WO2020003600A1 - 発電システム及びその制御装置並びに制御方法 - Google Patents

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WO2020003600A1
WO2020003600A1 PCT/JP2019/006502 JP2019006502W WO2020003600A1 WO 2020003600 A1 WO2020003600 A1 WO 2020003600A1 JP 2019006502 W JP2019006502 W JP 2019006502W WO 2020003600 A1 WO2020003600 A1 WO 2020003600A1
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WO
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load capacity
value
upper limit
power generation
capacity value
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PCT/JP2019/006502
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English (en)
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Inventor
隆之 金星
隆之 野口
Original Assignee
三菱重工業株式会社
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    • 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
    • F01D17/00—Regulating or controlling by varying flow
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02G—HOT GAS OR COMBUSTION-PRODUCT POSITIVE-DISPLACEMENT ENGINE PLANTS; USE OF WASTE HEAT OF COMBUSTION ENGINES; NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F02G5/00—Profiting from waste heat of combustion engines, not otherwise provided for
    • F02G5/02—Profiting from waste heat of exhaust gases
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
    • H02P9/04—Control effected upon non-electric prime mover and dependent upon electric output value of the generator
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/12—Improving ICE efficiencies

Definitions

  • the present invention relates to a power generation system, a control device thereof, and a control method.
  • marine exhaust heat recovery As marine exhaust heat recovery (hereinafter referred to as “marine exhaust heat recovery”), a part of the exhaust gas from a diesel engine (main engine) for marine propulsion is extracted and guided to a power turbine to be used for power generation. There is known a power generation system in which steam generated using exhaust gas is guided to a steam turbine and used for power generation.
  • Patent Document 1 discloses a marine vessel propulsion device that drives an energizing motor that energizes a main engine using surplus power that is a difference between output power generated by marine exhaust heat recovery and required power of onboard equipment. ing.
  • Patent Document 2 discloses a power generation system that controls output power of a steam turbine by controlling an opening of a governing valve provided in a steam supply system that supplies steam to the steam turbine.
  • the power generation system disclosed in Patent Document 2 has a control device including a PCT (turbine control panel) and a PMS (power management system).
  • the TCP calculates a load capacity value indicating the output power that can be output by the turbine generator
  • the PMS calculates the load of power generation between the turbine generator and another diesel engine generator according to the load capacity value calculated by the TCP.
  • a ratio hereinafter referred to as “load distribution”) is determined, and an increase / decrease pulse signal for increasing / decreasing the valve opening of the governing valve of the steam turbine is output based on the determined load distribution.
  • the limit load capacity value (upper limit value of the load capacity value) is determined by a predetermined function using the load of the main engine and the outside air temperature as variables. Is set, and the load capacity value is set so as not to exceed the limited load capacity value.
  • the limited load capacity value does not take into account the governing valve opening, the main steam pressure, and the like, a load capacity value that is considerably larger than the output power value that can be actually output by the turbine generator is set. There is a possibility that it will.
  • the present invention has been made in view of such circumstances, and suppresses hunting in which the speed-control valve opening is repeatedly increased and decreased in a valve-opening range in which the speed-controlling valve opening is close to full open. It is an object of the present invention to provide a power generation system capable of realizing opening control, a control device thereof, and a control method.
  • a first aspect of the present invention includes a steam turbine driven by steam generated by exhaust gas, a speed regulating valve for controlling an amount of steam supplied to the steam turbine, and a generator connected to the steam turbine.
  • a control device applied to a power generation system comprising: a load capacity value calculation unit configured to calculate a load capacity value of the generator using at least one of a steam condition and a governing valve opening; The calculating unit is configured such that an increase width or an increase rate of the load capacity value in a predetermined opening degree range in which the governing valve opening degree is set to a value close to full opening is compared with other opening degree ranges of the regulating valve opening degree.
  • the control device of the power generation system calculates the load capacity value so as to be smaller.
  • the increase width or the increasing rate of the load capacity value is smaller than in other opening ranges. Since it is set, it is possible to suppress a deviation between the load capacity value and the actual generator output power value in a predetermined opening range in which the governing valve opening is close to full opening. As a result, hunting in which the speed-control valve opening is repeatedly increased and decreased can be suppressed in a range where the speed-control valve opening is close to full open, and stable valve-opening control can be realized.
  • an increase width or an increase rate of the load capacity value in the predetermined opening degree range may be set to a smaller value as the governing valve opening degree approaches full opening.
  • the increasing width or the increasing rate of the load capacity value is set to be smaller, so that the increasing width of the load capacity value is suppressed, It is possible to further suppress the deviation from the actual generator output power value.
  • the load capacity value calculation unit sets an upper limit value of the load capacity value using an upper limit parameter that changes according to the governing valve opening and an actual output power value of the generator.
  • the load capacity value calculation unit calculates a load capacity value of the steam turbine using at least one of a steam condition and a governing valve opening, and the calculation unit A limiter unit that outputs the upper limit value as the load capacity value when the load capacity value calculated by the unit exceeds the upper limit value.
  • the upper limit value of the load capacity value is set using the upper limit parameter that changes according to the governing valve opening and the actual output power value of the generator. Since the limiter unit is controlled so as not to exceed the value, it is possible to easily control the increase width of the load capacity value in a predetermined opening range in which the governing valve opening is set to a value close to full opening.
  • the power generation system may include a diesel engine that discharges the exhaust gas, and a motor that is provided to be connectable to a rotating shaft of the diesel engine and that is driven by surplus output power of the generator.
  • the limiter unit outputs the load capacity value calculated by the calculation unit regardless of the upper limit value in a state where the motor is not driven by the surplus output power of the generator. It may be.
  • the load capacity value of the steam turbine is determined by using at least one of the steam condition and the governing valve opening. Is used to control the governing valve opening.
  • the motor is not driven as an energizing motor for energizing the diesel engine, in other words, when the motor is operating as a generator, a request is made when the governing valve opening is controlled in a range close to full open. Even if the load increases, there is a possibility that the required load fluctuation can be absorbed by the droop function of the generator.
  • a second aspect of the present invention includes a steam turbine driven by steam generated by exhaust gas, a speed regulating valve for controlling an amount of steam supplied to the steam turbine, and a generator connected to the steam turbine.
  • a control device applied to a power generation system comprising: a load capacity value calculation unit configured to calculate a load capacity value of the generator using at least one of a steam condition and a governing valve opening;
  • the calculation unit is a control device of a power generation system including an upper limit value setting unit that sets an upper limit value of the load capacity value using a parameter that affects a power generation state.
  • the control device of the power generation system since the upper limit value is calculated using the parameter that affects the power generation state of the generator, it is possible to determine the load capacity value in consideration of the current power generation state. As a result, it is possible to suppress the load capacity value from deviating from the current power generation state, and it is possible to suppress hunting in which the speed-control valve opening is repeatedly increased and decreased in a range close to full open, thereby achieving stable valve opening control. It can be realized.
  • the "parameters affecting the power generation state of the generator” include at least one of the main steam pressure, the main steam temperature, the exhaust gas pressure, and the governing valve opening.
  • the load capacity value calculation unit includes a calculation unit that calculates a load capacity value of the steam turbine using at least one of a steam condition and a governing valve opening, and the calculation unit.
  • a limiter unit that outputs the upper limit value as the load capacity value may be provided.
  • the upper limit value of the load capacity value is set using the parameter that affects the power generation state, and the load capacity value is controlled by the limiter unit so as not to exceed the upper limit value.
  • the load capacitance value can be easily set to an appropriate value.
  • the power generation system may include a diesel engine that discharges the exhaust gas, and a motor that is provided to be connectable to a rotating shaft of the diesel engine and that is driven by surplus output power of the generator.
  • the load capacity value calculation unit in a state where the motor is not driven by the surplus output power of the generator, regardless of the upper limit, the load capacity value calculated by the calculation unit. It may be output.
  • the load capacity value determined using at least one of the steam condition and the governing valve opening is Is set.
  • the motor is not driven as an energizing motor for energizing the diesel engine, in other words, when the motor is operating as a generator, a request is made when the governing valve opening is controlled in a range close to full open. Even if the load increases, there is a possibility that the required load fluctuation can be absorbed by the droop function of the generator.
  • the control device of the power generation system includes a first calculation unit that calculates a first load capacity value for bringing the governing valve opening closer to a target opening, and the first load capacity calculated by the first calculation unit.
  • the information processing apparatus may further include a second calculation unit that calculates the load capacity value using the value and the upper limit value set by the upper limit value setting unit.
  • the load capacity value is calculated using the first load capacity value and the upper limit value calculated using at least one parameter that affects the power generation state of the generator. Thus, it is possible to determine an appropriate load capacity value reflecting the current power generation state.
  • the power generation system may include a diesel engine that discharges the exhaust gas, wherein the upper limit setting unit calculates a first upper limit using a parameter that affects a power generation state.
  • a second upper limit value calculating unit that calculates a second upper limit value using a load of the diesel engine and an outside air temperature, and sets a smaller one of the first upper limit value and the second upper limit value to the upper limit value.
  • a second value calculation unit configured to calculate the load capacity value using the upper limit value set by the upper limit value setting unit.
  • the smaller value is set as the upper limit value
  • the load capacity value is calculated from the upper limit value and the first load capacity value. This makes it possible to determine an appropriate load capacity value that reflects the current power generation state.
  • Parameters affecting the power generation state of the generator include at least one of the main steam pressure, the main steam temperature, the exhaust gas pressure, and the governing valve opening.
  • the power generation system may include a diesel engine that discharges the exhaust gas, and an energizing motor that is provided so as to be connectable to a rotating shaft of the diesel engine and that is driven by surplus output power of the generator.
  • the upper limit value setting unit may set the second upper limit value as the upper limit value in a state where the boosting motor is not driven by the surplus output power of the generator.
  • the control device for the power generation system when the motor is not driven by the surplus output power of the generator, the operation is performed based on the load of the diesel engine and the outside air temperature. A second upper limit is used.
  • the motor is not driven as an energizing motor for energizing the diesel engine, in other words, when the motor is operating as a generator, a request is made when the governing valve opening is controlled in a range close to full open. Even if the load increases, there is a possibility that the required load fluctuation can be absorbed by the droop function of the generator.
  • the motor when the motor is functioning as an energizing motor, the droop function does not work as in the case of the generator, so that the load fluctuation cannot be absorbed by the motor. Therefore, when the motor functions as a generator, the condition of the upper limit is relaxed by using the second upper limit instead of using the first upper limit.
  • a third aspect of the present invention includes a steam turbine driven by steam generated by exhaust gas, a speed regulating valve for controlling an amount of steam supplied to the steam turbine, and a generator connected to the steam turbine.
  • a control device applied to a power generation system comprising: a first calculation unit that calculates a first load capacity value for bringing a governing valve opening close to a target opening; and a first calculation unit configured to calculate the first load capacity value and the generator. And a second calculating unit that calculates a load capacity value using the actual output power value.
  • the control device of the power generation system since the load capacity value is calculated using the actual output of the turbine generator, it is possible to easily suppress the load capacity value from deviating from the actual output value of the turbine generator. It becomes possible. As a result, hunting in which the speed-control valve opening is repeatedly increased and decreased can be suppressed in a range where the speed-control valve opening is close to full open, and stable valve-opening control can be realized.
  • the power generation system may include a diesel engine that discharges the exhaust gas, and the control device of the power generation system calculates an upper limit of the load capacity value using a load of the diesel engine and an outside air temperature.
  • the limiter unit compares the load capacity value calculated using the actual output of the turbine generator with the upper limit value calculated using the load of the diesel engine and the outside air temperature.
  • the load capacity value is controlled so as not to exceed the upper limit value. This makes it possible to set the load capacity value by also reflecting the diesel engine and the outside air temperature.
  • a fourth aspect of the present invention provides a steam turbine driven by steam generated by exhaust gas, a speed regulating valve for controlling an amount of steam supplied to the steam turbine, a generator connected to the steam turbine, It is a power generation system provided with the control device of the above-mentioned power generation system.
  • a fifth aspect of the present invention includes a steam turbine driven by steam generated by exhaust gas, a speed control valve for controlling an amount of steam supplied to the steam turbine, and a generator connected to the steam turbine.
  • a control method applied to a power generation system comprising: a target value calculating step of calculating a load capacity value of the steam turbine using at least one of a steam condition and a governing valve opening; In the step, the increasing width or the increasing rate of the load capacity value in a predetermined opening range in which the governing valve opening is set to a value close to the full opening is compared with other opening ranges of the regulating valve opening. This is a control method for a power generation system that calculates the load capacity value so as to be smaller.
  • a sixth aspect of the present invention includes a steam turbine driven by steam generated by exhaust gas, a speed regulating valve for controlling an amount of steam supplied to the steam turbine, and a generator connected to the steam turbine.
  • a control method applied to a power generation system comprising: a target value calculating step of calculating a load capacity value of the steam turbine using at least one of a steam condition and a governing valve opening; The step is a control method for a power generation system that sets the upper limit of the load capacity value using a parameter that affects a power generation state including at least one of a main steam pressure, a main steam temperature, and an exhaust pressure.
  • a seventh aspect of the present invention includes a steam turbine driven by steam generated by exhaust gas, a speed control valve for controlling an amount of steam supplied to the steam turbine, and a generator connected to the steam turbine.
  • a control method applied to a power generation system comprising: a first calculation step of calculating a first load capacity value for bringing a governing valve opening close to a target opening; and a first calculation step of calculating the first load capacity value and the generator.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram illustrating a power generation system according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a functional block diagram mainly illustrating functions related to governor control extracted from functions provided in the power generation system control device according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating an example of upper limit parameter information according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating an example of a valve opening-flow rate characteristic of the governing valve according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating another example of upper limit parameter information according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating a change over time in power.
  • FIG. 6 is a diagram showing a time change of the first embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram showing a time change of a governor increase / decrease pulse signal output to the governor control unit of FIG.
  • FIG. 6 is a diagram showing a change over time.
  • FIG. 7 is a diagram showing a change over time of the output power of FIG.
  • the adjustment valve in the case where the load on the ship increases is used. It is the figure which showed about the time change of the actual valve opening degree.
  • the onboard power system when the inboard load increases when the governing valve opening is controlled at a target opening set to a valve opening close to full opening.
  • FIG. 6 is a diagram showing a time change of the frequency of FIG.
