JP3646534B2

JP3646534B2 - Gas turbine power plant

Info

Publication number: JP3646534B2
Application number: JP27090898A
Authority: JP
Inventors: 雅美野田; 眞一樋口; 隆池口
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 1997-10-17
Filing date: 1998-09-25
Publication date: 2005-05-11
Anticipated expiration: 2018-09-25
Also published as: JPH11182263A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、空気や蒸気を冷却媒体としてタービン冷却翼等を冷却するガスタービン発電プラントに係り、特に冷媒流路の異常を検知することができるガスタービンに関する。
【０００２】
【従来の技術】
ガスタービンにおいては、熱効率の向上を図るために作動ガスの温度を高めることが行われ、作動ガス中に配置されているタービン翼がこの高温に耐えられるようにするために、翼内部から冷却媒体で直接冷却することが行われる。
【０００３】
従来、一般に採用されているこの種のガスタービンでは、圧縮機で抽気した空気を冷却媒体として用い、この冷却媒体をタービン翼の内部を流通させて冷却するようにしている。そして、冷却した後の冷却空気は、大部分が翼外表面へのフィルム冷却用とし翼外に排出し、また一部の冷却空気はそのまま翼から作動ガス中へ排出するようにしたオープン冷却方式である。
【０００４】
しかしながらこのような冷却方式では、冷却空気が作動ガス中へ排出されることから、比較的低温の冷却空気の希釈による作動ガスの温度低下や、また冷却空気が作動ガス中へ混入する時の作動ガスとの間で発生する混合損失などによってタービンの出力が低下するため、高温化の効果が充分に発揮できない嫌いがある。
【０００５】
さらに、ガスタービンの高温化が進み、現在進められているレベルの燃焼器出口温度或いはタービン入口温度が１５００℃級の高温のものになると、タービン翼を主とする冷却空気、またホィールスペース等へのシール空気の消費量が増大し過ぎて、逆に高温化によるサイクル上のメリットを損なうという空冷限界に達している。
【０００６】
最近になり、この改善策として、静翼を冷却した後の冷却空気を作動ガス中に排出しないで燃焼器に回収する（燃焼用空気として用いる）ようにした冷媒（冷却空気）回収型ガスタービンや、同じ回収型でも冷却媒体に熱伝達率の大きい蒸気（消費量の削減と蒸気系への回収による仕事の寄与）を用いたガスタービンなどが提案されている。尚、これに関連するものとしては、例えば特公昭58−43575 号公報や特開昭62−294703号公報などが挙げられる。しかし、ともに具体的な冷却媒体の運用管理方法については示されていない。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
冷媒回収型ガスタービンを目的に沿って効率的に実現するためには、冷却媒体の供給及び回収管理が重要となる。即ち、供給・回収経路内及び主となる被冷却部であるタービン部での洩れを含めた冷却媒体の消費量を少なくするとともに、その回収流量を少しでも供給流量に近づける工夫により、冷却媒体を有効に仕事に寄与させることが肝要である。
【０００８】
ところで、供給元から回収先までの冷却媒体の通過経路内で、最も破損しやすい箇所は、高温被冷却部であり熱応力の高いタービン翼部と考えられるが、亀裂等の発生によりここから冷却媒体の洩れを生じる恐れがある。さらに翼部での亀裂の進展は、翼材の飛散に基づく後段側翼の損傷破壊に到り、ガスタービンの信頼性を著しく低下させることになる。
【０００９】
これらについては、従来オープン冷却方式でも共通の課題として挙げられるが、冷媒回収型の場合、洩れによる損失に相乗して回収流量の多寡がプラント性能に大きく影響することや、被冷却部から回収経路が形成されているために、被冷却部と回収先までの回収経路間で逆流が生じ、プラント全体の運転に支障をきたす恐れがある等の特有の課題が加味して生じる。また、特開平6−193468 号公報には、冷媒蒸気の供給経路及び回収経路に各々所定の装置が設定されて各々の装置からの信号に基づき蒸気もれ等を判定することが記載されているが、熱及び振動等において厳しい条件下で運転するガスタービンでは構造的にも複雑でないことが望まれる。
【００１０】
本発明の目的は、上記の事情に鑑みてためされたものであり、高温被冷却部であるタービン翼部での亀裂等の損傷に対して、プラント性能低下を簡易に早期発見するとともに、ガスタービンの損傷事故を未然に防止することが可能な信頼性の高いガスタービン発電プラントを提供することにある。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
本発明は空気を圧縮する圧縮機と、該圧縮機からの圧縮空気と燃料とを燃焼する燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスにより駆動するタービンとを備え、前記タービンに冷却媒体を流す冷媒流路と、前記冷媒流路に冷媒を供給する供給経路と、前記冷媒流路を流れた冷媒を回収する回収経路とを備え、前記供給経路或いは前記回収経路の何れか一方に設置された冷媒の流量を検出する流量検出手段と、前記流量検出手段からの信号を基にして前記流量の変化或いは時間的変化率を算出する制御器を備え、前記流量の変化或いは時間的変化率の値により冷媒流路の健全性を測定する測定装置を備えた事を特徴とする。
【００１２】
また、さらに前記測定装置により測定された情報は当該健全性について表示する表示装置を備えていることが好ましい。尚、以下の測定装置についても同様である。
【００１３】
これにより、前記供給経路を流れる冷媒の流量を検出し、前記流量を基にして算出された前記流量の変化或いは時間的変化率が所定値を超えている場合に、前記冷媒流路が健全でないことを検知することによりガスタービンの冷媒流路の異常検出ができる。
【００１４】
また、これにより、前記回収経路或いは前記回収経路の何れか一方を流れる冷媒の流量を検出し、前記流量を基にして算出された前記流量の変化或いは時間的変化率が所定値を超えている場合に、前記冷媒流路が健全でないことを検知することによりガスタービンの冷媒流路の異常検出ができる。
【００１５】
また、空気を圧縮する圧縮機と、該圧縮機からの圧縮空気と燃料とを燃焼する燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスにより駆動するタービンとを備え、前記タービンに冷却媒体を流す冷媒流路と、前記冷媒流路に冷媒を供給する供給経路と、前記冷媒流路を流れた冷媒を回収する回収経路とを備え、前記供給経路或いは前記回収経路の何れか一方に設置された冷媒の流速を検出する流速検出手段と、前記流速検出手段からの信号を基にして前記流速の変化或いは時間的変化率を算出する制御器を備え、前記流速の変化或いは時間的変化率の値により冷媒流路の健全性について表示する表示装置を備えた事を特徴とする。
【００１６】
また、空気を圧縮する圧縮機と、該圧縮機からの圧縮空気と燃料とを燃焼する燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスにより駆動するタービンとを供え、前記タービンに冷却媒体を流す冷媒流路と、前記冷媒流路に前記圧縮機で昇圧した空気を供給する供給経路と、前記冷媒流路を流れた空気を回収する回収経路と、
前記供給経路に設置され、前記圧縮機で昇圧した空気を更に昇圧して前記冷媒流路に供給する昇圧装置とを備え、
前記供給経路に設置された昇圧装置の上流と下流との圧力差を検出する圧力差検出手段と、
前記圧力差検出手段からの信号を基にして前記圧力差を算出する制御器を備え、前記圧力差の値により冷媒流路の健全性を測定する測定装置を備えたことを特徴とする。
【００１７】
また、空気を圧縮する圧縮機と、該圧縮機からの圧縮空気と燃料とを燃焼する燃焼器と、該燃焼器からの燃焼排ガスにより駆動するタービンとを備え、前記タービンに冷却媒体を流す冷媒流路と、前記冷媒流路に冷媒を供給する供給経路と、前記冷媒流路を流れた冷媒を回収する回収経路とを備え、前記供給経路或いは前記回収経路に設置された流路を狭める絞り機構とその絞り機構の上流と下流との圧力差を検出する圧力差検出手段と、前記圧力差検出手段からの信号を基にして前記圧力差の変化或いは時間的変化率を算出する制御器を備え、前記圧力差の変化或いは時間的変化率の値により冷媒流路の健全性について表示する表示装置を備えた事を特徴とする。
【００１８】
また、空気を圧縮する圧縮機と、該圧縮機からの圧縮空気と燃料とを燃焼する燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスにより駆動するタービンとを備え、前記タービンに冷却媒体を流す冷媒流路と、前記冷媒流路に冷媒を供給する供給経路と、前記冷媒流路を流れた冷媒を前記燃焼ガスの流れに放出する放出経路とを備え、前記供給経路或いは前記回収経路の何れか一方に設置された冷媒の流量を検出する流量検出手段と、前記流量検出手段からの信号を基にして前記流量の時間的変化率を算出する制御器を備え、前記流量の時間的変化率の値により冷媒流路の健全性について表示する表示装置を備えた事を特徴とする。
