JP5738166B2

JP5738166B2 - Control system and control method for coal-fired thermal power plant with CO2 recovery device

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Publication number: JP5738166B2
Application number: JP2011280622A
Authority: JP
Inventors: 井上　力夫; 力夫井上; 石橋　直彦; 直彦石橋; 陽介中川
Original assignee: Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd
Current assignee: Mitsubishi Power Ltd
Priority date: 2011-12-22
Filing date: 2011-12-22
Publication date: 2015-06-17
Anticipated expiration: 2031-12-22
Also published as: JP2013130340A

Description

本発明は、蒸気を利用して排ガスに含まれるＣＯ_２を回収するＣＯ_２回収装置を備える石炭焚き火力発電プラントに適用される制御装置及び制御方法に関する。 The present invention relates to a control device and a control method applied to a coal-fired thermal power plant including a CO ₂ recovery device that recovers CO ₂ contained in exhaust gas using steam.

石炭焚き火力発電プラントにおいては、発電機及びボイラの協調制御が行われている。
具体的には、協調制御によれば、特許文献１に記載されているように、電力需要、則ち負荷に基づいて設定される発電出力指令（ＭＷＤ）に基づいて、タービンマスタ指令（ＴＭ）、則ち、ガバナ弁の開度の設定値が決定される。ガバナ弁の開度が、その設定値に近付けられることによって、ガバナ弁を通じて蒸気が供給されるタービンの回転数が適切に調整される。一方、発電出力指令に基づいて、ボイラマスタ指令（ＢＩＤ）が演算され、ボイラマスタ指令に基づいて、ボイラに供給される石炭、水及び空気の流量の設定値が決定される。つまり、ボイラマスタ指令に基づいて、ボイラで発生する蒸気の量が決定される。 In a coal fired thermal power plant, cooperative control of a generator and a boiler is performed.
Specifically, according to the cooperative control, as described in Patent Document 1, based on the power generation output command (MWD) set based on the power demand, that is, the load, the turbine master command (TM) That is, the set value of the opening degree of the governor valve is determined. When the opening degree of the governor valve is brought close to the set value, the rotational speed of the turbine to which steam is supplied through the governor valve is appropriately adjusted. On the other hand, a boiler master command (BID) is calculated based on the power generation output command, and set values for the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler are determined based on the boiler master command. That is, the amount of steam generated in the boiler is determined based on the boiler master command.

ところで近年、地球温暖化対策のために、燃焼設備から排出される排ガス中のＣＯ_２を回収するＣＯ_２回収装置（ＣＣＳ）の研究開発が行われている。
具体的には、特許文献２及び特許文献３が開示しているように、ＣＯ_２回収装置は、化学吸収法を採用しており、ＣＯ_２を吸収液に一旦吸収させてから、該吸収液を加熱してＣＯ_２を分離・回収する。 By the way, in recent years, research and development of a CO ₂ recovery device (CCS) that recovers CO ₂ in exhaust gas discharged from a combustion facility has been conducted as a countermeasure against global warming.
Specifically, as disclosed in Patent Document 2 and Patent Document 3, the CO ₂ recovery device employs a chemical absorption method, and once the CO ₂ is absorbed by the absorption liquid, the absorption liquid Is heated to separate and collect CO ₂ .

石炭焚き火力発電プラントにも、ＣＯ_２回収装置の適用が検討されている。例えば、特許文献４は、複数の発電プラントを運用するための情報処理装置を開示しており、発電プラントには、ＣＯ_２回収装置を備える火力発電プラントが含まれている。
該情報処理装置は、発電機の運転に伴う燃料費の最小化を行いつつ、ＣＯ_２の排出量を最小化することを課題として発明されている。このため、該情報処理装置は、ＣＯ_２回収装置を備える火力発電プラントにおけるＣＯ_２回収比率（β）及びＣＣＳ稼働電力量比率（αｉ）を考慮して、複数の発電プラントの運転スケジュールを作成する。
なお、ＣＯ_２回収装置は、特許文献４の図３に記載されているように、ボイラから供給される蒸気を利用してＣＯ_２を回収している。 Application of a CO ₂ recovery device is also being considered for a coal-fired thermal power plant. For example, Patent Document 4 discloses an information processing apparatus for operating a plurality of power plants, and the power plant includes a thermal power plant including a CO ₂ recovery device.
The information processing apparatus has been invented with the object of minimizing CO ₂ emissions while minimizing fuel costs associated with the operation of the generator. For this reason, the information processing apparatus creates operation schedules for a plurality of power plants in consideration of the CO ₂ recovery ratio (β) and the CCS operating power amount ratio (αi) in a thermal power plant including the CO ₂ recovery device. .
Incidentally, CO ₂ recovery apparatus, as described in FIG. 3 of Patent Document 4, and recovering CO ₂ using the steam supplied from the boiler.

一方、特許文献５及び特許文献６は、ＣＯ_２を回収及び圧縮する発電プラントを開示しており、該発電プラントでは、ＣＯ_２回収システムの消費電力が、発電プラントの正味電力出力の制御パラメータとして使用される。例えば、特許文献５の発電プラントでは不足周波数事象時に、特許文献６の発電プラントでは電力需要が高いときに、ＣＯ_２回収システムがそれぞれオフにされる。 On the other hand, Patent Document 5 and Patent Document 6 discloses a power plant for recovering and compress CO _2, in the power plant, the power consumption of the CO ₂ recovery system, as a control parameter for the net power output of a power plant used. For example, the CO ₂ recovery system is turned off at the time of an underfrequency event in the power plant of Patent Document 5 and when the power demand is high at the power plant of Patent Document 6.

特開２００１−８２７０１号公報JP 2001-82701 A 特開２０１１−１１５７２４号公報JP 2011-115724 A 特開２０１１−１７３０４７号公報JP 2011-173047 A 特開２００９−３０００３８号公報JP 2009-300038 A 特開２０１１−５２３５８３号公報JP 2011-523583 A 特開２０１１−５２４２４２号公報JP 2011-524242 A

ＣＯ_２回収装置を備える石炭焚き火力発電プラントでは、負荷が変化して排ガスの排出量が変化した場合に、ＣＯ_２の回収率を一定に保ち、ＣＯ_２回収量を変化させることが考えられる。この場合、ＣＯ_２回収量の変化に伴い、ＣＯ_２回収装置への蒸気供給量も変化させることになる。具体的には、負荷が増大した場合には、ＣＯ_２回収装置への蒸気供給量を増大させることになる。 The coal-fired power plant with a CO ₂ recovery apparatus, when the discharge amount of the exhaust gas load is changed is changed, maintaining the recovery of CO ₂ at a constant, it is conceivable to change the CO ₂ recovery amount. In this case, with the change in the CO ₂ recovery amount, steam supply to the CO ₂ recovering apparatus also it becomes possible to change. Specifically, when the load increases, the amount of steam supplied to the CO ₂ recovery device is increased.

しかしながら、ＣＯ_２回収装置への蒸気供給量の増加は、その反動としてタービンへの蒸気供給量の減少を招き、発電機の出力低下を招く。このため、従来の協調制御では、発電機から出力される電力が、負荷に対し不足してしまう。つまり、ＣＯ_２回収装置への蒸気供給量の変化が、発電機の出力の制御に対して外乱となってしまう。
このためＣＯ_２回収装置を備える石炭焚き火力発電プラントでは、負荷が変化した場合に、如何にして発電機の出力を適切に制御するかが問題となっている。 However, an increase in the amount of steam supplied to the CO ₂ recovery device causes a decrease in the amount of steam supplied to the turbine as a reaction to this, leading to a decrease in the output of the generator. For this reason, in the conventional cooperative control, the power output from the generator is insufficient with respect to the load. That is, the change in the amount of steam supplied to the CO ₂ recovery device becomes a disturbance to the control of the generator output.
For this reason, in a coal fired thermal power plant equipped with a CO ₂ recovery device, there is a problem of how to properly control the output of the generator when the load changes.

なお、特許文献４は、複数の発電プラントを運転する情報処理装置を開示するのみであって、ＣＯ_２回収装置を備える石炭焚き火力発電プラントにおいて負荷が変化した場合に、如何にして発電機の出力を適切に制御するかについては開示していない。
また、負荷が増大した場合に、特許文献５及び特許文献６に開示されているように、ＣＯ_２回収装置を停止すれば、発電機の出力低下は防止されるが、ＣＯ_２回収装置の運転に負の影響を与えることは好ましくない。 Note that Patent Document 4 only discloses an information processing apparatus that operates a plurality of power plants, and how the generator is changed when the load changes in a coal-fired thermal power plant including a CO ₂ recovery device. It does not disclose how to properly control the output.
Further, when the load increases, as disclosed in Patent Document 5 and Patent Document 6, if the CO ₂ recovery device is stopped, the output reduction of the generator is prevented, but the operation of the CO ₂ recovery device is prevented. It is not preferable to have a negative effect on.

本発明は、上述した問題に鑑みてなされ、その目的とするところは、負荷が変化した場合に、ＣＯ_２回収装置への蒸気供給量が変化しても、発電機の出力を適切に制御する、ＣＯ_２回収装置付き石炭焚き火力発電プラントの制御システム及び制御方法を提供することにある。 The present invention has been made in view of the above-described problems, and an object of the present invention is to appropriately control the output of the generator even when the amount of steam supplied to the CO ₂ recovery device changes when the load changes. to provide a control system and control method for CO ₂ recovery apparatus with a coal-fired power plant.

