JP4030432B2 - ガスタービン発電装置 - Google Patents
ガスタービン発電装置 Download PDFInfo
- Publication number
- JP4030432B2 JP4030432B2 JP2002581812A JP2002581812A JP4030432B2 JP 4030432 B2 JP4030432 B2 JP 4030432B2 JP 2002581812 A JP2002581812 A JP 2002581812A JP 2002581812 A JP2002581812 A JP 2002581812A JP 4030432 B2 JP4030432 B2 JP 4030432B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas turbine
- temperature
- flow rate
- power generator
- turbine power
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
- F02C7/12—Cooling of plants
- F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
- F02C7/141—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid
- F02C7/143—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid before or between the compressor stages
- F02C7/1435—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid before or between the compressor stages by water injection
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
- F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
- F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
- F02C3/305—Increasing the power, speed, torque or efficiency of a gas turbine or the thrust of a turbojet engine by injecting or adding water, steam or other fluids
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
- F02C7/08—Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases
- F02C7/10—Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases by means of regenerative heat-exchangers
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
- F02C9/26—Control of fuel supply
- F02C9/28—Regulating systems responsive to plant or ambient parameters, e.g. temperature, pressure, rotor speed
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
- F05D2220/00—Application
- F05D2220/70—Application in combination with
- F05D2220/76—Application in combination with an electrical generator
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
- F05D2270/00—Control
- F05D2270/50—Control logic embodiments
- F05D2270/54—Control logic embodiments by electronic means, e.g. electronic tubes, transistors or IC's within an electronic circuit
Description
技術分野
本発明は、ガスタービン発電装置に係り、特に、再生熱交換器を発電装置に用いる好適なカスタービン発電装置に関する。
背景技術
最近、数十から数百ｋＷの自家発電装置では、ガスタービンを用いて発電機を運転するとともに、再生熱交換器を備えたガスタービン発電装置が検討されている。このガスタービン発電装置では、回転数Ｎおよび燃料流量ＭＦを調節し、タービン出口温度ＴＯＴおよび再生熱交換器出口温度ＴＲＯを参照しながら、要求負荷を満足する範囲で回転数Ｎを最小に保持することにより、燃焼温度を可能な限り高く保ち、発電効率を向上させるようにしている。
発明の開示
しかしながら、上述したガスタービン発電装置では、発電出力の減少に伴い空気流量ＭＡが減少すると、タービンにおける熱落差が縮小するので、再生熱交換器出口温度ＴＲＯより先に、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴに達することになる。そのため、再生熱交換器出口温度ＴＲＯを十分高くできないため、再生熱交換量を十分に確保できなくなり、部分負荷における発電効率が減少するという問題があった。
また、負荷変動が頻繁である場合、負荷追従に伴う回転数変動の頻度が高くなることに加え、回転数Ｎを増加減少させる操作が、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴと等しくなるか、または再生熱交換器出口温度ＴＲＯが再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴ以上になるまで繰り返されるため、タービンの回転数変動に伴う高サイクル熱疲労が顕著になるという問題があった。
本発明の目的は、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動や低減することができるガスタービン発電装置を提供することにある。
上記目的を達成するために、本発明は、空気を圧縮する圧縮機と、圧縮された空気と燃料とを燃焼させる燃焼器と、この燃焼器で発生する燃焼ガスによって駆動され、上記圧縮機及び発電機を駆動するタービンと、このタービンの排気ガスと上記燃焼器に導かれる圧縮空気とを熱交換する再生熱交換器とを有するガスタービン発電装置において、上記再生熱交換器に流入する吸気を加湿・冷却する加湿冷却手段を備えるようにしたものである。かかる構成により、燃焼器に供給する吸気を加湿・冷却して、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動を低減することができる
発明を実施するための最良の形態
以下、図１〜図７を用いて、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。
最初に、図１を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成について説明する。
本実施形態によるガスタービン発電装置は、主たる構成として、吸気噴霧器１と、圧縮機２と、加湿器３と、再生熱交換器４と、燃焼器５と、タービン６と、発電機７と、整流器８と、コンデンサ９と、インバータ１０と、出力変圧器１１と、給水処理装置１２と、廃熱回収機器１３と、制御装置１００とを備えている。ここで、特に、吸気噴霧器１及び加湿器３などの作動流体加湿手段を備え、給水処理装置１２などの補器類を備える点に、本実施形態によるガスタービン発電装置の特徴がある。制御装置１００は、従来のガスタービン発電装置の制御に加えて、吸気噴霧器１及び加湿器３などの作動流体加湿手段をも制御する。
圧縮機２の入口側には、吸引される空気２１を周囲環境および運転状況に応じて水噴霧により加湿・冷却できる吸気噴霧器１を設けている。吸気噴霧器１の入口側には、吸引される空気２１の雰囲気空気温度を検出する雰囲気空気温度手段４１と、吸引される空気２１の雰囲気圧力を検出する雰囲気圧力計測手段５１と、吸引される空気２１の流量を計測する流量計測手段１４とが設けられている。流量計測手段１４に設けられた圧縮機入口差圧計測手段５９によって、圧縮機入口差圧が計測される。雰囲気空気温度計測手段４１，雰囲気圧力計測手段５１，流量計測手段１４，圧縮機入口差圧計測手段５９による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。
圧縮機２の入口側に吸引された空気２１は、吸気噴霧器１により加湿・冷却される。吸気噴霧器１には、給水処理装置１２から処理済給水２４が供給される。給水処理装置１２は、供給される水２３に対して、塵芥除去・軟水化などの処理を行う。処理済給水２４は、吸気冷却水噴射ポンプ３４によって加圧され、吸気冷却水流量調節弁３５によって流量調節された後、吸気噴霧器１において、吸気噴霧水２５として、吸引された空気２１を加湿する。吸気冷却水流量調節弁３５は、制御装置１００によって制御される。吸気噴霧器１から排出されるドレーン水２８は、ドレーン水量計測手段６０によって計測され、ドレーン水排出弁３８を介して排出される。
吸気噴霧器１により加湿・冷却された空気は、圧縮機２により圧縮され、加湿器３に導かれる。圧縮機２の入口側には、圧縮機入口温度を計測する圧縮機入口温度計測手段４２と、圧縮機入口圧力を計測する圧縮機入口圧力計測手段５２が設けられている。また、圧縮機２の吐出側には、圧縮機吐出温度を計測する圧縮機吐出温度計測手段４３と、圧縮機吐出圧力を計測する圧縮機吐出圧力計測手段５３が設けられている。圧縮機入口温度計測手段４２，圧縮機入口圧力計測手段５２，圧縮機吐出温度計測手段４３，圧縮機吐出圧力計測手段５３による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。
加湿器３では、電力需要などの運転状況に応じて、必要な量の水、温水または水蒸気を噴射し、吸気を加湿することができる。給水処理装置１２によって処理された処理済給水２４は、加湿水噴射ポンプ３６によって加圧され、加湿水流量調節弁３７によって流量調節された後、加湿器３において、加湿水２６として、加湿する。加湿水流量調節弁３７は、制御装置１００によって制御される。
加湿器３を出た吸気は、再生熱交換器４においてタービン６からの排気より熱を回収して予熱される。再生熱交換器４の入口側には、再生熱交換器入口温度を計測する入口温度計測手段４４と、再生熱交換器入口圧力を計測する再生熱交換器入口圧力計測手段５４が設けられている。また、再生熱交換器４の出口側には、再生熱交換器出口温度を計測する再生熱交換器出口温度計測手段４６と、再生熱交換器出口圧力を計測する再生熱交換器出口圧力計測手段５５が設けられている。再生熱交換器入口温度計測手段４４，再生熱交換器入口圧力計測手段５４，再生熱交換器出口温度計測手段４６，再生熱交換器出口圧力計測手段５５による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。
燃焼器５では、再生熱交換器４で予熱された吸気と、燃料流量調節弁３２によって燃料流量を調整された燃料２２と混合して燃焼し、高温ガスとしてタービン６に流入する。また、燃料流量調節弁３２の後段には、燃料供給を遮断する燃料遮断弁３１が設けられている。燃料遮断弁３１，燃料流量調節弁３２は、制御装置１００によって制御される。
タービン６は、燃焼器５から供給された高温ガスが膨張して仕事を行うことで出力が得られ、この出力によって圧縮機２および発電機７が駆動される。タービン６の入口側には、タービン入口温度を計測する入口温度計測手段４７と、タービン入口圧力を計測するタービン入口圧力計測手段５６が設けられている。また、タービン６の出口側には、タービン出口温度を計測するタービン出口温度計測手段４８と、タービン出口圧力を計測するタービン出口圧力計測手段５７が設けられている。タービン入口温度計測手段４７，タービン入口圧力計測手段５６，タービン出口温度計測手段４８，タービン出口圧力計測手段５７による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。
タービン６によって駆動された発電機７が発電する電力は、整流器８により整流され、インバータ１０により周波数を需要先に応じて変換された後、負荷に供給される。また、このとき、必要に応じて出力変圧器１１により出力電圧を変換する。発電機７の出力電圧は、発電機出力電圧計測手段６４によって計測され、出力電流は、発電機出力電流計測手段６５によって計測される。コンデンサ９の端子間電圧は、コンデンサ端子間電圧計測手段６６によって計測される。出力変圧器１１の出力電圧は、負荷端出力電圧計測手段６３によって計測され、出力電流は、負荷端出力電流計測手段６２によって計測され、出力電力は、負荷端出力電力計測手段６１によって計測される。発電機出力電圧計測手段６４，発電機出力電流計測手段６５，コンデンサ端子間電圧計測手段６６，負荷端出力電圧計測手段６３，負荷端出力電流計測手段６２，負荷端出力電力計測手段６１による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。
タービン６からの排気は、再生熱交換器４において熱を回収した後、ガスタービン排気ガス２７として、設備外に排出される。再生熱交換器４の排気側には、排気ガス２７の温度を計測する排気温度計測手段４９と、圧力を計測する排気圧力計測手段５８が設けられている。排気温度計測手段４９，排気圧力計測手段５８による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。なお、排気ガス２７を吸収冷凍機・ボイラなどの排熱回収機器１３に導き、更に熱を回収して最終的に設備外に排熱回収機器排気ガス２７として排出してもよいものである。
ここで、加湿器３には、処理済給水２４の代わりに、排熱回収機器１３から得られる温水または水蒸気を供給してもよいものである。また、吸気噴霧器１には、処理済給水２４の代わりに、排熱回収機器１３から得られる冷水を供給してもよいものである。なお、給水処理装置１２は、外部からの給水の他に、空調機器などの需要先から排出され回収された復水などにも利用できるよう構成されている。
次に、図２〜図４を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法について説明する。
図２〜図４は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。図２の（Ａ）は、図３の（Ａ）に続き、図２の（Ｂ），（Ｃ）は、それぞれ、図４の（Ｂ），（Ｃ）に続くフローである。
本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法は、制御装置１００によって処理実行されるものであり、主として、負荷満足ループｓ１０８と、最適化ループｓ２０５と、失火検知ループｓ１２３と、焼損検知ループｓ１１１とから構成されている。負荷満足ループｓ１０８と、最適化ループｓ２０５と、失火検知ループｓ１２３とは、並列的に同時に実行される処理である。
最初に、ステップｓ１０１において、制御装置１００は、負荷要求（要求負荷電力ＰＤ）を読み込む。
次に、ステップｓ１０２において、制御装置１００は、要求負荷に応じた回転数Ｎなどの記億データが保存された参照表１０３を参照して、要求負荷に応じた回転数Ｎに設定する。ステップｓ１０２における回転数Ｎの設定と同時並行に、要求負荷を満足する燃料流量を供給し続ける負荷満足ループｓ１０８を実行させておくことで、負荷要求は常に満足される。また、設定された回転数Ｎとなるように、最適化ループｓ２０５と、失火検知ループｓ１２３とが並列実行される。回転数Ｎは、例えば回転数Ｎと比例関係にある発電機出力電圧計測手段６４の出力またはコンデンサ端子間電圧計測手段６６の出力を計測し、この電圧を制御することで、回転数Ｎを調節する。
最初に、負荷満足ループｓ１０８について説明する。負荷満足ループｓ１０８は、回転数Ｎ設定と同時並行に実行され、要求負荷を満足する燃料流量ＭＦを供給し続けるものであり、この負荷満足ループ１０８を実行させておくことで、負荷要求１０１は常に満足される。
ステップｓ１０４において、制御装置１００は、負荷端出力電力計測手段６１によって計測された負荷端出力電力ＰＧＯの状態を判定する。負荷端出力電力ＰＧＯが、要求負荷電力ＰＤよりも大きい場合（ＰＧＯ＞ＰＤ）には、ステップｓ１０５において、制御装置１００は、燃料流量ＭＦを減少する指令を出力し、燃料流量調節弁３２を制御して、燃焼器５に供給する燃料流量を減少する。負荷端出力電力ＰＧＯが、要求負荷電力ＰＤと等しい場合（ＰＧＯ＝ＰＤ）には、ステップｓ１０６において、制御装置１００は、燃料流量ＭＦを保持する指令を出力し、燃料流量調節弁３２を制御して、燃焼器５に供給する燃料流量を保持する。負荷端出力電力ＰＧＯが、要求負荷電力ＰＤよりも小さい場合（ＰＧＯ＜ＰＤ）には、ステップｓ１０７において、制御装置１００は、燃料流量ＭＦを増加する指令を出力し、燃料流量調節弁３２を制御して、燃焼器５に供給する燃料流量を増加する。
以上のようにして、負荷満足ループｓ１０８では、要求負荷電力ＰＤと負荷端出力電力ＰＧＯを比較し、両者が一致するようにフィードバック制御を行う。この負荷満足ループｓ１０８により、負荷要求を常に満足しつつ、より高効率な運転条件を達成するために、最適化ループｓ２０５を並列実行する。
次に、最適化ループｓ２０５について説明する。最適化ループｓ２０５は、タービン出口温度ＴＯＴと再生熱交換器出口温度ＴＲＯを参照しながら、要求負荷を満足する範囲で回転数Ｎを最小に保持することにより、燃焼温度を可能な限り高く保ち、発電効率を向上させる概念に基づいたループである。
最適化ループｓ２０５では、加湿水流量Ｍｗを定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量に設定した後、加湿水流量Ｍｗを最適加湿水流量Ｍｏｐｗまで徐々に減少させる制御を行っている。空気流量ＭＡは、流量計測部１４において計測する。ここで、空気流量ＭＡは、ガスタービン発電装置入口における温度および圧力、回転数Ｎと圧縮機性能曲線から算出してもよいものである。また、定数αは、例えば，加湿水流量Ｍｗが調節可能であり、かつ燃焼安定性が損なわれない範囲内での最低負荷運転時における加湿水流量ＭｗＭｉｎをそのときの空気流量ＭＡで除すことにより決定する。ここで、燃焼器５において燃焼安定性および未燃排出物などの燃焼性能が確保できる最大の水蒸気濃度から定数αを算出してもよいものである。
