JP6853225B2 - 発電設備の運転方法 - Google Patents

Description

本発明は、ガスタービン発電機とガスエンジン発電機を備える発電設備の運転方法に係り、特に停電時等にガスタービン発電機とガスエンジン発電機をアイソクロナス制御とドループ制御を併用して連系運転させることにより瞬時負荷投入量の制約を解消した発電設備の運転方法に関するものである。

非常時に有用な発電設備又は発電システムの発明としては、下記特許文献１〜４に示すようなものが知られている。
特許文献１は、系統連系又は自立運転を行う発電機が複数で並列運転される場合での各発電機の回転制御を良好に行うことができる分散電源システムを開示している。この分散電源システム１００は、複数の発電機Ｇ１〜Ｇｎで系統連系又は自立運転を行うものであり、系統連系時は全発電機Ｇ１〜Ｇｎをドループ特性にて回転数制御し、自立運転時はいずれか１台の発電機Ｇ１のみアイソクロナス特性にて回転数制御を行って残りの発電機Ｇ２〜Ｇｎは全てドループ特性にて回転数制御を行う。

特許文献２は、より簡単な構成又は制御によって、より負荷投入可能率の高い発電システム及び発電システムの制御方法を開示している。この発電システム１は、負荷部９と、電力系統から分離された際に負荷部９の負荷変動に応じて自動的に発電出力を変動可能なガスエンジン３と、燃料電池５と、負荷部９、ガスエンジン３、燃料電池５及び電力系統１０１と、それぞれ電気的に接続された送電部１１と、を有している。燃料電池５は、燃料電池５の発電出力を制御可能な制御部７を有し、制御部７は、電力系統１０１からの電力の供給が遮断された状態において、負荷部９の負荷が上昇する遮断後負荷上昇時に、まずはガスエンジン３の発電出力が上昇し、その後、燃料電池５の発電出力を上昇させることによって、ガスエンジン３の発電出力を低下させる。

特許文献３は、エンジンコントローラ自体の内部構成を変更することなく、他のエンジン発電機と並列運転することができるエンジン発電機を開示している。このエンジン発電機は、負荷の大小に関わらずエンジン回転数が一定になるようにエンジン回転数を維持するアイソクロナス制御でエンジンを運転するエンジン発電機であって、エンジンに対してエンジン回転数の指令値を出力するエンジンコントローラを備え、他のエンジン発電機と並列運転を行うときにエンジン回転数の指令値に負荷に応じた回転数低下分の減算命令をエンジンコントローラに対して外部入力する制御手段を付加した構成とされている。

特許文献４は、停電時に有用なガスエンジン発電機とディーゼル発電機の組合せからなる非常用発電システムを開示している。この非常用発電システムは、発電機Ｂとして、燃料タンク２９を備えた自立起動可能なディーゼル発電機２０と、当該ディーゼル発電機２０の発電電力を利用して起動可能な連系発電装置３０とを備えており、制御手段５０が、停電時起動処理において、ディーゼル発電機２０を自立起動させ、ディーゼル発電機２０の自立起動後の停電時発電制御において、ディーゼル発電機２０から特定電力負荷８及び連系発電装置３０に電力を供給し、連系発電装置３０が起動した後、連系発電装置３０から特定電力負荷８に電力を供給し、ディーゼル発電機２０の発電出力を抑制する。この発明によれば、設備コストを抑えつつ、停電発生直後に生じる突入電流の大きな負荷に対応できるとともに、長時間にわたり特定電力負荷に対して電力供給が可能であるものとされている。
なお、以上の各特許文献での説明で用いた参照符号は、説明の便宜上、各文献で用いられているものを、そのまま引用したものである。

特開２００９−０８１９４２号 特開２０１３−２１９９６６号 特開２０１４−１６９６８２号 特開２０１５−２２６４２６号

緊急事態に対処するための備えとしてＢＣＰ（事業継続計画）の策定が推奨されているが、近年盛んに行われている市街地再開発事業に伴い、このＢＣＰにおける市街地再開発事業での設備面での対応として、ガスエンジン発電機（以下：ＧＥ発電機）とガスタービン発電機（以下：ＧＴ発電機）からなる発電設備が設けられる場合がある。この発電設備によれば、ＧＥ発電機は例えば地域の熱電併給システム（コージェネシステム）において商用電力系統と連系して使用される常用発電機であり、またＧＴ発電機は防災用自家発電設備として停電時にＧＥ発電機と連系運転により運用される非常用発電機である。