上記の課題を解決するために、本発明によれば、石炭、水及び空気が供給され、石炭の燃焼によって排ガスを発生させながら蒸気を発生させるボイラと、前記ボイラから蒸気が供給され、蒸気を用いて発電機を駆動するタービンと、前記タービンから流出した蒸気を液相の水に戻す復水装置と、前記タービンから抽気された蒸気が供給され、供給された蒸気を熱源として前記ボイラで発生した排ガスに含まれるＣＯ_２を回収するＣＯ_２回収装置と、前記タービンから前記ＣＯ_２回収装置へ供給される蒸気の流量を調整するＣＯ_２回収用蒸気流量制御弁と、を備えるＣＯ_２回収装置付き石炭焚き火力発電プラントに適用されるＣＯ_２回収装置付き石炭焚き火力発電プラントの制御システムにおいて、前記タービンから前記ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量に対応する指標に基づいて、負荷に基づいて設定される発電出力指令を補正する、発電出力指令補正手段を有し、前記発電出力指令補正手段によって補正された発電出力指令に基づいて、前記ボイラに供給される石炭、水及び空気の供給量を調整する、ことを特徴とするＣＯ_２回収装置付き石炭焚き火力発電プラントの制御システムが提供される。 In order to solve the above problems, according to the present invention, coal, water, and air are supplied, and a boiler that generates steam while generating exhaust gas by combustion of coal, steam is supplied from the boiler, A turbine for driving a generator, a condensing device for returning steam flowing out from the turbine to liquid phase water, steam extracted from the turbine is supplied, and generated steam is generated in the boiler using the supplied steam as a heat source CO ₂ recovery apparatus comprising the a CO ₂ recovery apparatus for recovering the CO ₂ contained in the exhaust gas, and CO ₂ recovery steam flow control valve for adjusting the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovering apparatus from the turbine, the In a control system for a coal-fired thermal power plant with a CO ₂ recovery device applied to a coal-fired thermal power plant with a heater, from the turbine to the CO ₂ recovery device Based on an index corresponding to the flow rate of the supplied steam, the power generation output command is corrected by the power generation output command correction unit, the power generation output command correction unit correcting the power generation output command set based on the load. A control system for a coal-fired thermal power plant with a CO ₂ recovery device is provided that adjusts the supply amount of coal, water, and air supplied to the boiler based on the above.

この制御システムでは、負荷が変化した場合に、負荷に基づいて発電出力指令が設定されるのに加えて、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量が変化した場合に、発電出力指令が補正される。そして、補正された発電出力指令に基づいて、ボイラに供給される石炭、水及び空気の流量が調整される。ボイラに供給される石炭、水及び空気の流量を調整するということは、ボイラで発生する蒸気の量を調整するということであり、この調整により、発電及びＣＯ_２の回収のために充分な量の蒸気が確保される。この結果として、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量が変化したとしても、発電機の出力が負荷に応じて適切に制御される。 In this control system, when the load changes, in addition to setting the power generation output command based on the load, the power generation output command is corrected when the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device changes. Is done. Based on the corrected power generation output command, the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler are adjusted. Adjusting the flow rate of coal, water and air supplied to the boiler means adjusting the amount of steam generated in the boiler, and this adjustment is sufficient for power generation and CO ₂ recovery. Of steam is secured. As a result, even if the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device changes, the output of the generator is appropriately controlled according to the load.

好ましくは、前記発電出力指令補正手段による前記発電出力指令の補正は、前記ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量が増大する場合に、前記ボイラに供給される石炭、水及び空気の流量を増大するように行われる。
この構成によれば、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量が増大した場合に、ボイラに供給される石炭、水及び空気の流量が増大し、ボイラで発生する蒸気の量が増大する。このため、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量が増大したとしても、充分な量の蒸気が確保され、確実に、発電機の出力が負荷に応じて適切に制御される。 Preferably, the correction of the power generation output command by the power generation output command correction means is performed by changing the flow rates of coal, water and air supplied to the boiler when the flow rate of steam supplied to the CO ₂ recovery device increases. Done to increase.
According to this configuration, when the flow rate of steam supplied to the CO ₂ recovery device increases, the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler increase, and the amount of steam generated in the boiler increases. For this reason, even if the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device increases, a sufficient amount of steam is secured, and the output of the generator is reliably controlled according to the load.

好ましくは、前記発電出力指令補正手段は、前記指標として、前記ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量の測定値に基づいて、前記発電出力指令を補正する。
この構成によれば、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量自体に基づいて発電出力指令が補正されるので、確実に、発電機の出力が負荷に応じて適切に制御される。 Preferably, the power generation output command correction means corrects the power generation output command based on a measured value of a flow rate of steam supplied to the CO ₂ recovery device as the index.
According to this configuration, since the power generation output command is corrected based on the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device, the output of the generator is reliably controlled according to the load.

好ましくは、前記発電出力指令補正手段は、前記指標として、前記ＣＯ_２回収装置に供給されるべき蒸気の流量の設定値に基づいて、前記発電出力指令を補正する。
この構成によれば、ＣＯ_２回収装置に供給されるべき蒸気の流量の設定値に基づいて発電出力指令が補正されるので、簡単な構成にて、発電機の出力が負荷に応じて適切に制御される。 Preferably, the power generation output command correction means corrects the power generation output command based on a set value of a flow rate of steam to be supplied to the CO ₂ recovery device as the index.
According to this configuration, since the power generation output command is corrected based on the set value of the flow rate of the steam to be supplied to the CO ₂ recovery device, the output of the generator is appropriately set according to the load with a simple configuration. Be controlled.

好ましくは、前記発電出力指令補正手段は、前記指標として、前記ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の圧力の測定値に基づいて、前記発電出力指令を補正する。
ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の圧力は、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量と相関があるので、この構成によれば、簡単な構成にて、発電機の出力が負荷に応じて適切に制御される。 Preferably, the power generation output command correction means corrects the power generation output command based on a measured value of the pressure of steam supplied to the CO ₂ recovery device as the index.
The pressure of the steam supplied to the CO ₂ recovery apparatus, since the flow rate and the correlation of the steam supplied to the CO ₂ recovery apparatus, according to this configuration, with a simple configuration, the output of the generator according to the load Are controlled appropriately.

好ましくは、前記発電出力指令補正手段は、前記指標として、前記ボイラで発生した排ガスのうち、前記ＣＯ_２回収装置において処理されるべき排ガスの割合を示す排ガス処理率の設定値、前記ＣＯ_２回収装置によって処理される排ガスに含まれるＣＯ_２のうち、前記ＣＯ_２回収装置において回収されるべきＣＯ_２の割合を示すＣＯ_２回収率の設定値、及び、負荷に基づいて設定される前記発電機の出力の設定値に基づいて、前記発電出力指令を補正する。 Preferably, the power generation output command correction means uses, as the index, a set value of an exhaust gas treatment rate indicating a ratio of exhaust gas to be processed in the CO ₂ recovery device among exhaust gases generated in the boiler, the CO ₂ recovery The CO ₂ recovery rate set value indicating the proportion of CO ₂ to be recovered in the CO ₂ recovery device out of CO ₂ contained in the exhaust gas processed by the device, and the generator set based on the load The power generation output command is corrected based on the set value of the output.

排ガス処理率の設定値、ＣＯ_２回収率の設定値、及び、発電機の出力の設定値は、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量と相関があるので、この構成によれば、簡単な構成にて、発電機の出力が負荷に応じて適切に制御される。 The setting value of the exhaust gas treatment rate, the setting value of the CO ₂ recovery rate, and the setting value of the output of the generator are correlated with the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device. With this configuration, the output of the generator is appropriately controlled according to the load.

好ましくは、前記発電出力指令補正手段は、前記指標に基づいて得られる補正量に、前記ボイラに供給される石炭、水及び空気の流量の変化率を抑制する遅れ要素を作用させ、前記遅れ要素を作用させた補正量を用いて、前記発電出力指令を補正する。 Preferably, the power generation output command correction means causes a delay element that suppresses a rate of change in the flow rate of coal, water, and air supplied to the boiler to a correction amount obtained based on the index, and the delay element The power generation output command is corrected using the correction amount obtained by applying.

ボイラで発生する蒸気の量は、ボイラに供給する石炭、水及び空気の流量の増大開始から、ある程度遅れて増加する。このため、指標に直接基づいて、ボイラに供給する石炭、水及び空気の流量を増大すると、蒸気を過剰に発生させる虞がある。また、指標に直接基づいてボイラに供給する石炭、水及び空気の流量を増大すると、増大量が急激に大きくなる場合がある。このような調整は、ボイラに負担をかけることになり望ましくない。
そこで、この構成では、補正量に遅れ要素を作用させることで、蒸気の過剰な発生が防止されるとともに、ボイラに急激な負担が加わることが防止される。 The amount of steam generated in the boiler increases after a certain delay from the start of increases in the flow rates of coal, water and air supplied to the boiler. For this reason, if the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler are increased directly based on the index, there is a risk of excessive generation of steam. Further, when the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler are increased directly based on the index, the amount of increase may increase rapidly. Such adjustment places a burden on the boiler and is undesirable.
Therefore, in this configuration, by causing a delay element to act on the correction amount, it is possible to prevent excessive generation of steam and to prevent a sudden burden on the boiler.