  • the governing valve opening is controlled at the target opening set to a valve opening close to full opening, the control from the PMS when the load on the ship increases is performed.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating a time change of a governor increase / decrease pulse signal output to a governor control unit of a speed valve. It is the functional block diagram which mainly extracted and showed the function which concerns on governor control among the functions with which the power generation system control apparatus which concerns on 2nd Embodiment of this invention is provided.
  • FIG. 1 shows a schematic configuration of a turbine generator system 1 according to a first embodiment of the present invention.
  • a marine propulsion diesel engine is used as the main engine 3.
  • the turbine generator system 1 includes a main engine 3, a supercharger 5 driven by exhaust gas of the main engine 3, and a power turbine driven by exhaust gas of the main engine 3 extracted from the upstream side of the supercharger 5 ( A gas turbine) 7, an exhaust gas economizer 11 that generates steam from exhaust gas from the main engine 3, and a steam turbine 9 driven by steam (high-pressure steam) generated by the exhaust gas economizer 11.
  • the main engine 3 is directly connected to one end of the propulsion shaft 26 and drives the propulsion shaft 26 to rotate.
  • a marine propulsion propeller 50 is fixed.
  • a motor 46 is provided between the main engine 3 and the propeller 50.
  • the motor 46 functions as an energizing motor for energizing the main engine 3 when the output power of the turbine generator 25 described later is larger than the on-board demand power, in other words, functions as a load.
  • the output power of the turbine generator 25 described later is smaller than the on-board demand power, it functions as a generator and supplements the on-board demand power.
  • the exhaust ports of the cylinders of the cylinders of the main engine 3 are connected to an exhaust manifold 15 as an exhaust gas collecting pipe.
  • the exhaust manifold 15 is connected to the inlet side of the turbine section 5a of the supercharger 5 via the first exhaust pipe L1.
  • the exhaust manifold 15 is connected to the inlet side of the power turbine 7 via a second exhaust pipe L2 (extraction passage), and a part of the exhaust gas is extracted and supplied to the power turbine 7 before being supplied to the supercharger 5. It is supposed to be.
  • the turbocharger 5 includes a turbine section 5a, a compressor section 5b, and a rotating shaft 5c connecting the turbine section 5a and the compressor section 5b.
  • the exhaust gas discharged from the exhaust manifold 15 is guided to the turbine section 5a through the first exhaust pipe L1 and is driven to rotate.
  • the compressor unit 5b provided coaxially rotates and compresses air.
  • the compressed air is supplied to the intake manifold of the main engine 3 through the intake pipe K1.
  • An air cooler (intercooler) 19 is installed in the intake pipe K1.
  • the power turbine 7 is driven to rotate by exhaust gas extracted from the exhaust manifold 15 via the second exhaust pipe L2.
  • the steam turbine 9 is supplied with steam generated by the exhaust gas economizer 11 and is driven to rotate.
  • the exhaust gas is discharged to the exhaust gas economizer 11 from the outlet of the turbine unit 5a of the turbocharger 5 via the third exhaust pipe L3, and is discharged from the outlet of the power turbine 7 via the fourth exhaust pipe L4.
  • Exhaust gas is introduced.
  • the introduced exhaust gas exchanges heat with water flowing through the water supply pipe 23 in the heat exchange section 21 to generate steam.
  • the steam generated by the exhaust gas economizer 11 is introduced into the steam turbine 9 via the first steam pipe J1, and drives the steam turbine 9 to rotate.
  • the steam that has finished its work in the steam turbine 9 is discharged through the second steam pipe J2 and guided to a condenser (condenser) 40.
  • the first steam pipe J1 is provided with a steam dump pipe J3 for taking out steam toward the steam turbine 9 and guiding the steam to the condenser 40.
  • the steam dump pipe J3 is provided with a dump valve 41 that controls the amount of steam guided from the steam dump pipe J3 to the condenser 40. With this steam dump pipe J3, the steam that is excessive to be supplied to the steam turbine 9 bypasses the steam turbine 9 and is discarded to the condenser 40.
  • the power turbine 7 and the steam turbine 9 are connected in series to drive a turbine generator 25.
  • the rotating shaft 29 of the steam turbine 9 is connected to a turbine generator 25 via a speed reducer and a coupling (not shown).
  • the rotating shaft 27 of the power turbine 7 is connected to a rotating shaft 29 of the steam turbine 9 via a speed reducer and a clutch 31 (not shown).
  • a clutch fitted and disengaged at a predetermined rotation speed is used, and for example, an SSS (Synchro Self Shifting) clutch is suitably used.
  • the power turbine 7 and the steam turbine 9 are connected in series to drive the turbine generator 25.
  • the turbine generator 25 can be connected to the onboard power system 42 via a contactor 48. Output power from the turbine generator 25 is supplied to the onboard power system 42, and is also supplied to various onboard equipment 44 and a motor 46 which are connected to the onboard power system 42 via the contactor 48, to drive the onboard equipment 44 and the motor 46. Used.
  • a plurality (two in this embodiment) of diesel engine generators 60 can be connected to the onboard power system 42 via a contactor 48.
  • the second exhaust pipe L2 is provided with an exhaust gas amount adjusting valve 33 for controlling the amount of gas introduced into the power turbine 7 and an emergency stop emergency shutoff valve 36 for shutting off the supply of exhaust gas to the power turbine 7 in an emergency. ing.
  • the first steam pipe J1 has a speed regulating valve (steam amount regulating valve) 37 for controlling the amount of steam introduced into the steam turbine 9 and an emergency stop emergency shutoff valve for shutting off the supply of steam to the steam turbine 9 in an emergency. 39 are provided.
  • the opening of the governing valve 37 is controlled by a governor control section 59 of a power generation system control device 43 (see FIG. 2) described later.
  • the turbine generator system 1 is driven by the exhaust energy of the exhaust gas (combustion gas) of the main engine 3 as a power, and constitutes an exhaust energy recovery device.
  • FIG. 2 shows a schematic configuration of a power generation system 2 having the turbine generator system 1 shown in FIG.
  • the power generation system control device 43 which is a control device of the power generation system 2 according to the present embodiment, controls the opening of the speed control valve 37 so as to be constant at a predetermined target opening, thereby introducing the opening to the steam turbine 9. Performs a variable pressure operation to change the vapor pressure.
  • a signal from a power sensor 45 that detects the output power (output power) of the turbine generator 25 is input to the power generation system control device 43.
  • An output signal from the diesel engine generator 60 and a signal from the onboard power consumption sensor 51 that detects onboard power consumption are input to the power generation system control device 43.
  • the power generation system control device 43 mainly includes a PMS (Power Management System) 53 and a TCP (Turbine Control Panel) 57a as main components.
  • PMS 53 and the TCP 57a includes a computer, and includes, for example, a CPU, an auxiliary storage device for storing a program executed by the CPU, data referred to by the program, and a main storage functioning as a work area when each program is executed. It has a device, a communication interface for connecting to a network, and the like.
  • the auxiliary storage device include a magnetic disk, a magneto-optical disk, and a semiconductor memory.
  • a series of processes for realizing various functions described later are stored in an auxiliary storage device in the form of a program (for example, a power generation system control program), and the CPU reads out the program to a main storage device, Various functions are realized by executing information processing and arithmetic processing.
  • the program may be installed in an auxiliary storage device in advance, provided in a state of being stored in another computer-readable storage medium, or delivered via a wired or wireless communication means. May be done.
  • the computer-readable storage medium is a magnetic disk, a magneto-optical disk, a CD-ROM, a DVD-ROM, a semiconductor memory, or the like.
  • the 57TCP 57a includes a governor control unit 59.
  • the governor control unit 59 is a control unit that controls the opening of the speed control valve 37.
  • the governor control section 59 controls the valve opening of the governing valve 37 in accordance with the pulse signal for increasing or decreasing the opening output from the PMS 53, whereby the amount of steam supplied to the steam turbine 9 is adjusted, and The rotation speed is controlled.
  • the power generation system control device 43 includes a control unit (not shown) for controlling the exhaust gas amount adjustment valve 33.
  • the power generation system control device 43 keeps the exhaust gas amount adjusting valve 33 fully open during the steady operation, and gradually increases or decreases the opening degree of the exhaust gas amount adjusting valve 33 only when the power turbine 7 starts up and shuts down. Good.
  • the governor control unit 59 controls the valve opening of the governing valve 37 so as to absorb the fluctuation.
  • the low-pressure steam source 61 supplies mixed steam (low-pressure steam) to the intermediate stage of the steam turbine 9.
  • An adjustment valve 62 for controlling the amount of the mixed steam introduced into the steam turbine 9 is provided on the mixed steam supply line.
  • the opening of the regulating valve 62 increases or decreases as the amount of generated steam in the low-pressure steam source 61 increases or decreases.
  • the governor control section 59 controls the valve opening of the speed control valve 37 so as to absorb the change.
  • a low-pressure stage (see FIG. 1) of the exhaust gas economizer 11 is exemplified.
  • control of the governing valve 37 according to the present embodiment will be described.
  • the load capacity value of the steam turbine 9 is calculated by the TCP 57a, and the governor control section 59 controls the valve opening of the governing valve 37 based on the load capacity value.
  • FIG. 3 is a functional block diagram mainly extracting and showing functions related to governor control among functions provided in the power generation system control device 43 according to the present embodiment.
  • the TCP 57a includes a load capacity value calculation unit 70a that calculates a load capacity value to be output to the PMS 53.
  • the load capacity value calculation unit 70a calculates a “load capacity value” that is a maximum output value that the steam turbine 9 can output, using at least one of the steam condition and the governing valve opening.
  • the load capacity value calculation unit 70a reduces the increase / decrease range of the load capacity value in a predetermined opening range in which the valve opening of the governing valve 37 is set to a value close to full opening, as compared to other opening ranges.
  • the load capacity value calculation unit 70a mainly includes a design value calculation unit 71, a first calculation unit 72, a second calculation unit 73, an upper limit value setting unit 74a, a limiter unit 75, and a selection unit 76.
  • a design value calculation unit 71 mainly includes a design value calculation unit 71, a first calculation unit 72, a second calculation unit 73, an upper limit value setting unit 74a, a limiter unit 75, and a selection unit 76.
  • the design value calculation unit 71 calculates a design value of the load capacity value (hereinafter, referred to as “load capacity design value”).
  • the load capacity design value is the maximum output that the steam turbine 9 can output theoretically (design) according to the current operating condition of the main engine 3. Environmental conditions may be added in addition to the current driving situation.
  • the design value calculation unit 71 has, for example, a predetermined function that uses the load (M / E Load) of the main engine 3 and the outside air temperature (Atomos.Temp.) As variables, and uses this function. Calculate the load capacity design value. These parameters used when calculating the load capacity design value are merely examples, and may be made more realistic in consideration of other parameters.
  • the first calculator 72 calculates a load capacity value.
  • the first calculation unit 72 includes, for example, a first target calculation unit 80, a second target calculation unit 90, and a low value selection unit 97.
  • the first target calculation unit 80 calculates the governing valve opening (GV Lift) to target opening (GV
  • the load capacity value (hereinafter, referred to as “first load capacity value”) is calculated based on the governing valve opening to approach the lift setting.
  • the target opening is set as a constant value, and is set to 92% as an example.
  • the first target calculation unit 80 calculates the opening deviation between the governing valve opening and the target opening.
  • the first target calculation unit 80 performs PID control or the like on the opening deviation.
  • a PID unit 82 for calculating a load capacitance value.
  • the second target calculation unit 90 is configured to bring the measured value (HP Press) of the high-pressure steam pressure (main steam pressure) supplied to the steam turbine 9 closer to the steam pressure set value (for example, the minimum set value: HP Press Min Setting). Is calculated based on the steam pressure (hereinafter referred to as "second load capacity value").
  • the second target calculation unit 90 includes, for example, a subtraction unit 91, a high value selection unit 92, a rate limiter 93, a subtraction unit 94, and a PID control unit 95.
  • the subtracting unit 91 subtracts a predetermined fluctuation suppression value (regulation value) from the measured value of the high-pressure vapor pressure.
  • the fluctuation suppression value is, for example, 0.5 bar.
  • the high value selection unit 92 compares the measured value of the high pressure vapor pressure from which the fluctuation suppression value has been subtracted with a preset minimum value of the high pressure vapor pressure, selects the higher value, and outputs the larger value to the rate limiter 93. I do.
  • the rate limiter 93 changes the value output from the high value selection unit 92 at a predetermined time change rate and outputs the value to the subtraction unit 94.
  • the subtraction unit 94 calculates the pressure deviation between the output value from the rate limiter 93 and the measured value of the high-pressure steam, and outputs the result to the PID control unit 95.
  • the PID control unit 95 calculates a second load capacity value for making the high-pressure steam pressure close to a predetermined steam pressure set value by performing the PID control on the pressure deviation.
  • the second target calculation unit 90 includes the subtraction unit 91, the high value selection unit 92, and the rate limiter 93.
  • the first load capacity value based on the governing valve opening calculated by the first target calculation unit 80 and the second load capacity value based on the steam pressure (steam condition) calculated by the second target calculation unit 90 are low values. It is output to the selection unit 97.
  • the low value selection unit 97 compares the two, selects the smaller value, and outputs the smaller value.
  • the first load capacitance value or the second load capacitance value selected by the low value selection unit 97 is referred to as a “third load capacitance value” for convenience.
  • the reason why the low value is selected is to prevent the actual vapor pressure from being lower than the set minimum value.
  • the minimum value is set for the steam pressure, so that the first load capacity value at which the actual steam pressure becomes less than the minimum value is set to the load capacity. It cannot be set as a value. Since the second load capacity value is a load capacity value for bringing the vapor pressure close to the minimum set value, the first load capacity value that does not exceed the second load capacity value is always selected as the load capacity value. In addition, the actual vapor pressure can be maintained at or above the minimum set value.
  • the load capacity design value (Designed Available Power) calculated by the design value calculation unit 71 and the third load capacity value calculated by the first calculation unit 72 are output to the second calculation unit 73.
  • the second computing unit 73 computes a load capacity value using the load capacity design value as an upper limit, using the load capacity design value and the third load capacity value.
  • the second calculation unit 73 includes, for example, a subtraction unit 101, a PID control unit 102, and a multiplication unit 103.
