JP2014138462A - Generator control apparatus - Google Patents
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Abstract
Description
この発明は、ガスタービンで駆動されるガスタービン用発電機とそのガスタービンの排熱を利用して運転する蒸気タービンで駆動される蒸気タービン用発電機とを備えた発電設備に係り、特に、蒸気タービン用発電機の発電機容量を低減できるよう、当該発電設備を制御する発電機制御装置に関するものである。 The present invention relates to a power generation facility including a gas turbine generator driven by a gas turbine and a steam turbine generator driven by a steam turbine that operates using exhaust heat of the gas turbine. The present invention relates to a generator control device that controls the power generation equipment so that the generator capacity of a steam turbine generator can be reduced.
従来の無効電力制御では、AVR(自動電圧調整器)によって発電機電圧を一定に保つ制御、また、発電機が有する無効電力容量を最大限利用して受電力率を一定に保つ制御(例えば、特許文献1参照)が実施されている。 In conventional reactive power control, control for keeping the generator voltage constant by AVR (automatic voltage regulator), and control for keeping the power reception rate constant by making maximum use of the reactive power capacity of the generator (for example, (See Patent Document 1).
発電設備における無効電力制御方式として、特許文献1等種々の方式のものが紹介されているが、ガスタービンで駆動されるガスタービン用発電機とそのガスタービンの排熱を利用して運転する蒸気タービンで駆動される蒸気タービン用発電機とを備えた、いわゆるコンバインドサイクル発電設備において、特に、蒸気タービン用発電機の必要容量を低減し得る制御方法については触れられていない。
Various systems such as
この発明は、このコンバインドサイクル発電設備に特有な条件に着目し、その蒸気タービン用発電機の必要容量を低減することができる発電機制御装置を得ることを目的とする。 This invention pays attention to the conditions peculiar to this combined cycle power generation equipment, and it aims at obtaining the generator control apparatus which can reduce the required capacity | capacitance of the generator for steam turbines.
この発明に係る発電機制御装置は、共通の母線を介して電力系統に接続された、ガスタービンで駆動されるガスタービン用発電機とガスタービンの排熱を利用して運転する蒸気タービンで駆動される蒸気タービン用発電機とを備え、指令された有効電力および無効電力を電力系統に供給する発電設備を制御するものであって、
ガスタービン用発電機が出力する無効電力を制御するガスタービン用発電機無効電力制御手段、および蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が所定の無効電力範囲を越えたとき、蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が無効電力範囲内に収まるよう蒸気タービン用発電機の電圧を所定の発電機電圧変動許容範囲内で制御する蒸気タービン用発電機電圧制御手段を備え、
ガスタービン用発電機無効電力制御手段は、蒸気タービン用発電機電圧制御手段の動作で蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が無効電力範囲内に収まらないとき、蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が無効電力範囲内に収まる方向にガスタービン用発電機が出力する無効電力を制御するものである。
The generator control device according to the present invention is driven by a gas turbine generator driven by a gas turbine and a steam turbine that operates using exhaust heat of the gas turbine, which is connected to a power system via a common bus. A generator for a steam turbine that controls the power generation equipment that supplies the commanded active power and reactive power to the power system,
Gas turbine generator reactive power control means for controlling reactive power output by the gas turbine generator, and steam turbine generator when the reactive power output by the steam turbine generator exceeds a predetermined reactive power range A steam turbine generator voltage control means for controlling the voltage of the steam turbine generator within a predetermined generator voltage fluctuation allowable range so that the reactive power output by the generator falls within the reactive power range,
The gas turbine generator reactive power control means outputs when the reactive power output from the steam turbine generator does not fall within the reactive power range due to the operation of the steam turbine generator voltage control means. The reactive power output from the gas turbine generator is controlled so that the reactive power falls within the reactive power range.
以上のように、この発明に係る発電機制御装置は、蒸気タービン用発電機が出力する無効電力を所定の無効電力範囲内に収めるための蒸気タービン用発電機電圧制御手段、および蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が無効電力範囲内に収まる方向にガスタービン用発電機が出力する無効電力を制御するガスタービン用発電機無効電力制御手段を備えたので、蒸気タービン用発電機に必要な無効電力容量は、特別に、この無効電力範囲に相当する値に低減でき、これに伴い、蒸気タービン用発電機の必要容量が低減して低コスト、省スペースの発電設備が実現する。 As described above, the generator control device according to the present invention includes the steam turbine generator voltage control means for keeping the reactive power output from the steam turbine generator within a predetermined reactive power range, and the steam turbine power generation. Since the reactive power control means for controlling the reactive power output by the gas turbine generator is controlled in such a direction that the reactive power output by the machine falls within the reactive power range, it is necessary for the steam turbine generator. The reactive power capacity can be specially reduced to a value corresponding to this reactive power range. Accordingly, the required capacity of the steam turbine generator is reduced, and a low-cost, space-saving power generation facility is realized.
実施の形態1.
