WO2014073059A1 - ガスタービン発電設備 - Google Patents

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小金沢　知己
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株式会社日立製作所
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    • F05D2270/091—Purpose of the control system to cope with emergencies in particular sudden load loss

Definitions

  • This invention relates to the gas turbine power generation equipment which comprises the local system
  • the power system is a power equipment network that includes power generation equipment, substation equipment, switching equipment, and loads, and sends the generated power of each power generation equipment to the loads.
  • power generation facilities that make up the power system depending on the energy source of power generation.
  • power generation facilities that use renewable energy such as wind, solar, geothermal, and biomass (naturally variable power generation facilities) ) Is expected to increase significantly in the future.
  • Naturally variable power generation facilities are likely to cause instability in the power system, and therefore various measures are required to guarantee the quality of power supplied to the power system.
  • wind power generators and solar power generators can be used to achieve stable power system operation when irregular power is generated by natural power sources.
  • Environmentally compatible power supply equipment and gas turbine generator (highly environmentally compatible power supply equipment) are connected as power supply equipment, and a wide-area small power load (for example, a house) and a concentrated power load (for example, an office building) Has been disclosed (Japanese Patent No. 4053965).
  • the control method starts the gas / diesel generator and the gas turbine generator when the amount of power demand exceeds the power generated by the wind power generator and the solar power generator, and initially supplements the power with the gas / diesel generator. Shift to electric power from the gas turbine generator, and when the amount of demand increases further, close the switch to receive power from the bus, operate the gas turbine generator to meet the heat load demand, and recover waste heat Heat is supplied from the apparatus to the heat transport facility.
  • the wind power generation system is an induction machine type wind power generator that generates power from the rotational force of wind power, a device that detects the rotation speed and voltage, and is connected in parallel to the induction machine type wind power generator to adjust reactive power when necessary.
  • AC excitation generator that can be used, and a device that performs secondary excitation control of the AC excitation generator when the detection device detects an abnormality in rotational speed or voltage. To stabilize the rotation speed and voltage of the induction machine type wind power generator.
  • An object of the present invention is to provide a gas turbine power generation facility capable of suppressing a step-out when a system fault such as a momentary voltage drop occurs in a local system having a natural fluctuation type power generation facility and a gas turbine power generation facility.
  • the present invention provides a gas turbine power generation facility that supplies power together with a natural variation type power generation facility in a local system linked to a power system, wherein the flow rate of fuel supplied to a combustor is reduced.
  • step-out can be suppressed even in the event of a system failure, so that disconnection of the gas turbine power generation facility can be avoided.
  • FIG. 1 is a system flow diagram showing an overall configuration diagram of a gas turbine power generation facility according to a first embodiment of the present invention.
  • a local system 50 connected to the power system 7 is configured together with a natural fluctuation type power generation facility 30.
  • the natural-variable power generation facility 30 is a facility that generates power using renewable energy.
  • the power supply source thus obtained is represented by a power source 34 (for example, a generator, a battery, or the like).
  • the power source 34 is connected to the power system 7 via a transformer 35 and a circuit breaker 36.
  • wind power, geothermal, sunlight, etc. can be utilized as renewable energy, the kind is not specifically limited.
  • a plurality of power generation facilities 30 may be arranged and connected to the power system 7 respectively.
  • a gas turbine power generation facility (gas turbine plant) 10 includes a gas turbine compressor 1 that compresses air 101 (atmospheric pressure) to generate high-pressure combustion air 102, and compressed air 102 and fuel introduced from the compressor 1.
  • a gas turbine combustor 2 that burns 200 and generates combustion gas 103; a turbine 3 into which the combustion gas 103 generated in the combustor 2 is introduced; and a generator 4 that is driven by the turbine 3 to generate electric power;
  • a control device 400 that executes various control processes related to the gas turbine power generation facility 10 is provided.
  • the compressor 1 and the generator 4 are each mechanically connected to the turbine 3, and the turbine 3 rotated by the combustion gas 103 drives the compressor 1 and the generator 4.
  • the generator 4 is connected to an electric power system 7 via an electric wire, and a transformer 5 and a circuit breaker 6 are installed on the electric wire line.
  • the electric power generated by the generator 4 is converted into a predetermined voltage by the transformer 5 and supplied to the power system 7 (load) via the circuit breaker 6.
  • a control signal is input to the circuit breaker 6 from a control device 400 (FRT curve comparator 404 (described later)), and opening / closing of the circuit breaker 6 is appropriately controlled according to the control signal.
  • An instrument transformer 401 is installed in parallel with the transformer 5 on the electric line on the generator 4 side with the circuit breaker 6 as a reference.
  • the instrument transformer 401 is a device for detecting the voltage of the power system 7, and the voltage of the power system 7 detected by the instrument transformer 401 is output to the control device 400 (amplitude calculator 402 (described later)). Has been.
  • the gas turbine power generation facility 10 further includes a fuel flow rate adjustment valve 201, a suction flow rate adjustment valve 100, and a bleed valve 105.
  • the fuel flow rate adjusting valve 201 is for adjusting the flow rate of fuel supplied to the combustor 2, and is installed in the fuel system 200 for supplying gas turbine fuel to the combustor 2.
  • the opening degree of the fuel flow rate adjusting valve 201 is changed, the flow rate of the fuel introduced into the combustor 2 is adjusted, and the power generation output of the gas turbine is adjusted.
  • a control signal is input to the fuel flow rate adjustment valve 201 from the control device 400, and the opening degree of the fuel flow rate adjustment valve 201 is controlled based on the control signal.
  • the suction flow rate adjustment valve 100 is for adjusting the flow rate of the suction air to the compressor 1 and is installed on the suction side (inlet side) of the compressor 1.
  • the opening degree of the suction flow rate adjusting valve 100 is changed, the flow rate of the compressed air introduced into the compressor 1 is adjusted, and thereby the flow rate of the compressed air introduced into the combustor 2 is adjusted.
  • the flow rate adjustment by the suction flow rate adjustment valve 100 is mainly performed when the compressor 1 is started.
  • a control signal is input from the control device 400 to the suction flow rate adjusting valve 100, and the opening degree of the suction flow rate adjusting valve 100 is controlled based on the control signal.
  • the suction flow rate adjusting valve 100 is illustrated as the intake flow rate adjusting device of the compressor 1, but the opening degree of a plurality of inlet guide vanes installed on the suction side (inlet side) of the compressor 1 is controlled by the control device 400. It may be controlled.
  • a control signal is output from the control device 400 to the drive source related to the drive mechanism of the inlet guide vane (for example, the drive source to the gear drive mechanism, the link mechanism), and the opening degree of the inlet guide vane is controlled. Control may be performed based on the signal.
  • the bleed valve 105 is for adjusting the bleed flow rate of the air (discharge air) discharged from the compressor 1 and reaching the combustor 2, and a part of the discharge air of the compressor 1 is combusted to the combustor 2.
  • the extraction system 104 is a pipeline that connects the discharge side of the compressor 1 and the downstream side of the turbine 3.
  • the control device 400 shown in FIG. 1 includes an amplitude calculator 402, an abnormality determiner 403, and an FRT curve comparator 404.
  • the amplitude calculator 402 is a part that executes processing for calculating the amplitude of the voltage of the power system 7 (time change in voltage) based on the voltage of the power system 7 output from the instrument transformer 401.
  • the voltage amplitude of the power system 7 calculated here is output to the abnormality determination unit 403 and the FRT curve comparator 404.