上記の課題を解決するために、本発明によれば、石炭、水及び空気が供給され、石炭の燃焼によって排ガスを発生させながら蒸気を発生させるボイラと、前記ボイラから蒸気が供給され、蒸気を用いて発電機を駆動するタービンと、前記タービンから流出した蒸気を液相の水に戻す復水装置と、前記タービンから抽気された蒸気が供給され、供給された蒸気を熱源として前記ボイラで発生した排ガスに含まれるＣＯ_２を回収するＣＯ_２回収装置と、前記タービンから前記ＣＯ_２回収装置へ供給される蒸気の流量を調整するためのＣＯ_２回収用蒸気流量制御弁と、を備えるＣＯ_２回収装置付き石炭焚き火力発電プラントに適用されるＣＯ_２回収装置付き石炭焚き火力発電プラントの制御方法において、前記タービンから前記ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量に対応する指標に基づいて、負荷に基づいて設定される発電出力指令を補正し、前記補正された発電出力指令に基づいて、前記ボイラに供給される石炭、水及び空気の供給量を調整する、ことを特徴とするＣＯ_２回収装置付き石炭焚き火力発電プラントの制御方法が提供される。 In order to solve the above problems, according to the present invention, coal, water, and air are supplied, and a boiler that generates steam while generating exhaust gas by combustion of coal, steam is supplied from the boiler, A turbine for driving a generator, a condensing device for returning steam flowing out from the turbine to liquid phase water, steam extracted from the turbine is supplied, and generated steam is generated in the boiler using the supplied steam as a heat source CO ₂ comprising to a CO ₂ recovery apparatus for recovering the CO ₂ contained in the exhaust gas was, and a CO ₂ recovery steam flow control valve for adjusting the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovering apparatus from the turbine In a control method of a coal-fired thermal power plant with a CO ₂ recovery device applied to a coal-fired thermal power plant with a recovery device, the CO ₂ recovery device from the turbine Based on an index corresponding to the flow rate of steam supplied to the engine, the power generation output command set based on the load is corrected, and the coal, water supplied to the boiler based on the corrected power generation output command, and There is provided a control method for a coal-fired thermal power plant with a CO ₂ recovery device, characterized by adjusting an air supply amount.

この制御方法では、負荷が変化した場合に、負荷に基づいて発電出力指令が設定されるのに加えて、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量が変化した場合に、発電出力指令が補正される。そして、補正された発電出力指令に基づいて、ボイラに供給される石炭、水及び空気の流量が調整される。ボイラに供給される石炭、水及び空気の流量を調整するということは、ボイラで発生する蒸気の量を調整するということであり、この調整により、発電及びＣＯ_２の回収のために充分な量の蒸気が確保される。この結果として、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量が変化したとしても、発電機の出力が負荷に応じて適切に制御される。 In this control method, when the load changes, in addition to setting the power generation output command based on the load, the power generation output command is corrected when the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device changes. Is done. Based on the corrected power generation output command, the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler are adjusted. Adjusting the flow rate of coal, water and air supplied to the boiler means adjusting the amount of steam generated in the boiler, and this adjustment is sufficient for power generation and CO ₂ recovery. Of steam is secured. As a result, even if the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device changes, the output of the generator is appropriately controlled according to the load.

本発明によれば、負荷が変化した場合に、ＣＯ_２回収装置への蒸気供給量が変化しても、発電機の出力を適切に制御する、ＣＯ_２回収装置付き石炭焚き火力発電プラントの制御システム及び制御方法が提供される。 According to the present invention, when the load changes, even if the steam supply amount to the CO ₂ recovery device changes, the control of the coal-fired thermal power plant with the CO ₂ recovery device that appropriately controls the output of the generator. A system and control method are provided.

本発明の第１実施形態に係るＣＯ_２回収装置付き火力発電プラントの概略的な構成図である。1 is a schematic configuration diagram of a thermal power plant with a CO ₂ recovery device according to a first embodiment of the present invention. 図１のＣＯ_２回収装置付き火力発電プラントに適用された制御システムの全体的な構成を概略的に示すブロック図である。It is a block diagram schematically showing an overall structure of the applied control system CO ₂ recovery apparatus with a thermal power plant of FIG. 図２中の制御システムの機能的な構成を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the functional structure of the control system in FIG. 第２実施形態の制御システムの機能的な構成を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the functional structure of the control system of 2nd Embodiment. 第３実施形態の制御システムの機能的な構成を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the functional structure of the control system of 3rd Embodiment. 第４実施形態の制御システムの機能的な構成を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the functional structure of the control system of 4th Embodiment. 第５実施形態の制御システムの機能的な構成を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the functional structure of the control system of 5th Embodiment.

以下、図面を参照して本発明の好適な実施形態を例示的に詳しく説明する。但しこの実施形態に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は特に特定的な記載がない限りは、この発明の範囲をそれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例に過ぎない。 Hereinafter, exemplary embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. However, the dimensions, materials, shapes, relative arrangements, and the like of the components described in this embodiment are not intended to limit the scope of the present invention unless otherwise specified, but are merely illustrative examples. Not too much.

〔第１実施形態〕
図１は、第１実施形態に係るＣＯ_２回収装置付き石炭焚き火力発電プラント（以下、単に発電プラントともいう）１０の概略的な構成を示している。発電プラント１０は、大別して、蒸気系統、復水系統、石炭・空気供給系統、排ガス処理系統、及び、これらの動作を制御する制御系統からなる。 [First Embodiment]
FIG. 1 shows a schematic configuration of a coal-fired thermal power plant (hereinafter simply referred to as a power plant) 10 with a CO ₂ recovery device according to the first embodiment. The power plant 10 is roughly divided into a steam system, a condensate system, a coal / air supply system, an exhaust gas treatment system, and a control system for controlling these operations.

〔蒸気系統〕
蒸気系統は、ボイラ１２、ガバナ弁１４、高圧タービン（ＨＰＴ）１６、中圧タービン（ＩＰＴ）１８及び低圧タービン（ＬＰＴ）２０を有している。ボイラ１２は、節炭器２２、蒸発管２４、過熱器２６及び再熱器２８を有し、水の循環路３０には、節炭器２２、蒸発管２４、過熱器２６、ガバナ弁１４、高圧タービン１６、再熱器２８、中圧タービン１８及び低圧タービン２０がこの順序で配置されている。
ボイラ１２には、石炭、水及び空気が供給され、ボイラ１２は、石炭の燃焼によって排ガスを発生させながら蒸気を発生させる。 [Steam system]
The steam system includes a boiler 12, a governor valve 14, a high pressure turbine (HPT) 16, an intermediate pressure turbine (IPT) 18, and a low pressure turbine (LPT) 20. The boiler 12 includes a economizer 22, an evaporation pipe 24, a superheater 26, and a reheater 28, and the water circulation path 30 includes a economizer 22, an evaporation pipe 24, a superheater 26, a governor valve 14, The high pressure turbine 16, the reheater 28, the intermediate pressure turbine 18, and the low pressure turbine 20 are arranged in this order.
The boiler 12 is supplied with coal, water, and air, and the boiler 12 generates steam while generating exhaust gas by burning coal.

そして、高圧タービン１６、中圧タービン１８及び低圧タービン２０は、ボイラ１２から供給された蒸気を用いて発電機３１を駆動する。具体的には、高圧タービン１６、中圧タービン１８及び低圧タービン２０の出力軸は、発電機３１に接続され、高圧タービン１６、中圧タービン１８及び低圧タービン２０は、ボイラ１２から供給される蒸気のエネルギーを回転力にそれぞれ変換し、発電機３１は、回転力を電力に変換して出力する。 Then, the high-pressure turbine 16, the intermediate-pressure turbine 18, and the low-pressure turbine 20 drive the generator 31 using the steam supplied from the boiler 12. Specifically, the output shafts of the high-pressure turbine 16, the intermediate-pressure turbine 18, and the low-pressure turbine 20 are connected to the generator 31, and the high-pressure turbine 16, the intermediate-pressure turbine 18, and the low-pressure turbine 20 are steam supplied from the boiler 12. The generator 31 converts the rotational energy into electric power, and the generator 31 converts the rotational power into electric power and outputs it.

〔復水系統〕
復水系統は、水の循環路３０に順次配置される、復水器３２、復水ポンプ３４、脱気器レベル調整弁３６、低圧給水加熱器（ＬＰＨ）３８、脱気器４０、ボイラ給水ポンプ４２、高圧給水加熱器（ＨＰＨ）４４を有する。復水器３２は、低圧タービン２０から流出した蒸気を液相の水に戻し、得られた液相の水が、再びボイラ１２に供給される。
なお、高圧タービン１６の抽気点は、抽気路４６を通じて高圧給水加熱器４４に接続され、中圧タービン１８の出口は、抽気路４８を通じて脱気器４０に接続され、そして、低圧タービン２０の抽気点は、抽気路５０を通じて低圧給水加熱器３８に接続されている。従って、ボイラ１２に供給される水の温度は、抽気された蒸気を利用して上昇させられている。 [Condensate system]
The condensate system is sequentially arranged in a water circulation path 30, a condenser 32, a condensate pump 34, a deaerator level adjustment valve 36, a low pressure feed water heater (LPH) 38, a deaerator 40, boiler feed water. It has a pump 42 and a high-pressure feed water heater (HPH) 44. The condenser 32 returns the steam that has flowed out of the low-pressure turbine 20 to liquid-phase water, and the obtained liquid-phase water is supplied to the boiler 12 again.
The extraction point of the high-pressure turbine 16 is connected to the high-pressure feed water heater 44 through the extraction passage 46, the outlet of the intermediate pressure turbine 18 is connected to the deaerator 40 through the extraction passage 48, and the extraction of the low-pressure turbine 20 The point is connected to the low-pressure feed water heater 38 through the extraction passage 50. Therefore, the temperature of the water supplied to the boiler 12 is raised using the extracted steam.