図1は、この発明の実施の形態1の発電機制御装置を含む発電設備を示す回路構成図であるが、その説明に入る前に、先ず、この発明の概要と創案するに至った背景について説明する。
図2の左図(a)は、従来の発電機出力可能曲線を示す。横軸は、発電機の有効電力Pg(W)を示し、縦軸は、発電機の無効電力Qg(Var)を示している。
発電機は、通例、出力可能曲線内において発電機電圧が±5%以内の電圧変動となるよう発電機の無効電力Qg(Var)を調整して発電設備の母線電圧を一定に保つ。
FIG. 1 is a circuit configuration diagram showing a power generation facility including a generator control apparatus according to
The left figure (a) of FIG. 2 shows a conventional generator output possible curve. The horizontal axis represents the generator active power Pg (W), and the vertical axis represents the generator reactive power Qg (Var).
Typically, the generator adjusts the reactive power Qg (Var) of the generator so that the generator voltage fluctuates within ± 5% within the output possible curve, and keeps the bus voltage of the generator equipment constant.
これに対し、図2の右図(b)は、無効電力の調整範囲を制限した場合を示している。
発電機容量(MVA)は、MVA=√(Pg2+Qg2)で表せるため無効電力Qgの調整範囲を小さくすることによって発電機容量MVAを小さくすることができる。
従来、発電機が接続される電力系統の系統電圧が変動しても、発電機の無効電力Qg(Var)を制御して、発電設備の母線電圧を一定に保っているが、図3に示すように、系統電圧が変動しても発電機の無効電力Qg(VAR)の変動範囲を抑制できれば、その分発電機容量MVAを小さくすることが可能となる。
On the other hand, the right figure (b) of FIG. 2 has shown the case where the adjustment range of reactive power is restrict | limited.
Since the generator capacity (MVA) can be expressed by MVA = √ (Pg 2 + Qg 2 ), the generator capacity MVA can be reduced by reducing the adjustment range of the reactive power Qg.
Conventionally, even if the system voltage of the power system to which the generator is connected fluctuates, the reactive power Qg (Var) of the generator is controlled to keep the bus voltage of the power generation equipment constant. Thus, if the fluctuation range of the reactive power Qg (VAR) of the generator can be suppressed even if the system voltage fluctuates, the generator capacity MVA can be reduced accordingly.
ここで、発電設備の母線電圧と系統電圧との関係について説明する。
先ず、発電機の有効電力は(1)式、無効電力は(2)式で表され、また、それぞれ有効電流は(3)式、無効電流は(4)式で表される。
Here, the relationship between the bus voltage of the power generation facility and the system voltage will be described.
First, the active power of the generator is expressed by equation (1), the reactive power is expressed by equation (2), the active current is expressed by equation (3), and the reactive current is expressed by equation (4).
有効電力:Pg=√3IVcosθ ・・・(1)
無効電力:Qg=√3IVsinθ ・・・(2)
有効電流:Icosθ=Pg/(√3V) ・・・(3)
無効電流:Isinθ=Qg/(√3V) ・・・(4)
Effective power: Pg = √3IV cos θ (1)
Reactive power: Qg = √3IV sin θ (2)
Effective current: I cos θ = Pg / (√3 V) (3)
Reactive current: Isin θ = Qg / (√3 V) (4)
但し、Vは電圧実効値、Iは電流実効値、θは位相角である。
また、系統電圧をVs、系統のリアクタンスをLs、抵抗をRs、系統側から流れる電流をIsとすると、母線電圧Vbは、(5)式で表される。
Where V is a voltage effective value, I is a current effective value, and θ is a phase angle.
Further, when the system voltage is Vs, the reactance of the system is Ls, the resistance is Rs, and the current flowing from the system side is Is, the bus voltage Vb is expressed by equation (5).
Vb=Vs−LsIs・sinθ−RsIs・cosθ ・・・(5) Vb = Vs−LsIs · sin θ−RsIs · cos θ (5)
また、電流Isは、発電機の出力をMVA、発電機の電圧をVg、変圧器の変圧比をVL/VHとすると、(6)式で表すことが出来る。 Further, the current Is can be expressed by equation (6) where MVA is the output of the generator, Vg is the voltage of the generator, and VL / VH is the transformation ratio of the transformer.
Is=MVA/(√3Vg)・VL/VH ・・・(6) Is = MVA / (√3Vg) · VL / VH (6)
ここで、発電設備の母線電圧Vbの電圧変動範囲を小さくするためには、(5)式において、Is・cosθ(有効電流)はタービン出力(有効電力)で決定固定されるため、Is・sinθ(無効電流)を変化させることで行う。
即ち、(5)式において、母線電圧Vbを大きくもしくは小さくさせたい時には、以下1)、2)のように発電機運転を遅れか進みに変更させる、即ち、無効電力を増減させることによってVbを制御することができる。
Here, in order to reduce the voltage fluctuation range of the bus voltage Vb of the power generation equipment, since Is · cos θ (active current) is determined and fixed by the turbine output (active power) in the equation (5), Is · sin θ This is done by changing the (reactive current).
That is, in the equation (5), when it is desired to increase or decrease the bus voltage Vb, the generator operation is changed to delay or advance as in 1) and 2) below, that is, Vb is increased or decreased by increasing or decreasing the reactive power. Can be controlled.
