WO2024195437A1 - ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法、及び、ガスタービン制御プログラム - Google Patents

ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法、及び、ガスタービン制御プログラム Download PDF

Info

Publication number
WO2024195437A1
WO2024195437A1 PCT/JP2024/006696 JP2024006696W WO2024195437A1 WO 2024195437 A1 WO2024195437 A1 WO 2024195437A1 JP 2024006696 W JP2024006696 W JP 2024006696W WO 2024195437 A1 WO2024195437 A1 WO 2024195437A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fuel
flow rate
gas turbine
target value
reduction request
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/JP2024/006696
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
怜 池田
智子 藤井
将彦 中原
大輝 松田
一茂 高木
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Mitsubishi Power Ltd
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Mitsubishi Power Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mitsubishi Heavy Industries Ltd, Mitsubishi Power Ltd filed Critical Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority to CN202480009443.9A priority Critical patent/CN120604026A/zh
Priority to DE112024000338.9T priority patent/DE112024000338T5/de
Priority to KR1020257023628A priority patent/KR20250121116A/ko
Priority to JP2025508250A priority patent/JPWO2024195437A1/ja
Publication of WO2024195437A1 publication Critical patent/WO2024195437A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/28—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the fuel supply
    • F23R3/34—Feeding into different combustion zones
    • F23R3/343—Pilot flames, i.e. fuel nozzles or injectors using only a very small proportion of the total fuel to insure continuous combustion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/22—Fuel supply systems
    • F02C7/232—Fuel valves; Draining valves or systems
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F02C9/28—Regulating systems responsive to plant or ambient parameters, e.g. temperature, pressure, rotor speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F02C9/26—Control of fuel supply
    • F02C9/40—Control of fuel supply specially adapted to the use of a special fuel or a plurality of fuels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/28—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the fuel supply
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/28—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the fuel supply
    • F23R3/36—Supply of different fuels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R2900/00—Special features of, or arrangements for continuous combustion chambers; Combustion processes therefor
    • F23R2900/00002—Gas turbine combustors adapted for fuels having low heating value [LHV]

