JP2020139450A - Gas turbine power generation system and control method therefor - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、ガスタービン発電システム及びその制御方法に係り、更に詳しくは、再生可能エネルギー発電等の出力変動のある装置と組み合わせて運転されるガスタービン発電システム及びその制御方法に関する。 The present invention relates to a gas turbine power generation system and a control method thereof, and more particularly to a gas turbine power generation system operated in combination with a device having output fluctuations such as renewable energy power generation and a control method thereof.
近年、二酸化炭素低減の観点から自然エネルギーを利用した再生可能エネルギー発電が注目されている。特に、風力発電や太陽光発電を利用した発電が急速に広まっている。このような発電の出力は、気候の変動に影響を受けるので、一定出力とならず変動出力となる。このため、このような電源が接続された電力系統では、需給バランスが崩れて系統周波数が一定に保てなくなる虞がある。 In recent years, renewable energy power generation using natural energy has been attracting attention from the viewpoint of reducing carbon dioxide. In particular, power generation using wind power generation and solar power generation is spreading rapidly. Since the output of such power generation is affected by climate variability, it does not become a constant output but a variable output. Therefore, in a power system to which such a power source is connected, there is a risk that the supply-demand balance will be lost and the system frequency cannot be kept constant.
再生可能エネルギー発電等の変動出力に対する追従性の高い発電システムとして、ガスタービン発電装置を用いた発電システムが提案されている（例えば、特許文献１参照）。特許文献１に記載のガスタービン発電装置は、ガスジェネレータと、ガスジェネレータとは機械的に分離されたパワータービンとを備えた多軸式のガスタービンを用いるものである。ガスジェネレータは、圧縮空気を生成する圧縮機、圧縮空気と燃料から燃焼ガスを生成する燃焼器、燃焼ガスにより駆動される高圧タービンを有しており、ガスジェネレータの軸に電動機兼発電機である副電動機・発電機が機械的に接続されている。パワータービンは、ガスジェネレータからのガスで駆動する低圧タービン、低圧タービンの回転力により発電し系統へ電力を供給する主発電機を有している。
As a power generation system having high followability to variable output such as renewable energy power generation, a power generation system using a gas turbine power generation device has been proposed (see, for example, Patent Document 1). The gas turbine power generation device described in
この多軸式のガスタービン発電装置では、主発電機に接続される低圧タービンは一定回転速度で運転されるが、ガスジェネレータは負荷に応じて回転速度を変化させることができる。そこで、ガスタービンの燃料流量等をＧＴ制御装置により制御することで、回転速度一定のパワータービンの出力制御を行うと共に、回転速度可変のガスジェネレータに接続した副電動機・発電機を周波数変換器により発電機又はモータとして作動させてガスジェネレータの回転数を調整することで、ガスジェネレータの回転エネルギーの電力への変換又は電力のガスジェネレータの回転エネルギーへの変換を行い、再生可能エネルギー発電等の出力変動（電力系統の負荷変動）を相殺しようとしている。 In this multi-shaft gas turbine power generator, the low-pressure turbine connected to the main generator is operated at a constant rotation speed, but the gas generator can change the rotation speed according to the load. Therefore, by controlling the fuel flow rate of the gas turbine with the GT control device, the output of the power turbine with a constant rotation speed is controlled, and the auxiliary motor / generator connected to the gas generator with a variable rotation speed is controlled by the frequency converter. By operating as a generator or motor and adjusting the rotation speed of the gas generator, the rotational energy of the gas generator is converted to electric power or the electric power is converted to the rotational energy of the gas generator, and the output of renewable energy power generation, etc. It is trying to offset the fluctuation (load fluctuation of the power system).
特許文献１に記載の多軸式のガスタービン発電装置においては、電力系統の負荷変動に対して、ガスタービンの出力制御で吸収すると共に、ガスタービンの出力変化では吸収しきれない不足分を、周波数変換器を用いた副電動機・発電機の出力制御で補うようにすることで、ガスタービン発電装置全体の出力を調整している。具体的には、次のように、ガスタービンに与える出力指令（ＭＷＤ）及び周波数変換器に与える出力指令（ＩＭＷＤ）を計算することで、ガスタービン発電装置全体の出力目標値に対するガスタービンと副電動機・発電機の出力配分を設定している。予め、多軸式のガスタービンの動特性を表現するモデルを設定し、この動特性モデルに対して当該ガスタービンの最大負荷変化率を設定しておく。この動特性モデルの最大負荷変化率以内で負荷追従させた場合の出力をガスタービンへの出力値（ＭＷＤ）とし、負荷目標からガスタービンへの出力値（ＭＷＤ）を差し引いた差分を周波数変換器への出力値（ＩＭＷＤ）とする。
In the multi-axis gas turbine power generation device described in
このように、ガスタービンへの出力指令（ＭＷＤ）及び周波数変換器への出力指令（ＩＭＷＤ）は、多軸式のガスタービンの動特性を表現するモデルを基に計算される。このモデルとして、圧力や流量のマスバランスを基本とするモデルやニューラルネットワークによるモデルが用いられる。これらのモデルの動特性は、対象とするガスタービンのメーカや型式が異なると、それに応じて異なってしまう。したがって、ガスタービンと副電動機・発電機の出力配分を計算するためのモデルは、ガスタービンの各種型式や各種メーカに応じて、個々に構築する必要がある。 As described above, the output command to the gas turbine (MWD) and the output command to the frequency converter (IMWD) are calculated based on the model expressing the dynamic characteristics of the multi-shaft gas turbine. As this model, a model based on the mass balance of pressure and flow rate and a model by a neural network are used. The dynamic characteristics of these models will differ depending on the manufacturer and model of the target gas turbine. Therefore, it is necessary to individually construct a model for calculating the output distribution of the gas turbine and the auxiliary motor / generator according to various types of gas turbines and various manufacturers.
本発明は、上記の問題点を解消するためになされたものであり、その目的は、電力系統の負荷変動を相殺するようなガスタービンと補助発電機兼モータの出力配分を、ガスタービンの型式等によらず任意のガスタービンに対して設定可能なガスタービン発電システム及びその制御方法を提供することにある。 The present invention has been made to solve the above-mentioned problems, and an object of the present invention is to distribute the output of a gas turbine and an auxiliary generator / motor so as to offset the load fluctuation of the power system, and to obtain a model of the gas turbine. It is an object of the present invention to provide a gas turbine power generation system and a control method thereof that can be set for any gas turbine regardless of the above.
上記課題を解決するため、例えば特許請求の範囲に記載の構成を採用する。
本願は上記課題を解決する手段を複数含んでいるが、その一例を挙げるならば、電力系統に接続されるガスタービン発電システムであって、回転駆動して高温高圧のガスを発生させるガスジェネレータ，前記ガスジェネレータからのガスにより回転駆動されるパワータービンを有し、前記ガスジェネレータと前記パワータービンが別軸構成のガスタービンと、前記パワータービンに機械的に接続され、発電した電力を前記電力系統に供給する主発電機と、前記ガスジェネレータに機械的に接続された補助発電機兼モータと、前記補助発電機兼モータ，前記主発電機，及び前記電力系統に電気的に接続され、前記補助発電機兼モータと電力の授受を行う周波数変換器と、前記ガスタービン発電システムのシステム出力を制御する制御装置とを備え、前記制御装置は、前記電力系統の負荷変動に対応した前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号を生成し、前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号のうち、所定の周波数より高周波帯域の信号成分に対応するように前記補助発電機兼モータの出力目標値を設定すると共に、前記所定の周波数より低周波帯域の信号成分に対応するように前記主発電機の出力目標値を設定することを特徴とする。
In order to solve the above problems, for example, the configuration described in the claims is adopted.
The present application includes a plurality of means for solving the above problems. For example, a gas turbine power generation system connected to an electric power system, which is rotationally driven to generate high-temperature and high-pressure gas, It has a power turbine that is rotationally driven by gas from the gas generator, and the gas generator and the power turbine are mechanically connected to a gas turbine having a separate shaft configuration and the power turbine, and the generated power is used in the power system. The main generator supplied to the gas generator, the auxiliary generator / motor mechanically connected to the gas generator, the auxiliary generator / motor, the main generator, and the auxiliary power system electrically connected to the power system. It includes a generator / motor, a frequency converter for exchanging and receiving power, and a control device for controlling the system output of the gas turbine power generation system, and the control device is used for gas turbine power generation corresponding to load fluctuations of the power system. Generates a time transition signal of the system output target value of the system, and also serves as the auxiliary generator so as to correspond to a signal component in a frequency band higher than a predetermined frequency among the time transition signals of the system output target value of the gas turbine power generation system. It is characterized in that the output target value of the motor is set and the output target value of the main generator is set so as to correspond to a signal component in a frequency band lower than the predetermined frequency.
本発明によれば、ガスタービンの動特性と無関係であるガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移の高周波成分及び低周波成分に基づいて、主発電機（ガスタービン）と補助発電機兼モータの出力配分を行うことで、電力系統の負荷変動を打ち消すことができる。つまり、電力系統の負荷変動を相殺可能なガスタービンと補助発電機兼モータの出力配分を、ガスタービンの型式等によらず任意のガスタービンに対して汎用的に設定することができる。
上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。
According to the present invention, the main generator (gas turbine) and the auxiliary generator are combined based on the high-frequency component and the low-frequency component of the time transition of the system output target value of the gas turbine power generation system, which is irrelevant to the dynamic characteristics of the gas turbine. By allocating the output of the motor, it is possible to cancel the load fluctuation of the power system. That is, the output distribution of the gas turbine and the auxiliary generator / motor that can cancel the load fluctuation of the power system can be set for any gas turbine regardless of the type of the gas turbine.
Issues, configurations and effects other than those described above will be clarified by the description of the following embodiments.
以下、本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の実施の形態を図面を用いて説明する。 Hereinafter, embodiments of the gas turbine power generation system of the present invention and its control method will be described with reference to the drawings.
［第１の実施の形態］
まず、本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態を適用した電力システムのシステム構成の一例を図１を用いて説明する。図１は本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態を適用した電力システムの一例を示す概略構成図である。図１中、破線の矢印は、指令信号を示している。
[First Embodiment]
First, an example of the system configuration of the gas turbine power generation system of the present invention and the system configuration of the electric power system to which the first embodiment of the control method thereof is applied will be described with reference to FIG. FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing an example of an electric power system to which the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and the control method thereof is applied. In FIG. 1, the dashed arrow indicates a command signal.