このような発電設備において、停電等の非常時にＧＥ発電機とＧＴ発電機を連系運転する際には、発電設備に接続された負荷の変動（負荷変動）が問題になる。前記連系運転時の負荷変動において、瞬時投入可能な負荷量は、ＧＥ発電機の投入可能負荷により制約される。図１は、ＧＥ発電機におけるベースロード（横軸、％）と投入可能負荷（縦軸、％）の関係を一例として示したグラフである。図１に例示するように、その投入可能負荷（許容投入量）はＧＥ発電機のベースロードに応じた量となり、例えば定格の２０％から９５％のベースロード範囲で運転するとすれば、一般的には瞬時に投入可能な負荷は５〜１５％程度となる。

ＧＥ発電機とＧＴ発電機で連系運転を行う場合、ＧＥ発電機、ＧＴ発電機の双方をドループ制御で運転することにより両者間で負荷分担を行う。ＧＴ発電機はＧＥ発電機と比較して遥かに大きな許容投入量を持つ。しかし、両者を連系運転している状態で負荷投入を行う場合、ＧＥ発電機の側で許容投入容量を超えないようにする必要がある。図２は、発電設備のＧＥ発電機とＧＴ発電機を同一のドループ率でドループ制御した場合における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示したグラフである。図２に例示するように同一のドループ特性で同容量のＧＥ発電機とＧＴ発電機を連系運転する場合、ＧＥ発電機とＧＴ発電機は同一周波数で駆動されるために負荷も同一となる。このため、トータルでの許容投入容量はＧＥ発電機単独での許容投入容量の約２倍に制限される。例えばＧＥ発電機、ＧＴ発電機がそれぞれ４０％の負荷率で連系運転している場合、投入可能な負荷はそれぞれ１５％ずつであり、合計で３０％（全体を２００％とした場合）となる。

本発明は、従来の技術について本願発明者等が把握した上述した課題に鑑みてなされたものであり、ＧＴ発電機とＧＥ発電機を備える発電設備の運転方法において、特に停電時等にＧＴ発電機とＧＥ発電機を連系運転させる際に瞬時負荷投入量の制約を解消することを目的としている。

「発明が解決しようとする課題」の項で説明した許容負荷投入量の制約を解決するため、本発明は、ＧＥ発電機とＧＴ発電機の各エンジンの調速制御を、ＧＴ発電機をアイソクロナス制御で行い、ＧＥ発電機をドループ制御で行うことにより、連系運転時の変動負荷をＧＴ発電機がまず担い、負荷分担制御により、ＧＥ発電機と分担することで、ＧＥ発電機の５〜１５％程度の許容負荷投入量を超える負荷変動を吸収することを特徴としている。

請求項１に記載された発電設備の運転方法は、
ガスタービン発電機と、ドループ制御で駆動されるガスエンジン発電機とを備える発電設備の運転方法において、
ガスタービン発電機が１台である第１の場合にはガスタービン発電機をアイソクロナス制御で駆動し、ガスタービン発電機が複数台である第２の場合には一部のガスタービン発電機をドループ制御で駆動するとともに他の一部のガスタービン発電機をアイソクロナス制御で駆動し、これによってガスタービン発電機およびガスエンジン発電機の連系運転を行う第１ステップと、
前記第１ステップに次いで前記発電設備に対して負荷を投入する第２ステップと、
前記第２ステップに次いで、第１の場合にはガスエンジン発電機のドループ制御の制御特性を変更し、第２の場合にはさらにドループ制御で駆動されているガスタービン発電機のドループ制御の制御特性を変更し、これによってガスタービン発電機とガスエンジン発電機の間で負荷分担の調整を行う第３ステップと、
を有している。

請求項２に記載された発電設備の運転方法は、請求項１に記載の発電設備の運転方法において、
前記第３ステップに次いで、第２の場合において、アイソクロナス制御で駆動されているガスタービン発電機に運転の障害が発生した場合には、ドループ制御で駆動されているガスタービン発電機をアイソクロナス制御による駆動に切り換える第４ステップを有している。

