JP3930371B2 - Gas turbine control device, gas turbine system, and gas turbine control method - Google Patents

Gas turbine control device, gas turbine system, and gas turbine control method Download PDF

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Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、ガスタービンの制御装置及びそれを有するシステムに関し、特に、燃焼振動を抑制する制御を行なう制御装置及びそれを有するシステムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来のガスタービンでは、発電機出力、大気温度・湿度などに基づいて、燃焼器へ送る空気流量、燃料流量を予め決定し、その値を用いて運転を行なっている。しかし、圧縮機の性能劣化やフィルターの目詰まりなどの経年変化により、実際の流量は計画時や試運転調整時とずれる可能性がある。その場合、燃焼安定性が低下したり、燃焼振動が発生する恐れがある。燃焼振動が発生すると、ガスタービンの運転に大きな支障をきたす。すなわち、燃焼振動を出来る限り抑制し、回避することは、プラントの設備保護上及び稼働率向上の観点から強く求められる。従って、燃焼安定性を保ち、燃焼振動を避けるために、年に数回の制御系の調整を熟練調整員により実施して、燃焼安定性を確認・維持しており、それが保守コストアップ、稼動率低下の原因となっている。
【０００３】
特開平９−２６９１０７号公報に、燃焼器の燃焼振動抑制装置およびその抑制方法が開示されている。
この燃焼器の燃焼振動抑制装置は、燃焼振動抑制部を備える。燃焼振動抑制部は、燃焼器内の圧力センサーによって検出された、燃焼ガスの圧力変動を周波数分析する周波数分析装置と、この周波数分析装置によって分析された圧力変動の周波数帯域に基づき振動安定性を処理する中央演算処理装置と、この中央演算処理装置の出力信号を増幅する電圧増幅器と、増幅された出力信号を弁開閉信号として燃料弁に与えて制御するコントローラ部とをそれぞれ備える。
【０００４】
この抑制方法は、低周波数の燃焼振動に着目している。燃焼振動が起きた時の燃空比から、燃焼振動の周波数を予測する。そして、低周波数の燃焼振動の場合、燃空比を変化させて、低周波の燃焼振動の発生を抑制することができる。低周波の燃焼振動は、機器に影響を与えやすいので、それを抑制することで、機器の損傷を抑制する。しかし、燃焼振動の周波数は、数千Ｈｚに及ぶものもあり、低周波を抑えれば高周波が発生するというような現象も見られ、単純に燃空比の変更量を決定することは困難で、燃焼を安定化することが容易でない場合がある。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
従って、本発明の目的は、ガスタービンで発生する燃焼振動を抑制し、燃焼安定性を向上することができるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムを提供することである。
【０００６】
また、本発明の別の目的は、ガスタービンで行なう燃焼を、低公害で実施することが可能なガスタービン制御装置及びガスタービンシステムを提供することである。
【０００７】
また、本発明の更に別の目的は、ガスタービンで発生する燃焼振動の周波数を解析し、その解析結果に基づいて、燃焼振動の抑制を適切に実行可能なガスタービン制御装置及びガスタービンシステムを提供することである。
【０００８】
また、本発明の更に別の目的は、データベースの容量又は演算量を抑えつつ、ガスタービンで発生する燃焼振動の周波数を解析し、その解析結果に基づいて、燃焼振動の抑制を適切に実行可能なガスタービン制御装置及びガスタービンシステムを提供することである。
【０００９】
本発明の更に他の目的は、ガスタービンの運転実績が少ない場合にも、燃焼安定性を維持することが可能なガスタービン制御装置及びガスタービンシステムを提供することである。
【００１０】
本発明の更に他の目的は、ガスタービンの運転の信頼性を高めるとともに、寿命を延長し、メンテナンス等にかかるコストを低減することが可能なガスタービン制御装置及びガスタービンシステムを提供することである。
【００１１】
更に、本発明の他の目的は、ガスタービンの運転状況を遠隔地において監視し、異常発生時にも遠隔地で対応が可能なガスタービン遠隔監視システムを提供することである。
【００１２】
更に、本発明の他の目的は、複数のガスタービンの運転状況を遠隔地において集中監視し、運転管理の効率化を図ることが可能なガスタービン遠隔監視システムを提供することである。
【００１３】
【課題を解決するための手段】
以下に、［発明の実施の形態]で使用される番号・符号を用いて、課題を解決するための手段を説明する。これらの番号・符号は、［特許請求の範囲］の記載と［発明の実施の形態］との対応関係を明らかにするために付加されたものである。ただし、それらの番号・符号を、［特許請求の範囲］に記載されている発明の技術的範囲の解釈に用いてはならない。
【００１４】
本発明のガスタービン制御装置は、ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動を周波数分析し、前記周波数分析の結果を複数の周波数帯に分割した周波数帯別分析結果を出力する周波数解析部（１２）と、前記周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する燃焼特性把握部（２３）と、前記燃焼特性把握部（２３）で把握された燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御する制御部（１１）とを備えている。
【００１５】
本発明のガスタービン制御装置において、更に、補正方向決定部（２４）を備え、前記補正方向決定部（２４）は、前記燃焼特性把握部（２３）で把握された燃焼振動の特性に基づいて、前記制御部（１１）による前記制御の補正方向を求め、前記補正方向を示すデータを前記制御部（１１）に出力し、前記制御部（１１）は、前記補正方向を示すデータに基づいて、前記制御を補正する。
【００１６】
本発明のガスタービン制御装置において、前記補正方向決定部（２４）は、最急降下法を含む最適化手法を用いて、前記補正方向を求める。
【００１７】
本発明のガスタービン制御装置において、前記補正方向決定部（２４）は、前記周波数帯別分析結果において、前記振動の強度が予め設定したしきい値以下であるときには、補正がゼロである旨の前記補正方向を示すデータを出力し、前記振動の強度が前記しきい値を超えたときに、前記補正方向を求める。
【００１８】
本発明のガスタービン制御装置において、更に、補正量決定部（２５）を備え、前記燃焼特性把握部（２３）は、前記燃焼振動の特性として、最も燃焼振動の発生し難い最適点又は最適領域（Ｑｏ）を求め、前記最適点又は最適領域（Ｑｏ）を示すデータを前記補正量決定部（２５）に出力し、前記補正量決定部（２５）は、前記最適点又は最適領域（Ｑｏ）を示すデータに基づいて、前記制御部（１１）による前記制御の補正量を求め、前記補正量を示すデータを前記制御部（１１）に出力し、前記制御部（１１）は、前記補正量を示すデータに基づいて、前記制御を補正する。
【００１９】
本発明のガスタービン制御装置において、更に、最大値選択部（２６）を備え、前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量のデータは、設定された時間おきに得られ、前記最大値選択部（２６）は、第１の前記時間と第２の前記時間の前記プロセス量が類似しているとき、前記第１および第２の時間にそれぞれ得られた前記周波数帯別分析結果同士を比較し、前記比較の結果、最大の前記周波数帯別分析結果を抽出し、前記最大の周波数帯別分析結果を前記燃焼特性把握部（２３）に出力し、前記燃焼特性把握部（２３）は、前記抽出された周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する。
【００２０】
本発明のガスタービン制御装置において、更に、最新値選択部（２７）を備え、前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量のデータは、設定された時間おきに得られ、前記最新値選択部（２７）は、第１の前記時間と第２の前記時間の前記プロセス量が類似しているとき、前記第１および第２の時間のうちの最新の時間に得られた前記周波数帯別分析結果を抽出し、前記最新の時間に得られた周波数帯別分析結果を前記燃焼特性把握部（２３）に出力し、前記燃焼特性把握部（２３）は、前記抽出された周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する。
【００２１】
本発明のガスタービン制御装置において、更に、前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量を格納する第１データベース（２２）と、新規ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動が周波数分析され、当該周波数分析の結果が複数の周波数帯に分割されてなる周波数帯別分析結果と、前記新規ガスタービンのプロセス量を格納する第２データベース（２２ａ）とを備え、前記燃焼特性把握部（２３ｂ）は、前記第１データベース（２２）に格納された前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量および前記第２データベース（２２ａ）に格納された前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量の少なくともいずれか一方に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する。
【００２２】
本発明のガスタービン制御装置において、前記制御部（１１）と前記燃焼特性把握部（２３）は、通信回線で接続され、前記燃焼特性把握部（２３）は、前記ガスタービンが設置された場所から地理的に離れた遠隔地に設けられている。
【００２３】
本発明のガスタービンシステムは、上記のガスタービン制御装置と、前記燃焼器を有する前記ガスタービンと、を具備する。
【００２４】
本発明のガスタービン制御方法は、ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動の測定結果を周波数分析し、前記周波数分析の結果を出力するステップと、前記周波数分析の結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握するステップと、前記燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御するステップと、を備えている。
【００２５】
本発明のプログラムは、上記のガスタービン制御方法をコンピュータに実行させるためのプログラムである。
【００２６】
【発明の実施の形態】
以下、本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの実施の形態に関して、添付図面を参照して説明する。
本実施形態において、ガスタービンに使用される制御装置を例に示して説明するが、他の燃焼振動が発生する燃焼装置の制御においても、適用可能である。
【００２７】
図１５を参照して、本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムに関わるガスタービン２について説明する。
図１５は、ガスタービン２の構成を示す概略図である。ガスタービン２は、タービン本体部１００と燃焼部１１０とを具備する。
【００２８】
ただし、燃焼部１１０は、複数（ｍ基）の燃焼器を有している。ここでは、複数の燃焼器１１１−１〜ｍの全てに共通の説明の場合には、燃焼器１１１とし、個別の燃焼器についての説明の場合には、例えば、燃焼器１１１−１（１番目の燃焼器の意味）と記す。燃焼器１１１に付属の構成であるバイパス空気導入管１１７、バイパス弁１１８、バイパス空気混合管１１９、燃焼ガス導入管１２０、メイン燃料供給弁１１５及びパイロット燃料供給弁１１６についても、同様である。
【００２９】
また、図１５では、燃焼器１１１の内、１番目の燃焼器である燃焼器１１１−１のみを代表的に示している。説明も燃焼器１１１−１及びその関連の構成のみについて行なう。
【００３０】
タービン本体部１００は、図示しない入口案内翼１０２を有する圧縮機１０１、回転軸１０３、タービン１０４を具備する。また、燃焼部１１０は、圧縮空気導入部１１２、バイパス空気導入管１１７−１、バイパス弁１１８−１、バイパス空気混合管１１９−１、燃焼ガス導入管１２０−１、燃焼器１１１−１、メイン燃料流量制御弁１１３、パイロット燃料流量制御弁１１４、メイン燃料供給弁１１５−１、パイロット燃料供給弁１１６−１とを具備する。ガスタービン２には、発電機１２１が接続している。
【００３１】
外部から導入された空気は、圧縮機１０１で圧縮され、各燃焼器１１１へ供給される。一方、燃料の一部は、パイロット燃料流量制御弁１１４経由で、各燃焼器１１１のパイロット燃料供給弁１１６に達する。そして、そこから各燃焼器１１１へ導入される。また、残りの燃料は、メイン燃料流量制御弁１１３経由で、各燃焼器１１１のメイン燃料供給弁１１５に達する。そして、そこから各燃焼器１１１へ導入される。導入された空気及び燃料は、各燃焼器１１１において燃焼する。燃焼により発生した燃焼ガスは、タービン１０４に導入され、タービン１０４を回転させる。その回転エネルギーにより、発電機１２１が発電する。
【００３２】
次に、図１５の各部について説明する。
最初に、タービン本体部１００について説明する。
【００３３】
タービン１０４は、燃焼ガス導入管１２０と燃焼ガスを外部に排出する配管とに接続している。また、回転軸１０３を介して圧縮機１０１及び発電機１２１に結合している。そして、燃焼ガス導入管１２０経由で、燃焼器１１１から燃焼ガスの供給を受ける。その燃焼ガスの有するエネルギーを回転エネルギーに変換して回転する。その回転により、発電機１２１や圧縮機１０１を回転する。発電に使用した燃焼ガスは、外部に排出する。
【００３４】
圧縮機１０１は、外部から空気を導入する配管と圧縮空気導入部１１２とに接続している。また、回転軸１０３を介してタービン１０４及び発電機１２１に結合している。そして、タービン１０４の回転を伝達され回転する。その回転により、外部から空気を導入する。そして導入した空気を、圧縮して、燃焼器１１１へ送出する。
【００３５】
入口案内翼１０２は、圧縮機１０１の空気導入側の回転翼である。入口案内翼１０２の回転翼の角度を制御することにより、回転数一定でも、圧縮機１０１へ導入する空気の流量を調整することが可能である。回転翼の制御は、後述のガスタービン制御部３により行なわれる。
【００３６】
回転軸１０３は、圧縮機１０１、タービン１０４、発電機１２１を接続している。タービン１０４の回転力を圧縮機１０１及び発電機１２１に伝達する軸である。
発電機１２１は、回転軸１０３によりタービン１０４と接続している。タービン１０４の回転エネルギーを、電力エネルギーに変換する発電装置である。
【００３７】
次に、燃焼部１１０について説明する。
【００３８】
圧縮空気導入部１１２は、圧縮機１０１に接続された導入管や燃焼部１１０のケーシング（車室）内の空気を導く空間などである。圧縮機１０１で圧縮された圧縮機吐出空気を燃焼器１１１−１へ導く。
【００３９】
バイパス空気導入管１１７−１は、圧縮空気導入部１１２内に一端部が開放されて接続され、他端部はバイパス弁１１８−１に接続している。バイパス空気導入管１１７−１は、圧縮機吐出空気の内、燃焼器１１１−１に供給しない分を、タービン１０４へバイパスする管である。
【００４０】
バイパス弁１１８−１は、一方をバイパス空気導入管１１７−１に接続し、他方をバイパス空気混合管１１９−１に接続している。バイパス弁１１８−１は、バイパス空気導入管１１７−１を通過する空気の流量を制御する弁である。空気流量の制御は、後述のガスタービン制御部３により行なわれる。
【００４１】
バイパス空気混合管１１９−１は、一端部をバイパス弁１１８−１に、他端部を燃焼ガス導入管１２０−１に接続している。バイパス空気混合管１１９−１は、バイパス弁１１８−１を通過した空気を、燃焼器１１１−１で生成した燃焼ガスと混合するために燃焼ガス導入管１２０−１に供給する。
【００４２】
メイン燃料流量制御弁１１３は、一方を外部から燃料を供給する配管に、他方を複数のメイン燃料供給弁１１５（−１〜ｍ）に接続した配管に接続している。メイン燃料流量制御弁１１３は、外部から供給される燃料の燃焼器１１１への流量を制御する。燃料流量の制御は、後述のガスタービン制御部３により行なわれる。メイン燃料流量制御弁１１３を経由する燃料は、燃焼器１１１のメインバーナーで使用される。
【００４３】
メイン燃料供給弁１１５−１は、一方をメイン燃料流量制御弁１１３につながる配管に、他方を燃焼器１１１−１のメインバーナーにつながる配管に接続している。燃焼器１１１−１のメインバーナーに供給する燃料を制御する弁である。燃料流量の制御は、後述のガスタービン制御部３により行なわれる。
【００４４】
パイロット燃料流量制御弁１１４は、一方を外部から燃料を供給する配管に、他方を複数のパイロット燃料供給弁１１６（−１〜ｍ）に接続した配管に接続している。パイロット燃料流量制御弁１１４は、外部から供給される燃料の燃焼器１１１への流量を制御する。燃料流量の制御は、後述のガスタービン制御部３により行なわれる。パイロット燃料流量制御弁１１４を経由する燃料は、燃焼器１１１のパイロットバーナーで使用される。
【００４５】
パイロット燃料供給弁１１６−１は、一方をパイロット燃料流量制御弁１１４につながる配管に、他方を燃焼器１１１−１のパイロットバーナーにつながる配管に接続している。燃焼器１１１−１のパイロットバーナーに供給する燃料を制御する弁である。燃料流量の制御は、後述のガスタービン制御部３により行なわれる。
【００４６】
燃焼器１１１−１は、空気を供給する圧縮空気導入部１１２と、燃料を供給するメイン燃料供給弁１１５−１につながる配管と、燃料を供給するパイロット燃料供給弁１１６−１とにつながる配管と、燃焼ガスを送出する燃焼ガス導入管１２０−１に接続している。そして、空気と燃料との供給を受け、それらを燃焼し、高温高圧の燃焼ガスを生成する。生成された燃焼ガスは、タービン１０４に向けて送出する。
【００４７】
燃焼ガス導入管１２０−１は、一端部を燃焼器１１１−１に、他端部をタービン１０４に接続している。また、途中にバイパス空気混合管１１９−１が接合している。燃焼ガス及びバイパス空気をタービン１０４に供給する配管である。
【００４８】
（実施形態１）
次に、上記ガスタービン２を有する本発明のガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの第１の実施の形態について、図面を参照して説明する。
図１は、本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの実施形態を示すブロック図である。ガスタービンシステム１は、ガスタービン２とガスタービン制御装置としてのガスタービン制御部３とを具備する。
【００４９】
ガスタービン２は、プロセス量計測部４、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７、入口案内翼調整部８、圧力変動測定部９及び加速度測定部１０を有する。
【００５０】
一方、ガスタービン制御部３は、制御部１１、周波数解析部１２、及び、補正部２１を有する。補正部２１は、データベース２２と、燃焼特性把握部２３と、補正方向決定部２４とを有する。
【００５１】
本実施形態では、内圧変動や加速度の周波数解析結果を複数の周波数帯に分割して監視する。周波数解析結果（周波数解析部１２）とプラント状態量（プロセス量計測部４）をデータベース２２に記録し、そのデータベース２２に基づいて周波数帯毎に燃焼の振動特性を把握する（燃焼特性把握部２３）。燃焼が不安定になり振動現象が発生すれば、発生した周波数の振動を抑制するのに最も効果的な運転条件の方向に燃空比を変化させる（補正方向決定部２４）。
【００５２】
図１の各部について説明する。
ガスタービン２は、図１５で説明したガスタービンである。図１では、ブロック図により、その構成を示している。
【００５３】
プロセス量計測部４は、ガスタービン２の運転中における、運転条件や運転状態を示すプロセス量を計測する各種計測機器である。プロセス量計測部４は、ガスタービン２上の然るべき部位に設置され、測定結果は、ガスタービン制御部３の制御部１１（後述）へ出力する。ここで、プロセス量（プラント状態量）は、例えば、発電電力（発電電流、発電電圧）、大気温度、湿度、各部での燃料流量及び圧力、各部での空気流量及び圧力、燃焼器での燃焼ガス温度、燃焼ガス流量、燃焼ガス圧力、圧縮機やタービンの回転数などである。
【００５４】
メイン燃料流量調整部５は、制御部１１からの指令により、メイン燃料の流量の制御を行なう。メイン燃料流量調整部５は、メイン燃料流量制御弁１１３及びメイン燃料供給弁１１５−１〜ｍを具備する。メイン燃料流量調整部５は、全体のメイン燃料の流量の制御を、メイン燃料流量制御弁１１３の調整により行なう。メイン燃料流量調整部５は、各燃焼器１１１−１〜ｍのメイン燃料の流量の制御を、各メイン燃料供給弁１１５−１〜ｍの調整により行なう。
【００５５】
パイロット燃料流量調整部６は、制御部１１からの指令により、パイロット燃料の流量の制御を行なう。パイロット燃料流量調整部６は、パイロット燃料流量制御弁１１４及びパイロット燃料供給弁１１６−１〜ｍを具備する。パイロット燃料流量調整部６は、全体のパイロット燃料の流量の制御を、パイロット燃料流量制御弁１１４の調整により行なう。パイロット燃料流量調整部６は、各燃焼器１１１−１〜ｍのパイロット燃料の流量の制御を、各パイロット燃料供給弁１１６−１〜ｍの調整により行なう。
【００５６】
バイパス空気流量調整部７は、制御部１１からの指令により、各燃焼器１１１−１〜ｍへ供給する空気の流量の制御を行なう。バイパス空気流量調整部７は、バイパス空気導入管１１７−１〜ｍ、バイパス弁１１８−１〜ｍ及びバイパス空気混合管１１９−１〜ｍを具備する。そして、バイパス空気流量調整部７は、各燃焼器１１１−１〜ｍにおいて、バイパス弁１１８−１〜ｍの開度を大きく（あるいは小さく）し、バイパス側に流れる空気流量を増加（あるいは減少）することにより、燃焼器に供給される空気の流量を少なく（あるいは多く）制御する。
