WO2014147738A1 - ガスタービン発電システム - Google Patents

ガスタービン発電システム Download PDF

Info

Publication number
WO2014147738A1
WO2014147738A1 PCT/JP2013/057784 JP2013057784W WO2014147738A1 WO 2014147738 A1 WO2014147738 A1 WO 2014147738A1 JP 2013057784 W JP2013057784 W JP 2013057784W WO 2014147738 A1 WO2014147738 A1 WO 2014147738A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power generation
output
gas turbine
turbine
generator
Prior art date
Application number
PCT/JP2013/057784
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
哲郎 森崎
尚弘 楠見
智道 伊藤
日野　徳昭
高橋　一雄
コーテット アウン
Original Assignee
株式会社日立製作所
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社日立製作所 filed Critical 株式会社日立製作所
Priority to JP2015506421A priority Critical patent/JP5953424B2/ja
Priority to PCT/JP2013/057784 priority patent/WO2014147738A1/ja
Priority to DE112013006847.8T priority patent/DE112013006847T5/de
Publication of WO2014147738A1 publication Critical patent/WO2014147738A1/ja

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F02C9/28—Regulating systems responsive to plant or ambient parameters, e.g. temperature, pressure, rotor speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/48—Control of fuel supply conjointly with another control of the plant
    • F02C9/50—Control of fuel supply conjointly with another control of the plant with control of working fluid flow
    • F02C9/54—Control of fuel supply conjointly with another control of the plant with control of working fluid flow by throttling the working fluid, by adjusting vanes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/60—Fluid transfer
    • F05D2260/602—Drainage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/06—Purpose of the control system to match engine to driven device
    • F05D2270/061—Purpose of the control system to match engine to driven device in particular the electrical frequency of driven generator
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05D2270/304—Spool rotational speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05D2270/309—Rate of change of parameters

