WO2019130976A1 - 制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラム - Google Patents

制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラム Download PDF

Info

Publication number
WO2019130976A1
WO2019130976A1 PCT/JP2018/044184 JP2018044184W WO2019130976A1 WO 2019130976 A1 WO2019130976 A1 WO 2019130976A1 JP 2018044184 W JP2018044184 W JP 2018044184W WO 2019130976 A1 WO2019130976 A1 WO 2019130976A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
control
flow rate
fuel
gas turbine
fuel flow
Prior art date
Application number
PCT/JP2018/044184
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
圭介 山本
一茂 高木
真人 岸
進也 内田
永 中原
光 片野
佳一 宇井
Original Assignee
三菱日立パワーシステムズ株式会社
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 三菱日立パワーシステムズ株式会社 filed Critical 三菱日立パワーシステムズ株式会社
Priority to KR1020207014468A priority Critical patent/KR102326643B1/ko
Priority to DE112018005654.6T priority patent/DE112018005654T5/de
Priority to US16/766,421 priority patent/US20210148291A1/en
Priority to CN201880075562.9A priority patent/CN111386390B/zh
Publication of WO2019130976A1 publication Critical patent/WO2019130976A1/ja

Links

Images

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/22Fuel supply systems
    • F02C7/228Dividing fuel between various burners
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26Control of fuel supply
    • F02C9/46Emergency fuel control
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02CGAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/48Control of fuel supply conjointly with another control of the plant
    • F02C9/50Control of fuel supply conjointly with another control of the plant with control of working fluid flow
    • F02C9/54Control of fuel supply conjointly with another control of the plant with control of working fluid flow by throttling the working fluid, by adjusting vanes
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05DINDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00Application
    • F05D2220/30Application in turbines
    • F05D2220/32Application in turbines in gas turbines
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05DINDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00Control
    • F05D2270/01Purpose of the control system
    • F05D2270/05Purpose of the control system to affect the output of the engine

