JP2004190631A

JP2004190631A - Output limit control system for gas turbine

Info

Publication number: JP2004190631A
Application number: JP2002362337A
Authority: JP
Inventors: Norikazu Miyamoto; 典一宮本; Takashi Sonoda; 隆園田; Atsuhiro Tokuda; 篤洋徳田; Toshimitsu Nakamura; 利光中村
Original assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd; Nippon Steel Corp
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd; Nippon Steel Corp
Priority date: 2002-12-13
Filing date: 2002-12-13
Publication date: 2004-07-08

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide an output limit control system for a gas turbine for maintaining combustion stability, and protecting equipment by restraining a follow-up characteristic to disturbance of a high frequency generated from an electric power system except for a fuel combustion system. <P>SOLUTION: This output limit control system adjusts a fuel flow rate of the gas turbine 6 on the basis of a deviation between a desired value and an actual power generation output value to power generation output of the gas turbine 6. The output limit control system for the gas turbine is provided for maintaining the combustion stability by restraining the disturbance of the high frequency generated from the electric power system by a sensitivity setting means for setting a closed loop characteristic to low sensitivity against the disturbance generated from a system connected with a load. <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO&NCIPI

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、ガスタービンの出力リミット制御装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来より、高炉ガスを主燃料とするガスタービン発電システムにおいては、高炉の操業状態により発生高炉ガスのカロリーが大きく変動し、その影響によりガスタービンの発電出力が大きく変動する場合があった。そのため、このようなシステムにおいては、発電電力の目標値と発電電力の実績値との偏差をＰＩ演算（比例積分制御）して、ガスタービンに供給する燃料流量を算出し、これに基づいて、発電出力を一定に制御していた（例えば、特許文献１参照）。
【０００３】
【特許文献１】
特開平１０−１３３７０３号公報（第２−２３頁、第１図）
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
しかし、特に、ガスタービンを用いた自家発電システムのように、発電機に電気的に接続された電力系統上に、慣性モーメントの大きい電動機や製鉄用の圧延機械である圧延主機等の変動の大きな負荷が存在すると、ガスタービンによる発電出力は、短い周期で、しかも大振幅で変動する。この場合、従来と同様に、発電出力の実績値を用いて、出力制御を行おうとすると、ガスタービンに供給される燃料流量は、短い周期で大幅に変動するため、燃料量と燃焼空気量との僅かな応答特性の差によって、空燃比が変動する。
【０００５】
空燃比が変動すると、安定燃焼範囲の狭い高炉ガス等の低カロリーガス専燃式ガスタービンやＮｏｘ（窒素酸化物）低減のためにあえて希薄燃焼を行うガスタービン等では、不安定燃焼になったり、失火に至る場合も発生する。こうした状況を回避するためには、出力一定制御の追従能力を全体として著しく低下せざるを得なかった。この結果、燃料ガスカロリーの短周期変動に対する発電出力の変動、ガスカロリーが急激に低下した場合の入熱不足に伴う失火や負荷変更時の応答性を上げられないといった問題があった。
【０００６】
そこで、本発明は、上述した問題点に鑑みてなされたものであって、燃料燃焼系以外の電力系統から生ずる高周波の外乱に対して、追従特性を抑制することにより、燃焼安定性を維持し、設備の保護を図ることができる出力リミット制御装置および方法を提供することを目的とする。
【０００７】
【課題を解決するための手段】
前記課題を解決するため、本発明は、以下の手段を提案している。
請求項１に係る発明は、ガスタービンの発電出力に対する目標値と発電出力の実績値との偏差をもとに、ガスタービンの燃料流量を調整する出力リミット制御装置であって、
負荷が接続される系統から生ずる外乱に対して閉ループ特性を低感度に設定する感度設定手段を有することを特徴とするガスタービン用出力リミット制御装置を提案している。
【０００８】
この発明によれば、負荷が接続される電力系統の外乱に対するゲインを低く設定することにより、システムが応答できないような高周波の外乱に対し、追従能力を抑制して、系全体の安定性を維持することができる。
【０００９】
請求項２に係る発明は、請求項１に記載されたガスタービンの出力リミット制御方法について、前記感度設定手段は、系統固有値近傍の角周波数における外乱を除去する帯域除去フィルターであることを特徴とするガスタービン用出力リミット制御装置を提案している。
【００１０】
この発明によれば、負荷が接続される電力系統により、システムの燃料供給系が特に影響を受ける範囲、すなわち、系統固有値近傍の角周波数に対する帯域除去フィルターを設けることで、システムの燃料供給系には影響を与えることなく、系全体の安定性を図ることができる。また、閉ループゲインを低く設定するための手段として帯域フィルターを用いたことから、それぞれのシステムの特性に応じた自由度のある設定が可能となる。
【００１１】
請求項３に係る発明は、請求項１に記載されたガスタービン用出力リミット制御方法について、前記燃料ガスが、高炉ガスであることを特徴とするガスタービン用出力リミット制御装置を提案している。
【００１２】
この発明によれば、システムの燃料供給系が特に影響を受ける範囲を帯域除去フィルターにより抑制することとしたことから、燃焼性の変動の大きい高炉ガスを使用したガスタービンシステムにおいても、発電出力の変動がすくないシステムを構築することができる。
【００１３】
【発明の実施の形態】
本発明の実施形態に係るガスタービンの出力リミット制御装置は、ガスタービン発電システムの燃料供給系を制御するＰＩ（比例積分）演算部と直列にガスタービンの安定燃焼を妨げる周波数帯域の外乱を除去するための帯域除去フィルターを備えた装置である。以下、本発明の実施形態に係るガスタービン発電システム全体の制御系を明らかにするとともに、図２から図８を参照してガスタービンの出力リミット制御装置の内容を詳細に説明する。
【００１４】
図１より、本発明の実施形態に係るガスタービン発電システムは、ＢＦＧ（高炉ガス、ＢＦＧ：Blast Furnace Gas）本管１と、ＥＰ２（電気集塵器,ＥＰ：Electrostatic Precipitator）と、Ｇ.Ｃ３（ガス圧縮器、Ｇ.Ｃ.：Gas Compressor）と、Ｇａｓ冷４（ガス冷却器）と、ガス流量調整弁５と、Ｇ.Ｔ.６（ガスタービン、Ｇ.Ｔ.：Gas Turbine）と、Ｇｅｎ７（発電機、Ｇｅｎ：Generator）と、出力計８と、ガスタービン出力リミット制御装置９とから構成されている。
【００１５】
ＢＦＧ（高炉ガス）本管１は、本発明に係るガスタービン発電システムの主燃料となる、製鉄所において発生する高炉ガスをガスタービン発電システムに供給するための配管である。ＥＰ２（電気集塵器）は、ガスタービン発電システムの主燃料である高炉ガスにふくまれるダスト等を集塵し、除去する装置である。具体的には、放電極および集塵極の間に高圧直流電流を荷電し、コロナ放電をさせることにより、ダストにマイナスイオンを帯電させて、集塵する装置である。なお、ガスタービン発電システムにおいては、一般にガス洗浄系と呼ばれる。
【００１６】
Ｇ.Ｃ.３（ガス圧縮器）は、電気集塵器２により洗浄された高炉ガスを圧縮してガスタービンに導入する。ガス冷却器４は、高温状態になった余剰ガスを冷却してＢＦＧ本管１に戻す役割を有する。ガス流量調整弁５は、弁を調整して余剰ガスをガス冷却器４に送り込む役割を有する。Ｇ.Ｔ.６（ガスタービン）は、燃料ガスの燃焼による熱エネルギーを速度エネルギーに変換し、タービンロータを介して、機械的なエネルギーを取り出す装置である。Ｇｅｎ７（発電機）は、ガスタービン６から得られる機械的なエネルギーを電気的なエネルギーに変換する装置である。
【００１７】
出力計８は、発電機７から出力される発電出力を測定するための装置であり、本発明におけるガスタービン出力リミット制御装置においては、発電出力目標値に対する偏差を求めるために用いられる要素の１つである。ガスタービン出力リミット制御装置９は、出力計８により測定される発電出力と発電目標値とにより偏差をＰＩ演算する演算部と、電力負荷系統による系統固有値近傍における外乱を除去するための帯域除去フィルターとを有する制御装置である。なお、制御装置の具体的な内容については、以下に、詳細に説明する。
【００１８】
本発明に係るガスタービン出力リミット制御装置の具体的な内容を説明するために、以下、制御系を数式化して説明する。まず、ガスタービンの回転系を一般化すると次のようになる。すなわち、電力系統と並列運転中の同期発電機を考えると、固定子と回転子との間に作用する同期化力をばね定数とし、回転部分のはずみ車効果を慣性質量とする[数１]の振動系が成立する。ここで、Ｊは慣性モーメント、Ｐは極数、Ｔ_ｍはタービン出力トルク、δは内部相差角、Ｔ_Ｓは同期化トルク、Ｔ_Ｄは制動トルク係数を示している。
【数１】

【００１９】
次に、[数１]に定格回転角速度（機械角）ω_ｍを乗じて電力次元とし、更に、定格皮相電力で徐して、これを無次元化した上で、定常運転点回りで線形化すると、[数２]のようになる。但し、δ＝δ₀＋Δδ、Ｐ_Ｄは、制動係数、ΔＰ_ｍは、駆動トルクおよび負荷電力変動、Ｈは蓄積エネルギー係数、Ｐ_Ｓは同期化力、Ｐ_ＳΔδ＝ΔＰ₀（出力変動）である。
【数２】

【００２０】
また、外部変動入力ΔＰ_ｍを、タービン出力ΔＰ_Ｔと電力系統側への入力変動ΔＰ_ｉとを用いて表すと[数３]のようになる。一方、電力系統側への入力変動ΔＰ_ｉは、系統固有値をω_ｃ、減衰定数をη_ｃ、電力系統側負荷変動をΔＰ_ｄとすると、[数４]のように二次系で近似することが可能である。
【数３】

