JP2002004944A - Operation controlling method of gas turbine cogeneration system of small capacity - Google Patents
Operation controlling method of gas turbine cogeneration system of small capacityInfo
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Abstract
Description
【０００１】[0001]
【発明の属する技術分野】本発明は、電力と温水や蒸気
や冷水を同時に供給する小容量のガスタービンコージェ
ネレーションシステムの運転制御方法に関するものであ
り、主として、比較的小規模な各種工場やマーケット、
事務所、温室農場、集合住宅等で単独又は複数台を組み
合せした状態で使用するパッケージタイプのガスタービ
ンコージェネレーションシステムに適用されるものであ
る。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a method for controlling the operation of a small-capacity gas turbine cogeneration system for simultaneously supplying electric power and hot water, steam or cold water. ,
The present invention is applied to a package type gas turbine cogeneration system used alone or in a combination of a plurality of units in an office, a greenhouse farm, an apartment house, or the like.
【０００２】[0002]
【従来の技術】ガスタービン発電機と排ガスボイラ等を
組み合わせた熱電併給システム（コージェネレーション
システム）は従前から広く知られており、実用にも供さ
れている。この熱電併給システムは、タービン発電機を
駆動して電力を得ると共に、ガスタービンからの高温排
ガスの熱を排熱ボイラ又は排熱温水ボイラにより回収し
て蒸気又は温水を得るものであり、電力と温水や蒸気を
同時に必要とする事業所等に於いては、別個に電力と温
水等の供給を受ける場合に比較して総合的なエネルギー
効率が向上し、経済性に優れている。2. Description of the Related Art A cogeneration system (cogeneration system) combining a gas turbine generator, an exhaust gas boiler, and the like has been widely known for some time, and has been put to practical use. This cogeneration system drives a turbine generator to obtain electric power, and recovers heat of high-temperature exhaust gas from a gas turbine by an exhaust heat boiler or an exhaust heat hot water boiler to obtain steam or hot water. Business establishments and the like that require hot water and steam at the same time have improved overall energy efficiency and are economically efficient compared to the case where power and hot water are separately supplied.
【０００３】図５は従前のコージェネレーションシステ
ムの一例を示すものであり、外部を騒音防止用のエンク
ロージャで覆ったガスタービン１００及び発電機１０１
と排熱ボイラ１０２とを連結し、これに吸気フィルタ１
０３、ガスタービン排気チャンバ１０４、排気ダクト１
０５等を組み合せると共に、別途に設けた電気制御室に
各種の制御用機器を配置することにより、コージェネレ
ーションシステムが形成されている。FIG. 5 shows an example of a conventional cogeneration system, in which a gas turbine 100 and an electric generator 101 whose outside is covered with a noise prevention enclosure.
And the exhaust heat boiler 102, and the intake filter 1
03, gas turbine exhaust chamber 104, exhaust duct 1
In addition, a cogeneration system is formed by combining various control devices in an electric control room provided separately, in addition to the combination of the control system 05 and the like.
【０００４】ところで、従前のこの種コージェネレーシ
ョンシステムは、何れも発電容量が５０００ＫＷ前後の
比較的大容量のものであり、理念的には発電装置が主体
であって、その排熱を排ガスボイラで回収しようとする
ものである。従って、この種のコージェネレーションシ
ステムに於いては、電力負荷への電力供給を第１として
ガスタービン発電機を定格出力で連続運転すると共に、
熱負荷への排熱回収による温水又は蒸気の供給を従とす
る運転制御方法が、一般に多く採用されている。[0004] By the way, the conventional cogeneration system of this type has a relatively large capacity of about 5000 KW in power generation, and is mainly based on a philosophy, and its exhaust heat is exhausted by an exhaust gas boiler. Is to be recovered. Therefore, in this type of cogeneration system, the gas turbine generator is continuously operated at the rated output while the power supply to the power load is the first, and
An operation control method that relies on the supply of hot water or steam by recovering exhaust heat to a heat load is generally widely used.
【０００５】尚、上記の運転制御方法とは逆に、熱負荷
への温水又は蒸気の供給を第１として排熱回収熱交換器
を定格下で連続運転すると共に、ガスタービン発電機に
よる電力供給を従とし、余剰電力を売電に廻すようにし
た運転制御方法が採られることもある。しかし、この運
転制御方法が用いられるのは極く限られたケースであ
り、一般的な運転制御方法ではない。Contrary to the above-described operation control method, the exhaust heat recovery heat exchanger is continuously operated under a rated condition with the supply of hot water or steam to the heat load being the first, and the power supply by the gas turbine generator is performed. In some cases, an operation control method in which surplus power is sent to power sales may be adopted. However, this operation control method is used only in a very limited case, and is not a general operation control method.
【０００６】図６及び図７は、前者のガスタービン発電
機による電力供給を主体とする運転制御を行なうコージ
ェネレーションシステムの代表例を示すものであり、図
６は、ガスタービン３とこれに直結した発電機５を定格
状態下で連続運転し、電力負荷１３へ発生電力を供給す
ると共に、熱負荷１２が存在する時には、排ガスＧの全
量を排熱回収熱交換器７へ送って排熱回収を行なう。ま
た、熱負荷１２が軽くなると、ダンパー１５を操作して
排ガスＧの一部をバイパスさせ、排熱回収熱量を調整す
るようにしたものである。この方法は、発電機５の発電
効率を高く維持することが出来るものの、排熱の一部を
排気筒１６を通して外部へ放棄するため、システム全体
の総合的なエネルギー効率が低下すると云う問題があ
る。FIGS. 6 and 7 show a typical example of the former cogeneration system for performing operation control mainly based on power supply by a gas turbine generator. FIG. 6 shows a gas turbine 3 and a direct connection thereto. The generator 5 is continuously operated under the rated condition to supply the generated power to the power load 13 and, when the heat load 12 is present, the entire amount of the exhaust gas G is sent to the waste heat recovery heat exchanger 7 to recover the waste heat. Perform Further, when the heat load 12 becomes lighter, the damper 15 is operated to bypass a part of the exhaust gas G, and the amount of exhaust heat recovery heat is adjusted. Although this method can maintain the power generation efficiency of the generator 5 at a high level, it has a problem that the overall energy efficiency of the entire system is reduced because a part of the exhaust heat is discarded to the outside through the exhaust stack 16. .
【０００７】また、後者の図７は、ガスタービン３及び
発電機５を定格状態下で連続運転すると共に、回収した
熱エネルギーの余剰分をラジェター１７又はクーリング
タワー１８を介して外部へ放棄するようにしたものであ
り、図６の場合と同様にシステム全体の総合的なエネル
ギー効率が低下すると云う問題がある。FIG. 7 shows that the gas turbine 3 and the power generator 5 are continuously operated under a rated condition, and that the surplus recovered heat energy is discarded to the outside via the radiator 17 or the cooling tower 18. As in the case of FIG. 6, there is a problem that the overall energy efficiency of the entire system is reduced.