Definitions

  • the present invention relates to a control device, a gas turbine, a control method, and a program.
  • a control device a gas turbine, a control method, and a program.
  • Patent Document 1 describes a method of controlling fuel distribution to a plurality of fuel systems at the time of load interruption. According to the control method of Patent Document 1, it is possible to prevent a misfire in the combustor when the load is shut off.
  • the present invention provides a control device, a gas turbine, a control method, and a program that can solve the problems described above.
  • the control device performs normal control that calculates a fuel flow rate command value by feedback control based on a deviation between a target output of the gas turbine and an actual output, and the gas turbine without performing feedback control.
  • a fuel flow rate command calculation unit which selects and executes any one of load reduction control for calculating the fuel flow rate command value so as to reduce the output of the fuel cell to a predetermined target output in a predetermined first time;
  • an air intake flow control unit for performing control to reduce the flow rate of air flowing into the compressor of the gas turbine so that the fuel / air ratio falls within a predetermined range in parallel with the execution of the load drop control by the calculation unit.
  • the fuel flow rate command calculation unit sets the reduction rate for reducing the fuel flow rate command value to a value corresponding to the target output to the ambient temperature. Change accordingly.
  • the difference from the second time until the flow rate is reduced to the predetermined target flow rate is equal to or less than the predetermined value.
  • the first time and the second time are in a range of 2 seconds to 5 seconds.
  • the reduction rate of the output of the gas turbine when the load drop control is selected is faster than 100% per minute.
  • the reduction rate of the output of the gas turbine when the load drop control is selected is 800% per minute or more and 2000% per minute or less.
  • the target output of the gas turbine when the load drop control is selected is 30% or more and 40% or less of the rated output of the gas turbine.
  • the control device when abnormal combustion occurs in the combustor of the gas turbine at the time of the load drop control, sets the fuel flow rate command value to a value corresponding to the target output.
  • stop control for stopping the fuel supply from the first nozzle provided on the most upstream side, and of the other nozzles excluding the first nozzle
  • the fuel distribution control unit further includes: a distribution switching control that switches the fuel supply distribution ratio among the distribution ratios to the distribution ratio after the stop control.
  • the fuel distribution control unit forms a premixed flame that holds a premixed flame formed by the combustor among the nozzles other than the first nozzle.
  • the fuel supply distribution ratio of the nozzle is corrected to compensate for a temporary decrease in the fuel supply amount due to the stop of the fuel supply from the first nozzle.
  • the control device is configured to control a fuel distribution ratio to a second nozzle related to combustion oscillation among the plurality of nozzles provided in the combustor of the gas turbine during the load drop control. It is avoided that the relationship between the combustion load command value corresponding to the load at one time and the fuel distribution ratio of the second nozzle at one time is a relationship where the possibility of combustion oscillation is high. And a second fuel distribution control unit that performs correction on the fuel distribution ratio of the second nozzle.
  • a gas turbine includes a compressor, a combustor, a turbine, and the control device described in any of the above.
  • the control method includes: normal control that calculates a fuel flow rate command value by feedback control based on a deviation between a target output of the gas turbine and an actual output; and the gas turbine without performing feedback control. Selecting and executing any one of load reduction control for calculating the fuel flow rate command value to reduce the output of the fuel cell to a predetermined target output in a predetermined first time, and in parallel with the execution of the load reduction control And controlling the flow rate of air flowing into the compressor of the gas turbine so that the fuel-air ratio falls within a predetermined range.
  • a program includes: normal control for calculating a fuel flow rate command value by feedback control based on a deviation between a target output of a gas turbine and an actual output; A means for selecting and executing any one of load drop control for calculating the fuel flow rate command value to reduce the output of the gas turbine to a predetermined target output in a predetermined first time; execution of the load reduction control and At the same time, it functions as a means for performing control to reduce the flow rate of air flowing into the compressor of the gas turbine so that the fuel-air ratio falls within a predetermined range.
  • the control device the gas turbine, the control method, and the program described above, it is possible to rapidly reduce the load while preventing the compressor surge and the misfire in the combustor, and to continue the operation of the gas turbine.
  • FIG. 1 is a system diagram of a gas turbine plant according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a first cross-sectional view of a combustor in accordance with one embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a cross-sectional view of an essential part of a combustor according to an embodiment of the present invention.
  • the gas turbine plant of the present embodiment includes a gas turbine 10 and a generator 29 that generates electric power by driving the gas turbine 10.
  • the gas turbine 10 includes a compressor 11 that compresses air, a combustor 31 that burns the fuel F in the air compressed by the compressor 11 to generate a combustion gas, and a turbine 21 that is driven by the high-temperature and high-pressure combustion gas. And have.
  • the compressor 11 includes a compressor rotor 13 that rotates about an axis, a compressor casing 12 that rotatably covers the compressor rotor 13, and an IGV (inlet guide) provided at a suction port of the compressor casing 12. and 14).
  • the IGV 14 has a plurality of guide vanes 15 and a driver 16 that drives the plurality of guide vanes 15, and regulates the flow rate of air drawn into the compressor casing 12.
  • the turbine 21 has a turbine rotor 23 that rotates about an axis by combustion gas from the combustor 31 and a turbine casing 22 that rotatably covers the turbine rotor 23.
  • the turbine rotor 23 and the compressor rotor 13 rotate around the same axis and are connected to each other to form a gas turbine rotor 28.
  • the rotor of the generator 29 is connected to the gas turbine rotor 28.
  • the combustor 31 is, as shown in FIG. 2, an outer cylinder 32 fixed to the turbine casing 22, and a combustion cylinder (or the combustion cylinder (not shown) which is disposed in the turbine casing 22 and sends combustion gas into the combustion gas flow path of the turbine 21.
  • the fuel supply device 41 is disposed at equal intervals in the circumferential direction around the inner cylinder 42, a pilot burner 43 arranged on the central axis of the inner cylinder 42, and the pilot burner 43. And a top hat nozzle 51 disposed on the outer peripheral side of the inner cylinder 42 on the inner peripheral side of the outer cylinder 32.
  • the side through which the combustion gas G flows in the combustion cylinder 33 is referred to as the downstream side, and the opposite side is referred to as the upstream side.
  • the pilot burner 43 has a pilot nozzle 44 disposed on the central axis of the inner cylinder 42, and a cylindrical pilot guide 45 surrounding the outer periphery of the pilot nozzle 44 and provided coaxially with the pilot nozzle 44.
  • a pilot air passage 48 for circulating the pilot air Ap formed by the pilot guide 45 is formed on the outer periphery of the pilot nozzle 44.
  • On the outer periphery of the pilot nozzle 44 for example, a plurality of pilot swirlers 43a are installed at equal intervals in the circumferential direction.
  • the pilot swirler 43 a causes swirl (vortex) in the pilot air Ap flowing through the pilot air passage 48 and promotes mixing with the pilot fuel Fp ejected from the pilot nozzle 44.
  • the pilot fuel Fp injected from the pilot nozzle 44 burns in the pilot air Ap ejected from the pilot air flow passage 48 to form a premixed flame 49.
  • the main burner 53 includes a cylindrical main air inner cylinder 55 surrounding the outer periphery of the pilot air cylinder 45, a cylindrical main air outer cylinder 56 surrounding the outer periphery of the main air inner cylinder 55, and an inner space for the main air.
  • a partition plate 57 that divides an annular space between the outer peripheral side of the cylinder 55 and the inner peripheral side of the main air outer cylinder 56 into a plurality of pieces in the circumferential direction, and a main disposed between the plurality of partition plates 57 And a nozzle 54.
  • a plurality of spaces defined by the main air inner cylinder 55, the main air outer cylinder 56, and the plurality of partition plates 57 form a main air flow passage 58 through which the compressed air Ac from the compressor 11 flows as the main air Am.
  • the main fuel Fm is injected from the main nozzle 54 disposed in the main air flow passage 58 to the main air Am flowing through the main air flow passage 58. Therefore, a premixed gas in which the main air Am and the main fuel Fm are mixed flows on the downstream side of the tip (downstream end) of the main nozzle 54 in the main air flow passage 58.
  • the premixed gas burns (premixed combustion) when flowing out of the main air flow passage 58 to form a premixed flame 59.
  • the above-described premixed flame 49 plays a role of holding the premixed flame 59.
  • the top hat nozzle 51 injects the top hat fuel Ft into the compressed air flow path 52. Therefore, when the top hat fuel Ft is injected into the compressed air flow path 52, the top hat fuel Ft is mixed in the main air Am and the pilot air Ap.
  • the gas turbine plant of the present embodiment includes a pilot fuel line 61 for sending pilot fuel Fp to the pilot nozzle 44, and a main fuel line 62 for sending main fuel Fm to the main nozzle 54.
  • the top hat fuel line 63 for sending the top hat fuel Ft to the top hat nozzle 51
  • the pilot flow control valve 65 for adjusting the flow rate of the pilot fuel Fp
  • the main flow control valve 66 for adjusting the flow of the main fuel Fm
  • the top A top hat flow control valve 67 for adjusting the flow rate of the hat fuel Ft
  • a control device 100 for controlling the operation of the flow control valves 65, 66 and 67 are provided.
  • the pilot fuel line 61, the main fuel line 62 and the top hat fuel line 63 are all lines branched from the fuel line 60.
  • the pilot flow control valve 65 is provided in the pilot fuel line 61
  • the main flow control valve 66 is provided in the main fuel line 62
  • the top hat flow control valve 67 is provided in the top hat fuel line 63.
  • the gas turbine plant of the present embodiment further includes, as shown in FIG. 1, a revolution number meter 71 that measures the number of revolutions N of the gas turbine rotor 28, an output meter 72 that measures the output of the generator 29, and a compressor 11.
  • a pressure gauge 74 for measuring the atmospheric pressure Pi which is the pressure of the air sucked in by the compressor 11, and combustion gas immediately after the last stage of the turbine 21
  • a thermometer 75 for measuring the blade path temperature Tb, which is a temperature, and a thermometer 76 for measuring the temperature Te of the exhaust gas in the exhaust duct downstream of the final stage of the turbine 21 are provided.
  • FIG. 4 is a second cross-sectional view of a combustor in accordance with one embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a view schematically showing a cross section perpendicular to the flowing direction of the combustion gas G of the combustor 31.
  • the combustor 31 is provided with a pilot nozzle 44 at the center, and on the outer peripheral side of the pilot nozzle 44, three main nozzles 54 (first main nozzles 54 a) are circumferentially provided. ing. Then, the combustor 31 is provided with five main nozzles 54 (second main nozzles 54 b) arranged in the circumferential direction on the outer peripheral side of the pilot nozzle 44.
  • the arrangement and number of the nozzles can be set as appropriate.
  • FIG. 5 is a block diagram of a control device in an embodiment according to the present invention.
  • the control device 100 includes an input reception unit 101, a sensor information acquisition unit 102, an abnormality detection unit 103, a fuel flow rate command calculation unit 104, a fuel flow rate distribution calculation unit 105, a flow control valve control unit 106, and an IGV opening degree control.
  • a unit 107 and a storage unit 108 are provided.
  • the control device 100 is configured by a computer.
  • the input receiving unit 101 receives an input of an instruction operation from a user or an input of various signals from another device.
  • the input receiving unit 101 receives, for example, an input of a signal indicating execution of instantaneous load drop control (a signal under instantaneous load drop control).
  • the sensor information acquisition unit 102 acquires values measured by the respective sensors provided in the gas turbine plant. For example, the sensor information acquisition unit 102 acquires the output of the generator 29 measured by the output meter 72 and the atmospheric temperature measured by the thermometer 73.
  • the abnormality detection unit 103 detects that abnormal combustion has occurred, for example, based on the measurement value (blade path temperature Tb) by the thermometer 75 acquired by the sensor information acquisition unit 102. For example, when the blade path temperature Tb fluctuates by a predetermined value or more per unit time, the abnormality detection unit 103 determines that abnormal combustion has occurred.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 calculates the fuel flow rate command value by feedback control based on the deviation between the target output of the gas turbine 10 and the actual output, and determines the output of the gas turbine 10 without performing feedback control.
  • the fuel flow rate command value is calculated by selecting any one of the momentary load drop control for calculating the fuel flow rate command value that reduces the time to a predetermined target output.
  • the predetermined time is, for example, 2 to 5 seconds. This time is a time suitable for avoiding misfiring and abnormal combustion in the combustor 31.
  • the predetermined target output is, for example, an output corresponding to 30 to 40% when the rated output is 100%. In this specification, control for reducing the output to about 30 to 40% in 2 to 5 seconds is referred to as instantaneous load drop control.
  • the output from the generator 29 is reduced at a speed of about 800 to 2000% / min, about 13 to 33% / min.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 switches the decrease speed until the output of the gas turbine 10 is reduced to the target output according to the atmospheric temperature.
  • a drop to a load of about 35% can avoid abnormal combustion and is a load that enables stable combustion, and the compressor surge risk increases if the time required for the load fall is less than 2 seconds, and if it is 5 seconds or more It is known that the risk of equipment burnout due to abnormal combustion increases.
  • a load of about 30% to 40% is taken as an example, but if the load can be avoided abnormal combustion and stable combustion is possible, the instantaneous load drop control of the present embodiment may be 50% or more for a predetermined time, for example It may be applied to control to reduce the load of
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 for example, the distribution ratio (PLB ratio) of the turbine inlet temperature stored in the storage unit 108 and the fuel supplied to the pilot nozzle 44 based on the turbine inlet temperature (the temperature of the combustion gas flowing into the turbine 21).
  • the distribution ratio to the pilot nozzle 44 is calculated from the function that defines the relationship with.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 calculates the distribution ratio of the fuel supplied to the top hat nozzle 51 from the function defining the relationship between the turbine inlet temperature and the distribution ratio (TH ratio) of the fuel supplied to the top hat nozzle 51 Do.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 subtracts the sum of the distribution ratio to the pilot nozzle 44 and the top hat nozzle 51 from 100%, and the remaining main nozzles 54 (first main nozzle 54 a and second main nozzle 54 b) Calculate the distribution ratio of fuel supplied to the