【数４】

【００２１】
以上、[数１]から[数３]までをまとめて、発電出力系をブロック線図で表すと、図２のようになる。ここで、ΔＰ_ｍからΔＰ_ｏに至る伝達関数は、[数２]より導かれたものであり、ω_ｇおよびη_ｇは、[数５]に示した値である。
【数５】

【００２２】
次に、ガスタービンの発電出力を燃料流量の変動で近似する。ガスタービンの発電出力は、ガスタービンの総効率η_ＧＴと燃料ガス流量Ｑと燃料カロリーＨ_ｉとを用いて表すと、[数６]のように、一次おくれで近似できる。ここで、ω_ｔは、燃焼系からガスタービン機械出力までの応答角周波数である。したがって、図２に、[数６]の関係を組み込んで、燃料流量から発電機出力までのブロック図を書くと、図３のようになる。
【数６】

【００２３】
一般に、ガスタービン発電システムを出力リミット制御でコントロールする場合には、発電出力を目標値に合わせるべく、燃料流量を操作する必要がある。これを実現するためには、負荷変動から見た閉ループの中にコントローラ伝達関数Ｇ_ｃ（ｓ）を設けることが必要である。図４は、これを含めた制御系をブロック線図で表したものである。しかし、ここでいう出力リミット制御とは、ガスタービン側の、すなわち、燃料供給系から発電出力に至るまでの系を一定に保つものである。したがって、電力系統側の負荷変動も含めて、発電出力を制御することになると、電力系統側の負荷変動に起因して、発電出力の振動が継続し、燃焼器におけるガス燃焼を不安定にするおそれがある。
【００２４】
そのため、燃料供給系から発電出力に至るまでの系を一定に保ち、失火等の最悪の事態を防止するためには、出力リミット制御コントローラを含む閉ループの応答（図４において、ΔＰ_ｉからΔＱ_ｉに至る系）は、系統固有値近傍を増幅しないようにする必要がある。すなわち、閉ループ応答において、系統固有値近傍における感度を下げる必要がある。
【００２５】
これを実現する具体的な方法としては、出力リミット制御コントローラＧ_ｃ（ｓ）の伝達特性において、角周波数ω_ｔよりも低周波の帯域では、十分な制御抑制を達成させるべく積分特性をもたせるとともに、系統固有値近傍の角周波数の帯域においては、急峻な帯域遮断特性を有するフィルターを用いて、この帯域の外乱が、操作出力に影響を与えないようにする必要がある。そこで、積分特性を有するＰＩ演算項とローパスフィルターを直列に接続した出力リミット制御コントローラを用いる。これを式で表すと [数７]のようになる。なお、Ｋ_Ｐが本発明に係るローパスフィルター部を示し、[数８]がＰＩ演算項を示している。
【数７】

【数８】

【００２６】
次に、これまで述べてきた出力リミット制御コントローラを実際のガスタービン発電システムに適用した実施形態について説明する。
本実施形態に用いた出力３０ＭＷのＢＦＧ（ＢＦＧ：Blast Fuel Gas）専燃式ガスタービンにおいて、ローパスフィルターの設定を決める諸要素の値は測定により、以下のようであった。
ω_ｔ＝１／３、ω_ｇ＝２π／１．２、η_ｇ＝０．６、η_ＧＴ＝０．２、Ｈ_ｌ＝５．０
また、このガスタービンを使用した系統では、ω_ｃ＝２π／１．２、η_ｃ＝０．１であった。
【００２７】
次に、比較のために、このガスタービン発電システムに、従来のＰＩ演算のみを行った場合を検討する。なお、設計にあたって、諸量を以下のように決定する。
まず、Ｔ_ｉを決定するために、ＰＩ制御のゼロ点をプロセスの最も遅い極、すなわち、ガスタービン応答極に合わせると、[数９]のようになる。
【数９】

【００２８】
さらに、位相余裕に問題がないことを条件として、目標の応答周波数ω_γに、閉ループの振幅ゼロクロス角周波数を一致させると[数１０]のようになる。本実施形態においては、発電出力の閉ループにおける９０％応答は、１０ｓｅｃだから、これより、ω_γ≒１／３となる。よって、[数１１]の関係が成立する。したがって、[数１０]と[数１１]とから、Ｋ_Ｐ＝１となる。
【数１０】