【０００８】更に、前記熱負荷１２への熱エネルギーの
供給を主体とする運転制御方法に於いては、発電機５の
発生電力の大部分が所謂売電に廻されるのが一般的であ
る。そのため、発電機５の方も全負荷状態で連続運転さ
れることになり、発電機効率のみならずシステム全体の
総合的なエネルギー効率も高くなる。しかし、発生電力
の販売価格が低いと経済性の点に問題を生ずることにな
り、コージェネレーションシステムとしての経済的なメ
リットが得られないと云う問題がある。Further, in the operation control method mainly based on the supply of heat energy to the heat load 12, most of the generated power of the generator 5 is generally transferred to a so-called power sale. Therefore, the generator 5 is also operated continuously in the full load state, so that not only the generator efficiency but also the overall energy efficiency of the entire system is increased. However, if the selling price of the generated power is low, there is a problem in terms of economic efficiency, and there is a problem that the economic merit as a cogeneration system cannot be obtained.
【０００９】[0009]
【発明が解決しようとする課題】本発明は、従前のコー
ジェネレーションシステムの運転制御に於ける上述の如
き問題、即ち電力負荷への電力供給を主体として発電
機を定格状態で連続運転する場合には、発電機効率は高
められるが、システム全体の総合的なエネルギー効率が
低くなる場合があること及び熱負荷への熱エネルギー
の供給を主体として発電機の発電々力の余剰分を売却す
る場合には、発電機効率及び総合的なエネルギー効率は
向上するものの、電力の販売価格が低いとランニングコ
ストが高騰し、コージェネレーションシステムを採用し
たことによる経済的メリットが喪失されること等の問題
を解決せんとするものであり、比較的小容量のガスター
ビンコージェネレーションシステムを、システム全体の
総合的なエネルギー効率を高い状態に保ちつつ、しかも
ランニングコストの高騰を招くことなしに経済的に運転
できるようにした小容量のガスタービンコージェネレー
ションシステムの運転制御方法を提供するものである。SUMMARY OF THE INVENTION The present invention relates to the above-mentioned problem in the operation control of a conventional cogeneration system, that is, in the case where a generator is continuously operated in a rated state mainly by supplying power to a power load. Means that the efficiency of the generator can be increased, but the overall energy efficiency of the entire system may be lower, and that the surplus of generator power is sold mainly by supplying heat energy to the heat load. Although the efficiency of the generator and the overall energy efficiency are improved, there are problems such as the running cost rising when the selling price of electricity is low, and the economic benefits of adopting the cogeneration system being lost. The solution is to use a relatively small capacity gas turbine cogeneration system to reduce the overall energy efficiency of the entire system. While maintaining a high state, moreover there is provided a method for controlling the operation of the small capacity of the gas turbine cogeneration system capable of economically operated without incurring the high rise of running cost.
【００１０】[0010]
【課題を解決するための手段】近年、小容量、例えば１
５〜５０ＫＷの発電容量のガスタービンコージェネレー
ションシステムが広く利用され出している。このガスタ
ービンコージェネレーションシステムで使用されている
小容量のガスタービン発電機は、一般に２５〜２８％程
度の発電効率を有しており、大型事業用発電所の発電機
の発電効率（約３７〜３８％）に比較して、発電効率が
約１０％程度低い。従って、発電のみを行なう場合に
は、小容量のガスタービン発電機では大型事業用発電所
の発電コストに対抗することが困難であり、仮りにガス
タービンコージェネレーションシステムに於いて余剰電
力が生じても、これをその発電原価よりも高い価格で事
業用発電所側へ販売することは不可能である。In recent years, small capacity, for example, 1
Gas turbine cogeneration systems with a power generation capacity of 5 to 50 KW have been widely used. A small-capacity gas turbine generator used in this gas turbine cogeneration system generally has a power generation efficiency of about 25 to 28%, and the power generation efficiency of a large business power plant (about 37 to 28%). 38%), the power generation efficiency is lower by about 10%. Therefore, when only power generation is performed, it is difficult for a small-capacity gas turbine generator to counter the power generation cost of a large-scale commercial power plant, and if the gas turbine cogeneration system generates extra power, However, it is not possible to sell it to a commercial power plant at a price higher than its cost of power generation.
【００１１】しかし、小容量のガスタービンコージェネ
レーションシステムであっても、熱及び電力を含めたシ
ステム全体の総合的なエネルギー効率が高い場合には、
個別に熱エネルギーと電気エネルギーの供給を受ける場
合に比較して経済的となるケースがある。However, even in a small-capacity gas turbine cogeneration system, if the overall energy efficiency of the entire system including heat and power is high,
In some cases, it is more economical than when heat energy and electric energy are supplied separately.
【００１２】ところで、小容量のガスタービン発電機に
は、一般に出力の変動に対して発電効率の低下が比較的
少ないと云う特性があり、定格出力から約３０％の出力
まで出力が低下をしても、発電効率は２５〜２８％の間
に保持されて、発電効率の低下は極く僅かである。そこ
で、本願発明者は、小容量のガスタービンコージェネレ
ーションシステムに於いて、ガスタービン発電機の出力
が定格値の約３０％程度になるまではガスタービン発電
機の出力を絞り乍ら熱電併給方式の運転を行ない、前記
出力が定格値の約３０％まで低下したときにガスタービ
ン発電機の運転を停止すると云う制御方法を採ることに
より、小容量のガスタービンコージェネレーションシス
テムをより高い総合的なエネルギー効率の下で経済的に
運転できることを着想した。By the way, a small-capacity gas turbine generator generally has a characteristic that the power generation efficiency is relatively small with respect to fluctuations in the output, and the output decreases from the rated output to an output of about 30%. However, the power generation efficiency is maintained between 25% and 28%, and the decrease in the power generation efficiency is extremely small. Therefore, the inventor of the present application has proposed a cogeneration system in a small-capacity gas turbine cogeneration system while reducing the output of the gas turbine generator until the output of the gas turbine generator reaches about 30% of the rated value. By operating the gas turbine generator when the output drops to about 30% of the rated value, thereby reducing the capacity of the gas turbine cogeneration system to a higher level. The idea was to be able to operate economically with energy efficiency.