【００１９】
また、空気を圧縮する圧縮機と、該圧縮機からの圧縮空気と燃料とを燃焼し燃焼ガスの出口温度が１５００℃〜１６００℃の燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスにより駆動するタービンとを備え、前記タービンに冷却媒体を流す冷媒流路と、前記冷媒流路に冷媒を供給する供給経路と、前記冷媒流路を流れた冷媒を回収する回収経路とを備えた高温型ガスタービンにおいて、前記供給経路或いは前記回収経路の何れか一方に設置された冷媒の流量を検出する流量検出手段と、前記流量検出手段からの信号を基にして前記流量の時間的変化率を算出する制御器を備え、前記流量の時間的変化率の値により冷媒流路の健全性を測定する測定装置を備えた事を特徴とする。
【００２０】
上記のように構成されたガスタービン発電プラントにおいてガスタービンを運転すると、翼部を冷却するための冷却媒体は、供給経路上で時々刻々の流量、或いは流速の代表値、或いは差圧を検知され、その信号を制御器に発信されるとともに、制御器では、信号を基に換算した値を予め設定された値との差を演算、或いは検知量の時間的変化量を演算し予め設定された値との差を求めることにより、予め与えた許容値を超える場合には信号を発生する。これにより、タービンの冷却流路に異常が生じた場合で簡単に早期発見ができる。
【００２１】
また、回収経路上で、時々刻々の流量、或いは流速の代表値、或いは差圧を検知され、その信号を制御器に発信されるとともに、制御器では、信号を基に換算した値を予め設定された値との差を演算、或いは検知量の時間的変化量を演算し、予め設定された値との偏差を求めることにより、予め与えた許容値を超える場合には信号を発生する。
【００２２】
これにより、タービン冷却流路に異常が生じた場合でも簡単に早期発見ができる。
【００２３】
尚、供給側で異常を検知することにより、
例えば、供給流路で流量を検知することにより、回収流量のみを計測する場合に比べて、比較的、冷却空気の状態が安定しているため、高精度で計測することができる。
【００２４】
このため、信頼性の向上を円滑に図ることができる。
【００２５】
以下に実施例として示すものは、上記発明の一例に過ぎない。上記発明に相当する形態であれば、以下の実施例の変形した形態にすることができる。
【００２６】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の第１の実施例を図１，図２及び図３により説明する。図１は本実施例のコンバインド発電プラントの構成図で、図２はタービン部での動翼側の冷却媒体の供給と回収経路の構成、及び図３は概略の制御方法をフローチャートとして示してある。
【００２７】
先ず、作動ガスの流れから全体構成を説明すると、コンバインド発電プラントは主として、タービン３と、このタービン３に連結され、燃焼用の圧縮空気を得る圧縮機１，圧縮機１からの空気と燃料とが供給されて高温高圧ガスを発生する燃焼器２より成るガスタービン４と蒸気タービンプラント５と組合わせ、ガスタービン４からの排熱を利用して蒸気タービン駆動用蒸気を発生させる排熱回収ボイラ９と発電機６を備えている。
【００２８】
次に、タービン部に供給される冷却空気の流れから構成を説明すると、圧縮機１から抽気した冷却用の空気は、タービン３に供給する冷却空気の供給経路１０の一部を形成する第１供給配管１２ａ，第２供給配管１２ｂに沿って、プリクーラ７，ブースト圧縮機８を通過後、タービン３の内部に導かれることになる。この時、冷却空気は静止側の静翼と回転側の動翼へ向かう２系統に分岐されることになるが、以下、回転側の動翼へ向かう系統を使って本発明を説明する。上記静止側系統と分岐した第３供給配管１２ｃには、第３供給配管１２ｃ内の冷却媒体の流量を計測するための流量発信器２０と該流量発信器２０からの流量信号を受ける制御器２１が設置されている。
【００２９】
ここで、図２に示した第１段動翼１９ａ，第２段動翼１９ｂ，第３段動翼19ｃ、及び第４段動翼１９ｄを有する４段構成のタービンの回転側断面図を用いて、タービン３の内部における供給経路１０と回収経路１１の構成の詳細を述べておく。第３供給配管１２ｃによってガスタービン４の軸端に導かれた冷却空気は、タービン内部での供給経路１０を構成するロータ１４の内部と、第４段ホィール１５ｄ，第３スペーサ１３ｃ，第３段ホィール１５ｃ，第２スペーサ１３ｂ，第２段ホィール１５ｂ及び第１スペーサ１３ａを貫通する第３貫通孔１６ｂと、第１段動翼１９ａに供給するための第１段ホィール１５ａと第１スペーサ１３ａで形成される供給側第１スペーサ流路４２ａ，供給側第１キャビティ４３ａ、また第２段動翼１９ｂに供給するための第２段ホィール１５ｂと第２スペーサ１３ｂで形成される供給側第２スペーサ流路４２ｂ，供給側第２キャビティ４３ｂを連通して、動翼内部の冷却通路（図示せず）に導かれる。その後、第１段動翼19ａと第２段動翼１９ｂに並列に導かれた冷却空気は、タービン内部での回収経路１１を構成する第１段動翼１９ａから回収するための第１段ホィール１５ａとディスタントピース１７で形成される回収側第１キャビティ４５ａ，回収側第１スペーサ流路４４ａ、また第２段動翼１９ｂから回収するための第２段ホィール１５ｂと第１スペーサ１３ａで形成される回収側第２キャビティ４５ｂ，回収側第２スペーサ流路４４ｂと連通する第１スペーサ１３ａと第１段ホィール１５ａを貫通する第２貫通孔１６ｂを経て、接続されたディスタントピース１７に設けた導通孔１８を経て、図示しない燃焼器へ直接回収されることになる。
【００３０】
他方、コンバインドサイクルにおける蒸気系からの構成は、ガスタービン４から排気される燃焼ガスは、排熱回収ボイラ９に導かれ、ここで蒸気タービン５からの給水と熱交換して外部に排気される。排熱回収ボイラ９には、ドラム３０，蒸発器３７，１次過熱器３５ａ、及び３次過熱器３５ｂが設置されるとともに、蒸気タービン５に蒸気を供給するための蒸気供給ライン３１が接続されている。蒸気タービン５に供給された蒸気は、膨脹して蒸気タービン５を駆動した後、復水器３２で復水し、給水ポンプ３４により給水ライン３３を経て、一部をプリクーラ７との給水加熱用に、一部を直接排熱回収ボイラ９の２次節炭器３６に循環供給される。
【００３１】
このように構成された本実施例において、ガスタービン４の運転とともに圧縮機１と燃焼器２で発生する高温高圧の作動ガスは、圧力が約２５ata 、温度が１４００℃程度で第１段動翼１９ａに流入し、各段でタービン仕事をしながら圧力，温度を低下させ、約６００℃で第４段動翼１９ｄを流出後、図示しないダクトに沿って排熱回収ボイラ９に導かれる。この排熱回収ボイラ９で発生させた蒸気は蒸気タービン５を駆動するとともに、この蒸気タービン５に直結した発電機６が回転して電力を得る。
【００３２】
一方、タービン３は最終段は別として、各段での翼部のガス側温度条件が、タービン翼の信頼性を確保するための材料の許容温度限界を超えるため、翼部を冷却する必要が生じる。そこで、圧縮機１で得られる高圧空気の一部を抽気して冷却空気として用いるが、圧縮機１での抽気空気の温度は約５００℃と高温であるため、第１供給配管１２ａで抽気空気をプリクーラ７に導き１５０℃程度に減温する。さらに、この抽気空気を冷却空気として燃焼器２に戻すための供給圧力は、被冷却部での圧損を考慮した上で回収圧力が２５ata よりも大きくなるように設定することが必要である。このためプリクーラ７で減温した後の抽気空気を第２供給配管１２ｂでブースト圧縮機８に導き４０ata 程度に昇圧して、はじめて高段側の冷却空気として使用が可能となる。この冷却空気は、第３供給配管12ｃを流れガスタービン３の軸端に接続され、タービン内部の供給経路１０を実線で示した矢印４０に沿って、第１段動翼１９ａと第２段動翼１９ｂに分岐供給される。ここで、冷却空気は第１段動翼１９ａ，第２段動翼１９ｂと熱交換して、翼材料の許容温度内にメタル温度を低下させる。この後、冷却空気はタービン内部に形成された回収経路１１を破線で示した矢印４１に沿って流下し、圧力の下がった冷却空気は、直接、燃焼器２へ回収されタービン出力を増大させる。
【００３３】
第３供給配管１２ｃに設けられた流量発信器２０は、動翼へ供給している冷却空気の流量を電圧値Ｇｍとして一定時間ごとに検出しており、この電気信号である電圧値Ｇｍを制御器２１に送信することにより、制御器２１では図３の制御フローチャートに示した手順で流量管理を行う。即ち、流量信号Ｇｍを流量値Ｇに換算した後、予め設定した設定流量Ｇｏとの流量差（Ｇ−Ｇｏ）を演算し、この流量差（Ｇ−Ｇｏ）が予め設定した許容偏差ＥＰＳの範囲内であれば正常動作として継続して監視を繰り返す。但し、許容偏差ＥＰＳの範囲外であれば信号を発生する。また、ディスプレー等の表示装置を備えている場合は、許容範囲外の場合は信号を表示して、運転員にその旨知らせるようにすることが好ましい。
【００３４】
翼の冷却流路等において、微小亀裂が発生して、冷媒が燃焼ガス中に放出されると、前述のようにブースト圧縮機８等で所定の圧力の冷媒が供給されている場合に、供給圧力と回収空気圧力との圧力差に比べて供給圧力と冷却空気の漏れ部領域（ガスパス圧力）の圧力差の方が大きくなる。又、燃焼ガス中に放出される分だけ、冷却空気の流路面積が増加したことになる。