1)発電設備の母線電圧Vbを大きくする:−LsIs・sinθ大(遅れ運転方向:無効電力増)
2)発電設備の母線電圧Vbを小さくする:−LsIs・sinθ小(進み運転方向:無効電力減)
1) Increase the bus voltage Vb of the power generation equipment: -LsIs · sinθ large (delayed operation direction: reactive power increase)
2) Decrease the bus voltage Vb of the power generation equipment: -LsIs · sin θ small (advance driving direction: reactive power reduction)
以上のように、発電設備の母線電圧Vbの変動範囲を小さくするためには、発電機からの無効電力を増減させなければならないが、本発明は、この必要となる無効電力に対して、ガスタービン用発電機の無効電力Q(VAR)を制御して蒸気タービン用発電機の無効電力Q(Var)の変動範囲を一定範囲以下にすることにより蒸気タービン用発電機の容量を小さくさせることを目的としたものである。 As described above, in order to reduce the fluctuation range of the bus voltage Vb of the power generation facility, it is necessary to increase or decrease the reactive power from the generator. The capacity of the steam turbine generator can be reduced by controlling the reactive power Q (VAR) of the turbine generator to make the fluctuation range of the reactive power Q (Var) of the steam turbine generator below a certain range. It is intended.
コンバインドサイクル発電設備では、蒸気タービンは、ガスタービンからの排熱を使って蒸気を得るため単独で運転することはない。即ち、蒸気タービンが運転している場合は、ガスタービンは必ず運転されている。そのため、ガスタービン用発電機で母線電圧の変動範囲をほぼ抑制できれば、蒸気タービン用発電機に課される無効電力調整範囲は小さくて済む可能性がある。 In the combined cycle power generation facility, the steam turbine does not operate alone because steam is obtained using exhaust heat from the gas turbine. That is, when the steam turbine is operating, the gas turbine is always operating. Therefore, if the fluctuation range of the bus voltage can be substantially suppressed by the gas turbine generator, the reactive power adjustment range imposed on the steam turbine generator may be small.
この発明は、このように、コンバインドサイクルで、ガスタービン用発電機と蒸気タービン用発電機とが共に運転される場合、その無効電力調整能力における、このいわば主従の関係に創造的に着目して創案されたもので、ガスタービン用発電機の本来有する無効電力調整能力を有効に活用することで、蒸気タービン用発電機に課す無効電力調整量を軽減し、その分、蒸気タービン用発電機の小型化に寄与せしめるものということができる。 In this way, when the gas turbine generator and the steam turbine generator are operated together in the combined cycle, the present invention creatively pays attention to the so-called master-slave relationship in the reactive power adjustment capability. It was created and the reactive power adjustment capability inherent to the gas turbine generator was effectively utilized to reduce the amount of reactive power adjustment imposed on the steam turbine generator. It can be said that it contributes to miniaturization.
以下、この発明の実施の形態1の発電機制御装置に係る電気設備について、図1に基づいて詳しく説明する。
図1において、電力系統1に、母線2、変電所遮断器4、ガスタービン用主変圧器5および発電機遮断器6を介してガスタービン用発電機12が接続されている。このガスタービン用発電機12は、その界磁巻線13に流れる界磁電流をAVR11により制御することによって発電機電圧を制御する。また、発電機回路には、電圧検出用VT8および励磁変圧器7が接続されている。保護リレー9は、ガスタービン用発電機12を保護するために設置される。
Hereinafter, electrical equipment according to the generator control device of
In FIG. 1, a
母線電圧は、母線電圧検出用VT15の出力を電圧変換器16にて信号変換後、本願請求項に記載するガスタービン用発電機無効電力制御手段としてのVar指令制御装置17に入力される。このVar指令制御装置17には、主回路電流検出用CT10および電圧検出用VT8の出力も入力される。
更に、このVar指令制御装置17は、後述する蒸気タービン用発電機の必要な信号をも入力することにより、請求項に記載する蒸気タービン用発電機電圧制御手段の機能をも担っている。
The bus voltage is input to the Var
Further, the Var
同様に、電力系統1に、母線3、変電所遮断器18、蒸気タービン用主変圧器19および発電機遮断器20を介して蒸気タービン用発電機26が接続されている。この蒸気タービン用発電機26は、その界磁巻線27に流れる界磁電流をAVR25により制御することによって発電機電圧を制御する。また、発電機回路には、電圧検出用VT22および励磁変圧器21が接続されている。保護リレー23は、蒸気タービン用発電機26を保護するために設置される。
また、蒸気タービン用発電機26に流れる電流は、主回路電流検出用CT24で検出され、励磁変圧器21の信号とともに、Var指令制御装置17に入力される。
Similarly, a
The current flowing through the
本構成は、ガスタービンおよびガスタービンの排ガスを利用して生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンからなるコンバインドサイクルのプラントに適用するものである。
なお、図1においては、発電機12、26がサイリスタ励磁方式の場合として発電機回路を記載しているが、代わりに、ブラシレス励磁方式の発電機が用いられる場合でも、同じ効果が得られ、後述の各実施の形態でも同様である。
This configuration is applied to a combined cycle plant including a gas turbine and a steam turbine driven by steam generated by using exhaust gas from the gas turbine.
In addition, in FIG. 1, although the generator circuit is described as the case where the
次に、動作、特に、蒸気タービン用発電機26の無効電力Qg2(但し、以下のフローチャートでは、検出した無効電力をQSTと称している)を所定の無効電力範囲内に収める制御動作について、図4に基づいて説明する。 Next, the operation, in particular, the control operation for keeping the reactive power Qg2 of the steam turbine generator 26 (however, in the following flowchart, the detected reactive power is referred to as QST) within a predetermined reactive power range. 4 will be described.