【００１３】本件発明は上記着想に基づいて創作された
ものであり、請求項１の発明は、ガスタービン発電機ユ
ニットと排熱回収ユニットと制御装置ユニットとを備え
た小容量のガスタービンコージェネレーションシステム
に於いて、前記排熱回収ユニットを形成する排熱回収熱
交換器の缶水温度若しくは発生蒸気圧を検出することに
より熱負荷の変動を検知し、前記検出した缶水温度若し
くは発生蒸気圧に基づいてガスタービン発電機ユニット
の出力を制御することを発明の基本構成とするものであ
る。The present invention has been made based on the above idea, and the invention of claim 1 is a small-capacity gas turbine cogeneration system comprising a gas turbine generator unit, an exhaust heat recovery unit and a control unit. In the system, a change in heat load is detected by detecting a can water temperature or a generated steam pressure of the exhaust heat recovery heat exchanger forming the waste heat recovery unit, and the detected can water temperature or generated steam pressure is detected. The basic configuration of the present invention is to control the output of the gas turbine generator unit based on the above.
【００１４】請求項２の発明は、請求項１の発明に於い
て、ガスタービン発電機ユニットを空気圧縮機と再生器
と燃焼室とガスタービンと発電機とを一体化して成るガ
スタービン発電機ユニットとすると共に排熱回収熱交換
器を排熱ボイラ若しくは真空式の排熱温水ボイラとし、
前記排熱温水ボイラの缶水部に設けた温度検出センサに
より検出した缶水温度に基づいて、制御装置ユニットを
介してガスタービン発電機ユニットの出力を定格出力の
１００〜３０％の範囲に亘って調整すると共に、ガスタ
ービン発電機ユニットの出力が定格出力の約３０％に到
達したときにガスタービン発電機ユニットの運転を停止
するようにしたものである。According to a second aspect of the present invention, there is provided a gas turbine generator according to the first aspect, wherein the gas turbine generator unit is formed by integrating an air compressor, a regenerator, a combustion chamber, a gas turbine, and a generator. Unit and the exhaust heat recovery heat exchanger as an exhaust heat boiler or a vacuum type exhaust heat hot water boiler,
Based on the water temperature detected by the temperature detection sensor provided in the water section of the waste heat hot water boiler, the output of the gas turbine generator unit is controlled over a range of 100 to 30% of the rated output via the control unit. The operation of the gas turbine generator unit is stopped when the output of the gas turbine generator unit reaches about 30% of the rated output.
【００１５】請求項３の発明は、請求項２の発明に於い
て、排熱回収ユニットを形成する貯湯槽に温度検出セン
サを設け、当該温度検出センサによって検出した貯湯槽
の温水温度により、前記缶水温度に基づくガスタービン
発電機ユニットの出力調整を補完するようにしたもので
ある。According to a third aspect of the present invention, in the second aspect of the present invention, a temperature detection sensor is provided in the hot water tank forming the exhaust heat recovery unit, and the temperature of the hot water in the hot water tank detected by the temperature detection sensor is used. This supplements the output adjustment of the gas turbine generator unit based on the water temperature.
【００１６】請求項４の発明は、請求項１の発明に於い
て、ガスタービン発電機ユニットを空気圧縮機と再生器
と燃焼室とガスタービンと発電機とを一体化して成るガ
スタービン発電機ユニットとすると共に排熱回収熱交換
器を排熱蒸気ボイラとし、当該排熱蒸気ボイラの蒸気出
口に設けた圧力検出センサにより検出した蒸気圧力に基
づいて、制御装置ユニットを介してガスタービン発電機
ユニットの出力を定格出力の１００〜３０％の範囲に亘
って調整すると共に、ガスタービン発電機ユニットの出
力が定格出力の約３０％に到達したときにガスタービン
発電機ユニットの運転を停止する構成としたものであ
る。According to a fourth aspect of the present invention, there is provided a gas turbine generator according to the first aspect, wherein the gas turbine generator unit is formed by integrating an air compressor, a regenerator, a combustion chamber, a gas turbine, and a generator. Unit and a waste heat recovery heat exchanger as a waste heat steam boiler, and based on a steam pressure detected by a pressure detection sensor provided at a steam outlet of the waste heat steam boiler, a gas turbine generator via a control device unit. A configuration for adjusting the output of the unit over a range of 100 to 30% of the rated output, and stopping the operation of the gas turbine generator unit when the output of the gas turbine generator unit reaches about 30% of the rated output. It is what it was.
【００１７】[0017]
【発明の実施の形態】以下、図面に基づいて本発明の実
施の形態を説明する。図１は、本発明を実施した小容量
のガスタービンコージェネレーションシステムのブロッ
ク構成図であり、図２はタービン出力と缶水温度の関係
を示す曲線である。図１に於いて、Ｕはガスタービン発
電機ユニット、Ｔは排熱回収ユニット、Ｃは制御装置ユ
ニットである。Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings. FIG. 1 is a block diagram of a small-capacity gas turbine cogeneration system embodying the present invention, and FIG. 2 is a curve showing the relationship between turbine output and still water temperature. In FIG. 1, U is a gas turbine generator unit, T is an exhaust heat recovery unit, and C is a control unit.
【００１８】前記ガスタービン発電機ユニットＵは空気
圧縮機１、燃料圧縮機２、ガスタービン３、再生器４及
び発電機５、運転操作盤６等から形成されている。ま
た、排熱回収ユニットＴは排熱回収熱交換器７、貯湯槽
８、温水循環ポンプ９等から形成されている。更に、制
御装置ユニットＣへは排熱回収熱交換器７の缶水部７ｃ
に設けた缶水温度センサ１０と貯湯槽８に設けた温度検
出センサ１１とから夫々温度検出信号Ｔ1 、Ｔ2 が入力
されると共に、ガスタービン発電機ユニットＵの運転操
作盤６へ運転制御信号Ｓが出力される。The gas turbine generator unit U includes an air compressor 1, a fuel compressor 2, a gas turbine 3, a regenerator 4, a generator 5, an operation panel 6, and the like. Further, the exhaust heat recovery unit T includes an exhaust heat recovery heat exchanger 7, a hot water tank 8, a hot water circulation pump 9, and the like. Further, the control unit C is provided with a canned water portion 7c of the exhaust heat recovery heat exchanger 7.
The temperature detection signals T 1 and T 2 are respectively input from a can water temperature sensor 10 provided in the gas turbine and a temperature detection sensor 11 provided in the hot water tank 8, and the operation control is performed to the operation console 6 of the gas turbine generator unit U. The signal S is output.