  • the subtraction unit 101 calculates a deviation between the third load capacitance value and the previous value of the load capacitance value output from the multiplication unit 103, and outputs the result to the PID control unit 102.
  • the PID control unit 102 performs a PID control on the input deviation to calculate a correction coefficient of 1 or less so that the third load capacitance value approaches the previous value of the load capacitance value.
  • the multiplying unit 103 calculates a load capacity value (current value) having the load capacity design value as an upper limit by multiplying the current value of the load capacity design value by the correction coefficient output from the PID control unit 102.
  • the upper limit value setting unit 74a sets an upper limit value of the load capacity value.
  • the upper limit value setting unit 74a uses the current output power value of the turbine generator 25 and an upper limit parameter that changes according to the governing valve opening degree to set the upper limit value of the load capacity value (hereinafter simply referred to as “upper limit value”). ) Is set.
  • the upper limit value setting unit 74a has upper limit parameter information as shown in FIG.
  • the upper limit parameter information is information in which the valve opening of the governing valve 37 and the increase / decrease range of the load capacity value are associated with each other.
  • the increase / decrease range in a predetermined valve opening range (for example, a range from 92% to 100%) in which the valve opening of the governing valve 37 is almost fully open is larger than the increase / decrease width in other valve opening ranges. It is set to a small value.
  • the increase / decrease range in the predetermined valve opening range is set to a smaller value as the governing valve opening approaches full opening.
  • the predetermined valve opening degree range is set to be 92% or more and 100% or less, but this range is an exemplification and is not limited to this example.
  • the predetermined valve opening range can be appropriately set within a range of approximately 85% or more and 100% or less.
  • the range of increase or decrease of the upper limit is set small.
  • the upper limit value setting unit 74a obtains the increase / decrease range corresponding to the current valve opening of the speed regulating valve 37 from the upper limit parameter information as shown in FIG. 4, and obtains the obtained increase / decrease range from the current output of the turbine generator 25. By adding to the power value, the upper limit value of the load capacity value is calculated and set.
  • the upper limit parameter information provided in the upper limit value setting unit 74a is not limited to the information shown in FIG.
  • the upper limit parameter information shown in FIG. 6 is information (for example, a table) in which the valve opening degree of the governing valve and the upper limit coefficient are associated with each other.
  • the coefficient is set to 1.0 when fully opened (100%). I have.
  • the upper limit parameter information shown in FIG. 6 has a characteristic that the coefficient gradually increases as the valve opening decreases.
  • the upper limit coefficient corresponding to the current valve opening of the governor 37 is obtained from the upper limit parameter information.
  • the upper limit value is calculated and set by multiplying the output power value of the turbine generator 25 by the upper limit coefficient.
  • Information relating the governing valve opening to the upper limit coefficient is not limited to that shown in FIG.
  • this characteristic can be moved in parallel along the Y axis.
  • the coefficient may be set to 1.0 at the target opening (for example, 92%).
  • the upper limit parameter information may have different characteristics when the load capacity value is increased and when the load capacity value is decreased. For example, when decreasing the load capacity value, upper limit parameter information in which the upper limit parameter is set as a constant value may be used, and as shown in FIGS. It is not necessary that the reduction width or the reduction rate in the predetermined opening range close to is set smaller than the other opening ranges.
  • the upper limit setting unit 74a adds, for example, the increase / decrease range of the upper limit obtained from the upper limit parameter information shown in FIG. 4 to the current output power value (actual output value) of the turbine generator 25.
  • the upper limit value of the load capacity value may be calculated, or the upper limit coefficient obtained from the upper limit parameter information as shown in FIG. 6 is multiplied by the current output power value (actual output value) of the turbine generator 25.
  • the upper limit of the load capacity value may be calculated.
  • the limiter unit 75 compares the load capacity value calculated by the second calculation unit 73 with the upper limit value set by the upper limit value setting unit 74a, and when the load capacity value exceeds the upper limit value, sets the upper limit value. Output as load capacitance value. As a result, a load capacity value having the upper limit set by the upper limit setting unit 74a as an upper limit is output.
  • an addition unit (not shown) for adding a separately calculated load capacity value based on low-pressure steam to the load capacity value calculated by the second calculation unit 73 is provided. It is preferable to output the value to the limiter unit 75.
  • the motor 46 When the motor 46 is driven as an energizing motor for energizing the main engine 3, in other words, the output power of the turbine generator 25 is larger than the on-board demand power, When driven by the surplus power of 25, the load capacitance value output from the limiter unit 75 is selected. On the other hand, when the motor 46 is not driven as the boosting motor, the load capacity value calculated by the second calculation unit 73 is selected. The motor 46 does not have a droop function when driven as an energizing motor for energizing the main engine 3.
  • the load capacity value output from the selection unit 76 is output to an addition unit (not shown), and the output value of the power turbine separately calculated in the addition unit is added. Then, the load capacity value to which the output value of the power turbine is added is output to the PMS 53 as an analog signal.
  • the PMS 53 includes a load sharing control unit 110 and a governor increase / decrease pulse generation unit 111.
  • the load sharing control unit 110 generates a load sharing signal indicating the load sharing of the steam turbine 9 and the diesel engine generator 60 based on the load capacity value input from the TCP 57a.
  • the governor increase / decrease pulse generating section 111 controls the steam turbine 9 and the diesel engine generator 60 to increase or decrease a control value (speed setting value) based on the load sharing signal from the load sharing control section 110.
  • a pulse signal indicating increase or decrease in governor (hereinafter referred to as “governor increase / decrease pulse signal”) is generated and output to the governor control units 59, 87, and 88 corresponding to each.
  • the governor control unit 59 that controls the rotation speed of the steam turbine 9 is provided in the TCP 57a, and adjusts the valve opening of the governing valve 37 in accordance with the rotation speed setting value (governor increase / decrease pulse signal) specified by the PMS 53.
  • the rotation speed setting value (governor increase / decrease pulse signal) specified by the PMS 53.
  • Governor control units 87 and 88 for controlling each diesel engine generator 60 are provided in the corresponding diesel engine generator 60, and control the rotation speed of the diesel engine generator 60.
  • the governor control units 87 and 88 control the output of the diesel engine generator 60 by increasing or decreasing the valve opening of the governing valve 37 according to the speed setting value (governor increase / decrease pulse signal) of the rotation speed instructed by the PMS 53. I do.
  • control device 43 As a comparative example, for example, in the TCP 57a of the power generation system control device according to the present embodiment, a description will be given assuming a response characteristic to a load change when the upper limit value setting unit 74a has upper limit parameter information as shown in FIG.
  • the upper limit parameter information in the comparative example shown in FIG. 7 has a constant increase / decrease range (for example, 400 kW) regardless of the governing valve opening.
  • the upper limit parameter characteristic according to the present embodiment is indicated by a broken line so as to be easily compared with the upper limit parameter information according to the present embodiment.
  • the upper limit value is set to a value obtained by adding a constant value (400 kW) to the actual output power value of the turbine generator 25.
  • FIGS. 8A, 8B, 8C, 8D, and 8E show a case where the speed control valve 37 is controlled at a target opening (e.g., 92%) set to a valve opening close to full open, and the load on the ship is reduced.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating a change over time of various parameters when the number increases. 8A, 8B, 8C, 8D, and 8E, FIG.
  • FIG. 8A is a graph showing the temporal change of the load on the ship, the solid line is the power consumption of the load on the ship, and the broken line is consumed for driving the motor 46.
  • the power consumption of the motor and the dashed line indicate the total value of the power consumption in the boat obtained by adding the power consumption of the motor 46 to the power consumption of the load in the boat.
  • FIG. 8B is a graph showing the output power of the turbine generator 25.
  • the solid line indicates the actual output power value of the turbine generator 25, and the dashed line indicates the load capacity value output from the TCP.
  • FIG. 8C is a graph showing the actual valve opening of the governing valve 37.
  • FIG. 8D is a graph showing the frequency of the onboard power system.
  • FIG. 8E is a graph showing a governor increase / decrease pulse signal output from the PMS 53 to the governor control unit 59 of the governing valve 37.
  • TCP reduces the load capacity value so as to bring the governing valve opening closer to the target opening (time t1 to t3).
  • the PMS 53 performs load sharing based on the load capacity value that is decreasing, and outputs a reduced pulse signal to the governor control unit 59 (time t2 to t3).
  • the governing valve opening gradually decreases, and the actual output of the turbine generator 25 also decreases (time t2 to t3).
  • the time difference between the time when the load capacitance value starts to decrease and the time when the reduced pulse signal is output (time t1 to t2) is due to the control delay.
  • the TCP increases the load capacity value so that the governing valve opening approaches the target opening because the governing valve opening is equal to or less than the target opening.
  • the PMS 53 performs load sharing based on the load capacity value that is increasing, and outputs a pulse increase signal to the governor control unit 59 of the governing valve 37 (time t4).
  • the governing valve opening starts to increase, exceeds the target valve opening at time t5, and becomes slightly open.
  • the load capacity value shows an increasing tendency.
  • the upper limit value is set to the actual output power of the turbine generator 25. Since the value is set to a value obtained by adding a predetermined value (for example, 400 kW), the load capacity value continues to increase until reaching the upper limit value (for example, 1900 kW). As a result, the PMS continues to output a pulse increase command based on the load capacity value indicating the increasing tendency (time t4 to t5), and the valve opening of the governing valve is the opening corresponding to the upper limit (for example, 100%). (Time t6).
  • the TCP reduces the load capacity value so that the valve opening of the governing valve 37 approaches the target valve opening.
  • a pulse reduction signal is output to the governor control section 59 of the speed regulating valve 37 with a predetermined time difference, and the speed regulating valve opening starts to decrease.
  • the governing valve opening is controlled so as to repeatedly increase and decrease with the target valve opening interposed therebetween, and a hunting phenomenon occurs. As a result, the control system becomes unstable, and it takes time to converge.
  • FIG. 9A, FIG. 9B, FIG. 9C, FIG. 9D, and FIG. 9E show time-dependent changes of various parameters with respect to the in-board load fluctuation when the control device 43 according to the present embodiment including the TCP 57a shown in FIG. 3 is used. It will be described with reference to FIG. FIGS. 9A, 9B, 9C, 9D, and 9E show the load on the ship when the governing valve 37 is controlled at a target opening (for example, 92%) set to a valve opening close to full open.
  • FIG. 9 is a diagram illustrating a time change of each parameter when the number of the parameters increases.
  • 9A, 9B, 9C, 9D, and 9E the graphs shown in FIGS. 9A, 9B, 9C, 9D, and 9E correspond to FIGS. 8A, 8B, 8C, 8D, and 8E. Since the same various signals and outputs are shown, their description is omitted here.
  • the changes from time t1 to t3 are the same as the temporal changes in FIGS. 8A, 8B, 8C, 8D, and 8E described above. Description is omitted.
  • the TCP 57a increases the load capacity value so that the governing valve opening approaches the target opening because the governing valve opening is equal to or less than the target opening.
  • the upper limit of the load capacity value is set in accordance with, for example, an increase / decrease range according to the governing valve opening or an upper limit coefficient as shown in FIG. 4 or FIG. That is, as the governing valve opening increases from time t4 to time t5, the increase width and the increase rate of the upper limit gradually decrease.
  • the load capacity value is set to a large value that deviates from the actual output of the turbine generator 25. Can be suppressed. This prevents the SPM 53 from outputting an excessive pulse signal to the governor control section 59. As a result, hunting phenomena as shown in FIGS. 8A, 8B, 8C, 8D, and 8E can be avoided, and stable control can be realized.
  • the load capacity value increases in a predetermined opening range in which the governing valve opening is set to a value close to full open. Since the width or increase rate is set smaller than the other opening ranges, the difference between the load capacity value and the actual generator output power value in the predetermined opening range in which the governing valve opening is close to full open. Can be suppressed. As a result, hunting in which the speed-control valve opening is repeatedly increased and decreased can be suppressed in a range where the speed-control valve opening is close to full open, and stable valve-opening control can be realized.
  • the power generation system according to the present embodiment has substantially the same configuration as the power generation system according to the above-described first embodiment, but partially differs in the configuration of the TCP included in the power generation system control device.
  • the same components as those of the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted. Differences will mainly be described.
  • FIG. 10 is a functional block diagram mainly extracting and showing functions related to governor control of the TCP 57 and the PMS 53 among the functions provided in the power generation system control device according to the present embodiment.
  • the TCP 57b according to the present embodiment includes a load capacity value calculator 70b.
  • the configuration of the load capacity value calculating unit 70b is different from the configuration of the upper limit value setting unit 74b of the load capacity value calculating unit 70a according to the first embodiment shown in FIG. .
  • the upper limit value setting unit 74b according to the present embodiment sets the upper limit value using at least one parameter that affects the power generation state of the turbine generator 25.
  • the upper limit value setting unit 74b is configured to calculate an upper limit value including one or more parameters that affect the power generation state of the turbine generator 25 as a variable, or one or more parameters that affect the power generation state of the turbine generator 25. It has a table or a map in which the upper limit is associated with the upper limit, and the upper limit is calculated by substituting (inputting) a measured value or a control value of a parameter such as a main steam pressure into the information. For example, the upper limit is set to be smaller as the main steam pressure is lower, the main steam temperature is lower, and the exhaust pressure of the steam turbine is higher. The upper limit value thus calculated is output to the limiter unit 75. In the limiter unit 75, the load capacity value calculated by the second calculation unit 73 is compared with the upper limit value, and the smaller value is output as the final load capacity value.
  • the power generation system such as the main steam pressure, the main steam temperature, the exhaust gas pressure, and the governing valve opening. Since the upper limit value is calculated using at least one parameter that affects the power generation state, it is possible to determine the load capacity value in consideration of the current power generation state. As a result, it is possible to suppress the load capacity value from deviating from the current power generation state, and it is possible to prevent the above-described control hunting and the like. As a result, it is possible to improve the response performance to fluctuations in the load on the ship.
  • the power generation system according to the present embodiment has substantially the same configuration as the power generation system according to the above-described second embodiment, but partially differs in the configuration of the TCP included in the power generation system control device.
  • the same components as those of the second embodiment are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted, and different points will be mainly described.
  • FIG. 11 is a functional block diagram mainly extracting and showing functions relating to governor control of the TCP 57c and the PMS 53 among the functions provided in the power generation system control device according to the present embodiment.