ステップｓ２０１において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗとして、定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量に設定する。
次に、ステップｓ１１２において、制御装置１００は、運転状態が定常になるまで待機する。
次に、ステップｓ１１３において、制御装置１００は、タービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴを比較する。ここで、タービン出口設定温度ＴＯＴＴを決定する際、次のように算出する。すなわち、運転時における雰囲気空気温度計測手段４１によって計測された雰囲気空気温度と、雰囲気圧力計測手段５１によって計測された雰囲気圧力と、定格回転数ＮＳにおける空気流量ＭＡと、定格タービン入口温度ＴＩＴＳを用いて、タービンの性能曲線から運転時のタービン出口最高設定温度ＴＯＴＴＨを求める。このタービン出口最高設定温度ＴＯＴＴＨと再生熱交換器許容温度ＴＲＭＡＸで温度が低い方をもって、タービン出口設定温度ＴＯＴＴとする。外気温変動が少ない地域あるいは年間最高気温が比較的低い地域などでは、標準となる雰囲気空気温度および雰囲気圧力において、上述の方法を用いて決定したタービン出口最高設定温度ＴＯＴＴＨをタービン出口設定温度ＴＯＴＴとして、一貫して用いてもよいものである。また、タービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴを比較する代わりに、タービン入口温度ＴＩＴとタービン入口設定温度ＴＩＴＴとを比較してもよいものである。ここで、タービン入口設定温度ＴＩＴＴは、タービンが許容できるタービン入口温度ＴＩＴの最高温度である。
タービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴを比較した結果、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを上回った（ＴＯＴ＞ＴＯＴＴ）場合、ステップｓ１１４により、制御装置１００は、インターロック制御開始指令を発信する。インターロック制御は、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを上回った場合、タービン６や燃焼器５の焼損などの不具合を避けるため、行われるものである。インターロック制御の詳細については、図３を用いて、後述する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴと等しかった（ＴＯＴ＝ＴＯＴＴ）場合、ステップｓ１１５において、制御装置１００は、最適化ループ脱出指令が発信される。そして、ステップｓ２０２において、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令が発信され、ステップｓ１１７において、負荷が満足される。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを下回った（ＴＯＴ＜ＴＯＴＴ）場合、ステップｓ１１８において、制御装置１００は、再生熱交換器出口温度ＴＲＯと再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴとを比較する。
再生熱交換器出口温度ＴＲＯと再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴを比較した結果、再生熱交換器出口温度ＴＲＯが再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴ以上であった（ＴＲＯ≧ＴＲＯＴ）場合、ステップｓ１１５において、制御装置１００は、最適化ループ脱出指令を発信し、ステップｓ２０２において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令を発信する。
再生熱交換器出口温度ＴＲＯが再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴを下回った（ＴＲＯ＜ＴＲＯＴ）場合、ステップｓ２０３において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗと最適加湿水流量ＭＯｐｗを比較する。
加湿水流量Ｍｗと最適加湿水流量ＭＯｐｗを比較した結果、加湿水流量Ｍｗが最適加湿水流量ＭＯｐｗを上回った（Ｍｗ＞ＭＯｐｗ）場合、ステップｓ２０４において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗを減少させる指令を発信する。この加湿水流量Ｍｗの減少量を設定する際、例えば、流量調節が可能な範囲内で極力小さい流量に設定する。
加湿水流量Ｍｗを減少させた後、ステップｓ１１２において、制御装置１００は、運転状態が定常になるまで待って、ステップｓ１１３において、制御装置１００は、再びタービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴとを比較する一連の制御ループを繰り返すものである。
加湿水流量Ｍｗが最適加湿水流量ＭＯｐｗ以下であった（Ｍｗ≦ＭＯｐｗ）場合、ステップｓ１１９において、制御装置１００は、回転数Ｎを減少させる指令を発信する。この回転数Ｎの減少数を設定する際の回転数変化量は、例えば，回転数制御手段によって有意な変化をさせうる最小回転数に設定する。
回転数Ｎを減少させた後、ステップｓ２０１において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗを、定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量に設定し、ステップｓ１１２において、制御装置１００は、運転状態が定常になるまで待って、ステップｓ１１３において、タービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴとを比較する一連の制御ループを繰り返すことになる。
ここで、最適加湿水流量ＭＯｐｗは、再生熱交換器４の入口部において、吸気温度が飽和蒸気温度に一致するのに必要な加湿水流量Ｍｗであり、再生熱交換器４の入口部における圧力および温度を計測し、飽和温度式から決定することができる。また、前もって飽和温度を算出しておき、必要な範囲で再生熱交換器４の入口部における圧力および温度に対する最適加湿水流量ＭＯｐｗを記億データとして参照表に保存しておいてもよいものである。さらに、再生熱交換器４の入口部における圧力および温度は計測せず、空気流量，圧縮機入口部における圧力および温度を計測し、回転数Ｎの計測値および圧縮機の性能曲線近似式から圧縮機効率および圧縮比を求め、再生熱交換器入口部における温度および圧力を算出してもよいものである。また、最適加湿水流量ＭＯｐｗを上述の方法により決定する際、再生熱交換器入口部における圧力および温度の代わりに、圧縮機吐出部における圧力および温度を用いてもよいものである。
上述の前記負荷満足ループｓ１０８および最適化ループｓ１２０と同時並行に、温度過上昇（焼損）検知ループｓ１１１と、失火検知ループｓ１２３が常に実行されている。
温度過上昇検知ループｓ１１１では、ステップｓ１０９において、制御装置１００は、常にタービン出口温度計測手段４８によって計測されたタービン出口温度ＴＯＴと、タービン出口上限温度ＴＯＴＨＬを比較し、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ以上であった場合、機器の焼損の危険が大きいため、ステップｓ１１０において、制御装置１００は、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。また、このとき、タービン出口温度が所定の警報設定温度を越えた場合には、タービン６が過度な温度上昇を回避するため、警報を発するようにしている。この警報設定温度は、外気温度の上昇に応じて高く設定する。
失火検知ループｓ１２３では、ステップｓ１２１において、制御装置１００は、回転数Ｎの状態を判定して、回転数Ｎが着火時の回転数ＮＭＩＮ以上で、最大出力時の回転数ＮＭＡＸ以下である（ＮＭＩＮ≦Ｎ≦ＮＭＡＸ）とき、ステップｓ１２２において、制御装置１００は、タービン出口温度ＴＯＴを判定して、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口下限温度ＴＯＴＬ以下であった（ＴＯＴ≦ＴＯＴＬ）場合、ステップｓ１１０において、制御装置１００は、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。
次に、図５を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法に用いられるインターロック制御シーケンスについて説明する。
図５は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法に用いられるインターロック制御シーケンスの制御内容を示すフローチャートである。
インターロック制御シーケンスでは、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ以上であった場合、機器の焼損の危険が大きいため、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。
ステップｓ１１４において、インターロック制御開始指令が発せられると、ステップｓ２０６において、制御装置１００は、タービン出口温度計測手段４８によって計測されたタービン出口温度ＴＯＴと、タービン出口高設定温度ＴＯＴＨおよびタービン出口出口上限温度ＴＯＴＨＬとを比較する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ以上であった（ＴＯＴ≧ＴＯＴＨＬ）場合、機器の焼損の危険が大きいため、ステップｓ１１０において、制御装置１００は、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを上回り、かつタービン出口高設定温度ＴＯＴＨ未満であった（ＴＯＴＴ＜ＴＯＴ＜ＴＯＴＨ）場合、ステップｓ２０２において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令を発信する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口高設定温度ＴＯＴＨ以上、かつタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ未満であった（ＴＯＴＨ≦ＴＯＴ＜ＴＯＴＨＬ）場合、より危険度が低い運転状態になるよう、ステップｓ２０８において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗを増加させる指令を発信する。この加湿水流量Ｍｗの増加量を設定する際、例えば，ステップｓ２０４より発信される加湿水流量Ｍｗを減少させる指令における加湿水流量Ｍｗの減少量と等しい流量に設定するとよいものである。
加湿水流量Ｍｗを増加させた後、ステップｓ１１２において、制御装置１００は、運転状態が定常になるまで待ち、ステップｓ２０７において、制御装置１００は、タービン出口温度ＴＯＴと、タービン出口設定温度ＴＯＴＴ，タービン出口高設定温度ＴＯＴＨ，タービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ，タービン出口下限温度ＴＯＴＬとを比較する。
比較結果において、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ以上であった（ＴＯＴ≧ＴＯＴＨＬ）場合、機器の焼損の危険が大きいため、制御装置１００は、ステップｓ１１０において、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。また、加湿水流量Ｍｗの増加量が過大であると失火する可能性があるため、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口下限温度ＴＯＴＬ以下であった（ＴＯＴ≦ＴＯＴＬ）場合も、制御装置１００は、ステップｓ１１０において、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを上回り、かつタービン出口高設定温度ＴＯＴＨ未満であった（ＴＯＴＴ＜ＴＯＴ＜ＴＯＴＨ）場合、ステップｓ２０２において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令を発信する。
依然として、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口高設定温度ＴＯＴＨ以上、かつタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ未満であった（ＴＯＴＨ≦ＴＯＴ＜ＴＯＴＨＬ）場合、より危険度が低い運転状態になるよう、ステップｓ２０８において、制御装置１００は、再び加湿水流量Ｍｗを増加させる指令を発信する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを上回り、かつタービン出口高設定温度ＴＯＴＨ未満であった（ＴＯＴＴ＜ＴＯＴ＜ＴＯＴＨ）場合、ステップｓ２０２において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令を発信する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴ以下であった（ＴＯＴ≦ＴＯＴＴ）場合、ステップｓ１２７において、制御装置１００は、最適化ループ復帰指令を発信し、図２に示した最適化ループｓ２０５内のステップｓ１１３において、制御装置１００は、タービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴの比較を行い、一連の制御ループを繰り返し実行する。
以上説明したように、本実施形態によるガスタービン発電装置では、ガスタービンに吸気噴霧および圧縮機吐出部における加湿を施すことにより、発電出力および発電効率を改善することができる。
次に、図６〜図９を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を用いた場合における発電出力や発電効率について、従来のものと比較して説明する。
ここで、本実施形態によるガスタービン発電装置と、従来のガスタービン発電装置は、定格条件における圧力比，タービン入口温度および回転数のそれぞれが等しいガスタービン装置であり、タービン，圧縮機，発電機および再生熱交換器などの構成要素機器の特性もほぼ等しいものである。但し、本実施形態によるガスタービン発電装置は、加湿による作動流体の増加分を加味して再生熱交換器容量およびタービン容量が大きくなっている。
また、本実施形態によるガスタービン発電装置は、周囲空気温度１５℃，相対湿度３０％の条件において、圧力比３．５，タービン入口温度９７０℃で設計した１００ｋＷ級ガスタービン発電装置である。また、本実施形態によるガスタービン発電装置においては、常に空気質量流量の０．２重量％の加湿水を用い吸気噴霧器１による圧縮機入口での空気冷却を実施している。
最初に、図６を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対するタービン入口および出口温度、再生熱交換器入口および出口温度を従来のガスタービン発電装置と比較して説明する。
図６は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対するタービン入口および出口温度、再生熱交換器入口および出口温度を示す説明図である。図６において、縦軸は温度を表し、横軸は定格負荷を１００％として規格化した発電負荷を表している。
本実施形態によるガスタービン発電装置において、７３％発電負荷以下では、定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量が制御可能な流量を下回ってしまうため、圧縮機吐出部における加湿は実施していないものである。７３％発電負荷から９０％発電負荷までは、図２〜図４に示した運転制御方法により、最適加湿水流量ＭＯｐｗの加湿を実施している。９０％発電負荷以上では、最適化ループに従って加湿水流量Ｍｗを定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量から減少させていくと、最適加湿水流量ＭＯｐｗに達する前にタービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴに達する。このため、最適加湿水流量ＭＯｐｗを上回る加湿を実施している。
実線Ａ１は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対するタービン入口温度を示しており、実線Ａ２は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対するタービン出口温度を示している。また、破線Ｂ１は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対するタービン入口温度を示しており、破線Ｂ２は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対するタービン出口温度を示している。
いずれの発電負荷においても、本実施形態によるガスタービン発電装置と、従来のガスタービン発電装置との間に、タービン入口および出口温度の有意な差はないものである。
一方、実線Ａ３は、本実施形態によるガスタービン発電設備における各発電負荷に対する再生熱交換器出口温度を示しており、破線Ｂ３は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対する再生熱交換器出口温度を示している。この比較結果から分かるように、本実施形態による運転制御を行うことで、再生熱交換器出口温度を一貫して従来のガスタービン発電装置よりも高く保つことが可能となっている。