〔石炭・空気供給系統〕
更に、発電プラント１０は、ボイラ１２のバーナ５２に石炭及び空気を供給するための石炭・空気供給系統として、石炭供給装置５４、押し込み送風機５６、及び、空気予熱器５８を有する。
石炭供給装置５４は、図示しないホッパ、コンベヤ及び石炭粉砕機を有する。ホッパからベルトコンベヤによって石炭粉砕機に供給された石炭は、石炭粉砕機によって粉砕されて微粉炭になる。微粉炭は、キャリアガスとしての窒素ガスによって、ボイラ１２のバーナ５２に搬送される。
なお、ボイラ１２における燃焼方式は、噴流床燃焼方式が好ましいが、流動床燃焼方式や固定床燃焼方式であってもよい。 [Coal and air supply system]
Further, the power plant 10 includes a coal supply device 54, a forced air blower 56, and an air preheater 58 as a coal / air supply system for supplying coal and air to the burner 52 of the boiler 12.
The coal supply device 54 includes a hopper, a conveyor, and a coal pulverizer (not shown). The coal supplied from the hopper to the coal pulverizer by the belt conveyor is pulverized by the coal pulverizer into pulverized coal. The pulverized coal is conveyed to the burner 52 of the boiler 12 by nitrogen gas as a carrier gas.
The combustion system in the boiler 12 is preferably a spouted bed combustion system, but may be a fluidized bed combustion system or a fixed bed combustion system.

〔排ガス処理系統〕
また更に、発電プラント１０は、ボイラ１２で発生した排ガスを処理する排ガス処理系統として、排ガス流路６０に順次配置される、脱硝装置６２、電気集塵機６４、脱硫装置６６、及び、ダンパ６８を有する。ダンパ６８で分岐された排ガス流路６０の一方には、煙突７０が設けられ、他方にはＣＯ_２回収装置７２が設けられている。なお、空気予熱器５８は、脱硝装置６２と電気集塵機６４の間に配置され、排ガスの熱を利用して空気を予備的に加熱する。 [Exhaust gas treatment system]
Furthermore, the power plant 10 has a denitration device 62, an electrostatic precipitator 64, a desulfurization device 66, and a damper 68 that are sequentially arranged in the exhaust gas flow channel 60 as an exhaust gas treatment system for treating the exhaust gas generated in the boiler 12. . A chimney 70 is provided on one side of the exhaust gas flow path 60 branched by the damper 68, and a CO ₂ recovery device 72 is provided on the other side. In addition, the air preheater 58 is arrange | positioned between the denitration apparatus 62 and the electrostatic precipitator 64, and preheats air using the heat | fever of waste gas.

〔ＣＯ_２回収装置〕
ＣＯ_２回収装置７２は、化学吸着法により排ガスに含まれるＣＯ_２を回収する。ＣＯ_２回収装置７２は、吸収液の循環路７４を有し、循環路７４には、吸収塔７６、送出ポンプ７８、熱交換器８０の低温部、再生塔８２、返戻ポンプ８４、及び、熱交換器８０の高温部が、吸収液の循環方向にてこの順序で配置されている。 [CO ₂ recovery equipment]
CO ₂ recovery unit 72 recovers the CO ₂ contained in the exhaust gas by a chemical adsorption method. The CO ₂ recovery device 72 has an absorption liquid circulation path 74, which includes an absorption tower 76, a delivery pump 78, a low temperature part of the heat exchanger 80, a regeneration tower 82, a return pump 84, and heat. The high temperature part of the exchanger 80 is arrange | positioned in this order in the circulation direction of absorption liquid.

また、ＣＯ_２回収装置７２は、リボイラ８６を有し、リボイラ８６は、再生塔８２内の吸収液を加熱する。リボイラ８６は、中圧タービン１８の出口と脱気器４０を繋ぐリボイラ用抽気路８８に配置され、熱源として蒸気を用いて吸収液を加熱する。なお、リボイラ用抽気路８８には、リボイラ８６に供給される蒸気の流量を調整するＣＯ_２回収用蒸気流量調整弁９０が配置されている。 The CO ₂ recovery device 72 has a reboiler 86, and the reboiler 86 heats the absorbent in the regeneration tower 82. The reboiler 86 is disposed in a reboiler bleed passage 88 connecting the outlet of the intermediate pressure turbine 18 and the deaerator 40, and heats the absorbing liquid using steam as a heat source. A reboiler bleed passage 88 is provided with a CO ₂ recovery steam flow rate adjusting valve 90 for adjusting the flow rate of steam supplied to the reboiler 86.

回収装置７２においては、吸収塔７６において、相対的に低温の吸収液が排ガス中のＣＯ２を吸収する。そして、再生塔８２において、ＣＯ_２を吸収した吸収液の温度が上昇させられて吸収液からＣＯ_２が放出され、放出された気相のＣＯ_２が回収される。 In the recovery device 72, in the absorption tower 76, the relatively low-temperature absorption liquid absorbs CO2 in the exhaust gas. Then, the regenerator 82, CO ₂ from the absorbing solution temperature of the absorbing liquid that has absorbed CO ₂ is being raised is released, CO ₂ is recovered of released vapor.

〔制御系統〕
図２は、制御系統（制御システム）の全体的な構成を概略的に示すブロック図である。制御システムは、統合的な制御を行う中央制御装置９２を有する。中央制御装置９２は、例えば、演算装置、記憶装置及び入出力装置からなるコンピュータによって構成される。中央制御装置９２は、主蒸気圧力調節器９４、発電出力調節器９６、排ガス流量調節器９８、及び、ＣＯ_２流量調節器１００に電気的に接続されている。主蒸気圧力調節器９４、発電出力調節器９６、排ガス流量調節器９８、及び、ＣＯ_２流量調節器１００も、それぞれコンピュータによって構成される。 [Control system]
FIG. 2 is a block diagram schematically showing the overall configuration of the control system (control system). The control system includes a central controller 92 that performs integrated control. The central control device 92 is configured by a computer including an arithmetic device, a storage device, and an input / output device, for example. The central controller 92 is electrically connected to the main steam pressure regulator 94, the power generation output regulator 96, the exhaust gas flow regulator 98, and the CO ₂ flow regulator 100. The main steam pressure controller 94, the power generation output controller 96, the exhaust gas flow controller 98, and the CO ₂ flow controller 100 are also configured by computers.

〔主蒸気圧力調節器〕
主蒸気圧力調節器９４は、中央制御装置９２と協働して、ボイラ１２の過熱器２６から供給される蒸気（主蒸気）の圧力を制御する。
具体的には、主蒸気圧力調節器９４は、ボイラ１２に供給される石炭、水及び空気の流量を制御することによって、主蒸気の圧力を制御する。そのために、主蒸気圧力調節器９４は、ボイラ給水ポンプ４２を制御することによって、ボイラ１２に供給される水の流量を調整可能である。
また、主蒸気圧力調節器９４は、石炭供給装置５４を制御することによって、ボイラ１２に供給される石炭の流量を調整可能である。更に、主蒸気圧力調節器９４は、押し込み送風機５６を制御することによって、ボイラ１２に供給される空気の流量を調整可能である。 [Main steam pressure regulator]
The main steam pressure regulator 94 controls the pressure of the steam (main steam) supplied from the superheater 26 of the boiler 12 in cooperation with the central controller 92.
Specifically, the main steam pressure regulator 94 controls the pressure of the main steam by controlling the flow rates of coal, water and air supplied to the boiler 12. Therefore, the main steam pressure regulator 94 can adjust the flow rate of the water supplied to the boiler 12 by controlling the boiler feed pump 42.
Further, the main steam pressure regulator 94 can adjust the flow rate of the coal supplied to the boiler 12 by controlling the coal supply device 54. Further, the main steam pressure controller 94 can adjust the flow rate of the air supplied to the boiler 12 by controlling the pusher blower 56.

なお、主蒸気圧力調節器９４には、主蒸気の圧力を測定する主蒸気用圧力計１０２が電気的に接続され、主蒸気の圧力の測定値が設定値に近付くように、主蒸気圧力調節器９４は主蒸気の圧力を制御する。主蒸気用圧力計１０２は、過熱器２６とガバナ弁１４との間に配置される。 The main steam pressure controller 94 is electrically connected to a main steam pressure gauge 102 for measuring the main steam pressure, and the main steam pressure adjustment is performed so that the measured value of the main steam pressure approaches the set value. The vessel 94 controls the main steam pressure. The main steam pressure gauge 102 is disposed between the superheater 26 and the governor valve 14.

〔発電出力調節器〕
発電出力調節器９６は、中央制御装置９２と協働して、発電機３１から出力される電力を制御する。そのために、発電出力調節器９６は、ガバナ弁１４の弁開度を調整することによって、高圧タービン１６に供給される主蒸気の流量を調整する。
なお、発電出力調節器９６には、発電機３１が出力する電力及びその周波数を測定する電力／周波数計１０４が電気的に接続され、発電出力調節器９６は、電力及び周波数の測定値が設定値に近付くように、ガバナ弁１４の弁開度を調整する。 [Generation output controller]
The power generation output regulator 96 controls the power output from the generator 31 in cooperation with the central controller 92. Therefore, the power generation output regulator 96 adjusts the flow rate of the main steam supplied to the high-pressure turbine 16 by adjusting the valve opening degree of the governor valve 14.
The power output adjuster 96 is electrically connected to a power / frequency meter 104 that measures the power output from the generator 31 and its frequency, and the power output adjuster 96 sets the measured values of power and frequency. The valve opening of the governor valve 14 is adjusted so as to approach the value.