Definitions

  • the present invention relates to a gas turbine power generation system.
  • the power generation output is controlled by the turbine output, specifically the fuel flow rate, etc., and there may be a delay in the response of the power generation output to the control of the fuel flow rate.
  • the fuel flow rate changes, for example, when controlling the power generation output
  • the combustion gas temperature also changes, but if the temperature of the combustion gas changes rapidly, the temperature distribution of the high temperature parts exposed to the combustion gas becomes uneven and thermal stress Will increase. Excessive thermal stress can lead to thermal fatigue and thus failure of the hot parts.
  • the present invention has been made in view of the above circumstances, and an object of the present invention is to provide a gas turbine power generation system capable of contributing to stabilization of the grid frequency by improving the response of the power generation output to the power demand.
  • the present invention controls the generation load to change the setting of the turbine rotational speed when the change rate of the fuel flow rate according to the gas turbine output command is out of the limited range, and changes the fuel by the limit value.
  • the power generation output is changed at a larger change rate than when the flow rate is changed.
  • the responsiveness of the electric power generation output with respect to an electric power demand can be improved, and it can contribute to stabilization of system frequency.
  • FIG. 1 is a schematic view of a gas turbine power generation system according to a first embodiment of the present invention. It is a functional block diagram of the gas turbine control device with which the gas turbine power generation system concerning a 1st embodiment of the present invention was equipped. It is a flowchart showing the output control procedure by the gas turbine control system with which the gas turbine power generation system concerning a 1st embodiment of the present invention was equipped. It is a figure showing an example of the behavior of the various outputs to the electric power demand of the gas turbine power generation system concerning a 1st embodiment of the present invention. It is a figure showing an example of the control screen by the output device with which the gas turbine power generation system concerning a 1st embodiment of the present invention was equipped.
  • FIG. 1 is a schematic view of a gas turbine power generation system according to a first embodiment of the present invention.
  • the gas turbine power generation system 100 illustrated in FIG. 1 includes a gas turbine 17, a generator 5, a generator control device 10, and a gas turbine control device 7.
  • the gas turbine 17 is a single-shaft gas turbine, and includes a compressor 1, a combustor 20, and a turbine 2.
  • the compressor 1 sucks atmospheric air and compresses it to generate compressed air 21, and supplies the generated compressed air 21 to the combustor 20. Further, an IGV (Inlet Guide Vane) 9 is provided at the air intake of the compressor 1. The IGV 9 changes the amount of air flowing into the compressor 1 by rotating a plurality of vanes (not shown) to change the opening area of the air intake port of the compressor 1.
  • IGV Inlet Guide Vane
  • the combustor 20 mixes the compressed air 21 from the compressor 1 with the fuel injected from the burner 18 and burns it to generate a combustion gas 22.
  • the combustion gas 22 flows into the turbine 2 through the combustor liner 19.
  • the flow rate of fuel burned by the burner 18 is adjusted by a fuel flow control valve 8 provided in the fuel pipe.
  • the turbine 2 is driven by the combustion gas 22 from the combustor 20 (the rotational power of the turbine shaft 13 is obtained).
  • the rotational speed of the turbine shaft 13 is detected by the rotational speed detector 26 and is output to the gas turbine control device 7.
  • the combustion gas 22 whose energy is recovered by the turbine 2 is discharged as an exhaust 14. Further, a portion of the compressed air extracted by the compressor 1 is supplied as turbine cooling air 23 to the turbine 2.
  • the turbine cooling air 23 bypasses the combustor 20 and is directly supplied from the compressor 1 to the turbine 2 to cool the stationary blades 24 and the moving blades 25 constituting the turbine 2.
  • the generator 5 is connected to the turbine shaft 13 of the gas turbine 17 and is driven by the rotational power obtained by the turbine 2 to generate AC power.
  • the generator control device 10 is provided between the generator 5 and the electric power system, and includes a load regulator 11 and a frequency regulator 12.
  • a load regulator 11 is a mechanism that adjusts the size of the power generation load of the generator 5 (for example, the current or phase to be supplied to the stator).
  • the frequency adjuster 12 is a mechanism for adjusting the output frequency of the generator 5, and outputs the alternating current output obtained by the generator 5 as a set frequency (for example, a reference frequency such as 50 Hz or 60 Hz).
  • the output of the generator 5 is wave-shaped via the generator controller 10 and sent to the power consumer via the power cable.
  • the gas turbine control device 7 receives various input signals and controls a fuel flow rate control (hereinafter referred to as FFD) for controlling the opening degree of the fuel flow control valve 8 and an intake flow rate command for controlling the opening degree of the IGV 9 (hereinafter referred to as CIGV) And outputs various signals including a generator control command (hereinafter referred to as IMWD) for controlling the operation of the generator control device 10.
  • FFD fuel flow rate control
  • IMWD generator control command
  • the input signal of the gas turbine control device 7 includes a gas turbine output command (hereinafter referred to as MWD) according to the power demand, a turbine rotational speed from the rotational speed detector 26, and an actual value measured by a power meter (not shown).
  • the amount of generated power (hereinafter referred to as RMW) and other input signals from various detectors (not shown) (hereinafter referred to as state quantity signals) are included.
  • FIG. 2 is a functional block diagram of the gas turbine controller 7.
  • the gas turbine control device 7 includes a protection limiter 101, a rotation number limiter 102, an output controller 103, an FFD calculator 104, a load limiter 105, an exhaust temperature limiter 106, an output change rate limiter 107, an IGV opening calculator 108, and a comparison.
  • the vessel 109 is provided.
  • an output device 110 is connected to the gas turbine control device 7 so that trends of power generation output, turbine rotational speed, operation mode and the like can be confirmed (see FIG. 5 described later).
  • the output device 110 is, for example, a monitor device such as a maintenance console.
  • the FFD calculator 104 receives the MWD, the turbine rotational speed, and the RMW, calculates the necessary amount of increase or decrease in the fuel flow rate from, for example, the difference between RMW and MWD, and compares the fuel flow value taking this into consideration Output to 109.
  • the fuel flow rate is controlled according to the MWD so that the RMW approaches the MWD, thereby functioning as a fuel flow control device that adjusts the turbine output, and hence the power generation output.
  • the load limiter 105 has a function of limiting the maximum output by the approval output of the power generation facility. Therefore, the fuel flow rate value corresponding to the maximum output limit value (or a value set a little lower in consideration of the margin) is output from the load limiter 105 to the comparator 109.
  • Exhaust temperature limiter 106 functions to limit the maximum temperature of exhaust 14. Therefore, the fuel flow rate value corresponding to the maximum temperature limit value (or a value set slightly lower in consideration of the margin) is output from the exhaust temperature limiter 106 to the comparator 109.
  • the output change rate limiter 107 functions to limit the maximum value of the change rate of the turbine output (in this case, the change rate of the fuel flow rate) in consideration of the thermal stress and the like generated in the high temperature parts of the gas turbine.
  • the rate of change referred to here is the change in turbine output per hour.
  • the output change rate limiter 107 controls the fuel flow rate so that the change rate does not exceed the limit value.
  • the power change rate limiter 107 outputs a fuel flow value that can be changed at a rate of increase or decrease of the limit with respect to the current value only when the rate of change of the fuel flow rate exceeds the limit value.
  • the comparator 109 is a low value selector, and selects and selects the lowest value among the fuel flow rate command values from the FFD calculator 104, the rotation speed limiter 102, the exhaust temperature limiter 106, and the output change rate limiter 107. The obtained value is output to the fuel flow control valve 8 as FFD.
  • the IGV opening calculator 108 receives the turbine rotational speed and RMW from the rotational speed detector 26, calculates CIGV based on these values, and outputs the CIGV to the IGV 9. Specifically, the IGV opening calculator 108 performs the function of controlling the intake flow rate of the compressor 1 at a constant level.
  • the speed limiter 102 functions to limit the IMWD so that the turbine speed does not deviate from the limit range.
  • the upper limit value and the lower limit value of the turbine rotational speed are set in advance in consideration of, for example, resonance of the blades of the compressor 1 and the turbine 2, an allowable value of centrifugal stress, and a rotating stall of the compressor 1.
  • the rotation speed limiter 102 outputs an upper limit value of the turbine rotation speed to the output controller 103 when the turbine rotation speed input from the rotation speed detector 26 exceeds the upper limit value, and a lower limit value otherwise.
  • the protection limiter 101 is various other limitations, and receives signals (state quantity signals) of temperature sensor, pressure sensor, torque sensor etc. (all not shown) to obtain various values such as surge temperature, surge pressure, shaft torque, etc. Limit the turbine speed so as not to get out of the limit range.
  • the output controller 103 determines whether the change rate of the fuel flow rate according to the MWD is a value within the limited range, and changes the setting of the turbine rotational speed according to the determination to set the IMWD.
  • the output controller 103 receives the outputs from the FFD calculator 104, the load limiter 105, the exhaust temperature limiter 106, and the output change rate limiter 107, and the output of the FFD calculator 104 is the change rate limiter 107, etc. It is judged whether or not it is within the limit value by. In the case of this example, it can be determined whether or not the fuel flow value output by the FFD calculator 104 is the minimum value.
  • the output controller 103 sets the IMWD according to the MWD without changing the setting of the turbine rotational speed. If the fuel flow rate output from the FFD calculator 104 deviates from the limited range, the turbine rotational speed in the case of changing the generator load is calculated following the sudden change of the MWD. At this time, the output controller 103 has a low value selector function, and the predicted value is compared with the limit value of the turbine rotational speed by the protection limiter 101 and the rotational speed limiter 102, and the lowest value among the three.
  • the output controller 103 changes the setting of the turbine rotation speed to the predicted value, and then sets IMWD according to the MWD. If the predicted value exceeds any of the limit values, the IMWD is set according to the limit value without changing the setting of the turbine speed. In this case, since the limit value is the set value, IMWD is also the set value (limit value).
  • the IMWD set as described above by the output controller 103 is output to the generator control device 10.
  • FIG. 3 is a flowchart showing an output control procedure of the gas turbine power generation system by the gas turbine control device 7.
  • the gas turbine control device 7 repeatedly executes the procedure of steps S101 to S111 of FIG. 3 during the power generation operation.
  • Step S101-S107 When the procedure of FIG. 3 is started, the gas turbine control device 7 first inputs various signals (state quantity signal, rotation speed, MWD, RMW) (step S101). Subsequently, the gas turbine control device 7 performs output control to determine whether the change rate of FFD calculated based on the MWD falls within the limited range (range from the lower limit value to the upper limit value) output from the output change rate limiter 107. The determination is made by the processing unit 103 (step S102). If the rate of change of the FFD deviates from the limit range, the gas turbine control device 7 shifts the procedure to step S 108 (described later), and if it falls within the limit range, the output controller 103 sets IMWD according to the MWD.
  • various signals state quantity signal, rotation speed, MWD, RMW
  • Step S103 and output to the generator control device 10 (step S104). Subsequently, it is determined whether the deviation between the turbine rotational speed and the set rotational speed is within the allowable value (set value) (step S105). If the deviation is within the allowable value, the gas turbine control device 7 ends the procedure of FIG. If it exceeds the allowable value, the gas turbine control device 7 calculates the FFD and CIGV by the FFD calculator 104 and the IGV opening calculator 108 (step S106), and the fuel flow control valve 8 and the IGV 9 respectively to FFD and CIGV. It outputs and controls the fuel flow rate and the intake flow rate (step S107).
  • the gas turbine control device 7 After executing the procedure of steps S106 and S107, the gas turbine control device 7 returns the procedure to step S105, and repeats the procedure of steps S106 and S107 until the deviation between the turbine rotational speed and the set value becomes less than the allowable value.
  • the opening degree control of the IGV 9 will be supplemented.
  • the turbine rotational speed decreases, the intake flow rate of the compressor 1 decreases, and the fuel / air ratio increases even with the same fuel flow rate, and the temperature of the combustion gas 22 increases. Therefore, it is desirable to control the opening degree of the IGV 9 by the IGV opening degree computing unit 108 so as to suppress the fluctuation of the intake flow rate. This is because the temperature of the combustion gas 22 is kept constant even if the rotation speed (turbine rotation speed) of the compressor 1 changes, and high reliability and output change speed can be ensured.