【００５７】
入口案内翼調整部８は、制御部１１からの指令により、圧縮機１０１に導入される空気の流量の制御を行なう。入口案内翼調整部８は、入口案内翼１０２の回転翼の角度を制御することにより、圧縮機１０１へ導入する空気の流量を調整する。
【００５８】
圧力変動測定部９は、各燃焼器１１１−１〜ｍに取り付けられた圧力測定器である。圧力変動測定部９は、制御部１１からの指令により、各燃焼器１１１−１〜ｍ内の圧力を計測する。そして、圧力変動測定部９は、各燃焼器１１１−１〜ｍの圧力変動測定値を、周波数解析部１２へ出力する。
【００５９】
加速度測定部１０は、各燃焼器１１１−１〜ｍの内部に取り付けられた加速度測定器である。加速度測定部１０は、制御部１１からの指令により、各燃焼器１１１−１〜ｍの加速度（位置の２階微分）を計測する。そして、加速度測定部１０は、各燃焼器１１１−１〜ｍの加速度測定値を、周波数解析部１２へ出力する。
【００６０】
一方、ガスタービン制御部３は、ガスタービン２で計測されたプロセス量や圧力、加速度のデータに基づいてガスタービン２を制御し、ガスタービン２において燃焼振動が発生しないようにする。
【００６１】
制御部１１は、ガスタービン２で計測されたプロセス量に基づいて、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８を制御信号を出力して制御する。制御部１１は、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８の制御は、フィードフォワード法による制御、フィードバック法による制御、ＰＩＤ法による制御などで行なう。
【００６２】
周波数解析部１２は、各燃焼器１１１−１〜ｍにおいて、圧力変動測定部９で計測された圧力変動測定値に基づいて、圧力の変動（振動）の周波数分析（ＦＦＴ）を行なう。そして、複数（ｎ）の周波数帯に区切って、周波数帯別分析結果として出力する。又は、周波数解析部１２は、加速度測定部１０で計測された加速度測定値に基づいて、加速度の周波数分析を行なう。そして、複数（ｎ）の周波数帯に区切って、周波数帯別分析結果として出力する。そして、出力された各燃焼器１１１−１〜ｍの分析結果は、補正部２１へ送出される。
【００６３】
補正部２１は、圧力又は加速度の周波数帯別分析結果とプロセス量に基づいて、燃焼特性を把握し、その燃焼特性に基づいて補正の方向を決定する。そして、補正部２１は、その補正の方向を示す信号（データ）を制御部１１に送信する。制御部１１は、補正部２１から受信した上記補正の方向を示す信号に基づいて、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８のそれぞれを制御する制御信号（制御データ）を、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８のそれぞれへ出力する。
【００６４】
燃焼特性把握部２３は、周波数解析部１２からの圧力又は加速度の周波数帯別分析結果と、制御部１１からのプロセス量とに基づいて、図４または図５に示す燃焼特性を求める。補正方向決定部２４は、その燃焼特性に基づいて、現在の運転条件を補正すべき方向を求め、その補正方向を示すデータを制御部１１に出力する。
【００６５】
制御部１１は、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８の少なくとも一つの制御データ（制御信号、制御量）に、補正方向決定部２４から受けた上記補正方向を示すデータに基づいて補正を加えた上で、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８に出力する。
【００６６】
図１４は、圧力変動測定部９により測定された圧力変動測定値に基づいて、周波数解析部１２にて周波数分析を行なった結果の一例である。横軸は周波数、縦軸は振動の強度（レベル）を示している。図１４に示すように、燃焼器１１１において発生する燃焼振動（圧力振動及び加速度振動）は、複数の振動の周波数を有する。従って、燃焼振動を抑制するためには、それら複数の振動のそれぞれに対応した制御を行なう必要がある。
【００６７】
ここで、各周波数の振動は、それぞれ複雑な要因により発生しているために、画一的な制御、あるいは、一つのパラメータを制御することだけでは、振動を抑えることは難しい。また、振動数により、ガスタービン２に与える影響が異なる。従って、同じ振動強度でも、ある周波数では許容範囲であっても、他の周波数においては致命的である場合もありうる。以上の点から、ガスタービン２の運転条件の制御は、振動の周波数に応じて、複数のパラメータに対して行なう必要がある。
【００６８】
そこで、次に示す方法により、燃焼振動が発生したときに、その発生した周波数の振動を抑制するのに最も効果的な方向に操作量（プロセス量）を変化させる。
【００６９】
ガスタービン制御部３は、燃料及び空気を制御し、ガスタービン２の運転を行なっている。また、ガスタービン制御部３は、ガスタービン２の運転状況を、プロセス量計測部４からのプロセス量を把握することにより監視している。
【００７０】
制御部１１は、燃料流量としてのメイン燃料流量及びパイロット燃料流量、ならびに空気流量としてのバイパス空気流量及び入口案内翼を経由する空気流量（メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８）を制御して、ガスタービン２では、燃焼器１１１において燃焼を行なう。そして、その燃焼ガスにより発電などの仕事を行なう。運転状況は、プロセス量計測部４がプロセス量として計測している。また、燃焼により発生する圧力及び加速度の振動をそれぞれ圧力変動測定部９、加速度測定部１０が計測する。
【００７１】
プロセス量計測部４は、ガスタービン２に供給される燃料や空気の量などの操作可能な「操作量（プラントデータ）」の他に、例えば、大気温度といった気象データ、要求によって決定される発電機の負荷の大きさ（ＭＷ）等の「操作できない状態量」を計測している。なお、本実施形態において、「プロセス量」とは、「操作量（プラントデータ）」及び「操作できない状態量」を含む。
【００７２】
実際のガスタービン２の運転において、圧力変動測定部９及び加速度測定部１０は、燃焼器１１１（−１〜ｍ）での燃焼ガスの圧力変動及び燃焼器１１１（−１〜ｍ）の加速度を測定する。そして、予め定められた時間ｔ１、ｔ２…毎に、それらの測定値が周波数解析部１２へ出力される。
【００７３】
周波数解析部１２は、圧力変動測定部９及び加速度測定部１０により測定された測定値について、フーリエ解析（高速フーリエ変換：ＦＦＴ）などの手法により周波数分析を行なう。そして、図１４に例示されるような周波数と振動強度（レベル）との関係を示すデータを得る。しかる後、そのデータを、予め設定された周波数帯に分割する。そうして得られた結果を、データベース２２へ出力する。周波数解析部１２により得られた周波数分析の結果は、データベース２２に蓄積される。
【００７４】
制御部１１は、プロセス量計測部４から入力した「操作量（プラントデータ）」及び「操作できない状態量」をデータベース２２に蓄積する。
【００７５】
データベース２２では、各データが、例えば図２のような形式で格納される。データベース２２は、プロセス量及び各周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎを時系列に格納する。即ち、データベース２２では、プロセス量及び各周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎが時刻ｔ１、ｔ２…毎に整理されて格納されており、制御部１１及び周波数解析部１２からこれらのデータが時々刻々とデータベース２２に送信されてくると、それらのデータがデータベース２２に追加記憶される。データベース２２に蓄積される振動強度のデータは、圧力振動のみでもよいし、加速度振動のみでもよいし、圧力振動及び加速度振動の両方でもよい。
【００７６】
ここで、周波数帯とは、周波数解析部１２が周波数分析を行なった結果に基づいて、対応を行なう最小単位となる周波数領域である。まず、圧力及び加速度の変動を調べる周波数範囲を決定する。例えば、図１４においては、振動は、主に０〜５０００Ｈｚで発生していることから、周波数範囲を０〜５０００Ｈｚとする。そして、その周波数範囲を、適当な大きさの周波数帯に区切り、ｎ個に分割する。例えば、５０Ｈｚ毎に区切るとすると、ｎ＝１００となる。なお、この周波数帯は、必ずしも一定の大きさである必要はない。
【００７７】
図２は、時刻ｔ１のときに、バイパス弁１１８の弁開度がＸ１１−１、パイロット比がＸ１２−１、大気温度がＸ２１−１、発電機の負荷がＸ２２−１であり、第１周波数帯での振動強度の最大値がＹｉ１−１、第２周波数帯での振動強度の最大値がＹｉ２−１、第ｎ周波数帯での振動強度の最大値がＹｉｎ−１であることを示している。
同様に、図２は、時刻ｔ２のときに、バイパス弁１１８の弁開度がＸ１１−２、パイロット比がＸ１２−２、大気温度がＸ２１−２、発電機の負荷がＸ２２−２であり、第１周波数帯での振動強度の最大値がＹｉ１−２、第２周波数帯での振動強度の最大値がＹｉ２−２、第ｎ周波数帯での振動強度の最大値がＹｉｎ−２であることを示し、また、時刻ｔｎのときに、バイパス弁１１８の弁開度がＸ１１−ｎ、パイロット比がＸ１２−ｎ、大気温度がＸ２１−ｎ、発電機の負荷がＸ２２−ｎであり、第１周波数帯での振動強度の最大値がＹｉ１−ｎ、第２周波数帯での振動強度の最大値がＹｉ２−ｎ、第ｎ周波数帯での振動強度の最大値がＹｉｎ−ｎであることを示している。
【００７８】
上記のように、図２におけるＸ１１−１、Ｘ１１−２、Ｘ１１−３などの枝番号は、時刻ｔ１、ｔ２、ｔｎに対応している。本実施形態においては、時刻ｔ１、ｔ２、ｔｎよって異なる扱いはせず、共通の説明で済むため、以下では、その枝番号を省略して説明する。
【００７９】
燃焼特性把握部２３は、燃焼器の燃焼特性をモデル化するための処理プログラムから構成されている。燃焼特性把握部２３は、データベース２２に格納されたデータを用いて、燃焼特性を説明する数式モデルを構築する。なお、以下に説明する燃焼特性把握部２３の動作は、本出願の出願人による出願である特願２０００−２３４７９５にも記載されている。
【００８０】
例えば、燃焼器数をｍ、モデル化すべき周波数帯数をｎとすると、例えば次式（１）のような重回帰モデルで内圧変動をモデル化する。
Ｙｉｊ＝ａｉｊ，０＋ａｉｊ，１×Ｘ１１＋ａｉｊ，２×Ｘ１２＋ａｉｊ，３×Ｘ２１＋ａｉｊ，４×Ｘ２２・・・（１）
【００８１】
ここで、
Ｙｉｊ：第ｉ燃焼器（ｉ＝１、２、・・・、ｍ）の第ｊ周波数帯（ｊ＝１、２、・・・、ｎ）の最大振幅値
Ｘ１１：操作量１の値（本例では、バイパス弁１１８の弁開度）
Ｘ１２：操作量２の値（本例では、パイロット比）
Ｘ２１：操作量できない状態量１の値（本例では、気象データ）
Ｘ２２：操作できない状態量２の値（本例では、発電機の負荷（ＭＷ））
ａｉｊ，０、ａｉｊ，１、ａｉｊ，２、ａｉｊ，３、ａｉｊ，４：係数パラメータ
である。
【００８２】
燃焼特性把握部２３は、データベース２２に時刻（ｔ１、ｔ２…）ごとに整理して格納された最大振幅値Ｙｉｊ、操作量Ｘ１１、Ｘ１２、操作できない状態量Ｘ２１、Ｘ２２を用いて、上記（１）式の係数パラメータａｉｊ，０、ａｉｊ，１、ａｉｊ，２、ａｉｊ，３、ａｉｊ，４を求める。係数パラメータａｉｊ，０、ａｉｊ，１、ａｉｊ，２、ａｉｊ，３、ａｉｊ，４の解法には、例えば最小二乗法が用いられる。
【００８３】
ここで、最大振幅値Ｙｉｊとは、圧力変動測定部９及び加速度測定部１０により測定された測定結果のデータを周波数解析部１２にてＡ／Ｄ変換し、周波数解析した結果をｎ個の周波数帯に区切り、夫々の周波数帯においてある時間（ｔ１、ｔ２…）内に得られた最大振幅値である。図３においては、第１周波数帯の最大振幅値がＹｉ１、第２周波数帯の最大振幅値がＹｉ２、第ｎ周波数帯の最大振幅値がＹｉｎであることが示されている。
【００８４】
なお、上記では、説明の都合上、操作量を２変数、操作できない状態量を２変数としてモデル式を記述しているが、特に２変数に限るものではない。また、モデル構造として、線形の一次式として記述しているが、２次以上の高次モデルやニューラルネットワークなどの非線形モデルとしてもよい。また、ガスタービン２から入力された操作量や操作できない状態量を用いたモデル式として記述しているが、質量収支などの法則に基づいて変換した値を用いてもよい。
【００８５】
燃焼特性把握部２３は、時刻ｔ１、ｔ２…毎に得られる上記数式モデル（１）を用いて燃焼振動の発生し易い領域を求める。
【００８６】
例えば、操作量１、操作量２、操作できない状態量１、操作できない状態量２が、それぞれＸ’１１、Ｘ’１２、Ｘ’２１及びＸ’２２である時の第ｉ燃焼器の第ｊ周波数帯の内圧変動予測値Ｙ’ｉｊは次式（２）で求める。
Ｙ’ｉｊ＝ａｉｊ，０＋ａｉｊ，１×Ｘ’１１＋ａｉｊ，２×Ｘ’１２＋ａｉｊ，３×Ｘ’２１＋ａｉｊ，４×Ｘ’２２・・・（２）
【００８７】
上記のように、係数パラメータａｉｊ，０、ａｉｊ，１、ａｉｊ，２、ａｉｊ，３、ａｉｊ，４は、例えば最小二乗法により求められている。
【００８８】
第ｉ燃焼器の第ｊ周波数帯の最大振幅値には、燃暁器や周囲の設備の構造面からしきい値が設けられている。そのしきい値は、周波数解析部１２に格納されている。ここで、しきい値とは、各周波数帯において、許容できる最高の振動強度を示す値である。各周波数帯（周波数帯１〜ｎ）に対して、圧力及び加速度の強度のしきい値（Ｚｉ１、Ｚｉ２、…Ｚｉｎ）が決定される。しきい値は、例えば、その周波数の振動により、共振する部材や構造があるか、損傷を受け易い部材や構造があるか、どのくらいの強度の振動まで許容できるかなどにより決定される。なお、このしきい値は、各周波数帯で、必ずしも共通の一定の大きさではない。
【００８９】
周波数解析部１２から送られてきた第ｉ燃焼器の第ｊ周波数帯の最大振幅値のしきい値をＺｉｊとすると、
Ｚｉｊ＝ａｉｊ，０＋ａｉｊ，１×Ｘ’１１＋ａｉｊ，２×Ｘ’１２＋ａｉｊ，３×Ｘ’２１＋ａｉｊ，４×Ｘ’２２・・・（３）
となるＸ’１１、Ｘ’１２、Ｘ’２１及びＸ’２２が存在することになる。
【００９０】
今、制御部１１において操作できない状態量１及び操作できない状態量２の値が燃焼特性把握部２３に入力されたとすると、（３）式のうち、Ｘ’１１及びＸ’１２以外は定数となり、（３）式を満たす（Ｘ’１１、Ｘ’１２）を容易に求めることができる。
【００９１】
制御部１１から与えられたαｋ（ｋ＝１、２、・・・、ｐ）なるゲインにより、
αｋＺｉｊ＝ａｉｊ，０＋ａｉｊ，１×Ｘ’１１＋ａｉｊ，２×Ｘ’１２＋ａｉｊ，３×Ｘ’２１＋ａｉｊ，４×Ｘ’２２・・・（４）
として（Ｘ’１１、Ｘ’１２）を求めれば、各燃焼器の各周波数帯域毎にｐ本の線を求めることができる。図４は、これを示したものである。ここで、係数パラメータａｉｊ，２が正であれば、直線の上側が燃焼振動の発生し易い領域、下側が発生しにくい領域となる。逆に、係数パラメータａｉｊ，２が負であれば、直線の下側が燃焼振動の発生し易い領域、上側が発生しにくい領域となる。
【００９２】
燃焼特性把握部２３は、制御部１１から与えられる第ｉ燃焼器の第ｊ周波数帯の最大振幅値のしきい値Ｚｉｊ（ｉ＝１、２、・・・ｍ、ｊ＝１、２、・・・、ｎ）、ゲインαｋ（ｋ＝１、２、・・・ｐ）及び特定の２つ（運転実績である各時刻ｔ１、ｔ２…でのＸ１１、Ｘ１２）を除く変数の値（運転実績である各時刻ｔ１、ｔ２…での操作できない状態量Ｘ２１、Ｘ２２）と、最小２乗法等により求めた係数パラメータａｉｊ，０、ａｉｊ，１、ａｉｊ，２、ａｉｊ，３、及びａｉｊ，４から、全ての燃焼器の全ての周波数帯について上記の直線を求め、線形計画法の手順に基づき、最終的に燃焼振動の発生し易い領域、発生しにくい領域を求める。図５は、燃焼特性把握部２３により求められた、横軸をＸ１１、縦軸をＸ１２とする燃焼振動領域の例を示している。この例では、ゲインαkごとに等高線のように燃焼振動領域を表現しており、中央部が燃焼振動の発生しにくい領域、周辺部ほど発生し易い領域である。
【００９３】
なお、図５は、上記の通り、説明の都合上、操作量を２変数としたことに伴い、２次元座標に示されているが、操作量をＮ変数とすれば、Ｎ次元座標空間に示される。
【００９４】
図５に示すように、今、ガスタービン２のバイパス弁開度Ｘ１１がｘａで、パイロット比Ｘ１２がｘｂで運転している旨のデータがプロセス量計測部４から制御部１１に入力されたとする。周波数解析部１２は、この運転状態（Ｘ１１＝ｘａ、Ｘ１２＝ｘｂ）における、圧力変動測定部９及び加速度測定部１０の測定結果を周波数解析する。
【００９５】
周波数解析部１２は、図３に示すように、第ｉ燃焼器の第ｊ周波数帯毎の振動レベルのしきい値Ｚｉ１、Ｚｉ２、…Ｚｉｎを格納している。
【００９６】
図３は、第１及び第ｎ周波数帯での振動レベルは、それぞれしきい値Ｚｉ１及びＺｉｎ未満であるが第２周波数帯での振動レベルがしきい値Ｚｉ２以上である状態を示している。
【００９７】
周波数解析部１２は、上記周波数解析の結果、いずれかの周波数帯でしきい値を超えていたら、補正方向決定部２４に対して補正命令を出力する。なお、周波数解析部１２は、上記周波数解析の結果、いずれの周波数帯でもしきい値を超えていなければ、補正方向決定部２４に対して補正命令を出力しない。補正方向決定部２４は、補正命令を入力しないときには、制御部１１に対して、補正方向＝０（補正不要）を出力し、その場合には、ガスタービン２は、制御部１１による制御のみで運転される。
【００９８】
補正方向決定部２４は、周波数解析部１２から補正命令を入力したときには、その補正命令に応答して、現在の運転状態（Ｘ１１＝ｘａ、Ｘ１２＝ｘｂ）を補正すべき方向を最適化手法により決定する。以下では、最適化手法として、最急降下法を用いる例について説明する。但し、その最適化手法は、最急降下法に限定されるものではない。
【００９９】
即ち、補正方向決定部２４は、燃焼特性把握部２３により求めた図５を参照し、現在の運転状態（Ｘ１１＝ｘａ、Ｘ１２＝ｘｂ）を示す点Ｑ１よりも、図５における、より中央部側の線（α２＝０．８）に対して、垂直に仮想線Ｌを引き、そのままα２の線で囲まれた領域内まで延ばし、さらにその仮想線Ｌがα２の線に当たる位置Ｑ２（Ｘ１１＝ｘｃ、Ｘ１２＝ｘｄ）まで延ばす。次に、点Ｑ２から、図５における、より中央部側の線（α３＝０．６）に対して、垂直に仮想線Ｌを延ばす。補正方向決定部２４が点Ｑ１から点Ｑ２を経てその仮想線Ｌを延ばす方向が、補正方向決定部２４により決定される補正の方向である。
【０１００】
補正方向決定部２４により決定された、補正の方向を示すデータは、制御部１１に出力される。制御部１１は、補正方向決定部２４から入力した、上記補正の方向を示すデータに基づいて、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８を制御する。
即ち、制御部１１は、補正方向決定部２４から入力した、点Ｑ１から点Ｑ２に移行するような補正指示に対しては、バイパス弁開度Ｘ１１をｘａからｘｃまで変化させ、パイロット比Ｘ１２をｘｂからｘｄまで変化させるように、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８の少なくともいずれか一つを制御する。更に、点Ｑ２から先に仮想線Ｌが延びる方向への補正指示に対しても、同様に、バイパス弁開度Ｘ１１、パイロット比Ｘ１２をそれぞれ変化させる。
【０１０１】
ここで、パイロット比Ｘ１２とは、パイロット燃料流量／全燃料流量である。全燃料流量とは、メイン燃料流量とパイロット燃料流量の和である。よって、制御部１１は、パイロット比Ｘ１２を上げる場合、パイロット燃料流量を変えずに全燃料流量を下げるように補正することも可能であるし、もしくは全燃料流量を変えずにパイロット燃料流量を上げるように補正することも可能である。
【０１０２】
上記のように最急降下法を用いて補正方向を決定する方法によれば、最も早く、より燃焼振動が発生し難い領域に移行することができる。
【０１０３】
上記の動作は、ガスタービン２の運転中、予め設定した時間ｔ１，ｔ２…毎に継続して行なわれる。
【０１０４】
第１実施形態によれば、ガスタービン制御部３は、ガスタービン２で発生する燃焼振動を把握する。そして、その周波数特性に応じて適切な補正方向を求め、その補正方向に従ってガスタービン２の運転を制御し、燃焼振動を抑制する。
【０１０５】
また、第１実施形態によれば、発生した周波数の振動を直接抑えて、燃焼安定性を維持することができる。
【０１０６】
（実施形態２）
次に、図６を参照して、第２実施形態について説明する。
第２実施形態では、図１の燃焼特性把握部２３に代えて、燃焼特性把握部２３ａが設けられ、また、補正方向決定部２４に代えて、補正量決定部２５が設けられている。なお、以下に述べる第２実施形態以降では、原則として、第１実施形態と異なる点を中心に説明し、共通する点についての説明は省略する。
【０１０７】
第２実施形態では、内圧変動や加速度の周波数解析結果を複数の周波数帯に分割して監視する。周波数解析結果（周波数解析部１２）とプラント状態量（プロセス量計測部４）をデータベース２２に記録し、そのデータベース２２に基づいて周波数帯毎に燃焼の振動特性を把握して、全周波数帯で最適になる操作量を求める（燃焼特性把握部２３ａ）。燃焼が不安定になり振動現象が発生すれば、最適な運転条件の方向に燃空比を変化させる（補正量決定部２５）。
【０１０８】
燃焼特性把握部２３ａは、図１の燃焼特性把握部２３と同じ手法で、図７のような燃焼振動特性を得る。この場合、燃焼特性把握部２３ａは、ゲインαｋを小さくとることにより、最も燃焼振動の発生し難い最適点Ｑｏを得ることができる。
【０１０９】
補正量決定部２５は、周波数解析部１２から補正命令を入力したときには、その補正命令に応答して、現在の運転状態（Ｘ１１＝ｘａ、Ｘ１２＝ｘｂ）を、最適点Ｑｏに移動させるような補正量を決定し、その補正量を示すデータを制御部１１に出力する。
【０１１０】
制御部１１は、補正量決定部２５から入力した、上記補正量を示すデータに基づいて、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８を制御する。即ち、制御部１１は、補正量決定部２５から入力した、点Ｑ１から点Ｑｏに移行するような補正指示に応答して、バイパス弁開度Ｘ１１をｘａからｘｅまで変化させ、パイロット比Ｘ１２をｘｂからｘｆまで変化させるように、メイン燃料流量調整部５、パイロット燃料流量調整部６、バイパス空気流量調整部７及び入口案内翼調整部８の少なくとも一つを制御する。
【０１１１】
第２実施形態によれば、複数の周波数を同時に最適調整することにより、燃焼安定性を維持することができる。
【０１１２】
（実施形態３）
次に、図８を参照して、第３実施形態について説明する。
第３実施形態では、図６の構成に新たに、最大値選択部２６が設けられている。