〔排ガス流量調節器〕
排ガス流量調節器９８は、中央制御装置９２と協働して、ボイラ１２からＣＯ_２回収装置７２に供給される排ガスの流量を制御する。そのために、排ガス流量調節器９８は、ダンパ６８、送出ポンプ７８及び返戻ポンプ８４を制御する。
なお、排ガス流量調節器９８には、排ガスの流量を測定する排ガス流量計１０６が電気的に接続され、排ガス流量調節器９８は、排ガスの流量の測定値が設定値に近付くように、ダンパ６８、送出ポンプ７８及び返戻ポンプ８４を制御する。排ガス流量計１０６は、ダンパ６８と吸収塔７６との間に配置される。 [Exhaust gas flow controller]
The exhaust gas flow controller 98 controls the flow rate of the exhaust gas supplied from the boiler 12 to the CO ₂ recovery device 72 in cooperation with the central control device 92. For this purpose, the exhaust gas flow rate regulator 98 controls the damper 68, the delivery pump 78 and the return pump 84.
An exhaust gas flow meter 106 for measuring the flow rate of exhaust gas is electrically connected to the exhaust gas flow rate controller 98, and the exhaust gas flow rate controller 98 has a damper 68 so that the measured value of the exhaust gas flow rate approaches the set value. The delivery pump 78 and the return pump 84 are controlled. The exhaust gas flow meter 106 is disposed between the damper 68 and the absorption tower 76.

〔ＣＯ_２流量調節器〕
ＣＯ_２流量調節器１００は、中央制御装置９２と協働して、ＣＯ_２回収装置によって回収されるＣＯ_２の流量を制御する。そのため、ＣＯ_２流量調節器１００は、ＣＯ_２回収用蒸気流量調整弁９０の弁開度を調整する。
なお、ＣＯ_２流量調節器１００にはＣＯ_２流量計１０８及びＣＯ_２回収用蒸気流量計１１０が電気的に接続されている。ＣＯ_２流量計１０８は、再生塔８２の出口に配置され、再生塔８２から流出するＣＯ_２の流量、則ち、ＣＯ_２回収装置によって回収されたＣＯ_２の流量を測定する。ＣＯ_２回収用蒸気流量計１１０は、リボイラ用抽気路８８に配置され、リボイラ８６に供給されるＣＯ_２回収用の蒸気の流量を測定する。ＣＯ_２流量調節器１００は、回収されたＣＯ_２の流量及びＣＯ_２回収用の蒸気の流量の測定値が設定値にそれぞれ近付くように、ＣＯ_２回収用蒸気流量調整弁９０の弁開度を調整する。 [CO ₂ flow controller]
CO ₂ flow controller 100, in cooperation with the central control unit 92, controls the flow rate of the CO ₂ recovered by the CO ₂ recovery apparatus. Therefore, the CO ₂ flow controller 100 adjusts the valve opening degree of the CO ₂ recovery steam flow rate adjusting valve 90.
Note that the CO ₂ flow controller 100 CO ₂ flow meter 108 and the CO ₂ recovery steam flow meter 110 is electrically connected. CO ₂ flow meter 108 is disposed at the exit of the regenerator 82, the flow rate of CO ₂ flowing out of the regenerator 82, Sokuchi, for measuring the flow rate of the CO ₂ recovered by the CO ₂ recovery apparatus. The CO ₂ recovery steam flow meter 110 is disposed in the reboiler extraction passage 88 and measures the flow rate of the CO ₂ recovery steam supplied to the reboiler 86. CO ₂ flow controller 100, as the measured value of the flow rate of the steam for flow rate and the CO ₂ recovery of the recovered CO ₂ approaches each setting value, the valve opening degree of the CO ₂ recovery steam flow rate adjustment valve 90 adjust.

以下、上述した発電プラント１０の制御システムが実行する制御方法について、図３を参照して説明する。
図３は、制御システムの機能的な構成を概略的に示す図である。制御システムの中央制御装置９２には、電力需要、則ち負荷が入力され、入力された負荷にそれぞれ対応する発電出力設定値及び発電出力変化率設定値が、出力変化率制御器１１２に入力される。出力変化率制御器１１２は、発電出力設定値の単位時間あたりの変化率が、発電出力変化率設定値の範囲内に収まるように、発電出力設定値を調整して出力する。 Hereinafter, the control method which the control system of the power plant 10 mentioned above performs is demonstrated with reference to FIG.
FIG. 3 is a diagram schematically illustrating a functional configuration of the control system. The central control device 92 of the control system receives power demand, that is, a load, and a power generation output set value and a power generation output change rate set value corresponding to the input load are input to the output change rate controller 112. The The output change rate controller 112 adjusts and outputs the power generation output set value so that the change rate per unit time of the power generation output set value falls within the range of the power generation output change rate set value.

一方、中央制御装置９２には、電力／周波数計１０４によって測定された周波数の測定値が入力され、周波数の測定値と設定値の偏差（Δｆ）が関数器１１４に入力される。関数器１１４は、予め設定された関数に偏差を代入して、発電出力設定値を補正するための周波数変動補正量を演算する。
出力変化率制御器１１２で調整された発電出力設定値、及び、関数器１１４で演算された周波数変動補正量は、加算器１１６に入力されて加算される。これにより発電出力設定値が補正される。 On the other hand, a frequency measurement value measured by the power / frequency meter 104 is input to the central controller 92, and a deviation (Δf) between the frequency measurement value and the set value is input to the function unit 114. The function unit 114 calculates a frequency fluctuation correction amount for correcting the power generation output set value by substituting the deviation into a preset function.
The power generation output set value adjusted by the output change rate controller 112 and the frequency fluctuation correction amount calculated by the function unit 114 are input to the adder 116 and added. Thereby, the power generation output set value is corrected.

加算器１１６で補正された発電出力設定値は、上下限制限器１１８に入力される。上下限制限器１１８は、発電出力設定値が、予め設定された下限と上限で規定される範囲内に収まるように、発電出力設定値を更に補正する。この補正された発電出力設定値が、発電出力指令（ＭＷＤ）として、上下限制限器１１８から出力される。発電出力指令の単位は、例えばＭＷ（メガワット）である。 The power generation output set value corrected by the adder 116 is input to the upper / lower limiter 118. The upper / lower limiter 118 further corrects the power generation output set value so that the power generation output set value falls within a range defined by a preset lower limit and upper limit. The corrected power generation output set value is output from the upper / lower limiter 118 as a power generation output command (MWD). The unit of the power generation output command is, for example, MW (megawatt).

上下限制限器１１８から出力された発電出力指令は、発電出力調節器９６の減算器１２０に入力される。また、減算器１２０には、電力／周波数計１０４によって測定された、発電機３１から出力される電力の測定値（ＭＷ）が入力されている。減算器１２０は、発電出力指令と電力の測定値の偏差を演算し、得られた偏差は、発電出力調節器９６の制御器１２２に入力される。 The power generation output command output from the upper / lower limiter 118 is input to the subtracter 120 of the power generation output regulator 96. The subtracter 120 is input with a measured value (MW) of power output from the generator 31 measured by the power / frequency meter 104. The subtractor 120 calculates the deviation between the power generation output command and the measured power value, and the obtained deviation is input to the controller 122 of the power generation output regulator 96.

制御器１２２は比例積分（ＰＩ）制御を行う。具体的には、制御器１２２は、入力された偏差が縮小するように、タービンマスタ指令（ＴＭ）を演算により求める。そして、発電出力調節器９６は、演算により求めたタービンマスタ指令に基づいて、ガバナ弁１４の弁開度を調整し、これにより発電機３１の出力を調整する。 The controller 122 performs proportional integral (PI) control. Specifically, the controller 122 calculates the turbine master command (TM) by calculation so that the input deviation is reduced. Then, the power generation output adjuster 96 adjusts the valve opening of the governor valve 14 based on the turbine master command obtained by calculation, thereby adjusting the output of the generator 31.

一方、中央制御装置９２には、ＣＯ_２回収用蒸気流量計１１０によって測定された、ＣＯ_２回収用蒸気の流量の測定値が入力されている。ＣＯ_２回収用蒸気の流量の測定値は、中央制御装置９２の関数器１２４に入力され、関数器１２４は、予め設定された関数にＣＯ_２回収用蒸気の流量の測定値を代入し、ＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量を求める。求められたＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量は、中央制御装置９２の加算器１２６に入力される。 On the other hand, the central controller 92 receives the measured value of the flow rate of the CO ₂ recovery steam measured by the CO ₂ recovery steam flow meter 110. The measured value of the flow rate of the CO ₂ recovery steam is input to the function unit 124 of the central controller 92, and the function unit 124 substitutes the measured value of the flow rate of the CO ₂ recovery steam into a preset function, ₂ Calculate the correction amount of steam flow for recovery. The obtained CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount is input to the adder 126 of the central controller 92.

また、加算器１２６には、発電出力指令が入力されており、加算器１２６は、発電出力指令にＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量を加算することによって、発電出力指令を補正する。つまり関数器１２４及び加算器１２６は、発電出力指令補正手段１２７を構成している。 Further, the power generation output command is input to the adder 126, and the adder 126 corrects the power generation output command by adding the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount to the power generation output command. That is, the function unit 124 and the adder 126 constitute a power generation output command correction unit 127.

加算器１２６によって補正された発電出力指令は関数器１２８に入力される。関数器１２８は、予め設定された関数に補正された発電出力指令を代入して、ボイラマスタ指令（ＢＩＤ）を求める。関数器１２８によって求められたボイラマスタ指令は、図示しないけれども、複数の関数器に入力され、これらの関数器によって、ボイラに供給される石炭、水及び空気の流量の設定値がそれぞれ演算される。 The power generation output command corrected by the adder 126 is input to the function unit 128. The function unit 128 substitutes the corrected power generation output command for a preset function to obtain a boiler master command (BID). Although not shown, the boiler master command obtained by the function unit 128 is input to a plurality of function units, and the set values of the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler are calculated by these function units.