【数１１】

【００２９】
図５は、上記のような設計を行った場合の発電出力指令に対する発電出力実績のステップ応答（図５（ａ）を参照）と、系内負荷変動から燃料流量指令へのステップ応答（図５（ｂ）を参照）を示している。この系においては、発電出力はほぼ狙い通りになるものの、系内負荷変動による燃料流量指令が、１０％の負荷変動に対して、系統固有値の角周波数近傍で、約１０％_Ｐ−Ｐも変動してしまう。
【００３０】
この高速でかつ大振幅の変動は、燃焼空気操作系とガス操作系との応答性の差によって、燃焼器での大幅な空気比変動を引き起こし、ＢＦＧ等の低カロリーガス専燃式ガスタービンやＮＯ_Ｘの低減のため、あえてリーン領域で燃焼を行うガスタービンにおいては、不安定燃焼や失火が発生し、これによって、設備全体のトリップや燃焼器の損傷を引き起こす可能性がある。
【００３１】
従来の制御系において、上記のような問題を解決しようとすれば、比例ゲイン項であるK_ｐを大幅に下げて、発電出力応答を抑制する必要がある。しかし、こうした手段を講ずるとすれば、負荷変動に対する発電出力応答の低下やこれに起因する負荷変更速度の低下、更には、燃料ガスのカロリーが急激に低下した場合の入熱不足による失火等の大きな問題を引き起こす結果となる。
【００３２】
したがって、こうした問題を解決するためには、系統固有値近傍における短周期の変動に対して、燃料ガス操作系の感度を積極的に低下させた上でＰＩ演算を行う、すなわち、系統外乱の周波数特性に応じた急峻な帯域遮断特性を有するフィルターを発電出力の実績値にかけた上でＰＩ演算を行い、燃料流量指令を出力する形式とするのがよい。
【００３３】
そこで、本実施形態においては、系の系統固有値が[数４]の分母を０とした解、すなわち、[数１２]であることから、この近傍およびこれよりも高周波の領域を急峻に遮断するフィルターとして、バートレット窓関数を係数とするデジタルＦＩＲ（ＦＩＲ：Finite Impulse Response）フィルターを用いる。バートレット窓関数を係数とするフィルターは、単純移動平均フィルター二段で実現できるため、ＤＣＳ（ＤＣＳ：Distributed Control System）等のデジタルコントローラでは、容易に実現可能である。
【数１２】

【００３４】
バートレット窓関数においては、最も遅いゼロ点の角周波数は、窓幅をＴ_Ｗとすれば、４π／Ｔ_Ｗと表されるから、これと、系統固有値の虚数部とからＴ_Ｗは、[数１３]のようになる。なお、図６は、バートレット窓関数を用いたＦＩＲフィルターのインパルス応答の様子を模式的に描いたものである。本実施形態においては、先に示した数値を[数１３]に代入すれば、Ｔ_Ｗ≒３（ｓｅｃ）となる。上記の設定によるフィルターの周波数応答を図８に示す。
【数１３】