また、実線Ａ４は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対する再生熱交換器入口温度を示しており、破線Ｂ４は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対する再生熱交換器入口温度を示している。この比較結果から分かるように、加湿水流量Ｍｗが最適加湿水流量を上回る９０％発電負荷以上では再生熱交換器出口温度は低下しているが、なお従来のガスタービン発電装置の再生熱交換器出口温度より高いものである。
さらに、再生熱交換器入口温度は加湿器３による加湿を実施している７３％発電負荷以上では、本実施形態による運転制御を行うことにより、再生熱交換器入口圧力における飽和温度にほぼ一致する温度まで低下している。再生熱交換器に流入する高温側流体であるタービン排気温度は、本実施形態と従来のガスタービン発電装置とではほぼ等しく、低温側流体である圧縮機吐出空気温度は、本実施例が従来技術に関わるガスタービン発電装置より低下しているため、再生熱交換量は大きく増加する。
次に、図７を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する再生熱交換量を従来のガスタービン発電装置と比較して説明する。
図７は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する再生熱交換量を示す説明図である。図７において、縦軸は従来のガスタービン発電装置の定格負荷時の再生熱交換量を１００％として規格化した再生熱交換量を表し、横軸は定格負荷を１００％として規格化した発電負荷を表している。
実線Ａ５は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対する再生熱交換量を示しており、破線Ｂ５は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対する再生熱交換量を示している。
いずれの発電負荷においても、本実施形態によるガスタービン発電装置の再生熱交換量が、従来のガスタービン発電装置の再生熱交換量を１５％以上上回る。特に、７３％発電負荷以上において、本実施形態によるガスタービン発電装置が、従来のガスタービン発電装置よりも発電負荷に対する再生熱交換量の勾配が大きい。これは再生熱交換器容量が大きくなっていることに加え、圧縮機吐出部における加湿により、再生熱交換器入口部において吸気が飽和状態となり、比熱および熱伝達率が空気より大きくなっていること、再生熱交換器入口温度が低下し再生熱交換器における入口出口間の温度差が大きくなっていることが原因である。
次に、図８を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する発電効率を従来のガスタービン発電装置と比較して説明する。
図８は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する発電効率を示す説明図である。図８において、縦軸は従来のガスタービン発電装置の定格負荷時の発電効率を１００％として規格化した発電効率を表し、横軸は定格負荷を１００％として規格化した発電負荷を表している。
実線Ａ６は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対する発電効率を示しており、破線Ｂ６は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対する発電効率を示している。
いずれの発電負荷においても、本実施形態によるガスタービン発電装置が、従来のガスタービン発電装置に対して発電効率がよいものである。また、従来のガスタービン発電装置の発電効率は発電負荷が減少するのに従って減少するが、本実施形態によるガスタービン発電装置の発電効率は１００％発電負荷から９０％発電負荷までゆるやかに上昇し、それ以下の発電負荷ではほぼ一定である。
１００％発電負荷から９０％発電負荷まで発電効率がゆるやかに上昇しているのは、最適加湿水流量ＭＯｐｗを上回った状態で加湿水流量Ｍｗを調節することのみにより発電負荷の変動に追従している運転状態にあり、負荷が減少するに従って加湿水流量Ｍｗが最適加湿水流量ＭＯｐｗに近くなるためである。
次に、図９を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する回転数を従来のガスタービン発電装置と比較して説明する。
図９は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する回転数を示す説明図である。図９において、縦軸は定格負荷時の回転数を１００％として規格化した回転数を表し、横軸は定格負荷を１００％として規格化した発電負荷を表している。
実線Ａ７は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対する回転数を示しており、破線Ｂ７は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対する回転数を示している。
図９より明らかなように、１００％発電負荷から９０％発電負荷までの発電負荷範囲において、本実施例のガスタービン発電装置の回転数は、定格回転数であり、変動していないものである。これに加え、例えば，５０％発電負荷から定格負荷までの範囲における回転数変動幅も小さいものである。これより、本実施形態による運転制御理論を用いれば、従来技術よりも回転数変動頻度を低減でき、タービンへの高サイクル熱疲労低減によるガスタービン発電装置の寿命を延長できるものである。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動を低減することができるものである。
次に、図１０を用いて、本発明の第２の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。本実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成は、図１に示したものと同様である。
そこで、図１０を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法について説明する。
図１０は、本発明の第２の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。図１０の（Ａ）は、図３の（Ａ）に続き、図１０の（Ｂ），（Ｃ）は、それぞれ、図４の（Ｂ），（Ｃ）に続くフローである。
なお、図２〜図４と同一ステップ番号は、同一制御内容を示している。
基本的な運転方法の制御内容は、図２〜図４に示したものと同様であり、図２〜図４に示したものと相違する点を中心にして説明する。本実施形態では、図２に示したステップｓ２０３に代えて、ステップｓ２０９の処理を実行している。
ステップｓ２０９において、制御装置１００は、再生熱交換器入口部における吸気比熱ＣＰと飽和状態の吸気比熱ＣＰＴを比較する。吸気比熱ＣＰと飽和状態の吸気比熱ＣＰＴを比較した結果、吸気比熱ＣＰが飽和状態の吸気比熱ＣＰＴを上回った（ＣＰ＞ＣＰＴ）場合、ステップｓ２０４において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗを減少させる指令を発信する。吸気比熱ＣＰが飽和状態の吸気比熱ＣＰＴを以下であった（ＣＰ≦ＣＰＴ）場合、ステップｓ１１９において、制御装置１００は、回転数Ｎを減少させる指令を発信する。
ここで、吸気比熱ＣＰは、再生熱交換器４において、圧縮機吐出空気側熱交換量とタービン排気ガス側熱交換量を等値して導出した以下の吸気比熱計算式（１）より決定される。
ここで、ＣＰ：吸気比熱、ＣＰＧ：燃焼ガス比熱、ＭＡ：空気流量、ＭＦ：燃料流量、ＴＲＩ：再生熱交換器入口温度、ＴＲＯ：再生熱交換器出口温度、ＴＯＴ：タービン出口温度、ＴＥＸ：排気温度である。
飽和状態の吸気比熱ＣＰＴは、圧縮機２の吐出部における吸気の圧力および温度から、飽和蒸気温度計算式を用いて飽和水蒸気温度を求め、その条件における水蒸気比熱および水蒸気分圧、圧縮機２の吐出部における吸気の圧力および比熱により、混合気体の比熱計算式を用いて決定することができる。なお、前もって圧縮機吐出部においてありえる範囲で、圧力および温度に対する飽和状態の吸気比熱ＣＰＴを記億データとして、参照表２１０に保存しておいたものを用いるようにしてもよいものである。また、再生熱交換器入口部における圧力および温度は計測せず、吸気流量，圧縮機入口部における圧力および温度を計測し、回転数Ｎの計測値および圧縮機の性能曲線近似式から圧縮機効率および圧縮比を求め、再生熱交換器入口部における温度および圧力を算出してもよいものである。
また、例えば、本実施形態によるガスタービン発電装置を系統に連結して使用する場合、あるいは蓄電設備と併用して使用する場合、要求負荷電力ＰＤに対する負荷端出力電力ＰＧＯの不足分は系統から購入する、あるいは蓄電設備より電力を供給することにより補うことができるので、ガスタービン発電装置のみで常に負荷要求を満足することは必ずしも必要ないものである。その場合、負荷要求を満足し、かつ、発電効率も最大となる運転状態を実現するときの目標加湿水流量ＭｗＴ、目標回転数ＮＴおよび目標燃料流量ＭＦＴをそれぞれ求め、それぞれの値を制御目標値として定常的に運転する方法を採用してもよいものである。ここでの目標加湿水流量ＭｗＴ、目標回転数ＮＴ、および目標燃料流量ＭＦＴのそれぞれの値は、例えば，式（１）右辺中の再生熱交換器出口温度ＴＲＯが最大になるときの吸気比熱ＣＰ、空気流量ＭＡおよび燃料流量ＭＦを算出することによって求めることができる。
本実施形態によれば、運転状態に応じて制御目標値を変化させる必要がなく、回転数変動を最小にすることができる。但し、運転状態が定常に達するまでに、要求負荷電力ＰＤに対して負荷端出力電力ＰＧＯが不足する場合がある。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動や低減することができるものである。また、運転状態に応じて制御目標値を変化させる必要がなく、回転数変動を最小にすることができる。
次に、図１１〜図１３を用いて、本発明の第３の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。本実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成は、図１に示したものと同様である。
ここで、図１１を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法について説明する。
図１１は、本発明の第３の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。図１１の（Ａ）は、図３の（Ａ）に続き、図１１の（Ｂ），（Ｃ）は、それぞれ、図４の（Ｂ），（Ｃ）に続くフローである。なお、図１０と同一ステップ番号は、同一制御内容を示している。
基本的な運転方法の制御内容は、図１０に示したものと同様であり、図１０に示したものと相違する点を中心にして説明する。本実施形態では、図１０に示したステップｓ２０９に代えて、ステップｓ２１２の処理を実行している。
ステップｓ２１２において、制御装置１００は、再生熱交換器４の入口出口間の温度差△ＴＲＯ−ＲＩを再生熱交換器内流路長さＬＲで除した再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲと、再生熱交換器における参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔとを比較する。
再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲと参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔを比較した結果、再生熱交換器温度△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲが参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔを下回った（（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）＜（（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔ））場合、ステップｓ２０４において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗを減少させる指令を発信する。
再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲが参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔ以上であった（（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）≧（（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔ））場合、ステップｓ１１９において、制御装置１００は、回転数Ｎを減少させる指令を発信する。
ここで、再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲは、再生熱交換器４の入口および出口温度の計測値より決定され、参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔは、熱バランス計算により決定される。なお、前もって、必要な範囲で再生熱交換器入口部における圧力および温度に対する参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔを記億データとして参照表に保存しておいてもよいものである。また、再生熱交換器入口部における圧力および温度は計測せず、吸気流量，圧縮機入口部における圧力および温度を計測し、回転数Ｎの計測値および圧縮機の性能曲線近似式から圧縮機効率および圧縮比を求め、再生勢交換器入口部における温度および圧力を算出してもよいものである。
ここで、図１２及び図１３を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置において加湿水流量Ｍｗを５通り変化させた場合の再生熱交換器内温度分布について説明する。
図１２は、本発明の第３の実施形態によるガスタービン発電装置における加湿水流量Ｍｗを５通り変化させた場合の再生熱交換器内温度分布の説明図であり、図１３は、図１２の要部拡大図である。図１２において、縦軸は再生熱交換器内の温度を表し、横軸は再生熱交換器内流路長さを１００％として規格化した再生熱交換器内の温度計測位置を表している。
また、実線Ｃ１は、最適加湿水流量ＭＯｐｗだけ加湿を実施した場合を示している。破線Ｃ２で示す加湿水流量Ｍｗ４は、最適加湿水流量ＭＯｐｗより少ない流量の加湿を実施した場合を示している。２点鎖線Ｃ３で示す加湿水流量Ｍｗ３，１点鎖線Ｃ４で示す加湿水流量Ｍｗ２，点線Ｃ５で示す加湿水流量Ｍｗ１は、それぞれ、最適加湿水流量ＭＯｐｗより多い流量の加湿を実施した場合を示し、かつ、それぞれの加湿水流量は、Ｍｗ４＜ＭＯｐｗ＜Ｍｗ１＜Ｍｗ２＜Ｍｗ３の条件を満たすものである。
再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲは、最適加湿水流量ＭＯｐｗより少ない流量の加湿を実施した場合（破線Ｃ２）が、最適加湿水流量ＭＯｐｗだけ加湿を実施した場合（実線Ｃ１）より大きくなる。
さらに、再生熱交換器内の温度計測位置が０〜２０％の範囲において拡大して示した図１１から明らかなように、最適加湿水流量ＭＯｐｗより多い流量の加湿を実施した場合（２点鎖線Ｃ３，１点鎖線Ｃ４，点線Ｃ５）は、加湿水滴が蒸発するまで有効な温度上昇が得られない区間が存在する。このため、最適加湿水流量より多い流量の加湿を実施した場合は、再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲが小さくなる。
また、図１２および図１３より明らかなように、本実施形態で最適加湿水流量を決定するために用いた再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲの代わりに、再生熱交換器内部の有効温度上昇が変化する領域における温度勾配を用いてもよいものである。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動を低減することができるものである。また、再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲを用いて、加湿水流量Ｍｗを調整するようにして最適な再生熱交換器温度勾配を得ることができる。
次に、図１４を用いて、本発明の第４の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。
図１４は、本発明の第４の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。なお、図１と同一符号は、同一部分を示している。
本実施形態では、図１に示したガスタービン発電装置に備えている吸気噴霧器１及びそれに関連する補機を備えていないものである。その他の構成は、図１に示したものと同様である。また、制御装置１００Ａが実行する運転制御方法は、図２〜図４に示したものと同様である。但し、加湿水量Ｍｗは、加湿器３によってのみ制御している。また、運転制御方法としては、図１０若しくは図１１に示した方法を用いることもできる。
本実施形態は、外気温変動が少ない地域あるいは年間最高気温が比較的低い地域などで適用可能なものであり、吸気噴霧器１は備えずに、加湿器３のみによって吸気を加湿するようにしている。圧縮機２の入口の水分は飽和しやすいので、加湿器３によって加湿することによって、圧縮機２の出口温度を下げて、加湿しやすくなり、発電効率を向上することができる。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動や低減することができるものである。
次に、図１５を用いて、本発明の第５の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。
図１５は、本発明の第５の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。なお、図１と同一符号は、同一部分を示している。