図１において、発電設備１００は、例えば、ガスタービン発電システム１と風力発電システム１１０とで構成されており、送電線１２０、１２１、１３０を介して電力系統１４０に接続されている。つまり、ガスタービン発電システム１は、風力発電システム１１０と共に電力系統１４０に接続されている。発電設備１００には、中央給電指令所１５０から、電力系統１４０に供給すべき電力量に応じた電力供給指令値Ｐｓｃが入力される。すなわち、中央給電指令所１５０は、ガスタービン発電システム１の発電量と風力発電システム１１０の発電量の合計値を発電設備１００に指令する。風力発電システム１１０の発電量は、天候によって時々刻々、例えば、数秒程度の時間で変動し、その出力変動を人為的に制御することは難しい。つまり、風力発電システム１１０の出力は、電力系統１４０の負荷変動の要因である。そこで、風力発電システム１１０の発電量の変動を打ち消すような電力量を発電するように本ガスタービン発電システム１を制御することで、ガスタービン発電システム１の発電量と風力発電システム１１０の発電量の合計値を電力供給指令値Ｐｓｃに追従させている。このガスタービン発電システム１の制御方法の詳細については後述する。
In FIG. 1, the
次に、本発明のガスタービン発電システムの第１の実施の形態のシステム構成を図２を用いて説明する。図２は本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態を示す構成図である。図２中、実線の矢印は作動流体の流れを、破線の矢印は指令信号及び計測信号を示している。なお、図２において、図１に示す符号と同符号のものは、同一部分であるので、その詳細な説明は省略する。 Next, the system configuration of the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention will be described with reference to FIG. FIG. 2 is a configuration diagram showing a first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and its control method. In FIG. 2, the solid line arrow indicates the flow of the working fluid, and the broken line arrow indicates the command signal and the measurement signal. In FIG. 2, those having the same reference numerals as those shown in FIG. 1 have the same reference numerals, and thus detailed description thereof will be omitted.
図２において、ガスタービン発電システム１は、回転駆動して高温高圧のガスを発生させるガスジェネレータ１１，ガスジェネレータ１１からのガスにより回転駆動されるパワータービン１２を有し、ガスジェネレータ１１とパワータービン１２が別軸構成の二軸式のガスタービン２と、パワータービン１２に機械的に接続され、発電した電力を電力系統１４０に供給する主発電機３と、ガスジェネレータ１１に機械的に接続された補助発電機兼モータ４と、補助発電機兼モータ４、主発電機３、及び電力系統１４０に電力ケーブル６を介して電気的に接続された周波数変換器５と、ガスタービン発電システム１のシステム出力を制御する制御装置７とを備えている。
In FIG. 2, the gas turbine
ガスタービン２のガスジェネレータ１１は、外気から取り込んだ空気を圧縮して圧縮空気を生成する圧縮機１４と、圧縮機１４からの圧縮空気に燃料を添加して燃焼ガスを生成する燃焼器１５と、燃焼器１５からの燃焼ガスにより駆動される高圧タービン１６と、圧縮機１４と高圧タービン１６とを機械的に接続する高圧側回転軸１７とを備えている。ガスジェネレータ１１の圧縮機１４と高圧タービン１６は、大きな重量を有しており、定常状態の運転時には、高速で回転して大きな慣性エネルギーを有する。圧縮機１４の空気取り込み口には、入口案内翼１８が設けられている。入口案内翼１８は、自身が回転することで圧縮機１４の開口面積を変化させるものであり、圧縮機１４へ取り込む空気の流量を調整する流量調整弁として機能する。
The
パワータービン１２は、高圧タービン１６から排出された燃焼ガスにより駆動される低圧タービン２０と、低圧タービン２０と主発電機３とを機械的に接続する低圧側回転軸２１とを備えており、ガスジェネレータ１１とは別軸構成となっている。そのため、パワータービン１２とガスジェネレータ１１は、互いに異なる回転数で回転駆動することが可能である。低圧タービン２０（パワータービン１２）は、定速回転するように制御され、主発電機３を略一定の回転数で回転駆動する。これにより、主発電機３は、電力周波数が略一定の電力を電力系統１４０に供給することができる。
The
ガスタービン２は、調速器２３を更に備えている。調速器２３は、制御装置７から後述する主発電機３の出力目標値Ｐｇｔに応じた指令信号が入力され、ガスタービン２の出力や圧縮機１４の流量等を制御する。具体的には、燃焼器１５で添加する燃料の流量や入口案内翼１８の角度を調整する指令信号ｆｇ、ｂｇ等を送出する。
The
補助発電機兼モータ４は、例えば、ガスジェネレータ１１の高圧側回転軸１７にギアを介さずに接続され、補助発電機兼モータ４の回転軸と高圧側回転軸１７が同軸となるように構成されている。また、周波数変換器５を介して主発電機３及び電力系統１４０に電気的に接続されている。補助発電機兼モータ４として、例えば、三相誘導電動機が用いられる。補助発電機兼モータ４は、ガスジェネレータ１１の回転力により回転駆動されることで補助発電機として作動可能である。この場合、補助発電機兼モータ４の発電した電力は電力系統１４０に供給される。また、主発電機３からの電力の供給を受けることでモータとして作動可能である。この場合、ガスジェネレータ１１に回転力（トルク）を付与する。補助発電機兼モータ４は、ガスタービン２よりも高速な負荷変動に対する追従性が優れている。なぜなら、ガスタービン２は調速器２３の指令に対して機械的要素に起因した応答の遅れが生じる一方、補助発電機兼モータ４ではそのような機械的要素に起因した応答の遅れがほとんど生じないためである。
The auxiliary generator / motor 4 is connected to, for example, the high-pressure
周波数変換器５は、補助発電機兼モータ４と電力系統１４０及び主発電機３とを接続する電力ケーブル６上に設けられており、補助発電機兼モータ４と電力の授受を行うものである。具体的には、補助発電機兼モータ４と主発電機３又は電力系統１４０との間で伝達される電力の周波数変換を行うと共に、補助発電機兼モータ４に対する電力伝達方向の切換えを行う。周波数変換器５として、例えば、インバータが用いられる。周波数変換器５と主発電機３とを接続する電力ケーブル６上には、変圧器９が設けられている。変圧器９は、周波数変換器５と主発電機３又は電力系統１４０との間で伝達される電力の電圧変換を行う。周波数変換器５は、制御装置７からの後述する補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔに応じた指令信号により、周波数変換器制御装置８を通して制御される。
The
周波数変換器制御装置８は、周波数変換器５を操作することで、補助発電機兼モータ４と主発電機３又は電力系統１４０との間で伝達される電力の周波数変換、補助発電機兼モータ４に対する電力伝達方向の切換えを制御する。つまり、周波数変換器制御装置８は、補助発電機兼モータ４と圧縮機１４（ガスジェネレータ１１）との間のトルクの付与を調整し、圧縮機１４（ガスジェネレータ１１）の回転を可変速で制御するものである。
By operating the
具体的には、圧縮機１４から補助発電機兼モータ４にトルクを加えるブレーキ制御を行うと、ガスジェネレータ１１の回転が減速する。ブレーキ制御の場合、補助発電機兼モータ４は、発電機として作動し、ガスジェネレータ１１の回転エネルギーの一部を電力に変換して電力を電力系統１４０へ供給する。このときのガスジェネレータ１１の回転の減速率は、ガスジェネレータ１１が大きな慣性エネルギーを有しているので、定格回転数に対して比較的に小さなものとなる。したがって、ガスジェネレータ１１の減速によるガスタービン２の全体への影響は、軽微で無視できるものである。
Specifically, when the brake control for applying torque from the compressor 14 to the auxiliary generator / motor 4 is performed, the rotation of the
一方、補助発電機兼モータ４から圧縮機１４にトルクを付加するアシスト制御を行うと、ガスジェネレータ１１の回転が加速する。アシスト制御の場合、補助発電機兼モータ４は主発電機３の発電した電力の一部を消費してモータとして作動し、補助発電機兼モータ４に供給された電力がガスジェネレータ１１の回転エネルギーに変換される。このときのガスジェネレータ１１の回転の増速率は、ガスジェネレータ１１が大きな慣性エネルギーを有しているので、減速の場合と同様に、定格回転数に対して比較的に小さなものとなる。したがって、ガスジェネレータ１１の増速によるガスタービン２の全体への影響も軽微で無視できるものである。
On the other hand, when the assist control for applying torque from the auxiliary generator / motor 4 to the compressor 14 is performed, the rotation of the
制御装置７は、中央給電指令所１５０からの電力供給指令値Ｐｓｃ及び風力発電システム１１０からの計測値としての出力値（発電量）Ｐｗ等を取り込み、周波数変換器制御装置８による周波数変換器５の制御を通じて補助発電機兼モータ４の出力を制御すると共に、調速器２３の制御を通じてガスタービン２の出力、つまり、主発電機３の出力を制御する。これにより、ガスタービン発電システム１のシステム出力を調整し、ガスタービン発電システム１と風力発電システム１１０の出力との合計が電力供給指令値Ｐｓｃに等しくなるようにしている。言い換えれば、制御装置７は、風力発電システム１１０の出力変動に追従し、その出力変動を打ち消して電力供給指令値Ｐｓｃを実現するように、ガスタービン発電システム１のシステム出力を制御するものである。
The control device 7 takes in the power supply command value Psc from the central power
制御装置７は、図示しない演算処理装置（ＣＰＵ：Central Processing Unit）、メモリやハードディスク等の記憶装置、ＬＣＤ（Liquid Crystal Display）などの表示装置５０（図３参照）、キーボードやマウス等の入力装置５１（図３参照）などにより構成されている。制御装置７によって実現される様々な機能は、予め記憶装置に記憶されているプログラムをＣＰＵが実行することによって実現される。また、制御装置７は、専用のハードウェアで実現することもできる。その場合には、プログラマブルロジックコントローラ（ＰＬＣ）を用いるのが一般的である。 The control device 7 is an arithmetic processing unit (CPU: Central Processing Unit) (not shown), a storage device such as a memory or a hard disk, a display device 50 (see FIG. 3) such as an LCD (Liquid Crystal Display), and an input device such as a keyboard and a mouse. It is composed of 51 (see FIG. 3) and the like. Various functions realized by the control device 7 are realized by the CPU executing a program stored in the storage device in advance. Further, the control device 7 can also be realized by dedicated hardware. In that case, it is common to use a programmable logic controller (PLC).
次に、本発明のガスタービン発電システムの第１の実施の形態における制御装置の構成を図３を用いて説明する。図３は図２に示す本発明のガスタービン発電システムの第１の実施の形態の一部を構成する制御装置の機能を示すブロック図である。図３中、実線の矢印は各種信号を示している。なお、図３において、図１及び図２に示す符号と同符号のものは、同一部分であるので、その詳細な説明は省略する。 Next, the configuration of the control device according to the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention will be described with reference to FIG. FIG. 3 is a block diagram showing a function of a control device constituting a part of the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention shown in FIG. In FIG. 3, solid arrows indicate various signals. In FIG. 3, those having the same reference numerals as those shown in FIGS. 1 and 2 have the same parts, and thus detailed description thereof will be omitted.