【００３５】
本実施形態において、従来のＰＩ演算に上記の設定を行ったフィルターを直列に挿入して、系の位相余裕を確認したところ、６０°の位相余裕を確認できた。したがって、従来のＰＩ演算に上記フィルターを付加しても、系全体としては、十分な安定性を有している。この系におけるステップ応答を図７に示す。図７（ａ）により、発電電力の目標値応答には、１０％程度のオーバーシュートが認められるものの、系の仕様である９０％応答、１０ｓｅｃは実現しており、更に、図７（ｂ）より、電力系統内負荷変動による短周期、大振幅の燃焼ガス流量指令変動は、十分に抑制されている。また、電力系統側負荷変動の発生に対しても、燃焼安定性に影響を与えないことが確認できた。これらの検証結果から、実施形態に示した制御系は、本発明の目的を達成できる制御系を構成しているものといえる。
【００３６】
以上、図面を参照して本発明の実施の形態について詳述してきたが、具体的な構成はこれらの実施の形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計変更等も含まれる。例えば、本実施形態においては、ローパスフィルターとして、バートレット窓関数を係数とするデジタルＦＩＲフィルターを例示して説明したが、これに限らず、所望の周波数帯域を急峻に遮断でき、かつ、系全体の位相余裕に影響を及ぼさないものであれば、他の形式によるフィルターを用いてもよい。
【００３７】
また、本実施形態においては、ＰＩ演算とバートレット窓関数型ＦＩＲフィルターを用いた方法について説明したが、例えば、電力系統の特性を発電機部でのプロセス変動として捉え、スモールゲイン定理に基づくＨ_∞設計を用いたものであってもよい。
【００３８】
【発明の効果】
以上のように、請求項１に係る発明によれば、発電出力偏差に基づいて、燃料燃焼系の制御を行うとともに、電力系統から生ずる高周波の外乱に対しては、追従特性を抑制することにより、燃焼安定性を維持しつつ、設備の保護を図り、高い出力制御応答性を有する制御系を構築できるという効果がある。
【００３９】
また、請求項２に係る発明によれば、感度設定手段として用いたローパスフィルターは、適用するシステムに応じて、最適な設定が可能であることから、どのようなシステムについても適用できる自由度を有するという効果がある。
【００４０】
また、請求項３に係る発明によれば、従来の比例積分制御に加えて、高周波で大振幅の外乱を除去するための帯域除去フィルターを挿入することとしたことから、燃焼性の変動が大きい高炉ガスを主燃料としたガスタービン発電システムにおいても、発電出力の変動が少ないシステムを構築できるという効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施形態に係るガスタービン発電システムの系統図である
【図２】本発明の実施形態に係る発電出力系のブロック図である。
【図３】本発明の実施形態に係る出力リミット制御プロセスのブロック図である。
【図４】本発明の実施形態に係るガスタービン発電出力システムのブロック図である。
【図５】本発明の実施形態に係るシステムにおいて従来形式の制御を行った場合のステップ応答特性を示す図である。
【図６】本発明の実施形態に係るＦＩＲフィルターのインパルス応答を示す図である。
【図７】本発明の実施形態に係るシステムにおいて本発明で提案する制御を行った場合のステップ応答特性を示す図である。
【図８】本発明の実施形態に係るローパスフィルターの周波数応答を示す図である。
【符号の説明】
１・・・ＢＦＧ本管、２・・・ＥＰ（電気集塵器）、
３・・・Ｇ.Ｃ.（ガス圧縮機）、４・・・Ｇａｓ冷（ガス冷却器）、
５・・・ガス流量調整弁、６・・・Ｇ.Ｔ.（ガスタービン）、
７・・・Ｇｅｎ（発電機）、８・・・出力計、
９・・・ガスタービン出力リミット制御装置、[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to an output limit control device for a gas turbine.
[0002]
[Prior art]
Conventionally, in a gas turbine power generation system using blast furnace gas as a main fuel, the calorie of the generated blast furnace gas fluctuates greatly depending on the operation state of the blast furnace, and the power generation output of the gas turbine fluctuates greatly due to the influence. Therefore, in such a system, the difference between the target value of the generated power and the actual value of the generated power is calculated by PI (proportional and integral control) to calculate the fuel flow rate to be supplied to the gas turbine. The power generation output was controlled to be constant (for example, see Patent Document 1).
[0003]
[Patent Document 1]
JP-A-10-133703 (page 2-23, FIG. 1)
[0004]
[Problems to be solved by the invention]
However, in particular, large fluctuations of a motor having a large moment of inertia or a rolling main machine, which is a rolling machine for steelmaking, are generated on a power system electrically connected to the generator, such as a private power generation system using a gas turbine. When a load is present, the output generated by the gas turbine fluctuates in a short cycle and with a large amplitude. In this case, as in the conventional case, if the output control is performed using the actual value of the power generation output, the fuel flow rate supplied to the gas turbine fluctuates greatly in a short cycle, so that the fuel amount, the combustion air amount, The air-fuel ratio fluctuates due to a slight difference in the response characteristics.
[0005]
If the air-fuel ratio fluctuates, unstable combustion may occur in gas turbines that exclusively burn low-calorie gas such as blast furnace gas with a narrow stable combustion range, and gas turbines that perform lean combustion to reduce NOx (nitrogen oxide). In some cases, a misfire may occur. In order to avoid such a situation, the follow-up capability of the constant output control must be significantly reduced as a whole. As a result, there has been a problem that power generation output fluctuates due to short-period fluctuations in fuel gas calories, and that responsiveness at the time of load change cannot be improved due to misfiring due to insufficient heat input when gas calories decrease sharply.
[0006]
Therefore, the present invention has been made in view of the above-described problems, and suppresses the following characteristics with respect to a high-frequency disturbance generated from an electric power system other than the fuel combustion system, thereby maintaining combustion stability. It is another object of the present invention to provide an output limit control device and method capable of protecting equipment.
[0007]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the above problems, the present invention proposes the following means.
The invention according to claim 1 is an output limit control device that adjusts a fuel flow rate of a gas turbine based on a deviation between a target value for a power output of a gas turbine and an actual value of the power output,
There has been proposed a gas turbine output limit control device having sensitivity setting means for setting a closed loop characteristic to low sensitivity to disturbance generated from a system to which a load is connected.
[0008]
According to the present invention, by setting a low gain against disturbance in a power system to which a load is connected, the ability to follow a high-frequency disturbance that cannot respond to the system is suppressed, and the stability of the entire system is maintained. can do.
[0009]
