JP3400967B2 - Gas turbine power generation equipment - Google Patents
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Description
【０００１】[0001]
【発明の属する技術分野】本発明は、ダストを多量に含
むガスを圧縮する圧縮機およびその圧縮機を備えるガス
タービン発電設備に関する。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a compressor for compressing a gas containing a large amount of dust and a gas turbine power generation facility equipped with the compressor.
【０００２】[0002]
【従来の技術】従来から、高炉ガスなどのダストを多量
に含み、かつ低圧で発熱量の低いガスをガスタービン発
電設備の燃料として用いる場合、燃料ガスは圧縮機、た
とえば軸流圧縮機で圧縮された後、ガスタービンの燃焼
器に送られて燃焼される。この圧縮機には、運転中に燃
料ガスのダストが圧縮機の翼に付着し、圧縮機の効率を
低下させて圧縮機の消費動力を増大させるという問題が
ある。さらに、圧縮機のダストによる汚染が進行する
と、最悪の場合には回転バランスが崩れて圧縮機の破損
をもたらす恐れもある。このような問題を解決するため
には、運転中における圧縮機のダストによる汚染状況を
監視することが必要である。しかしながら、ダストによ
る圧縮機の汚染は圧縮機の内部で進行するので、これま
で有効な監視装置がなく、定期的な点検による監視が主
として行われていた。2. Description of the Related Art Conventionally, when a gas containing a large amount of dust such as blast furnace gas and having a low pressure and a low calorific value is used as a fuel for a gas turbine power generation facility, the fuel gas is compressed by a compressor, for example, an axial flow compressor. After being burned, it is sent to the combustor of the gas turbine and burned. This compressor has a problem that the dust of the fuel gas adheres to the blades of the compressor during operation, reducing the efficiency of the compressor and increasing the power consumption of the compressor. Further, if the dust pollution of the compressor progresses, in the worst case, the rotational balance may be lost and the compressor may be damaged. In order to solve such a problem, it is necessary to monitor the dust pollution state of the compressor during operation. However, since the contamination of the compressor by the dust progresses inside the compressor, there has been no effective monitoring device until now, and monitoring by periodic inspection has been mainly performed.
【０００３】特公平３−３７００２号公報には、ガスタ
ービン発電設備のガスタービンにおける運転中のダスト
付着状況の監視装置が開示されている。すなわち、この
先行技術には、発電機によって生ずる電力Ｗを検出し、
タービンの翼にダストが付着していない正常な状態に相
当する発電機の電力ＷＮを演算によって求め、両者の比
率η＝（Ｗ／ＷＮ）を求め、この比率ηの値が予め定め
る許容値以下になったときにガスタービンがダストによ
って汚染されていることを表す警報を発令する監視装置
が開示されている。Japanese Patent Publication No. 3-37002 discloses a device for monitoring the dust adhesion state during operation in a gas turbine of a gas turbine power generation facility. That is, in this prior art, the electric power W generated by the generator is detected,
The power WN of the generator, which corresponds to a normal state where dust is not attached to the blades of the turbine, is calculated and the ratio η = (W / WN) between the two is calculated, and the value of this ratio η is less than or equal to a predetermined allowable value. There is disclosed a monitoring device for issuing an alarm that indicates that the gas turbine has been contaminated with dust when it becomes.
【０００４】[0004]
【発明が解決しようとする課題】前述のように先行技術
では、発電機がガスタービンの発生動力の計測装置とし
て機能するので、発電機の出力を計測してガスタービン
の発生動力を検出し、それに基づいてダストの付着状況
を監視することが可能である。しかしながら、圧縮機
は、複雑な機械構成の一部として組込まれる場合が多い
ので、圧縮機の消費動力のみを単独で検出することは困
難である。また複数の圧縮機を同一の駆動源で駆動する
場合なども個々の圧縮機の消費動力を検出することは困
難である。したがって、圧縮機の場合、前記ガスタービ
ンのようにダスト付着状況を消費動力に基づいて判断す
ることが困難であり、前記先行技術を適用しても問題を
解決することができない。As described above, in the prior art, the generator functions as a device for measuring the generated power of the gas turbine, so that the output of the generator is measured to detect the generated power of the gas turbine. Based on that, it is possible to monitor the dust adhesion state. However, since the compressor is often incorporated as a part of a complicated mechanical structure, it is difficult to detect only the power consumption of the compressor alone. Further, even when a plurality of compressors are driven by the same drive source, it is difficult to detect the power consumption of each compressor. Therefore, in the case of the compressor, it is difficult to determine the dust adhesion state based on the consumption power as in the gas turbine, and the problem cannot be solved even by applying the prior art.
【０００５】またガスタービン発電設備においても、圧
縮機のダストによる汚染状況を把握することができない
ので、ガスタービンがダストによって汚染されているの
か、圧縮機がダストによって汚染されているのかを判断
することができないという問題がある。したがって、ガ
スタービン発電設備の汚染対策を適切に行うことが困難
であり、ダスト付着状況を点検するための運転中止回数
が増加するという問題がある。Further, even in the gas turbine power generation equipment, since it is not possible to grasp the state of contamination of the compressor by dust, it is judged whether the gas turbine is contaminated by dust or the compressor is contaminated by dust. There is a problem that you can not. Therefore, it is difficult to take appropriate measures against pollution of the gas turbine power generation facility, and there is a problem that the number of operation suspensions for checking the dust adhesion state increases.
【０００６】本発明の目的は、ガスタービンと圧縮機と
を備えるガスタービン発電設備において、ガスタービン
がダストによって汚染されているのか、圧縮機がダスト
によって汚染されているのかを判断することのできるガ
スタービン発電設備を提供することである。An object of the present invention is to determine whether a gas turbine is contaminated with dust or a compressor is contaminated with dust in a gas turbine power generation facility including a gas turbine and a compressor. It is to provide a gas turbine power generation facility.
【０００７】[0007]
【課題を解決するための手段】本発明は、（ａ）高炉３
６と、
（ｂ）軸流圧縮機３と、
（ｃ）洗浄手段３９であって、洗浄剤を貯留するタンク
４０と、タンク４０からの洗浄剤を供給する洗浄ポンプ
４１と、洗浄ポンプ４１から供給される洗浄剤を軸流圧
縮機３に噴射して軸流圧縮機３を洗浄するノズル４４と
を有する洗浄手段３９と、
（ｄ）高炉３６からの燃料ガスを、圧縮機３に供給する
入口管路８と、
（ｅ）圧縮機３からの圧縮された燃料ガスを排出する出
口管路９と、
（ｆ）ガスタービン３０であって、空気圧縮機３３と、
出口管路９からの燃料ガスと、空気圧縮機３３からの圧
縮空気とが供給される燃焼器３１と、燃焼器３１からの
ガスが供給されるタービン３４とを含み、軸流圧縮機３
と空気圧縮機３３とタービン３４とは、回転軸７に同軸
に連結されるガスタービン３０と、
（ｇ）ガスタービン３０によって回転駆動されて発電す
る発電機２９と、
（ｈ）入口管路８に設けられ、燃料ガスの温度Ｔ１を検
出する第１温度検出器１０と、
（ｉ）入口管路８に設けられ、燃料ガスの圧力Ｐ１を検
出する第１圧力検出器１１と、
（ｊ）出口管路９に設けられ、燃料ガスの温度Ｔ２を検
出する第２温度検出器１３と、
（ｋ）出口管路９に設けられ、燃料ガスの圧力Ｐ２を検
出する第２圧力検出器１４と、
（ｌ）第１および第２温度検出器１０，１３ならびに第
１および第２圧力検出器１１，１４の出力に応答し、ｋ
を断熱係数とするとき、軸流圧縮機３の断熱圧縮効率
η、
を演算して求める効率演算器１９と、
（ｍ）入口管路８に設けられ、燃料ガスの流量Ｆを検出
する流量検出器３７と、
（ｎ）入口管路８に設けられ、燃料ガスの発熱量Ｈを測
定する発熱量測定器３８と、
（ｏ）流量検出器３７および発熱量測定器３８の出力に
応答し、燃料ガスの流量および発熱量から燃料ガスのエ
ネルギＷ１を求める燃料ガスエネルギ演算器４８と、
（ｐ）発電機２９によって発電された電力Ｗ２を検出す
る電力検出器４６と、
（ｑ）燃料ガスエネルギ演算器４８および電力検出器４
６の出力に応答し、燃料ガスのエネルギＷ１および発電
された電力Ｗ２からガスタービン発電設備の全エネルギ
損失ＷＬ（＝Ｗ１−Ｗ２）を演算する全損失演算器４９
と、
（ｒ）圧縮機損失演算器５０であって、効率演算器１
９、流量検出器３７および第２圧力検出器１４の出力に
応答し、軸流圧縮機３の損失ＷＣを演算する圧縮機損失
演算器５０と、
（ｓ）全エネルギ損失演算器４９および圧縮機損失演算
器５０の出力に応答し、全エネルギ損失ＷＬおよび圧縮
機の損失ＷＣからガスタービンの損失ＷＧ（＝ＷＬ−Ｗ
Ｃ）を演算するガスタービン損失演算器５１と、
（ｔ）圧縮機損失演算器５０およびガスタービン損失演
算器５１の出力に応答し、軸流圧縮機３の損失ＷＣが予
め定める第１の値ＷＣＯ以上のとき、軸流圧縮機３の損
失ＷＣが過大であることを表す出力を導出するととも
に、洗浄ポンプ４１を駆動し、ガスタービン３０の損失
ＷＧが予め定める第２の値ＷＧＯ以上のとき、ガスター
ビン３０の損失ＷＧが過大であることを表す出力を導出
する動作を行う制御手段５４とを含むことを特徴とする
ガスタービン発電設備である。The present invention comprises (a) blast furnace 3
6, (b) the axial compressor 3, and (c) the cleaning means 39, a tank 40 for storing the cleaning agent, a cleaning pump 41 for supplying the cleaning agent from the tank 40, and a cleaning pump 41. A cleaning means 39 having a nozzle 44 for cleaning the axial compressor 3 by injecting the supplied cleaning agent to the axial compressor 3, and (d) supplying the fuel gas from the blast furnace 36 to the compressor 3. An inlet pipe 8, (e) an outlet pipe 9 for discharging the compressed fuel gas from the compressor 3, (f) a gas turbine 30, which is an air compressor 33,
The axial flow compressor 3 includes a combustor 31 to which the fuel gas from the outlet pipe 9 and compressed air from the air compressor 33 are supplied, and a turbine 34 to which the gas from the combustor 31 is supplied.