  • the IGV 9 opens (the opening degree increases), and when the rotational speed increases, the IGV 9 closes (the opening degree decreases).
  • the efficiency of the compressor 1 improves.
  • the turbine rotational speed is decreased at the time of the output increase, the compressor efficiency is improved, the temperature of the discharge air of the compressor 1 is reduced, and the compressor power is also reduced.
  • the increase in turbine output due to the reduction in compressor power is added to the increase in turbine output due to the fuel flow rate.
  • the temperature of the combustion gas 22 is also lowered due to the decrease of the discharge air temperature, the change of the exhaust temperature accompanying the change of the turbine output is reduced, and the reliability is improved.
  • the compressor efficiency increases when the rotational speed decreases with respect to the reference rotational speed, and decreases when the rotational speed increases with respect to the reference rotational speed.
  • This may also provide the same beneficial synergy as the IGV control described above.
  • Step S108-S111 If it is determined in the previous step S102 that the FFD change rate is out of the limited range, the gas turbine control device 7 calculates the turbine rotational speed when the generator load is controlled according to the MWD with the output controller 103 (Step S108).
  • the method of prediction calculation is not limited, for example, the turbine rotational speed after load adjustment in the case where the deviation (difference from the limit value) of the MWD is adjusted by the generator load is calculated.
  • the gas turbine control device 7 compares the predicted value of the turbine speed with the limit value of the speed limiter 102 or the protection limiter 101 with the output controller 103 (step S109), and if the predicted value is within the limit value.
  • step S110 After changing the setting of the turbine rotational speed from the current value to the predicted value (step S110), the procedure moves to step S103 described above, and the IMWD is set according to the MWD.
  • the output controller 103 does not change the setting of the turbine rotational speed, and the protection limiter 101 or the rotational speed limiter
  • the IMWD is set in accordance with the limit value of 102 (step S111), and the procedure moves to step S104 described above.
  • the fuel flow rate according to the MWD and the rate of change thereof are within the limited range and follow the MWD by fuel flow control. If possible, fuel flow control controls the turbine output according to the MWD.
  • the load of the generator is controlled by the load regulator 11 to maintain the turbine rotational speed according to the change of the turbine output, and the fuel flow rate control while maintaining the turbine rotational speed
  • the generator output follows the MWD.
  • the frequency of the power generation output is controlled by the frequency regulator 12 to a set value (for example, 50 Hz or 60 Hz).
  • control of the power generation output is attempted by changing the setting of the turbine speed, and if the predicted value of the turbine speed after changing is within the limit value, the setting of the turbine speed is temporarily predicted. It is changed to a value, and the generation output follows MWD by the change of generation load. For example, when the change rate of FFD according to MWD rises beyond the limit value, the setting of the turbine speed is lowered to increase the generator load, and the increase is larger than when FFD is increased at the limit change rate.
  • the power generation output changes at a rate to follow the MWD.
  • kinetic energy released as the rotational speed of the turbine shaft 13 changes is added to the energy recovered from the combustion gas 22, and the energy consumed by the generator motive power is temporarily increased.
  • the rate of change of FFD according to MWD falls beyond the limit value
  • the setting of the turbine speed is increased to reduce the generator load, which causes a larger drop than when FFD is reduced at the limit change rate.
  • the power generation output changes at a rate to follow the MWD. In other words, the kinetic energy required to change the rotational speed of the turbine shaft 13 with respect to the energy recovered from the combustion gas 22 is reduced, and the energy consumed by the generator power is temporarily reduced.
  • the power generation output follows the MWD at a rate of change that exceeds the maximum rate of change of the power generation output that can be realized only by the fuel flow rate control. While the procedure of FIG. 3 is repeatedly performed, the setting of the turbine rotational speed returns to the original value (a value corresponding to the generated output frequency of the setting). Also during this time, the frequency of the power generation output is controlled by the frequency regulator 12 to the set value.
  • FIG. 4 is a diagram showing an example of the behavior of various outputs of the gas turbine power generation system with respect to the power demand. This example illustrates the case where the demand increases.
  • the left row shows the case without the generator control unit 10 and the demand fluctuation is small
  • the central row shows the case without the generator control unit 10 and the demand fluctuation is large
  • the right row shows the present embodiment. It is a case of the form and represents a case where the demand fluctuation is large.
  • the demand fluctuation (the change rate of the MWD) is small, it is possible to follow the demand fluctuation by the fuel flow rate while maintaining the turbine rotational speed (left row).
  • the rate of change of the fuel flow rate required according to the demand fluctuation exceeds the limit value, the rate of increase of the fuel flow rate is limited, resulting in a shortage of generated output with respect to the power demand.
  • the turbine rotational speed can not be maintained due to the lack of the turbine output, and the output frequency also decreases accordingly.
  • the setting of the turbine rotational speed is lowered by the output controller 103 in response to the rapid increase of the demand fluctuation, and the generator load is adjusted by the load regulator 11 It is possible to compensate for the shortage of the turbine output due to the limitation and make the power generation output follow the sudden change of the power demand.
  • the turbine speed is lower than the reference speed (dotted line), but the output frequency is maintained by the frequency regulator 12.
  • the present embodiment can also cope with a sharp decrease in power demand. That is, when controlling the power generation output only by controlling the turbine output, if the reduction rate of the fuel flow rate according to the demand fluctuation exceeds the limit value, the setting of the turbine rotational speed is increased by the output controller 103 and the load regulator 11 As a result, the generator load is reduced, so that the excess of the power generation output is reduced to the kinetic energy of the turbine shaft 13, and the power generation output can be made to follow the rapid decrease of the power demand.
  • the turbine speed is higher than the reference speed (dotted line), but the output frequency is maintained by the frequency regulator 12.
  • the present embodiment it is possible to improve the response of the generated output to the power demand and contribute to the stabilization of the grid frequency. Further, since the power generation output can be adjusted regardless of the fuel flow rate control with respect to the rapid demand fluctuation, it is possible to suppress the thermal fatigue and the like of the high temperature parts.
  • Power storage technology using storage batteries and flywheels is known as equipment that responds to sudden changes in power demand, but when applied to existing gas turbine power generation facilities, large-scale equipment such as flywheels and storage batteries are newly installed. It has to be costed. In addition, the loss is increased due to the bearing loss of the flywheel and the natural discharge of the rechargeable battery. On the other hand, in the case of this embodiment, compared with these cases, it can be applied inexpensively to existing gas turbine power generation equipment, and the merit is large in that the loss is also small.
  • FIG. 5 is a view showing an example of a control screen by the output device.
  • the control screen in the same figure shows that the operation mode corresponds to the output fluctuation only by the fuel flow control FFD single corresponding display unit 301, the output fluctuation using the setting change of the turbine rotational speed in addition to the fuel flow control
  • a rotation speed conversion corresponding display unit 302 is provided to indicate that the operation mode corresponds to.
  • the present operation mode can be confirmed by these displays.
  • a trend graph display unit 303 is provided on the control screen, and the transition 304 of the power generation output ( ⁇ MWD) in this portion, and the power generation output (when the setting of the turbine rotational speed is not changed) by fuel flow control only
  • the transition 305 and the transition 306 of the turbine rotational speed are displayed. Therefore, the manager or the like can grasp the operating state of the gas turbine power generation system by the trend graph display unit 303.
  • FIG. 6 is a schematic view of a gas turbine power generation system according to a second embodiment of the present invention.
  • the same parts as those in the first embodiment are indicated by the same reference numerals in the drawings and the explanation will be omitted.
  • the difference between the gas turbine power generation system 200 of the present embodiment and the gas turbine power generation system 100 of the first embodiment is that the two-shaft gas turbine 27 is applied.
  • the gas turbine power generation system 200 includes a two-shaft gas turbine 27, a motor generator 6, a gas turbine control device 7a, a generator control device 10, and the like.
  • the two-shaft gas turbine 27 includes a gas generator 15 and a power turbine 16.
  • the power turbine 16 has a configuration in which the low pressure turbine 2 b and the generator 5 are connected by a low pressure turbine shaft 13 b.
  • the power turbine 16 basically rotates at a constant rotational speed in order to suppress the frequency fluctuation of the power generation output.
  • the power generation output of the generator 5 is sent to a power consumer via a power cable.
  • a rotation speed detector 26b is provided on the low pressure turbine shaft 13b.
  • the gas generator 15 includes a compressor 1, a combustor 20, and a high pressure turbine 2a.
  • the high pressure turbine 2a is connected to the compressor 1 via a gas generator shaft 13a. Since the gas generator 15 is mechanically separated from the power turbine 16 by the shaft, the gas generator 15 can be rotationally driven at a rotational speed different from that of the power turbine 16.
  • a rotation number detector 26a is provided on the gas generator shaft 13a.
  • the high pressure turbine 2 a obtains rotational power by the energy of the high temperature and high pressure combustion gas 22 from the combustor 20.
  • the rotational power of the high pressure turbine 2a is transmitted to the compressor 1 via the gas generator shaft 13a to rotationally drive the compressor 1.
  • the combustion gas 22 flows into the low pressure turbine 2 b of the power turbine 16 after a part of the energy is converted to the rotational power of the high pressure turbine 2 a.
  • the low pressure turbine 2 b obtains rotational power by the energy of the combustion gas 22 which has driven the high pressure turbine 2 a.
  • the rotational power of the low pressure turbine 2 b is transmitted to the generator 5 via the low pressure turbine shaft 13 b to rotationally drive the generator 5.
  • the combustion gas 22 driving the low pressure turbine 2 b is discharged as the exhaust 14. Further, a part of the air compressed by the compressor 1 is extracted as the turbine cooling air 23, and is supplied to the high pressure turbine 2a and the low pressure turbine 2b without passing through the combustor 20.
  • the motor generator 6 is a device that functions as both a motor and a generator, and is connected to the high pressure turbine shaft 13a.
  • the motor generator 6 is connected to the power system of the generator 5 via the generator control device 10, and can exchange power with the power system.
  • a part of the power generation output of the generator 5 is a high-pressure turbine by supplying a part of the power generation output of the generator 5 to the motor generator 6 by the generator control device 10 and driving the motor generator 6 as a motor.
  • the kinetic energy of the shaft 13a is reduced, and the power generation output of the gas turbine power generation system 200 is suppressed.
  • the gas turbine control device 7a has essentially the same configuration as the gas turbine control device 7 (see FIG. 2) of the first embodiment, but the limiting values for protection are the same for the high pressure turbine 2a and the low pressure turbine 2b. It may be set in consideration of each. Further, among the procedures described in the following flowchart, the control procedure of the motor generator 6 and the generator control device 10 is assumed to be borne by the output controller 103 (see FIG. 2).
  • FIG. 7 is a flowchart showing an output control procedure of the gas turbine power generation system by the gas turbine control device 7a.
  • the gas turbine control device 7a repeatedly executes the procedure of steps S201 to S214 of FIG. 7 during the power generation operation.
  • Step S201-S210 Steps S201 to S210 are steps for causing the power generation output to follow the MWD without changing the setting of the rotational speed of the high pressure turbine 2a, with the change rate of FFD according to the MWD within the limited range.
  • This is a procedure corresponding to steps S101 to S107 (see FIG. 3) of the embodiment. That is, when the procedure of FIG. 7 is started, the gas turbine control device 7a first inputs various signals (state quantity signal, rotational speed, MWD, RMW, etc.) (step S201), and the change rate of FFD according to MWD is It is judged by the output controller 103 whether or not it is within the limit range (step S202).
  • the gas turbine control device 7a transfers the procedure to step S211 (described later) if the change rate of the FFD is out of the limited range, and if it is within the limited range, the motor generator 6 need not be driven.