【００１９】尚、図３は、本実施形態で使用するガスタ
ービン発電機ユニットＵの概要説明図であり、空気圧縮
機１・燃焼室３ａ・ガスタービン３・発電機５・再生器
４・空気予熱管（通路）１９・排ガス管（通路）２０・
空気ベアリング２１・発電機冷却フィン２２・再生器ケ
ーシング２３及び排ガス口２４等を一体的に組み付ける
ことにより、ガスタービン発電機ユニットＵが形成され
ている。FIG. 3 is a schematic explanatory view of a gas turbine generator unit U used in the present embodiment, and includes an air compressor 1, a combustion chamber 3a, a gas turbine 3, a generator 5, a regenerator 4, air Preheating pipe (passage) 19, exhaust gas pipe (passage) 20,
The gas turbine generator unit U is formed by integrally assembling the air bearing 21, the generator cooling fins 22, the regenerator casing 23, the exhaust gas port 24, and the like.
【００２０】前記図１のガスタービンコージェネレーシ
ョンシステムは燃料Ｆに都市ガス１３Ａ（９，９３０ｋ
ｃａｌ／Ｎｍ3 ・９．７Ｎｍ3 ／ｈ）を用い、熱入力１
１２ＫＷ・発電出力２８ＫＷのタービン発電機のタービ
ン排熱を排熱温水ボイラ７で温水として熱回収（５６Ｋ
Ｗ）するものであり、総合効率は７５％である。また、
ガスタービンコージェネレーションシステムを形成する
各ユニットは、一つの支持枠体上に乗せられてパッケー
ジケーシング内に収納されており、工場内で量産された
あと、据付場所へ搬送される。尚、燃料としては、都市
ガス１３Ａ以外の燃料ガスや灯油等の液体燃料を用いて
もよく、また、排熱ボイラによって蒸気を取り出すよう
にしてもよいことは勿論である。The gas turbine cogeneration system shown in FIG. 1 uses city gas 13A (9,930k) as fuel F.
cal / Nm 3 · 9.7Nm 3 / h) using a heat input 1
Turbine exhaust heat of a turbine generator having a power generation output of 12 kW and a power generation of 28 kW is recovered as hot water in a waste heat hot water boiler 7 (56 K
W), and the overall efficiency is 75%. Also,
Each unit forming the gas turbine cogeneration system is mounted on one support frame and housed in a package casing, mass-produced in a factory, and transported to an installation location. As the fuel, a fuel gas other than the city gas 13A or a liquid fuel such as kerosene may be used. Of course, steam may be taken out by a waste heat boiler.
【００２１】前記排熱回収熱交換器７としては、図１に
示す如き構成の公知の真空式排熱温水ボイラを使用する
のが望ましい。即ち、当該真空式排熱ボイラは、タービ
ン排ガスＧによつて缶水（熱媒水）７ｃを加熱し、これ
によって缶水７ｃを蒸発せしめると共に、減圧蒸気室７
ｄに温水加熱管７ａを設け、前記缶水７ｃの蒸発蒸気に
より温水加熱管７ａ内の温水Ｗを加熱するよう構成され
ており、減圧蒸気室７ｄ内に蒸気が無い場合には、温水
Ｗ側から缶水７ｃ側へ熱が移行しないと云う特徴を有し
ている。尚、図１に於いて７ｂは熱交換管、７ｅは排気
筒、１２は熱負荷、１３は電力負荷である。As the waste heat recovery heat exchanger 7, it is desirable to use a known vacuum type waste heat hot water boiler having a structure as shown in FIG. That is, the vacuum-type exhaust heat boiler heats the can water (heating medium water) 7c by the turbine exhaust gas G, thereby evaporating the can water 7c and, at the same time, evaporating the can water 7c.
d, a hot water heating pipe 7a is provided, and the hot water W in the hot water heating pipe 7a is heated by the vaporized water of the can water 7c. If there is no steam in the reduced pressure steam chamber 7d, the hot water W side The feature is that heat does not transfer to the can water 7c side. In FIG. 1, 7b is a heat exchange tube, 7e is an exhaust pipe, 12 is a heat load, and 13 is an electric load.
【００２２】尚、図１の実施形態に於いては、排熱回収
ユニットＴを排熱回収熱交換器７と貯湯槽８と温水循環
ポンプ９等から形成すると共に、排熱回収熱交換器７を
真空式排熱温水ボイラとし、温水を得るようにしている
が、排熱回収ユニットＴを吸収式の冷温水発生ユニット
とし、排熱回収ユニットＴを形成する排熱回収熱交換器
７を、例えば吸収式冷温水機の発生器とすることによ
り、冷水を得るようにしてもよい。また、図１の実施形
態に於いては、排熱回収熱交換器７として公知の真空式
排熱温水ボイラを使用しているが、通常の排熱温水ボイ
ラであっても良いことは勿論である。更に、本実施形態
に係るガスタービンコージェネレーションシステムは、
これを複数台並列状に組み合せて使用する場合が屡々あ
り、所謂複数のシステムの台数制御を行ないつつ負荷に
対応するケースが多くある。このような場合、例えば３
台のシステムの並列運転に於いて、１台を運転休止に
し、他の２台のシステムにより熱負荷へ温水を供給する
とすると、通常の排熱温水ボイラを使用している場合に
は、運転中のシステムの排熱温水ボイラの熱が温水ヘッ
ダを通して運転休止中の排熱温水ボイラの缶水（熱媒
水）側へ伝わり、これによって熱損失が大幅に増大す
る。これに対して、真空式排熱温水ボイラの場合には、
前述の通り運転休止中のシステムの温水加熱管７ａを通
してその缶水７ｃ側へ熱が伝わることが全くないため、
システム全体としての熱効率の低下が防止されることに
なる。In the embodiment shown in FIG. 1, the exhaust heat recovery unit T is formed of an exhaust heat recovery heat exchanger 7, a hot water storage tank 8, a hot water circulation pump 9, and the like. Is a vacuum-type exhaust heat hot water boiler to obtain hot water, but the exhaust heat recovery unit T is an absorption type cold / hot water generation unit, and the exhaust heat recovery heat exchanger 7 forming the exhaust heat recovery unit T is For example, cold water may be obtained by using a generator of an absorption type water heater. Further, in the embodiment of FIG. 1, a well-known vacuum type exhaust heat hot water boiler is used as the exhaust heat recovery heat exchanger 7, but it is needless to say that a normal exhaust heat hot water boiler may be used. is there. Further, the gas turbine cogeneration system according to the present embodiment includes:
It is often the case that a plurality of such systems are combined and used in parallel, and in many cases, the load is controlled while controlling the number of so-called plural systems. In such a case, for example, 3
In the parallel operation of two systems, if one of them is suspended and hot water is supplied to the heat load by the other two systems, if a normal waste heat hot water boiler is used, The heat of the waste heat hot water boiler of this system is transmitted through the hot water header to the can water (heating medium water) side of the waste heat hot water boiler that is not in operation, thereby greatly increasing the heat loss. On the other hand, in the case of a vacuum exhaust heat hot water boiler,
As described above, since no heat is transmitted to the can water 7c side through the hot water heating pipe 7a of the system during operation suspension,
A decrease in the thermal efficiency of the entire system is prevented.