The gas compressor 30 and the air compressor 33 and the turbine 34 are coaxially connected to the rotary shaft 7, (g) a generator 29 that is rotationally driven by the gas turbine 30 to generate electric power, and (h) the inlet pipe line 8 A first temperature detector 10 for detecting the temperature T1 of the fuel gas, and (i) a first pressure detector 11 for detecting the pressure P1 of the fuel gas, which is provided in the inlet conduit 8; A second temperature detector 13 provided in the outlet pipe 9 for detecting the temperature T2 of the fuel gas; and (k) a second pressure detector 14 provided in the outlet pipe 9 for detecting the pressure P2 of the fuel gas. (L) in response to the outputs of the first and second temperature detectors 10 and 13 and the first and second pressure detectors 11 and 14, k
Is the adiabatic coefficient, the adiabatic compression efficiency η of the axial compressor 3 is An efficiency calculator 19 for calculating the flow rate of the fuel gas, (m) a flow rate detector 37 provided in the inlet conduit 8 for detecting the flow rate F of the fuel gas, and (n) provided in the inlet conduit 8 Fuel gas energy for determining the fuel gas energy W1 from the flow rate and the calorific value of the fuel gas in response to the outputs of the calorific value measuring device 38 for measuring the calorific value H and (o) the flow rate detector 37 and the calorific value measuring device 38. An arithmetic unit 48, (p) an electric power detector 46 for detecting the electric power W2 generated by the generator 29, (q) a fuel gas energy arithmetic unit 48 and an electric power detector 4
A total loss calculator 49 for calculating the total energy loss WL (= W1-W2) of the gas turbine power generation facility from the energy W1 of the fuel gas and the generated power W2 in response to the output of No.
And (r) the compressor loss calculator 50, which is the efficiency calculator 1
9, a compressor loss calculator 50 that calculates the loss WC of the axial compressor 3 in response to the outputs of the flow rate detector 37 and the second pressure detector 14, and (s) the total energy loss calculator 49 and the compressor. In response to the output of the loss calculator 50, the total energy loss WL and the compressor loss WC to the gas turbine loss WG (= WL-W
C) a gas turbine loss calculator 51, and (t) a first value that the loss WC of the axial compressor 3 is predetermined in response to the outputs of the compressor loss calculator 50 and the gas turbine loss calculator 51. When WCO or more, when the output indicating that the loss WC of the axial flow compressor 3 is excessive is derived, the washing pump 41 is driven, and the loss WG of the gas turbine 30 is equal to or more than a second predetermined value WGO. And a control unit 54 that performs an operation of deriving an output that indicates that the loss WG of the gas turbine 30 is excessive.
【０００８】本発明に従えば、軸流圧縮機の断熱圧縮効
率の経時的な変化が監視され、圧縮機の効率または効率
に関連する値が予め定める値以下になったか否かが弁別
される。また圧縮機の効率または効率に関連する値が予
め定める値以下になったことが弁別されると、効率また
は効率に関連する値が低下したことを表す出力が導出さ
れる。これによって、圧縮機のダストによる汚染を効率
または効率に関連する値を指標値として確実に検出する
ことができる。According to the present invention, a change in the adiabatic compression efficiency of the axial flow compressor with time is monitored, and it is discriminated whether or not the efficiency of the compressor or a value related to the efficiency is equal to or less than a predetermined value. . Further, when it is discriminated that the efficiency of the compressor or the value related to the efficiency becomes equal to or lower than a predetermined value, an output indicating that the efficiency or the value related to the efficiency has decreased is derived. As a result, it is possible to reliably detect the contamination of the compressor with dust using the efficiency or a value related to the efficiency as an index value.
【０００９】[0009]
【００１０】[0010]
【００１１】[0011]
【００１２】[0012]
【００１３】[0013]
【００１４】本発明に従えば、効率比ηｒの演算値が平
均化処理されるので、効率比ηｒの一時的な異常変動に
よる誤った判断を防止することができる。According to the present invention, since the calculated values of the efficiency ratio ηr are averaged, it is possible to prevent an erroneous determination due to a temporary abnormal change in the efficiency ratio ηr.
【００１５】[0015]
【００１６】[0016]
【００１７】[0017]
【００１８】本発明に従えば、燃料ガスのエネルギＷ１
が演算によって求められ、発電機の発電電力Ｗ２が検出
されるので、全エネルギ損失ＷＬ（＝Ｗ１−Ｗ２）を求
めることができる。また軸流圧縮機の損失ＷＣが演算に
よって求められるので、前記求めた全エネルギ損失ＷＬ
と圧縮機の損失ＷＣとからガスタービンの損失ＷＧ（＝
ＷＬ−ＷＣ）を求めることができる。また軸流圧縮機の
損失ＷＣが予め定める許容値ＷＣＯ以上のとき、圧縮機
の損失ＷＣが過大であることを表す出力が導出され、ガ
スタービンの損失ＷＧが予め定める許容値ＷＧＯ以上の
とき、ガスタービンの損失ＷＧが過大であることを表す
出力が導出される。これによって軸流圧縮機およびガス
タービンの損失がそれぞれ求められ、予め定めるそれぞ
れの許容値と比較されるので、圧縮機がダストによって
汚染されているのか、あるいはガスタービンがダストに
よって汚染されているのかを確実に判断することができ
る。According to the invention, the energy W1 of the fuel gas
Is calculated and the generated power W2 of the generator is detected, the total energy loss WL (= W1-W2) can be calculated. In addition, since the loss WC of the axial compressor is calculated, the total energy loss WL calculated above is calculated.
And compressor loss WC, gas turbine loss WG (=
WL-WC) can be obtained. When the loss WC of the axial flow compressor is equal to or greater than a predetermined allowable value WCO, an output indicating that the loss WC of the compressor is excessive is derived, and when the loss WG of the gas turbine is equal to or greater than a predetermined allowable value WGO, An output indicating that the loss WG of the gas turbine is excessive is derived. As a result, the losses of the axial compressor and the gas turbine are respectively determined and compared with the respective predetermined allowable values, so that whether the compressor is contaminated with dust or the gas turbine is contaminated with dust. Can be reliably determined.
【００１９】[0019]
【００２０】圧縮機の損失ＷＣが過大であるとき、洗浄
手段によって圧縮機が洗浄されるので、適切なタイミン
グで圧縮機を洗浄することができ、ダスト付着による不
具合の発生を未然に防止することができる。また本発明
は、軸流圧縮機３の回転速度Ｎを検出する回転速度検出
器１６と、軸流圧縮機３が運転中であるかを判断する運
転判断手段と、回転速度検出器１６と運転判断手段との
出力に応答し、軸流圧縮機３が運転中であるとき、回転
速度Ｎが定格回転速度ＮＯに到達しているかを判断する
回転速度判断手段とをさらに含み、制御手段５４は、回
転速度判断手段の出力に応答し、回転速度Ｎは定格回転
速度ＮＯに到達しているとき、制御手段５４の前記動作
を行うことを特徴とする。本発明に従えば、制御手段５
４の動作は、軸流圧縮機３の運転判断および回転速度判
断による安定した運転が行われる期間に行われ、不安定
な運転期間における異常な変動の影響を除去することが
できる。When the loss WC of the compressor is excessively large, the compressor is cleaned by the cleaning means, so that the compressor can be cleaned at an appropriate timing and the occurrence of defects due to dust adhesion can be prevented. You can The present invention also relates to a rotation speed detector 16 for detecting the rotation speed N of the axial flow compressor 3, an operation judging means for judging whether the axial flow compressor 3 is in operation, a rotation speed detector 16 and an operation. The control means 54 further includes a rotation speed determination means that determines whether or not the rotation speed N reaches the rated rotation speed NO when the axial flow compressor 3 is operating in response to the output from the determination means. In response to the output of the rotation speed determination means, the above-mentioned operation of the control means 54 is performed when the rotation speed N reaches the rated rotation speed NO. According to the invention, the control means 5
The operation of No. 4 is performed during a period during which stable operation is performed by the operation determination and the rotation speed determination of the axial compressor 3, and it is possible to eliminate the influence of abnormal fluctuation during the unstable operation period.