  • the TCP 57c according to the present embodiment includes a load capacity value calculation unit 70c.
  • the load capacity value calculator 70c includes a design value calculator 71, a first calculator 72, a second calculator 73, an upper limit setting unit 74b, a low value selector 200, and a selector 76a.
  • the set load capacity design value (second upper limit value) is output to the low value selection unit 200.
  • the low value selection unit 200 selects the smaller value among these values and outputs it as the upper limit value.
  • the selection unit 76 a When the motor 46 is driven as an energizing motor for energizing the main engine 3, in other words, since the output power of the turbine generator 25 is larger than the on-board demand power, the selection unit 76 a When the motor 46 is driven by the surplus power, the upper limit value output from the low value selection unit 200 is selected, and when the motor 46 is not driven as an energizing motor, the load calculated by the design value calculation unit 71 is selected. Select the capacity design value as the upper limit. The upper limit value selected by the selector 76 is output to the second calculator 73. The motor 46 does not have a droop function when driven as an energizing motor for energizing the main engine 3.
  • the second calculation unit 73 calculates a load capacitance value using the upper limit value output from the selection unit 76a and the third load capacitance value output from the first calculation unit 72.
  • the subtraction unit 101 calculates a deviation between the third load capacitance value and the load capacitance value output from the multiplication unit 103, and outputs the deviation to the PID control unit 102.
  • the PID control unit 102 performs a PID control on the input deviation to calculate a correction coefficient of 1 or less so that the third load capacity value approaches the target output power.
  • the multiplication unit 103 calculates a load capacity value having the upper limit as an upper limit by multiplying the upper limit value output from the selector 76a by the correction coefficient output from the PID controller 102.
  • the load capacity value based on the low-pressure steam and the output value of the power turbine, which are calculated separately, are added to the load capacity value calculated in this way, and output to the PMS 53 as a final load capacity value.
  • the power generation of the generator such as the main steam pressure, the main steam temperature, the exhaust gas pressure, and the governing valve opening.
  • the smaller value is set as the upper limit.
  • the load capacity value is calculated from the upper limit value and the third load capacity value. As described above, it is possible to determine the load capacity value in consideration of the current power generation state. As a result, it is possible to suppress the load capacity value from deviating from the current power generation state, and it is possible to prevent the above-described hunting of the control. As a result, it is possible to improve the response performance to the fluctuation of the load on the ship.
  • the power generation system according to the present embodiment has substantially the same configuration as the power generation system according to the above-described first embodiment, but partially differs in the configuration of the TCP included in the power generation system control device.
  • the same components as those of the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted. Differences will mainly be described.
  • FIG. 12 is a functional block diagram mainly extracting and showing functions related to governor control of the TCP 57d and the PMS 53 among the functions provided in the power generation system control device according to the present embodiment.
  • the TCP 57d according to the present embodiment includes a load capacity value calculator 70d.
  • the load capacity value calculator 70d includes a design value calculator 71, a first calculator 72, a second calculator 73, and a limiter 75.
  • the third load capacity value calculated by the first calculation unit 72 and the actual output power value of the turbine generator are input to the second calculation unit 73.
  • the second calculation unit 73 calculates the load capacity value using the third load capacity value and the actual output power value of the turbine generator.
  • the subtraction unit 101 of the second calculation unit 73 calculates a deviation between the third load capacitance value and the load capacitance value output from the multiplication unit 103, and outputs the deviation to the PID control unit 102.
  • the PID control unit 102 performs a PID control on the input deviation to calculate a correction coefficient that brings the third load capacity value closer to the load capacity value.
  • the multiplication unit 103 calculates a load capacity value by multiplying the actual output power value of the turbine generator by the correction coefficient output from the PID control unit 102.
  • the load capacity value calculated in this way is added to a separately calculated load capacity value based on low-pressure steam, and output to the limiter unit 75.
  • the limiter unit 75 receives the load capacity design value calculated by the design value calculation unit 71 and the load capacity value calculated by the second calculation unit 73.
  • the limiter unit 75 compares the load capacity value with the load capacity design value, and outputs the load capacity design value as the load capacity value when the load capacity value exceeds the load capacity design value. As a result, a load capacity value having the load capacity design value as the upper limit is output.
  • the output value of the power turbine is added to the load capacity value output from the limiter unit 75, and is output to the PMS 53 as a final load capacity value.
  • the load capacity value is calculated using the actual output of the turbine generator. Can be suppressed from deviating from the actual output value, and hunting of control can be prevented. As a result, it is possible to improve the response performance to fluctuations in the load on the ship.
  • the mode in which the turbine generator system 1 according to each of the embodiments is used as a marine power generation system has been described.
  • the turbine generator system 1 may be configured to be applied to, for example, onshore plant facilities.
  • the plant equipment is operated in a so-called microgrid (also referred to as an island mode) that is not connected to the infinite bus.

Landscapes

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Abstract

調速弁開度が全開に近い弁開度範囲で調速弁開度の増減が繰り返されるハンチングを抑制し、安定した弁開度制御を実現することを目的とする。 発電システムは、排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、蒸気タービンに接続された発電機とを備えている。発電システム制御装置は、蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて発電機の負荷容量値を算出する負荷容量値算出部（７０ａ）を備えている。負荷容量値算出部（７０ａ）は、調速弁開度が全開に近い値に設定された所定の開度範囲における負荷容量値の増加幅又は増加率が調速弁開度の他の開度範囲に比べて小さくなるような負荷容量値を算出する。

Description

発電システム及びその制御装置並びに制御方法
　本発明は、発電システム及びその制御装置並びに制御方法に関するものである。
　舶用の排熱回収（以下「舶用排熱回収」という。）として、船舶推進用のディーゼルエンジン（メインエンジン）の排ガスの一部を抽気してパワータービンに導き発電に利用すると共に、ディーゼルエンジンの排ガスを用いて生成された蒸気を蒸気タービンに導き発電に利用する発電システムが知られている。
　例えば、特許文献１には、舶用排熱回収によって発電された出力電力と船内機器の要求電力との差分である余剰電力を用いてメインエンジンを加勢する加勢モータを駆動する船舶推進装置が開示されている。
