WO2017073195A1 - コンバインドサイクルプラント及びコンバインドサイクルプラントの運転制御方法 - Google Patents

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Definitions

  • the present invention relates to a combined cycle plant and an operation control method for the combined cycle plant.
  • GTCC Gas Turbine Combined Cycle
  • a gas turbine an exhaust heat recovery boiler that recovers the heat of exhaust gas discharged from the gas turbine and generates steam
  • an exhaust heat recovery boiler And a steam turbine that is rotated by steam
  • a generator is driven by rotation of a gas turbine and a steam turbine, and rotational energy is converted into electric energy.
  • the load of the gas turbine when changing the load of the entire plant, the load of the gas turbine is changed, and the load of the steam turbine is changed following the load. That is, when the load of the gas turbine fluctuates, the flow rate and temperature of the exhaust gas fluctuate, so the exhaust heat amount of the exhaust gas fluctuates.
  • the amount of exhaust heat varies
  • the amount of steam generated in the exhaust heat recovery boiler varies.
  • the amount of steam generated varies
  • the amount of steam flowing into the steam turbine varies, so the load on the steam turbine varies. Thereby, the load of the whole plant fluctuates. For this reason, in the GTCC power plant, the load followability of the steam turbine is lower than the load followability of the gas turbine with respect to the overall load fluctuation.
  • the present invention has been made in view of the above, and an object of the present invention is to provide a combined cycle plant and a combined cycle plant operation control method capable of improving the followability of the steam turbine with respect to the entire load fluctuation. .
  • the combined cycle plant includes a compressor that compresses air, a combustor that is supplied with fuel from a fuel supply line and burns compressed air that is compressed by the compressor, and combustion gas generated in the combustor.
  • a gas turbine having a fuel adjustment valve for adjusting a fuel supply amount provided in the fuel supply line, and exhaust heat for recovering heat of exhaust gas discharged from the gas turbine and generating steam A recovery boiler, a steam turbine that is rotated by the steam generated in the exhaust heat recovery boiler, a main steam line that supplies the steam generated in the exhaust heat recovery boiler to the steam turbine, and a main steam line
  • a main steam valve that adjusts the flow rate of the steam, branches from the main steam line, and is in contact with the steam flow downstream of the steam turbine.
  • the bypass line provided in the bypass line, the bypass valve for adjusting the flow rate of the steam, the main steam valve being opened, and the opening of the fuel adjustment valve being set to the gas turbine and the steam turbine.
  • a load reduction request for decreasing the target value of the total load is input
  • the opening of the fuel adjustment valve is decreased according to the target value, and the bypass valve is opened, and then the total load reaches the target value.
  • a control unit that causes the fuel adjustment valve, the main steam valve, and the bypass valve to perform a load reduction follow-up operation in which the bypass valve is closed in some cases.
  • control unit gradually changes the opening degree of the bypass valve in the load reduction follow-up operation.
  • the load of the steam turbine can be prevented from becoming unstable by gradually changing the opening of the bypass valve.
  • the control unit increases the load of the steam turbine. Accordingly, the opening of the fuel adjustment valve is reduced so that the load on the gas turbine is reduced.
  • the combined cycle plant of the present invention further includes a condenser disposed downstream of the steam turbine in the steam flow direction, and the steam turbine and the bypass line are connected to the condenser.
  • the combined cycle plant of the present invention further includes a cooling water supply unit that supplies cooling water for cooling the condenser to the condenser, and the control unit supplies the condenser to the condenser in the closed bypass operation.
  • a pump control unit configured to increase the amount of cooling water per unit time supplied to the condenser in the load reduction follow-up operation rather than the amount of cooling water per unit time;
  • the temperature of the cooling water in the condenser can be prevented from rising more than necessary due to the steam supplied from the bypass line, the rise in the outlet temperature of the condenser can be suppressed.
  • the cooling water supply unit includes a first supply unit that supplies cooling water to the condenser in the closed bypass operation and the load reduction follow-up operation, and the first supply unit in the load reduction follow-up operation. And a second supply part for supplying cooling water to the condenser together with the one supply part.
  • the supply amount of the cooling water can be easily adjusted by using the second supply unit.
  • the control unit in the closed bypass operation, when a load increase request for increasing the target value of the total load is input, the control unit opens the main steam valve, and The bypass valve is opened and the input of the load increase request is waited. After the load increase request is input, the opening of the fuel adjustment valve is increased according to the target value, and the bypass valve is closed. A load increase follow-up operation is performed on the fuel adjustment valve, the main steam valve, and the bypass valve.
  • the combined cycle plant includes a compressor that compresses air, a combustor that is supplied with fuel from a fuel supply line and burns compressed air that is compressed by the compressor, and combustion that occurs in the combustor.
  • a gas turbine provided with a fuel adjusting valve for adjusting a fuel supply amount, and recovering heat of exhaust gas discharged from the gas turbine to generate steam
  • An exhaust heat recovery boiler a steam turbine that is rotated by the steam generated by the exhaust heat recovery boiler, a main steam line that supplies the steam generated by the exhaust heat recovery boiler to the steam turbine, and the main steam
  • a main steam valve for adjusting a flow rate of the steam provided in a line, and a branch from the main steam line, and downstream of the steam turbine in the flow direction of the steam
  • a bypass line connected to the bypass line, a bypass valve for adjusting the flow rate of the steam, the main steam valve being opened, and an opening degree of the fuel adjustment valve being set to the gas turbine and the In the closed bypass operation in which the opening degree is set according to the target value of
  • the bypass valve When the main steam valve is open, the bypass valve is opened and the input of the load increase request is waited. After the load increase request is input, the opening of the fuel adjustment valve is set to the target value.
  • a load increasing follow-up operation that increases according to a value and closes the bypass valve, and a control unit that performs the fuel adjustment valve, the main steam valve, and the bypass valve; Obtain.
  • a part of the steam flowing from the exhaust heat recovery boiler to the main steam line is flowed to the bypass line in advance, and when the load increase request is input, the steam that has flowed to the bypass line is flowed to the main steam line.
  • the amount of steam supplied to the steam turbine can be increased efficiently.
  • the load of the steam turbine can be increased earlier than the amount of steam generated by the exhaust heat recovery boiler increases with an increase in the load of the gas turbine. Thereby, it becomes possible to improve the followability of the steam turbine with respect to the entire load fluctuation.
  • control unit gradually changes the opening of the bypass valve in the load increase following operation.
  • the load of the steam turbine can be prevented from becoming unstable by gradually changing the opening of the bypass valve.
  • the control unit when the load on the steam turbine is reduced by opening the bypass valve in the load follow-up operation, the control unit reduces the load on the steam turbine. Accordingly, the opening of the fuel adjustment valve is increased so that the load of the gas turbine increases.
  • the combined cycle plant of the present invention further includes a condenser disposed downstream of the steam turbine in the steam flow direction, and the steam turbine and the bypass line are connected to the condenser.
  • the combined cycle plant of the present invention further includes a cooling water supply unit that supplies cooling water for cooling the condenser to the condenser, and the control unit supplies the condenser to the condenser in the closed bypass operation.
  • a pump control unit configured to increase the amount of cooling water per unit time supplied to the condenser in the load follow-up operation rather than the amount of cooling water per unit time;
  • the temperature of the cooling water in the condenser can be prevented from rising more than necessary due to the steam supplied from the bypass line, the rise in the outlet temperature of the condenser can be suppressed.
  • the cooling water supply unit includes a first supply unit that supplies cooling water to the condenser in the closed bypass operation and the load reduction follow-up operation, and the first increase in the load increase follow-up operation. And a second supply part for supplying cooling water to the condenser together with the one supply part.
  • the supply amount of the cooling water can be easily adjusted by using the second supply unit.
  • the operating method of the combined cycle plant includes a compressor that compresses air, a combustor that is supplied with fuel from a fuel supply line and that combusts compressed air compressed by the compressor, and the combustor.
  • a turbine that is rotated by the generated combustion gas, and a fuel adjustment valve that adjusts a fuel supply amount is provided in the fuel supply line, and recovers heat of exhaust gas discharged from the gas turbine and steams
  • a combined cycle plant operation control method comprising: a bypass line connected downstream in the direction; and a bypass valve provided in the bypass line for adjusting the flow rate of the steam, wherein the main steam valve is opened
  • a closed bypass operation in which the opening of the fuel adjustment valve is set to an opening corresponding to a target value of the total load of the gas turbine and the steam turbine, and the bypass valve is closed;
  • the opening of the fuel adjustment valve is decreased according to the target value with the main steam valve open, and the bypass Performing a load-reducing follow-up operation in which the bypass valve is closed after the total load reaches the target value after the valve is opened.
  • the operating method of the combined cycle plant includes a compressor that compresses air, a combustor that is supplied with fuel from a fuel supply line and that combusts compressed air compressed by the compressor, and the combustor.
  • a turbine that is rotated by the generated combustion gas, and a fuel adjustment valve that adjusts a fuel supply amount is provided in the fuel supply line, and recovers heat of exhaust gas discharged from the gas turbine and steams
  • a combined cycle plant operation control method comprising: a bypass line connected downstream in the direction; and a bypass valve provided in the bypass line for adjusting the flow rate of the steam, wherein the main steam valve is opened
  • a closed bypass operation in which the opening of the fuel adjustment valve is set to an opening corresponding to a target value of the total load of the gas turbine and the steam turbine, and the bypass valve is closed;
  • the load adjustment follow-up operation is performed in which the opening of the fuel adjustment valve is increased according to the target value and the bypass valve is closed. Including and be carried out, the.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a GTCC power plant according to the first embodiment.
  • FIG. 2 is a block diagram illustrating an example of the configuration of the control unit according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a timing chart showing the operation of the GTCC power plant according to the first embodiment.
  • FIG. 4 is a flowchart showing the operation of the GTCC power plant according to the first embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating an example of a GTCC power plant that performs a closed bypass operation.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating an example of a GTCC power plant that performs a load reduction follow-up operation.
  • FIG. 7 is a graph schematically showing the relationship between the time after the load reduction request is input and the GTCC load.
  • FIG. 8 is a timing chart showing the operation of the GTCC power plant according to the second embodiment.
  • FIG. 9 is a flowchart showing the operation of the GTCC power plant according to the second embodiment.
  • FIG. 10 is a graph simply showing the relationship between the time after the load reduction request is input and the GTCC load.
  • FIG. 11 is a flowchart showing the operation of the GTCC power plant according to the modification.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a GTCC power plant 100 according to the first embodiment.
  • the GTCC power plant 100 includes a gas turbine 10, an exhaust heat recovery boiler 20, a steam turbine 30, a condenser 40, a cooling water supply unit 50, and a control unit 60. Yes.
  • the gas turbine 10 includes a compressor 11, a combustor 12, and a turbine 13.
  • the compressor 11 takes in air from the air introduction line La and compresses it into high-temperature and high-pressure compressed air.
  • the combustor 12 supplies fuel to the compressed air supplied from the compressor 11 via the compressed air supply line Lb and burns it.
  • the fuel supply line Ld is connected to the combustor 12.
  • the fuel supply line Ld supplies fuel to the combustor 12.
  • the fuel adjustment valve Vd is provided in the fuel supply line Ld.
  • the fuel adjustment valve Vd adjusts the fuel supply amount to the combustor 12 by adjusting the opening degree.
  • the opening degree of the fuel adjustment valve Vd is adjusted by the control unit 60.
  • the turbine 13 is rotated by high-temperature and high-pressure combustion gas supplied from the combustor 12 via the combustion gas supply line Lc.
  • the turbine 13 is connected to the rotor 14 and the drive shaft 15.
  • the rotor 14 and the drive shaft 15 are rotated by the rotation of the turbine 13.
  • the drive shaft 15 is connected to the generator G1.
  • the generator G1 converts the rotational energy of the drive shaft 15 into electric energy and outputs it.
  • the generator G1 transmits the output value (load) to the control unit 60. Further, the turbine 13 discharges the combustion gas (exhaust gas) used for the rotation to the exhaust gas line Le.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 is installed in the exhaust gas line Le, performs heat exchange with the exhaust gas flowing through the exhaust gas line Le, recovers the heat of the exhaust gas, and generates steam.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 discharges the generated steam to the main steam line L1.
  • the exhaust heat recovery boiler 20 has an exhaust heat recovery unit 21.
  • the exhaust heat recovery unit 21 is a heat exchanger, and a heat medium (steam) flows inside the heat transfer tube L0, and performs heat exchange between the exhaust gas flowing outside the heat transfer tube and the heat medium flowing inside.
  • the exhaust heat recovery unit 21 in FIG. 1 shows one heat exchanger, but may include a plurality of heat exchangers such as a economizer, a heater, and a reheater.
  • the heat transfer pipe L0 connects the condensate line L3 and the main steam line L1.