制御装置７は、図３に示すように、各種の計測信号や指令信号、情報等を取り込む第１受付部３１、第２受付部３２と、各種の計測信号や指令信号、情報等を記憶する計測値ＤＢ（データベース）３４、設定値ＤＢ３５、運転モードＤＢ３６、フィルタＤＢ３７、演算結果ＤＢ３８と、所定の複数の情報から情報を選択する運転モード選択部４０、フィルタ選択部４１と、各種の信号や情報、選択された情報に基づき各種の演算や比較判断等を行うデータ処理部４３、フィルタ処理部４４、第１演算部４５、第２演算部４６と、最終的な演算結果を出力する出力部４８とを備えている。制御装置７は、さらに、各種画面を表示する表示装置５０と、運転員（操作者）の各種の操作を信号として出力する入力装置５１とを備えている。
As shown in FIG. 3, the control device 7 stores various measurement signals, command signals, information, and the like, as well as a
第１受付部３１は、例えば、風力発電システム１１０からの出力値Ｐｗ（風力発電システム１１０での計測値）、主発電機３（図２参照）や補助発電機兼モータ４（図２参照）の出力値等のガスタービン発電システム１の各部の計測値、外気温度や湿度、風速、風向等の大気情報の計測値、及び中央給電指令所１５０からの電力供給指令値Ｐｓｃ等を取り込み、取り込んだ各種の計測値や指令値等を計測値ＤＢ３４に記憶させる。
The
第２受付部３２は、例えば、運転員が入力装置５１の操作により表示装置５０の画面上等に入力した各種の設定値を取り込み、取り込んだ各種の設定値を設定値ＤＢ３５に記憶させる。各種の設定値として、例えば、ガスタービン２（図２参照）の出力定格値、ガスタービン２の負荷変化率最大値、補助発電機兼モータ４の定格値（定格容量Ｍｃ）等が挙げられる。
For example, the
運転モードＤＢ３６には、ガスタービン発電システム１の複数の運転モードが予め記憶されている。運転モードとして、例えば、（Ｉ）ガスタービン単独運転モード、（II）発電機兼モータ作動のガスタービン通常運転モードがある。（Ｉ）ガスタービン単独運転モードは、補助発電機兼モータ４を用いないで電力供給指令値Ｐｓｃに追従するように運転するものである。つまり、ガスタービン発電システム１は、主発電機３の電力のみで電力供給指令値Ｐｓｃとなるように制御される。（II）発電機兼モータ作動のガスタービン通常運転モードは、主発電機３と補助発電機兼モータ４の両方を用いて風力発電システム１１０の出力変動を相殺し電力供給指令値Ｐｓｃに追従するように運転するものである。
A plurality of operation modes of the gas turbine
フィルタＤＢ３７には、特性の異なる各種の信号処理のフィルタが予め記憶されている。フィルタとして、例えば、ローパスフィルタ、ハイパスフィルタ、バンドストップフィルタ、バンドパスフィルタなどがある。これらのフィルタの分類方法としては、ＦＩＲ（Finite Impulse Response）とＩＩＲ（Infinite Impulse response）に大きく分けられる。ＦＩＲの設計方法としては、ウィンドウ処理型、遷移帯付きマルチバンド型、および条件付き最小二乗法などがある。ＩＩＲの設計方法としては、バタワース型、チェビシェフ型、楕円型、およびベッセル型などがある。フィルタの各種の種類や設計方法等の相違によって、入力波形に対するフィルタの特性が異なっている。
In the
ローパスフィルタは、入力された信号から、遮断周波数よりも低い周波数帯域の信号成分を抽出するものである。一方、ハイパスフィルタはローパスフィルタとは逆に、遮断周波数よりも高い周波数帯域の信号成分を抽出するものである。遮断周波数として、例えば、約１０Ｈｚが挙げられる。この値は、ガスタービン２の大きさ等により変動するが、慣性の大きなパワータービン１２及び主発電機３が追従可能な出力変動の周波数帯域が約１０Ｈｚよりも低い周波数帯域であることに因っている。バンドストップフィルタは、ほとんどの周波数帯域の信号成分はそのまま通すが、特定の帯域の信号成分のみを非常に低いレベルに減衰させるものである。一方、バンドパスフィルタは、特定範囲の周波数帯域のみの信号成分を抽出するものである。
The low-pass filter extracts a signal component in a frequency band lower than the cutoff frequency from the input signal. On the other hand, the high-pass filter, contrary to the low-pass filter, extracts signal components in a frequency band higher than the cutoff frequency. Examples of the cutoff frequency include about 10 Hz. This value fluctuates depending on the size of the
演算結果ＤＢ３８には、データ処理部４３、フィルタ処理部４４、第１演算部４５、第２演算部４６の演算結果（出力結果）が記憶される。演算結果ＤＢ３８に記憶された演算結果は、データ処理部４３、フィルタ処理部４４、第１演算部４５、第２演算部４６の演算に用いる場合もある。
The
運転モード選択部４０は、運転モードＤＢ３６に予め記憶されている複数の運転モードを表示装置５０の画面上に表示させる（例えば、後述の図４参照）。これにより、制御装置７の演算処理前に、運転員が入力装置５１を用いて画面上に表示された複数の運転モードから予め１つの運転モードを選択することが可能となる。また、制御装置７の演算処理前及び演算処理時に、運転モードＤＢ３６に予め記憶されている複数の運転モードから運転員が予め選択した１つの運転モードを選択し、その選択結果をフィルタ選択部４１に出力する。
The operation
フィルタ選択部４１は、制御装置７の演算処理前に、運転モード選択部４０で選択された運転モードに見合った信号処理のフィルタをフィルタＤＢ３７に予め記憶されている複数のフィルタから選択し、選択結果を表示装置５０の画面上に表示させる。例えば、運転モード選択部４０で（II）発電機兼モータ作動のガスタービン通常運転モードが選択された場合、ローパスフィルタ及びハイパスフィルタが選択され、これらのフィルタが表示装置５０の画面上に表示される（例えば、後述の図５参照）。これにより、画面上に表示された複数のフィルタから運転員が入力装置５１を用いて予めフィルタを選択することが可能となる。また、制御装置７の演算処理時に、フィルタＤＢ３７に予め記憶されている複数の信号処理フィルタから予め運転員が選択したフィルタを選択し、その選択結果をフィルタ処理部４４に出力する。
The filter selection unit 41 selects and selects a signal processing filter corresponding to the operation mode selected by the operation
データ処理部４３は、計測値ＤＢ３４に記憶された各種の計測データや出力指令値及び設定値ＤＢ３５に記憶された各種の設定値を用いて、四則演算や統計学的処理を行い、その演算結果を演算結果ＤＢ３８に記憶させる。詳細は後述するが、データ処理部４３は、例えば、計測値ＤＢ３４に記憶された風力発電システム１１０の各種の計測値や設定値ＤＢ３５に記憶された風力発電システム１１０の各種の設定値に基づき、Δｔ秒後の風力発電システム１１０の出力予測値Ｐｗｐを演算する。また、演算結果の風力発電システム１１０の出力予測値Ｐｗｐ等に基づき、Δｔ秒後のガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａを演算する。さらに、Δｔ秒後のシステム出力目標値Ｐｍａを含むガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａを生成する。それ以外に、ガスタービン２の高圧タービン１６（図２参照）等の各部の温度や回転数、圧力等の計測値やガスタービン発電システム１の各部の設定値に基づき、ガスタービン発電システム１の各部の管理又は監視を行うための各種の演算処理を行う。
The data processing unit 43 performs four rules of calculation and statistical processing using various measurement data stored in the
フィルタ処理部４４は、フィルタ選択部４１の選択したフィルタを用いて、データ処理部４３で生成されたガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａを処理し、処理結果を演算結果ＤＢ３８に記憶させる。
The
第１演算部４５は、詳細は後述するが、設定値ＤＢ３５に記憶された設定値データ、演算結果ＤＢ３８に記憶されたデータ処理部４３の演算結果及びフィルタ処理部４４の処理結果に基づき、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを演算し、その演算結果を演算結果ＤＢ３８に記憶させる。
Although the details will be described later, the
第２演算部４６は、詳細は後述するが、演算結果ＤＢ３８に記憶されたデータ処理部４３の演算結果及び第１演算部４５の演算結果に基づき、主発電機３の出力目標値Ｐｇｔを演算し、その演算結果を演算結果ＤＢ３８に記憶させる。
Although the details will be described later, the second calculation unit 46 calculates the output target value Pgt of the
出力部４８は、演算結果ＤＢ３８に記憶された第１演算部４５の演算結果（補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔ）を周波数変換器制御装置８に出力すると共に、演算結果ＤＢ３８に記憶された第２演算部４６の演算結果（主発電機３の出力目標値Ｐｇｔ）を調速器２３へ出力する。
The
表示装置５０には、計測値ＤＢ３４、設定値ＤＢ３５、演算結果ＤＢ３８に記憶された計測値、設定値、演算結果、及び演算結果の時間推移データがグラフとして表示される。また、運転員による設定値の入力、運転モードの選択、フィルタの選択に係わる画面などが表示される。
On the
次に、本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態の制御装置の処理フローを図４乃至図９を用いて説明する。
図４は図３に示す本発明のガスタービン発電システムの第１の実施の形態の一部を構成する表示装置に表示される運転モードの選択画面の一例を示す図、図５は図３に示す本発明のガスタービン発電システムの第１の実施の形態の一部を構成する表示装置に表示されるフィルタの選択画面の一例を示す図、図６は図３に示す本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態の制御装置の演算処理の一例を示すフローチャート図、図７は図６に示す本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態の制御装置の演算処理により得られたガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号の一例を示す図、図８は図７に示すガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号をローパスフィルタにより処理して得られたフィルタ処理済みの信号の一例を示す図、図９は図７に示すガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号から図８に示すフィルタ処理済みの信号を差し引く差分処理により得られた差分信号の一例を示す図である。図７乃至図９中、横軸Ｔは時間を、縦軸Ｉは信号強度を示している。なお、図４乃至図９において、図１乃至図３に示す符号と同符号のものは、同一部分であるので、その詳細な説明は省略する。
Next, the processing flow of the control device according to the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and the control method thereof will be described with reference to FIGS. 4 to 9.
FIG. 4 is a diagram showing an example of an operation mode selection screen displayed on a display device constituting a part of the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention shown in FIG. 3, and FIG. 5 is a diagram shown in FIG. FIG. 6 shows an example of a filter selection screen displayed on a display device constituting a part of the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention shown, and FIG. 6 shows the gas turbine power generation of the present invention shown in FIG. A flowchart showing an example of arithmetic processing of the control device of the first embodiment of the system and its control method, FIG. 7 is a first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and its control method shown in FIG. A diagram showing an example of a time transition signal of the system output target value of the gas turbine power generation system obtained by the arithmetic processing of the control device, FIG. 8 shows a time transition signal of the system output target value of the gas turbine power generation system shown in FIG. A diagram showing an example of a filtered signal obtained by processing with a low-pass filter, FIG. 9 shows a filtered signal shown in FIG. 8 from a time transition signal of a system output target value of a gas turbine power generation system shown in FIG. It is a figure which shows an example of the difference signal obtained by the difference processing which subtracts. In FIGS. 7 to 9, the horizontal axis T represents time and the vertical axis I represents signal strength. In addition, in FIGS. 4 to 9, those having the same reference numerals as those shown in FIGS. 1 to 3 are the same parts, and therefore detailed description thereof will be omitted.
