JP3936123B2

JP3936123B2 - Operation control method for small capacity gas turbine cogeneration system

Info

Publication number: JP3936123B2
Application number: JP2000190378A
Authority: JP
Inventors: 聡柴田; 梅夫井上; 俊彦田中; 信機植松
Original assignee: Takuma KK
Current assignee: Takuma KK
Priority date: 2000-06-26
Filing date: 2000-06-26
Publication date: 2007-06-27
Anticipated expiration: 2020-06-26
Also published as: JP2002004944A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力と温水や蒸気や冷水を同時に供給する小容量のガスタービンコージェネレーションシステムの運転制御方法に関するものであり、主として、比較的小規模な各種工場やマーケット、事務所、温室農場、集合住宅等で単独又は複数台を組み合せした状態で使用するパッケージタイプのガスタービンコージェネレーションシステムに適用されるものである。
【０００２】
【従来の技術】
ガスタービン発電機と排ガスボイラ等を組み合わせた熱電併給システム（コージェネレーションシステム）は従前から広く知られており、実用にも供されている。この熱電併給システムは、タービン発電機を駆動して電力を得ると共に、ガスタービンからの高温排ガスの熱を排熱ボイラ又は排熱温水ボイラにより回収して蒸気又は温水を得るものであり、電力と温水や蒸気を同時に必要とする事業所等に於いては、別個に電力と温水等の供給を受ける場合に比較して総合的なエネルギー効率が向上し、経済性に優れている。
【０００３】
図５は従前のコージェネレーションシステムの一例を示すものであり、外部を騒音防止用のエンクロージャで覆ったガスタービン１００及び発電機１０１と排熱ボイラ１０２とを連結し、これに吸気フィルタ１０３、ガスタービン排気チャンバ１０４、排気ダクト１０５等を組み合せると共に、別途に設けた電気制御室に各種の制御用機器を配置することにより、コージェネレーションシステムが形成されている。
【０００４】
ところで、従前のこの種コージェネレーションシステムは、何れも発電容量が５０００ＫＷ前後の比較的大容量のものであり、理念的には発電装置が主体であって、その排熱を排ガスボイラで回収しようとするものである。
従って、この種のコージェネレーションシステムに於いては、電力負荷への電力供給を第１としてガスタービン発電機を定格出力で連続運転すると共に、熱負荷への排熱回収による温水又は蒸気の供給を従とする運転制御方法が、一般に多く採用されている。
【０００５】
尚、上記の運転制御方法とは逆に、熱負荷への温水又は蒸気の供給を第１として排熱回収熱交換器を定格下で連続運転すると共に、ガスタービン発電機による電力供給を従とし、余剰電力を売電に廻すようにした運転制御方法が採られることもある。しかし、この運転制御方法が用いられるのは極く限られたケースであり、一般的な運転制御方法ではない。
【０００６】
図６及び図７は、前者のガスタービン発電機による電力供給を主体とする運転制御を行なうコージェネレーションシステムの代表例を示すものであり、図６は、ガスタービン３とこれに直結した発電機５を定格状態下で連続運転し、電力負荷１３へ発生電力を供給すると共に、熱負荷１２が存在する時には、排ガスＧの全量を排熱回収熱交換器７へ送って排熱回収を行なう。また、熱負荷１２が軽くなると、ダンパー１５を操作して排ガスＧの一部をバイパスさせ、排熱回収熱量を調整するようにしたものである。
この方法は、発電機５の発電効率を高く維持することが出来るものの、排熱の一部を排気筒１６を通して外部へ放棄するため、システム全体の総合的なエネルギー効率が低下すると云う問題がある。
【０００７】
また、後者の図７は、ガスタービン３及び発電機５を定格状態下で連続運転すると共に、回収した熱エネルギーの余剰分をラジェター１７又はクーリングタワー１８を介して外部へ放棄するようにしたものであり、図６の場合と同様にシステム全体の総合的なエネルギー効率が低下すると云う問題がある。
【０００８】
更に、前記熱負荷１２への熱エネルギーの供給を主体とする運転制御方法に於いては、発電機５の発生電力の大部分が所謂売電に廻されるのが一般的である。
そのため、発電機５の方も全負荷状態で連続運転されることになり、発電機効率のみならずシステム全体の総合的なエネルギー効率も高くなる。
しかし、発生電力の販売価格が低いと経済性の点に問題を生ずることになり、コージェネレーションシステムとしての経済的なメリットが得られないと云う問題がある。
【０００９】
【発明が解決しようとする課題】
本発明は、従前のコージェネレーションシステムの運転制御に於ける上述の如き問題、即ち▲１▼電力負荷への電力供給を主体として発電機を定格状態で連続運転する場合には、発電機効率は高められるが、システム全体の総合的なエネルギー効率が低くなる場合があること及び▲２▼熱負荷への熱エネルギーの供給を主体として発電機の発電々力の余剰分を売却する場合には、発電機効率及び総合的なエネルギー効率は向上するものの、電力の販売価格が低いとランニングコストが高騰し、コージェネレーションシステムを採用したことによる経済的メリットが喪失されること等の問題を解決せんとするものであり、比較的小容量のガスタービンコージェネレーションシステムを、システム全体の総合的なエネルギー効率を高い状態に保ちつつ、しかもランニングコストの高騰を招くことなしに経済的に運転できるようにした小容量のガスタービンコージェネレーションシステムの運転制御方法を提供するものである。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