  • step S205 it is determined whether the deviation between the rotational speed of the high pressure turbine 2a and the set rotational speed is within the allowable value (set value) (step S205). If the deviation is within the allowable value, the gas turbine control device 7a transfers the procedure to step S206 (described later), and if exceeding the allowable value, the IGV opening calculator 108 calculates CIGV (step S207). The CIGV is output to control the intake flow rate (step S208). After executing the procedure of steps S207 and S208, the gas turbine control device 7a returns the procedure to step S205 and repeats steps S207 and S208 until the deviation between the rotational speed of the high pressure turbine 2a and the set value becomes less than the allowable value.
  • the gas turbine control device 7a determines that the deviation between the rotational speed of the low pressure turbine 2b and the set rotational speed is within the allowable value (set value). It is determined whether or not (step S206). If the deviation is within the allowable value, the gas turbine control device 7a ends the procedure of FIG. If the deviation exceeds the allowable value, the gas turbine control device 7a calculates the FFD by the FFD calculator 104 (step S209), and outputs the FFD to the fuel flow control valve 8 to change the fuel flow rate (step S210) .
  • the gas turbine control device 7a After executing the procedure of steps S209 and S210, the gas turbine control device 7a returns the procedure to step S206 and repeats steps S209 and S210 until the deviation between the rotational speed of the low pressure turbine 2b and the set value becomes less than the allowable value.
  • balance adjustment control is performed so that the rotational power obtained by the high pressure turbine 2a and the consumption power of the compressor 1 become equal.
  • This control is generally based on the adjustment of the rotational speed of the gas generator 15 and the intake flow rate of the compressor 1. For example, when the rotation speed of the gas generator 15 is higher than the set value, the consumption power of the compressor 1 is increased and the rotation speed is decreased by increasing the opening of the IGV 9 to increase the intake flow rate. Conversely, the rotation speed of the gas generator 15 can be increased by decreasing the opening degree of the IGV 9.
  • the FFD corresponding to the MWD is output to the fuel flow control valve 8, and the rotational power of the low pressure turbine 2 b is adjusted to the power generation output of the generator 5.
  • the rotational speed of the power turbine 16 is controlled to be substantially constant.
  • the gas turbine control device 7a opens the IGV 9 so that the rotational speed of the gas generator 15 approaches the set value. Control.
  • the rotational speed of the gas generator 15 can not be uniquely determined with respect to the power generation output and can be changed.
  • Step S211-S214 If it is determined in step S202 that the FFD change rate is out of the limitation range, the gas turbine control device 7a outputs the rotational speed of the high pressure turbine 2a when the motor generator 6 is driven according to the MWD.
  • the prediction calculation is performed at 103 (step S211). Although the method of the prediction calculation is not limited, for example, the number of revolutions of the high pressure turbine 2a as a result of generating or consuming the generated output of the deviation (difference from the limit value) of the MWD by the motor generator 6 is calculated.
  • the gas turbine control device 7a compares the predicted value of the rotational speed of the high pressure turbine 2a with the limit value of the rotational speed limiter 102 or the protective limiter 101 by the output controller 103 (step S212), and the predicted value is within the limit value. If so, the setting of the number of revolutions of the high pressure turbine 2a is changed from the current value to the predicted value (step S213), and the deviation of the MWD is set to IMWD (step S214). Move. On the other hand, when the predicted value exceeds the limit value in the previous step S212 and the power generation output can not be made to follow the MWD even if the motor generator 6 is driven, the gas turbine control device 7a rotates the high pressure turbine 2a. The procedure moves to step S203 described above without payment of the number setting.
  • the motor generator 6 is not driven as a generator or a motor, and the power generation output is generated by the fuel flow rate control Make MWD follow. Since the rotational speed of the low pressure turbine 2b does not change, the output frequency of the generator 5 is also maintained.
  • the load controller 11 is controlled by the gas turbine control device 7a to apply a power generation load to the motor generator 6, and the rate of change of FFD is limited.
  • the power generation output (the sum of the power generation outputs of the generator 5 and the motor generator 6) is increased at a larger change rate than when the value of.
  • the load controller 11 is controlled by the gas turbine control device 7a, and a part of the generator output of the generator 5 is the motor of the motor generator 6.
  • the power generation output is reduced at a larger change rate than when the fuel flow rate is reduced at the limited change rate.
  • the power generation output changes at a rate of change exceeding the maximum rate of change of the power generation output that can be realized only by the fuel flow rate control, and follows the MWD. While the procedure of FIG. 7 is repeatedly performed, the setting of the rotational speed of the high pressure turbine 2a returns to the original value (a value corresponding to the generated output frequency of the setting).
  • the frequency of the output compensated from the motor generator 6 to the power system is controlled by the frequency regulator 12 to a set value (for example, 50 Hz or 60 Hz).
  • the power generation output can be controlled by rapidly following a sudden change in the power demand without depending on the fuel flow rate control, so that the same effect as that of the first embodiment can be obtained.
  • the generator control device 10 can be smaller in capacity than the first embodiment, and the main part of the invention can be configured at low cost. That is, in the first embodiment, the generator control device 10 needs the same capacity as the total power generation output of the gas turbine 17 in order to process the total power generation output of the gas turbine 17 with the generator control device 10.
  • the low pressure turbine 2b which bears most of the output, is driven at a constant speed.
  • the generator control device 10 is required only for the motor generator 6 on the side of the high pressure turbine 2a performing variable speed operation, so the capacity of the generator control device 10 can be reduced. For example, when it is desired to change the output corresponding to 10% of the rated power generation output in addition to the output change due to the fuel flow rate, it is sufficient to use the generator control device 10 having a capacity of 10% of the rated power generation output.
  • FIG. 8 is a diagram showing an example of the behavior of various outputs of the gas turbine power generation system according to the present embodiment with respect to the power demand. This example illustrates the case where the demand increases.
  • This figure corresponds to FIG. 4 of the first embodiment, and the left row shows the case where the motor generator 6 and the generator control device 10 are not present, and when the demand fluctuation is small, the center row shows the motor generator 6 and the case where the generator control apparatus 10 is not present and the demand fluctuation is large, the right column shows the case of the present embodiment and the demand fluctuation is large.
  • the power generation output can be made to follow the power demand by the fuel flow rate. As a result, the rotational speed of the low-pressure turbine shaft 13b is reduced and the frequency of the power generation output is also reduced.
  • the present embodiment energy is exchanged between the electric power system and the gas generator 15 by driving the motor generator 6 as a generator or a motor by the generator control device 10, in this case
  • the power generation output is compensated by driving the motor generator 6 as a generator.
  • the power generation output follows the sudden change in the power demand.
  • the rotational speed of the high-pressure turbine 2a is reduced because the rotational power is partially converted to electric energy by the motor generator 6, the output frequency of the motor generator 6 is adjusted to the set value by the frequency adjuster 12. Ru.
  • the low pressure turbine 2b rotates independently of the high pressure turbine 2a, the rotational speed does not change and the output frequency does not change. Therefore, the grid frequency is also stable.
  • FIG. 8 exemplifies the case where the power demand increases, the same is true when it decreases.
  • FIG. 9 is a schematic view of a gas turbine power generation system according to a third embodiment of the present invention.
  • the same parts as those in the embodiment already described are indicated by the same reference numerals in the drawings and the explanation will be omitted.
  • the difference between the gas turbine power generation system 300 of the present embodiment and the gas turbine power generation system 200 of the second embodiment is that the power system is provided with a renewable energy power generation device 30. Since the renewable energy generator 30 is connected to the power system, a larger fluctuation range of the power generation output is required.
  • a renewable energy generator 30 is connected to the two-shaft gas turbine 27 through a power system.
  • the renewable energy power generation device 30 various power generation devices that generate electric power using renewable energy such as a wind power generation device, a solar power generation device, or a wave power generation device can be applied, for example.
  • a power generator is applied in the gas turbine power generation system 300.
  • a detector 31 for fluctuation prediction that detects a power fluctuation prediction value of the renewable energy power generation device 30, and a power generation output of the renewable energy power generation device 30 based on a signal of the detector 31.
  • a predicted value calculator 32 is provided to calculate a predicted value (variation).
  • the detector 31 can use an anemometer provided at the windward point of the wind power generator, a receiver of weather information, or the like. Moreover, when a solar power generation device is used, an illuminance meter or the like installed in the surrounding area can be used for the detector 31 in addition to the weather information receiving device.
  • the predicted value calculator 32 outputs the power fluctuation predicted value (hereinafter referred to as PMWD) of the renewable energy power generation device 30 to the gas turbine control device 7b.
  • the FFD calculator 104 (see FIG. 2) of the gas turbine control device 7b inputs PMWD together with RMW (actual power generation amount), sets the number of rotations of the high pressure turbine 2a based on PMWD, and sets the number of rotations after setting.
  • the fuel flow rate value and the opening degree of the IGV 9 are calculated so that
  • FIG. 10 is a flowchart showing an output control procedure of the gas turbine power generation system by the gas turbine control device 7b.
  • steps S301, S302 and S307-S318 in the same figure are respectively the same as steps S201-S214 in the second embodiment.
  • steps S303 to S306 are added between steps S302 and S307.
  • steps S303 to S306 will be described.
  • Step S303-S306 This procedure is a procedure of changing the set rotational speed of the high pressure turbine 2a according to the above-mentioned PMWD, and secures an adjustment allowance of the output of the high pressure turbine 2a according to the fluctuation prediction of the power generation output of the renewable energy power generation device 30. It is a procedure. Specifically, the gas turbine control device 7b first inputs PMWD to the FFD calculator 104 (step S303), and analyzes the PMWD by the FFD calculator 104 (step S304). In the analysis of PMWD, calculation of time change (rate of change) of PMWD is performed. Subsequently, the gas turbine control device 7b sets a standby condition by the FFD calculator 104 (step S305).
  • the standby condition is an adjustment allowance of the rotational speed of the high pressure turbine 2a to be secured in preparation for the fluctuation of the power generation output of the renewable energy power generation device 30.
  • the set rotational speed of the high pressure turbine 2a is set higher than the present to secure a reduction in the turbine output of the high pressure turbine 2a.
  • the set rotational speed of the high pressure turbine 2a is set lower than the present to secure an increase in the turbine output of the high pressure turbine 2a.
  • the setting rotation speed after a change is called standby value for convenience.
  • the gas turbine control device 7b changes the set rotational speed of the high pressure turbine 2a by the FFD calculator 104 to the standby value obtained in step S305 (step S306), and shifts the procedure to step S307 described above.
  • the rotational speed of the high pressure turbine 2a is controlled to the rotational speed after the setting change in the subsequent steps S309, S311, and S312. Specifically, by reducing the opening degree of the IGV 9 and reducing the power consumption of the compressor 1, the rotational speed of the high pressure turbine 2a is increased. On the other hand, the rotational speed of the high pressure turbine 2a is lowered by increasing the power consumption of the compressor 1 by increasing the opening degree of the IGV 9.
  • the number of revolutions of the turbine shaft can be predicted by a function using an amount of surplus power that is expected to be generated only by the power change due to the fuel flow rate, the moment of inertia of the turbine shaft, and the number of revolutions.
  • the convertible amount of the turbine rotational power to the electric power and the convertible amount of the electric power to the turbine rotational power are limited by the upper limit value and the lower limit value of the rotational speed of the turbine shaft.
  • the set rotational speed is operated with the reference value by predicting the fluctuation of the power generation output of the renewable energy power generation apparatus 30 and adjusting the set rotational speed of the high pressure turbine 2a in advance. Since the adjustment allowance of the turbine output is wider than in the case, the absorption allowance of the fluctuation of the power generation output of the renewable energy power generation device 30 can be widely secured.