【００２３】次に、本発明を実施したガスタービンコー
ジェネレーションシステムの作動について説明をする。
図１を参照して、再生器４で加熱された空気圧縮機１か
らの圧縮空気Ａと、燃料圧縮機１からの燃料Ｆとがガス
タービン３の燃焼室へ供給され、ここで燃焼することに
より燃焼ガスが発生する。この発生した燃焼ガスによ
り、ガスタービン３及びこれに直結した発電機５が回転
駆動され、発生した電力は電力負荷１３へ供給される。
また、ガスタービン３から排出された排ガスＧは再生器
４を通して排熱回収熱交換器７へ送られ、ここで缶水７
ｃと熱交換をしたあと、低温排ガスとなって排気筒７ｅ
から大気中へ放出される。Next, the operation of the gas turbine cogeneration system embodying the present invention will be described.
Referring to FIG. 1, compressed air A from air compressor 1 heated by regenerator 4 and fuel F from fuel compressor 1 are supplied to a combustion chamber of gas turbine 3 and burned there. As a result, combustion gas is generated. The generated combustion gas drives the gas turbine 3 and the generator 5 directly connected thereto, and the generated power is supplied to the power load 13.
Further, the exhaust gas G discharged from the gas turbine 3 is sent to the exhaust heat recovery heat exchanger 7 through the regenerator 4 where the waste water 7 is discharged.
After heat exchange with c, the exhaust gas becomes low-temperature exhaust gas 7e
Is released into the atmosphere from.
【００２４】排熱回収熱交換器７が真空式排熱温水ボイ
ラの場合、必要な温水Ｗの温度を７０℃とすると、温水
ボイラ下部の缶水７ｃの温度は約７５℃（沸点）に、ま
た温水ボイラ上部の減圧蒸気室７ｄ内は約７５℃の飽和
蒸気Ｓｔとなる。そして、加熱管７ａと飽和蒸気Ｓｔと
の熱交換により加熱管７ａ内の温水Ｗは約７０℃に加熱
される。In the case where the exhaust heat recovery heat exchanger 7 is a vacuum type exhaust heat hot water boiler, if the required temperature of the hot water W is 70 ° C., the temperature of the can water 7c below the hot water boiler is about 75 ° C. (boiling point). In addition, the inside of the reduced-pressure steam chamber 7d above the hot water boiler becomes saturated steam St at about 75 ° C. Then, the hot water W in the heating pipe 7a is heated to about 70 ° C. by heat exchange between the heating pipe 7a and the saturated steam St.
【００２５】尚、約７０℃に加熱された温水Ｗは一旦貯
湯槽８に貯えられたのち、熱負荷１２へ供給される。熱
負荷１２へ熱を供給し、低温（例えば約６０℃）となっ
た温水Ｗは貯湯槽８へ戻ったのち、温水循環ポンプ９に
よって加熱管７ａへ送られ、ここで再び約７０℃に加温
される。The hot water W heated to about 70 ° C. is temporarily stored in the hot water tank 8 and then supplied to the heat load 12. Heat is supplied to the heat load 12, and the hot water W that has become low temperature (for example, about 60 ° C.) returns to the hot water storage tank 8, is sent to the heating pipe 7 a by the hot water circulation pump 9, and is heated again to about 70 ° C. Warmed up.
【００２６】今、熱負荷１２側の熱負荷が低減すると、
熱負荷１２側から貯湯槽８へ戻る温水Ｗの温度が６０℃
より上昇し、これにより温水循環ポンプ９によって加熱
管７ａへ送られる。温水Ｗの温度も上昇する。この温水
Ｗの温度上昇により、前記温水加熱管７ａを介しての熱
交換量が減少すると、排ガス温水ボイラ７の缶水７ｃの
温度が上昇する。この缶水温度は温度検出センサ１０に
よって連続的に検出されており、検出された温度信号Ｔ
1 は制御装置ユニットＣへ入力される。Now, when the heat load on the heat load 12 side is reduced,
The temperature of the hot water W returning to the hot water tank 8 from the heat load 12 side is 60 ° C.
Then, the hot water is circulated to the heating pipe 7a by the hot water circulation pump 9. The temperature of the hot water W also increases. When the amount of heat exchange through the hot water heating pipe 7a decreases due to the temperature rise of the hot water W, the temperature of the can water 7c of the exhaust gas hot water boiler 7 rises. This can water temperature is continuously detected by the temperature detection sensor 10, and the detected temperature signal T
1 is input to the control unit C.
【００２７】前記制御装置ユニットＣは入力された温度
検出信号Ｔ1 に応じたタービン出力の運転制御信号Ｓを
ガスタービン発電機ユニットＵの運転操作盤６へ出力
し、ガスタービン３の出力を調整する。例えば、図２に
示すように、缶水温度ｔ1 が７５°〜８０℃のとき、ガ
スタービン３の出力は、定格１００％の出力から３０％
の出力へ缶水温度ｔ1 と直線的な関係でもって絞られて
行き、ガスタービン３の出力が約３０％まで低減された
ときの缶水温度ｔ1 は、約８０℃になる。The control unit C outputs a turbine output operation control signal S corresponding to the input temperature detection signal T 1 to the operation console 6 of the gas turbine generator unit U, and regulates the output of the gas turbine 3. I do. For example, as shown in FIG. 2, when the still water temperature t 1 is 75 ° C. to 80 ° C., the output of the gas turbine 3 is increased by 30% from the rated 100% output.
The go throttled with at boiler water temperature t 1 and linear relation to the output, the boiler water temperature t 1 when the output of the gas turbine 3 is reduced to about 30%, is about 80 ° C..
【００２８】前述の通り、発電機出力が１５〜５０ＫＷ
程度の小容量ガスタービン発電機ユニットＵに於いて
は、タービン出力が１００％〜３０％の範囲のときには
発電効率を２５〜２８％程度に維持することができ、ガ
スタービンの出力低下に対して発電効率は殆んど低下し
ない。これに対して、ガスタービン出力が３０％以下に
なると、著しく発電効率が低下するので、ガスタービン
出力が３０％以下となる点を排ガス温水ボイラ７の缶水
温度ｔ1 の上昇によって検出し、例えば缶水温度ｔ1 が
約８２℃になった時点で、制御装置ユニットＣからガス
タービン発電機ユニットＵの運転操作盤６へ運転停止信
号を発信し、ユニットＵの運転を停止する。As described above, the output of the generator is 15 to 50 KW.
In the gas turbine generator unit U having a small capacity, the power generation efficiency can be maintained at about 25 to 28% when the turbine output is in the range of 100% to 30%. Power generation efficiency hardly decreases. In contrast, when the gas turbine output is below 30%, because decreases significantly the power generation efficiency, detects that the gas turbine output is equal to or less than 30% by increasing the boiler water temperature t 1 of the exhaust gas hot water boiler 7, For example, when the water temperature t 1 becomes about 82 ° C., an operation stop signal is transmitted from the control unit C to the operation operation panel 6 of the gas turbine generator unit U, and the operation of the unit U is stopped.
【００２９】また、貯湯槽８に設けた温度検出センサ１
１から貯湯槽内の温水温度ｔ2 の温度検出信号Ｔ2 が制
御装置ユニットＣへ入力されており、当該温度検出信号
Ｔ2を用いて、前記缶水温度検出センサ１０からの温度
検出信号Ｔ1 によるガスタービン出力の調整が補完され
る。例えば、熱負荷１２の負荷が軽負荷から急激に増加
することにより、貯湯槽内の温水温度ｔ2 が急激に低下
したような場合には、缶水温度ｔ1 の低下が温度検出セ
ンサ１０により検出される以前に、前記温度検出センサ
１１の温度検出信号Ｔ2 により運転操作盤６へガスター
ビン出力を増加する制御信号Ｓが発信され、所謂ガスタ
ービンの出力アップの制御遅れが防止される。The temperature detection sensor 1 provided in the hot water storage tank 8
1 and the temperature detection signal T 2 of the hot water temperature t 2 in the hot water tank is inputted to the controller unit C from using the temperature detection signal T 2, the temperature detection signal T from the boiler water temperature sensor 10 The adjustment of the gas turbine output by 1 is complemented. For example, if the hot water temperature t 2 in the hot water tank suddenly decreases due to a sudden increase in the load of the thermal load 12 from a light load, the decrease in the can water temperature t 1 is detected by the temperature detection sensor 10. before being detected, the control signal S to increase the gas turbine output to the driver control panel 6 by the temperature detection signal T 2 of the said temperature detecting sensor 11 is transmitted, the control delay of the output up so-called gas turbine is prevented.
【００３０】上記缶水温度ｔ1 によるガスタービン出力
の制御により、ガスタービン発電機ユニットＵを熱負荷
の変動に応じて発電効率の著しい低下をもたらさない出
力１００〜３０％の範囲内で運転することができる。こ
れにより、タービンコージェネレーションシステム全体
としてのエネルギー効率を略７５％の高率に維持するこ
とができ、ガスタービンコージェネレーションの長所が
１００％発揮されることになる。By controlling the gas turbine output according to the above-mentioned still water temperature t 1 , the gas turbine generator unit U is operated within a range of 100 to 30% of an output which does not cause a significant decrease in power generation efficiency in accordance with a change in heat load. be able to. As a result, the energy efficiency of the entire turbine cogeneration system can be maintained at a high rate of about 75%, and the advantages of the gas turbine cogeneration can be exhibited 100%.
【００３１】尚、ガスタービン発電機ユニットＵの運転
停止後に於ける熱負荷の急激な上昇に対しては、貯湯槽
８により一時的にカバーすることができる。従って、熱
負荷変動が予め想定される場合には、貯湯槽８の容量に
予め余裕を持たせておくのが望ましい。また、熱負荷の
減少にも拘らず電力負荷が大きい場合には、従来法と
同様に総合的なエネルギー効率を犠牲にして必要な電力
の発電をし、余剰な熱はラジェター（図示省略）等によ
り放熱するか、若しくは外部から不足電力分の供給を
受けることにより、電力負荷に対応する。更に、熱負荷
が無く且つ電力負荷が定格の３０％以下の場合でも、放
熱対策をすることにより、必要に応じて発電機５の運転
が出来ることは勿論であり、また、熱負荷変動が激しく
て、ユニットＵの運転が頻繁にオン・オフされる場合に
は、連続運転に切替えて運転してもよいことは勿論であ
る。The sudden increase in the heat load after the gas turbine generator unit U is stopped can be temporarily covered by the hot water storage tank 8. Therefore, when a change in the heat load is assumed in advance, it is desirable that the capacity of the hot water storage tank 8 be given a margin in advance. If the power load is large despite the decrease in the heat load, the necessary power is generated at the expense of the overall energy efficiency as in the conventional method, and the excess heat is removed by a radiator (not shown). To respond to the power load by dissipating heat or receiving a supply of insufficient power from the outside. Further, even when there is no heat load and the power load is 30% or less of the rated value, it is a matter of course that the generator 5 can be operated as necessary by taking measures for heat radiation, and the heat load varies greatly. When the operation of the unit U is frequently turned on and off, it is needless to say that the operation may be switched to the continuous operation.
【００３２】図４は、本発明の第２実施形態に係るガス
タービンコージェネレーションシステムの説明図であ
り、排熱回収ユニットＴの排熱回収熱交換器７を排ガス
蒸気ボイラとした点と、缶水温度ｔ1 の検出に替えて蒸
気出口７ｆに蒸気圧力検出センサ１４を設けた点とが前
記図１の場合と異なっており、その他の構成は図１の場
合と全く同様である。尚、前記排ガス蒸気ボイラ７とし
ては、公知の煙管式、自然循環水管式、強制循環（貫
流）水管式等の各種の型式のものが使用可能である。FIG. 4 is an explanatory view of a gas turbine cogeneration system according to a second embodiment of the present invention, in which an exhaust heat recovery heat exchanger 7 of an exhaust heat recovery unit T is an exhaust gas steam boiler, a point having a steam pressure detecting sensor 14 to the steam outlet 7f instead of detection of water temperature t 1 is different from the case of FIG. 1, the other configuration is the same as that in the FIG. As the exhaust gas steam boiler 7, various types such as a well-known smoke pipe type, a natural circulation water pipe type, and a forced circulation (through) water pipe type can be used.
【００３３】熱負荷１２側の負荷変動は蒸気圧力の変化
として蒸気圧力検出センサ１４により検出され、圧力検
出信号Ｐ1 が制御装置ユニットＣへ入力される。また、
制御装置ユニットＣはガスタービン発電機ユニットＵの
運転操作盤６へ運転制御信号Ｓを発信し、熱負荷１２の
変動に応じて、ユニットＵの出力を定格の１００〜３０
％の範囲に亘って調整をする。これによって、ガスター
ビン発電機の発電効率が、その出力の１００〜３０％の
範囲に亘って２５〜２８％の高効率に維持される。The load fluctuation on the heat load 12 side is detected by the steam pressure detection sensor 14 as a change in steam pressure, and a pressure detection signal P 1 is input to the control unit C. Also,
The controller unit C transmits an operation control signal S to the operation console 6 of the gas turbine generator unit U, and changes the output of the unit U to a rated value of 100 to 30 according to the fluctuation of the heat load 12.
Adjust over the% range. As a result, the power generation efficiency of the gas turbine generator is maintained at a high efficiency of 25 to 28% over a range of 100 to 30% of its output.
【００３４】また、熱負荷の減少により蒸気圧力ｐ1 が
上昇し、ユニットＵの出力が約３０％以下になると、ガ
スタービン発電機ユニットＵの運転が停止される。これ
により、ガスタービンコージェネレーションシステムの
総合的なエネルギー効率を約７５％の高率に維持するこ
とが可能となり、熱電併給システムのメリットを最大限
に発揮することができる。When the steam pressure p 1 rises due to the decrease in the heat load and the output of the unit U becomes about 30% or less, the operation of the gas turbine generator unit U is stopped. As a result, the overall energy efficiency of the gas turbine cogeneration system can be maintained at a high rate of about 75%, and the merits of the cogeneration system can be maximized.
【００３５】[0035]
【発明の効果】本発明では、ガスタービンコージェネレ
ーションシステムに於いて、排熱回収熱交換器の缶水温
度若しくは発生蒸気圧を検出することにより熱負荷の変
動を捉え、前記缶水温度若しくは発生蒸気圧の検出信号
に基づいてガスタービン発電機ユニットの出力を、高発
電効率下で運転可能な出力１００〜３０％の範囲に亘っ
て調整すると共に、発電効率が低下する約３０％の出力
の点でガスタービン発電機ユニットの運転を停止する構
成としている。その結果、ガスタービンコージェネレー
ションシステムの熱・電全体の総合的なエネルギー効率
が略約７５％の高い値に維持されることになり、熱電併
給システムの経済的な長所が完全且つ十分に発揮される
ことになる。本発明は上述の通り優れた実用的効用を奏
するものである。According to the present invention, in the gas turbine cogeneration system, fluctuations in the heat load are detected by detecting the temperature of the can water or the generated steam pressure of the exhaust heat recovery heat exchanger to obtain the temperature of the can water or the temperature of the generated can water. Based on the detection signal of the steam pressure, the output of the gas turbine generator unit is adjusted over a range of 100 to 30% that can be operated under high power generation efficiency, and the output of about 30% at which the power generation efficiency is reduced. At this point, the operation of the gas turbine generator unit is stopped. As a result, the overall energy efficiency of the entire heat and power of the gas turbine cogeneration system is maintained at a high value of about 75%, and the economic advantages of the cogeneration system are fully and fully exhibited. Will be. The present invention has excellent practical utility as described above.
【図１】本発明を実施した小容量のガスタービンコージ
ェネレーションシステムのブロック構成図である。FIG. 1 is a block diagram of a small-capacity gas turbine cogeneration system embodying the present invention.
【図２】タービン出力と排熱回収熱交換器の缶水温度と
の関係を示す線図である。FIG. 2 is a diagram showing a relationship between a turbine output and a still water temperature of an exhaust heat recovery heat exchanger.
【図３】本発明で使用するガスタービン発電機ユニット
の概要説明図である。FIG. 3 is a schematic explanatory view of a gas turbine generator unit used in the present invention.
【図４】本発明の第２実施形態に係る小容量のガスター
ビンコージェネレーションシステムのブロック構成図で
ある。FIG. 4 is a block diagram of a small-capacity gas turbine cogeneration system according to a second embodiment of the present invention.
【図５】従前の熱電併給システムの概要説明図である。FIG. 5 is a schematic explanatory diagram of a conventional cogeneration system.
【図６】従前のガスタービン発電機による電力供給を主
体とする熱電併給システムの構成概要図である。FIG. 6 is a schematic configuration diagram of a conventional cogeneration system mainly configured to supply power by a gas turbine generator.
【図７】従前のガスタービン発電機による電力供給を主
体とする熱電併給システムの構成概要図である。FIG. 7 is a schematic configuration diagram of a conventional cogeneration system mainly configured to supply power by a conventional gas turbine generator.
Ｕはガスタービン発電機ユニット、Ｔは排熱回収ユニッ
ト、Ｃは制御装置ユニット、Ｗは温水、Ａは圧縮空気、
Ｆは燃料、Ｇはタービン排ガス、Ｓｔは減圧蒸気室の飽
和蒸気、Ｔ1 ・Ｔ2 は温度検出信号、Ｐ1 は圧力検出信
号、Ｓは運転制御信号、ｔ1 は缶水温度、ｔ2 は貯湯槽
内の温水温度、ｐ1 は蒸気圧力、１は空気圧縮機、２は
燃料圧縮機、３はガスタービン、４は再生器、５は発電
機、６は運転操作盤、７は排熱回収熱交換器、７ａは温
水加熱管、７ｂは熱交換器、７ｃは缶水、７ｄは減圧蒸
気室、７ｅは排気筒、７ｆは蒸気出口、８は貯湯槽、９
は温水循環ポンプ、１０は缶水温度検出センサ、１１は
温度検出センサ、１２は熱負荷、１３は電力負荷、１４
は蒸気圧力検出センサ、１９は空気予熱管、２０は排ガ
ス管、２１は空気ベアリング、２２は発電機冷却フィ
ン、２３は再生器ケーシング、２４は排ガス口。U is a gas turbine generator unit, T is a waste heat recovery unit, C is a control unit, W is hot water, A is compressed air,
F is fuel, G is turbine exhaust gas, St is saturated steam in the decompression steam chamber, T 1 and T 2 are temperature detection signals, P 1 is a pressure detection signal, S is an operation control signal, t 1 is canned water temperature, t 2 the temperature of hot water in the hot water tank, p 1 steam pressure, 1 air compressor, 2 a fuel compressor, the gas turbine 3, 4 regenerator 5 generator, 6 is a driving operation panel, 7 exhaust Heat recovery heat exchanger, 7a is a hot water heating pipe, 7b is a heat exchanger, 7c is canned water, 7d is a reduced pressure steam chamber, 7e is an exhaust pipe, 7f is a steam outlet, 8 is a hot water tank, 9
Is a hot water circulation pump, 10 is a still water temperature detection sensor, 11 is a temperature detection sensor, 12 is a heat load, 13 is a power load, 14
Is a steam pressure detection sensor, 19 is an air preheating pipe, 20 is an exhaust gas pipe, 21 is an air bearing, 22 is a generator cooling fin, 23 is a regenerator casing, and 24 is an exhaust gas port.
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 田中 俊彦 京都府京都市南区久世殿城町600番地の１ 株式会社タクマ京都工場内 (72)発明者 植松 信機 京都府京都市南区久世殿城町600番地の１ 株式会社タクマ京都工場内 ──────────────────────────────────────────────────続 き Continuing on the front page (72) Inventor Toshihiko Tanaka 600-1, Kuzedenjo-cho, Minami-ku, Kyoto, Kyoto Prefecture Inside of Takuma Kyoto Plant (72) Inventor: Shinki Uematsu Kusedenjo-cho, Minami-ku, Kyoto, Kyoto 600 at 1 Takuma Kyoto Factory
Claims (5)
ユニットと制御装置ユニットとを備えた小容量のガスタ
ービンコージェネレーションシステムに於いて、前記排
熱回収ユニットを形成する排熱回収熱交換器の缶水温度
若しくは発生蒸気圧を検出することにより熱負荷の変動
を検知し、前記検出した缶水温度若しくは発生蒸気圧に
基づいてガスタービン発電機ユニットの出力を制御する
ことを特徴とする小容量のガスタービンコージェネレー
ションシステムの運転制御方法。In a small-capacity gas turbine cogeneration system including a gas turbine generator unit, an exhaust heat recovery unit, and a control unit, a waste heat recovery heat exchanger forming the exhaust heat recovery unit is provided. Detecting a variation in heat load by detecting a can water temperature or a generated steam pressure, and controlling an output of the gas turbine generator unit based on the detected can water temperature or the generated steam pressure. Operation control method for a gas turbine cogeneration system.
機と再生器と燃焼室とガスタービンと発電機とを一体化
して成るガスタービン発電機ユニットとすると共に排熱
回収熱交換器を排熱ボイラ若しくは真空式の排熱温水ボ
イラとし、前記排熱温水ボイラの缶水部に設けた温度検
出センサにより検出した缶水温度に基づいて、制御装置
ユニットを介してガスタービン発電機ユニットの出力を
定格出力の１００〜３０％の範囲に亘って調整すると共
に、ガスタービン発電機ユニットの出力が定格出力の約
３０％に到達したときにガスタービン発電機ユニットの
運転を停止する構成とした請求項１に記載の小容量のガ
スタービンコージェネレーションシステムの運転制御方
法。2. The gas turbine generator unit is a gas turbine generator unit formed by integrating an air compressor, a regenerator, a combustion chamber, a gas turbine and a generator, and the exhaust heat recovery heat exchanger is a waste heat boiler. Alternatively, the output of the gas turbine generator unit is rated via the control device unit based on a canned water temperature detected by a temperature detection sensor provided in a canned water portion of the exhausted hot water boiler. The gas turbine generator unit is configured to be adjusted over a range of 100 to 30% of the output and to stop operating when the output of the gas turbine generator unit reaches about 30% of the rated output. 3. The operation control method for a small-capacity gas turbine cogeneration system according to item 1.
度検出センサを設け、当該温度検出センサによって検出
した貯湯槽の温水温度により、前記缶水温度に基づくガ
スタービン発電機ユニットの出力調整を補完するように
した請求項２に記載の小容量のガスタービンコージェネ
レーションシステムの運転制御方法。3. A hot water storage tank forming an exhaust heat recovery unit is provided with a temperature detection sensor, and the output of the gas turbine generator unit is adjusted based on the can water temperature based on the hot water temperature of the hot water storage tank detected by the temperature detection sensor. The operation control method for a small-capacity gas turbine cogeneration system according to claim 2, wherein the operation control method is supplemented.
機と再生器と燃焼室とガスタービンと発電機とを一体化
して成るガスタービン発電機ユニットとすると共に排熱
回収熱交換器を排熱蒸気ボイラとし、当該排熱蒸気ボイ
ラの蒸気出口に設けた圧力検出センサにより検出した蒸
気圧力に基づいて、制御装置ユニットを介してガスター
ビン発電機ユニットの出力を定格出力の１００〜３０％
の範囲に亘って調整すると共に、ガスタービン発電機ユ
ニットの出力が定格出力の約３０％に到達したときにガ
スタービン発電機ユニットの運転を停止する構成とした
請求項１に記載の小容量のガスタービンコージェネレー
ションシステムの運転制御方法。4. The gas turbine generator unit is a gas turbine generator unit formed by integrating an air compressor, a regenerator, a combustion chamber, a gas turbine and a generator, and an exhaust heat recovery heat exchanger is used as an exhaust heat steam. A boiler, and based on a steam pressure detected by a pressure detection sensor provided at a steam outlet of the waste heat steam boiler, an output of the gas turbine generator unit is set to 100 to 30% of a rated output through a control device unit.
The gas turbine generator unit according to claim 1, wherein the gas turbine generator unit is adjusted over the range, and the operation of the gas turbine generator unit is stopped when the output of the gas turbine generator unit reaches about 30% of the rated output. An operation control method for a gas turbine cogeneration system.
機と再生器と燃焼室とガスタービンと発電機とを一体化
して成るガスタービン発電機ユニットとすると共に排熱
回収熱交換器を吸収式冷温水機の発生器とし、前記発生
器の冷媒液部に設けた温度検出センサにより検出した冷
媒温度に基づいて、制御装置ユニットを介してガスター
ビン発電機ユニットの出力を定格出力の１００〜３０％
の範囲に亘って調整すると共に、ガスタービン発電機ユ
ニットの出力が定格出力の約３０％に到達したときにガ
スタービン発電機ユニットの運転を停止する構成とした
請求項１に記載の小容量のガスタービンコージェネレー
ションシステムの運転制御方法。5. The gas turbine generator unit is a gas turbine generator unit formed by integrating an air compressor, a regenerator, a combustion chamber, a gas turbine, and a generator. The output of the gas turbine generator unit is set to 100% to 30% of the rated output via the control device unit based on the refrigerant temperature detected by the temperature detection sensor provided in the refrigerant liquid portion of the generator.
The gas turbine generator unit according to claim 1, wherein the gas turbine generator unit is adjusted over the range, and the operation of the gas turbine generator unit is stopped when the output of the gas turbine generator unit reaches about 30% of the rated output. An operation control method for a gas turbine cogeneration system.
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Cited By (2)
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|---|---|---|---|---|
| JP2011220591A (en) * | 2010-04-07 | 2011-11-04 | Chubu Electric Power Co Inc | System for recovery of air compressor waste heat |
| JP2015206484A (en) * | 2014-04-17 | 2015-11-19 | 株式会社日本サーモエナー | Vacuum type water heater |
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- 2000-06-26 JP JP2000190378A patent/JP3936123B2/en not_active Expired - Fee Related
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