【０１１３】
第３実施形態では、内圧変動や加速度の周波数解析結果を複数の周波数帯に分割して監視する。プラント状態量（プロセス量計測部４）を複数に区分けして、区分毎に、周波数解析結果（周波数解析部１２）とプラント状態量（プロセス量計測部４）をデータベース２２に記録する。データベース２２の各区分け毎に記録されたデータの中から、振動強度Ｙｉｎの最も大きいものを抽出して、その抽出されたデータに基づいて周波数帯毎に燃焼の振動特性を把握して、全周波数帯で最適になる操作量を求める（燃焼特性把握部２３ａ）。燃焼が不安定になり振動現象が発生すれば、最適な運転条件の方向に燃空比を変化させる（補正量決定部２５）。
【０１１４】
前述したように、データベース２２には、制御部１１及び周波数解析部１２から、プロセス量及び各周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎが時刻ｔ１、ｔ２…毎に送信され、それらのデータがデータベース２２に追加記憶される。このことから、時刻ｔ１、ｔ２…が進むに連れて、データベース２２に蓄積されるデータ量は莫大なものとなる。データベース２２に蓄積されるデータ量が莫大であると、燃焼特性把握部２３ａが例えば最小２乗法により、上記（１）式の係数パラメータａｉｊ，０、ａｉｊ，１、ａｉｊ，２、ａｉｊ，３、ａｉｊ，４を求める際の演算量が増加する。
【０１１５】
また、同じプラント状態（プロセス量）であるにも関わらず、同じ周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎが異なる値となることがある（測定値のばらつきなど）。
【０１１６】
そこで、最大値選択部２６は、データベース２２に時刻ｔ１、ｔ２…毎に格納されたデータにおいて、２つの時刻ｔａと時刻ｔｂでプラント状態が同一または類似している場合には、その時刻ｔａと時刻ｔｂの各同じ周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎ同士を比較し、その比較の結果、各同じ周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎがより大きな値を抽出する。
【０１１７】
同様に、最大値選択部２６は、データベース２２に時刻ｔ１、ｔ２…毎に格納されたデータにおいて、３以上の時刻ｔａ、時刻ｔｂ、時刻ｔｃでプラント状態が同一または類似している場合には、その時刻ｔａ、時刻ｔｂ、時刻ｔｃの各同じ周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎ同士を比較し、その比較の結果、各同じ周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎが最も大きな値を抽出する。
【０１１８】
即ち、最大値選択部２６は、プラント状態が類似するもの同士のデータ群から、振動強度Ｙｉｎの最も大きい時刻ｔｎの各データを抽出する。ここで、プラント状態が類似するもの同士のデータ群から、振動強度Ｙｉｎの最も大きいデータが抽出されるのは、安全面を考慮したためである。
【０１１９】
ここで、例えば、図９に示すように、バイパス弁開度とパイロット比の２次元座標をメッシュ状に複数の区分Ｓ、Ｓ…に区分けして、その単一の区分Ｓに入るものが、プラント状態が類似するもの同士のデータ群であると設定することができる。
【０１２０】
燃焼特性把握部２３ａは、最大値選択部２６により抽出されたデータについて、上記（１）式の係数パラメータａｉｊ，０、ａｉｊ，１、ａｉｊ，２、ａｉｊ，３、ａｉｊ，４を求める。
【０１２１】
上記のように、燃焼特性把握部２３ａは、データベース２２に格納された全てのデータを対象とするのではなく、最大値選択部２６により抽出されたデータを対象として演算するので演算量を削減できると共に、最大値選択部２６では、プラント状態が類似するもの同士のデータ群のうち、最も振動強度Ｙｉｎの大きいデータが抽出されるので、安全面でも問題が無い。
【０１２２】
なお、燃焼特性把握部２３ａ及び補正量決定部２５の動作は、第２実施形態で説明した通りである。また、最大値選択部２６において上記比較の結果、抽出されなかったデータは、データベース２２の容量削減のために削除するか、あるいは、データベース２２以外の大容量のデータサーバ（図示せず）において管理するように、そのデータの格納場所をデータベース２２からそのデータサーバに移すことができる。
【０１２３】
また、第３実施形態において、補正量決定部２５に代えて、第１実施形態で説明した補正方向決定部２４を設けることができる。
【０１２４】
第３実施形態によれば、データベース２２が肥大化しても最も安全側に評価して、燃焼安定性を維持することができる。
【０１２５】
（実施形態４）
次に、図１０を参照して、第４実施形態について説明する。
第４実施形態では、図８の最大値選択部２６に代えて、最新値選択部２７が設けられている。
【０１２６】
第４実施形態では、内圧変動や加速度の周波数解析結果を複数の周波数帯に分割して監視する。プラント状態量（プロセス量計測部４）を複数に区分けして、区分毎に、周波数解析結果（周波数解析部１２）とプラント状態量（プロセス量計測部４）をデータベース２２に記録する。データベース２２の各区分け毎に記録されたデータの中から、現在の時刻に最も近いデータを抽出して、その抽出されたデータに基づいて周波数帯毎に燃焼の振動特性を把握して、全周波数帯で最適になる操作量を求める（燃焼特性把握部２３ａ）。燃焼が不安定になり振動現象が発生すれば、最適な運転条件の方向に燃空比を変化させる（補正量決定部２５）。
【０１２７】
第４実施形態の目的の一つは、第３実施形態と同様に、燃焼特性把握部２３ａでの演算量を削減することである。即ち、前述したように、データベース２２には、制御部１１及び周波数解析部１２から、プロセス量及び各周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎが時刻ｔ１、ｔ２…毎に送信され、それらのデータがデータベース２２に追加記憶される。このことから、時刻ｔ１、ｔ２…が進むに連れて、データベース２２に蓄積されるデータ量は莫大なものとなる。データベース２２に蓄積されるデータ量が莫大であると、燃焼特性把握部２３ａが例えば最小２乗法により、上記（１）式の係数パラメータａｉｊ，０、ａｉｊ，１、ａｉｊ，２、ａｉｊ，３、ａｉｊ，４を求める際の演算量が増加する。
【０１２８】
また、同じプラント状態（プロセス量）であるにも関わらず、同じ周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎが異なる値となることがある（測定値のばらつきなど）。
【０１２９】
そこで、最新値選択部２７は、データベース２２に時刻ｔ１、ｔ２…毎に格納されたデータにおいて、２つの時刻ｔａと時刻ｔｂでプラント状態が同一または類似している場合には、その時刻ｔａと時刻ｔｂを比較し、その比較の結果、現時刻（最新値選択部２７が上記比較動作を行っている時刻）に最も時間的に近い時刻（最新の時刻）ｔａまたはｔｂの、各周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎを抽出する。
【０１３０】
同様に、最新値選択部２７は、データベース２２に時刻ｔ１、ｔ２…毎に格納されたデータにおいて、３以上の時刻ｔａ、時刻ｔｂ、時刻ｔｃでプラント状態が同一または類似している場合には、その時刻ｔａ、時刻ｔｂ、時刻ｔｃを比較し、その比較の結果、現時刻（最新値選択部２７が上記比較動作を行っている時刻）に最も時間的に近い時刻（最新の時刻）ｔａ、ｔｂ、またはｔｃの、各周波数帯での振動強度の最大値Ｙｉｎを抽出する。
【０１３１】
即ち、最新値選択部２７は、プラント状態が類似するもの同士のデータ群から、最も現時刻に時間的に近い時刻ｔｎの各データを抽出する。ここで、プラント状態が類似するもの同士のデータ群から、最新のデータが抽出されるのは、現状のガスタービン２の状態（経年による劣化状況等）を反映していると思われるからである。
【０１３２】
ここで、上記第３実施形態と同様に、例えば、図９に示すように、バイパス弁開度とパイロット比の２次元座標をメッシュ状に複数の区分Ｓ、Ｓ…に区分けして、その単一の区分Ｓに入るものが、プラント状態が類似するもの同士のデータ群であると設定することができる。
【０１３３】
燃焼特性把握部２３ａは、最新値選択部２７により抽出されたデータについて、上記（１）式の係数パラメータａｉｊ，０、ａｉｊ，１、ａｉｊ，２、ａｉｊ，３、ａｉｊ，４を求める。
【０１３４】
上記のように、燃焼特性把握部２３ａは、データベース２２に格納された全てのデータを対象とするのではなく、最新値選択部２７により抽出されたデータを対象として演算するので演算量を削減できると共に、最新値選択部２７では、プラント状態が類似するもの同士のデータ群のうち、最も時間的に近いデータが抽出されるので、最新のガスタービン２の状態を反映させた制御を行うことができる。
【０１３５】
なお、燃焼特性把握部２３ａ及び補正量決定部２５の動作は、第２実施形態で説明した通りである。
【０１３６】
また、最新値選択部２７において上記比較の結果、抽出されなかったデータは、データベース２２の容量削減のために削除するか、あるいは、データベース２２以外の大容量のデータサーバ（図示せず）において管理するように、そのデータの格納場所をデータベース２２からそのデータサーバに移すことができる。
【０１３７】
また、第４実施形態において、補正量決定部２５に代えて、第１実施形態で説明した補正方向決定部２４を設けることができる。
【０１３８】
第４実施形態によれば、例えば、圧縮機、タービン側で大きな経年変化が発生しても、また燃料組成が大きく変化しても、最新のデータを用いることにより燃焼安定性を維持することができる。
【０１３９】
（実施形態５）
次に、図１１を参照して、第５実施形態について説明する。
第５実施形態では、図６の構成に新たにデータベース２２ａが設けられ、燃焼特性把握部２３ａに代えて、燃焼特性把握部２３ｂが設けられている。
【０１４０】
第５実施形態では、類似の燃焼安定性を有する既設プラントのデータをデータベース２２ａに記録しておく。新設プラント（本実施形態のガスタービン２）の運転が開始されれば、データベース２２ａとは別のデータベース２２に区別して追加記憶していく。データベース２２に記録されたデータの量が振動特性把握に不充分である場合には、既設プラントのデータベース２２ａを用いて最適な運転条件を求める。新設プラントのデータが増えるに連れて、利用するデータを切替えていく。
【０１４１】
第５実施形態のガスタービン２の運転実績が充分でない場合には、そのガスタービン２とガスタービンの型式（構造、規模等）が同一または類似し、かつ出力も同一または類似の運転実績が充分な既設プラントの運転データを用いる。これにより、ガスタービン２の運転データ不足を補うことができる。
【０１４２】
第５実施形態では、データベース２２ａが追加されたことに伴い、燃焼特性把握部２３ｂには、上記の燃焼特性把握部２３ａの機能に加えて、２つのデータベース２２，２２ａのデータの使用（抽出）方法に関する機能が追加されている。２つのデータベース２２，２２ａのデータの少なくともいずれか一方に基づいて、上記（１）式の係数パラメータａｉｊ，０、ａｉｊ，１、ａｉｊ，２、ａｉｊ，３、ａｉｊ，４を求める等の動作は、燃焼特性把握部２３ｂは、燃焼特性把握部２３ａと共通である。
【０１４３】
データベース２２ａには、既設プラントの運転データとして、図２のデータベース２２に格納されたデータと同項目のデータが格納されている。データベース２２ａには、その既設プラントの運転データが時々刻々と送られてそれらが追加的に記憶されてもよいし、あるいは、データベース２２ａは、追加的に運転データが記憶されることが無く、過去の十分な運転データが蓄積済のものであってもよい。
【０１４４】
燃焼特性把握部２３ｂによるデータベース２２、２２ａのデータの使い分けとしては、特に限定されないが、その一例を以下に示す。
【０１４５】
燃焼特性把握部２３ｂは、データベース２２のデータ量が非常に少ない場合には、データベース２２ａに格納されたデータのみを用いて、上記の演算等を行う。このとき、燃焼特性把握部２３ｂは、データベース２２のデータを用いない。
【０１４６】
次に、ガスタービン２の運転実績が増えて、データベース２２のデータ量が増えてきたら、燃焼特性把握部２３ｂは、そのデータベース２２のデータに基づいて、図１２の破線で示すように、燃焼振動領域を求める（推定する）とともに、データベース２２ａのデータに基づいて、図１２の実線に示すように、燃焼振動領域を求め（推定し）、更に、それらの破線及び実線の双方の燃焼振動領域の重複（ＡＮＤ）部分を求め、その重複部分に対応するデータを、補正量決定部２５が参照すべきデータとして提供する。
【０１４７】
次に、ガスタービン２の運転実績が更に増えて、データベース２２のデータ量が更に増えてきたら、燃焼特性把握部２３ｂは、そのデータベース２２のデータに基づいて、燃焼振動領域を求め（推定し）、そのデータを、補正量決定部２５が参照すべきデータとして提供する。
【０１４８】
なお、データベース２２に蓄積されるガスタービン２に使用される燃料（成分）と、データベース２２ａに蓄積された既設のガスタービンに使用される燃料（成分）とが異なる場合には、燃焼特性把握部２３ｂは、その違いを補うような補正係数を用いて、両データベース２２、２２ａのデータを併用することができる。
【０１４９】
また、第５実施形態において、補正量決定部２５に代えて、第１実施形態で説明した補正方向決定部２４を設けることができる。
【０１５０】
第５実施形態によれば、新設プラントで十分なデータの蓄積がなくても、類似の燃焼安定性を有する既設プラントのデータベースを用いることにより燃焼安定性を維持することができる。
【０１５１】
（実施形態６）
次に、図１３を参照して、第６実施形態について説明する。
第６実施形態では、図６のデータベース２２と、燃焼特性把握部２３と、補正量決定部２５とが、ガスタービン２から地理的に離れた管理センタ（遠隔制御装置３０）に設けられている。
【０１５２】
第６実施形態では、振動特性やデータベースを遠隔地で管理し（データベース２２、補正量決定部２５）、ガスタービン２のプラント状態情報や振動データを通信経由で入手して不安定燃焼を監視する。通常運転中に燃焼が不安定になり振動現象が発生すれば、遠隔地で最適な運転条件を求め、通信経由で制御装置（制御部１１）を調整する。
【０１５３】
第６実施形態では、データベース２２と、燃焼特性把握部２３と、補正量決定部２５とを含む遠隔制御装置３０の通信部２９が、ガスタービン２の設置場所の近傍に設けられたガスタービン制御部３ａの通信部２８と通信することで、実質的に上記第２実施形態と同じ制御が行われる。
【０１５４】
また、遠隔制御装置３０は、その通信部２９が、図１３に示されているガスタービンシステム１以外の複数のガスタービンシステム１の通信部２８と通信することで、遠隔地から集中監視して必要に応じて調整することができ、多数のプラントの制御系の状態管理が容易になるという効果が得られる。
【０１５５】
また、第６実施形態は、上記のように、第２実施形態をベースに説明したが、同様に、第１、３、４及び５実施形態のそれぞれをベースにして通信により遠隔地で制御する構成にすることもできる。
【０１５６】
【発明の効果】
本発明により、発生した燃焼振動を直接抑え、燃焼安定性を維持することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの第１の実施の形態を示す構成図である。
【図２】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの実施の形態に関わるデータベースに格納されるデータの例を示すグラフである。
【図３】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの実施の形態における周波数解析の結果と周波数帯としきい値の例を示すグラフである。
【図４】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの実施の形態における燃焼振動領域の推定法に関する原理図である。
【図５】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの実施の形態における燃焼振動領域の推定例を示す図である。
【図６】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの第２の実施の形態を示す構成図である。
【図７】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの第２の実施の形態における補正量の決定方法を説明するための図である。
【図８】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの第３の実施の形態を示す構成図である。
【図９】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの第３の実施の形態におけるプラント状態の類似度を説明するための図である。
【図１０】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの第４の実施の形態を示す構成図である。
【図１１】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの第５の実施の形態を示す構成図である。
【図１２】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの第５の実施の形態におけるデータの選択方法を説明するための図である。
【図１３】本発明であるガスタービン遠隔監視システムの実施の形態を示す構成図である。
【図１４】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの実施の形態における周波数解析の結果の例を示すグラフである。
【図１５】本発明であるガスタービン制御装置及びガスタービンシステムの実施の形態に関わるガスタービンを示す構成図である。
【符号の説明】
１ ガスタービンシステム
２ ガスタービン
３ ガスタービン制御部
３ａ ガスタービン制御部
４ プロセス量計測部
５ メイン燃料流量調整部
６ パイロット燃料流量調整部
７ バイパス空気流量調整部
８ 入口案内翼調整部
９ 圧力変動測定部
１０ 加速度測定部
１１ 制御部
１２ 周波数解析部
２１ 補正部
２２ データベース
２２ａ データベース
２３ 燃焼特性把握部
２３ａ 燃焼特性把握部
２３ｂ 燃焼特性把握部
２４ 補正方向決定部
２５ 補正量決定部
２６ 最大値選択部
２７ 最新値選択部
２８ 通信部
２９ 通信部
１００ ガスタービン本体部
１０１ 圧縮機
１０２ 入口案内翼
１０３ 回転軸
１０４ タービン
１１０ 燃焼部
１１１（−１〜ｍ） 燃焼器
１１２ 圧縮空気導入部
１１３ メイン燃料流量制御弁
１１４ パイロット燃料流量制御弁
１１５（−１〜ｍ） メイン燃料供給弁
１１６（−１〜ｍ） パイロット燃料供給弁
１１７（−１〜ｍ） バイパス空気導入管
１１８（−１〜ｍ） バイパス弁
１１９（−１〜ｍ） バイパス空気混合管
１２０（−１〜ｍ） 燃焼ガス導入管
１２１ 発電機[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a control device for a gas turbine and a system having the same, and more particularly to a control device for performing control for suppressing combustion vibration and a system having the same.
[0002]
[Prior art]
In a conventional gas turbine, an air flow rate and a fuel flow rate to be sent to a combustor are determined in advance based on a generator output, atmospheric temperature, humidity, and the like, and operation is performed using the values. However, due to changes over time such as compressor performance deterioration and filter clogging, the actual flow rate may deviate from the time of planning or trial adjustment. In that case, there is a possibility that the combustion stability is lowered and combustion vibration is generated. If combustion vibration occurs, it will hinder the operation of the gas turbine. In other words, it is strongly required to suppress and avoid combustion vibration as much as possible from the viewpoint of plant equipment protection and improvement of operation rate. Therefore, in order to maintain combustion stability and avoid combustion vibration, the adjustment of the control system is performed several times a year by skilled adjustment personnel to confirm and maintain combustion stability, which increases maintenance costs, This is the cause of the decline in operating rate.
[0003]
Japanese Patent Laid-Open No. 9-269107 discloses a combustion vibration suppressing device for a combustor and a suppressing method thereof.