Abstract

　圧縮機、高圧タービン及び燃焼器を有するガスジェネレータと、低圧タービン及び発電機を有するパワータービンと、ガスジェネレータにより駆動され発電機の電力系統と接続した電動発電機と、ガスタービン出力指令（ＭＷＤ）に応じて燃料流量を制御する燃料流量指令（ＦＦＤ）演算器（１０４）と、燃料流量の変化率を制限する出力変化率リミッター（１０７）と、電動発電機の出力周波数を調整する周波数調整器と、電動発電機の発電負荷を調整する負荷調整器と、ガスタービン出力指令（ＭＷＤ）に応じた燃料流量の変化率が制限値を超えて上昇する場合、ガスタービン出力指令（ＭＷＤ）に応じて電動発電機に発電負荷を与え、制限値で燃料流量を増加させる場合よりも大きな変化率で発電出力を増加させる出力制御器（１０３）と、を備えたことを特徴とする。　これにより、電力需要に対する発電出力の応答性を向上させて系統周波数の安定化に寄与することができる。

Description

ガスタービン発電システム
　本発明はガスタービン発電システムに関する。
　燃焼器に対する燃料流量と圧縮機の吸気流量により発電出力を一定に制御するガスタービン発電システムが知られている（特許文献１等参照）。
特開２００１－１２３８５２号公報
　風力発電や太陽光発電といった再生可能エネルギーは天候等によって大きく発電出力が変動するため、再生可能エネルギーの大量導入に伴って、電力系統の系統周波数の不安定化が懸念されている。系統周波数の安定のためには、再生可能エネルギーの変動を吸収しつつ電力需要に合わせて発電し電力系統に電力を供給しなければならない。したがって、発電システムの電力需要に対する応答性の向上が急務である。
　しかし、ガスタービン発電システムの場合、タービン出力、具体的には燃料流量等で発電出力が制御され、燃料流量等の制御に対する発電出力の応答に遅れが生じる場合がある。加えて、例えば発電出力の制御の際に燃料流量が変化すれば燃焼ガス温度も変化するが、燃焼ガスの温度が急変すると燃焼ガスに晒される高温部品の温度分布が不均一になって熱応力が増大してしまう。過度な熱応力は高温部品の熱疲労、ひいては破損を招来し得る。この例を含め、信頼性の観点から燃料流量等によるタービン出力の制御には幾つかの制約がある。そのため、従来のガスタービン発電システムでは燃料流量等の制限や応答遅れにより電力需要の急激な変化に対応しきれない恐れがある。
　本発明は上記事情に鑑みなされたもので、電力需要に対する発電出力の応答性を向上させて系統周波数の安定化に寄与することができるガスタービン発電システムを提供することを目的とする。
　上記目的を達成するために、本発明は、ガスタービン出力指令に応じた燃料流量の変化率が制限範囲から外れる場合、発電負荷を制御してタービン回転数の設定を変更し、制限値で燃料流量を変化させる場合よりも大きな変化率で発電出力を変化させる。
　本発明によれば、電力需要に対する発電出力の応答性を向上させて系統周波数の安定化に寄与することができる。
本発明の第１の実施の形態に係るガスタービン発電システムの概略図である。 本発明の第１の実施の形態に係るガスタービン発電システムに備えられたガスタービン制御装置の機能ブロック図である。 本発明の第１の実施の形態に係るガスタービン発電システムに備えられたガスタービン制御装置による出力制御手順を表すフローチャートである。 本発明の第１の実施の形態に係るガスタービン発電システムの電力需要に対する各種出力の挙動の一例を表した図である。 本発明の第１の実施の形態に係るガスタービン発電システムに備えられた出力装置による制御画面の一例を表す図である。 本発明の第２の実施の形態に係るガスタービン発電システムの概略図である。 本発明の第２の実施の形態に係るガスタービン発電システムに備えられたガスタービン制御装置による出力制御手順を表すフローチャートである。 本発明の第２の実施の形態に係るガスタービン発電システムの電力需要に対する各種出力の挙動の一例を表した図である。 本発明の第３の実施の形態に係るガスタービン発電システムの概略図である。 本発明の第３の実施の形態に係るガスタービン発電システムに備えられたガスタービン制御装置による出力制御手順を表すフローチャートである。
　以下に図面を用いて本発明の実施の形態を説明する。
　（第１の実施の形態）
　１．ガスタービン発電システム
　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システムの概略図である。
　図１に示したガスタービン発電システム１００は、ガスタービン１７、発電機５、発電機制御装置１０、及びガスタービン制御装置７を備えている。ガスタービン１７は、１軸式のガスタービンであり、圧縮機１、燃焼器２０、及びタービン２を備えている。
　圧縮機１は、大気空気を吸い込んで圧縮し圧縮空気２１を生成し、生成した圧縮空気２１を燃焼器２０に供給する。また、圧縮機１の空気取り込み口には、ＩＧＶ（Inlet Guide Vane：入口案内翼）９が備えられている。ＩＧＶ９は複数備わったベーン（不図示）を回転させて圧縮機１の空気取り込み口の開口面積を変化させることで、圧縮機１へ流入する空気量を変化させる。
　燃焼器２０は、圧縮機１からの圧縮空気２１をバーナ１８から噴射した燃料と混合させて燃焼し、燃焼ガス２２を生成する。燃焼ガス２２は燃焼器ライナ１９を経てタービン２へ流入する。バーナ１８で燃焼する燃料の流量は燃料配管に設けられた燃料流量制御弁８によって調整される。
　タービン２は、燃焼器２０からの燃焼ガス２２により駆動する（タービン軸１３の回転動力を得る）。タービン軸１３の回転数は回転数検出器２６で検出され、ガスタービン制御装置７に出力される。タービン２でエネルギーを回収された燃焼ガス２２は排気１４として排出される。また、このタービン２には、圧縮機１で抽気された圧縮空気の一部がタービン冷却空気２３として供給される。タービン冷却空気２３は燃焼器２０をバイパスして圧縮機１からタービン２に直接供給され、タービン２を構成する静翼２４や動翼２５等を冷却する。
　発電機５は、ガスタービン１７のタービン軸１３に接続されていて、タービン２で得られた回転動力によって駆動して交流電力を発生させる。
　発電機制御装置１０は、発電機５と電力系統との間に設けられていて、負荷調整器１１と周波数調整器１２とを備えている。発電機制御装置１０には、例えばインバータ／コンバータを用いることができる。負荷調整器１１は、発電機５の発電負荷（例えば固定子に流す電流や位相）の大きさを調整する機構である。周波数調整器１２は、発電機５の出力周波数を調整する機構であり、発電機５で得られた交流出力を設定周波数（例えば５０Ｈｚや６０Ｈｚ等の基準周波数）にして出力する。発電機５の出力は発電機制御装置１０を介して波形を整えられて、電力ケーブルを経て電力需要家に送られる。
　ガスタービン制御装置７は、各種入力信号を受け、燃料流量制御弁８の開度を制御する燃料流量指令（以下、ＦＦＤという）、ＩＧＶ９の開度を制御する吸気流量指令（以下、ＣＩＧＶという）、発電機制御装置１０の動作を制御する発電機制御指令（以下、ＩＭＷＤという）を含む各種信号を出力する。ガスタービン制御装置７の入力信号には、電力需要に応じたガスタービン出力指令（以下、ＭＷＤという）、回転数検出器２６からのタービン回転数、電力計（不図示）で計測された実際の発電量（以下、ＲＭＷという）、その他図示しない各種検出器からの入力信号（以下、状態量信号という）が含まれる。
　２．ガスタービン制御装置
　図２はガスタービン制御装置７の機能ブロック図である。
　ガスタービン制御装置７には、保護リミッター１０１、回転数リミッター１０２、出力制御器１０３、ＦＦＤ演算器１０４、ロードリミッター１０５、排気温度リミッター１０６、出力変化率リミッター１０７、ＩＧＶ開度演算器１０８、比較器１０９を備えている。また、ガスタービン制御装置７には出力装置１１０が接続されており、発電出力やタービン回転数のトレンド、運転モード等や確認できるようになっている（後述する図５参照）。出力装置１１０は、例えば保守用コンソール等のモニタ装置である。
　ＦＦＤ演算器１０４は、ＭＷＤ、タービン回転数、及びＲＭＷを入力し、例えばＲＭＷとＭＷＤの差分等から必要な燃料流量の増加量又は減少量を演算し、これを加味した燃料流量値を比較器１０９に出力する。つまりＭＷＤにＲＭＷが近付くようにＭＷＤに応じて燃料流量を制御してタービン出力、ひいては発電出力を調整する燃料流量制御装置として機能する。
　ロードリミッター１０５は、発電設備の認可出力等による最大出力を制限する機能を果たす。したがって、ロードリミッター１０５から比較器１０９には最大出力の制限値（又は余裕を考慮してそれよりも若干低めに設定した値）に応じた燃料流量値が出力される。
　排気温度リミッター１０６は、排気１４の最高温度を制限する機能を果たす。したがって、排気温度リミッター１０６から比較器１０９には最高温度の制限値（又は余裕を考慮してそれよりも若干低めに設定した値）に応じた燃料流量値が出力される。
　出力変化率リミッター１０７は、ガスタービンの高温部品に発生する熱応力等を考慮してタービン出力の変化率（この場合、燃料流量の変化率）の最大値を制限する機能を果たす。ここで言う変化率は時間当たりのタービン出力の変化をいう。出力変化率リミッター１０７により変化率が制限値を超えないように燃料流量が制御される。例えば、出力変化率リミッター１０７からは、燃料流量の変化率が制限値を超える場合にのみ、現在の値に対して制限の増加率又は減少湿で変化させられる燃料流量値が出力される。
　比較器１０９は低値選択器であり、ＦＦＤ演算器１０４、回転数リミッター１０２、排気温度リミッター１０６、及び出力変化率リミッター１０７からの各燃料流量指令値の中から最も低い値を選択し、選択した値をＦＦＤとして燃料流量制御弁８に出力する。
　ＩＧＶ開度演算器１０８は、回転数検出器２６からのタービン回転数及びＲＭＷを入力し、これらの値を基にＣＩＧＶを演算しＩＧＶ９に出力する。具体的には、ＩＧＶ開度演算器１０８は、圧縮機１の吸気流量を一定に制御する機能を果たす。
　回転数リミッター１０２は、タービン回転数が制限範囲から外れないようにＩＭＷＤを制限する機能を果たす。タービン回転数の上限値及び下限値は、例えば圧縮機１やタービン２の翼の共振、遠心応力の許容値、圧縮機１の旋回失速等を考慮して予め設定されている。回転数リミッター１０２は、回転数検出器２６から入力されたタービン回転数が上限値を超える場合にはタービン回転数の上限値を、その他の場合には下限値を出力制御器１０３に出力する。
　保護リミッター１０１は、その他の各種制限であり、温度センサ、圧力センサ、トルクセンサ等（いずれも不図示）の信号（状態量信号）を入力してサージ温度、サージ圧力、軸トルク等の各値が制限範囲から外れないようにタービン回転数を制限する。
　出力制御器１０３は、ＭＷＤに応じた燃料流量の変化率が制限範囲内の値であるか否かを判定し、判定に応じてタービン回転数の設定を変更してＩＭＷＤを設定する。本実施の形態では、出力制御器１０３は、ＦＦＤ演算器１０４、ロードリミッター１０５、排気温度リミッター１０６、出力変化率リミッター１０７からの出力を入力し、ＦＦＤ演算器１０４の出力が変化率リミッター１０７等による制限値に納まっているか否かを判定する。本例の場合、ＦＦＤ演算器１０４が出力した燃料流量値が最低値であるか否かで判定できる。ＦＦＤ演算器１０４が出力した燃料流量が制限範囲を逸脱していなければ、出力制御器１０３は、タービン回転数の設定を変更することなくＭＷＤに応じてＩＭＷＤを設定する。ＦＦＤ演算器１０４が出力した燃料流量が制限範囲から逸脱していれば、ＭＷＤの急変に追従して発電機負荷を変化させた場合のタービン回転数を予測演算する。このとき、出力制御器１０３には低値選択器の機能が備わっていて、予測値を保護リミッター１０１及び回転数リミッター１０２によるタービン回転数の制限値と比較し、三者の中から最も低い値を選択する。したがって、予測回転数が制限値以下であれば、出力制御器１０３はタービン回転数の設定を予測値に変更した上でＭＷＤに応じてＩＭＷＤを設定する。予測値がいずれかの制限値を超える場合、タービン回転数の設定は変更せずに制限値に応じてＩＭＷＤを設定する。この場合、制限値が設定値であるためＩＭＷＤも設定値（制限値）となる。出力制御器１０３で上記のように設定されたＩＭＷＤは、発電機制御装置１０に出力される。
　３．制御手順
　図３はガスタービン制御装置７によるガスタービン発電システムの出力制御手順を表すフローチャートである。
　ガスタービン制御装置７は、発電運転中、図３のステップＳ１０１－Ｓ１１１の手順を繰り返し実行する。
　・ステップＳ１０１－Ｓ１０７
　ガスタービン制御装置７は、図３の手順を開始すると、まず各種信号（状態量信号、回転数、ＭＷＤ、ＲＭＷ）を入力する（ステップＳ１０１）。ガスタービン制御装置７は、続いてＭＷＤを基に演算したＦＦＤの変化率が出力変化率リミッター１０７から出力された制限範囲（下限値から上限値までの範囲）に納まっているか否かを出力制御器１０３で判定する（ステップＳ１０２）。ガスタービン制御装置７は、ＦＦＤの変化率が制限範囲から逸脱していればステップＳ１０８（後述）に手順を移し、制限範囲に納まっていれば、出力制御器１０３でＭＷＤに応じてＩＭＷＤを設定し（ステップＳ１０３）、発電機制御装置１０に出力する（ステップＳ１０４）。続いてタービン回転数と設定回転数との偏差が許容値（設定値）以内であるか否かを判定する（ステップＳ１０５）。偏差が許容値以内であれば、ガスタービン制御装置７は同図の手順を終了し、再び開始する。許容値を超えていれば、ガスタービン制御装置７はＦＦＤ演算器１０４及びＩＧＶ開度演算器１０８でＦＦＤ及びＣＩＧＶを演算し（ステップＳ１０６）、燃料流量制御弁８及びＩＧＶ９にそれぞれＦＦＤ及びＣＩＧＶを出力して燃料流量及び吸気流量を制御する（ステップＳ１０７）。このとき、ＦＦＤ演算器１０４で演算されたＦＦＤがロードリミッター１０５等による制限値を超えていれば、前述した通りＦＦＤは制限される。ステップＳ１０６，Ｓ１０７の手順を実行したら、ガスタービン制御装置７は、ステップＳ１０５に手順を戻し、タービン回転数と設定値との偏差が許容値以下になるまでステップＳ１０６，Ｓ１０７の手順を繰り返す。
