to generate steam and
A generator connected to a turbine configured to be driveable using the steam,
A steam valve for controlling the amount of steam supplied to the turbine, and
It is a control device of a power plant equipped with
A steam valve control unit configured to control the steam valve so that the output of the generator becomes a load command value for the power plant.
A steam generator control unit configured to control the steam generator so that the steam pressure of the steam generator reaches a target pressure value.
A control mode selection unit configured to select either normal mode or load fluctuation response mode,
When the load fluctuation response mode is selected by the control mode selection unit, a second target pressure value obtained by adding a bias value to the first target pressure value corresponding to the normal mode is set as the target pressure value. With the target pressure value correction unit configured as
To be equipped.
本開示の一態様に係る発電プラントの制御方法は上記課題を解決するために、
蒸気を生成可能に構成された蒸気発生器と、
前記蒸気を用いて駆動可能に構成されたタービンに連結された発電機と、
前記タービンへの蒸気供給量を制御するための蒸気弁と、
を備える発電プラントの制御方法であって、
前記発電機の出力が前記発電プラントに対する負荷指令値になるように前記蒸気弁を制御する蒸気弁制御工程と、
前記蒸気発生器の蒸気圧力が目標圧力値になるように前記蒸気発生器を制御する蒸気発生器制御工程と、
通常モード又は負荷変動対応モードのいずれか一方を選択する制御モード選択工程と、
を備え、
前記負荷変動対応モードでは、前記目標圧力値として、前記通常モードに対応する第１目標圧力値にバイアス値を加算した第２目標圧力値を設定する。
The power plant control method according to one aspect of the present disclosure is to solve the above problems.
A steam generator configured to generate steam and
A generator connected to a turbine configured to be driveable using the steam,
A steam valve for controlling the amount of steam supplied to the turbine, and
It is a control method of a power plant equipped with
A steam valve control step that controls the steam valve so that the output of the generator becomes a load command value for the power plant.
A steam generator control step that controls the steam generator so that the steam pressure of the steam generator becomes a target pressure value, and
A control mode selection process that selects either the normal mode or the load fluctuation response mode, and
With
In the load fluctuation response mode, a second target pressure value obtained by adding a bias value to the first target pressure value corresponding to the normal mode is set as the target pressure value.
本開示の少なくとも一態様によれば、負荷増加要求時に、発電プラントの出力を良好な応答性で追従可能な発電プラントの制御装置、発電プラント、及び、発電プラントの制御方法を提供できる。 According to at least one aspect of the present disclosure, it is possible to provide a power plant control device, a power plant, and a power plant control method capable of following the output of the power plant with good responsiveness when a load increase request is made.
以下、図面を参照して本発明のいくつかの実施形態について説明する。ただし、本発明の範囲は以下の実施形態に限定されるものではない。以下の実施形態に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対配置などは、本発明の範囲をそれにのみ限定する趣旨ではなく、単なる説明例に過ぎない。 Hereinafter, some embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. However, the scope of the present invention is not limited to the following embodiments. The dimensions, materials, shapes, relative arrangements, and the like of the components described in the following embodiments are not intended to limit the scope of the present invention to that alone, but are merely explanatory examples.
＜発電プラントの全体構成＞
図１は本開示の一態様に係る発電プラント１の全体構成図である。発電プラント１は、蒸気発生器２と、タービン４と、発電機６と、を備える。蒸気発生器２で生成された蒸気はタービン４に供給されることにより、タービン４が駆動される。タービン４の出力軸には発電機が連結されており、タービン４の回転エネルギが電気エネルギに変換される。発電機６で発生された電気エネルギは、所定の経路を介して電力系統（不図示）に供給される。
<Overall configuration of power plant>
FIG. 1 is an overall configuration diagram of a
蒸気発生器２は、蒸気を生成可能に構成される。蒸気発生器２は例えば燃料を燃焼させることで発生させた熱量を用いて給水から蒸気を生成可能なボイラ装置である。より具体的には、ボイラ装置は、石炭を微粉炭機（不図示）で粉砕して火炉で燃焼することで蒸気を生成可能なコンベンショナルボイラである。ボイラ装置はドラム式ボイラであってもよいし、貫流式ボイラであってもよい。
The
蒸気発生器２で生成された蒸気は、蒸気供給路８を介してタービン４に供給される。タービン４は蒸気発生器２で生成された高温高圧の蒸気によって回転駆動される。蒸気発生器２及びタービン４を接続する蒸気供給路８には、蒸気発生器２からタービン４に供給される蒸気の流量を調整するための蒸気弁１０（主蒸気弁）が設置される。蒸気弁１０の開度は、後述の制御装置１００からの制御信号によって制御可能である。
The steam generated by the
尚、タービン４で仕事を終えた蒸気は、例えば、タービン４の下流側に配置された復水器（不図示）によって凝縮された後、蒸気発生器２に再び給水される循環経路を構成する。