本実施形態では、図１に示したガスタービン発電装置に備えている加湿器３及びそれに関連する補機を備えていないものである。その他の構成は、図１に示したものと同様である。また、制御装置１００Ｂが実行する運転制御方法は、図２〜図４に示したものと同様である。但し、加湿水量Ｍｗは、吸気噴霧器１によってのみ制御している。また、運転制御方法としては、図１０若しくは図１１に示した方法を用いることもできる。吸気噴霧器１によって加湿することによって、圧縮機２に流入する吸気の温度を下げることができるため、圧縮機２による圧縮効率を高めて、タービン６に供給する空気量を増やすことができるため、発電機の出力を高くすることができる。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動や低減することができるものである。
次に、図１６及び図１７を用いて、本発明の第６の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。
図１６は、本発明の第６の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。なお、図１と同一符号は、同一部分を示している。
本実施形態においては、再生熱交換器４の内部の温度を複数点計測することができる再生熱交換器内部温度計測手段４５を備えている。
次に、図１７を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法について説明する。
図１７は、本発明の第６の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。図１７の（Ａ）は、図３の（Ａ）に続き、図１７の（Ｂ），（Ｃ）は、それぞれ、図４の（Ｂ），（Ｃ）に続くフローである。なお、図２と同一ステップ番号は、同一制御内容を示している。
基本的な運転方法の制御内容は、図２に示したものと同様であり、図２に示したものと相違する点を中心にして説明する。本実施形態では、図２に示したステップｓ１１８に代えて、ステップｓ２１４の処理を実行し、また、図２に示したステップｓ２０３に代えて、ステップｓ１１８の処理を実行している。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを下回った場合、ステップｓ２１４において、制御装置１００Ｃは、再生熱交換器内部で入口に最も近い位置における温度ＴＲＭＩと、再生熱交換器入口温度ＴＲＩとを比較する。
比較結果が、再生熱交換器内部で入口に最も近い位置における温度ＴＲＭＩが再生熱交換器入口温度ＴＲＩと等しかった（ＴＲＭＩ＝ＴＲＩ）場合、ステップｓ２０４において、制御装置１００Ｃは、加湿水流量Ｍｗを減少させる指令を発信する。
再生熱交換器内部で入口に最も近い位置における温度ＴＲＭＩが、再生熱交換器入口温度ＴＲＩを上回った（ＴＲＭＩ＞ＴＲＩ）場合、ステップｓ１１８において、制御装置１００Ｃは、再生熱交換器出口温度ＴＲＯと、再生熱交換器入口設定温度ＴＲＯＴとを比較する。
再生熱交換器出口温度ＴＲＯと再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴを比較した結果、再生熱交換器出口温度ＴＲＯが再生熱交換器入口設定温度ＴＲＯＴ以上になった（ＴＲＯ≧ＴＲＯＴ）場合、ステップｓ１１５において、制御装置１００Ｃは、最適化ループ脱出指令を発信し、ステップｓ２０２において、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令を発信する。
再生熱交換器出口温度ＴＲＯが再生熱交換器入口設定温度ＴＲＯＴを下回った（ＴＲＯ＜ＴＲＯＴ）場合、ステップｓ１１９において、制御装置１００Ｃは、回転数Ｎを減少させる指令を発信する。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動を低減することができるものである。
上述した各実施形態において、吸気噴霧器１に吸気冷却水噴射ポンプ３４を介して冷水を供給し、吸気噴霧水２５による加湿・冷却を行うことで、圧縮機所要動力を低減し、発電端出力および発電効率を改善することが可能である。
吸気噴霧水２５は、空気質量流量の０．０１重量％程度のごく微小な流量でも加湿による比熱比変化を介して、圧縮機動力の低減効果が得られるが、吸気噴霧水の蒸発を確実に行い速やかな加湿を行うには空気質量流量の０．４重量％程度の流量が適正である。この際に、蒸発しない吸気噴霧水の液滴は、液滴径が大きいものはドレーン水２８として排出・回収され、微小な液滴は吸気と共に圧縮機を経て吐出され、圧縮機吐出部で蒸発することによって加湿器３で微量な加湿を実施した場合と同様の効果を発揮する。
従って、吸気噴霧冷却を行う場合には、ステップｓ２０１において、定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量を、吸気噴霧水流量から単位時間あたりのドレーン水量を除いた分だけ減少させた流量とする。
産業上の利用の可能性
本発明によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動や低減することができる。
【図面の簡単な説明】
図１は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。
図２は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
図３は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
図４は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
図５は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法に用いられるインターロック制御シーケンスの制御内容を示すフローチャートである。
図６は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対するタービン入口および出口温度、再生熱交換器入口および出口温度を示す説明図である。
図７は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する再生熱交換量を示す説明図である。
図８は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する発電効率を示す説明図である。
図９は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する回転数を示す説明図である。
図１０は、本発明の第２の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
図１１は、本発明の第３の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
図１２は、本発明の第３の実施形態によるガスタービン発電装置における加湿水流量Ｍｗを５通り変化させた場合の再生熱交換器内温度分布の説明図である。
図１３は、図１２の要部拡大図である。
図１４は、本発明の第４の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。
図１５は、本発明の第５の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。
図１６は、本発明の第６の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。
図１７は、本発明の第６の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
本発明は、ガスタービン発電装置に係り、特に、再生熱交換器を発電装置に用いる好適なカスタービン発電装置に関する。
背景技術
最近、数十から数百ｋＷの自家発電装置では、ガスタービンを用いて発電機を運転するとともに、再生熱交換器を備えたガスタービン発電装置が検討されている。このガスタービン発電装置では、回転数Ｎおよび燃料流量ＭＦを調節し、タービン出口温度ＴＯＴおよび再生熱交換器出口温度ＴＲＯを参照しながら、要求負荷を満足する範囲で回転数Ｎを最小に保持することにより、燃焼温度を可能な限り高く保ち、発電効率を向上させるようにしている。
発明の開示
しかしながら、上述したガスタービン発電装置では、発電出力の減少に伴い空気流量ＭＡが減少すると、タービンにおける熱落差が縮小するので、再生熱交換器出口温度ＴＲＯより先に、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴに達することになる。そのため、再生熱交換器出口温度ＴＲＯを十分高くできないため、再生熱交換量を十分に確保できなくなり、部分負荷における発電効率が減少するという問題があった。
また、負荷変動が頻繁である場合、負荷追従に伴う回転数変動の頻度が高くなることに加え、回転数Ｎを増加減少させる操作が、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴと等しくなるか、または再生熱交換器出口温度ＴＲＯが再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴ以上になるまで繰り返されるため、タービンの回転数変動に伴う高サイクル熱疲労が顕著になるという問題があった。
本発明の目的は、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動や低減することができるガスタービン発電装置を提供することにある。
上記目的を達成するために、本発明は、空気を圧縮する圧縮機と、圧縮された空気と燃料とを燃焼させる燃焼器と、この燃焼器で発生する燃焼ガスによって駆動され、上記圧縮機及び発電機を駆動するタービンと、このタービンの排気ガスと上記燃焼器に導かれる圧縮空気とを熱交換する再生熱交換器とを有するガスタービン発電装置において、上記再生熱交換器に流入する吸気を加湿・冷却する加湿冷却手段を備えるようにしたものである。かかる構成により、燃焼器に供給する吸気を加湿・冷却して、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動を低減することができる
発明を実施するための最良の形態
以下、図１〜図７を用いて、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。
最初に、図１を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成について説明する。
本実施形態によるガスタービン発電装置は、主たる構成として、吸気噴霧器１と、圧縮機２と、加湿器３と、再生熱交換器４と、燃焼器５と、タービン６と、発電機７と、整流器８と、コンデンサ９と、インバータ１０と、出力変圧器１１と、給水処理装置１２と、廃熱回収機器１３と、制御装置１００とを備えている。ここで、特に、吸気噴霧器１及び加湿器３などの作動流体加湿手段を備え、給水処理装置１２などの補器類を備える点に、本実施形態によるガスタービン発電装置の特徴がある。制御装置１００は、従来のガスタービン発電装置の制御に加えて、吸気噴霧器１及び加湿器３などの作動流体加湿手段をも制御する。
圧縮機２の入口側には、吸引される空気２１を周囲環境および運転状況に応じて水噴霧により加湿・冷却できる吸気噴霧器１を設けている。吸気噴霧器１の入口側には、吸引される空気２１の雰囲気空気温度を検出する雰囲気空気温度手段４１と、吸引される空気２１の雰囲気圧力を検出する雰囲気圧力計測手段５１と、吸引される空気２１の流量を計測する流量計測手段１４とが設けられている。流量計測手段１４に設けられた圧縮機入口差圧計測手段５９によって、圧縮機入口差圧が計測される。雰囲気空気温度計測手段４１，雰囲気圧力計測手段５１，流量計測手段１４，圧縮機入口差圧計測手段５９による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。
圧縮機２の入口側に吸引された空気２１は、吸気噴霧器１により加湿・冷却される。吸気噴霧器１には、給水処理装置１２から処理済給水２４が供給される。給水処理装置１２は、供給される水２３に対して、塵芥除去・軟水化などの処理を行う。処理済給水２４は、吸気冷却水噴射ポンプ３４によって加圧され、吸気冷却水流量調節弁３５によって流量調節された後、吸気噴霧器１において、吸気噴霧水２５として、吸引された空気２１を加湿する。吸気冷却水流量調節弁３５は、制御装置１００によって制御される。吸気噴霧器１から排出されるドレーン水２８は、ドレーン水量計測手段６０によって計測され、ドレーン水排出弁３８を介して排出される。
吸気噴霧器１により加湿・冷却された空気は、圧縮機２により圧縮され、加湿器３に導かれる。圧縮機２の入口側には、圧縮機入口温度を計測する圧縮機入口温度計測手段４２と、圧縮機入口圧力を計測する圧縮機入口圧力計測手段５２が設けられている。また、圧縮機２の吐出側には、圧縮機吐出温度を計測する圧縮機吐出温度計測手段４３と、圧縮機吐出圧力を計測する圧縮機吐出圧力計測手段５３が設けられている。圧縮機入口温度計測手段４２，圧縮機入口圧力計測手段５２，圧縮機吐出温度計測手段４３，圧縮機吐出圧力計測手段５３による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。
加湿器３では、電力需要などの運転状況に応じて、必要な量の水、温水または水蒸気を噴射し、吸気を加湿することができる。給水処理装置１２によって処理された処理済給水２４は、加湿水噴射ポンプ３６によって加圧され、加湿水流量調節弁３７によって流量調節された後、加湿器３において、加湿水２６として、加湿する。加湿水流量調節弁３７は、制御装置１００によって制御される。
加湿器３を出た吸気は、再生熱交換器４においてタービン６からの排気より熱を回収して予熱される。再生熱交換器４の入口側には、再生熱交換器入口温度を計測する入口温度計測手段４４と、再生熱交換器入口圧力を計測する再生熱交換器入口圧力計測手段５４が設けられている。また、再生熱交換器４の出口側には、再生熱交換器出口温度を計測する再生熱交換器出口温度計測手段４６と、再生熱交換器出口圧力を計測する再生熱交換器出口圧力計測手段５５が設けられている。再生熱交換器入口温度計測手段４４，再生熱交換器入口圧力計測手段５４，再生熱交換器出口温度計測手段４６，再生熱交換器出口圧力計測手段５５による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。
燃焼器５では、再生熱交換器４で予熱された吸気と、燃料流量調節弁３２によって燃料流量を調整された燃料２２と混合して燃焼し、高温ガスとしてタービン６に流入する。また、燃料流量調節弁３２の後段には、燃料供給を遮断する燃料遮断弁３１が設けられている。燃料遮断弁３１，燃料流量調節弁３２は、制御装置１００によって制御される。
タービン６は、燃焼器５から供給された高温ガスが膨張して仕事を行うことで出力が得られ、この出力によって圧縮機２および発電機７が駆動される。タービン６の入口側には、タービン入口温度を計測する入口温度計測手段４７と、タービン入口圧力を計測するタービン入口圧力計測手段５６が設けられている。また、タービン６の出口側には、タービン出口温度を計測するタービン出口温度計測手段４８と、タービン出口圧力を計測するタービン出口圧力計測手段５７が設けられている。タービン入口温度計測手段４７，タービン入口圧力計測手段５６，タービン出口温度計測手段４８，タービン出口圧力計測手段５７による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。
タービン６によって駆動された発電機７が発電する電力は、整流器８により整流され、インバータ１０により周波数を需要先に応じて変換された後、負荷に供給される。また、このとき、必要に応じて出力変圧器１１により出力電圧を変換する。発電機７の出力電圧は、発電機出力電圧計測手段６４によって計測され、出力電流は、発電機出力電流計測手段６５によって計測される。コンデンサ９の端子間電圧は、コンデンサ端子間電圧計測手段６６によって計測される。出力変圧器１１の出力電圧は、負荷端出力電圧計測手段６３によって計測され、出力電流は、負荷端出力電流計測手段６２によって計測され、出力電力は、負荷端出力電力計測手段６１によって計測される。発電機出力電圧計測手段６４，発電機出力電流計測手段６５，コンデンサ端子間電圧計測手段６６，負荷端出力電圧計測手段６３，負荷端出力電流計測手段６２，負荷端出力電力計測手段６１による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。
タービン６からの排気は、再生熱交換器４において熱を回収した後、ガスタービン排気ガス２７として、設備外に排出される。再生熱交換器４の排気側には、排気ガス２７の温度を計測する排気温度計測手段４９と、圧力を計測する排気圧力計測手段５８が設けられている。排気温度計測手段４９，排気圧力計測手段５８による計測値は、制御装置１００に取り込まれる。なお、排気ガス２７を吸収冷凍機・ボイラなどの排熱回収機器１３に導き、更に熱を回収して最終的に設備外に排熱回収機器排気ガス２７として排出してもよいものである。
ここで、加湿器３には、処理済給水２４の代わりに、排熱回収機器１３から得られる温水または水蒸気を供給してもよいものである。また、吸気噴霧器１には、処理済給水２４の代わりに、排熱回収機器１３から得られる冷水を供給してもよいものである。なお、給水処理装置１２は、外部からの給水の他に、空調機器などの需要先から排出され回収された復水などにも利用できるよう構成されている。
次に、図２〜図４を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法について説明する。
図２〜図４は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。図２の（Ａ）は、図３の（Ａ）に続き、図２の（Ｂ），（Ｃ）は、それぞれ、図４の（Ｂ），（Ｃ）に続くフローである。
本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法は、制御装置１００によって処理実行されるものであり、主として、負荷満足ループｓ１０８と、最適化ループｓ２０５と、失火検知ループｓ１２３と、焼損検知ループｓ１１１とから構成されている。負荷満足ループｓ１０８と、最適化ループｓ２０５と、失火検知ループｓ１２３とは、並列的に同時に実行される処理である。
最初に、ステップｓ１０１において、制御装置１００は、負荷要求（要求負荷電力ＰＤ）を読み込む。