ガスタービン発電システム１のシステム全体の出力は、その構成から理解できるように、主発電機３の出力と補助発電機兼モータ４の出力の合計で表される（図２参照）。そこで、制御装置７は、風力発電システム１１０の出力変動に追従してその出力変動を打ち消して電力供給指令値Ｐｓｃを実現するように、主発電機３の出力目標値Ｐｇｔ及び補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを設定する。制御装置７の演算処理は、風力発電システム１１０の出力変動に対応するようにガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａを設定し、そのシステム出力目標値Ｐｍａに対する主発電機３と補助発電機兼モータ４の出力配分を決定するものである。制御装置７の演算処理の概略的な特徴は、風力発電システム１１０の出力変動に対応したガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａを生成し、そのシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａのうち、所定の周波数よりも高周波帯域の信号成分に対応するように補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを設定すると共に、所定の周波数より低周波帯域の信号成分に対応するように主発電機３の出力目標値Ｐｇｔを設定するものである。これにより、風力発電システム１１０の出力変動のうち、前記所定の周波数よりも高周波帯域の出力変動成分に対しては補助発電機兼モータ４の出力が追従し、低周波帯域の出力変動成分に対しては主発電機３の出力が追従すればよいので、風力発電システム１１０の出力変動が打ち消され、電力供給指令値Ｐｓｃを実現することが可能となる。
The output of the entire system of the gas turbine
本実施の形態においては、制御装置７の演算処理前に、運転員が予めガスタービン発電システム１の運転モード及び信号処理のフィルタを選択しておく。具体的には、図４に示すように、ガスタービン発電システム１の運転モードを選択する表示画面５０ａが制御装置７の運転モード選択部４０（図３参照）によって表示装置５０（図３参照）に表示される。表示画面５０ａには、運転モードＤＢ３６（図３参照）に予め記憶されている複数の運転モードが選択肢として提示される。運転員は、この中からから１つの運転モードを入力装置５１（図３参照）を用いて選択する。図４に示す表示画面５０ａでは、例えば、ガスタービン単独運転モード（第１の運転モード）及び発電機兼モータ作動のガスタービン通常運転モード（第２の運転モード）の２つの選択肢が表示されており、発電機兼モータ作動のガスタービン通常運転モードが選択されている。発電機兼モータ作動のガスタービン通常運転モードは、主発電機３（図２参照）と補助発電機兼モータ４（図２参照）の両方を用いて電力供給指令値Ｐｓｃに追従するように運転するものであり、本実施の形態の制御方法に該当する。一方、ガスタービン単独運転モードが選択された場合、主発電機３のみを用いて電力供給指令値Ｐｓｃに追従するように運転する。この制御方法は、本明細書では説明しない。なお、図４では２つの運転モードの中から任意の運転モードを選択する例を図示しているが、これ以外の運転モードを含むように構成しても良い。
In the present embodiment, the operator selects the operation mode of the gas turbine
運転モードが選択されると、図５に示すように、選択された運転モードに応じた信号処理のフィルタを選択する表示画面５０ｂがフィルタ選択部４１（図３参照）によって表示装置５０に表示される。表示画面５０ｂには、フィルタＤＢ３７（図３参照）に予め記憶されている複数のフィルタが選択肢として提示される。運転員は、この中からからフィルタを選択する。選択された運転モードに対応したフィルタの選択肢が一つのみの場合、運転員は、表示画面５０ｂ上のフィルタの種類を確認するにとどめる。
When the operation mode is selected, as shown in FIG. 5, a
運転モードとして発電機兼モータ作動のガスタービン通常運転モードが選択された場合には、例えば、図５に示すように、ローパスフィルタＡ、Ｂ、Ｃ及びハイパスフィルタＡの複数の選択肢が表示される。図５に示す表示画面５０ｂでは、例えば、ローパスフィルタＡが選択されている。本実施の形態においては、制御装置７がローパスフィルタを用いて演算処理を行うものとする。
When the generator / motor-operated gas turbine normal operation mode is selected as the operation mode, for example, as shown in FIG. 5, a plurality of options of the low-pass filters A, B, C and the high-pass filter A are displayed. .. On the
フィルタの表示順については、優先度を付けて表示させることが可能である。例えば、フィルタ選択部４１は、後述するガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａに対してある時間幅で統計学的処理を行い、平均値や標準偏差値を演算し、演算結果を基にフィルタの表示順を決めることが可能である。
The display order of the filters can be prioritized and displayed. For example, the filter selection unit 41 performs statistical processing on the time transition signal Spma of the system output target value of the gas turbine
運転モード及びフィルタの選択後、制御装置７は、ガスタービン発電システム１の運転中に、所定の時間刻みΔｔ（制御周期）、例えば、０．１秒毎に起動し、図６に示す処理フローを繰り返し実行する。以下に、図６に示す処理フローの詳細を説明する。
After selecting the operation mode and the filter, the control device 7 is activated at predetermined time intervals Δt (control cycle), for example, every 0.1 seconds during the operation of the gas turbine
まず、制御装置７の第１受付部３１（図３参照）が現在時刻ｔにおける各種の計測値等を取り込み、取り込んだ各種の計測値等を計測値ＤＢ３４（図３参照）に記憶する（ステップＳ１０）。具体的には、現在時刻ｔにおける風力発電システム１１０の出力値Ｐｗ（風力発電システム１１０での計測値）、主発電機３や補助発電機兼モータ４の出力値等のガスタービン発電システム１の各部の計測値、外気温度や湿度、風向、風速、風速の時間変化率等の大気情報の計測値、及び中央給電指令所１５０からの電力供給指令値Ｐｓｃ等を取り込む。
First, the first reception unit 31 (see FIG. 3) of the control device 7 captures various measured values and the like at the current time t, and stores the captured various measured values and the like in the measured value DB 34 (see FIG. 3) (step). S10). Specifically, the output value Pw of the wind
次に、制御装置７のデータ処理部４３（図３参照）は、現在時刻ｔからΔｔ時間後の風力発電システム１１０の出力予測値Ｐｗｐを演算し、その演算結果を演算結果ＤＢ３８（図３参照）に記憶する（ステップＳ２０）。具体的には、例えば、計測した風向、風速、風速の時間変化率などの大気情報の計測値や風力発電システム１１０に関する設定値、風力発電システム１１０の出力Ｐｗに基づき現在時刻ｔからΔｔ時間後の風力発電システム１１０の出力を予測するモデルを予め作成しておく。モデルは、例えば、過去に蓄積された風向、風速、風速の時間変化率などの大気情報に対応した出力値のデータや設計データ等に基づき構築される。制御装置７は、計測値ＤＢ３４に蓄積した風向、風速、風速の時間変化率などの大気情報の計測値、風力発電システム１１０に関する設定値、及び風力発電システム１１０の出力Ｐｗを前記モデルに代入することで、Δｔ時間後の風力発電システム１１０の出力予測値Ｐｗｐを算出する。他の一例としては、過去に蓄積された風向、風速、風速の時間変化率などの大気情報の計測値とΔｔ時間後の風力発電システム１１０の出力値Ｐｗとの関係を予めテーブル化しておく。現在時刻ｔで計測された風向、風速、風速の時間変化率などの大気情報の計測値に基づき前記テーブルを参照し、風力発電システム１１０の出力予測値Ｐｗｐを得ることもできる。また、別の一例しては、時間刻みΔｔの風力発電システム１１０の出力変動は十分小さいと仮定し、現在時刻ｔにおける風力発電システム１１０の出力をΔｔ時間後の風力発電システム１１０の出力予測値Ｐｗｐとみなすことも可能である。
Next, the data processing unit 43 (see FIG. 3) of the control device 7 calculates the output predicted value Pwp of the wind
次に、制御装置７のデータ処理部４３は、現在時刻ｔからΔｔ時間後のガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａを演算し、その演算結果を演算結果ＤＢ３８に記憶する（ステップＳ３０）。具体的には、システム出力目標値Ｐｍａは、次の式（１）に従って演算される。
Ｐｍａ＝Ｐｓｃ−Ｐｗｐ ・・・ （１）
ここで、Ｐｓｃは中央給電指令所１５０からの電力供給指令値を、Ｐｗｐは風力発電システム１１０の出力予測値を示している。
Next, the data processing unit 43 of the control device 7 calculates the system output target value Pma of the gas turbine
Pma = Psc-Pwp ・ ・ ・ (1)
Here, Psc indicates the power supply command value from the central power
すなわち、データ処理部４３は、計測値ＤＢ３４に記憶された電力供給指令値Ｐｓｃ及びデータ処理部４３のステップＳ２０の演算結果としての風力発電システム１１０の出力予測値Ｐｗｐに基づきガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａを演算する。システム出力目標値Ｐｍａは、式（１）から明らかなように、風力発電システム１１０の出力変動に対応するように設定される。
That is, the data processing unit 43 of the gas turbine
次いで、制御装置７のデータ処理部４３は、Δｔ時間後のガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａを含むガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａを生成する（ステップＳ４０）。具体的には、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａは、現在時刻ｔまでに演算結果ＤＢ３８に記憶された多数のガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａ及びΔｔ時間後のガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａ（ステップＳ３０の演算結果）に基づき生成される。他の例としては、例えば、現在時刻ｔまでに計測値ＤＢ３４に記憶された多数のガスタービン発電システム１の出力値（過去の計測値）及びΔｔ時間後のガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａ（Δｔ時間後の予測値）に基づき生成される。このガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａは、例えば、図７に示すようなものとなる。図７に示す信号の時間に対する信号強度の変動は、例えば、風力発電システム１１０の出力変動に応じて生じている。
Next, the data processing unit 43 of the control device 7 generates a time transition signal Spma of the system output target value of the gas turbine
続いて、制御装置７のフィルタ処理部４４（図３参照）がフィルタ選択部４１の選択したフィルタを用いて、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａを処理し、処理結果を演算結果ＤＢに記憶させる（ステップＳ５０）。本実施の形態においては、ローパスフィルタが選択された場合を想定して説明する。ステップＳ５０以降の処理は、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａをローパスフィルタで処理した処理結果に基づく演算方法である。
Subsequently, the filter processing unit 44 (see FIG. 3) of the control device 7 processes the time transition signal Spma of the system output target value of the gas turbine
ローパスフィルタは、入力された信号のうち、予め設定した遮断周波数よりも低い周波数の信号成分はほとんど減衰させず、高い周波数の信号成分を減衰させて除去するフィルタである。したがって、ステップＳ５０におけるローパスフィルタの処理により得られたフィルタ処理済みの信号は、例えば、図８に示すようになる。図８に示すフィルタ処理済みの信号は、実質的には、風力発電システム１１０の出力値Ｐｗの時間推移信号の低周波成分に対応したものであり、後述するガスタービン発電システム１の主発電機３の出力目標値の時間推移信号に相当する。
The low-pass filter is a filter that attenuates and removes a high frequency signal component while hardly attenuating a signal component having a frequency lower than a preset cutoff frequency among the input signals. Therefore, the filtered signal obtained by the low-pass filter processing in step S50 is shown in FIG. 8, for example. The filtered signal shown in FIG. 8 substantially corresponds to the low frequency component of the time transition signal of the output value Pw of the wind
次に、制御装置７の第１演算部４５（図３参照）が補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを設定する（ステップＳ６０〜Ｓ６５）。具体的には、先ず、次の式（２）により、補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐを演算し、その演算結果を演算結果ＤＢ３８に記憶する（ステップＳ６０）。
Ｐｇｍｐ＝Ｐｍａ−Ｆ（Ｓｐｍａ） ・・・ （２）
ここで、Ｆ（Ｓｐｍａ）はガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａをフィルタ処理して得られた出力値を示している。式（２）から明らかなように、現在時刻ｔからΔｔ時間後の暫定出力目標値Ｐｇｍｐ及びそれ以前の多数の暫定出力目標値Ｐｇｍｐで構成された暫定出力目標値の時間推移信号は、図７に示すシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａから図８に示すフィルタ処理済み信号を差し引いた差分信号となり、図９に示すようなものとなる。図９に示す信号は、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａの高周波帯域の信号成分に相当するものであり、実質的には、風力発電システム１１０の出力値Ｐｗの時間推移信号の高周波成分に対応したものである。
Next, the first calculation unit 45 (see FIG. 3) of the control device 7 sets the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 (steps S60 to S65). Specifically, first, the provisional output target value Pgmp of the auxiliary generator / motor 4 is calculated by the following equation (2), and the calculation result is stored in the calculation result DB 38 (step S60).