【００２１】[0021]
【発明の実施の形態】図１は本発明の前提となる運転監
視装置１の電気的構成を示すブロック図であり、図２は
図１に示す運転監視装置１を備える圧縮機３の構成を簡
略化して示す系統図である。圧縮機３は、たとえば後述
の図６に示されるようにガスタービン発電設備２８に備
えられ、高炉ガスなどのダストを多量に含むガスを圧縮
してガスタービン３０の燃焼器３１に供給する。圧縮機
３は、軸流圧縮機であり、１組の静翼４と動翼５とを１
または複数段有する。圧縮機３の１段目の静翼４はガス
の流れ方向最上流側に配置されており、さらに少なくと
も１段目の静翼４には角度調整手段６が設けられてい
る。角度調整手段６は、たとえば複動油圧シリンダによ
って実現され、静翼４とガスの流れ方向１２との成す角
度θ（以後、静翼角度と略称する）を調整することがで
きる。圧縮機３の回転軸７は、タービンまたは電動機な
どの駆動源によって回転駆動される。1 is a block diagram showing an electrical configuration of an operation monitoring device 1 which is a premise of the present invention, and FIG. 2 shows a configuration of a compressor 3 including the operation monitoring device 1 shown in FIG. It is a simplified system diagram. The compressor 3 is provided in the gas turbine power generation equipment 28, for example, as shown in FIG. 6 described later, and compresses a gas containing a large amount of dust such as blast furnace gas and supplies the compressed gas to the combustor 31 of the gas turbine 30. The compressor 3 is an axial-flow compressor, and includes a set of a stationary blade 4 and a moving blade 5.
Or it has multiple stages. The first stage vane 4 of the compressor 3 is arranged on the most upstream side in the gas flow direction, and at least the first stage vane 4 is provided with an angle adjusting means 6. The angle adjusting means 6 is realized by, for example, a double-acting hydraulic cylinder, and can adjust an angle θ formed by the vane 4 and the gas flow direction 12 (hereinafter, abbreviated as a vane angle). The rotary shaft 7 of the compressor 3 is rotationally driven by a drive source such as a turbine or an electric motor.
【００２２】圧縮機３の入口および出口には、ガスを圧
縮機３に導く入口管路８と、圧縮されたガスを圧縮機３
から排出する出口管路９とがそれぞれ接続されている。
入口管路８には、圧縮機３の入口におけるガスの温度Ｔ
１および圧力Ｐ１を検出する入口温度検出器１０および
入口圧力検出器１１がそれぞれ設けられており、出口管
路９には圧縮機３の出口におけるガスの温度Ｔ２および
圧力Ｐ２を検出する出口温度検出器１３および出口圧力
検出器１４がそれぞれ設けられている。さらに角度調整
手段６には、静翼角度θを検出する角度検出器１５が設
けられており、圧縮機３の回転軸７には回転軸７の回転
速度Ｎを検出する回転速度検出器１６が設けられてい
る。At the inlet and outlet of the compressor 3, an inlet pipe line 8 for guiding gas to the compressor 3 and compressed gas for the compressor 3 are provided.
The outlet pipes 9 for discharging from each of them are connected to each other.
The inlet pipe 8 has a temperature T of gas at the inlet of the compressor 3.
1 and a pressure P1 are provided with an inlet temperature detector 10 and an inlet pressure detector 11, respectively, and the outlet pipe 9 is provided with an outlet temperature detector for detecting the gas temperature T2 and the pressure P2 at the outlet of the compressor 3. A device 13 and an outlet pressure detector 14 are provided respectively. Further, the angle adjusting means 6 is provided with an angle detector 15 for detecting the stationary blade angle θ, and the rotation shaft 7 of the compressor 3 is provided with a rotation speed detector 16 for detecting the rotation speed N of the rotation shaft 7. It is provided.
【００２３】運転監視装置１は、効率検出手段１７と弁
別手段１８とを備える。効率検出手段１７は、入口およ
び出口温度検出器１０，１３と、入口および出口圧力検
出器１１，１４と、角度検出器１５と、効率演算器１９
と、設定手段２０と、効率比演算器２１と、平均値演算
器２３とを含む。効率演算器１９は、入口および出口温
度検出器１０，１３と入口および出口圧力検出器１１，
１４との出力に応答し、圧縮機３の効率ηを演算して効
率ηを表す出力を導出する。本実施の形態では、圧縮機
３の効率ηとして断熱圧縮効率ηが演算される。断熱圧
縮効率ηは、発生熱が外部に逃げないと仮定して求めら
れる効率であり、圧縮機３の断熱圧縮仕事とガスに実際
に与えられる仕事との比によって定義される。断熱圧縮
効率ηは次の式１によって求められる。式１中のｋは断
熱指数であり、ガスの種類によって定まる値である。The operation monitoring device 1 comprises an efficiency detecting means 17 and a discriminating means 18. The efficiency detecting means 17 includes inlet and outlet temperature detectors 10 and 13, inlet and outlet pressure detectors 11 and 14, an angle detector 15, and an efficiency calculator 19.
A setting means 20, an efficiency ratio calculator 21, and an average value calculator 23. The efficiency calculator 19 includes inlet and outlet temperature detectors 10, 13 and inlet and outlet pressure detectors 11,
In response to the output of 14 and 14, the efficiency η of the compressor 3 is calculated to derive an output representing the efficiency η. In the present embodiment, the adiabatic compression efficiency η is calculated as the efficiency η of the compressor 3. The adiabatic compression efficiency η is an efficiency calculated on the assumption that generated heat does not escape to the outside, and is defined by the ratio between the adiabatic compression work of the compressor 3 and the work actually given to the gas. The adiabatic compression efficiency η is calculated by the following equation 1. K in Equation 1 is an adiabatic index, which is a value determined by the type of gas.
【００２４】[0024]
【数１】 [Equation 1]
【００２５】このように、圧縮機３の効率ηは、圧縮機
３の入口および出口におけるガスの温度Ｔ１，Ｔ２と、
圧縮機３の入口および出口におけるガスの圧力Ｐ１，Ｐ
２とを式１に代入することによって求められる。Thus, the efficiency η of the compressor 3 is determined by the gas temperatures T1 and T2 at the inlet and outlet of the compressor 3,
Gas pressures P1 and P at the inlet and outlet of the compressor 3
It is obtained by substituting 2 and 2 into Equation 1.
【００２６】本実施の形態では、圧縮機３のダストによ
る汚染の程度が圧縮機３の効率ηに基づいて判別され
る。これは次のように説明される。圧縮機３の入口にお
けるガスの温度Ｔ１および圧力Ｐ１が一定値であるとみ
なせる場合、圧縮機３の効率ηは式２によって表され
る。
η ＝ ｆ（Ｐ２，Ｔ２） …（２）In the present embodiment, the degree of dust pollution of the compressor 3 is determined based on the efficiency η of the compressor 3. This is explained as follows. When the temperature T1 and the pressure P1 of the gas at the inlet of the compressor 3 can be regarded as constant values, the efficiency η of the compressor 3 is expressed by Equation 2. η = f (P2, T2) (2)
【００２７】圧縮機３の出口におけるガスの圧力Ｐ２お
よび温度Ｔ２は、圧縮すべきガスの種類Ｃ、圧縮機３の
回転軸７の回転速度Ｎ、静翼角度θおよび汚染の程度Ｘ
によって変化する。したがって式２は次の式３と置き換
えることができる。
η ＝ ｆ（Ｃ，Ｎ，θ，Ｘ） …（３）The pressure P2 and temperature T2 of the gas at the outlet of the compressor 3 are determined by the type C of gas to be compressed, the rotation speed N of the rotary shaft 7 of the compressor 3, the vane angle θ, and the degree of contamination X.
It depends on Therefore, Equation 2 can be replaced with Equation 3 below. η = f (C, N, θ, X) (3)
【００２８】式３の要因のうち圧縮機３で圧縮されるガ
スの種類Ｃは予め決まっており、圧縮機３の回転速度Ｎ
も起動停止の一時的な部分を除いては一定の定格回転数
ＮＯで駆動されるので、圧縮機３の効率ηに影響を与え
る要因は静翼角度θと圧縮機３の汚染の程度Ｘとにな
る。したがって、圧縮機３の効率ηは、次の式４によっ
て表される。
η ＝ ｆ（θ，Ｘ） …（４）Among the factors of the equation 3, the type C of gas compressed by the compressor 3 is predetermined, and the rotation speed N of the compressor 3
Since it is driven at a constant rated speed NO except for the temporary part of starting and stopping, the factors affecting the efficiency η of the compressor 3 are the stationary blade angle θ and the degree X of contamination of the compressor 3. become. Therefore, the efficiency η of the compressor 3 is represented by the following Expression 4. η = f (θ, X) (4)
【００２９】すなわち、静翼角度θが定まれば、圧縮機
３の効率ηは、圧縮機３のダストによる汚染の程度Ｘを
表すので、効率ηに基づいて圧縮機３がダストによって
汚染されているか否かを判断することができる。That is, if the stationary blade angle θ is determined, the efficiency η of the compressor 3 represents the degree X of contamination of the compressor 3 by dust, so that the compressor 3 is contaminated by dust based on the efficiency η. It is possible to determine whether or not there is.