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 multiplies the fuel flow rate command value calculated by the fuel flow rate command calculation unit 104 by the distribution ratio to each fuel system (pilot fuel line 61, main fuel line 62, top hat fuel line 63). Calculate the fuel flow rate command value for each fuel system.
  • the fuel flow rate distribution calculating unit 105 outputs those values to the flow rate adjusting valve control unit 106.
  • the flow control valve control unit 106 controls the flow control valve provided in each fuel system based on the fuel flow command value for each fuel system (pilot flow control valve 65, top hat flow control valve 67, main flow control valve 66). Calculate the valve opening degree of Specifically, the flow control valve control unit 106 determines the fuel flow command value prepared for each flow control valve, the inlet pressure and the outlet pressure of the flow control valve, the fuel density, and the fuel temperature. The valve opening degree of each flow rate control valve is calculated using a function or the like stored in the storage unit 108 that calculates the valve opening degree corresponding to the parameter of. Then, the flow control valve control unit 106 controls the pilot flow control valve 65, the top hat flow control valve 67, and the main flow control valve 66 based on the calculated valve opening.
  • the IGV opening degree control unit 107 controls the opening degree of the IGV in accordance with the output of the gas turbine 10 when the fuel flow rate command calculation unit 104 executes the normal control.
  • the IGV opening degree control unit 107 sets the IGV 14 so that the air-fuel ratio in the combustor 31 falls within an appropriate predetermined range (a range where misfiring or abnormal combustion does not occur).
  • Control the opening degree of Specifically, it takes approximately the same time as the time (2 to 5 seconds) during which the fuel flow rate command calculation unit 104 reduces the load, and the load of the IGV 14 is reduced from the load at the start of the instantaneous load drop control. Change to the opening corresponding to the hour output (for example, fully closed).
  • the storage unit 108 stores various data.
  • FIG. 6 is a diagram for explaining a control method according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 shows the relationship between the fuel flow rate command value CSO and the opening degree of the IGV 14 when the load is dropped from 100% to 35% in 2 to 5 seconds using the instantaneous load drop control of the present embodiment.
  • the upper diagram of FIG. 6 shows the transition of the fuel flow rate command value CSO (control signal output) calculated by the fuel flow rate command calculation unit 104 at the time of instantaneous load drop control.
  • the horizontal axis of the upper figure shows time, and the vertical axis shows the size of CSO.
  • Graph L1 in the upper diagram of FIG. 6 shows CSO when the air temperature is 10 ° C.
  • graph L2 shows CSO when the air temperature is 20 ° C.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 calculates CSO corresponding to the output after the instantaneous load drop control, based on the output after the instantaneous load drop control and the function that defines the relationship between the CSO and the output of the gas turbine 10.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 calculates reduction plan information of the fuel flow rate command value CSO based on CSO before and after the instantaneous load drop control and the time to reduce the output (predetermined time in the range of 2 to 5 seconds). .
  • the degradation plan information includes, for example, the value of CSO for each predetermined time in the time to reduce the output.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 calculates reduction plan information that causes CSO to be reduced at a fixed reduction rate.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 may calculate, for example, reduction plan information such that the CSO reduction rate changes according to the elapsed time from the start of the instantaneous load reduction control.
  • a graph L1 ′ shows an example in which the fuel flow rate command calculation unit 104 lowers CSO at a predetermined reduction rate independent of the atmospheric temperature.
  • Graph L1 ' shows transition of CSO when CSO is reduced at the same rate as the case of atmospheric temperature 20 degreeC. In this case, CSO drops to a value equivalent to 35% of the output at time t3. If the timing to reach the value equivalent to 35% of the output is delayed, the fuel input amount relatively increases, and the flame temperature may be exceeded. Conversely, if the CSO is reduced at the same rate as in the case of the atmospheric temperature 10 ° C.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 changes the CSO reduction rate according to the atmospheric temperature. Thereby, the flame temperature behavior in the combustor 31 becomes robust, and the misfire resistance can be improved.
  • the lower part of FIG. 6 shows transition of the opening degree of the IGV 14 calculated by the IGV opening degree control unit 107 at the time of instantaneous load drop control.
  • the horizontal axis of the lower figure shows time, and the vertical axis shows the opening degree of IGV14.
  • the relationship between the output of the gas turbine 10 and the opening of the IGV 14 also has a positive correlation, and the opening is increased when the output is large, and the opening is decreased when the output is small.
  • the graph L3 in the lower part of FIG. 6 is the opening degree of the IGV 14 calculated by the IGV opening degree control unit 107.
  • the IGV opening degree control unit 107 outputs the output after the instantaneous load drop control based on the output (equivalent to 35%) after the instantaneous load drop control and the function that defines the relationship between the opening degree of the IGV 14 and the output of the gas turbine 10.
  • the opening degree of the corresponding IGV 14 is calculated.
  • the IGV opening control unit 107 sets the opening degree of the IGV 14 to a predetermined target opening degree from the current opening degree based on the opening degree of the IGV 14 before and after the instantaneous load drop control and the time (2 to 5 seconds) to decrease CSO. Decrease plan information to be reduced to (for example, fully closed) is calculated.
  • the IGV opening degree control unit 107 calculates, for example, reduction plan information that causes the opening degree to be reduced at a constant rate, as shown in the lower diagram of FIG.
  • the reduction plan information includes, for example, the value of the IGV opening for each predetermined time in the time to reduce the opening.
  • the IGV opening degree control unit 107 may calculate reduction plan information such that the reduction rate of the opening degree changes according to the elapsed time from the start of the instantaneous load reduction control.
  • the IGV opening control unit 107 starts the decrease control of the opening of the IGV 14 at the same time (time t1 ').
  • the time t1 ' may be slightly delayed from the time t1 in consideration of the delay from the output of the CSO to the actual fuel control.
  • the IGV opening degree control unit 107 closes the IGV 14 at such a change rate that the air flow rate can be sucked to maintain the fuel-air ratio at which the flame of the combustor 31 is stabilized.
  • the IGV opening control unit 107 determines the difference between the time t2 when the fuel flow rate command calculation unit 104 finishes lowering the CSO to the target value and the time t2 ′ when the opening of the IGV 14 becomes the target value (time t1 ′ In the case of delaying, the opening degree of the IGV 14 is decreased at such a change speed that the IGV target opening degree can be achieved within the time when the delaying portion may have a delay).
  • the IGV opening control unit 107 determines the difference between the time when the fuel flow rate command calculation unit 104 finishes reducing CSO to the target value and the time until the air flow rate flowing into the compressor 11 decreases to the predetermined target flow rate.
  • the opening degree of the IGV 14 is reduced so as to be within the predetermined allowable range.
  • the output of the gas turbine 10 can be instantaneously dropped (to 2 to 5 seconds) to about 35% while maintaining the flame of the combustor 31 in a normal state. Also, after the output is reduced, the operation at that output can be continued.
  • FIG. 7 is a diagram showing an example of control of a fuel flow rate command value according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 7 shows a control method of the normal control and the instantaneous load drop control by the fuel flow rate command calculation unit 104.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 includes a PI controller 104a with a control command value overwrite function, and a switch 104b with a CSO drop speed calculation function. (Normal control) During normal control, the fuel flow rate command calculation unit 104 calculates the deviation between the target output of the gas turbine 10 and the actual output.
  • the PI controller 104a calculates a control command value LDCSO (load limit control signal output) that makes this deviation 0.
  • LDCSO load limit control signal output
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 also includes a control command value based on the rotational speed of a gas turbine, a control command value based on an exhaust gas temperature, a control command value based on a combustion gas temperature, etc. The minimum value among these values is calculated and set as the fuel flow rate command value CSO.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 calculates the fuel distribution ratio of each fuel system, and the flow rate control valve control unit 106 adjusts the pilot flow rate control valve 65 and top hat flow rate according to the fuel flow rate command value CSO and the distribution ratio.
  • the valve 67 controls the opening degree of the main flow control valve 66. Thus, the amount of fuel supplied to the combustor 31 is controlled.
  • the switch 104b is used to switch from CSO equivalent to 100% load to CSO equivalent to 35% load. Also, by tracking the output from the PI controller 104a to a CSO equivalent to a 35% load, a rapid change is made to follow. That is, the switch 104b generates an LDCSO for reducing the output in 2 to 5 seconds, and overwrites the LDCSO under PI control with this LDCSO.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 inputs an instantaneous load drop control in-progress signal to the switch 104 b. Then, the switching device 104b reduces the CSO by the atmospheric temperature measured by the thermometer 73, the CSO before the instantaneous load drop control, the CSO corresponding to the atmospheric temperature corresponding to the 35% load (2 to 5 seconds) The CSO reduction rate is calculated based on the predetermined time). The time to reduce CSO and the rate of reduction in load (35%) are predetermined.
  • the switch 104b outputs, to the PI controller 104a, a CSO for each predetermined time based on the calculated decrease rate and an instantaneous load drop control in-progress signal.
  • the PI controller 104a acquires the instantaneous load drop control signal
  • the PI controller 104a overwrites the LDCSO calculated by PI control with a CSO that follows the load drop acquired with the instantaneous load drop control signal, and outputs the overwritten value as the LDCSO. Do.
  • the subsequent control is the same as the normal control.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 can switch and execute the normal control and the instantaneous load drop control.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 calculates a fuel flow rate command value CSO corresponding to the output of each time of the output that changes rapidly during the load drop.
  • the output of the gas turbine 10 can be reduced to about 35% of the rated load within a predetermined time (within 2 to 5 seconds).
  • FIG. 7 illustrates a control example in which CSO is reduced at a reduction rate according to the ambient temperature by LDCSO
  • the present invention is not limited to this.
  • a fuel flow rate command value CSO may be calculated every predetermined time to realize a decrease rate according to the atmospheric temperature.
  • FIG. 8 is a diagram showing an example of control of the IGV opening in the embodiment according to the present invention.
  • FIG. 8 shows IGV control of the normal control and the instantaneous load drop control by the IGV opening degree control unit 107.
  • the IGV opening degree control unit 107 controls the change rate of the opening degree of the switching device 107a, the function 107b that defines the relationship between the output of the gas turbine 10 and the opening degree of the IGV 14, the switching device 107c, and the IGV 14 And have.
  • (Normal control) During normal control, there is no input of a signal during instantaneous load drop control. In this case, the current output of the gas turbine 10 is input to the switch 107a, and the opening change rate of the normal IGV 14 is input to the switch 107c.
  • the normal opening change rate is, for example, about 400% / min.
  • the function 107 b calculates a target IGV opening degree corresponding to the current output of the gas turbine 10 and outputs it to the controller 107 d.
  • the controller 107d acquires the target IGV opening and the normal opening change rate, and using these acquired values and the current opening degree of the IGV 14, from the current opening to the target IGV opening,
  • the IGV opening degree command value for changing the opening degree of the IGV 14 at the opening degree changing speed of is calculated.
  • a signal under instantaneous load drop control is input to the switch 107a and the switch 107c. Then, the output (for example, 35% equivalent) of the gas turbine 10 at the time of load drop is input to the switch 107a, and the opening change rate of the IGV 14 for instantaneous load drop is input to the switch 107c.
  • the opening change rate for instantaneous load drop is the speed at which the switching time from full open to full close is 2 to 5 seconds (about 750% / min to 2000% / min).
  • the speed at which the opening degree of the IGV 14 can be reduced to the target opening degree in substantially the same time as CSO is set in advance, and this value is input.
  • the function 107 b calculates a target IGV opening degree corresponding to the output (equivalent to 35%) of the gas turbine 10 at the time of load drop, and outputs the target IGV opening degree to the controller 107 d.
  • the controller 107d acquires the target IGV opening and the opening change speed for instantaneous load reduction, and uses these acquired values and the current opening degree of the IGV 14 to obtain the target IGV opening degree from the current opening degree.
  • the IGV opening command value capable of changing the opening of the IGV 14 at the opening change speed for instantaneous load reduction is calculated.
  • the IGV opening degree control unit 107 can switch and execute the normal control and the instantaneous load drop control.
  • the IGV opening control unit 107 reduces the IGV opening so as to be synchronized with the decrease in CSO by the fuel flow rate command calculation unit 104.
  • the IGV opening control unit 107 may change the opening change rate of the IGV 14 according to the atmospheric temperature.
  • the instantaneous load drop control in the case of abnormal combustion is added.
  • load interruption is often performed to cut off the load from the viewpoint of device protection.
  • load shedding causes a loss of generation opportunities.
  • the control method which aims at device protection by instantaneous load fall control is provided. This is instantaneous load drop control in the case of abnormal combustion.
  • FIG. 9 is a first diagram showing an example of control of a fuel nozzle according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 9 shows calculation processing of the fuel supply amount from the top hat nozzle 51 in the normal control and the instantaneous load drop control by the fuel flow rate distribution calculation unit 105 and the flow rate adjustment valve control unit 106.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 includes a function 105 a that defines the relationship between the combustion load command value CLCSO and the distribution ratio (TH ratio) of the fuel to the top hat nozzle 51, and a switch 105 b.
  • the flow control valve control unit 106 includes a valve opening degree calculation unit 106 a that calculates the opening degree of the top hat flow control valve 67.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 calculates the combustion load command value CLCSO based on the turbine output of the turbine 21, the IGV opening degree, and the atmospheric temperature.