発電機電圧は、一般に、±5%の変動を許容していることから、系統電圧が変動した場合、蒸気タービン用発電機26の無効電力を変化させ、発電機電圧を変動させることで、発電設備の母線電圧を一定に保つ。
その結果、系統電圧が上がった場合は、電圧上昇を抑制させるため、進み運転側に発電機の運転点が移行し、発電機の無効電力が減少する。また、系統電圧が下がった場合は、電圧上昇させるため、遅れ運転側に発電機の運転点が移行し、発電機の無効電力が増加する。
Since the generator voltage generally allows a variation of ± 5%, when the system voltage fluctuates, the reactive power of the
As a result, when the system voltage rises, in order to suppress the voltage rise, the operating point of the generator is shifted to the advanced operation side, and the reactive power of the generator is reduced. Further, when the system voltage decreases, the voltage is increased, so that the operating point of the generator moves to the delayed operation side, and the reactive power of the generator increases.
図4において、先ず、ステップSA1では、上述のように、系統側電圧変動に伴って変動する蒸気タービン用発電機26の無効電力QSTを検出し、その無効電力QSTが、所定の無効電力範囲として予め設定された、その上限QHとその下限QLとの範囲内にあるか否かを判定する。
無効電力範囲内にあれば(ステップSA1でY)、ここでいう、特別の制御は不要であるので、平常の制御体制であるSTG運転中に戻る。
In FIG. 4, first, in step SA1, as described above, the reactive power QST of the
If it is within the reactive power range (Y in step SA1), the special control mentioned here is unnecessary, and the process returns to the STG operation which is a normal control system.
無効電力範囲外となると(ステップSA1でN)、ステップSA2に進み、QSTが上限QHより大きいか否かを判定する。
QSTが上限QHより大きいときは(ステップSA2でY)、ステップSA3に進み、蒸気タービン用発電機26の電圧を所定幅(例えば、0.01pu=1%)だけ下げる指令を出力する。
When it is out of the reactive power range (N in step SA1), the process proceeds to step SA2, and it is determined whether or not QST is larger than the upper limit QH.
When QST is larger than the upper limit QH (Y in step SA2), the process proceeds to step SA3, and a command to lower the voltage of the
この電圧が、後述する下限値に至るまでは(ステップSA4でN)、ステップSA1に戻る。そして、上記所定幅の電圧下げにより、QSTが無効電力範囲内に収まれば(ステップSA1でY)、平常のSTG運転中に復帰し、依然としてこの無効電力範囲内に収まらなければ(ステップSA1でN)、再度、ステップSA3で電圧下げを指令する。
以上が、Var指令制御装置17の主に蒸気タービン用発電機電圧制御手段の動作に相当する。
Until this voltage reaches a lower limit value to be described later (N in step SA4), the process returns to step SA1. If QST falls within the reactive power range due to the voltage reduction of the predetermined width (Y in step SA1), it returns during normal STG operation, and if it still does not fall within this reactive power range (N in step SA1). ) Again, the voltage reduction is commanded in step SA3.
The foregoing corresponds to the operation of the Var
この電圧下げの指令が続き、蒸気タービン用発電機26の電圧が許容された下限値0.95pu=95%に達すると(ステップSA4でY)、即ち、蒸気タービン用発電機電圧制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないときは、ステップSA7に進み、QSTが無効電力範囲内に収まる方向に、従って、ガスタービン用発電機12が出力する無効電力Qg1を増大させるVar上げ指令を出力する。
When this voltage lowering instruction continues and the voltage of the
一方、ステップSA1およびSA2でともにNと判定された場合は、QSTが所定の無効電力範囲の下限QLより小さい状態であるので、ステップSC2に進み、蒸気タービン用発電機26の電圧を所定幅(例えば、0.01pu=1%)だけ上げる指令を出力する。以下、電圧を下げる場合(ステップSA3、SA4)と同様、この電圧上げの指令が続き、蒸気タービン用発電機26の電圧が許容された上限値1.05pu=105%に達すると(ステップSC3でY)、即ち、蒸気タービン用発電機電圧制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないときは、ステップSC6に進み、QSTが無効電力範囲内に収まる方向に、従って、ガスタービン用発電機12が出力する無効電力Qg1を減少させるVar下げ指令を出力する。
On the other hand, if it is determined as N in both steps SA1 and SA2, the process proceeds to step SC2 because QST is smaller than the lower limit QL of the predetermined reactive power range, and the voltage of the
以上のように、この発明の実施の形態1における発電機制御装置のVar指令制御装置17は、その蒸気タービン用発電機電圧制御手段が、蒸気タービン用発電機26が出力する無効電力QST(Qg2)が所定の無効電力範囲(上限QH、下限QL)を越えたとき、QSTがその範囲に収まるよう蒸気タービン用発電機26の電圧を所定の発電機電圧変動許容範囲内で制御し、ガスタービン用発電機無効電力制御手段は、蒸気タービン用発電機電圧制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないとき、QSTがその範囲内に収まる方向にガスタービン用発電機12が出力する無効電力Qg1を制御するようにしたので、蒸気タービン用発電機26の必要な無効電力容量を、この無効電力範囲に相当する値に低減でき、これに伴い、蒸気タービン用発電機26の必要容量が低減して低コスト、省スペースの発電設備が実現する。
As described above, in the Var
実施の形態2.