【００３０】設定手段２０は、ダストによって汚染され
ていない正常な状態の圧縮機３の効率（以後、基準効率
ηｉと呼ぶ）、圧縮機３の定格回転数ＮＯおよび後述す
る効率比の移動平均値の許容値ηｏを設定し、設定値を
表す出力を導出する。このうち、基準効率ηｉは使用開
始時の正常な状態で計測された効率であり、実験によっ
て静翼角度θの関数として予め与えられる。設定手段２
０は、角度検出器１５の出力に応答し、検出された静翼
角度θに対応する基準効率ηｉを設定する。前記基準効
率ηｉとして、設計的に与えられた効率を用いてもよ
い。この場合、基準効率ηｉは数値データとして事前に
与えられる。The setting means 20 is a moving average value of the efficiency of the compressor 3 in a normal state not contaminated by dust (hereinafter referred to as the reference efficiency ηi), the rated speed NO of the compressor 3 and the efficiency ratio described later. The permissible value ηo of is set and the output representing the set value is derived. Of these, the reference efficiency ηi is the efficiency measured in a normal state at the start of use, and is given in advance as a function of the stationary blade angle θ by experiments. Setting means 2
0 responds to the output of the angle detector 15 and sets the reference efficiency ηi corresponding to the detected vane angle θ. An efficiency given by design may be used as the reference efficiency ηi. In this case, the reference efficiency ηi is given in advance as numerical data.
【００３１】効率比演算器２１は、効率演算器１９およ
び設定手段２０の出力に応答し、圧縮機３の効率ηと基
準効率ηｉとの効率比ηｒを演算して、演算値を表す出
力を導出する。効率比ηｒは次の式５によって表され
る。前記平均値演算器２３は効率比演算器２１の出力に
応答し、後述のように効率比ηｒの移動平均値ηｒｍを
演算し、演算値を表す出力を導出する。
ηｒ ＝ η／ηｉ …（５）The efficiency ratio calculator 21 responds to the outputs of the efficiency calculator 19 and the setting means 20, calculates the efficiency ratio ηr between the efficiency η of the compressor 3 and the reference efficiency ηi, and outputs the output representing the calculated value. Derive. The efficiency ratio ηr is represented by the following Expression 5. The average value calculator 23 responds to the output of the efficiency ratio calculator 21, calculates a moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr as described later, and derives an output representing the calculated value. ηr = η / ηi (5)
【００３２】弁別手段１８は、平均値演算器２３および
設定手段２０の出力に応答し、後述のように効率比ηｒ
の移動平均値ηｒｍが予め定める許容値ηｏ以下になっ
た状態が予め定める移動平均値の演算回数以上継続した
ことを弁別し、効率比ηｒの移動平均値ηｒｍが低下し
たことを表す出力、すなわち圧縮機３がダストによって
汚染されていることを表す出力を導出する。弁別手段１
８の出力は、警報器２４に送られる。警報器２４は、圧
縮機３がダストによって汚染されていることを表す警報
を発令する。弁別手段１８は、さらに回転速度検出器１
６および設定手段２０の出力に応答し、圧縮機３の回転
速度Ｎが定格回転速度ＮＯに到達したことを弁別し、到
達したことを表す信号を導出して効率検出手段１７の動
作を開始させる。前記弁別手段１８、効率演算器１９、
効率比演算器２１および平均値演算器２３は、マイクロ
コンピュータなどによって実現される処理回路２５を構
成する。The discrimination means 18 is responsive to the outputs of the average value calculator 23 and the setting means 20 and, as will be described later, the efficiency ratio ηr.
The output indicating that the moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr has decreased by discriminating that the state in which the moving average value ηrm is less than or equal to the predetermined allowable value ηo has continued for the number of times of calculation of the predetermined moving average value, that is, An output indicating that the compressor 3 is contaminated with dust is derived. Discrimination means 1
The output of 8 is sent to the alarm device 24. The alarm device 24 issues an alarm indicating that the compressor 3 is contaminated with dust. The discrimination means 18 further includes the rotation speed detector 1
In response to the outputs of 6 and the setting means 20, it is discriminated that the rotation speed N of the compressor 3 has reached the rated rotation speed NO, and a signal indicating that it has been reached is derived to start the operation of the efficiency detection means 17. . The discrimination means 18, the efficiency calculator 19,
The efficiency ratio calculator 21 and the average value calculator 23 form a processing circuit 25 realized by a microcomputer or the like.
【００３３】図３は、図１に示す運転監視装置１の処理
回路２５の動作を説明するためのフローチャートであ
る。ステップａ１では、圧縮機３が運転中であるか否か
が判断され、運転中であればステップａ２に進む。ステ
ップａ２では、圧縮機３の回転速度Ｎの検出値がデータ
入力される。ステップａ３では、回転速度Ｎが定格回転
速度ＮＯに到達しているか否かが判断され、この判断が
肯定であれば、ステップａ４に進む。ステップａ１およ
びステップａ３の判断が否定であれば、ステップａ１２
に進み、警報が発令されていれば警報を解除して圧縮機
３の運転監視を終了する。このように、圧縮機３の運転
監視の開始に先立って、運転判断および回転速度判断が
行われるので、監視する時間範囲を安定した運転が行わ
れる期間に限定することができ、不安定な運転期間にお
ける異常な変動の影響を除去することができる。FIG. 3 is a flow chart for explaining the operation of the processing circuit 25 of the operation monitoring device 1 shown in FIG. At step a1, it is determined whether or not the compressor 3 is in operation, and if so, the process proceeds to step a2. In step a2, the detected value of the rotation speed N of the compressor 3 is input as data. In step a3, it is determined whether or not the rotation speed N has reached the rated rotation speed NO, and if the determination is affirmative, the process proceeds to step a4. If the determinations in step a1 and step a3 are negative, step a12
If the alarm is issued, the alarm is released and the operation monitoring of the compressor 3 is ended. As described above, since the operation determination and the rotation speed determination are performed before the start of the operation monitoring of the compressor 3, the time range to be monitored can be limited to the period during which the stable operation is performed, and the unstable operation can be performed. The effects of abnormal fluctuations in the time period can be eliminated.
【００３４】ステップａ４では、検出データである圧縮
機３の入口におけるガスの圧力Ｐ１および温度Ｔ１と、
圧縮機３の出口におけるガスの圧力Ｐ２および温度Ｔ２
と、静翼角度θとがデータ入力される。ステップａ５で
は、圧縮機３の効率ηが式１から演算される。ステップ
ａ６では、基準効率ηｉが検出された静翼角度θに対応
して次の式６に基づいて求められる。
ηｉ ＝ ηｉ（θ） …（６）In step a4, the gas pressure P1 and the temperature T1 at the inlet of the compressor 3, which are the detected data,
Gas pressure P2 and temperature T2 at the outlet of the compressor 3
And the stationary blade angle θ are input as data. At step a5, the efficiency η of the compressor 3 is calculated from the equation 1. In step a6, the reference efficiency ηi is calculated based on the following equation 6 in correspondence with the detected vane angle θ. ηi = ηi (θ) (6)
【００３５】ステップａ７では、効率比ηｒが式５に基
づいて演算される。効率比ηｒは予め定める演算周期、
たとえば３０分毎に演算される。このように圧縮機３の
運転監視が効率ηでなく効率比ηｒに基づいて行われる
のは、圧縮機３の汚染状況の経時的な変化を監視するに
は、ダストによる汚染のない状態との比較である効率比
ηｒで表した方が汚染の程度を明瞭に表すことができる
からである。At step a7, the efficiency ratio ηr is calculated based on the equation (5). The efficiency ratio ηr is a predetermined calculation cycle,
For example, it is calculated every 30 minutes. In this way, the operation monitoring of the compressor 3 is performed based on the efficiency ratio ηr instead of the efficiency η, in order to monitor the change over time of the contamination state of the compressor 3, it is necessary to check the state without dust contamination. This is because the efficiency ratio ηr, which is a comparison, can more clearly represent the degree of contamination.
【００３６】ステップａ８では、効率比ηｒの移動平均
値ηｒｍが平均値演算器２３によって演算される。平均
値演算器２３は、効率比ηｒが新たに演算される毎に新
しいデータから順番に予め定めるデータ数（本実施の形
態では１２）を保つように効率比ηｒの演算値をサンプ
リングし、すなわち新たな効率比ηｒの演算値を加える
とともに最も古い効率比ηｒの演算値を廃棄してデータ
数を一定に保ち、サンプリングした効率比ηｒの演算値
を平均化処理して移動平均値ηｒｍを演算する。移動平
均値ηｒｍの演算式は、ｎを予め定めるデータ数、ηｒ
ｉをｉ番目の効率比ηｒの演算値とすると次の式７によ
って表される。At step a8, the moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr is calculated by the average value calculator 23. Every time the efficiency ratio ηr is newly calculated, the average value calculator 23 samples the calculated value of the efficiency ratio ηr so as to keep a predetermined number of data (12 in this embodiment) from new data, that is, Add a new calculated value of efficiency ratio ηr, discard the oldest calculated value of efficiency ratio ηr to keep the number of data constant, average the sampled calculated values of efficiency ratio ηr, and calculate moving average value ηrm. To do. The arithmetic expression of the moving average value ηrm is n
When i is the calculated value of the i-th efficiency ratio ηr, it is represented by the following Expression 7.