【００３５】
このため、翼に供給される供給空気流量は増加することとなる。
【００３６】
以上に説明した冷却空気の第３供給配管に流量発信器と制御器を備えたガスタービン発電プラントにおいて、冷却空気の供給流量を検出して、流量の増加分を監視することにより設定値を超える異常時は信号を発するので、損傷の発生しやすい翼部での洩れの発生を容易に推定できる。このため、冷媒回収型ガスタービンとしての効果を十分に発揮できるとともに、翼部での損傷事故を未然に防止でき信頼性の高いガスタービンを得ることができる。また、翼部への供給と回収流量の差を比較する方法に比べて、供給側だけの配管流量で行えるため、計測・制御系の単純化の観点から、異常診断方法の信頼性の向上とコストの低減に繋がる。
【００３７】
尚、本実施例では、回転側である動翼に向かう系統について説明したが、静止側の静翼に供給される系統でも、静翼に向かう供給配管に流量発信器と制御器を設置して、冷却空気流量を監視すれば、同じ効果が発揮できるのは勿論のことであり、回転側と静止側系統の分岐前に設置して構わない。また、本発明の主旨から流量の測定方法に限定されないのは勿論である。尚、供給流量の増加を流量の時間的変化量として制御すれば、実流量に対する設定流量Ｇｏ（計画流量）の誤差分が排除され、起動から定格運転の広範囲にわたっての制御精度の向上が期待できる。
【００３８】
さらに、本実施例では、制御器から発せられた信号に対しての後処理に関しては言及していないが、たとえば警報機に連動させてガスタービンを停止する等の安全処置を講ずる行動を人が行う。或いは、ガスタービンプラントの運転制御に関する制御器の中に流量信号を入力して、予め組込んだプログラムに基づき、プラントの運転管理を図ること等は自明である。
【００３９】
本流量検出装置等は、流路に冷却媒体を放出するタイプのガスタービンに適応しても良い。
【００４０】
当該場合は、翼部の亀裂が生じた場合には、冷却流路にとって、実質上の冷却媒体が流れる流路面積が増えた状態になる。
【００４１】
このため、所定の圧力の冷媒がタービンに供給されている場合、タービンに供給される流量が増加する。この状態を検知することにより、翼部の異常等を検出することができる。
【００４２】
但し、前記実施例のように冷媒回収側ガスタービンの場合、亀裂の発生等により、冷却流路にとっては、流路面積が増大するのと同様の作用の他に、圧力差も通常より大きくなるので、より小さい異常であっても検出ができる。
【００４３】
このため、簡単な設備によって早期にタービンの損傷等を防止できる。
【００４４】
尚、冷媒回収型のガスタービンにあっても、高温型（高燃焼温度）のガスタービンや高圧縮比型のガスタービンであることが好ましい。
【００４５】
高燃焼温度のガスタービンにとっては燃焼ガス中にさらされる翼等の部材は厳しい環境にさらされるので、簡易な装置で異常が小さいうちに検出することができることにより、係るガスタービンを安定して信頼性の高い運転をすることができる。また、亀裂等に対する迅速な対策をとることが可能となる。
【００４６】
また、高圧縮比型のガスタービン（例えば、圧縮機部分での圧力比が２０〜３０、或いはそれ以上）において、空気を冷媒として用い、圧縮機で昇圧された空気の一部を冷媒として供給する供給経路と、タービンの高温部(例えば翼部等)を冷却後の冷媒を回収する回収経路を備えている場合であっても、冷媒流路を流れる冷媒の圧力が高くなることから同様の影響が生じ、本実施例等の簡易な装置で微少な亀裂等でもより早期に発見することができる。
【００４７】
これらのガスタービンにおいて、特に、冷媒の供給量（流量又は圧力）を所定の値にして運転している状態下で、冷媒供給路での検知器（流量，流速等）の変化により早期に異常発見が容易である。
【００４８】
本発明の第２の実施例を、図４を用いて説明する。図４において図１と同一記号であれば、図１と同一構成，同一機能を有する。圧縮機から抽気された冷却空気は、動翼へ供給するための第３供給配管１２ｃと静翼へ供給するための第４供給配管１２ｄへ分岐される。この第４供給配管１２ｄは、さらに２つの系統に分岐してタービン３に接続され、静翼へ並列に供給される。この後、冷却空気は並列流路を１本に合流して燃焼器２へ回収される。分岐した第４供給配管１２ｄは、それぞれの系統の供給配管内の冷却媒体の流量を計測する流量発信器２０ａと流量発信器２０ｂを備え、各流量発信器２０ａ，２０ｂからの流量信号を受ける制御器２２が設置されている。
【００４９】
このように構成された本実施例において、第４供給配管１２ｃの分岐管に設けられた流量発信器２０ａ，２０ｂは、並列に静翼へ供給している冷却空気の流量を電圧値Ｇ１ｍ，Ｇ２ｍとして一定時間ごとに検出しており、これらの電気信号である電圧値Ｇ１ｍ，Ｇ２ｍを制御器２２に送信することにより、制御器２２では各電圧値Ｇ１ｍ，Ｇ２ｍを基に異常診断を行う。即ち、２つの電圧値Ｇ１ｍ，Ｇ２ｍを流量値Ｇ１，Ｇ２に換算した後、予め設定した設定流量Ｇｏとの流量差（Ｇ１−Ｇｏ），（Ｇ２−Ｇｏ）を演算し、これらの流量差（Ｇ１−Ｇｏ），（Ｇ２−Ｇｏ）が予め設定した許容偏差ＥＰＳ＿２の範囲内であれば正常動作として継続して監視を繰り返す。但し、１つでも許容偏差ＥＰＳ＿２の範囲外であれば、該当する流量信号に応じた信号を発生する。
【００５０】
以上に説明した分岐した冷却空気の第４供給配管に複数の流量発信器と制御器を備えたガスタービン発電プラントにおいて、並列に供給される冷却空気の供給流量を検出して流量の増加分を監視することにより、設定値を超える異常時は信号を発するので、損傷の発生しやすい翼部での洩れの発生を容易に推定できる。複数の翼のうちいずれの系統に異常が生じたかを、異常の初期段階で検知し、処置することが可能となる。
【００５１】
このため、冷媒回収型ガスタービンとしての効果を十分に期待できるとともに、損傷箇所の特定が容易になる。
【００５２】
尚、本実施例では、静止側である静翼に向かう系統について２つの流量発信器と１つ制御器を設けているが、静止側と回転側の２つの系統内における分岐配管に複数個の流量発信器を設けて、冷却空気流量を監視すれば、さらに損傷箇所の特定が詳細となるのは勿論のことである。
【００５３】
又、本実施例では、静翼に２つの系統に分けて冷却空気を導いた場合を記載したが、３つ以上の系統に分けるのであれば、各系統に流量発信器を設置することが好ましい。
【００５４】
本発明の第３の実施例を、図５を用いて説明する。図５において図１，図２と同一記号であれば、図１，図２と同一構成，同一機能を有する。圧縮機から抽気された冷却空気は、回転側の動翼へ供給するための第３供給配管１２ｃへと導かれ、タービン３の軸端へ接続され、タービン３の内部に形成された供給経路１０，第１段動翼１９ａ，第２段動翼１９ｂ、及び回収経路１１を経て燃焼器２に回収される。第３供給配管１２ｃは、配管内の冷却媒体の流速を計測するための流速発信器２３を備え、また流速発信器２３からの流速信号を受ける制御器２４が設置されている。
【００５５】
このように構成された本実施例において、第４供給配管１２ｃの分岐管に設けられた流速発信器２３は、動翼へ供給している冷却空気の流速を電気信号である電圧値Ｖｍとして一定時間ごとに検出しており、この電圧値Ｖｍを制御器２４に送信することにより、制御器２４では電圧値Ｖｍを基に異常診断を行う。即ち、電圧値Ｖｍを流速値Ｖに換算した後、予め設定した設定流速Ｖｏとの流速差（Ｖ−Ｖｏ）を演算し、この流速差（Ｖ−Ｖｏ）が予め設定した許容偏差ＥＰＳ＿３の範囲内であれば正常動作として継続して監視を繰り返す。但し、許容偏差ＥＰＳ＿３の範囲外であれば、信号を発生する。
【００５６】
以上に説明した冷却空気の第４供給配管に流速発信器と制御器を備えたガスタービン発電プラントにおいて、供給される冷却空気の供給流速を検出して、流速の増加分を監視することにより、設定値を超える異常時は信号を発するので、損傷の発生しやすい翼部での洩れの発生を容易に推定できる。このため、冷媒回収型ガスタービンとしてのプラント性能を十分に発揮できるとともに、信頼性の高いガスタービンを得ることができる。
【００５７】
尚、流量を計測する場合に比べて計測量が流速である場合、計測機器の小型化を図ることができる。高圧縮型ガスタービンにおいては、高圧の冷媒が流れているため流路内の圧力損失原因を低下させることにより、運転効率の低下を抑制し、高効率の運転ができる。
【００５８】
尚、本実施例では冷却空気の供給流速の増加を異常診断の判定に用いたが、流速の時間的変化量として制御すれば、実流速に対する設定流速Ｖｏ（計画流速）の誤差分が排除され、起動から定格運転の広範囲にわたっての制御精度の向上が期待できる。また、本発明の主旨から流速の測定方法に限定されないのは勿論である。
【００５９】
また、本実施例では流速を検出量として、直に検出量或はその変化量を診断量としたが、流速を変数とする例えばレイノルズ数等の無次元数に置き換えて診断量としても同様の効果が得られるのは当然である。或いは、流速を変数とする無次元数等を直接、検出しても同様の効果が得られる。例えば、流体中におかれた柱状物体からカルマン渦列が形成されるが、この渦の発生周波数は、