近年、小容量、例えば１５〜５０ＫＷの発電容量のガスタービンコージェネレーションシステムが広く利用され出している。
このガスタービンコージェネレーションシステムで使用されている小容量のガスタービン発電機は、一般に２５〜２８％程度の発電効率を有しており、大型事業用発電所の発電機の発電効率（約３７〜３８％）に比較して、発電効率が約１０％程度低い。
従って、発電のみを行なう場合には、小容量のガスタービン発電機では大型事業用発電所の発電コストに対抗することが困難であり、仮りにガスタービンコージェネレーションシステムに於いて余剰電力が生じても、これをその発電原価よりも高い価格で事業用発電所側へ販売することは不可能である。
【００１１】
しかし、小容量のガスタービンコージェネレーションシステムであっても、熱及び電力を含めたシステム全体の総合的なエネルギー効率が高い場合には、個別に熱エネルギーと電気エネルギーの供給を受ける場合に比較して経済的となるケースがある。
【００１２】
ところで、小容量のガスタービン発電機には、一般に出力の変動に対して発電効率の低下が比較的少ないと云う特性があり、定格出力から約３０％の出力まで出力が低下をしても、発電効率は２５〜２８％の間に保持されて、発電効率の低下は極く僅かである。
そこで、本願発明者は、小容量のガスタービンコージェネレーションシステムに於いて、ガスタービン発電機の出力が定格値の約３０％程度になるまではガスタービン発電機の出力を絞り乍ら熱電併給方式の運転を行ない、前記出力が定格値の約３０％まで低下したときにガスタービン発電機の運転を停止すると云う制御方法を採ることにより、小容量のガスタービンコージェネレーションシステムをより高い総合的なエネルギー効率の下で経済的に運転できることを着想した。
【００１４】
請求項１の発明は、ガスタービン発電機ユニットと排熱回収ユニットと制御装置ユニットとを備えた小容量のガスタービンコージェネレーションシステムに於いて、前記排熱回収ユニットを排熱温水ボイラと貯湯槽と温水循環ポンプとを備えた排熱回収ユニットとし、前記排熱温水ボイラの缶水部に設けた温度検出センサにより検出した缶水温度に基づいて、制御装置ユニットを介してガスタービン発電機ユニットの出力を定格出力の１００〜３０％の範囲に亘って調整すると共に、前記貯湯槽に設けた温度検出センサにより検出した貯湯槽内の温水温度により、前記缶水温度に基づくガスタービン発電機ユニットの出力調整を補完し、前記ガスタービン発電機ユニットの出力が定格出力の約３０％に到達したときにはガスタービン発電機ユニットの運転を停止するようにしたことを発明の基本構成とするものである。
【００１５】
請求項２の発明は、請求項１の発明に於いて、排熱温水ボイラを真空式の排熱温水ボイラとするようにしたものである。
【００１６】
請求項３の発明は、請求項１の発明に於いて、ガスタービン発電機ユニットを空気圧縮機と再生器と燃焼室とガスタービンと発電機とを一体化して成るガスタービン発電機ユニットとするようにしたものである。
【００１７】
【発明の実施の形態】
以下、図面に基づいて本発明の実施の形態を説明する。
図１は、本発明を実施した小容量のガスタービンコージェネレーションシステムのブロック構成図であり、図２はタービン出力と缶水温度の関係を示す曲線である。
図１に於いて、Ｕはガスタービン発電機ユニット、Ｔは排熱回収ユニット、Ｃは制御装置ユニットである。
【００１８】
前記ガスタービン発電機ユニットＵは空気圧縮機１、燃料圧縮機２、ガスタービン３、再生器４及び発電機５、運転操作盤６等から形成されている。
また、排熱回収ユニットＴは排熱回収熱交換器７、貯湯槽８、温水循環ポンプ９等から形成されている。
更に、制御装置ユニットＣへは排熱回収熱交換器７の缶水部７ｃに設けた缶水温度センサ１０と貯湯槽８に設けた温度検出センサ１１とから夫々温度検出信号Ｔ₁、Ｔ₂が入力されると共に、ガスタービン発電機ユニットＵの運転操作盤６へ運転制御信号Ｓが出力される。
【００１９】
尚、図３は、本実施形態で使用するガスタービン発電機ユニットＵの概要説明図であり、空気圧縮機１・燃焼室３ａ・ガスタービン３・発電機５・再生器４・空気予熱管（通路）１９・排ガス管（通路）２０・空気ベアリング２１・発電機冷却フィン２２・再生器ケーシング２３及び排ガス口２４等を一体的に組み付けることにより、ガスタービン発電機ユニットＵが形成されている。
【００２０】
前記図１のガスタービンコージェネレーションシステムは燃料Ｆに都市ガス１３Ａ（９，９３０ｋｃａｌ／Ｎｍ³・９．７Ｎｍ³／ｈ）を用い、熱入力１１２ＫＷ・発電出力２８ＫＷのタービン発電機のタービン排熱を排熱温水ボイラ７で温水として熱回収（５６ＫＷ）するものであり、総合効率は７５％である。また、ガスタービンコージェネレーションシステムを形成する各ユニットは、一つの支持枠体上に乗せられてパッケージケーシング内に収納されており、工場内で量産されたあと、据付場所へ搬送される。
尚、燃料としては、都市ガス１３Ａ以外の燃料ガスや灯油等の液体燃料を用いてもよく、また、排熱ボイラによって蒸気を取り出すようにしてもよいことは勿論である。
【００２１】
前記排熱回収熱交換器７としては、図１に示す如き構成の公知の真空式排熱温水ボイラを使用するのが望ましい。
即ち、当該真空式排熱ボイラは、タービン排ガスＧによつて缶水（熱媒水）７ｃを加熱し、これによって缶水７ｃを蒸発せしめると共に、減圧蒸気室７ｄに温水加熱管７ａを設け、前記缶水７ｃの蒸発蒸気により温水加熱管７ａ内の温水Ｗを加熱するよう構成されており、減圧蒸気室７ｄ内に蒸気が無い場合には、温水Ｗ側から缶水７ｃ側へ熱が移行しないと云う特徴を有している。
