JPH0333889B2 - - Google Patents
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- JPH0333889B2 JPH0333889B2 JP22806382A JP22806382A JPH0333889B2 JP H0333889 B2 JPH0333889 B2 JP H0333889B2 JP 22806382 A JP22806382 A JP 22806382A JP 22806382 A JP22806382 A JP 22806382A JP H0333889 B2 JPH0333889 B2 JP H0333889B2
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Description
【発明の詳細な説明】
〔発明の技術分野〕
本発明はガスタービンと蒸気タービンの複合サ
イクル発電プラント（以下、複合サイクルプラン
トという。）、特に複数軸形の複合サイクルプラン
トの負荷制御装置であつて、電力系統からみて１
つのユニツトとして機能するように構成された総
括的な負荷制御装置に関する。そして、特に電力
周波数変動を補償するための改良に関する。[Detailed Description of the Invention] [Technical Field of the Invention] The present invention relates to a load control device for a combined cycle power plant using a gas turbine and a steam turbine (hereinafter referred to as a combined cycle plant), and in particular for a multiple shaft type combined cycle plant. So, from the perspective of the power system 1
The present invention relates to an overall load control device configured to function as a single unit. In particular, the present invention relates to improvements for compensating for power frequency fluctuations.
複合サイクルプラントの概要
複合サイクルプラントとは、ガスタービンにお
いて燃料を燃焼することにより発電機を回転駆動
するとともに、その排熱を排熱回収ボイラにより
回収して蒸気を発生させ、発生した蒸気により蒸
気タービンを駆動し、かつ発電機を駆動する方式
を用いた発電プラントのことである。この意味に
おいて、結合サイクルプラントあるいは組み合せ
サイクルプラントともいわれる。この複合サイク
ルプラントの全体的な出力はガスタービンの燃料
の供給量に依存し、したがつてこの燃量流量を制
御することによりプラント全体の出力制御を行う
ことができる。一般に、複合サイクルプラントは
ガスタービンと蒸気タービンとが同一軸で結合さ
れているかまたは複数の軸に分けられているかに
よつて一軸型と複数軸型に大別される。
Overview of a combined cycle plant A combined cycle plant is a gas turbine that burns fuel to drive a generator, and the exhaust heat is recovered by an exhaust heat recovery boiler to generate steam. This is a power generation plant that uses a system that drives both a turbine and a generator. In this sense, it is also called a combined cycle plant or a combined cycle plant. The overall output of this combined cycle plant depends on the amount of fuel supplied to the gas turbine, and therefore, by controlling this fuel flow rate, the output of the entire plant can be controlled. In general, combined cycle plants are broadly classified into single-shaft types and multi-shaft types, depending on whether the gas turbine and steam turbine are connected by the same shaft or separated into multiple shafts.
負荷制御
次に、以上の複合サイクルプラントの負荷制御
装置について説明するが、説明を簡単にするため
一軸型の複合サイクルプラントの例により説明す
る（第１図参照）。第１図において、まず、ガス
タービン９の出力制御は次の通りである。速度設
定器１からの速度設定信号は減算器２に与えられ
る。一方、コンプレツサ８に設けられた回転数検
出器６からガスタービン９、蒸気タービン１３お
よび発電機１０の回転数検出信号が減算器２にフ
イードバツクされる。減算器２は速度設定値とフ
イードバツクされた検出値との偏差を求め、その
偏差信号を演算増幅器３に出力する。演算増幅器
３は入力された偏差信号に基づき「比例」または
「比例積分」演算を行ない、その演算値をサーボ
増幅器４を介して燃料調整弁５に送り、その開度
を制御する。この開度調節により、ガスタービン
９の燃焼器７に供給される燃料流量が制御され、
その結果、ガスタービン９の出力が速度設定値に
合うように制御される。Load Control Next, the load control device for the above-mentioned combined cycle plant will be described. To simplify the explanation, an example of a single-shaft type combined cycle plant will be used (see FIG. 1). In FIG. 1, first, the output control of the gas turbine 9 is as follows. The speed setting signal from the speed setter 1 is given to the subtracter 2. On the other hand, rotation speed detection signals of the gas turbine 9 , the steam turbine 13 , and the generator 10 are fed back to the subtractor 2 from the rotation speed detector 6 provided in the compressor 8 . The subtracter 2 calculates the deviation between the speed setting value and the detected value fed back, and outputs the deviation signal to the operational amplifier 3. The operational amplifier 3 performs a "proportional" or "proportional integral" calculation based on the input deviation signal, and sends the calculated value to the fuel regulating valve 5 via the servo amplifier 4 to control its opening degree. This opening adjustment controls the fuel flow rate supplied to the combustor 7 of the gas turbine 9,
As a result, the output of the gas turbine 9 is controlled to match the speed setting.