  • the steam turbine 30 is connected to the main steam line L1.
  • the steam turbine 30 includes a turbine 31 and a rotor 32.
  • the turbine 31 is rotated by steam supplied from the exhaust heat recovery boiler 20 via the main steam line L1.
  • the rotor 32 is rotated by the rotation of the turbine 31.
  • the rotor 32 is connected to the generator G2.
  • the generator G2 converts the rotational energy of the rotor 32 into electric energy and outputs it.
  • the generator G2 transmits the output value (load) to the control unit 60.
  • the turbine 31 discharges the steam used for the rotation to the discharge line L2.
  • the main steam line L1 is provided with a main steam valve V1.
  • the main steam valve V1 adjusts the flow rate of the steam flowing through the main steam line L1.
  • the opening / closing operation of the main steam valve V1 is controlled by the control unit 60.
  • a bypass line L4 is provided in the main steam line L1.
  • the bypass line L4 branches from the main steam line L1 and is connected to the discharge line L2 on the downstream side of the steam turbine 30 in the steam flow direction.
  • the bypass line L4 supplies at least a part of the steam flowing through the main steam line L1 to the exhaust line L2, bypassing the steam turbine 30.
  • a bypass valve V4 is provided in the bypass line L4.
  • the bypass valve V4 adjusts the flow rate of the steam flowing through the bypass line L4.
  • the opening / closing operation of the bypass valve V4 is controlled by the control unit 60.
  • the condenser 40 is disposed downstream of the steam turbine 30 in the steam flow direction, and is connected to, for example, the discharge line L2.
  • the condenser 40 condenses the moisture in the steam supplied from the discharge line L2 to generate condensate.
  • the condenser 40 discharges the generated condensate to the condensate line L3.
  • the condensate line L3 is connected to the heat transfer tube L0. Therefore, the condensate supplied from the condensate line L3 flows through the heat transfer pipe L0.
  • the cooling water supply unit 50 supplies cooling water to the condenser 40.
  • the cooling water supply unit 50 includes a water intake pipe 51 and a drain pipe 52. One end of the intake pipe 51 is disposed in the sea, and the other end is connected to the condenser 40.
  • the intake pipe 51 is provided with a first pump 53.
  • the first pump 53 pumps seawater, distributes the intake pipe 51 and supplies it to the condenser 40.
  • the drain pipe 52 has one end connected to the condenser 40 and the other end disposed in the sea. The drain pipe 52 circulates the cooling water supplied to the condenser 40 and used for cooling and returns it to the sea.
  • the cooling water supply unit 50 has a branch pipe 54.
  • the branch pipe 54 is branched from the first portion 51 a of the intake pipe 51 upstream of the first pump 53 in the flow direction of the cooling water. Further, the branch pipe 54 is connected to the second portion 51 b of the intake pipe 51 on the downstream side of the first pump 53 in the coolant flow direction. Therefore, the branch pipe 54 is connected to the intake pipe 51 so as to bypass the first pump 53.
  • the branch pipe 54 is provided with a second pump 55.
  • the second pump 55 pumps up seawater, circulates the second portion 51 b and the intake pipe 51 from the intake pipe 51 via the first portion 51 a and the branch pipe 54, and supplies them to the condenser 40.
  • the control unit 60 controls the operation of each unit of the GTCC power plant 100.
  • FIG. 2 is a block diagram illustrating an example of the configuration of the control unit 60. As shown in FIG. 2, the control unit 60 includes a main steam valve control unit 61, a bypass valve control unit 62, a fuel adjustment valve control unit 63, and a pump control unit 64.
  • the main steam valve control unit 61 controls the opening / closing operation of the main steam valve V1.
  • the bypass valve control unit 62 controls the opening / closing operation of the bypass valve V4.
  • the bypass valve control unit 62 can adjust the opening degree of the bypass valve V4.
  • the fuel adjustment valve control unit 63 controls the opening / closing operation of the fuel adjustment valve Vd.
  • the fuel adjustment valve control unit 63 can adjust the opening of the fuel adjustment valve Vd.
  • the pump control unit 64 controls the operations of the first pump 53 and the second pump 55.
  • the pump control unit 64 can separately control the operation of the first pump 53 and the operation of the second pump 55.
  • FIG. 3 is a timing chart showing the operation of the GTCC power plant 100.
  • the horizontal axis in FIG. 3 indicates time.
  • FIG. 4 is a flowchart showing the operation of the GTCC power plant 100.
  • FIG. 4 illustrates the operation of each unit shown in FIG. 3 in order.
  • the operation of the GTCC power plant 100 will be described with reference to FIGS. 3 and 4.
  • control unit 60 starts the gas turbine 10.
  • the compressor 11 compresses air
  • the compressed air and fuel are combusted in the combustor 12, and the turbine 13 is rotated by the combustion gas.
  • the generator G ⁇ b> 1 starts power generation by the rotation of the turbine 13 and transmits an output value to the control unit 60.
  • the controller 60 adjusts the opening of the fuel adjustment valve Vd according to the target value (step S10).
  • the control unit 60 sets the target value of the total load (hereinafter referred to as “GTCC load”) of the gas turbine 10 and the steam turbine 30 to 100%. Set. Then, the control unit 60 adjusts the opening degree of the fuel adjustment valve Vd so that the GTCC load becomes 100%.
  • GTCC load target value of the total load
  • the relationship between the target value and the opening of the fuel adjustment valve Vd can be obtained in advance and stored in the control unit 60 as a data table.
  • the main steam valve control unit 61 sets the main steam valve V1 to an open state (step S20), and the bypass valve control unit 62 sets the bypass valve V4 to a closed state (step S30).
  • step S20 and step S30 the main steam line L1 is opened and the bypass line L4 is closed.
  • the pump control unit 64 starts the first pump 53 and supplies cooling water to the condenser 40 (step S40).
  • step S10 to step S40 the control unit 60 opens the main steam valve V1, sets the opening of the fuel adjustment valve Vd to an opening corresponding to the target value of the GTCC load, and sets the bypass valve V4. Closed bypass operation is performed to make it closed.
  • the controller 60 may perform all operations from step S20 to step S40 at the same time, or may perform at least one operation at different times.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating an example of the GTCC power plant 100 that performs the closed bypass operation. As shown in FIG. 5, in the closed bypass operation, the bypass valve V4 is closed and the bypass line L4 is closed. For this reason, the steam S1 generated in the exhaust heat recovery boiler 20 is supplied to the steam turbine 30 via the main steam line L1 without flowing through the bypass line L4.
  • the turbine 31 is rotated by the steam S1 supplied from the exhaust heat recovery boiler 20.
  • the generator G ⁇ b> 2 starts power generation by the rotation of the turbine 31 and transmits an output value to the control unit 60.
  • the steam turbine 30 discharges the steam S2 used for rotation and supplies it to the condenser 40 via the discharge line L2.
  • the condenser 40 condenses the water in the supplied steam S2 to generate the condensate W, and supplies it to the exhaust heat recovery boiler 20 via the condensate line L3.
  • the cooling water supply unit 50 cools the condenser 40 by supplying the cooling water R to the condenser 40 by the first pump 53.
  • the cooling water R that has cooled the condenser 40 is discharged from the drain pipe 52 into the sea.
  • the control unit 60 detects whether or not a load reduction request for lowering the target value of the GTCC load from 100% has been input (step S50).
  • the load reduction request is input when the GTCC load of the GTCC power plant 100 is reduced, for example, when a demand drop occurs in the power system.
  • the control unit 60 When an input of a load reduction request is detected (Yes in step S50, time t2), the control unit 60 performs a load reduction follow-up operation so that the GTCC load follows the new target value in the load reduction request.
  • the load reduction follow-up operation will be specifically described by taking as an example a case where a load reduction request for reducing the target value of the GTCC load to 80% is input.
  • the pump control unit 64 activates the second pump 55 (step S60).
  • the second pump 55 When the second pump 55 is activated, the pumped seawater flows from the intake pipe 51 through the first portion 51 a and the branch pipe 54, flows through the second portion 51 b and the intake pipe 51, and is supplied to the condenser 40. . Therefore, the condenser 40 is cooled by the cooling water R supplied by the first pump 53 and the cooling water R supplied by the second pump 55. For this reason, the amount of the cooling water R per unit time for cooling the condenser 40 is larger than when only the first pump 53 is activated.
  • the bypass valve V4 When the bypass valve V4 is in the open state, the steam S1 that does not pass through the steam turbine 30 is supplied to the condenser 40.
  • the steam S1 has a larger amount of thermal energy than the steam S2 passing through the steam turbine 30. Since the cooling water R is supplied to the condenser 40 by the first pump 53 and the second pump 55, the temperature of the cooling water R in the condenser 40 is prevented from rising more than necessary, and the condenser 40 The rise of the outlet temperature of the is suppressed.
  • the fuel adjustment valve control unit 63 decreases the opening of the fuel adjustment valve Vd in accordance with the new target value in the load reduction request (step S70). That is, the fuel adjustment valve control unit 63 decreases the opening of the fuel adjustment valve Vd in order to reduce the amount of fuel supplied to the combustor 12. At this time, the fuel adjustment valve control unit 63 controls the opening of the fuel adjustment valve Vd so that the opening gradually decreases with time.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating an example of the GTCC power plant 100 that performs the load reduction follow-up operation. As shown in FIG. 6, by opening the bypass valve V4, the bypass line L4 is opened, and the main steam line L1 and the discharge line L2 are connected. For this reason, a part of the steam S1 flowing through the main steam line L1 is sent to the discharge line L2 via the bypass line L4 and supplied to the condenser 40.
  • step S70 the bypass valve control unit 62 gradually increases the opening degree of the bypass valve V4 as time elapses. For example, as shown in FIG. 3, the bypass valve control unit 62 increases the opening of the bypass valve V4 at a constant rate. Further, the bypass valve control unit 62 adjusts the speed of opening increase so that, for example, the opening of the bypass valve V4 is fully opened before the GTCC load reaches the target value (time t3). When the opening degree of the bypass valve V4 is fully opened, the bypass valve control unit 62 thereafter maintains the opening degree of the bypass valve V4 in the fully opened state.
  • control unit 60 detects whether or not the GTCC load has reached the target value (step S80), and continues the operation until the GTCC load reaches the target value (No in step S80).
  • the bypass valve control unit 62 changes the bypass valve V4 to the closed state (step S90).
  • the bypass valve control unit 62 gradually decreases the opening degree of the bypass valve V4 as time elapses. For example, as shown in FIG. 3, the bypass valve control unit 62 decreases the opening degree of the bypass valve V4 at a constant rate. When the opening degree of the bypass valve V4 is fully closed (time t5), the bypass valve control unit 62 thereafter maintains the opening degree of the bypass valve V4 in the fully closed state.
  • the fuel adjustment valve control unit 63 decreases the opening of the fuel adjustment valve Vd (step S90).
  • the operation of reducing the opening of the fuel adjustment valve Vd by the fuel adjustment valve control unit 63 is performed in parallel with the operation of changing the bypass valve V4 to the closed state by the bypass valve control unit 62 described above.
  • the present invention is not limited to this. For example, either one may be performed first.
  • the opening degree of the fuel adjustment valve Vd decreases, the load on the gas turbine 10 decreases.
  • the control unit 60 suppresses the variation of the GTCC load by decreasing the load of the gas turbine 10 with respect to the load increase of the steam turbine 30.
  • FIG. 3 shows an example in which the opening of the fuel adjustment valve Vd is controlled to become a constant value at time t5.
  • the load of the steam turbine 30 that increases when the bypass valve V4 is closed is estimated in advance, and the opening of the fuel adjustment valve Vd corresponding to the approximate value is calculated. And what is necessary is just to reduce gradually until the opening degree of the fuel adjustment valve Vd becomes a calculated value.
  • the fuel adjustment valve control unit 63 may adjust the opening of the fuel adjustment valve Vd according to the GTCC load while detecting the loads of the gas turbine 10 and the steam turbine 30. In this case, the opening degree of the fuel adjustment valve Vd may be adjusted continuously after time t5.
  • the pump control unit 64 stops the operation of the second pump 55 (step S100, time t5). After stopping the operation of the second pump 55, or when no load reduction request input is detected in step S50 (No in step S50), it is detected whether an operation end instruction for the GTCC plant 100 is input. (Step S110) If it is detected, the operation is terminated (Yes in Step S110). If no operation end instruction is detected (No in step S110), the operations after step S50 are repeated. In this way, the control unit 60 performs the load reduction follow-up operation.
  • the GTCC power plant 100 when a load reduction request is input, bypasses a part of the steam S1 flowing from the exhaust heat recovery boiler 20 to the main steam line L1 in the load reduction follow-up operation. Flow to line L4. For this reason, the supply amount of the steam S1 supplied to the steam turbine 30 is reduced. Thereby, since the load of the steam turbine 30 can be efficiently reduced in response to the load reduction request, the load followability of the steam turbine 30 can be improved.