The steam that has finished its work in the turbine 4 constitutes, for example, a circulation path that is condensed by a condenser (not shown) arranged on the downstream side of the turbine 4 and then re-supplied to the
制御装置１００は発電プラント１の制御ユニットであり、例えばコンピュータ等の電子演算装置からなるハードウェア構成を有する。制御装置１００は、このようなハードウェア構成に対して、本開示の少なくとも一態様に係る制御方法を実行するためのプログラムがインストールされることで、本発明の少なくとも一態様に係る制御装置として機能可能に構成される。
The
制御装置１００は、発電プラント１の各構成要素との間で制御信号を送受信することにより、発電プラント１を総合的に制御可能に構成される。このような発電プラント１の制御は、制御装置１００が外部から取得する発電プラント１に対する負荷指令値に基づいて実施される。負荷指令値は、発電プラント１に要求される負荷に関する指令値であり、例えば電力系統における需給状態に応じて決定される。
The
＜発電プラントの制御＞
続いて上記構成を有する発電プラント１において制御装置１００による具体的な制御内容について説明する。図２は図１の制御装置１００の制御フロー図である。図２では制御装置１００の内部が機能ブロック図として示されており、制御装置１００は、蒸気弁制御部１１０と、蒸気発生器制御部１２０と、制御モード選択部１３０と、を備える。蒸気弁制御部１１０は、入力信号に対応して蒸気弁１０の開度指令値を出力するための機能ブロックであり、蒸気発生器制御部１２０は、入力信号に対応して蒸気発生器２の制御パラメータ（例えば給水デマンド信号及び燃料デマンド信号）を出力するための機能ブロックである。制御モード選択部１３０は、予め発電プラント１の制御モードとして用意された複数候補から特定の制御モードを選択するための機能ブロックである。
<Power plant control>
Subsequently, the specific control contents by the
制御装置１００には、発電機出力Ｌ、負荷指令値Ｌｄ、目標圧力値Ｐｓ及び蒸気圧力値Ｐがそれぞれ入力される。発電機出力Ｌは、発電機６から出力される電力の検出値に基づいて取得可能である。負荷指令値Ｌｄは、発電プラント１に対して外部から入力される指令値である（例えば、電力系統の電力需給状態に応じて中央給電指令室から受信される）。目標圧力値Ｐｓは、蒸気発生器２の蒸気圧力に関する目標値であり、後述する目標圧力値補正部１４０によって適宜補正される。蒸気圧力値Ｐは、蒸気発生器２の蒸気圧力に関する検出値に基づいて取得可能であり、例えば蒸気弁１０の上流側にある蒸気発生器２の出口部に設置される圧力センサによって取得可能である。
The generator output L, the load command value Ld, the target pressure value Ps, and the steam pressure value P are input to the
蒸気弁制御部１１０では、まず発電機出力Ｌ及び負荷指令値Ｌｄが偏差演算部１１２に入力される。偏差演算部１１２は、発電機出力Ｌ及び負荷指令値Ｌｄの偏差ΔＬ（＝Ｌｄ−Ｌ）を演算して出力する。偏差演算部１１２から出力された偏差ΔＬはＰＩ制御器１１４に入力される。ＰＩ制御器１１４は、偏差ΔＬに対応する蒸気弁開度指令値を生成し、蒸気弁１０に対して出力する。これにより、偏差ΔＬが最小になるように（すなわち発電機出力Ｌが負荷指令値Ｌｄになるように）蒸気弁１０の開度がフィードバック制御される。
In the steam valve control unit 110, first, the generator output L and the load command value Ld are input to the
蒸気発生器制御部１２０では、目標圧力値Ｐｓは目標圧力値補正部１４０によって適宜補正された後、蒸気圧力値Ｐとともに偏差演算部１２２に入力される。偏差演算部１２２は、補正後の目標圧力値Ｐｓ及び蒸気圧力値Ｐの偏差ΔＰ（＝Ｐｓ−Ｐ）を出力する。偏差演算部１２２から出力される偏差ΔＰは、ＰＩ制御器１２４に入力される。ＰＩ制御器１２４は、偏差ΔＰに対応する出力信号を出力する。ＰＩ制御器１２４から出力された出力信号には、加算器１２６にて負荷指令値Ｌｄが加算され、蒸気発生器２に対する制御信号である蒸気発生器制御値が出力される。このように、ＰＩ制御器１２４の出力信号に対してフィードフォワード成分として負荷指令値Ｌｄを加算することで、蒸気発生器２の負荷追従性が向上されている。このように出力される蒸気発生器制御値には、例えば、蒸気発生器２の制御パラメータである給水量や燃料供給量に対応する給水デマンド信号及び燃料デマンド信号が含まれる。
In the steam generator control unit 120, the target pressure value Ps is appropriately corrected by the target pressure
制御モード選択部１３０では、発電プラント１の制御モードの選択が行われる。発電プラント１には選択可能な複数の制御モードが用意される。本態様では、発電プラント１の制御モードには、少なくとも通常モード及び負荷変動対応モードが含まれる。通常モードは発電プラント１の通常運転に対応する制御モードである。負荷変動対応モードは、通常モードに比べて負荷指令値Ｌｄの変動時における出力応答性を向上させた制御モードである。
The control
目標圧力値補正部１４０における目標圧力値Ｐｓに対する補正は、制御モード選択部１３０における制御モードの選択結果に基づいて行われる。具体的には目標圧力値補正部１４０は、制御モード選択部１３０における制御モードの選択結果に応じて、目標圧力値Ｐｓに対してバイアス値として「０」又は「α（＞０）」のいずれか一方を加算することにより、通常モード及び負荷変動対応モードにそれぞれ対応する第１目標圧力値Ｐｓ１及び第２目標圧力値Ｐｓ２に切り替え可能に構成される。
The correction for the target pressure value Ps in the target pressure
制御モード選択部１３０において通常モードが選択された場合、目標圧力値補正部１４０は目標圧力値Ｐｓに対してバイアス値「０」を加算することにより、第１目標圧力値Ｐｓ１（＝Ｐｓ＋０）を偏差演算部１２２に対して出力する。この第１目標圧力値Ｐｓ１は、負荷指令値Ｌｄが一定である定常時において蒸気弁１０の開度が最大開度（１００％）である第１開度になるように設定される。つまり通常モードでは、蒸気弁１０が全開状態になることによりプラント効率が最大化された運転状態となる（すなわち通常モードでは、発電プラント１はいわゆる完全変圧プラントとして制御される）。
When the normal mode is selected in the control
一方で制御モード選択部１３０において負荷変動対応モードが選択された場合、目標圧力値補正部１４０は目標圧力値Ｐｓに対してバイアス値「α」を加算することにより、第２目標圧力値Ｐｓ２（＝Ｐｓ＋α）を偏差演算部１２２に対して出力する。言い換えると、第２目標圧力値Ｐｓ２は第１目標圧力値Ｐｓ１より大きく設定される。そのため負荷変動対応モードでは、通常モードに比べて蒸気発生器２が高出力側に制御される。その結果、蒸気弁制御部１１０に入力される発電機出力Ｌが増加し、発電機出力Ｌを負荷指令値Ｌｄに近づけるために蒸気弁１０の開度が通常モードより小さい第２開度になるように制御される。
On the other hand, when the load fluctuation response mode is selected in the control
図３は負荷指令値が定常状態にある場合における、通常モード及び負荷変動対応モードの蒸気弁開度の負荷依存性を示す図である。図３に示すように、通常モードでは蒸気弁１０の開度が最大開度（１００％）である第１開度になるように制御される。このように通常モードでは、負荷指令値Ｌｄが定常状態にある場合には、蒸気弁１０が基本的に全開状態に制御されることで良好なプラント効率を達成することができる。その一方で負荷指令値Ｌｄに変動が生じた場合には、通常モードでは蒸気弁１０の開度がすでに全開状態に達しているため、蒸気弁１０の開度制御によって発電プラント１の出力を負荷指令値に追従する余地がない。そのため、通常モードでは、蒸気発生器制御部１２０側による蒸気発生器２の運転状態の制御によって発電プラント１の出力を負荷指令値Ｌｄに追従させる必要がある。しかしながら蒸気発生器２の出力は、負荷指令値Ｌｄの変動に対してタイムラグがあるため、良好な応答性が得られにくい傾向がある。
FIG. 3 is a diagram showing the load dependence of the steam valve opening degree in the normal mode and the load fluctuation response mode when the load command value is in the steady state. As shown in FIG. 3, in the normal mode, the opening degree of the