次に、ステップｓ１０２において、制御装置１００は、要求負荷に応じた回転数Ｎなどの記億データが保存された参照表１０３を参照して、要求負荷に応じた回転数Ｎに設定する。ステップｓ１０２における回転数Ｎの設定と同時並行に、要求負荷を満足する燃料流量を供給し続ける負荷満足ループｓ１０８を実行させておくことで、負荷要求は常に満足される。また、設定された回転数Ｎとなるように、最適化ループｓ２０５と、失火検知ループｓ１２３とが並列実行される。回転数Ｎは、例えば回転数Ｎと比例関係にある発電機出力電圧計測手段６４の出力またはコンデンサ端子間電圧計測手段６６の出力を計測し、この電圧を制御することで、回転数Ｎを調節する。
最初に、負荷満足ループｓ１０８について説明する。負荷満足ループｓ１０８は、回転数Ｎ設定と同時並行に実行され、要求負荷を満足する燃料流量ＭＦを供給し続けるものであり、この負荷満足ループ１０８を実行させておくことで、負荷要求１０１は常に満足される。
ステップｓ１０４において、制御装置１００は、負荷端出力電力計測手段６１によって計測された負荷端出力電力ＰＧＯの状態を判定する。負荷端出力電力ＰＧＯが、要求負荷電力ＰＤよりも大きい場合（ＰＧＯ＞ＰＤ）には、ステップｓ１０５において、制御装置１００は、燃料流量ＭＦを減少する指令を出力し、燃料流量調節弁３２を制御して、燃焼器５に供給する燃料流量を減少する。負荷端出力電力ＰＧＯが、要求負荷電力ＰＤと等しい場合（ＰＧＯ＝ＰＤ）には、ステップｓ１０６において、制御装置１００は、燃料流量ＭＦを保持する指令を出力し、燃料流量調節弁３２を制御して、燃焼器５に供給する燃料流量を保持する。負荷端出力電力ＰＧＯが、要求負荷電力ＰＤよりも小さい場合（ＰＧＯ＜ＰＤ）には、ステップｓ１０７において、制御装置１００は、燃料流量ＭＦを増加する指令を出力し、燃料流量調節弁３２を制御して、燃焼器５に供給する燃料流量を増加する。
以上のようにして、負荷満足ループｓ１０８では、要求負荷電力ＰＤと負荷端出力電力ＰＧＯを比較し、両者が一致するようにフィードバック制御を行う。この負荷満足ループｓ１０８により、負荷要求を常に満足しつつ、より高効率な運転条件を達成するために、最適化ループｓ２０５を並列実行する。
次に、最適化ループｓ２０５について説明する。最適化ループｓ２０５は、タービン出口温度ＴＯＴと再生熱交換器出口温度ＴＲＯを参照しながら、要求負荷を満足する範囲で回転数Ｎを最小に保持することにより、燃焼温度を可能な限り高く保ち、発電効率を向上させる概念に基づいたループである。
最適化ループｓ２０５では、加湿水流量Ｍｗを定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量に設定した後、加湿水流量Ｍｗを最適加湿水流量Ｍｏｐｗまで徐々に減少させる制御を行っている。空気流量ＭＡは、流量計測部１４において計測する。ここで、空気流量ＭＡは、ガスタービン発電装置入口における温度および圧力、回転数Ｎと圧縮機性能曲線から算出してもよいものである。また、定数αは、例えば，加湿水流量Ｍｗが調節可能であり、かつ燃焼安定性が損なわれない範囲内での最低負荷運転時における加湿水流量ＭｗＭｉｎをそのときの空気流量ＭＡで除すことにより決定する。ここで、燃焼器５において燃焼安定性および未燃排出物などの燃焼性能が確保できる最大の水蒸気濃度から定数αを算出してもよいものである。
ステップｓ２０１において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗとして、定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量に設定する。
次に、ステップｓ１１２において、制御装置１００は、運転状態が定常になるまで待機する。
次に、ステップｓ１１３において、制御装置１００は、タービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴを比較する。ここで、タービン出口設定温度ＴＯＴＴを決定する際、次のように算出する。すなわち、運転時における雰囲気空気温度計測手段４１によって計測された雰囲気空気温度と、雰囲気圧力計測手段５１によって計測された雰囲気圧力と、定格回転数ＮＳにおける空気流量ＭＡと、定格タービン入口温度ＴＩＴＳを用いて、タービンの性能曲線から運転時のタービン出口最高設定温度ＴＯＴＴＨを求める。このタービン出口最高設定温度ＴＯＴＴＨと再生熱交換器許容温度ＴＲＭＡＸで温度が低い方をもって、タービン出口設定温度ＴＯＴＴとする。外気温変動が少ない地域あるいは年間最高気温が比較的低い地域などでは、標準となる雰囲気空気温度および雰囲気圧力において、上述の方法を用いて決定したタービン出口最高設定温度ＴＯＴＴＨをタービン出口設定温度ＴＯＴＴとして、一貫して用いてもよいものである。また、タービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴを比較する代わりに、タービン入口温度ＴＩＴとタービン入口設定温度ＴＩＴＴとを比較してもよいものである。ここで、タービン入口設定温度ＴＩＴＴは、タービンが許容できるタービン入口温度ＴＩＴの最高温度である。
タービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴを比較した結果、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを上回った（ＴＯＴ＞ＴＯＴＴ）場合、ステップｓ１１４により、制御装置１００は、インターロック制御開始指令を発信する。インターロック制御は、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを上回った場合、タービン６や燃焼器５の焼損などの不具合を避けるため、行われるものである。インターロック制御の詳細については、図３を用いて、後述する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴと等しかった（ＴＯＴ＝ＴＯＴＴ）場合、ステップｓ１１５において、制御装置１００は、最適化ループ脱出指令が発信される。そして、ステップｓ２０２において、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令が発信され、ステップｓ１１７において、負荷が満足される。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを下回った（ＴＯＴ＜ＴＯＴＴ）場合、ステップｓ１１８において、制御装置１００は、再生熱交換器出口温度ＴＲＯと再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴとを比較する。
再生熱交換器出口温度ＴＲＯと再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴを比較した結果、再生熱交換器出口温度ＴＲＯが再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴ以上であった（ＴＲＯ≧ＴＲＯＴ）場合、ステップｓ１１５において、制御装置１００は、最適化ループ脱出指令を発信し、ステップｓ２０２において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令を発信する。
再生熱交換器出口温度ＴＲＯが再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴを下回った（ＴＲＯ＜ＴＲＯＴ）場合、ステップｓ２０３において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗと最適加湿水流量ＭＯｐｗを比較する。
加湿水流量Ｍｗと最適加湿水流量ＭＯｐｗを比較した結果、加湿水流量Ｍｗが最適加湿水流量ＭＯｐｗを上回った（Ｍｗ＞ＭＯｐｗ）場合、ステップｓ２０４において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗを減少させる指令を発信する。この加湿水流量Ｍｗの減少量を設定する際、例えば、流量調節が可能な範囲内で極力小さい流量に設定する。
加湿水流量Ｍｗを減少させた後、ステップｓ１１２において、制御装置１００は、運転状態が定常になるまで待って、ステップｓ１１３において、制御装置１００は、再びタービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴとを比較する一連の制御ループを繰り返すものである。
加湿水流量Ｍｗが最適加湿水流量ＭＯｐｗ以下であった（Ｍｗ≦ＭＯｐｗ）場合、ステップｓ１１９において、制御装置１００は、回転数Ｎを減少させる指令を発信する。この回転数Ｎの減少数を設定する際の回転数変化量は、例えば，回転数制御手段によって有意な変化をさせうる最小回転数に設定する。
回転数Ｎを減少させた後、ステップｓ２０１において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗを、定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量に設定し、ステップｓ１１２において、制御装置１００は、運転状態が定常になるまで待って、ステップｓ１１３において、タービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴとを比較する一連の制御ループを繰り返すことになる。
ここで、最適加湿水流量ＭＯｐｗは、再生熱交換器４の入口部において、吸気温度が飽和蒸気温度に一致するのに必要な加湿水流量Ｍｗであり、再生熱交換器４の入口部における圧力および温度を計測し、飽和温度式から決定することができる。また、前もって飽和温度を算出しておき、必要な範囲で再生熱交換器４の入口部における圧力および温度に対する最適加湿水流量ＭＯｐｗを記億データとして参照表に保存しておいてもよいものである。さらに、再生熱交換器４の入口部における圧力および温度は計測せず、空気流量，圧縮機入口部における圧力および温度を計測し、回転数Ｎの計測値および圧縮機の性能曲線近似式から圧縮機効率および圧縮比を求め、再生熱交換器入口部における温度および圧力を算出してもよいものである。また、最適加湿水流量ＭＯｐｗを上述の方法により決定する際、再生熱交換器入口部における圧力および温度の代わりに、圧縮機吐出部における圧力および温度を用いてもよいものである。
上述の前記負荷満足ループｓ１０８および最適化ループｓ１２０と同時並行に、温度過上昇（焼損）検知ループｓ１１１と、失火検知ループｓ１２３が常に実行されている。
温度過上昇検知ループｓ１１１では、ステップｓ１０９において、制御装置１００は、常にタービン出口温度計測手段４８によって計測されたタービン出口温度ＴＯＴと、タービン出口上限温度ＴＯＴＨＬを比較し、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ以上であった場合、機器の焼損の危険が大きいため、ステップｓ１１０において、制御装置１００は、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。また、このとき、タービン出口温度が所定の警報設定温度を越えた場合には、タービン６が過度な温度上昇を回避するため、警報を発するようにしている。この警報設定温度は、外気温度の上昇に応じて高く設定する。
失火検知ループｓ１２３では、ステップｓ１２１において、制御装置１００は、回転数Ｎの状態を判定して、回転数Ｎが着火時の回転数ＮＭＩＮ以上で、最大出力時の回転数ＮＭＡＸ以下である（ＮＭＩＮ≦Ｎ≦ＮＭＡＸ）とき、ステップｓ１２２において、制御装置１００は、タービン出口温度ＴＯＴを判定して、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口下限温度ＴＯＴＬ以下であった（ＴＯＴ≦ＴＯＴＬ）場合、ステップｓ１１０において、制御装置１００は、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。
次に、図５を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法に用いられるインターロック制御シーケンスについて説明する。
図５は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法に用いられるインターロック制御シーケンスの制御内容を示すフローチャートである。
インターロック制御シーケンスでは、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ以上であった場合、機器の焼損の危険が大きいため、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。
ステップｓ１１４において、インターロック制御開始指令が発せられると、ステップｓ２０６において、制御装置１００は、タービン出口温度計測手段４８によって計測されたタービン出口温度ＴＯＴと、タービン出口高設定温度ＴＯＴＨおよびタービン出口出口上限温度ＴＯＴＨＬとを比較する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ以上であった（ＴＯＴ≧ＴＯＴＨＬ）場合、機器の焼損の危険が大きいため、ステップｓ１１０において、制御装置１００は、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを上回り、かつタービン出口高設定温度ＴＯＴＨ未満であった（ＴＯＴＴ＜ＴＯＴ＜ＴＯＴＨ）場合、ステップｓ２０２において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令を発信する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口高設定温度ＴＯＴＨ以上、かつタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ未満であった（ＴＯＴＨ≦ＴＯＴ＜ＴＯＴＨＬ）場合、より危険度が低い運転状態になるよう、ステップｓ２０８において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗを増加させる指令を発信する。この加湿水流量Ｍｗの増加量を設定する際、例えば，ステップｓ２０４より発信される加湿水流量Ｍｗを減少させる指令における加湿水流量Ｍｗの減少量と等しい流量に設定するとよいものである。
加湿水流量Ｍｗを増加させた後、ステップｓ１１２において、制御装置１００は、運転状態が定常になるまで待ち、ステップｓ２０７において、制御装置１００は、タービン出口温度ＴＯＴと、タービン出口設定温度ＴＯＴＴ，タービン出口高設定温度ＴＯＴＨ，タービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ，タービン出口下限温度ＴＯＴＬとを比較する。
比較結果において、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ以上であった（ＴＯＴ≧ＴＯＴＨＬ）場合、機器の焼損の危険が大きいため、制御装置１００は、ステップｓ１１０において、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。また、加湿水流量Ｍｗの増加量が過大であると失火する可能性があるため、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口下限温度ＴＯＴＬ以下であった（ＴＯＴ≦ＴＯＴＬ）場合も、制御装置１００は、ステップｓ１１０において、直ちに燃料遮断弁３１を操作し、燃料２２を遮断して発電を停止する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを上回り、かつタービン出口高設定温度ＴＯＴＨ未満であった（ＴＯＴＴ＜ＴＯＴ＜ＴＯＴＨ）場合、ステップｓ２０２において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令を発信する。
依然として、タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口高設定温度ＴＯＴＨ以上、かつタービン出口上限温度ＴＯＴＨＬ未満であった（ＴＯＴＨ≦ＴＯＴ＜ＴＯＴＨＬ）場合、より危険度が低い運転状態になるよう、ステップｓ２０８において、制御装置１００は、再び加湿水流量Ｍｗを増加させる指令を発信する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを上回り、かつタービン出口高設定温度ＴＯＴＨ未満であった（ＴＯＴＴ＜ＴＯＴ＜ＴＯＴＨ）場合、ステップｓ２０２において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令を発信する。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴ以下であった（ＴＯＴ≦ＴＯＴＴ）場合、ステップｓ１２７において、制御装置１００は、最適化ループ復帰指令を発信し、図２に示した最適化ループｓ２０５内のステップｓ１１３において、制御装置１００は、タービン出口温度ＴＯＴとタービン出口設定温度ＴＯＴＴの比較を行い、一連の制御ループを繰り返し実行する。
以上説明したように、本実施形態によるガスタービン発電装置では、ガスタービンに吸気噴霧および圧縮機吐出部における加湿を施すことにより、発電出力および発電効率を改善することができる。
次に、図６〜図９を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を用いた場合における発電出力や発電効率について、従来のものと比較して説明する。
ここで、本実施形態によるガスタービン発電装置と、従来のガスタービン発電装置は、定格条件における圧力比，タービン入口温度および回転数のそれぞれが等しいガスタービン装置であり、タービン，圧縮機，発電機および再生熱交換器などの構成要素機器の特性もほぼ等しいものである。但し、本実施形態によるガスタービン発電装置は、加湿による作動流体の増加分を加味して再生熱交換器容量およびタービン容量が大きくなっている。
また、本実施形態によるガスタービン発電装置は、周囲空気温度１５℃，相対湿度３０％の条件において、圧力比３．５，タービン入口温度９７０℃で設計した１００ｋＷ級ガスタービン発電装置である。また、本実施形態によるガスタービン発電装置においては、常に空気質量流量の０．２重量％の加湿水を用い吸気噴霧器１による圧縮機入口での空気冷却を実施している。
最初に、図６を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対するタービン入口および出口温度、再生熱交換器入口および出口温度を従来のガスタービン発電装置と比較して説明する。
図６は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対するタービン入口および出口温度、再生熱交換器入口および出口温度を示す説明図である。図６において、縦軸は温度を表し、横軸は定格負荷を１００％として規格化した発電負荷を表している。