Definitions

  • the present disclosure relates to a gas turbine control device, a gas turbine control method, and a gas turbine control program.
  • This application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2023-043761, filed with the Japan Patent Office on March 20, 2023, the contents of which are incorporated herein by reference.
  • Gas turbines that can be driven by combustion gases produced by burning fuel are known. Gas turbines are used, for example, in gas turbine power generation facilities that generate electricity by connecting a generator to the output shaft. In recent years, due to growing awareness of environmental issues, natural gas, a clean energy source, is sometimes used as fuel in these types of gas turbines. Natural gas is extracted as raw natural gas from gas fields, etc., and is liquefied and refined to be used as liquefied natural gas (LNG).
  • LNG liquefied natural gas
  • Patent Documents 1 and 2 disclose gas turbine control during such load reduction.
  • Patent Document 1 discloses restricting the flow rate of fuel supplied to the combustor to a minimum fuel flow rate when the gas turbine load is cut off.
  • Patent Document 2 discloses variably setting the minimum fuel flow rate based on the concentration of fuel supplied to the combustor.
  • JP 2007-113487 A Japanese Unexamined Patent Publication No. 2-130226
  • gas turbines have been developed that can co-combust fuels such as LNG (first fuel) with hydrogen (second fuel), which has a relatively low calorific value per unit volume.
  • LNG first fuel
  • second fuel hydrogen
  • the flow rates of each fuel are sometimes controlled so that the co-combustion ratio is set to a predetermined value.
  • the calorific value per unit volume of the second fuel such as hydrogen is lower than that of the first fuel such as LNG, if the flow rate of fuel supplied to the combustor is shifted to the minimum fuel flow rate similar to that during exclusive combustion of the first fuel when a load reduction request is made, there is a high possibility of a misfire occurring in the gas turbine.
  • At least one embodiment of the present disclosure has been made in consideration of the above circumstances, and aims to provide a gas turbine control device, a gas turbine control method, and a gas turbine control program that can stably maintain an operating state when the load on the gas turbine decreases.
  • a gas turbine control device for controlling a gas turbine including a combustor capable of co-firing a first fuel and a second fuel having a lower heat value per unit volume than the first fuel, comprising: a load reduction request acquisition unit for acquiring a load reduction request for the gas turbine; A mixed-fuel ratio acquisition unit for acquiring a mixed-fuel ratio of the combustor at the time of acquiring the load reduction request; a flow rate target value setting unit for setting a flow rate target value of the first fuel when the load reduction request is acquired; a fuel flow rate control unit that controls a flow rate of the first fuel to the flow rate target value when the load reduction request is acquired; Equipped with The flow rate target value setting unit sets a basic flow rate target value of the first fuel for achieving a load corresponding to the load reduction request by mono-combustion of the first fuel, by correcting the basic flow rate target value based on the mixed-combustion ratio.
  • a gas turbine control method includes: 1.
  • a gas turbine control program for controlling a gas turbine including a combustor capable of co-firing a first fuel and a second fuel having a lower heat value per unit volume than the first fuel, the program comprising: Using a computer device, obtaining a load reduction request for the gas turbine; acquiring a mixed-fuel ratio of the combustor at the time of acquiring the load reduction request; setting a flow rate target value of the first fuel when the load reduction request is acquired; controlling a flow rate of the first fuel to the flow rate target value when the load reduction request is acquired; It is possible to execute In the step of setting the flow rate target value, a basic flow rate target value of the first fuel for achieving a load corresponding to the load reduction request by mono-combustion of the first fuel is set by correcting it based on the mixed-combustion ratio.
  • At least one embodiment of the present disclosure provides a gas turbine control device, a gas turbine control method, and a gas turbine control program that can stably maintain an operating state when the load on the gas turbine decreases.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a schematic configuration of a gas turbine according to an embodiment.
  • 2 is a cross-sectional configuration example of the combustor of FIG. 1 .
  • FIG. 2 is a block diagram showing a functional configuration of a gas turbine control device according to an embodiment.
  • 4 is a block diagram showing a configuration of a flow rate target value setting unit in FIG. 3 .
  • FIG. 5 is a time chart showing the time transition of the shutoff valve opening, the target flow rate value of the fuel supplied to the combustor, and the mixed combustion ratio when a load reduction request is acquired at time t1.
  • 4 is a block diagram showing an example of the configuration of a fuel distribution ratio setting unit in FIG. 3 .
  • 11 is a time chart showing changes over time in the opening degree of the shutoff valve, the target flow rate value of the fuel supplied to the combustor, the mixed combustion ratio, and the pilot fuel allocation ratio when a load reduction request is acquired at time t1.
  • FIG. 1 is a diagram showing a schematic configuration of a gas turbine 1 according to one embodiment.
  • the gas turbine 1 comprises a compressor 3 that generates compressed air, a combustor 2 that generates combustion gas by mixing and burning the compressed air generated by the compressor 3 with fuel, a fuel supply system 4 that supplies fuel to the combustor 2, and a turbine 6 that is driven by the combustion gas.
  • the compressor 3 and the turbine 6 are connected to a single shaft.
  • the combustor 2 is supplied with the compressed air compressed by the compressor 3 and the fuel supplied from the fuel supply system 4, which are mixed and burned to generate combustion gas. This combustion gas flows into the turbine 6 and functions as power to drive the turbine 6.
  • the fuel supply system 4 handles a mixed fuel of a first fuel F1 and a second fuel F2 as the fuel to be supplied to the combustor 2.
  • the second fuel F2 is a fuel having a lower calorific value per unit volume than the first fuel F1.
  • the first fuel F1 is liquefied natural gas (LNG)
  • the second fuel F2 is hydrogen gas.
  • the first fuel F1 is supplied via a first fuel supply line 8 connected to a first fuel supply source 7.
  • a flow meter 10 is provided in the first fuel supply line 8 to detect the flow rate of the first fuel F1.
  • the second fuel F2 is supplied via a second fuel supply line 16 connected to a second fuel supply source 14.
  • the second fuel supply line 16 is provided with a first flow rate adjustment valve 18 for adjusting the flow rate of the second fuel F2, and a shutoff valve 13 for shutting off the second fuel F2.
  • the first fuel supply line 8 and the second fuel supply line 16 join each other downstream and are connected to a main fuel supply line 22.
  • the first fuel F1 and the second fuel F2 are mixed by joining at a joining portion 25 of the first fuel supply line 8 and the second fuel supply line 16, and the mixed fuel (hereinafter, appropriately referred to as “mixed fuel Fm”) is sent through the main fuel supply line 22.
  • the main fuel supply line 22 is provided with a shutoff valve 24 for shutting off the mixed fuel Fm, and a second flow rate adjustment valve 26 for adjusting the flow rate of the mixed fuel Fm.
  • the downstream side of the main fuel supply line 22 branches into a plurality of fuel branch supply lines 28a, 28b, ... corresponding to the plurality of fuel injection nozzles equipped in the combustor 2.
  • the plurality of fuel injection nozzles include a main fuel injection nozzle 52 and a pilot fuel injection nozzle 56, but may further include a top hat fuel injection nozzle, etc. In this case, at least a portion of the main fuel injection nozzles 52 may be grouped.
  • Each of the plurality of fuel branch supply lines 28a, 28b, ... is provided with a third flow control valve 30a, 30b, ... for adjusting the flow rate of the mixed fuel flowing through each line.
  • the fuel branch supply lines 28a, 28b, 28c are connected to the main fuel injection nozzle 52, and the fuel branch supply line 28d is connected to the pilot fuel injection nozzle 56.
  • the combustor 2 is a cross-sectional view of the combustor 2 of FIG. 1.
  • the combustor 2 includes an outer cylinder 32, a liner 34, a transition piece (not shown), and a burner 36.
  • the outer cylinder 32 is a cylindrical member provided on the outer periphery of the turbine casing (not shown).
  • the upstream end (head) of the outer cylinder 32 (left side in FIG. 2) is closed by an end cover 38.
  • the liner 34 is a cylindrical combustor inner cylinder that forms a combustion chamber 40 inside. It is installed inside the outer cylinder 32 and forms an annular air flow path between the outer cylinder 32 and the liner 34. A large number of air holes are drilled in the liner 34.
  • the combustion chamber 40 is a space formed by the liner 34 between the burner 36 and the transition piece, where the fuel ejected from the burner 36 is burned together with air 42.
  • the transition piece is a member that smoothly connects the inlet (first stage vane inlet) of the gas path of the turbine 6 and the liner 34.
  • the end cover 38 is also provided with a fuel distributor 44 that distributes fuel to the burner 36.
  • the combustor 2 is also provided with an ignition device that ignites the mixture of fuel and air in the combustion chamber 40.
  • the burner 36 is provided on the end cover 38 so as to be positioned between it and the combustion chamber 40.
  • This burner 36 includes multiple element burners, with one pilot burner 46 located in the center of the combustor 2 and multiple main burners 48 located radially outside the pilot burner 46 so as to surround the pilot burner 46.
  • Each main burner 48 is provided with an air hole plate 50 and a plurality of main fuel injection nozzles 52 as fuel injection nozzles.
  • the air hole plates 50 of the plurality of main burners 48 are connected to each other.
  • the air hole plate 50 is arranged so that its main surface (the surface with the largest area) faces the combustion chamber 40, and has a plurality of air holes 54 extending in a direction from the end cover 38 toward the combustion chamber 40. Air 42 is ejected from these air holes 54 into the combustion chamber 40.
  • Each of the plurality of fuel injection nozzles 52 has a pair of air holes 54, and each fuel injection nozzle 52 extends from the fuel distributor 44 so as to be coaxial with the corresponding air hole 54.
  • each fuel injection nozzle 52 may be inserted into the air hole 54 (located within the air hole 54), in this embodiment, the tip is configured to face the inlet of the air hole 54 (located closer to the end cover 38 than the air hole plate 50).
  • the gas fuel injected from the fuel injection nozzle 52 is ejected into the combustion chamber 40 via the corresponding air hole 54 together with the air 42 passing through the air hole 54.
  • the pilot burner 46 has a similar configuration to the main burner 48 described above, and is located at the center of the multiple main burners 48.
  • the pilot burner 46 is equipped with a pilot fuel injection nozzle 56 as a fuel injection nozzle.
  • the gas turbine control device 100 is a control unit for controlling the gas turbine 1, and is composed of, for example, a CPU (Central Processing Unit), a RAM (Random Access Memory), a ROM (Read Only Memory), and a computer-readable storage medium.
  • a series of processes for realizing various functions is stored in a storage medium or the like in the form of a program, for example, and various functions are realized by the CPU reading this program into the RAM or the like and executing information processing and arithmetic processing.
  • the program may be installed in a ROM or other storage medium in advance, provided in a state stored in a computer-readable storage medium, or distributed via a wired or wireless communication means.
  • the computer-readable storage medium is a magnetic disk, a magneto-optical disk, a CD-ROM, a DVD-ROM, a semiconductor memory, etc.
  • FIG. 3 is a block diagram showing the functional configuration of a gas turbine control device 100 according to one embodiment.
  • the gas turbine control device 100 includes a load reduction request acquisition unit 102, an abnormality detection unit 103, a mixed combustion ratio acquisition unit 104, a flow rate target value setting unit 106, a fuel allocation ratio setting unit 107, and a fuel flow rate control unit 108.
  • the load reduction request acquisition unit 102 is configured to acquire a load reduction request for the gas turbine 1.
  • the load reduction request is a command for requesting that the load of the gas turbine 1 be reduced compared to the current time, and may be, for example, a command for reducing the load of the gas turbine 1 to less than a predetermined value.
  • a load reduction request a case will be described in which a command for reducing the load (output) of the gas turbine 1 to zero is acquired when the abnormality detection unit 103 detects that the gas turbine is disconnected from the power transmission grid and a load shedding of the gas turbine power generation facility has occurred.
  • the load reduction request is not limited to a command to reduce the load to zero, but may broadly include a command to operate the gas turbine 1 at a load less than the current load. Acquiring a load reduction request includes not only receiving a load reduction request from another device by the gas turbine control device, but also generating a load reduction request by its own internal processing.
  • the mixed-combustion ratio acquisition unit 104 is configured to acquire the mixed-combustion ratio when the load reduction request is acquired.
  • the mixed-combustion ratio may be acquired as a result of calculation based on, for example, the flow rate of the first fuel F1 acquired by the flow meter 10 arranged in the first fuel supply line 8 and the flow rate of the second fuel F2 acquired by the flow meter 15 arranged in the second fuel supply line 16.
  • the mixed-combustion ratio acquisition unit 104 may also acquire a parameter related to the mixed-combustion ratio instead of the mixed-combustion ratio itself, and calculate the mixed-combustion ratio from the parameter.
  • the flow rate target value setting unit 106 is configured to set the flow rate target value CSO of the fuel to be supplied to the combustor 2 when a load reduction request is acquired.
  • the fuel to be supplied to the combustor 2 is the fuel flow rate of the mixed fuel Fm of the first fuel F1 and the second fuel F2 in the case of a mixed combustion state, and is the fuel flow rate of the first fuel F1 in the case of a mono-combustion state of the first fuel.
  • the fuel flow rate supplied to the combustor 2 can be adjusted by the second flow control valve 26.
  • the flow rate target value CSO is set by correcting the basic flow rate target value CSOf1, which is the fuel flow rate required when the load corresponding to the load reduction request is realized by mono-combustion of the first fuel F1, based on the mixed combustion ratio when the load reduction request is acquired, as will be described in detail later.
  • the fuel distribution ratio setting unit 107 is configured to set a fuel distribution ratio for a specific fuel injection nozzle among the multiple fuel injection nozzles equipped in the combustor 2.