そして、演算された石炭、水及び空気の流量の設定値は、主蒸気圧力調節器９４に入力され、主蒸気圧力調節器９４は、ボイラ１２に供給される石炭、水及び空気の流量が設定値にそれぞれ近付くように、石炭供給装置５４、ボイラ給水ポンプ４２、及び、押し込み送風機５６を制御する。なお、主蒸気圧力調節器９４は、主蒸気用圧力計１０２によって測定される主蒸気の圧力の測定値に基づいて、ボイラ１２に供給される石炭、水及び空気の流量の設定値を補正してもよい。 The set values of the calculated flow rates of coal, water, and air are input to the main steam pressure regulator 94, and the main steam pressure regulator 94 sets the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler 12. The coal supply device 54, the boiler feed water pump 42, and the pusher blower 56 are controlled so as to approach the values. The main steam pressure controller 94 corrects the set values of the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler 12 based on the measurement value of the main steam pressure measured by the main steam pressure gauge 102. May be.

他方、中央制御装置９２には、ＣＯ_２の回収量又は回収率の設定値が入力され、中央制御装置９２は、ＣＯ_２の回収量又は回収率が設定値に近付くように、排ガス流量調節器９８及びＣＯ_２流量調節器１００と協働する。例えば、発電プラント１０の管理者が、ＣＯ_２の回収量又は回収率の設定値の入力を行うことができ、ＣＯ_２の回収量又は回収率の設定値は、負荷に基づいて設定されてもよく、或いは、負荷とは独立に設定されてもよい。 On the other hand, the central control device 92 receives a set value of the CO ₂ recovery amount or recovery rate, and the central control device 92 controls the exhaust gas flow rate regulator so that the CO ₂ recovery amount or recovery rate approaches the set value. In cooperation with 98 and the CO ₂ flow regulator 100. For example, the administrator of the power plant 10, the input of the set value of the recovery amount or the recovery of CO ₂ can be performed, the set value of the recovery amount or the recovery of CO ₂ is also set based on the load Alternatively, it may be set independently of the load.

以下、上述した発電プラント１０の動作を、ＣＯ_２の回収率が一定であるときに負荷が増大した場合について説明する。
負荷が増大すると、発電出力指令が増大し、タービンマスタ指令も増大する。このため、ガバナ弁１４の弁開度が増大される。
一方、ＣＯ_２の回収率が一定であるときに負荷が増大すると、排ガスの排出量が増えるため、ＣＯ_２回収装置７２の能力を増大させる必要がある。このため、ＣＯ_２回収用蒸気流量調整弁９０の弁開度が増大され、中圧タービン１８の出口からリボイラ８６に供給されるＣＯ_２回収用蒸気の流量が増大する。 Hereinafter, the operation of the power plant 10 described above will be described in the case where the load increases when the CO ₂ recovery rate is constant.
When the load increases, the power generation output command increases and the turbine master command also increases. For this reason, the valve opening degree of the governor valve 14 is increased.
On the other hand, if the load increases when the CO ₂ recovery rate is constant, the amount of exhaust gas discharged increases, so the capacity of the CO ₂ recovery device 72 needs to be increased. For this reason, the valve opening degree of the CO ₂ recovery steam flow rate adjustment valve 90 is increased, and the flow rate of the CO ₂ recovery steam supplied from the outlet of the intermediate pressure turbine 18 to the reboiler 86 is increased.

ＣＯ_２回収用蒸気の流量は、ＣＯ_２回収用蒸気流量計１１０によって測定されており、ＣＯ_２回収用蒸気流量計１１０によって測定されたＣＯ_２回収用蒸気の流量の測定値は、中央制御装置９２に入力される。中央制御装置９２の関数器１２４は、入力されたＣＯ_２回収用蒸気の流量の測定値を関数に代入してＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量を求め、求められたＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量は、加算器１２６にて、発電出力指令に加算される。 The flow rate of the CO ₂ recovery steam is CO ₂ are measured by collecting the steam flow meter 110, the measurement value of the flow rate of the CO ₂ recovery steam measured by the CO ₂ recovery steam flow meter 110, the central controller 92. Function 124 of the central control unit 92 substitutes the flow measurements of the CO ₂ recovery steam input to the function obtains the CO ₂ recovery steam flow change correction amount, the obtained CO ₂ recovery steam flow The fluctuation correction amount is added to the power generation output command by the adder 126.

かくして、加算器１２６によって補正された発電出力指令に基づいて、ボイラマスタ指令が求められ、更に、ボイラ１２に供給される石炭、水及び蒸気の流量の設定値が設定される。この結果として、ＣＯ_２回収用蒸気の流量の変動をあたかも外乱であるかのように考慮して、ボイラ１２で蒸気が生成される。 Thus, a boiler master command is obtained based on the power generation output command corrected by the adder 126, and further, set values for the flow rates of coal, water, and steam supplied to the boiler 12 are set. As a result, steam is generated in the boiler 12 in consideration of fluctuations in the flow rate of the CO ₂ recovery steam as if it were a disturbance.

上述した第１実施形態の発電プラント１０の制御システム及び制御方法によれば、負荷が変化した場合に、負荷に基づいて発電出力指令が設定されるのに加えて、ＣＯ_２回収装置７２に供給される蒸気の流量が変化した場合に、発電出力指令が補正される。そして、補正された発電出力指令に基づいて、ボイラ１２に供給される石炭、水及び空気の流量が調整される。 According to the control system and the control method of the power plant 10 of the first embodiment described above, when the load changes, the power generation output command is set based on the load, and then supplied to the CO ₂ recovery device 72. When the flow rate of the generated steam changes, the power generation output command is corrected. Based on the corrected power generation output command, the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler 12 are adjusted.

ボイラ１２に供給される石炭、水及び空気の流量を調整するということは、ボイラ１２で発生する主蒸気の量を調整するということであり、この調整により、発電及びＣＯ_２の回収のために充分な量の主蒸気が確保される。この結果として、ＣＯ_２回収装置７２に供給される蒸気の流量が変化したとしても、発電機３１の出力が負荷に応じて適切に制御される。 Adjusting the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler 12 means adjusting the amount of main steam generated in the boiler 12, and this adjustment enables power generation and CO ₂ recovery. Sufficient main steam is secured. As a result, even if the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device 72 changes, the output of the generator 31 is appropriately controlled according to the load.

そして、第１実施形態の発電プラント１０の制御システムにおいては、ＣＯ_２回収用蒸気の流量に対応する指標として、流量自体に基づいて発電出力指令が補正されるので、確実に、発電機３１の出力が負荷に応じて適切に制御される。 And in the control system of the power plant 10 of the first embodiment, the power generation output command is corrected based on the flow rate itself as an index corresponding to the flow rate of the CO ₂ recovery steam. The output is appropriately controlled according to the load.

〔第２実施形態〕
以下、第２実施形態の発電プラント１０の制御システムについて説明する。
なお、第２実施形態以下の説明においては、先行する実施形態と同一又は類似の構成要素についての説明を簡略化又は省略する。 [Second Embodiment]
Hereinafter, the control system of the power plant 10 of 2nd Embodiment is demonstrated.
In the following description of the second embodiment, description of the same or similar components as those of the preceding embodiment is simplified or omitted.

図４は、第２実施形態の制御システムの機能的な構成を概略的に示す図である。第２実施形態の制御システムは、関数器１２４が、ＣＯ_２回収用蒸気の流量の設定値に基づいてＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量を演算する点においてのみ、第１実施形態の制御システムと異なる。ＣＯ_２回収用蒸気の流量の設定値は、中央制御装置９２によって、ＣＯ_２の回収量又は回収率に基づいて設定される。ＣＯ_２流量調節器１００は、ＣＯ_２回収用蒸気流量計１１０によって測定される蒸気の流量の測定値が、ＣＯ_２回収用蒸気の流量の設定値に近付くように、ＣＯ_２回収用蒸気流量調整弁９０の弁開度を調整する。 FIG. 4 is a diagram schematically illustrating a functional configuration of a control system according to the second embodiment. Control system of the second embodiment, the function unit 124, in terms of calculating the CO ₂ recovery steam flow change correction amount based on the flow rate of the set value of the CO ₂ recovery steam only, the control system of the first embodiment And different. The set value of the flow rate of the CO ₂ recovery steam is set by the central controller 92 based on the CO ₂ recovery amount or recovery rate. CO ₂ flow controller 100, the measured value of the flow rate of steam measured by the CO ₂ recovery steam flow meter 110, so close to the flow rate of the set value of the CO ₂ recovery steam, CO ₂ recovery steam flow rate adjustment The valve opening degree of the valve 90 is adjusted.

上述した第２実施形態の発電プラント１０の制御システムでは、ＣＯ_２回収装置７２に供給される蒸気の流量に対応する指標として、ＣＯ_２回収装置７２に供給される蒸気の流量の設定値に基づいて、発電出力指令が補正される。かかる第２実施形態の制御システムによれば、簡単な構成にて、発電機３１の出力が負荷に応じて適切に制御される。 In the control system of the power plant 10 of the second embodiment described above, as an index corresponding to the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovering apparatus 72, based on the flow rate of the set value of the steam supplied to the CO ₂ recovering apparatus 72 Thus, the power generation output command is corrected. According to the control system of the second embodiment, the output of the generator 31 is appropriately controlled according to the load with a simple configuration.