【００６０】
ここに、
ｆ：発生周波数
Ｖ：流速
ｄ：渦発生体の幅
Ｓｔ：ストローハル数
で算出できる。
【００６１】
ストローハル数は、レイノルズ数の関数として、ある範囲内で一定値を示す。渦発生体の幅ｄと同様に、この範囲内ではストローハル数は定数となるから、発生周波数は流速のみの関数となる。通常、配管内の流体の平均流速は、絞り機構における前後の圧力差と温度，圧力を測定することによって換算されるが、この場合、発生周波数の測定という計測の単純化によって、検出量の信頼性の向上及び精度向上が期待できる。
【００６２】
本発明の第４の実施例を、図６を用いて説明する。図６において図１，図２と同一記号であれば、図１，図２と同一構成，同一機能を有する。圧縮機から抽気された冷却空気は、回転側の動翼へ供給するための第３供給配管１２ｃへと導かれ、タービン３の軸端へ接続され、タービン３の内部に形成された供給経路１０，第１段動翼１９ａ，第２段動翼１９ｂ、及び回収経路１１を経て燃焼器２に回収される。第３供給配管１２ｃには、絞り機構としてオリフィス２７、このオリフィス２７の差圧を測定する差圧発信器２５が備えられ、差圧発信器２５からの信号を受ける制御器２６が設置されている。
【００６３】
このように構成された本実施例において、第４供給配管１２ｃの分岐管に設けられた差圧発信器２５は、動翼へ供給している冷却空気の流れ状態をオリフィス２７で発生する差圧に相当する電気信号，電圧Ｐｍとして一定時間ごとに検出しており、この電圧値Ｐｍを制御器２４に送信することにより、制御器２６では電圧Ｐｍを基に異常診断を行う。即ち、電圧Ｐｍを基に予め設定した設定電圧Ｐｏとの電圧差（Ｐｍ−Ｐｏ）を演算し、この電圧差（Ｐｍ−Ｐｏ）が予め設定した許容偏差ＥＰＳ＿４の範囲内であれば正常動作として継続して監視を繰り返す。但し、許容偏差ＥＰＳ＿４の範囲外であれば、信号を発生する。
【００６４】
以上に説明した冷却空気の第４供給配管に差圧発信器と制御器を備えたガスタービン発電プラントにおいて、供給される冷却空気の流れ状態を絞り機構であるオリフィスを介して検出し、出力の増加分を監視することにより、設定値を超える異常時は信号を発するので、損傷の発生しやすい翼部での洩れの発生を容易に推定できる。このため、冷媒回収型ガスタービンとしてのプラント性能を十分に発揮できるとともに、信頼性の高いガスタービンを得ることができる。
【００６５】
尚、本実施例では差圧発信器の電圧差の増加を異常診断の判定に用いたが電圧差の時間的変化量として制御すれば、実電圧に対する設定電圧Ｐｏ（計画電圧）の誤差分が排除され、起動から定格運転の広範囲にわたっての制御精度の向上が期待できる。また、本発明の主旨から差圧の測定方法に限定されないとともに、異常診断の判定材料となる値（本実施例では、電圧）の出力形態に拘束されないのは勿論である。
【００６６】
本発明の第５の実施例を、図７を用いて説明する。図７において図１等と同一記号であれば、同図と同一構成，同一機能を有する。圧縮機から抽気された冷却空気は、第１供給配管１２ａに導かれるが、この第１供給配管１２ａには、冷却空気の圧力を測定する圧力発信器５２が備えられ、圧力発信器５２からの信号を受ける制御器５１が設置されている。さらに冷却空気は回転側の動翼へ供給するための第３供給配管１２ｃへと導かれ、タービン３の軸端へ接続され、タービン３の内部に形成された供給経路１０，第１段動翼１９ａ，第２段動翼１９ｂ、及び回収経路１１を経て燃焼器２に回収される。第３供給配管１２ｃには、冷却空気の圧力を測定する圧力発信器５０が備えられ、圧力発信器５０からの信号は制御器５１に発信される。
【００６７】
このように構成された本実施例において、第１供給配管１２ａと第４供給配管１２ｃに設けられた圧力発信器５０，５２は、圧縮機１の吐出圧力と動翼へ供給している冷却空気の流れ状態を圧力に相当する電気信号，電圧Ｐｃ，Ｐｍとして一定時間ごとに検出しており、この電圧値ＰｃとＰｍを制御器５１に送信することにより、制御器５１では電圧ＰｃとＰｍを基に異常診断を行う。即ち、電圧ＰｃとＰｍを基に電圧差（Ｐｍ−Ｐｃ）を演算し、この電圧差（Ｐｍ−Ｐｃ）が正値の範囲内であれば正常動作として継続して監視を繰り返す。但し、電圧差（Ｐｍ−Ｐｃ）が負値であれば、信号を発生する。
【００６８】
以上に説明した冷却空気の第１供給配管と第４供給配管に圧力発信器、及び制御器を備えたガスタービン発電プラントにおいて、供給される冷却空気の圧力を検出し、両者の圧力差を監視することにより、差圧が負となる異常時は信号を発するので、供給系統の異常を容易に推定できる。このため、冷媒回収型ガスタービンとしてのプラント性能を十分に発揮できるとともに、信頼性の高いガスタービンを得ることができる。
【００６９】
また、翼部での微小な亀裂に対して、主流ガスの翼内部への侵入を防止できるので、事故の進展を未然に発見できる。
【００７０】
尚、本発明の主旨から圧力の測定方法に限定されないとともに、異常診断の判定材料となる値（本実施例では、電圧）の出力形態に拘束されないのは勿論である。
【００７１】
本発明の第６の実施例を図８を用いて説明する。
【００７２】
図８は、本実施例のコンバインドプラント発電プラントの構成図である。
【００７３】
図１等と同一記号であれば、図１と同一構成，同一機能を有する。
【００７４】
圧縮機から抽気された冷却空気は、動翼へ供給するための第３供給配管１２Ｃと静翼へ供給するための第４供給配管１２ｄへ分岐される。圧縮機１から抽気した冷却用の空気は、タービン３に供給する冷却空気の供給経路１０の一部を形成する第１供給配管１２ａ，第２供給配管１２ｂに沿って、プリクーラ７，ブースト圧縮機８を通過後、タービン３の内部に導かれることになる。この時、冷却空気は静止側の静翼と回転側の動翼へ向かう２系統に分岐されることになるが、回転側系統（図示せず）と分岐した第４供給配管１２ｄにより、タービン３に導入され静翼を通過後、回収配管１１ａを通り燃焼器２に回収される。この回収配管１１ａには冷却媒体の流量を計測するための流量発信器２０と該流量発信器２０からの流量信号を受ける制御器２１が設置されている。
【００７５】
回収配管１１ａに設けられた流量発信器２０は、静翼から回収した冷却空気の流量を電圧値Ｇｍとして一定時間ごとに検出しており、この電気信号である電圧値Ｇｍを制御器２１に送信することにより、制御器２１では図３の制御フローチャートに示した手順で流量管理を行う。即ち、流量信号Ｇｍを流量値Ｇに換算した後、予め設定した設定流量Ｇｏとの流量差（Ｇ−Ｇｏ）を演算し、この流量差（Ｇ−Ｇｏ）が予め設定した許容偏差ＥＰＳの範囲内であれば正常動作として継続して監視を繰り返す。但し、許容偏差ＥＰＳの範囲外であれば信号を発生する。
【００７６】
以上に説明した冷却空気の回収配管に流量発信器と制御器を備えたガスタービン発電プラントにおいて、冷却空気の回収流量を検出して、流量の減量分を監視することにより設定値を超える異常時は信号を発するので、損傷の発生しやすい翼部での洩れの発生を容易に推定できる。このため、冷媒回収型ガスタービンとしての効果を十分に発揮できるとともに、翼部での損傷事故を未然に防止でき信頼性の高いガスタービンを得ることができる。また、翼部への供給と回収流量の差を比較する方法に比べて、供給側だけの配管流量で行えるため、計測・制御系の単純化の観点から、異常診断方法の信頼性の向上とコストの低減に繋がる。
【００７７】
本発明の主旨から流量の測定方法に限定されないのは勿論である。尚、供給流量の増加を流量の時間的変化量として制御すれば、実流量に対する設定流量Ｇｏ（計画流量）の誤差分が排除され、起動から定格運転の広範囲にわたっての制御精度の向上が期待できる。
【００７８】
さらに、本実施例では、制御器から発せられた信号に対しての後処理に関しては言及していないが、たとえば警報機に連動させてガスタービンを停止する等の安全処置を講ずる行動を人が行う。或いは、ガスタービンプラントの運転制御に関する制御器の中に流量信号を入力して、予め組込んだプログラムに基づき、プラントの運転管理を図ること等は自明である。
【００７９】
また、流量を計測する場合では、差圧の他に圧力や温度の状態量を計測することが精度良い判断には望まれるが、比較的冷却空気状態の安定した供給側流路に絞り機構を設けて、前記計測を行うことにより、差圧のみであって比較的精度良く異常の検知ができる。このため、計測手段の単純化を図り、機器全体としての信頼性を向上させることができる。
【００８０】
本発明の第７の実施例を、図９を用いて説明する。図９において図１と同一記号であれば、図１と同一構成，同一機能を有する。圧縮機から抽気された冷却空気は、翼を冷却した後、回収配管１１ａを経て燃焼器に回収されるが、この回収配管１１ａには、冷却空気の流れ方向を測定する速度発信器２８が備えられ、速度発信器２８からの信号を受ける制御器２９が設置されている。
【００８１】
このように構成された本実施例において、回収配管１１ａに設けられた速度発信器２８は、静翼から回収している冷却空気の流れ状態を速度に相当する電気信号，電圧Ｉｍとして一定時間ごとに検出しており、この電圧値Ｉｍを制御器５１に送信することにより、制御器５１では電圧Ｉｍを基に異常診断を行う。
【００８２】
即ち、電圧Ｉｍを基に冷却空気が静翼側から燃焼器に向かって流れているかどうか判定し、正流であれば正常動作として継続して監視を繰り返す。但し、流れが逆流であれば、信号を発生する。
【００８３】
以上に説明した冷却空気の回収配管に速度発信器と制御器を備えたガスタービン発電プラントにおいて、供給される冷却空気の速度を検出し、流れ方向を監視することにより、逆流となる異常時は信号を発するので、タービン翼での損傷を容易に発見できる。このため、冷媒回収型ガスタービンとしての信頼性の高いガスタービンを得ることができる。
【００８４】
また、冷媒供給経路を流れる流量をＧ１，密度をρ１，配管面積をＡ１，流速をＶ１，圧力をＰ１，温度をＴ１とし、翼部から漏れる流量をＧ２，密度をρ２，配管面積をＡ２，流速をＶ２，圧力をＰ２，温度をＴ２とし、冷媒回収経路を流れる流量をＧ３，密度をρ３，配管面積をＡ３，流速をＶ３，圧力をＰ３，温度をＴ３とする。
【００８５】
流量は、Ｇ＝ρＡＶであらわされる。Ｇ２＝０の場合Ｇ１＝Ｇ３となる。すなわちρ１Ａ１Ｖ１＝ρ３Ａ３Ｖ３となる。実質同一の配管を用いるとρ１Ｖ１＝ρ３Ｖ３となる。よって、流量Ｇは同じであるが翼部で熱交換と圧力損失があり、翼部前後での状態量は異なる。例えば、供給経路での冷媒の温度が３８ata ，２４０℃から回収経路では、２６ata ，５００℃程度に成る場合、ρ１＝25.3，ρ３＝１１.５となる。そうするとＶ３＝２.２Ｖ１となる。このため、下流側で流速を計測して異常を把握することにより、供給側で計測するより、２倍以上感度が良くなる。このため、異常の早期検知が可能となる。
【００８６】
また、本発明の主旨から速度の測定方法に限定されないとともに、異常診断の判定材料となる値（本実施例では、電圧）の出力形態に拘束されないのは勿論である。
【００８７】
【発明の効果】
高温被冷却部であるタービン翼部での亀裂等の損傷等に対して、冷媒流路等の異常を簡易に早期発見でき、プラント性能低下の原因となる事象を簡易に早期発見し、ガスタービンの損傷事故を未然に防止することが可能な信頼性の高いガスタービン発電プラントを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の一実施例のガスタービンプラントを示す構成図。
【図２】タービン部の回転側を示す断面図。
【図３】本発明による制御方法の一例を示すフローチャート図。
【図４】本発明の一実施例を示す冷却空気と制御系の系統図。
【図５】本発明の一実施例のガスタービンプラントを示す構成図。
【図６】本発明の他の実施例によるガスタービンプラントを示す構成図。
【図７】本発明の他の実施例によるガスタービンプラントを示す構成図。
【図８】本発明の他の実施例によるガスタービンプラントを示す構成図。
【図９】本発明の他の実施例によるガスタービンプラントを示す構成図。
【符号の説明】
１…圧縮機、３…ガスタービン、１０…供給経路、１１…回収経路、２０…流量発信器、２１，２４，２６…制御器、２３…流速発信器、２５…差圧発信器、２７…オリフィス。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a gas turbine power plant that cools turbine cooling blades or the like using air or steam as a cooling medium, and more particularly to a gas turbine that can detect an abnormality in a refrigerant flow path.
[0002]
[Prior art]
In the gas turbine, the temperature of the working gas is increased in order to improve the thermal efficiency, and in order to allow the turbine blades arranged in the working gas to withstand this high temperature, a cooling medium is introduced from the inside of the blades. Direct cooling is performed at
[0003]
Conventionally, in this type of gas turbine that is generally adopted, air extracted by a compressor is used as a cooling medium, and this cooling medium is circulated through the turbine blades for cooling. After cooling, most of the cooling air is used for film cooling to the outer surface of the blade and is discharged outside the blade, and part of the cooling air is discharged directly from the blade into the working gas. It is.
[0004]
However, in such a cooling system, since cooling air is discharged into the working gas, the temperature of the working gas is decreased due to dilution of the cooling air having a relatively low temperature, or the operation when the cooling air is mixed into the working gas. There is a dislike that the effect of increasing the temperature cannot be sufficiently exhibited because the output of the turbine is reduced due to the mixing loss generated with the gas.
[0005]
Furthermore, as the temperature of gas turbines increases and the combustor outlet temperature or turbine inlet temperature at the current level reaches a high temperature of 1500 ° C, the cooling air mainly consisting of turbine blades, wheel spaces, etc. The amount of sealing air consumption has increased too much, and conversely, the air cooling limit of impairing the cycle advantage due to high temperature has been reached.
[0006]
Recently, a refrigerant (cooling air) recovery type gas turbine in which the cooling air after cooling the stationary blades is recovered in the combustor without being discharged into the working gas (used as combustion air) as an improvement measure. In addition, gas turbines that use steam with a large heat transfer coefficient as the cooling medium (reduction of consumption and contribution of work by recovery to the steam system) are proposed for the same recovery type. Examples relating to this include Japanese Patent Publication No. 58-43575 and Japanese Patent Laid-Open No. 62-294703. However, there is no specific cooling medium operation management method.
[0007]
[Problems to be solved by the invention]
In order to efficiently realize the refrigerant recovery type gas turbine in accordance with the purpose, supply and recovery management of the cooling medium are important. In other words, the cooling medium consumption is reduced by reducing the consumption of the cooling medium including leakage in the supply / recovery path and the turbine section, which is the main cooled part, and making the recovery flow rate as close to the supply flow rate as possible. It is important to contribute to work effectively.
[0008]
By the way, in the passage of the cooling medium from the supply source to the recovery destination, the most easily damaged part is a high-temperature cooled part and a turbine blade part with high thermal stress. There is a risk of media leakage. Furthermore, the progress of cracks in the blades leads to damage and destruction of the rear blades based on the scattering of the blade material, and the reliability of the gas turbine is significantly reduced.
[0009]
These are common issues in the conventional open cooling system, but in the case of the refrigerant recovery type, the amount of recovered flow greatly affects the plant performance in synergy with the loss due to leakage, and the recovery path from the cooled part Therefore, a reverse flow is generated between the portion to be cooled and the recovery path to the recovery destination, and this occurs in consideration of specific problems such as the possibility of hindering the operation of the entire plant. Japanese Patent Application Laid-Open No. 6-193468 describes that predetermined devices are set in the refrigerant vapor supply path and the recovery path, respectively, and vapor leakage is determined based on signals from the respective apparatuses. However, it is desirable that the gas turbine that operates under severe conditions such as heat and vibration is not structurally complicated.
[0010]
The object of the present invention is made in view of the above circumstances, and it is easy to detect plant performance deterioration at an early stage with respect to damage such as cracks in a turbine blade part which is a high-temperature cooled part, and gas. An object of the present invention is to provide a highly reliable gas turbine power plant capable of preventing a turbine damage accident.
[0011]
[Means for Solving the Problems]
The present invention includes a compressor that compresses air, a combustor that combusts compressed air and fuel from the compressor, and a turbine that is driven by combustion gas from the combustor, and allows a cooling medium to flow through the turbine. A refrigerant path, a supply path for supplying the refrigerant to the refrigerant path, and a recovery path for recovering the refrigerant that has flowed through the refrigerant path, and is installed in either the supply path or the recovery path A flow rate detecting means for detecting a flow rate of the refrigerant, and a controller for calculating a change in the flow rate or a temporal change rate based on a signal from the flow rate detecting means, and a value of the change in the flow rate or the temporal change rate. Is provided with a measuring device for measuring the soundness of the refrigerant flow path.
[0012]