図5は、この発明の実施の形態2の発電機制御装置を含む発電設備を示す回路構成図である。
図5のVar指令制御装置17Aは、先の実施の形態1で説明した蒸気タービン用発電機電圧制御手段に加えて、本願請求項に記載する第一タップ切換制御手段を備えている。
これに対応して、図5では、蒸気タービン用主変圧器19は、OLTC(On load tap changer:負荷時タップ切換装置)を装備した第一負荷時タップ切換変圧器19Aとし、このタップ切換制御に必要な信号がVar指令制御装置17Aから指示される構成となっている。
FIG. 5 is a circuit configuration diagram showing a power generation facility including a generator control device according to
The Var command control device 17A of FIG. 5 includes first tap switching control means described in the claims of the present application in addition to the steam turbine generator voltage control means described in the first embodiment.
Correspondingly, in FIG. 5, the steam turbine
次に、蒸気タービン用発電機26の無効電力QSTを所定の無効電力範囲内に収める制御動作について、図6に基づいて説明する。
ステップSA1〜SA4の動作は、先の図4の場合と同じで再度の説明は省略する。
Next, a control operation for keeping the reactive power QST of the
The operations in steps SA1 to SA4 are the same as those in FIG.
ステップSA4でYのとき、即ち、蒸気タービン用発電機26の電圧が許容された下限値0.95puに達しても、蒸気タービン用発電機電圧制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないときは、ステップSA5に進み、第一負荷時タップ切換変圧器19Aのタップ位置を所定幅だけ下げる指令を出力する。
When Y in step SA4, that is, even when the voltage of the
このタップ位置が、後述する下限位置に至るまでは(ステップSA6でN)、ステップSA1に戻る。そして、上記所定幅のタップ位置下げにより、QSTが無効電力範囲内に収まれば(ステップSA1でY)、平常のSTG運転中に復帰し、依然としてこの無効電力範囲に収まらなければ(ステップSA1でN)、再度、ステップSA5でタップ位置下げを指令する。 Until this tap position reaches a lower limit position described later (N in step SA6), the process returns to step SA1. If QST falls within the reactive power range due to the tap position lowering by the predetermined width (Y in step SA1), it returns during normal STG operation, and if it still does not fall within this reactive power range (N in step SA1). ) Again, the tap position lowering is instructed in step SA5.
以上までが、Var指令制御装置17Aの蒸気タービン用発電機電圧制御手段、ならびにこれに続く第一タップ切換制御手段の動作に相当する。 The above is equivalent to the operation of the steam turbine generator voltage control means of the Var command control device 17A and the subsequent first tap switching control means.
このタップ位置下げの指令が続き、第一負荷時タップ切換変圧器19Aのタップ位置が許容された所定の下限位置に達すると(ステップSA6でY)、即ち、第一タップ切換制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないときは、ステップSA7に進み、QSTが無効電力範囲内に収まる方向に、従って、ガスタービン用発電機12が出力する無効電力Qg1を増大させるVar上げ指令を出力する。
When this tap position lowering instruction continues and the tap position of the first load
一方、QSTが所定の無効電力範囲の下限QLより小さい場合のステップSA1、SA2、SC2、SC3までの動作は、先の図4の場合と同じで再度の説明は省略する。
ステップSC3でYのとき、即ち、蒸気タービン用発電機26の電圧が許容された上限値1.05puに達しても、蒸気タービン用発電機電圧制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないときは、ステップSC4に進み、第一負荷時タップ切換変圧器19Aのタップ位置を所定幅だけ上げる指令を出力する。
On the other hand, the operations up to steps SA1, SA2, SC2, and SC3 when QST is smaller than the lower limit QL of the predetermined reactive power range are the same as those in FIG.
When the result in step SC3 is Y, that is, even when the voltage of the
以下、タップ位置を下げる場合(ステップSA5、SA6)と同様、このタップ位置上げの指令が続き、第一負荷時タップ切換変圧器19Aのタップ位置が許容された所定の上限位置に達すると(ステップSC5でY)、即ち、第一タップ切換制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないときは、ステップSC6に進み、QSTが無効電力範囲内に収まる方向に、従って、ガスタービン用発電機12が出力する無効電力Qg1を減少させるVar下げ指令を出力する。
Thereafter, as in the case of lowering the tap position (steps SA5 and SA6), this tap position raising command continues, and when the tap position of the first load
以上のように、この発明の実施の形態2における発電機制御装置のVar指令制御装置17Aは、蒸気タービン用発電機26が出力する無効電力QST(Qg2)が所定の無効電力範囲(上限QH、下限QL)を越えたとき、蒸気タービン用発電機電圧制御手段、続いて第一タップ切換制御手段が、QSTがその範囲に収まるよう各手段をその所定の制御許容範囲内で制御し、ガスタービン用発電機無効電力制御手段は、第一タップ切換制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないとき、QSTがその範囲内に収まる方向にガスタービン用発電機12が出力する無効電力Qg1を制御するようにしたので、蒸気タービン用発電機26の必要な無効電力容量を、この無効電力範囲に相当する値に低減でき、これに伴い、蒸気タービン用発電機26の必要容量が低減して低コスト、省スペースの発電設備が実現する。
As described above, Var command control device 17A of the generator control device according to
実施の形態3.