  • the abnormality determiner 403 is a part that executes processing for determining whether an abnormality has occurred in the power system 7 (downstream of the generator 4) based on the voltage v input from the amplitude calculator 402. Specifically, the case where the voltage v is suddenly reduced to less than the predetermined threshold Vo within a predetermined time is determined as “abnormal”, and the case where the voltage v is equal to or higher than the threshold Vo is determined as “normal”. If the abnormality determiner 403 determines that an abnormality has occurred based on the voltage v, it outputs a control signal for rapidly closing and opening the fuel flow rate adjustment valve 201 to the fuel flow rate adjustment valve 201 (according to the control signal). Specific changes in the fuel flow rate will be described later).
  • the threshold value Vo is the voltage of the power system 7 when the voltage of the power system 7 is momentarily reduced when an abnormality occurs, such as when a part of the power system 7 is short-circuited by a lightning strike or the like.
  • the value is determined in consideration of a specific change mode, and may be a constant value as in the example of FIG. 3 or a value having a predetermined range.
  • the FRT curve comparator 404 is a part that executes a process of determining whether or not “abnormality” is continuously generated based on the voltage v after the abnormality determination unit 403 determines that an abnormality has occurred. is there. If it is determined that the abnormality continues in this process, the FRT curve comparator 404 outputs a control signal for opening the circuit breaker 6 to the circuit breaker 6, and disconnects the generator 4 from the power system 7.
  • the threshold value related to the determination is defined by a function (V (t)) of time t, and determination processing is performed based on whether or not the voltage v may reach below the threshold value.
  • V (t) serving as a threshold value in the example of FIG. 3
  • FRT curve Fault-Ride-Through curve
  • FRT is a function or ability to continue operation without disconnection even if voltage fluctuation or frequency fluctuation occurs in the event of a system fault (at the time of instantaneous voltage drop). The voltage range that allows continuous operation in the event of an accident shall be indicated.
  • control device 400 has, as a hardware configuration, an arithmetic processing device (for example, a CPU) (not shown) for executing various control programs including control described later, and various data including the control program.
  • Storage device for example, semiconductor memory (ROM, RAM), magnetic storage device (disk drive), etc.) (not shown), and input / output device (not shown) for inputting / outputting various data It has.
  • the arithmetic circuits 402 to 403 shown in FIG. 1 do not have to be separate from each other, and two or more arithmetic circuit functions may be mounted on a certain arithmetic unit.
  • FIG. 2 is a flowchart of a control process executed by the control device 400 related to the gas turbine power generation facility 10 shown in FIG. 1, and
  • FIG. 3 is a diagram showing an example of a time change in voltage of the power system 7.
  • the horizontal axis in FIG. 3 has shown time passage (t), and a vertical axis
  • the amplitude calculator 402 inputs the voltage of the power system 7 from the instrument transformer 401 (S210), and calculates the voltage amplitude v of the power system 7 based on the input value. Calculate (S220). Then, the calculated voltage amplitude v is output to the abnormality determination unit 403 and the FRT curve comparator 404.
  • the abnormality determiner 403 that has input the voltage amplitude v determines whether or not the voltage amplitude v is equal to or greater than the threshold value Vo.
  • the abnormality determiner 403 determines that the voltage of the power system 7 is normal, and the control device 400 returns to the beginning and repeats the processing after S210.
  • the abnormality determination unit 403 has detected an abnormality in the voltage of the power system 7 (for example, a part of the power system 7 is short-circuited due to a lightning strike, etc. It is determined that a voltage drop has occurred. In the example of FIG. 3, the system voltage v is normally held until time t1, but then the voltage v suddenly drops to less than Vo at time t1 and the abnormality determination unit 403 is abnormal. Make a decision.
  • the abnormality determiner 403 When it is determined in S230 that an abnormality has occurred, the abnormality determiner 403 outputs a control signal to the fuel flow rate adjustment valve 201 so that the fuel flow rate adjustment valve 201 is suddenly opened and closed (S240).
  • the “rapid opening / closing” here means that the opening is instantaneously closed to a predetermined opening degree at the time of abnormality determination in S230, and then the opening is instantaneously opened to a predetermined opening degree after a predetermined time has elapsed (the “rapid opening / closing” described later).
  • the specific content of the control signal (flow command value) of the fuel flow control valve 201 in S240 will be described in detail with reference to the drawings.
  • FIG. 4 is a graph showing an example of a control signal output from the abnormality determiner 403 to the fuel flow rate adjustment valve 201 in S240.
  • the horizontal axis indicates the passage of time
  • the vertical axis indicates the flow rate of the gas turbine fuel.
  • the sudden closing / opening signal of the fuel flow rate adjusting valve 201 is immediately set to a value smaller by ⁇ G from the flow rate command value before the abnormality determination (normal time) at the time of abnormality determination (time t1). Is done. Then, the value is held for a predetermined control time ( ⁇ [seconds]), and immediately after the elapse of ⁇ [seconds], the flow rate command value before the abnormality determination is immediately set again.
  • ⁇ G is preferably as large as possible from the viewpoint of preventing the generator 4 from stepping out, and conversely, as small as possible from the viewpoint of preventing the flame disappearance of the combustor 2. Therefore, from the viewpoint of maximizing the effect of preventing the disappearance of the flame and the step-out, it is preferable to change ⁇ G according to the magnitude of the flow rate command value before the abnormality determination. That is, ⁇ G is a relatively large value when the flow rate command value before abnormality determination is relatively large, and a relatively small value when it is relatively small.
  • the flow rate at the time of abnormality is set based on the flow rate before the determination of abnormality
  • the flow rate at the time of abnormality may be set independently from the flow rate before the determination of abnormality. For example, by determining the minimum value of the flow rate command value that can prevent the loss of flame, and controlling the flow rate command value above the minimum value regardless of the magnitude of the flow rate command value before abnormality determination, the loss of flame is prevented. Also good.
  • ⁇ in FIG. 4 indicates the duration of the instantaneous voltage drop (the time required from the voltage drop to recovery) and the flow rate command (control signal) to the fuel flow rate adjustment valve 201 appear as a change in the rotational speed of the turbine 3.
  • a time for maximizing the step-out prevention effect is set in advance. As a result, it is possible to respond sequentially to an instantaneous voltage drop that exhibits a significantly faster behavior than the response delay characteristics of the gas turbine.
  • the gas turbine output only during the voltage drop is suppressed, and the output can be quickly restored when the voltage is restored.
  • the increase (over-rotation) of the internal rotational energy of the gas turbine that cannot release the energy due to the instantaneous voltage drop is suppressed, and the step-out of the generator 4 can be prevented, and the desired energy is output from the gas turbine when the voltage is restored. it can. That is, according to the present embodiment, the disconnection of the gas turbine power generation facility can be avoided even when the instantaneous voltage drops, and the output variation compensation of the natural variation type power generation facility 30 can be continued, thereby stabilizing the system. be able to.
  • the present embodiment further executes the following process assuming other system faults.
  • the FRT curve comparator 404 determines whether or not the voltage amplitude v is greater than or equal to the threshold value V (t) (S250).
  • the threshold value V (t) (FRT curve) is indicated by a bold line in the figure.
  • the threshold value V (t) in the example of FIG. 3 is held at a predetermined time zero from the abnormality determination time t1, and then monotonously increases linearly until reaching the time t3.
  • the example shown by the thin line b in FIG. 3 shows a case where an instantaneous voltage drop occurs at the time t1 and the fuel flow control in S240 and FIG. 4 is performed, but the voltage does not return thereafter.
  • the thin line b intersects the FRT curve at time t2. That is, at time t2, it is determined by the FRT curve comparator 404 that the voltage v is less than the threshold value V (t), it is determined that a system fault that is not an instantaneous voltage drop has occurred, the circuit breaker 6 is opened, and the gas turbine is opened.