請求項３に記載された発電設備の運転方法は、
商用電力系統との連系運転が可能なドループ制御で駆動される少なくとも１台の常用のガスエンジン発電機と、停電時に起動される少なくとも１台の非常用のガスタービン発電機とを備える発電設備の運転方法において、
非停電時には、前記ガスエンジン発電機を前記商用電力系統と連系運転させて複数の負荷に電力を供給し、
停電発生時には、前記ガスエンジン発電機により優先順位の高い負荷に電力を供給するとともに優先順位の低い負荷を遮断し、
次いで前記ガスタービン発電機をアイソクロナス制御で起動して前記ガスエンジン発電機と連系運転を行い、
次いで前記発電設備に対し前記優先順位の低い負荷の少なくとも一部を投入し、投入された負荷変動分を、アイソクロナス制御を行なう前記ガスタービン発電機が優先して負担する。

請求項４に記載された発電設備の運転方法は、請求項３に記載の発電設備の運転方法において、
ガスタービン発電機が１台である第１の場合にはガスタービン発電機をアイソクロナス制御で駆動し、ガスタービン発電機が複数台である第２の場合には一部のガスタービン発電機をドループ制御で駆動するとともに他の一部のガスタービン発電機をアイソクロナス制御で駆動する。

ＧＴ発電機とＧＥ発電機を有する発電設備の運転において、ＧＴ発電機とＧＥ発電機の連系運転時にアイソクロナス制御とドループ制御を併用し、アイソクロナス側の速度を一定に保つことによりドループ制御側の速度を一定とし、ドループ側の出力を変化させずにアイソクロナス側に変動負荷を担わせることにより、瞬時負荷投入量の制約を解消した。これにより、ＧＥ発電機の許容負荷投入量を超える負荷変動が生じても選択遮断による需要家への給電の停止を回避することができる。

発電設備のＧＥ発電機におけるベースロード（横軸、％）と投入可能負荷（縦軸、％）の関係を示したグラフである。 発電設備のＧＥ発電機とＧＴ発電機を同一のドループ率でドループ制御した場合における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフである。 第１実施形態の発電設備の全体構成図である。 第１実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、通常時に連系運転するＧＥ発電機（グラフ右側）と商用電力系統（グラフ左側）の関係を示すグラフである。 第１実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、商用電力系統（グラフ左側）の停電発生時に一部の負荷を遮断し、ＧＥ発電機（グラフ右側）の負荷率を低下させるドループ制御を示すグラフである。 第１実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、商用電力系統（グラフ左側）の停電発生後、第１優先順位の負荷以外の負荷を遮断した後、ＧＴ発電機（グラフ左側）を起動してＧＥ発電機（グラフ右側）と連系させ、アイソクロナス制御で駆動する状態を示すグラフである。 第１実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、ＧＴ発電機（グラフ左側）をＧＥ発電機（グラフ右側）と連系させてアイソクロナス制御で駆動する状態において、第２優先順位の負荷を瞬時投入した状態を示すグラフである。 第１実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、ＧＴ発電機（グラフ左側）をＧＥ発電機（グラフ右側）と連系させてアイソクロナス制御で駆動する状態において、さらに第３優先順位の負荷を瞬時投入した状態を示すグラフである。 第１実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、ＧＴ発電機（グラフ左側）をＧＥ発電機（グラフ右側）と連系させてアイソクロナス制御で駆動する状態において、第３優先順位の負荷を瞬時投入した後に、ＧＴ発電機をＧＥ発電機の負荷を平準化した状態を示すグラフである。 第２実施形態の発電設備の全体構成図である。 第２実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、商用電力系統の停電発生後、第１優先順位の負荷以外の負荷を遮断した後、１台目のＧＴ発電機（グラフ左側）を起動してＧＥ発電機（グラフ右側）と同期してドループ制御で駆動する状態を示すグラフである。 第２実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、１台目のＧＴ発電機（グラフ左側）をドループ制御で起動した後、１台目のＧＴ発電機と２台のＧＥ発電機の負荷を平準化した状態を示すグラフである。 第２実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、１台目のＧＴ発電機と２台のＧＥ発電機の負荷を平準化した後、２台目のＧＴ発電機（グラフ左側）をアイソクロナス制御で同期投入した状態を示すグラフである。 第２実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、２台目のＧＴ発電機（グラフ左側）をアイソクロナス制御で同期投入した後、第２優先順位の負荷を瞬時投入した状態を示すグラフである。 第２実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、第２優先順位の負荷を瞬時投入した後、２台のＧＴ発電機と２台のＧＥ発電機の負荷を平準化した状態を示すグラフである。 第２実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、２台のＧＴ発電機と２台のＧＥ発電機の負荷を平準化した後、アイソクロナス制御されている２台目のＧＴ発電機にトリップが生じた場合に、ドループ制御されている１台目のＧＴ発電機をアイソクロナス制御に切り換えた状態を示すグラフである。 第２実施形態の発電設備における負荷（横軸、％）と周波数（縦軸、Ｈｚ）の関係を示すグラフであって、ドループ制御されている１台目のＧＴ発電機をアイソクロナス制御に切り換えた後、１台のＧＴ発電機と２台のＧＥ発電機の負荷を平準化した状態を示すグラフである。