  • FIG. 7 is a graph simply showing the relationship between the time after the load reduction request is input and the GTCC load.
  • the horizontal axis represents time
  • the vertical axis represents the value of the GTCC load.
  • a solid curve 102 in FIG. 7 shows a relationship when the load reduction follow-up operation of the present embodiment is performed.
  • a dashed-dotted line curve 104 in FIG. 7 shows a relationship when the opening degree of the fuel adjustment valve Vd is lowered while the bypass line L4 is closed without performing the load reduction follow-up operation. Times t2 and t4 on the horizontal axis in FIG. 7 correspond to times t2 and t4 in FIG.
  • the GTCC power plant 100 performs load reduction tracking, whereby the time until the GTCC load reaches the target value is reduced by, for example, ⁇ ta. For this reason, the GTCC power plant 100 can improve the followability of the GCTT load.
  • This time ⁇ ta varies depending on an increasing speed when increasing the opening degree of the bypass valve V4, a changing speed when changing the opening degree of the fuel adjustment valve Vd, and the like.
  • the fuel adjustment valve control unit 63 when adjusting the opening of the fuel adjustment valve Vd, gradually decreases the opening as time passes. Further, when switching the open / close state of the bypass valve V4, the bypass valve control unit 62 gradually changes the opening as time passes. Thereby, since it can suppress that the load of the gas turbine 10 and the steam turbine 30 fluctuates rapidly, the fall of power supply quality can be suppressed.
  • 2nd Embodiment demonstrates the operation
  • the load increase request is input when the GTCC load is increased, for example, when an increase in demand is expected in the power system.
  • FIG. 8 is a timing chart showing the operation of the GTCC power plant 100.
  • the horizontal axis in FIG. 8 indicates time.
  • FIG. 9 is a flowchart showing the operation of the GTCC power plant 100.
  • FIG. 9 illustrates the operation of each unit shown in FIG. 8 in order.
  • the operation of the GTCC power plant 100 will be described with reference to FIGS. 8 and 9.
  • a case where the time (for example, time t8 in FIG. 8) at which the load increase request is scheduled will be described as an example.
  • the control unit 60 performs the closed bypass operation in which the main steam valve V1 is opened, the opening of the fuel adjustment valve Vd is set to an opening corresponding to the target value of the GTCC load, and the bypass valve V4 is closed. .
  • the control part 60 shall set the opening degree of the fuel adjustment valve Vd so that the GTCC power plant 100 may become 80% of GTCC load, for example.
  • the target value of GTCC load in closed bypass operation should just be less than 100%.
  • the control unit 60 causes the GTCC load to follow the new target value in the load increase request. I do.
  • the predetermined time time from time t6 to time t8 can be set in advance.
  • the load increase follow-up operation will be specifically described by taking as an example a case where a load increase request for increasing the target value of the GTCC load to 100% is input.
  • the bypass valve control unit 62 changes the bypass valve V4 to the open state (step S210). By opening the bypass valve V4, the bypass line L4 is opened, and the main steam line L1 and the discharge line L2 are connected. For this reason, a part of the steam S1 flowing through the main steam line L1 is sent to the discharge line L2 via the bypass line L4 and supplied to the condenser 40.
  • step S210 the bypass valve control unit 62 gradually increases the opening degree of the bypass valve V4 as time elapses. For example, as shown in FIG. 8, the bypass valve control unit 62 increases the opening degree of the bypass valve V4 at a constant rate. Further, the bypass valve control unit 62 adjusts the speed of opening increase so that the opening of the bypass valve V4 is fully opened at the time (time t7) before the load increase request is input, for example. When the opening degree of the bypass valve V4 is fully opened, the bypass valve control unit 62 thereafter maintains the opening degree of the bypass valve V4 in the fully opened state.
  • step S220 the fuel adjustment valve control unit 63 adjusts so that the opening of the fuel adjustment valve Vd increases (step S220).
  • step S220 since the opening degree of the fuel adjustment valve Vd increases, the load on the gas turbine 10 increases.
  • the control part 60 suppresses the fluctuation
  • FIG. 8 shows an example in which the opening of the fuel adjustment valve Vd is controlled to increase at a constant rate, but the present invention is not limited to this.
  • the fuel adjustment valve control unit 63 may adjust the opening of the fuel adjustment valve Vd according to the GTCC load while detecting the loads of the gas turbine 10 and the steam turbine 30. In this case, the opening degree of the fuel adjustment valve Vd may be increased or decreased according to the GTCC load.
  • the pump control unit 64 activates the second pump 55 (step S230).
  • the second pump 55 When the second pump 55 is activated, the pumped seawater flows from the intake pipe 51 through the first portion 51 a and the branch pipe 54, flows through the second portion 51 b and the intake pipe 51, and is supplied to the condenser 40. . Since the cooling water R is supplied to the condenser 40 by the first pump 53 and the second pump 55, the temperature of the cooling water R in the condenser 40 is prevented from rising more than necessary, and the condenser 40 The rise of the outlet temperature of the is suppressed.
  • the control unit 60 detects whether or not a load increase request is input (step S240), and waits until a load increase request is input (No in step S240).
  • the fuel adjustment valve control unit 63 increases the opening of the fuel adjustment valve Vd according to the new target value in the load increase request (step S250).
  • the fuel adjustment valve control unit 63 controls the opening of the fuel adjustment valve Vd so that the opening gradually increases with time.
  • the bypass valve control unit 62 maintains the bypass valve V4 in the open state even after the load increase request input time t8 has elapsed, and changes the bypass valve V4 to the closed state at time t9 after the predetermined time has elapsed (step S9). S250).
  • the time for maintaining the bypass valve V4 in the open state after the input of the load increase request that is, the time from the time t8 to the time t9, may be set in advance, for example, controlled according to the value of the GTCC load.
  • the unit 60 may calculate.
  • the operation of changing the bypass valve V4 to the closed state by the bypass valve control unit 62 is performed in parallel with the operation of increasing the opening of the fuel adjustment valve Vd by the fuel adjustment valve control unit 63.
  • the present invention is not limited to this.
  • either one may be performed first.
  • the bypass valve control unit 62 gradually decreases the opening degree of the bypass valve V4 with time.
  • the bypass valve control unit 62 decreases the opening degree of the bypass valve V4 at a constant rate.
  • the bypass valve control unit 62 thereafter maintains the opening degree of the bypass valve V4 in the fully closed state.
  • the flow of the steam S1 in the bypass line L4 is blocked by closing the bypass valve V4, and the steam S1 from the exhaust heat recovery boiler 20 flows to the main steam line L1. For this reason, the supply amount of the steam S1 supplied to the steam turbine 30 increases.
  • the time when the bypass valve V4 is fully closed, the time when the opening of the fuel adjustment valve Vd is constant, and the time when the GTCC load reaches the target value (100%) are at time t10.
  • the case where it corresponds is given as an example, it is not limited to this. Any time may be before or after time t10.
  • the pump control unit 64 stops the operation of the second pump 55 when the bypass valve V4 is fully closed (step S260, time t10). In this way, the control unit 60 performs the load increase following operation.
  • a part of the steam S1 flowing from the exhaust heat recovery boiler 20 to the main steam line L1 is caused to flow in advance to the bypass line L4, and a load increase request is input.
  • the supply amount of the steam S1 that is supplied to the steam turbine 30 can be increased efficiently.
  • the load on the steam turbine 30 can be increased earlier than the amount of steam generated in the exhaust heat recovery boiler 20 increases with an increase in the load on the gas turbine 10. Thereby, the load followability of the steam turbine 30 can be improved.
  • FIG. 10 is a graph simply showing the relationship between the time after the load increase request is input and the GTCC load.
  • the horizontal axis represents time
  • the vertical axis represents the value of GTCC load.
  • a solid curve 106 in FIG. 10 shows a relationship when the load increase follow-up operation of the present embodiment is performed.
  • a dashed-dotted curve 108 in FIG. 7 shows a relationship when the opening degree of the fuel adjustment valve Vd is increased while the bypass line L4 is closed without performing the load increase follow-up operation. Times t8 and t10 on the horizontal axis in FIG. 10 correspond to times t8 and t10 in FIG.
  • the GTCC power plant 100 performs load increase tracking, whereby the time until the GTCC load reaches the target value is reduced by, for example, ⁇ tb. For this reason, the GTCC power plant 100 can improve the followability of the GCTT load.
  • This time ⁇ tb varies according to a decrease speed when the opening degree of the bypass valve V4 is decreased, a change speed when the opening degree of the fuel adjustment valve Vd is changed, and the like.
  • FIG. 11 is a flowchart showing an operation flow of the GTCC power plant 100 according to the modification.
  • the control unit 60 opens the main steam valve V1, sets the opening of the fuel adjustment valve Vd to an opening corresponding to the target value of the GTCC load, and closes the bypass valve V4.
  • the closed bypass operation is performed (step S310).
  • the GTCC power plant 100 performs the operations from step S10 to step S40 in the first embodiment, for example, as the closed bypass operation.
  • step S320 the control unit 60 detects whether or not a load reduction request for lowering the target value of the GTCC load has been input (step S320).
  • step S320 the control unit 60 performs a load reduction follow-up operation to cause the GTCC load to follow the new target value in the load reduction request (step S330).
  • step S330 the GTCC power plant 100 performs the operations from step S60 to step S100 in the first embodiment, for example, as the load reduction follow-up operation.
  • Step S340 the control unit 60 detects whether or not there is a plan to input the load increase request to increase the target value of the GTCC load.
  • the control unit 60 causes the GTCC load to follow the new target value when the load increase request is input. Is performed (step S350).
  • step S350 the GTCC power plant 100 performs the operations from step S210 to step S260 in the second embodiment, for example, as the load increase following operation.
  • step S340 After performing the load reduction follow-up operation, after performing the load increase follow-up operation, or when the input schedule of the load increase request is not detected (No in step S340), the control unit 60 ends the operation of the GTCC power plant 100. It is determined whether or not to perform (step S360). When it is determined that the operation is to be ended (Yes in step S360), the GTCC power plant 100 ends the operation of the GTCC power plant 100 according to the determination. When it is determined that the operation is to be continued (No in Step S360), the GTCC power plant 100 repeatedly performs the operations after Step S320.
  • the GTCC power plant 100 can efficiently increase or decrease the load of the steam turbine 30 regardless of whether a load reduction request or a load increase request is input. Thereby, it becomes possible to improve the load followability of a steam turbine.
  • the configuration in which one steam turbine 30 is provided has been described as an example.
  • the configuration is not limited thereto, and the configuration in which the steam turbine 30 is provided in a plurality of stages may be used.
  • the downstream end of the bypass line L4 may be connected between the high-pressure side steam turbine and the low-pressure side steam turbine.
  • control unit 60 changes the opening degree of the bypass valve V4 and the fuel adjustment valve Vd at a constant rate in the load reduction follow-up operation and the load increase follow-up operation has been described as an example.
  • the present invention is not limited to this.
  • the control unit 60 may change the opening degree of the bypass valve V4 and the fuel adjustment valve Vd stepwise. Further, the control unit 60 may gradually increase or decrease the rate of change in the opening degree of the bypass valve V4 and the fuel adjustment valve Vd.
  • the load of the steam turbine 30 increases by closing the bypass valve V4 in load reduction follow-up operation
  • the case of decreasing the load of the gas turbine 10 to suppress the fluctuation of the GTCC load is taken as an example.
  • the present invention is not limited to this. For example, if the variation of the GTCC load is within an allowable range, the load on the gas turbine 10 may not be reduced.
  • the cooling water pumped up by the first pump 53 and the second pump 55 in the cooling water supply unit 50 is merged at the second portion 51 b of the intake pipe 51 and supplied to the condenser 40.
  • the present invention is not limited to this.
  • the cooling water pumped up by the first pump 53 and the cooling water pumped up by the second pump 55 may be supplied to the condenser 40 through different paths.