  • the power generation facility 10 is disconnected from the system 7.
  • the gas turbine can be protected even in the case of a system fault that is not an instantaneous voltage drop.
  • the FRT curve comparator 404 determines in S250 that the voltage v is equal to or higher than the threshold value V (t) and determines that the system voltage continues to return to normal. If the FRT curve comparison is performed. The device 404 determines whether or not the time (t ⁇ t1) from the occurrence of the abnormality has reached a predetermined time To (S260). If it is determined in S260 that the time since the occurrence of the abnormality has not reached the time To, the process returns to S250 and the comparison between the voltage v and the threshold value V (t) is performed again. On the other hand, if it is determined that the time has reached To, it is determined that the voltage of the power system 7 has returned to normal (abnormality elimination), and the process returns to S210 and repeats the processing from S210.
  • S260 a predetermined time To
  • the time To in S260 indicates the time when the FRT curve comparator 404 repeats the abnormality determination related to S250, and also indicates the time when the threshold value V (t) is used from the time of the abnormality determination. Therefore, it is sufficient that the FRT curve as the threshold value V (t) is defined only for the time (To) from time t1 to time t3.
  • the time To is set with reference to the time required for the system voltage to return to the voltage level (about V1) before the voltage drop, starting from the moment when the instantaneous voltage drop occurs (time t1). Yes.
  • To in the example of FIG. 3 is the time required for the FRT curve defined in FIG. 3 to recover from the voltage value at the time of abnormality determination to the value before the occurrence of the abnormality.
  • the FRT curve is used as the threshold V (t), but the threshold V (t) is not limited to the FRT curve.
  • the threshold used in S250 is expressed as a function of time from the viewpoint of confirming that the system voltage v is recovered along the FRT curve with the passage of time. There is no need to represent it as a function.
  • FIG. 5 is a system flow diagram showing an overall configuration diagram of the gas turbine power generation facility according to the second embodiment of the present invention (note that the same reference numerals are given to the same parts as in the previous drawings, and description thereof is omitted) (The same applies to the subsequent figures.)
  • the abnormality determiner 403A of the gas turbine power generation facility shown in FIG. 5 determines that an abnormality has occurred based on the voltage v, it sends a control signal to the fuel flow rate adjustment valve 201 and the bleed valve 105 or the suction flow rate adjustment valve 100. It is configured to output. That is, the difference between the present embodiment and the first embodiment is that in addition to the fuel flow rate adjustment valve 201 as a control target in S240 after the abnormality determiner 403A determines that there is an abnormality in S230 of the flowchart of FIG. The purpose is to use the extraction valve 105 or the suction flow rate adjustment valve 100.
  • FIG. 6 is a flowchart of control processing executed by the control device 400 according to the gas turbine power generation facility shown in FIG. Since the flowchart shown in this figure is the same as the flowchart shown in FIG. 2 except for S240A, the description of the processing except for S240A will be omitted.
  • the abnormality determiner 403A causes the fuel flow rate adjustment valve 201 to rapidly open and close.
  • a control signal is output to the flow rate adjusting valve 201, and at the same time, a control signal is output so that the bleed valve 105 is also suddenly opened and closed (S240A).
  • the control signal for the bleed valve 105 is appropriately set so that continuous operation is possible even when the instantaneous voltage drops.
  • the increase amount of the bleed amount during the control (a value corresponding to ⁇ G) is determined in consideration of the effect of preventing the disappearance of the flame and the step-out, and the increase time of the bleed amount (value corresponding to ⁇ ). Is determined in consideration of the voltage drop duration and response delay characteristics.
  • the control signal for the suction flow rate adjustment valve 100 is set as appropriate so that continuous operation is possible even when the instantaneous voltage drops.
  • the amount of reduction in the suction flow rate during the control (a value corresponding to ⁇ G) is determined in consideration of the effect of preventing the disappearance of the flame and the step-out, and the reduction time of the extraction amount (value corresponding to ⁇ ). Is determined in consideration of the voltage drop duration and response delay characteristics.
  • FIG. 7 is a system flow diagram showing an overall configuration diagram of a gas turbine power generation facility according to the third embodiment of the present invention.
  • the control device 400 in the gas turbine power generation facility shown in FIG. 7 has a limiter 405 whose opening degree d is input from the fuel flow rate adjustment valve 201 as an input signal, and a determination result (described later) of the limiter 405 is one of the input signals.
  • An abnormality determination unit 403B is provided.
  • FIG. 8 is a flowchart of a control process executed by the control device 400 according to the gas turbine power generation facility shown in FIG. Since the flowchart shown in this figure is the same as the flowchart shown in FIG. 2 except for S280 and S290, the description of the processing except these will be omitted.
  • the limiter 405 determines that the opening degree d of the fuel flow rate adjustment valve 201 is A process of determining whether or not it is larger than the threshold value Do is executed (S280).
  • the threshold value Do is a value set for preventing the flame disappearance of the combustor 2.
  • the threshold value Do may be a constant value or a value having a predetermined range.
  • the bleed valve 105 is controlled instead of the fuel flow rate adjustment valve 201, and the abnormality determiner 403 ⁇ / b> B determines the bleed valve when the opening degree d is equal to or less than the threshold value Do.
  • a control signal is output so that only 105 is suddenly opened and closed (S290).
  • the suction flow rate adjustment valve 100 of the compressor 1 may be opened and closed simultaneously.
  • the flow rate passing through the compressor 1 is also rapidly reduced and then returned to the original value, the balance between the flow rate and the pressure ratio of the compressor 1 can be maintained, and the compressor 1 can be easily operated within the operating limit. .
  • the fuel flow rate adjustment valve 201 may be opened and closed simultaneously at S290.
  • the fuel flow rate adjustment valve 201 may be opened and closed simultaneously at S290.
  • the bleed valve 105 and the suction flow rate adjustment valve 100 have been described as different control objects, but both have a common function in controlling the amount of compressed air flowing into the combustor 2. That is, when it is determined that an abnormality has occurred in S230, the flow rate of the compressed air to the combustor 2 is instantaneously controlled by controlling these compressed air flow rate adjusting devices (the extraction valve 105 and the suction flow rate adjusting valve 100). It may be reduced to a short time and returned instantaneously after a predetermined time.
  • the threshold value (V (t)) according to S250 in each of the above embodiments may be appropriately changed according to the control mode of the control target in each of the embodiments.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiment, and includes various modifications within the scope not departing from the gist thereof.
  • the present invention is not limited to the one having all the configurations described in the above embodiment, and includes a configuration in which a part of the configuration is deleted.
  • part of the configuration according to one embodiment can be added to or replaced with the configuration according to another embodiment.
  • each configuration related to the above-described control device, functions and execution processing of each configuration, etc. are realized by hardware (for example, logic for executing each function is designed by an integrated circuit). May be.
  • the configuration related to the control device may be a program (software) that realizes each function related to the configuration of the control device by being read and executed by an arithmetic processing device (for example, a CPU).
  • Information related to the program can be stored in, for example, a semiconductor memory (flash memory, SSD, etc.), a magnetic storage device (hard disk drive, etc.), a recording medium (magnetic disk, optical disc, etc.), and the like.