  • the distribution ratio of the fuel supply amount to the pilot fuel injection nozzle 56 relative to the total fuel supply flow rate by the fuel supply system 4 is handled as an example of such a fuel distribution ratio.
  • the fuel flow control unit 108 is configured to control the fuel flow rate from the fuel supply system 4.
  • the fuel flow control unit 108 controls the flow rates and fuel distribution ratio of the first fuel F1 and the second fuel F2 based on the flow rate target value set by the flow rate target value setting unit 106 and the fuel distribution ratio set by the fuel distribution ratio setting unit 107.
  • Figure 4 is a block diagram showing the configuration of the flow rate target value setting unit 106 in Figure 3
  • Figure 5 is a time chart showing the opening of the shutoff valve 13, the flow rate target value CSO of the fuel supplied to the combustor 2, and the time progression of the mixed combustion ratio when a load reduction request is acquired at time t1.
  • the flow rate target value setting unit 106 includes a basic flow rate target value setting unit 110.
  • the basic flow rate target value CSOf1 set by the basic flow rate target value setting unit 110 is determined so as to correspond to the load reduction request value when the first fuel F1 is exclusively burned.
  • the load reduction request is a request to make the load of the gas turbine zero
  • the basic flow rate target value CSOf1 is set as the minimum flow rate value at which the gas turbine 1 can operate when the first fuel F1 is exclusively burned.
  • the flow rate target value setting unit 107 sets the flow rate target value CSO by correcting the basic flow rate target value CSOf1 based on the mixed combustion ratio as necessary.
  • the validity/invalidity of such correction is determined by switching control of the switch T1 based on the load reduction request acquired by the load reduction request acquisition unit 102.
  • the load reduction request is input from the load reduction request acquisition unit 102 to the timer 112.
  • the timer 112 is configured to output an ON command to the switch T1 for a predetermined period Tr1 from the time t1 when the load reduction request is input.
  • the switch T1 is switched OFF after the predetermined period Tr1 has elapsed from the acquisition time t1.
  • the mixed combustion ratio acquired by the mixed combustion ratio acquisition unit 104 is input to a function FX1 to calculate a first correction value A1.
  • the function FX1 is prepared in advance as a function that specifies the correlation between the mixed combustion ratio and the first correction value A1.
  • the first correction value A1 output from the function FX1 is multiplied by the basic flow rate target value CSOf1 for a predetermined period Tr1 from the time t1 when the load reduction request is acquired by the load reduction request acquisition unit 102, while the switch T1 is ON. In this way, the basic flow rate target value CSOf1 is corrected by the first correction value A1, and the flow rate target value CSO is obtained.
  • a load reduction request is acquired at time t1.
  • the switch T1 is switched ON, and the basic flow rate target value CSOf1 is corrected by the first correction value A1 to set a flow rate target value CSOfm larger than the basic flow rate target value CSOf1.
  • the flow rate target value CSO of the fuel flow when a load reduction request is acquired is set based on the mixed combustion ratio.
  • This flow rate target value CSO is obtained by correcting the basic flow rate target value CSOf1 based on the mixed combustion ratio so that it becomes a load value corresponding to the load reduction request (zero load corresponding to load cut-off in this embodiment).
  • the flow rate target value CSO is temporarily set to be greater than the basic flow rate target value CSOf1. This makes it possible to prevent the operating state of the gas turbine 1 from becoming unstable when the fuel flow rate is reduced to reduce the load on the gas turbine 1 due to a load reduction request.
  • the shutoff valve 13 provided in the second fuel supply line 16 is switched to a fully closed state to cut off the supply of the second fuel F2. This is because, when the fuel flow rate is reduced to a minimum, it is easier to control the valve by controlling the flow rate of only the first fuel F1, which has a larger heat value per unit volume, than by controlling the flow rates of both the first fuel F1 and the second fuel F2.
  • the flow rate target value setting unit 106 sets the basic flow rate target value CSOf1 as the flow rate target value CSO at time t2, which is a predetermined period Tr1 after the time t1 when the load reduction request is acquired.
  • the flow rate target value CSO is changed to the basic flow rate target value CSOf1 on the condition that a predetermined period Tr1 has elapsed since time t1 when the load reduction request was acquired.
  • a flow rate target value larger than the basic flow rate target value CSOf1 is set for the predetermined period Tr1 from time t1 when the load reduction request was acquired, thereby making it possible to suppress instability in the operating state of the gas turbine 1 due to load fluctuations.
  • the flow rate target value CSO is set to the basic flow rate target value CSOf1, making it possible to stably transition to a low-load operating state of the gas turbine 1 by mono-fuel combustion of the first fuel F1.
  • the predetermined period Tr1 is set based on the time required for the mixed fuel of the first fuel F1 and the second fuel F2 to reach the combustor 2 from the junction 25 of the first fuel supply line 8 for supplying the first fuel F1 and the second fuel supply line 16 for supplying the second fuel F2.
  • the second fuel F2 is cut off, by setting the flow rate target value CSO of the fuel supplied to the combustor 2 to be greater than the basic flow rate target value CSOf1 until the mixed fuel remaining between the junction 25 and the combustor 2 reaches the combustor 2, it is possible to suppress destabilization of the operating state of the gas turbine 1 caused by throttling the fuel flow rate.
  • the shutoff valve 13 provided in the second fuel supply line 16 is switched to a fully closed state, but it is not necessary to cut off the supply of the second fuel F2. In this case, it is not necessary for the timer 112 to switch the switch T1 to OFF after the predetermined period Tr1 has elapsed, and it is sufficient to control so that the flow rate target value CSOfm corrected by the mixed combustion ratio is maintained even after the predetermined period Tr1 has elapsed.
  • Fig. 6 is a block diagram showing one configuration example of the fuel allocation ratio setting unit 107 in Fig. 3, and Fig. 7 is a time chart showing the time progression of the opening degree of the shutoff valve 13, the flow rate target value CSO of the fuel supplied to the combustor 2, the mixed combustion ratio, and the pilot fuel allocation ratio Dpl when a load reduction request is acquired at time t1.
  • the fuel distribution ratio setting unit 107 includes a basic fuel distribution ratio setting unit 114.
  • the basic fuel distribution ratio setting unit 114 is configured to set the basic fuel distribution ratio.
  • the basic fuel distribution ratio setting unit 114 sets the basic fuel distribution ratio so that it temporarily increases when a load reduction request is acquired.
  • the basic fuel distribution ratio basically has a first value Dpl1, but when a load reduction request is acquired at time t1, it increases to a second value Dpl2 (>first value Dpl1) for a predetermined period Tr2. Then, when the predetermined period Tr2 has elapsed, it is returned to the first value Dpl1 again.
  • this specified period Tr2 is set to be shorter than the aforementioned specified period Tr1, but the relationship between the two is not limited, and they may be the same.
  • the fuel allocation ratio setting unit 107 sets the fuel allocation ratio by correcting the increase rate of the basic fuel allocation ratio at the time of acquiring the load reduction request based on the mixed combustion ratio.
  • the fuel allocation ratio setting unit 107 sets the fuel allocation ratio by correcting the basic fuel allocation ratio using the second correction value A2 calculated based on the mixed combustion ratio.
  • the enable/disable of such correction using the second correction value A2 is performed by switching control of the switch T2 based on the load reduction request acquired by the load reduction request acquisition unit 102.
  • the load reduction request acquired by the load reduction request acquisition unit 102 is input to the timer 116.
  • the timer 116 is configured to output an ON command to the switch T2 for a predetermined period Tr2 from the time t1 when the load reduction request is input.
  • the switch T2 is switched OFF after the predetermined period Tr2 has elapsed from the acquisition time t1.
  • the mixed combustion ratio acquired by the mixed combustion ratio acquisition unit 104 is input to a function FX2 to calculate a second correction value A2.
  • the function FX2 is prepared in advance as a function that defines the correlation between the mixed combustion ratio and the second correction value A2.
  • the output of the function FX2 is added to the basic fuel allocation ratio at the second value Dpl2 for a predetermined period Tr2 from the time t1 when the load reduction request is acquired by the load reduction request acquisition unit 102 as described above, that is, while the switch T2 is ON.
  • the basic fuel allocation ratio Dpl2 is corrected by the second correction value A2, and the fuel allocation ratio is set to the third value Dpl3 for the predetermined period Tr2.
  • the fuel allocation ratio setting unit 107 sets the increase rate of the fuel allocation ratio when a load reduction request is acquired based on the mixed combustion ratio.
  • a gas turbine control device includes: 1.
  • the target flow rate of the fuel to be supplied to the combustor when a load reduction request is acquired is set based on the mixed-fuel ratio.
  • This target flow rate is obtained by correcting the basic target flow rate of the fuel for controlling the gas turbine based on the mixed-fuel ratio so that the load value corresponding to the load reduction request is achieved by exclusively burning the first fuel.
  • the flow rate target value setting unit sets the flow rate target value when the load reduction request is acquired, using a first target value calculated based on the mixed combustion ratio, so as to be larger than the basic flow rate target value.
  • the target flow rate of the fuel supplied to the combustor when a load reduction request is acquired is set to be greater than the basic flow rate target value corresponding to the exclusive combustion of the first fuel. This makes it possible to prevent the operating state of the gas turbine from becoming unstable when the fuel flow rate is reduced to reduce the load on the gas turbine in response to a load reduction request.
  • the fuel flow rate control unit cuts off the second fuel when the load reduction request is acquired
  • the flow rate target value setting unit sets the basic flow rate target value as the flow rate target value when a predetermined period of time has elapsed since the load reduction request was acquired.
  • the flow rate target value is changed to the basic flow rate target value on the condition that a predetermined period of time has elapsed since the load reduction request was acquired.
  • a flow rate target value larger than the basic flow rate target value is set for a predetermined period of time from the load reduction request was acquired, thereby making it possible to suppress instability in the operating state of the gas turbine due to load fluctuations.
  • the flow rate target value is set to the basic flow rate target value, making it possible to stably transition to a low-load operating state of the gas turbine by exclusively burning the first fuel.
  • the predetermined period is set based on a required time for a mixed fuel of the first fuel and the second fuel to reach the combustor from a junction of a first fuel supply passage for supplying the first fuel and a second fuel supply passage for supplying the second fuel.
  • the predetermined period during which the second fuel is shut off in response to the acquisition of a load reduction request for the gas turbine and the flow rate target value of the first fuel is set to be greater than the basic flow rate target value is set based on the time required for the mixed fuel of the first and second fuels to reach the combustor from the junction.
  • the flow rate target value of the first fuel is set to be greater than the basic flow rate target value during the time period during which the mixed fuel remaining between the junction and the combustor reaches the combustor, thereby making it possible to suppress instability in the operating state of the gas turbine due to load fluctuations.
  • the flow rate target value is set to the basic flow rate target value, making it possible to stably transition to a low-load operating state of the gas turbine by burning only the first fuel.
  • a fuel distribution ratio setting unit for setting a fuel distribution ratio for a plurality of different fuel injection nozzles included in the combustor, The fuel distribution ratio setting unit sets the fuel distribution ratio so as to be temporarily increased when the load reduction request is acquired.
  • the fuel distribution ratio is a pilot fuel ratio that defines a fuel distribution ratio for a pilot fuel injection nozzle among the plurality of different fuel injection nozzles.
  • the fuel allocation ratio setting unit sets an increase rate of the fuel allocation ratio at the time of acquiring the load reduction request, based on the mixed combustion ratio.
  • the control target value of the fuel distribution ratio when the load of the gas turbine changes due to the acquisition of a load reduction request is set based on the increase rate of the mixed-fuel ratio.
  • the power plant further includes an abnormality detection unit that outputs the load reduction request when an abnormality in the gas turbine is detected.
  • a load reduction request is output.
  • the load reduction request is a request to reduce the load of the gas turbine to zero.
  • a gas turbine control method includes: 1.
  • a gas turbine control program for controlling a gas turbine including a combustor capable of co-firing a first fuel and a second fuel having a lower heat value per unit volume than the first fuel, the program comprising: Using a computer device, obtaining a load reduction request for the gas turbine; acquiring a mixed-fuel ratio of the combustor at the time of acquiring the load reduction request; setting a flow rate target value of the first fuel when the load reduction request is acquired; controlling a flow rate of the first fuel to the flow rate target value when the load reduction request is acquired; It is possible to execute In the step of setting the flow rate target value, a basic flow rate target value of the first fuel for achieving a load corresponding to the load reduction request by mono-combustion of the first fuel is set by correcting it based on the mixed-combustion ratio.
  • the target flow rate of the fuel to be supplied to the combustor when a load reduction request is acquired is set based on the mixed-fuel ratio.
  • This flow rate target value is obtained by correcting the basic flow rate target value of the fuel for controlling the gas turbine based on the mixed-fuel ratio so that the load value corresponding to the load reduction request is achieved by the exclusive combustion of the first fuel.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