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Abstract

ＧＴＣＣ発電プラント（１００）は、閉バイパス運転においてＧＴＣＣ負荷の目標値を下げる負荷下げ要求が入力された場合に、主蒸気弁（Ｖ１）を開いた状態で、燃料調整弁（Ｖｄ）の開度を目標値に応じて減少させ、バイパス弁（Ｖ４）を開いた状態とした後、ＧＴＣＣ負荷が目標値に到達した場合にバイパス弁（Ｖ４）を閉じた状態とする負荷下げ追従運転を燃料調整弁（Ｖｄ）、主蒸気弁（Ｖ１）及びバイパス弁（Ｖ４）に対して行わせる制御部を備える。

Description

コンバインドサイクルプラント及びコンバインドサイクルプラントの運転制御方法
　本発明は、コンバインドサイクルプラント及びコンバインドサイクルプラントの運転制御方法に関する。
　ガスタービンコンバインドサイクル（Gas　Turbine　Combined　Cycle：ＧＴＣＣ）発電プラントは、ガスタービンと、ガスタービンから排出される排ガスの熱を回収し蒸気を生成する排熱回収ボイラと、排熱回収ボイラで生成された蒸気により回転する蒸気タービンとを備えている（例えば、特許文献１参照）。ＧＴＣＣ発電プラントでは、ガスタービン及び蒸気タービンの回転により、例えば発電機が駆動され、回転エネルギーが電気エネルギーに変換される。
実開昭６３－８７２０２号公報
　ＧＴＣＣ発電プラントにおいて、プラント全体の負荷を変動させる場合には、ガスタービンの負荷を変動させ、蒸気タービンの負荷を追従して変動させる。つまり、ガスタービンの負荷が変動すると、排ガスの流量及び温度が変動するため、排ガスの排熱量が変動する。排熱量が変動すると、排熱回収ボイラで発生する蒸気の量が変動する。蒸気発生量が変動すると、蒸気タービンに流入する蒸気量が変動するため、蒸気タービンの負荷が変動する。これにより、プラント全体の負荷が変動する。このため、ＧＴＣＣ発電プラントは、全体の負荷変動に対するガスタービンの負荷追従性に対して、蒸気タービンの負荷追従性が低くなる。
　本発明は、上記に鑑みてなされたものであり、全体の負荷変動に対する蒸気タービンの追従性を向上させることが可能なコンバインドサイクルプラント及びコンバインドサイクルプラントの運転制御方法を提供することを目的とする。
　本発明に係るコンバインドサイクルプラントは、空気を圧縮する圧縮機と、燃料供給ラインから燃料が供給され前記圧縮機で圧縮された圧縮空気を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器で生じた燃焼ガスにより回転するタービンと、を有し、燃料供給量を調整する燃料調整弁が前記燃料供給ラインに設けられたガスタービンと、前記ガスタービンから排出される排ガスの熱を回収し蒸気を生成する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気により回転する蒸気タービンと、前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気を前記蒸気タービンに供給する主蒸気ラインと、前記主蒸気ラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整する主蒸気弁と、前記主蒸気ラインから分岐し、前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に接続されたバイパスラインと、前記バイパスラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整するバイパス弁と、前記主蒸気弁を開いた状態とし、前記燃料調整弁の開度を前記ガスタービン及び前記蒸気タービンの合計負荷の目標値に応じた開度とし、前記バイパス弁を閉じた状態とする閉バイパス運転と、前記閉バイパス運転において、前記合計負荷の前記目標値を下げる負荷下げ要求が入力された場合に、前記主蒸気弁を開いた状態で、前記燃料調整弁の開度を前記目標値に応じて減少させ、前記バイパス弁を開いた状態とした後、前記合計負荷が前記目標値に到達した場合に前記バイパス弁を閉じた状態とする負荷下げ追従運転と、を前記燃料調整弁、前記主蒸気弁及び前記バイパス弁に対して行わせる制御部と、を備える。
　従って、負荷下げ要求が入力された場合には、排熱回収ボイラから主蒸気ラインに流れる蒸気の一部がバイパスラインに流れるため、蒸気タービンに供給される蒸気の供給量が低減する。この場合、ガスタービンの負荷低下に伴って排熱回収ボイラで蒸気発生量が低減するよりも早く、蒸気タービンの負荷を低減させることができる。これにより、全体の負荷変動に対する蒸気タービンの追従性を向上させることが可能となる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントにおいて、前記制御部は、前記負荷下げ追従運転において、前記バイパス弁の開度を徐々に変化させる。
　従って、バイパス弁の開度を徐々に変化させることで、蒸気タービンの負荷が不安定になることを防止できる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントにおいて、前記制御部は、前記負荷下げ追従運転において、前記バイパス弁を閉じた状態とすることで前記蒸気タービンの負荷が増加する場合には、前記蒸気タービンの負荷の増加に応じて前記ガスタービンの負荷が減少するように、前記燃料調整弁の開度を減少させる。
　従って、ガスタービン及び蒸気タービンの合計負荷が変動することを抑制できる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントは、前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に配置される復水器をさらに備え、前記蒸気タービン及び前記バイパスラインは、前記復水器に接続される。
　従って、排熱回収ボイラからバイパスラインに流れる蒸気が復水器によって凝縮されるため、復水として再利用することができる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントは、前記復水器を冷却する冷却水を前記復水器に供給する冷却水供給部をさらに備え、前記制御部は、前記閉バイパス運転において前記復水器に供給する冷却水の単位時間当たりの量よりも、前記負荷下げ追従運転において前記復水器に供給する冷却水の単位時間当たりの量の方が多くなるようにするポンプ制御部を有する。
　従って、バイパスラインから供給される蒸気により復水器での冷却水の温度が必要以上に上昇することを抑制できるため、復水器の出口温度の上昇を抑制できる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントにおいて、前記冷却水供給部は、前記閉バイパス運転及び前記負荷下げ追従運転において前記復水器に冷却水を供給する第１供給部と、前記負荷下げ追従運転において前記第１供給部と共に前記復水器に冷却水を供給する第２供給部と、を有する。
　従って、復水器に供給する冷却水の単位時間当たりの量を多くする場合に第２供給部を用いることで、冷却水の供給量を容易に調整することができる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントにおいて、前記制御部は、前記閉バイパス運転において、前記合計負荷の前記目標値を上げる負荷上げ要求が入力される場合には、前記主蒸気弁を開いた状態で、前記バイパス弁を開いた状態として前記負荷上げ要求の入力を待機し、前記負荷上げ要求の入力後に前記燃料調整弁の開度を前記目標値に応じて増加させ、前記バイパス弁を閉じた状態とする負荷上げ追従運転を、前記燃料調整弁、前記主蒸気弁及び前記バイパス弁に対して行わせる。
　従って、負荷上げ要求が入力される場合には、排熱回収ボイラから主蒸気ラインに流れる蒸気の一部を予めバイパスラインに流しておき、負荷上げ要求が入力された場合に、バイパスラインに流しておいた蒸気を主蒸気ラインに流すため、蒸気タービンに供給される蒸気の供給量を効率的に増加させることができる。この場合、ガスタービンの負荷増加に伴って排熱回収ボイラで蒸気発生量が増加するよりも早く、蒸気タービンの負荷を増加させることができる。これにより、全体の負荷変動に対する蒸気タービンの追従性を向上させることが可能となる。
　また、本発明に係るコンバインドサイクルプラントは、空気を圧縮する圧縮機と、燃料供給ラインから燃料が供給され前記圧縮機で圧縮された圧縮空気を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器で生じた燃焼ガスにより回転するタービンと、を有し、燃料供給量を調整する燃料調整弁が前記燃料供給ラインに設けられたガスタービンと、前記ガスタービンから排出される排ガスの熱を回収し蒸気を生成する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気により回転する蒸気タービンと、前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気を前記蒸気タービンに供給する主蒸気ラインと、前記主蒸気ラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整する主蒸気弁と、前記主蒸気ラインから分岐し、前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に接続されたバイパスラインと、前記バイパスラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整するバイパス弁と、前記主蒸気弁を開いた状態とし、前記燃料調整弁の開度を前記ガスタービン及び前記蒸気タービンの合計負荷の目標値に応じた開度とし、前記バイパス弁を閉じた状態とする閉バイパス運転と、前記閉バイパス運転において、前記合計負荷の前記目標値を上げる負荷上げ要求が入力される場合には、前記主蒸気弁を開いた状態で、前記バイパス弁を開いた状態として前記負荷上げ要求の入力を待機し、前記負荷上げ要求の入力後に前記燃料調整弁の開度を前記目標値に応じて増加させ、前記バイパス弁を閉じた状態とする負荷上げ追従運転と、を前記燃料調整弁、前記主蒸気弁及び前記バイパス弁に対して行わせる制御部と、を備える。
　従って、排熱回収ボイラから主蒸気ラインに流れる蒸気の一部を予めバイパスラインに流しておき、負荷上げ要求が入力された場合に、バイパスラインに流しておいた蒸気を主蒸気ラインに流すため、蒸気タービンに供給される蒸気の供給量を効率的に増加させることができる。この場合、ガスタービンの負荷増加に伴って排熱回収ボイラで蒸気発生量が増加するよりも早く、蒸気タービンの負荷を増加させることができる。これにより、全体の負荷変動に対する蒸気タービンの追従性を向上させることが可能となる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントにおいて、前記制御部は、前記負荷上げ追従運転において、前記バイパス弁の開度を徐々に変化させる。
　従って、バイパス弁の開度を徐々に変化させることで、蒸気タービンの負荷が不安定になることを防止できる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントにおいて、前記制御部は、前記負荷上げ追従運転において、前記バイパス弁を開いた状態とすることで前記蒸気タービンの負荷が減少する場合には、前記蒸気タービンの負荷の減少に応じて前記ガスタービンの負荷が増加するように、前記燃料調整弁の開度を増加させる。
　従って、ガスタービン及び蒸気タービンの合計負荷が変動することを抑制できる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントは、前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に配置される復水器をさらに備え、前記蒸気タービン及び前記バイパスラインは、前記復水器に接続される。
　従って、排熱回収ボイラからバイパスラインに流れる蒸気が復水器によって凝縮されるため、復水として再利用することができる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントは、前記復水器を冷却する冷却水を前記復水器に供給する冷却水供給部をさらに備え、前記制御部は、前記閉バイパス運転において前記復水器に供給する冷却水の単位時間当たりの量よりも、前記負荷上げ追従運転において前記復水器に供給する冷却水の単位時間当たりの量の方が多くなるようにするポンプ制御部を有する。
　従って、バイパスラインから供給される蒸気により復水器での冷却水の温度が必要以上に上昇することを抑制できるため、復水器の出口温度の上昇を抑制できる。
　本発明のコンバインドサイクルプラントは、前記冷却水供給部は、前記閉バイパス運転及び前記負荷下げ追従運転において前記復水器に冷却水を供給する第１供給部と、前記負荷上げ追従運転において前記第１供給部と共に前記復水器に冷却水を供給する第２供給部と、を有する。