本実施形態によるガスタービン発電装置において、７３％発電負荷以下では、定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量が制御可能な流量を下回ってしまうため、圧縮機吐出部における加湿は実施していないものである。７３％発電負荷から９０％発電負荷までは、図２〜図４に示した運転制御方法により、最適加湿水流量ＭＯｐｗの加湿を実施している。９０％発電負荷以上では、最適化ループに従って加湿水流量Ｍｗを定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量から減少させていくと、最適加湿水流量ＭＯｐｗに達する前にタービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴに達する。このため、最適加湿水流量ＭＯｐｗを上回る加湿を実施している。
実線Ａ１は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対するタービン入口温度を示しており、実線Ａ２は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対するタービン出口温度を示している。また、破線Ｂ１は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対するタービン入口温度を示しており、破線Ｂ２は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対するタービン出口温度を示している。
いずれの発電負荷においても、本実施形態によるガスタービン発電装置と、従来のガスタービン発電装置との間に、タービン入口および出口温度の有意な差はないものである。
一方、実線Ａ３は、本実施形態によるガスタービン発電設備における各発電負荷に対する再生熱交換器出口温度を示しており、破線Ｂ３は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対する再生熱交換器出口温度を示している。この比較結果から分かるように、本実施形態による運転制御を行うことで、再生熱交換器出口温度を一貫して従来のガスタービン発電装置よりも高く保つことが可能となっている。
また、実線Ａ４は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対する再生熱交換器入口温度を示しており、破線Ｂ４は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対する再生熱交換器入口温度を示している。この比較結果から分かるように、加湿水流量Ｍｗが最適加湿水流量を上回る９０％発電負荷以上では再生熱交換器出口温度は低下しているが、なお従来のガスタービン発電装置の再生熱交換器出口温度より高いものである。
さらに、再生熱交換器入口温度は加湿器３による加湿を実施している７３％発電負荷以上では、本実施形態による運転制御を行うことにより、再生熱交換器入口圧力における飽和温度にほぼ一致する温度まで低下している。再生熱交換器に流入する高温側流体であるタービン排気温度は、本実施形態と従来のガスタービン発電装置とではほぼ等しく、低温側流体である圧縮機吐出空気温度は、本実施例が従来技術に関わるガスタービン発電装置より低下しているため、再生熱交換量は大きく増加する。
次に、図７を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する再生熱交換量を従来のガスタービン発電装置と比較して説明する。
図７は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する再生熱交換量を示す説明図である。図７において、縦軸は従来のガスタービン発電装置の定格負荷時の再生熱交換量を１００％として規格化した再生熱交換量を表し、横軸は定格負荷を１００％として規格化した発電負荷を表している。
実線Ａ５は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対する再生熱交換量を示しており、破線Ｂ５は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対する再生熱交換量を示している。
いずれの発電負荷においても、本実施形態によるガスタービン発電装置の再生熱交換量が、従来のガスタービン発電装置の再生熱交換量を１５％以上上回る。特に、７３％発電負荷以上において、本実施形態によるガスタービン発電装置が、従来のガスタービン発電装置よりも発電負荷に対する再生熱交換量の勾配が大きい。これは再生熱交換器容量が大きくなっていることに加え、圧縮機吐出部における加湿により、再生熱交換器入口部において吸気が飽和状態となり、比熱および熱伝達率が空気より大きくなっていること、再生熱交換器入口温度が低下し再生熱交換器における入口出口間の温度差が大きくなっていることが原因である。
次に、図８を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する発電効率を従来のガスタービン発電装置と比較して説明する。
図８は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する発電効率を示す説明図である。図８において、縦軸は従来のガスタービン発電装置の定格負荷時の発電効率を１００％として規格化した発電効率を表し、横軸は定格負荷を１００％として規格化した発電負荷を表している。
実線Ａ６は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対する発電効率を示しており、破線Ｂ６は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対する発電効率を示している。
いずれの発電負荷においても、本実施形態によるガスタービン発電装置が、従来のガスタービン発電装置に対して発電効率がよいものである。また、従来のガスタービン発電装置の発電効率は発電負荷が減少するのに従って減少するが、本実施形態によるガスタービン発電装置の発電効率は１００％発電負荷から９０％発電負荷までゆるやかに上昇し、それ以下の発電負荷ではほぼ一定である。
１００％発電負荷から９０％発電負荷まで発電効率がゆるやかに上昇しているのは、最適加湿水流量ＭＯｐｗを上回った状態で加湿水流量Ｍｗを調節することのみにより発電負荷の変動に追従している運転状態にあり、負荷が減少するに従って加湿水流量Ｍｗが最適加湿水流量ＭＯｐｗに近くなるためである。
次に、図９を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する回転数を従来のガスタービン発電装置と比較して説明する。
図９は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する回転数を示す説明図である。図９において、縦軸は定格負荷時の回転数を１００％として規格化した回転数を表し、横軸は定格負荷を１００％として規格化した発電負荷を表している。
実線Ａ７は、本実施形態によるガスタービン発電装置における各発電負荷に対する回転数を示しており、破線Ｂ７は、従来のガスタービン発電装置における各発電負荷に対する回転数を示している。
図９より明らかなように、１００％発電負荷から９０％発電負荷までの発電負荷範囲において、本実施例のガスタービン発電装置の回転数は、定格回転数であり、変動していないものである。これに加え、例えば，５０％発電負荷から定格負荷までの範囲における回転数変動幅も小さいものである。これより、本実施形態による運転制御理論を用いれば、従来技術よりも回転数変動頻度を低減でき、タービンへの高サイクル熱疲労低減によるガスタービン発電装置の寿命を延長できるものである。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動を低減することができるものである。
次に、図１０を用いて、本発明の第２の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。本実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成は、図１に示したものと同様である。
そこで、図１０を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法について説明する。
図１０は、本発明の第２の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。図１０の（Ａ）は、図３の（Ａ）に続き、図１０の（Ｂ），（Ｃ）は、それぞれ、図４の（Ｂ），（Ｃ）に続くフローである。
なお、図２〜図４と同一ステップ番号は、同一制御内容を示している。
基本的な運転方法の制御内容は、図２〜図４に示したものと同様であり、図２〜図４に示したものと相違する点を中心にして説明する。本実施形態では、図２に示したステップｓ２０３に代えて、ステップｓ２０９の処理を実行している。
ステップｓ２０９において、制御装置１００は、再生熱交換器入口部における吸気比熱ＣＰと飽和状態の吸気比熱ＣＰＴを比較する。吸気比熱ＣＰと飽和状態の吸気比熱ＣＰＴを比較した結果、吸気比熱ＣＰが飽和状態の吸気比熱ＣＰＴを上回った（ＣＰ＞ＣＰＴ）場合、ステップｓ２０４において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗを減少させる指令を発信する。吸気比熱ＣＰが飽和状態の吸気比熱ＣＰＴを以下であった（ＣＰ≦ＣＰＴ）場合、ステップｓ１１９において、制御装置１００は、回転数Ｎを減少させる指令を発信する。
ここで、吸気比熱ＣＰは、再生熱交換器４において、圧縮機吐出空気側熱交換量とタービン排気ガス側熱交換量を等値して導出した以下の吸気比熱計算式（１）より決定される。
飽和状態の吸気比熱ＣＰＴは、圧縮機２の吐出部における吸気の圧力および温度から、飽和蒸気温度計算式を用いて飽和水蒸気温度を求め、その条件における水蒸気比熱および水蒸気分圧、圧縮機２の吐出部における吸気の圧力および比熱により、混合気体の比熱計算式を用いて決定することができる。なお、前もって圧縮機吐出部においてありえる範囲で、圧力および温度に対する飽和状態の吸気比熱ＣＰＴを記億データとして、参照表２１０に保存しておいたものを用いるようにしてもよいものである。また、再生熱交換器入口部における圧力および温度は計測せず、吸気流量，圧縮機入口部における圧力および温度を計測し、回転数Ｎの計測値および圧縮機の性能曲線近似式から圧縮機効率および圧縮比を求め、再生熱交換器入口部における温度および圧力を算出してもよいものである。
また、例えば、本実施形態によるガスタービン発電装置を系統に連結して使用する場合、あるいは蓄電設備と併用して使用する場合、要求負荷電力ＰＤに対する負荷端出力電力ＰＧＯの不足分は系統から購入する、あるいは蓄電設備より電力を供給することにより補うことができるので、ガスタービン発電装置のみで常に負荷要求を満足することは必ずしも必要ないものである。その場合、負荷要求を満足し、かつ、発電効率も最大となる運転状態を実現するときの目標加湿水流量ＭｗＴ、目標回転数ＮＴおよび目標燃料流量ＭＦＴをそれぞれ求め、それぞれの値を制御目標値として定常的に運転する方法を採用してもよいものである。ここでの目標加湿水流量ＭｗＴ、目標回転数ＮＴ、および目標燃料流量ＭＦＴのそれぞれの値は、例えば，式（１）右辺中の再生熱交換器出口温度ＴＲＯが最大になるときの吸気比熱ＣＰ、空気流量ＭＡおよび燃料流量ＭＦを算出することによって求めることができる。
本実施形態によれば、運転状態に応じて制御目標値を変化させる必要がなく、回転数変動を最小にすることができる。但し、運転状態が定常に達するまでに、要求負荷電力ＰＤに対して負荷端出力電力ＰＧＯが不足する場合がある。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動や低減することができるものである。また、運転状態に応じて制御目標値を変化させる必要がなく、回転数変動を最小にすることができる。
次に、図１１〜図１３を用いて、本発明の第３の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。本実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成は、図１に示したものと同様である。
ここで、図１１を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法について説明する。
図１１は、本発明の第３の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。図１１の（Ａ）は、図３の（Ａ）に続き、図１１の（Ｂ），（Ｃ）は、それぞれ、図４の（Ｂ），（Ｃ）に続くフローである。なお、図１０と同一ステップ番号は、同一制御内容を示している。
基本的な運転方法の制御内容は、図１０に示したものと同様であり、図１０に示したものと相違する点を中心にして説明する。本実施形態では、図１０に示したステップｓ２０９に代えて、ステップｓ２１２の処理を実行している。
ステップｓ２１２において、制御装置１００は、再生熱交換器４の入口出口間の温度差△ＴＲＯ−ＲＩを再生熱交換器内流路長さＬＲで除した再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲと、再生熱交換器における参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔとを比較する。
再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲと参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔを比較した結果、再生熱交換器温度△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲが参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔを下回った（（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）＜（（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔ））場合、ステップｓ２０４において、制御装置１００は、加湿水流量Ｍｗを減少させる指令を発信する。
再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲが参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔ以上であった（（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）≧（（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔ））場合、ステップｓ１１９において、制御装置１００は、回転数Ｎを減少させる指令を発信する。
ここで、再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲは、再生熱交換器４の入口および出口温度の計測値より決定され、参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔは、熱バランス計算により決定される。なお、前もって、必要な範囲で再生熱交換器入口部における圧力および温度に対する参照温度勾配（△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲ）Ｔを記億データとして参照表に保存しておいてもよいものである。また、再生熱交換器入口部における圧力および温度は計測せず、吸気流量，圧縮機入口部における圧力および温度を計測し、回転数Ｎの計測値および圧縮機の性能曲線近似式から圧縮機効率および圧縮比を求め、再生勢交換器入口部における温度および圧力を算出してもよいものである。
ここで、図１２及び図１３を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置において加湿水流量Ｍｗを５通り変化させた場合の再生熱交換器内温度分布について説明する。
図１２は、本発明の第３の実施形態によるガスタービン発電装置における加湿水流量Ｍｗを５通り変化させた場合の再生熱交換器内温度分布の説明図であり、図１３は、図１２の要部拡大図である。図１２において、縦軸は再生熱交換器内の温度を表し、横軸は再生熱交換器内流路長さを１００％として規格化した再生熱交換器内の温度計測位置を表している。
また、実線Ｃ１は、最適加湿水流量ＭＯｐｗだけ加湿を実施した場合を示している。破線Ｃ２で示す加湿水流量Ｍｗ４は、最適加湿水流量ＭＯｐｗより少ない流量の加湿を実施した場合を示している。２点鎖線Ｃ３で示す加湿水流量Ｍｗ３，１点鎖線Ｃ４で示す加湿水流量Ｍｗ２，点線Ｃ５で示す加湿水流量Ｍｗ１は、それぞれ、最適加湿水流量ＭＯｐｗより多い流量の加湿を実施した場合を示し、かつ、それぞれの加湿水流量は、Ｍｗ４＜ＭＯｐｗ＜Ｍｗ１＜Ｍｗ２＜Ｍｗ３の条件を満たすものである。
再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲは、最適加湿水流量ＭＯｐｗより少ない流量の加湿を実施した場合（破線Ｃ２）が、最適加湿水流量ＭＯｐｗだけ加湿を実施した場合（実線Ｃ１）より大きくなる。
さらに、再生熱交換器内の温度計測位置が０〜２０％の範囲において拡大して示した図１１から明らかなように、最適加湿水流量ＭＯｐｗより多い流量の加湿を実施した場合（２点鎖線Ｃ３，１点鎖線Ｃ４，点線Ｃ５）は、加湿水滴が蒸発するまで有効な温度上昇が得られない区間が存在する。このため、最適加湿水流量より多い流量の加湿を実施した場合は、再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲが小さくなる。
また、図１２および図１３より明らかなように、本実施形態で最適加湿水流量を決定するために用いた再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲの代わりに、再生熱交換器内部の有効温度上昇が変化する領域における温度勾配を用いてもよいものである。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動を低減することができるものである。また、再生熱交換器温度勾配△ＴＲＯ−ＲＩ／ＬＲを用いて、加湿水流量Ｍｗを調整するようにして最適な再生熱交換器温度勾配を得ることができる。
