JP2004060615A

JP2004060615A - Control device for gas turbine plant and operation control method for gas turbine plant

Info

Publication number: JP2004060615A
Application number: JP2002223796A
Authority: JP
Inventors: Yoshiko Shimizu; 清水　佳子; Masayuki Toubou; 当房　昌幸; Toshihiko Tanaka; 田中　俊彦
Original assignee: Toshiba Corp
Current assignee: Toshiba Corp
Priority date: 2002-07-31
Filing date: 2002-07-31
Publication date: 2004-02-26

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To quickly restore a system frequency into a desirable value by producing an almost ideal change in the flow rate of a fuel while maintaining a governor free function even when detecting a failure in the system frequency. <P>SOLUTION: This control device comprises speed control means for inputting a load setting signal and a gas turbine speed signal to be coordinated in accordance with the output of a generator and computing a governor free speed control signal, means for computing a speed load control signal from the speed control signal and a non-load rated speed bias signal, means for computing an exhaust gas temperature control signal for limiting a fuel so that an exhaust gas temperature does not exceeds a limiting value, means for inputting the speed load control signal and the exhaust gas temperature control signal and selectively outputting a low-value signal, means for detecting a failure in a power system, and signal generating means provided in the speed load control means for outputting a preset fuel bias amount with the elapse of time. During the operation of system condition failure detecting means, the speed load control signal is corrected with an output signal from the signal generating means. <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、ガスタービン設備の制御装置およびガスタービン設備の運転制御方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
一般に、ガスタービン発電プラントは、ガスタービンと同軸に設けた空気圧縮機により空気を高温高圧の空気に圧縮し、この圧縮空気と燃料とを燃焼器で燃焼させ、燃焼ガスをガスタービンに供給してガスタービンを駆動するように構成されている。
【０００３】
図８は、ガスタービン発電プラントの概略構成図である。図８において、入口空気案内翼１を介して取り入れられた空気は、空気圧縮機２にて高圧空気に圧縮され、その圧縮空気は空気流路３を通って燃焼器４に入り燃料の燃焼用空気として使用される。一方、燃料制御弁５を介して供給された燃料は、燃料バーナー６から燃焼器４内に入り、ここで燃焼して高温高圧ガスとなる。この燃焼ガスはガスタービン７に入り、断熱膨張してガスタービン軸８を回転させ、同軸に結合されている発電機９を回転させて発電機出力を得る。
【０００４】
ガスタービン７から排出された高温の排ガスは、コンベンショナル発電の場合、熱交換器を介さずに煙突に導かれ、コンバインドサイクル発電プラントの場合は、排熱回収ボイラの熱源として使用された後、同様に煙突に導かれるようになっている。
【０００５】
ガスタービン制御装置１０は、ガスタービン軸８に取付けた歯車１１に対向して設けた速度検出器１２から得たガスタービン速度信号Ｎ、空気圧縮機の出口に設けた空気圧力検出器１３により検出した空気圧力検出値ＰＤＣ、ガスタービン排ガス出口部に設けた排ガス温度検出器１４からの排ガス温度ＴＸおよび発電機出力検出器１５からの発電機出力ＭＷ等のガスタービンプラントの諸信号を入力して燃料制御信号ＦＲＥＦを演算し、この燃料制御信号ＦＲＥＦを燃料制御弁５に与えて燃料流量を調節している。
【０００６】
図９は、前記ガスタービン制御装置１０のブロック図を示す。ガスタービン制御装置１０は、発電機９の負荷を制御するための速度負荷制御信号ＦＮを出力する速度負荷制御部１６と、ガスタービン７の排ガス温度を所定上限値ＴＸＲに制御するための排ガス温度制御信号ＦＴを出力する排ガス温度制御部１８と、これら速度負荷制御信号ＦＮおよび排ガス温度制御信号ＦＴを入力し、このうちいずれか小さい方の入力信号を選択して燃料制御信号ＦＲＥＦとして出力する燃料制御信号選択部１７とを備えている。
【０００７】
このうち、前記速度負荷制御部１６は、初期値として定格回転数に設定された負荷設定信号ＮＲを出力する負荷設定部１９と、この負荷設定信号ＮＲからガスタービン７の速度信号Ｎを減算して偏差信号ＮＥを作成する減算器２０と、この偏差信号ＮＥを比例演算する比例演算器２１と、無負荷状態のガスタービン７・発電機９を定格回転数に維持するために必要な燃料流量に相当する無負荷定格速度バイアス信号ＦＳＮＬＢを発生する信号発生器２２と、前記比例演算器２１の出力信号および信号発生器２２の出力信号ＦＳＮＬＢとを加算して速度負荷制御信号ＦＮを作成する加算器２３とを備えている。なお、破線枠で囲った部分すなわち、速度偏差ＮＥを作成する減算器２０から比例制御信号を出力する比例演算器２１までの部分２４をガバナーフリー速度制御手段と呼ぶ。
【０００８】
一方、排ガス温度制御部１８は、排ガス温度上限設定値ＴＸＲから排ガス温度測定値ＴＸを減算して排ガス温度偏差信号ＴＥを得る減算器２５と、前記燃料制御信号ＦＲＥＦに遅れ演算器の定数Ｚ^−１を乗じて遅れ信号を出力する遅れ演算器２６と、この遅れ信号および前記排ガス温度偏差信号ＴＥとを加算する加算器２７とを備えている。
【０００９】
ガスタービン７の起動は、図示を省略している起動制御部にて燃料流量を調節して定格回転数まで昇速される。この時点では燃料流量が少ないので、排ガス温度ＴＸは所定の上限値ＴＸＲよりも低い。従って、この時点では加減算器２５の演算の結果得られる偏差信号ＴＥは正の値となる。そして、遅れ演算器２６により得られる前回の燃料制御信号ＦＲＥＦとＴＥを減算器２５で足した結果、排ガス温度制御信号ＦＴが得られる。
【００１０】
仮に、燃料制御信号ＦＲＥＦとして排ガス温度制御信号ＦＴが選択されていた場合、つまり、排ガス温度制御信号ＦＴが速度負荷制御信号ＦＮよりも小さい値であったとすると、ガスタービンの起動運転中は上述したとおり排ガス温度が低いためＴＥは常に正の値であるので、排ガス温度制御信号ＦＴは、前回の燃料制御信号ＦＲＥＦにＴＥを加えた値となって、より大きい値となることを続け、これは排ガス温度制御信号ＦＴが速度負荷制御信号ＦＮよりも大きい値になるまで続く。この結果、最終的には、燃料制御信号選択部１７により速度負荷制御信号ＦＮが燃料制御信号ＦＲＥＦとして選択される。
【００１１】
逆に、仮に、燃料制御信号ＦＲＥＦとして速度負荷制御信号ＦＮが選択されていた場合、つまり、排ガス温度制御部１８からの排ガス温度制御信号ＦＴが速度負荷制御部１６からの速度負荷制御信号ＦＮより大きい値であれば、ガスタービンの起動運転中は上述したとおり排ガス温度が低いためＴＥは常に正の値であるので、排ガス温度制御信号ＦＴは、前回の燃料制御信号ＦＲＥＦにＴＥを加えた値となって、常に速度負荷制御信号ＦＮより大きい値を取るため、速度負荷制御信号ＦＮが燃料制御信号ＦＲＥＦとして選択され続ける。
【００１２】
このように、ガスタービン７が起動制御部にて燃料流量を調節して定格回転数まで昇速された段階では、速度負荷制御信号ＦＮが燃料制御信号ＦＲＥＦとして選択されるようになっており、ガスタービン７は、速度負荷制御部１６にて定格回転数で保持されることになる。
【００１３】
速度負荷制御部１６は、発電機８が無負荷であるときにはガスタービン７を定格回転数に維持し、発電機８が電力系統に並入されたときには定格回転数を維持しつつ負荷設定部１９により設定した出力を生じるように機能する。すなわち負荷設定部１９の負荷設定信号ＮＲの初期値は定格回転数に設定されており、この初期値とガスタービン回転数Ｎとの速度偏差ＮＥが無負荷定格速度バイアス信号ＦＳＮＬＢと加算されて速度負荷制御信号ＦＮとして出力され、無負荷状態のガスタービン７には定格回転数を維持するために必要な燃料流量が供給される。
【００１４】
この状態で、発電機９が電力系統に並入された後負荷運転状態に入ると、発電機出力ＭＷと負荷設定部１９の負荷設定値との発電機出力偏差を解消するように、負荷設定信号ＮＲを増減する制御が、負荷設定部１９で行われる。
【００１５】
一方、排ガス温度制御部１８は、ガスタービン７の高温部材料に熱応力がかからない状態でガスタービン７の効率を高くするために、排ガス温度ＴＸを所定の上限値ＴＸＲになるように制御するものである。なお、本来ならば、ガスタービン７の高温部材料の熱応力検出には、ガスタービン７のガス入口温度を検出するのが好ましいが、ガスタービン７のガス入口温度は千数百℃の高温であるため、排ガス温度ＴＸにから等価的に入口ガス温度を監視制御するようにしている。
【００１６】
この排ガス温度制御部１８は、減算器２５で所定上限値ＴＸＲと排ガス温度ＴＸとの排ガス温度偏差ＴＥを算出し、その排ガス温度偏差ＴＥを加減算器２７で燃料制御信号ＦＲＥＦの遅れ信号と加算して、排ガス温度制御信号ＦＴを生成するので、燃料流量が増加していくにつれ、ガスタービン７の排ガス温度ＴＸが上昇し、排ガス温度偏差ＴＥが徐々に減少する。やがて、排ガス温度ＴＸが所定上限値ＴＸＲに達すると、排ガス温度偏差ＴＥは零となる。そして排ガス温度ＴＸが所定上限値ＴＸＲを越えると排ガス温度偏差ＴＥは負となるため、排ガス温度制御信号ＦＴは燃料制御信号ＦＲＥＦよりも排ガス温度偏差ＴＥだけ小さい値となる。この排ガス温度制御信号ＦＴが燃料制御信号ＦＲＥＦよりも小さい値となることは、排ガス温度制御信号ＦＴの方が速度負荷制御信号ＦＮの値よりも小さくなることを意味する。この結果、燃料制御信号選択部１７は速度負荷制御信号ＦＮに代わって排ガス温度制御信号ＦＴが燃料制御信号ＦＲＥＦとして選択出力する。排ガス温度偏差ＴＥが負の間は、排ガス温度制御信号ＦＴが燃料制御信号ＦＲＥＦとして選択されることになり、この間、燃料制御信号ＦＲＥＦは減り続ける。結局、排ガス温度ＴＸが所定上限値ＴＸＲ以下となって排ガス温度偏差ＴＥが零また正となるように、排ガス温度制御信号ＦＴが変化する。
以上述べたとおり、従来のガスタービン制御により、熱応力を回避できる範囲で速度負荷制御が行われている。
【００１７】
ところが、このような従来のガスタービン制御装置１０では、電力系統に急峻な周波数変動があると、以下で述べるような望ましくない挙動を示すことが知られており、例えば以下の公知文献でも指摘されている。
［文献１］
Ｒｏｗｅｎ，　Ｗ．Ｉ．（ＧＥ）：　Ｄｙｎａｍｉｃ　ｒｅｓｐｏｎｓｅ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｈｅａｖｙ　ｄｕｔｙ　ｇａｓ　ｔｕｒｂｉｎｅｓ　ａｎｄ　ｃｏｍｂｉｎｅｄ　ｃｙｃｌｅ　ｓｙｓｔｅｍｓ　ｉｎ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｒｅｇｕｌａｔｉｎｇ　ｄｕｔｙ。　ＩＥＥ　Ｃｏｌｌｏｑｕｉｕｍ　ｏｎ　’Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　Ｃｏｎｔｒｏｌ　Ｃａｐａｂｉｌｉｔｙ　ｏｆ　Ｇｅｎｅｒａｔｉｎｇ　Ｐｌａｎｔ’　（Ｄｉｇｅｓｔ　Ｎｏ．　１９９５／０２８）　（ＵＫ），　４４、　Ｐ．Ｐ．　６／１−６　（１９９５）．
【００１８】
ガスタービン７が定格負荷またはその近傍で運転されている状態では、排ガス温度ＴＸは所定上限値ＴＸＲに近い値または一致する値になっており、排ガス温度偏差ＴＥは小さな正の値または零である。そして、排ガス温度制御信号ＦＴは速度負荷制御信号ＦＮよりも大きい値か等しい値となっている。この結果、燃料制御信号ＦＲＥＦとしては速度負荷制御信号ＦＮが選択されている。排ガス温度偏差ＴＥは小さな正の値または０であるので、排ガス温度制御信号ＦＴは燃料制御信号ＦＲＥＦと一致しているか、小さな正の値だけ大きいかのいずれかである。
【００１９】
この状態で、系統周波数が低下したとする。このとき、速度偏差ＮＥは正となるため、ガバナーフリー制御動作により、速度負荷制御信号ＦＮは増加する。これに対して排ガス温度制御信号ＦＴは燃料制御信号ＦＲＥＦとほぼ一致している。この結果、速度負荷制御信号ＦＮが増加すると、燃料制御信号ＦＲＥＦとして排ガス温度制御信号ＦＴが選択されるようになる。
【００２０】
一方で、系統周波数低下によりガスタービン７の回転数Ｎが低下するため、圧縮機２から吐出される空気流量が減少する。この結果、燃料と空気の割合が変化するので、燃焼温度が上昇し、これに従って排ガス温度ＴＸが上昇する。排ガス温度ＴＸが上昇し所定上限値ＴＸＲを越えると排ガス温度偏差ＴＥは負となり、排ガス温度制御信号ＦＴは減少する。この結果、燃料制御信号ＦＲＥＦは減少する。燃料制御信号ＦＲＥＦが減少するため、ガスタービン７で発生する機械出力が減少し、これに従って発電機出力も減少する。
【００２１】
系統周波数維持の観点に立てば、系統周波数が低下している状態は電力需要が供給量を上回った結果であり、電力供給量を増加させることにより所定の系統周波数へ復帰することが望ましい。しかし、上述したとおり、従来のガスタービン制御によれば発電機の出力低下を招くこととなり、系統周波数維持の上からは好ましくない。
【００２２】
【発明が解決しようとする課題】
排ガス温度に対する所定上限値ＴＸＲは、ガスタービン発電設備を通常考えられる期間（数万時間から数十万時間）に渡って使用するに際して守るべき熱応力から決定されている。これに対して系統周波数低下は短時間（数秒から数分）の出来事であり、こうした短時間に限って所定上限値ＴＸＲを従来よりも高い値へと変更することが可能である。系統事故などにより電力系統周波数の低下が予想されるときまたは実際に系統周波数が低下したときに、所定上限値ＴＸＲを高い値へ変更することにより、ガバナーフリー動作による燃料流量増加を期待することができる。
【００２３】
しかし、ガバナーフリー動作は、系統周波数が低下してから初めて効果を発揮する。これに対して系統事故発生から周波数低下までには、系統構成によって決まる慣性により、若干（数百ミリ秒程度）の時間がかかる。周波数復帰をより理想的に実現するためには、電力系統事故発生をトリガーとし、予想される周波数低下分に相当する燃料流量を先行的に増加させることが効果的である。予想される周波数低下分は、電力アンバランス量すなわち系統周波数低下時の電力系統負荷遮断量に応じて予め定めておくことが可能である。
【００２４】
一方、タービンの保安すなわちオーバースピード発生防止の観点から、先行的に燃料流量を増加させる際にガバナーフリー制御を除外することはできないので、ガバナーフリー制御と先行的な燃料流量増加との協調を取る必要がある。
【００２５】
本発明は、以上述べた課題に鑑み、系統周波数の異常が検出された場合は、ガスタービンの出力を調整して系統周波数の回復に寄与できるように、予め定められたガスタービンの燃料流量バイアスに従って燃料流量補正量を決定し、ガスタービン燃料調整を行うようにしたガスタービン設備の制御装置およびガスタービン設備の制御方法を提供することを目的とするものである。
【００２６】
【課題を解決するための手段】
上記の目的を達成するために、請求項１に係わるガスタービン設備の制御装置の発明は、圧縮機および発電機とともに軸結合されるガスタービンと、前記圧縮機からの吐出空気と燃料配管を経て送給される燃料とを混合燃焼して前記ガスタービンに燃焼ガスを送給する燃焼器と、発電機出力に基づいて調整される負荷設定信号およびガスタービン速度信号を入力してガバナーフリー速度制御信号を演算するガバナーフリー速度制御手段と、このガバナーフリー速度制御手段から出力されたガバナーフリー速度制御信号および無負荷定格速度バイアス信号から速度負荷制御信号を演算する速度負荷制御手段と、ガスタービンの排ガス温度が制限値を越えないように燃料を制限する排ガス温度制御信号を演算する排ガス温度制限手段と、これら速度負荷制御信号および排ガス温度制御信号を入力していずれか低値の信号を選択し出力する燃料制御信号選択手段と、電力系統が正常に運用される範囲を逸脱する状態を検出する系統状態異常検出手段と、前記速度負荷制御手段に設けられ、時間の経緯とともに予め定めた燃料バイアス量を出力する信号発生手段と、前記系統状態異常検出手段の動作時、前記信号発生手段の出力信号により、前記速度負荷制御信号を補正するようにしたことを特徴とするものである。
【００２７】
この請求項１の発明によれば、系統周波数の異常が検出された場合はガスタービンの出力を調整して系統周波数の回復に寄与できるように、予め定められたガスタービンの燃料流量バイアスに従って燃料流量補正量を決定し、これによりガスタービン燃料調整を行うことができる。
【００２８】
また、請求項２に係るガスタービン設備の制御装置の発明は、請求項１において、定格回転数と実速度との偏差にガバナーフリーゲインを掛けてガバナー動作相当信号を作成する手段を前記速度負荷制御手段に設け、このガバナー動作相当信号を前記信号発生手段から出力される燃料バイアス量の補正信号としたことを特徴とするものである。
【００２９】
この請求項２の発明によれば、請求項１と同様に、系統周波数低下に伴って燃料流量バイアスに従ってガスタービン燃料調整を行うものであるが、特に、ガバナーフリー制御機能との協調をとることができる。
【００３０】
また、請求項３に係るガスタービン設備の制御装置の発明は、請求項１または請求項２において、前記系統状態異常検出手段は、少なくとも系統周波数の低下、電力系統の負荷遮断量のいずれか一つを検出することを特徴とするものである。
この請求項３の発明によれば、実際の周波数を計測して用いることから精度の高い制御信号を得ることができる。
【００３１】
また、請求項４に係るガスタービン設備の制御装置の発明は、請求項１または請求項２において、前記燃料バイアス量は、系統周波数の低下の大きさ、または電力系統の負荷遮断量を検出することを特徴とする。
【００３２】
請求項４の発明によれば、系統周波数低下量に応じて負荷遮断がなされ、また、遮断した負荷量により最低系統周波数が概ね決定されることから請求項３のように実際の周波数を計測する場合のように時間遅れがなく、燃料流量増加までに時間がかからない特長がある。
【００３３】
また、請求項５に係るガスタービン設備の制御装置の発明は、請求項１において、前記排ガス温度制御手段に設けられ、周波数変動に備えた燃料流量余裕代分に相当する信号を発生する第２の信号発生手段と、通常運転時、ガスタービンの排ガス温度が制限値を越えないように燃料を制限する排ガス温度制御信号から前記周波数変動に備えた燃料流量余裕代分に相当する信号を差し引く手段と、を設けたことを特徴とする。
この請求項５の発明によれば、使用される燃料流量バイアス値を排ガス温度制御によって除外されることなくガスタービン設備の制御を行うことができる。
【００３４】
さらに、請求項６に係るガスタービン設備の運転制御方法の発明は、圧縮機および発電機とともに軸結合されるガスタービンと、前記圧縮機からの吐出空気と燃料配管を経て送給される燃料とを混合燃焼して前記ガスタービンに燃焼ガスを送給する燃焼器と、発電機出力に基づいて調整される負荷設定信号およびガスタービン速度信号を入力してガバナーフリー速度制御信号を演算するガバナーフリー速度制御手段と、このガバナーフリー速度制御手段から出力されたガバナーフリー速度制御信号および無負荷定格速度バイアス信号から速度負荷制御信号を演算する速度負荷制御手段と、ガスタービンの排ガス温度が制限値を越えないように燃料を制限する排ガス温度制御信号を演算する排ガス温度制限手段と、これら速度負荷制御信号および排ガス温度制御信号を入力していずれか低値の信号を選択出力する燃料制御信号選択手段と、を備えたガスタービン設備の運転制御方法において、電力系統が正常に運用される範囲を逸脱するような状態になったとき、前記速度負荷制御信号を予め定められたガスタービンの燃料バイアス量によって補正してガスタービン出力運転を行うことを特徴とする。
【００３５】
この請求項６の発明によれば、系統周波数の異常が検出された場合はガスタービンの出力を調整して系統周波数の回復に寄与できるように、予め定められたガスタービンの燃料流量バイアスに従って燃料流量補正量を決定し、これによりガスタービン燃料調整を行うことができる。
【００３６】
さらに、請求項７に係るガスタービン設備の運転制御方法の発明は、請求項６において、定格回転数と実速度との偏差にガバナーフリーゲインを掛けてガバナー動作相当信号を作成し、このガバナー動作相当信号により前記信号発生器から出力される燃料バイアス量を補正することを特徴とする。
【００３７】
さらに、請求項８に係るガスタービン設備の運転制御方法の発明は、請求項６において上記燃料流量補正量は、上記の予め定められたガスタービンの燃料流量バイアスからガバナーフリー速度制御で付加される燃料流量から差し引いた燃料補正分を演算し、その燃料補正分を燃料流量に加算する手段を備えたことを特徴とする。
【００３８】
さらに、請求項９に係るガスタービン設備の運転制御方法の発明は、請求項６において、予め定められたガスタービンの燃料流量バイアスは、系統周波数の低下の大きさ、または負荷遮断量に応じて設定することを特徴とする。
【００３９】
また更に、請求項１０に係るガスタービン設備の運転制御方法の発明は、請求項６において、予め定められたガスタービンの燃料流量バイアスは、系統周波数低下時の電力系統負荷遮断に応じて設定することを特徴とする。
【００４０】
また更に、請求項１１に係るガスタービン設備の運転制御方法の発明は、請求項６において、通常運転時、ガスタービンの排ガス温度が制限値を越えないように燃料を制限する第１の排ガス温度制御信号から周波数変動に備えた余裕代分を差し引いてなる第２の排ガス温度制御信号を燃料制御信号とすることを特徴とする。
【００４１】