　従って、復水器に供給する冷却水の単位時間当たりの量を多くする場合に第２供給部を用いることで、冷却水の供給量を容易に調整することができる。
　また、本発明に係るコンバインドサイクルプラントの運転方法は、空気を圧縮する圧縮機と、燃料供給ラインから燃料が供給され前記圧縮機で圧縮された圧縮空気を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器で生じた燃焼ガスにより回転するタービンと、を有し、燃料供給量を調整する燃料調整弁が前記燃料供給ラインに設けられたガスタービンと、前記ガスタービンから排出される排ガスの熱を回収し蒸気を生成する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気により回転する蒸気タービンと、前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気を前記蒸気タービンに供給する主蒸気ラインと、前記主蒸気ラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整する主蒸気弁と、前記主蒸気ラインから分岐し、前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に接続されたバイパスラインと、前記バイパスラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整するバイパス弁と、を備えるコンバインドサイクルプラントの運転制御方法であって、前記主蒸気弁を開いた状態とし、前記燃料調整弁の開度を前記ガスタービン及び前記蒸気タービンの合計負荷の目標値に応じた開度とし、前記バイパス弁を閉じた状態とする閉バイパス運転を行うことと、前記閉バイパス運転において前記合計負荷の目標値を下げる負荷下げ要求が入力された場合に、前記主蒸気弁を開いた状態で、前記燃料調整弁の開度を前記目標値に応じて減少させ、前記バイパス弁を開いた状態とした後、前記合計負荷が前記目標値に到達した後に前記バイパス弁を閉じた状態とする負荷下げ追従運転を行うことと、を含む。
　従って、ガスタービンの負荷低下に伴って排熱回収ボイラで蒸気発生量が低減するよりも早く、蒸気タービンの負荷を低減させることができる。これにより、全体の負荷変動に対する蒸気タービンの追従性を向上させることが可能となる。
　また、本発明に係るコンバインドサイクルプラントの運転方法は、空気を圧縮する圧縮機と、燃料供給ラインから燃料が供給され前記圧縮機で圧縮された圧縮空気を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器で生じた燃焼ガスにより回転するタービンと、を有し、燃料供給量を調整する燃料調整弁が前記燃料供給ラインに設けられたガスタービンと、前記ガスタービンから排出される排ガスの熱を回収し蒸気を生成する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気により回転する蒸気タービンと、前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気を前記蒸気タービンに供給する主蒸気ラインと、前記主蒸気ラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整する主蒸気弁と、前記主蒸気ラインから分岐し、前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に接続されたバイパスラインと、前記バイパスラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整するバイパス弁と、を備えるコンバインドサイクルプラントの運転制御方法であって、前記主蒸気弁を開いた状態とし、前記燃料調整弁の開度を前記ガスタービン及び前記蒸気タービンの合計負荷の目標値に応じた開度とし、前記バイパス弁を閉じた状態とする閉バイパス運転を行うことと、前記閉バイパス運転において、前記合計負荷の前記目標値を上げる負荷上げ要求が入力される場合には、前記主蒸気弁を開いた状態で、前記バイパス弁を開いた状態として前記負荷上げ要求の入力を待機し、前記負荷上げ要求の入力後に前記燃料調整弁の開度を前記目標値に応じて増加させ、前記バイパス弁を閉じた状態とする負荷上げ追従運転を行うことと、を含む。
　従って、ガスタービンの負荷増加に伴って排熱回収ボイラで蒸気発生量が増加するよりも早く、蒸気タービンの負荷を増加させることができる。これにより、全体の負荷変動に対する蒸気タービンの追従性を向上させることが可能となる。
　本発明によれば、全体の負荷変動に対する蒸気タービンの追従性を向上させることが可能なコンバインドサイクルプラント及びコンバインドサイクルプラントの運転制御方法を提供することができる。
図１は、第１実施形態に係るＧＴＣＣ発電プラントの一例を示す図である。 図２は、第１実施形態に係る制御部の構成の一例を示すブロック図である。 図３は、第１実施形態に係るＧＴＣＣ発電プラントの動作を示すタイミングチャートである。 図４は、第１実施形態に係るＧＴＣＣ発電プラントの動作を示すフローチャートである。 図５は、閉バイパス運転を行うＧＴＣＣ発電プラントの例を示す図である。 図６は、負荷下げ追従運転を行うＧＴＣＣ発電プラントの例を示す図である。 図７は、負荷下げ要求が入力されてからの時間とＧＴＣＣ負荷との関係を簡略的に示すグラフである。 図８は、第２実施形態に係るＧＴＣＣ発電プラントの動作を示すタイミングチャートである。 図９は、第２実施形態に係るＧＴＣＣ発電プラントの動作を示すフローチャートである。 図１０は、負荷下げ要求が入力されてからの時間とＧＴＣＣ負荷との関係を簡略的に示すグラフである。 図１１は、変形例に係るＧＴＣＣ発電プラントの動作を示すフローチャートである。
　以下、本発明に係るガスタービンコンバインドサイクル（ＧＴＣＣ）発電プラントの実施形態を図面に基づいて説明する。なお、この実施形態によりこの発明が限定されるものではない。また、下記実施形態における構成要素には、当業者が置換可能かつ容易なもの、あるいは実質的に同一のものが含まれる。
　＜第１実施形態＞
　図１は、第１実施形態に係るＧＴＣＣ発電プラント１００の一例を示す図である。図１に示すように、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、ガスタービン１０と、排熱回収ボイラ２０と、蒸気タービン３０と、復水器４０と、冷却水供給部５０と、制御部６０とを備えている。
　ガスタービン１０は、圧縮機１１と、燃焼器１２と、タービン１３とを有している。圧縮機１１は、空気導入ラインＬａから空気を取り込んで圧縮し、高温高圧の圧縮空気とする。
　燃焼器１２は、圧縮機１１から圧縮空気供給ラインＬｂを経由して供給される圧縮空気に対して燃料を供給して燃焼させる。燃料供給ラインＬｄは、燃焼器１２に接続されている。燃料供給ラインＬｄは、燃焼器１２に燃料を供給する。燃料調整弁Ｖｄは、燃料供給ラインＬｄに設けられている。燃料調整弁Ｖｄは、開度を調整することにより、燃焼器１２に対する燃料供給量を調整する。燃料調整弁Ｖｄの開度は、制御部６０によって調整される。
　タービン１３は、燃焼器１２から燃焼ガス供給ラインＬｃを経由して供給される高温高圧の燃焼ガスによって回転する。タービン１３は、ロータ１４及び駆動軸１５に連結されている。ロータ１４及び駆動軸１５は、タービン１３の回転によって回転する。駆動軸１５は、発電機Ｇ１に接続されている。発電機Ｇ１は、駆動軸１５の回転エネルギーを電気エネルギーに変換して出力する。発電機Ｇ１は、出力値（負荷）を制御部６０に送信する。また、タービン１３は、回転に用いた燃焼ガス（排ガス）を排ガスラインＬｅに排出する。
　排熱回収ボイラ２０は、排ガスラインＬｅに設置され、排ガスラインＬｅを流れる排ガスと熱交換を行い、排ガスの熱を回収して蒸気を生成する。排熱回収ボイラ２０は、生成した蒸気を主蒸気ラインＬ１に排出する。排熱回収ボイラ２０は、排熱回収部２１を有している。排熱回収部２１は、熱交換器であり、伝熱管Ｌ０の内部に熱媒（蒸気）が流れ、伝熱管の外を流れる排ガスと内部を流れる熱媒との間で熱交換を行う。図１の排熱回収部２１は１つの熱交換器を示しているが、節炭器（エコノマイザ）、加熱器、再熱器等、複数の熱交換器を備えていてもよい。伝熱管Ｌ０は、復水ラインＬ３と主蒸気ラインＬ１とを接続している。
　蒸気タービン３０は、主蒸気ラインＬ１に接続されている。蒸気タービン３０は、タービン３１及びロータ３２を有している。タービン３１は、排熱回収ボイラ２０から主蒸気ラインＬ１を経由して供給される蒸気によって回転する。ロータ３２は、タービン３１の回転によって回転する。ロータ３２は、発電機Ｇ２に接続されている。発電機Ｇ２は、ロータ３２の回転エネルギーを電気エネルギーに変換して出力する。発電機Ｇ２は、出力値（負荷）を制御部６０に送信する。タービン３１は、回転に用いた蒸気を排出ラインＬ２に排出する。
　主蒸気ラインＬ１には、主蒸気弁Ｖ１が設けられている。主蒸気弁Ｖ１は、主蒸気ラインＬ１を流通する蒸気の流量を調整する。主蒸気弁Ｖ１の開閉動作は、制御部６０によって制御される。
　また、主蒸気ラインＬ１には、バイパスラインＬ４が設けられている。バイパスラインＬ４は、主蒸気ラインＬ１から分岐し、蒸気タービン３０よりも蒸気の流れ方向下流側の排出ラインＬ２に接続されている。バイパスラインＬ４は、主蒸気ラインＬ１を流通する蒸気の少なくとも一部を、蒸気タービン３０を迂回させて排出ラインＬ２に供給する。バイパスラインＬ４には、バイパス弁Ｖ４が設けられている。バイパス弁Ｖ４は、バイパスラインＬ４を流通する蒸気の流量を調整する。バイパス弁Ｖ４の開閉動作は、制御部６０によって制御される。
　復水器４０は、蒸気タービン３０よりも蒸気の流れ方向下流側に配置され、例えば排出ラインＬ２に接続されている。復水器４０は、排出ラインＬ２から供給される蒸気中の水分を凝縮して、復水を生成する。復水器４０は、生成した復水を復水ラインＬ３に排出する。復水ラインＬ３は、上記の伝熱管Ｌ０に接続されている。したがって、伝熱管Ｌ０には、復水ラインＬ３から供給される復水が流通する。
　冷却水供給部５０は、復水器４０に対して冷却水を供給する。冷却水供給部５０は、取水管５１と、排水管５２とを有している。取水管５１は、一端が海中に配置され、他端が復水器４０に接続されている。取水管５１には、第１ポンプ５３が設けられている。第１ポンプ５３は、海水を汲み上げ、取水管５１を流通させて復水器４０に供給する。排水管５２は、一端が復水器４０に接続され、他端が海中に配置されている。排水管５２は、復水器４０に供給されて冷却に用いられた冷却水を流通させて海中に戻す。
　また、冷却水供給部５０は、分岐管５４を有している。分岐管５４は、取水管５１のうち第１ポンプ５３よりも冷却水の流れ方向上流側の第１部分５１ａから分岐して設けられている。また、分岐管５４は、取水管５１のうち第１ポンプ５３よりも冷却水の流れ方向下流側の第２部分５１ｂに接続されている。したがって、分岐管５４は、第１ポンプ５３を迂回するように、取水管５１に接続されている。分岐管５４には、第２ポンプ５５が設けられている。第２ポンプ５５は、海水を汲み上げ、取水管５１から第１部分５１ａ及び分岐管５４を経由し、第２部分５１ｂ及び取水管５１を流通させて、復水器４０に供給する。
　制御部６０は、ＧＴＣＣ発電プラント１００の各部の動作を制御する。図２は、制御部６０の構成の一例を示すブロック図である。図２に示すように、制御部６０は、主蒸気弁制御部６１と、バイパス弁制御部６２と、燃料調整弁制御部６３と、ポンプ制御部６４とを有している。
　主蒸気弁制御部６１は、主蒸気弁Ｖ１の開閉動作を制御する。バイパス弁制御部６２は、バイパス弁Ｖ４の開閉動作を制御する。バイパス弁制御部６２は、バイパス弁Ｖ４の開度を調整可能である。燃料調整弁制御部６３は、燃料調整弁Ｖｄの開閉動作を制御する。燃料調整弁制御部６３は、燃料調整弁Ｖｄの開度を調整可能である。ポンプ制御部６４は、第１ポンプ５３及び第２ポンプ５５の動作を制御する。ポンプ制御部６４は、第１ポンプ５３の動作と、第２ポンプ５５の動作とを、別個に制御可能である。
　続いて、上記のように構成されたＧＴＣＣ発電プラント１００の動作を説明する。図３は、ＧＴＣＣ発電プラント１００の動作を示すタイミングチャートである。図３の横軸は時刻を示している。図４は、ＧＴＣＣ発電プラント１００の動作を示すフローチャートである。図４は、図３に示す各部の動作を順序立てて説明するものである。以下、図３及び図４に従ってＧＴＣＣ発電プラント１００の動作を説明する。
　まず、制御部６０は、ガスタービン１０を起動させる。ガスタービン１０は、圧縮機１１が空気を圧縮し、燃焼器１２において圧縮空気と燃料とが燃焼され、燃焼ガスによってタービン１３が回転する。発電機Ｇ１は、タービン１３の回転によって発電を開始し、出力値を制御部６０に送信する。