ガスタービン制御装置は、第１燃料及び第２燃料を混焼可能な燃焼器を備えるガスタービンを制御するための制御装置である。本装置は、ガスタービンに対する負荷低下要求が取得された場合に、第１燃料の流量を流量目標値になるように制御する。負荷低下要求の取得時の流量目標値は、負荷低下要求に対応する負荷を第１燃料の専焼によって実現するための第１燃料の基本流量目標値を、混焼率に基づいて補正することにより設定される。

Description

ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法、及び、ガスタービン制御プログラム
　本開示は、ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法、及び、ガスタービン制御プログラムに関する。
　本願は、２０２３年３月２０日に日本国特許庁に出願された特願２０２３－０４３７６１号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　燃料の燃焼により生成した燃焼ガスを用いて駆動可能なガスタービンが知られている。ガスタービンは、例えば、その出力軸に発電機が連結されることにより発電するガスタービン発電設備等に利用される。近年、環境問題に対する意識の高まりから、この種のガスタービンにおいても、燃料として、クリーンなエネルギである天然ガスが利用されることがある。天然ガスは、ガス田等から原料天然ガスとして採掘され、液化・精製されることにより、液化天然ガス（ＬＮＧ：Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ）として用いられる。
　ところで、例えば発電設備に対する電力需要の低下や、電力系統の異常検出のような事象が生じた場合には、ガスタービンに対して負荷低下要求がなされることがある。この場合、ガスタービンの負荷低下に伴う回転数の急増を防止するために、燃焼器に供給される燃料流量が低下するように制御される。このような負荷低下時におけるガスタービン制御に関して、例えば特許文献１及び２がある。特許文献１では、ガスタービンの負荷遮断時に、燃焼器に供給される燃料の流量を最小燃料流量に絞ることが開示されている。また特許文献２では、燃焼器に供給される燃料の濃度に基づいて、最小燃料流量を可変に設定することが開示されている。
特開２００７－１１３４８７号公報 特開平２－１３０２２６号公報
　近年、前述のようなＬＮＧのような燃料（第１燃料）に対して、単位体積当たりの熱量が比較的低い水素等（第２燃料）を混焼可能なガスタービンの開発が進められている。このようなガスタービンの混焼運転では、混焼率が所定値になるように各燃料の流量制御が行われることがある。
　ここで上記特許文献１及び２では、負荷低下要求がなされた場合に、燃焼器に供給される燃料流量を最小燃料流量に瞬時に絞ることで、急激な回転数の増加を防止している。しかしながら、混焼運転を行うガスタービンに対して負荷低下要求がなされた場合に、混焼状態に関係なく燃焼器に投入される燃料流量を減少させると、ガスタービンの運転状態が不安定になるおそれがある。具体的には、水素等の第２燃料は単位体積当たりの熱量がＬＮＧ等の第１燃料に比べて低いため、負荷低下要求時に、燃焼器に供給する燃料の流量を第１燃料の専焼時と同様の最小燃料流量に移行した場合には、ガスタービンに失火が生じる可能性が高くなってしまう。
　本開示の少なくとも一実施形態は上述の事情に鑑みなされたものであり、ガスタービンの負荷が低下する際に運転状態を安定的に維持可能なガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法、及び、ガスタービン制御プログラムを提供することを目的とする。
　本開示の少なくとも一実施形態に係るガスタービン制御装置は、上記課題を解決するために、
　第１燃料と、前記第１燃料よりも単位体積当たりの熱量が低い第２燃料との混焼が可能な燃焼器を備えるガスタービンを制御するためのガスタービン制御装置であって、
　前記ガスタービンに対する負荷低下要求を取得するための負荷低下要求取得部と、
　前記負荷低下要求の取得時における前記燃焼器の混焼率を取得するための混焼率取得部と、
　前記負荷低下要求が取得された際の前記第１燃料の流量目標値を設定するための流量目標値設定部と、
　前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第１燃料の流量を前記流量目標値になるように制御するための燃料流量制御部と、
を備え、
　前記流量目標値設定部は、前記負荷低下要求に対応する負荷を前記第１燃料の専焼によって実現するための前記第１燃料の基本流量目標値を、前記混焼率に基づいて補正することにより設定する。
　本開示の少なくとも一実施形態に係るガスタービン制御方法は、上記課題を解決するために、
　第１燃料と、前記第１燃料よりも単位体積当たりの熱量が低い第２燃料との混焼が可能な燃焼器を備えるガスタービンを制御するためのガスタービン制御方法であって、
　前記ガスタービンに対する負荷低下要求を取得する工程と、
　前記負荷低下要求の取得時における前記燃焼器の混焼率を取得する工程と、
　前記負荷低下要求が取得された際の前記第１燃料の流量目標値を設定する工程と、
　前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第１燃料の流量を前記流量目標値になるように制御する工程と、
を備え、
　前記流量目標値を設定する工程では、前記負荷低下要求に対応する負荷を前記第１燃料の専焼によって実現するための前記第１燃料の基本流量目標値を、前記混焼率に基づいて補正することにより設定する。
　本開示の少なくとも一実施形態に係るガスタービン制御プログラムは、上記課題を解決するために、
　第１燃料と、前記第１燃料よりも単位体積当たりの熱量が低い第２燃料との混焼が可能な燃焼器を備えるガスタービンを制御するためのガスタービン制御プログラムであって、
　コンピュータ装置を用いて、
　前記ガスタービンに対する負荷低下要求を取得する工程と、
　前記負荷低下要求の取得時における前記燃焼器の混焼率を取得する工程と、
　前記負荷低下要求が取得された際の前記第１燃料の流量目標値を設定する工程と、
　前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第１燃料の流量を前記流量目標値になるように制御する工程と、
を実行可能であり、
　前記流量目標値を設定する工程では、前記負荷低下要求に対応する負荷を前記第１燃料の専焼によって実現するための前記第１燃料の基本流量目標値を、前記混焼率に基づいて補正することにより設定する。
　本開示の少なくとも一実施形態によれば、ガスタービンの負荷が低下する際に運転状態を安定的に維持可能なガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法、及び、ガスタービン制御プログラムを提供できる。
一実施形態に係るガスタービンの概略構成を示す図である。 図１の燃焼器の断面構成例である。 一実施形態に係るガスタービン制御装置の機能的構成を示すブロック図である。 図３の流量目標値設定部の構成を示すブロック図である。 図５は時刻ｔ１において負荷低下要求が取得された場合における遮断弁の開度、燃焼器に供給する燃料の流量目標値、及び、混焼率の時間的推移を示すタイムチャートである。 図３の燃料配分比設定部の一構成例を示すブロック図である。 時刻ｔ１において負荷低下要求が取得された場合における遮断弁の開度、燃焼器に供給する燃料の流量目標値、混焼率、及び、パイロット燃料配分比の時間的推移を示すタイムチャートである。
　以下、添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
　まず図１を参照して、本開示の少なくとも一実施形態に係るガスタービン制御装置１００の制御対象であるガスタービン１について説明する。図１は一実施形態に係るガスタービン１の概略構成を示す図である。
　ガスタービン１は、圧縮空気を生成する圧縮機３、圧縮機３で生成された圧縮機と燃料とを混焼することで燃焼ガスを生成する燃焼器２、燃焼器２に燃料を供給する燃料供給系統４、及び、燃焼ガスによって駆動されるタービン６を備える。圧縮機３及びタービン６は、一軸に連結されている。このような構成を有するガスタービン１では、燃焼器２には、圧縮機３により圧縮された圧縮空気、及び、燃料供給系統４から供給される燃料が供給され、これらが混合燃焼されて、燃焼ガスが生成される。この燃焼ガスは、タービン６に流入し、タービン６を駆動するための動力として機能する。
　燃料供給系統４は、燃焼器２に供給される燃料として、第１燃料Ｆ１及び第２燃料Ｆ２が混合された混合燃料を取り扱う。第２燃料Ｆ２は第１燃料Ｆ１に比べて単位体積当たりの熱量が低い燃料である。本実施形態では、第１燃料Ｆ１は液化天然ガス（ＬＮＧ：Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ）であり、第２燃料Ｆ２は水素ガスである。
　第１燃料Ｆ１は、第１燃料供給源７に接続された第１燃料供給ライン８を介して供給される。第１燃料供給ライン８には、第１燃料Ｆ１の流量を検出するための流量計１０が設けられる。