また更に、請求項１２に係るガスタービン設備の運転制御方法の発明は、請求項１１において、通常運転時、第２の排ガス温度制御信号を採用し、電力系統に系統周波数低下が生じたときは第１の排ガス温度制御信号に切り替えることを特徴とする。
【００４２】
この請求項１２に係る発明によれば、通常運転時は第２の排ガス温度制御信号を採用し、電力系統に系統周波数低下が生じたときは第１の排ガス温度制御信号に切り替えることにより、通常運転時における長時間許容される熱応力と、系統周波数低下という緊急時に短時間のみ許容できる熱応力との両方を満たすように、排ガス温度制御を実現させることができる。
【００４３】
【発明の実施の形態】
以下、図面を参照して本発明の実施の形態を説明する。なお、各図の要素のうち、同一要素には同一符号を、関連する部分には添字（−１〜−３）を付けることにより対応関係を明確にし、重複した説明を省略する。
【００４４】
＜第１の実施の形態＞
本発明の第１実施形態を図１に示す。
図１において、１０−１は本実施の形態によるガスタービン制御装置を示す図であり、１６−１は速度負荷制御手段である速度負荷制御部、１８−１は排ガス温度制御手段である排ガス温度制御部である。
【００４５】
まず、速度負荷制御部１６−１の構成から説明する。２８はガスタービンの定格回転数１００％に相当する信号を発生させる信号発生器である。２９は減算器であり、前記信号発生器２８の出力信号から実回転速度Ｎを減算し、その速度偏差を比例演算器３０に入力する。この比例演算器３０は前述した図９の比例演算器２１に設定されている値と同じ値が設定されており、入力した偏差を比例演算することにより、ガバナー動作相当信号ＮＥＤＰを出力する。
【００４６】
一方、３１は燃料バイアス量を発生する第２の信号発生手段である信号発生器であり、入力信号ＳＴＴが偽すなわち「０」から真すなわち「１」に変化したときをトリガーとして出力演算を開始し、時間の経過に従って変化するように予め決められた値を出力する。この信号発生器３１の出力信号は減算器３２において前記比例演算器３０から出力されたガバナー動作相当信号ＮＥＤＰで減算される。減算器３２の偏差信号はスイッチ３３のａ端子に入力される。
【００４７】
このスイッチ３３は、制御端子ｃに前記入力信号ＳＴＴ＝「０」が入力されたときは別途設けた信号発生器３４の出力信号０を選択出力し、逆に入力信号ＳＴＴ＝「１」が入力されたときは減算器３２から出力される偏差を選択して出力するように構成されている。そしてこのスイッチ３３の出力信号Ｆｘは加算器３５において前述した加算器２３の出力ＦＮＯと加算される。なお、その他の構成、要素並びに信号等は従来例の図９の場合と同じなので説明を省略する。前記信号ＳＴＴは系統周波数変動が生じたときに真すなわち「１」、それ以外の通常運転時には偽すなわち「０」である。
【００４８】
次に、排ガス温度制御部１８−１の構成について説明する。３６は常時「０」の信号値を出力する信号発生器であり、３７は系統周波数変動時に燃料流量の余裕代分に相当する信号ＦＡを出力する信号発生器である。３８は前記スイッチ３３と同じ構成・機能を有するスイッチであり、入力信号ＳＴＴが「０」のときすわなち系統周波数変動が生じていない通常運転のときは、ｂ端子の入力信号を選択して燃料流量の余裕代分に相当する信号ＦＡを出力し、入力信号ＳＴＴが「１」のときすなわち、系統周波数変動が生じているときは、ａ端子の入力信号を選択して値が０の信号を出力する。
３９は減算部であり、前記減算部２７の偏差出力ＦＴＯからスイッチ３８の出力を減算し、偏差ＦＴを出力する。
【００４９】
次に、ガスタービン制御装置１０−１の作用について説明する。
（ｉ）系統周波数変動が生じていないとき。
系統周波数に変動が生じていないときは、速度負荷制御部１６−１に設けられたスイッチ３３に入力される信号ＳＴＴは「０」である。このため、スイッチ３３はｂ端子側の入力信号を選択し、信号発生器３４の０信号を出力する。この結果、加算器３５は加算器２３の出力ＦＮ０をそのままの大きさで出力し、燃料制御信号選択手段である燃料制御信号選択部１７に入力される速度負荷制御信号ＦＮとしては図９の従来技術の制御信号と同じ値となる。
【００５０】
一方、排ガス温度制御部１８−１に設けられたスイッチ３８の入力信号ＳＴＴの値も「０」であるため、スイッチ３８はｂ端子側の入力信号を選択し、信号発生器３７の信号ＦＡを出力する。減算器３９は信号ＦＴ０から信号ＦＡを減算して排ガス温度制御信号ＦＴを出力する。この結果、前記燃料制御信号選択部１７に入力される排ガス温度制御信号ＦＴは従来技術の場合よりもＦＡだけ小さい値となる。
【００５１】
このように、系統周波数変動が生じていないときは、前記燃料制御信号選択部１７に入力される速度負荷制御信号ＦＮは従来技術と同じ制御演算により決定され、一方、排ガス温度制御信号ＦＴは従来技術よりも小さい値となっている。
【００５２】
この結果、系統周波数変動が生じていないときは、燃料制御信号選択部１７は排ガス温度制御信号ＦＴを選択して燃料制御信号ＦＲＥＦとして出力するので、ガスタービン７はこの排ガス温度制御信号ＦＴに基づいて運転されることになる。
【００５３】
（ｉｉ）系統周波数変動が生じたとき。
系統周波数に変動が生じたとき、ＳＴＴは「０」から「１」に変化する。これにより、排ガス温度制御装置１８−１内のスイッチ３８はａ端子側の入力信号すなわち信号発生器３６の０値を出力する。この結果、スイッチ３８の出力は定常状態に比べてＦＡの分だけ大きな値を出力する。すなわち、減算器３９は前記減算器２７の出力信号ＦＴＯをそのまま出力することになるので、排ガス温度制御信号ＦＴは、ＳＴＴが「０」だった定常状態に比べてＦＡの分だけ大きな値となる。
【００５４】
一方、ＳＴＴが「１」になることにより、速度負荷制御部１６−１内の減算器３２は信号発生器３１の出力値からガバナー動作相当信号ＮＥＤＰを減算した値を出力し、スイッチ３３のａ端子側に出力する。これによりスイッチ３３は定常状態よりも大きな値の偏差信号Ｆｘを加算器３５に供給する。この結果、加算器３５は定常状態よりも信号発生器３１の出力信号に従って増加方向に変化していく速度負荷制御信号ＦＮを出力する。
【００５５】
排ガス温度制御信号ＦＴは系統周波数変動が生じていないときに比べＦＡだけ大きくなるため、燃料制御信号選択部１７は燃料制御信号ＦＲＥＦとして、小さい値の速度負荷制御信号ＦＮを選択出力する。この結果、系統周波数変動時にはガスタービンの燃料流量は、理想的な形で制御することが可能となる。しかもこのとき、ガバナーフリー演算は除外されていないので、理想的な燃料流量変化とガバナーフリー機能との両立が達成されている。
【００５６】
＜第２の実施の形態＞
次に、本発明の第２実施の形態について、図２、図３、図４および図５を参照して説明する。図２はガスタービン制御装置１０−２を示す構成図である。なお、本実施の形態の構成は、排ガス温度制御部１８−２については図１の第１の実施の形態の場合と同じなので説明を省略し、速度負荷制御部１６−２について説明する。
【００５７】
図２の速度負荷制御部１６−２と、図１の速度負荷制御部１６−１との大きな違いは、速度負荷制御部１６−２の場合、速度負荷制御部１６−１の信号発生器３１に替えて信号発生手段である信号発生器４０を設けたことにある。前述した前記信号発生器３１は、ガスタービン発電機が連係されている電力系統の周波数が単に定格周波数よりも低下した場合、燃料バイアス量を出力するように構成したが、本実施の形態の信号発生器４０は、系統周波数の低下幅に応じてそれぞれ予め設定した燃料バイアス量を出力するように構成している。その他の点については図１と同一なので説明を省略する。
【００５８】
次に、図３を参照して、前記信号発生器４０に入力する信号ＳＴＴ１〜ＳＴＴｎを発生させる系統状態異常検出手段の一例について説明する。図３はｎ＝３の例を示す。４１、４２および４３はそれぞれ信号判定発生器であり、このうち信号判定発生器４１は系統周波数が定格周波数９７％以上９９％未満の範囲に存在するときのみ、動作条件が成立し、信号ＳＴＴ１＝「１」を出力する。
【００５９】
また、信号判定発生器４２は系統周波数が定格周波数９５％以上９７％未満の範囲に存在するときのみ、動作条件が成立し、信号ＳＴＴ２＝「１」を出力する。そして、信号判定発生器４３は系統周波数が定格周波数９５％未満のときのみ、動作条件が成立し、信号ＳＴＴ３＝「１」を出力する。
【００６０】
従って、電力系統の周波数が定格周波数の９９％以上の周波数で運転されている通常運転時の場合は、信号判定発生器４１、４２および４３の判定条件はいずれも成立しないため、ＳＴＴ１、ＳＴＴ２およびＳＴＴ３は全て「０」である。系統周波数が定格周波数の例えば９８％まで低下した場合、信号判定発生器４１のみ判定条件が成立し、信号判定発生器４２と４３とは判定条件が成立しない。
【００６１】
このため、ＳＴＴ１＝「１」、ＳＴＴ２＝「０」、ＳＴＴ３＝「０」となる。系統周波数が更に低下し、定格周波数の９６％となった場合、信号判定発生器４２のみ判定条件が成立し、信号判定発生器４１と４３とは判定条件が成立しない。このため、ＳＴＴ１＝「０」、ＳＴＴ２＝「１」、ＳＴＴ３＝「０」となる。更に系統周波数が低下し、定格周波数の９４％となった場合、信号判定発生器４３のみ判定条件が成立し、信号判定発生器４１と４２は判定条件が成立しない。このため、ＳＴＴ１＝「０」、ＳＴＴ２＝「０」、ＳＴＴ３＝「１」となる。以上はｎ＝３の例であるが、ｎは２以上の必要個数だけ準備する。
【００６２】
次に図４を参照して信号発生器４０の仕組みを説明する。
図４において４４、４５および４６は信号発生器であり、前記信号発生器３４および３６と同様、０信号を出力するように構成されている。そして４７、４８および４９は系統周波数変動時に燃料バイアス量を出力する信号発生部であり、ｎ個ある信号発生部のうち３個のみ表記して残りを省略している。信号発生器４７は、ＳＴＴ１が「０」のときに０を出力し、ＳＴＴ１が「１」に変化した時点をトリガーとして出力演算を開始し、時間の経過に従って変化する予め決められた値を出力する。
【００６３】
５０はこの信号発生器４２の後段に設けられたスイッチであり、前述のスイッチ３３や３８と同様に、信号ＳＴＴ１が「０」のときにはｂ側の入力信号を選択して信号発生器４４の出力信号０を出力し、選択信号ＳＴＴ１が「１」のときにはａ側の入力信号を選択して信号発生器４７の出力信号を出力するように構成されている。
【００６４】
信号発生器４８および４９も上記信号発生部４７と同様に、それぞれ選択信号ＳＴＴ２、ＳＳＴ３が「０」のときに０を出力し、ＳＴＴ２、ＳＴＴ３が「１」に変化した時点から出力演算を開始し、時間の経過に従って変化する予め決められた値を出力するように構成されている。
【００６５】
スイッチ５１および５２も上記スイッチ５０と同様に、それぞれ選択信号ＳＴＴ２、ＳＳＴ３が「０」のときにはｂ側の入力信号を選択して信号発生器４５、４６の出力信号０を出力し、選択信号ＳＴＴ２、ＳＴＴ３が「１」のときにはａ側の入力信号を選択して信号発生器４８、４９の出力信号を出力するように構成されている。
【００６６】
加算器５３は前記スイッチ５０、５１および５２の３つの出力信号を加算するように構成されているが、前述した信号判定発生器４１、４２および４３はそれぞれ予め定められた系統周波数の変動幅に対応するものだけが動作するので、その出力信号ＳＴＴ１あるいはＳＴＴ２あるいはＳＳＴ３を入力した信号発生器４７あるいは４８あるいは４９のみの出力信号を入力する。この信号発生器４７あるいは４８あるいは４９の出力信号が燃料バイアス量である。このように、図２で示した信号発生器４０は、系統周波数の低下量に見合った大きさの燃料バイアス量を発生させる。
【００６７】
図５は信号ＳＴＴ１〜ＳＴＴｎを用いて、系統周波数低下トリガー信号ＳＴＴを生成するロジック図である。図５では、ＳＴＴ１〜ＳＴＴｎのうちいずれか１つでも「１」である場合、系統周波数低下トリガー信号ＳＴＴが「１」、それ以外はＳＴＴが「０」であることを示している。
【００６８】
図２の速度負荷制御部１６−２の作用について説明する。
（ｉ）系統周波数変動が生じていないとき
系統周波数変動が生じていないとき、図３の信号判定発生器４１、４２および４３はいずれも動作せず、選択信号ＳＴＴ１〜ＳＴＴ３は全て「０」のため、図５の制御信号ＳＴＴの値は「０」である。従って、スイッチ３３のｃ端子に入力している信号ＳＴＴの値は「０」であり、スイッチ３３はｂ側入力信号である信号発生器３４から出力される０信号を出力している。この結果、加算器３５から出力される速度負荷制御信号ＦＮは、図１あるいは図９に示した制御信号と同じ値のＦＮ０である。
【００６９】
この状態では、第１の実施の形態と同様、排ガス温度制御部１８−２の制御信号ＦＴが燃料制御信号ＦＲＥＦとして出力され、ガスタービン７はこの制御信号ＦＴに基づいて運転される。
【００７０】
（ｉｉ）系統周波数変動発生時
系統周波数が変動して定格周波数の９７％以上９９％未満の範囲に入ると、ＳＴＴ１が「１」に変化する。これにより、信号発生器４７から出力される燃料バイアス量はスイッチ５０、加算器５３を介して減算器３２に入力される。減算器３２ではこの燃料バイアス量からガバナー動作相当信号ＮＥＤＰを減算した値を出力する。これにより、加算器３５から出力される速度負荷制御信号ＦＮは、加算器の出力ＦＮ０に信号発生器４０の出力信号を加算した大きさに変化していく。
【００７１】
このとき、第１の実施の形態の説明で述べたとおり、排ガス温度制御信号ＦＴはＦＡだけ大きくなっているため、燃料制御選択部１７は、速度負荷制御信号ＦＮを燃料制御信号ＦＲＥＦとして選択出力する。従って、ガスタービン７はこの速度負荷制御信号ＦＮにより、周波数変動に応じて予め決めた特性に沿って運転される。
【００７２】
なお、系統周波数の変動が定格周波数の９５％以上９７％未満の範囲に入った場合、あるいは９５％未満の範囲に入った場合も上記と同様にして、それぞれ信号発生器４８が出力する燃料バイアス量からガバナー動作相当信号ＮＥＤＰを減算した値、あるいは信号発生器４９が出力する燃料バイアス量からガバナー動作相当信号ＮＥＤＰを減算した値をそれぞれ出力する。これにより、加算器３５から出力される速度負荷制御信号ＦＮは、加算器２３の出力ＦＮ０に信号発生器４８あるいは４９の出力信号を加算した大きさに変化していく。
【００７３】
以上述べたように、系統周波数に変動が生じた場合、その変動幅に対応して予め定めた燃料バイアス量で燃料流量を制御し、理想的な形で燃料流量を制御することが可能となる。このとき、ガバナーフリー演算は除外されておらず、理想的な燃料流量変化とガバナーフリー機能とを両立させることができる。
【００７４】
＜第３実施形態＞
本発明の第３実施の形態について、図６を参照して説明する。図６はガスタービン制御装置１０−３を示す構成図である。本実施の形態の場合も、排ガス温度制御部の構成は変更せず、速度負荷制御部の構成のみに変更を加えているので、速度負荷制御部の構成について説明する。なお、図６およびその説明には、ガスタービン回転数Ｎを用いているが、回転数Ｎの代わりに系統周波数信号を用いても同様の機能が得られる。
【００７５】
図６の速度負荷制御部１６−３と、図１の速度負荷制御部１６−１との相違点は、速度負荷制御部１６−３の場合、前記信号発生器３１と前記減算器３２との間に、掛け算器５４を設けたことにあり、その他の点については図１と同一なので説明を省略する。この掛け算器５４は、信号発生器３１の出力信号に対してガスタービン回転数Ｎ％を１００で割った比率（すなわ、実回転数の定格回転数に対する割合）を掛けるようにしたものである。
【００７６】
本ガスタービン制御装置１０−３の作用について説明する。
（ｉ）系統周波数変動が生じていない場合
系統周波数変動が生じていない場合は、スイッチ３３に入力しているＳＴＴの値は「０」であり、スイッチ３３はｂ側の信号を出力している。この結果、スイッチ３３の出力信号Ｆｘは０であるので、速度負荷制御信号ＦＮは、図９に示した従来技術による制御信号と同じ値であるＦＮ０を出力する。この系統周波数変動が生じていないときは、既に説明した実施の形態同様、排ガス温度制御部１８−２の制御信号ＦＴが燃料制御信号ＦＲＥＦとして出力され、ガスタービン７はこの制御信号ＦＴに基づいて運転される。
【００７７】
（ｉｉ）系統周波数変動が生じた場合
系統周波数変動発生により、ＳＴＴが「０」から「１」に変化する。これにより、スイッチ３３はａ側の入力信号を出力する。信号発生器３１はＳＴＴが「０」から「１」に変化したときから出力演算を開始し、掛け算器５４に出力する。すると掛け算器５４は信号発生器３１の出力演算値に回転数Ｎ％を１００で割った比率を掛け算して積を求めて減算器３２に出力する。減算器３２はその積からガバナー動作相当信号ＮＥＤＰを減算し、前記スイッチ３３のａ側端子に入力する。これにより、スイッチ３３は出力信号Ｆｘを加算器３５に出力する。加算器３５の出力信号である速度負荷制御信号ＦＮは、信号発生器３１の出力信号のＮ／１００倍、すなわち、基準とする周波数変化に対する割合に従って変化していく。これにより、信号発生器３１の出力を、系統周波数変動分に見合った適正な大きさに補正することができる。
【００７８】
排ガス温度制御信号ＦＴはＦＡだけ大きくなっているため、燃料制御信号ＦＲＥＦとしては速度負荷制御信号ＦＮが選択される。この結果、系統周波数変動時に、系統周波数変動分に見合った理想的な形で燃料流量を制御することが可能となる。このとき、ガバナーフリー演算は除外されておらず、理想的な燃料流量変化とガバナーフリー機能とを両立させることができる。
【００７９】
＜第４実施形態＞
次に、本発明の第４の実施の形態について説明する。
本実施の形態を図２、図５、図４および図７を参照して説明する。本実施の形態は、第２実施形態と同様の構成および機能を持つが、図２、図５および図４内で各スイッチを切り替えるために使用されている信号ＳＴＴ１、ＳＴＴ２、‥‥、ＳＴＴｎを発生させる系統状態異常検出手段の例が異なり、それにより得られる効果が異なるものである。
【００８０】
すなわち、第２実施形態では信号ＳＴＴ１、ＳＴＴ２、‥‥、ＳＴＴｎは図３で説明した系統状態異常検出手段により発生させていたが、本実施の形態では図７に示す系統状態異常検出手段で発生させるようにしている。以下、図７による信号ＳＴＴ１、ＳＴＴ２、‥‥、ＳＴＴｎの発生のさせ方と、それにより得られる効果について説明する。また、図７には、説明の便宜上、ｎ＝３の場合で、かつ、判断条件に具体的な数値が示されているが、他の値を適宜採用してもよいことはもちろんである。
【００８１】
図７において、５５、５６および５７は負荷遮断量を入力し、その負荷遮断量がそれぞれ予め設定された判定条件を満たしている場合に「１」、条件を満たしていない場合に「０」を出力する信号判定発生器である。信号判定発生器５５は負荷遮断量が１％以上１０％未満の範囲に存在する時動作し、信号ＳＴＴ１を出力する。信号判定発生器５６は負荷遮断量が１０％以上２５％未満の範囲に存在する時動作し、信号ＳＴＴ２を出力する。同様にして、信号判定発生器５７は負荷遮断量が２５％以上の範囲に存在する時動作し、信号ＳＴＴ３を出力する。このように信号判定発生器の判定条件を設定したので、例えば、負荷遮断量が３％のときは、信号判定発生器５５のみ判定条件を満たすので信号ＳＴＴ１が「１」、ＳＴＴ２とＳＴＴ３とは「０」である。負荷遮断量が１３％のときは、信号判定発生器５６のみ判定条件を満たすので信号ＳＴＴ２が「１」、ＳＴＴ１とＳＴＴ３とは「０」である。同様に、負荷遮断量が２５％以上のときは、信号判定発生器５７のみ判定条件を満たすので、信号ＳＴＴ３が「１」、ＳＴＴ１とＳＴＴ２とは「０」である。
【００８２】
ここで、電力系統の負荷遮断は、系統事故などの発生時に別に決められた条件で行われる。遮断された負荷量は、図示しない計測手段により、直接計測するほかに有効電力や無効電力および各変電所での位相差などから算出することができる。
【００８３】
電力系統は電力の需給バランスがとれている場合、定格周波数で安定した状態を保っているが、周波数が低下するような系統事故時においては、系統周波数を維持するための保護動作として、負荷の一部を遮断する負荷遮断が行われる。
【００８４】
遮断される負荷量は将来の系統周波数変動へ影響を与える。すなわち、大量の負荷が遮断されれば、電力供給量に対して負荷量が減少するため、系統周波数は上昇する。逆に遮断される負荷量が小さい場合でも、電力系統周波数の低下のスピードが小さくなる。
【００８５】
すなわち、負荷遮断される量が分かれば、系統周波数の今後の挙動変化を予測することが可能であり、その系統周波数を一定値に保つために望ましい燃料流量変化も決定することができる。そこで、上記のように発生させた信号ＳＴＴ１、ＳＴＴ２、‥‥、ＳＴＴｎに対して望ましい燃料流量バイアスを予め計算し、対応する信号発生器４７、４８、‥‥、４９に設定しておくことにより、系統周波数を速やかに一定値へ保つような燃料流量変化を実現することができる。
なお、第４実施形態においても、第２実施形態と同様に、理想的な燃料流量変化とガバナーフリー機能を両立させることができる。
【００８６】
【発明の効果】
以上述べた本発明によれば、系統周波数変動時にもガバナーフリー機能を保持したまま、予め設定した理想に近い特性で燃料流量変化を実現することができる。これにより、変動した系統周波数を望ましい一定値へ素早く復帰させ、この結果、系統運用の安定性を大きく改善することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の発電プラント運転制御方法およびそれを実現するための運転制御装置の第１の実施形態を説明するためのブロック図。
【図２】本発明の発電プラント運転制御方法およびそれを実現するための運転制御装置の第２の実施形態を説明するためのブロック図。
【図３】第２の実施の形態で使用する系統状態異常検出手段の一例を示すロジック図。
【図４】第２の実施の形態で使用する信号発生器の演算内容の一例を示すブロック図。
【図５】第２の実施の形態で使用する信号を生成するロジック図。
【図６】本発明の発電プラント運転制御方法およびそれを実現するための運転制御装置の第３の実施形態を説明するためのブロック図。
【図７】第４の実施の形態で使用する系統状態異常検出手段の一例を示すブロック図。
【図８】本発明の適用対象となるガスタービン発電設備の説明図。
【図９】従来のガスタービン制御方法の説明をするためのブロック図。
【符号の説明】
１…入口空気案内翼、２…空気圧縮機、３…空気流路、４…燃焼器、５…燃料制御弁、６…燃料バーナー、７…ガスタービン、８…ガスタービン軸、９…発電機、１０…ガスタービン制御装置、１１…歯車、１２…速度検出器、１３…空気圧縮機吐出空気圧力検出器、１４…排ガス温度検出器、１５…発電機出力検出器、１６…速度負荷制御部、１７…燃料制御信号選択部、１８…排ガス温度制御部、１９…負荷設定部、２０…加減算器、２１…比例演算器、２２…信号発生器、２３…加算器、２４…ガバナーフリー速度制御手段、２９…加減算器、２８…信号発生器、３０…比例演算器、３１…信号発生器、３２…加減算器、３３…スイッチ、３４…信号発生器、２５…減算器、２７…加算器、２６…遅れ演算器、３５…加算器、３６…信号発生器、３７…信号発生器、３８…スイッチ、３９…加減算器、４０…信号判定発生器、４１…信号判定発生器、４２…信号判定発生器、４３…信号判定発生器、４４…信号発生器、４５…信号発生器、４６…信号発生器、４７…信号発生器、４８…信号発生器、４９…信号発生器、５０…スイッチ、５１…スイッチ、５２…スイッチ５３…加算器、５４…掛け算器、５５…信号判定発生器５６…信号判定発生器、５７…信号判定発生器。[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a control device for a gas turbine facility and an operation control method for the gas turbine facility.