Pgmp = Pma-F (Spma) ... (2)
Here, F (Spma) indicates an output value obtained by filtering the time transition signal Spma of the system output target value of the gas turbine
次いで、第１演算部４５は、補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐを補助発電機兼モータ４の定格容量Ｍｃと比較し、暫定出力目標値Ｐｇｍｐが定格容量Ｍｃの範囲内であるか否かを判定する（ステップ６１）。すなわち、暫定出力目標値Ｐｇｍｐが次の式（３）を満たしているか否かを判定する。
−Ｍｃ≦Ｐｇｍｐ≦Ｍｃ ・・・ （３）
暫定出力目標値Ｐｇｍｐが定格容量Ｍｃの範囲内である場合（Ｙｅｓ）には、ステップＳ６２に進み、それ以外の場合（Ｎｏ）には、ステップＳ６３に進む。
Next, the
-Mc ≤ Pgmp ≤ Mc ... (3)
If the provisional output target value Pgpp is within the rated capacity Mc range (Yes), the process proceeds to step S62, and if not, the process proceeds to step S63.
ステップＳ６１において、暫定出力目標値Ｐｇｍｐが定格容量Ｍｃの範囲内である場合（Ｙｅｓ）には、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔとして暫定出力目標値Ｐｇｍｐを設定する（ステップＳ６２）。すなわち、以下の式（４）となる。
Ｐｇｍｔ＝Ｐｇｍｐ ・・・ （４）
この演算処理では、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔは負になる場合が想定されている。つまり、補助発電機兼モータ４は、Ｐｇｍｔ≧０である場合には、モータモードで動作する。一方、Ｐｇｍｔ＜０である場合には、発電機モードで動作する。
In step S61, when the provisional output target value Pgmp is within the range of the rated capacity Mc (Yes), the provisional output target value Pgmp is set as the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 (step S62). That is, the following equation (4) is obtained.
Pgmt = Pgmp ・ ・ ・ (4)
In this arithmetic processing, it is assumed that the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 may be negative. That is, the auxiliary generator / motor 4 operates in the motor mode when Pgmt ≧ 0. On the other hand, when Pgmt <0, it operates in the generator mode.
ステップＳ６１において、補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐが補助発電機兼モータ４の定格容量Ｍｃの範囲外である場合（Ｎｏ）には、第１演算部４５は、暫定出力目標値Ｐｇｍｐが補助発電機兼モータ４の正側の定格容量Ｍｃより大きいか否かを判定する（ステップＳ６３）。暫定出力目標値Ｐｇｍｐが正側の定格容量Ｍｃより大きい場合（Ｙｅｓ）には、ステップＳ６４に進み、それ以外の場合（Ｎｏ）には、ステップＳ６５に進む。
In step S61, when the provisional output target value Pgp of the auxiliary generator / motor 4 is out of the range of the rated capacity Mc of the auxiliary generator / motor 4 (No), the
ステップＳ６３において、暫定出力目標値Ｐｇｍｐが正側の定格容量Ｍｃより大きい場合（Ｙｅｓ）、第１演算部４５は、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔとして、正側の定格容量Ｍｃを設定する（ステップＳ６４）。すなわち、以下の式（５）となる。これは、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを補助発電機兼モータ４の正側の定格容量Ｍｃにより制限することを意味している。
Ｐｇｍｔ＝Ｍｃ ・・・ （５）
また、ステップＳ６３において、暫定出力目標値Ｐｇｍｐが正側の定格容量Ｍｃより大きくない場合（Ｎｏ）、つまり、暫定出力目標値Ｐｇｍｐが負側の定格容量−Ｍｃより小さい場合、第１演算部４５は、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔとして、負側の定格容量−Ｍｃを設定する（ステップＳ６５）。すなわち、以下の式（６）となる。これは、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを補助発電機兼モータ４の負側の定格容量−Ｍｃにより制限することを意味している。
Ｐｇｍｔ＝−Ｍｃ ・・・ （６）
このように、制御装置７の第１演算部４５は、ステップＳ６１〜Ｓ６５において、暫定出力目標値Ｐｇｍｐを補助発電機兼モータ４の定格容量Ｍｃと比較し、定格容量Ｍｃの範囲内となるように補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを制限する。
In step S63, when the provisional output target value Pgmp is larger than the rated capacity Mc on the positive side (Yes), the
Pgmt = Mc ・ ・ ・ (5)
Further, in step S63, when the provisional output target value Pgpmp is not larger than the rated capacity Mc on the positive side (No), that is, when the provisional output target value Pgpmp is smaller than the rated capacity −Mc on the negative side, the
Pgmt = -Mc ... (6)
As described above, in steps S61 to S65, the
ステップＳ６２、ステップＳ６４又はステップＳ６５のいずれかにおいて補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔが設定されると、制御装置７の第２演算部４６（図３参照）が主発電機３の出力目標値Ｐｇｔを設定する（ステップＳ７０）。具体的には、次の式（７）により、出力目標値Ｐｇｔを演算し、その演算結果を演算結果ＤＢ３８に記憶する。
Ｐｇｔ＝Ｐｍａ−Ｐｇｍｔ ・・・ （７）
上記の式（７）及び式（２）から明らかなように、現在時刻ｔからΔｔ時間後の主発電機３の出力目標値Ｐｇｔ及びそれ以前の多数の主発電機３の出力目標値で構成された主発電機３の出力目標値の時間推移信号は、図８に示すフィルタ処理済み信号に相当するものとなり、実質的には、風力発電システム１１０の出力値Ｐｗの時間推移信号の低周波成分に対応したものである。なお、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔとして補助発電機兼モータ４の正側又は負側の定格容量Ｍｃ、−Ｍｃが設定された場合、その部分の領域は、厳密には、風力発電システム１１０の出力値Ｐｗの時間推移信号の低周波成分に対応していない可能性もある。しかし、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔとして定格容量Ｍｃが高頻度で設定されることはなく、主発電機３の出力目標値の時間推移信号の全体をみれば、実質的に、風力発電システム１１０の出力値Ｐｗの時間推移信号の低周波成分に対応したものとなる。言い換えると、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔとして頻繁に正側又は負側の定格容量Ｍｃ、−Ｍｃが設定される場合には、より大きな定格容量Ｍｃの補助発電機兼モータを採用すればよい。
When the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 is set in any of step S62, step S64 or step S65, the second calculation unit 46 (see FIG. 3) of the control device 7 outputs the
Pgt = Pma-Pgmt ・ ・ ・ (7)
As is clear from the above equations (7) and (2), it is composed of the output target value Pgt of the
次いで、制御装置７の出力部４８（図３参照）は、現在時刻ｔからΔｔ時間後の補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを周波数変換器制御装置８に、現在時刻ｔからΔｔ時間後の主発電機３の出力目標値Ｐｇｔをガスタービン２の調速器２３に出力する（ステップＳ８０）。制御装置７は、ステップＳ８０の処理を行うと、演算処理を終了する。演算処理を終了すると、所定の時間刻みΔｔ（制御周期）毎に起動し、上記した処理フローを繰り返し実行する。
Next, the output unit 48 (see FIG. 3) of the control device 7 sends the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 after Δt hours from the current time t to the frequency
次に、本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態の動作及び効果を図２、図６乃至図９を用いて説明する。
図２に示すガスタービン発電システム１の運転中、制御装置７は、所定の時間刻みΔｔ（制御周期）毎に起動し、図６に示す処理フローを繰り返し実行する。すなわち、制御装置７は、時間刻みΔｔが経過する度に、風力発電システム１１０の出力変動に対応した、その時点でのガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａを設定する。さらに、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａのフィルタ処理の結果に基づき、その時点での補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔ及び主発電機３の出力目標値Ｐｇｔを設定する。その時点の補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔに対応した指令信号を周波数変換器制御装置８に出力すると共に、その時点の主発電機３の出力目標値Ｐｇｔに対応した指令信号を調速器２３に出力する。
Next, the operation and effect of the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and the control method thereof will be described with reference to FIGS. 2, 6 to 9.