  • the combustion load command value CLCSO is a parameter that has a positive correlation with the turbine inlet temperature of the turbine 21.
  • the function 105a calculates the TH ratio to the combustion load command value CLCSO.
  • the fuel flow rate distribution calculating unit 105 calculates the fuel flow rate command value to the top hat system by multiplying the fuel flow rate command value CSO and the TH ratio.
  • the valve opening degree calculation unit 106a is based on the fuel flow command value to the top hat system, the inlet pressure and the outlet pressure of the top hat flow control valve 67, and the fuel density and fuel temperature.
  • the valve opening degree command value to the top hat flow rate adjustment valve 67 is calculated.
  • the bias h1 for valve opening adjustment is added to the TH ratio calculated by the function 105a.
  • the bias h1 is a predetermined correction amount necessary to cope with combustion oscillations that tend to occur during rapid load fluctuations.
  • the correction amount (bias h1) for coping with the combustion vibration will be described later together with the control of the pilot flow control valve 65.
  • the subsequent processing is similar to that of the normal control.
  • the fuel flow rate distribution calculating unit 105 outputs a fuel flow rate command value 0 to the top hat system to the flow rate adjusting valve control unit 106. Then, the valve opening degree command value to the top hat flow rate control valve 67 calculated by the flow rate control valve control unit 106 becomes 0%, and the top hat flow rate control valve 67 is closed. Thus, the supply of fuel from the top hat nozzle 51 is shut off.
  • the fuel flow rate distribution calculating unit 105 sets the TH ratio to 0% in order to prevent nozzle burning and the like. Then, the fuel flow rate distribution calculating unit 105 performs a process of redistributing the distribution ratio for the fuel flow rate command value CSO to the remaining pilot systems and the main system. Next, control of the pilot flow control valve 65 will be described.
  • FIG. 10 is a second diagram showing an example of control of the fuel nozzle in the embodiment according to the present invention.
  • FIG. 10 shows calculation processing of the fuel supply amount from the pilot nozzle 44 in the normal control and the instantaneous load drop control by the fuel flow rate distribution calculation unit 105 and the flow rate adjustment valve control unit 106.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 includes a function 105 c and a function 105 e that define the relationship between the combustion load command value CLCSO and the distribution ratio of fuel to the pilot nozzle 44 (PLB ratio), and a switch 105 d.
  • the function 105c is a function at the normal time, that is, the function when the TH ratio is not 0%, and the function 105e calculates the distribution ratio to the remaining pilot system and main system after making the TH ratio 0% when abnormal combustion occurs.
  • Function used to The flow control valve control unit 106 includes a valve opening degree calculation unit 106 b that calculates the opening degree of the pilot flow control valve 65.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 calculates the combustion load command value CLCSO based on the turbine output, the IGV opening degree, and the atmospheric temperature.
  • the function 105c calculates the PLB ratio with respect to the combustion load command value CLCSO.
  • the switch 105 d outputs this PLB ratio.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 multiplies the fuel flow rate command value CSO and the PLB ratio to calculate the fuel flow rate command value to the pilot system.
  • the valve opening degree calculation unit 106b determines the pilot based on the fuel flow command value to the pilot system, the inlet pressure and the outlet pressure of the pilot flow control valve 65, the fuel density and the fuel temperature. A valve opening degree command value to the flow rate adjustment valve 65 is calculated.
  • the fuel flow rate distribution calculating unit 105 calculates the PLB ratio by adding the valve opening adjustment bias h3 for coping with the top hat system interruption to the PLB ratio.
  • the switch 105 d outputs the PLB ratio after adding the bias h3.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 multiplies the fuel flow rate command value CSO and the PLB ratio to calculate the fuel flow rate command value to the pilot system.
  • the flow control valve control unit 106 calculates a valve opening degree command value for the pilot flow control valve 65 in the same manner as in the normal control.
  • FIG. 11 is a diagram showing an example of the relationship between the fuel supply distribution ratio and the CLCSO at the time of load change.
  • the vertical axis in FIG. 11 represents the PLB ratio, and the horizontal axis represents CLCSO.
  • FIG. 11 shows the relationship between PLB ratio, CLCSO and combustion oscillation.
  • Region A4 and region A5 are regions where combustion vibration occurs.
  • the graph A1 shows an operation line showing the relationship between the PLB ratio at which no combustion vibration occurs and the CLCSO.
  • the graph A2 is an example of an operation line when the load is increased (CLCSO increases), and the operation line A3 is an example of an operation line when the load is reduced. In either case, combustion oscillations can occur.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 needs to calculate a PLB ratio that can avoid the combustion vibration generation area as shown in the graph A1, but in the instantaneous load drop control, it tends to be an operation line like the graph A3.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 calculates the inlet temperature of the turbine 21 based on the output of the gas turbine 10, but when the load fluctuation is rapid, the relationship between the CLCSO (turbine inlet temperature) and the PLB ratio at a certain point is the combustion vibration Even if the relationship does not occur (for example, a point on the graph A1), the relationship may actually be included in the combustion vibration generation region. For example, after the fuel flow rate distribution calculating unit 105 calculates the distribution rate such as the PLB rate based on the CLCSO, the valve opening degree of each fuel system is actually operated, and the fuel flow rate supplied from each fuel system is calculated.
  • the PLB ratio “PLB1” calculated based on the CLCSO value being “CLCSO1” at a certain time is different from the CLCSO value “CLCSO2” at the time when fuel flow rate supply is actually realized based on that ratio.
  • the bias h2 is added to correct the relationship between the PLB ratio and the CLCSO (turbine inlet temperature) so as to avoid a relationship in which the possibility of combustion oscillation is high.
  • the fuel flow rate distribution calculating unit 105 adds the bias h1 to the TH ratio as well, and the relationship between the TH ratio and the CLCSO has a high possibility of combustion oscillation. Correct to avoid.
  • FIG. 12 is a flowchart showing an example of control in an embodiment according to the present invention.
  • step S11 it is determined whether the fuel flow rate command calculation unit 104 and the IGV opening control unit 107 execute the instantaneous load drop control.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 or the like determines to execute the instantaneous load drop control. Otherwise, the fuel flow rate command calculation unit 104 performs CSO calculation by normal control (step S11; No). Specifically, as described with reference to FIG.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 performs feedback control based on the target output and actual output of the gas turbine 10 to calculate LDCSO, etc.
  • CSO is calculated (step S12).
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 calculates the fuel distribution ratio to the top hat system, the pilot system, and the main system based on CSO, and the flow rate adjustment valve control unit 106 adjusts the pilot flow rate based on each distribution ratio.
  • Valve opening control of the valve 65, the main flow control valve 66, and the top hat flow control valve 67 is performed (step S13).
  • the IGV opening control unit 107 calculates the IGV opening by the normal control (step S14), and performs control to change the opening of the IGV 14 at the normal changing speed (step S15). .
  • the processes of steps S14 and S15 are as described with reference to FIG.
  • the fuel flow rate command calculation unit 104 performs CSO calculation by the instantaneous load drop control (step S16). Specifically, as described using FIG. 6 and FIG. 7, the fuel flow rate command calculation unit 104 calculates the CSO drop rate of the atmosphere, and outputs CSO according to the drop rate.
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 and the flow control valve control unit 106 perform valve opening degree control by instantaneous load drop control (step S17). Specifically, similarly to the normal control, the fuel flow rate distribution calculation unit 105 calculates the fuel distribution ratio to the top hat system, the pilot system, and the main system.
  • the fuel flow rate distribution calculating unit 105 adds the bias h1 to the TH ratio as described with reference to FIGS. 9 and 10, and adds the bias h2 to the PLB ratio.
  • the flow control valve control unit 106 performs valve opening control of the pilot flow control valve 65, the main flow control valve 66, and the top hat flow control valve 67.
  • the IGV opening degree control unit 107 calculates the IGV opening degree by the instantaneous load drop control (step S18), and changes the opening degree of the IGV 14 at the changing speed at the time of the instantaneous load drop control. Control is performed (step S19). The processes of steps S18 and S19 are as described with reference to FIG.
  • the IGV opening control unit 107 starts the IGV opening control at substantially the same time as the output of the instantaneous load drop control CSO by the fuel flow rate command calculating unit 104.
  • the IGV opening control unit 107 takes approximately the same time (2 to 5 seconds) as the time for CSO to decrease to the target value to close the opening of the IGV 14 to the target opening.
  • fuel flow rate command calculation unit 104 When CSO decreases to a predetermined target value in the processes of steps S16 and S17, fuel flow rate command calculation unit 104 outputs a signal indicating that CSO has reached the predetermined target value to fuel flow rate distribution calculation unit 105. .
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 obtains a signal indicating that the CSO has decreased to a predetermined target value. Then, the fuel flow rate distribution calculating unit 105 determines whether or not the occurrence of abnormal combustion is detected by the abnormality detecting unit 103 at the start of the instantaneous load drop control or at present (step S20). If abnormal combustion has occurred (step S20; Yes), the fuel flow rate distribution calculation unit 105 sets the TH ratio to 0%, and updates the PLB ratio.
  • the fuel flow rate distribution calculating unit 105 adds the bias h3 to the PLB ratio.
  • the flow control valve control unit 106 shuts off the fuel supply from the top hat nozzle 51 (step S21), and adjusts the fuel supply amount from the pilot nozzle 44 and the main nozzle 54 based on the new distribution ratio.
  • step S21 When abnormal combustion has not occurred (step S20; No), the process of step S21 is not performed.
  • FIG. 13 shows temporal changes in control values and state quantities of the gas turbine 10 in the instantaneous load drop control of the present embodiment.
  • FIG. 13 is a timing chart of control values and state quantities when control according to an embodiment of the present invention is performed. Timing charts for each control value of presence / absence of signal under momentary load drop control, CSO, opening degree of IGV 14, opening degree of pilot flow control valve 65, opening of top hat flow control valve 67 sequentially from the upper left of FIG. Indicates
  • the control device 100 sets the CSO and IGV opening within a predetermined time from 2 to 5 seconds after the start of the instantaneous load drop control, and the target value and the target according to the output after the instantaneous load drop. Reduce to the opening degree. After the load decreases, the opening degree of the top hat flow control valve 67 is set to 0, while the opening degree of the pilot flow control valve 65 is increased by about 10 seconds.
  • the timing chart about each state quantity of a gas turbine output, case pressure, and pilot flame temperature is shown from the upper right of FIG.
  • the gas turbine output decreases and the cabin pressure also gradually decreases.
  • the pilot flame temperature reaches the threshold SH1 and escapes the misfire.
  • the bottom of the right side of FIG. 13 shows the ratio of the IGV opening to the casing pressure.
  • the ratio of the IGV opening to the cabin pressure (graph PS) can avoid the surge of the compressor 11 without colliding with the surge region SH2.
  • FIG. 14 is a view for explaining the effect of the control in the embodiment according to the present invention.
  • load interruption is performed to protect the device (broken line graph).
  • the generator loses the generation opportunity from time ta to tb.
  • instantaneous load drop control is performed instead of load disconnection. Then, the load on the gas turbine 10 can be instantaneously lowered and operation can be stably continued. Thereby, the shutdown of the gas turbine 10 can be avoided (solid line graph), and the plant operation rate can be improved to avoid the loss of the power generation opportunity.
  • FIG. 15 is a diagram showing an example of a hardware configuration of a control device according to an embodiment of the present invention.
  • the computer 900 is, for example, a PC (Personal Computer) or a server terminal device including a CPU 901, a main storage device 902, an auxiliary storage device 903, an input / output interface 904, and a communication interface 905.
  • the control device 100 described above is implemented in the computer 900.
  • the operation of each processing unit described above is stored in the auxiliary storage device 903 in the form of a program.
  • the CPU 901 reads a program from the auxiliary storage device 903 and develops the program in the main storage device 902, and executes the above processing according to the program.
  • the CPU 901 secures a storage area corresponding to the storage unit 108 in the main storage unit 902 according to the program.
  • the CPU 901 secures a storage area for storing data being processed in the auxiliary storage device 903 according to a program.
  • secondary storage 903 is an example of a non-transitory tangible medium.
  • non-transitory tangible media include magnetic disks connected via an input / output interface 904, magneto-optical disks, CD-ROMs, DVD-ROMs, semiconductor memories, and the like.
  • the distributed computer 900 may expand the program in the main storage unit 902 and execute the above processing.
  • the program may be for realizing a part of the functions described above.
  • the program may be a so-called difference file (difference program) that realizes the above-described function in combination with other programs already stored in the auxiliary storage device 903.
  • the input reception unit 101, the sensor information acquisition unit 102, the abnormality detection unit 103, the fuel flow rate command calculation unit 104, the fuel flow rate distribution calculation unit 105, the flow control valve control unit 106, and all or part of the IGV opening control unit 107 It may be realized using hardware such as a microcomputer, a large scale integration (LSI), an application specific integrated circuit (ASIC), a programmable logic device (PLD), or a field-programmable gate array (FPGA).
  • LSI large scale integration
  • ASIC application specific integrated circuit
  • PLD programmable logic device
  • FPGA field-programmable gate array
  • the fuel flow rate distribution calculation unit 105 is an example of a fuel distribution control unit and a second fuel distribution control unit.
  • the IGV opening control unit 107 is an example of an air intake flow control unit.
  • the predetermined time in the range of 2 to 5 seconds is an example of the first time and the second time.
  • the top hat nozzle 51 is an example of a first nozzle, and the pilot nozzle 44 is an example of a second nozzle.
  • the control device the gas turbine, the control method, and the program described above, it is possible to rapidly reduce the load while preventing the compressor surge and the misfire in the combustor, and to continue the operation of the gas turbine.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