〔第３実施形態〕
以下、第３実施形態の発電プラント１０の制御システムについて説明する。
図５は、第３実施形態の制御システムの機能的な構成を概略的に示す図である。第３実施形態の制御システムは、関数器１３０が、ＣＯ_２回収用蒸気の抽気点における圧力の測定値に基づいてＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量を演算する点においてのみ、第１実施形態の制御システムと異なる。
そのために、第３実施形態では、図示しないけれども、リボイラ用抽気路８８に圧力計が配置され、この圧力計によって測定された蒸気の圧力の測定値が、ＣＯ_２回収用蒸気の抽気点における圧力の測定値として、関数器１３０に入力される。 [Third Embodiment]
Hereinafter, the control system of the power plant 10 of 3rd Embodiment is demonstrated.
FIG. 5 is a diagram schematically illustrating a functional configuration of a control system according to the third embodiment. The control system according to the third embodiment is different from the first embodiment only in that the function unit 130 calculates the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount based on the measured pressure value at the CO ₂ recovery steam extraction point. Different from the control system.
Therefore, in the third embodiment, although not shown, a pressure gauge is disposed in the reboiler extraction passage 88, and the measured value of the steam pressure measured by this pressure gauge is the pressure at the extraction point of the CO ₂ recovery steam. The measured value is input to the function unit 130.

上述した第３実施形態の発電プラント１０の制御システムでは、ＣＯ_２回収装置７２に供給される蒸気の流量に対応する指標として、ＣＯ_２回収用蒸気の抽気点における圧力の測定値に基づいて、発電出力指令が補正される。かかる第３実施形態の制御システムによれば、簡単な構成にて、発電機３１の出力が負荷に応じて適切に制御される。 In the control system of the power plant 10 of the third embodiment described above, as an index corresponding to the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device 72, based on the measured value of the pressure at the extraction point of the CO ₂ recovery steam, The power generation output command is corrected. According to the control system of the third embodiment, the output of the generator 31 is appropriately controlled according to the load with a simple configuration.

〔第４実施形態〕
以下、第４実施形態の発電プラント１０の制御システムについて説明する。
図６は、第４実施形態の制御システムの機能的な構成を概略的に示す図である。第４実施形態の制御システムでは、ＣＯ_２回収装置７２に供給される蒸気の流量に対応する指標として、排ガス処理率の設定値、発電出力設定値、及び、ＣＯ_２回収率の設定値を用いて、ＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量が演算される。 [Fourth Embodiment]
Hereinafter, the control system of the power plant 10 of 4th Embodiment is demonstrated.
FIG. 6 is a diagram schematically illustrating a functional configuration of a control system according to the fourth embodiment. In the control system of the fourth embodiment, as the index corresponding to the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device 72, the set value of the exhaust gas treatment rate, the set value of power generation output, and the set value of the CO ₂ recovery rate are used. Thus, the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount is calculated.

排ガス処理率は、ボイラ１２から排出された排ガスのうち、ＣＯ_２回収装置７２に供給される排ガスの割合であり、ダンパ６８の開度によって決定される値である。そして、排ガス処理率の設定値は、例えば、発電プラント１０の管理者によって、中央制御装置９２に予め入力され、排ガス流量調節器９８は、排ガス処理率の設定値に基づいてダンパ６８の位置を制御する。排ガス処理率の設定値は可変であってもよい。
なお、ＣＯ_２回収装置７２に供給されなかった排ガスは、煙突７０から放出される。 The exhaust gas treatment rate is the ratio of the exhaust gas supplied to the CO ₂ recovery device 72 in the exhaust gas discharged from the boiler 12, and is a value determined by the opening degree of the damper 68. Then, the set value of the exhaust gas treatment rate is input in advance to the central controller 92 by, for example, the administrator of the power plant 10, and the exhaust gas flow rate regulator 98 determines the position of the damper 68 based on the set value of the exhaust gas treatment rate. Control. The set value of the exhaust gas treatment rate may be variable.
The exhaust gas that has not been supplied to the CO ₂ recovery device 72 is discharged from the chimney 70.

発電出力設定値は、前述したように、負荷に基づいて設定される発電機３１の出力の設定値である。
ＣＯ_２回収率は、ＣＯ_２回収装置７２に供給される排ガスに含まれるＣＯ_２のうち、ＣＯ_２回収装置７２によって回収されるＣＯ_２の割合である。そして、ＣＯ_２回収率の設定値は、例えば、発電プラント１０の管理者によって、中央制御装置９２に予め入力され、排ガス流量調節器９８は、ＣＯ_２回収率の設定値に基づいて、ＣＯ_２回収用蒸気流量調整弁９０の弁開度を調整する。なお、ＣＯ_２回収率の設定値は可変であってもよい。
なお、ＣＯ_２回収装置７２に供給されながらも、回収されなかったＣＯ_２は、吸収塔７６から排ガスとして放出される。 As described above, the power generation output set value is a set value of the output of the generator 31 set based on the load.
CO ₂ recovery rate of the CO ₂ contained in the exhaust gas supplied to the CO ₂ recovering apparatus 72 is the ratio of CO ₂ to be recovered by the CO ₂ recovery unit 72. Then, the set value of the CO ₂ recovery rate, for example, by an administrator of the power plant 10, is previously inputted in the central control unit 92, the exhaust gas flow regulator 98 on the basis of the set value of the CO ₂ recovery, CO ₂ The opening degree of the recovery steam flow rate adjustment valve 90 is adjusted. Note that the set value of the CO ₂ recovery rate may be variable.
Even while being supplied to the CO ₂ recovering apparatus 72, CO ₂ that has not been recovered, is released as an exhaust gas from the absorption tower 76.

排ガス処理率設定値、発電出力設定値及びＣＯ_２回収率設定値は、関数器１３２、関数器１３４及び関数器１３６にそれぞれ入力され、関数器１３２、関数器１３４及び関数器１３６は、それぞれ、入力された設定値を所定の関数に代入して、ＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量を出力する。
関数器１３２、関数器１３４及び関数器１３６が出力したＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量は、加算器１３８に入力されて加算される。そして、加算器１３８によって加算されたＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量が、加算器１２６に入力される。 The exhaust gas treatment rate set value, the power generation output set value, and the CO ₂ recovery rate set value are input to the function unit 132, the function unit 134, and the function unit 136, respectively. The function unit 132, the function unit 134, and the function unit 136 are respectively The input set value is substituted into a predetermined function, and the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount is output.
The CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amounts output from the function unit 132, the function unit 134, and the function unit 136 are input to the adder 138 and added. Then, the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount added by the adder 138 is input to the adder 126.

上述した第４実施形態の発電プラント１０の制御システムでは、ＣＯ_２回収装置７２に供給される蒸気の流量に対応する指標として、排ガス処理率設定値、発電出力設定値及びＣＯ_２回収率設定値に基づいて、発電出力指令が補正される。
排ガス処理率、発電出力設定値及びＣＯ_２回収率は、ＣＯ_２回収用蒸気の流量の設定値を決定するのに用いられるパラメータでもあり、ＣＯ_２回収用蒸気の流量と相関を有する。かかる第４実施形態の制御システムによれば、簡単な構成にて、発電機３１の出力が負荷に応じて適切に制御される。 In the control system for the power plant 10 of the fourth embodiment described above, the exhaust gas treatment rate setting value, the power generation output setting value, and the CO ₂ recovery rate setting value are used as indices corresponding to the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device 72. Based on the above, the power generation output command is corrected.
Exhaust gas treatment rate, power output set value and the CO ₂ recovery is also a parameter used to determine the flow rate of the set value of the CO ₂ recovery steam has a flow rate and the correlation of the CO ₂ recovery steam. According to the control system of the fourth embodiment, the output of the generator 31 is appropriately controlled according to the load with a simple configuration.

〔第５実施形態〕
以下、第５実施形態の発電プラント１０の制御システムについて説明する。
図７は、第５実施形態の制御システムの機能的な構成を概略的に示す図である。第５実施形態の制御システムでは、関数器１２４と加算器１２６の間に遅れ設定器１４０が設けられている点においてのみ、第１実施形態の制御システムと異なる。 [Fifth Embodiment]
Hereinafter, the control system of the power plant 10 of 5th Embodiment is demonstrated.
FIG. 7 is a diagram schematically illustrating a functional configuration of a control system according to the fifth embodiment. The control system of the fifth embodiment is different from the control system of the first embodiment only in that a delay setting device 140 is provided between the function unit 124 and the adder 126.

遅れ設定器１４０は、関数器１２４によって演算されたＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量に、遅れ要素を例えば乗算によって作用させ、遅れ要素を作用させたＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量が加算器１２６に入力される。遅れ要素は、例えば１次の遅れ要素であり、ボイラ１２に供給される石炭、水及び空気の流量の変化率を抑制するように、ＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量に作用する。 The delay setting unit 140 applies a delay element to the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount calculated by the function unit 124 by, for example, multiplication, and adds the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount to which the delay element is applied. Is input to the device 126. The delay element is, for example, a first-order delay element, and acts on the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount so as to suppress the change rate of the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler 12.