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Abstract

　自然変動型発電設備とガスタービン発電設備を有する局所系統において、瞬時電圧低下などの系統事故の発生時の脱調を抑制できるガスタービン発電設備を提供することを目的とする。　電力系統（７）に連系される局所系統（５０）において自然変動型発電設備（３０）とともに電力供給を行うガスタービン発電設備（１０）であって、燃焼器（２）へ供給される燃料の流量を調整する燃料流量調整弁（２０１）と、圧縮機（１）で圧縮され燃焼器（２）へ供給される圧縮空気の流量を調整する抽気弁（１０５）又は吸込流量調整弁（１００）と、電力系統の電圧が閾値（Ｖ（ｔ））未満に低下したとき、燃料流量調整弁（２０１）、抽気弁（１０５）及び吸込流量調整弁（１００）のうち少なくとも一つに制御信号を出力することで、燃料流量及び圧縮空気流量の少なくとも一方を瞬時に減少し、その後所定時間経過時に瞬時に復帰する制御装置（４００）とを備える。

Description

ガスタービン発電設備
　本発明は、電力系統における局所系統を自然変動型発電設備とともに構成するガスタービン発電設備に関する。
　電力系統は、発電設備、変電設備、開閉設備および負荷を備え、各発電設備の発電電力を負荷に送るための電力設備網である。電力系統を構成する発電設備には発電のエネルギー源に応じて種々のものが存在するが、その中でも風力、太陽光、地熱、バイオマス等の再生可能エネルギーを利用した発電設備（自然変動型発電設備）の割合は今後大きく増加してゆくことが予想される。自然変動型発電設備は、電力系統を不安定にする要因になりやすいため、電力系統の供給電力の品質を保証するための種々の工夫が必要である。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　例えば、自然変動型電源による不定期電力の発生時における電力系統の安定運用の実現を図った技術として、風力発電機及び太陽光発電機（自然変動型電源）と、ガス／ディーゼル発電機（低環境適合性電源機器）と、ガスタービン発電機（高環境適合性電源機器）とを電源機器として連系させるとともに、広域小電力負荷（例えば、住宅）と、集中電力負荷（例えば、オフィスビル）を熱電負荷として連系させて得た局所系統の制御方法が開示されている（特許第４０５３９６５号公報）。当該制御方法は、風力発電機と太陽光発電機による電力を需要電力量が越えたら、ガス／ディーゼル発電機とガスタービン発電機を起動させ、はじめはガス／ディーゼル発電機で電力を補い、次いでガスタービン発電機による電力に移行させ、さらに需要電力量が増加したら開閉器を閉じて母線から電力の供給を受けるようにし、熱負荷需要に見合うようにガスタービン発電機を運転させ、排熱回収装置から熱輸送設備に熱を供給するものである。
　また、電力系統内に自然変動型発電設備が存在する場合に瞬時電圧低下等の系統擾乱が生じると、自然変動型発電設備が一斉解列するおそれがあるが、この種の事象は、自然変動型発電設備がこれまで以上に普及した際には、電力系統の安定運用に対する大きな課題となりうる。このため自然変動型発電設備の系統連系要件として、瞬時電圧低下などの系統擾乱により一斉解列を起こさない能力（Fault-Ride-Through 能力）を求める事例が増えてくると考えられる。
　この点に関連する技術として、系統故障時に起こる加速脱調や電力不安定化を抑え、安定して電力を供給し続けることができる風力発電システムの提供を図ったものがある（特開２００５－５１８６７号公報）。当該風力発電システムは、風力による回転力から発電を行う誘導機型風力発電機と、その回転速度と電圧を検出する装置と、誘導機型風力発電機に並列に接続され必要時に無効電力を調整できる交流励磁型発電機と、検出装置が回転速度あるいは電圧の異常を検出した際に交流励磁型発電機の二次励磁制御を行う装置とを備え、異常時に誘導機型風力発電機に無効電力を注入して、誘導機型風力発電機の回転速度および電圧の安定化制御を行っている。
特許第４０５３９６５号公報 特開２００５－５１８６７号公報
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　上記のような背景のもと、電力系統に連系される局所的な系統（局所系統）として、再生可能エネルギーを利用する自然変動型発電設備（例えば、風力発電機や太陽光発電機等を有する発電設備）に、負荷追従性に優れたガスタービン発電設備を組合わせることで、電力品質の保証を図ったものがある。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　この種の局所系統が連系する電力系統で予期せぬ瞬時電圧低下などの事故が発生した場合には、電力系統の電力品質保証の観点からは、上記した自然変動型発電設備の一斉解列を回避するだけでなく、ガスタービン発電設備も解列することなく運転を継続することが求められる。
　本発明の目的は、自然変動型発電設備とガスタービン発電設備を有する局所系統において、瞬時電圧低下などの系統事故の発生時の脱調を抑制できるガスタービン発電設備を提供することにある。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　本発明は、上記目的を達成するために、電力系統に連系される局所系統において自然変動型発電設備とともに電力供給を行うガスタービン発電設備であって、燃焼器へ供給される燃料の流量を調整する燃料流量調整装置と、圧縮機で圧縮され前記燃焼器へ供給される圧縮空気の流量を調整する空気流量調整装置と、前記電力系統の電圧が閾値未満に低下したとき、前記燃料流量調整装置及び前記空気流量調整装置の少なくとも一方に制御信号を出力することで、前記燃料流量及び前記圧縮空気流量の少なくとも一方を瞬時に減少し、その後所定時間経過時に瞬時に復帰する制御装置とを備えるものとする。
　本発明によれば、系統事故の際にも脱調を抑制できるので、ガスタービン発電設備の解列を回避できる。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
本発明の第１の実施の形態に係るガスタービン発電設備の全体構成図を表すシステムフロー図。 図１に示したガスタービン発電設備１０に係る制御装置４００が実行する制御処理のフローチャート。 電力系統７の電圧の時間変化の一例を示す図。 Ｓ２４０で異常判定器４０３から燃料流量調整弁２０１に出力される制御信号の一例を示すグラフ。 本発明の第２の実施の形態に係るガスタービン発電設備の全体構成図を表すシステムフロー図。 図５に示したガスタービン発電設備に係る制御装置４００が実行する制御処理のフローチャート。 本発明の第３の実施の形態に係るガスタービン発電設備の全体構成図を表すシステムフロー図。 図７に示したガスタービン発電設備に係る制御装置４００が実行する制御処理のフローチャート。
　以下、本発明の実施の形態について図面を用いて説明する。　
　図１は本発明の第１の実施の形態に係るガスタービン発電設備の全体構成図を表すシステムフロー図である。この図に示すガスタービン発電設備１０は、電力系統７に連系される局所系統５０を自然変動型発電設備３０とともに構成している。