The invention according to claim 2 is the gas turbine output limit control method according to claim 1, wherein the sensitivity setting unit is a band elimination filter that eliminates disturbance at an angular frequency near a system eigenvalue. Proposed a gas turbine output limit control device.
[0010]
According to the present invention, the range in which the fuel supply system of the system is particularly affected by the power system to which the load is connected, that is, by providing a band elimination filter for angular frequencies near the system eigenvalue, the fuel supply system of the system is provided. Can stabilize the whole system without affecting. In addition, since a band-pass filter is used as a means for setting the closed loop gain low, it is possible to set with a high degree of freedom according to the characteristics of each system.
[0011]
The invention according to claim 3 proposes a gas turbine output limit control device according to claim 1, wherein the fuel gas is blast furnace gas. .
[0012]
According to the present invention, the range in which the fuel supply system of the system is particularly affected is suppressed by the band elimination filter. Therefore, even in a gas turbine system using blast furnace gas having a large variation in combustibility, the power generation output can be reduced. It is possible to construct a system with little fluctuation.
[0013]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
A gas turbine output limit control device according to an embodiment of the present invention removes disturbance in a frequency band that hinders stable combustion of a gas turbine in series with a PI (proportional-integral) calculation unit that controls a fuel supply system of a gas turbine power generation system. This is a device provided with a band elimination filter for performing the operation. Hereinafter, a control system of the entire gas turbine power generation system according to the embodiment of the present invention will be clarified, and details of a gas turbine output limit control device will be described in detail with reference to FIGS. 2 to 8.
[0014]
As shown in FIG. 1, the gas turbine power generation system according to the embodiment of the present invention includes a BFG (Blast Furnace Gas) main pipe 1, an EP2 (Electrostatic Precipitator, EP: Electrostatic Precipitator), and a GC3. (Gas compressor, GC: Gas Compressor), Gas cold 4 (gas cooler), gas flow control valve 5, GT6 (gas turbine, GT: Gas Turbine). , Gen 7 (generator: Gen: Generator), an output meter 8, and a gas turbine output limit control device 9.
[0015]
The BFG (blast furnace gas) main pipe 1 is a pipe for supplying blast furnace gas generated in an ironworks, which is the main fuel of the gas turbine power generation system according to the present invention, to the gas turbine power generation system. EP2 (Electric Precipitator) is a device that collects and removes dust and the like contained in blast furnace gas, which is the main fuel of the gas turbine power generation system. Specifically, the apparatus collects dust by charging high-voltage direct current between the discharge electrode and the dust collection electrode and causing corona discharge to charge the dust with negative ions. In the gas turbine power generation system, it is generally called a gas cleaning system.
[0016]
The GC 3 (gas compressor) compresses the blast furnace gas washed by the electric precipitator 2 and introduces it into the gas turbine. The gas cooler 4 has a role of cooling excess gas that has become high temperature and returning it to the BFG main pipe 1. The gas flow control valve 5 has a role of adjusting the valve and sending surplus gas to the gas cooler 4. G.T.6 (gas turbine) is a device that converts thermal energy from combustion of fuel gas into velocity energy and extracts mechanical energy via a turbine rotor. The Gen 7 (generator) is a device that converts mechanical energy obtained from the gas turbine 6 into electrical energy.
[0017]
The power meter 8 is a device for measuring the power output output from the generator 7. In the gas turbine output limit control device according to the present invention, one of the elements used for obtaining a deviation from the power output target value. One. The gas turbine output limit control device 9 includes a calculation unit that performs a PI calculation of a deviation based on a power generation output measured by the power meter 8 and a power generation target value, and a band elimination filter that removes disturbance in the vicinity of a system characteristic value due to the power load system. And a control device having: The specific contents of the control device will be described in detail below.
[0018]
In order to explain the specific contents of the gas turbine output limit control device according to the present invention, a control system will be described below in the form of mathematical expressions. First, a generalized rotation system of a gas turbine is as follows. That is, considering a synchronous generator operating in parallel with the power system, the synchronization force acting between the stator and the rotor is defined as the spring constant, and the flywheel effect of the rotating part is defined as the inertial mass. A vibration system is established. Here, J is the moment of inertia, P is the number of poles, T _m is the turbine output torque, [delta] is the internal phase angle, T _S is the synchronization torque, T _D represents the braking torque coefficient.
(Equation 1)