図7は、この発明の実施の形態3の発電機制御装置を含む発電設備を示す回路構成図である。
図7のVar指令制御装置17Bは、先の実施の形態2で説明した第一タップ切換制御手段に加えて、本願請求項に記載する第二タップ切換制御手段を備えている。
これに対応して、図7では、ガスタービン用主変圧器5も、蒸気タービン用主変圧器と同様、OLTCを装備した第二負荷時タップ切換変圧器5Aとし、このタップ切換制御に必要な信号がVar指令制御装置17Bから指示される構成となっている。
FIG. 7 is a circuit configuration diagram showing a power generation facility including a generator control device according to
The Var command control device 17B of FIG. 7 includes second tap switching control means described in the claims of the present application in addition to the first tap switching control means described in the second embodiment.
Correspondingly, in FIG. 7, the gas turbine
次に、蒸気タービン用発電機26の無効電力QSTを所定の無効電力範囲内に収める制御動作について、図8に基づいて説明する。
ステップSA1〜SA6の動作は、先の図6の場合と同じで再度の説明は省略する。
Next, a control operation for keeping the reactive power QST of the
The operations in steps SA1 to SA6 are the same as those in FIG.
ステップSA6でYのとき、即ち、第一負荷時タップ切換変圧器19Aのタップ位置が許容された所定の下限位置に達しても、第一タップ切換制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないときは、ステップSA7に進み、ガスタービン用発電機12の電圧を所定幅(例えば、0.01pu=1%)だけ上げるVar上げの指令を出力する。
When Y is determined in step SA6, that is, even when the tap position of the first load
この電圧が、後述する上限値に至るまでは(ステップSA8でN)、ステップSA1に戻る。そして、上記所定幅の電圧上げにより、QSTが無効電力範囲内に収まれば(ステップSA1でY)、平常のSTG運転中に復帰し、依然としてこの無効電力範囲内に収まらなければ(ステップSA1でN)、再度、ステップSA7でVar上げを指令する。
以上が、Var指令制御装置17Bのガスタービン用発電機無効電力制御手段の動作に相当する。
Until this voltage reaches an upper limit value described later (N in step SA8), the process returns to step SA1. If QST falls within the reactive power range due to the voltage increase of the predetermined width (Y in step SA1), the operation returns to normal STG operation, and if it still does not fall within this reactive power range (N in step SA1). ) Again, in step SA7, a command to increase Var is commanded.
The above corresponds to the operation of the gas turbine generator reactive power control means of the Var command control device 17B.
このVar上げの指令が続き、ガスタービン用発電機12の電圧が許容された上限値1.05pu=105%に達すると(ステップSA8でY)、即ち、ガスタービン用発電機無効電力制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないときは、ステップSA9に進み、QSTが無効電力範囲内に収まる方向に、従って、第二負荷時タップ切換変圧器5Aのタップ位置を上げる指令を出力する。
When this Var increase command continues and the voltage of the
一方、QSTが所定の無効電力範囲の下限QLより小さい場合のステップSA1、SA2、SC2〜SC5の動作は、先の図6の場合と同じで再度の説明は省略する。
ステップSC5でYのとき、即ち、即ち、第一負荷時タップ切換変圧器19Aのタップ位置が許容された所定の上限位置に達しても、第一タップ切換制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないときは、ステップSC6に進み、ガスタービン用発電機12の電圧を所定幅(例えば、0.01pu=1%)だけ下げるVar下げの指令を出力する。
On the other hand, the operations in steps SA1, SA2, and SC2 to SC5 when QST is smaller than the lower limit QL of the predetermined reactive power range are the same as those in FIG.
When Y is determined in step SC5, that is, even when the tap position of the first load
以下、Var上げの場合(ステップSA7、SA8)と同様、このVar下げの指令が続き、ガスタービン用発電機12の電圧が許容された下限値0.95puに達すると(ステップSC7でY)、即ち、ガスタービン用発電機無効電力制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないときは、ステップSC8に進み、QSTが無効電力範囲内に収まる方向に、従って、第二負荷時タップ切換変圧器5Aのタップ位置を下げる指令を出力する。
Hereinafter, as in the case of Var increase (steps SA7 and SA8), this Var lowering instruction continues, and when the voltage of the
以上のように、この発明の実施の形態3における発電機制御装置のVar指令制御装置17Bは、蒸気タービン用発電機26が出力する無効電力QST(Qg2)が所定の無効電力範囲(上限QH、下限QL)を越えたとき、蒸気タービン用発電機電圧制御手段、第一タップ切換制御手段、更に、ガスタービン用発電機無効電力制御手段が、QSTがその範囲に収まるよう各手段をその所定の制御許容範囲内で制御し、第二タップ切換制御手段は、ガスタービン用発電機無効電力制御手段の動作でQSTが無効電力範囲内に収まらないとき、QSTがその範囲内に収まる方向に第二負荷時タップ切換変圧器5Aのタップ位置を制御するようにしたので、蒸気タービン用発電機26の必要な無効電力容量を、この無効電力範囲に相当する値に低減でき、これに伴い、蒸気タービン用発電機26の必要容量が低減して低コスト、省スペースの発電設備が実現する。
As described above, in the Var command control device 17B of the generator control device according to
実施の形態4.