制御装置は、ガスタービンの目標出力と実際の出力との偏差に基づくフィードバック制御により燃料流量指令値を出力する通常制御と、フィードバック制御を行うことなくガスタービンの出力を所定の第1時間で所定の目標出力まで低下させる燃料流量指令値を出力する負荷降下制御との何れかを選択して実行し、負荷降下制御が選択された場合、負荷降下制御の実行と並行して、空燃比が所定範囲に収まるようにガスタービンの圧縮機に流入する空気流量を低下させる制御を行う。

Description

制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラム
 本発明は、制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラムに関する。
 本願は、2017年12月28日に、日本に出願された特願2017-253217号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
 ガスタービン発電プラントで異常が生じた場合、負荷遮断を行って対処することがある。負荷遮断を行うと、ガスタービンは停止する。発電プラントから再び電力を供給するためには、ガスタービンを再稼働する必要がある。その為、発電事業者は、負荷遮断から再稼働して再び電力供給が可能となるまでの間、発電による利益機会を逸失する。これに対し、異常が生じた場合でも、ガスタービンを停止することなく、負荷を下げた状態で運転を継続し、異常への対処が完了した後に定格出力まで回復させるような運転に対するニーズがある。このような運転が可能であれば、発電事業者は、発電機会の逸失を回避することができる。
 特許文献1には、負荷遮断時における複数の燃料系統に対する燃料配分の制御方法について記載されている。特許文献1の制御方法によれば、負荷遮断時に燃焼器での失火を防ぐことができる。
特開2014-159786号公報
 負荷遮断の代わりに上記の運転を実現するためには、安全確保や機器保護のために急速に、例えば、毎分800%以上の速度で負荷を降下させつつ、ガスタービンの運転を継続しなければならない。この運転を実現するためには、1)圧縮機のサージを回避しながら圧縮機の空気吸入量を低下させる、2)燃焼器の失火を防ぐ、といった技術課題が存在する。これまでに、これらの技術課題を解決する技術は提供されていない。
 本発明は、上述の課題を解決することのできる制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラムを提供する。
 本発明の一態様によれば、制御装置は、ガスタービンの目標出力と実際の出力との偏差に基づくフィードバック制御により燃料流量指令値を算出する通常制御と、フィードバック制御を行うことなく前記ガスタービンの出力を所定の第1時間で所定の目標出力まで低下させるような前記燃料流量指令値を算出する負荷降下制御との何れかを選択して実行する燃料流量指令算出部と、前記燃料流量指令算出部による前記負荷降下制御の実行と並行して、燃空比が所定範囲に収まるように前記ガスタービンの圧縮機に流入する空気流量を低下させる制御を行う空気吸入流量制御部と、を備える。
 本発明の一態様によれば、前記負荷降下制御を選択した場合、燃料流量指令算出部は、前記燃料流量指令値を前記目標出力に相当する値へ低下させるまでの低下速度を、大気温度に応じて変更する。
 本発明の一態様によれば、前記負荷降下制御が選択された場合に、前記燃料流量指令値を前記目標出力に相当する値へ低下させるまでの第1時間と、前記圧縮機に流入する空気流量を所定の目標流量に低下させるまでの第2時間との差が所定の値以下である。
 本発明の一態様によれば、前記第1時間および第2時間が、2秒以上5秒以下の範囲である。
 本発明の一態様によれば、前記負荷降下制御が選択された場合の前記ガスタービンの出力の低下速度が、100%毎分より高速である。
 本発明の一態様によれば、前記負荷降下制御が選択された場合の前記ガスタービンの出力の低下速度が、800%毎分以上、2000%毎分以下である。
 本発明の一態様によれば、前記負荷降下制御が選択された場合の前記ガスタービンの前記目標出力が、前記ガスタービンの定格出力の30%以上40%以下である。
 本発明の一態様によれば、前記制御装置は、前記負荷降下制御時に前記ガスタービンの燃焼器で異常燃焼が発生している場合、前記燃料流量指令値が、前記目標出力に相当する値に到達するタイミングで、前記燃焼器に設けられた複数のノズルのうち、最も上流側に設けられた第1ノズルからの燃料供給を停止する停止制御と、前記第1ノズルを除く他の前記ノズルの間での燃料供給配分比を、前記停止制御後の配分比に切り替える配分切換制御とを実行する燃料配分制御部、をさらに備える。
 本発明の一態様によれば、前記燃料配分制御部は、前記第1ノズルを除く他の前記ノズルのうち、前記燃焼器で形成される予混合火炎を保炎する予混火炎を形成するための前記ノズルの前記燃料供給配分比について、前記第1ノズルからの燃料供給の停止による一時的な燃料供給量の減少を補う補正を行う。
 本発明の一態様によれば、前記制御装置は、前記ガスタービンの燃焼器に設けられた複数のノズルのうち、燃焼振動に関係する第2ノズルに対する燃料配分比について、前記負荷降下制御時の一の時刻における負荷に応じた燃焼負荷指令値と、前記一の時刻における前記第2ノズルの前記燃料配分比との関係が、燃焼振動が生じる可能性が高い関係となることを回避するような補正を前記第2ノズルの前記燃料配分比に対して行う第2燃料配分制御部、をさらに備える。
 本発明の一態様によれば、ガスタービンは、圧縮機と、燃焼器と、タービンと、上記の何れかに記載の制御装置を備える。
 本発明の一態様によれば、制御方法は、ガスタービンの目標出力と実際の出力との偏差に基づくフィードバック制御により燃料流量指令値を算出する通常制御と、フィードバック制御を行うことなく前記ガスタービンの出力を所定の第1時間で所定の目標出力まで低下させるような前記燃料流量指令値を算出する負荷降下制御との何れかを選択して実行するステップと、前記負荷降下制御の実行と並行して、燃空比が所定範囲に収まるように前記ガスタービンの圧縮機に流入する空気流量を低下させる制御を行うステップと、を有する。
 本発明の一態様によれば、プログラムは、コンピュータを、ガスタービンの目標出力と実際の出力との偏差に基づくフィードバック制御により燃料流量指令値を算出する通常制御と、フィードバック制御を行うことなく前記ガスタービンの出力を所定の第1時間で所定の目標出力まで低下させるような前記燃料流量指令値を算出する負荷降下制御との何れかを選択して実行する手段、前記負荷降下制御の実行と並行して、燃空比が所定範囲に収まるように前記ガスタービンの圧縮機に流入する空気流量を低下させる制御を行う手段、として機能させる。
 上記した制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラムによれば、圧縮機のサージや燃焼器における失火を防ぎつつ急速に負荷を低下させ、ガスタービンの運転を継続することができる。
本発明に係る一実施形態におけるガスタービンプラントの系統図である。 本発明に係る一実施形態における燃焼器の第1の断面図である。 本発明に係る一実施形態における燃焼器の要部断面図である。 本発明に係る一実施形態における燃焼器の第2の断面図である。 本発明に係る一実施形態における制御装置のブロック図である。 本発明に係る一実施形態における制御方法を説明する図である。 本発明に係る一実施形態における燃料流量指令値の制御例を示す図である。 本発明に係る一実施形態におけるIGV開度の制御例を示す図である。 本発明に係る一実施形態における燃料ノズルの制御例を示す第1の図である。 本発明に係る一実施形態における燃料ノズルの制御例を示す第2の図である。 負荷変化時における燃料供給配分比とCLCSOの関係の一例を示す図である。 本発明に係る一実施形態における制御の一例を示すフローチャートである。 本発明に係る一実施形態における制御を実行したときの制御値及び状態量のタイミングチャートである。 本発明に係る一実施形態における制御による効果を説明する図である。 本発明の一実施形態における制御装置のハードウェア構成の一例を示す図である。
<実施形態>
 以下、本発明の一実施形態によるガスタービンの瞬時負荷低下制御について図1~図15を参照して説明する。
 図1は、本発明に係る一実施形態におけるガスタービンプラントの系統図である。
 図2は、本発明に係る一実施形態における燃焼器の第1の断面図である。
 図3は、本発明に係る一実施形態における燃焼器の要部断面図である。
 本実施形態のガスタービンプラントは、図1に示すように、ガスタービン10と、ガスタービン10の駆動で発電する発電機29と、を備えている。ガスタービン10は、空気を圧縮する圧縮機11と、圧縮機11で圧縮された空気中で燃料Fを燃焼させて燃焼ガスを生成する燃焼器31と、高温高圧の燃焼ガスにより駆動するタービン21と、を備えている。
 圧縮機11は、軸線を中心として回転する圧縮機ロータ13と、この圧縮機ロータ13を回転可能に覆う圧縮機ケーシング12と、この圧縮機ケーシング12の吸込み口に設けられているIGV(inlet guide vane)14と、を有する。IGV14は、複数のガイドベーン15と、複数のガイドベーン15を駆動する駆動器16とを有し、圧縮機ケーシング12内に吸い込まれる空気の流量を調節する。
 タービン21は、燃焼器31からの燃焼ガスにより、軸線を中心として回転するタービンロータ23と、このタービンロータ23を回転可能に覆うタービンケーシング22と、を有する。タービンロータ23と圧縮機ロータ13とは、同一の軸線を中心として回転するもので、相互に連結されて、ガスタービンロータ28を成している。このガスタービンロータ28には、発電機29のロータが接続されている。
 燃焼器31は、図2に示すように、タービンケーシング22に固定されている外筒32と、タービンケーシング22内に配置され、燃焼ガスをタービン21の燃焼ガス流路中に送る燃焼筒(又は尾筒)33と、この燃焼筒33内に燃料及び空気を供給する燃料供給器41と、を備える。
 燃料供給器41は、図2に示すように、内筒42と、内筒42の中心軸線上に配置されているパイロットバーナ43と、このパイロットバーナ43を中心として周方向に等間隔で配置されている複数のメインバーナ53と、外筒32の内周側で内筒42の外周側に配置されているトップハットノズル51と、を有する。以下では、内筒42の中心軸線が延びる方向で、燃焼筒33内で燃焼ガスGが流れていく側を下流側とし、その反対側を上流側とする。
 パイロットバーナ43は、内筒42の中心軸線上に配置されているパイロットノズル44と、パイロットノズル44の外周を囲みパイロットノズル44と同軸に設けられた筒状のパイロットガイド45と、を有する。パイロットノズル44の外周には、パイロットガイド45によって形成されたパイロット空気Apを流通させるためのパイロット空気流路48が形成されている。パイロットノズル44の外周には、例えば、円周方向等間隔に複数個のパイロットスワラ43aが設置されている。このパイロットスワラ43aは、パイロット空気流路48を通流するパイロット空気Apにスワール(渦流)を生起させ、パイロットノズル44から噴出されるパイロット燃料Fpとの混合を促進させるものである。
パイロットノズル44から噴射されたパイロット燃料Fpは、このパイロット空気流路48から噴出したパイロット空気Ap中で燃焼して、予混火炎49を形成する。
 メインバーナ53は、パイロット空気用筒45の外周を囲む筒状のメイン空気用内筒55と、メイン空気用内筒55の外周を囲む筒状のメイン空気用外筒56と、メイン空気用内筒55の外周側とメイン空気用外筒56の内周側との間の環状の空間を周方向に複数に分割する仕切板57と、複数の仕切板57の相互間に配置されているメインノズル54と、を有する。メイン空気用内筒55とメイン空気用外筒56と複数の仕切板57で画定される複数の空間は、圧縮機11からの圧縮空気Acがメイン空気Amとして流れるメイン空気流路58を成している。メイン空気流路58を流れるメイン空気Amには、メイン空気流路58内に配置されているメインノズル54からメイン燃料Fmが噴射される。このため、メイン空気流路58内でメインノズル54の先端(下流端)よりも下流側には、メイン空気Amとメイン燃料Fmとが混ざり合った予混合気体が流れる。この予混合気体は、メイン空気流路58から流出すると燃焼(予混合燃焼)して、予混合火炎59を形成する。前述の予混火炎49は、この予混合火炎59を保炎する役目を担っている。
 外筒32の内周側と内筒42の外周側との空間は、圧縮機11からの圧縮空気Acを内筒42内に導く圧縮空気流路52を成している。トップハットノズル51は、この圧縮空気流路52にトップハット燃料Ftを噴射する。このため、トップハット燃料Ftが圧縮空気流路52に噴射されると、メイン空気Am及びパイロット空気Ap中にトップハット燃料Ftが混入することになる。
 本実施形態のガスタービンプラントは、さらに、図1及び図2に示すように、パイロットノズル44にパイロット燃料Fpを送るパイロット燃料ライン61と、メインノズル54にメイン燃料Fmを送るメイン燃料ライン62と、トップハットノズル51にトップハット燃料Ftを送るトップハット燃料ライン63と、パイロット燃料Fpの流量を調節するパイロット流量調節弁65と、メイン燃料Fmの流量を調節するメイン流量調節弁66と、トップハット燃料Ftの流量を調節するトップハット流量調節弁67と、これらの流量調節弁65,66,67の動作等を制御する制御装置100と、を備える。
 パイロット燃料ライン61、メイン燃料ライン62及びトップハット燃料ライン63は、いずれも燃料ライン60から分岐したラインである。パイロット流量調節弁65は、パイロット燃料ライン61に設けられ、メイン流量調節弁66は、メイン燃料ライン62に設けられ、トップハット流量調節弁67は、トップハット燃料ライン63に設けられている。
 本実施形態のガスタービンプラントは、さらに、図1に示すように、ガスタービンロータ28の回転数Nを計測する回転数計71と、発電機29の出力を計測する出力計72と、圧縮機11が吸い込む空気Aの温度である大気温度を計測する温度計73と、圧縮機11が吸い込む空気の圧力である大気圧Piを計測する圧力計74と、タービン21の最終段直後の燃焼ガスの温度であるブレードパス温度Tbを計測する温度計75と、タービン21の最終段よりも下流側の排気ダクト内の排気ガスの温度Teを計測する温度計76と、を備える。
 図4は、本発明に係る一実施形態における燃焼器の第2の断面図である。
 図4は、燃焼器31の燃焼ガスGの流れる方向に垂直な断面を模式的に示した図である。図4に示すように、燃焼器31は、中心にパイロットノズル44を設けており、このパイロットノズル44の外周側に、3つのメインノズル54(第一メインノズル54a)を円周方向に並べて設けている。そして、燃焼器31は、パイロットノズル44の外周側に、5つのメインノズル54(第二メインノズル54b)を円周方向に並べて設けている。各ノズルの配置や数は、適宜設定することができる。
 図5は、本発明に係る一実施形態における制御装置のブロック図である。
 図示するように制御装置100は、入力受付部101、センサ情報取得部102、異常検知部103、燃料流量指令算出部104、燃料流量配分算出部105、流量調節弁制御部106、IGV開度制御部107、記憶部108を備えている。制御装置100は、コンピュータによって構成される。
 入力受付部101は、ユーザからの指示操作の入力や、他装置からの各種信号の入力を受け付ける。入力受付部101は、例えば、瞬時負荷降下制御の実行を示す信号(瞬時負荷降下制御中信号)の入力を受け付ける。
 センサ情報取得部102は、ガスタービンプラントが備える各センサが計測した値を取得する。例えば、センサ情報取得部102は、出力計72が計測した発電機29の出力や温度計73が計測した大気温度を取得する。
 異常検知部103は、例えば、センサ情報取得部102が取得した温度計75による計測値(ブレードパス温度Tb)に基づいて、異常燃焼が生じたことを検知する。例えば、ブレードパス温度Tbが単位時間あたりに所定の値以上変動する場合、異常検知部103は、異常燃焼が発生したと判定する。
 燃料流量指令算出部104は、ガスタービン10の目標出力と実際の出力との偏差に基づくフィードバック制御により燃料流量指令値を算出する通常制御と、フィードバック制御を行うことなくガスタービン10の出力を所定の時間をかけて所定の目標出力まで低下させるような燃料流量指令値を算出する瞬時負荷降下制御との何れかを選択して燃料流量指令値の算出を行う。所定の時間とは、例えば、2~5秒である。この時間は、燃焼器31における失火や異常燃焼を回避するために適した時間である。所定の目標出力とは、例えば、定格出力を100%としたときの30~40%に相当する出力である。本明細書では、2~5秒の間に出力を30~40%程度に低下させる制御を瞬時負荷降下制御とよぶ。
 瞬時負荷降下制御では、発電機29からの出力を、800~2000%/分、13~33%/分程度の速度で低下させる。燃料流量指令算出部104は、瞬時負荷降下制御を実行する場合、ガスタービン10の出力を目標出力へ低下させるまでの低下速度を大気温度に応じて切り替える。
 一例では、35%程度の負荷への降下が異常燃焼を回避でき、且つ安定燃焼可能な負荷であり、負荷降下に要する時間が2秒以下となると圧縮機サージリスクが高まり、5秒以上になると異常燃焼による機器焼損リスクが高くなることがわかっている。ここでは一例として30%~40%程度の負荷としているが、異常燃焼を回避でき、且つ安定燃焼可能な負荷であれば、本実施形態の瞬時負荷降下制御を、所定の時間に例えば50%以上の負荷に低下させる制御に適用してもよい。