ここで図４は通常モードにおける発電機出力Ｌ、負荷指令値Ｌｄ、蒸気弁開度指令値、蒸気発生器制御値の推移を示すタイミングチャートである。図４では時刻ｔ１において負荷指令値Ｌｄが第１定常状態Ｌｄ１から第２定常状態Ｌｄ２に増加するように変動している。この場合、時刻ｔ１において蒸気弁開度はすでに最大開度（１００％）である第１開度にあるため、負荷指令値Ｌｄに追従して変化する余地がない。そのため通常モードでは、時刻ｔ１で蒸気発生器制御値の指令値が変化することにより、比較的応答性が低い蒸気発生器２の運転制御によって負荷指令値Ｌｄの変動に対応する。その結果、通常モードでは、時刻ｔ２で発電機出力Ｌが目標となる第２定常状態Ｌ２に収束するまでに時間を要している。
Here, FIG. 4 is a timing chart showing changes in the generator output L, the load command value Ld, the steam valve opening command value, and the steam generator control value in the normal mode. In FIG. 4, the load command value Ld fluctuates so as to increase from the first steady state Ld1 to the second steady state Ld2 at time t1. In this case, since the steam valve opening degree is already at the first opening degree which is the maximum opening degree (100%) at time t1, there is no room for change following the load command value Ld. Therefore, in the normal mode, the command value of the steam generator control value changes at time t1, and the operation control of the
負荷変動対応モードでは、蒸気弁１０の開度は第１開度（１００％）より小さい第２開度になるように制御される。図５は負荷変動対応モードにおける発電機出力Ｌ、負荷指令値Ｌｄ、蒸気弁開度指令値、蒸気発生器制御値の推移を示すタイミングチャートである。図５では図４と同様に時刻ｔ１において負荷指令値Ｌｄが第１定常状態Ｌｄ１から第２定常状態Ｌｄ２に増加するように変動している。この場合、時刻ｔ１において蒸気弁開度指令値は最大開度（１００％）より小さな第２開度にあるため、負荷指令値Ｌｄに追従して変化する余地が残されている。そのため負荷変動対応モードでは、負荷指令値Ｌｄに対応して蒸気弁１０の開度を調整することで（蒸気弁１０の開度を増加することで）、応答性に優れた蒸気弁１０の開度制御で負荷変動に追従することができる。その結果、負荷変動対応モードでは通常モードに比べて、負荷指令値Ｌｄの変化に良好な応答性で追従し、時刻ｔ３で早期に発電機出力Ｌを第２定常状態Ｌ２に収束することができる。
In the load fluctuation response mode, the opening degree of the
尚、負荷変動対応モードでは、負荷指令値Ｌｄに変動がない定常状態において蒸気弁１０が全開状態より小さい第２開度に制御されるため、通常モードに比べて少なからずプラント効率が低下することに留意が必要である。
In the load fluctuation response mode, the
制御モード選択部１３０は、これら通常モード及び負荷変動対応モードのいずれか一方を選択する。図２では、制御モード選択部１３０は、制御モードの選択結果に対応して目標圧力値補正部１４０に対して制御モード選択信号を送信することにより、各制御モードに対応した目標圧力値の切替を行うように構成される。図６は目標圧力値補正部１４０から出力される通常モード及び負荷変動対応モードに対応する第１目標圧力値Ｐｓ１及び第２目標圧力値Ｐｓ２を示している。
The control
尚、バイアス値αは、負荷変動対応モードを選択した際の蒸気弁１０の第２開度に応じて選択される。
The bias value α is selected according to the second opening degree of the
＜制御モードの切替制御＞
制御モード選択部１３０による制御モードの選択は、負荷指令値Ｌｄの変動可能性に応じて自動的に行われてもよい。図７は図２の変形例である。この変形例では、図２に比べて負荷指令値Ｌｄの変動可能性を推定可能に構成された負荷変動推定部１５０を備える点で異なる。負荷変動推定部１５０は負荷指令値Ｌｄの将来における変動可能性を推定する。負荷変動推定部１５０の推定結果は、制御モード選択部１３０に送られ、制御モード選択部１３０は、受信した推定結果に基づいて、発電プラント１の制御モードを自動的に選択する。
<Control mode switching control>
The control mode selection by the control
例えば、負荷変動推定部１５０で負荷指令値Ｌｄの変動可能性が低いと判定された場合、制御モード選択部１３０は制御モードとして通常モードを選択する。これにより、プラント効率を優先した効率的なプラント運用が可能となる。一方、負荷変動推定部１５０で負荷指令値Ｌｄの変動可能性が高いと判定された場合、制御モード選択部１３０は制御モードとして負荷変動対応モードを選択する。これにより、負荷指令値Ｌｄが変動した場合には、前述のように蒸気弁１０の開度制御によって良好な応答性を得ることができる。
For example, when the load
尚、負荷変動推定部１５０における負荷変動可能性の高低に関する判定は、例えば、負荷変動可能性をパラメータとして数値化し、当該パラメータが予め設定された判定用閾値との大小を比較することにより行ってもよい。
The load
本開示の一態様では、負荷変動推定部１５０は、電力需要の予測結果に基づいての変動可能性を推定してもよい。この場合、負荷変動推定部１５０は、電力系統における単位期間（例えば１時間など）あたりの電力需要を予測することで、単位期間毎に負荷変動可能性を算出する。
In one aspect of the present disclosure, the load
電力需要の予測は、例えば、天気予報、及び電力使用の過去実績に基づいて行ってもよい。具体的には、電力使用量の過去実績は、環境実績と、電力使用量とを相互に対応付けた情報である。環境実績は、電力需要に影響を与える気象情報を含む環境情報の過去の実績である。例えば、天気、気温、湿度などの他、風速、日射量、日照時間、時期、季節などの情報を含んでもよい。つまり、電力使用量の過去実績は、過去における環境実績で示される条件における電力使用量の実績を示す。電力使用量の過去実績は、地域情報を含んでいてもよく、地域における特殊性を考慮してもよい。 Forecasting of electricity demand may be made based on, for example, weather forecasts and past records of electricity usage. Specifically, the past actual power consumption is information in which the environmental actual performance and the electric power consumption are associated with each other. Environmental performance is the past performance of environmental information including meteorological information that affects electricity demand. For example, in addition to weather, temperature, humidity, etc., information such as wind speed, amount of solar radiation, sunshine duration, time, and season may be included. That is, the past actual power consumption indicates the actual power consumption under the conditions indicated by the past environmental results. The past record of electricity usage may include regional information and may take into account regional peculiarities.