[0002]
[Prior art]
Generally, a gas turbine power plant compresses air into high-temperature and high-pressure air by an air compressor provided coaxially with the gas turbine, burns the compressed air and fuel in a combustor, and supplies combustion gas to the gas turbine. To drive the gas turbine.
[0003]
FIG. 8 is a schematic configuration diagram of a gas turbine power plant. In FIG. 8, air taken in through an inlet air guide vane 1 is compressed into high-pressure air by an air compressor 2, and the compressed air enters a combustor 4 through an air passage 3 for fuel combustion. Used as air. On the other hand, the fuel supplied via the fuel control valve 5 enters the combustor 4 from the fuel burner 6, where it is burned to become a high-temperature high-pressure gas. The combustion gas enters the gas turbine 7, adiabatically expands, rotates the gas turbine shaft 8, and rotates the coaxially connected generator 9 to obtain a generator output.
[0004]
The high-temperature exhaust gas discharged from the gas turbine 7 is guided to a chimney without passing through a heat exchanger in the case of conventional power generation, and is used as a heat source of an exhaust heat recovery boiler in the case of a combined cycle power plant. It is led to the chimney.
[0005]
The gas turbine control device 10 detects a gas turbine speed signal N obtained from a speed detector 12 provided opposite to a gear 11 mounted on a gas turbine shaft 8 and an air pressure detector 13 provided at an outlet of an air compressor. Various signals of the gas turbine plant such as the detected air pressure detection value PDC, the exhaust gas temperature TX from the exhaust gas temperature detector 14 provided at the gas turbine exhaust gas outlet, and the generator output MW from the generator output detector 15 are input. The fuel control signal FREF is calculated, and the fuel control signal FREF is supplied to the fuel control valve 5 to adjust the fuel flow rate.
[0006]
FIG. 9 shows a block diagram of the gas turbine control device 10. The gas turbine controller 10 outputs a speed load control signal FN for controlling the load of the generator 9, and an exhaust gas temperature for controlling the exhaust gas temperature of the gas turbine 7 to a predetermined upper limit value TXR. An exhaust gas temperature control unit 18 that outputs a control signal FT, and a speed load control signal FN and an exhaust gas temperature control signal FT that are input, and a smaller one of the input signals is selected to output a fuel control signal FREF. And a control signal selection unit 17.
[0007]
Among them, the speed load control unit 16 outputs a load setting signal NR set to the rated rotation speed as an initial value, and subtracts the speed signal N of the gas turbine 7 from the load setting signal NR. Subtractor 20 for generating a deviation signal NE, a proportional calculator 21 for performing a proportional operation on the deviation signal NE, and a fuel flow rate necessary for maintaining the gas turbine 7 and the generator 9 in a no-load state at a rated speed. , A signal generator 22 for generating a no-load rated speed bias signal FSNLB, an output signal of the proportional calculator 21 and an output signal FSNLB of the signal generator 22 to add a speed load control signal FN. And a vessel 23. The portion enclosed by the broken line frame, that is, the portion 24 from the subtractor 20 for creating the speed deviation NE to the proportional calculator 21 for outputting the proportional control signal is referred to as governor-free speed control means.
[0008]
On the other hand, the exhaust gas temperature controller 18 subtracts the exhaust gas temperature measurement value TX from the exhaust gas temperature upper limit set value TXR to obtain an exhaust gas temperature deviation signal TE, and a constant Z of a delay calculator for the fuel control signal FREF. ^-1 , And outputs a delay signal, and an adder 27 that adds the delay signal and the exhaust gas temperature deviation signal TE.
[0009]
When the gas turbine 7 is started, the fuel flow rate is adjusted by a start control unit (not shown) and the speed is increased to the rated speed. At this time, since the fuel flow rate is small, the exhaust gas temperature TX is lower than the predetermined upper limit value TXR. Therefore, at this point, the deviation signal TE obtained as a result of the operation of the adder / subtractor 25 has a positive value. Then, as a result of adding the previous fuel control signal FREF and TE obtained by the delay calculator 26 by the subtractor 25, an exhaust gas temperature control signal FT is obtained.
[0010]
If the exhaust gas temperature control signal FT is selected as the fuel control signal FREF, that is, if the exhaust gas temperature control signal FT has a value smaller than the speed load control signal FN, the above-described operation is performed during the startup operation of the gas turbine. As described above, since the exhaust gas temperature is low and TE is always a positive value, the exhaust gas temperature control signal FT becomes a value obtained by adding TE to the previous fuel control signal FREF, and continues to be a larger value. This continues until the exhaust gas temperature control signal FT has a value larger than the speed load control signal FN. As a result, finally, the speed load control signal FN is selected by the fuel control signal selector 17 as the fuel control signal FREF.
[0011]
Conversely, if the speed load control signal FN is selected as the fuel control signal FREF, that is, the exhaust gas temperature control signal FT from the exhaust gas temperature control unit 18 is different from the speed load control signal FN from the speed load control unit 16 If the value is large, TE is always a positive value during the gas turbine startup operation because the exhaust gas temperature is low as described above. Therefore, the exhaust gas temperature control signal FT is a value obtained by adding TE to the previous fuel control signal FREF. As a result, the speed load control signal FN is always selected as the fuel control signal FREF because it always takes a value larger than the speed load control signal FN.
[0012]
As described above, at the stage where the gas turbine 7 is adjusted to the fuel flow rate by the start control unit and is accelerated to the rated speed, the speed load control signal FN is selected as the fuel control signal FREF. The gas turbine 7 is maintained at the rated speed by the speed load control unit 16.
[0013]
The speed load control unit 16 maintains the gas turbine 7 at the rated rotation speed when the generator 8 has no load, and maintains the rated rotation speed when the generator 8 is connected to the power system, while maintaining the rated rotation speed. Functions to produce the set output. That is, the initial value of the load setting signal NR of the load setting unit 19 is set to the rated speed, and the speed deviation NE between this initial value and the gas turbine speed N is added to the no-load rated speed bias signal FSNLB to obtain the speed. The fuel flow is output as the load control signal FN, and the fuel flow rate necessary to maintain the rated speed is supplied to the gas turbine 7 in the no-load state.
[0014]
In this state, when the generator 9 enters the load operation state after being inserted into the power system, the load setting is performed so as to eliminate the generator output deviation between the generator output MW and the load set value of the load setting unit 19. The control to increase or decrease the signal NR is performed by the load setting unit 19.
[0015]
On the other hand, the exhaust gas temperature control unit 18 controls the exhaust gas temperature TX to a predetermined upper limit value TXR in order to increase the efficiency of the gas turbine 7 in a state where the high temperature part material of the gas turbine 7 is not subjected to thermal stress. It is. It should be noted that it is originally preferable to detect the gas inlet temperature of the gas turbine 7 for detecting the thermal stress of the material of the high temperature portion of the gas turbine 7. Therefore, the inlet gas temperature is monitored and controlled equivalently from the exhaust gas temperature TX.
[0016]
The exhaust gas temperature controller 18 calculates an exhaust gas temperature deviation TE between the predetermined upper limit value TXR and the exhaust gas temperature TX by a subtractor 25, and adds the exhaust gas temperature deviation TE to a delay signal of the fuel control signal FREF by an adder / subtracter 27. As the exhaust gas temperature control signal FT is generated, the exhaust gas temperature TX of the gas turbine 7 increases and the exhaust gas temperature deviation TE gradually decreases as the fuel flow rate increases. Eventually, when the exhaust gas temperature TX reaches the predetermined upper limit value TXR, the exhaust gas temperature deviation TE becomes zero. When the exhaust gas temperature TX exceeds the predetermined upper limit value TXR, the exhaust gas temperature deviation TE becomes negative, so that the exhaust gas temperature control signal FT has a value smaller than the fuel control signal FREF by the exhaust gas temperature deviation TE. The fact that the exhaust gas temperature control signal FT has a smaller value than the fuel control signal FREF means that the exhaust gas temperature control signal FT is smaller than the value of the speed load control signal FN. As a result, the fuel control signal selector 17 selectively outputs the exhaust gas temperature control signal FT as the fuel control signal FREF instead of the speed load control signal FN. While the exhaust gas temperature deviation TE is negative, the exhaust gas temperature control signal FT is selected as the fuel control signal FREF, during which the fuel control signal FREF continues to decrease. Eventually, the exhaust gas temperature control signal FT changes so that the exhaust gas temperature TX becomes equal to or lower than the predetermined upper limit value TXR and the exhaust gas temperature deviation TE becomes zero or positive.
As described above, speed load control is performed by conventional gas turbine control in a range where thermal stress can be avoided.
[0017]