尚、図１に於いて７ｂは熱交換管、７ｅは排気筒、１２は熱負荷、１３は電力負荷である。
【００２２】
尚、図１の実施形態に於いては、排熱回収ユニットＴを排熱回収熱交換器７と貯湯槽８と温水循環ポンプ９等から形成すると共に、排熱回収熱交換器７を真空式排熱温水ボイラとし、温水を得るようにしているが、排熱回収ユニットＴを吸収式の冷温水発生ユニットとし、排熱回収ユニットＴを形成する排熱回収熱交換器７を、例えば吸収式冷温水機の発生器とすることにより、冷水を得るようにしてもよい。
また、図１の実施形態に於いては、排熱回収熱交換器７として公知の真空式排熱温水ボイラを使用しているが、通常の排熱温水ボイラであっても良いことは勿論である。
更に、本実施形態に係るガスタービンコージェネレーションシステムは、これを複数台並列状に組み合せて使用する場合が屡々あり、所謂複数のシステムの台数制御を行ないつつ負荷に対応するケースが多くある。
このような場合、例えば３台のシステムの並列運転に於いて、１台を運転休止にし、他の２台のシステムにより熱負荷へ温水を供給するとすると、通常の排熱温水ボイラを使用している場合には、運転中のシステムの排熱温水ボイラの熱が温水ヘッダを通して運転休止中の排熱温水ボイラの缶水（熱媒水）側へ伝わり、これによって熱損失が大幅に増大する。
これに対して、真空式排熱温水ボイラの場合には、前述の通り運転休止中のシステムの温水加熱管７ａを通してその缶水７ｃ側へ熱が伝わることが全くないため、システム全体としての熱効率の低下が防止されることになる。
【００２３】
次に、本発明を実施したガスタービンコージェネレーションシステムの作動について説明をする。図１を参照して、再生器４で加熱された空気圧縮機１からの圧縮空気Ａと、燃料圧縮機１からの燃料Ｆとがガスタービン３の燃焼室へ供給され、ここで燃焼することにより燃焼ガスが発生する。
この発生した燃焼ガスにより、ガスタービン３及びこれに直結した発電機５が回転駆動され、発生した電力は電力負荷１３へ供給される。
また、ガスタービン３から排出された排ガスＧは再生器４を通して排熱回収熱交換器７へ送られ、ここで缶水７ｃと熱交換をしたあと、低温排ガスとなって排気筒７ｅから大気中へ放出される。
【００２４】
排熱回収熱交換器７が真空式排熱温水ボイラの場合、必要な温水Ｗの温度を７０℃とすると、温水ボイラ下部の缶水７ｃの温度は約７５℃（沸点）に、また温水ボイラ上部の減圧蒸気室７ｄ内は約７５℃の飽和蒸気Ｓｔとなる。そして、加熱管７ａと飽和蒸気Ｓｔとの熱交換により加熱管７ａ内の温水Ｗは約７０℃に加熱される。
【００２５】
尚、約７０℃に加熱された温水Ｗは一旦貯湯槽８に貯えられたのち、熱負荷１２へ供給される。熱負荷１２へ熱を供給し、低温（例えば約６０℃）となった温水Ｗは貯湯槽８へ戻ったのち、温水循環ポンプ９によって加熱管７ａへ送られ、ここで再び約７０℃に加温される。
【００２６】
今、熱負荷１２側の熱負荷が低減すると、熱負荷１２側から貯湯槽８へ戻る温水Ｗの温度が６０℃より上昇し、これにより温水循環ポンプ９によって加熱管７ａへ送られる。温水Ｗの温度も上昇する。
この温水Ｗの温度上昇により、前記温水加熱管７ａを介しての熱交換量が減少すると、排ガス温水ボイラ７の缶水７ｃの温度が上昇する。この缶水温度は温度検出センサ１０によって連続的に検出されており、検出された温度信号Ｔ₁は制御装置ユニットＣへ入力される。
【００２７】
前記制御装置ユニットＣは入力された温度検出信号Ｔ₁に応じたタービン出力の運転制御信号Ｓをガスタービン発電機ユニットＵの運転操作盤６へ出力し、ガスタービン３の出力を調整する。例えば、図２に示すように、缶水温度ｔ₁が７５°〜８０℃のとき、ガスタービン３の出力は、定格１００％の出力から３０％の出力へ缶水温度ｔ₁と直線的な関係でもって絞られて行き、ガスタービン３の出力が約３０％まで低減されたときの缶水温度ｔ₁は、約８０℃になる。
【００２８】
前述の通り、発電機出力が１５〜５０ＫＷ程度の小容量ガスタービン発電機ユニットＵに於いては、タービン出力が１００％〜３０％の範囲のときには発電効率を２５〜２８％程度に維持することができ、ガスタービンの出力低下に対して発電効率は殆んど低下しない。
これに対して、ガスタービン出力が３０％以下になると、著しく発電効率が低下するので、ガスタービン出力が３０％以下となる点を排ガス温水ボイラ７の缶水温度ｔ₁の上昇によって検出し、例えば缶水温度ｔ₁が約８２℃になった時点で、制御装置ユニットＣからガスタービン発電機ユニットＵの運転操作盤６へ運転停止信号を発信し、ユニットＵの運転を停止する。
【００２９】
また、貯湯槽８に設けた温度検出センサ１１から貯湯槽内の温水温度ｔ₂の温度検出信号Ｔ₂が制御装置ユニットＣへ入力されており、当該温度検出信号Ｔ₂を用いて、前記缶水温度検出センサ１０からの温度検出信号Ｔ₁によるガスタービン出力の調整が補完される。
例えば、熱負荷１２の負荷が軽負荷から急激に増加することにより、貯湯槽内の温水温度ｔ₂が急激に低下したような場合には、缶水温度ｔ₁の低下が温度検出センサ１０により検出される以前に、前記温度検出センサ１１の温度検出信号Ｔ₂により運転操作盤６へガスタービン出力を増加する制御信号Ｓが発信され、所謂ガスタービンの出力アップの制御遅れが防止される。
【００３０】
上記缶水温度ｔ₁によるガスタービン出力の制御により、ガスタービン発電機ユニットＵを熱負荷の変動に応じて発電効率の著しい低下をもたらさない出力１００〜３０％の範囲内で運転することができる。これにより、タービンコージェネレーションシステム全体としてのエネルギー効率を略７５％の高率に維持することができ、ガスタービンコージェネレーションの長所が１００％発揮されることになる。