[0019]
Next, [Equation 1] is multiplied by the rated rotational angular velocity (mechanical angle) ω _m to obtain a power dimension. Further, the power is reduced by the rated apparent power, which is made dimensionless, and then linearized around the steady operating point. Then, it becomes like [Equation 2]. _{However, δ = δ 0 + Δδ,} P D is the damping coefficient, the [Delta] P _m, the drive torque and load power variations, H is accumulated energy coefficient, _{P S} is synchronizing power, with _{P S Δδ} = ΔP ₀ (output variation) is there.
(Equation 2)

[0020]
Further, when the external fluctuation input ΔP _m is represented by using the turbine output ΔP _T and the input fluctuation ΔP _i to the power system side, the following equation is obtained. On the other hand, the input fluctuation ΔP _i to the power system side is approximated by a secondary system as shown in [Equation 4], where ω _c is a system specific value, η _{c is} a damping constant, and ΔP _d is a load fluctuation on the power system side. Is possible.
[Equation 3]

(Equation 4)

[0021]
Above, [Equation 1] to [Equation 3] are summarized and the power generation output system is represented by a block diagram as shown in FIG. Here, the transfer function from ΔP _m to ΔP _o is derived from [Equation 2], and ω _g and η _g are the values shown in [Equation 5].
(Equation 5)