However, in such a conventional gas turbine control device 10, it is known that if there is a steep frequency fluctuation in an electric power system, it exhibits undesirable behavior as described below. ing.
[Reference 1]
Rowen, W.C. I. (GE): Dynamic response characteristics of heavy duty gas turbines and combined cycle systems in frequency regulating duty. IEEE Colloquium on 'Frequency Control Capability of Generating Plant' (Digest No. 1995/028) (UK), 44, p. P. 6 / 1-6 (1995).
[0018]
In a state where the gas turbine 7 is operated at or near the rated load, the exhaust gas temperature TX has a value close to or equal to the predetermined upper limit value TXR, and the exhaust gas temperature deviation TE is a small positive value or zero. . Further, the exhaust gas temperature control signal FT has a value larger than or equal to the speed load control signal FN. As a result, the speed load control signal FN is selected as the fuel control signal FREF. Since the exhaust gas temperature deviation TE is a small positive value or 0, the exhaust gas temperature control signal FT is either equal to the fuel control signal FREF or is larger by a small positive value.
[0019]
In this state, it is assumed that the system frequency has decreased. At this time, since the speed deviation NE becomes positive, the speed load control signal FN increases by the governor-free control operation. On the other hand, the exhaust gas temperature control signal FT substantially matches the fuel control signal FREF. As a result, when the speed load control signal FN increases, the exhaust gas temperature control signal FT is selected as the fuel control signal FREF.
[0020]
On the other hand, since the rotation frequency N of the gas turbine 7 decreases due to a decrease in the system frequency, the flow rate of air discharged from the compressor 2 decreases. As a result, the ratio of fuel and air changes, so that the combustion temperature rises and the exhaust gas temperature TX rises accordingly. When the exhaust gas temperature TX rises and exceeds a predetermined upper limit value TXR, the exhaust gas temperature deviation TE becomes negative, and the exhaust gas temperature control signal FT decreases. As a result, the fuel control signal FREF decreases. Since the fuel control signal FREF decreases, the mechanical output generated in the gas turbine 7 decreases, and accordingly, the generator output also decreases.
[0021]
From the viewpoint of maintaining the system frequency, the state in which the system frequency is lowered is a result of the power demand exceeding the supply amount, and it is desirable to return to a predetermined system frequency by increasing the power supply amount. However, as described above, according to the conventional gas turbine control, the output of the generator is reduced, which is not preferable from the viewpoint of maintaining the system frequency.
[0022]
[Problems to be solved by the invention]
The predetermined upper limit value TXR for the exhaust gas temperature is determined from the thermal stress to be protected when the gas turbine power generation equipment is used for a period usually considered (tens of thousands to hundreds of thousands of hours). On the other hand, the system frequency drop is a short-time event (several seconds to several minutes), and it is possible to change the predetermined upper limit value TXR to a higher value than in the past only in such a short time. When the power system frequency is expected to decrease due to a system accident, or when the system frequency actually decreases, it is possible to expect an increase in fuel flow rate by governor-free operation by changing the predetermined upper limit value TXR to a higher value. it can.
[0023]
However, the governor-free operation is effective only after the system frequency decreases. On the other hand, it takes some time (about several hundred milliseconds) from the occurrence of a system fault to the decrease in frequency due to inertia determined by the system configuration. In order to realize frequency recovery more ideally, it is effective to increase the fuel flow rate corresponding to the expected frequency decrease by using the occurrence of a power system accident as a trigger. The expected frequency drop can be determined in advance according to the power imbalance amount, that is, the power system load shedding amount when the system frequency drops.
[0024]
On the other hand, from the viewpoint of turbine security, that is, prevention of occurrence of overspeed, governor-free control cannot be excluded when fuel flow is increased in advance, so that governor-free control and advance fuel flow increase must be coordinated. There is a need.
[0025]
The present invention has been made in view of the above-described problems, and when an abnormality in the system frequency is detected, a predetermined fuel flow bias of the gas turbine is adjusted so that the output of the gas turbine can be adjusted to contribute to the recovery of the system frequency. It is an object of the present invention to provide a control device of a gas turbine facility and a control method of the gas turbine facility, which determine a fuel flow correction amount according to the following formula and adjust the gas turbine fuel.
[0026]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, an invention of a control apparatus for gas turbine equipment according to claim 1 is provided through a gas turbine which is axially coupled with a compressor and a generator, and a discharge pipe and a fuel pipe from the compressor. A combustor for mixing and combusting the supplied fuel to supply combustion gas to the gas turbine, and a governor-free speed control by inputting a load setting signal and a gas turbine speed signal adjusted based on a generator output A governor-free speed control means for calculating a signal; a speed load control means for calculating a speed load control signal from the governor-free speed control signal output from the governor-free speed control means and the no-load rated speed bias signal; Exhaust gas temperature limiting means for calculating an exhaust gas temperature control signal for limiting fuel so that the exhaust gas temperature does not exceed the limit value; A fuel control signal selecting means for inputting a load control signal and an exhaust gas temperature control signal to select and output a signal having a lower value, and a system state abnormality detection for detecting a state where the power system is out of a normal operation range Means, provided in the speed load control means, a signal generating means for outputting a predetermined amount of fuel bias with the passage of time, and at the time of operation of the system state abnormality detecting means, by the output signal of the signal generating means, It is characterized in that the speed load control signal is corrected.
[0027]
According to the first aspect of the present invention, when an abnormality in the system frequency is detected, the output of the gas turbine is adjusted according to a predetermined fuel flow rate bias of the gas turbine so as to contribute to the recovery of the system frequency. The flow rate correction amount is determined, so that gas turbine fuel adjustment can be performed.
[0028]
Further, the invention of the control apparatus for gas turbine equipment according to claim 2 is the invention according to claim 1, wherein the means for generating a governor operation equivalent signal by multiplying a deviation between a rated speed and an actual speed by a governor free gain is provided. The control means is provided, and the governor operation equivalent signal is used as a correction signal for the amount of fuel bias output from the signal generation means.
[0029]
According to the second aspect of the present invention, similarly to the first aspect, the gas turbine fuel adjustment is performed according to the fuel flow rate bias as the system frequency decreases. In particular, coordination with the governor-free control function is taken. Can be.
[0030]
According to a third aspect of the present invention, in the gas turbine equipment control device according to the first or second aspect, the system state abnormality detecting means includes at least one of a system frequency reduction and a power system load shedding amount. One of which is detected.
According to the third aspect of the present invention, since the actual frequency is measured and used, a highly accurate control signal can be obtained.
[0031]
According to a fourth aspect of the present invention, in the control device for a gas turbine facility according to the first or second aspect, the fuel bias amount detects a magnitude of a decrease in a system frequency or a load interruption amount of a power system. It is characterized by the following.
[0032]
According to the fourth aspect of the present invention, the load is interrupted in accordance with the amount of decrease in the system frequency, and the actual frequency is measured as in the third embodiment since the lowest system frequency is substantially determined by the amount of the interrupted load. There is no time delay as in the case, and it does not take much time to increase the fuel flow rate.
[0033]
According to a fifth aspect of the present invention, there is provided a gas turbine equipment control device according to the first aspect, wherein the exhaust gas temperature control means generates a signal corresponding to a fuel flow margin for frequency fluctuation. And a means for subtracting a signal corresponding to a fuel flow margin allowance for the frequency fluctuation from an exhaust gas temperature control signal for restricting fuel so that the exhaust gas temperature of the gas turbine does not exceed a limit value during normal operation. Are provided.
According to the fifth aspect of the invention, it is possible to control the gas turbine equipment without excluding the used fuel flow rate bias value from the exhaust gas temperature control.
[0034]