　この動作において、制御部６０は、燃料調整弁Ｖｄの開度を目標値に応じて調整する（ステップＳ１０）。例えば、ＧＴＣＣ発電プラント１００が定負荷運転を行う場合、制御部６０は、ガスタービン１０及び蒸気タービン３０の合計負荷（以下、「ＧＴＣＣ負荷」と表記する）の目標値が１００％となるように設定する。そして、制御部６０は、ＧＴＣＣ負荷が１００％となるように燃料調整弁Ｖｄの開度を調整する。なお、目標値と燃料調整弁Ｖｄの開度との関係については、予め求めておき、データテーブルとして制御部６０に記憶させておくことができる。
　また、制御部６０は、主蒸気弁制御部６１が主蒸気弁Ｖ１を開状態に設定し（ステップＳ２０）、バイパス弁制御部６２がバイパス弁Ｖ４を閉状態に設定する（ステップＳ３０）。ステップＳ２０及びステップＳ３０により、主蒸気ラインＬ１が開放され、バイパスラインＬ４が閉塞される。
　また、制御部６０は、ポンプ制御部６４が第１ポンプ５３を起動し、復水器４０に冷却水を供給する（ステップＳ４０）。このように、ステップＳ１０からステップＳ４０では、制御部６０は、主蒸気弁Ｖ１を開いた状態とし、燃料調整弁Ｖｄの開度をＧＴＣＣ負荷の目標値に応じた開度とし、バイパス弁Ｖ４を閉じた状態とする閉バイパス運転を行う。なお、制御部６０は、ステップＳ２０からステップＳ４０までの動作については、全て同じ時刻に行ってもよいし、少なくとも１つの動作を異なる時刻に行ってもよい。
　ガスタービン１０は、タービン１３が排ガスラインＬｅに排ガスＧを排出する。排ガスＧは、排ガスラインＬｅを経由して排熱回収ボイラ２０に供給される。排熱回収ボイラ２０は、排ガスラインＬｅから供給される排ガスＧの排熱を吸収して蒸気Ｓ１を生成する。図５は、閉バイパス運転を行うＧＴＣＣ発電プラント１００の例を示す図である。図５に示すように、閉バイパス運転では、バイパス弁Ｖ４が閉状態となり、バイパスラインＬ４が閉塞される。このため、排熱回収ボイラ２０で生成された蒸気Ｓ１は、バイパスラインＬ４を流れることなく、主蒸気ラインＬ１を経由して蒸気タービン３０に供給される。
　蒸気タービン３０は、排熱回収ボイラ２０から供給される蒸気Ｓ１によってタービン３１が回転する。発電機Ｇ２は、タービン３１の回転によって発電を開始し、出力値を制御部６０に送信する。蒸気タービン３０は、回転に用いた蒸気Ｓ２を排出し、排出ラインＬ２を経由して復水器４０に供給する。復水器４０は、供給される蒸気Ｓ２中の水分を凝縮して復水Ｗを生成し、復水ラインＬ３を経由して排熱回収ボイラ２０に供給する。冷却水供給部５０は、第１ポンプ５３によって復水器４０に冷却水Ｒを供給することで、復水器４０を冷却する。復水器４０を冷却した冷却水Ｒは、排水管５２から海中に排出される。
　このように、ガスタービン１０の動作により発電機Ｇ１で発電が行われ、蒸気タービン３０の動作により発電機Ｇ２で発電が行われることになる。ＧＴＣＣ負荷が目標値である１００％に到達した場合、ＧＴＣＣ発電プラント１００は定負荷運転となる（時刻ｔ１）。
　次に、制御部６０は、ＧＴＣＣ負荷の目標値を１００％から下げる負荷下げ要求が入力されたか否かを検出する（ステップＳ５０）。負荷下げ要求は、例えば電力系統において需要低下が発生した場合等、ＧＴＣＣ発電プラント１００のＧＴＣＣ負荷を低下させる場合に入力される。
　負荷下げ要求の入力が検出された場合（ステップＳ５０のＹｅｓ、時刻ｔ２）、制御部６０は、負荷下げ要求における新たな目標値にＧＴＣＣ負荷を追従させるため、負荷下げ追従運転を行う。以下、ＧＴＣＣ負荷の目標値を８０％に下げる負荷下げ要求が入力された場合を例に挙げて、負荷下げ追従運転を具体的に説明する。
　ポンプ制御部６４は、第２ポンプ５５を起動する（ステップＳ６０）。第２ポンプ５５が起動することにより、汲み上げられた海水が取水管５１から第１部分５１ａ及び分岐管５４を流れ、第２部分５１ｂ及び取水管５１を流れて、復水器４０に供給される。したがって、復水器４０は、第１ポンプ５３によって供給される冷却水Ｒと、第２ポンプ５５によって供給される冷却水Ｒとによって冷却される。このため、復水器４０を冷却する単位時間当たりの冷却水Ｒの量が、第１ポンプ５３のみを起動させる場合に比べて多くなる。バイパス弁Ｖ４が開状態である場合、蒸気タービン３０を経由しない蒸気Ｓ１が復水器４０に供給される。この蒸気Ｓ１は、蒸気タービン３０を経由した蒸気Ｓ２に比べて熱エネルギーを多く有している。復水器４０には第１ポンプ５３及び第２ポンプ５５によって冷却水Ｒが供給されるため、復水器４０における冷却水Ｒの温度が必要以上に上昇することが抑制され、復水器４０の出口温度の上昇が抑制される。
　また、燃料調整弁制御部６３は、負荷下げ要求における新たな目標値に応じて、燃料調整弁Ｖｄの開度を減少させる（ステップＳ７０）。つまり、燃料調整弁制御部６３は、燃焼器１２に対する燃料供給量を減少させるため、燃料調整弁Ｖｄの開度を減少させる。このとき、燃料調整弁制御部６３は、時間の経過と共に開度が徐々に減少するように燃料調整弁Ｖｄの開度を制御する。
　また、バイパス弁制御部６２は、バイパス弁Ｖ４を開状態に変更する（ステップＳ７０）。なお、本実施形態では、バイパス弁制御部６２によりバイパス弁Ｖ４を開状態に変更する動作は、上記の燃料調整弁制御部６３により燃料調整弁Ｖｄの開度を減少させる動作と並列で行うものとして、同一のステップＳ７０で説明するが、これに限定するものではなく、例えばいずれか一方を先に行ってもよい。図６は、負荷下げ追従運転を行うＧＴＣＣ発電プラント１００の例を示す図である。図６に示すように、バイパス弁Ｖ４を開状態とすることにより、バイパスラインＬ４が開放され、主蒸気ラインＬ１と排出ラインＬ２とが接続される。このため、主蒸気ラインＬ１を流れる蒸気Ｓ１の一部がバイパスラインＬ４を経由して排出ラインＬ２に送られ、復水器４０に供給される。
　ステップＳ７０において、バイパス弁制御部６２は、時間の経過と共にバイパス弁Ｖ４の開度を徐々に増加させる。例えば、図３に示すように、バイパス弁制御部６２は、バイパス弁Ｖ４の開度を一定の割合で増加させる。また、バイパス弁制御部６２は、例えばＧＴＣＣ負荷が目標値に到達する前の時点（時刻ｔ３）でバイパス弁Ｖ４の開度が全開状態となるように、開度増加の速度を調整する。バイパス弁Ｖ４の開度が全開状態になった場合、バイパス弁制御部６２は、その後バイパス弁Ｖ４の開度を全開状態で維持する。
　ＧＴＣＣ発電プラント１００は、バイパス弁Ｖ４を開状態に変更することにより、それまで排熱回収ボイラ２０から主蒸気ラインＬ１に流れていた蒸気Ｓ１の一部がバイパスラインＬ４に流れる。このため、蒸気タービン３０に供給される蒸気Ｓ１の供給量が低減する。バイパス弁Ｖ４を開状態に変更してから蒸気タービン３０への蒸気供給量が低減するまでの時間は、排熱回収ボイラ２０での蒸気発生量がガスタービン１０の負荷低下に伴って低減するまでの時間よりも早い。このため、蒸気タービン３０の負荷が効率的に低減する。
　その後、制御部６０は、ＧＴＣＣ負荷が目標値に到達したか否かを検出し（ステップＳ８０）、ＧＴＣＣ負荷が目標値に到達するまで上記運転を継続させる（ステップＳ８０のＮｏ）。ＧＴＣＣ負荷が目標値に到達したことを検出した場合（ステップＳ８０のＹｅｓ、時刻ｔ４）、バイパス弁制御部６２は、バイパス弁Ｖ４を閉状態に変更する（ステップＳ９０）。
　本ステップにおいて、バイパス弁制御部６２は、時間の経過と共にバイパス弁Ｖ４の開度を徐々に減少させる。例えば、図３に示すように、バイパス弁制御部６２は、バイパス弁Ｖ４の開度を一定の割合で減少させる。バイパス弁Ｖ４の開度が全閉状態になった場合（時刻ｔ５）、バイパス弁制御部６２は、その後バイパス弁Ｖ４の開度を全閉状態で維持する。
　また、バイパス弁Ｖ４の開度を減少させる場合、それまでバイパスラインＬ４を流れていた蒸気Ｓ１が主蒸気ラインＬ１を流れることになる。したがって、蒸気タービン３０に供給される蒸気Ｓ１の量が増加し、蒸気タービン３０の負荷が増加する。そこで、燃料調整弁制御部６３は、燃料調整弁Ｖｄの開度を減少させる（ステップＳ９０）。なお、本実施形態では、燃料調整弁制御部６３により燃料調整弁Ｖｄの開度を減少させる動作は、上記のバイパス弁制御部６２によりバイパス弁Ｖ４を閉状態に変更する動作と並列で行うものとして、同一のステップＳ９０で説明するが、これに限定するものではなく、例えばいずれか一方を先に行ってもよい。本ステップでは、燃料調整弁Ｖｄの開度が減少するため、ガスタービン１０の負荷が減少する。制御部６０は、蒸気タービン３０の負荷増加に対して、ガスタービン１０の負荷を減少させることで、ＧＴＣＣ負荷の変動を抑制する。
　図３では、燃料調整弁Ｖｄの開度が時刻ｔ５で一定値となるように制御する場合を例に挙げている。この制御を行う場合、バイパス弁Ｖ４を閉状態とするときに増加する蒸気タービン３０の負荷を予め概算し、概算値に応じた燃料調整弁Ｖｄの開度を算出しておく。そして、燃料調整弁Ｖｄの開度が算出値となるまで徐々に減少させればよい。なお、燃料調整弁Ｖｄの開度の制御については、上記態様に限定するものではない。例えば、燃料調整弁制御部６３は、ガスタービン１０及び蒸気タービン３０の負荷を検出しつつ、ＧＴＣＣ負荷に応じて燃料調整弁Ｖｄの開度を調整してもよい。この場合、時刻ｔ５の後に継続して燃料調整弁Ｖｄの開度の調整を行ってもよい。
　また、バイパス弁Ｖ４が全閉状態になると、バイパスラインＬ４が閉塞されるため、復水器４０には、主蒸気ラインＬ１からの蒸気Ｓ１が供給されなくなる。このため、第２ポンプ５５を用いて冷却水Ｒを供給する必要性が低下する。したがって、ポンプ制御部６４は、バイパス弁Ｖ４が全閉状態となった場合、第２ポンプ５５の動作を停止させる（ステップＳ１００、時刻ｔ５）。第２ポンプ５５の動作を停止させた後、又はステップＳ５０において負荷下げ要求の入力が検出されなかった場合（ステップＳ５０のＮｏ）、ＧＴＣＣプラント１００の動作終了指示が入力されたか否かを検出し（ステップＳ１１０）、検出された場合には動作を終了させる（ステップＳ１１０のＹｅｓ）。また、動作終了指示が検出されなかった場合（ステップＳ１１０のＮｏ）、ステップＳ５０以降の動作を繰り返し行わせる。このようにして、制御部６０は、負荷下げ追従運転を行う。
　以上のように、本実施形態に係るＧＴＣＣ発電プラント１００は、負荷下げ要求が入力された場合、負荷下げ追従運転において、排熱回収ボイラ２０から主蒸気ラインＬ１に流れる蒸気Ｓ１の一部をバイパスラインＬ４に流す。このため、蒸気タービン３０に供給される蒸気Ｓ１の供給量が低減する。これにより、負荷下げ要求に対して、蒸気タービン３０の負荷を効率的に低減させることができるため、蒸気タービン３０の負荷追従性を向上させることが可能となる。
　図７は、負荷下げ要求が入力されてからの時間とＧＴＣＣ負荷との関係を簡略的に示すグラフである。図７の横軸は時刻であり、縦軸はＧＴＣＣ負荷の値を示している。また、図７の実線の曲線１０２は、本実施形態の負荷下げ追従運転を行った場合の関係を示している。また、図７の一点鎖線の曲線１０４は、負荷下げ追従運転を行わず、バイパスラインＬ４を閉塞させた状態で燃料調整弁Ｖｄの開度を低下させた場合の関係を示している。図７の横軸の時刻ｔ２及びｔ４は、図３における時刻ｔ２及びｔ４と対応している。
　図７に示すように、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、負荷下げ追従を行うことにより、ＧＴＣＣ負荷が目標値に到達するまでの時間が例えばΔｔａ短縮される。このため、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、ＧＣＴＴ負荷の追従性を向上させることが可能となる。この時間Δｔａは、バイパス弁Ｖ４の開度を増加させる際の増加速度や、燃料調整弁Ｖｄの開度を変更させる際の変更速度等に応じて変動する。
　また、本実施形態では、燃料調整弁Ｖｄの開度を調整する場合、燃料調整弁制御部６３は、時間の経過と共に開度を徐々に低下させるようにしている。また、バイパス弁Ｖ４の開閉状態を切り換える場合、バイパス弁制御部６２は、時間の経過と共に開度を徐々に変更させるようにしている。これにより、ガスタービン１０及び蒸気タービン３０の負荷が急激に変動することを抑制できるため、電源品質の低下を抑制できる。
　＜第２実施形態＞
　次に、第２実施形態を説明する。第２実施形態では、ＧＴＣＣ発電プラント１００において閉バイパス運転を行っている場合に、ＧＴＣＣ負荷を上げる負荷上げ要求が入力される場合の動作を説明する。負荷上げ要求は、例えば電力系統において需要増加が見込まれる場合等、ＧＴＣＣ負荷を増加させる場合に入力される。
　図８は、ＧＴＣＣ発電プラント１００の動作を示すタイミングチャートである。図８の横軸は時刻を示している。図９は、ＧＴＣＣ発電プラント１００の動作を示すフローチャートである。図９は、図８に示す各部の動作を順序立てて説明するものである。以下、図８及び図９に従ってＧＴＣＣ発電プラント１００の動作を説明する。なお、第２実施形態では、負荷上げ要求が入力される予定の時刻（例えば図８の時刻ｔ８）が判明している場合を例に挙げて説明する。