図9は、この発明の実施の形態4の発電機制御装置を含む発電設備を示す回路構成図である。
図9のVar指令制御装置17Cは、蒸気タービン用発電機26の無効電力QSTが所定の無効電力範囲の下限QLより小さい場合であって、先の実施の形態3で説明した第二タップ切換制御手段の動作によってもQSTが無効電力範囲内に収まらないとき、蒸気タービン28を制御して蒸気タービン用発電機26が出力する有効電力を低減するようにしたものである。
FIG. 9 is a circuit configuration diagram showing a power generation facility including the generator control device according to
The Var command control device 17C of FIG. 9 is the case where the reactive power QST of the
図10は、この実施の形態4におけるVar指令制御装置17Cの制御動作を示すフローチャートである。図10において、QSTが無効電力範囲の上限QHより大きい場合のステップSA1〜SA9、また、QSTが下限QLより小さい場合のステップSC2〜SC7の動作は、図8の場合と同じで再度の説明は省略する。 FIG. 10 is a flowchart showing the control operation of the Var command control device 17C in the fourth embodiment. In FIG. 10, the operations of steps SA1 to SA9 when QST is larger than the upper limit QH of the reactive power range, and the operations of steps SC2 to SC7 when QST is smaller than the lower limit QL are the same as those in FIG. Omitted.
ステップSC6のVar下げの指令が続き、ガスタービン用発電機12の電圧が許容された下限値0.95puに達すると(ステップSC7でY)、即ち、ガスタービン用発電機無効電力制御手段の動作によっても、QSTが下限QLに達しないときは、ステップSC8に進み、第二負荷時タップ切換変圧器5Aのタップ位置を所定幅だけ下げる指令を出力する。
When the command for lowering Var in step SC6 continues and the voltage of the
そして、このタップ位置下げの指令が続き、第二負荷時タップ切換変圧器5Aのタップ位置が許容された所定の下限位置に達すると(ステップSC9でY)、即ち、第二タップ切換制御手段の動作でQSTが下限QLに達しないときは、ステップSC10に進み、蒸気タービン28のガバナを制御して蒸気タービン用発電機26が出力する有効電力を低減させる。
Then, when this tap position lowering instruction continues and the tap position of the second load
以上のように、有効電力を低減させると、母線の電圧が下がり、蒸気タービン用発電機26は、その電圧低下を補償するため無効電力を増大させるように動作し、結果として、QSTを下限QLに近づけることが出来る。
As described above, when the active power is reduced, the bus voltage decreases, and the
逆に、QST>QHの場合(図10の左側のフロー)は、有効電力を低減させると、無効電力が更に増大するよう動作するので、この有効電力低減の対策は採用していない。 On the contrary, when QST> QH (the flow on the left side in FIG. 10), if the active power is reduced, the reactive power is further increased, and thus the countermeasure for reducing the active power is not adopted.
以上のように、この発明の実施の形態4における発電機制御装置のVar指令制御装置17Cは、蒸気タービン用発電機26が出力する無効電力QST(Qg2)が所定の無効電力範囲の下限QLに達しない場合であって、蒸気タービン用発電機電圧制御手段、第一タップ切換制御手段、ガスタービン用発電機無効電力制御手段、更に、第二タップ切換制御手段が、QSTがその範囲に収まるよう各手段をその所定の制御許容範囲内で制御してもQSTが下限QLに達しないとき、蒸気タービン用発電機26が出力する有効電力が低減するようにしたので、蒸気タービン用発電機26の必要な無効電力容量を、この無効電力範囲に相当する値に低減でき、これに伴い、蒸気タービン用発電機26の必要容量が低減して低コスト、省スペースの発電設備が実現する。
As described above, in the Var command control device 17C of the generator control device according to the fourth embodiment of the present invention, the reactive power QST (Qg2) output from the
実施の形態5.
図11は、この発明の実施の形態5の発電機制御装置を含む発電設備を示す回路構成図、図12は、その動作を説明するフローチャートである。
この実施の形態5は、ガスタービン用発電機12のユニット数を増加させる(ここでは、2台設けている)ことにより、蒸気タービン用発電機26が出力する無効電力QST(Qg2)を所定の無効電力範囲内に収める能力を高め、これにより、蒸気タービン用発電機26の容量低減をより確実なものとしたものである。
FIG. 11 is a circuit configuration diagram showing a power generation facility including a generator control apparatus according to
In the fifth embodiment, the reactive power QST (Qg2) output from the
図11に示すように、1台の蒸気タービン用発電機26に対して2台のガスタービン用発電機12を備えている。
構成および動作は、基本的に先の実施の形態4の場合と同じであるので、個々の説明は省略するが、動作を示す図12のフローチャートにおいて、ガスタービン用発電機12が2台存在することに伴い、ガスタービン用発電機12のVar制御および第二タップ切換制御手段の制御については、ステップSA7〜SA9とステップSB1〜SB3とが、またステップSC6〜SC9とステップSD1〜SD4とが、それぞれ並列するフローで動作する。
As shown in FIG. 11, two
Since the configuration and operation are basically the same as in the case of the fourth embodiment, each description is omitted, but there are two
実施の形態6.