The combustion vibration suppressing device for a combustor includes a combustion vibration suppressing unit. The combustion vibration suppression unit is a frequency analyzer that analyzes the pressure fluctuation of the combustion gas detected by the pressure sensor in the combustor, and the vibration stability based on the frequency band of the pressure fluctuation analyzed by the frequency analyzer. A central processing unit for processing, a voltage amplifier for amplifying the output signal of the central processing unit, and a controller for controlling the amplified output signal as a valve opening / closing signal to a fuel valve are provided.
[0004]
This suppression method focuses on low-frequency combustion vibration. The frequency of combustion vibration is predicted from the fuel-air ratio when combustion vibration occurs. In the case of low-frequency combustion vibration, the fuel-air ratio can be changed to suppress the occurrence of low-frequency combustion vibration. Since low-frequency combustion vibration tends to affect the device, suppressing it suppresses damage to the device. However, the frequency of combustion vibrations can range up to several thousand Hz, and there is a phenomenon in which high frequencies are generated if low frequencies are suppressed. It is difficult to simply determine the amount of change in the fuel-air ratio. , It may not be easy to stabilize the combustion.
[0005]
[Problems to be solved by the invention]
Accordingly, an object of the present invention is to provide a gas turbine control device and a gas turbine system capable of suppressing combustion vibrations generated in a gas turbine and improving combustion stability.
[0006]
Another object of the present invention is to provide a gas turbine control device and a gas turbine system capable of performing combustion performed in a gas turbine with low pollution.
[0007]
Another object of the present invention is to analyze a frequency of combustion vibration generated in a gas turbine and to provide a gas turbine control device and a gas turbine system capable of appropriately suppressing combustion vibration based on the analysis result. Is to provide.
[0008]
Further, another object of the present invention is to analyze the frequency of combustion vibration generated in the gas turbine while suppressing the capacity or calculation amount of the database, and appropriately execute suppression of combustion vibration based on the analysis result. A gas turbine control device and a gas turbine system are provided.
[0009]
Still another object of the present invention is to provide a gas turbine control device and a gas turbine system capable of maintaining combustion stability even when the operation performance of the gas turbine is small.
[0010]
Still another object of the present invention is to provide a gas turbine control device and a gas turbine system that can improve the reliability of operation of the gas turbine, extend the service life, and reduce the cost for maintenance and the like. is there.
[0011]
Furthermore, another object of the present invention is to provide a gas turbine remote monitoring system that can monitor the operation state of a gas turbine at a remote location and can cope with the remote location even when an abnormality occurs.
[0012]
Furthermore, another object of the present invention is to provide a gas turbine remote monitoring system capable of centrally monitoring the operation statuses of a plurality of gas turbines in a remote place and improving the efficiency of operation management.
[0013]
[Means for Solving the Problems]
Hereinafter, means for solving the problem will be described using the numbers and symbols used in the embodiments of the present invention. These numbers and symbols are added to clarify the correspondence between the description of [Claims] and [Embodiments of the Invention]. However, these numbers and symbols should not be used for the interpretation of the technical scope of the invention described in [Claims].
[0014]
A gas turbine control device according to the present invention performs frequency analysis on pressure or acceleration vibration in a gas turbine combustor, and outputs a frequency band analysis result obtained by dividing the frequency analysis result into a plurality of frequency bands. A combustion characteristic grasping part (23) for grasping the characteristic of combustion vibration of the gas turbine based on the analysis result for each frequency band and the process amount of the gas turbine, and the combustion characteristic grasping part ( And a control unit (11) for controlling at least one of the flow rate of the fuel supplied to the combustor and the flow rate of the air based on the characteristics of the combustion vibration obtained in 23).
[0015]
The gas turbine control device of the present invention further includes a correction direction determination unit (24), and the correction direction determination unit (24) is based on the characteristics of combustion vibration grasped by the combustion characteristic grasping unit (23). The correction direction of the control by the control unit (11) is obtained, data indicating the correction direction is output to the control unit (11), and the control unit (11) is based on the data indicating the correction direction. , Correct the control.
[0016]
In the gas turbine control device according to the present invention, the correction direction determination unit (24) obtains the correction direction by using an optimization method including a steepest descent method.
[0017]
In the gas turbine control device of the present invention, the correction direction determination unit (24) indicates that the correction is zero when the vibration intensity is equal to or less than a preset threshold in the analysis result by frequency band. Data indicating the correction direction is output, and the correction direction is obtained when the intensity of vibration exceeds the threshold value.
[0018]
The gas turbine control device according to the present invention further includes a correction amount determining unit (25), and the combustion characteristic grasping unit (23) is an optimum point or optimum region where combustion vibration hardly occurs as the characteristic of the combustion vibration. (Qo) is obtained, and data indicating the optimum point or the optimum region (Qo) is output to the correction amount determining unit (25), and the correction amount determining unit (25) is configured to output the optimum point or the optimum region (Qo). The control unit (11) obtains a correction amount for the control based on the data indicating, and outputs data indicating the correction amount to the control unit (11). The control unit (11) The control is corrected based on the data indicating.
[0019]
The gas turbine control device of the present invention further includes a maximum value selection unit (26), wherein the frequency band analysis result and the process amount data of the gas turbine are obtained every set time, and the maximum value is obtained. The selection unit (26) calculates the frequency band analysis results obtained at the first time and the second time, respectively, when the process amounts of the first time and the second time are similar. As a result of the comparison, the maximum analysis result for each frequency band is extracted, the maximum analysis result for each frequency band is output to the combustion characteristic grasping unit (23), and the combustion characteristic grasping unit (23) The characteristics of combustion vibration of the gas turbine are grasped based on the extracted analysis result by frequency band and the process amount of the gas turbine.
[0020]
The gas turbine control device according to the present invention further includes a latest value selection unit (27), wherein the analysis result by frequency band and the data of the process amount of the gas turbine are obtained every set time, and the latest value is obtained. The selection unit (27), when the process amount of the first time and the second time is similar, the frequency band obtained at the latest time of the first and second time A separate analysis result is extracted, and the analysis result by frequency band obtained at the latest time is output to the combustion characteristic grasping unit (23). The combustion characteristic grasping unit (23) Based on the analysis result and the process amount of the gas turbine, the characteristics of combustion vibration of the gas turbine are grasped.
[0021]
In the gas turbine control device of the present invention, furthermore, a first database (22) for storing the analysis result for each frequency band and a process amount of the gas turbine, and a vibration of pressure or acceleration in the combustor of the new gas turbine. A frequency analysis, and a frequency database analysis result obtained by dividing the frequency analysis result into a plurality of frequency bands; and a second database (22a) for storing the process amount of the new gas turbine, and grasping the combustion characteristics The unit (23b) includes the frequency band analysis result stored in the first database (22), the process amount of the gas turbine, the frequency band analysis result stored in the second database (22a), and the A characteristic of combustion vibration of the gas turbine is grasped based on at least one of the process amount of the gas turbine.
[0022]
In the gas turbine control device of the present invention, the control unit (11) and the combustion characteristic grasping unit (23) are connected by a communication line, and the combustion characteristic grasping unit (23) is a place where the gas turbine is installed. It is located in a remote location that is geographically distant from.
[0023]
A gas turbine system according to the present invention includes the gas turbine control device described above and the gas turbine including the combustor.
[0024]
According to the gas turbine control method of the present invention, the frequency analysis is performed on the measurement result of the pressure or acceleration vibration in the combustor of the gas turbine, the result of the frequency analysis is output, the result of the frequency analysis, and the gas Based on the process amount of the turbine, grasping the characteristics of the combustion vibration of the gas turbine, and controlling at least one of the flow rate of fuel or the flow of air supplied to the combustor based on the characteristic of the combustion vibration And steps.
[0025]
The program of the present invention is a program for causing a computer to execute the above gas turbine control method.
[0026]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of a gas turbine control device and a gas turbine system according to the present invention will be described with reference to the accompanying drawings.
In the present embodiment, a control device used for a gas turbine will be described as an example, but the present invention can also be applied to control of a combustion device in which other combustion vibrations occur.
[0027]
With reference to FIG. 15, the gas turbine 2 which concerns on the gas turbine control apparatus and gas turbine system which are this invention is demonstrated.
FIG. 15 is a schematic diagram showing the configuration of the gas turbine 2. The gas turbine 2 includes a turbine main body 100 and a combustion unit 110.
[0028]
However, the combustion unit 110 has a plurality (m groups) of combustors. Here, in the case of explanation common to all of the plurality of combustors 111-1 to 111-m, it is referred to as the combustor 111. In the case of explanation of individual combustors, for example, the combustor 111-1 (first Meaning of combustor). The same applies to the bypass air introduction pipe 117, the bypass valve 118, the bypass air mixing pipe 119, the combustion gas introduction pipe 120, the main fuel supply valve 115, and the pilot fuel supply valve 116, which are the configurations attached to the combustor 111.
[0029]
Moreover, in FIG. 15, only the combustor 111-1 which is the 1st combustor among the combustors 111 is shown typically. Only the combustor 111-1 and related components will be described.
[0030]
The turbine body 100 includes a compressor 101 having an inlet guide vane 102 (not shown), a rotating shaft 103, and a turbine 104. The combustion unit 110 includes a compressed air introduction unit 112, a bypass air introduction tube 117-1, a bypass valve 118-1, a bypass air mixing tube 119-1, a combustion gas introduction tube 120-1, a combustor 111-1, and a main unit. A fuel flow control valve 113, a pilot fuel flow control valve 114, a main fuel supply valve 115-1, and a pilot fuel supply valve 116-1 are provided. A generator 121 is connected to the gas turbine 2.
[0031]
Air introduced from the outside is compressed by the compressor 101 and supplied to each combustor 111. On the other hand, part of the fuel reaches the pilot fuel supply valve 116 of each combustor 111 via the pilot fuel flow control valve 114. And it introduce | transduces into each combustor 111 from there. The remaining fuel reaches the main fuel supply valve 115 of each combustor 111 via the main fuel flow control valve 113. And it introduce | transduces into each combustor 111 from there. The introduced air and fuel burn in each combustor 111. Combustion gas generated by the combustion is introduced into the turbine 104 to rotate the turbine 104. The generator 121 generates electricity with the rotational energy.
[0032]
Next, each part of FIG. 15 will be described.
First, the turbine body 100 will be described.
[0033]
The turbine 104 is connected to the combustion gas introduction pipe 120 and a pipe for discharging the combustion gas to the outside. Further, it is coupled to the compressor 101 and the generator 121 via the rotating shaft 103. Then, the combustion gas is supplied from the combustor 111 via the combustion gas introduction pipe 120. The energy of the combustion gas is converted into rotational energy and rotated. The generator 121 and the compressor 101 are rotated by the rotation. The combustion gas used for power generation is discharged to the outside.
[0034]
The compressor 101 is connected to a pipe for introducing air from the outside and a compressed air introduction unit 112. Further, it is coupled to the turbine 104 and the generator 121 via the rotating shaft 103. Then, the rotation of the turbine 104 is transmitted to rotate. The rotation introduces air from the outside. The introduced air is compressed and sent to the combustor 111.
[0035]
The inlet guide vane 102 is a rotary vane on the air introduction side of the compressor 101. By controlling the angle of the rotary vane of the inlet guide vane 102, it is possible to adjust the flow rate of the air introduced into the compressor 101 even if the rotational speed is constant. The control of the rotor blades is performed by a gas turbine control unit 3 described later.
[0036]
The rotating shaft 103 connects the compressor 101, the turbine 104, and the generator 121. This is a shaft that transmits the rotational force of the turbine 104 to the compressor 101 and the generator 121.
The generator 121 is connected to the turbine 104 by the rotating shaft 103. This is a power generation device that converts rotational energy of the turbine 104 into electric power energy.
[0037]
Next, the combustion unit 110 will be described.
[0038]
The compressed air introduction section 112 is an introduction pipe connected to the compressor 101 or a space for guiding air in the casing (vehicle compartment) of the combustion section 110. The compressor discharge air compressed by the compressor 101 is guided to the combustor 111-1.
[0039]
The bypass air introduction pipe 117-1 is connected to the compressed air introduction part 112 with one end opened, and the other end connected to the bypass valve 118-1. The bypass air introduction pipe 117-1 is a pipe that bypasses the portion of the compressor discharge air that is not supplied to the combustor 111-1 to the turbine 104.
[0040]
One of the bypass valves 118-1 is connected to the bypass air introduction pipe 117-1 and the other is connected to the bypass air mixing pipe 119-1. The bypass valve 118-1 is a valve that controls the flow rate of air passing through the bypass air introduction pipe 117-1. The air flow rate is controlled by a gas turbine control unit 3 described later.
[0041]
The bypass air mixing pipe 119-1 has one end connected to the bypass valve 118-1 and the other end connected to the combustion gas introduction pipe 120-1. The bypass air mixing pipe 119-1 supplies the air that has passed through the bypass valve 118-1 to the combustion gas introduction pipe 120-1 for mixing with the combustion gas generated by the combustor 111-1.
[0042]
One main fuel flow control valve 113 is connected to a pipe for supplying fuel from the outside, and the other is connected to a pipe connected to a plurality of main fuel supply valves 115 (-1 to m). The main fuel flow control valve 113 controls the flow rate of fuel supplied from the outside to the combustor 111. The fuel flow rate is controlled by a gas turbine control unit 3 described later. The fuel that passes through the main fuel flow control valve 113 is used in the main burner of the combustor 111.
[0043]
One of the main fuel supply valves 115-1 is connected to a pipe connected to the main fuel flow control valve 113, and the other is connected to a pipe connected to the main burner of the combustor 111-1. This is a valve for controlling the fuel supplied to the main burner of the combustor 111-1. The fuel flow rate is controlled by a gas turbine control unit 3 described later.
[0044]
One of the pilot fuel flow control valves 114 is connected to a pipe that supplies fuel from the outside, and the other is connected to a pipe that is connected to a plurality of pilot fuel supply valves 116 (−1 to m). The pilot fuel flow control valve 114 controls the flow rate of fuel supplied from the outside to the combustor 111. The fuel flow rate is controlled by a gas turbine control unit 3 described later. The fuel that passes through the pilot fuel flow control valve 114 is used in the pilot burner of the combustor 111.
[0045]
One of the pilot fuel supply valves 116-1 is connected to a pipe connected to the pilot fuel flow control valve 114, and the other is connected to a pipe connected to the pilot burner of the combustor 111-1. This valve controls the fuel supplied to the pilot burner of the combustor 111-1. The fuel flow rate is controlled by a gas turbine control unit 3 described later.
[0046]
The combustor 111-1 includes a compressed air introduction unit 112 that supplies air, a pipe that connects to a main fuel supply valve 115-1 that supplies fuel, and a pipe that connects to a pilot fuel supply valve 116-1 that supplies fuel. , Connected to a combustion gas introduction pipe 120-1 for sending combustion gas. And it receives supply of air and fuel, burns them, and generates high-temperature and high-pressure combustion gas. The generated combustion gas is sent out toward the turbine 104.
[0047]
The combustion gas introduction pipe 120-1 has one end connected to the combustor 111-1 and the other end connected to the turbine 104. Further, a bypass air mixing tube 119-1 is joined on the way. This is a pipe for supplying combustion gas and bypass air to the turbine 104.
[0048]
(Embodiment 1)
Next, a first embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system of the present invention having the gas turbine 2 will be described with reference to the drawings.
FIG. 1 is a block diagram showing an embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system according to the present invention. The gas turbine system 1 includes a gas turbine 2 and a gas turbine control unit 3 as a gas turbine control device.
[0049]
The gas turbine 2 includes a process amount measurement unit 4, a main fuel flow rate adjustment unit 5, a pilot fuel flow rate adjustment unit 6, a bypass air flow rate adjustment unit 7, an inlet guide blade adjustment unit 8, a pressure fluctuation measurement unit 9, and an acceleration measurement unit 10. Have.
[0050]
On the other hand, the gas turbine control unit 3 includes a control unit 11, a frequency analysis unit 12, and a correction unit 21. The correction unit 21 includes a database 22, a combustion characteristic grasping unit 23, and a correction direction determination unit 24.
[0051]
In the present embodiment, frequency analysis results of internal pressure fluctuations and acceleration are divided into a plurality of frequency bands and monitored. The frequency analysis result (frequency analysis unit 12) and the plant state quantity (process quantity measurement unit 4) are recorded in the database 22 and the vibration characteristics of combustion are grasped for each frequency band based on the database 22 (combustion characteristic grasping unit 23). ). If the combustion becomes unstable and a vibration phenomenon occurs, the fuel-air ratio is changed in the direction of the most effective operating condition for suppressing the vibration of the generated frequency (correction direction determination unit 24).
[0052]
Each part of FIG. 1 will be described.
The gas turbine 2 is the gas turbine described with reference to FIG. In FIG. 1, the configuration is shown by a block diagram.
[0053]
The process amount measuring unit 4 is various measuring devices that measure a process amount indicating an operation condition or an operation state during operation of the gas turbine 2. The process quantity measuring unit 4 is installed at an appropriate site on the gas turbine 2, and the measurement result is output to a control unit 11 (described later) of the gas turbine control unit 3. Here, the process amount (plant state amount) is, for example, generated power (generated current, generated voltage), atmospheric temperature, humidity, fuel flow rate and pressure at each part, air flow rate and pressure at each part, combustion in a combustor These are gas temperature, combustion gas flow rate, combustion gas pressure, compressor and turbine rotation speed, and the like.
[0054]
The main fuel flow rate adjustment unit 5 controls the flow rate of the main fuel according to a command from the control unit 11. The main fuel flow rate adjusting unit 5 includes a main fuel flow rate control valve 113 and main fuel supply valves 115-1 to 115-m. The main fuel flow rate adjusting unit 5 controls the flow rate of the entire main fuel by adjusting the main fuel flow rate control valve 113. The main fuel flow rate adjusting unit 5 controls the flow rate of the main fuel in each of the combustors 111-1 to 111-m by adjusting the main fuel supply valves 115-1 to 115-m.
[0055]
The pilot fuel flow rate adjusting unit 6 controls the flow rate of the pilot fuel according to a command from the control unit 11. The pilot fuel flow rate adjusting unit 6 includes a pilot fuel flow rate control valve 114 and pilot fuel supply valves 116-1 to 116-m. The pilot fuel flow rate adjustment unit 6 controls the flow rate of the entire pilot fuel by adjusting the pilot fuel flow rate control valve 114. The pilot fuel flow rate adjusting unit 6 controls the flow rate of the pilot fuel in each combustor 111-1 to m by adjusting each pilot fuel supply valve 116-1 to m.
[0056]
The bypass air flow rate adjustment unit 7 controls the flow rate of air supplied to each combustor 111-1 to m in accordance with a command from the control unit 11. The bypass air flow rate adjusting unit 7 includes bypass air introduction pipes 117-1 to 117-m, bypass valves 118-1 to m and bypass air mixing pipes 119-1 to 119-m. The bypass air flow rate adjusting unit 7 increases (or decreases) the flow rate of air flowing to the bypass side by increasing (or decreasing) the opening degree of the bypass valves 118-1 to 118-m in each of the combustors 111-1 to 111-m. By doing so, the flow rate of the air supplied to the combustor is controlled to be small (or large).
[0057]
The inlet guide vane adjusting unit 8 controls the flow rate of air introduced into the compressor 101 in accordance with a command from the control unit 11. The inlet guide vane adjusting unit 8 adjusts the flow rate of air introduced into the compressor 101 by controlling the angle of the rotary vane of the inlet guide vane 102.
[0058]
The pressure fluctuation measuring unit 9 is a pressure measuring device attached to each combustor 111-1 to 111-m. The pressure fluctuation measuring unit 9 measures the pressure in each combustor 111-1 to 111 -m according to a command from the control unit 11. Then, the pressure fluctuation measurement unit 9 outputs the pressure fluctuation measurement values of the combustors 111-1 to 111-m to the frequency analysis unit 12.
[0059]
The acceleration measuring unit 10 is an acceleration measuring device attached inside each combustor 111-1 to 111-m. The acceleration measurement unit 10 measures the acceleration (second-order differential of the position) of each combustor 111-1 to 111 -m according to a command from the control unit 11. Then, the acceleration measurement unit 10 outputs the acceleration measurement values of the combustors 111-1 to 111-m to the frequency analysis unit 12.
[0060]
On the other hand, the gas turbine control unit 3 controls the gas turbine 2 based on the process amount, pressure, and acceleration data measured by the gas turbine 2 so that combustion vibration does not occur in the gas turbine 2.
[0061]
The control unit 11 outputs control signals to the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass air flow rate adjustment unit 7, and the inlet guide blade adjustment unit 8 based on the process amount measured by the gas turbine 2. And control. The control unit 11 controls the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass air flow rate adjustment unit 7, and the inlet guide blade adjustment unit 8 according to the feedforward method, the feedback method, and the PID method. This is done by control.
[0062]
The frequency analysis unit 12 performs frequency analysis (FFT) of pressure fluctuation (vibration) based on the pressure fluctuation measurement value measured by the pressure fluctuation measurement unit 9 in each of the combustors 111-1 to 111-m. And it divides | segments into a several (n) frequency band, and outputs it as an analysis result according to frequency band. Alternatively, the frequency analysis unit 12 performs frequency analysis of acceleration based on the acceleration measurement value measured by the acceleration measurement unit 10. And it divides | segments into a several (n) frequency band, and outputs it as an analysis result according to frequency band. Then, the output analysis results of the combustors 111-1 to 111-m are sent to the correction unit 21.
[0063]
The correction unit 21 grasps the combustion characteristics based on the analysis result for each frequency band of pressure or acceleration and the process amount, and determines the correction direction based on the combustion characteristics. Then, the correction unit 21 transmits a signal (data) indicating the correction direction to the control unit 11. Based on the signal indicating the direction of the correction received from the correction unit 21, the control unit 11 includes the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass air flow rate adjustment unit 7, and the inlet guide blade adjustment unit 8. A control signal (control data) for controlling each of them is output to each of the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass air flow rate adjustment unit 7, and the inlet guide blade adjustment unit 8.
[0064]
The combustion characteristic grasping unit 23 obtains the combustion characteristic shown in FIG. 4 or 5 based on the analysis result by frequency band of the pressure or acceleration from the frequency analysis unit 12 and the process amount from the control unit 11. The correction direction determination unit 24 obtains a direction in which the current operating condition should be corrected based on the combustion characteristics, and outputs data indicating the correction direction to the control unit 11.
[0065]
The control unit 11 determines a correction direction based on at least one control data (control signal, control amount) of the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass air flow rate adjustment unit 7, and the inlet guide blade adjustment unit 8. The correction is made based on the data indicating the correction direction received from the unit 24 and then output to the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass air flow rate adjustment unit 7, and the inlet guide blade adjustment unit 8. To do.
[0066]
FIG. 14 is an example of a result of frequency analysis performed by the frequency analysis unit 12 based on the pressure variation measurement value measured by the pressure variation measurement unit 9. The horizontal axis represents frequency, and the vertical axis represents vibration intensity (level). As shown in FIG. 14, the combustion vibration (pressure vibration and acceleration vibration) generated in the combustor 111 has a plurality of vibration frequencies. Therefore, in order to suppress the combustion vibration, it is necessary to perform control corresponding to each of the plurality of vibrations.
[0067]
Here, since the vibration of each frequency is generated by complicated factors, it is difficult to suppress the vibration only by uniform control or control of one parameter. Further, the influence on the gas turbine 2 varies depending on the frequency. Therefore, even if the vibration intensity is the same, an allowable range at a certain frequency may be fatal at another frequency. From the above points, it is necessary to control the operating conditions of the gas turbine 2 for a plurality of parameters in accordance with the vibration frequency.
[0068]
Therefore, when the combustion vibration is generated by the following method, the operation amount (process amount) is changed in the most effective direction for suppressing the vibration of the generated frequency.
[0069]
The gas turbine control unit 3 controls the fuel and air and operates the gas turbine 2. Further, the gas turbine control unit 3 monitors the operation status of the gas turbine 2 by grasping the process amount from the process amount measuring unit 4.
[0070]
The control unit 11 includes a main fuel flow rate and a pilot fuel flow rate as the fuel flow rate, and a bypass air flow rate as the air flow rate and an air flow rate via the inlet guide vanes (the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass In the gas turbine 2, combustion is performed in the combustor 111 by controlling the air flow rate adjusting unit 7 and the inlet guide blade adjusting unit 8). The combustion gas performs work such as power generation. The operation status is measured as a process quantity by the process quantity measuring unit 4. Moreover, the pressure fluctuation measuring unit 9 and the acceleration measuring unit 10 measure the pressure and acceleration vibrations generated by the combustion, respectively.
[0071]
The process quantity measuring unit 4 generates, for example, meteorological data such as atmospheric temperature and power generation determined by the request, in addition to the operable “operation quantity (plant data)” such as the quantity of fuel and air supplied to the gas turbine 2. The “state quantity that cannot be operated” such as the machine load (MW) is measured. In the present embodiment, “process amount” includes “operation amount (plant data)” and “state amount that cannot be operated”.
[0072]
In actual operation of the gas turbine 2, the pressure fluctuation measuring unit 9 and the acceleration measuring unit 10 measure the pressure fluctuation of the combustion gas in the combustor 111 (−1 to m) and the acceleration of the combustor 111 (−1 to m). taking measurement. And the measured value is output to the frequency analysis part 12 for every predetermined time t1, t2, ....
[0073]
The frequency analysis unit 12 performs frequency analysis on the measurement values measured by the pressure fluctuation measurement unit 9 and the acceleration measurement unit 10 by a technique such as Fourier analysis (fast Fourier transform: FFT). Then, data indicating the relationship between the frequency and the vibration intensity (level) as illustrated in FIG. 14 is obtained. Thereafter, the data is divided into preset frequency bands. The result thus obtained is output to the database 22. The frequency analysis results obtained by the frequency analysis unit 12 are accumulated in the database 22.
[0074]
The control unit 11 accumulates the “operation amount (plant data)” and the “state amount that cannot be operated” input from the process amount measurement unit 4 in the database 22.
[0075]
In the database 22, each data is stored in a format as shown in FIG. The database 22 stores the process value and the maximum value Y of vibration intensity in each frequency band. in Are stored in time series. That is, in the database 22, the maximum value Y of the vibration intensity in each process band and each frequency band. in Are organized and stored at each time t1, t2,..., And when these data are transmitted to the database 22 from the control unit 11 and the frequency analysis unit 12 every moment, these data are additionally stored in the database 22. Is done. The vibration intensity data stored in the database 22 may be only pressure vibration, only acceleration vibration, or both pressure vibration and acceleration vibration.
[0076]
Here, the frequency band is a frequency region that is a minimum unit for performing correspondence based on the result of the frequency analysis performed by the frequency analysis unit 12. First, a frequency range for examining pressure and acceleration fluctuations is determined. For example, in FIG. 14, since vibration is mainly generated at 0 to 5000 Hz, the frequency range is set to 0 to 5000 Hz. Then, the frequency range is divided into frequency bands of appropriate sizes and divided into n. For example, when dividing every 50 Hz, n = 100. Note that this frequency band does not necessarily have a constant size.
[0077]
FIG. 2 shows that the valve opening degree of the bypass valve 118 is X at time t1. 11-1 , Pilot ratio is X 12-1 , The atmospheric temperature is X 21-1 , Generator load is X 22-1 The maximum value of the vibration intensity in the first frequency band is Y i1-1 The maximum value of the vibration intensity in the second frequency band is Y i2-1 The maximum value of vibration intensity in the nth frequency band is Y in-1 It is shown that.
Similarly, FIG. 2 shows that the valve opening degree of the bypass valve 118 is X at time t2. 11-2 , Pilot ratio is X 12-2 , The atmospheric temperature is X 21-2 , Generator load is X 22-2 The maximum value of the vibration intensity in the first frequency band is Y i1-2 The maximum value of the vibration intensity in the second frequency band is Y i2-2 The maximum value of vibration intensity in the nth frequency band is Y in-2 In addition, the valve opening of the bypass valve 118 is X at time tn. 11-n , Pilot ratio is X 12-n , The atmospheric temperature is X 21-n , Generator load is X 22-n The maximum value of the vibration intensity in the first frequency band is Y i1-n The maximum value of the vibration intensity in the second frequency band is Y i2-n The maximum value of vibration intensity in the nth frequency band is Y in-n It is shown that.
[0078]
As mentioned above, X in FIG. 11-1 , X 11-2 , X 11-3 The branch number such as 1 , T 2 , T n It corresponds to. In this embodiment, time t 1 , T 2 , T n Therefore, since they are not handled differently and only a common description is required, the following description will be made with the branch numbers omitted.
[0079]
The combustion characteristic grasping unit 23 includes a processing program for modeling the combustion characteristic of the combustor. The combustion characteristic grasping unit 23 uses the data stored in the database 22 to construct a mathematical model that explains the combustion characteristic. The operation of the combustion characteristic grasping unit 23 described below is also described in Japanese Patent Application No. 2000-234895, which is an application by the applicant of the present application.
[0080]
For example, when the number of combustors is m and the number of frequency bands to be modeled is n, the internal pressure fluctuation is modeled by a multiple regression model such as the following equation (1).
Y ij = A ij, 0 + A ij, 1 × X 11 + A ij, 2 × X 12 + A ij, 3 × X 21 + A ij, 4 × X 22 ... (1)
[0081]
here,
Y ij : Maximum amplitude value of j-th frequency band (j = 1, 2,..., N) of i-th combustor (i = 1, 2,..., M)
X 11 : Value of manipulated variable 1 (in this example, valve opening of bypass valve 118)
X 12 : Value of manipulated variable 2 (in this example, pilot ratio)
X 21 : Value of state quantity 1 that cannot be manipulated (in this example, weather data)
X 22 : Value of state quantity 2 that cannot be operated (in this example, generator load (MW))
a ij, 0 , A ij, 1 , A ij, 2 , A ij, 3 , A ij, 4 : Coefficient parameter
It is.
[0082]
The combustion characteristic grasping unit 23 arranges the maximum amplitude value Y stored in the database 22 for each time (t1, t2,...). ij , Manipulated variable X 11 , X 12 , State quantity X 21 , X 22 Is used to calculate the coefficient parameter a in the above equation (1). ij, 0 , A ij, 1 , A ij, 2 , A ij, 3 , A ij, 4 Ask for. Coefficient parameter a ij, 0 , A ij, 1 , A ij, 2 , A ij, 3 , A ij, 4 For example, the method of least squares is used for solving the above.
[0083]
Where the maximum amplitude value Y ij Means A / D conversion of the measurement result data measured by the pressure fluctuation measurement unit 9 and the acceleration measurement unit 10 by the frequency analysis unit 12, and the frequency analysis result is divided into n frequency bands. It is the maximum amplitude value obtained within a certain time (t1, t2,...) In the band. In FIG. 3, the maximum amplitude value of the first frequency band is Y i1 , The maximum amplitude value of the second frequency band is Y i2 , The maximum amplitude value of the nth frequency band is Y in It is shown that.
[0084]
In the above description, for convenience of explanation, the model formula is described with two manipulated variables and two unusable state quantities. However, the model formula is not particularly limited to two variables. Although the model structure is described as a linear linear expression, it may be a second-order or higher-order model or a nonlinear model such as a neural network. Moreover, although described as a model formula using the manipulated variable input from the gas turbine 2 or the state variable that cannot be manipulated, a value converted based on a law such as a mass balance may be used.
[0085]
The combustion characteristic grasping unit 23 obtains a region where combustion vibration is likely to occur using the mathematical model (1) obtained at each time t1, t2,.
[0086]
For example, the operation amount 1, the operation amount 2, the state amount 1 that cannot be operated, and the state amount 2 that cannot be operated are respectively X ′. 11 , X ' 12 , X ' 21 And X ' 22 The internal pressure fluctuation predicted value Y ′ of the j-th frequency band of the i-th combustor when ij Is obtained by the following equation (2).
Y ' ij = A ij, 0 + A ij, 1 × X ' 11 + A ij, 2 × X ' 12 + A ij, 3 × X ' 21 + A ij, 4 × X ' 22 ... (2)
[0087]
As above, the coefficient parameter a ij, 0 , A ij, 1 , A ij, 2 , A ij, 3 , A ij, 4 Is obtained, for example, by the method of least squares.
[0088]
The maximum amplitude value of the j-th frequency band of the i-th combustor is provided with a threshold value from the structural aspect of the combustor and surrounding equipment. The threshold value is stored in the frequency analysis unit 12. Here, the threshold value is a value indicating the maximum allowable vibration intensity in each frequency band. For each frequency band (frequency bands 1 to n), the pressure and acceleration intensity thresholds (Z i1 , Z i2 ... Z in ) Is determined. The threshold value is determined by, for example, whether there is a member or structure that resonates due to vibration at that frequency, whether there is a member or structure that is easily damaged, and how much vibration can be tolerated. This threshold value is not necessarily a constant size common to each frequency band.
[0089]
The threshold value of the maximum amplitude value in the j-th frequency band of the i-th combustor sent from the frequency analysis unit 12 is set as Z. ij Then,
Z ij = A ij, 0 + A ij, 1 × X ' 11 + A ij, 2 × X ' 12 + A ij, 3 × X ' 21 + A ij, 4 × X ' 22 ... (3)
X ' 11 , X ' 12 , X ' 21 And X ' 22 Will exist.
[0090]
Now, assuming that the value of the state quantity 1 that cannot be operated by the control unit 11 and the value of the state quantity 2 that cannot be operated are input to the combustion characteristic grasping unit 23, in the equation (3), X ′ 11 And X ' 12 Other than, it becomes a constant and satisfies the expression (3) (X ′ 11 , X ' 12 ) Can be easily obtained.
[0091]
By the gain of αk (k = 1, 2,..., P) given from the control unit 11,
αkZ ij = A ij, 0 + A ij, 1 × X ' 11 + A ij, 2 × X ' 12 + A ij, 3 × X ' 21 + A ij, 4 × X ' 22 ... (4)
As (X ' 11 , X ' 12 ), P lines can be obtained for each frequency band of each combustor. FIG. 4 shows this. Where coefficient parameter a ij, 2 Is positive, the upper side of the straight line is a region where combustion vibration is likely to occur, and the lower side is a region where it is difficult for the vibration to occur. Conversely, coefficient parameter a ij, 2 Is negative, the lower side of the straight line is a region where combustion vibration is likely to occur, and the upper side is a region where it is difficult for the vibration to occur.
[0092]
The combustion characteristic grasping unit 23 is a threshold value Z of the maximum amplitude value in the j-th frequency band of the i-th combustor given from the control unit 11. ij (I = 1, 2,... M, j = 1, 2,..., N), gain αk (k = 1, 2,... P) and two specific (each of which is an operation record) X at times t1, t2, ... 11 , X 12 ) (Except for the state quantity X that cannot be operated at each time t1, t2,... 21 , X 22 ) And coefficient parameter a obtained by the least squares method or the like ij, 0 , A ij, 1 , A ij, 2 , A ij, 3 And a ij, 4 Thus, the above straight lines are obtained for all frequency bands of all the combustors, and finally an area where combustion vibration is likely to occur and an area where it is difficult to generate are determined based on the procedure of linear programming. In FIG. 5, the horizontal axis obtained by the combustion characteristic grasping unit 23 is X 11 , The vertical axis is X 12 An example of a combustion vibration region is shown. In this example, the combustion vibration region is expressed as a contour line for each gain αk, and the central portion is a region where combustion vibration is less likely to occur and the peripheral portion is more likely to occur.
[0093]
Note that FIG. 5 is shown in two-dimensional coordinates for the sake of explanation, with the operation amount being two variables, as described above. However, if the operation amount is N variables, the N-dimensional coordinate space is used. Indicated.
[0094]
As shown in FIG. 5, the bypass valve opening X of the gas turbine 2 is now 11 Is xa, pilot ratio X 12 Is input from the process quantity measuring unit 4 to the control unit 11. The frequency analysis unit 12 performs this operation state (X 11 = Xa, X 12 Frequency analysis of the measurement results of the pressure fluctuation measurement unit 9 and the acceleration measurement unit 10 in = xb).
[0095]
As shown in FIG. 3, the frequency analysis unit 12 generates a vibration level threshold value Z for each j-th frequency band of the i-th combustor. i1 , Z i2 ... Z in Is stored.
[0096]
FIG. 3 shows that the vibration levels in the first and nth frequency bands are threshold values Z, respectively. i1 And Z in The vibration level in the second frequency band is less than the threshold value Z i2 The state which is the above is shown.
[0097]
If the frequency analysis unit 12 exceeds the threshold value in any frequency band as a result of the frequency analysis, the frequency analysis unit 12 outputs a correction command to the correction direction determination unit 24. The frequency analysis unit 12 does not output a correction command to the correction direction determination unit 24 unless the threshold value is exceeded in any frequency band as a result of the frequency analysis. When the correction command is not input, the correction direction determination unit 24 outputs the correction direction = 0 (correction unnecessary) to the control unit 11. In this case, the gas turbine 2 is controlled only by the control unit 11. Driven.
[0098]
When a correction command is input from the frequency analysis unit 12, the correction direction determination unit 24 responds to the correction command in response to the current operation state (X 11 = Xa, X 12 = Xb) is determined by an optimization method. Below, the example which uses the steepest descent method as an optimization method is demonstrated. However, the optimization method is not limited to the steepest descent method.
[0099]
That is, the correction direction determination unit 24 refers to FIG. 5 obtained by the combustion characteristic grasping unit 23 and refers to the current operation state (X 11 = Xa, X 12 = Xb), the virtual line L is drawn perpendicularly to the more central line (α2 = 0.8) in FIG. 5 than the point Q1 indicating xb), and the region surrounded by the line α2 is directly drawn. Further, the position Q2 (X where the virtual line L hits the line α2 11 = Xc, X 12 = Xd). Next, an imaginary line L is extended from the point Q2 perpendicularly to the more central line (α3 = 0.6) in FIG. The direction in which the correction direction determination unit 24 extends the virtual line L from the point Q1 through the point Q2 is the correction direction determined by the correction direction determination unit 24.
[0100]
Data indicating the correction direction determined by the correction direction determination unit 24 is output to the control unit 11. Based on the data indicating the correction direction input from the correction direction determination unit 24, the control unit 11 adjusts the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass air flow rate adjustment unit 7, and the inlet guide blade adjustment. The unit 8 is controlled.
That is, the control unit 11 responds to a correction instruction input from the correction direction determination unit 24 and shifts from the point Q1 to the point Q2, and the bypass valve opening X 11 Is changed from xa to xc, and the pilot ratio X 12 Is changed from xb to xd, at least one of the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass air flow rate adjustment unit 7, and the inlet guide blade adjustment unit 8 is controlled. Further, similarly to the correction instruction in the direction in which the virtual line L extends first from the point Q2, the bypass valve opening X 11 , Pilot ratio X 12 Change each.
[0101]
Where pilot ratio X 12 Is the pilot fuel flow rate / total fuel flow rate. The total fuel flow rate is the sum of the main fuel flow rate and the pilot fuel flow rate. Therefore, the control unit 11 controls the pilot ratio X 12 Can be corrected to decrease the total fuel flow rate without changing the pilot fuel flow rate, or it can be corrected to increase the pilot fuel flow rate without changing the total fuel flow rate.
[0102]
As described above, according to the method of determining the correction direction using the steepest descent method, it is possible to shift to a region where combustion vibration is less likely to occur most quickly.
[0103]
The above operation is continuously performed at preset times t1, t2,... During operation of the gas turbine 2.
[0104]
According to the first embodiment, the gas turbine control unit 3 grasps combustion vibration generated in the gas turbine 2. Then, an appropriate correction direction is obtained in accordance with the frequency characteristics, and the operation of the gas turbine 2 is controlled according to the correction direction to suppress combustion vibration.
[0105]
Further, according to the first embodiment, it is possible to directly suppress the vibration of the generated frequency and maintain the combustion stability.
[0106]
(Embodiment 2)
Next, a second embodiment will be described with reference to FIG.
In the second embodiment, a combustion characteristic grasping part 23 a is provided instead of the combustion characteristic grasping part 23 of FIG. 1, and a correction amount determining part 25 is provided instead of the correction direction determining part 24. In the second and subsequent embodiments described below, in principle, differences from the first embodiment will be mainly described, and descriptions of common points will be omitted.
[0107]
In the second embodiment, the frequency analysis result of internal pressure fluctuation and acceleration is divided into a plurality of frequency bands and monitored. The frequency analysis result (frequency analysis unit 12) and the plant state quantity (process quantity measurement unit 4) are recorded in the database 22, and the vibration characteristics of combustion are grasped for each frequency band based on the database 22, and the frequency characteristics are obtained in all frequency bands. An optimum operation amount is obtained (combustion characteristic grasping unit 23a). If combustion becomes unstable and a vibration phenomenon occurs, the fuel-air ratio is changed in the direction of the optimum operating condition (correction amount determination unit 25).
[0108]
The combustion characteristic grasping part 23a obtains the combustion vibration characteristic as shown in FIG. 7 by the same method as the combustion characteristic grasping part 23 of FIG. In this case, the combustion characteristic grasping unit 23a can obtain the optimum point Qo where the combustion vibration hardly occurs by reducing the gain αk.
[0109]
When the correction command is input from the frequency analyzer 12, the correction amount determination unit 25 responds to the correction command in response to the current operation state (X 11 = Xa, X 12 = Xb) is determined to move to the optimum point Qo, and data indicating the correction amount is output to the control unit 11.
[0110]
Based on the data indicating the correction amount, which is input from the correction amount determination unit 25, the control unit 11 is based on the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass air flow rate adjustment unit 7, and the inlet guide blade adjustment unit. 8 is controlled. That is, the control unit 11 responds to the correction instruction input from the correction amount determination unit 25 and shifts from the point Q1 to the point Qo, and the bypass valve opening X 11 Is changed from xa to xe, and the pilot ratio X 12 At least one of the main fuel flow rate adjustment unit 5, the pilot fuel flow rate adjustment unit 6, the bypass air flow rate adjustment unit 7 and the inlet guide blade adjustment unit 8 is controlled so as to change from xb to xf.
[0111]
According to the second embodiment, combustion stability can be maintained by optimally adjusting a plurality of frequencies simultaneously.
[0112]
(Embodiment 3)
Next, a third embodiment will be described with reference to FIG.
In the third embodiment, a maximum value selection unit 26 is newly provided in the configuration of FIG.
[0113]
In the third embodiment, the frequency analysis result of internal pressure fluctuation and acceleration is divided into a plurality of frequency bands and monitored. The plant state quantity (process quantity measurement unit 4) is divided into a plurality of groups, and the frequency analysis result (frequency analysis unit 12) and the plant state quantity (process quantity measurement unit 4) are recorded in the database 22 for each division. From the data recorded for each section of the database 22, the vibration intensity Y in Is extracted, the vibration characteristics of combustion are grasped for each frequency band based on the extracted data, and an operation amount that is optimal in all frequency bands is obtained (combustion characteristic grasping unit 23a). If combustion becomes unstable and a vibration phenomenon occurs, the fuel-air ratio is changed in the direction of the optimum operating condition (correction amount determination unit 25).
[0114]
As described above, the database 22 includes the process amount and the maximum value Y of the vibration intensity in each frequency band from the control unit 11 and the frequency analysis unit 12. in Are transmitted every time t1, t2,... And those data are additionally stored in the database 22. For this reason, as time t1, t2,... Advances, the amount of data stored in the database 22 becomes enormous. When the amount of data stored in the database 22 is enormous, the combustion characteristic grasping unit 23a uses, for example, the least square method to calculate the coefficient parameter a in the above equation (1). ij, 0 , A ij, 1 , A ij, 2 , A ij, 3 , A ij, 4 This increases the amount of computation when calculating.
[0115]
In addition, the maximum value Y of the vibration intensity in the same frequency band in spite of the same plant state (process amount) in May have different values (such as variations in measured values).
[0116]
Therefore, if the plant state is the same or similar at two times ta and tb in the data stored at every time t1, t2,... Maximum value Y of vibration intensity in each same frequency band at time tb in As a result of the comparison, the maximum value Y of vibration intensity in the same frequency band in Extracts a larger value.
[0117]
Similarly, in the data stored at every time t1, t2,... In the database 22, the maximum value selection unit 26, when the plant state is the same or similar at three or more times ta, time tb, and time tc. , Maximum value Y of vibration intensity in the same frequency band at time ta, time tb, and time tc in As a result of the comparison, the maximum value Y of vibration intensity in the same frequency band in Extracts the largest value.
[0118]
That is, the maximum value selection unit 26 determines the vibration intensity Y from the data group of similar plant states. in Each data at time tn having the largest value is extracted. Here, the vibration intensity Y is obtained from a data group of similar plant states. in The reason why the largest data is extracted is because safety is taken into consideration.
[0119]
Here, for example, as shown in FIG. 9, the two-dimensional coordinates of the bypass valve opening and the pilot ratio are divided into a plurality of sections S, S. It can be set to be a data group of similar plant states.
[0120]
The combustion characteristic grasping unit 23a uses the coefficient parameter a in the above equation (1) for the data extracted by the maximum value selecting unit 26. ij, 0 , A ij, 1 , A ij, 2 , A ij, 3 , A ij, 4 Ask for.
[0121]
As described above, the combustion characteristic grasping unit 23a does not target all the data stored in the database 22, but operates on the data extracted by the maximum value selecting unit 26, so that the amount of calculation can be reduced. At the same time, in the maximum value selection unit 26, the vibration intensity Y is the highest among the data groups of similar plant states. in Since large data is extracted, there is no problem in terms of safety.
[0122]
The operations of the combustion characteristic grasping unit 23a and the correction amount determining unit 25 are as described in the second embodiment. Further, data not extracted as a result of the comparison in the maximum value selection unit 26 is deleted to reduce the capacity of the database 22 or is managed in a large-capacity data server (not shown) other than the database 22. Thus, the data storage location can be moved from the database 22 to the data server.
[0123]
Moreover, in 3rd Embodiment, it can replace with the correction amount determination part 25, and can provide the correction direction determination part 24 demonstrated in 1st Embodiment.
[0124]
According to the third embodiment, even if the database 22 is enlarged, it can be evaluated to the safest side and the combustion stability can be maintained.
[0125]
(Embodiment 4)
Next, a fourth embodiment will be described with reference to FIG.
In the fourth embodiment, a latest value selection unit 27 is provided instead of the maximum value selection unit 26 of FIG.
[0126]
In the fourth embodiment, the frequency analysis results of internal pressure fluctuations and acceleration are divided into a plurality of frequency bands and monitored. The plant state quantity (process quantity measurement unit 4) is divided into a plurality of groups, and the frequency analysis result (frequency analysis unit 12) and the plant state quantity (process quantity measurement unit 4) are recorded in the database 22 for each division. Data closest to the current time is extracted from the data recorded for each section of the database 22, and the vibration characteristics of combustion are grasped for each frequency band based on the extracted data. An operation amount that is optimal in the belt is obtained (combustion characteristic grasping unit 23a). If combustion becomes unstable and a vibration phenomenon occurs, the fuel-air ratio is changed in the direction of the optimum operating condition (correction amount determination unit 25).
[0127]
One of the purposes of the fourth embodiment is to reduce the amount of calculation in the combustion characteristic grasping unit 23a, as in the third embodiment. That is, as described above, the database 22 includes, from the control unit 11 and the frequency analysis unit 12, the process amount and the maximum value Y of the vibration intensity in each frequency band. in Are transmitted every time t1, t2,... And those data are additionally stored in the database 22. For this reason, as time t1, t2,... Advances, the amount of data stored in the database 22 becomes enormous. When the amount of data stored in the database 22 is enormous, the combustion characteristic grasping unit 23a uses, for example, the least square method to calculate the coefficient parameter a in the above equation (1). ij, 0 , A ij, 1 , A ij, 2 , A ij, 3 , A ij, 4 This increases the amount of computation when calculating.
[0128]
In addition, the maximum value Y of the vibration intensity in the same frequency band in spite of the same plant state (process amount) in May have different values (such as variations in measured values).
[0129]
Therefore, if the plant state is the same or similar between the two times ta and tb in the data stored at every time t1, t2,... The time tb is compared, and as a result of the comparison, in each frequency band of the time (latest time) ta or tb closest in time to the current time (the time when the latest value selection unit 27 performs the comparison operation) Maximum value Y of vibration intensity in To extract.
[0130]
Similarly, the latest value selection unit 27, in the data stored in the database 22 every time t1, t2,..., When the plant state is the same or similar at three or more times ta, time tb, time tc. The time ta, the time tb, and the time tc are compared, and as a result of the comparison, the time (latest time) ta closest in time to the current time (the time when the latest value selection unit 27 performs the comparison operation) , Tb, or tc, the maximum value Y of the vibration intensity in each frequency band in To extract.
[0131]
That is, the latest value selection unit 27 extracts each data at time tn that is closest in time to the current time from a group of data having similar plant states. Here, the reason why the latest data is extracted from the data group having similar plant states is that it seems to reflect the current state of the gas turbine 2 (deterioration due to aging, etc.). .
[0132]
Here, as in the third embodiment, for example, as shown in FIG. 9, the two-dimensional coordinates of the bypass valve opening and the pilot ratio are divided into a plurality of sections S, S. It can be set that what falls into one section S is a data group of those having similar plant states.
[0133]
The combustion characteristic grasping unit 23a uses the coefficient parameter a in the above equation (1) for the data extracted by the latest value selecting unit 27. ij, 0 , A ij, 1 , A ij, 2 , A ij, 3 , A ij, 4 Ask for.
[0134]
As described above, the combustion characteristic grasping unit 23a does not target all the data stored in the database 22, but operates on the data extracted by the latest value selecting unit 27, so that the amount of calculation can be reduced. At the same time, the latest value selection unit 27 extracts the data closest in time among the data groups having similar plant states, so that the control reflecting the latest state of the gas turbine 2 can be performed. it can.
[0135]
The operations of the combustion characteristic grasping unit 23a and the correction amount determining unit 25 are as described in the second embodiment.
[0136]
Further, the data not extracted as a result of the comparison in the latest value selection unit 27 is deleted to reduce the capacity of the database 22 or is managed in a large-capacity data server (not shown) other than the database 22. Thus, the data storage location can be moved from the database 22 to the data server.
[0137]
Moreover, in 4th Embodiment, it can replace with the correction amount determination part 25, and can provide the correction direction determination part 24 demonstrated in 1st Embodiment.
[0138]
According to the fourth embodiment, for example, even if a large secular change occurs on the compressor or turbine side or the fuel composition changes greatly, it is possible to maintain combustion stability by using the latest data. it can.
[0139]
(Embodiment 5)
Next, a fifth embodiment will be described with reference to FIG.
In the fifth embodiment, a database 22a is newly provided in the configuration of FIG. 6, and a combustion characteristic grasping unit 23b is provided instead of the combustion characteristic grasping unit 23a.
[0140]
In the fifth embodiment, data of an existing plant having similar combustion stability is recorded in the database 22a. When the operation of the newly installed plant (the gas turbine 2 of the present embodiment) is started, the database 22 is separately stored separately from the database 22a. If the amount of data recorded in the database 22 is insufficient for grasping the vibration characteristics, optimum operating conditions are obtained using the existing plant database 22a. As new plant data increases, the data used will be switched.
[0141]
When the operation results of the gas turbine 2 of the fifth embodiment are not sufficient, the types (structure, scale, etc.) of the gas turbine 2 and the gas turbine are the same or similar, and the output is the same or similar. Use existing plant operating data. Thereby, the shortage of operation data of the gas turbine 2 can be compensated.
[0142]
In the fifth embodiment, with the addition of the database 22a, the combustion characteristic grasping unit 23b uses (extracts) the data of the two databases 22 and 22a in addition to the functions of the combustion characteristic grasping unit 23a. Features related to methods have been added. Based on at least one of the data in the two databases 22 and 22a, the coefficient parameter a in the above equation (1) ij, 0 , A ij, 1 , A ij, 2 , A ij, 3 , A ij, 4 The combustion characteristic grasping unit 23b is common to the combustion characteristic grasping unit 23a.
[0143]
In the database 22a, data of the same item as the data stored in the database 22 of FIG. 2 is stored as the operation data of the existing plant. The operation data of the existing plant may be sent to the database 22a from time to time and additionally stored in the database 22a, or the operation data may not be stored in the database 22a in the past. The sufficient operation data may be accumulated.
[0144]
The usage of the data in the databases 22 and 22a by the combustion characteristic grasping unit 23b is not particularly limited, but an example is shown below.
[0145]
When the data amount of the database 22 is very small, the combustion characteristic grasping unit 23b performs the above-described calculation using only the data stored in the database 22a. At this time, the combustion characteristic grasping unit 23b does not use the data in the database 22.
[0146]
Next, when the operation results of the gas turbine 2 increase and the amount of data in the database 22 increases, the combustion characteristic grasping unit 23b, based on the data in the database 22, as shown by the broken line in FIG. In addition to obtaining (estimating) the region, based on the data in the database 22a, as shown by the solid line in FIG. 12, the combustion vibration region is obtained (estimated), and further, both the broken line and solid line combustion vibration regions An overlapping (AND) portion is obtained, and data corresponding to the overlapping portion is provided as data to be referred to by the correction amount determining unit 25.
[0147]
Next, when the operation performance of the gas turbine 2 further increases and the data amount of the database 22 further increases, the combustion characteristic grasping unit 23b obtains (estimates) the combustion vibration region based on the data of the database 22. The data is provided as data to be referred to by the correction amount determination unit 25.
[0148]
When the fuel (component) used in the gas turbine 2 stored in the database 22 is different from the fuel (component) used in the existing gas turbine stored in the database 22a, a combustion characteristic grasping unit 23b can use the data of both databases 22 and 22a together using a correction coefficient that compensates for the difference.
[0149]
In the fifth embodiment, the correction direction determination unit 24 described in the first embodiment can be provided instead of the correction amount determination unit 25.
[0150]
According to the fifth embodiment, combustion stability can be maintained by using a database of an existing plant having similar combustion stability even if the new plant does not accumulate sufficient data.
[0151]
(Embodiment 6)
Next, a sixth embodiment will be described with reference to FIG.
In the sixth embodiment, the database 22, the combustion characteristic grasping unit 23, and the correction amount determining unit 25 of FIG. 6 are provided in a management center (remote control device 30) geographically separated from the gas turbine 2. .
[0152]
In the sixth embodiment, vibration characteristics and a database are managed remotely (database 22, correction amount determination unit 25), and plant state information and vibration data of the gas turbine 2 are obtained via communication to monitor unstable combustion. . If combustion becomes unstable during normal operation and a vibration phenomenon occurs, an optimum operation condition is obtained at a remote location, and the control device (control unit 11) is adjusted via communication.
[0153]
In the sixth embodiment, the gas turbine control in which the communication unit 29 of the remote control device 30 including the database 22, the combustion characteristic grasping unit 23, and the correction amount determining unit 25 is provided in the vicinity of the installation location of the gas turbine 2. By communicating with the communication unit 28 of the unit 3a, substantially the same control as in the second embodiment is performed.
[0154]
Further, the remote control device 30 performs centralized monitoring from a remote location by the communication unit 29 communicating with the communication units 28 of a plurality of gas turbine systems 1 other than the gas turbine system 1 shown in FIG. Adjustments can be made as necessary, and the effect of facilitating state management of the control systems of many plants can be obtained.
[0155]
Moreover, although 6th Embodiment was demonstrated based on 2nd Embodiment as mentioned above, similarly, based on each of 1st, 3rd, 4th, and 5th Embodiment, it controls by a remote place by communication It can also be configured.
[0156]
【The invention's effect】
According to the present invention, the generated combustion vibration can be directly suppressed and combustion stability can be maintained.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a configuration diagram showing a first embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system according to the present invention.
FIG. 2 is a graph showing an example of data stored in a database related to an embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system according to the present invention.
FIG. 3 is a graph showing an example of frequency analysis results, frequency bands, and threshold values in the embodiment of the gas turbine control device and the gas turbine system according to the present invention.
FIG. 4 is a principle diagram relating to a method for estimating a combustion vibration region in an embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system according to the present invention.
FIG. 5 is a diagram showing an estimation example of a combustion vibration region in the embodiment of the gas turbine control device and the gas turbine system according to the present invention.
FIG. 6 is a configuration diagram showing a second embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system according to the present invention.
FIG. 7 is a diagram for explaining a correction amount determination method in the second embodiment of the gas turbine control device and the gas turbine system according to the present invention;
FIG. 8 is a configuration diagram showing a third embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system according to the present invention.
FIG. 9 is a diagram for explaining the similarity of the plant state in the third embodiment of the gas turbine control device and the gas turbine system according to the present invention.
FIG. 10 is a configuration diagram showing a fourth embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system according to the present invention.
FIG. 11 is a configuration diagram showing a fifth embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system according to the present invention.
FIG. 12 is a diagram for explaining a data selection method in a fifth embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system according to the present invention.
FIG. 13 is a configuration diagram showing an embodiment of a gas turbine remote monitoring system according to the present invention.
FIG. 14 is a graph showing an example of a result of frequency analysis in the embodiment of the gas turbine control device and the gas turbine system according to the present invention.
FIG. 15 is a configuration diagram showing a gas turbine according to an embodiment of a gas turbine control device and a gas turbine system of the present invention.
[Explanation of symbols]
1 Gas turbine system
2 Gas turbine
3 Gas turbine control unit
3a Gas turbine control unit
4 Process quantity measurement unit
5 Main fuel flow control section
6 Pilot fuel flow rate adjuster
7 Bypass air flow rate adjustment section
8 Inlet guide vane adjustment part
9 Pressure fluctuation measuring section
10 Acceleration measurement unit
11 Control unit
12 Frequency analysis section
21 Correction unit
22 Database
22a database
23 Combustion characteristics determination unit
23a Combustion characteristics determination unit
23b Combustion characteristics determination unit
24 Correction direction determination unit
25 Correction amount determination unit
26 Maximum value selection section
27 Latest value selection part
28 Communication Department
29 Communication Department
100 Gas turbine body
101 Compressor
102 Entrance guide wing
103 axis of rotation
104 turbine
110 Combustion section
111 (-1 to m) combustor
112 Compressed air introduction part
113 Main fuel flow control valve
114 Pilot fuel flow control valve
115 (-1 to m) Main fuel supply valve
116 (-1 to m) Pilot fuel supply valve
117 (-1 to m) Bypass air introduction pipe
118 (-1 to m) Bypass valve
119 (-1 to m) Bypass air mixing tube
120 (-1 to m) Combustion gas introduction pipe
121 generator

Claims (16)

ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動を周波数分析し、前記周波数分析の結果を複数の周波数帯に分割した周波数帯別分析結果を出力する周波数解析部と、
前記周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する燃焼特性把握部と、
前記燃焼特性把握部で把握された燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御する制御部と、
補正方向決定部と
を備え、
前記補正方向決定部は、前記燃焼特性把握部で把握された燃焼振動の特性に基づいて、前記制御部による前記制御の補正方向を求め、前記補正方向を示すデータを前記制御部に出力し、
前記制御部は、前記補正方向を示すデータに基づいて、前記制御を補正する
ガスタービン制御装置。A frequency analysis unit that frequency-analyzes vibrations of pressure or acceleration in the combustor of the gas turbine, and outputs analysis results by frequency bands obtained by dividing the frequency analysis results into a plurality of frequency bands;
A combustion characteristic grasping unit for grasping the characteristics of combustion vibration of the gas turbine based on the analysis result by frequency band and the process amount of the gas turbine;
A control unit that controls at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of combustion vibration grasped by the combustion property grasping unit ;
Correction direction determination unit and
With
The correction direction determination unit obtains a correction direction of the control by the control unit based on the characteristic of combustion vibration grasped by the combustion characteristic grasping unit, and outputs data indicating the correction direction to the control unit,
The gas turbine control device , wherein the control unit corrects the control based on data indicating the correction direction . 請求項１記載のガスタービン制御装置において、
前記補正方向決定部は、最急降下法を含む最適化手法を用いて、前記補正方向を求める
ガスタービン制御装置。The gas turbine control device according to claim 1 , wherein
The said correction direction determination part is a gas turbine control apparatus which calculates | requires the said correction direction using the optimization method containing the steepest descent method. 請求項１記載のガスタービン制御装置において、
前記補正方向決定部は、前記周波数帯別分析結果において、前記振動の強度が予め設定したしきい値以下であるときには、補正がゼロである旨の前記補正方向を示すデータを出力し、前記振動の強度が前記しきい値を超えたときに、前記補正方向を求める
ガスタービン制御装置。The gas turbine control device according to claim 1, wherein
The correction direction determination unit outputs data indicating the correction direction indicating that correction is zero when the vibration intensity is equal to or less than a preset threshold in the analysis result by frequency band, and the vibration A gas turbine control device for obtaining the correction direction when the intensity of the gas exceeds the threshold value. ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動を周波数分析し、前記周波数分析の結果を複数の周波数帯に分割した周波数帯別分析結果を出力する周波数解析部と、
前記周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する燃焼特性把握部と、
前記燃焼特性把握部で把握された燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御する制御部と、
補正量決定部と
を備え、
前記燃焼特性把握部は、前記燃焼振動の特性として、最も燃焼振動の発生し難い最適点又は最適領域を求め、前記最適点又は最適領域を示すデータを前記補正量決定部に出力し、
前記補正量決定部は、前記最適点又は最適領域を示すデータに基づいて、前記制御部による前記制御の補正量を求め、前記補正量を示すデータを前記制御部に出力し、
前記制御部は、前記補正量を示すデータに基づいて、前記制御を補正する
ガスタービン制御装置。A frequency analysis unit that frequency-analyzes vibrations of pressure or acceleration in the combustor of the gas turbine, and outputs analysis results by frequency bands obtained by dividing the frequency analysis results into a plurality of frequency bands;
A combustion characteristic grasping unit for grasping the characteristics of combustion vibration of the gas turbine based on the analysis result by frequency band and the process amount of the gas turbine;
A control unit that controls at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of combustion vibration grasped by the combustion property grasping unit ;
Correction amount determination unit
With
The combustion characteristic grasping unit obtains an optimum point or optimum region where combustion vibration is hardly generated as a characteristic of the combustion vibration, and outputs data indicating the optimum point or optimum region to the correction amount determining unit,
The correction amount determination unit obtains a correction amount of the control by the control unit based on data indicating the optimal point or optimal region, and outputs data indicating the correction amount to the control unit,
The gas turbine control device , wherein the control unit corrects the control based on data indicating the correction amount . ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動を周波数分析し、前記周波数分析の結果を複数の周波数帯に分割した周波数帯別分析結果を出力する周波数解析部と、
前記周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する燃焼特性把握部と、
前記燃焼特性把握部で把握された燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御する制御部と、
最大値選択部と
を備え、
前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量のデータは、設定された時間お きに得られ、
前記最大値選択部は、第１の前記時間と第２の前記時間の前記プロセス量が類似しているとき、前記第１および第２の時間にそれぞれ得られた前記周波数帯別分析結果同士を比較し、前記比較の結果、最大の前記周波数帯別分析結果を抽出し、前記最大の周波数帯別分析結果を前記燃焼特性把握部に出力し、
前記燃焼特性把握部は、前記抽出された周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する
ガスタービン制御装置。A frequency analysis unit that frequency-analyzes vibrations of pressure or acceleration in the combustor of the gas turbine, and outputs analysis results by frequency bands obtained by dividing the frequency analysis results into a plurality of frequency bands;
A combustion characteristic grasping unit for grasping the characteristics of combustion vibration of the gas turbine based on the analysis result by frequency band and the process amount of the gas turbine;
A control unit that controls at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of combustion vibration grasped by the combustion property grasping unit ;
Maximum value selector
With
Data of the process of the gas turbine and by analysis the frequency band is obtained to come Contact time set,
The maximum value selection unit, when the process amount of the first time and the second time is similar, the analysis results for each frequency band obtained in the first and second time, respectively Comparing, extracting the maximum analysis result for each frequency band as a result of the comparison, and outputting the maximum analysis result for each frequency band to the combustion characteristic grasping unit,
The gas turbine control device, wherein the combustion characteristic grasping part grasps the characteristic of combustion vibration of the gas turbine based on the extracted analysis result by frequency band and the process amount of the gas turbine. ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動を周波数分析し、前記周波数分析の結果を複数の周波数帯に分割した周波数帯別分析結果を出力する周波数解析部と、
前記周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する燃焼特性把握部と、
前記燃焼特性把握部で把握された燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御する制御部と、
最新値選択部と
を備え、
前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量のデータは、設定された時間おきに得られ、
前記最新値選択部は、第１の前記時間と第２の前記時間の前記プロセス量が類似しているとき、前記第１および第２の時間のうちの最新の時間に得られた前記周波数帯別分析結果を抽出し、前記最新の時間に得られた周波数帯別分析結果を前記燃焼特性把握部に出力し、
前記燃焼特性把握部は、前記抽出された周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する
ガスタービン制御装置。A frequency analysis unit that frequency-analyzes vibrations of pressure or acceleration in the combustor of the gas turbine, and outputs analysis results by frequency bands obtained by dividing the frequency analysis results into a plurality of frequency bands;
A combustion characteristic grasping unit for grasping the characteristics of combustion vibration of the gas turbine based on the analysis result by frequency band and the process amount of the gas turbine;
A control unit that controls at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of combustion vibration grasped by the combustion property grasping unit ;
Latest value selector
With
The analysis result by frequency band and the data of the process amount of the gas turbine are obtained every set time,
The latest value selection unit, when the process amount of the first time and the second time is similar, the frequency band obtained at the latest time of the first and second time Extract the separate analysis result, and output the analysis result by frequency band obtained at the latest time to the combustion characteristic grasping unit,
The gas turbine control device, wherein the combustion characteristic grasping part grasps the characteristic of combustion vibration of the gas turbine based on the extracted analysis result by frequency band and the process amount of the gas turbine. ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動を周波数分析し、前記周波数分析の結果を複数の周波数帯に分割した周波数帯別分析結果を出力する周波数解析部と、
前記周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する燃焼特性把握部と、
前記燃焼特性把握部で把握された燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御する制御部と、
前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量を格納する第１データベースと、
既設ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動が周波数分析され、当該周波数分析の結果が複数の周波数帯に分割されてなる周波数帯別分析結果と、前記既設ガスタービンのプロセス量を格納する第２データベースと
を備え、
前記燃焼特性把握部は、前記第１データベースに格納された前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量および前記第２データベースに格納された前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量の少なくともいずれか一方に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する
ガスタービン制御装置。A frequency analysis unit that frequency-analyzes vibrations of pressure or acceleration in the combustor of the gas turbine, and outputs analysis results by frequency bands obtained by dividing the frequency analysis results into a plurality of frequency bands;
A combustion characteristic grasping unit for grasping the characteristics of combustion vibration of the gas turbine based on the analysis result by frequency band and the process amount of the gas turbine;
A control unit that controls at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of combustion vibration grasped by the combustion property grasping unit ;
A first database for storing the analysis result for each frequency band and the process amount of the gas turbine;
The vibration of pressure or acceleration in the combustor of the existing gas turbine is frequency-analyzed, and the frequency analysis result obtained by dividing the frequency analysis result into a plurality of frequency bands and the process amount of the existing gas turbine are stored. With the second database
With
The combustion characteristic grasping unit includes the frequency band analysis result stored in the first database, the process amount of the gas turbine, and the frequency band analysis result stored in the second database, and the process amount of the gas turbine. A gas turbine control device that grasps characteristics of combustion vibration of the gas turbine based on at least one of the above . ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動を周波数分析し、前記周波数分析の結果を複数の周波数帯に分割した周波数帯別分析結果を出力する周波数解析部と、
前記周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握する燃焼特性把握部と、
前記燃焼特性把握部で把握された燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御する制御部と
を備え、
前記制御部と前記燃焼特性把握部は、通信回線で接続され、
前記燃焼特性把握部は、前記ガスタービンが設置された場所から地理的に離れた遠隔地に設けられている
ガスタービン制御装置。A frequency analysis unit that frequency-analyzes vibrations of pressure or acceleration in the combustor of the gas turbine, and outputs analysis results by frequency bands obtained by dividing the frequency analysis results into a plurality of frequency bands;
A combustion characteristic grasping unit for grasping the characteristics of combustion vibration of the gas turbine based on the analysis result by frequency band and the process amount of the gas turbine;
A control unit that controls at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of combustion vibration grasped by the combustion property grasping unit ;
The control unit and the combustion characteristic grasping unit are connected by a communication line,
The gas turbine control device, wherein the combustion characteristic grasping unit is provided in a remote place geographically separated from a place where the gas turbine is installed . 請求項１から８のいずれか１項に記載のガスタービン制御装置と、
前記燃焼器を有する前記ガスタービンと、
を具備する
ガスタービンシステム。A gas turbine control device according to any one of claims 1 to 8 ,
The gas turbine having the combustor;
A gas turbine system comprising: ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動の測定結果を周波数分析し、前記周波数分析の結果を出力するステップと、
前記周波数分析の結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握するステップと、
前記燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御するステップと、
前記燃焼振動の特性に基づいて、前記制御するステップにおける前記制御の補正方向を求め、前記補正方向を示すデータを出力するステップと
を備え、
前記制御するステップにおいて、前記補正方向を示すデータに基づいて、前記制御を補正する
ガスタービン制御方法。Analyzing the frequency of the measurement result of pressure or acceleration vibration in the combustor of the gas turbine, and outputting the result of the frequency analysis;
Based on the result of the frequency analysis and the process amount of the gas turbine, grasping characteristics of combustion vibration of the gas turbine;
Controlling at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of the combustion vibration;
Obtaining a correction direction of the control in the step of controlling based on characteristics of the combustion vibration, and outputting data indicating the correction direction;
With
The gas turbine control method , wherein in the controlling step, the control is corrected based on data indicating the correction direction . ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動の測定結果を周波数分析し、前記周波数分析の結果を出力するステップと、Analyzing the frequency of the measurement result of pressure or acceleration vibration in the combustor of the gas turbine, and outputting the result of the frequency analysis;
前記周波数分析の結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握するステップと、Based on the result of the frequency analysis and the process amount of the gas turbine, grasping characteristics of combustion vibration of the gas turbine;
前記燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御するステップと、Controlling at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of the combustion vibration;
補正量を求めるステップと、Obtaining a correction amount;
を備え、With
前記把握するステップにおいて、前記燃焼振動の特性として、最も燃焼振動の発生し難い最適点又は最適領域を求め、前記最適点又は最適領域を示すデータを出力し、In the step of grasping, as a characteristic of the combustion vibration, an optimum point or optimum region where combustion vibration is hardly generated is obtained, and data indicating the optimum point or optimum region is output,
前記補正量を求めるステップにおいて、前記最適点又は最適領域を示すデータに基づいて、前記制御するステップにおける前記制御の補正量を求め、前記補正量を示すデータを出力し、In the step of determining the correction amount, based on the data indicating the optimal point or the optimal region, the correction amount of the control in the controlling step is determined, and data indicating the correction amount is output,
前記制御するステップにおいて、前記補正量を示すデータに基づいて、前記制御を補正するIn the controlling step, the control is corrected based on data indicating the correction amount.
ガスタービン制御方法。Gas turbine control method. ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動の測定結果を周波数分析し、前記周波数分析の結果を複数の周波数帯に分割した周波数帯別分析結果を出力するステップと、A frequency analysis of a measurement result of pressure or acceleration vibration in the combustor of the gas turbine, and a frequency band analysis result obtained by dividing the frequency analysis result into a plurality of frequency bands; and
前記周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握するステップと、Based on the analysis result for each frequency band and the process amount of the gas turbine, grasping the characteristics of combustion vibration of the gas turbine;
前記燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御するステップと、Controlling at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of the combustion vibration;
を備え、With
前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量のデータは、設定された時間おThe analysis result by frequency band and the data of the process amount of the gas turbine are set at a set time. きに得られ、Obtained
前記把握するステップにおいて、In the step of grasping,
第１の前記時間と第２の前記時間の前記プロセス量が類似しているとき、前記第１および第２の時間にそれぞれ得られた前記周波数帯別分析結果同士を比較し、前記比較の結果、最大の前記周波数帯別分析結果を抽出し、前記最大の周波数帯別分析結果を出力し、When the process amounts of the first time and the second time are similar, the analysis results for each frequency band respectively obtained at the first and second times are compared, and the result of the comparison , Extract the maximum analysis result by frequency band, and output the maximum analysis result by frequency band,
前記抽出された周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握するBased on the extracted frequency band analysis result and the process amount of the gas turbine, grasp the characteristics of combustion vibration of the gas turbine
ガスタービン制御方法。Gas turbine control method. ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動の測定結果を周波数分析し、前記周波数分析の結果を複数の周波数帯に分割した周波数帯別分析結果を出力するステップと、A frequency analysis of a measurement result of pressure or acceleration vibration in the combustor of the gas turbine, and a frequency band analysis result obtained by dividing the frequency analysis result into a plurality of frequency bands; and
前記周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握するステップと、Based on the analysis result for each frequency band and the process amount of the gas turbine, grasping the characteristics of combustion vibration of the gas turbine;
前記燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御するステップと、Controlling at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of the combustion vibration;
を備え、With
前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量のデータは、設定された時間おきに得られ、The analysis result by frequency band and the data of the process amount of the gas turbine are obtained every set time,
前記把握するステップにおいて、In the step of grasping,
第１の前記時間と第２の前記時間の前記プロセス量が類似しているとき、前記第１および第２の時間のうちの最新の時間に得られた前記周波数帯別分析結果を抽出し、前記最新の時間に得られた周波数帯別分析結果を出力し、When the process amount of the first time and the second time is similar, the analysis result by frequency band obtained at the latest time of the first and second time is extracted, Output the analysis result by frequency band obtained at the latest time,
前記抽出された周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握するBased on the extracted frequency band analysis result and the process amount of the gas turbine, grasp the characteristics of combustion vibration of the gas turbine
ガスタービン制御方法。Gas turbine control method. ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動の測定結果を周波数分析し、前記周波数分析の結果を複数の周波数帯に分割した周波数帯別分析結果を出力するステップと、A frequency analysis of a measurement result of pressure or acceleration vibration in the combustor of the gas turbine, and a frequency band analysis result obtained by dividing the frequency analysis result into a plurality of frequency bands; and
前記周波数帯別分析結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握するステップと、Based on the analysis result for each frequency band and the process amount of the gas turbine, grasping the characteristics of combustion vibration of the gas turbine;
前記燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御するステップと、Controlling at least one of the flow rate of fuel or the flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of the combustion vibration;
前記周波数帯分析結果と前記ガスタービンのプロセス量を格納する第１格納ステップと、A first storing step of storing the frequency band analysis result and a process amount of the gas turbine;
既設ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動が周波数分析され、当該周波数分析の結果が複数の周波数帯に分割されてなる周波数帯別分析結果と、前記既設ガスタービンのプロセス量を格納する第２格納ステップと、The vibration of pressure or acceleration in the combustor of the existing gas turbine is frequency-analyzed, and the frequency analysis result obtained by dividing the frequency analysis result into a plurality of frequency bands and the process amount of the existing gas turbine are stored. A second storing step,
を備え、With
前記把握するステップにおいて、前記第１格納ステップにおいて格納された前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量および前記第２格納ステップにおいて格納された前記周波数帯別分析結果と前記ガスタービンのプロセス量の少なくともいずれか一方に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握するIn the step of grasping, the frequency band analysis result stored in the first storage step, the process amount of the gas turbine, and the frequency band analysis result stored in the second storage step, and the process of the gas turbine Based on at least one of the quantities, grasp characteristics of combustion vibration of the gas turbine
ガスタービン制御方法。Gas turbine control method. ガスタービンの燃焼器内での圧力または加速度の振動の測定結果を周波数分析し、前記周波数分析の結果を出力するステップと、Analyzing the frequency of the measurement result of pressure or acceleration vibration in the combustor of the gas turbine, and outputting the result of the frequency analysis;
燃焼特性把握部が、前記周波数分析の結果と、前記ガスタービンのプロセス量に基づいて、前記ガスタービンの燃焼振動の特性を把握するステップと、A combustion characteristic grasping unit grasping a characteristic of combustion vibration of the gas turbine based on a result of the frequency analysis and a process amount of the gas turbine;
制御部が、前記燃焼振動の特性に基づいて、前記燃焼器に供給する燃料の流量又は空気の流量の少なくとも一方を制御するステップと、A control unit controlling at least one of a flow rate of fuel or a flow rate of air supplied to the combustor based on the characteristics of the combustion vibration;
を備え、With
前記制御部と前記燃焼特性把握部は、通信回線で接続され、The control unit and the combustion characteristic grasping unit are connected by a communication line,
前記燃焼特性把握部は、前記ガスタービンが設置された場所から地理的に離れた遠隔地に設けられているThe combustion characteristic grasping unit is provided in a remote place geographically separated from the place where the gas turbine is installed.
ガスタービン制御方法。Gas turbine control method. 請求項１０乃至１５のいずれか１項に記載のガスタービン制御方法をコンピュータに実行させるためのプログラム。A program for causing a computer to execute the gas turbine control method according to any one of claims 10 to 15 .
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