[0022]
Next, the power generation output of the gas turbine is approximated by the fluctuation of the fuel flow rate. Power output of the gas turbine, expressed by using the total efficiency eta _GT and the fuel gas flow rate Q and the fuel calorie H _i of the gas turbine, as in [6] can be approximated by late primary. Here, ω _t is the response angular frequency from the combustion system to the mechanical output of the gas turbine. Accordingly, a block diagram from the fuel flow rate to the generator output is written in FIG. 2 by incorporating the relationship of [Equation 6] as shown in FIG.
(Equation 6)

[0023]
Generally, when controlling a gas turbine power generation system by output limit control, it is necessary to operate a fuel flow rate in order to adjust a power generation output to a target value. In order to realize this, it is necessary to provide the controller transfer function G _c (s) in a closed loop viewed from the load fluctuation. FIG. 4 is a block diagram showing a control system including this. However, the output limit control here is to keep the system on the gas turbine side, that is, the system from the fuel supply system to the power generation output constant. Therefore, when the power generation output is controlled, including the load fluctuation on the power system side, the vibration of the power generation output continues due to the load fluctuation on the power system side, and the gas combustion in the combustor becomes unstable. There is a risk.
[0024]
Therefore, in order to keep the system from the fuel supply system to the power generation output constant and to prevent the worst case such as misfire, the response of the closed loop including the output limit controller (ΔP _i to ΔQ _i in FIG. 4). It is necessary to avoid amplifying the neighborhood of the system eigenvalue. That is, it is necessary to lower the sensitivity in the vicinity of the system eigenvalue in the closed loop response.
[0025]
As a specific method to achieve this, in the transmission characteristic of the output limit controller G _{c (s),} in the band of low-frequency than the angular frequency omega _t, together impart a integral characteristic in order to achieve adequate control inhibition In an angular frequency band near the system eigenvalue, it is necessary to use a filter having a steep band cutoff characteristic so that disturbance in this band does not affect the operation output. Therefore, an output limit control controller in which a PI operation term having an integral characteristic and a low-pass filter are connected in series is used. This can be expressed by the following equation. Incidentally, K _P denotes a low-pass filter unit according to the present invention shows a PI calculation terms [Equation 8].
(Equation 7)

(Equation 8)

[0026]
Next, an embodiment in which the output limit controller described above is applied to an actual gas turbine power generation system will be described.
In the BFG (Blast Fuel Gas) -only gas turbine having an output of 30 MW used in the present embodiment, the values of various elements that determine the setting of the low-pass filter are as follows by measurement.
ω _t = 1/3, ω _g = 2π / 1.2, η _g = 0.6, η _GT = 0.2, H ₁ = 5.0.
In the system using this gas turbine, ω _c = 2π / 1.2 and η _c = 0.1.
[0027]
Next, for comparison, a case in which only the conventional PI calculation is performed on the gas turbine power generation system will be considered. In designing, various quantities are determined as follows.
First, in order to determine T _i , the zero point of the PI control is adjusted to the slowest pole of the process, that is, the response pole of the gas turbine.
(Equation 9)

[0028]
Moreover, the condition that there are no problems with the phase margin, the response frequency omega _gamma goal is as if to match the amplitude zero crossing angular frequency of the closed loop [number 10]. In the present embodiment, since the 90% response of the power generation output in the closed loop is 10 seconds, ω _γ ≒ 1/3. Therefore, the relationship of [Equation 11] is established. Therefore, K _P = 1 from [Equation 10] and [Equation 11].
(Equation 10)

[Equation 11]

[0029]
FIG. 5 shows a step response of the actual power generation output to the power generation output command when the above-described design is performed (see FIG. 5A), and a step response to the fuel flow rate command from the load fluctuation in the system (FIG. 5A). (See (b)). In this system, although the power output is substantially aimed Street, fuel flow rate command by the system in the load variation, with respect to 10% of load change, at the angular frequency near the system eigenvalues, fluctuation about 10% _P-P Resulting in.
[0030]
This high-speed and large-amplitude fluctuation causes a large air ratio fluctuation in the combustor due to a difference in response between the combustion air operation system and the gas operation system, and causes a low calorie gas-only gas turbine such as BFG or the like. for the reduction of NO _X, in the gas turbine to perform dare combustion at lean region, unstable combustion or misfire has occurred, thereby, can cause trips and combustor damage the whole equipment.
[0031]
In the conventional control system, when trying to solve the above problem, greatly lowering the K _p is a proportional gain term, it is necessary to suppress the power generation output response. However, if such measures are taken, the response of the power generation output to load fluctuations decreases and the load change speed decreases due to this.Furthermore, when the calorie of the fuel gas sharply decreases, misfiring due to insufficient heat input etc. This can cause major problems.
[0032]
Therefore, in order to solve such a problem, PI calculation is performed after aggressively reducing the sensitivity of the fuel gas operation system for short-period fluctuations near the system eigenvalue, that is, the frequency characteristic of system disturbance It is preferable to apply a filter having a steep band cutoff characteristic according to the actual value of the power generation output, perform PI calculation, and output a fuel flow rate command.
[0033]
Therefore, in this embodiment, since the system eigenvalue of the system is the solution with the denominator of [Equation 4] being 0, that is, [Equation 12], the vicinity and higher frequency regions than this are sharply cut off. As a filter, a digital FIR (Finite Impulse Response) filter having a Bartlett window function as a coefficient is used. Since a filter using a Bartlett window function as a coefficient can be realized with two stages of a simple moving average filter, it can be easily realized with a digital controller such as a DCS (Distributed Control System).
(Equation 12)