そして、電力使用量の過去実績における環境実績と電力使用量との関係を学習（機械学習）するなどして作成した、環境情報から電力使用量を算出する需要予測モデルを用いて、天気予報から抽出した情報から、電力需要の予測値を算出してもよい。例えば、需要予測モデルは、環境実績の各情報の各々の日射量を算出し、算出した日射量の実績値及び天気予報に含まれる少なくとも１つの情報と、電力使用量との関係を機械学習して、日射量等から電力需要の予測値を算出してもよい。 Then, using the demand forecast model that calculates the power consumption from the environmental information, which was created by learning (machine learning) the relationship between the environmental performance and the power usage in the past performance of the power consumption, from the weather forecast. A forecast value of electric power demand may be calculated from the extracted information. For example, the demand forecast model calculates the amount of solar radiation for each piece of environmental record information, and machine-learns the relationship between the calculated actual value of the amount of solar radiation and at least one piece of information contained in the weather forecast and the amount of electricity used. Therefore, the predicted value of the electric power demand may be calculated from the amount of solar radiation or the like.
電力需要は、電力系統に接続された各需要先の需要の積算値として予測することで求められてもよいし、電力系統に接続された各需要先の需要をそれぞれ個別に予測することで求められてもよい。 The electric power demand may be obtained by forecasting the demand of each customer connected to the power system as an integrated value, or by individually forecasting the demand of each customer connected to the power system. May be done.
また本開示の別の態様では、負荷変動推定部１５０は、再生エネルギの発電量の予測結果に基づいての変動可能性を推定してもよい。再生エネルギの発電量の予測は周知な手法のいずれを採用してもよい。例えば、再生エネルギの発電量の予測は、発電量が環境条件によって変わる風力発電量、水力発電量、太陽光発電量などの合計であってもよく、天気予報に基づいて予測してもよい。
Further, in another aspect of the present disclosure, the load
再生エネルギが水力発電の場合には、ベースロード電源として、過去実績に基づいて水力発電量の予測値を算出してもよい。 When the regenerated energy is hydroelectric power generation, the predicted value of the hydroelectric power generation amount may be calculated based on the past results as the base load power source.
再生エネルギが風力発電の場合には、天気予報から風速を算出し、この風速及び過去実績に基づいて発電量を予測しておよい。例えば、過去実績として蓄積した風速の実績値と、その際の風力発電量の実績値との関係を学習（機械学習）するなどして作成した、風速から風力発電量を算出する風力発電量予測モデルを用いて、天気予報から抽出した風速（風速の予測値）から、風力発電量の予測値を算出してもよい。 When the regenerated energy is wind power generation, the wind speed may be calculated from the weather forecast, and the amount of power generation may be predicted based on the wind speed and past results. For example, the wind power generation forecast that calculates the wind power generation amount from the wind speed created by learning (machine learning) the relationship between the actual value of the wind speed accumulated as the past result and the actual value of the wind power generation amount at that time. The model may be used to calculate the predicted value of the amount of wind power generated from the wind speed (predicted value of the wind speed) extracted from the weather forecast.
再生エネルギが太陽光発電の場合には、太陽からの光エネルギを電気エネルギに変換するため、日射量が多いほど発電量は多くなる。ただし、日射量が多くなると、それに伴って気温や、上記のエネルギの変換を行うパネルの温度が上昇するため、発電効率が低下する。よって、日射量及びパネルの温度を天気予報に基づいて予測し、発電量を算出してもよい。より具体的には、例えば、所定期間分の天気予報から、単位期間あたりの日照時間及び気温を抽出する。また、天気予報における天気（晴れ、曇り、雨など）の情報に基づくなどして、単位期間毎の日射強度を予測する。そして、単位期間毎の日射強度と日照時間とを乗算することで、単位期間あたりの日射量を予測するとともに、この日照量の予測結果と、天気予報から抽出される単位期間あたりの気温とに基づいて、パネルの温度の予測を通して、太陽光発電量を予測する。 When the regenerated energy is photovoltaic power generation, the light energy from the sun is converted into electrical energy, so the larger the amount of solar radiation, the larger the amount of power generation. However, as the amount of solar radiation increases, the air temperature and the temperature of the panel that converts the above energy rise with it, so that the power generation efficiency decreases. Therefore, the amount of solar radiation and the temperature of the panel may be predicted based on the weather forecast to calculate the amount of power generation. More specifically, for example, the sunshine duration and temperature per unit period are extracted from the weather forecast for a predetermined period. In addition, the intensity of solar radiation for each unit period is predicted based on the information of the weather (sunny, cloudy, rain, etc.) in the weather forecast. Then, by multiplying the insolation intensity for each unit period and the sunshine duration, the amount of insolation per unit period is predicted, and the prediction result of this amount of sunshine and the temperature per unit period extracted from the weather forecast are obtained. Based on this, the amount of solar power generation is predicted through the prediction of the temperature of the panel.