Further, the invention of a method for controlling operation of gas turbine equipment according to claim 6 is characterized in that a gas turbine axially coupled with a compressor and a generator, and a discharge air from the compressor and a fuel supplied through a fuel pipe. A combustor for supplying combustion gas to the gas turbine by mixing and burning the gas turbine, and a governor-free calculating a governor-free speed control signal by inputting a load setting signal and a gas turbine speed signal adjusted based on a generator output. Speed control means, speed load control means for calculating a speed load control signal from the governor-free speed control signal output from the governor-free speed control means and the no-load rated speed bias signal, and the exhaust gas temperature of the gas turbine is a limit value. Exhaust gas temperature control means for calculating an exhaust gas temperature control signal for restricting fuel so that it does not exceed Fuel control signal selecting means for inputting an exhaust gas temperature control signal and selecting and outputting any lower value signal, the operation control method of the gas turbine equipment comprising: In such a case, the speed load control signal is corrected by a predetermined gas turbine fuel bias amount to perform the gas turbine output operation.
[0035]
According to the sixth aspect of the present invention, when an abnormality in the system frequency is detected, the output of the gas turbine is adjusted according to a predetermined fuel flow rate bias of the gas turbine so that the output of the gas turbine can be adjusted to contribute to the recovery of the system frequency. The flow rate correction amount is determined, so that gas turbine fuel adjustment can be performed.
[0036]
Furthermore, in the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to claim 7, in claim 6, the governor free gain is multiplied by a deviation between the rated speed and the actual speed to generate a governor operation equivalent signal. The fuel bias amount output from the signal generator is corrected by a corresponding signal.
[0037]
Further, in the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to claim 8, in claim 6, the fuel flow rate correction amount is added by governor-free speed control from the predetermined gas turbine fuel flow rate bias. There is provided a means for calculating a fuel correction amount subtracted from the fuel flow rate and adding the fuel correction amount to the fuel flow rate.
[0038]
Further, in the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to claim 9, in claim 6, the predetermined fuel flow rate bias of the gas turbine is set according to the magnitude of the decrease in the system frequency or the load shedding amount. It is characterized by setting.
[0039]
Still further, in the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to claim 10, in claim 6, the predetermined fuel flow rate bias of the gas turbine is set according to power system load cutoff when the system frequency decreases. It is characterized by the following.
[0040]
Still further, the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to claim 11 is the invention according to claim 6, wherein the first exhaust gas temperature for restricting fuel so that the exhaust gas temperature of the gas turbine does not exceed the limit value during normal operation. A second exhaust gas temperature control signal obtained by subtracting a margin for frequency fluctuation from the control signal is used as a fuel control signal.
[0041]
Still further, the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to claim 12 is the method according to claim 11, wherein the second exhaust gas temperature control signal is adopted during normal operation, and the system frequency is reduced in the power system. It is characterized by switching to the first exhaust gas temperature control signal.
[0042]
According to the twelfth aspect of the present invention, the second exhaust gas temperature control signal is adopted during normal operation, and the system is switched to the first exhaust gas temperature control signal when the system frequency is reduced in the electric power system. Exhaust gas temperature control can be realized so as to satisfy both a long-term allowable thermal stress during operation and a short-term allowable thermal stress in the event of a system frequency drop.
[0043]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. In addition, among the elements in each drawing, the same elements are denoted by the same reference numerals, and related parts are denoted by subscripts (−1 to −3) to clarify the correspondence, and redundant description will be omitted.
[0044]
<First embodiment>
FIG. 1 shows a first embodiment of the present invention.
In FIG. 1, 10-1 is a diagram showing a gas turbine control device according to the present embodiment, 16-1 is a speed load control unit as speed load control means, and 18-1 is an exhaust gas temperature as exhaust gas temperature control means. It is a control unit.
[0045]
First, the configuration of the speed load control unit 16-1 will be described. Reference numeral 28 denotes a signal generator for generating a signal corresponding to a rated speed of 100% of the gas turbine. A subtractor 29 subtracts the actual rotation speed N from the output signal of the signal generator 28, and inputs the speed deviation to a proportional calculator 30. The proportional calculator 30 is set to the same value as the value set in the proportional calculator 21 in FIG. 9 described above, and outputs a governor operation equivalent signal NEDP by performing a proportional calculation on the input deviation.
[0046]
On the other hand, reference numeral 31 denotes a signal generator which is a second signal generating means for generating the amount of fuel bias, and starts an output calculation by using a trigger when the input signal STT changes from false, ie, “0”, to true, ie, “1”. Then, a predetermined value is output so as to change as time passes. The output signal of the signal generator 31 is subtracted in a subtractor 32 by the governor operation equivalent signal NEDP output from the proportional calculator 30. The deviation signal of the subtracter 32 is input to the terminal a of the switch 33.
[0047]
When the input signal STT = "0" is input to the control terminal c, the switch 33 selects and outputs the output signal 0 of the signal generator 34 provided separately, and conversely, the input signal STT = "1" is input. When this is done, the deviation output from the subtractor 32 is selected and output. The output signal Fx of the switch 33 is added to the output FNO of the adder 23 in the adder 35. Other configurations, elements, signals, and the like are the same as those in FIG. The signal STT is true or "1" when a system frequency fluctuation occurs, and false or "0" during other normal operations.
[0048]
Next, the configuration of the exhaust gas temperature control unit 18-1 will be described. Reference numeral 36 denotes a signal generator which constantly outputs a signal value of "0", and 37 denotes a signal generator which outputs a signal FA corresponding to a margin for a fuel flow rate when a system frequency changes. Reference numeral 38 denotes a switch having the same configuration and function as the switch 33. When the input signal STT is "0", that is, during normal operation in which system frequency fluctuation does not occur, the input signal of the terminal b is selected. A signal FA corresponding to the margin of the fuel flow rate is output, and when the input signal STT is "1", that is, when the system frequency fluctuates, the input signal of the terminal a is selected and the signal of the value 0 is selected. Is output.
A subtraction unit 39 subtracts the output of the switch 38 from the deviation output FTO of the subtraction unit 27, and outputs a deviation FT.
[0049]
Next, the operation of the gas turbine control device 10-1 will be described.
(I) When there is no system frequency fluctuation.
When no change occurs in the system frequency, the signal STT input to the switch 33 provided in the speed load control unit 16-1 is “0”. For this reason, the switch 33 selects the input signal on the terminal b side and outputs the 0 signal of the signal generator 34. As a result, the adder 35 outputs the output FN0 of the adder 23 in the same size as it is, and the speed load control signal FN input to the fuel control signal selecting unit 17 as the fuel control signal selecting means is the conventional one shown in FIG. It has the same value as the control signal of the technology.
[0050]
On the other hand, since the value of the input signal STT of the switch 38 provided in the exhaust gas temperature control section 18-1 is also "0", the switch 38 selects the input signal on the terminal b side and changes the signal FA of the signal generator 37 to the signal FA. Output. The subtractor 39 subtracts the signal FA from the signal FT0 and outputs an exhaust gas temperature control signal FT. As a result, the exhaust gas temperature control signal FT input to the fuel control signal selection unit 17 has a value smaller by FA than in the case of the related art.
[0051]
As described above, when the system frequency does not fluctuate, the speed load control signal FN input to the fuel control signal selection unit 17 is determined by the same control calculation as that of the related art, while the exhaust gas temperature control signal FT is It is smaller than the technology.
[0052]
As a result, when the system frequency does not fluctuate, the fuel control signal selection unit 17 selects the exhaust gas temperature control signal FT and outputs it as the fuel control signal FREF, so that the gas turbine 7 operates based on the exhaust gas temperature control signal FT. Will be driven.
[0053]
(Ii) When a system frequency fluctuation occurs.
When a change occurs in the system frequency, the STT changes from “0” to “1”. Thus, the switch 38 in the exhaust gas temperature control device 18-1 outputs the input signal on the terminal a, that is, the zero value of the signal generator 36. As a result, the output of the switch 38 outputs a value larger by FA than in the steady state. That is, since the subtractor 39 outputs the output signal FTO of the subtractor 27 as it is, the exhaust gas temperature control signal FT has a value larger by FA than the steady state in which the STT is “0”. .
[0054]
On the other hand, when the STT becomes “1”, the subtractor 32 in the speed load control unit 16-1 outputs a value obtained by subtracting the governor operation equivalent signal NEDP from the output value of the signal generator 31, and a Output to the terminal side. As a result, the switch 33 supplies the adder 35 with the deviation signal Fx having a larger value than in the steady state. As a result, the adder 35 outputs the speed load control signal FN that changes in the increasing direction according to the output signal of the signal generator 31 from the steady state.