先の各実施の形態例では、各機器の設置経過については特に触れていないが、プラントによって、ガスタービン用発電機12は、既設発電機に置き換えたものであり、蒸気タービン用発電機26は、新設の発電機とする場合が考えられる。この場合、Var指令制御装置17として既設発電機の制御装置を代用し、ガスタービン用発電機無効電力制御手段等の機能を持たせるようにして、制御部品のコスト低減を図るとともに、当該新設蒸気タービン用発電機の容量を低減することができる。
In each of the previous embodiments, the installation process of each device is not particularly mentioned, but the
なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略することが可能である。 It should be noted that the present invention can be freely combined with each other within the scope of the invention, and each embodiment can be appropriately modified or omitted.
1 電力系統、2,3 母線、5 ガスタービン用主変圧器、
5A 第二負荷時タップ切換変圧器、12 ガスタービン用発電機、
17,17A,17B,17C Var指令制御装置、
19 蒸気タービン用主変圧器、19A 第一負荷時タップ切換変圧器、
26 蒸気タービン用発電機。
1 Power system, 2 and 3 buses, 5 Main transformer for gas turbine,
5A Second load tap change transformer, 12 Gas turbine generator,
17, 17A, 17B, 17C Var command control device,
19 Steam turbine main transformer, 19A First load tap change transformer,
26 Generator for steam turbine.
Claims (6)
前記ガスタービン用発電機が出力する無効電力を制御するガスタービン用発電機無効電力制御手段、および前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が所定の無効電力範囲を越えたとき、前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まるよう前記蒸気タービン用発電機の電圧を所定の発電機電圧変動許容範囲内で制御する蒸気タービン用発電機電圧制御手段を備え、
前記ガスタービン用発電機無効電力制御手段は、前記蒸気タービン用発電機電圧制御手段の動作で前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まらないとき、前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まる方向に前記ガスタービン用発電機が出力する無効電力を制御することを特徴とする発電機制御装置。 A gas turbine generator driven by a gas turbine and a steam turbine generator driven by a steam turbine that operates using exhaust heat of the gas turbine, connected to a power system via a common bus. Comprising, and controlling the power generation equipment that supplies the commanded active power and reactive power to the power system,
Gas turbine generator reactive power control means for controlling reactive power output by the gas turbine generator, and when the reactive power output by the steam turbine generator exceeds a predetermined reactive power range, the steam turbine A steam turbine generator voltage control means for controlling the voltage of the steam turbine generator within a predetermined generator voltage fluctuation allowable range so that the reactive power output by the generator for power generation falls within the reactive power range;
When the reactive power output by the steam turbine generator does not fall within the reactive power range in the operation of the steam turbine generator voltage control means, the gas turbine generator reactive power control means A generator control device that controls reactive power output by the gas turbine generator in a direction in which reactive power output by a generator is within the reactive power range.
前記第一タップ切換制御手段は、前記蒸気タービン用発電機電圧制御手段の動作で前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まらないとき、前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まるよう所定のタップ位置許容範囲内で前記第一負荷時タップ切換変圧器のタップ位置を制御するものであり、
前記ガスタービン用発電機無効電力制御手段は、前記第一タップ切換制御手段の動作で前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まらないとき、前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まる方向に前記ガスタービン用発電機が出力する無効電力を制御することを特徴とする請求項1記載の発電機制御装置。 A first load tap switching transformer connected between the bus and the steam turbine generator, and a first tap switching control means for controlling a tap position of the first load tap switching transformer,
When the reactive power output from the steam turbine generator does not fall within the reactive power range by the operation of the steam turbine generator voltage control means, the first tap switching control means Control the tap position of the first load tap switching transformer within a predetermined tap position allowable range so that the reactive power to be output falls within the reactive power range,
The gas turbine generator reactive power control means is configured such that when the reactive power output by the steam turbine generator does not fall within the reactive power range by the operation of the first tap switching control means, the steam turbine generator 2. The generator control device according to claim 1, wherein the reactive power output by the gas turbine generator is controlled in a direction in which the reactive power output by the gas turbine falls within the reactive power range.
前記ガスタービン用発電機無効電力制御手段は、前記第一タップ切換制御手段の動作で前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まらないとき、前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まるよう所定の発電機電圧変動許容範囲内で前記ガスタービン用発電機の電圧を制御し、
前記第二タップ切換制御手段は、前記ガスタービン用発電機無効電力制御手段の動作で前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まらないとき、前記蒸気タービン用発電機が出力する無効電力が前記無効電力範囲内に収まる方向に前記第二負荷時タップ切換変圧器のタップ位置を制御するものであることを特徴とする請求項2記載の発電機制御装置。 A second load tap change transformer connected between the bus and the gas turbine generator, and a second tap change control means for controlling the tap position of the second load tap change transformer,
The gas turbine generator reactive power control means is configured such that when the reactive power output by the steam turbine generator does not fall within the reactive power range by the operation of the first tap switching control means, the steam turbine generator Control the voltage of the gas turbine generator within a predetermined generator voltage fluctuation allowable range so that the reactive power output by the generator falls within the reactive power range,
When the reactive power output from the steam turbine generator by the operation of the gas turbine generator reactive power control means does not fall within the reactive power range, the second tap switching control means is configured to generate the steam turbine generator. The generator control device according to claim 2, wherein the tap position of the second load tap change transformer is controlled in a direction in which the reactive power output by the power generator falls within the reactive power range.
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