１．第１実施形態（図３〜図９）
同程度の容量のＧＥ発電機とＧＴ発電機を各１台有する発電設備の運転方法を図３〜図９を参照して説明する。
まず図３を参照して第１実施形態に係る発電設備１の構成を説明する。
図３に示すように、第１実施形態の発電設備１は、商用電力系統２に遮断装置３を介して接続された電力線４と、電力線４に遮断装置３を介して接続された各１台のＧＥ発電機（ＧＥ１）及びＧＴ発電機（ＧＴ１）を有している。ＧＥ発電機（ＧＥ１）は常用発電機であり、ＧＴ発電機（ＧＴ１）は停電時にＧＥ発電機（ＧＥ１）と連系運転される防災用自家発電設備１である。ＧＥ発電機（ＧＥ１）とＧＴ発電機（ＧＴ１）の容量は同程度である。

電力線４には、共通の遮断装置３と個別の遮断装置３を介して負荷１〜負荷３が並列に接続されている。負荷１は、スプリンクラーや排煙用ファンのモータ等、消防用・防災用の緊急度・重要度の高い負荷であり、負荷２及び負荷３は照明等のように消防用・防災用の負荷に比べれば相対的に重要度の低い負荷である。

発電設備１は制御装置５を備えている。詳細は後述するが、制御装置５は、通常時にＧＥ発電機（ＧＥ１）の運転を制御し、また必要に応じて各遮断装置３のＯＮ／ＯＦＦを制御する。さらに制御装置５は、商用電力系統２の電力の遮断（停電の発生）を検知し、ＧＥ発電機（ＧＥ１）及びＧＴ発電機（ＧＴ１）と各遮断装置３を制御し、停電に対応したＧＥ発電機（ＧＥ１）及びＧＴ発電機（ＧＴ１）の必要な連系運転や、これに合せた負荷の切り離しや接続を制御することができる。

次に、制御装置５の制御による発電設備１の運転方法を図４〜図９を参照して説明する。
(1-1) ＧＥ発電機（ＧＥ１）と商用電力系統２との連系運転（通常時）
図４に示すように、ＧＥ発電機（ＧＥ１）は、通常時はコージェネレーション用途の常用発電機として商用電力系統２（６０Ｈｚ）と連系運転を行う。一般的にＧＥ発電機（ＧＥ１）は効率の高い定格出力の付近で運転をうため、所定のドループ率の傾きを持ち、負荷１００％で商用周波数である６０Ｈｚの点を通る直線状のドループ特性となる。商用電力系統２は、理論的には無限大の容量を持ち、図４中で水平の破線の特性となる。負荷の大きさに応じ、ＧＥ発電機（ＧＥ１）で足りない分の電力（図４では例えば６０％）が商用電力系統２から供給される。本実施例では、全体を２００％とした場合、ＧＥ常用発電機と商用電力系統２の両方で合計１６０％の電力が供給されている。