また本開示の別の態様では、制御モード選択部１３０による制御モードの選択は、オペレータによるマニュアル作業として実施されてもよい。この場合、オペレータは負荷指令値Ｌｄをディスプレイ等でモニタリングし、負荷指令値Ｌｄの推移や過去実績に基づいて適切な制御モードの選択を行う。オペレータによるモード選択は、制御モード選択部１３０に対してオペレータの選択内容に対応する制御モード選択信号が入力されることにより行われる。これにより、自動的な制御では考慮が難しい個別の事情を考慮した状況に応じて、適切な制御モードの選択が可能である。
Further, in another aspect of the present disclosure, the selection of the control mode by the control
以上説明したように本開示の各態様によれば、負荷増加要求時に、発電プラントの出力を良好な応答性で追従可能な発電プラントの制御装置、発電プラント、及び、発電プラントの制御方法を提供できる。 As described above, according to each aspect of the present disclosure, there is provided a power plant control device, a power plant, and a power plant control method capable of following the output of the power plant with good responsiveness when a load increase request is made. it can.
その他、本開示の趣旨を逸脱しない範囲で、上記した実施形態における構成要素を周知の構成要素に置き換えることは適宜可能であり、また、上記した実施形態を適宜組み合わせてもよい。 In addition, it is possible to replace the components in the above-described embodiments with well-known components as appropriate without departing from the spirit of the present disclosure, and the above-described embodiments may be combined as appropriate.
上記各実施形態に記載の内容は、例えば以下のように把握される。 The contents described in each of the above embodiments are grasped as follows, for example.
（１）本開示の一態様に係る発電プラントの制御装置は、
蒸気を生成可能に構成された蒸気発生器と、
前記蒸気を用いて駆動可能に構成されたタービンに連結された発電機と、
前記タービンへの蒸気供給量を制御するための蒸気弁と、
を備える発電プラントの制御装置であって、
前記発電機の出力が前記発電プラントに対する負荷指令値になるように前記蒸気弁を制御するように構成された蒸気弁制御部と、
前記蒸気発生器の蒸気圧力が目標圧力値になるように前記蒸気発生器を制御するように構成された蒸気発生器制御部と、
通常モード又は負荷変動対応モードのいずれか一方を選択可能に構成された制御モード選択部と、
前記制御モード選択部で前記負荷変動対応モードが選択された場合に、前記目標圧力値として、前記通常モードに対応する第１目標圧力値にバイアス値を加算した第２目標圧力値が設定されるように構成された目標圧力値補正部と、
を備える。
(1) The control device of the power plant according to one aspect of the present disclosure is
A steam generator configured to generate steam and
A generator connected to a turbine configured to be driveable using the steam,
A steam valve for controlling the amount of steam supplied to the turbine, and
It is a control device of a power plant equipped with
A steam valve control unit configured to control the steam valve so that the output of the generator becomes a load command value for the power plant.
A steam generator control unit configured to control the steam generator so that the steam pressure of the steam generator reaches a target pressure value.
A control mode selection unit configured to select either normal mode or load fluctuation response mode,
When the load fluctuation response mode is selected by the control mode selection unit, a second target pressure value obtained by adding a bias value to the first target pressure value corresponding to the normal mode is set as the target pressure value. With the target pressure value correction unit configured as
To be equipped.
上記（１）の態様によれば、負荷変動対応モードでは通常モードに比べて目標圧力値を高く設定することで、蒸気発生器の蒸気圧力が高く制御される。これにより、発電機出力が負荷指令値になるように制御される蒸気弁の開度が通常モードに比べて絞られ、蒸気弁の開度の制御余力が確保される。その結果、負荷変動対応モードでは負荷指令値が変動した際に、蒸気弁の開度制御によって、応答性のよい負荷追従制御が可能となる。このように本態様では、通常モードと負荷変動対応モードという２種類の運転モードを選択可能に構成することで、発電プラントに要求される状況に応じた運用が可能となる。例えば、通常モードでは負荷変動対応モードに比べて蒸気弁の開度が大きいことからプラント効率を重視した運用ができ、一方の負荷変動対応モードでは蒸気弁の開度の制御余力を確保することで負荷変動に対する応答性を重視した運用が可能となる。 According to the aspect (1) above, the steam pressure of the steam generator is controlled to be higher in the load fluctuation response mode by setting the target pressure value higher than in the normal mode. As a result, the opening degree of the steam valve whose generator output is controlled to be the load command value is narrowed as compared with the normal mode, and the control remaining capacity of the steam valve opening degree is secured. As a result, in the load fluctuation response mode, when the load command value fluctuates, the load tracking control with good responsiveness becomes possible by controlling the opening degree of the steam valve. As described above, in this embodiment, two types of operation modes, a normal mode and a load fluctuation response mode, can be selected and operated, so that the operation can be performed according to the situation required for the power plant. For example, in the normal mode, the opening of the steam valve is larger than in the load fluctuation response mode, so it is possible to operate with an emphasis on plant efficiency. On the other hand, in the load fluctuation response mode, it is possible to secure the control margin of the steam valve opening. Operation that emphasizes responsiveness to load fluctuations becomes possible.
（２）別の態様では上記（１）の態様において、
前記蒸気弁制御部は、前記通常モードにおいて前記負荷指令値が定常状態にある場合、前記蒸気弁の開度が最大開度に対応する第１開度になるように前記蒸気弁を制御する。
(2) In another aspect, in the above aspect (1),
When the load command value is in a steady state in the normal mode, the steam valve control unit controls the steam valve so that the opening degree of the steam valve becomes the first opening degree corresponding to the maximum opening degree.
上記（２）の態様によれば、通常モードでは負荷指令値が定常状態である場合（負荷指令値の変動幅が基準値以下である場合。例えば一定である場合）において、蒸気弁の開度を最大開度に制御することで、良好なプラント効率が得られる。 According to the aspect (2) above, in the normal mode, when the load command value is in a steady state (when the fluctuation range of the load command value is equal to or less than the reference value, for example, when it is constant), the opening degree of the steam valve Good plant efficiency can be obtained by controlling the maximum opening degree.