 燃料流量配分算出部105は、例えば、タービン入口温度(タービン21へ流入する燃焼ガスの温度)に基づいて記憶部108が記憶するタービン入口温度とパイロットノズル44へ供給する燃料の配分比(PLB比率)との関係を規定する関数からパイロットノズル44への配分比を算出する。同様に燃料流量配分算出部105は、タービン入口温度とトップハットノズル51へ供給する燃料の配分比(TH比率)との関係を規定する関数からトップハットノズル51へ供給する燃料の配分比を算出する。そして、燃料流量配分算出部105は、パイロットノズル44及びトップハットノズル51への配分比の和を100%から減算して、残りのメインノズル54(第一メインノズル54aおよび第二メインノズル54b)へ供給する燃料の配分比を算出する。燃料流量配分算出部105は、燃料流量指令算出部104が算出した燃料流量指令値に各燃料系統(パイロット燃料ライン61、メイン燃料ライン62、トップハット燃料ライン63)への配分比を乗じて、燃料系統ごとに燃料流量指令値を計算する。各燃料系統への燃料流量指令値を算出すると、燃料流量配分算出部105は、それらの値を流量調節弁制御部106へ出力する。
 流量調節弁制御部106は、燃料系統別の燃料流量指令値に基づいて、各燃料系統に設けられた流量調節弁(パイロット流量調節弁65、トップハット流量調節弁67、メイン流量調節弁66)の弁開度を算出する。具体的には、流量調節弁制御部106は、流量調節弁ごとに用意された燃料流量指令値と、流量調節弁の入口圧力および出口圧力と、燃料密度と、燃料温度とに基づいて、これらのパラメータに対応する弁開度を算出する記憶部108が記憶する関数等を用いて、各流量調節弁の弁開度を算出する。そして流量調節弁制御部106は、算出した弁開度に基づいて、パイロット流量調節弁65、トップハット流量調節弁67、メイン流量調節弁66を制御する。
 IGV開度制御部107は、燃料流量指令算出部104が通常制御を実行するときには、ガスタービン10の出力に応じてIGVの開度を制御する。IGV開度制御部107は、燃料流量指令算出部104が瞬時負荷降下制御を実行するときには、燃焼器31における空燃比が適切な所定範囲(失火や異常燃焼が生じない範囲)に収まるようにIGV14の開度を制御する。具体的には、燃料流量指令算出部104が負荷を低下させる時間(2~5秒)と同程度の時間をかけて、IGV14の開度を、瞬時負荷降下制御開始時の開度から負荷降下時の出力に対応する開度(例えば、全閉)へと変化させる。
 記憶部108は、種々のデータを記憶する。
 図6は、本発明に係る一実施形態における制御方法を説明する図である。
 図6に本実施形態の瞬時負荷降下制御を用いて2~5秒間に負荷を制御開始前の100%から35%に降下させたときの燃料流量指令値CSOとIGV14の開度の関係を示す。
 図6の上図は、瞬時負荷降下制御時に燃料流量指令算出部104が算出する燃料流量指令値CSO(control signal output)の推移を示す。上図の横軸は時間、縦軸はCSOの大きさを示す。燃料流量指令値CSOの大きさとガスタービン10の出力とは正の相関関係があり、CSOが大きくなるほどガスタービン10の出力も増加する。また、ある出力値について、大気温度が高温になるほどCSOの値は小さく、大気温度が低温になるほどCSOの値は大きくなる。つまり、ガスタービン10から同じ出力を行う場合でも大気温度によってCSOの値は異なる。図6上図のグラフL1は大気温度が10℃の場合のCSO、グラフL2は大気温度が20℃の場合のCSOを示している。燃料流量指令算出部104は、瞬時負荷降下制御後の出力と、CSOとガスタービン10の出力の関係を規定する関数とに基づいて瞬時負荷降下制御後の出力に対応するCSOを算出する。燃料流量指令算出部104は、瞬時負荷降下制御前後のCSOと、出力を低下させる時間(2~5秒の範囲での所定時間)に基づいて、燃料流量指令値CSOの低下計画情報を算出する。低下計画情報には、例えば、出力を低下させる時間における所定時間ごとのCSOの値が含まれる。燃料流量指令算出部104は、例えば、図6上図に示すように一定の低下速度でCSOを低下させるような低下計画情報を算出する。他の例として、燃料流量指令算出部104は、例えば、瞬時負荷降下制御開始からの経過時間に応じてCSO低下速度が変化するような低下計画情報を算出してもよい。
 ここで、燃料流量指令算出部104が、大気温度に依らない所定の低下速度でCSOを低下させることとした場合の例をグラフL1´に示す。グラフL1´は、大気温度20℃の場合と同じ速度でCSOを低下させたときのCSOの推移を示す。この場合、CSOが出力35%相当の値に低下するのは時刻t3である。出力35%相当の値に到達するタイミングが遅くなると、燃料投入量が相対的に増加するため火炎温度が超過するおそれがある。これとは逆に大気温度20℃の場合に、大気温度10℃の場合と同様の速度でCSOを低下させると、CSOが出力35%相当の値に到達するタイミングが早まり、燃料投入量が相対的に減少して失火の可能性がある。このようにCSOの低下速度を、大気温度に関係なく固定すると、燃焼器31の火炎に対する制御性が低下し、瞬時負荷降下前後を通じてガスタービン10の運転を継続することができない。そこで、燃料流量指令算出部104は、CSOの低下速度を大気温度に応じて変更する。これにより、燃焼器31での火炎温度挙動がロバストになり、失火耐性を向上させることができる。
 図6の下図は、瞬時負荷降下制御時にIGV開度制御部107が算出するIGV14の開度の推移を示す。下図の横軸は時間、縦軸はIGV14の開度を示す。IGV14の開度と圧縮機11に流入する空気流量とは正の相関関係があり、IGV14の開度が大きくなるほど空気流量は増加する。ガスタービン10の出力とIGV14の開度の関係についても正の相関関係があり、出力が大きいときには開度を大きくし、出力が小さいときには開度を小さくする。図6下図のグラフL3は、IGV開度制御部107が算出するIGV14の開度である。IGV開度制御部107は、瞬時負荷降下制御後の出力(35%相当)と、IGV14の開度とガスタービン10の出力の関係を規定する関数とに基づいて瞬時負荷降下制御後の出力に対応するIGV14の開度を算出する。IGV開度制御部107は、瞬時負荷降下制御前後のIGV14の開度と、CSOを低下させる時間(2~5秒)に基づいて、IGV14の開度を現在の開度から所定の目標開度(例えば全閉)へ低下させる低下計画情報を算出する。IGV開度制御部107は、例えば、図6下図に示すように開度を一定の割合で低下させるような低下計画情報を算出する。低下計画情報には、例えば、開度を低下させる時間における所定時間ごとのIGV開度の値が含まれる。この他にも、例えば、IGV開度制御部107は、瞬時負荷降下制御開始からの経過時間に応じて開度の低下速度が変化するような低下計画情報を算出してもよい。
 IGV開度制御部107は、燃料流量指令算出部104がCSOの低下を開始すると(時刻t1)、同じ時刻(時刻t1´)にIGV14の開度の低下制御を開始する。あるいは、CSOの出力から実際の燃料制御が行われるまでの遅れを考慮して時刻t1´は、時刻t1より少し遅らせてもよい。そして、IGV開度制御部107は、燃焼器31の火炎が安定する燃空比を維持する空気流量を吸入できるような変化速度でIGV14を閉じていく。燃焼器31の火炎の安定のためには、IGV14の開度の低下に要する時間とCSOの低下に要する時間とは一致していること、あるいは、2つの時間の差が所定の許容範囲内であることが望ましい。換言すると、IGV開度制御部107は、燃料流量指令算出部104がCSOを目標値まで低下し終える時刻t2と、IGV14の開度が目標値となる時刻t2´との差(時刻t1´を遅らせた場合は、その遅延分の遅れがあってもよい)が許容範囲となる時間内にIGV目標開度を達成できるような変化速度で、IGV14の開度を低下させる。つまり、IGV開度制御部107は、燃料流量指令算出部104がCSOを目標値まで低下し終える時間と、圧縮機11に流入する空気流量が所定の目標流量に低下するまで時間との差が所定の許容範囲内となるようにIGV14の開度を低下させる。
 図6を用いて説明した制御により、燃焼器31の火炎を正常な状態に保ちつつ、ガスタービン10の出力を瞬時(2~5秒間)に35%程度まで降下させることができる。また、出力を低下させた後もその出力での運転を継続することができる。
 次に図7、図8を参照して、図6で説明した制御に係る制御装置の構成例を説明する。
 図7は、本発明に係る一実施形態における燃料流量指令値の制御例を示す図である。
 図7に、燃料流量指令算出部104による通常制御および瞬時負荷降下制御の制御方法を示す。燃料流量指令算出部104は、制御指令値上書き機能付きのPI制御器104aと、CSOの低下速度算出機能付きの切替器104bとを備えている。
 (通常制御)
 通常制御時は、燃料流量指令算出部104は、ガスタービン10の目標出力と、実際の出力の偏差を計算する。PI制御器104aは、この偏差を0にする制御指令値LDCSO(load limit control signal output)を算出する。燃料流量指令算出部104は、負荷に基づく制御指令値であるLDCSO以外にも、ガスタービンの回転速度に基づく制御指令値、排ガス温度に基づく制御指令値、燃焼ガス温度に基づく制御指令値などを算出し、これらの中の最小値を選択して、その値を燃料流量指令値CSOとして設定する。そして、上記のとおり、燃料流量配分算出部105が各燃料系統の燃料配分比を算出し、流量調節弁制御部106が燃料流量指令値CSOと配分比に従ってパイロット流量調節弁65、トップハット流量調節弁67、メイン流量調節弁66の開度を制御する。これにより燃焼器31への燃料供給量が制御される。
 (瞬時負荷降下制御)
 瞬時負荷降下制御時には、PI制御で動作させると負荷の急激な降下に制御が追い付かないため切替器104bを用いて、100%負荷相当のCSOから35%負荷相当のCSOに切り替える。また、PI制御器104aからの出力を、35%負荷相当のCSOにトラッキングさせることで、急激な変化に追従させる。つまり、切替器104bが、2~5秒で出力を低下させるためのLDCSOを生成し、このLDCSOでPI制御によるLDCSOを上書きする。
 まず、入力受付部101が、瞬時負荷降下制御中信号を取得すると、燃料流量指令算出部104は、瞬時負荷降下制御中信号を切替器104bに入力する。すると、切替器104bは、温度計73が計測した大気温度と、瞬時負荷降下制御前のCSOと、35%負荷に相当する大気温度に応じたCSOと、CSOを低下させる時間(2~5秒の間の所定時間)とに基づいて、CSOの低下速度を算出する。CSOを低下させる時間や負荷の低下率(35%)は予め定められている。
 切替器104bは、算出した低下速度に基づく所定時間ごとのCSOと瞬時負荷降下制御中信号を、PI制御器104aへ出力する。PI制御器104aは、瞬時負荷降下制御中信号を取得すると、瞬時負荷降下制御中信号とともに取得した負荷降下に追従するCSOで、PI制御によって算出したLDCSOを上書きし、上書きした値をLDCSOとして出力する。その後の制御については通常制御と同様である。
 図7を用いて説明した制御により、燃料流量指令算出部104は、通常制御と、瞬時負荷降下制御を切り替えて実行することができる。瞬時負荷降下制御では、燃料流量指令算出部104は、負荷降下中に急激に変化する出力の、その時々の出力に応じた燃料流量指令値CSOを算出する。これにより、所定時間内(2~5秒以内)にガスタービン10の出力を定格負荷の35%程度にまで低下させることができる。
 図7では、LDCSOによってCSOを大気温度に応じた低下速度で低下する制御例を説明したが、これに限定されない。例えば、通常制御と同様の方法で算出したCSOに対し、大気温度に応じた低下速度を実現するための所定時間ごとの燃料流量指令値CSOを算出してもよい。
 図8は、本発明に係る一実施形態におけるIGV開度の制御例を示す図である。
 図8に、IGV開度制御部107による通常制御および瞬時負荷降下制御のIGV制御を示す。IGV開度制御部107は、切替器107aと、ガスタービン10の出力とIGV14の開度の関係を規定した関数107bと、切替器107cと、IGV14の開度の変化速度を制御する制御器107dとを備えている。
 (通常制御)
 通常制御時は、瞬時負荷降下制御中信号の入力が無い、この場合、切替器107aには、現在のガスタービン10の出力が入力され、切替器107cには、通常のIGV14の開度変化速度が入力される。通常の開度変化速度とは、例えば400%/分程度である。関数107bは、現在のガスタービン10の出力に応じた目標IGV開度を算出し制御器107dへ出力する。制御器107dは、目標IGV開度と通常の開度変化速度とを取得して、取得したこれらの値と現在のIGV14の開度を用いて、現在の開度から目標IGV開度まで、通常の開度変化速度でIGV14の開度を変化させるためのIGV開度指令値を算出する。
 (瞬時負荷降下制御)
 瞬時負荷降下制御時には、瞬時負荷降下制御中信号が、切替器107aと切替器107cに入力される。すると、切替器107aには、負荷降下時のガスタービン10の出力(例えば35%相当)が入力され、切替器107cには、瞬時負荷降下用のIGV14の開度変化速度が入力される。瞬時負荷降下用の開度変化速度とは、全開から全閉の切替時間が2~5秒になる速度(750%/分~2000%/分程度)であるが、この範囲にある速度のうち、CSOとほぼ同じ時間をかけてIGV14の開度を目標開度まで低下させることができる速度が予め設定され、この値が入力される。関数107bは、負荷降下時のガスタービン10の出力(35%相当)に応じた目標IGV開度を算出し制御器107dへ出力する。制御器107dは、目標IGV開度と瞬時負荷降下用の開度変化速度とを取得して、取得したこれらの値と現在のIGV14の開度を用いて、現在の開度から目標IGV開度まで、瞬時負荷降下用の開度変化速度でIGV14の開度を変化させることができるIGV開度指令値を算出する。
 図8を用いて説明した制御により、IGV開度制御部107は、通常制御と、瞬時負荷降下制御を切り替えて実行することができる。瞬時負荷降下制御では、IGV開度制御部107は、燃料流量指令算出部104によるCSOの低下と同期するようにIGV開度を低下させる。これにより、急速に負荷を降下させる状況でも燃空比を適切な範囲に維持し、燃焼器31における失火等を防ぐことができる。IGV開度制御部107は、IGV14の開度変化速度を大気温度に応じて変更してもよい。
 次に瞬時負荷降下制御におけるパイロット流量調節弁65とトップハット流量調節弁67の制御について説明する。
 後述するように、パイロット流量調節弁65とトップハット流量調節弁67の制御については、通常制御、瞬時負荷降下制御に加え、異常燃焼を伴う場合の瞬時負荷降下制御が加わる。従来は、異常燃焼が生じたときには機器保護の観点から負荷を切り離す負荷遮断を行うことが多い。しかし、負荷遮断を行うと発電機会の逸失が生じる。そこで、本実施形態では、負荷遮断の代わりに瞬時負荷降下制御によって機器保護を図る制御方法を提供する。これが、異常燃焼を伴う場合の瞬時負荷降下制御である。異常燃焼が生じている場合、異常燃焼が長時間継続するとノズル焼損などの機器破損が生じるため、異常燃焼の検知から4秒程度で35%程度に負荷降下させるとともに、負荷降下が完了したタイミングでトップハットノズル51からの燃料の供給を遮断する制御を行う。パイロット火炎を保持できずに吹き消えてしまう失火現象を回避するため、トップハットノズル51からの燃料供給遮断と同時にパイロットノズル44へ供給する燃料を一時的に増大させる制御を行う。
 図9は、本発明に係る一実施形態における燃料ノズルの制御例を示す第1の図である。
 図9に、燃料流量配分算出部105、流量調節弁制御部106による通常制御および瞬時負荷降下制御におけるトップハットノズル51からの燃料供給量の算出処理を示す。
 燃料流量配分算出部105は、燃焼負荷指令値CLCSOとトップハットノズル51への燃料の配分比(TH比率)の関係を規定する関数105aと、切替器105bとを備える。流量調節弁制御部106は、トップハット流量調節弁67の開度を算出する弁開度演算部106aを備えている。
 (通常制御)
 まず、燃料流量配分算出部105は、タービン21のタービン出力、IGV開度、大気温度に基づいて、燃焼負荷指令値CLCSOを算出する。燃焼負荷指令値CLCSOとは、タービン21のタービン入口温度と正の相関性を持つパラメータである。次に関数105aは、燃焼負荷指令値CLCSOに対するTH比率を算出する。次に燃料流量配分算出部105は、燃料流量指令値CSOとTH比率を乗じてトップハット系統への燃料流量指令値を算出する。
 流量調節弁制御部106では、弁開度演算部106aが、トップハット系統への燃料流量指令値と、トップハット流量調節弁67の入口圧力および出口圧力と、燃料密度と燃料温度とに基づいて、トップハット流量調節弁67への弁開度指令値を算出する。
 (瞬時負荷降下制御)
 瞬時負荷降下制御時には、関数105aが算出したTH比率に弁開度調整用のバイアスh1を加算する。バイアスh1は、急激な負荷変動中に生じがちな燃焼振動へ対応するために必要な所定の補正量である。燃焼振動へ対応するための補正量(バイアスh1)については、後にパイロット流量調節弁65の制御とともに説明する。以降の処理は、通常制御と同様である。
 (異常燃焼を伴う場合の瞬時負荷降下制御)
 瞬時負荷降下制御時に異常燃焼が生じている場合、CSOが所定の目標値(例えば、出力35%相当に対応するCSO)に低下するまでは、上記の「瞬時負荷降下制御」の制御を行う。CSOが所定の目標値に到達すると、燃料流量指令算出部104が、CSOが所定の目標値へ到達したことを示す信号を生成し、燃料流量配分算出部105へ出力する。燃料流量配分算出部105では、CSOが所定の目標値へ到達したことを示す信号(図中「CSOが35負荷相当に到達」)が切替器105bに入力される。すると、切替器105bは、TH比率0%を出力する。燃料流量配分算出部105は、トップハット系統への燃料流量指令値0を流量調節弁制御部106へ出力する。すると、流量調節弁制御部106が算出するトップハット流量調節弁67への弁開度指令値は0%となり、トップハット流量調節弁67が閉じられる。これにより、トップハットノズル51からの燃料の供給が遮断される。このように異常燃焼が生じたときに瞬時負荷降下制御によってCSOが所定の目標値まで低下すると、ノズル焼損などを防ぐために燃料流量配分算出部105は、TH比率に0%を設定する。すると、燃料流量配分算出部105は、燃料流量指令値CSOに対する配分比を、残りのパイロット系統とメイン系統とに再配分する処理を行う。次にパイロット流量調節弁65の制御について説明する。