During the operation of the gas turbine
調速器２３は、時間刻みΔｔ毎に上記指令信号に基づき、主発電機３の出力が出力目標値Ｐｇｔになるように燃焼器１５への燃料流量及び圧縮機１４の入口案内翼１８の開度を制御する。同様に、周波数変換器制御装置８は、時間刻みΔｔ毎に上記指令信号に基づき、補助発電機兼モータ４の出力が出力目標値Ｐｇｍｔになるように周波数変換器５を制御する。すなわち、周波数変換器制御装置８は、周波数変換器５を介して補助発電機兼モータ４に対する電力伝達方向の切換え及び電力周波数の変換を行い、出力が出力目標値Ｐｇｍｔになるように補助発電機兼モータ４をモータ又は発電機として作動させる。
The
本実施の形態においては、時間刻みΔｔ毎に設定される補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔで構成される時間推移信号は、基本的には、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａ（例えば、図７に示す信号）から、所定の周波数（遮断周波数）よりも低周波帯域の信号成分を除去した信号に相当する。すなわち、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａ（例えば、図７に示す信号）における所定の周波数よりも高周波帯域の信号成分（例えば、図９に示す信号）に相当する。つまり、風力発電システム１１０の出力変動の高周波成分に対して、応答性の優れた補助発電機兼モータ４の出力を対応させたものである。したがって、応答性の劣る主発電機３（ガスタービン２）では打ち消すことができない出力変動の高周波成分に対して、応答性の優れた補助発電機兼モータ４の出力により打ち消すことができる。
In the present embodiment, the time transition signal composed of the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 set for each time step Δt is basically the system output target value of the gas turbine
一方、時間刻みΔｔ毎に設定される主発電機３の出力目標値Ｐｇｔで構成される時間推移信号は、基本的には、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａ（例えば、図７に示す信号）をローパスフィルタにより処理して得られた低周波帯域の信号成分（例えば、図８に示す信号）に相当する。つまり、補助発電機兼モータ４よりも応答性の劣る主発電機３（ガスタービン２）の出力を風力発電システム１１０の出力変動の低周波成分に追従させるようにしたものである。ガスタービン２の出力を出力変動の低周波成分のみに追従させればよいので、定速回転が要求されるパワータービン１２（低圧タービン２０）の回転制御の安定化を図ることができる。
On the other hand, the time transition signal composed of the output target value Pgt of the
ガスタービン発電システム１のシステム出力が補助発電機兼モータ４と主発電機３の合計出力であることを考慮すれば、ガスタービン発電システム１は、風力発電システム１１０の小刻みで速い変動出力を打ち消すことが可能な電力を出力することができる。すなわち、ガスタービン発電システム１と風力発電システム１１０とからなる発電設備１００（図１参照）から供給される電力の安定化を図ることができる。
Considering that the system output of the gas turbine
本実施形態においては、補助発電機兼モータ４及び主発電機３の出力目標値Ｐｇｍｔ、Ｐｇｔを、基本的には、風力発電システム１１０の出力変動に対応したガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａを、ガスタービンの動特性に無関係なフィルタにより処理した処理結果に基づき設定する。それに対して、補助発電機兼モータ４及び主発電機３の出力目標値Ｐｇｍｔ、Ｐｇｔの演算方法として、ガスタービン発電システム１の動特性モデルによるシミュレーション結果を利用する方法もあり得る。動特性モデルは実機に応じて個々に構築する必要があり、動特性モデルを用いる演算方法は汎用性に乏しい。これらの方法と比較すると、本実施形態に係る制御方法は、実機に合わせて構築する部分がなく、制御装置７への実装が容易という点で極めて有利である。
In the present embodiment, the output target values Pgmt and Pgt of the auxiliary generator / motor 4 and the
上述したように、本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態によれば、ガスタービン２の動特性とは無関係なガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａの時間推移の高周波成分及び低周波成分に基づいて、主発電機３（ガスタービン２）と補助発電機兼モータ４の出力配分を行うことで、風力発電システム１１０の出力変動（電力系統の負荷変動）を打ち消している。すなわち、風力発電システム１１０の出力変動（電力系統の負荷変動）を相殺可能なガスタービン２と補助発電機兼モータ４の出力配分を、ガスタービンの型式等によらず任意のガスタービンに対して汎用的に設定できる。
As described above, according to the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and the control method thereof, the time of the system output target value Pma of the gas turbine
また、本実施の形態によれば、制御装置７は、補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐを補助発電機兼モータ４の定格容量Ｍｃと比較し、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを定格容量Ｍｃの範囲内に制限しているので、補助発電機兼モータ４は出力目標値Ｐｇｍｔを確実に出力することができる。 Further, according to the present embodiment, the control device 7 compares the provisional output target value Pgmp of the auxiliary generator / motor 4 with the rated capacity Mc of the auxiliary generator / motor 4, and outputs the auxiliary generator / motor 4. Since the target value Pgmt is limited to the range of the rated capacity Mc, the auxiliary generator / motor 4 can reliably output the output target value Pgmt.
さらに、本実施の形態によれば、フィルタ選択部４１が複数のフィルタからある特性を有するフィルタを選択可能なので、風力発電システム１１０の出力変動に応じて適切なフィルタを選択することが可能である。適切なフィルタを選択することで、主発電機３と補助発電機兼モータ４の適切な出力配分を行うことができ、風力発電システム１１０の変動出力を主発電機３及び補助発電機兼モータ４の出力で確実に打ち消すことができる。
Further, according to the present embodiment, since the filter selection unit 41 can select a filter having a certain characteristic from a plurality of filters, it is possible to select an appropriate filter according to the output fluctuation of the wind
また、本実施の形態によれば、制御装置７は主発電機３及び補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｔ、Ｐｇｍｔを設定するが、主発電機３及び補助発電機兼モータ４の実際の出力制御は調速器２３及び周波数変換器制御装置８が行うので、制御装置７の実装の容易性という利点を損なうことがない。なぜなら、主発電機３（ガスタービン２）の出力制御はガスタービン２の動特性に応じて実行されるものであり、制御装置７を主発電機３の出力制御も実行する仕様にした場合、実機に応じて個々に動特性を構築する必要性が生じてしまうからである。
Further, according to the present embodiment, the control device 7 sets the output target values Pgt and Pgmt of the
［第１の実施の形態の変形例］
次に、本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態の変形例を図３及び図６を用いて説明する。
[Modified example of the first embodiment]
Next, a modified example of the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and the control method thereof will be described with reference to FIGS. 3 and 6.
本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態の変形例は、制御装置７のフィルタ処理部４４で用いるフィルタとしてローパスフィルタに代えて移動平均処理を用いた点で、第１の実施形態と相違する。移動平均処理とは、現在値に加え予め設定された数の過去の値を平均するものである。したがって、処理対象の信号に移動平均処理を施すと、ローパスフィルタと同様にその処理済信号は高周波信号成分が減衰・除去され、低周波信号成分のみが残存する。すなわち、移動平均処理は、ローパスフィルタと同様の役割を果たす。
A modification of the first embodiment of the gas turbine power generation system and the control method thereof of the present invention is the first in that a moving average process is used instead of the low-pass filter as the filter used in the
したがって、制御装置７は、第１の実施形態と同様に、主発電機３の出力目標値Ｐｇｔ及び補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを、図６に示す処理フローに従って演算することで設定することができる。本変形例では、ステップＳ５０において、図３に示すフィルタ処理部４４がフィルタ選択部４１の選択した移動平均処理を用いて入力信号を処理する。この後の演算方法はすべて同じである。
Therefore, similarly to the first embodiment, the control device 7 calculates the output target value Pgt of the
移動平均処理では、移動平均を計算するための移動平均時間幅によってその特性が異なる。そのため、異なる時間幅をもつ複数の移動平均処理方法をフィルタＤＢ３７に予め記憶させておく。この中から風力発電システム１１０の出力変動に応じた適切な移動平均処理方法を選択すればよい。
In the moving average processing, the characteristics differ depending on the moving average time width for calculating the moving average. Therefore, a plurality of moving average processing methods having different time widths are stored in the
上述した本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第１の実施の形態の変形例によれば、前述した第１の実施の形態と同様な効果を得ることができる。 According to the modified example of the first embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and the control method thereof described above, the same effect as that of the first embodiment described above can be obtained.
［第２の実施の形態］
次に、本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第２の実施の形態を図３及び図６を用いて説明する。
[Second Embodiment]
Next, a second embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and the control method thereof will be described with reference to FIGS. 3 and 6.
本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第２の実施の形態は、制御装置７のフィルタ処理部４４で用いるフィルタとして、ローパスフィルタに代えてハイパスフィルタを選択した点で、第１の実施形態と相違する。以下、相違する点についてのみ説明する。
The second embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and the control method thereof is the first embodiment in that a high-pass filter is selected instead of the low-pass filter as the filter used in the
制御装置７の構成は、図３に示す構成と同様である。また、ガスタービン発電システム１の補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔ及び主発電機３の出力目標値Ｐｇｔを設定する制御装置７の処理フローの順序も図６に示すフローと同様である。相違点は、ステップＳ５０におけるフィルタ処理部４４のハイパスフィルタの使用及びステップＳ６０における補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐの演算方法である。以下、ステップＳ５０及びステップＳ６０での具体的な処理方法を説明する。
The configuration of the control device 7 is the same as the configuration shown in FIG. Further, the order of the processing flows of the control device 7 for setting the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 of the gas turbine
ステップＳ５０において、制御装置７のフィルタ処理部４４は、フィルタ選択部４１が選択したフィルタを用いることで、ステップＳ４０で生成したガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａを処理し、処理結果を演算結果ＤＢ３８に記憶させる。本実施の形態においては、第１の実施の形態とは異なり、ハイパスフィルタがフィルタ選択部４１により選択されている。そのため、本ステップＳ５０では、ハイパスフィルタにより処理されたフィルタ処理済みの信号が得られる。ハイパスフィルタは、入力信号のうち予め設定した遮断周波数よりも高い周波数の信号成分をほとんど減衰させず、低い周波数の信号成分を減衰させて除去するフィルタである。したがって、図７に示すようなシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａをハイパスフィルタで処理して得られたフィルタ処理済みの信号は、図９に示すようなものになる。図９に示すフィルタ処理済みの信号は、実質的には、風力発電システム１１０の出力値Ｐｗの時間推移信号の高周波成分に対応するものであり、後述するように、補助発電機兼モータ４の出力目標値の時間推移信号に相当する。
In step S50, the
次に、制御装置７の第１演算部４５は、補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐを演算する（ステップＳ６０）。ステップＳ６０では、第１の実施の形態とは異なり、次の式（８）により、暫定出力目標値Ｐｇｍｐを演算し、その演算結果を演算結果ＤＢ３８に記憶する。
Ｐｇｍｐ＝Ｆ（Ｓｐｍａ） ・・・ （８）
ここで、Ｆ（Ｓｐｍａ）はガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａをフィルタ処理して得られた出力値を示している。式（８）から明らかなように、フィルタの出力値である現在時刻ｔからΔｔ時間後の暫定出力目標値Ｐｇｍｐを含む暫定出力目標値の時間推移信号は、図９に示すようなものとなり、実質的には、風力発電システム１１０の出力値Ｐｗの時間推移信号の高周波成分に対応したものである。すなわち、本実施の形態で得られる補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐ（演算結果）は、第１の実施の形態で得られる暫定出力目標値Ｐｇｍｐ（演算結果）と略同一のものとなる。
Next, the
Pgp = F (Spma) ・ ・ ・ (8)
Here, F (Spma) indicates an output value obtained by filtering the time transition signal Spma of the system output target value of the gas turbine
次いで、第１演算部４５は、補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐ及び補助発電機兼モータ４の定格容量Ｍｃに基づき、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔを設定する（ステップＳ６１〜Ｓ６５）。これらのステップＳ６１〜Ｓ６５における補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔの演算方法は、第１の実施の形態の場合と同様であり、補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐと補助発電機兼モータ４の定格容量Ｍｃの大小関係に応じて、前述した式（４）乃至式（６）のいずれか１つの式が対応する。上述したように、ステップＳ６０の演算処理で得られた補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐ（演算結果）は第１の実施の形態で得られる暫定出力目標値Ｐｇｍｐと略同一のものとなるので、上記ステップの演算処理を経て設定される補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔも第１の実施の形態で得られる出力目標値Ｐｇｍｔと略同一のものとなる。
Next, the
続いて、第２演算部４６が主発電機３の出力目標値Ｐｇｔを計算する（ステップＳ７０）。本ステップＳ７０における出力目標値Ｐｇｔの演算方法は、第１の実施の形態の場合と同様であり、前述した式（７）となる。ステップＳ６１〜Ｓ６５で得られる補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔは、上述したように、第１の実施の形態で得られる出力目標値Ｐｇｍｔと略同一のものとなるので、上記ステップＳ８０の演算処理を経て設定される主発電機３の出力目標値Ｐｇｔも第１の実施の形態で得られる出力目標値Ｐｇｔと略同一のものとなる。つまり、主発電機３の出力目標値Ｐｇｔは、図８に示す信号に相当し、図７に示すガスタービン発電システム１の出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａから高周波成分を除去したものに相当する。すなわち、本実施形態においても、第１の実施の形態と同様に、主発電機３は、ガスタービン発電システム１の出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａの高周波成分に追従する必要がなく、その低周波成分のみに追従すればよい。
Subsequently, the second calculation unit 46 calculates the output target value Pgt of the main generator 3 (step S70). The calculation method of the output target value Pgt in this step S70 is the same as in the case of the first embodiment, and the above-described equation (7) is used. As described above, the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 obtained in steps S61 to S65 is substantially the same as the output target value Pgmt obtained in the first embodiment. The output target value Pgt of the
このように、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔは、風力発電システム１１０の出力値Ｐｗの時間推移信号の高周波成分に対応したものとなる。また、主発電機３の出力目標値Ｐｇｔは、風力発電システム１１０の出力値Ｐｗの時間推移信号の低周波成分に対応したものとなる。したがって、応答性の劣る主発電機３（ガスタービン２）では打ち消すことができない出力変動の高周波成分に対して、応答性の優れた補助発電機兼モータ４の出力で打ち消すことができる。一方、補助発電機兼モータ４よりも応答性の劣るガスタービン２の出力を出力変動の低周波成分のみに追従させればよいので、定速回転が要求されるパワータービン１２（低圧タービン２０）の回転制御の安定化を図ることができる。
As described above, the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 corresponds to the high frequency component of the time transition signal of the output value Pw of the wind
上述した本発明のガスタービン発電システム及びその制御方法の第２の実施の形態によれば、前述した第１の実施の形態と同様の効果を得ることができる。 According to the second embodiment of the gas turbine power generation system of the present invention and the control method thereof described above, the same effect as that of the first embodiment described above can be obtained.