次に蒸気タービン１３の出力制御について述べ
る。排熱回収ボイラ１１から蒸気タービン１３に
供給される蒸気エンタルピーは、ガスタービン９
の排ガスのエンタルピーにより決定されるので蒸
気加減弁１２を全開または一定開度にしておくこ
とにより復水器１４の真空度との関係で一義的に
タービン出力が決定されることとなる。 Next, output control of the steam turbine 13 will be described. The steam enthalpy supplied from the exhaust heat recovery boiler 11 to the steam turbine 13 is transferred to the gas turbine 9
The turbine output is determined by the enthalpy of the exhaust gas, so by keeping the steam control valve 12 fully open or at a constant opening, the turbine output is uniquely determined in relation to the vacuum degree of the condenser 14.
以上のことから、複合サイクルプラントにおい
て電力系統への出力はガスタービン９と蒸気ター
ビン１３の出力の和に発電機１０の効率を乗じた
値となる。 From the above, in the combined cycle plant, the output to the power system is a value obtained by multiplying the sum of the outputs of the gas turbine 9 and the steam turbine 13 by the efficiency of the generator 10.
負荷（発電機出力）の制御は、負荷設定器１６
からの負荷設定信号と負荷検出器１５による実負
荷検出信号との偏差を減算器１７により求め、求
めた偏差信号を速度設定器１に与えて設定器１を
制御することにより行う。その結果、最終的には
偏差を零（すなわち、負荷が負荷設定値と等しく
なる）となるように制御することができる。 The load (generator output) is controlled by the load setting device 16.
The subtractor 17 calculates the deviation between the load setting signal from the load detector 15 and the actual load detection signal from the load detector 15, and the calculated deviation signal is applied to the speed setting device 1 to control the setting device 1. As a result, it is possible to control the deviation so that it ultimately becomes zero (that is, the load becomes equal to the load setting value).
負荷制御における問題点
複合サイクルプラントにおいては、一軸型、複
数軸にかかわらず、ガスタービンの出力応答が早
いのに対して蒸気タービンの出力応答が遅れると
いう問題がある。これは、ガスタービン９の出力
が燃料流量の変化に応動して直ちに変化するのに
対し、蒸気タービン１３は「ガスタービンからの
排ガスエネルギーの変化」→「排熱回収ボイラの
蒸気量」→「蒸気タービン出力」という系が存在
するためにエネルギーの伝達に大きな時定数が生
じ、その結果蒸気タービン出力が燃料流量変化に
応動するまでに時間遅れが生じることに起因する
ものである。なお、その他一般にガスタービン出
力と蒸気タービン出力の比率はほぼ一定となる特
徴がある。以上の状態を第２図に示す。Problems in Load Control In combined cycle plants, whether single-shaft or multi-shaft, there is a problem in that the output response of the gas turbine is fast, whereas the output response of the steam turbine is delayed. This is because the output of the gas turbine 9 changes immediately in response to changes in fuel flow rate, whereas the output of the steam turbine 13 changes from "change in exhaust gas energy from the gas turbine" to "amount of steam in the exhaust heat recovery boiler" to " This is due to the existence of a system called "steam turbine output" that causes a large time constant in energy transfer, resulting in a time delay before the steam turbine output responds to changes in fuel flow rate. In addition, there is another characteristic that the ratio of the gas turbine output to the steam turbine output is generally constant. The above state is shown in FIG.
第２図に示すように、燃量流量のステツプ変化
１８に対してガスタービン出力の時間的変化１９
は時間TGTの遅れとなるが、蒸気タービン出力２
０は時間TSTの遅れとなる。具体的にはTGTは数
秒のオーダであり、TSTは約１分程度である。第
２図中、斜線で示した特性が燃量のステツプ変化
に対するオープンループ時の複合サイクルプラン
トとしての出力応答である。 As shown in FIG. 2, a temporal change 19 in the gas turbine output with respect to a step change 18 in the fuel flow rate is shown.
is delayed by time T GT , but steam turbine output 2
0 is a delay of time TST . Specifically, T GT is on the order of several seconds, and T ST is about one minute. In FIG. 2, the shaded characteristic is the output response of the combined cycle plant in open loop to step changes in fuel amount.
以上が複合サイクルプラントの負荷制御につい
ての説明であるが、次に複合サイクルプラントに
おける電力周波数制御について説明する。 The above is a description of load control in a combined cycle plant. Next, power frequency control in a combined cycle plant will be described.
周波数制御
第１図の負荷制御装置において、電力系統に供
給される電力周波数変動の制御は演算増幅器（速
度調定率ゲイン）３によつて行われる。ここで、
電力周波数変化とガスタービン出力との関係を速
度設定器１の出力（負荷指令）をパラメータとし
て第３図に示す（但し、調定率４％の場合）。Frequency Control In the load control device shown in FIG. 1, control of frequency fluctuations in the power supplied to the power system is performed by an operational amplifier (speed regulation rate gain) 3. here,
The relationship between power frequency change and gas turbine output is shown in FIG. 3 using the output (load command) of the speed setting device 1 as a parameter (provided that the adjustment rate is 4%).
速度偏差がない場合、速度設定器１の出力100
％は無負荷時ガスタービン燃料信号となり、104
％は定格負荷時のガスタービン燃料信号となる。 If there is no speed deviation, the output of speed setting device 1 is 100
% is the no-load gas turbine fuel signal, which is 104
% is the gas turbine fuel signal at rated load.
一方、速度偏差が発生した場合、すなわち、系
統周波数が変化した場合には調定率によりガスタ
ービン燃料は素速く変化する。例えば、定格負荷
において、周波数が１％変動した場合のガスター
ビン燃料は、
100％×１％／４％＝20％
の変化を示し、ガスタービン出力も25％変化する
ことになる。 On the other hand, when a speed deviation occurs, that is, when the system frequency changes, the gas turbine fuel changes quickly due to the regulation rate. For example, if the frequency changes by 1% at the rated load, the gas turbine fuel will change by 100% x 1%/4% = 20%, and the gas turbine output will also change by 25%.
ところが、複合サイクルプラントの場合先にオ
ープンループ特性での問題点で述べたように、蒸
気タービン出力が長い遅れ時間をもつてタービン
出力に追従するため、複合サイクルプラント全体
の調定率Ｒは、次の(1)式で与えられる。 However, in the case of a combined cycle plant, as mentioned earlier in the problem with open loop characteristics, the steam turbine output follows the turbine output with a long delay time, so the regulation rate R of the entire combined cycle plant is It is given by equation (1).
１／Ｒ＝△PG＋△PS／△ｆ＝△PG／△ｆ（
１＋△PS／△PG）＝１／RG（１＋Ｋ・e-LS／１＋TS）…
……(1)
ここに、RG：ガスタービン調定率、△ｆ：系
統周波数変化、△PG：ガスタービン出力変化、
△PS：蒸気タービン出力変化、Ｔ：蒸気タービン
出力の応答時定数、Ｓ：ラプラス演算子、Ｋ：調
定率ゲインである。 1/R=△PG+△PS/△f=△PG/△f(
1+△PS/△PG)=1/RG(1+K・e -LS /1+TS)...
...(1) Here, R G : Gas turbine regulation rate, △f: System frequency change, △P G : Gas turbine output change,
ΔPS : steam turbine output change, T: response time constant of steam turbine output, S: Laplace operator, K: regulation rate gain.
また、調定率Ｒは最終値を考えれば、ガスター
ビン出力と蒸気タービン出力比率を１：３とした
場合、
１／Ｒ＝１／RG(1+K)＝１／４％(1+0.3)＝１／３％
………(2)
となる。 Also, considering the final value of the adjustment rate R, if the ratio of gas turbine output to steam turbine output is 1:3, then 1/R=1/RG(1+K)=1/4%(1+0.3) = 1/3% ......(2).
以上からわかることは、系統周波数の変化△ｆ
による複合サイクルプラントによる出力変化は、
ガスタービンの調定率RGと、排気回収ボイラ〜
蒸気タービンへの出力応答の遅れＴと、ガスター
ビンと蒸気タービンとの出力比率に依存して変化
することである。 What can be seen from the above is that the change in system frequency △f
The output change due to the combined cycle plant is
Gas turbine regulation rate R G and exhaust recovery boiler ~
This varies depending on the delay T in the output response to the steam turbine and the output ratio between the gas turbine and the steam turbine.
複数軸型複合サイクルプラントの負荷制御
以上の特性を有する複合サイクルプラントが複
数軸型のものであつた、当該複合サイクルプラン
トが電力系統からみて１つのユニツトとして機能
するように計画された場合の統括的な負荷制御装
置の例を第４図に示す。Load control of a multi-shaft combined cycle plant Load control of a multi-shaft combined cycle plant with the above characteristics, when the combined cycle plant is planned to function as one unit from the perspective of the power system. An example of a typical load control device is shown in FIG.
第４図において、中央発電所２１から与えられ
る複合サイクルプラントの負荷指令値、はたは負
荷設定器２３から与えられる所内モード負荷指令
値のいずれかが切替器２２により選択された加算
器２４に入力され、一方、系統周波偏差を補償す
るための周波数偏差バイアス発生器２５から周波
数バイアス信号が加算器２４に入力されて両信号
が加算される。その加算信号は減算器２６におい
て加算器２７から与えられる複合サイクルプラン
ト全体の出力（第１軸〜第ｎ軸までの複合サイク
ルプラントの出力の総和）と減算されて偏差が求
められる。次いでこの偏差は総括負荷コントロー
ラである比例積分器２８に入力され、比例積分器
２８は入力偏差値に基づいて各軸に対する負荷目
標指令を発する。各軸には減算器３０、各軸の発
電機出力検出器２９、比例積分演算器３１がそれ
ぞれ設けられている。これらは全て同一のものな
ので、各軸について同一の符号で示す。 In FIG. 4, either the combined cycle plant load command value given from the central power plant 21 or the station mode load command value given from the load setter 23 is applied to the adder 24 selected by the switch 22. On the other hand, a frequency bias signal from a frequency deviation bias generator 25 for compensating for system frequency deviation is input to an adder 24, and both signals are added. The added signal is subtracted by the subtracter 26 from the output of the entire combined cycle plant (the sum of the outputs of the combined cycle plant from the first axis to the nth axis) given from the adder 27 to obtain a deviation. This deviation is then input to a proportional integrator 28, which is an overall load controller, and the proportional integrator 28 issues a load target command for each axis based on the input deviation value. Each axis is provided with a subtracter 30, a generator output detector 29 for each axis, and a proportional-integral calculator 31, respectively. Since these are all the same, the same reference numerals are used for each axis.
さて、負荷目標指令が各軸の減算器３０に与え
られると、各減算器３０は各軸の発電機出力検出
器２９からの検出信号との減算を行ない、その偏
差を比例積分演算器３１に出力する。比例積分演
算器３１は入力された偏差値に基づいて各軸の速
度設定信号を発生する。以下の動作は第１図の制
御動作と同じであり、速度設定信号は負荷設定器
１６を介して各軸に与えられ、第１図の制御装置
により複合サイクルプラントの出力制御が行われ
る。 Now, when the load target command is given to the subtracter 30 of each axis, each subtracter 30 subtracts the detection signal from the generator output detector 29 of each axis, and the deviation is sent to the proportional-integral calculator 31. Output. The proportional integral calculator 31 generates a speed setting signal for each axis based on the input deviation value. The following operation is the same as the control operation shown in FIG. 1, and a speed setting signal is applied to each axis via the load setter 16, and the output control of the combined cycle plant is performed by the control device shown in FIG.
ここで、周波数バイアス発生器２５による負荷
指令へのバイアスが加算機能の目的は、系統周波
数の変動に基づくガスタービン側の調定率による
ガバナフリー分を打ち消さないためであり、調定
率制御による負荷変化分を指令値側においても加
算することにより負荷偏差の発生を防止し、それ
によつてガバナによる調定率制御を有効に生かす
ためである。もし、この機能がないとすると、調
定率による制御の負荷変化分は負荷指令の偏差と
なり、逆に負荷変化が相殺されてしまうこととな
る。 Here, the purpose of the bias addition function to the load command by the frequency bias generator 25 is to not cancel out the governor free portion due to the regulation rate on the gas turbine side based on fluctuations in the system frequency, and to prevent load changes due to regulation rate control. This is to prevent the occurrence of load deviation by adding the amount to the command value side as well, thereby making effective use of the adjustment rate control by the governor. If this function were not present, the load change due to control based on the adjustment rate would result in a deviation of the load command, and conversely, the load change would be canceled out.
そこで、本発明は複数軸型の複合サイクルプラ
ントにおいて、複合サイクルプラントの負荷制御
装置特有の調定率制御によるガバナフリー分を有
効に活用すべく周波数補償を行いうる周波数バイ
アス回路を備えた負荷制御装置を提供することを
目的とする。
Therefore, the present invention provides a load control device in a multi-shaft combined cycle plant that is equipped with a frequency bias circuit that can perform frequency compensation in order to effectively utilize the governor free portion due to regulation rate control specific to the load control device of the combined cycle plant. The purpose is to provide
上記目的を達成するために、本発明による負荷
制御装置は、電力系統の電力周波数の変動分△ｆ
に基づいて周波数バイアス回路３８により各軸に
対する周波数変動分△ｆを補償する周波数バイア
ス信号△MW1〜△MWoを各軸の制御系に個別的
加算し、かつ、前記各周波数バイアス信号△
MW1〜△MWoの総和を求めてその総和信号を複
合プラント全体の負荷指令信号に加算するように
した点に特徴を有する。
In order to achieve the above object, the load control device according to the present invention provides a load control device according to the present invention, in which the power frequency variation Δf of the power system is
Based on the frequency bias circuit 38, frequency bias signals △MW 1 to △MW o for compensating the frequency variation △f for each axis are individually added to the control system of each axis, and each frequency bias signal △
The feature is that the sum of MW 1 to △MW o is calculated and the sum signal is added to the load command signal of the entire complex plant.
以下、図面を参照して本発明による複合サイク
ルプラントの負荷制御装置の実施例について説明
する。第５図に本発明による負荷制御装置の要部
を示す。なお、第５図において第４図（従来装
置）を重複する部分には同一の符号を付して以下
説明する。
Hereinafter, embodiments of a load control device for a combined cycle plant according to the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 5 shows the main parts of the load control device according to the present invention. Note that in FIG. 5, parts that overlap those in FIG. 4 (conventional device) are given the same reference numerals and will be described below.
構 成
複合サイクルプラントの各軸A1，A2…Aoには
それぞれ周波数バイアス回路３８が設けられてい
る。各周波数バイアス回路３８から出力される各
軸ごとの周波数バイアス信号△MW1〜△MWoは
それぞれ対応する制御系の減算器３０に個別的に
与えられて加算されるととももに、加算器３７に
与えられて周波数バイアス信号△MW1〜△MWo
の総和信号が求められ、周波数バイアス回路２４
に入力される。Configuration A frequency bias circuit 38 is provided for each axis A 1 , A 2 . . . A o of the combined cycle plant. The frequency bias signals △MW 1 to △MW o for each axis outputted from each frequency bias circuit 38 are individually given to the subtracters 30 of the corresponding control system and added thereto. 37 and the frequency bias signal △MW 1 ~△MW o
The sum signal of the frequency bias circuit 24 is obtained.
is input.
周波数バイアス回路３８は、第６図に示すよう
に、電力周波数変動検出値△ｆに基づいて、ガス
タービンの速度調定率RGにより決まるガスター
ビン出力変化分△ｆ／RG信号を発生する第１の
関数発生器３２と、前記ガスタービン出力変化分
△ｆ／RGにガスタービン負荷応答時定数T1を加
味してガスタービン出力変化分の一次遅れ演算を
行う一次遅れ演算器３４と、前記電力周波数変動
検出値△ｆに基づいて、ガスタービンの速度調定
率RGおよび当該制御系の比例ゲインＫによつて
決まるガスタービン出力変化分△ｆ／RG・Ｋ信
号を発生する第２の関数発生器３３と、この第２
の関数発生器３３からのガスタービン出力変化分
に対する蒸気タービンの出力の遅れ時間Ｌおよび
応答時定数T2を加味して蒸気タービン出力変化
分の一次遅れ演算を行う二次遅れ演算器３５と、
前記一次遅れ演算値と二次遅れ演算値とを加算
し、その加算器を周波数バイアス信号△MW1〜
△MWoとして出力する加算器３６とを備えて構
成される。 As shown in FIG. 6, the frequency bias circuit 38 generates a gas turbine output change Δf/R G signal determined by the gas turbine speed regulation rate R G based on the detected power frequency fluctuation value Δf. 1 function generator 32, and a first-order lag calculator 34 that performs a first-order lag calculation of the gas turbine output change by adding a gas turbine load response time constant T1 to the gas turbine output change Δf/ RG ; a second signal generating a gas turbine output change Δf/R G ·K signal determined by the gas turbine speed regulation rate R G and the proportional gain K of the control system based on the detected power frequency fluctuation value Δf; function generator 33 and this second
a second-order lag calculator 35 that performs a first-order lag calculation for a change in steam turbine output by taking into account the delay time L and response time constant T2 of the output of the steam turbine relative to the change in output of the gas turbine from the function generator 33;
The first-order lag calculation value and the second-order lag calculation value are added, and the adder is connected to the frequency bias signal △MW 1 ~
The adder 36 outputs ΔMW o .
作 用
次に第５図、第６図に基づく作用について説明
する。第７図に周波数バイアス回路３８（第６
図）により求められる各軸の周波数バイアス値
（代表して△MW1で示す）の変化を示す。一軸分
の周波数バイアス値△MW1は次の(3)式で与えら
れる。Function Next, the function based on FIGS. 5 and 6 will be explained. FIG. 7 shows the frequency bias circuit 38 (sixth
The changes in the frequency bias value (representatively indicated by △MW 1 ) of each axis are shown in Fig. The frequency bias value ΔMW 1 for one axis is given by the following equation (3).
△MW1＝△ｆ／RG・１／１＋T1S＋Ｋ／RG△ｆ・e-
LS／１＋T2S＝△ｆ／RG（１＋１／T1S＋Ｋ・e-LS／１＋
T2S………(3)
この(3)式で求められる周波数バイアス値△
MW1は式(1)の複合サイクルプラント全体の調定
率による負荷変化幅と一致する。但し、この場合
△MW1＝１／Ｒ・△ｆ
で表される。また第６図に関数発生器３２及び３
３のグラフに図示されているように、例えば△ｆ
が正の場合、即ち系統周波数が高い場合には１／
（RG・△ｆ）は負になり、△MW1自体は負の値
として減算器３０に加算されることになる。つま
り、各軸の発電機出力検出器２９からの出力が、
ガバナフリー動作により低下した分だけ比例積分
器２８から出力される負荷目標指令に負の△
MW1が加算される。 △MW 1 = △f/R G・1/1+T 1 S+K/R G △f・e -
LS /1+T 2 S=△f/R G (1+1/T 1 S+K・e -LS /1+
T 2 S……(3) Frequency bias value △ found by this formula (3)
MW 1 corresponds to the load change range due to the regulation rate of the entire combined cycle plant in equation (1). However, in this case, it is expressed as △MW 1 =1/R·△f. FIG. 6 also shows function generators 32 and 3.
As illustrated in the graph of 3, for example, △f
is positive, that is, when the system frequency is high, 1/
( RG ·Δf) becomes negative, and ΔMW 1 itself is added to the subtracter 30 as a negative value. In other words, the output from the generator output detector 29 of each axis is
The load target command output from the proportional integrator 28 has a negative △ by the amount decreased due to the governor free operation.
MW 1 is added.
以上より、ガスタービン出力の応答時定数T1、
蒸気タービン出力の応答時定数T2および時間Ｌ
を適正に選択すれば、系統周波数変化時の負荷変
化を周波数バイアス値△MW1により正確に求め
ることができる。したがつて各周波数バイアス△
MW1〜△MWoを各軸にそれぞれ対応して負荷目
標指令に加算するとともに、複合プラントの統括
的負荷指令に第１軸A1〜第ｎ軸Aoまでの各周波
数バイアス△MW1〜△MWoの総和を周波数バイ
アス値として加算器３７により加えることによつ
て、比例積分演算器３１への偏差信号にガバナフ
リー動作による変化が生じないように補償し、ガ
バナフリーを総合的に負荷制御することができ
る。 From the above, the response time constant T 1 of the gas turbine output,
Steam turbine output response time constant T 2 and time L
If is selected appropriately, the load change when the system frequency changes can be accurately determined by the frequency bias value △MW 1 . Therefore, each frequency bias △
MW 1 ~ △MW o is added to the load target command corresponding to each axis, and each frequency bias △MW 1 ~ from the 1st axis A 1 to the nth axis A o is added to the overall load command of the complex plant. By adding the sum of △MW o as a frequency bias value by the adder 37, the deviation signal to the proportional-integral calculator 31 is compensated so that there is no change due to the governor-free operation, and the governor-free is comprehensively loaded. can be controlled.
以上の通り、本発明によれば、複数軸型の複合
サイクルプラントにおいて、複合サイクルプラン
トの負荷制御装置において特有の調定率制御にす
るガバナフリー分を有効に活用して周波数補償を
行いうる周波数バイアス回路を備えた負荷制御装
置を提供することができる。
As described above, according to the present invention, in a multi-shaft combined cycle plant, the frequency bias can perform frequency compensation by effectively utilizing the governor free portion for regulating rate control specific to the load control device of the combined cycle plant. A load control device including a circuit can be provided.
第１図は従来の複合サイクルプラント（一軸
型）の負荷制御装置の構成例を示すブロツク図、
第２図は従来の複合サイクルプラントにおけるガ
スタービン燃料変化に対するガスタービン出力、
蒸気タービン出力および複合サイクルプラントと
しての出力のオープンループ特性を示す説明図、
第３図は従来の複合サイクルプラントにおける系
統周波数変化とガスタービン出力との関係を速度
設定器の出力をパラメータとして示した説明図、
第４図は複数軸複合サイクルプラント全体の総括
負荷制御装置の構成例を示すブロツク図、第５図
は本発明による総括負荷制御装置の一実施例を示
すブロツク図、第６図は本発明に係る周波数バイ
アス回路の一軸分の構成を示すブロツク図、第７
図は本発明に係る周波数バイアス回路で得られる
周波数バイアス値の時間的変化を示す説明図であ
る。
１…速度設定器、２…減算器、３…演算増幅
器、４…サーボ増幅器、５…燃料調整弁、６…周
波数検出器、７…ガスタービン燃焼器、８…コン
プレツサ、９…ガスタービン、１０…発電機、１
１…排熱回収ボイラ、１２…蒸気加減弁、１３…
蒸気タービン、１４…復水器、１５…負荷検出
器、１６…負荷設定器、１７…減算器、３０…減
算器、３２…関数発生器、３３…関数発生器、３
４…一次遅れ演算器、３５…二次遅れ演算器、３
６…加算器、３７…加算器、△ｆ…周波数変動
分、△MW1〜△MWo…各軸の周波数バイアス信
号。
Figure 1 is a block diagram showing an example of the configuration of a load control device for a conventional combined cycle plant (single-shaft type).
Figure 2 shows the gas turbine output versus gas turbine fuel changes in a conventional combined cycle plant.
An explanatory diagram showing open-loop characteristics of steam turbine output and output as a combined cycle plant,
FIG. 3 is an explanatory diagram showing the relationship between system frequency change and gas turbine output in a conventional combined cycle plant using the output of the speed setter as a parameter;
FIG. 4 is a block diagram showing an example of the configuration of a general load control device for the entire multi-shaft combined cycle plant, FIG. 5 is a block diagram showing an embodiment of the general load control device according to the present invention, and FIG. Block diagram showing the configuration of one axis of such a frequency bias circuit, No. 7
The figure is an explanatory diagram showing temporal changes in frequency bias values obtained by the frequency bias circuit according to the present invention. DESCRIPTION OF SYMBOLS 1...Speed setter, 2...Subtractor, 3...Operation amplifier, 4...Servo amplifier, 5...Fuel adjustment valve, 6...Frequency detector, 7...Gas turbine combustor, 8...Compressor, 9...Gas turbine, 10 ...generator, 1
1...Exhaust heat recovery boiler, 12...Steam control valve, 13...
Steam turbine, 14...Condenser, 15...Load detector, 16...Load setter, 17...Subtractor, 30...Subtractor, 32...Function generator, 33...Function generator, 3
4...first-order lag calculator, 35...second-order lag calculator, 3
6...Adder, 37...Adder, △f...Frequency variation, △ MW1 to △ MWo ...Frequency bias signal for each axis.
Claims (1)
個別に連結され、前記ガスタービンの排熱を利用
して発生した蒸気により蒸気タービンを駆動する
複数軸形の複合サイクル発電プラントを電力系統
側からみて１つのユニツトとして機能するよう
に、速度調定率制御によつて負荷制御を行う負荷
制御装置において、 電力系統の電力周波数の変動分検出値Δfに基
づいて各軸に対する電力周波数変動分Δfの補償
をする周波数バイアス信号ΔMW1〜ΔMWoを個
別的に与える周波数バイアス回路３８群と、 各周波数バイアス回路３８からの周波数バイア
ス信号ΔMW1〜ΔMWoを各軸の負荷指令信号に
それぞれ個別的に加算して与える減算器３０群
と、 個々の周波数バイアス信号ΔMW1〜ΔMWoを
全軸について加算してその総和を求め、その総和
信号を当該複合サイクル発電プラント全体の負荷
指令信号に加算する加算器３７と、 を備えたことを特徴とする複合サイクル発電プラ
ントの負荷制御装置。 ２ 特許請求の範囲第１項記載の装置において、
前記周波数バイアス回路３８は、 電力周波数変動検出値Δfに基づいて、ガスタ
ービンの速度調定率RGにより決まるガスタービ
ン出力変化分Δf／RG信号を発生する第１の関数
発生器３２と、 前記ガスタービン出力変化分Δf／RGにガスタ
ービン負荷応答時定数T1を加味してガスタービ
ン出力変化分の一時遅れ演算を行う一次遅れ演算
器３４と、 前記電力周波数変動検出値Δfに基づいて、ガ
スタービンの速度調定率RGおよび当該制御系の
比例ゲインＫによつて決まるガスタービン出力変
化分Δf／RG・Ｋ信号を発生する第２の関数発生
器３３と、 この第２の関数発生器３３からのガスタービン
出力変化分に対する蒸気タービンの出力の遅れ時
間Ｌおよび応答時定数T2を加味して蒸気タービ
ン出力変化分の二次遅れ演算を行う二次遅れ演算
器３５と、 前記一次遅れ演算値と二次遅れ演算値とを加算
し、その加算値を周波数バイアス信号ΔMW1〜
ΔMWoとして出力する加算器３６と、 を備えたことを特徴とする複合サイクル発電プラ
ントの負荷制御装置。[Scope of Claims] 1. A multi-shaft combined cycle power generation plant in which a gas turbine and a steam turbine are individually connected to a plurality of shafts, and the steam turbine is driven by steam generated by utilizing the exhaust heat of the gas turbine. In a load control device that performs load control using speed regulation rate control, the power frequency for each axis is adjusted based on the detected power frequency fluctuation value Δf of the power system so that it functions as one unit when viewed from the power system side. A group of 38 frequency bias circuits that individually provide frequency bias signals ΔMW 1 to ΔMW o to compensate for the variation Δf, and frequency bias signals ΔMW 1 to ΔMW o from each frequency bias circuit 38 are used as load command signals for each axis. A group of 30 subtracters that individually add and give each frequency bias signal ΔMW 1 to ΔMW o are added for all axes to obtain the sum, and the sum signal is used as a load command signal for the entire combined cycle power plant. A load control device for a combined cycle power generation plant, comprising: an adder 37 for adding to . 2. In the device according to claim 1,
The frequency bias circuit 38 includes: a first function generator 32 that generates a gas turbine output change Δf/RG signal determined by the speed regulation rate RG of the gas turbine based on the detected power frequency fluctuation value Δf; a first-order lag calculator 34 that calculates a temporary delay of the gas turbine output change by adding the gas turbine load response time constant T1 to the output change Δf/RG; a second function generator 33 that generates a gas turbine output change Δf/RG·K signal determined by the speed regulation rate RG and the proportional gain K of the control system; a second-order lag calculator 35 that calculates a second-order lag for a change in steam turbine output by taking into account a delay time L of the output of the steam turbine and a response time constant T2 with respect to a change in the output of the gas turbine; and the first-order lag calculation value. and the second-order lag calculation value, and the added value is used as the frequency bias signal ΔMW 1 ~
A load control device for a combined cycle power plant, comprising: an adder 36 outputting as ΔMW o ;
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP22806382A JPS59122713A (en) | 1982-12-28 | 1982-12-28 | Load control device for complex cycle electric power plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP22806382A JPS59122713A (en) | 1982-12-28 | 1982-12-28 | Load control device for complex cycle electric power plant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS59122713A JPS59122713A (en) | 1984-07-16 |
| JPH0333889B2 true JPH0333889B2 (en) | 1991-05-20 |
Family
ID=16870607
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP22806382A Granted JPS59122713A (en) | 1982-12-28 | 1982-12-28 | Load control device for complex cycle electric power plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS59122713A (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102409120A (en) * | 2011-10-28 | 2012-04-11 | 中国十九冶集团有限公司 | Blast Furnace Bottom Replacement Method |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2450535A1 (en) * | 2008-06-27 | 2012-05-09 | Alstom Technology Ltd | Primary regulation process of a combined cycle power plant |
-
1982
- 1982-12-28 JP JP22806382A patent/JPS59122713A/en active Granted
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102409120A (en) * | 2011-10-28 | 2012-04-11 | 中国十九冶集团有限公司 | Blast Furnace Bottom Replacement Method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS59122713A (en) | 1984-07-16 |
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