　第２燃料Ｆ２は、第２燃料供給源１４に接続された第２燃料供給ライン１６を介して供給される。第２燃料供給ライン１６には、第２燃料Ｆ２の流量を調整するための第１流量調整弁１８、及び、第２燃料Ｆ２を遮断するための遮断弁１３が設けられる。
　第１燃料供給ライン８及び第２燃料供給ライン１６は、下流側で互いに合流して主燃料供給ライン２２に接続される。第１燃料Ｆ１及び第２燃料Ｆ２は、第１燃料供給ライン８及び第２燃料供給ライン１６の合流部２５で合流することで混合され、当該混合された燃料（以下、適宜「混合燃料Ｆｍ」と称する）は主燃料供給ライン２２によって送られる。
　尚、主燃料供給ライン２２には、混合燃料Ｆｍを遮断するための遮断弁２４、及び、混合燃料Ｆｍの流量を調整するための第２流量調整弁２６が設けられる。
　主燃料供給ライン２２の下流側は、燃焼器２が備える複数の燃料噴射ノズルに対応するように、複数の燃料分岐供給ライン２８ａ、２８ｂ、・・・に分岐する。本実施形態では後述するように、複数の燃料噴射ノズルには、メイン燃料噴射ノズル５２、パイロット燃料噴射ノズル５６が含まれるが、更に、トップハット燃料噴射ノズル等が含まれてもよい。この場合、メイン燃料噴射ノズル５２は、少なくとも一部がグループ化されていてもよい。複数の燃料分岐供給ライン２８ａ、２８ｂ、・・・の各々には、各ラインを流れる混合燃料の流量を調整するための第３流量調整弁３０ａ、３０ｂ、・・・が設けられる。複数の燃料分岐供給ライン２８ａ、２８ｂ、・・・のうち、燃料分岐供給ライン２８ａ、２８ｂ、２８ｃはメイン燃料噴射ノズル５２に接続されており、燃料分岐供給ライン２８ｄはパイロット燃料噴射ノズル５６に接続される。
　図２は図１の燃焼器２の断面構成例である。燃焼器２は、外筒３２、ライナ３４、尾筒（不図示）、及びバーナ３６を備えている。外筒３２はタービンケーシング（図示せず）の外周部に設けられた円筒状の部材である。外筒３２のうち上流側（図２において左方）の端部（頭部）はエンドカバー３８により閉止されている。ライナ３４は内部に燃焼室４０を形成する円筒状の燃焼器内筒であり、外筒３２の内側に設置されており、外筒３２との間に環状の空気流路を形成している。このライナ３４には空気孔が多数穿設されている。燃焼室４０はライナ３４によってバーナ３６と尾筒との間に形成された空間であり、バーナ３６から噴出する燃料が空気４２とともにここで燃焼する。尾筒はタービン６のガスパスの入口（初段静翼入口）とライナ３４とを滑らかに接続する部材である。また、エンドカバー３８には、バーナ３６に燃料を分配する燃料分配器４４が設けられている。また、特に図示していないが、燃焼器２には燃焼室４０内の燃料及び空気の混合気に着火する着火装置も備わっている。
　バーナ３６は、燃焼室４０との間に位置するようにエンドカバー３８に設けられている。このバーナ３６には複数の要素バーナが含まれていて、燃焼器２の中央部に１つのパイロットバーナ４６が配置され、パイロットバーナ４６の径方向外側にパイロットバーナ４６を包囲するように複数のメインバーナ４８が配置されている。
　各メインバーナ４８は、空気孔プレート５０、及び、燃料噴射ノズルとして複数のメイン燃料噴射ノズル５２を備えている。但し、空気孔プレート５０は、複数のメインバーナ４８のもの同士が連結されている。この空気孔プレート５０は、主面（最も面積の大きな面）が燃焼室４０に臨むように配置されていて、エンドカバー３８から燃焼室４０に向かう方向に延在する複数の空気孔５４を有している。これら空気孔５４から燃焼室４０に空気４２が噴出する。複数の燃料噴射ノズル５２にはそれぞれ対となる空気孔５４があり、各燃料噴射ノズル５２は対応する空気孔５４と同軸となるように燃料分配器４４から延在している。また、各燃料噴射ノズル５２は、先端が空気孔５４に挿入される（空気孔５４内に位置する）場合もあるが、本実施の形態では先端が空気孔５４の入口に対向する（空気孔プレート５０よりもエンドカバー３８側に位置する）ように構成されている。燃料噴射ノズル５２から噴射されたガス燃料は、対応関係にある空気孔５４を介して、当該空気孔５４を通る空気４２とともに燃焼室４０に噴出する。
　パイロットバーナ４６は、前述のメインバーナ４８と構成が類似しており、複数のメインバーナ４８の中心に位置している。パイロットバーナ４６は、燃料噴射ノズルとして、パイロット燃料噴射ノズル５６を備えている。
　続いて上記構成を有するガスタービン１を制御するためのガスタービン制御装置１００について説明する。ガスタービン制御装置１００は、ガスタービン１を制御するためのコントロールユニットであり、例えば、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ　Ａｃｃｅｓｓ　Ｍｅｍｏｒｙ）、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ　Ｏｎｌｙ　Ｍｅｍｏｒｙ）、及びコンピュータ読み取り可能な記憶媒体等から構成されている。そして、各種機能を実現するための一連の処理は、一例として、プログラムの形式で記憶媒体等に記憶されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、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。尚、プログラムは、ＲＯＭやその他の記憶媒体に予めインストールしておく形態や、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。
　図３は一実施形態に係るガスタービン制御装置１００の機能的構成を示すブロック図である。ガスタービン制御装置１００は、負荷低下要求取得部１０２と、異常検知部１０３と、混焼率取得部１０４と、流量目標値設定部１０６と、燃料配分比設定部１０７と、燃料流量制御部１０８とを備える。
　負荷低下要求取得部１０２は、ガスタービン１に対する負荷低下要求を取得するための構成である。負荷低下要求は、ガスタービン１の負荷が現時点に比べて減少するように要求するための指令であって、例えば、ガスタービン１の負荷を所定未満にする指令であってもよい。本実施形態では、負荷低下要求の一例として、送電系統からガスタービンが解列し、ガスタービン発電設備の負荷遮断が発生したことを異常検知部１０３が検出した場合に、ガスタービン１の負荷（出力）をゼロにするための指令を取得する場合について説明する。
　尚、負荷低下要求は、このような負荷をゼロにするための指令に限らず、現時点に比べて少ない負荷でガスタービン１を運転するための要求指令を広く含むことができる。また、負荷低下要求を取得することには、ガスタービン制御装置が他の装置から負荷低下要求を受信することの他に、自身の内部処理によって負荷低下要求を生成することも含む。
　混焼率取得部１０４は、負荷低下要求の取得時における混焼率を取得するための構成である。混焼率は、例えば、第１燃料供給ライン８に配置された流量計１０によって取得された第１燃料Ｆ１の流量と、第２燃料供給ライン１６に配置された流量計１５によって取得された第２燃料Ｆ２の流量とに基づいて演算された結果として取得されてもよい。また混焼率取得部１０４は、混焼率そのものに代えて、混焼率に関連するパラメータを取得することにより、当該パラメータから演算的に混焼率を取得してもよい。
　流量目標値設定部１０６は、負荷低下要求が取得された際の燃焼器２に供給する燃料の流量目標値ＣＳＯを設定するための構成である。ここで、燃焼器２に供給する燃料は、混焼状態である場合は第１燃料Ｆ１と第２燃料Ｆ２の混合燃料Fmの燃料流量であり、第１燃料の専焼状態である場合は第１燃料Ｆ１の燃料流量である。燃焼器２に供給する燃料流量は、第２流量調整弁２６によって調節することが可能である。流量目標値ＣＳＯの設定は、後に詳述するが、負荷低下要求に対応する負荷を第１燃料Ｆ１の専焼によって実現するとした場合に必要な燃料流量である基本流量目標値ＣＳＯｆ１を、負荷低下要求を取得した際の混焼率に基づいて補正することにより行われる。
　燃料配分比設定部１０７は、燃焼器２が備える複数の燃料噴射ノズルのうち、特定の燃料噴射ノズルに対する燃料配分比を設定するための構成である。本実施形態では、このような燃料配分比の一例として、燃料供給系統４による総燃料供給流量に対するパイロット燃料噴射ノズル５６への燃料供給量の配分比（いわゆるパイロット燃料比Ｄｐｌ）を取り扱う。
　燃料流量制御部１０８は、燃料供給系統４による燃料流量を制御するための構成である。燃料流量制御部１０８は、負荷低下要求が取得された場合、流量目標値設定部１０６で設定された流量目標値、及び、燃料配分比設定部１０７で設定された燃料配分比に基づいて、第１燃料Ｆ１及び第２燃料Ｆ２の流量及び燃料配分比を制御する。
　ここで図４及び図５を参照して、流量目標値設定部１０６の詳細構成について説明する。図４は図３の流量目標値設定部１０６の構成を示すブロック図であり、図５は時刻ｔ１において負荷低下要求が取得された場合における遮断弁１３の開度、燃焼器２に供給する燃料の流量目標値ＣＳＯ、及び、混焼率の時間的推移を示すタイムチャートである。
　図４に示すように、流量目標値設定部１０６は、基本流量目標値設定部１１０を備える。基本流量目標値設定部１１０によって設定される基本流量目標値ＣＳＯｆ１は、第１燃料Ｆ１の専焼時において負荷低下要求値に対応するように決定される。本実施形態では、負荷低下要求がガスタービンの負荷をゼロにするための要求であるため、基本流量目標値ＣＳＯｆ１は、ガスタービン１が第１燃料Ｆ１の専焼時において運転が可能な最小流量値として設定される。