　特許文献２には、蒸気タービンに対して蒸気を供給する蒸気供給系統に設けられた調速弁の開度を制御することにより、蒸気タービンによる出力電力を制御する発電システムが開示されている。特許文献２に開示される発電システムは、ＰＣＴ（タービンコントロールパネル）と、ＰＭＳ（パワーマネジメントシステム）とを備える制御装置を有している。ＴＣＰは、タービン発電機が出力可能な出力電力を示す負荷容量値を算出し、ＰＭＳは、ＴＣＰによって算出された負荷容量値に応じてタービン発電機と他のディーゼルエンジン発電機との発電の負担割合（以下「負荷配分」という。）を決定し、決定された負荷配分に基づいて蒸気タービンの調速弁の弁開度を増減させる増減パルス信号を出力する。
特許第５５７１１５１号公報 特開２０１７－３６７２１号公報
　特許文献２に開示されている発電システムでは、負荷容量値を算出する際に、メインエンジンの負荷及び外気温度を変数とする予め定められた関数によって制限負荷容量値（負荷容量値の上限値）を設定し、この制限負荷容量値を超えないように負荷容量値を設定する。しかしながら、この制限負荷容量値は、調速弁開度や主蒸気圧力などを考慮しない値であるため、タービン発電機が実際に出力可能な出力電力値よりもかなり大きな負荷容量値が設定されてしまうおそれがある。
　蒸気タービンの調速弁の開度が全開に近い状態で制御されている場合に、船内の要求負荷が急激に上昇した場合には、負荷容量値が適切に設定されていないと、調速弁の開度増加と開度減少とを繰り返すハンチングが発生するおそれがあり、制御が不安定になるという問題があった。このようなハンチングが発生すると、安定するまでに時間を要し、負荷変動への応答性能が低下してしまう。
特許文献２に開示される発電システムでは、船内電力系統に対して他のディーゼルエンジン発電機が接続されているため、負荷変動が発生した場合に、他の発電機が有するドループ制御機能によって系統の周波数変動を抑制することが可能である。しかしながら、他のディーゼルエンジン発電機が船内に設けられている場合でも、船内電力系統に接続されていない状態もありえるため、ディーゼルエンジン発電機が船内電力系統に接続されているか否かにかかわらず、上記のようなハンチング現象が発生しないように調速弁の開度を制御することが好ましい。
本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、調速弁開度が全開に近い弁開度範囲で調速弁開度の増減が繰り返されるハンチングを抑制し、安定した弁開度制御を実現することのできる発電システム及びその制御装置並びに制御方法を提供することを目的とする。
　本発明の第一態様は、排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御装置であって、蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記発電機の負荷容量値を算出する負荷容量値算出部を備え、前記負荷容量値算出部は、前記調速弁開度が全開に近い値に設定された所定の開度範囲における前記負荷容量値の増加幅又は増加率が前記調速弁開度の他の開度範囲に比べて小さくなるような前記負荷容量値を算出する発電システムの制御装置である。
　上記発電システムの制御装置によれば、調速弁開度が全開に近い値に設定された所定の開度範囲においては負荷容量値の増加幅又は増加率が他の開度範囲に比べて小さく設定されるので、調速弁開度が全開に近い所定開度範囲において負荷容量値と実際の発電機出力電力値とが乖離することを抑制することができる。これにより、調速弁開度が全開に近い範囲で、調速弁開度の増減が繰り返されるハンチングを抑制でき、安定した弁開度制御を実現することが可能となる。
　上記発電システムの制御装置において、前記所定の開度範囲における前記負荷容量値の増加幅又は増加率は、前記調速弁開度が全開に近づくほど小さな値とされていてもよい。
　上記発電システムの制御装置によれば、調速弁開度が所定の開度範囲において大きくなるほど、負荷容量値の増加幅又は増加率が小さく設定されるので、負荷容量値の増加幅を抑え、実際の発電機出力電力値との乖離を更に抑制することが可能となる。
　上記発電システムの制御装置において、前記負荷容量値算出部は、前記調速弁開度に応じて変化する上限パラメータと前記発電機の実出力電力値とを用いて前記負荷容量値の上限値を設定する上限値設定部を備え、前記上限パラメータは、前記調速弁開度が全開に近い値に設定された前記所定の開度範囲の増加幅又は増加率が前記調速弁開度の他の開度範囲に比べて小さく設定されていてもよい。
　上記発電システムの制御装置において、例えば、前記負荷容量値算出部は、蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記蒸気タービンの負荷容量値を算出する演算部と、前記演算部によって算出された前記負荷容量値が前記上限値を超えている場合に、前記上限値を前記負荷容量値として出力するリミッタ部とを備えていても良い。
　上記発電システムの制御装置によれば、調速弁開度に応じて変化する上限パラメータと発電機の実出力電力値とを用いて負荷容量値の上限値が設定され、負荷容量値がこの上限値を超えないようにリミッタ部によって制御されるので、調速弁開度が全開に近い値に設定された所定の開度範囲における負荷容量値の増加幅を容易に制御することができる。
　上記発電システムは、前記排ガスを排出するディーゼルエンジンと、前記ディーゼルエンジンの回転軸に連結可能に設けられ、前記発電機の余剰出力電力によって駆動されるモータとを備えていてもよく、上記発電システムの制御装置において、前記リミッタ部は、前記モータが前記発電機の余剰出力電力によって駆動されていない状態では、前記上限値にかかわらず、前記演算部によって算出された前記負荷容量値を出力することとしてもよい。
　上記発電システムの制御装置によれば、モータが発電機の余剰出力電力によって駆動されていない状態においては、蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記蒸気タービンの負荷容量値が用いられて調速弁開度が制御される。モータがディーゼルエンジンを加勢する加勢モータとして駆動していないとき、換言すると、モータが発電機として駆動している場合には、調速弁開度が全開に近い範囲で制御されているときに要求負荷が増加しても、発電機が有するドループ機能によってその要求負荷変動を吸収できる可能性がある。しかしながら、モータが加勢モータとして機能している場合には、発電機のときのようにドループ機能が働かないため、モータによって負荷変動を吸収することができない。したがって、モータが発電機として機能している場合には、調速弁開度による負荷容量値の増加幅の抑制は行わずに、モータが加勢モータとして機能している場合に限って、調速弁開度に応じた上限値を設けることとしている。
　本発明の第二態様は、排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御装置であって、蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記発電機の負荷容量値を算出する負荷容量値算出部を備え、前記負荷容量値算出部は、発電状態に影響を与えるパラメータを用いて前記負荷容量値の上限値を設定する上限値設定部を備える発電システムの制御装置である。
　上記発電システムの制御装置によれば、発電機の発電状態に影響を与えるパラメータを用いて上限値が演算されるので、現在の発電状態を加味した負荷容量値を決定することが可能となる。これにより、負荷容量値が現在の発電状態から乖離することを抑制することができ、調速弁開度が全開に近い範囲でその増減が繰り返されるハンチングを抑制でき、安定した弁開度制御を実現することが可能となる。
　上記「発電機の発電状態に影響を与えるパラメータ」は、主蒸気圧力、主蒸気温度、排ガス圧力、及び調速弁開度の少なくとも一つを含む。
　上記発電システムの制御装置において、前記負荷容量値算出部は、蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記蒸気タービンの負荷容量値を算出する演算部と、前記演算部によって算出された前記負荷容量値が前記上限値を超えている場合に、前記上限値を前記負荷容量値として出力するリミッタ部とを備えていてもよい。
　上記発電システムの制御装置によれば、発電状態に影響を与えるパラメータを用いて負荷容量値の上限値が設定され、負荷容量値がこの上限値を超えないようにリミッタ部によって制御されるので、負荷容量値を適切な値に容易に設定することができる。
　上記発電システムは、前記排ガスを排出するディーゼルエンジンと、前記ディーゼルエンジンの回転軸に連結可能に設けられ、前記発電機の余剰出力電力によって駆動されるモータとを備えていてもよく、上記発電システムの制御装置において、前記負荷容量値算出部は、前記モータが前記発電機の余剰出力電力によって駆動されていない状態では、前記上限値にかかわらず、前記演算部によって算出された前記負荷容量値を出力することとしてもよい。
　上記発電システムの制御装置によれば、モータが発電機の余剰出力電力によって駆動されていない状態においては、蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて決定された負荷容量値が設定される。モータがディーゼルエンジンを加勢する加勢モータとして駆動していないとき、換言すると、モータが発電機として駆動している場合には、調速弁開度が全開に近い範囲で制御されているときに要求負荷が増加しても、発電機が有するドループ機能によってその要求負荷変動を吸収できる可能性がある。しかしながら、モータが加勢モータとして機能している場合には、発電機のときのようにドループ機能が働かないため、モータによって負荷変動を吸収することができない。したがって、モータが発電機として機能している場合には、調速弁開度による負荷容量値の増加幅の抑制は行わずに、モータが加勢モータとして機能している場合に限って、調速弁開度に応じた上限値を設けることとしている。
　上記発電システムの制御装置は、前記調速弁開度を目標開度に近づけるための第１負荷容量値を算出する第１演算部と、前記第１演算部によって算出された前記第１負荷容量値と、前記上限値設定部によって設定された前記上限値とを用いて、前記負荷容量値を演算する第２演算部とを更に備えていても良い。
　上記発電システムの制御装置によれば、第１負荷容量値と、発電機の発電状態に影響を与える少なくとも一つのパラメータを用いて演算された上限値とを用いて負荷容量値が演算されるので、現在の発電状態を反映した適切な負荷容量値を決定することが可能となる。
　上記発電システムは、前記排ガスを排出するディーゼルエンジンを備えていてもよく、前記上限値設定部は、発電状態に影響を与えるパラメータを用いて第１上限値を算出する第１上限値算出部と、前記ディーゼルエンジンの負荷と外気温度とを用いて第２上限値を算出する第２上限値算出部と、前記第１上限値と前記第２上限値のうち、小さい方の値を前記上限値として選択する低値選択部とを備え、前記第２演算部は、前記上限値設定部によって設定された前記上限値を用いて前記負荷容量値を算出することとしてもよい。
　上記発電システムの制御装置によれば、発電機の発電状態に影響を与えるパラメータを用いて演算された第１上限値及びディーゼルエンジンの負荷と外気温度とに基づいて演算された第２上限値のうち、小さな値の方が上限値として設定され、この上限値と第１負荷容量値とから負荷容量値が演算される。これにより、現在の発電状態を反映した適切な負荷容量値を決定することが可能となる。
　「発電機の発電状態に影響を与えるパラメータ」は、主蒸気圧力、主蒸気温度、排ガス圧力、調速弁開度の少なくとも一つを含む。
　上記発電システムは、前記排ガスを排出するディーゼルエンジンと、前記ディーゼルエンジンの回転軸に連結可能に設けられ、前記発電機の余剰出力電力によって駆動される加勢モータとを備えていてもよく、上記発電システムの制御装置において、前記上限値設定部は、前記加勢モータが前記発電機の余剰出力電力によって駆動されていない状態において、前記第２上限値を前記上限値として設定することとしてもよい。
　上記発電システムの制御装置によれば、上記発電システムの制御装置によれば、モータが発電機の余剰出力電力によって駆動されていない状態においては、ディーゼルエンジンの負荷と外気温度とに基づいて演算された第２上限値が用いられる。
　モータがディーゼルエンジンを加勢する加勢モータとして駆動していないとき、換言すると、モータが発電機として駆動している場合には、調速弁開度が全開に近い範囲で制御されているときに要求負荷が増加しても、発電機が有するドループ機能によってその要求負荷変動を吸収できる可能性がある。しかしながら、モータが加勢モータとして機能している場合には、発電機のときのようにドループ機能が働かないため、モータによって負荷変動を吸収することができない。したがって、モータが発電機として機能している場合には、第１上限値を用いずに第２上限値を用いることにより、上限の条件を緩和している。
　本発明の第三態様は、排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御装置であって、調速弁開度を目標開度に近づけるための第１負荷容量値を算出する第１演算部と、前記第１負荷容量値と前記発電機の実出力電力値とを用いて負荷容量値を演算する第２演算部とを備える発電システムの制御装置である。
　上記発電システムの制御装置によれば、タービン発電機の実際の出力を用いて負荷容量値を演算するので、負荷容量値がタービン発電機の実出力値から乖離することを容易に抑制することが可能となる。これにより、調速弁開度が全開に近い範囲で、調速弁開度の増減が繰り返されるハンチングを抑制でき、安定した弁開度制御を実現することが可能となる。
　上記発電システムは、前記排ガスを排出するディーゼルエンジンを備えていてもよく、上記発電システムの制御装置は、前記ディーゼルエンジンの負荷と外気温度とを用いて前記負荷容量値の上限値を算出する上限値算出部と、前記第２演算部によって算出された前記負荷容量値が前記上限値算出部によって算出された前記上限値を超える場合に、前記上限値を前記負荷容量値として出力するリミッタ部とを備えていてもよい。
　上記発電システムの制御装置によれば、タービン発電機の実際の出力を用いて算出された負荷容量値と、ディーゼルエンジンの負荷と外気温度とを用いて算出された上限値とがリミッタ部によって比較され、負荷容量値が上限値を超えないように制御される。これにより、ディーゼルエンジン及び外気温度も反映して負荷容量値を設定することが可能となる。
　本発明の第四態様は、排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機と、上記記載の発電システムの制御装置とを備える発電システムである。
　本発明の第五態様は、排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御方法であって、蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記蒸気タービンの負荷容量値を算出する目標値算出工程を有し、前記目標値算出工程は、前記調速弁開度が全開に近い値に設定された所定の開度範囲における前記負荷容量値の増加幅又は増加率が前記調速弁開度の他の開度範囲に比べて小さくなるような前記負荷容量値を算出する発電システムの制御方法である。
　本発明の第六態様は、排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御方法であって、蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記蒸気タービンの負荷容量値を算出する目標値算出工程を有し、前記目標値算出工程は、主蒸気圧力、主蒸気温度、排気圧力の少なくとも一つを含む発電状態に影響を与えるパラメータを用いて前記負荷容量値の上限値を設定する発電システムの制御方法である。
　本発明の第七態様は、排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御方法であって、調速弁開度を目標開度に近づけるための第１負荷容量値を算出する第１演算工程と、前記第１負荷容量値と前記発電機の実出力電力値とを用いて前記発電機の負荷容量値を演算する第２演算工程とを有する発電システムの制御方法である。
　本発明によれば、調速弁開度が全開に近い弁開度範囲で調速弁開度の増減が繰り返されるハンチングを抑制し、安定した弁開度制御を実現することができるという効果を奏する。