【００３７】[0037]
【数２】 [Equation 2]
【００３８】図４は、効率比ηｒの移動平均値ηｒｍの
経時的な変化と、警報器２４の作動状況を示すグラフで
ある。効率比ηｒの移動平均値ηｒｍは、図４（１）に
示すように圧縮機３のダストによる汚染の進行とともに
経時的に低下する。ステップａ９では、効率比ηｒの移
動平均値ηｒｍが予め定める許容値ηｏ以下であるか否
かが判断される。この判断が図４（１）の時刻ｔ１に示
すように肯定であれば、ステップａ１０に進む。FIG. 4 is a graph showing the change over time of the moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr and the operating condition of the alarm device 24. The moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr decreases with time as the dust contamination of the compressor 3 progresses, as shown in FIG. 4 (1). In step a9, it is determined whether or not the moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr is equal to or less than a predetermined allowable value ηo. If this determination is affirmative as shown at time t1 in FIG. 4 (1), the process proceeds to step a10.
【００３９】ステップａ１０では、移動平均値ηｒｍが
許容値ηｏ以下である状態が予め定める移動平均の演算
回数ｍ（本実施の形態では４）継続したか否かが判断さ
れる。この判断が図４（１）の時刻ｔ２に示すように肯
定であれば、すなわち効率比ηｒの移動平均値ηｒｍが
許容値ηｏ以下である状態が所定演算回数継続したこと
が弁別されれば、圧縮機３がダストによって汚染されて
いると判定されて、ステップａ１１に進む。このように
効率比ηｒの移動平均値ηｒｍに基づいて圧縮機３の運
転監視が行われるので、外乱等による一時的な異常変動
による誤判断を防止することができる。At step a10, it is judged whether or not the state in which the moving average value ηrm is equal to or less than the allowable value ηo has continued for a predetermined number of times of moving average calculation m (4 in this embodiment). If this determination is affirmative as shown at time t2 in FIG. 4A, that is, if it is discriminated that the state in which the moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr is equal to or less than the allowable value ηo has continued a predetermined number of times, It is determined that the compressor 3 is contaminated with dust, and the process proceeds to step a11. In this way, since the operation of the compressor 3 is monitored based on the moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr, it is possible to prevent an erroneous determination due to a temporary abnormal change due to disturbance or the like.
【００４０】ステップａ１１では、圧縮機３がダストに
よって汚染されていることを表す警報が図４（２）の時
刻ｔ２に示すように発令され、圧縮機３を洗浄すべきこ
とが勧告されて、圧縮機３の運転監視の１サイクルが終
了する。ステップａ９およびステップａ１０の判断が否
定であれば、ステップａ１２に進み、警報が発令されて
いれば警報を解除して圧縮機３の運転監視を終了する。
前記ステップａ１〜ａ１２の一連の処理は繰返して行わ
れる。At step a11, an alarm indicating that the compressor 3 is contaminated with dust is issued at time t2 in FIG. 4 (2), and it is recommended that the compressor 3 be cleaned. One cycle of operation monitoring of the compressor 3 is completed. If the determinations in step a9 and step a10 are negative, the process proceeds to step a12, and if an alarm is issued, the alarm is released and the operation monitoring of the compressor 3 ends.
The series of processing in steps a1 to a12 is repeatedly performed.
【００４１】このように、本実施の形態では圧縮機３の
効率比ηｒの移動平均値ηｒｍを指標値として圧縮機３
の運転監視が行われるので、圧縮機３の消費動力を検出
することができなくても、圧縮機３がダストによって汚
染されているか否かを確実に検出することができる。こ
れによって、圧縮機３が複雑な機械構成の一部として組
込まれている場合でも、圧縮機３の運転監視を的確に行
うことができ、運転監視装置１を圧縮機を備える様々な
設備において好適に適用することができる。As described above, in the present embodiment, the moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr of the compressor 3 is used as an index value, and the compressor 3 is used.
Since the operation monitoring is performed, it is possible to reliably detect whether or not the compressor 3 is contaminated with dust even if the power consumption of the compressor 3 cannot be detected. As a result, even when the compressor 3 is incorporated as a part of a complicated mechanical structure, the operation monitoring of the compressor 3 can be accurately performed, and the operation monitoring device 1 is suitable for various equipment including a compressor. Can be applied to.
【００４２】以上述べたように、本実施の形態では圧縮
機３は軸流圧縮機を対象としている。また本実施の形態
では、圧縮機３の効率比ηｒの移動平均値ηｒｍを指標
値として用いているけれども、これに限定されるもので
はなく、平均化処理を行わないで圧縮機３の効率ηまた
は効率比ηｒをそのまま指標値として用いてもよい。こ
れによって、圧縮機３のダストによる汚染の進行が緩や
かな場合でも汚染状況を迅速に検知することができる。
さらに移動平均値以外の平均値を指標値として用いても
よく、圧縮機３の効率ηの移動平均値を指標値として用
いてもよい。また、１段目の静翼４のみ角変位可能に構
成されているけれども、他の静翼４および動翼５も角変
位可能に構成してもよい。また、すべての静翼４および
動翼５を角変位することができない非可変形に構成して
もよい。この場合においても基準効率ηｉを一定値とす
れば本実施の形態を適用することが可能である。As described above, in the present embodiment, the compressor 3 is intended for the axial compressor. Further, in the present embodiment, the moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr of the compressor 3 is used as an index value, but the present invention is not limited to this, and the efficiency η of the compressor 3 without performing the averaging process. Alternatively, the efficiency ratio ηr may be used as it is as an index value. As a result, even if the contamination of the compressor 3 due to dust is slow, the contamination status can be quickly detected.
Furthermore, an average value other than the moving average value may be used as the index value, or the moving average value of the efficiency η of the compressor 3 may be used as the index value. Further, although only the first stage stationary blade 4 is configured to be angularly displaceable, the other stationary blades 4 and the moving blades 5 may also be configured to be angularly displaceable. In addition, all the stationary blades 4 and the moving blades 5 may be configured in a non-variable shape that cannot be angularly displaced. Even in this case, if the reference efficiency ηi is set to a constant value, this embodiment can be applied.
【００４３】図５は、本発明の実施の一形態である運転
監視装置２７を備えるガスタービン発電設備２８の電気
的構成を示すブロック図であり、図６は図５に示す運転
監視装置２７を備えるガスタービン発電設備２８の構成
を簡略化して示す系統図である。ガスタービン発電設備
２８は、発電機２９と、発電機２９を回転駆動して発電
するガスタービン３０と、燃料ガスを圧縮してガスター
ビン３０の燃焼器３１に供給する圧縮機３とを含む。ガ
スタービン３０は、空気圧縮機３３と燃焼器３１とター
ビン３４とを含んで構成される。圧縮機３と空気圧縮機
３３とタービン３４とは、回転軸７に同軸に連結され、
同一回転速度で回転する。圧縮機３およびその周辺の構
成は、前記図２に示す実施の形態と類似しているので、
対応する部分には同一の参照符号を付し、説明を省略す
る。FIG. 5 is a block diagram showing an electrical configuration of a gas turbine power generation facility 28 including an operation monitoring device 27 according to an embodiment of the present invention, and FIG. 6 shows the operation monitoring device 27 shown in FIG. It is a system diagram which simplifies and shows the structure of the gas turbine power generation equipment 28 provided. The gas turbine power generation facility 28 includes a power generator 29, a gas turbine 30 that rotationally drives the power generator 29 to generate power, and a compressor 3 that compresses fuel gas and supplies the fuel gas to a combustor 31 of the gas turbine 30. The gas turbine 30 includes an air compressor 33, a combustor 31, and a turbine 34. The compressor 3, the air compressor 33, and the turbine 34 are coaxially connected to the rotary shaft 7,
Rotate at the same rotation speed. The configuration of the compressor 3 and its surroundings is similar to that of the embodiment shown in FIG.
Corresponding parts are designated by the same reference numerals, and description thereof will be omitted.