(1-2) 商用電力系統２からの電力の遮断（停電の発生）
図５に示すように、商用電力系統２での停電の発生を制御装置５が検出すると、制御装置５は遮断装置３を作動させて優先順位の低い負荷２、負荷３を電力線４から遮断し、優先順位の最も高い負荷１のみに電力を供給する。負荷１はＧＥ発電機（ＧＥ１）単独で電力の供給が可能な容量であり、ここではＧＥ発電機（ＧＥ１）の定格の７０％となっている。ＧＥ発電機（ＧＥ１）の負荷率が１００％から７０％に低下すると、ドループ特性に従いＧＥ発電機（ＧＥ１）の周波数が６１Ｈｚまで上昇する。

(1-3) ＧＴ発電機（ＧＴ１）のアイソクロナス制御による同期投入
図６に示すように、制御装置５は、停電の発生後、速やかにＧＴ発電機（ＧＴ１）を起動し、ＧＥ発電機（ＧＥ１）に対するＧＴ発電機（ＧＴ１）の周波数、電圧、位相の同期が取れた段階で、同期投入を行う。ＧＴ発電機（ＧＴ１）は、投入時のＧＥ発電機（ＧＥ１）に一致した周波数でアイソクロナス制御される。この段階では、ＧＴ発電機（ＧＴ１）はＧＥ発電機（ＧＥ１）に連系されるものの、負荷率はほぼ０％である。

(1-4) 第２優先順位の負荷の瞬時投入
図７に示すように、ＧＴ発電機（ＧＴ１）の同期投入の後、制御装置５は、必要な遮断装置３を制御して第２優先順位の負荷の瞬時投入を行う。投入された負荷分は、アイソクロナス制御を行うＧＴ発電機（ＧＴ１）により供給され、連系系統の周波数は一定を保つ（６１Ｈｚ）。ＧＴ発電機（ＧＴ１）は定格容量の１００％の瞬時負荷投入も可能であるが、ここでは７０％分を瞬時負荷投入している。ＧＥ発電機（ＧＥ１）では瞬時負荷投入による周波数変動が生じず、負荷変動によるＧＥ発電機（ＧＥ１）の運転停止等は生じない。

(1-5) 第３優先順位の負荷の瞬時投入
図８に示すように、制御装置５は、必要に応じ、第３優先順位の負荷の瞬時投入を行う。投入された負荷分は、アイソクロナス制御を行うＧＴ発電機（ＧＴ１）により供給される。ここでは、さらに２０％分を瞬時負荷投入している。

(1-6) ＧＴ発電機（ＧＴ１）とＧＥ発電機（ＧＥ１）の負荷平準化
図９に示すように、必要な負荷投入が終了した後、制御装置５は、ＧＴ発電機（ＧＴ１）とＧＥ発電機（ＧＥ１）との間で負荷の平準化を行う。負荷の平準化の操作は、ＧＥ発電機（ＧＥ１）においてドループ特性線を周波数（縦軸）に対し上下に移動する設定をすることで行う。より具体的には、この負荷の平準化の操作は、制御装置５がＧＥ発電機（ＧＥ１）のガスエンジンのガバナに燃料を増減する指令を送ることで実行する。本実施例では、ＧＥ発電機（ＧＥ１）のガスエンジンのガバナに燃料を増加する指令を送り、ドループ特性線を上に移動させることで、ＧＴ発電機（ＧＴ１）の負荷のうちの１０％分をＧＥ発電機（ＧＥ１）に負担させる。ドループ特性線の移動の操作はＧＥの運転に影響を及ぼさないように徐々に行う。図９に示すように、本実施例では最終的に、ＧＴ発電機（ＧＴ１）とＧＥ発電機（ＧＥ１）がそれぞれ８０％、全体を２００％とした場合に合計１６０％の電力が供給され、停電前と同容量の電力が供給されている。

２．第２実施形態（図１０〜図１７）
同程度の容量のＧＥ発電機（ＧＥ１）とＧＴ発電機（ＧＴ１）を各２台有する発電設備１０の運転方法を図１０〜図１７を参照して説明する。
まず図１０を参照して第２実施形態に係る発電設備１０の構成を説明する。
図１０に示すように、第２実施形態の発電設備１０は、商用電力系統２に遮断装置３を介して接続された電力線４と、電力線４に遮断装置３を介して接続された各２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）及びＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）を有している。第１実施形態と同様、ＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）は常用発電機、ＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）は防災用自家発電設備１０であり、ＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）とＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）の容量は同程度である。遮断装置３を介して電力線４に接続された負荷１〜負荷３の構成は第１実施形態と同一である。発電設備１０の制御装置５は、第１実施形態と同様、通常時にＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）の運転を制御し、商用電力系統２の電力の遮断（停電の発生）を検知し、停電に対応したＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）及びＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）の必要な連系運転等を行う。