【００３１】
尚、ガスタービン発電機ユニットＵの運転停止後に於ける熱負荷の急激な上昇に対しては、貯湯槽８により一時的にカバーすることができる。従って、熱負荷変動が予め想定される場合には、貯湯槽８の容量に予め余裕を持たせておくのが望ましい。
また、熱負荷の減少にも拘らず電力負荷が大きい場合には、▲１▼従来法と同様に総合的なエネルギー効率を犠牲にして必要な電力の発電をし、余剰な熱はラジェター（図示省略）等により放熱するか、若しくは▲２▼外部から不足電力分の供給を受けることにより、電力負荷に対応する。
更に、熱負荷が無く且つ電力負荷が定格の３０％以下の場合でも、放熱対策をすることにより、必要に応じて発電機５の運転が出来ることは勿論であり、また、熱負荷変動が激しくて、ユニットＵの運転が頻繁にオン・オフされる場合には、連続運転に切替えて運転してもよいことは勿論である。
【００３２】
図４は、本発明の第２実施形態に係るガスタービンコージェネレーションシステムの説明図であり、排熱回収ユニットＴの排熱回収熱交換器７を排ガス蒸気ボイラとした点と、缶水温度ｔ₁の検出に替えて蒸気出口７ｆに蒸気圧力検出センサ１４を設けた点とが前記図１の場合と異なっており、その他の構成は図１の場合と全く同様である。
尚、前記排ガス蒸気ボイラ７としては、公知の煙管式、自然循環水管式、強制循環（貫流）水管式等の各種の型式のものが使用可能である。
【００３３】
熱負荷１２側の負荷変動は蒸気圧力の変化として蒸気圧力検出センサ１４により検出され、圧力検出信号Ｐ₁が制御装置ユニットＣへ入力される。また、制御装置ユニットＣはガスタービン発電機ユニットＵの運転操作盤６へ運転制御信号Ｓを発信し、熱負荷１２の変動に応じて、ユニットＵの出力を定格の１００〜３０％の範囲に亘って調整をする。これによって、ガスタービン発電機の発電効率が、その出力の１００〜３０％の範囲に亘って２５〜２８％の高効率に維持される。
【００３４】
また、熱負荷の減少により蒸気圧力ｐ₁が上昇し、ユニットＵの出力が約３０％以下になると、ガスタービン発電機ユニットＵの運転が停止される。これにより、ガスタービンコージェネレーションシステムの総合的なエネルギー効率を約７５％の高率に維持することが可能となり、熱電併給システムのメリットを最大限に発揮することができる。
【００３５】
【発明の効果】
本発明では、ガスタービンコージェネレーションシステムに於いて、排熱回収熱交換器の缶水温度若しくは発生蒸気圧を検出することにより熱負荷の変動を捉え、前記缶水温度若しくは発生蒸気圧の検出信号に基づいてガスタービン発電機ユニットの出力を、高発電効率下で運転可能な出力１００〜３０％の範囲に亘って調整すると共に、発電効率が低下する約３０％の出力の点でガスタービン発電機ユニットの運転を停止する構成としている。
その結果、ガスタービンコージェネレーションシステムの熱・電全体の総合的なエネルギー効率が略約７５％の高い値に維持されることになり、熱電併給システムの経済的な長所が完全且つ十分に発揮されることになる。
本発明は上述の通り優れた実用的効用を奏するものである。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明を実施した小容量のガスタービンコージェネレーションシステムのブロック構成図である。
【図２】タービン出力と排熱回収熱交換器の缶水温度との関係を示す線図である。
【図３】本発明で使用するガスタービン発電機ユニットの概要説明図である。
【図４】本発明の第２実施形態に係る小容量のガスタービンコージェネレーションシステムのブロック構成図である。
【図５】従前の熱電併給システムの概要説明図である。
【図６】従前のガスタービン発電機による電力供給を主体とする熱電併給システムの構成概要図である。
【図７】従前のガスタービン発電機による電力供給を主体とする熱電併給システムの構成概要図である。
【符号の説明】
Ｕはガスタービン発電機ユニット、Ｔは排熱回収ユニット、Ｃは制御装置ユニット、Ｗは温水、Ａは圧縮空気、Ｆは燃料、Ｇはタービン排ガス、Ｓｔは減圧蒸気室の飽和蒸気、Ｔ₁・Ｔ₂は温度検出信号、Ｐ₁は圧力検出信号、Ｓは運転制御信号、ｔ₁は缶水温度、ｔ₂は貯湯槽内の温水温度、ｐ₁は蒸気圧力、１は空気圧縮機、２は燃料圧縮機、３はガスタービン、４は再生器、５は発電機、６は運転操作盤、７は排熱回収熱交換器、７ａは温水加熱管、７ｂは熱交換器、７ｃは缶水、７ｄは減圧蒸気室、７ｅは排気筒、７ｆは蒸気出口、８は貯湯槽、９は温水循環ポンプ、１０は缶水温度検出センサ、１１は温度検出センサ、１２は熱負荷、１３は電力負荷、１４は蒸気圧力検出センサ、１９は空気予熱管、２０は排ガス管、２１は空気ベアリング、２２は発電機冷却フィン、２３は再生器ケーシング、２４は排ガス口。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to an operation control method for a small-capacity gas turbine cogeneration system that supplies electric power and hot water, steam, or cold water at the same time, and mainly includes various relatively small factories and markets, offices, greenhouse farms, The present invention is applied to a package type gas turbine cogeneration system that is used in an apartment house or the like alone or in combination.
[0002]
[Prior art]
A combined heat and power system (cogeneration system) combining a gas turbine generator and an exhaust gas boiler has been widely known and has been put into practical use. This combined heat and power system obtains electric power by driving a turbine generator, and collects heat of high-temperature exhaust gas from a gas turbine by an exhaust heat boiler or an exhaust heat hot water boiler to obtain steam or hot water. In business establishments that require hot water and steam at the same time, the overall energy efficiency is improved and the economy is excellent as compared with the case where power and hot water are separately supplied.
[0003]
FIG. 5 shows an example of a conventional cogeneration system, in which a gas turbine 100 and a generator 101, which are covered with a noise-preventing enclosure, are connected to an exhaust heat boiler 102, to which an intake filter 103, a gas are connected. A cogeneration system is formed by combining the turbine exhaust chamber 104, the exhaust duct 105, and the like, and arranging various control devices in a separate electric control room.
[0004]
By the way, all of these conventional cogeneration systems have a comparatively large capacity with a power generation capacity of around 5000 KW, and the idea is mainly a power generation apparatus, and the exhaust heat is used to recover the exhaust heat. To do.
Therefore, in this type of cogeneration system, the gas turbine generator is continuously operated at the rated output with the power supply to the power load first, and the hot water or steam is supplied to the heat load by exhaust heat recovery. Many subordinate operation control methods are generally employed.
[0005]
Contrary to the operation control method described above, the supply of hot water or steam to the heat load is the first, the exhaust heat recovery heat exchanger is operated continuously under rated conditions, and the power supply by the gas turbine generator is subordinate. In some cases, an operation control method is employed in which surplus power is sent to power sales. However, this operation control method is used in a very limited case and is not a general operation control method.
[0006]
6 and 7 show a typical example of a cogeneration system that performs operation control mainly based on power supply by the former gas turbine generator. FIG. 6 shows a gas turbine 3 and a generator directly connected thereto. 5 is continuously operated under rated conditions to supply generated power to the power load 13 and when the heat load 12 is present, the entire amount of the exhaust gas G is sent to the exhaust heat recovery heat exchanger 7 to perform exhaust heat recovery. Further, when the heat load 12 becomes light, the damper 15 is operated to bypass a part of the exhaust gas G to adjust the exhaust heat recovery heat amount.
Although this method can maintain the power generation efficiency of the generator 5 at a high level, a part of the exhaust heat is abandoned to the outside through the exhaust pipe 16, so that the overall energy efficiency of the entire system is lowered. .
[0007]
FIG. 7 shows that the gas turbine 3 and the generator 5 are continuously operated under rated conditions, and the recovered heat energy is discarded to the outside through the radiator 17 or the cooling tower 18. There is a problem that the overall energy efficiency of the entire system is lowered as in the case of FIG.
[0008]
Furthermore, in the operation control method that mainly supplies heat energy to the heat load 12, most of the power generated by the generator 5 is generally used for so-called power sale.
For this reason, the generator 5 is also continuously operated in the full load state, and not only the generator efficiency but also the overall energy efficiency of the entire system is increased.
However, if the sales price of generated power is low, there will be a problem in terms of economy, and there is a problem that the economic merit as a cogeneration system cannot be obtained.
[0009]
[Problems to be solved by the invention]
The present invention has the problems as described above in the operation control of the conventional cogeneration system, that is, when the generator is continuously operated in the rated state mainly for power supply to the power load, the generator efficiency is Although the overall energy efficiency of the entire system may be reduced and (2) when surplus power generated by the generator is sold mainly for the supply of heat energy to the thermal load, Although generator efficiency and overall energy efficiency are improved, if the selling price of electricity is low, running costs will soar and the economic benefits of adopting a cogeneration system will be lost. A relatively small-capacity gas turbine cogeneration system that maintains a high overall energy efficiency of the entire system. One, moreover there is provided a method for controlling the operation of the small capacity of the gas turbine cogeneration system capable of economically operated without incurring the high rise of running cost.
[0010]
[Means for Solving the Problems]
In recent years, gas turbine cogeneration systems having a small capacity, for example, a power generation capacity of 15 to 50 KW, have been widely used.
The small-capacity gas turbine generator used in this gas turbine cogeneration system generally has a power generation efficiency of about 25 to 28%, and the power generation efficiency (about 37 to 38%), the power generation efficiency is about 10% lower.
Therefore, when only generating electricity, it is difficult to counter the power generation cost of a large-scale power plant with a small-capacity gas turbine generator, and surplus power is generated in the gas turbine cogeneration system. However, it is impossible to sell it to the business power plant side at a price higher than the power generation cost.
[0011]
However, even in the case of a small-capacity gas turbine cogeneration system, if the overall energy efficiency of the entire system, including heat and power, is high, it will be compared with the case where heat energy and electric energy are separately supplied. There are cases where it becomes economical.
[0012]
By the way, a small-capacity gas turbine generator generally has a characteristic that a decrease in power generation efficiency is relatively small with respect to a change in output, and even if the output decreases from the rated output to about 30%, The power generation efficiency is maintained between 25 and 28%, and the decrease in power generation efficiency is negligible.
Therefore, the inventor of the present application, in a small-capacity gas turbine cogeneration system, reduces the output of the gas turbine generator until the output of the gas turbine generator is about 30% of the rated value. And the control method of stopping the operation of the gas turbine generator when the output is reduced to about 30% of the rated value makes it possible to make a small-capacity gas turbine cogeneration system more highly comprehensive. The idea was to be able to operate economically under energy efficiency.
[0014]
The invention according to claim 1 is a small-capacity gas turbine cogeneration system including a gas turbine generator unit, an exhaust heat recovery unit, and a control unit, wherein the exhaust heat recovery unit is an exhaust heat hot water boiler and a hot water tank. And a hot water circulation pump, and a gas turbine generator unit through a control device unit based on the temperature of the can water detected by a temperature detection sensor provided in the can water portion of the waste heat hot water boiler The gas turbine generator unit based on the temperature of the can water is adjusted based on the hot water temperature in the hot water tank detected by a temperature detection sensor provided in the hot water tank. When the output of the gas turbine generator unit reaches about 30% of the rated output, the gas turbine generator unit It is an basic configuration of the invention that it has to stop the operation of Tsu and.
[0015]
The invention of claim 2 is the invention of claim 1 , wherein the exhaust heat hot water boiler is a vacuum exhaust heat hot water boiler.
[0016]
The invention of claim 3 is the gas turbine generator unit according to claim 1, wherein the gas turbine generator unit is formed by integrating an air compressor, a regenerator, a combustion chamber, a gas turbine, and a generator. It is what I did.
[0017]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
FIG. 1 is a block diagram of a small-capacity gas turbine cogeneration system embodying the present invention, and FIG. 2 is a curve showing the relationship between turbine output and can water temperature.
In FIG. 1, U is a gas turbine generator unit, T is an exhaust heat recovery unit, and C is a control unit.
[0018]
The gas turbine generator unit U is formed of an air compressor 1, a fuel compressor 2, a gas turbine 3, a regenerator 4, a generator 5, an operation control panel 6, and the like.
The exhaust heat recovery unit T is formed of an exhaust heat recovery heat exchanger 7, a hot water tank 8, a hot water circulation pump 9, and the like.
Furthermore, the temperature detection signals T ₁ and T ₂ are supplied to the control unit C from a can water temperature sensor 10 provided in the can water section 7c of the exhaust heat recovery heat exchanger 7 and a temperature detection sensor 11 provided in the hot water tank 8, respectively. , And an operation control signal S is output to the operation panel 6 of the gas turbine generator unit U.
[0019]
FIG. 3 is a schematic explanatory diagram of the gas turbine generator unit U used in the present embodiment, and includes an air compressor 1, a combustion chamber 3a, a gas turbine 3, a generator 5, a regenerator 4, an air preheating pipe ( The gas turbine generator unit U is formed by integrally assembling the passage 19), the exhaust pipe (passage) 20, the air bearing 21, the generator cooling fin 22, the regenerator casing 23, the exhaust port 24, and the like.
[0020]
The gas turbine cogeneration system of FIG. 1 uses city gas 13A (9,930 kcal / Nm ³ .9.7 Nm ³ / h) as fuel F, and generates turbine exhaust heat from a turbine generator with a heat input of 112 KW and a power output of 28 KW. Heat is recovered as hot water (56 KW) in the exhaust heat hot water boiler 7, and the overall efficiency is 75%. Each unit forming the gas turbine cogeneration system is placed on one support frame and stored in a package casing. After mass production in the factory, the unit is transported to an installation location.
As the fuel, a fuel gas other than the city gas 13A or a liquid fuel such as kerosene may be used, and it is needless to say that steam may be taken out by an exhaust heat boiler.
[0021]
As the exhaust heat recovery heat exchanger 7, it is desirable to use a known vacuum exhaust heat hot water boiler configured as shown in FIG.
That is, the vacuum exhaust heat boiler heats the can water (heat medium water) 7c by the turbine exhaust gas G, thereby evaporating the can water 7c, and is provided with a hot water heating pipe 7a in the decompression steam chamber 7d, When the hot water W in the hot water heating pipe 7a is heated by the evaporating steam of the can water 7c, and there is no steam in the decompression steam chamber 7d, heat is transferred from the hot water W side to the can water 7c side. It has the feature of not.
In FIG. 1, 7b is a heat exchange tube, 7e is an exhaust pipe, 12 is a heat load, and 13 is a power load.
[0022]
In the embodiment shown in FIG. 1, the exhaust heat recovery unit T is formed of an exhaust heat recovery heat exchanger 7, a hot water storage tank 8, a hot water circulation pump 9, and the like, and the exhaust heat recovery heat exchanger 7 is a vacuum type. An exhaust heat hot water boiler is used to obtain hot water, but the exhaust heat recovery unit T is an absorption cold / hot water generation unit, and the exhaust heat recovery heat exchanger 7 forming the exhaust heat recovery unit T is, for example, an absorption type You may make it obtain cold water by setting it as the generator of a cold / hot water machine.
In the embodiment of FIG. 1, a known vacuum exhaust heat hot water boiler is used as the exhaust heat recovery heat exchanger 7, but a normal exhaust heat hot water boiler may be used. is there.
Furthermore, the gas turbine cogeneration system according to the present embodiment is often used in a combination of a plurality of gas turbines in parallel. In many cases, so-called control of the number of the plurality of systems is performed to cope with the load.
In such a case, for example, in parallel operation of three systems, if one unit is shut down and hot water is supplied to the heat load by the other two systems, a normal waste heat hot water boiler is used. If so, the heat of the exhaust heat hot water boiler of the operating system is transmitted to the can water (heat medium water) side of the exhaust heat hot water boiler during operation stop through the hot water header, thereby greatly increasing heat loss.
On the other hand, in the case of a vacuum exhaust heat hot water boiler, heat is not transmitted to the canned water 7c side through the hot water heating pipe 7a of the suspended system as described above. Is prevented from decreasing.
[0023]
Next, the operation of the gas turbine cogeneration system embodying the present invention will be described. Referring to FIG. 1, compressed air A from air compressor 1 heated by regenerator 4 and fuel F from fuel compressor 1 are supplied to the combustion chamber of gas turbine 3 and combusted here. As a result, combustion gas is generated.
The generated combustion gas rotationally drives the gas turbine 3 and the generator 5 directly connected thereto, and the generated power is supplied to the power load 13.
Further, the exhaust gas G discharged from the gas turbine 3 is sent to the exhaust heat recovery heat exchanger 7 through the regenerator 4, and after exchanging heat with the canned water 7c, it becomes low temperature exhaust gas from the exhaust pipe 7e to the atmosphere. Is released.
[0024]
When the exhaust heat recovery heat exchanger 7 is a vacuum exhaust heat hot water boiler, if the temperature of the required hot water W is 70 ° C., the temperature of the canned water 7c at the lower part of the hot water boiler is about 75 ° C. (boiling point) and the hot water boiler. The inside of the upper decompression steam chamber 7d becomes saturated steam St of about 75 ° C. And the hot water W in the heating pipe 7a is heated to about 70 ° C. by heat exchange between the heating pipe 7a and the saturated steam St.
[0025]
The hot water W heated to about 70 ° C. is once stored in the hot water storage tank 8 and then supplied to the heat load 12. Heat is supplied to the heat load 12 and the hot water W that has become low temperature (for example, about 60 ° C.) returns to the hot water tank 8 and is then sent to the heating pipe 7a by the hot water circulation pump 9, where it is added to about 70 ° C. again. Be warmed.
[0026]
Now, when the heat load on the heat load 12 side is reduced, the temperature of the hot water W returning from the heat load 12 side to the hot water storage tank 8 rises from 60 ° C., and is sent to the heating pipe 7 a by the hot water circulation pump 9. The temperature of the hot water W also rises.
If the amount of heat exchange through the hot water heating pipe 7a decreases due to the temperature rise of the hot water W, the temperature of the can water 7c of the exhaust gas hot water boiler 7 rises. The temperature of the can water is continuously detected by the temperature detection sensor 10, and the detected temperature signal T ₁ is input to the control device unit C.
[0027]
The control unit C outputs a turbine output operation control signal S corresponding to the input temperature detection signal T ₁ to the operation control panel 6 of the gas turbine generator unit U to adjust the output of the gas turbine 3. For example, as shown in FIG. 2, when the can water temperature t ₁ is 75 ° to 80 ° C., the output of the gas turbine 3 is linear with the can water temperature t ₁ from the rated output of 100% to the output of 30%. The water temperature t ₁ when the output of the gas turbine 3 is reduced to about 30% becomes about 80 ° C.
[0028]
As described above, in the small-capacity gas turbine generator unit U having a generator output of about 15 to 50 KW, the power generation efficiency is maintained at about 25 to 28% when the turbine output is in the range of 100% to 30%. Therefore, the power generation efficiency is hardly lowered with respect to the reduction in the output of the gas turbine.
On the other hand, when the gas turbine output is 30% or less, the power generation efficiency is remarkably lowered. Therefore, the point at which the gas turbine output is 30% or less is detected by the increase in the can water temperature t ₁ of the exhaust gas hot water boiler 7, For example, when the can water temperature t ₁ reaches about 82 ° C., an operation stop signal is transmitted from the control unit C to the operation panel 6 of the gas turbine generator unit U, and the operation of the unit U is stopped.
[0029]
Further, a temperature detection signal T ₂ of the hot water temperature t ₂ in the hot water tank is input from the temperature detection sensor 11 provided in the hot water tank 8 to the controller unit C, and the can is used by using the temperature detection signal T _2. The adjustment of the gas turbine output by the temperature detection signal T ₁ from the water temperature detection sensor 10 is supplemented.
For example, when the load of the heat load 12 suddenly increases from a light load and the hot water temperature t ₂ in the hot water storage tank rapidly decreases, the temperature detection sensor 10 causes the decrease in the can water temperature t _1. before being detected, the control signal S to increase the gas turbine output to the driver control panel 6 by the temperature detection signal T ₂ of the said temperature detecting sensor 11 is transmitted, the control delay of the output up so-called gas turbine is prevented.
[0030]
By controlling the gas turbine output based on the can water temperature t ₁ , the gas turbine generator unit U can be operated within an output range of 100 to 30% that does not cause a significant decrease in power generation efficiency in accordance with fluctuations in heat load. . As a result, the energy efficiency of the entire turbine cogeneration system can be maintained at a high rate of approximately 75%, and the advantages of gas turbine cogeneration are exhibited 100%.
[0031]
It should be noted that the rapid increase in the heat load after the operation of the gas turbine generator unit U is stopped can be temporarily covered by the hot water tank 8. Therefore, when a thermal load fluctuation is assumed in advance, it is desirable to allow a margin for the capacity of the hot water tank 8 in advance.
In addition, when the power load is large despite the decrease in heat load, (1) as in the conventional method, the necessary power is generated at the expense of the overall energy efficiency, and surplus heat is generated by a radiator (illustrated). (Omission) etc., or (2) Respond to power load by receiving supply of insufficient power from the outside.
Furthermore, even when there is no heat load and the power load is 30% or less of the rating, it is possible to operate the generator 5 as necessary by taking heat dissipation measures, and the heat load fluctuation is severe. Of course, when the operation of the unit U is frequently turned on and off, the operation may be switched to the continuous operation.
[0032]
FIG. 4 is an explanatory diagram of a gas turbine cogeneration system according to the second embodiment of the present invention, in which the exhaust heat recovery heat exchanger 7 of the exhaust heat recovery unit T is an exhaust gas steam boiler, and the can water temperature t ₁ is different from the case of FIG. 1 in that a steam pressure detection sensor 14 is provided at the steam outlet 7f instead of the detection of 1, and the other configuration is exactly the same as that of FIG.
As the exhaust gas steam boiler 7, various types such as a known smoke pipe type, a natural circulation water pipe type, a forced circulation (through-flow) water pipe type, and the like can be used.
[0033]
The load fluctuation on the thermal load 12 side is detected by the steam pressure detection sensor 14 as a change in the steam pressure, and the pressure detection signal P ₁ is input to the controller unit C. Further, the control device unit C transmits an operation control signal S to the operation panel 6 of the gas turbine generator unit U, and the output of the unit U is set within a range of 100 to 30% of the rating according to the fluctuation of the thermal load 12. Make adjustments. Thereby, the power generation efficiency of the gas turbine generator is maintained at a high efficiency of 25 to 28% over a range of 100 to 30% of its output.
[0034]
Further, when the steam pressure p ₁ increases due to a decrease in the heat load and the output of the unit U becomes about 30% or less, the operation of the gas turbine generator unit U is stopped. As a result, the overall energy efficiency of the gas turbine cogeneration system can be maintained at a high rate of about 75%, and the merit of the combined heat and power system can be maximized.
[0035]
【The invention's effect】
In the present invention, in the gas turbine cogeneration system, the fluctuation of the thermal load is detected by detecting the canned water temperature or the generated steam pressure of the exhaust heat recovery heat exchanger, and the detection signal of the canned water temperature or the generated steam pressure is detected. The gas turbine generator unit output is adjusted over the range of 100 to 30% of output that can be operated under high power generation efficiency, and at the point of about 30% output at which the power generation efficiency decreases. The machine unit is stopped.
As a result, the overall energy efficiency of the overall heat and electricity of the gas turbine cogeneration system is maintained at a high value of about 75%, and the economic advantages of the combined heat and power system are fully and fully demonstrated. Will be.
The present invention has excellent practical utility as described above.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block diagram of a small-capacity gas turbine cogeneration system embodying the present invention.
FIG. 2 is a diagram showing the relationship between turbine output and canned water temperature of an exhaust heat recovery heat exchanger.
FIG. 3 is a schematic explanatory diagram of a gas turbine generator unit used in the present invention.
FIG. 4 is a block configuration diagram of a small-capacity gas turbine cogeneration system according to a second embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a schematic explanatory diagram of a conventional combined heat and power system.
FIG. 6 is a schematic configuration diagram of a combined heat and power system mainly composed of power supply by a conventional gas turbine generator.
FIG. 7 is a schematic configuration diagram of a combined heat and power system mainly composed of power supply by a conventional gas turbine generator.
[Explanation of symbols]
U is a gas turbine generator unit, T is an exhaust heat recovery unit, C is a control unit, W is hot water, A is compressed air, F is fuel, G is turbine exhaust gas, St is saturated steam in a decompression steam chamber, T ₁ T ₂ is a temperature detection signal, P ₁ is a pressure detection signal, S is an operation control signal, t ₁ is a can water temperature, t ₂ is a hot water temperature in a hot water tank, p ₁ is a steam pressure, 1 is an air compressor, 2 is a fuel compressor, 3 is a gas turbine, 4 is a regenerator, 5 is a generator, 6 is an operation control panel, 7 is an exhaust heat recovery heat exchanger, 7a is a hot water heating pipe, 7b is a heat exchanger, and 7c is Can water, 7d is a decompression steam chamber, 7e is an exhaust pipe, 7f is a steam outlet, 8 is a hot water storage tank, 9 is a hot water circulation pump, 10 is a can water temperature detection sensor, 11 is a temperature detection sensor, 12 is a heat load, 13 Is a power load, 14 is a steam pressure detection sensor, 19 is an air preheating pipe, 20 is an exhaust gas pipe, and 21 is an air bearing. Ring, generator cooling fins 22, 23 regenerator casing 24 an exhaust gas outlet.

Claims

In a small-capacity gas turbine cogeneration system having a gas turbine generator unit, an exhaust heat recovery unit, and a control device unit, the exhaust heat recovery unit includes an exhaust heat hot water boiler, a hot water storage tank, and a hot water circulation pump. Based on the temperature of the can water detected by the temperature detection sensor provided in the can water portion of the exhaust heat hot water boiler, the output of the gas turbine generator unit is set to the rated output of 100 through the control unit. Adjusting over a range of -30%, supplementing the output adjustment of the gas turbine generator unit based on the temperature of the can water by the hot water temperature in the hot water tank detected by the temperature detection sensor provided in the hot water tank, When the output of the gas turbine generator unit reaches about 30% of the rated output, the operation of the gas turbine generator unit is stopped. Operation control method of the small capacity of the gas turbine cogeneration system characterized in that the so that.

The operation control method for a small capacity gas turbine cogeneration system according to claim 1 , wherein the exhaust heat hot water boiler is a vacuum exhaust heat hot water boiler.

2. A small-capacity gas turbine cogeneration system according to claim 1 , wherein the gas turbine generator unit is a gas turbine generator unit formed by integrating an air compressor, a regenerator, a combustion chamber, a gas turbine, and a generator. System operation control method.