　流量目標値設定部１０７は、基本流量目標値ＣＳＯｆ１を、必要に応じて混焼率に基づいて補正することにより流量目標値ＣＳＯを設定する。このような補正の有効／無効は、負荷低下要求取得部１０２によって取得された負荷低下要求に基づくスイッチＴ１の切替制御によって行われる。
　負荷低下要求は、負荷低下要求取得部１０２からタイマ１１２に入力される。タイマ１１２は、負荷低下要求が入力された時点ｔ１から所定期間Ｔｒ１にわたってスイッチＴ１に対してＯＮ指令を出力するように構成される。一方で、負荷低下要求が取得されていない場合や、負荷低下要求が取得された場合であっても取得時点ｔ１から所定期間Ｔｒ１が経過した後は、スイッチＴ１はＯＦＦに切り替えられる。
　また流量目標値設定部１０６では、混焼率取得部１０４で取得された混焼率が関数ＦＸ１に入力されることにより、第１補正値Ａ１が算出される。関数ＦＸ１は、混焼率と第１補正値Ａ１との相関を規定する関数として予め用意される。関数ＦＸ１から出力される第１補正値Ａ１は、負荷低下要求取得部１０２において負荷低下要求が取得された時点ｔ１から所定期間Ｔｒ１、スイッチＴ１がＯＮになっている間、基本流量目標値ＣＳＯｆ１に乗算される。これにより、基本流量目標値ＣＳＯｆ１が第１補正値Ａ１によって補正されることで、流量目標値ＣＳＯが求められる。
　図５の例では、時刻ｔ１において負荷低下要求が取得される。これに伴って、流量目標値設定部１０６では、スイッチＴ１がＯＮに切り替えられることにより、基本流量目標値ＣＳＯｆ１が第１補正値Ａ１によって補正されることで、基本流量目標値ＣＳＯｆ１より大きな流量目標値ＣＳＯｆｍが設定される。このように負荷低下要求が取得された場合の燃料流量の流量目標値ＣＳＯが、混焼率に基づいて設定される。この流量目標値ＣＳＯは、負荷低下要求に対応する負荷値（本実施形態では負荷遮断時に対応するゼロ負荷）になるように、基本流量目標値ＣＳＯｆ１を混焼率に基づいて補正することで求められる。これにより、負荷低下要求に対応してガスタービン１の負荷を低下するように燃焼器２に供給する燃料を絞った場合においても、ガスタービン１の運転状態を安定的に維持できる。
　つまり、時刻ｔ１において負荷低下要求が取得されると、流量目標値ＣＳＯは、基本流量目標値ＣＳＯｆ１より大きくなるように一時的に設定される。これにより、負荷低下要求によってガスタービン１の負荷が低下するように燃料流量を減少させた際に、ガスタービン１の運転状態が不安定になることを抑制できる。
　図５の例では、負荷低下要求が取得された場合に、第２燃料Ｆ２の供給を遮断すべく、第２燃料供給ライン１６に設けられた遮断弁１３を全閉状態に切り替えている。これは、燃料流量を最低限に絞る場合に、第１燃料Ｆ１と第２燃料Ｆ２の両方の流量を制御するよりも、単位体積当たりの熱量が多い第１燃料Ｆ１のみの流量を制御する方が弁の制御が行いやすいためである。第２燃料供給ライン１６に設けられた遮断弁１３を全閉状態に切り替えた後の所定時間Ｔｒは、合流部２５から燃焼器２までの燃料配管に残存している混合燃料が燃焼器２に流れ、所定時間Ｔｒの経過後は、第１燃料Ｆ１のみが燃焼器２に流れることになる。よって、流量目標値設定部１０６は、負荷低下要求が取得された時点ｔ１から所定期間Ｔｒ１が経過した時刻ｔ２では、流量目標値ＣＳＯとして、基本流量目標値ＣＳＯｆ１を設定する。つまり、負荷低下要求が取得された時点ｔ１から所定期間Ｔｒ１が経過することを条件として、流量目標値ＣＳＯが基本流量目標値ＣＳＯｆ１に変更される。これにより、負荷低下要求が取得された時点ｔ１から所定期間Ｔｒ１は、基本流量目標値ＣＳＯｆ１より大きな流量目標値が設定されることで、負荷変動によるガスタービン１の運転状態の不安定化を抑制できる。そして、所定期間Ｔｒ１が経過した後は、流量目標値ＣＳＯを基本流量目標値ＣＳＯｆ１に設定することで、第１燃料Ｆ１の専焼によるガスタービン１の低負荷運転状態に安定的に移行することができる。
　所定期間Ｔｒ１は、第１燃料Ｆ１を供給するための第１燃料供給ライン８と第２燃料Ｆ２を供給するための第２燃料供給ライン１６との合流部２５から燃焼器２まで、第１燃料Ｆ１及び第２燃料Ｆ２の混合燃料が至るための所要時間に基づいて設定される。これにより、第２燃料Ｆ２の遮断時において、合流部２５から燃焼器２までの間に残存する混合燃料が燃焼器２に至るまでの間、燃焼器２に供給する燃料の流量目標値ＣＳＯを基本流量目標値ＣＳＯｆ１より大きく設定することで、燃料流量を絞ることによるガスタービン１の運転状態の不安定化を抑制できる。
　尚、図５の例では、負荷低下要求が取得された場合に、第２燃料供給ライン１６に設けられた遮断弁１３を全閉状態に切り替えているが、第２燃料Ｆ２の供給を必ずしも遮断する必要はない。この場合、タイマ１１２によって、スイッチＴ１を所定期間Ｔｒ１が経過後にＯＦＦに切り替えることは必要なく、所定期間Ｔｒ１の経過後も混焼率によって補正された流量目標値ＣＳＯｆｍが維持されるように制御すればよい。
　続いて他の実施形態について図６及び図７を参照して説明する。図６は、図３の燃料配分比設定部１０７の一構成例を示すブロック図であり、図７は時刻ｔ１において負荷低下要求が取得された場合における遮断弁１３の開度、燃焼器２に供給する燃料の流量目標値ＣＳＯ、混焼率、及び、パイロット燃料配分比Ｄｐｌの時間的推移を示すタイムチャートである。
　図６に示すように、燃料配分比設定部１０７は、基本燃料配分比設定部１１４を備える。基本燃料配分比設定部１１４は、基本燃料配分比を設定するための構成である。本実施形態では特に、基本燃料配分比設定部１１４は、負荷低下要求の取得時に一時的に増加するように基本燃料配分比を設定する。具体的には、基本燃料配分比は、基本的に第１値Ｄｐｌ１を有するが、時刻ｔ１で負荷低下要求が取得されると、所定期間Ｔｒ２、第２値Ｄｐｌ２（＞第１値Ｄｐｌ１）に増加する。そして、所定期間Ｔｒ２が経過すると、再び第１値Ｄｐｌ１に戻される。このように負荷低下要求があった際に、一時的に燃料配分比を増加するように基本燃料配分比を設定することで、負荷変化に伴うガスタービン１の異常燃焼や失火を効果的に防止できる。
　尚、この所定期間Ｔｒ２は、前述の所定期間Ｔｒ１より短く設定されているが、両者の大小関係は限定されず、また両者が同じであってもよい。
　燃料配分比設定部１０７は、負荷低下要求の取得時における基本燃料配分比の増加率を混焼率に基づいて補正することにより、燃料配分比を設定する。図６では、燃料配分比設定部１０７は、基本燃料配分比を、混焼率に基づいて算出される第２補正値Ａ２を用いて補正することにより燃料配分比を設定する。
このような第２補正値Ａ２を用いた補正の有効／無効は、負荷低下要求取得部１０２によって取得された負荷低下要求に基づくスイッチＴ２の切替制御によって行われる。負荷低下要求取得部１０２で取得された負荷低下要求は、タイマ１１６に入力される。タイマ１１６は、負荷低下要求が入力された時点ｔ１から所定期間Ｔｒ２にわたってスイッチＴ２に対してＯＮ指令を出力するように構成される。一方で、負荷低下要求が取得されていない場合や、負荷低下要求が取得された場合であっても取得時点ｔ１から所定期間Ｔｒ２が経過した後では、スイッチＴ２はＯＦＦに切り替えられる。
　また燃料配分比設定部１０７では、混焼率取得部１０４で取得された混焼率が関数ＦＸ２に入力されることにより、第２補正値Ａ２が算出される。関数ＦＸ２は、混焼率と第２補正値Ａ２との相関を規定する関数として予め用意される。関数ＦＸ２の出力は、前述のように負荷低下要求取得部１０２において負荷低下要求が取得された時点ｔ１から所定期間Ｔｒ２、すなわちスイッチＴ２がＯＮになっている間、第２値Ｄｐｌ２にある基本燃料配分比に加算される。これにより、基本燃料配分比Ｄｐｌ２が第２補正値Ａ２によって補正されることで、所定期間Ｔｒ２では、燃料配分比が第３値Ｄｐｌ３に設定される。
　このように燃料配分比設定部１０７は、負荷低下要求の取得時における燃料配分比の増加率を混焼率に基づいて設定する。これにより、ガスタービン１の負荷低下時に第２燃料Ｆ２を遮断した場合であっても、ガスタービン１の混焼率の変化に応じて燃料配分比を補正することで、異常燃焼や失火を防止し、ガスタービンの運転状態を安定的に維持できる。
　その他、本開示の趣旨を逸脱しない範囲で、上記した実施形態における構成要素を周知の構成要素に置き換えることは適宜可能であり、また、上記した実施形態を適宜組み合わせてもよい。
　上記各実施形態に記載の内容は、例えば以下のように把握される。
（１）一態様に係るガスタービン制御装置は、
　第１燃料と、前記第１燃料よりも単位体積当たりの熱量が低い第２燃料との混焼が可能な燃焼器を備えるガスタービンを制御するためのガスタービン制御装置であって、
　前記ガスタービンに対する負荷低下要求を取得するための負荷低下要求取得部と、
　前記負荷低下要求の取得時における前記燃焼器の混焼率を取得するための混焼率取得部と、
　前記負荷低下要求が取得された際の前記第１燃料の流量目標値を設定するための流量目標値設定部と、
　前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第１燃料の流量を前記流量目標値になるように制御するための燃料流量制御部と、
を備え、