［その他の実施形態］
なお、本発明は上述した第１の実施の形態及びその変形例並びに第２の実施の形態に限られるものではなく、様々な変形例が含まれる。上記した実施形態は本発明をわかり易く説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。例えば、ある実施形態の構成の一部を他の実施の形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態の構成に他の実施の形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加、削除、置換をすることも可能である。
[Other Embodiments]
The present invention is not limited to the above-described first embodiment, its modifications, and the second embodiment, and includes various modifications. The above-described embodiments have been described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and are not necessarily limited to those having all the described configurations. For example, it is possible to replace a part of the configuration of one embodiment with the configuration of another embodiment, and it is also possible to add the configuration of another embodiment to the configuration of one embodiment. It is also possible to add, delete, or replace a part of the configuration of each embodiment with another configuration.
例えば、上述した実施の形態においては、ガスタービン発電システム１と風力発電システム１１０とで発電設備１００を構成した例を示したが、風力発電システム１１０の代わりに、太陽光発電システムやバイオマス発電システム等の出力変動が生じるその他の再生可能エネルギーの発電システムに置き換えることも可能である。また、発電設備という呼称は必ずしも適切ではないが、マイクログリッドとガスタービン発電システム１とで発電設備を構成し、この発電設備を電力系統１４０に接続することも可能である。これらの場合、電力系統１４０の負荷変動の要因は、太陽光発電システムやバイオマス発電システム等の出力変動が生じるその他の再生可能エネルギーの発電システムやマイクログリッドとなる。
For example, in the above-described embodiment, the
なお、上述した実施の形態においては、２軸式のガスタービン２を備えたガスタービン発電システム１の例を示したが、３軸以上の多軸式のガスタービンを備えた構成も可能である。
In the above-described embodiment, an example of the gas turbine
また、上述した実施の形態においては、補助発電機兼モータ４をガスジェネレータ１１の高圧側回転軸１７にギアを介さずに接続する構成の例を示したが、補助発電機兼モータ４をギアを介してガスジェネレータ１１の高圧側回転軸１７に接続することも可能である。また、この補助発電機兼モータ４を、ガスタービン２の起動用モータとして用いることも可能である。
Further, in the above-described embodiment, an example of the configuration in which the auxiliary generator / motor 4 is connected to the high-pressure
なお、上述した実施の形態においては、補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐが補助発電機兼モータ４の定格容量Ｍｃの範囲外である場合、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔとして、補助発電機兼モータ４の正側容量Ｍｃ又は負側容量−Ｍｃを設定する例を示した。しかし、補助発電機兼モータ４の暫定出力目標値Ｐｇｍｐを、定格容量Ｍｃと比較せずに、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔとして設定することも可能である。すなわち、図６に示す処理フローのうち、ステップＳ６１〜Ｓ６５を省略するものである。この場合、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔが定格容量Ｍｃの範囲外になると、出力変動に対する追従性が上述した実施の形態よりも劣ることとなる。しかし、補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔが頻繁に定格容量Ｍｃの範囲外になることはないので、必要な追従性を維持することは可能である。 In the above-described embodiment, when the provisional output target value Pgp of the auxiliary generator / motor 4 is outside the range of the rated capacity Mc of the auxiliary generator / motor 4, the output target value of the auxiliary generator / motor 4 An example of setting the positive capacity Mc or the negative capacity −Mc of the auxiliary generator / motor 4 as Pgmt is shown. However, it is also possible to set the provisional output target value Pgmp of the auxiliary generator / motor 4 as the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 without comparing it with the rated capacity Mc. That is, in the processing flow shown in FIG. 6, steps S61 to S65 are omitted. In this case, when the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 is out of the range of the rated capacity Mc, the followability to the output fluctuation is inferior to that of the above-described embodiment. However, since the output target value Pgmt of the auxiliary generator / motor 4 does not frequently fall out of the rated capacity Mc range, it is possible to maintain the required followability.
また、上述した第１の実施の形態においてはフィルタ処理部４４がローパスフィルタを用いてフィルタ処理した例を、上述した第２の実施の形態においてはフィルタ処理部４４がハイパスフィルタを用いてフィルタ処理した例を示した。それに対して、フィルタ処理部４４がガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａをローパスフィルタ及びハイパスフィルタにより個別に処理し、第１演算部４５がハイパスフィルタからの出力値を補助発電機兼モータ４の出力目標値Ｐｇｍｔとして設定し、第２演算部４６がローパスフィルタからの出力値を主発電機３の出力目標値Ｐｇｔとして設定することも可能である。この場合、ローパスフィルタからの出力値に基づく時間推移信号は、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａの低周波成分に相当し、ハイパスフィルタからの出力値に基づく時間推移信号は、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値の時間推移信号Ｓｐｍａの高周波成分に相当する。したがって、応答性の優れた補助発電機兼モータ４の出力で風力発電システム１１０の出力変動の高周波成分を打ち消し、出力変動の低周波成分に対しては、主発電機３（ガスタービン２）の出力を追従させればよいので、上述した実施の形態と同様な効果を得ることができる。
Further, in the first embodiment described above, the
なお、上述した実施の形態においては、運転員の入力装置５１を介して選択したフィルタをフィルタ選択部４１が選択するように構成した例を示したが、運転員の操作によらず、フィルタ選択部４１がそれ自身で複数のフィルタからフィルタを選択することも可能である。例えば、図６に示す処理フローのステップＳ４０とＳ５０の間において、フィルタ選択部４１は、ガスタービン発電システム１のシステム出力目標値Ｐｍａの変動状況を判断し、その変動状況及び設定値ＤＢに記憶されているガスタービン２の制約条件に適合した特性を有するフィルタを選択する。ステップＳ５０において、フィルタ処理部４４がフィルタ選択部４１の選択したフィルタを用いて処理する。このような演算処理フローでは、フィルタ選択の自動化による省力化を図ることができる。また、ガスタービン２の制約条件を考慮したフィルタの選択がなされるので、フィルタの出力結果、つまり、主発電機３（ガスタービン２）の出力目標値Ｐｇｔもガスタービン２の制約条件を考慮したものとなる。したがって、ガスタービン２を安全側で制御することができる。
In the above-described embodiment, an example is shown in which the filter selection unit 41 selects the filter selected via the operator's
１…ガスタービン発電システム、 ２…ガスタービン、 ３…主発電機、 ４…補助発電機兼モータ、 ５…周波数変換器、 ７…制御装置、８…周波数変換器制御装置、 １１…ガスジェネレータ、 １２…パワータービン、 ２３…調速器、 ４０…運転モード選択部、 ４１…フィルタ選択部、 ４３…データ処理部、 ４４…フィルタ処理部、 ４５…第１演算部、 ４６…第２演算部、 １４０…電力系統 1 ... Gas turbine power generation system, 2 ... Gas turbine, 3 ... Main generator, 4 ... Auxiliary generator / motor, 5 ... Frequency converter, 7 ... Control device, 8 ... Frequency converter control device, 11 ... Gas generator, 12 ... Power turbine, 23 ... Speed controller, 40 ... Operation mode selection unit, 41 ... Filter selection unit, 43 ... Data processing unit, 44 ... Filter processing unit, 45 ... First calculation unit, 46 ... Second calculation unit, 140 ... Power system
Claims (13)
回転駆動して高温高圧のガスを発生させるガスジェネレータ，前記ガスジェネレータからのガスにより回転駆動されるパワータービンを有し、前記ガスジェネレータと前記パワータービンが別軸構成のガスタービンと、
前記パワータービンに機械的に接続され、発電した電力を前記電力系統に供給する主発電機と、
前記ガスジェネレータに機械的に接続された補助発電機兼モータと、
前記補助発電機兼モータ，前記主発電機，及び前記電力系統に電気的に接続され、前記補助発電機兼モータと電力の授受を行う周波数変換器と、
前記ガスタービン発電システムのシステム出力を制御する制御装置とを備え、
前記制御装置は、
前記電力系統の負荷変動に対応した前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号を生成し、
前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号のうち、所定の周波数より高周波帯域の信号成分に対応するように前記補助発電機兼モータの出力目標値を設定すると共に、前記所定の周波数より低周波帯域の信号成分に対応するように前記主発電機の出力目標値を設定する
ことを特徴とするガスタービン発電システム。 A gas turbine power generation system connected to the power system
A gas generator that is rotationally driven to generate high-temperature and high-pressure gas, a power turbine that is rotationally driven by gas from the gas generator, and a gas turbine in which the gas generator and the power turbine have separate shaft configurations.