本発明の第１実施形態に係るタービン発電機系統を示した概略構成図である。 本発明の第１実施形態に係る発電システムを示した概略構成図である。 本発明の第１実施形態に係る発電システム制御装置が備える機能のうち、ガバナ制御に係る機能を主に抽出して示した機能ブロック図である。 本発明の第１実施形態に係る上限パラメータ情報の一例を示した図である。 本発明の第１実施形態に係る調速弁の弁開度－流量特性の一例を示した図である。 本発明の第１実施形態に係る上限パラメータ情報の他の例を示した図である。 本発明の第１実施形態に係る発電システム制御装置と比較される比較例としての制御装置が備える上限パラメータ情報を示した図である。 比較例における制御装置を備える発電システムにおいて、調速弁開度が全開に近い弁開度に設定された目標開度で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合における船内負荷の時間変化について示した図である。 比較例における制御装置を備える発電システムにおいて、調速弁開度が全開に近い弁開度に設定された目標開度で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合におけるタービン発電機の出力電力の時間変化について示した図である。 比較例における制御装置を備える発電システムにおいて、調速弁開度が全開に近い弁開度に設定された目標開度で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合における調整弁の実弁開度の時間変化について示した図である。 比較例における制御装置を備える発電システムにおいて、調速弁開度が全開に近い弁開度に設定された目標開度で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合における船内電力系統の周波数の時間変化について示した図である。 比較例における制御装置を備える発電システムにおいて、調速弁開度が全開に近い弁開度に設定された目標開度で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合におけるＰＭＳから調速弁のガバナ制御部に出力されるガバナ増減パルス信号の時間変化について示した図である。 本発明の第１実施形態に係る発電システムにおいて、調速弁開度が全開に近い弁開度に設定された目標開度で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合における船内負荷の時間変化について示した図である。 本発明の第１実施形態に係る発電システムにおいて、調速弁開度が全開に近い弁開度に設定された目標開度で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合におけるタービン発電機の出力電力の時間変化について示した図である。 本発明の第１実施形態に係る発電システムにおいて、調速弁開度が全開に近い弁開度に設定された目標開度で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合における調整弁の実弁開度の時間変化について示した図である。 本発明の第１実施形態に係る発電システムにおいて、調速弁開度が全開に近い弁開度に設定された目標開度で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合における船内電力系統の周波数の時間変化について示した図である。 本発明の第１実施形態に係る発電システムにおいて、調速弁開度が全開に近い弁開度に設定された目標開度で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合におけるＰＭＳから調速弁のガバナ制御部に出力されるガバナ増減パルス信号の時間変化について示した図である。 本発明の第２実施形態に係る発電システム制御装置が備える機能のうち、ガバナ制御に係る機能を主に抽出して示した機能ブロック図である。 本発明の第３実施形態に係る発電システム制御装置が備える機能のうち、ガバナ制御に係る機能を主に抽出して示した機能ブロック図である。 本発明の第４実施形態に係る発電システム制御装置が備える機能のうち、ガバナ制御に係る機能を主に抽出して示した機能ブロック図である。
〔第１実施形態〕
　以下に、本発明の第１実施形態に係る発電システム及びその制御装置並びに制御方法について、図面を参照して説明する。本実施形態においては、船舶に搭載され、出力電力を船内電力系統に供給する場合を例示して説明するが、本発明の適用先はこの例に限定されない。
　図１は、本発明の第１実施形態に係るタービン発電機系統１の概略構成を示す。本実施形態では、メインエンジン３として船舶推進用のディーゼルエンジンを用いている。
　タービン発電機系統１は、メインエンジン３と、メインエンジン３の排ガスによって駆動される過給機５と、過給機５の上流側から抽気されたメインエンジン３の排ガスによって駆動されるパワータービン（ガスタービン）７と、メインエンジン３の排ガスによって蒸気を生成する排ガスエコノマイザ１１と、排ガスエコノマイザ１１によって生成された蒸気（高圧蒸気）によって駆動される蒸気タービン９とを備えている。
　メインエンジン３は、推進軸２６の一端に直結され、この推進軸２６を回転駆動させる。推進軸２６の他端には、船舶の推進用プロペラ５０が固定されている。メインエンジン３と推進用プロペラ５０の間には、モータ４６が設けられている。モータ４６は、後述するタービン発電機２５の出力電力が船内需用電力よりも大きい場合に、メインエンジン３を加勢する加勢モータとして機能、換言すると、負荷として機能する。後述するタービン発電機２５の出力電力が船内需用電力よりも小さい場合に、発電機として機能し、船内需用電力を補充する。
　メインエンジン３の各気筒のシリンダ部の排気ポートは、排ガス集合管としての排気マニホールド１５に接続されている。排気マニホールド１５は、第１排気管Ｌ１を介して過給機５のタービン部５ａの入口側と接続されている。排気マニホールド１５は第２排気管Ｌ２（抽気通路）を介してパワータービン７の入口側と接続され、排ガスの一部が、過給機５に供給される前に抽気されてパワータービン７に供給されるようになっている。
　過給機５は、タービン部５ａと、コンプレッサ部５ｂと、タービン部５ａとコンプレッサ部５ｂを連結する回転軸５ｃとを備えている。タービン部５ａは、排気マニホールド１５から排出された排ガスが第１排気管Ｌ１を介して導かれ回転駆動される。タービン部５ａが回転駆動されると、同軸上に設けられたコンプレッサ部５ｂが回転し空気を圧縮する。圧縮された空気は、吸気管Ｋ１を通じてメインエンジン３の吸気マニホールドに供給される。吸気管Ｋ１には、空気冷却器（インタークーラ）１９が設置されている。
　パワータービン７は、第２排気管Ｌ２を介して排気マニホールド１５から抽気された排ガスによって回転駆動されるようになっている。蒸気タービン９は、排ガスエコノマイザ１１によって生成された蒸気が供給されて回転駆動されるようになっている。
　排ガスエコノマイザ１１には、過給機５のタービン部５ａの出口側から第３排気管Ｌ３を介して排出される排ガスと、パワータービン７の出口側から第４排気管Ｌ４を介して排出される排ガスとが導入される。導入された排ガスは、熱交換部２１において給水管２３を流通する水と熱交換することにより、蒸気を発生させる。排ガスエコノマイザ１１で生成された蒸気は第１蒸気管Ｊ１を介して蒸気タービン９に導入され、蒸気タービン９を回転駆動させる。蒸気タービン９で仕事を終えた蒸気は、第２蒸気管Ｊ２を通じて排出され、コンデンサ（復水器）４０に導かれるようになっている。
　第１蒸気管Ｊ１には、蒸気タービン９へ向かう蒸気を取り出して復水器４０へと導く蒸気ダンプ配管Ｊ３が設けられている。蒸気ダンプ配管Ｊ３には、蒸気ダンプ配管Ｊ３から復水器４０へ導かれる蒸気量を制御するダンプ弁４１が設けられている。この蒸気ダンプ配管Ｊ３によって、蒸気タービン９に供給するには過剰とされる蒸気が蒸気タービン９をバイパスして復水器４０へと廃棄される。
　パワータービン７と蒸気タービン９とは直列に結合されてタービン発電機２５を駆動するようになっている。蒸気タービン９の回転軸２９は図示しない減速機及びカップリングを介してタービン発電機２５に接続している。パワータービン７の回転軸２７は図示しない減速機及びクラッチ３１を介して蒸気タービン９の回転軸２９と連結されている。クラッチ３１としては、所定の回転数にて嵌脱されるクラッチが用いられ、例えばＳＳＳ（Synchro　Self　Shifting）クラッチが好適に用いられる。本実施形態においては、パワータービン７と蒸気タービン９とを直列に結合してタービン発電機２５を駆動するようにしているが、パワータービン７と蒸気タービン９とを並列に結合し、それぞれの回転動力から減速機を介してタービン発電機２５を駆動するようにしてもよい。
　タービン発電機２５はコンタクタ４８を介して船内電力系統４２に接続可能とされている。タービン発電機２５による出力電力は船内電力系統４２に供給され、同じくコンタクタ４８を介して船内電力系統４２に接続される各種船内機器４４やモータ４６へ供給され、船内機器４４やモータ４６の駆動に用いられる。船内電力系統４２には、コンタクタ４８を介して複数（本実施形態では２台）のディーゼルエンジン発電機６０が接続可能とされている。
　第２排気管Ｌ２には、パワータービン７に導入するガス量を制御する排ガス量調整弁３３と、非常時にパワータービン７への排ガスの供給を遮断する非常停止用緊急遮断弁３６とが設けられている。
　第１蒸気管Ｊ１には、蒸気タービン９に導入する蒸気量を制御する調速弁（蒸気量調整弁）３７と、非常時に蒸気タービン９への蒸気の供給を遮断する非常停止用緊急遮断弁３９とが設置されている。調速弁３７は、後述する発電システム制御装置４３（図２参照）のガバナ制御部５９によって、その開度が制御される。
　以上のようにタービン発電機系統１は、メインエンジン３の排ガス（燃焼ガス）の排気エネルギーを動力として駆動されるようになっており、排気エネルギー回収装置を構成している。
　図２には、図１に示したタービン発電機系統１を有する発電システム２の概略構成が示されている。本実施形態に係る発電システム２の制御装置である発電システム制御装置４３は、調速弁３７の開度が所定の目標開度で一定となるように制御することで、蒸気タービン９に導入する蒸気圧を変化させる変圧運転を行う。
　発電システム制御装置４３には、タービン発電機２５の出力電力（出力電力）を検出する電力センサ４５からの信号が入力される。発電システム制御装置４３には、ディーゼルエンジン発電機６０からの出力信号と、船内消費電力を検出する船内消費電力センサ５１からの信号とが入力される。
　発電システム制御装置４３は、ＰＭＳ（Power　Management　System；パワーマネジメントシステム）５３と、ＴＣＰ（Turbine　Control　Panel；タービンコントロールパネル）５７ａとを主な構成として備えている。ＰＭＳ５３及びＴＣＰ５７ａはいずれもコンピュータを有し、例えば、ＣＰＵ、ＣＰＵが実行するプログラム及びこのプログラムにより参照されるデータ等を記憶するための補助記憶装置、各プログラム実行時のワーク領域として機能する主記憶装置、ネットワークに接続するための通信インターフェース等を有している。補助記憶装置の一例として、磁気ディスク、光磁気ディスク、半導体メモリ等が挙げられる。
　後述する各種機能を実現するための一連の処理は、一例として、プログラム（例えば、発電システム制御プログラム）の形式で補助記憶装置に記憶されており、このプログラムをＣＰＵが主記憶装置に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、各種機能が実現される。プログラムは、補助記憶装置に予めインストールされている形態や、他のコンピュータ読み取り可能な記憶媒体に記憶された状態で提供される形態、有線又は無線による通信手段を介して配信される形態等が適用されてもよい。コンピュータ読み取り可能な記憶媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリ等である。
　ＴＣＰ５７ａは、ガバナ制御部５９を備えている。ガバナ制御部５９は、調速弁３７の開度制御を行う制御部である。ガバナ制御部５９がＰＭＳ５３から出力される開度増減のパルス信号に応じて調速弁３７の弁開度を制御することで、蒸気タービン９へ供給される蒸気量が調整され、蒸気タービン９の回転数が制御される。
　ここで、パワータービン７と蒸気タービン９とタービン発電機２５は１つの軸に直列に結合されている。
　発電システム制御装置４３は、排ガス量調整弁３３を制御するための制御部（図示略）を備えている。発電システム制御装置４３は、定常運転中において、排ガス量調整弁３３を全開の状態し、パワータービン７の立ち上げ及び立ち下げ時に限り、排ガス量調整弁３３の開度を漸増または漸減させてもよい。パワータービンの出力が変動すると、ガバナ制御部５９はその変動を吸収するように調速弁３７の弁開度を制御する。
　蒸気タービン９の中間段へは、低圧蒸気源６１から混気蒸気（低圧蒸気）が供給される。混気蒸気の供給ライン上には、蒸気タービン９に導入する混気蒸気量を制御する調整弁６２が設置されている。調整弁６２の開度は、低圧蒸気源６１での蒸気の発生量の増加及び減少に伴い、増加または減少する。混気蒸気の供給量に変化があると、ガバナ制御部５９はその変動を吸収するように調速弁３７の弁開度を制御する。低圧蒸気源６１としては排ガスエコノマイザ１１の低圧段（図１参照）が挙げられる。
　次に、本実施形態に係る調速弁３７の制御（ガバナ制御）について説明する。
　本実施形態に係るガバナ制御では、ＴＣＰ５７ａによって、蒸気タービン９による負荷容量値が算出され、この負荷容量値に基づいてガバナ制御部５９による調速弁３７の弁開度が制御される。
　以下、図３を参照して、本実施形態に係るガバナ制御について詳細に説明する。図３は、本実施形態に係る発電システム制御装置４３が備える機能のうち、ガバナ制御に係る機能を主に抽出して示した機能ブロック図である。
　ＴＣＰ５７ａは、ＰＭＳ５３へ出力する負荷容量値を算出する負荷容量値算出部７０ａを備える。負荷容量値算出部７０ａは、蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて、蒸気タービン９が出力可能な最大出力値である「負荷容量値」を算出する。負荷容量値算出部７０ａは、調速弁３７の弁開度が全開に近い値に設定された所定の開度範囲において、負荷容量値の増減幅を他の開度範囲に比べて小さくする。
　具体的には、負荷容量値算出部７０ａは、設計値算出部７１、第１演算部７２、第２演算部７３、上限値設定部７４ａ、リミッタ部７５、及び選択部７６を主な構成として備えている。
　設計値算出部７１は、負荷容量値の設計値（以下「負荷容量設計値」という。）を算出する。負荷容量設計値は、現在のメインエンジン３の運転状況に応じて理論上（設計上）求められる蒸気タービン９が出力可能な最大出力である。現在の運転状況に加えて環境条件を加味してもよい。設計値算出部７１は、例えば、メインエンジン３の負荷（M/E Load）と外気温度（Atomos．Temp．）とを変数とする予め定められた関数を保有しており、この関数を用いて負荷容量設計値を算出する。負荷容量設計値を演算する際に用いられるこれらのパラメータは一例であり、他のパラメータを加味して、より現実に則したものとされてもよい。
　第１演算部７２は、負荷容量値を演算する。第１演算部７２は、例えば、第１目標演算部８０と、第２目標演算部９０と、低値選択部９７とを備えている。
　第１目標演算部８０は、調速弁開度（GV
Lift）を目標開度（GV
lift Setting）に近づけるための調速弁開度に基づく負荷容量値（以下「第１負荷容量値」という。）を演算する。
　実施形態において、目標開度は一定値として設定され、一例として、９２％に設定されている。第１目標演算部８０は、調速弁開度と目標開度との開度偏差を演算する減算部８１と、開度偏差に対してＰＩＤ制御等を行い、開度偏差を用いて第１負荷容量値を演算するＰＩＤ部８２とを備える。
　第２目標演算部９０は、蒸気タービン９に供給される高圧蒸気圧（主蒸気圧）の計測値（HP　Press）を蒸気圧設定値（例えば、最小設定値：HP　Press　Min　Setting）に近づけるための蒸気圧力に基づく負荷容量値（以下「第２負荷容量値」という。）を演算する。
　第２目標演算部９０は、例えば、減算部９１、高値選択部９２、レートリミッタ９３、減算部９４、及びＰＩＤ制御部９５を備える。
　減算部９１は、高圧蒸気圧の計測値から予め定められた変動抑制値（規制値）を減算する。変動抑制値は、例えば０．５ｂａｒである。高値選択部９２は、変動抑制値が減算された高圧蒸気圧の計測値と予め設定されている高圧蒸気圧の最小設定値とを比較し、大きい方の値を選択し、レートリミッタ９３に出力する。レートリミッタ９３は、高値選択部９２から出力された値を所定の時間変化率で変化させて減算部９４に出力する。減算部９４は、レートリミッタ９３からの出力値と高圧蒸気の計測値との圧力偏差を演算し、ＰＩＤ制御部９５に出力する。ＰＩＤ制御部９５は、圧力偏差に対してＰＩＤ制御を行うことにより、高圧蒸気圧を所定の蒸気圧設定値に近づけるための第２負荷容量値を演算する。
　上記のように、第２目標演算部９０は、減算部９１、高値選択部９２、及びレートリミッタ９３を備えている。これら構成を備えることにより、高圧蒸気圧の計測値と蒸気圧設定値との偏差が大きい場合でも第２負荷容量値の変動量を抑制し、緩やかに変化させることが可能となる。
　第１目標演算部８０によって算出された調速弁開度に基づく第１負荷容量値及び第２目標演算部９０によって算出された蒸気圧力（蒸気条件）に基づく第２負荷容量値は、低値選択部９７に出力される。低値選択部９７は、両者を比較し、小さい方の値を選択し出力する。以下、低値選択部９７によって選択された第１負荷容量値または第２負荷容量値を便宜上「第３負荷容量値」という。