次に、制御装置５の制御による発電設備１０の運転方法を図１１〜図１７を参照して説明する。
(2-1) ＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）と商用電力系統２との連系運転（通常時）
第１実施形態と同様、ＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）は、制御装置５の制御により、通常時はコージェネレーション用途の常用発電機として商用電力系統２（６０Ｈｚ）と連系運転を行う。

(2-2) 商用電力系統２からの電力の遮断（停電の発生）
第１実施形態と同様、商用電力系統２での停電の発生を制御装置５が検出すると、制御装置５は遮断装置３を作動させて優先順位の低い負荷２、負荷３を電力線４から遮断し、２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）により優先順位の最も高い負荷１のみに電力を供給する。図１１の右側に示すように、本実施形態では２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）が各７５％の負荷率で電力を供給し、合計の負荷は１５０％であるものとする。

(2-3) １台目のＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）のドループ制御による同期投入
図１１の左側に示すように、停電の発生後、制御装置５は、速やかに１台目のＧＴ発電機（ＧＴ１）を起動し、ＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）に対するＧＴ発電機（ＧＴ１）の周波数、電圧、位相の同期が取れた段階で、同期投入を行う。このように、ＧＴ発電機（ＧＴ１）は、まず１台目がドループ制御により投入される。

(2-4) ２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）と１台目のＧＴ発電機（ＧＴ１）の負荷の平準化
図１２に示すように、制御装置５は、１台目のＧＴ発電機（ＧＴ１）を投入した後、そのドループ特性線を上げる操作を行うことで、２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）と１台目のＧＴ発電機（ＧＴ１）の負荷の平準化を行う。この例では、それぞれの負荷率が５０％となるように調整される。合計の負荷は１５０％となり、全負荷に変動はない。

(2-5) ２台目のＧＴ発電機（ＧＴ２）のアイソクロナス制御による同期投入
図１３に示すように、次に制御装置５は、２台目のＧＴ発電機（ＧＴ２）をアイソクロナス制御により同期投入する。

(2-6) 第２優先順位の負荷の瞬時投入
図１４に示すように、次に制御装置５は、第２優先順位の負荷の瞬時投入を行う。投入された負荷分は、アイソクロナス制御を行う２台目のＧＴ発電機（ＧＴ２）により供給され、連系系統の周波数は一定に保たれる。ここでは９０％分を瞬時負荷投入している。図１４では２台のＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）の運転状況が重ねて表現されている。

(2-7) ２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）と２台のＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）の負荷の平準化
図１５に示すように、次に制御装置５は、２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）および１台目のＧＴ発電機（ＧＴ１）のドループ制御線を上げる操作を行うことで、２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）と２台のＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）の負荷の平準化を行う。４台の発電機の負荷率は各６０％に平準化されている。

なお、上記負荷投入の手順は一例であり、他の手順を採用することもできる。例えば、図１１での１台目のＧＴ発電機（ＧＴ１）のドループ制御による同期投入の際に、２台目のＧＴ発電機（ＧＴ２）についてもアイソクロナス制御による同期投入を行い、２台のＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）の負荷分担がほぼ０％の状態で、第２優先順位の負荷の瞬時投入を行っても良い。投入された負荷分は、アイソクロナス制御を行う２台目のＧＴ発電機（ＧＴ２）により供給され、連系系統の周波数は一定である。しかる後に、２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）と１台目のＧＴ発電機（ＧＴ１）のドループ制御線を調整することで負荷の平準化を行う。

なお、第２実施形態の運転方法では、１台目のＧＴ発電機（ＧＴ１）をドループ制御によって同期投入し、その後に２台目のＧＴ発電機（ＧＴ２）をアイソクロナス制御で同期投入したが、この順序を逆にしてもよい。

また、負荷の平準化後において、アイソクロナス制御を行う２台目のＧＴ発電機（ＧＴ２）に運転の障害（トリップ）が生じた場合には、図１６に示すように、ドループ制御している１台目のＧＴ発電機（ＧＴ１）を瞬時にアイソクロナス制御に切換えて負荷を吸収する。１台目のＧＴ発電機（ＧＴ１）の負荷は一時的に定格を超えて１２０％となるが、短時間であれば障害は生じない。

次いで、図１７に示すように、制御装置５が２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）のドループ制御線を上げる操作を行うことにより、２台のＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）と１台のＧＴ発電機（ＧＴ１）の負荷の平準化を行う。３台の発電機の負荷率は各８０％となる。

以上説明したように、ＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）とＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）を有する発電設備１０において、ＧＴ発電機（ＧＴ１，ＧＴ２）とＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）を同期させて運転する停電時等の連系運転においてアイソクロナス制御とドループ制御を併用し、アイソクロナス側の速度を一定に保つことによりドループ制御側の速度を一定としたので、ドループ側の出力を変化させずにアイソクロナス側に変動負荷を担わせることができる。これにより、停電対応時に一端遮断した負荷を再投入する等、その瞬時負荷投入量がＧＥ発電機（ＧＥ１，ＧＥ２）の許容負荷投入量を超えるようなものであっても問題は生じず、選択遮断による需要家への給電の停止を回避することができる。

１，１０…発電設備
２…商用電力系統
３…遮断装置
４…電力線
５…制御装置
ＧＥ１，ＧＥ２…ガスエンジン発電機（ＧＥ発電機）
ＧＴ１，ＧＴ２…ガスタービン発電機（ＧＴ発電機）

Claims (4)

1. ガスタービン発電機と、ドループ制御で駆動されるガスエンジン発電機とを備える発電設備の運転方法において、
   ガスタービン発電機が１台である第１の場合にはガスタービン発電機をアイソクロナス制御で駆動し、ガスタービン発電機が複数台である第２の場合には一部のガスタービン発電機をドループ制御で駆動するとともに他の一部のガスタービン発電機をアイソクロナス制御で駆動し、これによってガスタービン発電機およびガスエンジン発電機の連系運転を行う第１ステップと、
   前記第１ステップに次いで前記発電設備に対して負荷を投入する第２ステップと、
   前記第２ステップに次いで、第１の場合にはガスエンジン発電機のドループ制御の制御特性を変更し、第２の場合にはさらにドループ制御で駆動されているガスタービン発電機のドループ制御の制御特性を変更し、これによってガスタービン発電機とガスエンジン発電機の間で負荷分担の調整を行う第３ステップと、
   を有する発電設備の運転方法。
2. 前記第３ステップに次いで、第２の場合において、アイソクロナス制御で駆動されているガスタービン発電機に運転の障害が発生した場合には、ドループ制御で駆動されているガスタービン発電機をアイソクロナス制御による駆動に切り換える第４ステップを有する請求項１に記載の発電設備の運転方法。
3. 商用電力系統との連系運転が可能なドループ制御で駆動される少なくとも１台の常用のガスエンジン発電機と、停電時に起動される少なくとも１台の非常用のガスタービン発電機とを備える発電設備の運転方法において、
   非停電時には、前記ガスエンジン発電機を前記商用電力系統と連系運転させて複数の負荷に電力を供給し、
   停電発生時には、前記ガスエンジン発電機により優先順位の高い負荷に電力を供給するとともに優先順位の低い負荷を遮断し、
   次いで前記ガスタービン発電機をアイソクロナス制御で起動して前記ガスエンジン発電機と連系運転を行い、
   次いで前記発電設備に対し前記優先順位の低い負荷の少なくとも一部を投入し、投入された負荷変動分を、アイソクロナス制御を行なう前記ガスタービン発電機が優先して負担する発電設備の運転方法。
4. ガスタービン発電機が１台である第１の場合にはガスタービン発電機をアイソクロナス制御で駆動し、ガスタービン発電機が複数台である第２の場合には一部のガスタービン発電機をドループ制御で駆動するとともに他の一部のガスタービン発電機をアイソクロナス制御で駆動する請求項３に記載の発電設備の運転方法。

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