JP4126973B2 - Gas turbine control system - Google Patents
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Description
【0001】
【発明の属する技術分野】
本発明は、発熱量が変動する発酵メタンガス等の主燃料と、発熱量の安定している灯油や天然ガス等の補助燃料とを併用するガスタービン発電設備の制御システムに関する。
【0002】
【従来の技術】
例えば下水処理場から発生する汚泥消化ガスなどは、汚泥ガス中のメタン等の可燃成分の構成比が変動するため、発熱量が変動する。このように発熱量が変動する燃料を利用したガスータービンプラントでは、燃料の発熱量の変動に対応して一定の性能を維持するようガスタービンプラントを制御する必要がある。
【0003】
すなわち、燃料の発熱量が変動した場合は、それに応じて制御装置のパラメータを修正する必要がある。従来、熟練した運転員が手動で行っていたこの制御装置のパラメータの修正を、自動的に行う方法として、ガスタービンプラントの燃料流量とタービン回転速度との関係を示す参照モデルと実プラントの出力差から補正係数を求め、この補正係数を適用することにより発熱量変動に対応する適応制御方法を、本件出願人は開発し、すでに「汚泥ガスの発熱量変動に対する適応制御方法」(特願2001−047262)として特許出願済みである。
【0004】
図9は、すでに出願済みの汚泥ガスの発熱量変動に対する適応制御方法の構成を示す構成図である。
【0005】
本適応制御方法は、参照モデル91、適応ルール92、比例ゲインK、補正係数C(s)を要素とする制御装置の出力を実プラント95に適用して制御するものである。
【0006】
ここで、参照モデル91は、実プラント95におけるガスタービンの動特性H(s)から、ガスタービンに入力される燃料流量とガスタービンの回転数との関係をモデル化したものである。
【0007】
適応ルール92は、ガスタービンを起動し定格回転数に到達してはいるが、まだ系統に並入する前の状態で、参照モデル91からの回転数信号Ngmと、実際の回転数Ngとを比較し、その差(Ng−Ngm)を求め、これから補正係数C(s)を演算するものである。ガスタービンを系統に並入した後は適応ルール92の適用を停止する。適応ルール92により求められた補正係数C(s)はメモリにストアされ、次回の始動時の初期値として使用される。
【0008】
そして、要求回転数Ngrefと実際の回転数Ngとを比較し、その差(Ngref−Ng)に比例ゲインKを乗算しさらに補正係数C(s)を乗算した値がガスタービンに供給される燃料流量Wfとなるよう制御する。
【0009】
このように、「汚泥ガスの発熱量変動に対する適応制御方法」においては、適応ルール92により補正係数C(s)をガスタービンを起動するたびに修正するので、燃料の発熱量が短期的には安定しているが長期的には変動する場合に、運転員の経験に頼ることなく、制御装置のパラメータを自動的に書き換え、最適な燃焼を維持することができる。
【0010】
【発明が解決しようとする課題】
しかし、前記「汚泥ガスの発熱量変動に対する適応制御方法」は、ガスタービンに補助燃料を使用する必要がなく、かつ、供給する燃料の発熱量が短期的には安定しているが長期的には変動する場合を想定した方法で、燃料の発熱量が短期間に激しく変動する場合や、補助燃料を併用する場合には適用できない。
【0011】
すなわち、短期間にガスタービンに供給する燃料の発熱量が激しく変動する場合は、発熱量の急激な変動により、吹き消えや過熱を防止するため、主燃料とは別に発熱量の安定した補助燃料を併用するのが一般的であるが、このように異種燃料を併用する場合を想定したものではない。
【0012】
また、短期間に燃料の発熱量が激しく変動する場合は、負荷運転時にも制御装置のパラメータを修正する必要があるが、「汚泥ガスの発熱量変動に対する適応制御方法」は負荷運転時に制御装置のパラメータを修正するものではない。
【0013】
本発明は、このような課題に鑑みてなされたもので、発熱量が短期間に激しく変動する発酵メタンガス等を主燃料とし、さらに、発熱量の安定している灯油や天然ガスなどを補助燃料として併用するガスタービン発電設備に対しても適用可能な制御システムを提供することを目的とする。
【0014】
【課題を解決するための手段】
本発明にかかるガスタービン制御システムは、発熱量が変動する主燃料と、発熱量が一定している補助燃料とを燃料とするガスタービンを制御対象とし、ガスタービンに供給する主燃料の流量、補助燃料の流量、及びこれらの分配率を制御するガスタービン制御システムにおいて、前記主燃料の流量と前記補助燃料の流量とに基づき前記ガスタービンのモデル回転数及びモデル出力を算出する参照モデルと、前記ガスタービンが系統に並入されていない状態において前記ガスタービンのモデル回転数と前記ガスタービンの実際の回転数との差に基づき主燃料の発熱量が変動したと判断した場合に、前記ガスタービンのモデル回転数と前記ガスタービンの実際の回転数とが一致するよう前記主燃料と前記補助燃料の分配率及び前記主燃料の流量を調整するとともに、前記ガスタービンが系統に並入されている状態において前記ガスタービンのモデル出力と前記ガスタービンの実際の出力との差に基づき主燃料の発熱量が変動したと判断した場合に、前記ガスタービンのモデル出力と前記ガスタービンの実際の出力とが一致するよう前記主燃料と前記補助燃料の分配率及び前記主燃料の流量を調整する分配率調整手段とを有することを特徴とする。
【0015】
本発明によれば、ガスタービンが系統に並入されていない状態においてはガスタービンのモデル回転数とガスタービンの実際の回転数との差に基づき、ガスタービンが系統に並入されている状態においてはガスタービンのモデル出力とガスタービンの実際の出力との差に基づき主燃料の発熱量が変動したと判断した場合に、ガスタービンのモデル回転数とガスタービンの実際の回転数とが一致するか又はガスタービンのモデル出力とガスタービンの実際の出力とが一致するよう主燃料と補助燃料の分配率及び主燃料の流量を調整するので、主燃料の発熱量が短期間に激しく変動する場合においても主燃料の発熱量に応じ最適な燃料分配率を維持することができる。
【0016】
【発明の実施の形態】
以下、本発明にかかる一実施の形態について図1から図8を参照して詳細に説明する。
【0017】
図1は、本発明の一実施の形態の全体構成を示したものである。
【0018】
本実施の形態において、制御システムは、図1に示す通り、参照モデル1、分配率調整ロジック2、比例ゲイン3、及び入力切替スイッチ4の要素により構成され、制御システムにより実プラント5に供給される主燃料流量26及び補助燃料流量27が制御される。
【0019】
ここで、参照モデル1は、実プラント5におけるガスタービン動特性H(s)及び発電機動特性W(s)から、ガスタービンモデルHm(s)及び発電機モデルWm(s)をつくり、燃料流量に対するガスタービンの回転数Ng及び発電機の出力Pとの関係をモデル化したものである。
【0020】
分配率調整ロジック2は、α変更ルール21、補助燃料分配係数22、主燃料分配係数23、β変更ルール24、及び発熱量調整係数25とからなる。α変更ルール21及びβ変更ルール24は、入力切替スイッチ4からの信号ERRすなわち、参照モデル1におけるモデル回転数Ngmと実際の回転数Ngとの差、または参照モデル1におけるモデル出力Pmと実際の出力Pとの差、からα及びβの値を演算する。そして、αは補助燃料分配係数22、2−αは主燃料分配係数23、βは発熱量調整係数25となり、これらの値により主燃料流量26と補助燃料流量27の分配率が調整される。
【0021】
比例ゲイン3は、主燃料ゲイン31と補助燃料ゲイン32とからなり、要求回転数Ngrefと実際の回転数Ngとの差(Ngref−Ng)に主燃料ゲイン31及び補助燃料ゲイン32を乗算し、その結果得られたそれぞれの値に基づき主燃料流量26及び補助燃料流量27を制御する。
【0022】
入力切替スイッチ4は、分配率調整ロジック2に入力する信号ERRを、参照モデル1におけるモデル回転数Ngmと実際の回転数Ngとの差の信号、または参照モデル1におけるモデル出力Pmと実際の出力Pとの差の信号のどちらか一方に切り換えるものである。すなわち、ガスタービン発電機の遮断器がONの時は参照モデル1におけるモデル出力Pmと実際の出力Pとの差の信号が入力信号ERRとして分配率調整ロジック2に入力され、ガスタービン発電機の遮断器がOFFの時は参照モデル1におけるモデル回転数Ngmと実際の回転数Ngとの差の信号が入力信号ERRとして分配率調整ロジック2に入力される。
【0023】
実プラント5は、ガスタービン及びガスタービン軸に結合された発電機から成り、ガスタービンには主燃料と補助燃料が供給される。図1においては、ガスタービンの動特性をH(s)で、発電機の動特性をW(s)で表している。また、主燃料は発熱量が変動するので主燃料流量26に発熱量変動係数53を乗算するために、線図上に乗算器54を設け、主燃料の発熱量変化を表現している。主燃料流量26に発熱量変動係数53を乗算した後の値と、補助燃料流量27とが加算されてガスタービン動特性H(s)の入力値として用いられる。
【0024】
次に、本実施の形態における制御システムの動作について説明する。
【0025】
図2は制御装置61と制御対象となるガスタービン51及び発電機52との関係を示したものである。
【0026】
ガスタービン無負荷運転時、すなわち、遮断器62がOFFとなっており発電機52が系統に並入されていない状態においては、要求回転数Ngrefと回転数Ngとは制御装置61に入力され、制御装置は、その差(Ngref−Ng)に比例した燃料流量となるよう、主燃料流量26及び補助燃料流量27を制御する。
【0027】
ガスタービン負荷運転時、すなわち、遮断器62がONとなり発電機52が系統に並入された状態では、回転数Ngは系統側の電源周波数で決定されるため、主燃料流量26や補助燃料流量27の増減とは無関係に回転数Ng一定となる。従って、この場合は、制御装置61は主燃料流量26及び補助燃料流量27を増減させることによって発電機52の出力を制御する。このとき、要求回転数Ngrefと回転数Ngの差(Ngref−Ng)は出力要求信号となる。なお、回転数制御と出力制御の切替は遮断器状態信号CBにより行われる。
【0028】
ここで、制御装置61には、図1に示すように参照モデル1が含まれている。参照モデル1には、要求回転数Ngrefと実際の回転数Ngとの差(Ngref−Ng)に主燃料ゲイン31を乗算しさらに無負荷定常燃料値Wfss1を加算して得られたWfmと、補助燃料ゲイン32を乗算しさらに無負荷定常燃料値Wfss2を加算して得られた値Wfa、の2つの値を加算したものが入力される。このとき、Wfmは参照モデル1に入力される主燃料流量、Wfaは参照モデル1に入力される補助燃料流量に相当する。
【0029】
参照モデル1は、実プラント5におけるガスタービン動特性H(s)及び発電機動特性W(s)から、ガスタービンモデルHm(s)及び発電機モデルWm(s)をつくり、燃料流量に対するガスタービンの回転数Ng及び発電機の出力Pとの関係をモデル化したものである。したがって、主燃料及び補助燃料の発熱量が変化しないのならば、分配率調整ロジック2がなくても、要求回転数Ngrefを増減させたとき、参照モデル1から出力されるモデル回転数Ngmの変化と実際の回転数Ngの変化とは一致する。さらに遮断器62をONにし系統に並入した状態において要求回転数Ngrefを増減させることで、出力要求値を増減させたとしても、参照モデル1から出力されるモデル出力Pmの変化と実際の出力Pの変化とは一致する。
【0030】
しかし、実際には主燃料の発熱量が変化するため、主燃料流量及び補助燃料流量が変化せず、従ってWfm及びWfaの値が一定に維持され、モデル回転数Ngmあるいはモデル出力Pmが一定値を維持していたとしても、主燃料の発熱量の変化に応じて実際の回転数Ngあるいは実際の出力Pは変化する。すなわち、主燃料の発熱量が変化したとき、参照モデル1から出力されるモデル回転数Ngmあるいはモデル出力Pmの変化と実際の実際の回転数Ngあるいは出力Pの変化とは一致しなくなる。
【0031】
分配率調整ロジック2は、このように主燃料の発熱量が変化することによって、モデル回転数Ngmあるいはモデル出力Pmの変化と実際の実際の回転数Ngあるいは出力Pの変化とは一致しない場合に、主燃料流量26と補助燃料流量27の分配率を調整することで、参照モデル1から得られる値と、実プラント5における値とを一致させるようにするものである。
【0032】
一方、ガスタービン無負荷運転時、すなわち、遮断器62がOFFとなっており発電機52が系統に並入されていない状態においては、ガスタービンの出力はゼロなので、参照モデル1におけるモデル回転数Ngmと実際の回転数Ngとの差を分配率調整ロジック2に入力する必要がある、また、ガスタービン負荷運転時、すなわち、遮断器62がONとなり発電機52が系統に並入された状態では、回転数Ngは系統側の電源周波数で決定されるため、参照モデル1におけるモデル出力Pmと実際の出力Pとの差を分配率調整ロジック2に入力する必要がある。
【0033】
入力切替スイッチ4は、遮断器62のON・OFFに応じて分配率調整ロジック2に入力する信号の切り換えを行うものである。
【0034】
図3は図1から分配率調整ロジック2を抜き出したものである。
【0035】
まず、分配率調整ロジック2は、無負荷運転時には参照モデル1におけるモデル回転数Ngmと実際の回転数Ngとの差を誤差ERRとして取り込み、負荷運転時には参照モデル1におけるモデル出力Pmと実際の出力Pとの差を誤差ERRとして取り込む。
【0036】
次いで、α変更ルールで、燃料の分配係数を調整する。
【0037】
α変更ルールは以下のようにする。
【0038】
α=α×(1/(1+ERR/n)) ・・・ ▲1▼
ここで
ERR= Ngm−Ng ・・・ ▲2▼ (無負荷運転時)
ERR= Pm−P ・・・ ▲3▼ (負荷運転時)
nは1以上の正の整数で調整係数と呼ぶ。(nが大きいほど調整の進みは遅い。)
αは、0<α<2の範囲の値を取り、この値を補助燃料分配係数とし、2−αを主燃料分配係数とする。従って、補助燃料分配係数と主燃料分配係数の和は1となる。
【0039】
さらに、このまま分配率を替えただけでは、ガスタービンに供給される燃料の総熱量が増加又は減少するので、β変更ルールにより、発熱量調整係数βを以下のルールで計算する。
【0040】
β=β×(1/(1−ERR/n)) ・・・ ▲4▼
ここで
ERR= Ngm−Ng ・・・ ▲5▼ (無負荷運転時)
ERR= Pm−P ・・・ ▲6▼ (負荷運転時)
nは1以上の正の整数で調整係数と呼ぶ。(nが大きいほど調整の進みは遅い。)
燃料流量を制御するための分配率調整ロジック2に入力された信号Wfm及びWfaの内、Wfaに補助燃料分配係数αが乗算した値が補助燃料流量27となる。(実際には、補助燃料制御装置の設定値となるのであるが、補助燃料制御装置には制御ループが組み込まれており、補助燃料制御装置の設定値と補助燃料流量とは一致するよう制御されるので、簡単のためここでは、設定値をそのまま実際の値と読み替えるものとする。主燃料流量26についても同様)また、Wfmに主燃料分配係数(2−α)を乗算しさらに発熱量調整係数βを乗算した値が主燃料流量26となる。
【0041】
例えば、ガスタービンの負荷運転時で、初期値α=2−α=β=1の状態において、主燃料の発熱量が減少したため、ガスタービンの出力Pが2%減少したとする。このときERR=0.02となるから、調整係数n=1とすると、補助燃料分配係数α、主燃料分配係数(2−α)、及び発熱量調整係数βは式▲1▼、▲4▼よりそれぞれ0.98、1.02、及び1.02となり、補助燃料流量27は減少するが、主燃料流量26は主燃料の発熱量が減少した分増加し、それに応じて補助燃料流量27が減少する。
【0042】
このような、α、βの値の修正動作はERRがゼロになるまで繰り返される。このとき調整係数nの値を大きくすればするほどα、βの値の修正動作は緩やかに進められることになる。
【0043】
なお、本実施の形態において、主燃料をできるだけ多く使用するためα変更ルール21、及びβ変更ルール24を式▲1▼及び▲4▼のように定めた。式▲1▼及び▲4▼以外の式であっても、ERRの値が正のときαが減少βが増加し、ERRの値が負のときαが増加βが減少するような変更ルールであれば良く、図4に示すように、主燃料分配係数、補助燃料分配係数をそれぞれα1,α2とし別々の変更ルールにより修正するようにしても良い。ただしこの場合においても、主燃料をできるだけ多く使用するためには、ERRの値が正のときα1は増加、α2は減少、ERRの値が負のときα1は減少、α2は増加するようなα1・α2変更ルール21aとする必要がある。逆に、補助燃料をできるだけ多く使用するためには、ERRの値が正のときα1は減少、α2は増加、ERRの値が負のときα1は増加、α2は減少のような変更ルールとする必要がある。また、α1及びα2をERRの値にかかわらず1に固定し、発熱量調整係数βのみERRの値に応じて修正するようにしても良い。
【0044】
次に、本制御システムでシュミレーションを行った例を示す。
【0045】
図5は無負荷運転時に10%主燃料発熱量が急上昇した場合について、従来の制御装置、すなわち、参照モデル1及び分配率調整ロジック2を持たないシステムの場合の回転数Ngの応答を示し、図6は無負荷運時に10%主燃料発熱量が急上昇した場合について本制御システムを適用した場合の回転数Ngの応答を示し、図7は500kW負荷運時に2%主燃料発熱量が急上昇した場合について本制御システムを適用した場合の出力Pの応答を示し、図8は500kW負荷運時に2%主燃料発熱量が急下降した場合について本制御システムを適用した場合の出力Pの応答を示す。
【0046】
図5に示すように、従来の制御装置を適用したときオフセットが発生するが、図6ないし図8に示すように、本実施の形態において、オフセットは消えている。また、いずれもの場合も10秒以内に設定値に収束している。
【0047】
このように、本実施の形態によれば、ガスタービンが系統に並入されていない状態においてはガスタービンのモデル回転数とガスタービンの実際の回転数との差に基づき、ガスタービンが系統に並入されている状態においてはガスタービンのモデル出力とガスタービンの実際の出力との差に基づき主燃料の発熱量が変動したと判断した場合に、ガスタービンのモデル回転数とガスタービンの実際の回転数とが一致するか又はガスタービンのモデル出力とガスタービンの実際の出力とが一致するよう主燃料流量26と補助燃料流量27の分配率及び主燃料流量26を調整するので、主燃料の発熱量が短期間に激しく変動する場合においても主燃料の発熱量に応じ適切な燃料分配率を維持することができる。従って、発熱量が短期間に激しく変動する発酵メタンガス等を主燃料とし、さらに、発熱量の安定している灯油や天然ガスなどを補助燃料として併用するガスタービン発電設備に対して安定した制御が可能となる。
【0048】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明にかかるガスタービン制御システムによれば、ガスタービンが系統に並入されていない状態においてはガスタービンのモデル回転数とガスタービンの実際の回転数との差に基づき、ガスタービンが系統に並入されている状態においてはガスタービンのモデル出力とガスタービンの実際の出力との差に基づき主燃料の発熱量が変動したと判断した場合に、ガスタービンのモデル回転数とガスタービンの実際の回転数とが一致するか又はガスタービンのモデル出力とガスタービンの実際の出力とが一致するよう主燃料流量と補助燃料流量の分配率及び主燃料流量を調整するので、発熱量が短期間に激しく変動する発酵メタンガス等の主燃料と、発熱量の安定している灯油や天然ガスなどの補助燃料とを併用するガスタービン発電設備に対して安定した制御が可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図1】本発明にかかるガスタービン制御システムの一実施の形態を示した構成図である。
【図2】図1のシステムにおいて、制御装置のガスタービン及び発電機との関係を示す構成図である。
【図3】図1のシステムにおいて、分配率調整ロジックを抜き出した図である。
【図4】図1のシステムにおいて、分配率調整ロジックの変形例を示す図である。
【図5】従来の制御システムにおけるシュミレーション結果である。
【図6】無負荷運転時において、主燃料発熱量が10%急上昇した時のシュミレーション結果である。
【図7】500kW負荷運転時において、主燃料発熱量が10%急上昇した時のシュミレーション結果である。
【図8】500kW負荷運転時において、主燃料発熱量が10%急下降した時のシュミレーション結果である。
【図9】従来例の構成図である。
【符号の説明】
1 参照モデル
2 分配率調整ロジック
3 比例ゲイン
4 入力切替スイッチ
5 実プラント[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a control system for a gas turbine power generation facility that uses a main fuel such as fermented methane gas whose calorific value fluctuates and an auxiliary fuel such as kerosene or natural gas whose calorific value is stable.
[0002]
[Prior art]
For example, in the sludge digestion gas generated from a sewage treatment plant, the calorific value fluctuates because the composition ratio of combustible components such as methane in the sludge gas fluctuates. Thus, in a gas turbine plant using a fuel whose calorific value fluctuates, it is necessary to control the gas turbine plant so as to maintain a certain performance corresponding to the fluctuation of the calorific value of the fuel.
[0003]
In other words, when the amount of heat generated by the fuel fluctuates, it is necessary to correct the parameters of the control device accordingly. As a method of automatically correcting the parameters of this control device that has been manually performed by skilled operators, a reference model indicating the relationship between the fuel flow rate of the gas turbine plant and the turbine rotational speed and the output of the actual plant are used. The present applicant has developed an adaptive control method corresponding to the calorific value fluctuation by obtaining a correction coefficient from the difference and applying this correction coefficient, and has already developed "Adaptive control method for sludge gas calorific value fluctuation" (Japanese Patent Application No. 2001). -047262) has been filed as a patent.
[0004]
FIG. 9 is a configuration diagram showing a configuration of an adaptive control method for a fluctuating calorific value of sludge gas that has already been filed.
[0005]
In this adaptive control method, control is performed by applying the output of the control device having the reference model 91, the
[0006]
Here, the reference model 91 models the relationship between the fuel flow rate input to the gas turbine and the rotational speed of the gas turbine from the dynamic characteristic H (s) of the gas turbine in the
[0007]
The
[0008]
The fuel supplied to the gas turbine is a value obtained by comparing the required rotational speed Ngref and the actual rotational speed Ng, multiplying the difference (Ngref−Ng) by a proportional gain K, and further multiplying the correction coefficient C (s). The flow rate is controlled to be Wf.
[0009]
As described above, in the “adaptive control method for sludge gas calorific value fluctuation”, the correction coefficient C (s) is corrected every time the gas turbine is started by the
[0010]
[Problems to be solved by the invention]
However, the “adaptive control method for heat generation fluctuation of sludge gas” does not require the use of auxiliary fuel in the gas turbine, and the heat generation amount of the supplied fuel is stable in the short term, but long term. Is a method that assumes a fluctuating case, and is not applicable when the calorific value of the fuel fluctuates rapidly in a short period of time or when auxiliary fuel is used in combination.
[0011]
In other words, when the calorific value of the fuel supplied to the gas turbine fluctuates dramatically in a short period of time, an auxiliary fuel with a stable calorific value separate from the main fuel to prevent blowout and overheating due to sudden fluctuations in the calorific value. However, it is not assumed that different fuels are used together.
[0012]
Also, if the calorific value of the fuel fluctuates dramatically in a short period of time, it is necessary to correct the parameters of the control device even during load operation. However, the “Adaptive control method for sludge gas calorific value variation” It does not modify the parameters.
[0013]
The present invention has been made in view of such problems, and uses as a main fuel fermented methane gas or the like whose calorific value fluctuates rapidly in a short period of time, and further uses kerosene or natural gas whose calorific value is stable as an auxiliary fuel. It aims at providing the control system applicable also to the gas turbine power generation equipment used together.
[0014]
[Means for Solving the Problems]
The gas turbine control system according to the present invention controls a gas turbine that uses a main fuel whose calorific value fluctuates and an auxiliary fuel whose calorific value is constant as a control target, and a flow rate of the main fuel supplied to the gas turbine, In the gas turbine control system that controls the flow rate of the auxiliary fuel and the distribution ratio thereof, a reference model that calculates the model rotational speed and model output of the gas turbine based on the flow rate of the main fuel and the flow rate of the auxiliary fuel; When it is determined that the calorific value of the main fuel fluctuates based on the difference between the model rotational speed of the gas turbine and the actual rotational speed of the gas turbine in a state where the gas turbine is not juxtaposed in the system, the flow rate of the actual distribution rate and the main fuel of the engine speed and the main fuel Let 's is that matches the auxiliary fuel model rotational speed and the gas turbine of the turbine While adjusting, when the gas turbine is determined that the heat value of main fuel on the basis of the difference between the actual output of the gas turbine and the model output of the gas turbine in the state of being NamiIri to the system fluctuates, And a distribution ratio adjusting means for adjusting a distribution ratio of the main fuel and the auxiliary fuel and a flow rate of the main fuel so that a model output of the gas turbine matches an actual output of the gas turbine. .
[0015]
According to the present invention, when the gas turbine is not juxtaposed to the system, the gas turbine is juxtaposed to the system based on the difference between the model rotational speed of the gas turbine and the actual rotational speed of the gas turbine. In this case, when it is determined that the amount of heat generated by the main fuel fluctuates based on the difference between the model output of the gas turbine and the actual output of the gas turbine, the model rotational speed of the gas turbine matches the actual rotational speed of the gas turbine. Or the main fuel / auxiliary fuel distribution ratio and the main fuel flow rate are adjusted so that the model output of the gas turbine and the actual output of the gas turbine match, so the calorific value of the main fuel fluctuates drastically in a short time Even in this case, the optimum fuel distribution ratio can be maintained according to the heat generation amount of the main fuel.
[0016]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, an embodiment according to the present invention will be described in detail with reference to FIGS.
[0017]
FIG. 1 shows the overall configuration of an embodiment of the present invention.
[0018]
In the present embodiment, as shown in FIG. 1, the control system is composed of elements of a
[0019]
Here, the
[0020]
The distribution
[0021]
The proportional gain 3 includes a main fuel gain 31 and an auxiliary fuel gain 32. The difference (Ngref−Ng) between the required rotation speed Ngref and the actual rotation speed Ng is multiplied by the main fuel gain 31 and the auxiliary fuel gain 32. Based on the respective values obtained as a result, the main fuel flow rate 26 and the auxiliary fuel flow rate 27 are controlled.
[0022]
The input changeover switch 4 uses the signal ERR input to the distribution
[0023]
The
[0024]
Next, the operation of the control system in the present embodiment will be described.
[0025]
FIG. 2 shows the relationship between the
[0026]
During the gas turbine no-load operation, that is, in a state where the circuit breaker 62 is OFF and the
[0027]
At the time of gas turbine load operation, that is, when the circuit breaker 62 is ON and the
[0028]
Here, the
[0029]
The
[0030]
However, since the amount of heat generated by the main fuel changes, the main fuel flow rate and the auxiliary fuel flow rate do not change. Therefore, the values of Wfm and Wfa are kept constant, and the model rotational speed Ngm or the model output Pm is a constant value. However, the actual rotational speed Ng or the actual output P changes according to the change in the heat generation amount of the main fuel. That is, when the calorific value of the main fuel changes, the change in the model rotational speed Ngm or model output Pm output from the
[0031]
The distribution
[0032]
On the other hand, during no-load operation of the gas turbine, that is, in a state where the circuit breaker 62 is OFF and the
[0033]
The input changeover switch 4 switches a signal input to the distribution
[0034]
FIG. 3 shows the distribution
[0035]
First, the distribution
[0036]
Next, the fuel distribution coefficient is adjusted according to the α change rule.
[0037]
The α change rule is as follows.
[0038]
α = α × (1 / (1 + ERR / n)) (1)
Here, ERR = Ngm-Ng (2) (No load operation)
ERR = Pm-P (3) (During load operation)
n is a positive integer of 1 or more and is called an adjustment coefficient. (The larger n is, the slower the adjustment progresses.)
α takes a value in the range of 0 <α <2, this value is the auxiliary fuel distribution coefficient, and 2-α is the main fuel distribution coefficient. Therefore, the sum of the auxiliary fuel distribution coefficient and the main fuel distribution coefficient is 1.
[0039]
Furthermore, since the total heat quantity of the fuel supplied to the gas turbine increases or decreases only by changing the distribution rate as it is, the calorific value adjustment coefficient β is calculated according to the following rule according to the β change rule.
[0040]
β = β × (1 / (1-ERR / n)) (4)
Here, ERR = Ngm-Ng (5) (No load operation)
ERR = Pm−P (6) (During load operation)
n is a positive integer of 1 or more and is called an adjustment coefficient. (The larger n is, the slower the adjustment progresses.)
Of the signals Wfm and Wfa input to the distribution
[0041]
For example, it is assumed that the output P of the gas turbine has decreased by 2% because the heat generation amount of the main fuel has decreased in the state where the initial value α = 2−α = β = 1 during the load operation of the gas turbine. At this time, since ERR = 0.02, when the adjustment coefficient n = 1, the auxiliary fuel distribution coefficient α, the main fuel distribution coefficient (2-α), and the heat generation amount adjustment coefficient β are expressed by the equations (1), (4). 0.98, 1.02, and 1.02, respectively, and the auxiliary fuel flow rate 27 decreases. However, the main fuel flow rate 26 increases as the heat generation amount of the main fuel decreases, and the auxiliary fuel flow rate 27 increases accordingly. Decrease.
[0042]
Such correction operation of the values of α and β is repeated until ERR becomes zero. At this time, the larger the value of the adjustment coefficient n, the more slowly the correction operation of the values of α and β is advanced.
[0043]
In the present embodiment, in order to use as much main fuel as possible, the
[0044]
Next, an example in which simulation is performed by the present control system is shown.
[0045]
FIG. 5 shows the response of the rotational speed Ng in the case of a conventional control device, that is, a system without the
[0046]
As shown in FIG. 5, an offset occurs when a conventional control device is applied, but as shown in FIGS. 6 to 8, the offset disappears in the present embodiment. In either case, the set value is converged within 10 seconds.
[0047]
Thus, according to the present embodiment, when the gas turbine is not juxtaposed to the system , the gas turbine is integrated into the system based on the difference between the model rotational speed of the gas turbine and the actual rotational speed of the gas turbine. In the juxtaposed state, if it is determined that the calorific value of the main fuel has fluctuated based on the difference between the model output of the gas turbine and the actual output of the gas turbine, the model rotational speed of the gas turbine and the actual gas turbine The main fuel flow rate 26 and the distribution ratio of the auxiliary fuel flow rate 27 and the main fuel flow rate 26 are adjusted so that the rotational speeds of the main fuel flow rate 26 and the gas turbine model output match the actual output of the gas turbine. Even when the calorific value of the fuel fluctuates drastically in a short period of time, an appropriate fuel distribution ratio can be maintained according to the calorific value of the main fuel. Therefore, stable control is possible for gas turbine power generation facilities that use fermented methane gas, etc., whose calorific value fluctuates dramatically in a short period of time, and also uses kerosene, natural gas, etc., which have a stable calorific value, as auxiliary fuel. It becomes possible.
[0048]
【The invention's effect】
As described above, the gas turbine control system according to the present invention is based on the difference between the model rotational speed of the gas turbine and the actual rotational speed of the gas turbine when the gas turbine is not installed in the system. In the state where the gas turbine is installed in the system, the model rotation of the gas turbine is performed when it is determined that the calorific value of the main fuel fluctuates based on the difference between the model output of the gas turbine and the actual output of the gas turbine. Since the main fuel flow rate and the auxiliary fuel flow rate distribution ratio and the main fuel flow rate are adjusted so that the actual number of rotations of the gas turbine and the actual output of the gas turbine match, or the model output of the gas turbine and the actual output of the gas turbine match. A gas tank that uses a main fuel such as fermented methane gas whose calorific value fluctuates rapidly in a short period of time and an auxiliary fuel such as kerosene or natural gas that has a stable calorific value. Thus enabling stable control over the bottle power generation facilities.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a configuration diagram showing an embodiment of a gas turbine control system according to the present invention.
FIG. 2 is a configuration diagram showing a relationship between a gas turbine and a generator of a control device in the system of FIG.
FIG. 3 is a diagram in which distribution rate adjustment logic is extracted from the system of FIG. 1;
FIG. 4 is a diagram showing a modification of the distribution rate adjustment logic in the system of FIG. 1;
FIG. 5 is a simulation result in a conventional control system.
FIG. 6 is a simulation result when the main fuel calorific value rapidly rises by 10% during no-load operation.
FIG. 7 is a simulation result when a main fuel heating value rapidly increases by 10% during a 500 kW load operation.
FIG. 8 is a simulation result when the main fuel heating value suddenly drops by 10% during a 500 kW load operation.
FIG. 9 is a configuration diagram of a conventional example.
[Explanation of symbols]
1
Claims (1)
前記主燃料の流量と前記補助燃料の流量とに基づき前記ガスタービンのモデル回転数及びモデル出力を算出する参照モデルと、
前記ガスタービンが系統に並入されていない状態において前記ガスタービンのモデル回転数と前記ガスタービンの実際の回転数との差に基づき主燃料の発熱量が変動したと判断した場合に、前記ガスタービンのモデル回転数と前記ガスタービンの実際の回転数とが一致するよう前記主燃料と前記補助燃料の分配率及び前記主燃料の流量を調整するとともに、前記ガスタービンが系統に並入されている状態において前記ガスタービンのモデル出力と前記ガスタービンの実際の出力との差に基づき主燃料の発熱量が変動したと判断した場合に、前記ガスタービンのモデル出力と前記ガスタービンの実際の出力とが一致するよう前記主燃料と前記補助燃料の分配率及び前記主燃料の流量を調整する分配率調整手段と
を有することを特徴とするガスタービン制御システム。The control target is a gas turbine that uses a main fuel with a variable calorific value and an auxiliary fuel with a constant calorific value, and the flow rate of the main fuel supplied to the gas turbine, the flow rate of the auxiliary fuel, and the distribution ratio thereof. In a gas turbine control system for controlling
A reference model for calculating a model rotational speed and a model output of the gas turbine based on the flow rate of the main fuel and the flow rate of the auxiliary fuel;
When it is determined that the calorific value of the main fuel fluctuates based on the difference between the model rotational speed of the gas turbine and the actual rotational speed of the gas turbine in a state where the gas turbine is not juxtaposed in the system, thereby adjusting the flow rate of the distribution ratio and the main fuel of the main fuel and the auxiliary fuel turbine model speed and the actual rotational speed of said gas turbine Let 's that matches the gas turbine NamiIri lineage When it is determined that the calorific value of the main fuel has fluctuated based on the difference between the model output of the gas turbine and the actual output of the gas turbine, the model output of the gas turbine and the actual output of the gas turbine And a distribution ratio adjusting means for adjusting a distribution ratio of the main fuel and the auxiliary fuel and a flow rate of the main fuel so that the output of the main fuel and the auxiliary fuel coincide with each other. -Bin control system.
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