[0034]
In Bartlett window function, the angular frequency of the slowest zero, if the window width T _W, since expressed as 4π / T _{_W,} T _W from the hand, the imaginary part of the system eigenvalues, Number 13]. FIG. 6 schematically illustrates an impulse response of the FIR filter using the Bartlett window function. In the present embodiment, T _W数値 3 (sec) is obtained by substituting the numerical value shown above into [Equation 13]. FIG. 8 shows the frequency response of the filter according to the above settings.
(Equation 13)

[0035]
In the present embodiment, when a filter having the above-described settings set in the conventional PI calculation is inserted in series and the phase margin of the system is confirmed, a phase margin of 60 ° can be confirmed. Therefore, even if the above filter is added to the conventional PI calculation, the system as a whole has sufficient stability. FIG. 7 shows the step response in this system. According to FIG. 7A, although the overshoot of about 10% is recognized in the target value response of the generated power, the 90% response, 10 seconds, which is the system specification, is realized. Thus, the short-period, large-amplitude combustion gas flow rate command fluctuation due to the load fluctuation in the power system is sufficiently suppressed. It was also confirmed that the occurrence of power system side load fluctuations did not affect combustion stability. From these verification results, it can be said that the control system shown in the embodiment constitutes a control system that can achieve the object of the present invention.
[0036]
As described above, the embodiments of the present invention have been described in detail with reference to the drawings. However, the specific configuration is not limited to these embodiments, and a design change or the like may be made without departing from the gist of the present invention. included. For example, in the present embodiment, a digital FIR filter having a Bartlett window function as a coefficient has been described as an example of a low-pass filter. However, the present invention is not limited to this, and a desired frequency band can be sharply cut off, and Other types of filters may be used as long as they do not affect the phase margin.
[0037]
Further, in the present embodiment has described the method using the PI calculation and Bartlett window function FIR filter, for example, capture the characteristics of the power system as a process variation in the generator unit, based on the small gain theorem H _∞ A design may be used.
[0038]
【The invention's effect】
As described above, according to the first aspect of the present invention, the fuel combustion system is controlled based on the power generation output deviation, and the following characteristic is suppressed with respect to the high-frequency disturbance generated from the power system. In addition, there is an effect that the protection of equipment can be achieved while maintaining combustion stability, and a control system having high output control response can be constructed.
[0039]
According to the second aspect of the present invention, the low-pass filter used as the sensitivity setting means can be set optimally according to the system to which the low-pass filter is applied. There is an effect of having.
[0040]
According to the third aspect of the present invention, in addition to the conventional proportional-integral control, a band rejection filter for removing a disturbance having a large amplitude at a high frequency is inserted. Even in a gas turbine power generation system using blast furnace gas as a main fuel, there is an effect that a system with little fluctuation in power generation output can be constructed.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a system diagram of a gas turbine power generation system according to an embodiment of the present invention. FIG. 2 is a block diagram of a power generation output system according to an embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a block diagram of an output limit control process according to an embodiment of the present invention.
FIG. 4 is a block diagram of a gas turbine power generation output system according to an embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a diagram showing a step response characteristic when a conventional control is performed in the system according to the embodiment of the present invention.
FIG. 6 is a diagram illustrating an impulse response of the FIR filter according to the embodiment of the present invention.
FIG. 7 is a diagram showing a step response characteristic when the control proposed in the present invention is performed in the system according to the embodiment of the present invention.
FIG. 8 is a diagram illustrating a frequency response of the low-pass filter according to the embodiment of the present invention.
[Explanation of symbols]
1 ... BFG main pipe, 2 ... EP (Electric precipitator),
3 ... GC (gas compressor), 4 ... Gas cold (gas cooler),
5 ... gas flow regulating valve, 6 ... GT (gas turbine),
7 ... Gen (generator), 8 ... Output meter,
9 ... Gas turbine output limit control device,

Claims

An output limit control device that adjusts a fuel flow rate of the gas turbine based on a deviation between a target value for the power generation output of the gas turbine and an actual value of the power generation output,
An output limit control device for a gas turbine, comprising sensitivity setting means for setting a closed loop characteristic to low sensitivity to a disturbance generated from a system to which a load is connected.

2. The gas turbine output limit control device according to claim 1, wherein the sensitivity setting unit is a band elimination filter that eliminates disturbance at an angular frequency near a system eigenvalue.

3. The output limit control device for a gas turbine according to claim 1, wherein the fuel gas is blast furnace gas.