　前記流量目標値設定部は、前記負荷低下要求に対応する負荷を前記第１燃料の専焼によって実現するための前記第１燃料の基本流量目標値を、前記混焼率に基づいて補正することにより設定する。
　上記（１）の態様によれば、負荷低下要求が取得される場合の燃焼器に供給する燃料の流量目標値が、混焼率に基づいて設定される。この流量目標値は、第１燃料の専焼によって負荷低下要求に対応する負荷値になるようにガスタービンを制御するための燃料の基本流量目標値を混焼率に基づいて補正することで求められる。これにより、負荷低下要求によってガスタービンの負荷を低下するように燃料を絞った場合においても、ガスタービンの運転状態を安定的に維持できる。
（２）他の態様では、上記（１）の態様において、
　前記流量目標値設定部は、前記混焼率に基づいて算出される第１目標値を用いて、前記基本流量目標値より大きくなるように、前記負荷低下要求が取得された場合の前記流量目標値を設定する。
　上記（２）の態様によれば、負荷低下要求が取得された際の燃焼器に供給する燃料の流量目標値が、第１燃料の専焼時に対応する基本流量目標値より大きくなるように設定される。これにより、負荷低下要求によってガスタービンの負荷が低下するように燃料流量を減少させた際に、ガスタービンの運転状態が不安定になることを抑制できる。
（３）他の態様では、上記（２）の態様において、
　前記燃料流量制御部は、前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第２燃料を遮断し、
　前記流量目標値設定部は、前記負荷低下要求が取得された時点から所定期間が経過した場合、前記流量目標値として、前記基本流量目標値を設定する。
　上記（３）の態様によれば、負荷低下要求が取得された時点から所定期間が経過することを条件として、流量目標値が基本流量目標値に変更される。これにより、負荷低下要求が取得された時点から所定期間は、基本流量目標値より大きな流量目標値が設定されることで、負荷変動によるガスタービンの運転状態の不安定化を抑制できる。そして、所定期間が経過した後は、流量目標値を基本流量目標値に設定することで、第１燃料の専焼によるガスタービンの低負荷運転状態に安定的に移行することができる。
（４）他の態様では、上記（３）の態様において、
　前記所定期間は、前記第１燃料を供給するための第１燃料供給路と前記第２燃料を供給するための第２燃料供給路との合流部から前記燃焼器まで、前記第１燃料及び前記第２燃料の混合燃料が至るための所要時間に基づいて設定される。
　上記（４）の態様によれば、ガスタービンの負荷低下要求が取得されることで第２燃料が遮断されて第１燃料の流量目標値が基本流量目標値より大きく設定される所定期間が、第１燃料及び第２燃料の混合燃料が合流部から燃焼器までに至るまでの所要時間に基づいて設定される。これにより、第２燃料の遮断時において、合流部から燃焼器までの間に残存する混合燃料が燃焼器に至るまでの間、第１燃料の流量目標値を基本流量目標値より大きく設定することで、負荷変動によるガスタービンの運転状態の不安定化を抑制できる。そして、所定期間が経過した後は、流量目標値を基本流量目標値に設定することで、第１燃料の専焼によるガスタービンの低負荷運転状態に安定的に移行することができる。
（５）他の態様では、上記（１）から（４）のいずれか一態様において、
　前記燃焼器が有する複数の異なる燃料噴射ノズルに対する燃料配分比を設定するための燃料配分比設定部を更に備え、
　前記燃料配分比設定部は、前記負荷低下要求の取得時に、前記燃料配分比を一時的に増加するように設定する。
　上記（５）の態様によれば、負荷低下要求の取得時に燃料配分比を一時的に増加するように設定することで、負荷変化に伴うガスタービンの異常燃焼や失火を効果的に防止できる。
（６）他の態様では、上記（５）の態様において、
　前記燃料配分比は、前記複数の異なる燃料噴射ノズルのうちパイロット燃料噴射ノズルに対する燃料配分比を規定するパイロット燃料比である。
　上記（６）の態様によれば、制御対象となる燃料配分比をパイロット燃料比とすることで、負荷変化に伴うガスタービンの異常燃焼や失火を効果的に防止できる。
（７）他の態様では、上記（５）又は（６）の態様において、
　前記燃料配分比設定部は、前記負荷低下要求の取得時における前記燃料配分比の増加率を前記混焼率に基づいて設定する。
　上記（７）の態様によれば、負荷低下要求の取得によってガスタービンの負荷が変化する際の燃料配分比の制御目標値が、増加率を混焼率に基づいて設定される。これにより、ガスタービンの負荷低下時において、ガスタービンの混焼率に応じて燃料配分比を補正することで、異常燃焼や失火を防止し、ガスタービンの運転状態を安定的に維持できる。
（８）他の態様では、上記（１）から（７）のいずれか一態様において、
　前記ガスタービンの異常を検知した場合に、前記負荷低下要求を出力するための異常検知部を更に備える。
　上記（８）の態様によれば、ガスタービンで異常が検知された場合に、負荷低下要求が出力される。このように出力された負荷低下要求を取得することをトリガーとして、前述の燃料流量制御を実施することにより、ガスタービンで異常が検知された際にガスタービンの負荷低下制御を、ガスタービンの運転状態を安定的に維持しながら実施することができる。
（９）他の態様では、上記（１）から（８）のいずれか一態様において、前記負荷低下要求は、前記ガスタービンの負荷をゼロ負荷にするための要求である。
　上記（９）の態様によれば、負荷低下要求によってガスタービンの負荷をゼロにする際に、ガスタービンの運転状態を安定的に維持可能である。
（１０）一態様に係るガスタービン制御方法は、
　第１燃料と、前記第１燃料よりも単位体積当たりの熱量が低い第２燃料との混焼が可能な燃焼器を備えるガスタービンを制御するためのガスタービン制御方法であって、
　前記ガスタービンに対する負荷低下要求を取得する工程と、
　前記負荷低下要求の取得時における前記燃焼器の混焼率を取得する工程と、
　前記負荷低下要求が取得された際の前記第１燃料の流量目標値を設定する工程と、
　前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第１燃料の流量を前記流量目標値になるように制御する工程と、
を備え、
　前記流量目標値を設定する工程では、前記負荷低下要求に対応する負荷を前記第１燃料の専焼によって実現するための前記第１燃料の基本流量目標値を、前記混焼率に基づいて補正することにより設定する。
　上記（１０）の態様によれば、負荷低下要求が取得された場合の燃焼器に供給する燃料の流量目標値が、混焼率に基づいて設定される。この流量目標値は、第１燃料の専焼によって負荷低下要求に対応する負荷値になるようにガスタービンを制御するための燃料の基本流量目標値を混焼率に基づいて補正することで求められる。これにより、ガスタービンの混焼時において負荷低下要求によってガスタービンの負荷を低下するように燃料を絞った場合においても、ガスタービンの運転状態を安定的に維持できる。
（１１）一態様に係るガスタービン制御プログラムは、
　第１燃料と、前記第１燃料よりも単位体積当たりの熱量が低い第２燃料との混焼が可能な燃焼器を備えるガスタービンを制御するためのガスタービン制御プログラムであって、
　コンピュータ装置を用いて、
　前記ガスタービンに対する負荷低下要求を取得する工程と、
　前記負荷低下要求の取得時における前記燃焼器の混焼率を取得する工程と、
　前記負荷低下要求が取得された際の前記第１燃料の流量目標値を設定する工程と、
　前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第１燃料の流量を前記流量目標値になるように制御する工程と、
を実行可能であり、
　前記流量目標値を設定する工程では、前記負荷低下要求に対応する負荷を前記第１燃料の専焼によって実現するための前記第１燃料の基本流量目標値を、前記混焼率に基づいて補正することにより設定する。
　上記（１１）の態様によれば、負荷低下要求が取得された場合の燃焼器に供給する燃料の流量目標値が、混焼率に基づいて設定される。この流量目標値は、第１燃料の専焼によって負荷低下要求に対応する負荷値になるようにガスタービンを制御するための燃料の基本流量目標値を混焼率に基づいて補正することで求められる。これにより、ガスタービンの混焼時において負荷低下要求によってガスタービンの負荷を低下するように燃料を絞った場合においても、ガスタービンの運転状態を安定的に維持できる。
１　ガスタービン
２　燃焼器
３　圧縮機
４　燃料供給系統
６　タービン
７　第１燃料供給源
８　第１燃料供給ライン
１０　流量計
１３　遮断弁
１４　第２燃料供給源
１６　第２燃料供給ライン
１８　第１流量調整弁
２２　主燃料供給ライン
２４　遮断弁
２５　合流部
２６　第２流量調整弁
２８ａ、２８ｂ、・・・　燃料分岐供給ライン
３０ａ、３０ｂ、・・・　第３流量調整弁
３２　外筒
３４　ライナ
３６　バーナ
３８　エンドカバー
４０　燃焼室
４４　燃料分配器
４６　パイロットバーナ
４８　メインバーナ
５０　空気孔プレート
５２　メイン燃料噴射ノズル
５４　空気孔
５６　パイロット燃料噴射ノズル
１００　ガスタービン制御装置
１０２　負荷低下要求取得部
１０３　異常検知部
１０４　混焼率取得部
１０６　流量目標値設定部
１０７　燃料配分比設定部
１０８　燃料流量制御部
Ｆ１　第１燃料
Ｆ２　第２燃料