 図10は、本発明に係る一実施形態における燃料ノズルの制御例を示す第2の図である。
 図10に、燃料流量配分算出部105、流量調節弁制御部106による通常制御および瞬時負荷降下制御におけるパイロットノズル44からの燃料供給量の算出処理を示す。
 燃料流量配分算出部105は、燃焼負荷指令値CLCSOとパイロットノズル44への燃料の配分比(PLB比率)の関係を規定する関数105cおよび関数105eと、切替器105dとを備える。関数105cは通常時、つまりTH比率が0%ではないときの関数、関数105eは、異常燃焼が生じたときにTH比率を0%とした後に残りのパイロット系統およびメイン系統への配分比を算出するために用いる関数である。流量調節弁制御部106は、パイロット流量調節弁65の開度を算出する弁開度演算部106bを備えている。
 (通常制御)
 まず、燃料流量配分算出部105は、タービン出力、IGV開度、大気温度に基づいて、燃焼負荷指令値CLCSOを算出する。次に関数105cは、燃焼負荷指令値CLCSOに対するPLB比率を算出する。切替器105dは、このPLB比率を出力する。次に燃料流量配分算出部105は、燃料流量指令値CSOとPLB比率を乗じてパイロット系統への燃料流量指令値を算出する。
 流量調節弁制御部106では、弁開度演算部106bが、パイロット系統への燃料流量指令値と、パイロット流量調節弁65の入口圧力および出口圧力と、燃料密度と燃料温度とに基づいて、パイロット流量調節弁65への弁開度指令値を算出する。
 (瞬時負荷降下制御)
 瞬時負荷降下制御時には、通常制御と同様にして関数105cが算出したPLB比率に、燃焼振動への対応として、弁開度調整用のバイアス値h2を加算する。以降の処理は、通常制御と同様である。
 (異常燃焼を伴う場合の瞬時負荷降下制御)
 瞬時負荷降下制御時に異常燃焼が生じている場合、CSOが所定の目標値(例えば、出力35%相当に対応するCSO)に低下するまでは、上記の「瞬時負荷降下制御」の制御を行う。CSOが所定の目標値に到達すると、CSOが所定の目標値へ到達したことを示す信号(図中「CSOが35負荷相当に到達」)が、燃料流量配分算出部105に入力される。すると、燃料流量配分算出部105は、PLB比率の算出に用いる関数を関数105cから関数105eへ切り替える。関数105eは、CLCSOに対するPLB比率を算出する。次に燃料流量配分算出部105は、PLB比率にトップハット系統遮断に対応するための弁開度調整用のバイアスh3を加算してPLB比率を算出する。切替器105dは、バイアスh3を加算した後のPLB比率を出力する。次に燃料流量配分算出部105は、燃料流量指令値CSOとPLB比率を乗じてパイロット系統への燃料流量指令値を算出する。
 流量調節弁制御部106は、通常制御と同様にしてパイロット流量調節弁65に対する弁開度指令値を算出する。
 ここで、パイロット系統に関する弁開度調整用のバイアスh2およびバイアスh3について説明する。
(燃焼振動に対する補正)
 図11は、負荷変化時における燃料供給配分比とCLCSOの関係の一例を示す図である。
 図11の縦軸はPLB比率、横軸はCLCSOを示す。図11にPLB比率とCLCSOと燃焼振動の関係を示す。領域A4、領域A5は燃焼振動が発生する領域である。グラフA1は、燃焼振動が発生しないPLB比率とCLCSOの関係を示す運転ラインを示している。グラフA2は、負荷を上げたとき(CLCSOが上昇する)の運転ラインの一例であり、運転ラインA3は、負荷を下げたときの運転ラインの一例である。どちらの場合も、燃焼振動が発生する可能性がある。燃料流量配分算出部105は、グラフA1に示すような、燃焼振動発生領域を回避できるPLB比率を算出する必要があるが、瞬時負荷降下制御においては、グラフA3のような運転ラインとなり易い。
 ガスタービン10の出力が変動すると、それに伴いタービン21の入口温度、つまりCLCSOの値も変化する。燃料流量配分算出部105は、タービン21の入口温度をガスタービン10の出力に基づいて算出するが、負荷変動が急激な場合、ある時点でCLCSO(タービン入口温度)とPLB比率の関係が燃焼振動が生じない関係(例えばグラフA1上の点)であったとしても実際には、燃焼振動発生領域に含まれるような関係となってしまうことがある。例えば、燃料流量配分算出部105がCLCSOに基づいてPLB比率等の配分比を算出してから、実際に各燃料系統の弁開度を作動させ、各燃料系統から供給される燃料流量が算出した配分比どおりになるまでには、弁動作遅れ、各燃料系統の流量調整弁(トップハット流量調節弁67)とノズルまでの配管系統の容量の影響などによる圧力応答遅れ、燃料流量の変動による燃焼遅れなどによって時間がかかる。一方、CLCSO(タービン入口温度)は、ガスタービン10の出力に基づいて算出されるが、瞬時負荷制御中のガスタービン10の出力は、燃料流量指令算出部104による上記制御により急激に降下する。するとそれに伴い、CLCSOも低下する。すると、ある時刻でCLCSOの値が「CLCSO1」であることに基づいて算出したPLB比率「PLB1」は、実際にその比率に基づく燃料流量供給が実現される時刻におけるCLCSOの値「CLCSO2」との関係では燃焼振動発生領域に含まれる関係となってしまう。そこで、瞬時負荷制御中は、バイアスh2を加算して、PLB比率とCLCSO(タービン入口温度)の関係が、燃焼振動が生じる可能性が高い関係となることを回避するように補正する。図9を用いて説明したように燃料流量配分算出部105は、TH比率についても、バイアスh1を加算して、TH比率とCLCSOの関係が、燃焼振動が生じる可能性が高い関係となることを回避するように補正する。
(トップハット遮断に対する補正)
 異常燃焼を伴う場合の瞬時負荷降下制御において、CSOが目標値に到達したときには、トップハットノズル51からの燃料の供給が遮断される。上記のとおり、トップハット遮断と同時にパイロット系統とメイン系統の間で配分比を再設定する処理を行うが、実際に再設定後の配分比となるまでには、弁動作遅れ、圧力応答遅れ、燃焼遅れ等の影響により時間がかかり、それまでの間は、トップハット系統遮断の影響で一時的にパイロット系統に供給される燃料が減少する。すると、パイロット系統の火炎が保持できずに失火するおそれがある。そこで、失火を回避するため、パイロットノズル44へ供給する燃料を一時的に増大させる弁開度調整用のバイアスh3を加算する補正を行う。
 次に本実施形態の瞬時負荷降下制御の処理の流れについて説明する。
 図12は、本発明に係る一実施形態における制御の一例を示すフローチャートである。
 まず、燃料流量指令算出部104およびIGV開度制御部107が瞬時負荷降下制御を実行するか否かを判定する(ステップS11)。たとえば、入力受付部101が瞬時負荷降下制御中信号を取得したり、異常検知部103が異常燃焼を検知したりすると、燃料流量指令算出部104等は、瞬時負荷降下制御を実行すると判定する。それ以外の場合、燃料流量指令算出部104は、通常制御によるCSO算出を行う(ステップS11;No)。具体的には、図7を用いて説明したように燃料流量指令算出部104は、ガスタービン10の目標出力と実出力に基づくフィードバック制御を行ってLDCSOを算出する等の制御により燃料流量指令値CSOを算出する(ステップS12)。次に燃料流量配分算出部105がCSOに基づいて、トップハット系統、パイロット系統、メイン系統への燃料配分比を算出し、流量調節弁制御部106がそれぞれの配分比に基づいて、パイロット流量調節弁65、メイン流量調節弁66、トップハット流量調節弁67の弁開度制御を行う(ステップS13)。ステップS12、13と並行して、IGV開度制御部107は通常制御によるIGV開度の算出を行い(ステップS14)、IGV14の開度を通常の変化速度で変化させる制御を行う(ステップS15)。ステップS14、ステップS15の処理については図8を用いて説明したとおりである。
 一方、瞬時負荷降下制御を実行する場合と判定した場合(ステップS11;Yes)、燃料流量指令算出部104は、瞬時負荷降下制御によるCSO算出を行う(ステップS16)。具体的には、図6、図7を用いて説明したように、燃料流量指令算出部104は、大気見合いのCSO低下速度を算出し、その低下速度に応じたCSOを出力する。次に燃料流量配分算出部105および流量調節弁制御部106が、瞬時負荷降下制御による弁開度制御を行う(ステップS17)。具体的には、通常制御と同様に燃料流量配分算出部105が、トップハット系統、パイロット系統、メイン系統への燃料配分比を算出する。このとき、燃料流量配分算出部105は、図9、図10を用いて説明したようにTH比率にバイアスh1を加算し、PLB比率にバイアスh2を加算する。流量調節弁制御部106は、パイロット流量調節弁65、メイン流量調節弁66、トップハット流量調節弁67の弁開度制御を行う。
 ステップS16、ステップS17と並行して、IGV開度制御部107は瞬時負荷降下制御によるIGV開度の算出を行い(ステップS18)、IGV14の開度を瞬時負荷降下制御時の変化速度で変化させる制御を行う(ステップS19)。ステップS18、ステップS19の処理については図8を用いて説明したとおりである。IGV開度制御部107は、燃料流量指令算出部104による瞬時負荷降下制御用CSOの出力とほぼ同時刻にIGV開度制御を開始する。IGV開度制御部107は、CSOが目標値まで低下する時間と同程度の時間(2~5秒)をかけてIGV14の開度を目標開度まで閉じる。
 ステップS16およびステップS17の処理によって、CSOが所定の目標値に低下すると、燃料流量指令算出部104はCSOが所定の目標値へ到達したことを示す信号を、燃料流量配分算出部105へ出力する。燃料流量配分算出部105が、CSOが所定の目標値まで低下したことを示す信号を取得する。
 すると、燃料流量配分算出部105は、瞬時負荷降下制御開始時または現在、異常検知部103によって異常燃焼の発生が検出されているか否かを判定する(ステップS20)。異常燃焼が生じている場合(ステップS20;Yes)、燃料流量配分算出部105は、TH比率に0%を設定し、PLB比率を更新する。燃料流量配分算出部105は、PLB比率にバイアスh3を加算する。流量調節弁制御部106は、トップハットノズル51からの燃料供給を遮断し(ステップS21)、パイロットノズル44およびメインノズル54からの燃料供給量を新たな配分比に基づいて調整する。異常燃焼が生じていない場合(ステップS20;No)、ステップS21の処理は実行しない。
 図13に本実施形態の瞬時負荷降下制御における制御値とガスタービン10の状態量の経時的変化を示す。図13は、本発明に係る一実施形態における制御を実行したときの制御値及び状態量のタイミングチャートである。
 図13の左側の上から順に瞬時負荷降下制御中信号の有無、CSO、IGV14の開度、パイロット流量調節弁65の開度、トップハット流量調節弁67の開度の各制御値についてのタイミングチャートを示す。これまでに説明したように、制御装置100は、瞬時負荷降下制御の開始から2~5秒の間の所定時間にCSOとIGV開度を、瞬時負荷降下後の出力に応じた目標値と目標開度に低下させる。負荷低下後にトップハット流量調節弁67の開度を0とし、一方、パイロット流量調節弁65の開度を10秒程度増加させる。これらの制御により、右側の各タイミングチャートに示す状態量が得られる。
 図13の右側の上から順にガスタービン出力、車室圧力、パイロット火炎温度の各状態量についてのタイミングチャートを示す。CSOおよびIGV開度の低下に伴いガスタービン出力が低下し、車室圧力も徐々に低下する。その結果、パイロット火炎温度は、閾値SH1に到達し失火を免れる。図13の右側の一番下にIGV開度と車室圧力の比を示す。IGV開度と車室圧力の比(グラフPS)は、サージ領域SH2に抵触することなく圧縮機11のサージを回避することができる。
 上記のとおり、燃空比が所定範囲から乖離すると環境性能悪化もしくは失火のリスクが高まる。その為、瞬時負荷降下制御では、CSO及びIGV開度の低下時間を概ね一致させる。低下時間が長すぎると異常燃焼の時間が長時間化してノズル焼損などの機器破損に繋がる。一方、低下時間が短すぎると圧縮機11にサージが発生し機器破損に繋がる。比較のため、CSOおよびIGV開度をさらに高速に低下させた場合のIGV開度と車室圧力の比を示す(グラフPL)。この場合、IGV開度が急激に低下するのに対し、車室圧力の低下には時間を要する。その結果、IGV開度と車室圧力の比はグラフPLのような推移となり、サージ領域SH2に抵触する。その結果、圧縮機11のサージが発生する可能性が増大する。これら制御値と状態量の関係から、CSO及びIGV開度の低下は2~5秒程度で行うと良く、負荷降下時の程度については、定格負荷の35%程度が最も異常燃焼の回避や安定燃焼に適していることが確認されている。
 次に本実施形態の瞬時負荷降下制御による効果を説明する。
 図14は、本発明に係る一実施形態における制御による効果を説明する図である。従来であれば、異常燃焼を検知した場合、機器保護のために負荷遮断を行っている(破線のグラフ)。負荷遮断を行うと、発電事業者は、時刻taからtbまでの間、発電機会を逸失する。これに対し、負荷遮断の代わりに瞬時負荷降下制御を行う。すると、ガスタービン10の負荷を瞬時に降下させつつ安定して運転を継続することが可能となる。これにより、ガスタービン10の運転停止を回避し(実線のグラフ)、プラント稼働率を向上して発電機会の逸失を回避することができる。
 図15は、本発明の一実施形態における制御装置のハードウェア構成の一例を示す図である。
 コンピュータ900は、CPU901、主記憶装置902、補助記憶装置903、入出力インタフェース904、通信インタフェース905を備える例えばPC(Personal Computer)やサーバ端末装置である。上述の制御装置100は、コンピュータ900に実装される。そして、上述した各処理部の動作は、プログラムの形式で補助記憶装置903に記憶されている。CPU901は、プログラムを補助記憶装置903から読み出して主記憶装置902に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。CPU901は、プログラムに従って、記憶部108に対応する記憶領域を主記憶装置902に確保する。CPU901は、プログラムに従って、処理中のデータを記憶する記憶領域を補助記憶装置903に確保する。
 少なくとも1つの実施形態において、補助記憶装置903は、一時的でない有形の媒体の一例である。一時的でない有形の媒体の他の例としては、入出力インタフェース904を介して接続される磁気ディスク、光磁気ディスク、CD-ROM、DVD-ROM、半導体メモリ等が挙げられる。このプログラムが通信回線によってコンピュータ900に配信される場合、配信を受けたコンピュータ900が当該プログラムを主記憶装置902に展開し、上記処理を実行しても良い。当該プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良い。さらに、当該プログラムは、前述した機能を補助記憶装置903に既に記憶されている他のプログラムとの組み合わせで実現するもの、いわゆる差分ファイル(差分プログラム)であっても良い。
 入力受付部101、センサ情報取得部102、異常検知部103、燃料流量指令算出部104、燃料流量配分算出部105、流量調節弁制御部106、IGV開度制御部107の全て又は一部は、マイコン、LSI(Large Scale Integration)、ASIC(Application Specific Integrated Circuit)、PLD(Programmable Logic Device)、FPGA(Field-Programmable Gate Array)等のハードウェアを用いて実現されてもよい。
 その他、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で、上記した実施の形態における構成要素を周知の構成要素に置き換えることは適宜可能である。この発明の技術範囲は上記の実施形態に限られるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において種々の変更を加えることが可能である。
 燃料流量配分算出部105は、燃料配分制御部、第2燃料配分制御部の一例である。IGV開度制御部107は、空気吸入流量制御部の一例である。2~5秒の範囲での所定時間は第1時間および第2時間の一例である。トップハットノズル51は第1ノズルの一例、パイロットノズル44は第2ノズルの一例である。
 上記した制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラムによれば、圧縮機のサージや燃焼器における失火を防ぎつつ急速に負荷を低下させ、ガスタービンの運転を継続することができる。
10 ガスタービン、11 圧縮機、14 IGV、21 タービン、31 燃焼器、33 燃焼筒(又は尾筒)、43 パイロットバーナ、43a パイロットスワラ、44 パイロットノズル、51 トップハットノズル、53 メインバーナ、54 メインノズル、60 燃料ライン、61 パイロット燃料ライン、62 メイン燃料ライン、63 トップハット燃料ライン、65 パイロット流量調節弁、66 メイン流量調節弁、67 トップハット流量調節弁、71 回転数計、72 出力計、73 温度計、74 圧力計、75 温度計、76 温度計、100 制御装置、101 入力受付部、102 センサ情報取得部、103 異常検知部、104 燃料流量指令算出部、104a PI制御器、104b 切替器、105 燃料流量配分算出部、105b、105d 切替器、105a,105c,105e 関数、106 流量調節弁制御部、107 IGV開度制御部、107a,107c 切替器、107b 関数、107d 制御器、108 記憶部、900 コンピュータ、901 CPU、902 主記憶装置、903 補助記憶装置、904 入出力インタフェース、905 通信インタフェース