　ここで、低値選択を行っている理由は、実際の蒸気圧が設定最小値未満とならないようにするためである。すなわち、調速弁開度が開くほど蒸気圧は低下するが、蒸気圧には最小値が設定されているため、実際の蒸気圧が最小値未満となるような第１負荷容量値を負荷容量値として設定することはできない。第２負荷容量値は、蒸気圧を最小設定値に近づけるための負荷容量値であるため、常に、第２負荷容量値を超えないような第１負荷容量値を負荷容量値として選択することで、実際の蒸気圧を最小設定値以上に維持することができる。
　設計値算出部７１によって算出された負荷容量設計値（Designed Available Power）及び第１演算部７２によって演算された第３負荷容量値は、第２演算部７３に出力される。
　第２演算部７３は、負荷容量設計値及び第３負荷容量値を用いて、負荷容量設計値を上限とした負荷容量値を演算する。第２演算部７３は、例えば、減算部１０１、ＰＩＤ制御部１０２、及び乗算部１０３を備えている。
　減算部１０１は、第３負荷容量値と乗算部１０３から出力された負荷容量値の前回値との偏差を演算し、ＰＩＤ制御部１０２に出力する。ＰＩＤ制御部１０２は、入力された偏差に対してＰＩＤ制御を行うことで、第３負荷容量値を負荷容量値の前回値に近づけるような１以下の補正係数を演算する。乗算部１０３は、負荷容量設計値の今回値にＰＩＤ制御部１０２から出力された補正係数を乗じることで、負荷容量設計値を上限とした負荷容量値（今回値）を算出する。
　上限値設定部７４ａは、負荷容量値の上限値を設定する。上限値設定部７４ａは、現在のタービン発電機２５の出力電力値と調速弁開度に応じて変化する上限パラメータとを用いて負荷容量値の上限値（以下、単に「上限値」という。）を設定する。例えば、上限値設定部７４ａは、図４に示すような上限パラメータ情報を有している。上限パラメータ情報は、調速弁３７の弁開度と負荷容量値の増減幅とが関連付けられた情報である。上限パラメータ情報において、調速弁３７の弁開度が全開に近い所定の弁開度範囲（例えば、９２％から１００％の範囲）における増減幅は、他の弁開度範囲における増減幅よりも小さな値に設定されている。所定の弁開度範囲における増減幅は、調速弁開度が全開に近づくほど小さな値とされている。図４に示した上限パラメータ情報では、所定の弁開度範囲は９２％以上１００％以下に設定されているが、この範囲は例示であり、この例に限定されない。例えば、所定の弁開度範囲は概ね８５％以上１００％以下の範囲において適宜に設定可能である。
　例えば、図５に示すように、全開に近いある弁開度（図５では一例として９２％）未満の領域では、調速弁３７の弁開度と流量との関係はほぼ比例関係にあるが、弁開度が全開に近い弁開度範囲（図５では一例として９２％以上１００％以下）においては流量特性が低下し、弁開度を増加させても流量がほとんど変化しなくなる。このため、例えば、調速弁３７の弁開度が全開に近い弁開度範囲においては、弁開度を増加させても蒸気タービン９に供給される蒸気量を増加させることができず、この結果、蒸気タービン９による出力電力も増加させることが難しくなる。このような弁開度流量特性を考慮して、本実施形態では、調速弁開度が全開（１００％）に近い所定の弁開度範囲において、負荷容量値の過剰な増加を抑制するため、上限値の増減幅を小さく設定する。
　上限値設定部７４ａは、現在の調速弁３７の弁開度に対応する増減幅を図４に示したような上限パラメータ情報から取得し、取得した増減幅を現在のタービン発電機２５の出力電力値に加算することにより、負荷容量値の上限値を算出し、設定する。
　上限値設定部７４ａが備える上限パラメータ情報は図４に示す情報に限定されない。例えば、図６に示すように、調速弁開度と上限係数（増減率）とが関連付けられた情報であってもよい。図６に示す上限パラメータ情報は、調速弁の弁開度と上限係数とを関連付けた情報（例えば、テーブル）であり、一例として、全開（１００％）のときに係数１．０とされている。
　図６に示した上限パラメータ情報において、弁開度が小さくなるにつれて係数も徐々に増加する特性を有する。このように、上限係数と調速弁開度とを関連付けた上限パラメータ情報を用いる場合には、現在の調速弁３７の弁開度に対応する上限係数を上限パラメータ情報から取得し、取得した上限係数をタービン発電機２５の出力電力値に乗じることで上限値を算出し、設定する。
　調速弁開度と上限係数とを関連付けた情報は図６に示すものに限定されない。例えば、この特性は、Ｙ軸に沿って平行移動させることも可能であり、例えば、目標開度（例えば、９２％）のときに係数１．０と設定されていてもよい。
　上限パラメータ情報は、負荷容量値を増加させるときと、減少させるときとで異なる特性とされていてもよい。例えば、負荷容量値を低下させる場合には、上限パラメータが一定値として設定された上限パラメータ情報を用いてもよく、必ずしも図４、図６に示したように、調速弁開度が１００％に近い所定の開度範囲における減少幅または減少率が他の開度範囲と比較して小さく設定される必要はない。
　上述のように、上限値設定部７４ａは、例えば、図４に示した上限パラメータ情報から得られた上限値の増減幅をタービン発電機２５の現在の出力電力値（実出力値）に加算することで負荷容量値の上限値を算出してもよいし、図６に示したような上限パラメータ情報から得られた上限係数をタービン発電機２５の現在の出力電力値（実出力値）に乗じることで負荷容量値の上限値を算出してもよい。
　リミッタ部７５は、第２演算部７３によって演算された負荷容量値と、上限値設定部７４ａによって設定された上限値とを比較し、負荷容量値が上限値を超える場合には、上限値を負荷容量値として出力する。これにより、上限値設定部７４ａによって設定された上限値を上限とした負荷容量値が出力されることとなる。
　ここで、本実施形態に係る発電システムでは、蒸気タービン９に低圧蒸気源６１から低圧蒸気が供給されるため、低圧蒸気による出力電力も加味して負荷容量値を算出する必要がある。このため、例えば、第２演算部７３によって演算された負荷容量値に対して、別途算出された低圧蒸気に基づく負荷容量値を加算する加算部（図示略）を有し、加算後の負荷容量値をリミッタ部７５に出力することが好ましい。
　選択部７６は、モータ４６がメインエンジン３を加勢する加勢モータとして駆動している場合、換言すると、タービン発電機２５の出力電力が船内需用電力よりも大きいために、モータ４６がタービン発電機２５の余剰電力によって駆動されている場合に、リミッタ部７５から出力される負荷容量値を選択する。一方、モータ４６が加勢モータとして駆動していない場合に、第２演算部７３によって演算された負荷容量値を選択する。
　モータ４６はメインエンジン３を加勢する加勢モータとして駆動しているときには、ドループ機能を持たない。
　選択部７６から出力された負荷容量値は、図示しない加算部に出力され、加算部において別途算出されたパワータービンの出力値が加算される。そして、パワータービンの出力値が加算された負荷容量値がアナログ信号としてＰＭＳ５３に出力される。
　ＰＭＳ５３は、負荷分担制御部１１０及びガバナ増減パルス生成部１１１を備える。
　負荷分担制御部１１０は、ＴＣＰ５７ａから入力された負荷容量値に基づいて、蒸気タービン９及びディーゼルエンジン発電機６０の負荷分担を示す負荷分担信号を生成する。ガバナ増減パルス生成部１１１は、負荷分担制御部１１０からの負荷分担信号に基づいて、蒸気タービン９及びディーゼルエンジン発電機６０に対して、制御値（速度設定値）を増加又は減少させるためのガバナ増又はガバナ減を示すパルス信号（以下「ガバナ増減パルス信号」という。）を生成し、各々に対応するガバナ制御部５９，８７，８８へ出力する。
　例えば、蒸気タービン９の回転速度を制御するガバナ制御部５９は、ＴＣＰ５７ａに備えられ、ＰＭＳ５３が指示する回転速度の速度設定値（ガバナ増減パルス信号）に応じて調速弁３７の弁開度を増減させることで、蒸気タービン９の出力を制御するとともに、調速弁開度が目標開度となるように制御する。
　各ディーゼルエンジン発電機６０を制御するガバナ制御部８７、８８は、各々対応するディーゼルエンジン発電機６０に備えられ、ディーゼルエンジン発電機６０の回転速度を制御する。ガバナ制御部８７、８８は、ＰＭＳ５３が指示する回転速度の速度設定値（ガバナ増減パルス信号）に応じて調速弁３７の弁開度を増減させることで、ディーゼルエンジン発電機６０の出力を制御する。
　次に、本実施形態に係る発電システム制御装置（以下、単に「制御装置」という。）４３による負荷変動に対する応答特性について図を参照して説明する。比較例として、例えば、本実施形態に係る発電システム制御装置のＴＣＰ５７ａにおいて、上限値設定部７４ａが図７に示すような上限パラメータ情報を有する場合の負荷変動に対する応答特性を想定して説明する。図７に示した比較例における上限パラメータ情報は、調速弁開度にかかわらず、増減幅が一定（例えば、４００ｋＷ）とされている。図７では、本実施形態に係る上限パラメータ情報と比較しやすいように、本実施形態に係る上限パラメータ特性を破線で示している。比較例として挙げた発電システム制御装置では、上限値はタービン発電機２５の実出力電力値に一定値（４００ｋＷ）を加算した値に設定されることとなる。
　まず、比較例としての制御装置を用いた場合の負荷変動に対する各種制御量等の時間的変化について、図８Ａ，図８Ｂ，図８Ｃ，図８Ｄ，図８Ｅを参照して説明する。図８Ａ，図８Ｂ，図８Ｃ，図８Ｄ，図８Ｅは、調速弁３７が全開に近い弁開度に設定された目標開度（例えば、９２％）で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合における各種パラメータの時間変化について示した図である。図８Ａ，図８Ｂ，図８Ｃ，図８Ｄ，図８Ｅにおいて、図８Ａは船内負荷の時間的変化を示したグラフであり、実線は船内負荷の消費電力、破線はモータ４６の駆動に消費されるモータの消費電力、一点鎖線は船内負荷の消費電力にモータ４６の消費電力を加算した船内消費電力の合計値を示している。図８Ｂはタービン発電機２５の出力電力を示したグラフであり、実線はタービン発電機２５の実出力電力値、破線はＴＣＰから出力される負荷容量値を示している。図８Ｃは調速弁３７の実弁開度を示したグラフである。図８Ｄは船内電力系統の周波数を示したグラフである。図８Ｅは、ＰＭＳ５３から調速弁３７のガバナ制御部５９に出力されるガバナ増減パルス信号を示したグラフである。
　図８Ａ，図８Ｂ，図８Ｃ，図８Ｄ，図８Ｅにおいて、時刻ｔ１において船内負荷が増加すると（図８Ａ参照）、船内電力系統４２の周波数が低下する（図８Ｄ参照）。この周波数低下を吸収すべく、調速弁３７の調速弁開度は増加する（図８Ｃ参照）。これは、調速弁３７が有するドループ機能に基づく制御である。調速弁開度が増加することによりタービン発電機２５の実出力も増加するが（図８Ｂ参照）、既に調速弁開度は９２％で制御されているため、開度余裕が８％（＝１００％－９２％）しかない。この８％では吸収しきれない負荷変動の場合には、調速弁開度はしばらく１００％に張り付くこととなる。
　一方、調速弁開度が増加するので、ＴＣＰは調速弁開度を目標開度に近づけるべく、負荷容量値を減少させる（時刻ｔ１～ｔ３）。ＰＭＳ５３は減少傾向にある負荷容量値に基づいて負荷分担を行い、ガバナ制御部５９に対して減パルス信号を出力する（時刻ｔ２～ｔ３）。これにより、調速弁開度は徐々に減少し、タービン発電機２５の実出力も減少する（時刻ｔ２～ｔ３）。負荷容量値が減少し始めてからこれに伴う減パルス信号が出力されるまでに時間差が生じているのは（時刻ｔ１～ｔ２）、制御遅れによるものである。
　時刻ｔ３において、ＴＣＰは調速弁開度が目標開度以下のため、調速弁開度を目標開度に近づけようと負荷容量値を増加させる。ＰＭＳ５３は増加傾向にある負荷容量値に基づいて負荷分担を行い、増パルス信号を調速弁３７のガバナ制御部５９に出力する（時刻ｔ４）。これにより、調速弁開度は増加し始め、時刻ｔ５において目標弁開度を超え、開き気味の弁開度となる。このとき、時刻ｔ３においてＴＣＰが負荷容量値を増加させ始めてから、時刻ｔ５において調速弁開度が目標弁開度近くまで増加するまでに制御遅延による時間差がある（時刻ｔ３～ｔ５の期間）。この間、調速弁開度は目標弁開度に達していないことから負荷容量値は増加傾向を示すわけであるが、比較例における制御装置では、上限値がタービン発電機２５の実出力電力に所定値（例えば、４００ｋＷ）加算した値に設定されているため、負荷容量値はこの上限値（例えば、１９００ｋＷ）に達するまで増加し続ける。
　これにより、ＰＭＳは増加傾向を示す負荷容量値に基づいて増パルス指令を出力し続け（時刻ｔ４～ｔ５）、調速弁の弁開度は上限値に対応する開度（例えば、１００％）まで上昇し続けることとなる（時刻ｔ６）。
　そして、時刻ｔ５において、調速弁の弁開度が目標弁開度よりも大きいことから、ＴＣＰは調速弁３７の弁開度を目標弁開度に近づけるべく、負荷容量値を減少させる。これに伴い、所定の時間差を持って減パルス信号が調速弁３７のガバナ制御部５９に出力され、調速弁開度が減少し始める。そして、上記のような制御が繰り返されることにより、調速弁開度は目標弁開度を挟んで増減を繰り返すように制御され、ハンチング現象が発生する。この結果、制御系が不安定となり、収束までに時間を要することとなる。
　次に、図３に示したＴＣＰ５７ａを備える本実施形態に係る制御装置４３を用いた場合の船内負荷変動に対する各種パラメータの時間的変化について図９Ａ，図９Ｂ，図９Ｃ，図９Ｄ，図９Ｅを参照して説明する。図９Ａ，図９Ｂ，図９Ｃ，図９Ｄ，図９Ｅは、調速弁３７が全開に近い弁開度に設定された目標開度（例えば、９２％）で制御されている場合に、船内負荷が増加した場合における各パラメータの時間変化について示した図である。図９Ａ，図９Ｂ，図９Ｃ，図９Ｄ，図９Ｅにおいて、図９Ａ，図９Ｂ，図９Ｃ，図９Ｄ，図９Ｅで示されるグラフは、図８Ａ，図８Ｂ，図８Ｃ，図８Ｄ，図８Ｅと同じ各種信号や出力を示しているため、ここでの説明は省略する。
　図９Ａ，図９Ｂ，図９Ｃ，図９Ｄ，図９Ｅにおいて、時刻ｔ１～ｔ３までは上述した図８Ａ，図８Ｂ，図８Ｃ，図８Ｄ，図８Ｅのときの時間的変化と同様であるため、説明は省略する。時刻ｔ３において、ＴＣＰ５７ａは調速弁開度が目標開度以下のため、調速弁開度を目標開度に近づけようと負荷容量値を増加させる。このとき、負荷容量値の上限は、例えば、図４または図６に示したように、調速弁開度に応じた増減幅または上限係数に応じて設定される。すなわち、時刻ｔ４～ｔ５にかけて調速弁開度が増加するにつれ、上限値の増加幅や増加率は徐々に小さくなる。このため、図８Ａ，図８Ｂ，図８Ｃ，図８Ｄ，図８Ｅに示した比較例による制御装置のときと異なり、負荷容量値がタービン発電機２５の実出力と乖離して大きな値に設定されることを抑制することが可能となる。これにより、ＳＰＭ５３からガバナ制御部５９に対して過剰な増パルス信号が出力されることがない。この結果、図８Ａ，図８Ｂ，図８Ｃ，図８Ｄ，図８Ｅに示したようなハンチング現象を回避することができ、安定した制御を実現することが可能となる。
　以上説明したように、本実施形態に係る発電システム及びその制御装置並びに制御方法によれば、調速弁開度が全開に近い値に設定された所定の開度範囲においては負荷容量値の増加幅又は増加率が他の開度範囲に比べて小さく設定されるので、調速弁開度が全開に近い所定開度範囲において負荷容量値と実際の発電機出力電力値とが乖離することを抑制することができる。これにより、調速弁開度が全開に近い範囲で、調速弁開度の増減が繰り返されるハンチングを抑制でき、安定した弁開度制御を実現することが可能となる。
　〔第２実施形態〕
　次に、本発明の第２実施形態に係る発電システム及びその制御装置並びに制御方法について、図面を参照して説明する。本実施形態に係る発電システムは、上述した第１実施形態に係る発電システムと略同様の構成を有するが、発電システム制御装置が備えるＴＣＰの構成が一部異なる。
　以下、第１実施形態と同一の構成については同一の符号を付して説明を省略し、異なる点について主に説明する。
　図１０は本実施形態に係る発電システム制御装置が備える機能のうち、ＴＣＰ５７及びＰＭＳ５３のガバナ制御に関する機能を主に抽出して示した機能ブロック図である。
　図１０に示すように、本実施形態に係るＴＣＰ５７ｂは、負荷容量値算出部７０ｂを備えている。負荷容量値算出部７０ｂは、上限値設定部７４ｂの構成が図３に示した第１実施形態に係る負荷容量値算出部７０ａの上限値設定部７４ａと異なり、他の構成については同じである。本実施形態に係る上限値設定部７４ｂは、タービン発電機２５の発電状態に影響を与える少なくとも一つのパラメータを用いて上限値を設定する。タービン発電機の発電状態に影響を与えるパラメータとして、例えば、主蒸気圧力、主蒸気温度、排ガス圧力、及び調速弁開度等が一例として挙げられる。上限値設定部７４ｂは、タービン発電機２５の発電状態に影響を与える１または複数のパラメータを変数として含む上限値演算式、または、タービン発電機２５の発電状態に影響を与える１または複数のパラメータと上限値とを関連付けたテーブルやマップを保有しており、これらの情報に対して主蒸気圧力等のパラメータの計測値や制御値等を代入（入力）することにより、上限値を演算する。例えば、上限値は、主蒸気圧力が低いほど、主蒸気温度が低いほど、蒸気タービンの排気圧力が高いほど小さくなるように設定される。