　制御部６０は、主蒸気弁Ｖ１を開いた状態とし、燃料調整弁Ｖｄの開度をＧＴＣＣ負荷の目標値に応じた開度とし、バイパス弁Ｖ４を閉じた状態とする閉バイパス運転を行わせる。第２実施形態では、制御部６０は、例えばＧＴＣＣ発電プラント１００がＧＴＣＣ負荷８０％となるように燃料調整弁Ｖｄの開度を設定しているものとする。なお、第２実施形態では、閉バイパス運転の状態からＧＴＣＣ負荷の目標値を上げる場合の例であるため、閉バイパス運転におけるＧＴＣＣ負荷の目標値は１００％未満であればよい。
　この状態で、負荷上げ要求の入力予定時刻ｔ８よりも所定時間前の時刻ｔ６になった場合、制御部６０は、負荷上げ要求における新たな目標値にＧＴＣＣ負荷を追従させるため、負荷上げ追従運転を行う。なお、上記所定時間（時刻ｔ６から時刻ｔ８までの時間）については、予め設定しておくことができる。以下、ＧＴＣＣ負荷の目標値を１００％に上げる負荷上げ要求が入力された場合を例に挙げて、負荷上げ追従運転を具体的に説明する。
　バイパス弁制御部６２は、バイパス弁Ｖ４を開状態に変更する（ステップＳ２１０）。バイパス弁Ｖ４を開状態とすることにより、バイパスラインＬ４が開放され、主蒸気ラインＬ１と排出ラインＬ２とが接続される。このため、主蒸気ラインＬ１を流れる蒸気Ｓ１の一部がバイパスラインＬ４を経由して排出ラインＬ２に送られ、復水器４０に供給される。
　ステップＳ２１０において、バイパス弁制御部６２は、時間の経過と共にバイパス弁Ｖ４の開度を徐々に増加させる。例えば、図８に示すように、バイパス弁制御部６２は、バイパス弁Ｖ４の開度を一定の割合で増加させる。また、バイパス弁制御部６２は、例えば負荷上げ要求が入力される前の時点（時刻ｔ７）でバイパス弁Ｖ４の開度が全開状態となるように、開度増加の速度を調整する。バイパス弁Ｖ４の開度が全開状態になった場合、バイパス弁制御部６２は、その後バイパス弁Ｖ４の開度を全開状態で維持する。
　また、バイパス弁Ｖ４を開く場合、それまで主蒸気ラインＬ１を流れていた蒸気Ｓ１の一部がバイパスラインＬ４を流れることになる。したがって、蒸気タービン３０に供給される蒸気Ｓ１の量が減少し、蒸気タービン３０の負荷が減少する。そこで、燃料調整弁制御部６３は、燃料調整弁Ｖｄの開度が増加するように調整する（ステップＳ２２０）。ステップＳ２２０では、燃料調整弁Ｖｄの開度が増加するため、ガスタービン１０の負荷が増加する。制御部６０は、蒸気タービン３０の負荷減少に対して、ガスタービン１０の負荷を増加させることで、ＧＴＣＣ負荷の変動を抑制する。
　図８では、燃料調整弁Ｖｄの開度が一定の割合で増加するように制御する場合を例に挙げているが、これに限定するものではない。例えば、燃料調整弁制御部６３は、ガスタービン１０及び蒸気タービン３０の負荷を検出しつつ、ＧＴＣＣ負荷に応じて燃料調整弁Ｖｄの開度を調整してもよい。この場合、燃料調整弁Ｖｄの開度をＧＴＣＣ負荷に応じて増加または減少させるようにしてもよい。
　また、ポンプ制御部６４は、第２ポンプ５５を起動する（ステップＳ２３０）。第２ポンプ５５が起動することにより、汲み上げられた海水が取水管５１から第１部分５１ａ及び分岐管５４を流れ、第２部分５１ｂ及び取水管５１を流れて、復水器４０に供給される。復水器４０には第１ポンプ５３及び第２ポンプ５５によって冷却水Ｒが供給されるため、復水器４０における冷却水Ｒの温度が必要以上に上昇することが抑制され、復水器４０の出口温度の上昇が抑制される。
　制御部６０は、この状態で、負荷上げ要求の入力の有無を検出し（ステップＳ２４０）、負荷上げ要求の入力があるまで待機する（ステップＳ２４０のＮｏ）。負荷上げ要求の入力があった場合（ステップＳ２４０のＹｅｓ）、燃料調整弁制御部６３は、負荷上げ要求における新たな目標値に応じて、燃料調整弁Ｖｄの開度を増加させる（ステップＳ２５０）。本ステップにおいて、燃料調整弁制御部６３は、時間の経過と共に開度が徐々に増加するように燃料調整弁Ｖｄの開度を制御する。
　また、バイパス弁制御部６２は、負荷上げ要求の入力時刻ｔ８が経過した後もバイパス弁Ｖ４を開状態に維持し、所定時間経過後の時刻ｔ９にバイパス弁Ｖ４を閉状態に変更する（ステップＳ２５０）。なお、負荷上げ要求の入力後にバイパス弁Ｖ４を開状態に維持する時間、つまり時刻ｔ８から時刻ｔ９までの時間については、予め設定しておいてもよいし、例えばＧＴＣＣ負荷の値に応じて制御部６０が算出してもよい。なお、本実施形態では、バイパス弁制御部６２によりバイパス弁Ｖ４を閉状態に変更する動作は、上記の燃料調整弁制御部６３により燃料調整弁Ｖｄの開度を増加させる動作と並列で行うものとして、同一のステップＳ２５０で説明するが、これに限定するものではなく、例えばいずれか一方を先に行ってもよい。本ステップにおいて、バイパス弁制御部６２は、時間の経過と共にバイパス弁Ｖ４の開度を徐々に減少させる。例えば、図８に示すように、バイパス弁制御部６２は、バイパス弁Ｖ４の開度を一定の割合で減少させる。バイパス弁Ｖ４の開度が全閉状態になった場合（時刻ｔ１０）、バイパス弁制御部６２は、その後バイパス弁Ｖ４の開度を全閉状態で維持する。
　ＧＴＣＣ発電プラント１００は、バイパス弁Ｖ４を閉状態にすることにより、バイパスラインＬ４における蒸気Ｓ１の流れが遮断され、排熱回収ボイラ２０からの蒸気Ｓ１は主蒸気ラインＬ１に流れる。このため、蒸気タービン３０に供給される蒸気Ｓ１の供給量が増加する。バイパス弁Ｖ４を閉状態に変更してから蒸気タービン３０への蒸気供給量が増加するまでの時間は、排熱回収ボイラ２０での蒸気発生量がガスタービン１０の負荷増加に伴って増加するまでの時間よりも早い。このため、蒸気タービン３０の負荷が効率的に増加する。
　なお、図８では、バイパス弁Ｖ４が全閉状態となる時刻と、燃料調整弁Ｖｄの開度を一定にする時刻と、ＧＴＣＣ負荷が目標値（１００％）に到達する時刻とが時刻ｔ１０で一致している場合を例に挙げているが、これに限定するものではない。いずれかの時刻が時刻ｔ１０の前又は後であってもよい。
　また、ポンプ制御部６４は、バイパス弁Ｖ４が全閉状態となった場合、第２ポンプ５５の動作を停止させる（ステップＳ２６０、時刻ｔ１０）。このようにして、制御部６０は、負荷上げ追従運転を行う。
　以上のように、本実施形態に係るＧＴＣＣ発電プラント１００は、排熱回収ボイラ２０から主蒸気ラインＬ１に流れる蒸気Ｓ１の一部を予めバイパスラインＬ４に流しておき、負荷上げ要求が入力された場合に、バイパスラインＬ４に流しておいた蒸気Ｓ１を主蒸気ラインＬ１に流すため、蒸気タービン３０に供給される蒸気Ｓ１の供給量を効率的に増加させることができる。この場合、ガスタービン１０の負荷増加に伴って排熱回収ボイラ２０で蒸気発生量が増加するよりも早く、蒸気タービン３０の負荷を増加させることができる。これにより、蒸気タービン３０の負荷追従性を向上させることが可能となる。
　図１０は、負荷上げ要求が入力されてからの時間とＧＴＣＣ負荷との関係を簡略的に示すグラフである。図１０の横軸は時刻であり、縦軸はＧＴＣＣ負荷の値を示している。また、図１０の実線の曲線１０６は、本実施形態の負荷上げ追従運転を行った場合の関係を示している。また、図７の一点鎖線の曲線１０８は、負荷上げ追従運転を行わず、バイパスラインＬ４を閉塞させた状態で燃料調整弁Ｖｄの開度を上昇させた場合の関係を示している。図１０の横軸の時刻ｔ８及びｔ１０は、図８における時刻ｔ８及びｔ１０と対応している。
　図１０に示すように、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、負荷上げ追従を行うことにより、ＧＴＣＣ負荷が目標値に到達するまでの時間が例えばΔｔｂ短縮される。このため、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、ＧＣＴＴ負荷の追従性を向上させることが可能となる。この時間Δｔｂは、バイパス弁Ｖ４の開度を減少させる際の減少速度や、燃料調整弁Ｖｄの開度を変更させる際の変更速度等に応じて変動する。
　本発明の技術範囲は上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で適宜変更を加えることができる。例えば、上記実施形態では、ＧＴＣＣ発電プラント１００が負荷下げ追従運転及び負荷上げ追従運転をそれぞれ行う場合の動作を例に挙げて説明したが、これに限定するものではなく、負荷下げ追従運転及び負荷上げ追従運転の両方を実行可能であってもよい。
　図１１は、変形例に係るＧＴＣＣ発電プラント１００の動作の流れを示すフローチャートである。以下、図１１を参照して、ＧＴＣＣ発電プラント１００が負荷下げ追従運転及び負荷上げ追従運転の両方を行う場合の動作を説明する。図１１に示すように、制御部６０は、主蒸気弁Ｖ１を開いた状態とし、燃料調整弁Ｖｄの開度をＧＴＣＣ負荷の目標値に応じた開度とし、バイパス弁Ｖ４を閉じた状態とする閉バイパス運転を行わせる（ステップＳ３１０）。ステップＳ３１０において、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、閉バイパス運転として、例えば第１実施形態におけるステップＳ１０からステップＳ４０までの動作を行う。
　次に、制御部６０は、ＧＴＣＣ負荷の目標値を下げる負荷下げ要求が入力されたか否かを検出する（ステップＳ３２０）。負荷下げ要求の入力が検出された場合（ステップＳ３２０のＹｅｓ）、制御部６０は、負荷下げ要求における新たな目標値にＧＴＣＣ負荷を追従させるため、負荷下げ追従運転を行う（ステップＳ３３０）。ステップＳ３３０において、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、負荷下げ追従運転として、例えば第１実施形態におけるステップＳ６０からステップＳ１００までの動作を行う。
　負荷下げ要求の入力が検出されない場合（ステップＳ３２０のＮｏ）、制御部６０は、ＧＴＣＣ負荷の目標値を上げる負荷上げ要求が入力される予定があるか否かを検出する（ステップＳ３４０）。負荷上げ要求の入力予定があると検出された場合（ステップＳ３４０のＹｅｓ）、制御部６０は、負荷上げ要求が入力された場合に新たな目標値にＧＴＣＣ負荷を追従させるため、負荷上げ追従運転を行う（ステップＳ３５０）。ステップＳ３５０において、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、負荷上げ追従運転として、例えば第２実施形態におけるステップＳ２１０からステップＳ２６０までの動作を行う。
　負荷下げ追従運転を行った後、負荷上げ追従運転を行った後、又は、負荷上げ要求の入力予定が検出されない場合（ステップＳ３４０のＮｏ）、制御部６０は、ＧＴＣＣ発電プラント１００の動作を終了させるか否かを判断する（ステップＳ３６０）。動作を終了すると判断した場合（ステップＳ３６０のＹｅｓ）、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、判断に従ってＧＴＣＣ発電プラント１００の動作を終了する。動作を継続させると判断した場合（ステップＳ３６０のＮｏ）、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、ステップＳ３２０以降の動作を繰り返し行う。
　これにより、ＧＴＣＣ発電プラント１００は、負荷下げ要求及び負荷上げ要求のいずれが入力される場合であっても、蒸気タービン３０の負荷を効率的に増減させることができる。これにより、蒸気タービンの負荷追従性を向上させることが可能となる。
　また、上記実施形態では、蒸気タービン３０が１つ設けられた構成を例に挙げて説明したが、これに限定するものではなく、蒸気タービン３０が複数段に設けられた構成であってもよい。また、複数段の蒸気タービン３０が設けられる場合、バイパスラインＬ４の下流側端部が高圧側の蒸気タービンと低圧側の蒸気タービンとの間に接続されてもよい。
　また、上記実施形態では、負荷下げ追従運転及び負荷上げ追従運転において、制御部６０がバイパス弁Ｖ４及び燃料調整弁Ｖｄの開度を一定の割合で変化させる場合を例に挙げて説明したが、これに限定するものではない。例えば、制御部６０は、バイパス弁Ｖ４及び燃料調整弁Ｖｄの開度を段階的に変化させるようにしてもよい。また、制御部６０は、バイパス弁Ｖ４及び燃料調整弁Ｖｄの開度の変化の割合が徐々に大きく又は徐々に小さくなるようにしてもよい。
　また、上記実施形態では、負荷下げ追従運転においてバイパス弁Ｖ４を閉じることで蒸気タービン３０の負荷が増加する場合に、ＧＴＣＣ負荷の変動を抑制するためガスタービン１０の負荷を減少させる場合を例に挙げて説明したが、これに限定するものではない。例えば、ＧＴＣＣ負荷の変動が許容範囲内であれば、ガスタービン１０の負荷を減少させなくてもよい。
　同様に、負荷上げ追従運転においてバイパス弁Ｖ４を開くことで蒸気タービン３０の負荷が減少する場合に、ＧＴＣＣ負荷の変動を抑制するためガスタービン１０の負荷を増加させる場合を例に挙げて説明したが、ＧＴＣＣ負荷の変動が許容範囲内であれば、ガスタービン１０の負荷を増加させなくてもよい。