（３）別の態様では上記（２）の態様において、
前記蒸気弁制御部は、前記負荷変動対応モードにおいて前記負荷指令値が定常状態である場合、前記蒸気弁の開度が前記第１開度より小さい第２開度になるように前記蒸気弁を制御する。
(3) In another aspect, in the above aspect (2),
When the load command value is in a steady state in the load fluctuation response mode, the steam valve control unit sets the steam valve so that the opening degree of the steam valve becomes a second opening degree smaller than the first opening degree. Control.
上記（３）の態様によれば、負荷変動対応モードでは負荷指令値が定常状態である場合（負荷指令値の変動幅が基準値以下である場合。例えば一定である場合）において、蒸気弁の開度を最大開度より小さく制御することで、負荷指令値が変動した際に、蒸気弁の開度制御によって、応答性のよい負荷追従制御が可能となる。 According to the aspect (3) above, in the load fluctuation response mode, when the load command value is in a steady state (when the fluctuation range of the load command value is equal to or less than the reference value, for example, when it is constant), the steam valve By controlling the opening degree to be smaller than the maximum opening degree, when the load command value fluctuates, the opening degree control of the steam valve enables load tracking control with good responsiveness.
（４）別の態様では上記（１）から（３）のいずれか一態様において、
前記制御モード選択部は、オペレータの入力信号に対応する制御モード選択信号に基づいて前記通常モード又は前記負荷変動対応モードのいずれか一方を選択可能に構成される。
(4) In another aspect, in any one of the above (1) to (3),
The control mode selection unit is configured to be able to select either the normal mode or the load fluctuation response mode based on the control mode selection signal corresponding to the input signal of the operator.
上記（４）の態様によれば、オペレータの判断に基づく制御モード選択信号によって通常モード及び負荷変動対応モードが選択可能に構成される。これにより、発電プラントに対する様々な要求や状況に応じてオペレータの判断に基づく運転モードの切替が可能となる。 According to the aspect (4) above, the normal mode and the load fluctuation corresponding mode can be selected by the control mode selection signal based on the operator's judgment. This makes it possible to switch the operation mode based on the operator's judgment according to various demands and situations for the power plant.
（５）別の態様では上記（１）から（３）のいずれか一態様において、
前記負荷指令値の変動可能性を推定可能に構成された負荷変動推定部を更に備え、
前記制御モード選択部は、前記負荷変動推定部で前記負荷指令値の変動可能性が高いと判定された場合、前記負荷変動対応モードを選択するように構成される。
(5) In another aspect, in any one of the above (1) to (3),
Further, a load fluctuation estimation unit configured to be able to estimate the fluctuation possibility of the load command value is provided.
The control mode selection unit is configured to select the load fluctuation response mode when the load fluctuation estimation unit determines that the load command value is likely to fluctuate.
上記（５）の態様によれば、負荷指令値の変動可能性が高いと判定された場合に、発電プラントの制御モードとして負荷変動対応モードが選択される。これにより、負荷指令値が変動した際に、蒸気弁の開度制御によって、応答性のよい負荷追従制御が可能となる。 According to the aspect (5) above, when it is determined that the load command value is highly likely to fluctuate, the load fluctuation response mode is selected as the control mode of the power plant. As a result, when the load command value fluctuates, the load tracking control with good responsiveness becomes possible by controlling the opening degree of the steam valve.
（６）別の態様では上記（５）の態様において、
前記負荷変動推定部は、電力需要の予測結果に基づいて前記変動可能性を推定するように構成される。
(6) In another aspect, in the above aspect (5),
The load fluctuation estimation unit is configured to estimate the fluctuation possibility based on the prediction result of the electric power demand.
上記（６）の態様によれば、電力需要による負荷指令値の変動可能性に応じて、制御モードを負荷変動対応モードに切り替えることで、負荷指令値の変動に対して応答性のよい対応が可能となる。 According to the aspect (6) above, by switching the control mode to the load fluctuation response mode according to the fluctuation possibility of the load command value due to the power demand, it is possible to respond with good responsiveness to the fluctuation of the load command value. It will be possible.
（７）別の態様では上記（５）の態様において、
前記負荷変動推定部は、再生エネルギの発電量の予測結果に基づいて前記変動可能性を推定するように構成される。
(7) In another aspect, in the above aspect (5),
The load fluctuation estimation unit is configured to estimate the fluctuation possibility based on the prediction result of the amount of power generation of the regenerated energy.
上記（７）の態様によれば、気象条件の影響を受けやすい再生エネルギの発電量による負荷指令値の変動可能性に応じて、制御モードを負荷変動対応モードに切り替えることで、負荷指令値の変動に対して応答性のよい対応が可能となる。 According to the aspect (7) above, the load command value can be changed by switching the control mode to the load fluctuation response mode according to the possibility of fluctuation of the load command value due to the amount of power generated by the regenerated energy that is easily affected by the weather conditions. It is possible to respond to fluctuations with good responsiveness.
（８）別の態様では上記（１）から（７）のいずれか一態様において、
前記蒸気発生器は、石炭を燃料とする石炭焚きボイラである。
(8) In another aspect, in any one of the above (1) to (7),
The steam generator is a coal-fired boiler that uses coal as fuel.
上記（８）の態様によれば、石炭を微粉炭機で粉砕するプロセスがあることにより、運転制御による負荷指令値への応答性が低い石炭焚きボイラを蒸気発生器として用いる発電プラントにおいても、負荷変動対応モードを実施することで、負荷指令値の変動時においても良好な応答性をもって発電プラントの出力を追従させることができる。 According to the above aspect (8), even in a power plant using a coal-fired boiler as a steam generator, which has a low response to a load command value by operation control due to a process of crushing coal with a pulverized coal mill. By implementing the load fluctuation response mode, it is possible to follow the output of the power plant with good responsiveness even when the load command value fluctuates.
（９）本開示の一態様に係る発電プラントは、
上記（１）から（８）のいずれか一態様の制御装置を備える。
(9) The power plant according to one aspect of the present disclosure is
The control device according to any one of (1) to (8) above is provided.