次に、図１４を用いて、本発明の第４の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。
図１４は、本発明の第４の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。なお、図１と同一符号は、同一部分を示している。
本実施形態では、図１に示したガスタービン発電装置に備えている吸気噴霧器１及びそれに関連する補機を備えていないものである。その他の構成は、図１に示したものと同様である。また、制御装置１００Ａが実行する運転制御方法は、図２〜図４に示したものと同様である。但し、加湿水量Ｍｗは、加湿器３によってのみ制御している。また、運転制御方法としては、図１０若しくは図１１に示した方法を用いることもできる。
本実施形態は、外気温変動が少ない地域あるいは年間最高気温が比較的低い地域などで適用可能なものであり、吸気噴霧器１は備えずに、加湿器３のみによって吸気を加湿するようにしている。圧縮機２の入口の水分は飽和しやすいので、加湿器３によって加湿することによって、圧縮機２の出口温度を下げて、加湿しやすくなり、発電効率を向上することができる。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動や低減することができるものである。
次に、図１５を用いて、本発明の第５の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。
図１５は、本発明の第５の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。なお、図１と同一符号は、同一部分を示している。
本実施形態では、図１に示したガスタービン発電装置に備えている加湿器３及びそれに関連する補機を備えていないものである。その他の構成は、図１に示したものと同様である。また、制御装置１００Ｂが実行する運転制御方法は、図２〜図４に示したものと同様である。但し、加湿水量Ｍｗは、吸気噴霧器１によってのみ制御している。また、運転制御方法としては、図１０若しくは図１１に示した方法を用いることもできる。吸気噴霧器１によって加湿することによって、圧縮機２に流入する吸気の温度を下げることができるため、圧縮機２による圧縮効率を高めて、タービン６に供給する空気量を増やすことができるため、発電機の出力を高くすることができる。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動や低減することができるものである。
次に、図１６及び図１７を用いて、本発明の第６の実施形態によるガスタービン発電装置の構成及び動作について説明する。
図１６は、本発明の第６の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。なお、図１と同一符号は、同一部分を示している。
本実施形態においては、再生熱交換器４の内部の温度を複数点計測することができる再生熱交換器内部温度計測手段４５を備えている。
次に、図１７を用いて、本実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法について説明する。
図１７は、本発明の第６の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。図１７の（Ａ）は、図３の（Ａ）に続き、図１７の（Ｂ），（Ｃ）は、それぞれ、図４の（Ｂ），（Ｃ）に続くフローである。なお、図２と同一ステップ番号は、同一制御内容を示している。
基本的な運転方法の制御内容は、図２に示したものと同様であり、図２に示したものと相違する点を中心にして説明する。本実施形態では、図２に示したステップｓ１１８に代えて、ステップｓ２１４の処理を実行し、また、図２に示したステップｓ２０３に代えて、ステップｓ１１８の処理を実行している。
タービン出口温度ＴＯＴがタービン出口設定温度ＴＯＴＴを下回った場合、ステップｓ２１４において、制御装置１００Ｃは、再生熱交換器内部で入口に最も近い位置における温度ＴＲＭＩと、再生熱交換器入口温度ＴＲＩとを比較する。
比較結果が、再生熱交換器内部で入口に最も近い位置における温度ＴＲＭＩが再生熱交換器入口温度ＴＲＩと等しかった（ＴＲＭＩ＝ＴＲＩ）場合、ステップｓ２０４において、制御装置１００Ｃは、加湿水流量Ｍｗを減少させる指令を発信する。
再生熱交換器内部で入口に最も近い位置における温度ＴＲＭＩが、再生熱交換器入口温度ＴＲＩを上回った（ＴＲＭＩ＞ＴＲＩ）場合、ステップｓ１１８において、制御装置１００Ｃは、再生熱交換器出口温度ＴＲＯと、再生熱交換器入口設定温度ＴＲＯＴとを比較する。
再生熱交換器出口温度ＴＲＯと再生熱交換器出口設定温度ＴＲＯＴを比較した結果、再生熱交換器出口温度ＴＲＯが再生熱交換器入口設定温度ＴＲＯＴ以上になった（ＴＲＯ≧ＴＲＯＴ）場合、ステップｓ１１５において、制御装置１００Ｃは、最適化ループ脱出指令を発信し、ステップｓ２０２において、加湿水流量Ｍｗおよび回転数Ｎをその時点の設定のまま保持する指令を発信する。
再生熱交換器出口温度ＴＲＯが再生熱交換器入口設定温度ＴＲＯＴを下回った（ＴＲＯ＜ＴＲＯＴ）場合、ステップｓ１１９において、制御装置１００Ｃは、回転数Ｎを減少させる指令を発信する。
以上説明したように、本実施形態によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動を低減することができるものである。
上述した各実施形態において、吸気噴霧器１に吸気冷却水噴射ポンプ３４を介して冷水を供給し、吸気噴霧水２５による加湿・冷却を行うことで、圧縮機所要動力を低減し、発電端出力および発電効率を改善することが可能である。
吸気噴霧水２５は、空気質量流量の０．０１重量％程度のごく微小な流量でも加湿による比熱比変化を介して、圧縮機動力の低減効果が得られるが、吸気噴霧水の蒸発を確実に行い速やかな加湿を行うには空気質量流量の０．４重量％程度の流量が適正である。この際に、蒸発しない吸気噴霧水の液滴は、液滴径が大きいものはドレーン水２８として排出・回収され、微小な液滴は吸気と共に圧縮機を経て吐出され、圧縮機吐出部で蒸発することによって加湿器３で微量な加湿を実施した場合と同様の効果を発揮する。
従って、吸気噴霧冷却を行う場合には、ステップｓ２０１において、定数αに空気流量ＭＡを乗じた流量を、吸気噴霧水流量から単位時間あたりのドレーン水量を除いた分だけ減少させた流量とする。
産業上の利用の可能性
本発明によれば、部分負荷運転時の発電効率を向上させると共に、発電負荷の変動に伴う回転数の変動や低減することができる。
【図面の簡単な説明】
図１は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。
図２は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
図３は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
図４は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
図５は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法に用いられるインターロック制御シーケンスの制御内容を示すフローチャートである。
図６は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対するタービン入口および出口温度、再生熱交換器入口および出口温度を示す説明図である。
図７は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する再生熱交換量を示す説明図である。
図８は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する発電効率を示す説明図である。
図９は、本発明の第１の実施形態によるガスタービン発電装置における発電負荷に対する回転数を示す説明図である。
図１０は、本発明の第２の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
図１１は、本発明の第３の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
図１２は、本発明の第３の実施形態によるガスタービン発電装置における加湿水流量Ｍｗを５通り変化させた場合の再生熱交換器内温度分布の説明図である。
図１３は、図１２の要部拡大図である。
図１４は、本発明の第４の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。
図１５は、本発明の第５の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。
図１６は、本発明の第６の実施形態によるガスタービン発電装置の全体構成を示すシステム構成図である。
図１７は、本発明の第６の実施形態によるガスタービン発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
Claims (13)
- 空気を圧縮する圧縮機(2)と、
圧縮された空気と燃料とを燃焼させる燃焼器(5)と、
この燃焼器で発生する燃焼ガスによって駆動され、上記圧縮機(2)及び発電機(7)を駆動するタービン(6)と、
このタービンの排気ガスと上記燃焼器に導かれる圧縮空気とを熱交換する再生熱交換器(4)と、
上記再生熱交換器(4)に流入する吸気を加湿・冷却する加湿冷却手段(1;3)とを有するガスタービン発電装置において、
上記加湿冷却手段が供給する加湿水を、上記再生熱交換器の入口部での吸気温度が飽和水蒸気温度に一致するように必要な流量に制御する制御手段(100)を備えたことを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項１記載のガスタービン発電装置において、
上記加湿冷却手段は、上記圧縮機の入口において吸気に水を噴霧し、上記圧縮機への吸気を加湿・冷却する吸気噴霧器(1)であることを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項１記載のガスタービン発電装置において、
上記加湿冷却手段は、上記圧縮機によって圧縮された空気に水を噴霧する加湿器(3)であることを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項１記載のガスタービン発電装置において、
上記制御手段(100)は、上記タービンの回転数と、上記燃焼器に供給する燃料流量を制御する(s108,s205)ことを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項４記載のガスタービン発電装置において、
上記制御手段(100)は、上記加湿水流量を最適加湿水流量に極力一致するよう制御し、上記回転数を調節する回数を減少させる(s203)ことを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項４記載のガスタービン発電装置において、
上記制御手段(100)は、上記圧縮機の吐出部における加湿水流量を最大設定流量に設定した後、上記再生熱交換器の出口温度および上記タービンの入口または出口温度が設定温度未満であることを確認しつつ、上記加湿水流量を最適加湿水流量まで徐々に減少させる(s201-s112-s118-s203-s204)ことを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項６記載のガスタービン発電装置において、
上記制御手段(100)は、上記最適加湿水流量(MOPW)を、上記再生熱交換器(4)の入口部における圧力および温度を計測し、飽和温度式から決定することを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項６記載のガスタービン発電装置において、
上記制御手段(100)は、上記最適加湿水流量(<OPW)を、上記再生熱交換器(4)の入口部における吸気比熱と飽和状態の吸気比熱の比較を行うことで決定する(s209)ことを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項６記載のガスタービン発電装置において、
上記制御手段(100)は、上記最適加湿水流量(MOPW)を、上記再生熱交換器(4)の入口と出口間の温度差を再生熱交換器の内部の流路長さで除した温度勾配と、上記再生熱交換器における目標温度勾配の比較を行うことで決定する(s212)ことを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項６記載のガスタービン発電装置において、
上記制御手段(100)は、上記最適加湿水流量(MOPW)を、上記再生熱交換器(4)の入口温度および上記再生熱交換器の内部の空気温度を計測して決定する(s214-s118)ことを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項４記載のガスタービン発電装置において、
上記制御手段(100)は、上記タービン(6)の入口温度若しくは出口温度が過度に上昇した際、上記加湿水流量を増加させることによって、上記タービンの入口温度または出口温度を低下させ、安全な運転状態に復帰させる(s208)ことを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項４記載のガスタービン発電装置において、
上記制御手段(100)は、上記圧縮機(2)の吐出部における加湿水流量を減少させる際の加湿水減少量を、流量調節が可能な範囲内で極力小さい流量に設定したことを特徴とするガスタービン発電装置。 - 請求項４記載のガスタービン発電装置において、
上記制御手段(100)は、上記燃焼器(5)と上記タービン(6)の温度が警報設定温度以上になった場合に、警報を発すると共に、この警報設定温度を、外気温度の上昇に応じて高く設定することを特徴とするガスタービン発電装置。
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/JP2001/003044 WO2002084091A1 (fr) | 2001-04-09 | 2001-04-09 | Générateur de puissance à turbine à gaz |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPWO2002084091A1 JPWO2002084091A1 (ja) | 2004-08-05 |
| JP4030432B2 true JP4030432B2 (ja) | 2008-01-09 |
Family
ID=11737236
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2002581812A Expired - Fee Related JP4030432B2 (ja) | 2001-04-09 | 2001-04-09 | ガスタービン発電装置 |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6981360B2 (ja) |
| JP (1) | JP4030432B2 (ja) |
| WO (1) | WO2002084091A1 (ja) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11236676B2 (en) | 2017-02-06 | 2022-02-01 | Mitsubishi, Power, Ltd. | Humid air turbine |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6715916B2 (en) * | 2001-02-08 | 2004-04-06 | General Electric Company | System and method for determining gas turbine firing and combustion reference temperatures having correction for water content in fuel |
| GB2382848A (en) * | 2001-12-06 | 2003-06-11 | Alstom | Gas turbine wet compression |
| GB2382847A (en) | 2001-12-06 | 2003-06-11 | Alstom | Gas turbine wet compression |
| DE50209742D1 (de) * | 2002-01-07 | 2007-04-26 | Alstom Technology Ltd | Verfahren zum betrieb einer gasturbogruppe |
| DE10256193A1 (de) * | 2002-12-02 | 2004-06-09 | Alstom Technology Ltd | Verfahren zur Steuerung der Flüssigkeitseinspritzung in einen Zuströmkanal einer Kraft- oder Arbeitsmaschine |
| US9254729B2 (en) * | 2003-01-22 | 2016-02-09 | Vast Power Portfolio, Llc | Partial load combustion cycles |
| US7007487B2 (en) * | 2003-07-31 | 2006-03-07 | Mes International, Inc. | Recuperated gas turbine engine system and method employing catalytic combustion |
| JP4100316B2 (ja) * | 2003-09-30 | 2008-06-11 | 株式会社日立製作所 | ガスタービン設備 |
| JP2006022693A (ja) * | 2004-07-07 | 2006-01-26 | Toshiba Corp | タービンプラント |
| JP4464226B2 (ja) * | 2004-08-24 | 2010-05-19 | 株式会社日立製作所 | 高湿分ガスタービン発電プラントの制御装置及び高湿分ガスタービン発電プラント制御方法 |