ボイラ１２で発生する蒸気の量は、ボイラ１２に供給する石炭、水及び空気の流量の増大開始から、ある程度遅れて増加する。このため、指標に直接基づいて、ボイラ１２に供給する石炭、水及び空気の流量を増大すると、蒸気を過剰に発生させる虞がある。また、指標に直接基づいてボイラ１２に供給する石炭、水及び空気の流量を増大すると、増大量が急激に大きくなる場合がある。このような調整は、ボイラ１２に負担をかけることになり望ましくない。
そこで、第５実施形態の制御システムでは、ＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量に遅れ要素を作用させることで、蒸気の過剰な発生が防止されるとともに、ボイラ１２に急激な負担が加わることが防止される。 The amount of steam generated in the boiler 12 increases after a certain delay from the start of increases in the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler 12. For this reason, if the flow rates of coal, water and air supplied to the boiler 12 are increased directly based on the index, there is a risk of excessive generation of steam. Further, when the flow rates of coal, water, and air supplied to the boiler 12 are increased directly based on the index, the amount of increase may increase rapidly. Such an adjustment places a burden on the boiler 12 and is not desirable.
Therefore, in the control system of the fifth embodiment, by causing a delay element to act on the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount, excessive generation of steam is prevented, and an abrupt load is applied to the boiler 12. Is prevented.

本発明は、上述した第１乃至第５実施形態に限定されることはなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で適宜変更可能である。
例えば、ＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量を求めるために使用される、ＣＯ_２回収装置７２に供給される蒸気の流量に対応する指標としては、第１乃至第５実施形態に例示された指標以外を用いても良い。指標の数は１つに限定されることはなく、また指標は、測定値であってもよく、設定値であってもよい。
また、指標に基づいてＣＯ_２回収用蒸気流量変動補正量を求めるために使用される関数は、指標に応じて適宜選択可能であり、マップデータであってもよい。 The present invention is not limited to the first to fifth embodiments described above, and can be changed as appropriate without departing from the spirit of the present invention.
For example, as an index corresponding to the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device 72 used for obtaining the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount, the index exemplified in the first to fifth embodiments. Other than these may be used. The number of indices is not limited to one, and the indices may be measured values or set values.
Further, the function used for obtaining the CO ₂ recovery steam flow rate fluctuation correction amount based on the index can be appropriately selected according to the index, and may be map data.

そして、発電プラント１０の制御システムは、中央制御装置９２、主蒸気圧力調節器９４、発電出力調節器９６、排ガス流量調節器９８、及び、ＣＯ_２流量調節器１００によって構成されているが、制御システムのハードウェアの構成は、これに限定されることはない。 The control system of the power plant 10 includes a central control device 92, a main steam pressure regulator 94, a power generation output regulator 96, an exhaust gas flow regulator 98, and a CO ₂ flow regulator 100. The hardware configuration of the system is not limited to this.

更に、発電プラント１０は、高圧タービン１６、中圧タービン１８及び低圧タービン２０の３つのタービンを備えていたが、タービンの数は限定されることはない。そして、タービンが３つの場合、中圧タービン１８の出口をＣＯ_２回収用蒸気の抽気点に設定するのが好ましいが、抽気点の位置はこれに限定されることはない。 Furthermore, although the power plant 10 was provided with three turbines of the high pressure turbine 16, the intermediate pressure turbine 18, and the low pressure turbine 20, the number of turbines is not limited. And when there are three turbines, it is preferable to set the outlet of the intermediate pressure turbine 18 to the extraction point of the CO ₂ recovery steam, but the position of the extraction point is not limited to this.

また更に、上述した第１乃至第５実施形態では、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量に対応する指標に基づいて、発電出力指令を補正し、ボイラ１２に供給される石炭、水及び空気の流量を調整したが、当該指標に基づいて、タービンマスタ指令も補正してもよい。すなわち、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量に対応する指標に基づいて、ガバナ弁１４の弁開度も調整しても良い。
ボイラ１２に供給される石炭、水及び空気の流量を調整することによって、ボイラ１２で発生する蒸気の量を調整すれば、ＣＯ_２回収装置に供給される蒸気の流量の変動幅が広くても、発電機の出力が適切に制御される。これにガバナ弁１４の調整を加えれば、発電機３１の出力の追従性が更に向上し、より一層、発電機３１の出力が適切に制御される。 Furthermore, in the above-described first to fifth embodiments, the power generation output command is corrected based on the index corresponding to the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device, and the coal, water supplied to the boiler 12, and Although the air flow rate is adjusted, the turbine master command may be corrected based on the index. That is, the opening degree of the governor valve 14 may be adjusted based on an index corresponding to the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovery device.
If the amount of steam generated in the boiler 12 is adjusted by adjusting the flow rates of coal, water and air supplied to the boiler 12, the fluctuation range of the flow rate of steam supplied to the CO ₂ recovery device is wide. The output of the generator is controlled appropriately. If adjustment of the governor valve 14 is added to this, the followability of the output of the generator 31 is further improved, and the output of the generator 31 is further appropriately controlled.

１０ＣＯ_２回収装置付き石炭焚き火力発電プラント
１２ボイラ
１４ガバナ弁
１６高圧タービン
１８中圧タービン
２０低圧タービン
３１発電機
３２復水器
３４復水ポンプ
３６脱気器水位調整弁
３８低圧給水加熱器
４０脱気器
４２ボイラ給水ポンプ
４４高圧給水加熱器
７２ＣＯ_２回収装置
８６リボイラ
８８リボイラ用抽気路
９０ＣＯ_２回収用蒸気流量調整弁
９２中央制御装置
９４主蒸気圧力調節器
９６発電出力調節器
９８排ガス流量調節器
１００ＣＯ_２流量調節器
１２７発電出力指令補正手段
ＭＷＤ発電出力指令
ＭＷ発電機が出力する電力の測定値
ＢＩＤボイラマスタ指令
ＴＭタービンマスタ指令
10 Coal-fired thermal power plant with CO ₂ recovery device 12 Boiler 14 Governor valve 16 High-pressure turbine 18 Medium-pressure turbine 20 Low-pressure turbine 31 Generator 32 Condenser 34 Condensate pump 36 Deaerator water level adjustment valve 38 Low-pressure feed water heater 40 Deaerator 42 Boiler feed pump 44 High pressure feed heater 72 CO ₂ recovery device 86 Reboiler 88 Reboiler extraction passage 90 CO ₂ recovery steam flow rate adjustment valve 92 Central controller 94 Main steam pressure controller 96 Power generation output controller 98 Exhaust gas Flow rate regulator 100 CO ₂ flow rate regulator 127 Power generation output command correction means MWD Power generation output command MW Measurement value of power output by generator BID Boiler master command TM Turbine master command

Claims

A boiler which is supplied with coal, water and air and generates steam while generating exhaust gas by burning coal;
A turbine which is supplied with steam from the boiler and drives the generator using the steam;
A condensing device for returning steam flowing out of the turbine to liquid phase water;
A steam extracted from the turbine, and a CO ₂ recovery device that recovers CO ₂ contained in the exhaust gas generated in the boiler using the supplied steam as a heat source;
CO ₂ recovery system with coal that is applied to the CO ₂ recovering apparatus with a coal-fired power plant and a CO ₂ recovery steam flow control valve for adjusting the flow rate of the steam supplied to the CO ₂ recovering apparatus from the turbine In the control system of a fired thermal power plant,
Based on an index corresponding to the flow rate of steam supplied from the turbine to the CO ₂ recovery device, the power generation output command correction means for correcting the power generation output command set based on the load,
On the basis of the power generation output command generation output command corrected by the correcting means, the coal supplied to the boiler to adjust the supply amount of water and air,
The power generation output command correcting means uses, as the index, a set value of an exhaust gas treatment rate indicating a ratio of exhaust gas to be processed in the CO ₂ recovery device among exhaust gases generated in the boiler, and is processed by the CO ₂ recovery device. Of CO ₂ contained in the exhaust gas to be collected, the set value of the CO ₂ recovery rate indicating the proportion of CO ₂ to be recovered in the CO ₂ recovery device , and the output of the generator set based on the load Correcting the power generation output command based on a set value;
A control system for a coal-fired thermal power plant with a CO ₂ recovery device.

The correction of the power generation output command by the power generation output command correction means is to increase the flow rates of coal, water and air supplied to the boiler when the flow rate of steam supplied to the CO ₂ recovery device increases. Done,
The control system for a coal-fired thermal power plant with a CO ₂ recovery device according to claim 1.

The power generation output command correction means act on a correction amount obtained based on the index, a delay element that suppresses the rate of change of the flow rate of coal, water and air supplied to the boiler,
Using the correction amount that caused the delay element to act, correct the power generation output command,
The control system for a coal-fired thermal power plant with a CO ₂ recovery device according to claim 1 or 2 .

A boiler which is supplied with coal, water and air and generates steam while generating exhaust gas by burning coal;
A turbine which is supplied with steam from the boiler and drives the generator using the steam;
A condensing device for returning steam flowing out of the turbine to liquid phase water;
A steam extracted from the turbine, and a CO ₂ recovery device that recovers CO ₂ contained in the exhaust gas generated in the boiler using the supplied steam as a heat source;
A CO ₂ recovery device applied to a coal-fired thermal power plant with a CO ₂ recovery device, comprising: a CO ₂ recovery steam flow rate control valve for adjusting a flow rate of steam supplied from the turbine to the CO ₂ recovery device In the control method of the coal fired thermal power plant with
Based on an index corresponding to the flow rate of steam supplied from the turbine to the CO ₂ recovery device, the power generation output command set based on the load is corrected,
Based on the corrected power output command, the coal supplied to the boiler to adjust the supply amount of water and air,
When correcting the power generation output command, as an indicator, a set value of an exhaust gas treatment rate indicating a ratio of exhaust gas to be processed in the CO ₂ recovery device among exhaust gases generated in the boiler, by the CO ₂ recovery device The set value of the CO ₂ recovery rate indicating the proportion of CO ₂ to be recovered in the CO ₂ recovery device out of the CO ₂ contained in the exhaust gas to be processed , and the output of the generator set based on the load Correcting the power generation output command based on the set value of
A control method for a coal-fired thermal power plant with a CO ₂ recovery device.