　自然変動型発電設備３０は、再生可能エネルギーを利用して発電する設備であり、図１では、そうして得た電力の供給源を電源３４（例えば、発電機、電池等）で表している。電源３４は、変圧器３５と、遮断器３６を介して電力系統７に接続されている。なお、再生可能エネルギーとしては、風力、地熱、太陽光等が利用可能であるが、その種類は特に限定されない。また、図に示した例では、自然変動型発電設備３０が１つの場合を示したが、複数の発電設備３０を配置してそれぞれを電力系統７と連系させても良い。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　ガスタービン発電設備（ガスタービンプラント）１０は、空気１０１（大気圧）を圧縮して高圧の燃焼用空気１０２を生成するガスタービン圧縮機１と、圧縮機１から導入される圧縮空気１０２と燃料２００とを燃焼させて燃焼ガス１０３を生成するガスタービン燃焼器２と、燃焼器２で生成された燃焼ガス１０３が導入されるタービン３と、タービン３によって駆動されて発電する発電機４と、ガスタービン発電設備１０に係る種々の制御処理が実行される制御装置４００を備えている。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　圧縮機１及び発電機４はそれぞれタービン３と機械的に連結されており、燃焼ガス１０３によって回転駆動されたタービン３は圧縮機１と発電機４を駆動する。発電機４は、電線を介して電力系統７に接続されており、当該電線路上には変圧器５と、遮断器６が設置されている。発電機４が発生した電力は、変圧器５で所定の電圧に変換され、遮断器６を介して電力系統７（負荷）に供給される。遮断器６には制御装置４００（ＦＲＴカーブ比較器４０４（後述））から制御信号が入力されており、遮断器６の開閉は当該制御信号に応じて適宜制御される。遮断器６を基準として発電機４側の電線路上には、変圧器５と並列に計器用変圧器４０１が設置されている。計器用変圧器４０１は、電力系統７の電圧を検出するための機器であり、計器用変圧器４０１が検出した電力系統７の電圧は、制御装置４００（振幅演算器４０２（後述））に出力されている。
　また、ガスタービン発電設備１０は、燃料流量調整弁２０１と、吸込流量調整弁１００と、抽気弁１０５をさらに備えている。燃料流量調整弁２０１は、燃焼器２へ供給される燃料の流量を調整するためのもので、燃焼器２にガスタービン燃料を供給するための燃料系統２００に設置されている。燃料流量調整弁２０１の開度を変更すると、燃焼器２に導入される燃料流量が調整され、ガスタービンの発電出力が調整される。ガスタービンの発電出力を調整することで、自然変動型発電設備３０の出力変動を補償して系統の安定化を図ることができる。燃料流量調整弁２０１には制御装置４００から制御信号が入力されており、燃料流量調整弁２０１の開度は当該制御信号に基づいて制御される。
　吸込流量調整弁１００は、圧縮機１への吸込み空気の流量を調整するためのものであって、圧縮機１の吸込み側（入口側）に設置されている。吸込流量調整弁１００の開度を変更すると、圧縮機１に導入される圧縮空気の流量が調整され、これにより燃焼器２に導入される圧縮空気の流量が調整される。吸込流量調整弁１００による流量調整は、主に圧縮機１の起動時に行われる。吸込流量調整弁１００には制御装置４００から制御信号が入力されており、吸込流量調整弁１００の開度は当該制御信号に基づいて制御される。なお、ここでは圧縮機１の吸気流量調整装置として、吸込流量調整弁１００を例示したが、圧縮機１の吸い込み側（入口側）に複数設置される入口案内翼の開度を制御装置４００で制御する等しても良い。この場合には、入口案内翼の駆動機構（例えば、駆動源から歯車による駆動機構、リンクによる機構）に係る駆動源に制御装置４００から制御信号が出力し、入口案内翼の開度を当該制御信号に基づいて制御すれば良い。
　抽気弁１０５は、圧縮機１から吐出され燃焼器２に到達する前の空気（吐出空気）の抽気流量を調整するためのものであって、圧縮機１の吐出空気の一部を燃焼器２とタービン３を迂回させるためのバイパス流路（抽気系統）１０４に設けられている。抽気系統１０４は、圧縮機１の吐出側とタービン３の下流側を接続する管路である。抽気弁１０５の開度を変更すると、圧縮空気の抽気量が調整され、これにより燃焼器２に導入される圧縮空気の流量が調整される。抽気弁による抽気量調整は、圧力調整を目的として主に圧縮機１の起動時に行われる。抽気弁１０５には制御装置４００から制御信号が入力されており、抽気弁１０５の開度は当該制御信号に基づいて制御される。
　次に制御器４００について説明する。図１に示した制御装置４００は、振幅演算器４０２と、異常判定器４０３と、ＦＲＴカーブ比較器４０４を備えている。
　振幅演算器４０２は、計器用変圧器４０１から出力された電力系統７の電圧に基づいて、電力系統７の電圧の振幅（電圧の時間変化）を演算する処理を実行する部分である。ここで算出された電力系統７の電圧振幅は異常判定器４０３及びＦＲＴカーブ比較器４０４に出力される。
　異常判定器４０３は、振幅演算器４０２から入力される電圧ｖに基づいて電力系統７（発電機４の下流側）に異常が発生したか否かを判定する処理を実行する部分である。具体的には、電圧ｖが所定の時間内に所定の閾値Ｖｏ未満にまで急激に低下した場合を「異常」と判定し、電圧ｖが閾値Ｖｏ以上であれば「正常」と判定する。異常判定器４０３は、電圧ｖに基づいて異常が発生したと判断した場合には、燃料流量調整弁２０１を急閉開するための制御信号を燃料流量調整弁２０１に出力する（当該制御信号による燃料流量の具体的変化は後述する）。
　なお、閾値Ｖｏ（後述の図３参照）は、電力系統７の一部が落雷等で短絡した場合等の異常が発生した場合に電力系統７の電圧が瞬間的に低下したときの当該電圧の具体的な変化態様を考慮して決定される値であり、図３の例のように一定の値としても良いし、所定の範囲をもった値としても良い。
　ＦＲＴカーブ比較器４０４は、異常判定器４０３で異常が発生したと判定された以後の電圧ｖに基づいて、「異常」が継続して発生しているか否かを判定する処理を実行する部分である。この処理で異常が継続していると判定した場合には、ＦＲＴカーブ比較器４０４は、遮断器６を開くための制御信号を遮断器６に出力し、発電機４を電力系統７から解列させる。
　本実施の形態に係るＦＲＴカーブ比較器４０４では、上記判定に係る閾値を時間ｔの関数（Ｖ（ｔ））で規定し、当該閾値未満に電圧ｖが達することがあるか否かで判定処理を行っている（後述の図３参照）。なお、以下では、図３の例で閾値となる関数Ｖ（ｔ）をＦＲＴカーブ（Fault-Ride-Through カーブ）と称することがある。ここで「ＦＲＴ」とは、系統事故時（瞬時電圧低下時）に電圧変動、周波数変動が発生しても解列せず運転を継続する機能又は能力のことであり、「ＦＲＴカーブ」は系統事故時に継続運転が可能な電圧の範囲を示すものとする。
　ところで、制御装置４００は、ハードウェア構成として、後述する制御をはじめとして各種の制御プログラムを実行するための演算処理装置（例えば、ＣＰＵ）（図示せず）と、当該制御プログラムをはじめとして各種データを記憶するための記憶装置（例えば、半導体メモリ（ＲＯＭ、ＲＡＭ）や、磁気記憶装置（ディスクドライブ）等）（図示せず）と、各種データが入出力される入出力装置（図示せず）を備えている。なお、図１に示した各演算回路４０２～４０３は、それぞれ別体である必要はなく、また、ある１つの演算器に２つ以上の演算回路の機能を実装する等しても構わない。
　次に上記のように構成されるガスタービン発電設備１０で実行される制御について図を参照しつつ説明する。図２は図１に示したガスタービン発電設備１０に係る制御装置４００が実行する制御処理のフローチャートであり、図３は電力系統７の電圧の時間変化の一例を示す図である。なお、図３中の横軸は時間経過（ｔ）を示しており、縦軸は系統電圧（ｖ）を示す。