上記（９）の態様によれば、通常モードと負荷変動対応モードとを状況に応じて選択することで、良好なプラント効率と、負荷変動に対する良好な応答性とを両立可能な発電プラントを実現できる。 According to the aspect (9) above, by selecting the normal mode and the load fluctuation response mode according to the situation, a power plant capable of achieving both good plant efficiency and good responsiveness to load fluctuation is realized. it can.
（１０）本開示の一態様に係る発電プラントの制御方法は、
蒸気を生成可能に構成された蒸気発生器と、
前記蒸気を用いて駆動可能に構成されたタービンに連結された発電機と、
前記タービンへの蒸気供給量を制御するための蒸気弁と、
を備える発電プラントの制御方法であって、
前記発電機の出力が前記発電プラントに対する負荷指令値になるように前記蒸気弁を制御する蒸気弁制御工程と、
前記蒸気発生器の蒸気圧力が目標圧力値になるように前記蒸気発生器を制御する蒸気発生器制御工程と、
通常モード又は負荷変動対応モードのいずれか一方を選択する制御モード選択工程と、
を備え、
前記負荷変動対応モードでは、前記目標圧力値として、前記通常モードに対応する第１目標圧力値にバイアス値を加算した第２目標圧力値を設定する。
(10) The power plant control method according to one aspect of the present disclosure is
A steam generator configured to generate steam and
A generator connected to a turbine configured to be driveable using the steam,
A steam valve for controlling the amount of steam supplied to the turbine, and
It is a control method of a power plant equipped with
A steam valve control step that controls the steam valve so that the output of the generator becomes a load command value for the power plant.
A steam generator control step that controls the steam generator so that the steam pressure of the steam generator becomes a target pressure value, and
A control mode selection process that selects either the normal mode or the load fluctuation response mode, and
With
In the load fluctuation response mode, a second target pressure value obtained by adding a bias value to the first target pressure value corresponding to the normal mode is set as the target pressure value.
上記（１０）の態様によれば、負荷変動対応モードでは通常モードに比べて目標圧力値を高く設定することで、蒸気発生器の蒸気圧力が高く制御される。これにより、発電機出力が負荷指令値になるように制御される蒸気弁の開度が通常モードに比べて絞られ、蒸気弁の開度の制御余力が確保される。その結果、負荷変動対応モードでは負荷指令値が変動した際に、蒸気弁の開度制御によって、応答性のよい負荷追従制御が可能となる。このように本態様では、通常モードと負荷変動対応モードという２種類の運転モードを選択可能に構成することで、発電プラントに要求される状況に応じた運用が可能となる。例えば、通常モードでは負荷変動対応モードに比べて蒸気弁の開度が大きいことからプラント効率を重視した運用ができ、一方の負荷変動対応モードでは蒸気弁の開度の制御余力を確保することで負荷変動に対する応答性を重視した運用が可能となる。 According to the aspect (10) above, in the load fluctuation response mode, the steam pressure of the steam generator is controlled to be higher by setting the target pressure value higher than in the normal mode. As a result, the opening degree of the steam valve whose generator output is controlled to be the load command value is narrowed as compared with the normal mode, and the control remaining capacity of the steam valve opening degree is secured. As a result, in the load fluctuation response mode, when the load command value fluctuates, the load tracking control with good responsiveness becomes possible by controlling the opening degree of the steam valve. As described above, in this embodiment, two types of operation modes, a normal mode and a load fluctuation response mode, can be selected and operated, so that the operation can be performed according to the situation required for the power plant. For example, in the normal mode, the opening of the steam valve is larger than in the load fluctuation response mode, so it is possible to operate with an emphasis on plant efficiency. On the other hand, in the load fluctuation response mode, it is possible to secure the control margin of the steam valve opening. Operation that emphasizes responsiveness to load fluctuations becomes possible.
１ 発電プラント
２ 蒸気発生器
４ タービン
６ 発電機
８ 蒸気供給路
１０ 蒸気弁
１００ 制御装置
１１０ 蒸気弁制御部
１２０ 蒸気発生器制御部
１３０ 制御モード選択部
１４０ 目標圧力値補正部
１５０ 負荷変動推定部
1
Claims (10)
前記蒸気を用いて駆動可能に構成されたタービンに連結された発電機と、
前記タービンへの蒸気供給量を制御するための蒸気弁と、
を備える発電プラントの制御装置であって、
前記発電機の出力が前記発電プラントに対する負荷指令値になるように前記蒸気弁を制御するように構成された蒸気弁制御部と、
前記蒸気発生器の蒸気圧力が目標圧力値になるように前記蒸気発生器を制御するように構成された蒸気発生器制御部と、
通常モード又は負荷変動対応モードのいずれか一方を選択可能に構成された制御モード選択部と、
前記制御モード選択部で前記負荷変動対応モードが選択された場合に、前記目標圧力値として、前記通常モードに対応する第１目標圧力値にバイアス値を加算した第２目標圧力値が設定されるように構成された目標圧力値補正部と、
を備える、発電プラントの制御装置。 A steam generator configured to generate steam and
A generator connected to a turbine configured to be driveable using the steam,
A steam valve for controlling the amount of steam supplied to the turbine, and
It is a control device of a power plant equipped with
A steam valve control unit configured to control the steam valve so that the output of the generator becomes a load command value for the power plant.
A steam generator control unit configured to control the steam generator so that the steam pressure of the steam generator reaches a target pressure value.
A control mode selection unit configured to select either normal mode or load fluctuation response mode,
When the load fluctuation response mode is selected by the control mode selection unit, a second target pressure value obtained by adding a bias value to the first target pressure value corresponding to the normal mode is set as the target pressure value. With the target pressure value correction unit configured as
A control device for a power plant.
前記制御モード選択部は、前記負荷変動推定部で前記負荷指令値の変動可能性が高いと判定された場合、前記負荷変動対応モードを選択するように構成された、請求項１から３のいずれか一項に記載の発電プラントの制御装置。 Further, a load fluctuation estimation unit configured to be able to estimate the fluctuation possibility of the load command value is provided.
Any of claims 1 to 3, wherein the control mode selection unit is configured to select the load fluctuation response mode when the load fluctuation estimation unit determines that the load command value is likely to fluctuate. The control device for the power plant according to claim 1.
前記蒸気を用いて駆動可能に構成されたタービンに連結された発電機と、
前記タービンへの蒸気供給量を制御するための蒸気弁と、
を備える発電プラントの制御方法であって、
前記発電機の出力が前記発電プラントに対する負荷指令値になるように前記蒸気弁を制御する蒸気弁制御工程と、
前記蒸気発生器の蒸気圧力が目標圧力値になるように前記蒸気発生器を制御する蒸気発生器制御工程と、
通常モード又は負荷変動対応モードのいずれか一方を選択する制御モード選択工程と、
を備え、
前記負荷変動対応モードでは、前記目標圧力値として、前記通常モードに対応する第１目標圧力値にバイアス値を加算した第２目標圧力値を設定する、発電プラントの制御方法。 A steam generator configured to generate steam and
A generator connected to a turbine configured to be driveable using the steam,
A steam valve for controlling the amount of steam supplied to the turbine, and
It is a control method of a power plant equipped with
A steam valve control step that controls the steam valve so that the output of the generator becomes a load command value for the power plant.
A steam generator control step that controls the steam generator so that the steam pressure of the steam generator becomes a target pressure value, and
A control mode selection process that selects either the normal mode or the load fluctuation response mode, and
With
In the load fluctuation response mode, a power plant control method in which a second target pressure value obtained by adding a bias value to a first target pressure value corresponding to the normal mode is set as the target pressure value.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019145853A JP7303696B2 (en) | 2019-08-08 | 2019-08-08 | POWER PLANT CONTROL DEVICE, POWER PLANT, AND POWER PLANT CONTROL METHOD |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019145853A JP7303696B2 (en) | 2019-08-08 | 2019-08-08 | POWER PLANT CONTROL DEVICE, POWER PLANT, AND POWER PLANT CONTROL METHOD |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2021025500A true JP2021025500A (en) | 2021-02-22 |
| JP7303696B2 JP7303696B2 (en) | 2023-07-05 |
Family
ID=74662951
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2019145853A Active JP7303696B2 (en) | 2019-08-08 | 2019-08-08 | POWER PLANT CONTROL DEVICE, POWER PLANT, AND POWER PLANT CONTROL METHOD |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP7303696B2 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5818506A (en) * | 1981-07-24 | 1983-02-03 | Hitachi Ltd | Method of controlling operation of boiler turbine under variable pressure |
| JPH0389813A (en) * | 1989-09-01 | 1991-04-15 | Fuji Electric Co Ltd | Load distribution calculator for thermal power generator wire |
| JP2006211808A (en) * | 2005-01-27 | 2006-08-10 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Method and device for predicting load fluctuation, and program of making load fluctuation predicting device execute load fluctuation predicting method |
| JP2013181436A (en) * | 2012-02-29 | 2013-09-12 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Power generation system, and control method of the same |
-
2019
- 2019-08-08 JP JP2019145853A patent/JP7303696B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5818506A (en) * | 1981-07-24 | 1983-02-03 | Hitachi Ltd | Method of controlling operation of boiler turbine under variable pressure |
| JPH0389813A (en) * | 1989-09-01 | 1991-04-15 | Fuji Electric Co Ltd | Load distribution calculator for thermal power generator wire |
| JP2006211808A (en) * | 2005-01-27 | 2006-08-10 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Method and device for predicting load fluctuation, and program of making load fluctuation predicting device execute load fluctuation predicting method |
| JP2013181436A (en) * | 2012-02-29 | 2013-09-12 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Power generation system, and control method of the same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP7303696B2 (en) | 2023-07-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7224081B2 (en) | Voltage control for wind generators | |
| JP6228316B2 (en) | Power generation system and power generation method | |
| US9222466B2 (en) | Wind-power production with reduced power fluctuations | |
| US9716384B2 (en) | System and method for controlling a wind farm | |
| CN104285059A (en) | Wind power plant frequency control | |
| Aho et al. | Active power control of wind turbines for ancillary services: A comparison of pitch and torque control methodologies | |
| CN105656064A (en) | Method for enabling thermoelectric unit to participate in system peak-load regulation scheduling by using heat supply time lag | |
| CN107785929B (en) | Solar thermal power station power prediction system and operation method | |
| WO2013023702A1 (en) | Method to regulate the output power production of a wind turbine | |
| KR102210599B1 (en) | Energy conversion contol device between electric power system and district heating system, and energy conversion contol method using the same | |
| Vasudevan et al. | Hierarchical frequency control framework for a remote microgrid with pico hydel energy storage and wind turbine | |
| CN102926875A (en) | System and method for hot ambient and grid frequency compensation for a gas turbine | |
| WO2022054442A1 (en) | Power regulation method and power regulation device | |
| CN110912204A (en) | Inertia power coordination control system suitable for thermoelectric coupling solar cogeneration | |
| Bhatti et al. | Dynamics and control of isolated wind‐diesel power systems | |
| JP2015519529A (en) | Output adjustment and / or frequency adjustment in a solar steam power plant | |
| Lin et al. | Coordinated control strategy of concentrating solar power plant for power system frequency regulation | |
| US9535409B1 (en) | Advanced control of a multiple receiver concentrated solar power plant | |
| JP2021025500A (en) | Control device for power generation plant, power generation plant and control method for power generation plant | |
| JP6617073B2 (en) | Power supply system | |
| US20170279281A1 (en) | Power generation assembly, management system and method | |
| KR102210909B1 (en) | Energy management device between electric power system and district heating system, and energy management method using the same | |
| CN113595105B (en) | Method and system for realizing power grid frequency modulation by utilizing adiabatic compressed air energy storage | |
| JP6914789B2 (en) | Grid interconnection system, power generation controller used for it, and its operation method | |
| CN113217118B (en) | High-power compensation method for opening degree of steam turbine regulating valve |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A80 | Written request to apply exceptions to lack of novelty of invention |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A80 Effective date: 20190829 |
|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A712 Effective date: 20220114 |
|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20220720 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20230315 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20230322 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20230512 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20230613 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20230623 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 7303696 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |