JP2004060615A - Control device for gas turbine plant and operation control method for gas turbine plant - Google Patents
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Abstract
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
[0004]
The high-temperature exhaust gas discharged from the
[0005]
The gas
[0006]
FIG. 9 shows a block diagram of the gas
[0007]
Among them, the speed
[0008]
On the other hand, the exhaust
[0009]
When the
[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
[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
[0012]
As described above, at the stage where the
[0013]
The speed
[0014]
In this state, when the
[0015]
On the other hand, the exhaust gas
[0016]
The exhaust
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
[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
[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
[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
[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
[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
[0037]
Further, in the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to
[0038]
Further, in the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to
[0039]
Still further, in the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to
[0040]
Still further, the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to
[0041]
Still further, the invention of the operation control method for gas turbine equipment according to
[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.
[0046]
On the other hand,
[0047]
When the input signal STT = "0" is input to the control terminal c, the
[0048]
Next, the configuration of the exhaust gas temperature control unit 18-1 will be described.
A
[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
[0050]
On the other hand, since the value of the input signal STT of the
[0051]
As described above, when the system frequency does not fluctuate, the speed load control signal FN input to the fuel control
[0052]
As a result, when the system frequency does not fluctuate, the fuel control
[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
[0054]
On the other hand, when the STT becomes “1”, the
[0055]
Since the exhaust gas temperature control signal FT is larger by FA than when the system frequency does not fluctuate, the fuel
[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
[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
[0059]
Only when the system frequency is within the range of 95% to less than 97% of the rated frequency, the
[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
[0061]
Therefore, STT1 = "1", STT2 = "0", and STT3 = "0". When the system frequency further decreases and becomes 96% of the rated frequency, only the
[0062]
Next, the mechanism of the
In FIG. 4,
[0063]
[0064]
Similarly to the
[0065]
Similarly to the
[0066]
The
[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
[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
[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
[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
[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
[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
[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
[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
[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
[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
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
Claims (12)
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ガスタービン設備の制御装置。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.
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請求項1記載のガスタービン設備の制御装置。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:
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ガスタービン設備の運転制御方法。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.
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