【００４４】圧縮機３には、高炉３６からダストを多量
に含む燃料ガスが入口管路８を介して供給される。入口
管路８には、供給される燃料ガスの流量Ｆを検出する流
量検出器３７と、燃料ガスの発熱量を検出する発熱量検
出器３８とが設けられている。圧縮機３には、さらに洗
浄手段３９が設けられている。洗浄手段３９は、タンク
４０に貯留されている洗浄剤を洗浄ポンプ４１によって
供給管路４２を介してノズルヘッダ４３に供給し、ノズ
ル４４から圧縮機３に噴射して圧縮機３を洗浄する。発
電機２９によって発電された電力Ｗは、電力検出器４６
によって検出される。Fuel gas containing a large amount of dust is supplied from the blast furnace 36 to the compressor 3 through the inlet pipe line 8. The inlet pipe 8 is provided with a flow rate detector 37 that detects the flow rate F of the supplied fuel gas and a heat generation amount detector 38 that detects the heat generation amount of the fuel gas. The compressor 3 is further provided with cleaning means 39. The cleaning unit 39 supplies the cleaning agent stored in the tank 40 to the nozzle header 43 by the cleaning pump 41 via the supply pipe 42, and injects the cleaning agent into the compressor 3 from the nozzle 44 to clean the compressor 3. The electric power W generated by the generator 29 is the electric power detector 46.
Detected by.
【００４５】運転監視装置２７は、入口および出口温度
検出器１０，１３と、入口および出口圧力検出器１１，
１４と、流量検出器３７と、発熱量検出器３８と、電力
検出器４６と、燃焼ガスエネルギ演算器４８と、全損失
演算器４９と、効率演算器１９と、圧縮機損失演算器５
０と、ガスタービン損失演算器５１と、設定手段５３
と、制御手段５４とを含む。The operation monitoring device 27 includes inlet and outlet temperature detectors 10, 13 and inlet and outlet pressure detectors 11,
14, the flow rate detector 37, the heat generation amount detector 38, the power detector 46, the combustion gas energy calculator 48, the total loss calculator 49, the efficiency calculator 19, and the compressor loss calculator 5
0, gas turbine loss calculator 51, and setting means 53
And a control means 54.
【００４６】燃焼ガスエネルギ演算器４８は、流量検出
器３７および発熱量検出器３８の出力に応答し、燃焼ガ
スの流量Ｆおよび発熱量Ｈから燃焼ガスの保有するエネ
ルギＷ１を演算して、それを表す出力を導出する。燃焼
ガスのエネルギＷ１は次の式８によって表される。
Ｗ１ ＝ ｆ（Ｆ，Ｈ） …（８）The combustion gas energy calculator 48 responds to the outputs of the flow rate detector 37 and the heat generation amount detector 38, calculates the energy W1 held by the combustion gas from the flow rate F and the heat generation amount H of the combustion gas, and calculates it. Derive an output that represents The energy W1 of the combustion gas is expressed by the following equation 8. W1 = f (F, H) (8)
【００４７】全損失演算器４９は、電力検出器４６およ
び燃料ガスエネルギ演算器４８の出力に応答し、導入さ
れたエネルギを表す燃焼ガスのエネルギＷ１と得られた
エネルギを表す発電電力Ｗ２とから全エネルギ損失ＷＬ
を演算して、それを表す出力を導出する。全エネルギ損
失ＷＬは、次の式９によって表される。
ＷＬ ＝ Ｗ１−Ｗ２ …（９）The total loss calculator 49 responds to the outputs of the power detector 46 and the fuel gas energy calculator 48, and calculates from the energy W1 of the combustion gas representing the energy introduced and the generated power W2 representing the obtained energy. Total energy loss WL
Is calculated and an output representing it is derived. The total energy loss WL is represented by the following Equation 9. WL = W1-W2 (9)
【００４８】効率演算器１９は、入口および出口温度検
出器１０，１３と、入口および出口圧力検出器１１，１
４との出力に応答し、図１に示す実施の形態と同様に圧
縮機３の効率ηを式１から演算して、それを表す出力を
導出する。圧縮機損失演算器５０は、効率演算器１９、
流量検出器３７および出口圧力検出器１４の出力に応答
し、圧縮機３の効率ηと、燃料ガスの流量Ｆと、圧縮機
３の出口におけるガスの圧力Ｐ２とから圧縮機３の損失
ＷＣを演算して、それを表す出力を導出する。圧縮機３
の損失ＷＣは次の式１０によって表される。
ＷＣ ＝ ｆ（η，Ｆ，Ｐ２） …（10）The efficiency calculator 19 includes the inlet and outlet temperature detectors 10 and 13 and the inlet and outlet pressure detectors 11 and 1.
4, the efficiency η of the compressor 3 is calculated from the equation 1 as in the embodiment shown in FIG. 1, and the output representing it is derived. The compressor loss calculator 50 is an efficiency calculator 19,
In response to the outputs of the flow rate detector 37 and the outlet pressure detector 14, the loss WC of the compressor 3 is calculated from the efficiency η of the compressor 3, the flow rate F of the fuel gas, and the gas pressure P2 at the outlet of the compressor 3. It operates and derives an output representing it. Compressor 3
Loss WC is represented by the following equation 10. WC = f (η, F, P2) (10)
【００４９】ガスタービン損失演算器５１は、全損失演
算器４９および圧縮機損失演算器５０の出力に応答し、
全エネルギ損失ＷＬと、圧縮機３の損失ＷＣとからガス
タービン３０の損失ＷＧを演算して、それを表す出力を
導出する。ガスタービン３０の損失ＷＧは、次の式１１
によって表される。
ＷＧ ＝ ＷＬ−ＷＣ …（11）The gas turbine loss calculator 51 responds to the outputs of the total loss calculator 49 and the compressor loss calculator 50,
The loss WG of the gas turbine 30 is calculated from the total energy loss WL and the loss WC of the compressor 3, and the output representing it is derived. The loss WG of the gas turbine 30 is calculated by the following equation 11
Represented by WG = WL-WC (11)
【００５０】設定手段５３は、ガスタービン３０の損失
の許容値ＷＧＯと、圧縮機の損失の許容値ＷＣＯとを設
定し、それを表す出力を導出する。制御手段５４は、圧
縮機損失演算器５０、ガスタービン損失演算器５１およ
び設定手段５３の出力に応答し、圧縮機３の損失ＷＣと
許容値ＷＣＯとを対比するとともに、ガスタービン３０
の損失ＷＧと許容値ＷＧＯとを対比し、ＷＣ≧ＷＣＯの
ときには圧縮機３を洗浄すべきことを表す出力を導出し
て洗浄ポンプ４１を駆動し、ＷＧ≧ＷＧＯのときにはガ
スタービン３０の損失ＷＧが過大であることを表す出力
を導出して、警報器５５を駆動する。前記燃料ガスエネ
ルギ演算器４８、全損失演算器４９、効率演算器１９、
圧縮機損失演算器５０、ガスタービン損失演算器５１お
よび制御手段５４は、マイクロコンピュータなどによっ
て実現される処理回路５６を構成する。The setting means 53 sets a permissible value WGO of loss of the gas turbine 30 and a permissible value WCO of loss of the compressor, and derives an output representing them. The control means 54 responds to the outputs of the compressor loss calculator 50, the gas turbine loss calculator 51, and the setting means 53, compares the loss WC of the compressor 3 with the allowable value WCO, and at the same time, the gas turbine 30.
The loss WG of the gas turbine 30 is compared with the allowable value WGO, and when WC ≧ WCO, the output indicating that the compressor 3 should be washed is derived to drive the washing pump 41, and when WG ≧ WGO, the loss WG of the gas turbine 30. Is derived and an alarm 55 is driven. The fuel gas energy calculator 48, the total loss calculator 49, the efficiency calculator 19,
The compressor loss calculator 50, the gas turbine loss calculator 51 and the control means 54 constitute a processing circuit 56 realized by a microcomputer or the like.
【００５１】図７は、図５に示す運転監視装置２７の処
理回路５６の動作を説明するためのフローチャートであ
る。ステップｓ１では、検出データである圧縮機３の入
口における燃焼ガスの圧力Ｐ１および温度Ｔ１と、圧縮
機３の出口における燃焼ガスの圧力Ｐ２および温度Ｔ２
と、発電電力Ｗ２と、燃焼ガスの流量Ｆと、燃焼ガスの
発熱量Ｈとがデータ入力される。このステップｓ１の処
理に先立って、図３のステップａ１〜ステップａ３と同
様に圧縮機３の運転判断および回転速度判断を行う。FIG. 7 is a flow chart for explaining the operation of the processing circuit 56 of the operation monitoring device 27 shown in FIG. In step s1, the combustion gas pressure P1 and temperature T1 at the inlet of the compressor 3 and the combustion gas pressure P2 and temperature T2 at the outlet of the compressor 3 are detected data.
The generated power W2, the flow rate F of the combustion gas, and the calorific value H of the combustion gas are input as data. Prior to the processing of step s1, the operation determination and the rotation speed determination of the compressor 3 are performed as in steps a1 to a3 of FIG.
【００５２】ステップｓ２では、燃料ガスのエネルギＷ
１が式８に基づいて演算され、ステップｓ３では、全エ
ネルギ損失ＷＬが式９に基づいて演算され、ステップｓ
４では、圧縮機３の効率ηが式１に基づいて図３のステ
ップａ５と同様に演算される。さらにステップｓ５で
は、圧縮機３の損失ＷＣが式１０に基づいて演算され、
ステップｓ６では、ガスタービン３０の損失ＷＧが式１
１に基づいて演算される。At step s2, the energy W of the fuel gas is
1 is calculated based on the equation 8, and in step s3, the total energy loss WL is calculated based on the equation 9 and step s
In 4, the efficiency η of the compressor 3 is calculated based on the equation 1 as in step a5 of FIG. Further, in step s5, the loss WC of the compressor 3 is calculated based on the equation 10,
In step s6, the loss WG of the gas turbine 30 is calculated by Equation 1
It is calculated based on 1.
【００５３】ステップｓ７では、前記求めた圧縮機の損
失ＷＣが許容値ＷＣＯ以上であるか否かが判断され、こ
の判断が肯定であれば、ステップｓ８に進む。ステップ
ｓ８では、圧縮機３の損失ＷＣが過大であることを表す
出力、すなわち圧縮機３がダストによって汚染されてい
るので圧縮機３を洗浄すべきことを表す出力が導出され
る。この出力が導出されると、洗浄手段３９の洗浄ポン
プ４１が駆動されて圧縮機３の洗浄が行われる。ステッ
プｓ７の判断が否定であれば、ステップｓ９に進む。ス
テップｓ９では、ガスタービン３０の損失ＷＧが許容値
ＷＧＯ以上であるか否かが判断され、この判断が肯定で
あれば、ステップｓ１０に進む。ステップｓ１０では、
ガスタービン３０の損失ＷＧが過大であることを示す出
力、すなわちガスタービン３０がダストによって汚染さ
れているので警報を発令すべきことを表す出力が導出さ
れる。これによって、運転監視の１サイクルの処理が終
了する。ステップｓ１〜ｓ１０の一連の処理は繰返して
行われる。In step s7, it is judged whether or not the obtained compressor loss WC is equal to or more than the allowable value WCO. If the judgment is affirmative, the process proceeds to step s8. In step s8, an output indicating that the loss WC of the compressor 3 is excessive, that is, an output indicating that the compressor 3 should be cleaned because it is contaminated with dust is derived. When this output is derived, the cleaning pump 41 of the cleaning means 39 is driven to clean the compressor 3. If the determination in step s7 is negative, the process proceeds to step s9. In step s9, it is determined whether or not the loss WG of the gas turbine 30 is equal to or greater than the allowable value WGO, and if this determination is affirmative, the process proceeds to step s10. In step s10,
An output indicating that the loss WG of the gas turbine 30 is excessive, that is, an output indicating that an alarm should be issued because the gas turbine 30 is contaminated with dust is derived. As a result, one cycle of operation monitoring processing is completed. A series of processing of steps s1 to s10 is repeatedly performed.
【００５４】このように、本実施の形態では、圧縮機３
およびガスタービン３０の運転監視を個別に行うことが
できるので、圧縮機３がダストによって汚染されている
のか、ガスタービン３０がダストによって汚染されてい
るのかを確実に判断することができる。したがって、監
視結果に基づいて的確な対策を講ずることができる。ま
た圧縮機３がダストによって汚染されていると判断され
たときには、洗浄手段３９の洗浄ポンプ４１が駆動され
て圧縮機３の洗浄が行われるので、適切なタイミングで
圧縮機３を洗浄することができ、ダスト付着による不具
合、たとえば圧縮機３の破損の発生を未然に防止するこ
とができる。Thus, in this embodiment, the compressor 3
Since the operation monitoring of the gas turbine 30 can be performed individually, it is possible to reliably determine whether the compressor 3 is contaminated with dust or the gas turbine 30 is contaminated with dust. Therefore, appropriate measures can be taken based on the monitoring result. When it is determined that the compressor 3 is contaminated with dust, the cleaning pump 41 of the cleaning means 39 is driven to clean the compressor 3, so that the compressor 3 can be cleaned at an appropriate timing. Therefore, it is possible to prevent problems due to dust adhesion, for example, damage to the compressor 3 from occurring.
【００５５】[0055]
【発明の効果】以上のように本発明によれば、軸流圧縮
機のダストによる汚染を断熱圧縮効率ηを指標値として
確実に検出することができる。As described above, according to the present invention, it is possible to reliably detect dust pollution of the axial compressor by using the adiabatic compression efficiency η as an index value.
【００５６】圧縮機の消費動力を検出することができな
くても、圧縮機の効率ηを求めることができる。これに
よって圧縮機の設置環境にかかわらず、確実に圧縮機の
効率を求めることができるので監視装置の適用範囲を拡
大することができる。Even if the power consumption of the compressor cannot be detected, the efficiency η of the compressor can be obtained. As a result, the efficiency of the compressor can be reliably obtained regardless of the installation environment of the compressor, so that the scope of application of the monitoring device can be expanded.
【００５７】[0057]
【００５８】[0058]
【００５９】[0059]
【００６０】本発明によれば、圧縮機およびガスタービ
ンの損失がそれぞれ求められ、予め定めるそれぞれの許
容値と比較されるので、圧縮機がダストによって汚染さ
れているのか、あるいはガスタービンがダストによって
汚染されているのかを確実に判断することができる。According to the present invention, the losses of the compressor and the gas turbine are respectively obtained and compared with respective predetermined allowable values, so that whether the compressor is contaminated with dust or the gas turbine is dusted. It can be surely determined whether it is contaminated.
【００６１】圧縮機の損失ＷＣが過大であるとき洗浄手
段によって圧縮機が洗浄されるので、適切なタイミング
で圧縮機を洗浄することができ、ダスト付着による不具
合の発生を未然に防止することができる。本発明によれ
ば、制御手段５４の動作は、軸流圧縮機３の運転判断お
よび回転速度判断による安定した運転が行われる期間に
行われ、不安定な運転期間における異常な変動の影響を
除去することができる。Since the compressor is cleaned by the cleaning means when the loss WC of the compressor is excessive, it is possible to clean the compressor at an appropriate timing, and it is possible to prevent the occurrence of defects due to dust adhesion. it can. According to the present invention, the operation of the control means 54 is performed during a period during which stable operation is performed based on the operation determination and the rotation speed determination of the axial flow compressor 3 to eliminate the influence of abnormal fluctuation during the unstable operation period. can do.
【図１】本発明の前提となる運転監視装置１の電気的構
成を示すブロック図である。FIG. 1 is a block diagram showing an electrical configuration of an operation monitoring device 1 which is a premise of the present invention.
【図２】図１に示す運転監視装置１を備える圧縮機３の
構成を簡略化して示す系統図である。FIG. 2 is a system diagram showing a simplified configuration of a compressor 3 including the operation monitoring device 1 shown in FIG.
【図３】図１に示す運転監視装置１の処理回路２５の動
作を説明するためのフローチャートである。FIG. 3 is a flowchart for explaining the operation of a processing circuit 25 of the operation monitoring device 1 shown in FIG.
【図４】効率比ηｒの移動平均値ηｒｍの経時的な変化
と、警報器２４の作動状況を示すグラフである。FIG. 4 is a graph showing a change over time of a moving average value ηrm of the efficiency ratio ηr and an operating state of the alarm device 24.
【図５】本発明の実施の一形態である運転監視装置２７
を備えるガスタービン発電設備２８の電気的構成を示す
ブロック図である。FIG. 5 is an operation monitoring device 27 according to an embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a block diagram showing an electrical configuration of a gas turbine power generation facility 28 including the
【図６】図５に示す運転監視装置２７を備えるガスター
ビン発電設備２８の構成を簡略化して示す系統図であ
る。6 is a system diagram showing a simplified configuration of a gas turbine power generation facility 28 including the operation monitoring device 27 shown in FIG.
【図７】図５に示す運転監視装置２７の処理回路５６の
動作を説明するためのフローチャートである。7 is a flowchart for explaining the operation of a processing circuit 56 of the operation monitoring device 27 shown in FIG.