　ここで、ＩＧＶ９の開度制御について補足する。まず、タービン回転数が低下すると圧縮機１の吸気流量が減少し、同じ燃料流量でも燃空比が上がって燃焼ガス２２の温度が上昇してしまう。よって、ＩＧＶ開度演算器１０８によって吸気流量の変動を抑制するようにＩＧＶ９の開度を制御することが望ましい。圧縮機１の回転数（タービン回転数）が変化しても燃焼ガス２２の温度が一定に保たれ、高い信頼性と出力変化速度を確保できるからである。
　具体的には、タービン回転数が低下した場合はＩＧＶ９が開き（開度が大きくなり）、回転数が上昇したときはＩＧＶ９が閉じる（開度が小さくなる）。ＩＧＶ９の開度が大きくなると圧縮機１の効率が向上する。例えば出力増加時にタービン回転数を低下させると圧縮機効率が向上し、圧縮機１の吐出空気温度が低下して圧縮機動力も低下する。この場合、燃料流量によるタービン出力の増加分に圧縮機動力減少によるタービン出力の増加分が加わる。さらに、吐出空気温度の低下によって燃焼ガス２２の温度も低下するため、タービン出力の変化に伴う排気温度の変化が小さくなり信頼性が向上する。反対に、タービン回転数を増加させると圧縮機効率が低下し、圧縮機１の吐出空気温度が増加して圧縮動力も増加する。この場合、燃料流量の減少に加えて圧縮機動力が増加する分だけタービン出力が減少する。さらに、吐出空気温度の上昇によって燃焼ガス２２の温度も上昇するため、タービン出力に伴う排気温度の変化が小さくなり信頼性が向上する。
　なお、ＩＧＶ９又はその制御を省略する場合、基準回転数に対して回転数が低下した場合に圧縮機効率が上昇し、基準回転数に対して回転数が上昇した場合に圧縮機効率が低下するように、圧縮機１の動作点を設計することが考えられる。これによっても、上記のＩＧＶ制御と同様の有益な相乗効果が得られ得る。
　・ステップＳ１０８－Ｓ１１１
　先のステップＳ１０２でＦＦＤ変化率が制限範囲から外れていると判定した場合、ガスタービン制御装置７は、ＭＷＤに応じて発電機負荷を制御した場合のタービン回転数を出力制御器１０３で予測演算する（ステップＳ１０８）。予測演算の方法は限定されないが、例えばＭＷＤの逸脱分（制限値との差分）を発電機負荷で調整した場合における負荷調整後のタービン回転数を演算する。次に、ガスタービン制御装置７は、タービン回転数の予測値を回転数リミッター１０２や保護リミッター１０１の制限値と出力制御器１０３で比較し（ステップＳ１０９）、予測値が制限値以内であれば、タービン回転数の設定を現在の値から予測値に変更した上で（ステップＳ１１０）、前述したステップＳ１０３に手順を移してＭＷＤに応じてＩＭＷＤを設定する。一方、予測値が制限値を超えていてＭＷＤに応じた発電機制御が困難である場合には、出力制御器１０３は、タービン回転数の設定を変更することなく、保護リミッター１０１又は回転数リミッター１０２の制限値に応じてＩＭＷＤを設定し（ステップＳ１１１）、前述したステップＳ１０４に手順を移す。
　以上の手順を繰り返し実行することにより、本実施の形態に係るガスタービン発電システム１０では、ＭＷＤに応じた燃料流量及びその変化率が制限範囲内にあって燃料流量制御によりＭＷＤに追従することができる場合には、燃料流量制御によってタービン出力がＭＷＤに応じて制御される。このとき、タービン回転数の設定は変わらないため、負荷調整器１１によって発電機負荷がタービン出力の変化に応じてタービン回転数を維持するように制御され、タービン回転数を維持しつつ燃料流量制御によって発電出力がＭＷＤに追従する。発電出力の周波数は周波数調整器１２により設定値（例えば５０Ｈｚ又は６０Ｈｚ）に制御される。
　一方、ＭＷＤに応じた燃料流量及びその変化率が制限範囲から外れた場合には、ＦＦＤが制限される結果、燃料流量制御のみではＭＷＤに対して発電出力に過不足が生じる。この場合、本実施の形態では、タービン回転数の設定変更による発電出力の制御が試みられ、変更後のタービン回転数の予測値が制限値内であれば一時的にタービン回転数の設定が予測値に変更され、発電負荷の変更によって発電出力がＭＷＤに追従する。例えば、ＭＷＤに応じたＦＦＤの変化率が制限値を超えて上昇する場合、タービン回転数の設定を下げて発電機負荷を増加させることで、制限変化率でＦＦＤを増加させる場合よりも大きな上昇率で発電出力が変化してＭＷＤに追従する。言い換えれば、燃焼ガス２２から回収されるエネルギーに対してタービン軸１３の回転数変化で放出される運動エネルギーが付加され、発電機動力に消費されるエネルギーが一時的に高められる。一方、ＭＷＤに応じたＦＦＤの変化率が制限値を超えて下降する場合、タービン回転数の設定を上げて発電機負荷を減少させることで、制限変化率でＦＦＤを減少させる場合よりも大きな下降率で発電出力が変化してＭＷＤに追従する。言い換えれば、燃焼ガス２２から回収されるエネルギーに対してタービン軸１３の回転数変化に必要な運動エネルギーが減じられ、発電機動力に消費されるエネルギーが一時的に減少する。これによって、燃料流量制御のみで実現できる発電出力の最大の変化率を超える変化率で発電出力がＭＷＤに追従する。図３の手順が繰り返し実行されるうちに、タービン回転数の設定は元の値（設定の発電出力周波数に応じた値）に戻る。この間も発電出力の周波数は周波数調整器１２により設定値に制御される。
　４．効果
　図４は電力需要に対するガスタービン発電システムの各種出力の挙動の一例を表した図である。この例では需要が増大する場合を例示している。同図において、左列は発電機制御装置１０がない場合であって需要変動が小さいとき、中央列は発電機制御装置１０がない場合であって需要変動が大きいとき、右列は本実施の形態の場合であって需要変動が大きいときを表している。
　発電機制御装置１０がなくても、需要変動（ＭＷＤの変化率）が小さければタービン回転数を維持したまま燃料流量によって需要変動に追従できる（左列）。しかし、需要変動に応じて要求される燃料流量の変化率が制限値を超える場合、燃料流量の増加率が制限される結果、電力需要に対して発電出力に不足が生じる。この間、タービン出力の不足によりタービン回転数が維持できなくなり、これに伴って出力周波数も低下する。
　それに対し、本実施の形態においては、前述した通り需要変動の急増に対応して出力制御器１０３によってタービン回転数の設定が下げられ、負荷調整器１１によって発電機負荷を調整することでＦＦＤの制限に伴うタービン出力の不足分を補填し、電力需要の急変に発電出力を追従させることができる。タービン回転数は基準とする回転数（点線）よりも低下するが、出力周波数は周波数調整器１２により維持される。
　この例は電力需要が急増した場合であるが、本実施の形態は電力需要の急減に対応することもできる。すなわち、タービン出力の制御のみで発電出力を制御する場合、需要変動に応じた燃料流量の減少率が制限値を超える場合、出力制御器１０３でタービン回転数の設定が上げられ、負荷調整器１１によって発電機負荷が下げられる結果、発電出力の過剰分がタービン軸１３の運動エネルギーに還元され、電力需要の急減に発電出力を追従させることができる。タービン回転数は基準回転数（点線）よりも上昇するが、出力周波数は周波数調整器１２により維持される。
　このように、本実施の形態によれば、電力需要に対する発電出力の応答性を向上させて系統周波数の安定化に寄与することができる。また、急激な需要変動に対して燃料流量制御によらず発電出力が調整できるので、高温部品の熱疲労等を抑制することができる。
　なお、電力需要の急変に対応する設備として蓄電池やフライホイールによる電力貯蔵技術が知られているが、既存のガスタービン発電設備に適用する場合、フライホイールや蓄電池等の大掛かりな設備を新たに設置しなければならずコストが掛かる。また、フライホイールの軸受け損失や充電池の自然放電等によって損失が増加する。それに対し、本実施の形態の場合、これらの場合に比べて既存のガスタービン発電設備に低廉に適用することができ損失も少ない点でメリットが大きい。
　５．表示出力
　図５は出力装置による制御画面の一例を表す図である。
　同図の制御画面には、燃料流量制御のみで出力変動に対応する運転モードであることを示すＦＦＤ単独対応表示部３０１、燃料流量制御に加えてタービン回転数の設定変更を利用して出力変動に対応する運転モードであることを示す回転数変換対応表示部３０２が設けられている。これらの表示により現在の運転モードを確認することができる。また、制御画面にはトレンドグラフ表示部３０３が設けられており、この部分に発電出力（≒ＭＷＤ）の推移３０４、燃料流量制御のみによる（タービン回転数の設定を変更しない場合の）発電出力の推移３０５、及びタービン回転数の推移３０６が表示される。したがって、トレンドグラフ表示部３０３によって管理者等はガスタービン発電システムの動作状態を把握することができる。
　（第２の実施の形態）
　図６は本発明の第２の実施の形態に係るガスタービン発電システムの概略図である。第１の実施の形態と同様の部分には同図において既出図面と同符号を付して説明を省略する。
　本実施の形態のガスタービン発電システム２００が第１の実施の形態のガスタービン発電システム１００と相違する点は、二軸式ガスタービン２７を適用対象としている点である。ガスタービン発電システム２００は、二軸式ガスタービン２７、電動発電機６、ガスタービン制御装置７ａ、発電機制御装置１０等を含んでいる。二軸式ガスタービン２７は、ガスジェネレータ１５、パワータービン１６を含む。
　パワータービン１６は、低圧タービン２ｂ及び発電機５を低圧タービン軸１３ｂで連結した構成である。発電出力の周波数の変動を抑制するために、パワータービン１６は基本的に一定回転数で回転する。発電機５の発電出力は電力ケーブルを経て電力需要家に送られる。低圧タービン軸１３ｂには回転数検出器２６ｂが設けられている。
　ガスジェネレータ１５は、圧縮機１、燃焼器２０、及び高圧タービン２ａを含んでいる。高圧タービン２ａは、ガスジェネレータ軸１３ａを介して圧縮機１に連結されている。ガスジェネレータ１５は、パワータービン１６とは機械的に軸が分離されているため、パワータービン１６と異なる回転数で回転駆動し得る。ガスジェネレータ軸１３ａには回転数検出器２６ａが設けられている。
　高圧タービン２ａは、燃焼器２０からの高温高圧の燃焼ガス２２のエネルギーにより回転動力を得る。高圧タービン２ａの回転動力は、ガスジェネレータ軸１３ａを介して圧縮機１に伝達されて圧縮機１を回転駆動する。燃焼ガス２２はエネルギーの一部が高圧タービン２ａの回転動力に変換された後、パワータービン１６の低圧タービン２ｂに流入する。低圧タービン２ｂは、高圧タービン２ａを駆動した燃焼ガス２２のエネルギーにより回転動力を得る。低圧タービン２ｂの回転動力は、低圧タービン軸１３ｂを介して発電機５に伝達され、発電機５を回転駆動する。低圧タービン２ｂを駆動した燃焼ガス２２は、排気１４として排出される。また、圧縮機１で圧縮された空気の一部はタービン冷却空気２３として抽気され、燃焼器２０を経ずに高圧タービン２ａ及び低圧タービン２ｂに供給される。
　電動発電機６は、電動機（モータ）にも発電機にもなる装置であり、高圧タービン軸１３ａに連結されている。また、電動発電機６は、発電機制御装置１０を介して発電機５の電力系統に接続していて、電力系統との間で電力を授受することができる。例えば、発電機制御装置１０によって発電機５の発電出力の一部を電動発電機６に供給して電動発電機６を電動機として駆動することで、発電機５の発電出力の一部が高圧タービン軸１３ａの運動エネルギーに還元され、ガスタービン発電システム２００の発電出力が抑えられる。反対に、電動発電機６を発電機として駆動することによって高圧タービン２ａの回転動力の一部を発電出力に変換し、発電機制御装置１０を介して電動発電機６の発電出力を電力系統に送ることによって、ガスタービン発電システム２００の発電出力が増加する。
　ガスタービン制御装置７ａは、第１の実施の形態のガスタービン制御装置７（図２参照）と本質的には同様の構成であるが、保護用の制限値が高圧タービン２ａと低圧タービン２ｂのそれぞれを考慮して設定され得る。また、次のフローチャートで説明する手順のうち電動発電機６及び発電機制御装置１０の制御手順は出力制御器１０３（図２参照）が担うこととする。
　図７はガスタービン制御装置７ａによるガスタービン発電システムの出力制御手順を表すフローチャートである。
　ガスタービン制御装置７ａは、発電運転中、図７のステップＳ２０１－Ｓ２１４の手順を繰り返し実行する。
　・ステップＳ２０１－Ｓ２１０
　ステップＳ２０１－Ｓ２１０は、ＭＷＤに応じたＦＦＤの変化率が制限範囲内であって高圧タービン２ａの回転数の設定を変更せずに発電出力をＭＷＤに追従させる手順であり、第１の実施の形態のステップＳ１０１－Ｓ１０７（図３参照）に相当する手順である。すなわち、ガスタービン制御装置７ａは、図７の手順を開始すると、まず各種信号（状態量信号、回転数、ＭＷＤ、ＲＭＷ等）を入力し（ステップＳ２０１）、ＭＷＤに応じたＦＦＤの変化率が制限範囲内であるか否かを出力制御器１０３で判定する（ステップＳ２０２）。ガスタービン制御装置７ａは、ＦＦＤの変化率が制限範囲から外れていればステップＳ２１１（後述）に手順を移し、制限範囲内であれば、電動発電機６を駆動する必要がないので、出力制御器１０３でＩＭＷＤをゼロ（ＩＭＷＤ＝０）に設定して（ステップＳ２０３）、発電機制御装置１０に出力する（ステップＳ２０４）。
　続いて高圧タービン２ａの回転数と設定回転数との偏差が許容値（設定値）以内であるか否かを判定する（ステップＳ２０５）。偏差が許容値以内であれば、ガスタービン制御装置７ａはステップＳ２０６（後述）に手順を移し、許容値を超えていればＩＧＶ開度演算器１０８でＣＩＧＶを演算し（ステップＳ２０７）、ＩＧＶ９にＣＩＧＶを出力して吸気流量を制御する（ステップＳ２０８）。ステップＳ２０７，Ｓ２０８の手順を実行したら、ガスタービン制御装置７ａは、ステップＳ２０５に手順を戻し、高圧タービン２ａの回転数と設定値との偏差が許容値以下になるまでステップＳ２０７，Ｓ２０８を繰り返す。