　このようにして算出された上限値はリミッタ部７５に出力される。リミッタ部７５では、第２演算部７３によって算出された負荷容量値と上限値とが比較され、小さい方の値が最終的な負荷容量値として出力される。
　以上、説明したように、本実施形態に係る発電システム及びその制御装置並びに制御方法によれば、主蒸気圧力、主蒸気温度、排ガス圧力、及び調速弁開度等のように、発電機の発電状態に影響を与える少なくとも一つのパラメータを用いて上限値が演算されるので、現在の発電状態を加味した負荷容量値を決定することが可能となる。これにより、負荷容量値が現在の発電状態から乖離することを抑制することができ、上述した制御のハンチングなどを防止することが可能となる。これにより、船内負荷の変動に対する応答性能を向上させることが可能となる。
　〔第３実施形態〕
　次に、本発明の第３実施形態に係る発電システム及びその制御装置並びに制御方法について、図面を参照して説明する。本実施形態に係る発電システムは、上述した第２実施形態に係る発電システムと略同様の構成を有するが、発電システム制御装置が備えるＴＣＰの構成が一部異なる。
　以下、第２実施形態と同一の構成については同一の符号を付し説明を省略し、異なる点について主に説明する。
　図１１は本実施形態に係る発電システム制御装置が備える機能のうち、ＴＣＰ５７ｃ及びＰＭＳ５３のガバナ制御に関する機能を主に抽出して示した機能ブロック図である。
　図１１に示すように、本実施形態に係るＴＣＰ５７ｃは、負荷容量値算出部７０ｃを備えている。負荷容量値算出部７０ｃは、設計値算出部７１、第１演算部７２、第２演算部７３、上限値設定部７４ｂ、低値選択部２００、及び選択部７６ａを備えている。
　負荷容量値算出部７０ｃにおいて、上限値設定部（第１上限値算出部）７４ｂによって算出された上限値（第１上限値）、及び設計値算出部（第２上限値算出部）７１によって算出された負荷容量設計値（第２上限値）は低値選択部２００に出力される。低値選択部２００は、これらのうち小さい方の値を選択し、上限値として出力する。
　選択部７６ａは、モータ４６がメインエンジン３を加勢する加勢モータとして駆動している場合、換言すると、タービン発電機２５の出力電力が船内需用電力よりも大きいために、モータ４６がタービン発電機２５の余剰電力によって駆動されている場合に、低値選択部２００から出力される上限値を選択し、モータ４６が加勢モータとして駆動していない場合に、設計値算出部７１によって算出された負荷容量設計値を上限値として選択する。選択部７６によって選択された上限値は、第２演算部７３に出力される。
　モータ４６はメインエンジン３を加勢する加勢モータとして駆動しているときには、ドループ機能を持たない。
　第２演算部７３は、選択部７６ａから出力された上限値及び第１演算部７２から出力された第３負荷容量値を用いて負荷容量値を算出する。具体的には、減算部１０１は、第３負荷容量値と乗算部１０３から出力された負荷容量値との偏差を演算し、ＰＩＤ制御部１０２に出力する。ＰＩＤ制御部１０２は、入力された偏差に対してＰＩＤ制御を行うことで、第３負荷容量値を目標出力電力に近づけるような１以下の補正係数を演算する。乗算部１０３は、選択部７６ａから出力された上限値にＰＩＤ制御部１０２から出力された補正係数を乗じることで、上限値を上限とした負荷容量値を算出する。
　このようにして算出された負荷容量値には、別途算出された低圧蒸気に基づく負荷容量値及びパワータービンの出力値が加算され、最終的な負荷容量値としてＰＭＳ５３に出力される。
　以上、説明したように、本実施形態に係る発電システム及びその制御装置並びに制御方法によれば、主蒸気圧力、主蒸気温度、排ガス圧力、調速弁開度等のように、発電機の発電状態に影響を与える少なくとも一つのパラメータを用いて演算された第１上限値及びメインエンジン３の負荷及び外気温度に基づいて演算された第２上限値のうち、小さな値の方が上限値として設定され、この上限値と第３負荷容量値とから負荷容量値が演算される。このように、現在の発電状態を加味した負荷容量値を決定することが可能となる。これにより、負荷容量値が現在の発電状態から乖離することを抑制することができ、上述した制御のハンチングなどを防止することが可能となる。これにより、船内負荷の変動に対する応答性能を向上させることが可能となる。
　〔第４実施形態〕
　次に、本発明の第４実施形態に係る発電システム及びその制御装置並びに制御方法について、図面を参照して説明する。本実施形態に係る発電システムは、上述した第１実施形態に係る発電システムと略同様の構成を有するが、発電システム制御装置が備えるＴＣＰの構成が一部異なる。
　以下、第１実施形態と同一の構成については同一の符号を付して説明を省略し、異なる点について主に説明する。
　図１２は本実施形態に係る発電システム制御装置が備える機能のうち、ＴＣＰ５７ｄ及びＰＭＳ５３のガバナ制御に関する機能を主に抽出して示した機能ブロック図である。
　図１２に示すように、本実施形態に係るＴＣＰ５７ｄは、負荷容量値算出部７０ｄを備えている。負荷容量値算出部７０ｄは、設計値算出部７１、第１演算部７２、第２演算部７３、リミッタ部７５を備えている。
　負荷容量値算出部７０ｄにおいて、第２演算部７３には、第１演算部７２によって演算された第３負荷容量値およびタービン発電機の実出力電力値が入力される。第２演算部７３は、第３負荷容量値およびタービン発電機の実出力電力値を用いて負荷容量値を演算する。具体的には、第２演算部７３の減算部１０１は、第３負荷容量値と乗算部１０３から出力された負荷容量値との偏差を演算し、ＰＩＤ制御部１０２に出力する。ＰＩＤ制御部１０２は、入力された偏差に対してＰＩＤ制御を行うことで、第３負荷容量値を負荷容量値に近づけるような補正係数を演算する。乗算部１０３は、タービン発電機の実出力電力値にＰＩＤ制御部１０２から出力された補正係数を乗じることで負荷容量値を算出する。
　このようにして算出された負荷容量値は、別途算出された低圧蒸気に基づく負荷容量値が加算され、リミッタ部７５に出力される。リミッタ部７５には、設計値算出部７１によって算出された負荷容量設計値及び第２演算部７３によって演算された負荷容量値が入力される。リミッタ部７５は、負荷容量値と負荷容量設計値とを比較し、負荷容量値が負荷容量設計値を超えている場合に、負荷容量設計値を負荷容量値として出力する。これにより、負荷容量設計値を上限とした負荷容量値が出力されることとなる。
　リミッタ部７５から出力された負荷容量値には、パワータービンの出力値が加算され、最終的な負荷容量値としてＰＭＳ５３に出力される。
　以上、説明したように、本実施形態に係る発電システム及びその制御装置並びに制御方法によれば、タービン発電機の実際の出力を用いて負荷容量値を演算するので、負荷容量値がタービン発電機の実出力値から乖離することを抑制することが可能となり、制御のハンチングなどを防止することが可能となる。これにより、船内負荷の変動に対する応答性能を向上させることが可能となる。
　以上、本発明を、上記実施形態を用いて説明したが、本発明の技術的範囲は上記実施形態に記載の範囲には限定されない。発明の要旨を逸脱しない範囲で上記実施形態に多様な変更又は改良を加えることができ、該変更又は改良を加えた形態も本発明の技術的範囲に含まれる。
　例えば、上記各実施形態では、各実施形態に係るタービン発電機系統１が舶用の発電システムとして用いられる形態について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、本実施形態に係るタービン発電機系統１は、例えば陸上のプラント設備に適用される形態としてもよい。
　この形態の場合、プラント設備は、無限大母線と接続されていない、所謂マイクログリッド（アイランドモードともいう。）で運用される。
　上記実施形態では、一例として、排ガスがメインエンジン３によって生成される形態について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、排ガスをメインエンジン３以外で生成される排ガス、例えば、ボイラで生成される排ガスとしてもよい。
１　タービン発電機系統
２　発電システム
３　メインエンジン
５　過給機
７　パワータービン
９　蒸気タービン
１１　排ガスエコノマイザ
２５　タービン発電機（発電機）
３７　調速弁
４２　船内電力系統
４３　発電システム制御装置
４６　モータ
５３　ＰＭＳ
５７ａ～５７ｄ　ＴＣＰ
５９　ガバナ制御部
６０　ディーゼルエンジン発電機
７０ａ～７０ｄ　負荷容量値算出部
７１　設計値算出部
７２　第１演算部
７３　第２演算部
７４ａ、７４ｂ　上限値設定部
７５　リミッタ部
７６、７６ａ　選択部
８０　第１目標演算部
９０　第２目標演算部
２００　低値選択部
 

Claims (18)

  1. 　排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御装置であって、
    　蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記発電機の負荷容量値を算出する負荷容量値算出部を備え、
    　前記負荷容量値算出部は、前記調速弁開度が全開に近い値に設定された所定の開度範囲における前記負荷容量値の増加幅又は増加率が前記調速弁開度の他の開度範囲に比べて小さくなるような前記負荷容量値を算出する発電システムの制御装置。
  2. 　前記所定の開度範囲における前記負荷容量値の増加幅又は増加率は、前記調速弁開度が全開に近づくほど小さな値とされている請求項１に記載の発電システムの制御装置。
  3. 　前記負荷容量値算出部は、前記調速弁開度に応じて変化する上限パラメータと前記発電機の実出力電力値とを用いて前記負荷容量値の上限値を設定する上限値設定部を備え、
    　前記上限パラメータは、前記調速弁開度が全開に近い値に設定された前記所定の開度範囲の増加幅又は増加率が前記調速弁開度の他の開度範囲に比べて小さく設定されている請求項２に記載の発電システムの制御装置。
  4. 　前記負荷容量値算出部は、
    　蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記蒸気タービンの負荷容量値を算出する演算部と、
    　前記演算部によって算出された前記負荷容量値が前記上限値を超えている場合に、前記上限値を前記負荷容量値として出力するリミッタ部と
    を具備する請求項３に記載の発電システムの制御装置。
  5. 　前記発電システムは、前記排ガスを排出するディーゼルエンジンと、前記ディーゼルエンジンの回転軸に連結可能に設けられ、前記発電機の余剰出力電力によって駆動されるモータとを備え、
    　前記リミッタ部は、前記モータが前記発電機の余剰出力電力によって駆動されていない状態では、前記上限値にかかわらず、前記演算部によって算出された前記負荷容量値を出力する請求項４に記載の発電システムの制御装置。
  6. 　排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御装置であって、
    　蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記発電機の負荷容量値を算出する負荷容量値算出部を備え、
    　前記負荷容量値算出部は、発電状態に影響を与えるパラメータを用いて前記負荷容量値の上限値を設定する上限値設定部を備える発電システムの制御装置。
  7. 　前記負荷容量値算出部は、
    　蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記蒸気タービンの負荷容量値を算出する演算部と、
    　前記演算部によって算出された前記負荷容量値が前記上限値を超えている場合に、前記上限値を前記負荷容量値として出力するリミッタ部と
    を備える請求項６に記載の発電システムの制御装置。
  8. 前記発電システムは、前記排ガスを排出するディーゼルエンジンと、前記ディーゼルエンジンの回転軸に連結可能に設けられ、前記発電機の余剰出力電力によって駆動されるモータとを備え、
    　前記負荷容量値算出部は、前記モータが前記発電機の余剰出力電力によって駆動されていない状態では、前記上限値にかかわらず、前記演算部によって算出された前記負荷容量値を出力する請求項７に記載の発電システムの制御装置。
  9. 　前記調速弁開度を目標開度に近づけるための第１負荷容量値を算出する第１演算部と、
    　前記第１演算部によって算出された前記第１負荷容量値と、前記上限値設定部によって設定された前記上限値とを用いて、前記負荷容量値を演算する第２演算部と
    を具備する請求項６に記載の発電システムの制御装置。
  10. 　前記発電システムは、前記排ガスを排出するディーゼルエンジンを備え、
    　前記上限値設定部は、
    　発電状態に影響を与えるパラメータを用いて第１上限値を算出する第１上限値算出部と、
    　前記ディーゼルエンジンの負荷と外気温度とを用いて第２上限値を算出する第２上限値算出部と、
    　前記第１上限値と前記第２上限値のうち、小さい方の値を前記上限値として選択する低値選択部と
    を備え、
    　前記第２演算部は、前記上限値設定部によって設定された前記上限値を用いて前記負荷容量値を算出する請求項９に記載の発電システムの制御装置。
  11. 　前記発電システムは、前記排ガスを排出するディーゼルエンジンと、前記ディーゼルエンジンの回転軸に連結可能に設けられ、前記発電機の余剰出力電力によって駆動される加勢モータとを備え、
    　前記上限値設定部は、前記加勢モータが前記発電機の余剰出力電力によって駆動されていない状態において、前記第２上限値を前記上限値として設定する請求項１０に記載の発電システムの制御装置。
  12. 　前記発電状態に影響を与えるパラメータは、主蒸気圧力、主蒸気温度、及び排気圧力の少なくとも一つを含む請求項６から１１のいずれかに記載の発電システムの制御装置。
  13. 　排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御装置であって、
    　調速弁開度を目標開度に近づけるための第１負荷容量値を算出する第１演算部と、
    　前記第１負荷容量値と前記発電機の実出力電力値とを用いて負荷容量値を演算する第２演算部と
    を備える発電システムの制御装置。
  14. 　前記発電システムは、前記排ガスを排出するディーゼルエンジンを備え、
    　前記ディーゼルエンジンの負荷と外気温度とを用いて前記負荷容量値の上限値を算出する上限値算出部と、
    　前記第２演算部によって算出された前記負荷容量値が前記上限値算出部によって算出された前記上限値を超える場合に、前記上限値を前記負荷容量値として出力するリミッタ部と
    を備える請求項１３に記載の発電システムの制御装置。
  15. 　排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、
    　前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、
    　前記蒸気タービンに接続された発電機と、
    　請求項１又は請求項６又は請求項１３に記載の発電システムの制御装置と
    を備える発電システム。
  16. 　排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御方法であって、
    　蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記蒸気タービンの負荷容量値を算出する目標値算出工程を有し、
    　前記目標値算出工程は、前記調速弁開度が全開に近い値に設定された所定の開度範囲における前記負荷容量値の増加幅又は増加率が前記調速弁開度の他の開度範囲に比べて小さくなるような前記負荷容量値を算出する発電システムの制御方法。
  17. 　排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御方法であって、
    　蒸気条件及び調速弁開度の少なくともいずれか一方を用いて前記蒸気タービンの負荷容量値を算出する目標値算出工程を有し、
    　前記目標値算出工程は、主蒸気圧力、主蒸気温度、排気圧力の少なくとも一つを含む発電状態に影響を与えるパラメータを用いて前記負荷容量値の上限値を設定する発電システムの制御方法。
  18. 　排ガスによって生成された蒸気によって駆動される蒸気タービンと、前記蒸気タービンに供給する蒸気量を制御する調速弁と、前記蒸気タービンに接続された発電機とを備える発電システムに適用される制御方法であって、
    　調速弁開度を目標開度に近づけるための第１負荷容量値を算出する第１演算工程と、
    　前記第１負荷容量値と前記発電機の実出力電力値とを用いて前記発電機の負荷容量値を演算する第２演算工程と
    を有する発電システムの制御方法。
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