Claims (11)

  1. 　第１燃料と、前記第１燃料よりも単位体積当たりの熱量が低い第２燃料との混焼が可能な燃焼器を備えるガスタービンを制御するためのガスタービン制御装置であって、
    　前記ガスタービンに対する負荷低下要求を取得するための負荷低下要求取得部と、
    　前記負荷低下要求の取得時における前記燃焼器の混焼率を取得するための混焼率取得部と、
    　前記負荷低下要求が取得された際の前記第１燃料の流量目標値を設定するための流量目標値設定部と、
    　前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第１燃料の流量を前記流量目標値になるように制御するための燃料流量制御部と、
    を備え、
    　前記流量目標値設定部は、前記負荷低下要求に対応する負荷を前記第１燃料の専焼によって実現するための前記第１燃料の基本流量目標値を、前記混焼率に基づいて補正することにより設定する、ガスタービン制御装置。
  2. 　前記流量目標値設定部は、前記混焼率に基づいて算出される第１目標値を用いて、前記基本流量目標値より大きくなるように、前記負荷低下要求が取得された場合の前記流量目標値を設定する、請求項１に記載のガスタービン制御装置。
  3. 　前記燃料流量制御部は、前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第２燃料を遮断し、
    　前記流量目標値設定部は、前記負荷低下要求が取得された時点から所定期間が経過した場合、前記流量目標値として、前記基本流量目標値を設定する、請求項２に記載のガスタービン制御装置。
  4. 　前記所定期間は、前記第１燃料を供給するための第１燃料供給路と前記第２燃料を供給するための第２燃料供給路との合流部から前記燃焼器まで、前記第１燃料及び前記第２燃料の混合燃料が至るための所要時間に基づいて設定される、請求項３に記載のガスタービン制御装置。
  5. 　前記燃焼器が有する複数の異なる燃料噴射ノズルに対する燃料配分比を設定するための燃料配分比設定部を更に備え、
    　前記燃料配分比設定部は、前記負荷低下要求の取得時に、前記燃料配分比を一時的に増加するように設定する、請求項１又は２に記載のガスタービン制御装置。
  6. 　前記燃料配分比は、前記複数の異なる燃料噴射ノズルのうちパイロット燃料噴射ノズルに対する燃料配分比を規定するパイロット燃料比である、請求項５に記載のガスタービン制御装置。
  7. 　前記燃料配分比設定部は、前記負荷低下要求の取得時における前記燃料配分比の増加率を前記混焼率に基づいて設定する、請求項５に記載のガスタービン制御装置。
  8. 　前記ガスタービンの異常を検知した場合に、前記負荷低下要求を出力するための異常検知部を更に備える、請求項１又は２に記載のガスタービン制御装置。
  9. 　前記負荷低下要求は、前記ガスタービンの負荷をゼロ負荷にするための要求である、請求項１又は２に記載のガスタービン制御装置。
  10. 　第１燃料と、前記第１燃料よりも単位体積当たりの熱量が低い第２燃料との混焼が可能な燃焼器を備えるガスタービンを制御するためのガスタービン制御方法であって、
    　前記ガスタービンに対する負荷低下要求を取得する工程と、
    　前記負荷低下要求の取得時における前記燃焼器の混焼率を取得する工程と、
    　前記負荷低下要求が取得された際の前記第１燃料の流量目標値を設定する工程と、
    　前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第１燃料の流量を前記流量目標値になるように制御する工程と、
    を備え、
    　前記流量目標値を設定する工程では、前記負荷低下要求に対応する負荷を前記第１燃料の専焼によって実現するための前記第１燃料の基本流量目標値を、前記混焼率に基づいて補正することにより設定する、ガスタービン制御方法。
  11. 　第１燃料と、前記第１燃料よりも単位体積当たりの熱量が低い第２燃料との混焼が可能な燃焼器を備えるガスタービンを制御するためのガスタービン制御プログラムであって、
    　コンピュータ装置を用いて、
    　前記ガスタービンに対する負荷低下要求を取得する工程と、
    　前記負荷低下要求の取得時における前記燃焼器の混焼率を取得する工程と、
    　前記負荷低下要求が取得された際の前記第１燃料の流量目標値を設定する工程と、
    　前記負荷低下要求が取得された場合に、前記第１燃料の流量を前記流量目標値になるように制御する工程と、
    を実行可能であり、
    　前記流量目標値を設定する工程では、前記負荷低下要求に対応する負荷を前記第１燃料の専焼によって実現するための前記第１燃料の基本流量目標値を、前記混焼率に基づいて補正することにより設定する、ガスタービン制御プログラム。
PCT/JP2024/006696 2023-03-20 2024-02-26 ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法、及び、ガスタービン制御プログラム Ceased WO2024195437A1 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202480009443.9A CN120604026A (zh) 2023-03-20 2024-02-26 燃气涡轮控制装置、燃气涡轮控制方法及燃气涡轮控制程序
DE112024000338.9T DE112024000338T5 (de) 2023-03-20 2024-02-26 Gasturbinen-steuervorrichtung, gasturbinen-steuerverfahren und gasturbinensteuerprogramm
KR1020257023628A KR20250121116A (ko) 2023-03-20 2024-02-26 가스 터빈 제어 장치, 가스 터빈 제어 방법, 및, 가스 터빈 제어 프로그램을 기록한 컴퓨터에서 독취 가능한 기록 매체
JP2025508250A JPWO2024195437A1 (ja) 2023-03-20 2024-02-26

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2023043761 2023-03-20
JP2023-043761 2023-03-20

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2024195437A1 true WO2024195437A1 (ja) 2024-09-26

Family

ID=92841849

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2024/006696 Ceased WO2024195437A1 (ja) 2023-03-20 2024-02-26 ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法、及び、ガスタービン制御プログラム

Country Status (5)

Country Link
JP (1) JPWO2024195437A1 (ja)
KR (1) KR20250121116A (ja)
CN (1) CN120604026A (ja)
DE (1) DE112024000338T5 (ja)
WO (1) WO2024195437A1 (ja)

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4587547B2 (ja) 2000-10-20 2010-11-24 花王株式会社 連結取外し具
JP4642630B2 (ja) 2005-10-20 2011-03-02 カワサキプラントシステムズ株式会社 ガスタービンの制御システムおよび制御方法

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2024195437A1 (ja) 2024-09-26
CN120604026A (zh) 2025-09-05
DE112024000338T5 (de) 2025-09-18
KR20250121116A (ko) 2025-08-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8490379B2 (en) Gas turbine control device
US20140150438A1 (en) System and method for operating a gas turbine in a turndown mode
US10287993B2 (en) Method and device for combustion with pulsed fuel split
US20150059353A1 (en) Gas Turbine Combustion System
JP2007138949A (ja) ガスタービンエンジンシステムを動作させるための方法および装置
JP2009115081A (ja) ガスタービンエンジンを運転するための方法及びシステム
JP2008051099A (ja) ガスタービン及びガスタービンを運転するためのびシステム
US20170356342A1 (en) Circuit-level heating for wide wobbe fuels in dln gas turbine combustion
JP2014070636A (ja) Ｃｏ２の排出を管理するための方法およびシステム
EP4256235B1 (en) Method of operating a combustor for a gas turbine
JP2006029162A (ja) ガスタービンの制御装置および制御方法
CN111712621B (zh) 用于运行燃气涡轮机的燃烧器组件的方法
WO2024214405A1 (ja) ガスタービン制御装置、ガスタービン制御方法、及び、ガスタービン制御プログラム
KR20250121116A (ko) 가스 터빈 제어 장치, 가스 터빈 제어 방법, 및, 가스 터빈 제어 프로그램을 기록한 컴퓨터에서 독취 가능한 기록 매체
US12180900B2 (en) Method of controlling a combustor
CA3203594C (en) Method of controlling a combustor
EP4232698B1 (en) METHOD FOR CONTROLLING A COMBUSTION CHAMBER
WO2024202455A1 (ja) ガスタービン制御装置
JPH09324657A (ja) ガスタービン設備
JP2025129943A (ja) ガスタービンエンジンの制御装置および制御方法

Legal Events

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

Ref document number: 24774582

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2025508250

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

Ref document number: 1020257023628

Country of ref document: KR

Free format text: ST27 STATUS EVENT CODE: A-0-1-A10-A15-NAP-PA0105 (AS PROVIDED BY THE NATIONAL OFFICE)

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1020257023628

Country of ref document: KR

Ref document number: 2025508250

Country of ref document: JP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 202480009443.9

Country of ref document: CN

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 112024000338

Country of ref document: DE

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 1020257023628

Country of ref document: KR

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 202480009443.9

Country of ref document: CN

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 112024000338

Country of ref document: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 24774582

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1