１，２７ 運転監視装置 ３ 圧縮機 ４ 静翼 ５ 動翼 ６ 角度調整手段 １０ 入口温度検出器 １１ 入口圧力検出器 １３ 出口温度検出器 １４ 出口圧力検出器 １５ 角度検出器 １６ 回転速度検出器 １７ 効率検出手段 １８ 弁別手段 １９ 効率演算器 ２０，５３ 設定手段 ２１ 効率比演算器 ２３ 平均値演算器 ２４，５５ 警報器 ２５，５６ 処理回路 ２８ ガスタービン発電設備 ２９ 発電機 ３０ ガスタービン ３１ 燃焼器 ３７ 流量検出器 ３８ 発熱量検出器 ３９ 洗浄手段 ４１ 洗浄ポンプ ４６ 電力検出器 ４８ 燃料ガスエネルギ演算器 ４９ 全損失演算器 ５０ 圧縮機損失演算器 ５１ ガスタービン損失演算器 ５４ 制御手段 1,27 Operation monitoring device 3 compressor 4 static wings 5 moving blades 6 Angle adjustment means 10 Inlet temperature detector 11 Inlet pressure detector 13 Outlet temperature detector 14 Outlet pressure detector 15 Angle detector 16 Rotation speed detector 17 Efficiency detection means 18 Discrimination means 19 Efficiency calculator 20,53 Setting means 21 Efficiency ratio calculator 23 Average value calculator 24,55 alarm 25,56 Processing circuit 28 Gas turbine power generation equipment 29 generator 30 gas turbine 31 Combustor 37 Flow rate detector 38 Heat generation amount detector 39 Cleaning means 41 Washing pump 46 Power detector 48 Fuel gas energy calculator 49 Total loss calculator 50 Compressor loss calculator 51 Gas turbine loss calculator 54 control means
フロントページの続き (56)参考文献 特開 平８−296453（ＪＰ，Ａ) 特開 平11−257240（ＪＰ，Ａ) 特開 昭63−131834（ＪＰ，Ａ) 特開 平８−326555（ＪＰ，Ａ) (58)調査した分野(Int.Cl.7，ＤＢ名) F02C 7/00 - 9/58 F01D 21/10,25/00 F04B 49/10 F04D 29/70 Continuation of front page (56) Reference JP-A-8-296453 (JP, A) JP-A-11-257240 (JP, A) JP-A-63-131834 (JP, A) JP-A-8-326555 (JP , A) (58) Fields examined (Int.Cl. 7 , DB name) F02C 7 /00-9/58 F01D 21 / 10,25 / 00 F04B 49/10 F04D 29/70
Claims (2)
噴射して軸流圧縮機３を洗浄するノズル４４とを有する
洗浄手段３９と、 （ｄ）高炉３６からの燃料ガスを、圧縮機３に供給する
入口管路８と、 （ｅ）圧縮機３からの圧縮された燃料ガスを排出する出
口管路９と、 （ｆ）ガスタービン３０であって、 空気圧縮機３３と、 出口管路９からの燃料ガスと、空気圧縮機３３からの圧
縮空気とが供給される燃焼器３１と、 燃焼器３１からのガスが供給されるタービン３４とを含
み、 軸流圧縮機３と空気圧縮機３３とタービン３４とは、回
転軸７に同軸に連結されるガスタービン３０と、 （ｇ）ガスタービン３０によって回転駆動されて発電す
る発電機２９と、 （ｈ）入口管路８に設けられ、燃料ガスの温度Ｔ１を検
出する第１温度検出器１０と、 （ｉ）入口管路８に設けられ、燃料ガスの圧力Ｐ１を検
出する第１圧力検出器１１と、 （ｊ）出口管路９に設けられ、燃料ガスの温度Ｔ２を検
出する第２温度検出器１３と、 （ｋ）出口管路９に設けられ、燃料ガスの圧力Ｐ２を検
出する第２圧力検出器１４と、 （ｌ）第１および第２温度検出器１０，１３ならびに第
１および第２圧力検出器１１，１４の出力に応答し、ｋ
を断熱係数とするとき、軸流圧縮機３の断熱圧縮効率
η、 を演算して求める効率演算器１９と、 （ｍ）入口管路８に設けられ、燃料ガスの流量Ｆを検出
する流量検出器３７と、 （ｎ）入口管路８に設けられ、燃料ガスの発熱量Ｈを測
定する発熱量測定器３８と、 （ｏ）流量検出器３７および発熱量測定器３８の出力に
応答し、燃料ガスの流量および発熱量から燃料ガスのエ
ネルギＷ１を求める燃料ガスエネルギ演算器４８と、 （ｐ）発電機２９によって発電された電力Ｗ２を検出す
る電力検出器４６と、 （ｑ）燃料ガスエネルギ演算器４８および電力検出器４
６の出力に応答し、燃料ガスのエネルギＷ１および発電
された電力Ｗ２からガスタービン発電設備の全エネルギ
損失ＷＬ（＝Ｗ１−Ｗ２）を演算する全損失演算器４９
と、 （ｒ）圧縮機損失演算器５０であって、効率演算器１
９、流量検出器３７および第２圧力検出器１４の出力に
応答し、軸流圧縮機３の損失ＷＣを演算する圧縮機損失
演算器５０と、 （ｓ）全エネルギ損失演算器４９および圧縮機損失演算
器５０の出力に応答し、全エネルギ損失ＷＬおよび圧縮
機の損失ＷＣからガスタービンの損失ＷＧ（＝ＷＬ−Ｗ
Ｃ）を演算するガスタービン損失演算器５１と、 （ｔ）圧縮機損失演算器５０およびガスタービン損失演
算器５１の出力に応答し、軸流圧縮機３の損失ＷＣが予
め定める第１の値ＷＣＯ以上のとき、軸流圧縮機３の損
失ＷＣが過大であることを表す出力を導出するととも
に、洗浄ポンプ４１を駆動し、ガスタービン３０の損失
ＷＧが予め定める第２の値ＷＧＯ以上のとき、ガスター
ビン３０の損失ＷＧが過大であることを表す出力を導出
する動作を行う制御手段５４とを含むことを特徴とする
ガスタービン発電設備。1. (a) Blast furnace 36, (b) Axial flow compressor 3, (c) Cleaning means 39, tank 40 for storing cleaning agent, and cleaning agent from tank 40 are supplied. A cleaning pump 41, a cleaning means 39 having a nozzle 44 for cleaning the axial flow compressor 3 by injecting the cleaning agent supplied from the cleaning pump 41 into the axial flow compressor 3, and (d) fuel from the blast furnace 36 An inlet line 8 for supplying gas to the compressor 3, (e) an outlet line 9 for discharging the compressed fuel gas from the compressor 3, and (f) a gas turbine 30, which is an air compressor 33, a combustor 31 to which the fuel gas from the outlet pipe 9 and the compressed air from the air compressor 33 are supplied, and a turbine 34 to which the gas from the combustor 31 is supplied. The machine 3, the air compressor 33, and the turbine 34 are coaxially connected to the rotary shaft 7. (G) a generator 29 rotatably driven by the gas turbine 30 to generate electric power; and (h) a first temperature detector 10 provided in the inlet pipe 8 for detecting the temperature T1 of the fuel gas. (I) a first pressure detector 11 provided in the inlet pipe 8 for detecting the pressure P1 of the fuel gas, and (j) a second pressure detector 11 provided in the outlet pipe 9 for detecting the temperature T2 of the fuel gas. A temperature detector 13; (k) a second pressure detector 14 provided in the outlet conduit 9 for detecting the pressure P2 of the fuel gas; (l) first and second temperature detectors 10, 13 and a first And in response to the outputs of the second pressure detectors 11 and 14, k
Is the adiabatic coefficient, the adiabatic compression efficiency η of the axial compressor 3 is An efficiency calculator 19 for calculating the fuel gas, a flow rate detector 37 (m) for detecting the flow rate F of the fuel gas, and (n) an inlet pipe 8 for detecting the flow rate of the fuel gas. Fuel gas energy for measuring the calorific value H, and (o) Fuel gas energy for determining the fuel gas energy W1 from the flow rate and the calorific value of the fuel gas in response to the outputs of the flow rate detector 37 and the calorific value meter 38. An arithmetic unit 48, (p) an electric power detector 46 for detecting the electric power W2 generated by the generator 29, (q) a fuel gas energy arithmetic unit 48 and an electric power detector 4
A total loss calculator 49 that calculates the total energy loss WL (= W1-W2) of the gas turbine power generation facility from the energy W1 of the fuel gas and the generated power W2 in response to the output of No.
And (r) the compressor loss calculator 50, which is the efficiency calculator 1
9, a compressor loss calculator 50 that calculates the loss WC of the axial compressor 3 in response to the outputs of the flow rate detector 37 and the second pressure detector 14, and (s) the total energy loss calculator 49 and the compressor. In response to the output of the loss calculator 50, the total energy loss WL and the compressor loss WC to the gas turbine loss WG (= WL-W
C) a gas turbine loss calculator 51, and (t) a first value that the loss WC of the axial compressor 3 is predetermined in response to the outputs of the compressor loss calculator 50 and the gas turbine loss calculator 51. When WCO or more, when the output indicating that the loss WC of the axial flow compressor 3 is excessive is derived, the washing pump 41 is driven, and the loss WG of the gas turbine 30 is equal to or more than a second predetermined value WGO. , And a control unit 54 that performs an operation for deriving an output that indicates that the loss WG of the gas turbine 30 is excessively large.
転速度検出器１６と、 軸流圧縮機３が運転中であるかを判断する運転判断手段
と、 回転速度検出器１６と運転判断手段との出力に応答し、
軸流圧縮機３が運転中であるとき、回転速度Ｎが定格回
転速度ＮＯに到達しているかを判断する回転速度判断手
段とをさらに含み、 制御手段５４は、回転速度判断手段の出力に応答し、回
転速度Ｎは定格回転速度ＮＯに到達しているとき、制御
手段５４の前記動作を行うことを特徴とする請求項１記
載のガスタービン発電設備。2. A rotation speed detector 16 for detecting a rotation speed N of the axial flow compressor 3, an operation judging means for judging whether the axial flow compressor 3 is in operation, and a rotation speed detector 16 and operation. In response to the output with the judgment means,
When the axial compressor 3 is in operation, the control means 54 further includes a rotation speed determination means for determining whether the rotation speed N has reached the rated rotation speed NO, and the control means 54 responds to the output of the rotation speed determination means. However, when the rotational speed N reaches the rated rotational speed NO, the operation of the control means 54 is performed, and the gas turbine power generation equipment according to claim 1.
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