　高圧タービン２ａの回転数と設定値との偏差が許容値以下になったら、ガスタービン制御装置７ａは、低圧タービン２ｂの回転数と設定回転数との偏差が許容値（設定値）以内であるか否かを判定する（ステップＳ２０６）。偏差が許容値以内であれば、ガスタービン制御装置７ａは同図の手順を終了し再び開始する。偏差が許容値を超えていれば、ガスタービン制御装置７ａはＦＦＤ演算器１０４でＦＦＤを演算し（ステップＳ２０９）、燃料流量制御弁８にＦＦＤを出力して燃料流量を変更する（ステップＳ２１０）。このとき、ＦＦＤ演算器１０４で演算されたＦＦＤがロードリミッター１０５等による制限値を超えている場合、前述した通りＦＦＤは制限される。ステップＳ２０９，Ｓ２１０の手順を実行したら、ガスタービン制御装置７ａは、ステップＳ２０６に手順を戻し、低圧タービン２ｂの回転数と設定値との偏差が許容値以下になるまでステップＳ２０９，Ｓ２１０を繰り返す。
　ここで、ＩＧＶ９の開度制御と燃料流量制御について補足する。まず、二軸式ガスタービン２７では、高圧タービン２ａで得られる回転動力と圧縮機１の消費動力が等しくなるようなバランス調整制御が行われる。この制御は、一般的にガスジェネレータ１５の回転数や圧縮機１の吸気流量の調整による。例えば、ガスジェネレータ１５の回転数が設定値より高い場合、ＩＧＶ９の開度を上げて吸気流量を増やすことで圧縮機１の消費動力が増え、回転数が低下する。逆にＩＧＶ９の開度を減少させることで、ガスジェネレータ１５の回転数を上昇させることができる。
　また、二軸式ガスタービン２７では、ＭＷＤに応じたＦＦＤを燃料流量制御弁８へ出力し、発電機５の発電出力に低圧タービン２ｂの回転動力を合わせる。これによりパワータービン１６の回転数はほぼ一定に制御される。このとき、燃焼ガス２２から高圧タービン２ａで回収される回転動力を圧縮機１の消費動力に合わせ、ガスジェネレータ１５の回転数が設定値に近付くように、ガスタービン制御装置７ａはＩＧＶ９の開度を制御する。このようにガスジェネレータ１５の回転数は発電出力に対し一意に定まらず変更することができる。
　・ステップＳ２１１－Ｓ２１４
　先のステップＳ２０２でＦＦＤ変化率が制限範囲から外れていると判定した場合、ガスタービン制御装置７ａは、ＭＷＤに応じて電動発電機６を駆動した場合の高圧タービン２ａの回転数を出力制御器１０３で予測演算する（ステップＳ２１１）。予測演算の方法は限定されないが、例えばＭＷＤの逸脱分（制限値との差分）の発電出力を電動発電機６で発電又は消費した結果の高圧タービン２ａの回転数を演算する。次に、ガスタービン制御装置７ａは、高圧タービン２ａの回転数の予測値を回転数リミッター１０２や保護リミッター１０１の制限値と出力制御器１０３で比較し（ステップＳ２１２）、予測値が制限値以内であれば、高圧タービン２ａの回転数の設定を現在の値から予測値に変更し（ステップＳ２１３）、ＭＷＤの逸脱分をＩＭＷＤに設定した上で（ステップＳ２１４）、前述したステップＳ２０４に手順を移す。一方、先のステップＳ２１２で予測値が制限値を超えていて電動発電機６を駆動してもＭＷＤに発電出力を追従させられない場合には、ガスタービン制御装置７ａは、高圧タービン２ａの回転数の設定を経納することなく前述したステップＳ２０３に手順を移す。
　以上の手順を繰り返し実行することにより、ＭＷＤに応じた燃料流量及びその変化率が制限範囲内にある場合、電動発電機６を発電機としても電動機としても駆動せず、燃料流量制御により発電出力をＭＷＤに追従させる。低圧タービン２ｂの回転数は変化しないため、発電機５の出力周波数も維持される。
　一方、ＭＷＤに応じた燃料流量及びその変化率が制限範囲から外れた場合、ＦＦＤが制限される結果、燃料流量制御のみではＭＷＤに対して発電出力に過不足が生じる。この場合には、高圧タービン２ａの回転数の設定変更による発電出力の制御が試みられ、変更後の高圧タービン２ａの回転数が制限値内の値であれば一時的に高圧タービン２ａの回転数の設定が変更され、電動発電機６による発電又は消費によって発電出力がＭＷＤに追従する。例えば、ＭＷＤに応じたＦＦＤの変化率が制限値を超えて上昇する場合、ガスタービン制御装置７ａにより負荷制御器１１が制御されて電動発電機６に発電負荷が与えられ、制限変化率でＦＦＤを上昇させた場合よりも大きな変化率で発電出力（発電機５と電動発電機６の発電出力の合計）が増加する。一方、ＭＷＤに応じたＦＦＤの変化率が制限値を超えて減少する場合、ガスタービン制御装置７ａにより負荷制御器１１が制御され、発電機５の一部の発電出力が電動発電機６のモータ駆動に用いられてガスジェネレータ１５の運動エネルギーに変換され、制限変化率で燃料流量を減少させた場合よりも大きな変化率で発電出力が減少する。これによって、燃料流量制御のみで実現できる発電出力の最大の変化率を超える変化率で発電出力が変化しＭＷＤに追従する。図７の手順が繰り返し実行されるうちに、高圧タービン２ａの回転数の設定は元の値（設定の発電出力周波数に応じた値）に戻る。電動発電機６から電力系統に補填される出力の周波数は周波数調整器１２により設定値（例えば５０Ｈｚ又は６０Ｈｚ）に制御される。
　本実施の形態においても燃料流量制御によらずに電力需要の急変に迅速に追従して発電出力を制御することができるので、第１の実施の形態と同様の効果を得ることができる。その他、本実施の形態の場合、第１の実施の形態に比べて発電機制御装置１０を小容量のものとすることができ、発明の要部を低廉に構成することができる。すなわち、第１の実施の形態ではガスタービン１７の全発電出力を発電機制御装置１０で処理するために発電機制御装置１０にはガスタービン１７の全発電出力と同等の容量が必要となる。それに対し、本実施の形態では出力の大部分を担う低圧タービン２ｂは定速で駆動する。したがって、発電機制御装置１０を要するのは可変速運転をする高圧タービン２ａの側の電動発電機６のみであるため、発電機制御装置１０の容量を小さくすることができる。例えば、燃料流量による出力変化に加え、定格発電出力の１０％に相当する出力を変化させたい場合は、定格発電出力の１０％の容量の発電機制御装置１０を用いれば足りる。
　図８は電力需要に対する本実施の形態に係るガスタービン発電システムの各種出力の挙動の一例を表した図である。この例では需要が増大する場合を例示している。同図は第１の実施の形態の図４に対応する図であり、左列は電動発電機６及び発電機制御装置１０がない場合であって需要変動が小さいとき、中央列は電動発電機６及び発電機制御装置１０がない場合であって需要変動が大きいとき、右列は本実施の形態の場合であって需要変動が大きいときを表している。
　同図に示したように、電動発電機６及び発電伝時１０がなくても、需要変動が小さければ燃料流量によって発電出力を電力需要に追従させることができるが、大きな需要変動には発電出力を追従させられず、低圧タービン軸１３ｂの回転数が低下して発電出力の周波数も低下してしまう。
　それに対し、本実施の形態によれば、発電機制御装置１０により電動発電機６を発電機又はモータとして駆動することで、電力系統とガスジェネレータ１５との間でエネルギーをやり取りし、この場合は電動発電機６を発電機として駆動することで発電出力を補填する。これにより電力需要の急変に発電出力が追従している。このとき、回転動力の一部を電動発電機６で電気エネルギーに変換した分、高圧タービン２ａの回転数は低下するが、電動発電機６の出力周波数は周波数調整器１２で設定値に調整される。また、低圧タービン２ｂは、高圧タービン２ａと独立して回転するので、回転数は変化せず出力周波数も変化しない。したがって、系統周波数も安定を保っている。
　図８は電力需要が増える場合を例示しているが、減少する場合も同様である。
　（第３の実施の形態）
　図９は本発明の第３の実施の形態に係るガスタービン発電システムの概略図である。既に説明した実施の形態と同様の部分には同図において既出図面と同符号を付して説明を省略する。
　本実施の形態のガスタービン発電システム３００が第２の実施の形態のガスタービン発電システム２００と相違する点は、電力系統に再生可能エネルギー発電装置３０を備えている点である。電力系統に再生可能エネルギー発電装置３０を接続していることから、より大きな発電出力の変動幅が要求される。
　同図に示したように、二軸式ガスタービン２７には電力系統を通じて再生可能エネルギー発電装置３０が接続されている。再生可能エネルギー発電装置３０としては、例えば風力発電装置や太陽光発電装置、波力発電装置等の再生可能エネルギーを利用して発電する種々の発電装置が適用され得るが、本実施の形態では風力発電装置を適用した場合を例示する。ガスタービン発電システム３００には、再生可能エネルギー発電装置３０の電力変動予測値を検出する変動予測用の検出器３１、及びこの検出器３１の信号を基に再生可能エネルギー発電装置３０の発電出力の予測値（変動）を演算する予測値演算器３２を備えている。検出器３１は、本実施の形態の場合、風力発電装置の風上の地点に設けた風速計や気象情報の受信装置等を用いることができる。また、太陽光発電装置を用いた場合には、気象情報の受信装置の他、周辺地域に設置した照度計等を検出器３１に用いることができる。予測値演算器３２は再生可能エネルギー発電装置３０の電力変動予測値（以下、ＰＭＷＤという）をガスタービン制御装置７ｂに出力する。
　また、ガスタービン制御装置７ｂのＦＦＤ演算器１０４（図２参照）は、ＲＭＷ（実発電量）とともにＰＭＷＤを入力し、ＰＭＷＤに基づいて高圧タービン２ａの回転数を設定し、設定後の回転数となるように燃料流量値やＩＧＶ９の開度を演算する。
　図１０はガスタービン制御装置７ｂによるガスタービン発電システムの出力制御手順を表すフローチャートである。
　ガスタービン制御装置７ｂは、発電運転中、図１０のステップＳ３０１－Ｓ３１８の手順を繰り返し実行する。但し、同図のステップＳ３０１，Ｓ３０２，Ｓ３０７－Ｓ３１８は、第２の実施の形態のステップＳ２０１－Ｓ２１４とそれぞれ同様である。異なる点は、ステップＳ３０２，Ｓ３０７の間にステップＳ３０３－Ｓ３０６が加わっている点である。以下、ステップＳ３０３－Ｓ３０６について説明する。
　・ステップＳ３０３－Ｓ３０６
　この手順は、前述したＰＭＷＤに応じて高圧タービン２ａの設定回転数を変更する手順であり、再生可能エネルギー発電装置３０の発電出力の変動予測に応じて高圧タービン２ａの出力の調整代を確保する手順である。具体的には、ガスタービン制御装置７ｂは、まずＰＭＷＤをＦＦＤ演算器１０４に入力し（ステップＳ３０３）、ＦＦＤ演算器１０４でＰＭＷＤを分析する（ステップＳ３０４）。ＰＭＷＤの分析では、ＰＭＷＤの時間変化（変化率）の演算等が行われる。続いて、ガスタービン制御装置７ｂは、ＦＦＤ演算器１０４で待機条件を設定する（ステップＳ３０５）。待機条件とは、再生可能エネルギー発電装置３０の発電出力の変動に備えて確保すべき高圧タービン２ａの回転数の調整代のことである。例えばＰＭＷＤの変化率から今後再生可能エネルギー発電装置３０の発電出力の増大が見込まれる場合には、高圧タービン２ａのタービン出力の下げ代を確保すべく高圧タービン２ａの設定回転数を現状よりも高く設定する。反対に、今後再生可能エネルギー発電装置３０の発電出力の減少が見込まれる場合には、高圧タービン２ａのタービン出力の上げ代を確保すべく高圧タービン２ａの設定回転数を現状よりも低く設定する。以降、変更後の設定回転数を便宜的に待機値という。但し、待機値は、リミッターにより制限されるので、許容される高圧タービン回転数の上限及び下限値を逸脱することはない。そして、ガスタービン制御装置７ｂは、ＦＦＤ演算器１０４で高圧タービン２ａの設定回転数をステップＳ３０５で求めた待機値に変更し（ステップＳ３０６）、前述したステップＳ３０７に手順を移す。
　このようにして高圧タービン２ａの設定回転数が変更されると、例えば後のステップＳ３０９，Ｓ３１１，Ｓ３１２で高圧タービン２ａの回転数が設定変更後の回転数に制御される。具体的には、ＩＧＶ９の開度が小さくして圧縮機１の消費動力を減じることで、高圧タービン２ａの回転数が上げられる。反対に、ＩＧＶ９の開度を大きくして圧縮機１の消費動力を増加させることで、高圧タービン２ａの回転数が下げられる。タービン軸の回転数は、燃料流量による出力変化のみで生じることが予測される電力余剰量、タービン軸の慣性モーメント、及び回転数を用いた関数により予測することができる。
　本実施の形態によれば、第１及び第２の実施の形態と同様の効果に加え、次の効果が得られる。すなわち、タービン回転動力の電力への変換可能量及び電力のタービン回転動力への変換可能量は、タービン軸の回転数の上限値及び下限値により制限される。したがって、燃料流量による出力調整だけでは需要に追従できない状態が継続し、タービン軸の回転数が上昇又は低下し続けると、タービン回転数が上限値又は下限値に達してしまってそれ以上の出力調整ができなくなってしまう。それに対し、本実施の形態では、再生可能エネルギー発電装置３０の発電出力の変動を予測して予め高圧タービン２ａの設定回転数を調整しておくことで、設定回転数を基準値のまま運用する場合に比べてタービン出力の調整代が広くなるため、再生可能エネルギー発電装置３０の発電出力の変動の吸収代を広く確保することができる。
　（その他）
　本発明の技術的範囲は以上の実施の形態の態様に限定されるものではなく、種々の変形例が含まれ得る。例えば、前述した各実施の形態に備わった構成要素は全てが必須のものではなく、発明の要部ではない要素は適宜省略可能である。また、各実施の形態の構成要素は、機能や役割が共通する他の要素で代替することができる。また、各実施の形態は相互に又は部分的に組み合わせ可能である。更には、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現してもよい。
１　　　　　　　圧縮機
２　　　　　　　タービン
２ａ　　　　　　高圧タービ
２ｂ　　　　　　低圧タービン
５　　　　　　　発電機
６　　　　　　　電動発電機
７，７ａ，７ｂ　ガスタービン制御装置
１１　　　　　　負荷調整器
１２　　　　　　周波数調整器
１５　　　　　　ガスジェネレータ
１６　　　　　　パワータービン
２０　　　　　　燃焼器
３０　　　　　　再生可能エネルギー発電装置
３２　　　　　　予測値演算器（予測装置）
１００　　　　　ガスタービン発電システム
１０３　　　　　出力制御装置
１０４　　　　　ＦＦＤ演算器（燃料流量制御装置）
１０７　　　　　出力変化率リミッター（変化率制限装置）
１０８　　　　　ＩＧＶ開度演算器（吸気流量制御装置）
１１０　　　　　出力装置
２００　　　　　ガスタービン発電システム
３００　　　　　ガスタービン発電システム
ＭＷＤ　　　　　ガスタービン出力指令