[0055]
Since the exhaust gas temperature control signal FT is larger by FA than when the system frequency does not fluctuate, the fuel control signal selector 17 selectively outputs a small value of the speed load control signal FN as the fuel control signal FREF. As a result, when the system frequency fluctuates, the fuel flow rate of the gas turbine can be controlled in an ideal manner. Moreover, at this time, the governor-free operation is not excluded, so that both the ideal change in fuel flow rate and the governor-free function are achieved.
[0056]
<Second embodiment>
Next, a second embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. 2, FIG. 3, FIG. 4, and FIG. FIG. 2 is a configuration diagram illustrating the gas turbine control device 10-2. In the configuration of the present embodiment, the exhaust gas temperature control unit 18-2 is the same as that of the first embodiment in FIG. 1, and therefore the description is omitted, and the speed load control unit 16-2 will be described.
[0057]
A major difference between the speed load control unit 16-2 in FIG. 2 and the speed load control unit 16-1 in FIG. 1 is that, in the case of the speed load control unit 16-2, the signal generator 31 of the speed load control unit 16-1. In that a signal generator 40, which is a signal generating means, is provided in place of. The signal generator 31 described above is configured to output the fuel bias amount when the frequency of the power system to which the gas turbine generator is linked simply falls below the rated frequency. The generator 40 is configured to output a fuel bias amount set in advance in accordance with the decrease width of the system frequency. Other points are the same as those in FIG.
[0058]
Next, with reference to FIG. 3, an example of a system state abnormality detecting means for generating the signals STT1 to STTn input to the signal generator 40 will be described. FIG. 3 shows an example where n = 3. Reference numerals 41, 42 and 43 denote signal judgment generators, respectively. Among them, the signal judgment generator 41 satisfies the operation condition only when the system frequency is in the range of 97% or more and less than 99%, and the signal STT1 = "1" is output.
[0059]
Only when the system frequency is within the range of 95% to less than 97% of the rated frequency, the signal determination generator 42 satisfies the operating condition and outputs the signal STT2 = “1”. Only when the system frequency is lower than the rated frequency 95%, the signal determination generator 43 satisfies the operating condition and outputs the signal STT3 = “1”.
[0060]
Therefore, in the case of normal operation in which the frequency of the power system is at a frequency of 99% or more of the rated frequency, the determination conditions of the signal determination generators 41, 42, and 43 are not satisfied, so that STT1, STT2, and STT3 is all "0". When the system frequency is reduced to, for example, 98% of the rated frequency, only the signal determination generator 41 satisfies the determination condition, and the signal determination generators 42 and 43 do not satisfy the determination condition.
[0061]
Therefore, STT1 = "1", STT2 = "0", and STT3 = "0". When the system frequency further decreases and becomes 96% of the rated frequency, only the signal determination generator 42 satisfies the determination condition, and the signal determination generators 41 and 43 do not satisfy the determination condition. Therefore, STT1 = "0", STT2 = "1", and STT3 = "0". When the system frequency further decreases to 94% of the rated frequency, only the signal determination generator 43 satisfies the determination condition, and the signal determination generators 41 and 42 do not satisfy the determination condition. Therefore, STT1 = "0", STT2 = "0", and STT3 = "1". The above is an example of n = 3, but n is prepared in a required number of 2 or more.
[0062]
Next, the mechanism of the signal generator 40 will be described with reference to FIG.
In FIG. 4, reference numerals 44, 45, and 46 denote signal generators, which are configured to output 0 signals, similarly to the signal generators 34 and 36. Reference numerals 47, 48 and 49 denote signal generators for outputting the amount of fuel bias when the system frequency fluctuates. Only three of the n signal generators are shown and the rest are omitted. The signal generator 47 outputs 0 when STT1 is “0”, starts output calculation triggered by the time when STT1 changes to “1”, and outputs a predetermined value that changes over time. I do.
[0063]
Reference numeral 50 denotes a switch provided at the subsequent stage of the signal generator 42. Like the switches 33 and 38, when the signal STT1 is "0", the input signal on the b side is selected and the output of the signal generator 44 is selected. A signal 0 is output, and when the selection signal STT1 is “1”, an input signal on the a side is selected and an output signal of the signal generator 47 is output.
[0064]
Similarly to the signal generator 47, the signal generators 48 and 49 output 0 when the selection signals STT2 and SST3 are “0”, respectively, and start the output calculation when the STT2 and STT3 change to “1”. Then, it is configured to output a predetermined value that changes over time.
[0065]
Similarly to the switch 50, when the selection signals STT2 and SST3 are "0", the switches 51 and 52 select the input signal on the b side and output the output signal 0 of the signal generators 45 and 46, respectively. , STT3 is "1", the input signal on the a side is selected and the output signals of the signal generators 48 and 49 are output.
[0066]
The adder 53 is configured to add the three output signals of the switches 50, 51 and 52. The above-described signal determination generators 41, 42 and 43 respectively have a predetermined variation width of the system frequency. Since only the corresponding one operates, the output signal of only the signal generator 47, 48 or 49 to which the output signal STT1, STT2 or SST3 is input is input. The output signal of the signal generator 47 or 48 or 49 is a fuel bias amount. As described above, the signal generator 40 shown in FIG. 2 generates a fuel bias amount having a magnitude commensurate with the decrease in the system frequency.
[0067]
FIG. 5 is a logic diagram for generating the system frequency lowering trigger signal STT using the signals STT1 to STTn. FIG. 5 shows that when any one of STT1 to STTn is “1”, the system frequency lowering trigger signal STT is “1”, and otherwise, the STT is “0”.
[0068]
The operation of the speed load controller 16-2 in FIG. 2 will be described.
(I) When there is no system frequency fluctuation
When the system frequency fluctuation does not occur, none of the signal determination generators 41, 42, and 43 in FIG. 3 operate, and the selection signals STT1 to STT3 are all “0”, so that the value of the control signal STT in FIG. It is "0". Therefore, the value of the signal STT input to the terminal c of the switch 33 is “0”, and the switch 33 outputs the 0 signal output from the signal generator 34 which is the b-side input signal. As a result, the speed load control signal FN output from the adder 35 is FN0 having the same value as the control signal shown in FIG. 1 or FIG.
[0069]
In this state, similarly to the first embodiment, the control signal FT of the exhaust gas temperature control unit 18-2 is output as the fuel control signal FREF, and the gas turbine 7 is operated based on the control signal FT.
[0070]
(Ii) When system frequency fluctuation occurs
When the system frequency fluctuates and falls within the range of 97% or more and less than 99% of the rated frequency, STT1 changes to “1”. As a result, the fuel bias amount output from the signal generator 47 is input to the subtracter 32 via the switch 50 and the adder 53. The subtractor 32 outputs a value obtained by subtracting the governor operation equivalent signal NEDP from the fuel bias amount. As a result, the speed load control signal FN output from the adder 35 changes to a magnitude obtained by adding the output signal of the signal generator 40 to the output FN0 of the adder.
[0071]
At this time, as described in the description of the first embodiment, since the exhaust gas temperature control signal FT is increased by FA, the fuel control selecting unit 17 selects and outputs the speed load control signal FN as the fuel control signal FREF. I do. Accordingly, the gas turbine 7 is operated in accordance with the characteristics determined in advance according to the frequency fluctuation by the speed load control signal FN.
[0072]
The same applies to the case where the fluctuation of the system frequency falls within the range of 95% or more and less than 97% of the rated frequency, or the case where the fluctuation falls within the range of less than 95%. A value obtained by subtracting the governor operation equivalent signal NEDP from the amount or a value obtained by subtracting the governor operation equivalent signal NEDP from the fuel bias amount output from the signal generator 49 is output. As a result, the speed load control signal FN output from the adder 35 changes to a value obtained by adding the output signal of the signal generator 48 or 49 to the output FN0 of the adder 23.
[0073]
As described above, when the system frequency fluctuates, it is possible to control the fuel flow with a predetermined fuel bias amount corresponding to the fluctuation width, and to control the fuel flow in an ideal form. . At this time, the governor-free operation is not excluded, and it is possible to achieve both the ideal fuel flow rate change and the governor-free function.
[0074]
<Third embodiment>
A third embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. FIG. 6 is a configuration diagram showing the gas turbine control device 10-3. Also in the case of the present embodiment, the configuration of the speed load control unit will be described because only the configuration of the speed load control unit is changed without changing the configuration of the exhaust gas temperature control unit. Although FIG. 6 and the description thereof use the gas turbine rotation speed N, a similar function can be obtained by using a system frequency signal instead of the rotation speed N.
[0075]
The difference between the speed load control unit 16-3 of FIG. 6 and the speed load control unit 16-1 of FIG. 1 is that, in the case of the speed load control unit 16-3, the signal generator 31 and the subtractor 32 Since the multiplier 54 is provided between them, the other points are the same as those in FIG. The multiplier 54 multiplies the output signal of the signal generator 31 by a ratio obtained by dividing the gas turbine rotation speed N% by 100 (that is, the ratio of the actual rotation speed to the rated rotation speed). .
[0076]
The operation of the gas turbine control device 10-3 will be described.
(I) When there is no system frequency fluctuation
When the system frequency does not fluctuate, the value of the STT input to the switch 33 is “0”, and the switch 33 outputs the signal on the b side. As a result, since the output signal Fx of the switch 33 is 0, the speed load control signal FN outputs FN0 having the same value as the control signal according to the related art shown in FIG. When the system frequency variation does not occur, the control signal FT of the exhaust gas temperature control unit 18-2 is output as the fuel control signal FREF, as in the embodiment described above, and the gas turbine 7 performs the control based on the control signal FT. Be driven.
[0077]
(Ii) When system frequency fluctuation occurs
The STT changes from “0” to “1” due to the occurrence of system frequency fluctuation. As a result, the switch 33 outputs the input signal on the a side. The signal generator 31 starts the output operation when the STT changes from “0” to “1”, and outputs it to the multiplier 54. Then, the multiplier 54 multiplies the output operation value of the signal generator 31 by a ratio obtained by dividing the number of rotations N% by 100, obtains a product, and outputs the product to the subtractor 32. The subtractor 32 subtracts the governor operation equivalent signal NEDP from the product and inputs the signal to the a-side terminal of the switch 33. As a result, the switch 33 outputs the output signal Fx to the adder 35. The speed load control signal FN, which is the output signal of the adder 35, changes according to N / 100 times the output signal of the signal generator 31, that is, according to the ratio to the reference frequency change. As a result, the output of the signal generator 31 can be corrected to an appropriate magnitude corresponding to the system frequency fluctuation.
[0078]
Since the exhaust gas temperature control signal FT is increased by FA, the speed load control signal FN is selected as the fuel control signal FREF. As a result, when the system frequency fluctuates, it is possible to control the fuel flow rate in an ideal manner corresponding to the system frequency fluctuation. At this time, the governor-free operation is not excluded, and it is possible to achieve both the ideal fuel flow rate change and the governor-free function.
[0079]
<Fourth embodiment>
Next, a fourth embodiment of the present invention will be described.
This embodiment will be described with reference to FIG. 2, FIG. 5, FIG. 4, and FIG. The present embodiment has the same configuration and function as the second embodiment, except that the signals STT1, STT2,..., STTn used to switch each switch in FIGS. The example of the system state abnormality detecting means to be generated is different, and the effect obtained thereby is different.
[0080]
That is, in the second embodiment, the signals STT1, STT2,..., STTn are generated by the system status abnormality detecting means described with reference to FIG. 3, but in the present embodiment, the signals STT1, STT2,. I try to make it. Hereinafter, how to generate the signals STT1, STT2,..., STTn according to FIG. 7 and the effects obtained thereby will be described. Further, FIG. 7 shows a case where n = 3 and specific numerical values are shown in the determination conditions for convenience of explanation, but it is a matter of course that other values may be appropriately used.
[0081]
In FIG. 7, 55, 56, and 57 input the load shedding amount, and set “1” when the load shedding amount satisfies a predetermined determination condition, and “0” when the load shedding amount does not satisfy the condition. It is a signal decision generator to output. The signal determination generator 55 operates when the load shedding amount is in the range of 1% or more and less than 10%, and outputs the signal STT1. The signal determination generator 56 operates when the load shedding amount is in the range of 10% or more and less than 25%, and outputs the signal STT2. Similarly, the signal determination generator 57 operates when the load shedding amount is in the range of 25% or more, and outputs the signal STT3. Since the determination conditions of the signal determination generator are set in this manner, for example, when the load shedding amount is 3%, only the signal determination generator 55 satisfies the determination conditions, so that the signal STT1 is “1”, and STT2 and STT3 are different from each other. It is "0". When the load shedding amount is 13%, the signal STT2 is "1", and the signals STT1 and STT3 are "0" because only the signal determination generator 56 satisfies the determination condition. Similarly, when the load shedding amount is 25% or more, only the signal determination generator 57 satisfies the determination condition, so that the signal STT3 is “1”, and STT1 and STT2 are “0”.
[0082]
Here, load shedding of the power system is performed under separately determined conditions when a system accident or the like occurs. The interrupted load amount can be calculated directly from the active power, the reactive power, the phase difference at each substation, and the like in addition to the direct measurement by a measuring unit (not shown).
[0083]
When the power supply and demand are balanced, the power system maintains a stable state at the rated frequency.However, in the event of a system failure where the frequency drops, as a protection operation to maintain the system frequency, the load Load shedding is performed to partially cut off the load.
[0084]
The interrupted load affects future system frequency fluctuations. That is, if a large amount of load is cut off, the load amount decreases with respect to the power supply amount, so that the system frequency increases. Conversely, even when the amount of load to be interrupted is small, the speed at which the power system frequency decreases is reduced.
[0085]
That is, if the amount of load shedding is known, it is possible to predict a future change in behavior of the system frequency, and it is also possible to determine a desirable fuel flow change for keeping the system frequency at a constant value. Therefore, the desired fuel flow rate bias is calculated in advance for the signals STT1, STT2,..., STTn generated as described above, and set in the corresponding signal generators 47, 48,. In addition, it is possible to realize a fuel flow rate change that quickly maintains the system frequency at a constant value.
In the fourth embodiment, as in the second embodiment, an ideal change in fuel flow rate and a governor-free function can be achieved at the same time.
[0086]
【The invention's effect】
According to the present invention described above, it is possible to realize a change in fuel flow rate with characteristics close to ideals set in advance while maintaining the governor-free function even when the system frequency changes. As a result, the changed system frequency can be quickly returned to a desired constant value, and as a result, the stability of system operation can be greatly improved.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block diagram for explaining a first embodiment of a power plant operation control method and an operation control device for realizing the method according to the present invention.
FIG. 2 is a block diagram illustrating a second embodiment of a power plant operation control method and an operation control device for realizing the method according to the present invention.
FIG. 3 is a logic diagram showing an example of a system status abnormality detection unit used in the second embodiment.
FIG. 4 is a block diagram showing an example of operation contents of a signal generator used in the second embodiment.
FIG. 5 is a logic diagram for generating a signal used in the second embodiment.
FIG. 6 is a block diagram for explaining a third embodiment of a power plant operation control method and an operation control device for realizing the method according to the present invention.
FIG. 7 is a block diagram showing an example of a system status abnormality detection unit used in the fourth embodiment.
FIG. 8 is an explanatory diagram of a gas turbine power generation facility to which the present invention is applied.
FIG. 9 is a block diagram for explaining a conventional gas turbine control method.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Inlet air guide blade, 2 ... Air compressor, 3 ... Air flow path, 4 ... Combustor, 5 ... Fuel control valve, 6 ... Fuel burner, 7 ... Gas turbine, 8 ... Gas turbine shaft, 9 ... Generator Reference numeral 10: gas turbine controller, 11: gear, 12: speed detector, 13: air compressor discharge air pressure detector, 14: exhaust gas temperature detector, 15: generator output detector, 16: speed load controller , 17: fuel control signal selector, 18: exhaust gas temperature controller, 19: load setting unit, 20: adder / subtractor, 21: proportional calculator, 22: signal generator, 23: adder, 24: governor-free speed control Means 29 adder / subtracter 28 signal generator 30 proportional operator 31 signal generator 32 adder / subtractor 33 switch 34 signal generator 25 subtractor 27 adder 26: delay calculator, 35: adder, 36: signal Generator, 37 ... Signal generator, 38 ... Switch, 39 ... Adder / subtractor, 40 ... Signal decision generator, 41 ... Signal decision generator, 42 ... Signal decision generator, 43 ... Signal decision generator, 44 ... Signal generation , 45 ... signal generator, 46 ... signal generator, 47 ... signal generator, 48 ... signal generator, 49 ... signal generator, 50 ... switch, 51 ... switch, 52 ... switch 53 ... adder, 54 ... Multiplier, 55: Signal decision generator 56: Signal decision generator, 57: Signal decision generator