Furthermore, it is preferable that the information measured by the measuring device further includes a display device that displays the soundness. The same applies to the following measuring apparatuses.
[0013]
As a result, the flow rate of the refrigerant flowing through the supply path is detected, and when the change in the flow rate or the rate of change over time calculated based on the flow rate exceeds a predetermined value, the refrigerant flow path is not healthy. By detecting this, it is possible to detect an abnormality in the refrigerant flow path of the gas turbine.
[0014]
This also detects the flow rate of the refrigerant flowing through either the recovery path or the recovery path, and the flow rate change or temporal change rate calculated based on the flow rate exceeds a predetermined value. In this case, it is possible to detect abnormality of the refrigerant flow path of the gas turbine by detecting that the refrigerant flow path is not healthy.
[0015]
And a compressor that compresses air, a combustor that combusts compressed air and fuel from the compressor, and a turbine that is driven by combustion gas from the combustor, and that flows a cooling medium to the turbine. A refrigerant installed in either the supply path or the recovery path, comprising a flow path, a supply path for supplying the refrigerant to the refrigerant path, and a recovery path for recovering the refrigerant that has flowed through the refrigerant path A flow rate detecting means for detecting the flow rate of the flow rate and a controller for calculating a change rate or a temporal change rate of the flow rate based on a signal from the flow rate detection means, and depending on a value of the change of the flow rate or the temporal change rate A display device for displaying the soundness of the refrigerant flow path is provided.
[0016]
Also, a refrigerant that provides a compressor that compresses air, a combustor that combusts compressed air and fuel from the compressor, and a turbine that is driven by combustion gas from the combustor, and that flows a cooling medium to the turbine. A flow path, a supply path for supplying air pressurized by the compressor to the refrigerant flow path, a recovery path for recovering air that has flowed through the refrigerant flow path,
A pressure increasing device that is installed in the supply path and further pressurizes air that has been pressurized by the compressor and supplies the air to the refrigerant flow path;
Pressure difference detecting means for detecting a pressure difference between upstream and downstream of a booster installed in the supply path;
A controller for calculating the pressure difference based on a signal from the pressure difference detecting means is provided, and a measuring device for measuring the soundness of the refrigerant flow path based on the value of the pressure difference is provided.
[0017]
And a compressor that compresses air, a combustor that combusts compressed air and fuel from the compressor, and a turbine that is driven by combustion exhaust gas from the combustor, and that flows a cooling medium to the turbine. A throttle that narrows the flow path installed in the supply path or the recovery path, comprising a flow path, a supply path for supplying the refrigerant to the refrigerant flow path, and a recovery path for recovering the refrigerant that has flowed through the refrigerant flow path A pressure difference detecting means for detecting the pressure difference between the mechanism and the upstream and downstream of the throttle mechanism, and a controller for calculating a change in the pressure difference or a rate of change over time based on a signal from the pressure difference detecting means. And a display device for displaying the soundness of the refrigerant flow path according to the change of the pressure difference or the value of the temporal change rate.
[0018]
And a compressor that compresses air, a combustor that combusts compressed air and fuel from the compressor, and a turbine that is driven by combustion gas from the combustor, and that flows a cooling medium to the turbine. A flow path, a supply path for supplying the refrigerant to the refrigerant flow path, and a discharge path for releasing the refrigerant that has flowed through the refrigerant flow path into the flow of the combustion gas, and is either the supply path or the recovery path A flow rate detection means for detecting the flow rate of the refrigerant installed on one side, and a controller for calculating a temporal change rate of the flow rate based on a signal from the flow rate detection means; A display device that displays the soundness of the refrigerant flow path by value is provided.
[0019]
Also, a compressor that compresses air, a combustor in which compressed air and fuel from the compressor are combusted and an outlet temperature of the combustion gas is 1500 ° C. to 1600 ° C., and a turbine that is driven by the combustion gas from the combustor A high-temperature gas turbine including a refrigerant flow path for flowing a cooling medium to the turbine, a supply path for supplying the refrigerant to the refrigerant flow path, and a recovery path for collecting the refrigerant that has flowed through the refrigerant flow path The flow rate detection means for detecting the flow rate of the refrigerant installed in either the supply path or the recovery path, and the control for calculating the temporal change rate of the flow rate based on the signal from the flow rate detection means And a measuring device for measuring the soundness of the refrigerant flow path according to the value of the temporal change rate of the flow rate.
[0020]
When the gas turbine is operated in the gas turbine power plant configured as described above, the cooling medium for cooling the blades is detected on the supply path from the flow rate, the representative value of the flow velocity, or the differential pressure. The signal is transmitted to the controller, and the controller calculates a difference between a value converted based on the signal and a preset value, or calculates a temporal change amount of the detected amount and is preset. By obtaining the difference from the value, a signal is generated when the pre-given allowable value is exceeded. Thereby, early detection can be easily performed when an abnormality occurs in the cooling flow path of the turbine.
[0021]
In addition, the flow rate, the representative value of the flow velocity, or the differential pressure is detected on the recovery path, and the signal is transmitted to the controller, and the controller sets a value converted based on the signal in advance. By calculating the difference from the calculated value or calculating the amount of change in the detected amount over time, and obtaining the deviation from the preset value, a signal is generated when the predetermined allowable value is exceeded.
[0022]
Thereby, even when an abnormality occurs in the turbine cooling flow path, early detection can be easily performed.
[0023]
By detecting an abnormality on the supply side,
For example, by detecting the flow rate in the supply flow path, the state of the cooling air is relatively stable as compared with the case where only the recovered flow rate is measured, so that the measurement can be performed with high accuracy.
[0024]
For this reason, it is possible to smoothly improve the reliability.
[0025]
What is shown as an example below is only an example of the above-described invention. Any form corresponding to the above-described invention can be a modified form of the following embodiments.
[0026]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
A first embodiment of the present invention will be described below with reference to FIGS. FIG. 1 is a configuration diagram of a combined power plant according to this embodiment, FIG. 2 is a configuration of a supply and recovery path for a cooling medium on a moving blade side in a turbine section, and FIG. 3 is a flowchart showing a schematic control method.
[0027]
First, the overall configuration will be described from the flow of working gas. The combined power plant mainly includes a turbine 3, a compressor 1 connected to the turbine 3 to obtain compressed air for combustion, and air and fuel from the compressor 1. Is combined with a gas turbine 4 composed of a combustor 2 that generates high-temperature and high-pressure gas and a steam turbine plant 5, and an exhaust heat recovery boiler that generates steam for driving a steam turbine using exhaust heat from the gas turbine 4. 9 and a generator 6 are provided.
[0028]
Next, the configuration will be described from the flow of the cooling air supplied to the turbine section. The cooling air extracted from the compressor 1 forms a part of the cooling air supply path 10 supplied to the turbine 3. After passing through the precooler 7 and the boost compressor 8 along the supply pipe 12 a and the second supply pipe 12 b, they are led into the turbine 3. At this time, the cooling air is branched into two systems that go to the stationary blades on the stationary side and the moving blades on the rotating side. Hereinafter, the present invention will be described using the system that goes to the moving blades on the rotating side. The third supply pipe 12c branched from the stationary side system includes a flow rate transmitter 20 for measuring the flow rate of the cooling medium in the third supply pipe 12c and a controller 21 that receives a flow rate signal from the flow rate transmitter 20. Is installed.
[0029]
Here, the rotation side cross-sectional view of the four-stage turbine having the first stage blade 19a, the second stage blade 19b, the third stage blade 19c, and the fourth stage blade 19d shown in FIG. 2 is used. The details of the configuration of the supply path 10 and the recovery path 11 inside the turbine 3 will be described. The cooling air guided to the shaft end of the gas turbine 4 by the third supply pipe 12c is supplied to the inside of the rotor 14 constituting the supply path 10 inside the turbine, the fourth stage wheel 15d, the third spacer 13c, and the third stage. The wheel 15c, the second spacer 13b, the second stage wheel 15b, the third through hole 16b that penetrates the first spacer 13a, and the first stage wheel 15a and the first spacer 13a for supplying the first stage blade 19a. Supply-side second spacer formed by the supply-side first spacer channel 42a, the supply-side first cavity 43a, and the second-stage wheel 15b and the second spacer 13b for supplying the second-stage rotor blade 19b. The flow path 42b and the supply-side second cavity 43b communicate with each other and are guided to a cooling passage (not shown) inside the rotor blade. Thereafter, the cooling air guided in parallel to the first stage rotor blade 19a and the second stage rotor blade 19b is a first stage wheel for recovering from the first stage rotor blade 19a constituting the recovery path 11 inside the turbine. 15a and the distant piece 17 formed by the collecting side first cavity 45a, the collecting side first spacer channel 44a, and the second stage wheel 15b for collecting from the second stage moving blade 19b and the first spacer 13a. Provided in the connected distant piece 17 through the recovery side second cavity 45b, the first spacer 13a communicating with the recovery side second spacer channel 44b, and the second through hole 16b passing through the first stage wheel 15a. Then, the gas is directly collected into a combustor (not shown) through the conduction hole 18.
[0030]
On the other hand, in the configuration from the steam system in the combined cycle, the combustion gas exhausted from the gas turbine 4 is led to the exhaust heat recovery boiler 9, where it is exhausted to the outside through heat exchange with the feed water from the steam turbine 5. . The exhaust heat recovery boiler 9 is provided with a drum 30, an evaporator 37, a primary superheater 35a, and a tertiary superheater 35b, and connected to a steam supply line 31 for supplying steam to the steam turbine 5. ing. The steam supplied to the steam turbine 5 expands and drives the steam turbine 5, and then condenses in the condenser 32, and passes through the water supply line 33 by the water supply pump 34, and a part thereof is used for heating the feed water with the precooler 7. In addition, a part is directly circulated and supplied to the secondary economizer 36 of the exhaust heat recovery boiler 9.
[0031]
In this embodiment configured as described above, the high-temperature and high-pressure working gas generated in the compressor 1 and the combustor 2 along with the operation of the gas turbine 4 has a pressure of about 25 ata and a temperature of about 1400 ° C. The pressure and temperature are reduced while turbine work is performed at each stage, and the fourth stage moving blade 19d flows out at about 600 ° C., and is guided to the exhaust heat recovery boiler 9 along a duct (not shown). The steam generated in the exhaust heat recovery boiler 9 drives the steam turbine 5 and the generator 6 directly connected to the steam turbine 5 rotates to obtain electric power.
[0032]
On the other hand, in the turbine 3, apart from the final stage, the gas side temperature condition of the blades in each stage exceeds the allowable temperature limit of the material for ensuring the reliability of the turbine blades, so it is necessary to cool the blades. Arise. Therefore, a part of the high-pressure air obtained by the compressor 1 is extracted and used as cooling air. However, since the temperature of the extracted air in the compressor 1 is as high as about 500 ° C., the extracted air is extracted from the first supply pipe 12a. Is led to the precooler 7 and the temperature is reduced to about 150 ° C. Further, the supply pressure for returning the extracted air to the combustor 2 as cooling air needs to be set so that the recovery pressure is larger than 25 ata in consideration of the pressure loss in the cooled portion. Therefore, the bleed air after the temperature is reduced by the precooler 7 is guided to the boost compressor 8 by the second supply pipe 12b and is increased to about 40 ata, and can be used as the cooling air on the high stage side only. This cooling air flows through the third supply pipe 12c and is connected to the shaft end of the gas turbine 3, and along the arrow 40 indicated by the solid line in the supply path 10 inside the turbine, the first stage blade 19a and the second stage motion The wing 19b is branched and supplied. Here, the cooling air exchanges heat with the first stage blade 19a and the second stage blade 19b, and lowers the metal temperature within the allowable temperature of the blade material. Thereafter, the cooling air flows down the recovery path 11 formed inside the turbine along the arrow 41 indicated by a broken line, and the cooling air whose pressure is reduced is directly recovered to the combustor 2 to increase the turbine output.
[0033]
The flow rate transmitter 20 provided in the third supply pipe 12c detects the flow rate of the cooling air supplied to the moving blades as a voltage value Gm at regular intervals, and controls the voltage value Gm, which is an electrical signal. By transmitting the data to the device 21, the controller 21 performs flow rate management according to the procedure shown in the control flowchart of FIG. That is, after the flow rate signal Gm is converted into a flow rate value G, a flow rate difference (G-Go) with a preset set flow rate Go is calculated, and this flow rate difference (G-Go) is within a preset allowable deviation EPS range. If it is within the range, the monitoring is continuously repeated as a normal operation. However, a signal is generated if it is outside the range of the allowable deviation EPS. In addition, when a display device such as a display is provided, it is preferable to display a signal when it is out of the allowable range so as to notify the operator.
[0034]
If microcracks occur in the cooling passages of the blades and the refrigerant is released into the combustion gas, the supply is performed when the refrigerant at a predetermined pressure is supplied by the boost compressor 8 or the like as described above. The pressure difference between the supply pressure and the cooling air leakage area (gas path pressure) is larger than the pressure difference between the pressure and the recovered air pressure. Further, the flow passage area of the cooling air is increased by the amount released into the combustion gas.
[0035]
For this reason, the supply air flow rate supplied to the blade increases.
[0036]
In the gas turbine power plant provided with the flow rate transmitter and the controller in the cooling air third supply pipe described above, the cooling air supply flow rate is detected and the increase in the flow rate is monitored to exceed the set value. Since a signal is emitted when an abnormality occurs, it is possible to easily estimate the occurrence of leakage at a wing portion where damage is likely to occur. For this reason, while being able to fully exhibit the effect as a refrigerant | coolant collection | recovery type | mold gas turbine, the damage accident in a wing | blade part can be prevented beforehand and a highly reliable gas turbine can be obtained. In addition, compared to the method of comparing the difference between the supply to the blade and the recovery flow rate, it can be performed with the piping flow rate only on the supply side, so the reliability of the abnormality diagnosis method is improved from the viewpoint of simplification of the measurement and control system. This leads to cost reduction.
[0037]
In this embodiment, the system toward the rotor blade on the rotating side has been described. However, even in the system supplied to the stationary blade on the stationary side, a flow rate transmitter and a controller are installed in the supply piping toward the stationary blade. Of course, if the cooling air flow rate is monitored, the same effect can be exhibited, and it may be installed before the branching of the rotating side and stationary side systems. Of course, the present invention is not limited to the flow rate measuring method. If the increase in the supply flow rate is controlled as the amount of time change of the flow rate, the error of the set flow rate Go (planned flow rate) with respect to the actual flow rate is eliminated, and improvement in control accuracy over a wide range from start to rated operation can be expected. .
[0038]
Furthermore, in the present embodiment, no mention is made regarding post-processing for a signal emitted from the controller, but for example, a person takes an action of taking safety measures such as stopping a gas turbine in conjunction with an alarm. Do. Alternatively, it is obvious that a flow rate signal is input into a controller relating to the operation control of the gas turbine plant, and the operation management of the plant is performed based on a program incorporated in advance.
[0039]
The present flow rate detection device or the like may be applied to a type of gas turbine that discharges a cooling medium into a flow path.
[0040]
In this case, when a crack in the blade portion occurs, the flow passage area through which the substantial cooling medium flows is increased for the cooling flow passage.
[0041]
For this reason, when the refrigerant | coolant of a predetermined pressure is supplied to the turbine, the flow volume supplied to a turbine increases. By detecting this state, it is possible to detect abnormalities in the wings.
[0042]
However, in the case of the refrigerant recovery side gas turbine as in the above embodiment, due to the occurrence of cracks and the like, for the cooling channel, in addition to the same effect as increasing the channel area, the pressure difference becomes larger than usual. Therefore, even a smaller abnormality can be detected.
[0043]
For this reason, damage to the turbine and the like can be prevented at an early stage with simple equipment.
[0044]
Even in the refrigerant recovery type gas turbine, a high temperature (high combustion temperature) gas turbine or a high compression ratio type gas turbine is preferable.
[0045]
For gas turbines with high combustion temperatures, the blades and other components exposed to the combustion gas are exposed to harsh environments, so that they can be detected with a simple device while the abnormality is small, and the gas turbine can be reliably and reliably detected. It is possible to drive with high performance. It is also possible to take quick measures against cracks and the like.
[0046]
Further, in a high compression ratio type gas turbine (for example, the pressure ratio in the compressor portion is 20 to 30 or more), air is used as a refrigerant, and a part of the air pressurized by the compressor is supplied as the refrigerant. Even if a supply path for supplying the refrigerant and a recovery path for recovering the refrigerant after cooling the high-temperature part (for example, the blade part) of the turbine are provided, the pressure of the refrigerant flowing through the refrigerant flow path increases. An influence occurs, and even a small crack or the like can be detected earlier by a simple device such as this embodiment.
[0047]
In these gas turbines, abnormalities occur early due to changes in detectors (flow rate, flow rate, etc.) in the refrigerant supply path, particularly when the refrigerant supply amount (flow rate or pressure) is operating at a predetermined value. Easy to find.
[0048]
A second embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. 4, the same symbols as those in FIG. 1 have the same configuration and functions as those in FIG. The cooling air extracted from the compressor is branched into a third supply pipe 12c for supplying the moving blade and a fourth supply pipe 12d for supplying the stationary blade. The fourth supply pipe 12d is further branched into two systems, connected to the turbine 3, and supplied in parallel to the stationary blades. Thereafter, the cooling air merges into one parallel flow path and is recovered to the combustor 2. The branched fourth supply pipe 12d includes a flow rate transmitter 20a and a flow rate transmitter 20b for measuring the flow rate of the cooling medium in the supply pipe of each system, and receives a flow signal from each of the

flow rate transmitters

20a and 20b. A vessel 22 is installed.
[0049]
In the present embodiment configured as described above, the

flow rate transmitters

20a and 20b provided in the branch pipe of the fourth supply pipe 12c use the flow values of the cooling air supplied to the stationary blades in parallel as voltage values G1m and G2m. And by transmitting the voltage values G1m and G2m, which are these electrical signals, to the controller 22, the controller 22 performs an abnormality diagnosis based on the voltage values G1m and G2m. That is, after the two voltage values G1m, G2m are converted into the flow rate values G1, G2, the flow rate differences (G1-Go), (G2-Go) from the preset flow rate Go are calculated, and the flow rate difference ( If (G1-Go) and (G2-Go) are within the preset allowable deviation EPS_2, the monitoring is continued and repeated as normal operation. However, if even one is outside the range of the allowable deviation EPS_2, a signal corresponding to the corresponding flow rate signal is generated.
[0050]
In the gas turbine power plant provided with a plurality of flow rate transmitters and controllers in the branched cooling air fourth supply pipe described above, the supply amount of the cooling air supplied in parallel is detected and the increase in the flow rate is calculated. By monitoring, a signal is generated in the event of an abnormality exceeding the set value, so that it is possible to easily estimate the occurrence of leakage at the wing portion where damage is likely to occur. It is possible to detect and treat which system of the plurality of wings has an abnormality at the initial stage of the abnormality.
[0051]
For this reason, the effect as a refrigerant recovery type gas turbine can be sufficiently expected, and the identification of the damaged portion is facilitated.
[0052]
In the present embodiment, two flow rate transmitters and one controller are provided for the system toward the stationary blade on the stationary side, but a plurality of branch pipes in the two systems on the stationary side and the rotating side are provided. Needless to say, if a flow rate transmitter is provided and the cooling air flow rate is monitored, the identification of the damaged portion becomes more detailed.
[0053]
Further, in this embodiment, the case where the cooling air is guided to the stationary blade in two systems is described, but if it is divided into three or more systems, it is preferable to install a flow rate transmitter in each system. .
[0054]
A third embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. 5, the same symbols as those in FIGS. 1 and 2 have the same configuration and functions as those in FIGS. The cooling air extracted from the compressor is led to a third supply pipe 12 c for supplying the rotating blades, connected to the shaft end of the turbine 3, and a supply path 10 formed inside the turbine 3. , The first stage rotor blade 19a, the second stage rotor blade 19b, and the recovery path 11 are recovered by the combustor 2. The third supply pipe 12c includes a flow rate transmitter 23 for measuring the flow rate of the cooling medium in the pipe, and a controller 24 that receives a flow rate signal from the flow rate transmitter 23 is installed.
[0055]
In the present embodiment configured as described above, the flow rate transmitter 23 provided in the branch pipe of the fourth supply pipe 12c has a constant flow rate of the cooling air supplied to the moving blade as a voltage value Vm that is an electric signal. This is detected every hour, and the controller 24 performs abnormality diagnosis based on the voltage value Vm by transmitting the voltage value Vm to the controller 24. That is, after the voltage value Vm is converted into the flow velocity value V, the flow velocity difference (V-Vo) from the preset flow velocity Vo is calculated, and the flow velocity difference (V-Vo) is within the preset allowable deviation EPS_3. If it is within the range, the monitoring continues as normal operation. However, if it is outside the range of the allowable deviation EPS_3, a signal is generated.
[0056]
In the gas turbine power plant provided with the flow rate transmitter and the controller in the cooling air fourth supply pipe described above, by detecting the supply flow rate of the supplied cooling air and monitoring the increase in flow rate, When an abnormality exceeds the set value, a signal is emitted, so that it is possible to easily estimate the occurrence of leakage at the wing portion where damage is likely to occur. For this reason, while being able to fully exhibit the plant performance as a refrigerant recovery type gas turbine, a highly reliable gas turbine can be obtained.
[0057]
In addition, compared with the case where a flow rate is measured, when a measurement amount is a flow velocity, size reduction of a measuring device can be achieved. In a high-compression gas turbine, since a high-pressure refrigerant flows, reducing the cause of pressure loss in the flow path can suppress a decrease in operating efficiency and enable high-efficiency operation.
[0058]
In this embodiment, the increase in the supply flow rate of the cooling air is used for the determination of the abnormality diagnosis. However, if the flow rate is controlled as a temporal change amount, an error of the set flow rate Vo (planned flow rate) with respect to the actual flow rate is eliminated. Improvement in control accuracy over a wide range from startup to rated operation can be expected. Of course, the present invention is not limited to the method of measuring the flow velocity.
[0059]
In this embodiment, the flow rate is used as a detected amount, and the detected amount or its change amount is used as a diagnostic amount. Naturally, the effect is obtained. Alternatively, the same effect can be obtained by directly detecting a dimensionless number or the like whose flow rate is a variable. For example, a Karman vortex street is formed from a columnar object placed in a fluid.

[0060]
here,
f: Generated frequency
V: Flow velocity
d: width of the vortex generator
St: Strouhal number
It can be calculated by
[0061]
The Strouhal number exhibits a constant value within a certain range as a function of the Reynolds number. Similarly to the width d of the vortex generator, the Strouhal number is a constant within this range, and the generated frequency is a function of only the flow velocity. Normally, the average flow velocity of the fluid in the pipe is converted by measuring the pressure difference before and after the throttle mechanism, the temperature, and the pressure. Improvement in accuracy and accuracy can be expected.
[0062]
A fourth embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. 6, the same symbols as those in FIGS. 1 and 2 have the same configuration and functions as those in FIGS. The cooling air extracted from the compressor is led to a third supply pipe 12 c for supplying the rotating blades, connected to the shaft end of the turbine 3, and a supply path 10 formed inside the turbine 3. , The first stage rotor blade 19a, the second stage rotor blade 19b, and the recovery path 11 are recovered by the combustor 2. The third supply pipe 12c is provided with an orifice 27 as a throttling mechanism, a differential pressure transmitter 25 for measuring the differential pressure of the orifice 27, and a controller 26 for receiving a signal from the differential pressure transmitter 25. .
[0063]
In the present embodiment configured as described above, the differential pressure transmitter 25 provided in the branch pipe of the fourth supply pipe 12c is a differential pressure that generates the flow state of the cooling air supplied to the moving blades at the orifice 27. Is detected at regular intervals as the electrical signal and voltage Pm. By transmitting this voltage value Pm to the controller 24, the controller 26 performs an abnormality diagnosis based on the voltage Pm. That is, a voltage difference (Pm-Po) with a preset voltage Po calculated based on the voltage Pm is calculated, and if this voltage difference (Pm-Po) is within the preset allowable deviation EPS_4, normal operation is performed. Continue monitoring. However, if it is outside the range of the allowable deviation EPS_4, a signal is generated.
[0064]
In the gas turbine power plant provided with the differential pressure transmitter and the controller in the fourth cooling air supply pipe described above, the flow state of the supplied cooling air is detected via the orifice which is a throttle mechanism, and the output By monitoring the increase, a signal is emitted when an abnormality exceeds the set value, so that it is possible to easily estimate the occurrence of leakage at the wing portion where damage is likely to occur. For this reason, while being able to fully exhibit the plant performance as a refrigerant recovery type gas turbine, a highly reliable gas turbine can be obtained.
[0065]
In this embodiment, the increase in the voltage difference of the differential pressure transmitter is used for the determination of abnormality diagnosis. However, if the time difference of the voltage difference is controlled, the error of the set voltage Po (planned voltage) with respect to the actual voltage can be reduced. It can be expected to improve control accuracy over a wide range from startup to rated operation. Of course, the present invention is not limited to the differential pressure measurement method and is not restricted by the output form of a value (voltage in the present embodiment) that is a material for determining abnormality diagnosis.
[0066]
A fifth embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. In FIG. 7, the same symbols as those in FIG. 1 etc. have the same configuration and function as those in FIG. The cooling air extracted from the compressor is guided to the first supply pipe 12a. The first supply pipe 12a is provided with a pressure transmitter 52 for measuring the pressure of the cooling air. A controller 51 that receives signals is installed. Further, the cooling air is guided to a third supply pipe 12 c for supplying the rotating blades to the rotating side, connected to the shaft end of the turbine 3, the supply path 10 formed in the turbine 3, and the first stage blade. It is recovered by the combustor 2 through 19a, the second stage blade 19b, and the recovery path 11. The third supply pipe 12 c is provided with a pressure transmitter 50 that measures the pressure of the cooling air, and a signal from the pressure transmitter 50 is transmitted to the controller 51.
[0067]
In the present embodiment configured as described above, the

pressure transmitters

50 and 52 provided in the first supply pipe 12a and the fourth supply pipe 12c are the discharge pressure of the compressor 1 and the cooling air supplied to the moving blades. Is detected at regular intervals as electrical signals corresponding to pressure, and voltages Pc and Pm. By transmitting these voltage values Pc and Pm to the controller 51, the controller 51 generates the voltages Pc and Pm. Based on the diagnosis of abnormality. That is, a voltage difference (Pm−Pc) is calculated based on the voltages Pc and Pm, and if this voltage difference (Pm−Pc) is within a positive value range, the monitoring is continuously repeated as a normal operation. However, if the voltage difference (Pm-Pc) is negative, a signal is generated.
[0068]
In the gas turbine power plant provided with the pressure transmitter and the controller in the first supply pipe and the fourth supply pipe for the cooling air described above, the pressure of the supplied cooling air is detected and the pressure difference between the two is monitored. By doing so, since a signal is generated at the time of abnormality in which the differential pressure becomes negative, it is possible to easily estimate the abnormality of the supply system. For this reason, while being able to fully exhibit the plant performance as a refrigerant recovery type gas turbine, a highly reliable gas turbine can be obtained.
[0069]
In addition, it is possible to prevent the mainstream gas from entering the blade against minute cracks in the blade, so that the progress of the accident can be detected in advance.
[0070]
Of course, the pressure measurement method is not limited to the gist of the present invention, and it is of course not restricted by the output form of a value (voltage in this embodiment) that is a material for determining abnormality diagnosis.
[0071]
A sixth embodiment of the present invention will be described with reference to FIG.
[0072]
FIG. 8 is a configuration diagram of the combined plant power plant according to the present embodiment.
[0073]
1 and the like have the same configuration and function as those in FIG.
[0074]
The cooling air extracted from the compressor is branched into a third supply pipe 12C for supplying to the moving blade and a fourth supply pipe 12d for supplying to the stationary blade. The cooling air extracted from the compressor 1 is supplied to the precooler 7 and the boost compressor along the first supply pipe 12a and the second supply pipe 12b that form part of the supply path 10 of the cooling air supplied to the turbine 3. After passing through 8, the air is guided into the turbine 3. At this time, the cooling air is branched into two systems that go to the stationary stator blades and the rotating rotor blades. The turbine 3 is separated by the fourth supply pipe 12d branched from the rotating system (not shown). After passing through the stationary blade, it is recovered by the combustor 2 through the recovery pipe 11a. The recovery pipe 11 a is provided with a flow rate transmitter 20 for measuring the flow rate of the cooling medium and a controller 21 for receiving a flow rate signal from the flow rate transmitter 20.
[0075]
The flow rate transmitter 20 provided in the recovery pipe 11a detects the flow rate of the cooling air recovered from the stationary blade as a voltage value Gm at regular intervals, and transmits the voltage value Gm, which is an electrical signal, to the controller 21. Thus, the controller 21 performs flow rate management according to the procedure shown in the control flowchart of FIG. That is, after the flow rate signal Gm is converted into a flow rate value G, a flow rate difference (G-Go) with a preset set flow rate Go is calculated, and this flow rate difference (G-Go) is within a preset allowable deviation EPS range. If it is within the range, the monitoring is continuously repeated as a normal operation. However, a signal is generated if it is outside the range of the allowable deviation EPS.
[0076]
In a gas turbine power plant equipped with a flow rate transmitter and controller in the cooling air recovery pipe described above, when the abnormal condition exceeds the set value by detecting the cooling air recovery flow rate and monitoring the flow rate reduction Emits a signal, so that it is possible to easily estimate the occurrence of leakage at a wing portion where damage is likely to occur. For this reason, while being able to fully exhibit the effect as a refrigerant | coolant collection | recovery type | mold gas turbine, the damage accident in a wing | blade part can be prevented beforehand and a highly reliable gas turbine can be obtained. In addition, compared to the method of comparing the difference between the supply to the blade and the recovery flow rate, it can be performed with the piping flow rate only on the supply side, so the reliability of the abnormality diagnosis method is improved from the viewpoint of simplification of the measurement and control system. This leads to cost reduction.
[0077]
Of course, the present invention is not limited to the flow rate measuring method. If the increase in the supply flow rate is controlled as the amount of time change of the flow rate, the error of the set flow rate Go (planned flow rate) with respect to the actual flow rate is eliminated, and improvement in control accuracy over a wide range from start to rated operation can be expected. .
[0078]
Furthermore, in the present embodiment, no mention is made regarding post-processing for a signal emitted from the controller, but for example, a person takes an action of taking safety measures such as stopping a gas turbine in conjunction with an alarm. Do. Alternatively, it is obvious that a flow rate signal is input into a controller relating to the operation control of the gas turbine plant, and the operation management of the plant is performed based on a program incorporated in advance.
[0079]
In addition, when measuring the flow rate, it is desirable for accurate judgment to measure the pressure and temperature state quantities in addition to the differential pressure, but the throttle mechanism is provided in the supply-side flow path that is relatively stable in the cooling air state. By providing and performing the measurement, it is possible to detect an abnormality with relatively high accuracy using only the differential pressure. For this reason, it is possible to simplify the measuring means and improve the reliability of the entire device.
[0080]
A seventh embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. 9, the same symbols as those in FIG. 1 have the same configuration and functions as those in FIG. The cooling air extracted from the compressor is cooled to the combustor through the recovery pipe 11a after cooling the blades. The recovery pipe 11a includes a speed transmitter 28 for measuring the flow direction of the cooling air. And a controller 29 for receiving a signal from the speed transmitter 28 is installed.
[0081]
In the present embodiment configured as described above, the speed transmitter 28 provided in the recovery pipe 11a has a flow state of the cooling air recovered from the stationary blades as an electric signal corresponding to the speed and a voltage Im at regular intervals. By transmitting this voltage value Im to the controller 51, the controller 51 performs an abnormality diagnosis based on the voltage Im.
[0082]
That is, it is determined whether or not cooling air is flowing from the stationary blade side toward the combustor based on the voltage Im. However, if the flow is a reverse flow, a signal is generated.
[0083]
In a gas turbine power plant equipped with a speed transmitter and controller in the cooling air recovery pipe described above, the speed of the supplied cooling air is detected and the flow direction is monitored, so that an abnormal condition that causes reverse flow can be obtained. Because it emits a signal, it is easy to detect damage to the turbine blades. For this reason, a highly reliable gas turbine as a refrigerant recovery type gas turbine can be obtained.
[0084]
The flow rate through the refrigerant supply path is G1, the density is ρ1, the pipe area is A1, the flow velocity is V1, the pressure is P1, the temperature is T1, the flow rate leaking from the blade is G2, the density is ρ2, the pipe area is A2, The flow rate is V2, the pressure is P2, the temperature is T2, the flow rate through the refrigerant recovery path is G3, the density is ρ3, the piping area is A3, the flow rate is V3, the pressure is P3, and the temperature is T3.
[0085]
The flow rate is expressed as G = ρAV. When G2 = 0, G1 = G3. That is, ρ1A1V1 = ρ3A3V3. When substantially the same piping is used, ρ1V1 = ρ3V3. Therefore, although the flow rate G is the same, there is heat exchange and pressure loss at the blade, and the state quantities before and after the blade are different. For example, when the temperature of the refrigerant in the supply path is about 38 ata and 240 ° C. and about 26 ata and 500 ° C. in the recovery path, ρ1 = 25.3 and ρ3 = 11.5. Then, V3 = 2.2V1. For this reason, by measuring the flow velocity on the downstream side and grasping the abnormality, the sensitivity is improved twice or more than when measuring on the supply side. For this reason, early detection of abnormality is attained.
[0086]
Of course, the speed measurement method is not limited to the gist of the present invention, and it is a matter of course that the output form of a value (voltage in the present embodiment) that is a material for determining abnormality diagnosis is not restricted.
[0087]
【The invention's effect】
A gas turbine that can easily detect abnormalities such as refrigerant flow paths quickly and easily for events that cause deterioration in plant performance in response to damage such as cracks in turbine blades that are high-temperature cooled parts. It is possible to provide a highly reliable gas turbine power plant that can prevent damage accidents in advance.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a configuration diagram showing a gas turbine plant according to an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a cross-sectional view showing a rotating side of a turbine section.
FIG. 3 is a flowchart showing an example of a control method according to the present invention.
FIG. 4 is a system diagram of cooling air and a control system showing an embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a configuration diagram showing a gas turbine plant according to an embodiment of the present invention.
FIG. 6 is a configuration diagram showing a gas turbine plant according to another embodiment of the present invention.
FIG. 7 is a block diagram showing a gas turbine plant according to another embodiment of the present invention.
FIG. 8 is a configuration diagram showing a gas turbine plant according to another embodiment of the present invention.
FIG. 9 is a configuration diagram showing a gas turbine plant according to another embodiment of the present invention.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Compressor, 3 ... Gas turbine, 10 ... Supply path, 11 ... Recovery path, 20 ... Flow rate transmitter, 21, 24, 26 ... Controller, 23 ... Flow rate transmitter, 25 ... Differential pressure transmitter, 27 ... Orifice.

Claims

A refrigerant flow path comprising: a compressor that compresses air; a combustor that combusts compressed air and fuel from the compressor; and a turbine that is driven by combustion gas from the combustor, and causes a cooling medium to flow through the turbine. And a supply path for supplying the refrigerant to the refrigerant flow path, and a recovery path for recovering the refrigerant that has flowed through the refrigerant flow path,
A flow rate detecting means for detecting a flow rate of the refrigerant installed in either the supply route or the recovery route;
A display for displaying the soundness of the refrigerant flow path according to the value of the change in the flow rate or the time change rate, provided with a controller for calculating the change in the flow rate or the change rate over time based on the signal from the flow rate detecting means. A gas turbine characterized by having an apparatus.

A refrigerant flow path comprising: a compressor that compresses air; a combustor that combusts compressed air and fuel from the compressor; and a turbine that is driven by combustion gas from the combustor, and causes a cooling medium to flow through the turbine. And a supply path for supplying the refrigerant to the refrigerant flow path, and a recovery path for recovering the refrigerant that has flowed through the refrigerant flow path,
A throttle mechanism for narrowing a flow path installed in either the supply path or the recovery path, and a pressure difference detection means for detecting a pressure difference between the upstream and downstream of the throttle mechanism;
A controller for calculating a change in the pressure difference or a rate of change over time based on a signal from the pressure difference detection means, and the soundness of the refrigerant flow path according to the value of the change in the pressure difference or the rate of change over time A gas turbine comprising a display device for displaying.

A refrigerant flow path comprising: a compressor that compresses air; a combustor that combusts compressed air and fuel from the compressor; and a turbine that is driven by combustion gas from the combustor, and causes a cooling medium to flow through the turbine. A supply path for supplying air pressurized by the compressor to the refrigerant flow path, a recovery path for recovering air flowing through the refrigerant flow path,
A pressure increasing device that is installed in the supply path and further pressurizes air that has been pressurized by the compressor and supplies the air to the refrigerant flow path;
Pressure difference detecting means for detecting a pressure difference between upstream and downstream of a booster installed in the supply path;
A controller for calculating a change in the pressure difference based on a signal from the pressure difference detecting means is provided, and a measuring device for measuring the soundness of the refrigerant flow path based on the value of the pressure difference. gas turbine.