　図２に示す処理が開始されたら、まず、振幅演算器４０２は、計器用変圧器４０１から電力系統７の電圧を入力し（Ｓ２１０）、当該入力値に基づいて電力系統７の電圧振幅ｖを演算する（Ｓ２２０）。そして、演算した電圧振幅ｖを異常判定器４０３及びＦＲＴカーブ比較器４０４に出力する。
　Ｓ２３０において、電圧振幅ｖを入力した異常判定器４０３は、電圧振幅ｖが閾値Ｖｏ以上であるか否かを判定する。ここで、電圧ｖが閾値Ｖｏ以上である場合には、異常判定器４０３は電力系統７の電圧は正常であると判定し、制御装置４００は最初に戻ってＳ２１０以降の処理を繰り返す。一方、Ｓ２３０で電圧ｖが閾値Ｖｏ未満である場合には、異常判定器４０３は電力系統７の電圧に異常が発生した（例えば、落雷などによって電力系統７の一部が短絡し、瞬間的な電圧低下が発生した）と判定する。これを図３の例で説明すると、時刻ｔ１までの間、系統電圧ｖは正常に保持されているが、その後、時刻ｔ１で電圧ｖがＶｏ未満まで急激に低下して異常判定器４０３が異常判定をする。
　Ｓ２３０で異常が発生したと判定された場合、異常判定器４０３は、燃料流量調整弁２０１が急閉開するように燃料流量調整弁２０１に制御信号を出力する（Ｓ２４０）。ここでいう「急閉開」とは、Ｓ２３０における異常判定時に瞬時に所定の開度まで閉め、その後所定時間経過後に所定の開度まで瞬時に開くことをいうものとする（後述する「急開閉」についても同様とする）。ここで、Ｓ２４０における燃料流量調整弁２０１の制御信号（流量指令値）の具体的内容について図を用いて詳述する。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　図４は、Ｓ２４０で異常判定器４０３から燃料流量調整弁２０１に出力される制御信号の一例を示すグラフである。図中の横軸は時間経過を示し、縦軸はガスタービン燃料の流量を示す。この図に示すように、燃料流量調整弁２０１の急閉開信号は、まず、異常判定時（時刻ｔ１）に、異常判定前（正常時）の流量指令値からΔＧだけ小さい値に即座に設定される。そして、その値を所定の制御時間（τ［秒］）だけ保持し、τ［秒］経過後は即座に異常判定前の流量指令値に再度設定される。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　なお、ΔＧは、発電機４の脱調防止の観点からはなるべく大きいほうが好ましく、逆に、燃焼器２の火炎消失防止の観点からはなるべく小さいほうが好ましい。そこで、火炎消失と脱調の防止効果を最大にする観点から、異常判定前の流量指令値の大小に応じてΔGを変化させることが好ましい。すなわち、ΔGは、異常判定前の流量指令値が比較的大きい場合には相対的に大きい値になり、比較的小さい場合には相対的に小さい値になる。また、ここでは異常判定前の流量を基準にして異常時の流量を設定する場合について説明したが、異常判定前の流量から独立して異常時の流量を設定しても良いことは言うまでもない。例えば、火炎消失防止が可能な流量指令値の最小値を決定しておき、異常判定前の流量指令値の大小に関わらず、当該最小値以上に制御することで、火炎消失の防止を図っても良い。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　また、図４中のτは、瞬時電圧低下の継続時間（電圧低下から復旧までに要する時間）と、燃料流量調整弁２０１への流量指令（制御信号）がタービン３の回転数変化として現れるまでの応答遅れ特性とを考慮して、脱調防止効果を最大にする時間をあらかじめ設定しておくものとする。これによって、ガスタービンの応答遅れ特性と比較して大幅に速い挙動を示す瞬時電圧低下に対して、シーケンシャルに対応できる。
　上記Ｓ２１０～Ｓ２４０で説明したように燃料流量を制御すると、電圧低下中のみのガスタービン出力が抑制され、電圧復旧時には速やかに出力を復帰できる。これにより、瞬時電圧低下によってエネルギーを放出できなくなるガスタービンの内部回転エネルギーの増加（過回転）が抑制され、発電機４の脱調が防止できるとともに、電圧復旧時にガスタービンから所望のエネルギーを出力できる。すなわち、本実施の形態によれば、瞬時電圧低下時にもガスタービン発電設備の解列を回避でき、自然変動型発電設備３０の出力変動補償を継続することができるので、系統の安定化を図ることができる。
　上記のＳ２４０で処理を終了しても瞬時電圧低下に対処することができるが、本実施の形態ではその他の系統事故の場合も想定してさらに下記の処理を実行している。
　Ｓ２４０が終了したら、ＦＲＴカーブ比較器４０４は、電圧振幅ｖが閾値Ｖ（ｔ）以上であるか否かを判定する（Ｓ２５０）。図３の例では、図中に太線で示したものが閾値Ｖ（ｔ）（ＦＲＴカーブ）である。図３の例の閾値Ｖ（ｔ）は、異常判定時ｔ１から所定の時間ゼロに保持され、その後、時刻ｔ３に至るまで直線状に単調増加している。
　Ｓ２５０において、ＦＲＴカーブ比較器４０４が、電圧ｖが閾値Ｖ（ｔ）未満であると判定した場合には、異常が継続しているため継続運転が難しいと判定し、遮断器６を開くための制御信号を遮断器６に出力する（Ｓ２７０）。これにより、遮断器６が開かれ、ガスタービン発電設備１０が電力系統７から解列される。Ｓ２７０が終了したら処理を終了する。
　図３の細線ｂで示した例は、時刻ｔ１で瞬時電圧低下が発生して上記Ｓ２４０及び図４の燃料流量制御が実施されるが、その後も電圧が復帰することが無い場合を示しており、細線ｂは時刻ｔ２でＦＲＴカーブと交差する。すなわち、時刻ｔ２では、ＦＲＴカーブ比較器４０４によって電圧ｖが閾値Ｖ（ｔ）未満であると判定され、瞬時電圧低下ではない系統事故が発生したと判断され、遮断器６が開かれてガスタービン発電設備１０が系統７から解列される。このように、本実施の形態によれば、瞬時電圧低下ではない系統事故の場合でもガスタービンを保護することができる。
　一方、Ｓ２５０において、ＦＲＴカーブ比較器４０４が、電圧ｖが閾値Ｖ（ｔ）以上であると判定し、系統電圧が正常に復帰し続けていると判断した場合には、次に、ＦＲＴカーブ比較器４０４は、異常発生時からの時間（ｔ－ｔ１）が所定の時間Ｔｏに達したか否かの判定を行う（Ｓ２６０）。Ｓ２６０で異常発生時からの時間が時間Ｔｏに達していないと判定した場合には、Ｓ２５０に戻って電圧ｖと閾値Ｖ（ｔ）の比較を再度行う。一方、当該時間がＴｏに達したと判定した場合には、電力系統７の電圧は正常に復帰した（異常解消）と判定し、最初に戻りＳ２１０以降の処理を繰り返す。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　ここで上記したＳ２５０からＳ２６０に係る処理について、図３中に細線ａで示した系統電圧の変化例を用いて説明する。細線ａで示した例では、時刻ｔ１で瞬時電圧低下の発生により電圧ｖは一時的にＶｏ未満まで低下するが、その後、上記Ｓ２４０及び図４の燃料流量制御により異常発生前のＶ１程度の値まで復帰する。その電圧復帰の際、系統電圧ｖはＦＲＴカーブ（閾値Ｖ（ｔ））よりも早く電圧が上昇するので、Ｓ２５０で異常判定されることなくガスタービンが正常時に復帰する。
　また、Ｓ２６０の時間Ｔｏは、ＦＲＴカーブ比較器４０４がＳ２５０に係る異常判定を繰り返す時間を示すとともに、異常判定時から閾値Ｖ（ｔ）が利用される時間を示す。そのため、閾値Ｖ（ｔ）たるＦＲＴカーブは、時刻ｔ１から時刻ｔ３に至るまでの時間（Ｔｏ）だけ規定すれば足りる。また、時間Ｔｏは、瞬時電圧低下の発生時（時刻ｔ１）から起算して、電圧低下発生前の電圧値のレベル（V１程度）まで系統電圧が復帰するために要する時間を目安に設定している。図３の例のＴｏは、図３で規定されたＦＲＴカーブが異常判定時の電圧の値から異常発生前の値までの回復に要する時間としている。