Claims

A gas turbine axially coupled with a compressor and a generator;
A combustor that mixes and combusts discharge air from the compressor and fuel supplied through a fuel pipe to supply combustion gas to the gas turbine;
Governor-free speed control means for calculating a governor-free speed control signal by inputting a load setting signal and a gas turbine speed signal adjusted based on the generator output,
Speed load control means for calculating a speed load control signal from the governor-free speed control signal output from the governor-free speed control means and the no-load rated speed bias signal;
Exhaust gas temperature limiting means for calculating an exhaust gas temperature control signal for limiting fuel so that the exhaust gas temperature of the gas turbine does not exceed the limit value;
Fuel control signal selecting means for inputting the speed load control signal and the exhaust gas temperature control signal and selecting and outputting a signal of any lower value;
System state abnormality detecting means for detecting a state in which the power system deviates from a range in which the power system operates normally;
Signal generating means provided in the speed load control means, and outputs a predetermined amount of fuel bias over time;
A control device for gas turbine equipment, wherein the speed load control signal is corrected by an output signal of the signal generating means when the system state abnormality detecting means operates.

A means for generating a governor operation-equivalent signal by multiplying a deviation between the rated speed and the actual speed by a governor free gain is provided in the speed load control means, and the governor operation-equivalent signal is output from the signal generating means by a fuel bias amount. 3. The control device for gas turbine equipment according to claim 1, wherein the correction signal is a correction signal of:

3. The control device for gas turbine equipment according to claim 1, wherein the system state abnormality detection unit detects at least one of a decrease in system frequency and a load interruption amount of a power system. 4.

3. The control device for gas turbine equipment according to claim 1, wherein the fuel bias amount is controlled according to a magnitude of a decrease in a system frequency or a load rejection amount of a power system. 4.

A second signal generator provided in the exhaust gas temperature controller and generating a signal corresponding to a fuel flow margin for frequency variation;
During normal operation, a means for subtracting a signal corresponding to a fuel flow margin allowance provided for the frequency fluctuation from an exhaust gas temperature control signal for limiting fuel so that the exhaust gas temperature of the gas turbine does not exceed a limit value,
The control device for gas turbine equipment according to claim 1, further comprising:

A gas turbine axially coupled with a compressor and a generator;
A combustor that mixes and combusts discharge air from the compressor and fuel supplied through a fuel pipe to supply combustion gas to the gas turbine;
Governor-free speed control means for calculating a governor-free speed control signal by inputting a load setting signal and a gas turbine speed signal adjusted based on the generator output,
Speed load control means for calculating a speed load control signal from the governor-free speed control signal output from the governor-free speed control means and the no-load rated speed bias signal;
Exhaust gas temperature limiting means for calculating an exhaust gas temperature control signal for limiting fuel so that the exhaust gas temperature of the gas turbine does not exceed the limit value;
Fuel control signal selecting means for inputting the speed load control signal and the exhaust gas temperature control signal and selecting and outputting a signal having a lower value,
In an operation control method of a gas turbine facility provided with
When the power system deviates from the normal operation range, the speed load control signal is corrected by a predetermined gas turbine fuel bias amount to perform a gas turbine output operation. Operation control method for gas turbine equipment.

The deviation between the rated speed and the actual speed is multiplied by a governor free gain to generate a governor operation equivalent signal, and the fuel bias amount output from the signal generator is corrected by the governor operation equivalent signal. Item 7. A control device for gas turbine equipment according to Item 6.

The fuel flow correction amount is calculated by subtracting the fuel flow rate added to the governor-free speed control from the predetermined fuel flow bias of the gas turbine from the fuel flow rate bias, and adding the fuel correction amount to the fuel flow rate. 7. The operation control method for gas turbine equipment according to claim 6, further comprising means.

7. The method according to claim 6, wherein the predetermined fuel flow rate bias of the gas turbine is set in accordance with a magnitude of a decrease in system frequency or a load shedding amount.

7. The operation control method for gas turbine equipment according to claim 6, wherein the predetermined fuel flow rate bias of the gas turbine is set in accordance with power system load interruption when the system frequency is lowered.

During normal operation, a second exhaust gas temperature control signal obtained by subtracting a margin for frequency fluctuation from a first exhaust gas temperature control signal for limiting fuel so that the exhaust gas temperature of the gas turbine does not exceed a limit value is used as a fuel. 7. The method according to claim 6, wherein the control signal is a control signal.

12. The operation of the gas turbine equipment according to claim 11, wherein a second exhaust gas temperature control signal is adopted during normal operation, and the system is switched to the first exhaust gas temperature control signal when a system frequency lowers in an electric power system. Control method.