Claims (13)

  1.  ガスタービンの目標出力と実際の出力との偏差に基づくフィードバック制御により燃料流量指令値を算出する通常制御と、フィードバック制御を行うことなく前記ガスタービンの出力を所定の第1時間で所定の目標出力まで低下させるような前記燃料流量指令値を算出する負荷降下制御との何れかを選択して実行する燃料流量指令算出部と、
     前記燃料流量指令算出部による前記負荷降下制御の実行と並行して、燃空比が所定範囲に収まるように前記ガスタービンの圧縮機に流入する空気流量を低下させる制御を行う空気吸入流量制御部と、
     を備える制御装置。
  2.  前記負荷降下制御を選択した場合、燃料流量指令算出部は、前記燃料流量指令値を前記目標出力に相当する値へ低下させるまでの低下速度を、大気温度に応じて変更する、
     請求項1に記載の制御装置。
  3.  前記負荷降下制御が選択された場合に、前記燃料流量指令値を前記目標出力に相当する値へ低下させるまでの第1時間と、前記圧縮機に流入する空気流量を所定の目標流量に低下させるまでの第2時間との差が所定の値以下である、
     請求項1に記載の制御装置。
  4.  前記第1時間および第2時間が、2秒以上5秒以下の範囲である、
     請求項1から請求項3の何れか1つに記載の制御装置。
  5.  前記負荷降下制御が選択された場合の前記ガスタービンの出力の低下速度が、100%毎分より高速である、
     請求項1から請求項4の何れか1つに記載の制御装置。
  6.  前記負荷降下制御が選択された場合の前記ガスタービンの出力の低下速度が、800%毎分以上、2000%毎分以下である、
     請求項1から請求項4の何れか1つに記載の制御装置。
  7.  前記負荷降下制御が選択された場合の前記ガスタービンの前記目標出力が、前記ガスタービンの定格出力の30%以上40%以下である、
     請求項1から請求項6の何れか1つに記載の制御装置。
  8.  前記負荷降下制御時に前記ガスタービンの燃焼器で異常燃焼が発生している場合、前記燃料流量指令値が、前記目標出力に相当する値に到達するタイミングで、前記燃焼器に設けられた複数のノズルのうち、最も上流側に設けられた第1ノズルからの燃料供給を停止する停止制御と、前記第1ノズルを除く他の前記ノズルの間での燃料供給配分比を、前記停止制御後の配分比に切り替える配分切換制御とを実行する燃料配分制御部、
     をさらに備える請求項1から請求項7の何れか1つに記載の制御装置。
  9.  前記燃料配分制御部は、前記第1ノズルを除く他の前記ノズルのうち、前記燃焼器で形成される予混合火炎を保炎する予混火炎を形成するための前記ノズルの前記燃料供給配分比について、前記第1ノズルからの燃料供給の停止による一時的な燃料供給量の減少を補う補正を行う、
     請求項8に記載の制御装置。
  10.  前記ガスタービンの燃焼器に設けられた複数のノズルのうち、燃焼振動に関係する第2ノズルに対する燃料配分比について、前記負荷降下制御時の一の時刻における負荷に応じた燃焼負荷指令値と、前記一の時刻における前記第2ノズルの前記燃料配分比との関係が、燃焼振動が生じる可能性が高い関係となることを回避するような補正を前記第2ノズルの前記燃料配分比に対して行う第2燃料配分制御部、
     をさらに備える請求項1から請求項9の何れか1項に記載の制御装置。
  11.  圧縮機と、
     燃焼器と、
     タービンと、
     請求項1から請求項10の何れか1つに記載の制御装置と、
     を備えるガスタービン。
  12.  ガスタービンの目標出力と実際の出力との偏差に基づくフィードバック制御により燃料流量指令値を算出する通常制御と、フィードバック制御を行うことなく前記ガスタービンの出力を所定の第1時間で所定の目標出力まで低下させるような前記燃料流量指令値を算出する負荷降下制御との何れかを選択して実行するステップと、
     前記負荷降下制御の実行と並行して、燃空比が所定範囲に収まるように前記ガスタービンの圧縮機に流入する空気流量を低下させる制御を行うステップと、
     を有する制御方法。
  13.  コンピュータを、
     ガスタービンの目標出力と実際の出力との偏差に基づくフィードバック制御により燃料流量指令値を算出する通常制御と、フィードバック制御を行うことなく前記ガスタービンの出力を所定の第1時間で所定の目標出力まで低下させるような前記燃料流量指令値を算出する負荷降下制御との何れかを選択して実行する手段、
     前記負荷降下制御の実行と並行して、燃空比が所定範囲に収まるように前記ガスタービンの圧縮機に流入する空気流量を低下させる制御を行う手段、
     として機能させるためのプログラム。
PCT/JP2018/044184 2017-12-28 2018-11-30 制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラム WO2019130976A1 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020207014468A KR102326643B1 (ko) 2017-12-28 2018-11-30 제어 장치, 가스 터빈, 제어 방법 및 프로그램
DE112018005654.6T DE112018005654T5 (de) 2017-12-28 2018-11-30 Steuervorrichtung, gasturbine, steuerverfahren und programm
US16/766,421 US20210148291A1 (en) 2017-12-28 2018-11-30 Control device, gas turbine, control method, and program
CN201880075562.9A CN111386390B (zh) 2017-12-28 2018-11-30 用于燃气轮机的控制装置和方法、燃气轮机以及存储介质

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2017-253217 2017-12-28
JP2017253217A JP6935327B2 (ja) 2017-12-28 2017-12-28 制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019130976A1 true WO2019130976A1 (ja) 2019-07-04

Family

ID=67063467

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2018/044184 WO2019130976A1 (ja) 2017-12-28 2018-11-30 制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラム

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20210148291A1 (ja)
JP (1) JP6935327B2 (ja)
KR (1) KR102326643B1 (ja)
CN (1) CN111386390B (ja)
DE (1) DE112018005654T5 (ja)
WO (1) WO2019130976A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115349048A (zh) * 2020-04-02 2022-11-15 三菱重工业株式会社 控制装置、控制方法以及程序

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6831041B2 (ja) * 2018-07-25 2021-02-17 富士フイルム株式会社 投影装置
JP7252861B2 (ja) * 2019-08-22 2023-04-05 三菱重工業株式会社 ガスタービンの燃焼制御装置、燃焼制御方法及びプログラム
US11203986B1 (en) * 2020-06-08 2021-12-21 General Electric Company Systems and methods for extended emissions compliant operation of a gas turbine engine
US11333082B2 (en) * 2020-06-12 2022-05-17 General Electric Company Systems and methods for determination of gas turbine fuel split for head end temperature control
EP4261401A1 (en) * 2022-04-11 2023-10-18 Siemens Energy Global GmbH & Co. KG Operation of a gas turbine to lower load and mel

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2013096303A (ja) * 2011-10-31 2013-05-20 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービン及びガスタービンの燃焼制御方法
JP2013113201A (ja) * 2011-11-28 2013-06-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 弁制御装置、ガスタービン、及び弁制御方法
JP2014159786A (ja) * 2013-02-20 2014-09-04 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービンシステム、ガスタービンの燃焼器制御装置、及びガスタービンの燃焼器制御方法
JP2015078670A (ja) * 2013-10-18 2015-04-23 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法及びプログラム
JP2015161176A (ja) * 2014-02-26 2015-09-07 三菱日立パワーシステムズ株式会社 燃料制御装置、燃焼器、ガスタービン、制御方法及びプログラム
JP2016037883A (ja) * 2014-08-06 2016-03-22 三菱日立パワーシステムズ株式会社 流量比算出装置、これを備えている制御装置、この制御装置を備えているガスタービンプラント、流量比算出方法、及び燃料系統の制御方法
JP2016037882A (ja) * 2014-08-06 2016-03-22 三菱日立パワーシステムズ株式会社 流量比算出装置、これを備えている制御装置、この制御装置を備えているガスタービンプラント、流量比算出方法、及び燃料系統の制御方法
JP2016070063A (ja) * 2014-09-26 2016-05-09 三菱重工業株式会社 ガスタービンの燃料分配制御装置、ガスタービン、及びガスタービンの燃料分配制御方法

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4610717B2 (ja) * 2000-11-09 2011-01-12 三菱重工業株式会社 ガスタービン保護装置
JP3881871B2 (ja) * 2001-11-13 2007-02-14 三菱重工業株式会社 ガスタービンの燃料制御方法、及びそれに供する制御装置
JP4119909B2 (ja) * 2005-09-14 2008-07-16 三菱重工業株式会社 ガスタービンの燃焼制御装置
DE202005016654U1 (de) * 2005-10-21 2007-03-01 Integrated Dynamics Engineering Gmbh Vorrichtung zur Überwachung der Relativposition mehrerer Einrichtungen
JP5517870B2 (ja) * 2010-09-30 2014-06-11 三菱重工業株式会社 ガスタービンの制御装置、ガスタービン、及びガスタービンの制御方法
KR101574040B1 (ko) * 2012-01-13 2015-12-02 미츠비시 히타치 파워 시스템즈 가부시키가이샤 연료 공급 장치, 연료 유량 제어 장치, 및 가스 터빈 발전 플랜트
JP2014047728A (ja) * 2012-08-31 2014-03-17 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービンの制御装置、ガスタービン、及びガスタービンの制御方法
EP2975325B1 (en) * 2013-03-13 2019-05-08 Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. Gas turbine combustor
JP6257035B2 (ja) * 2014-03-25 2018-01-10 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガスタービンの燃焼制御装置および燃焼制御方法並びにプログラム
JP6680555B2 (ja) * 2016-02-10 2020-04-15 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法及びプログラム
US10920676B2 (en) * 2016-11-17 2021-02-16 General Electric Company Low partial load emission control for gas turbine system

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2013096303A (ja) * 2011-10-31 2013-05-20 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービン及びガスタービンの燃焼制御方法
JP2013113201A (ja) * 2011-11-28 2013-06-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 弁制御装置、ガスタービン、及び弁制御方法
JP2014159786A (ja) * 2013-02-20 2014-09-04 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービンシステム、ガスタービンの燃焼器制御装置、及びガスタービンの燃焼器制御方法
JP2015078670A (ja) * 2013-10-18 2015-04-23 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法及びプログラム
JP2015161176A (ja) * 2014-02-26 2015-09-07 三菱日立パワーシステムズ株式会社 燃料制御装置、燃焼器、ガスタービン、制御方法及びプログラム
JP2016037883A (ja) * 2014-08-06 2016-03-22 三菱日立パワーシステムズ株式会社 流量比算出装置、これを備えている制御装置、この制御装置を備えているガスタービンプラント、流量比算出方法、及び燃料系統の制御方法
JP2016037882A (ja) * 2014-08-06 2016-03-22 三菱日立パワーシステムズ株式会社 流量比算出装置、これを備えている制御装置、この制御装置を備えているガスタービンプラント、流量比算出方法、及び燃料系統の制御方法
JP2016070063A (ja) * 2014-09-26 2016-05-09 三菱重工業株式会社 ガスタービンの燃料分配制御装置、ガスタービン、及びガスタービンの燃料分配制御方法

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115349048A (zh) * 2020-04-02 2022-11-15 三菱重工业株式会社 控制装置、控制方法以及程序

Also Published As

Publication number Publication date
DE112018005654T5 (de) 2020-07-09
KR20200065081A (ko) 2020-06-08
CN111386390A (zh) 2020-07-07
US20210148291A1 (en) 2021-05-20
KR102326643B1 (ko) 2021-11-15
CN111386390B (zh) 2023-06-06
JP6935327B2 (ja) 2021-09-15
JP2019120138A (ja) 2019-07-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2019130976A1 (ja) 制御装置、ガスタービン、制御方法及びプログラム
US10208678B2 (en) Gas turbine combustion control device and combustion control method and program therefor
EP2292910B1 (en) Method for the control of gas turbine engines
JP5868671B2 (ja) 弁制御装置、ガスタービン、及び弁制御方法
US10161317B2 (en) Gas-turbine control device, gas turbine, and gas-turbine control method
US11773789B2 (en) Flow volume ratio calculation device, control device equipped with same, gas turbine plant equipped with this control device, flow volume ratio calculation method, and fuel line control method
EP1746347A2 (en) Method and system for operating a multi-stage combustor
US10669959B2 (en) Control device, system, control method, power control device, gas turbine, and power control method
JP2010025069A (ja) 2軸式ガスタービンシステムの制御装置
US11208959B2 (en) System and method for flexible fuel usage for gas turbines
KR101885489B1 (ko) 유량비 산출 장치, 이것을 구비하고 있는 제어 장치, 이 제어 장치를 구비하고 있는 가스 터빈 플랜트, 유량비 산출 방법 및 연료계통의 제어 방법
US20170211409A1 (en) Control device, system, and control method
US20150040571A1 (en) Method for fuel split control to a gas turbine using a modified turbine firing temperature
US10221777B2 (en) Gas turbine combustion control device and combustion control method and program therefor
JP5972810B2 (ja) ガスタービンシステム、ガスタービンの燃焼器制御装置、及びガスタービンの燃焼器制御方法
JP6267087B2 (ja) 動力制御装置、ガスタービン及び動力制御方法
JP2013160154A (ja) ガスタービン制御装置及び方法並びにプログラム、それを用いた発電プラント
JP2017145701A (ja) ガスタービンの制御装置および制御方法、並びにガスタービン
CN111542689B (zh) 燃料供给系统、燃气轮机、发电设备、控制方法以及记录介质
JP2017141728A (ja) ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法及びプログラム
JP6587350B2 (ja) ガスタービン冷却系統、これを備えるガスタービン設備、ガスタービン冷却系統の制御方法
US9194303B2 (en) Load rejection for gas turbine

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: 18897672

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20207014468

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 18897672

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1