　ところで、図３の例では、閾値Ｖ（ｔ）としてＦＲＴカーブを利用したが、閾値Ｖ（ｔ）はＦＲＴカーブのみに限られない。また、図３の例では、時間経過とともにＦＲＴカーブに沿って系統電圧ｖが回復していることを確認する観点から、Ｓ２５０で利用する閾値を時間の関数で表したが、当該閾値は時間の関数で表す必要は無い。すなわち、異常発生後から所定時間経過後に異常発生前の電圧程度に復帰していることが確認できれば良く、異常発生時から所定時間経過後の電圧振幅ｖが異常発生前の値に近い値以上に達しているときには正常に復帰したものと判定しても良い。これを図３に示した例で説明すると、異常発生時刻ｔ１から時間Ｔｏ経過後の時刻ｔ３に電圧ｖがＶ１以上であるか否かを判定すれば良い。
　次に、本発明の第２の実施の形態について図５及び図６を用いて説明する。図５は本発明の第２の実施の形態に係るガスタービン発電設備の全体構成図を表すシステムフロー図である（なお、先の図と同じ部分には同じ符号を付して説明を省略することがある（後の図も同様とする）。）。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　図５に示すガスタービン発電設備の異常判定器４０３Ａは、電圧ｖに基づいて異常が発生したと判断した場合には、燃料流量調整弁２０１と抽気弁１０５又は吸込流量調整弁１００に制御信号を出力するように構成されている。すなわち、本実施の形態と第１の実施の形態との違いは、図２のフローチャートのＳ２３０で異常判定器４０３Ａが異常と判定した後のＳ２４０の制御対象として、燃料流量調整弁２０１に加えて抽気弁１０５又は吸込流量調整弁１００を利用することにある。
　図６は図５に示したガスタービン発電設備に係る制御装置４００が実行する制御処理のフローチャートである。この図に示したフローチャートは、Ｓ２４０Ａを除いて、図２に示したフローチャートと同じなので、Ｓ２４０Ａを除いた処理については説明を省略する。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　Ｓ２３０で電圧ｖが閾値Ｖｏ未満であり、異常判定器４０３Ａが電力系統７に異常が発生したと判定した場合には、異常判定器４０３Ａは、燃料流量調整弁２０１が急閉開するように燃料流量調整弁２０１に制御信号を出力するとともに、これと同時に抽気弁１０５も急開閉するように制御信号を出力する（Ｓ２４０Ａ）。抽気弁１０５に対する制御信号は、図４に示した燃料流量調整弁２０１に対する制御信号と同様に、瞬時電圧低下時にも継続運転が可能なように適宜設定する。さらに、当該制御時の抽気量の増加量（ΔＧに対応する値）については火炎消失と脱調の防止効果を考慮して決定するものとし、抽気量の増加時間（τに対応する値）については電圧低下の継続時間と応答遅れ特性を考慮して決定するものとする。
　このように燃料流量調整弁２０１と抽気弁１０５を制御すると、図４に示したように燃焼器２における燃焼空気流量に対する燃料の比が急減した後に元に戻るともに、燃焼器２を通過する燃焼用空気１０２の流量が急減した後に元に戻るため、抽気弁１０５を操作しないときに比べて、燃焼器２における燃焼空気流量に対する燃料の比の変化が小さくなって、火炎の安定性が向上する。それに加えて、タービン３に流入する燃焼ガス流量も急減するので、抽気弁１０５を操作しないときに比べて、ガスタービンの過回転を抑制する効果が高くなり、発電機４の脱調を防止して、自然変動型発電設備３０を備えた系統の安定化を継続できる。
　また、上記Ｓ２４０Ａでは、抽気弁１０５の操作に代えて、吸込流量調整弁１００を急閉開しても、燃焼器２を通過する燃焼用空気１０２の流量を急減させた後に元に戻すことができる。吸込流量調整弁１００に対する制御信号は、図４に示した燃料流量調整弁２０１に対する制御信号と同様に、瞬時電圧低下時にも継続運転が可能なように適宜設定する。さらに、当該制御時の吸込流量の低減量（ΔＧに対応する値）については火炎消失と脱調の防止効果を考慮して決定するものとし、抽気量の低減時間（τに対応する値）については電圧低下の継続時間と応答遅れ特性を考慮して決定するものとする。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　これにより、吸込流量調整弁１００を操作しないときに比べて、燃焼器２における燃焼空気流量に対する燃料の比の変化が小さくなって、 火炎の安定性を向上できる。それに加えて、タービンに流入する流量も急減するので、吸込流量調整弁１００を操作しないときに比べて、ガスタービンの過回転を抑制する効果が高くなり、発電機の脱調を防止して、自然変動型発電設備３０を備えた系統の安定化を継続できる。
　次に本発明の第３の実施の形態について図７及び図８を用いて説明する。図７は本発明の第３の実施の形態に係るガスタービン発電設備の全体構成図を表すシステムフロー図である。
　図７に示すガスタービン発電設備における制御装置４００は、燃料流量調整弁２０１からその開度ｄが入力信号として入力されるリミッタ４０５と、リミッタ４０５の判定結果（後述）が入力信号の１つとして入力される異常判定器４０３Ｂを備えている。
　図８は図７に示したガスタービン発電設備に係る制御装置４００が実行する制御処理のフローチャートである。この図に示したフローチャートは、Ｓ２８０及びＳ２９０を除いて、図２に示したフローチャートと同じなので、これらを除いた処理については説明を省略する。
　図８のフローチャートにおけるＳ２３０で電圧ｖが閾値Ｖｏ未満であり、異常判定器４０３Ｂが電力系統７に異常が発生したと判定した場合には、リミッタ４０５は、燃料流量調整弁２０１の開度ｄが閾値Ｄｏより大きいか否かを判定する処理を実行する（Ｓ２８０）。閾値Ｄｏは、燃焼器２の火炎消失防止のために設定された値である。閾値Ｄｏは、一定の値としても良いし、所定の範囲をもった値としても良い。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　そのため、この場合には、火炎消失防止のために燃料流量調整弁２０１に代えて抽気弁１０５を制御対象とし、異常判定器４０３Ｂは、開度ｄが閾値Ｄｏ以下であった場合には抽気弁１０５のみを急開閉するように制御信号を出力する（Ｓ２９０）。
　このように燃料流量調整弁２０１の開度を保持したまま抽気弁１０５を急開閉すると、燃焼器２を通過してタービン３に流入する燃焼ガスの流量が急減した後に元に戻るため、ガスタービンの過回転を抑制でき、発電機４の脱調を防止して、自然変動型発電設備３０を備えた系統の安定化を継続できる。また、燃焼器２における燃焼空気流量に対する燃料の比が小さくなることは無いため（すなわち、大きくなるため）、火炎の安定性が維持できる。
　ところで、上記Ｓ２９０では、燃料流量調整弁２０１の開度を保持したまま抽気弁１０５を急開閉することに加えて、圧縮機１の吸込流量調整弁１００を同時に急閉開しても良い。この場合には、圧縮機１を通過する流量も同様に急減した後に元に戻るため、圧縮機１の流量と圧力比のバランスが維持できて、圧縮機１を作動限界内で容易に運用できる。
　なお、このように抽気弁１０５および吸込流量調整弁１００を同時に操作すると、燃焼器２における燃焼空気流量に対する燃料の比が大きくなるため、火炎の安定性は維持できるが、燃焼器１やタービン３の高温部品のメタル温度が上昇するおそれがある。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　そこで、メタル温度上昇を抑制したい場合には、上記Ｓ２９０において、抽気弁１０５および吸込流量調整弁１００の制御に加えて、同時に燃料流量調整弁２０１も急閉開しても良い。このように制御すると、燃焼器２における燃焼空気流量に対する燃料の比の適正化を図ることができるので、高温部品の寿命低下を抑制できる。また、燃料流量調整弁２０１を操作しないときに比べて、タービン３の過回転を抑制する効果がより向上するので、発電機４の脱調が防止でき、自然変動型発電設備３０を備えた系統の安定化を継続できる。