Claims (8)

  1. 　連結した圧縮機及び高圧タービン、並びに前記圧縮機からの圧縮空気を燃料とともに燃焼し高圧タービンを駆動する燃焼器を有するガスジェネレータと、
    　前記ガスジェネレータを駆動した燃焼ガスで駆動する低圧タービン及び前記低圧タービンに連結した発電機を有するパワータービンと、
    　前記ガスジェネレータにより駆動し前記発電機の電力系統と接続した電動発電機と、
    　ガスタービン出力指令に応じて前記燃焼器への燃料流量を制御して前記発電機の発電出力を調整する燃料流量制御装置と、
    　前記燃料流量制御装置による燃料流量の変化率を制限する変化率制限装置と、
    　前記電動発電機の出力周波数を調整する周波数調整器と、
    　前記電動発電機の発電負荷を調整する負荷調整器と、
    　ガスタービン出力指令に応じた前記燃料流量の変化率が制限値を超えて上昇する場合、前記ガスタービン出力指令に応じて前記負荷制御器を制御して前記電動発電機に発電負荷を与え、前記制限値で燃料流量を増加させる場合よりも大きな変化率で発電出力を増加させる出力制御装置と
    を備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  2. 　請求項１のガスタービン発電システムにおいて、
    　前記出力制御装置は、ガスタービン出力指令に応じた前記燃料流量の変化率が制限値を超えて下降する場合、前記ガスタービン出力指令を基に前記負荷制御器に指令し、前記発電機の一部の発電出力を前記電動発電機の電動機駆動に用いて前記ガスジェネレータの運動エネルギーに変換し、前記制限値で燃料流量を減少させる場合よりも大きな変化率で発電出力を減少させる
    ことを特徴とするガスタービン発電システム。
  3. 　請求項１のガスタービン発電システムにおいて、前記圧縮機の吸気流量を維持するように制御する吸気流量制御装置を備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  4. 　請求項１のガスタービン発電システムにおいて、前記圧縮機が、基準回転数よりも低速で回転する場合に効率が上昇し、基準回転数よりも高速で回転する場合に効率が低下するように設計されていることを特徴とするガスタービン発電システム。
  5. 　吸い込んだ空気を圧縮する圧縮機と、
    　前記圧縮機からの圧縮空気を燃料とともに燃焼する燃焼器と、
    　前記燃焼器からの燃焼ガスにより駆動するタービンと、
    　前記タービンにより駆動する発電機と、
    　ガスタービン出力指令に応じて前記燃焼器への燃料流量を制御して発電出力を調整する燃料流量制御装置と、
    　前記燃料流量制御装置による燃料流量の変化率を制限する変化率制限装置と、
    　前記発電機の出力周波数を調整する周波数調整器と、
    　前記発電機の発電負荷を調整する負荷調整器と、
    　ガスタービン出力指令に応じた前記燃料流量の変化率が制限範囲から外れる場合、前記タービンの回転数の設定を変更した上で前記ガスタービン出力指令に応じて前記負荷制御器を制御して発電負荷を制御し、前記制限値で燃料流量を変化させる場合よりも大きな変化率で発電出力を変化させる出力制御装置と
    を備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  6. 　請求項１－５のいずれかのガスタービン発電システムにおいて、
    　前記電力系統と接続した再生可能エネルギー発電装置と、
    　前記再生可能エネルギー発電装置の発電出力の変動を予測する予測装置と、
    　前記予測装置による予測値を基に前記再生可能エネルギー発電装置の発電出力の変動を吸収するタービン出力の調整代を広げるガスタービン制御装置と
    を備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  7. 　請求項１のガスタービン発電システムにおいて、運転モードを表す表示を含む制御画面を表示する出力装置を備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  8. 　ガスタービン出力指令に応じた燃料流量の変化率が制限範囲から外れる場合、タービン回転数の設定を変更して発電負荷を制御し、制限値で燃料流量を変化させる場合よりも大きな変化率で発電出力を変化させることを特徴とするガスタービン発電システムの発電出力制御方法。
PCT/JP2013/057784 2013-03-19 2013-03-19 ガスタービン発電システム WO2014147738A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015506421A JP5953424B2 (ja) 2013-03-19 2013-03-19 ガスタービン発電システム
PCT/JP2013/057784 WO2014147738A1 (ja) 2013-03-19 2013-03-19 ガスタービン発電システム
DE112013006847.8T DE112013006847T5 (de) 2013-03-19 2013-03-19 Gasturbinenstromerzeugungssystem

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2013/057784 WO2014147738A1 (ja) 2013-03-19 2013-03-19 ガスタービン発電システム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014147738A1 true WO2014147738A1 (ja) 2014-09-25

Family

ID=51579473

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2013/057784 WO2014147738A1 (ja) 2013-03-19 2013-03-19 ガスタービン発電システム

Country Status (3)

Country Link
JP (1) JP5953424B2 (ja)
DE (1) DE112013006847T5 (ja)
WO (1) WO2014147738A1 (ja)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2017020505A (ja) * 2015-07-13 2017-01-26 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ ガスタービン出力増大システム
JP2018017196A (ja) * 2016-07-29 2018-02-01 株式会社日立製作所 ガスタービン発電装置の制御装置、ガスタービン発電装置の制御方法およびガスタービン発電装置
JP2019143563A (ja) * 2018-02-22 2019-08-29 三菱日立パワーシステムズ株式会社 二軸ガスタービン発電設備、その制御装置、及びその制御方法
JP2020165323A (ja) * 2019-03-28 2020-10-08 三菱重工業株式会社 １軸式ガスタービンの運転制御装置、運転制御方法及びプログラム

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060150633A1 (en) * 2003-12-18 2006-07-13 Honeywell International Inc. Starting and controlling speed of a two spool gas turbine engine
JP2006291948A (ja) * 2005-04-08 2006-10-26 United Technol Corp <Utc> ガスタービンエンジンおよびターボシャフトエンジン
JP2010523879A (ja) * 2007-04-06 2010-07-15 ターボメカ ガス発生器およびフリータービンを備えるヘリコプタターボシャフトエンジン
JP2010156308A (ja) * 2009-01-05 2010-07-15 Hitachi Ltd ガスタービン・エンジンの制御装置

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3677536B2 (ja) * 1999-10-27 2005-08-03 株式会社日立製作所 ガスタービン発電制御装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060150633A1 (en) * 2003-12-18 2006-07-13 Honeywell International Inc. Starting and controlling speed of a two spool gas turbine engine
JP2006291948A (ja) * 2005-04-08 2006-10-26 United Technol Corp <Utc> ガスタービンエンジンおよびターボシャフトエンジン
JP2010523879A (ja) * 2007-04-06 2010-07-15 ターボメカ ガス発生器およびフリータービンを備えるヘリコプタターボシャフトエンジン
JP2010156308A (ja) * 2009-01-05 2010-07-15 Hitachi Ltd ガスタービン・エンジンの制御装置

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2017020505A (ja) * 2015-07-13 2017-01-26 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ ガスタービン出力増大システム
JP7086516B2 (ja) 2015-07-13 2022-06-20 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ ガスタービン出力増大システム
JP2018017196A (ja) * 2016-07-29 2018-02-01 株式会社日立製作所 ガスタービン発電装置の制御装置、ガスタービン発電装置の制御方法およびガスタービン発電装置
JP2019143563A (ja) * 2018-02-22 2019-08-29 三菱日立パワーシステムズ株式会社 二軸ガスタービン発電設備、その制御装置、及びその制御方法
WO2019163955A1 (ja) * 2018-02-22 2019-08-29 三菱日立パワーシステムズ株式会社 二軸ガスタービン発電設備、その制御装置、及びその制御方法
KR20200100852A (ko) * 2018-02-22 2020-08-26 미츠비시 히타치 파워 시스템즈 가부시키가이샤 2축 가스 터빈 발전 설비, 그 제어 장치, 및 그 제어 방법
KR102274783B1 (ko) 2018-02-22 2021-07-08 미츠비시 파워 가부시키가이샤 2축 가스 터빈 발전 설비, 그 제어 장치, 및 그 제어 방법
JP2020165323A (ja) * 2019-03-28 2020-10-08 三菱重工業株式会社 １軸式ガスタービンの運転制御装置、運転制御方法及びプログラム
JP7206143B2 (ja) 2019-03-28 2023-01-17 三菱重工業株式会社 １軸式ガスタービンの運転制御装置、運転制御方法及びプログラム

Also Published As

Publication number Publication date
DE112013006847T5 (de) 2015-12-03
JP5953424B2 (ja) 2016-07-20
JPWO2014147738A1 (ja) 2017-02-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7422414B2 (en) Inlet guide vane control device of gas turbine
US10995664B2 (en) Compressed air energy storage and power generation method and compressed air energy storage and power generation device
JP6952034B2 (ja) 陸上または海洋ベースのマルチスプールガスタービンを動作させるためのシステム、方法、およびコンピュータプログラム
JP5941744B2 (ja) 発電システム
WO2016181841A1 (ja) 圧縮空気貯蔵発電装置及び圧縮空気貯蔵発電方法
JP5167106B2 (ja) 風力発電所とその発電制御方法
US8247919B2 (en) Power station with grid frequency linked turbine and method for operating
US9605556B2 (en) Power station and method for its operation
US10184406B2 (en) Multi-shaft variable speed gas turbine apparatus and method of controlling the same
US20170159577A1 (en) Gas Turbine Combined Electric Power Generation Apparatus
JP2011513635A (ja) 発電所におけるガスタービンの制御方法およびその方法を実施する発電所
KR20130081701A (ko) 윈드팜의 제어 장치, 윈드팜, 및 윈드팜의 제어 방법
JP2010518320A (ja) 発電設備の作動方法
WO2014147738A1 (ja) ガスタービン発電システム
JP6130131B2 (ja) ２軸式ガスタービンの制御装置及びそれを備えた２軸式ガスタービン
EP2971638B1 (en) Turbine of a turbocompound engine with variable load and a controller thereof
JP2013540928A (ja) 航空機用フリータービンパワーパッケージの制御を最適化する方法、およびその実行の制御
JP3677536B2 (ja) ガスタービン発電制御装置
JP4475843B2 (ja) 風力発電とディーゼル発電とを組み合わせた発電システムの制御方法、および風力発電とディーゼル発電とを組み合わせた発電システム
JP2011027047A (ja) ２軸式ガスタービン及びその制御装置
US11236676B2 (en) Humid air turbine
JP5491730B2 (ja) 電力供給システム
CN112736989B (zh) 一种电池储能参与的调频方法、系统、装置及可读存储介质
Li et al. Modeling and Simulation of Micro-Grid System Coupled With Small Wind Turbine
Kusumi et al. A New Concept for Power Grid Stabilization Using a Motor-Assisted Variable Speed Gas Turbine System

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 13879136

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2015506421

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1120130068478

Country of ref document: DE

Ref document number: 112013006847

Country of ref document: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 13879136

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1