　また、上記実施形態では、冷却水供給部５０において、第１ポンプ５３及び第２ポンプ５５によって汲み上げられた冷却水が取水管５１の第２部分５１ｂで合流して復水器４０に供給される場合を例に挙げて説明したが、これに限定するものではない。例えば、第１ポンプ５３によって汲み上げられる冷却水と、第２ポンプ５５によって汲み上げられる冷却水とが、異なる経路で復水器４０に供給される構成であってもよい。
Ｇ　排ガス
Ｇ１，Ｇ２　発電機
Ｌａ　空気導入ライン
Ｌｂ　圧縮空気供給ライン
Ｌｃ　燃焼ガス供給ライン
Ｌｄ　燃料供給ライン
Ｌｅ　排ガスライン
Ｌ０　伝熱管
Ｌ１　主蒸気ライン
Ｌ２　排出ライン
Ｌ３　復水ライン
Ｌ４　バイパスライン
Ｒ　冷却水
Ｓ１，Ｓ２　蒸気
ｔ１，ｔ２，ｔ３，ｔ４，ｔ５，ｔ６，ｔ７，ｔ８，ｔ９　時刻
Ｖｄ　燃料調整弁
Ｖ１　主蒸気弁
Ｖ４　バイパス弁
Ｗ　復水
１０　ガスタービン
１１　圧縮機
１２　燃焼器
１３，３１　タービン
１４，３２　ロータ
１５　駆動軸
２０　排熱回収ボイラ
２１　排熱回収部
３０　蒸気タービン
４０　復水器
５０　冷却水供給部
５１　取水管
５１ａ　第１部分
５１ｂ　第２部分
５２　排水管
５３　第１ポンプ
５４　分岐管
５５　第２ポンプ
６０　制御部
６１　主蒸気弁制御部
６２　バイパス弁制御部
６３　燃料調整弁制御部
６４　ポンプ制御部
１００　ＧＴＣＣ発電プラント
１０２，１０４，１０６，１０８　曲線

Claims (15)

  1. 　空気を圧縮する圧縮機と、燃料供給ラインから燃料が供給され前記圧縮機で圧縮された圧縮空気を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器で生じた燃焼ガスにより回転するタービンと、を有し、燃料供給量を調整する燃料調整弁が前記燃料供給ラインに設けられたガスタービンと、
    　前記ガスタービンから排出される排ガスの熱を回収し蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気により回転する蒸気タービンと、
    　前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気を前記蒸気タービンに供給する主蒸気ラインと、
    　前記主蒸気ラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整する主蒸気弁と、
    　前記主蒸気ラインから分岐し、前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に接続されたバイパスラインと、
    　前記バイパスラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整するバイパス弁と、
    　前記主蒸気弁を開いた状態とし、前記燃料調整弁の開度を前記ガスタービン及び前記蒸気タービンの合計負荷の目標値に応じた開度とし、前記バイパス弁を閉じた状態とする閉バイパス運転と、前記閉バイパス運転において、前記合計負荷の前記目標値を下げる負荷下げ要求が入力された場合に、前記主蒸気弁を開いた状態で、前記燃料調整弁の開度を前記目標値に応じて減少させ、前記バイパス弁を開いた状態とした後、前記合計負荷が前記目標値に到達した場合に前記バイパス弁を閉じた状態とする負荷下げ追従運転と、を前記燃料調整弁、前記主蒸気弁及び前記バイパス弁に対して行わせる制御部と、を備えるコンバインドサイクルプラント。
  2. 　前記制御部は、前記負荷下げ追従運転において、前記バイパス弁の開度を徐々に変化させる請求項１に記載のコンバインドサイクルプラント。
  3. 　前記制御部は、前記負荷下げ追従運転において、前記バイパス弁を閉じた状態とすることで前記蒸気タービンの負荷が増加する場合には、前記蒸気タービンの負荷の増加に応じて前記ガスタービンの負荷が減少するように、前記燃料調整弁の開度を減少させる請求項１又は請求項２に記載のコンバインドサイクルプラント。
  4. 　前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に配置される復水器をさらに備え、
    　前記蒸気タービン及び前記バイパスラインは、前記復水器に接続される請求項１から請求項３のいずれか一項に記載のコンバインドサイクルプラント。
  5. 　前記復水器を冷却する冷却水を前記復水器に供給する冷却水供給部をさらに備え、
    　前記制御部は、前記閉バイパス運転において前記復水器に供給する冷却水の単位時間当たりの量よりも、前記負荷下げ追従運転において前記復水器に供給する冷却水の単位時間当たりの量の方が多くなるようにするポンプ制御部を有する請求項４に記載のコンバインドサイクルプラント。
  6. 　前記冷却水供給部は、
    　前記閉バイパス運転及び前記負荷下げ追従運転において前記復水器に冷却水を供給する第１供給部と、
    　前記負荷下げ追従運転において前記第１供給部と共に前記復水器に冷却水を供給する第２供給部と、を有する請求項５に記載のコンバインドサイクルプラント。
  7. 　前記制御部は、前記閉バイパス運転において、前記合計負荷の前記目標値を上げる負荷上げ要求が入力される場合には、前記主蒸気弁を開いた状態で、前記バイパス弁を開いた状態として前記負荷上げ要求の入力を待機し、前記負荷上げ要求の入力後に前記燃料調整弁の開度を前記目標値に応じて増加させ、前記バイパス弁を閉じた状態とする負荷上げ追従運転を、前記燃料調整弁、前記主蒸気弁及び前記バイパス弁に対して行わせる請求項１から請求項６のいずれか一項に記載のコンバインドサイクルプラント。
  8. 　空気を圧縮する圧縮機と、燃料供給ラインから燃料が供給され前記圧縮機で圧縮された圧縮空気を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器で生じた燃焼ガスにより回転するタービンと、を有し、燃料供給量を調整する燃料調整弁が前記燃料供給ラインに設けられたガスタービンと、
    　前記ガスタービンから排出される排ガスの熱を回収し蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気により回転する蒸気タービンと、
    　前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気を前記蒸気タービンに供給する主蒸気ラインと、
    　前記主蒸気ラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整する主蒸気弁と、
    　前記主蒸気ラインから分岐し、前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に接続されたバイパスラインと、
    　前記バイパスラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整するバイパス弁と、
    　前記主蒸気弁を開いた状態とし、前記燃料調整弁の開度を前記ガスタービン及び前記蒸気タービンの合計負荷の目標値に応じた開度とし、前記バイパス弁を閉じた状態とする閉バイパス運転と、前記閉バイパス運転において、前記合計負荷の前記目標値を上げる負荷上げ要求が入力される場合には、前記主蒸気弁を開いた状態で、前記バイパス弁を開いた状態として前記負荷上げ要求の入力を待機し、前記負荷上げ要求の入力後に前記燃料調整弁の開度を前記目標値に応じて増加させ、前記バイパス弁を閉じた状態とする負荷上げ追従運転と、を前記燃料調整弁、前記主蒸気弁及び前記バイパス弁に対して行わせる制御部と、を備えるコンバインドサイクルプラント。
  9. 　前記制御部は、前記負荷上げ追従運転において、前記バイパス弁の開度を徐々に変化させる請求項７又は請求項８に記載のコンバインドサイクルプラント。
  10. 　前記制御部は、前記負荷上げ追従運転において、前記バイパス弁を開いた状態とすることで前記蒸気タービンの負荷が減少する場合には、前記蒸気タービンの負荷の減少に応じて前記ガスタービンの負荷が増加するように、前記燃料調整弁の開度を増加させる請求項７から請求項９のいずれか一項に記載のコンバインドサイクルプラント。
  11. 　前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に配置される復水器をさらに備え、
    　前記蒸気タービン及び前記バイパスラインは、前記復水器に接続される請求項８から請求項１０のいずれか一項に記載のコンバインドサイクルプラント。
  12. 　前記復水器を冷却する冷却水を前記復水器に供給する冷却水供給部をさらに備え、
    　前記制御部は、前記閉バイパス運転において前記復水器に供給する冷却水の単位時間当たりの量よりも、前記負荷上げ追従運転において前記復水器に供給する冷却水の単位時間当たりの量の方が多くなるようにするポンプ制御部を有する請求項１１に記載のコンバインドサイクルプラント。
  13. 　前記冷却水供給部は、
    　前記閉バイパス運転及び前記負荷下げ追従運転において前記復水器に冷却水を供給する第１供給部と、
    　前記負荷上げ追従運転において前記第１供給部と共に前記復水器に冷却水を供給する第２供給部と、を有する請求項１２に記載のコンバインドサイクルプラント。
  14. 　空気を圧縮する圧縮機と、燃料供給ラインから燃料が供給され前記圧縮機で圧縮された圧縮空気を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器で生じた燃焼ガスにより回転するタービンと、を有し、燃料供給量を調整する燃料調整弁が前記燃料供給ラインに設けられたガスタービンと、
    　前記ガスタービンから排出される排ガスの熱を回収し蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気により回転する蒸気タービンと、
    　前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気を前記蒸気タービンに供給する主蒸気ラインと、
    　前記主蒸気ラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整する主蒸気弁と、
    　前記主蒸気ラインから分岐し、前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に接続されたバイパスラインと、
    　前記バイパスラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整するバイパス弁と、を備えるコンバインドサイクルプラントの運転制御方法であって、
    　前記主蒸気弁を開いた状態とし、前記燃料調整弁の開度を前記ガスタービン及び前記蒸気タービンの合計負荷の目標値に応じた開度とし、前記バイパス弁を閉じた状態とする閉バイパス運転を行うことと、
    　前記閉バイパス運転において前記合計負荷の目標値を下げる負荷下げ要求が入力された場合に、前記主蒸気弁を開いた状態で、前記燃料調整弁の開度を前記目標値に応じて減少させ、前記バイパス弁を開いた状態とした後、前記合計負荷が前記目標値に到達した後に前記バイパス弁を閉じた状態とする負荷下げ追従運転を行うことと、を含むコンバインドサイクルプラントの運転制御方法。
  15. 　空気を圧縮する圧縮機と、燃料供給ラインから燃料が供給され前記圧縮機で圧縮された圧縮空気を燃焼させる燃焼器と、前記燃焼器で生じた燃焼ガスにより回転するタービンと、を有し、燃料供給量を調整する燃料調整弁が前記燃料供給ラインに設けられたガスタービンと、
    　前記ガスタービンから排出される排ガスの熱を回収し蒸気を生成する排熱回収ボイラと、
    　前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気により回転する蒸気タービンと、
    　前記排熱回収ボイラで生成された前記蒸気を前記蒸気タービンに供給する主蒸気ラインと、
    　前記主蒸気ラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整する主蒸気弁と、
    　前記主蒸気ラインから分岐し、前記蒸気タービンよりも前記蒸気の流れ方向下流側に接続されたバイパスラインと、
    　前記バイパスラインに設けられ、前記蒸気の流通量を調整するバイパス弁と、を備えるコンバインドサイクルプラントの運転制御方法であって、
    　前記主蒸気弁を開いた状態とし、前記燃料調整弁の開度を前記ガスタービン及び前記蒸気タービンの合計負荷の目標値に応じた開度とし、前記バイパス弁を閉じた状態とする閉バイパス運転を行うことと、
    　前記閉バイパス運転において、前記合計負荷の前記目標値を上げる負荷上げ要求が入力される場合には、前記主蒸気弁を開いた状態で、前記バイパス弁を開いた状態として前記負荷上げ要求の入力を待機し、前記負荷上げ要求の入力後に前記燃料調整弁の開度を前記目標値に応じて増加させ、前記バイパス弁を閉じた状態とする負荷上げ追従運転を行うことと、を含むコンバインドサイクルプラントの運転制御方法。
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