　ところで、上記の各実施の形態では、抽気弁１０５と吸込流量調整弁１００を異なる制御対象として説明してきたが、両者は燃焼器２への圧縮空気流入量を制御する点で機能が共通する。すなわち、Ｓ２３０で異常が発生したと判定された場合には、これら圧縮空気流量調整装置（抽気弁１０５及び吸込流量調整弁１００）を制御することで、燃焼器２への圧縮空気の流量を瞬時に減少させ、所定時間経過後に瞬時に復帰させれば良い。また、上記では触れなかったが、第１の実施の形態に係る図２において、Ｓ２３０で異常発生と判定された場合に、Ｓ２４０で燃料流量調整弁２０１に代えて吸込流量調整弁１００のみを急閉開しても、同様の効果が得られる。また、上記の各実施の形態におけるＳ２５０に係る閾値（Ｖ（ｔ））は、各実施の形態における制御対象の制御態様に応じて適宜変更しても良い。
　なお、本発明は、上記の実施の形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲内の様々な変形例が含まれる。例えば、本発明は、上記の実施の形態で説明した全ての構成を備えるものに限定されず、その構成の一部を削除したものも含まれる。また、ある実施の形態に係る構成の一部を、他の実施の形態に係る構成に追加又は置換することが可能である。
　また、上記の制御装置に係る各構成や当該各構成の機能及び実行処理等は、それらの一部又は全部をハードウェア（例えば各機能を実行するロジックを集積回路で設計する等）で実現しても良い。また、上記の制御装置に係る構成は、演算処理装置（例えばＣＰＵ）によって読み出し・実行されることで当該制御装置の構成に係る各機能が実現されるプログラム（ソフトウェア）としてもよい。当該プログラムに係る情報は、例えば、半導体メモリ（フラッシュメモリ、ＳＳＤ等）、磁気記憶装置（ハードディスクドライブ等）及び記録媒体（磁気ディスク、光ディスク等）等に記憶することができる。
[規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
　１…圧縮機、２…燃焼器、３…タービン、４…発電機、５…変圧器、６…遮断器、７…電力系統、１０…ガスタービン発電設備、３０…自然変動型発電設備、５０…局所系統、１００…吸込流量調整弁、１０１…ガスタービン吸い込み空気（大気圧）、１０２…圧縮空気、１０３…燃焼ガス、１０４・・・抽気空気、１０５…抽気弁、２００…燃料系統、２０１…燃料流量調整弁、４００…制御装置、４０１…計器用変圧器、４０２…振幅演算器、４０３…異常判定器、４０４…FRTカーブ比較器、４０５…リミッタ

Claims (9)

  1. [規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
    　電力系統に連系される局所系統において自然変動型発電設備とともに電力供給を行うガスタービン発電設備であって、
    　燃焼器へ供給される燃料の流量を調整する燃料流量調整装置と、
    　圧縮機で圧縮され前記燃焼器へ供給される圧縮空気の流量を調整する空気流量調整装置と、
    　前記電力系統の電圧が閾値未満に低下したとき、前記燃料流量調整装置及び前記空気流量調整装置の少なくとも一方に制御信号を出力することで、前記燃料流量及び前記圧縮空気流量の少なくとも一方を、瞬時に減少し、その後所定時間経過時に瞬時に増加する制御装置とを備えることを特徴とするガスタービン発電設備。
  2. 　請求項１に記載のガスタービン発電設備において、
    　前記燃料流量調整装置は、
    　　前記燃焼器へ供給される燃料の流量を調整する燃料流量調整弁であり、
    　前記空気流量調整装置は、
    　　圧縮機への吸込み空気の流量を調整する吸気流量調整弁と、
    　　前記圧縮機からの吐出空気の一部が前記燃焼器を迂回するための抽気系統に設けられ、前記圧縮機からの吐出空気の抽気流量を調整する抽気流量調整弁とであり、
    　前記制御装置は、前記電力系統の電圧が閾値未満に低下したとき、前記燃料流量調整弁の急閉開、前記吸気流量調整弁の急閉開及び前記抽気流量調整弁の急開閉のうち少なくとも１つを制御信号により実行することを特徴とするガスタービン発電設備。
  3. 　請求項１又は２に記載のガスタービン発電設備において、
    　前記ガスタービン発電設備を前記電力系統に接続する電線路上に設置された遮断器をさらに備え、
    　前記制御装置は、前記電力系統の電圧が前記閾値未満に低下した状態が所定時間継続したとき、前記遮断器を制御信号により開くことで前記ガスタービン発電設備を前記電力系統から解列することを特徴とするガスタービン発電設備。
  4. 　請求項２に記載のガスタービン発電設備において、
    　前記制御装置は、前記電力系統の電圧が前記閾値未満に低下した状態が所定時間継続した場合において前記燃料流量調整弁の開度が閾値以下のとき、前記燃料流量調整弁の開度を保持したまま前記抽気流量調整弁を制御信号により急開閉することを特徴とするガスタービン発電設備。
  5. 　請求項２に記載のガスタービン発電設備において、
    　前記制御装置は、前記電力系統の電圧が前記閾値未満に低下した状態が所定時間継続した場合において前記燃料流量調整弁の開度が閾値以下のとき、前記燃料流量調整弁の開度を保持したまま前記抽気流量調整弁の急開閉及び前記吸気流量調整弁の急閉開を制御信号により実行することを特徴とするガスタービン発電設備。
  6. 　請求項２に記載のガスタービン発電設備において、
    　前記制御装置は、前記電力系統の電圧が前記閾値未満に低下した状態が所定時間継続した場合において前記燃料流量調整弁の開度が閾値以下のとき、前記燃料流量調整弁の急閉開、前記抽気流量調整弁の急開閉及び前記吸気流量調整弁の急閉開を制御信号により実行することを特徴とするガスタービン発電設備。
  7. 　請求項２に記載のガスタービン発電設備において、
    　前記電力系統の電圧が前記閾値未満に低下したときの、前記燃料流量調整弁、前記吸気流量調整弁及び前記抽気流量調整弁のうち少なくとも１つが制御される際の各弁の開度及び当該制御時間は予め設定されていることを特徴とするガスタービン発電設備。
  8. [規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
    　請求項２に記載のガスタービン発電設備において、
    　前記電力系統の電圧を測定するための測定手段をさらに備え、
    　前記制御装置は、前記測定手段で測定された電圧に基づいて前記電力系統の電圧の振幅を演算し、当該演算された電圧振幅に基づいて、前記電力系統の電圧が閾値未満に低下したか否かを判定することを特徴とするガスタービン発電設備。
  9. [規則91に基づく訂正 11.04.2013]　
    　電力系統に連系される局所系統において自然変動型発電設備とともに電力供給を行うガスタービン発電設備の制御方法であって、
    　前記電力系統の電圧が系統事故の発生を示す閾値未満に低下したとき、ガスタービン燃料の流量とガスタービン燃焼器への圧縮空気流入量のうち少なくとも一方を、所定の値まで瞬時に減少させ、その後、所定時間経過後に瞬時に復帰させることを特徴とするガスタービン発電設備の制御方法。
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