A main generator that is mechanically connected to the power turbine and supplies the generated power to the power system.
An auxiliary generator / motor mechanically connected to the gas generator,
A frequency converter that is electrically connected to the auxiliary generator / motor, the main generator, and the power system to transfer power to and from the auxiliary generator / motor.
A control device for controlling the system output of the gas turbine power generation system is provided.
The control device is
A time transition signal of the system output target value of the gas turbine power generation system corresponding to the load fluctuation of the power system is generated.
Among the time transition signals of the system output target value of the gas turbine power generation system, the output target value of the auxiliary generator / motor is set so as to correspond to the signal component in the frequency band higher than the predetermined frequency, and the predetermined frequency is set. A gas turbine power generation system characterized in that an output target value of the main generator is set so as to correspond to a signal component in a lower frequency band.
前記制御装置は、前記高周波帯域の信号成分に対応した前記補助発電機兼モータの出力目標値を暫定出力目標値として前記補助発電機兼モータの定格容量と比較し、前記定格容量の範囲内となるように前記補助発電機兼モータの出力目標値を制限する
ことを特徴とするガスタービン発電システム。 In the gas turbine power generation system according to claim 1,
The control device compares the output target value of the auxiliary generator / motor corresponding to the signal component of the high frequency band with the rated capacity of the auxiliary generator / motor as a provisional output target value, and is within the range of the rated capacity. A gas turbine power generation system characterized in that the output target value of the auxiliary generator / motor is limited so as to be.
前記制御装置は、
前記電力系統の負荷変動に対応する前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値を演算して前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号を生成するデータ処理部と、
前記データ処理部で生成した前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号を信号処理のフィルタにより処理するフィルタ処理部と、
前記フィルタの出力値及び前記補助発電機兼モータの定格容量に基づき、前記補助発電機兼モータの出力目標値を演算する第１演算部と、
前記データ処理部で得られた前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値から前記第１演算部で得られた前記補助発電機兼モータの出力目標値を差し引いた差分を演算し、その演算結果を前記主発電機の出力目標値として設定する第２演算部とを備える
ことを特徴とするガスタービン発電システム。 In the gas turbine power generation system according to claim 2.
The control device is
A data processing unit that calculates a system output target value of the gas turbine power generation system corresponding to the load fluctuation of the power system and generates a time transition signal of the system output target value of the gas turbine power generation system.
A filter processing unit that processes the time transition signal of the system output target value of the gas turbine power generation system generated by the data processing unit by a signal processing filter, and a filter processing unit.
A first calculation unit that calculates an output target value of the auxiliary generator / motor based on the output value of the filter and the rated capacity of the auxiliary generator / motor.
The difference obtained by subtracting the output target value of the auxiliary generator / motor obtained by the first calculation unit from the system output target value of the gas turbine power generation system obtained by the data processing unit is calculated, and the calculation result is calculated. A gas turbine power generation system including a second calculation unit set as an output target value of the main generator.
前記第１演算部は、
前記データ処理部で得られた前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値から前記フィルタの出力値を差し引いた差分及び前記フィルタの出力値のうち前記フィルタの特性に応じて定まる一方を、前記補助発電機兼モータの定格容量と比較し、
前記フィルタの特性に応じて定まる一方が前記定格容量の範囲内である場合には、前記補助発電機兼モータの出力目標値として前記フィルタの特性に応じて定まる一方を設定し、
前記フィルタの特性に応じて定まる一方が前記補助発電機兼モータの正側の定格容量より大きい場合には、前記補助発電機兼モータの出力目標値として前記正側の定格容量を設定し、
前記フィルタの特性に応じて定まる一方が前記補助発電機兼モータの負側の定格容量より小さい場合には、前記補助発電機兼モータの出力目標値として前記負側の定格容量を設定する
ことを特徴とするガスタービン発電システム。 In the gas turbine power generation system according to claim 3,
The first calculation unit is
The difference obtained by subtracting the output value of the filter from the system output target value of the gas turbine power generation system obtained by the data processing unit and one of the output values of the filter, which is determined according to the characteristics of the filter, is the auxiliary power generation. Compared to the rated capacity of the machine and motor,
When one of the values determined according to the characteristics of the filter is within the rated capacity range, the one determined according to the characteristics of the filter is set as the output target value of the auxiliary generator / motor.
If one of the filters, which is determined according to the characteristics of the filter, is larger than the rated capacity on the positive side of the auxiliary generator / motor, the rated capacity on the positive side is set as the output target value of the auxiliary generator / motor.
If one of the filters, which is determined according to the characteristics of the filter, is smaller than the rated capacity on the negative side of the auxiliary generator / motor, the rated capacity on the negative side is set as the output target value of the auxiliary generator / motor. Characterized gas turbine power generation system.
前記フィルタがローパスフィルタの場合、前記フィルタの特性に応じて定まる一方は、前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値から前記フィルタの出力値を差し引いた差分である
ことを特徴とするガスタービン発電システム。 In the gas turbine power generation system according to claim 4,
When the filter is a low-pass filter, one of which is determined according to the characteristics of the filter is a difference obtained by subtracting the output value of the filter from the system output target value of the gas turbine power generation system. ..
前記フィルタがハイパスフィルタの場合、前記フィルタの特性に応じて定まる一方は、前記フィルタの出力値である
ことを特徴とするガスタービン発電システム。 In the gas turbine power generation system according to claim 4,
When the filter is a high-pass filter, one of which is determined according to the characteristics of the filter is the output value of the filter, which is a gas turbine power generation system.
前記制御装置は、
前記電力系統の負荷変動に対応する前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値を演算して前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号を生成するデータ処理部と、
前記データ処理部で生成した前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号をローパスフィルタ及びハイパスフィルタにより個別に処理するフィルタ処理部と、
前記ハイパスフィルタの出力値に基づき前記補助発電機兼モータの出力目標値を演算する第１演算部と、
前記ローパスフィルタの出力値に基づき前記主発電機の出力目標値を演算する第２演算部とを備える
ことを特徴とするガスタービン発電システム。 In the gas turbine power generation system according to claim 1,
The control device is
A data processing unit that calculates a system output target value of the gas turbine power generation system corresponding to the load fluctuation of the power system and generates a time transition signal of the system output target value of the gas turbine power generation system.
A filter processing unit that individually processes the time transition signal of the system output target value of the gas turbine power generation system generated by the data processing unit by a low-pass filter and a high-pass filter.
The first calculation unit that calculates the output target value of the auxiliary generator / motor based on the output value of the high-pass filter, and
A gas turbine power generation system including a second calculation unit that calculates an output target value of the main generator based on the output value of the low-pass filter.
前記制御装置は、特性の異なるローパスフィルタ及びハイパスフィルタを含む複数のフィルタからフィルタを選択するフィルタ選択部を更に備え、
前記フィルタ処理部は、前記フィルタ選択部の選択したフィルタを用いて処理する
ことを特徴とするガスタービン発電システム。 In the gas turbine power generation system according to any one of claims 3 to 7.
The control device further includes a filter selection unit that selects a filter from a plurality of filters including a low-pass filter and a high-pass filter having different characteristics.
The gas turbine power generation system, wherein the filter processing unit performs processing using a filter selected by the filter selection unit.
前記周波数変換器を制御する周波数変換器制御装置を更に備え、
前記ガスタービンは、前記ガスタービンの出力を制御する調速器を更に有し、
前記制御装置は、設定した前記補助発電機兼モータの出力目標値に応じた指令信号を前記周波数変換器制御装置に出力すると共に、設定した前記主発電機の出力目標値に応じた指令信号を前記調速器に出力する
ことを特徴とするガスタービン発電システム。 In the gas turbine power generation system according to any one of claims 1 to 7.
A frequency converter control device for controlling the frequency converter is further provided.
The gas turbine further includes a speed governor that controls the output of the gas turbine.
The control device outputs a command signal corresponding to the set output target value of the auxiliary generator / motor to the frequency converter control device, and also outputs a command signal corresponding to the set output target value of the main generator. A gas turbine power generation system characterized by outputting to the speed controller.
前記制御装置は、前記主発電機の電力のみを前記電力系統に供給する第１の運転モードと、前記主発電機と前記補助発電機兼モータの両方を作動させる第２の運転モードを含む複数の運転モードの中から、任意の運転モードを選択する運転モード選択部を備える
ことを特徴とするガスタービン発電システム。 In the gas turbine power generation system according to any one of claims 1 to 7.
The control device includes a plurality of operation modes including a first operation mode in which only the power of the main generator is supplied to the power system and a second operation mode in which both the main generator and the auxiliary generator / motor are operated. A gas turbine power generation system characterized by having an operation mode selection unit for selecting an arbitrary operation mode from the operation modes of the above.
前記電力系統の負荷変動に対応した前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号を生成し、
前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号のうち、所定の周波数より高周波帯域の信号成分に対応するように前記補助発電機兼モータの出力目標値を設定し、前記所定の周波数より低周波帯域の信号成分に対応するように前記主発電機の出力目標値を設定する
ことを特徴とするガスタービン発電システムの制御方法。 It is equipped with a gas turbine in which the gas generator and power turbine have a separate shaft configuration, an auxiliary generator / motor mechanically connected to the gas generator, and a main generator mechanically connected to the power turbine to supply power to the power system. It is a control method of the gas turbine power generation system to be supplied.
A time transition signal of the system output target value of the gas turbine power generation system corresponding to the load fluctuation of the power system is generated.
Among the time transition signals of the system output target value of the gas turbine power generation system, the output target value of the auxiliary generator / motor is set so as to correspond to the signal component in the frequency band higher than the predetermined frequency, and the output target value is set from the predetermined frequency. A control method for a gas turbine power generation system, characterized in that an output target value of the main generator is set so as to correspond to a signal component in a low frequency band.
前記高周波帯域の信号成分に対応した前記補助発電機兼モータの出力目標値を暫定出力目標値として前記補助発電機兼モータの定格容量と比較し、前記定格容量の範囲内となるように前記補助発電機兼モータの出力目標値を制限する
ことを特徴とするガスタービン発電システムの制御方法。 In the control method of the gas turbine power generation system according to claim 11,
The output target value of the auxiliary generator / motor corresponding to the signal component of the high frequency band is set as a provisional output target value and compared with the rated capacity of the auxiliary generator / motor, and the auxiliary is made so as to be within the rated capacity range. A control method for a gas turbine power generation system, which is characterized by limiting the output target value of a generator / motor.
前記補助発電機兼モータの出力目標値及び前記主発電機の出力目標値を設定する工程は、前記ガスタービン発電システムのシステム出力目標値の時間推移信号を信号処理のフィルタにより処理して得られた結果に基づき行われる
ことを特徴とするガスタービン発電システムの制御方法。 In the control method of the gas turbine power generation system according to claim 11,
The step of setting the output target value of the auxiliary generator / motor and the output target value of the main generator is obtained by processing the time transition signal of the system output target value of the gas turbine power generation system by a signal processing filter. A control method for a gas turbine power generation system, which is characterized by being performed based on the results.
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