| JP2006125255A (ja) * | 2004-10-27 | 2006-05-18 | Ebara Corp | ガスタービン装置およびガスタービン発電システム |
| JP4811991B2 (ja) * | 2005-07-06 | 2011-11-09 | 株式会社日立製作所 | 高湿分利用ガスタービン設備 |
| GB0515034D0 (en) * | 2005-07-21 | 2005-08-31 | Rolls Royce Plc | Method and system for operating a multi-stage combustor |
| EP1760294A1 (de) * | 2005-08-31 | 2007-03-07 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Erhöhung der Betriebsflexibilität einer stromerzeugenden Anlage, insbesondere einer Gas- oder Dampfturbine |
| JP4275690B2 (ja) * | 2006-09-07 | 2009-06-10 | 株式会社日立製作所 | ガスタービンシステム |
| US7712301B1 (en) * | 2006-09-11 | 2010-05-11 | Gas Turbine Efficiency Sweden Ab | System and method for augmenting turbine power output |
| JP4466667B2 (ja) * | 2007-03-19 | 2010-05-26 | 株式会社日立製作所 | 高湿分空気利用ガスタービン，高湿分空気利用ガスタービンの制御装置及び高湿分空気利用ガスタービンの制御方法 |
| JP4910042B2 (ja) * | 2008-01-31 | 2012-04-04 | 株式会社日立製作所 | プラント用動力供給システム、その運転方法及び改造方法 |
| EP2325456B1 (en) * | 2009-11-19 | 2016-01-27 | Douglas Wilbert Paul Smith | Gas turbine cycle with water injection for generating electricity |
| US20100314878A1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-12-16 | Dewitt Monte Douglas | Direct Generation of Steam Motive Flow by Water-Cooled Hydrogen/Oxygen Combustion |
| US8452459B2 (en) * | 2009-08-31 | 2013-05-28 | Fisher-Rosemount Systems, Inc. | Heat exchange network heat recovery optimization in a process plant |
| JP5302264B2 (ja) * | 2010-06-07 | 2013-10-02 | 株式会社日立製作所 | 高温部品の寿命診断方法及び診断装置 |
| EP2415993B1 (en) * | 2010-08-05 | 2017-01-11 | Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. | Advanced humid air turbines and fuel control method for advanced humid air turbines |
| CN103069131B (zh) * | 2010-09-30 | 2016-01-06 | 三菱日立电力系统株式会社 | 燃气轮机系统、燃气轮机系统的控制装置和燃气轮机系统的控制方法 |
| JP5480792B2 (ja) * | 2010-12-09 | 2014-04-23 | 株式会社日立製作所 | ガスタービンシステム及びガスタービンの加湿制御方法 |
| WO2013069123A1 (ja) * | 2011-11-09 | 2013-05-16 | 株式会社日立製作所 | ガスタービン発電プラントの制御装置 |
| DE102012224009A1 (de) * | 2012-12-20 | 2014-06-26 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine |
| JP6134616B2 (ja) * | 2013-09-06 | 2017-05-24 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | ２軸ガスタービン |
| WO2015064428A1 (ja) * | 2013-10-29 | 2015-05-07 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | 温度制御装置、ガスタービン、温度制御方法およびプログラム |
| EP2921673A1 (de) * | 2014-03-20 | 2015-09-23 | Siemens Aktiengesellschaft | Variable Grenzleistungsregelung für Gasturbinen |
| US10961920B2 (en) | 2018-10-02 | 2021-03-30 | 8 Rivers Capital, Llc | Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods |
| US11686258B2 (en) | 2014-11-12 | 2023-06-27 | 8 Rivers Capital, Llc | Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods |
| WO2016166774A1 (en) | 2015-04-17 | 2016-10-20 | Nostrum Energy Pte. Ltd. | Novel multiloop gas turbine and method of operation thereof |
| MY190077A (en) * | 2016-02-26 | 2022-03-24 | 8 Rivers Capital Llc | Systems and methods for controlling a power plant |
| CN106948942B (zh) * | 2017-04-24 | 2018-07-06 | 石家庄新华能源环保科技股份有限公司 | 一种高效燃气轮机 |
| FR3082225B1 (fr) * | 2018-06-07 | 2020-06-05 | Safran Helicopter Engines | Systeme propulsif asymetrique a recuperation de chaleur |
| US11519631B2 (en) * | 2020-01-10 | 2022-12-06 | Johnson Controls Tyco IP Holdings LLP | HVAC control system with adaptive flow limit heat exchanger control |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4248039A (en) * | 1978-12-06 | 1981-02-03 | International Power Technology, Inc. | Regenerative parallel compound dual fluid heat engine |
| JPS5788225A (en) * | 1980-11-25 | 1982-06-02 | Mitsubishi Gas Chem Co Inc | Adding method of water |
| US4753068A (en) * | 1987-01-15 | 1988-06-28 | El Masri Maher A | Gas turbine cycle incorporating simultaneous, parallel, dual-mode heat recovery |
| JPH06605Y2 (ja) * | 1988-05-24 | 1994-01-05 | 日産自動車株式会社 | ガスタービン発電装置の制御装置 |
| JPH0826780B2 (ja) * | 1993-02-26 | 1996-03-21 | 石川島播磨重工業株式会社 | 部分再生式二流体ガスタービン |
| US6351935B1 (en) * | 1994-10-11 | 2002-03-05 | Ormat Industries Ltd. | Multi-fuel, combined cycle power plant |
| JP4285781B2 (ja) * | 1997-04-22 | 2009-06-24 | 株式会社日立製作所 | ガスタービン発電設備 |
| JPH1172029A (ja) * | 1997-06-30 | 1999-03-16 | Hitachi Ltd | 水噴霧による出力増加機構を備えたガスタービン |
| SG104914A1 (en) * | 1997-06-30 | 2004-07-30 | Hitachi Ltd | Gas turbine |
| JPH11324710A (ja) | 1998-05-20 | 1999-11-26 | Hitachi Ltd | ガスタービン発電プラント |
| JP2000054857A (ja) * | 1998-08-10 | 2000-02-22 | Hitachi Ltd | ガスタービン |
| US6205768B1 (en) * | 1999-05-05 | 2001-03-27 | Solo Energy Corporation | Catalytic arrangement for gas turbine combustor |
| US6578354B2 (en) * | 2000-01-21 | 2003-06-17 | Hitachi, Ltd. | Gas turbine electric power generation equipment and air humidifier |
| JP3750474B2 (ja) * | 2000-03-08 | 2006-03-01 | 株式会社日立製作所 | 熱電併給設備およびその運転方法 |
| US6584776B2 (en) * | 2000-03-20 | 2003-07-01 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Method for generating power |
| US6269626B1 (en) * | 2000-03-31 | 2001-08-07 | Duk M. Kim | Regenerative fuel heating system |
| US6634165B2 (en) * | 2000-12-28 | 2003-10-21 | General Electric Company | Control system for gas turbine inlet-air water-saturation and supersaturation system |
| NL1017029C2 (nl) * | 2001-01-04 | 2002-07-05 | Turboconsult Bv | Energieopwekkinginstallatie. |
| JP3888095B2 (ja) * | 2001-07-26 | 2007-02-28 | 株式会社日立製作所 | ガスタービン設備 |
| IL166089A0 (en) * | 2002-07-20 | 2006-01-15 | Idalex Technologies Inc | Evaporative duplex counterheat exchanger |
| US6745574B1 (en) * | 2002-11-27 | 2004-06-08 | Elliott Energy Systems, Inc. | Microturbine direct fired absorption chiller |
-
2001
- 2001-04-09 WO PCT/JP2001/003044 patent/WO2002084091A1/ja active Application Filing
- 2001-04-09 JP JP2002581812A patent/JP4030432B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2001-04-09 US US10/474,324 patent/US6981360B2/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11236676B2 (en) | 2017-02-06 | 2022-02-01 | Mitsubishi, Power, Ltd. | Humid air turbine |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2002084091A1 (fr) | 2002-10-24 |
| US20040112037A1 (en) | 2004-06-17 |
| JPWO2002084091A1 (ja) | 2004-08-05 |
| US6981360B2 (en) | 2006-01-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4030432B2 (ja) | ガスタービン発電装置 | |
| JP2006521494A (ja) | ガスタービンの高温ガスの温度測定装置および温度調整方法 | |
| US20080216461A1 (en) | Micro Gas Turbine System | |
| JPH11324710A (ja) | ガスタービン発電プラント | |
| US9228501B2 (en) | Bleed valve override schedule on off-load transients | |
| CN108590783A (zh) | 一种用于汽轮机低压缸胀差的控制方法 | |
| JP3793910B2 (ja) | ガスタービン複合発電プラントとその運転方法 | |
| KR101613227B1 (ko) | 선박의 폐열을 이용한 전력 생산 장치 및 방법 | |
| JP4892539B2 (ja) | 複合発電プラント及び排熱回収ボイラ | |
| JP4102179B2 (ja) | 廃棄物処理設備における排ガス処理系の蒸気タービンの運転方法 | |
| JP4948348B2 (ja) | コンバインドサイクル発電プラント | |
| JP2008312330A (ja) | 排熱発電装置、排熱発電装置の運転方法 | |
| JP3672339B2 (ja) | 一軸型コンバインドサイクルプラントの起動方法及び起動装置 | |
| JP4464226B2 (ja) | 高湿分ガスタービン発電プラントの制御装置及び高湿分ガスタービン発電プラント制御方法 | |
| JP2012144987A (ja) | ガスタービンシステム | |
| JP4648152B2 (ja) | ガスタービンシステム及びガスタービンシステムの運転方法 | |
| JP2002266658A (ja) | 危険なプロセス値を制限するガスタービン設備と方法 | |
| JP3683521B2 (ja) | コージェネレーション装置の運転方法 | |
| JP4251247B2 (ja) | 復水装置 | |
| JP4515330B2 (ja) | 高湿分ガスタービン設備、その制御装置及び制御方法 | |
| JP4923010B2 (ja) | 吸気に水を噴霧する圧縮機を有する設備 | |
| JP2544453B2 (ja) | タ―ビンプラント | |
| RU2803822C1 (ru) | Способ работы парогазовой установки электростанции | |
| CN114876592B (zh) | 小容积流量下坐缸轴承的轴瓦振动自动调整系统及方法 | |
| CN114458399B (zh) | 一种汽轮机低压缸小流量运行的监测控制系统及其方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20040413 |
|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20040413 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20070327 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20070516 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20071016 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20071016 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20101026 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20111026 Year of fee payment: 4 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20121026 Year of fee payment: 5 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20121026 Year of fee payment: 5 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20131026 Year of fee payment: 6 |
|
| S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313111 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |