JP4529220B2 - Gas turbine power generation facility and control method thereof - Google Patents

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Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、発電機を駆動するガスタービンを有するガスタービン発電設備及びその制御方法、特に、燃焼器の燃料として気体燃料を用い、燃料ガスをガス圧縮機により昇圧するガスタービン発電設備及びその制御方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来より、発電機を駆動するガスタービンを有するガスタービン発電設備においては、夏季の気温上昇と共に発電出力が低下することが知られている。この理由は、次の通りである。即ち、大気温度が上昇すると空気の密度が減少し、空気圧縮機が吸い込む空気の質量流量、即ち燃焼器に供給される空気の質量流量が減少する。その一方、燃焼器内の燃焼温度は空気の質量流量が減少することにより上昇することになるが、高温部品を保護するため燃焼器内の燃焼温度は一定となるように制御されている。このため、燃焼器内に供給される燃料流量も空気の質量流量と同様に減少する。燃焼器内に供給される燃料流量及び空気の質量流量の双方が減少すると、ガスタービンに流入する燃焼ガス量が減少するので、ガスタービンの出力が低下することになるからである。
【０００３】
このガスタービンの出力低下を防止するものとして、従来、例えば、図７に示す蒸気注入ガスタービン（特開平９- １２５９８４号公報参照）及び図８に示す二流体サイクルガスタービン（特開平８- ６１０１４号公報参照）が知られている。
このうち、図７に示す蒸気注入ガスタービン１００は、空気を圧縮する圧縮機１０１と、圧縮された空気に都市ガス等の燃料を供給して燃焼させる燃焼器１０２と、燃焼器１０２からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、圧縮機１０１および発電機１０５を駆動するタービン１０３と、燃焼器１０２に蒸気を注入する蒸気注入手段１０４と、この蒸気量の増大に応じて燃焼器１０２への流入空気量を減少させる空気量制御手段とを具備している。そして、この蒸気注入ガスタービン１００は、圧縮機１０１の流入空気量を燃焼器１０２への注入蒸気量の増減に応じて調整することにより、注入蒸気量の増減にかかわらずタービン１０３に流入する燃焼ガス量を常にほぼ一定になるように設定して、ガスタービンの耐久性、安定性および熱効率を高く維持する。タービン１０３の排ガスＧａは、排熱ボイラ１０６に導かれ、排ガス流路１０７、煙突およびサイレンサー１０８を通って大気中に放出される。そして、給水タンク１０９からポンプにより送られた水は、排熱ボイラ１０６で排ガスＧａと熱交換され、飽和蒸気が生成される。この飽和蒸気の一部は、開閉弁１１０を介して圧力制御弁１１１により一定圧力に調整され、プロセス蒸気として種々の蒸気使用機器に供給される。このプロセス蒸気以外の飽和蒸気の余剰分は、調圧弁１１２を含む蒸気注入手段１０４を介して燃焼器１０２に注入されるようになっている。
【０００４】
又、図８に示す二流体サイクルガスタービン２００は、空気を圧縮する圧縮機２０１と、圧縮された空気に燃料を供給して燃焼させる燃焼器２０２と、燃焼器２０２からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、圧縮機２０１および発電機２０４を駆動するタービン２０３と、タービン２０３の下流に設けられ排ガスから飽和蒸気を発生させる熱交換器２０５と、この飽和蒸気のうちの余剰分とその飽和温度よりも高い温度まで圧縮器２０１で圧縮された圧縮空気とを混合する混合器２０６と、混合器２０６で混合された混合ガスを燃焼器２０２へ導く混合ガスライン２０７とを具備している。そして、この二流体サイクルガスタービン２００は、混合器２０６における飽和蒸気と圧縮空気との混合により混合ガスを過熱蒸気とする共に蒸気分圧を下げて過熱蒸気の過熱度を高め、これによりタービン出力及び熱効率を同時に高めるようにしている。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、この従来の蒸気注入ガスタービン１００及び二流体サイクルガスタービン２００にあっては、いずれの場合においても、蒸気を燃焼器に直接吹き込む構成としている。このため、蒸気吹き込み装置をガスタービンの車室（燃焼器を格納するケーシング）に設ける必要があり、その車室の改造が必要となり、改造コストが極めて大きなものとなってしまう。又、蒸気吹き込み装置が車室に設けられると、その車室内部の構造物の構造が複雑となり内部構造物の一部が飛散した場合にタービンの動静翼が破損してしまう虞れがあった。
【０００６】
従って、本発明は、これら従来の問題点を解決するものであり、車室内部の内部構造物の飛散によるタービンの動静翼の損傷を極力回避し、比較的安価な改造コストで夏季におけるガスタービンの発電出力を向上させることができるガスタービン発電設備及びその制御方法を提供することを目的としている。
【０００７】
【課題を解決するための手段】
上記問題を解決するため、本発明のうち請求項１に係るガスタービン発電設備は、空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段とを設け、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されることを特徴としている。
【０００８】
このガスタービン発電設備によれば、水分吹き込み手段は、ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は、燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む。燃料ガス中に吹き込まれた水分は高温の燃料ガスによって加熱され過熱蒸気となり、燃料ガスとともに燃焼器内に供給される。燃焼器内の燃焼温度は過熱蒸気によって低下し、これにより燃焼器に供給される燃料ガスの流量が増大される。夏季において大気温度が上昇し、空気圧縮機から燃焼器に供給される空気の質量流量が減少しても、燃料ガスの流量が増大し、また、作動流体となる過熱蒸気が燃焼器内に供給されるので、ガスタービンによる発電出力は低下しない。このため、燃焼器に直接蒸気を吹き込む必要はない。
【０００９】
又、本発明のうち請求項２に係るガスタービン発電設備は、空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段と、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように前記水分吹き込み手段により吹き込まれる水分吹き込み流量を制御する制御手段とを具備し、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されることを特徴としている。
【００１０】
このガスタービン発電設備によれば、制御手段が、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように水分吹き込み手段により吹きこまれる水分吹き込み流量を制御する。一般的に、ガス圧縮機から流出し燃焼器に供給される燃料ガスの熱量は、ガス圧縮機に供給される燃料ガスの熱量及び燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量の変動により変動するため、ガスタービンの出力が安定しない。しかし、制御手段により、燃焼器に供給される燃料ガスの熱量が一定となるように燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量が制御されるので、燃焼器における燃焼速度が安定し、ガスタービンによる発電出力が安定し、かつその出力が向上する。
【００１１】
更に、本発明のうち請求項３に係るガスタービン発電設備は、空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段と、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように前記水分吹き込み手段により吹き込まれる水分吹き込み流量を制限する制限手段とを具備し、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されることを特徴としている。
【００１２】
このガスタービン発電設備によれば、制限手段は、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように水分吹き込み手段により吹きこまれる水分吹き込み流量を制限する。一般的に、燃焼器に供給される燃料ガス中に蒸気を吹き込むと、燃料ガスの燃焼速度が低下し、燃焼器内で失火してしまうことがある。しかし、制限手段により、燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量が燃焼器に供給される燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように制限されるので、燃焼器内での失火を防止でき、ガスタービンによる発電出力は安定することになる。
【００１３】
本発明のうち請求項４に係るガスタービン発電設備は、空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段と、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように前記水分吹き込み手段で吹き込まれる水分吹き込み流量にあわせて前記ガス圧縮機に供給する燃料ガスの熱量を変化させる熱量制御手段とを設け、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されることを特徴としている。
【００１４】
このガスタービン発電設備によれば、水分吹き込み手段は、ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む。燃料ガス中に吹き込まれた水分は高温の燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となり、燃料ガスとともに燃焼器内に供給される。燃焼器内の燃焼温度は過熱蒸気によって低下し、これにより燃焼器に供給される燃料ガスの流量が増大される。夏季において大気温度が上昇し、空気圧縮機から燃焼器に供給される空気の質量流量が減少しても、燃料ガスの流量が増大し、また、作動流体となる過熱蒸気が燃焼器内に供給されるので、ガスタービンによる発電出力は低下しない。そして、熱量制御手段は、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように水分吹き込み手段で吹き込まれる水分吹き込み量にあわせてガス圧縮機に供給する燃料ガスの熱量を変化させる。このため、工場内で間欠的に発生する余剰の蒸気、熱水、冷水などをガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に取り込む際において、その燃料ガス中に吹き込まれる余剰の蒸気、熱水、冷水などの吹き込み量が変動しても、熱量制御手段により、ガス圧縮機で昇圧され、かつ、水分が吹き込まれた燃料ガスの熱量が一定となるので、ガスタービンによる発電出力は安定する。
【００１５】
本発明のうち請求項５に係るガスタービン発電設備の制御方法は、空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段とを設け、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されると共に、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように前記水分吹き込み手段により吹き込まれる流量を制御することを特徴としている。
【００１６】
このガスタービン発電設備の制御方法によれば、請求項２に係るガスタービン発電設備と同様に、燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量が燃焼器に供給される燃料ガスの熱量が一定となるように制御されるので、ガスタービンによる発電出力は安定することになる。
又、本発明のうち請求項６に係るガスタービン発電設備の制御方法は、空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段とを設け、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されると共に、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように前記水分吹き込み手段により吹き込まれる水分吹き込み流量を制限することを特徴としている。
【００１７】
このガスタービン発電設備の制御方法によれば、請求項３に係るガスタービン発電設備と同様に、燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量が燃焼器に供給される燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように制限されるので、燃焼器内での失火を防止でき、ガスタービンによる発電出力は安定することになる。
又、本発明のうち請求項７に係るガスタービン発電設備の制御方法は、空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段とを設け、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されると共に、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように前記水分吹き込み手段で吹き込まれる水分吹き込み流量にあわせて前記ガス圧縮機に供給する燃料ガスの熱量を変化させることを特徴としている。
【００１８】
このガスタービン発電設備の制御方法によれば、請求項４に係るガスタービン発電設備と同様に、燃料ガスに吹き込まれる水分吹き込み量が変動しても、ガス圧縮機に供給する燃料ガスの熱量を変化させることにより、ガス圧縮機により昇圧され、かつ、水分が吹き込まれた燃料ガスの熱量が一定となるように制御されるので、ガスタービンによる発電出力は安定する。
【００１９】
なお、請求項１乃至７に係るガスタービン発電設備及びその制御方法において、燃料ガス中に吹き込まれる水分としては過熱蒸気を生じ易い飽和蒸気が好ましいが、燃焼器入り口の温度が飽和蒸気温度以上であれば、熱水、冷水でもかまわない。また、蒸気は本発明のガスタービン発電設備で発生した排ガスの余熱を利用して得たものでもよく、他の蒸気発生装置で得た蒸気でもよい。
【００２０】
また、請求項４及び７に係るガスタービン発電設備及びその制御方法において、ガス圧縮機に流入する燃料ガスの熱量は、熱量の異なる二種以上のガスの混合割合を変化させることが好ましい。熱量の異なる二種ガスとしては、例えば、液化天然ガス（ＬＰＧ）やコークス炉ガス等の高熱量ガス（高カロリガス）と高炉ガス等の低熱量ガス（低カロリガス）である。
【００２１】
【発明の実施の形態】
次に本発明の実施形態を図面を参照して説明する。図１は本発明に係るガスタービン発電設備の第１実施形態の概略構成図である。
図１において、ガスタービン発電設備１は、空気を圧縮する空気圧縮機２と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機３と、空気圧縮機２により圧縮された空気とガス圧縮機３により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器４と、燃焼器４からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機６を駆動するガスタービン５と、ガス圧縮機３により昇圧された燃料ガス中に水分を吹き込む水分吹き込み手段７とを具備している。この水分吹き込み手段７は、ガス圧縮機３及び燃焼器４間に配置された燃料ガス配管８に設けられ、水分を燃料ガス配管８内の燃料に吹き込む混合器９で構成される。なお、図１において、符号１０は燃料ガスの流量計、１１は流量制御弁である。
【００２２】
燃料ガスはガス圧縮機３により昇圧されると、高温高圧の燃料ガス、例えば温度３５０℃、圧力１．４７ＭＰａ（１５kgｆ/cm2）のガスとなり、水分吹き込み手段７により吹き込まれた水分はこの高温高圧の燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となり、それぞれが混合されて燃焼器４内に流入する。一方、空気は空気圧縮機２により圧縮されると、例えば温度２２０℃、圧力１．１８ＭＰａ（１２kgｆ/cm2）の圧縮空気となって燃焼器４内に流入する。燃焼器４では、燃料ガスが圧縮空気と混合されて燃焼し、その高温高圧の燃焼ガスが過熱蒸気とともにガスタービン５に送られる。ガスタービン５は燃焼ガスのエネルギにより駆動されて空気圧縮機２及びガス圧縮機３を駆動するとともに発電機６を駆動し、発電機６からの発電出力は種々の電力負荷に供給される。燃料ガスとしては、例えば、高炉等の他のプラントで生成される副生ガス、あるいは液化天然ガス（ＬＮＧ）などが使用される。
【００２３】
一方、ガスタービン５からの排ガスは、例えば、排熱ボイラ（図示せず）に導かれ、煙突を通って大気中に放出される。その一方で排熱ボイラには給水ポンプ（図示せず）により水が供給され、排熱ボイラは排ガスから熱回収して飽和蒸気を生成する。この飽和蒸気の一部はプロセス蒸気として、ガスタービン５とともに発電機６を駆動する蒸気タービン（図示せず）を駆動し、その他の余剰分の飽和蒸気は前述の水分として水分吹き込み手段７により燃料ガス中に吹き込まれる。ここで、燃料ガス中に吹き込まれる水分としては過熱蒸気を生じ易い飽和蒸気が好ましいが、燃焼器４の入り口の温度が飽和蒸気温度以上であれば、熱水、冷水でもかまわない。水分が燃料ガス中に吹き込まれると、前述のように水分は高温高圧の燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となり、燃焼器４内の燃焼温度はこの過熱蒸気によって低下し、これにより燃焼器４に供給される燃料ガスの流量が増大される。夏季において大気温度が上昇し、空気圧縮機２から燃焼器４に供給される圧縮空気の質量流量が減少しても、燃料ガスの流量が増大し、また、作動流体となる過熱蒸気が燃焼器４内に供給されるので、ガスタービンによる発電出力は低下しない。このため、従来のように、燃焼器に直接蒸気を吹き込む必要がなくなるので、ガスタービンの車室の改造が不要となり、改造コストを比較的安価なものとすることができるとともに、その車室内部の内部構造物の構造が簡単な構造となり、内部構造物の飛散によるタービンの動静翼の損傷を極力回避することができる。又、水分は水分吹き込み手段７によりガス圧縮機３により昇圧された燃料ガス中に吹き込まれるが、燃焼圧の方が圧縮空気圧よりも常に高いため、燃料ガスの温度は３５０℃であり、空気圧縮機２により圧縮された圧縮空気の温度２２０℃よりも高温となっている。このため、圧縮空気中に飽和蒸気を吹き込む従来の方法よりもより多くの水分を安定して吹き込むことができる。
【００２４】
次に、図２は本発明に係るガスタービン発電設備の第２実施形態の概略構成図である。
図２において、ガスタービン発電設備２０は、図１に示すガスタービン発電設備１と同様に、空気を圧縮する空気圧縮機２１と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機２２と、空気圧縮機２１により圧縮された空気とガス圧縮機２２により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器２３と、燃焼器２３からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機２５を駆動するガスタービン２４と、ガス圧縮機２２により昇圧された燃料ガス中に水分を吹き込む水分吹き込み手段２６とを具備している。この水分吹き込み手段２６は、図１に示すガスタービン発電設備１の水分吹き込み手段７と同様に、ガス圧縮機２２及び燃焼器２３間に配置された燃料ガス配管２７に設けられ、水分（飽和蒸気）を燃料ガス配管２７内の燃料ガスに吹き込む混合器２８で構成される。そして、ガスタービン発電設備２０は、更に、燃焼器２３に供給される燃料ガスの熱量が一定となるように水分吹き込み手段２６により燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量を制御する制御手段２９を有している。この制御手段２９は、ガス圧縮機２２に供給される燃料ガスの流量を計測する流量計３４と、ガス圧縮機２２に供給される燃料ガスの熱量を検知する熱量計３０と、水分の水分吹き込み流量を計測する水分流量計３２と、水分流量調節弁３３と、熱量計３０で検知された熱量に基づいて水分流量調節弁３２を調節して水分吹き込み流量を制御する制御装置３１とからなっている。なお、図２において、符号３５はその燃料ガスの流量制御弁、３６は圧縮機２２によって昇圧された燃料ガスの流量を計測する流量計、３７はその燃料ガスの流量制御弁である。
【００２５】
高炉等の他のプラントで生成される副生ガス、あるいは液化天然ガス（ＬＮＧ）などの燃料ガスは、流量計３４によってその流量が計測されると共に熱量計３０によってその熱量が計測され、そして、ガス圧縮機２２により昇圧される。燃料ガスは昇圧されると、高温高圧の燃料ガスとなり、水分吹き込み手段２６により吹き込まれた水分はこの高温高圧の燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となり、それぞれが混合器２８で混合されて燃焼器２３内に流入する。一方、空気は空気圧縮機２１により圧縮され、圧縮空気となって燃焼器２３内に流入する。燃焼器２３では、燃料ガスが圧縮空気と混合されて燃焼し、その高温高圧の燃焼ガスが過熱蒸気とともにガスタービン２４に送られる。ガスタービン２４は燃焼ガスのエネルギにより駆動されて空気圧縮機２１及びガス圧縮機２３を駆動するとともに発電機２５を駆動し、発電機２５からの発電出力は種々の電力負荷に供給される。ガスタービン２４からの排ガスは、例えば、排熱ボイラ（図示せず）に導かれ、煙突を通って大気中に放出される。その一方で排熱ボイラには給水ポンプ（図示せず）により水が供給され、排熱ボイラは排ガスから熱回収して飽和蒸気を生成する。この飽和蒸気の一部はプロセス蒸気として、ガスタービン２４とともに発電機２５を駆動する蒸気タービン（図示せず）を駆動し、その他の余剰分の飽和蒸気は前述の水分として水分吹き込み手段２６により燃料ガス中に吹き込まれる。ここで、燃料ガス中に吹き込まれる水分としては過熱蒸気を生じ易い飽和蒸気が好ましいが、燃焼器２３の入り口の温度が飽和蒸気温度以上であれば、熱水、冷水でもかまわない。
【００２６】
一方、熱量計３０によって計測された熱量値は制御装置３１に送られ、制御装置３１はこの熱量値に基づいて水分流量調節弁３３を調節して混合器２８への水分吹き込み流量を制御する。即ち、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量は、ガス圧縮機２２に供給される燃料ガスの熱量及び燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量の変動により変動しているが、熱量計３０で検知される燃料ガスの熱量が大きい場合、制御装置３１は、水分流量調節弁３３を開くように制御してガス圧縮機２２により昇圧された燃料ガス中に吹き込む水分の水分吹き込み流量を大きくし、又、熱量計３０で検知される燃料ガスの熱量が小さい場合、制御装置３１は、水分流量調節弁３３を閉じるように制御してガス圧縮機２２により昇圧された燃料ガス中に吹き込む水分吹き込み流量を小さくし、これによりガス圧縮機２２により昇圧され、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量を一定に制御している。このため、ガスタービン２４の出力は変動しない。例えば、ガスタービン２４が副生ガス焚きの場合であってその出力が約１５０MWの場合、ガス圧縮機２２により昇圧された燃料ガスのガス流量は２５０ｋNm3/H 、熱量変動は２０９Ｊ/ Ｎｍ3 （５０Kcal/Nm3）、ガスタービン２４の出力変動は５MW程度となる。ここで、かかる燃料ガス中に吹き込まれる水分の流量を１５t/H 程度上下させると、ガスタービン２４の出力変動を平滑化する（ほぼ一定とする）ことができる。
【００２７】
更に、図３は本発明に係るガスタービン発電設備の第３実施形態の概略構成図である。
図３において、ガスタービン発電設備４０は、図１に示すガスタービン発電設備１と同様に、空気を圧縮する空気圧縮機４１と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機４２と、空気圧縮機４１により圧縮された空気とガス圧縮機４２により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器４３と、燃焼器４３からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機４５を駆動するガスタービン４４と、ガス圧縮機４２により昇圧された燃料ガス中に水分を吹き込む水分吹き込み手段４６とを具備している。この水分吹き込み手段４６は、図１に示すガスタービン発電設備１の水分吹き込み手段７と同様に、ガス圧縮機４２及び燃焼器４３間に配置された燃料ガス配管４７に設けられ、水分を燃料ガス配管４７内の燃料ガスに吹き込む混合器４８で構成される。そして、ガスタービン発電設備４０は、更に、水分が吹き込まれた後の燃焼速度が一定値以上となるように水分吹き込み手段４６により吹き込まれる水分吹き込み流量を制限する制限手段４９を有している。この制限手段４９は、ガス圧縮機４２に流入する燃料ガスの組成を分析するガスクロマトグラフィー５０と、燃料ガスの温度を計測する温度計５１と、水分の吹き込み流量を計測する流量計５３と、水分流量調節弁５４と、ガスクロマトグラフィー５０の分析によるガス組成、温度計５０による燃料ガスの温度、流量計５３による水分の吹き込み流量に基づいて、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように水分流量調節弁５４を調節して水分吹き込み流量を制限する制御装置５２とからなっている。なお、図３において、符号５５は圧縮機４２に流入する燃料ガスの流量を計測する流量計、５６はその燃料ガスの流量制御弁、５７は圧縮機４２によって昇圧された燃料ガスの流量を計測する流量計、５８はその燃料ガスの流量制御弁である。
【００２８】
高炉等の他のプラントで生成される副生ガス、あるいは液化天然ガス（ＬＮＧ）などの燃料ガスは、流量計５５によってその流量が計測されると共にガスクロマトグラフィー５０によってその組成が分析され、更に温度計５１によって温度が計測される。ガスクロマトグラフィー５０は、燃料ガス中のＨ2 ，ＣＯ等の各可燃性ガスの成分割合とＮ2 ，ＣＯ2 等の不燃性ガスの成分割合とを検知する。そして、燃料ガスはガス圧縮機４２により昇圧されて高温高圧の燃料ガスとなり、水分吹き込み手段４６により吹き込まれた水分はこの高温高圧の燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となり、それぞれが混合器４８で混合されて燃焼器４３内に流入する。一方、空気は空気圧縮機４１により圧縮され、圧縮空気となって燃焼器４３内に流入する。燃焼器４３では、燃料ガスが圧縮空気と混合されて燃焼し、その高温高圧の燃焼ガスが過熱蒸気とともにガスタービン４４に送られる。ガスタービン４４は燃焼ガスのエネルギにより駆動されて空気圧縮機４１及びガス圧縮機４２を駆動するとともに発電機４５を駆動し、発電機４５からの発電出力は種々の電力負荷に供給される。ガスタービン４４からの排ガスは、図１及び図２に示すガスタービン発電設備と同様に、例えば、排熱ボイラ（図示せず）に導かれ、煙突を通って大気中に放出される。その一方で排熱ボイラには給水ポンプ（図示せず）により水が供給され、排熱ボイラは排ガスから熱回収して飽和蒸気を生成する。この飽和蒸気の一部はプロセス蒸気として、ガスタービン４４とともに発電機４５を駆動する蒸気タービン（図示せず）を駆動し、その他の余剰分の飽和蒸気は前述の水分として水分吹き込み手段４６により燃料ガス中に吹き込まれる。ここで、燃料ガス中に吹き込まれる水分としては過熱蒸気を生じ易い飽和蒸気が好ましいが、燃焼器４３の入り口の温度が飽和蒸気温度以上であれば、熱水、冷水でもかまわない。
【００２９】
一方、ガスクロマトグラフィー５０の分析によるガス組成及び温度計５１による燃料ガスの温度と、流量計５３による水分の吹き込み流量とが制御装置５２に送られ、制御装置５２は水分が吹き込まれた後の燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように水分流量調節弁５４を調節して水分吹き込み流量を制限する。
この制限方法について具体的に説明する。
【００３０】
一般に、Ｈ2 等の可燃性ガス及びＨ2 Ｏ等の不燃性ガスを含む混合ガスの燃焼速度Ｃは、下記の（１）式によって表される。
【００３１】
【数１】

Figure 0004529220
【００３２】
ここで、Ｘｉは可燃性ガス単体の成分割合、Ｓｉは可燃性ガス単体の燃焼速度である。
混合ガス中におけるＨ2 Ｏ等の不燃性ガスの成分割合が増大すると、可燃性ガスの成分割合が減少するので、混合ガスの燃焼速度Ｃを一定値以上とするためには、Ｈ2 Ｏ等の不燃性ガスの成分割合を減少させる必要がある。
【００３３】
ガス圧縮機４２に供給される燃料ガス（水分飽和）のガス組成はガスクロマトグラフィー５０によって分析されて制御装置５２に送られるが、具体的には燃料ガス中のＨ2 ，ＣＯ等の各可燃性ガスの成分割合とＮ2 ，ＣＯ2 等の不燃性ガスの成分割合が制御装置５２に送られる。また、ガス圧縮機４２に供給される燃料ガスの温度が温度計５１によって計測されてその温度が制御装置５２に送られて燃料ガス中のＨ2 Ｏ量が計算され、流量計５３による水分の吹き込み流量が制御装置５２に送られて水分量が計算され、制御装置５２において燃料ガス中のＨ2 Ｏ量と吹き込まれる水分量とが加算されて総合のＨ2 Ｏ量が計算される。制御装置５２では、ガスクロマトグラフィー５０による燃料ガス中のＨ2 ，ＣＯ等の各可燃性ガスの成分割合とＮ2 ，ＣＯ2 等の不燃性ガスの成分割合及び総合のＨ2 Ｏ量に基づき、混合器４８における混合ガスの燃焼速度が一定値以上となるように、水分流量調節弁５４を調節する。燃焼速度が一定値未満のときは、水分流量調節弁５４を絞って水分量を減少させる。これにより、燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量が制限されるので、燃焼器内での失火を防止でき、ガスタービンによる発電出力は安定することになる。
【００３４】
次に本発明に係るガスタービン発電設備の第４実施形態を図４を参照して説明する。図４は本発明に係るガスタービン発電設備の第４実施形態の概略構成図である。
図４において、ガスタービン発電設備３０１は、空気を圧縮する空気圧縮機３０２と、ＬＮＧ、コークス炉ガス等の高カロリガス及び高炉ガス等の低カロリガスを混合した燃料ガスを昇圧するガス圧縮機３０３と、空気圧縮機３０２により圧縮された空気とガス圧縮機３０３により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器３０４と、燃焼器３０４からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機３０６を駆動するガスタービン３０５と、ガス圧縮機３０３により昇圧された燃料ガス中に水分を吹き込む水分吹き込み手段３０７と、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように水分吹き込み手段３０７で吹き込まれら水分吹き込み量にあわせてガス圧縮機３０３に供給する燃料ガスの熱量を変化させる熱量制御手段３１０とを具備している。
【００３５】
ここで、水分吹き込み手段３０７は、飽和蒸気（水分）を発生する蒸気発生装置３０８と、ガス圧縮機３により昇圧された燃料ガス中に蒸気発生装置３０８からの飽和蒸気を混合する混合器３０９とで構成されている。
又、熱量制御手段３１０は、蒸気発生装置３０８からの飽和蒸気の流量を検知する水分流量センサ３１１と、ガス圧縮機３０３に供給される燃料ガスの熱量を検知する熱量計３１３と、この燃料ガスの温度を検知する温度計３１４と、水分流量センサ３１１による飽和蒸気の流量、熱量計３１３による燃料ガスの流量、及び温度計３１４による燃料ガスの温度からガス圧縮機３０３により昇圧され、水分が吹き込まれた後の燃料ガス（図６におけるＡ点）の熱量を算出し、この熱量が一定となるように高カロリガス用の流量制御弁３１６を制御する流量制御装置３１５とで構成されている。流量制御装置３１５は、飽和蒸気用の流量制御弁３１２をも制御することができる。図４では、高カロリガス用の流量制御弁のみを制御するようになっているが、低カロリガス用の流量制御弁のみ、または、高カロリガス用と低カロリガス用の両方を制御してもかまわない。
【００３６】
なお、図４において符号３１７は高カロリガス用の流量センサ、３１８は低カロリガス用の流量センサ、３１９は低カロリガス用の流量制御弁、３２０は高カロリガスと低カロリガスとを混合する混合器、３２１はガス圧縮機３０３により昇圧された燃料ガス用の流量センサ、３２２はこの燃料ガス用の流量制御弁である。
【００３７】
次に、発電過程について説明する。ＬＮＧ、コークス炉ガス等の高カロリガス及び高炉ガス等の低カロリガスは、混合器３２０で混合されて混合ガスとしてガス圧縮機３０３に流入し、このガス圧縮機３０３により昇圧される。一方、ガス圧縮機３０３により昇圧された燃料ガス中には、蒸気発生装置３０８によって発生した飽和蒸気が混合器３０９によって混合される。この飽和蒸気（温度が１９７℃）は、高温高圧（温度が３５０℃、圧力が１．４７ＭＰａ（１５kgｆ/cm2））の燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって燃料ガスとともに燃焼器３０４に供給される。燃焼器３０４では、燃料ガスが空気圧縮機３０２によって圧縮された圧縮空気とともに燃焼され、その燃焼ガスのエネルギによりガスタービン３０５が駆動される。ガスタービン３０５は空気圧縮機３０２、ガス圧縮機３０３とともに発電機３０６を駆動し、発電機３０６からの発電出力は種々の電力負荷に供給される。一方、ガスタービン３０５の排ガスは排熱ボイラ（図示せず）に導かれ、煙突を通って大気中に放出される。なお、排熱ボイラで排ガスから熱回収し、これによって飽和蒸気を生成し、この飽和蒸気の一部をプロセス蒸気として蒸気タービン（図示せず）に使用し、他の余剰分を燃料ガス中に吹き込むようにしてもよい。また、燃料ガス中に吹き込まれる水分としては過熱蒸気を生じ易い飽和蒸気が好ましいが、燃焼器３０４の入り口の温度が飽和蒸気温度以上であれば、熱水、冷水でもかまわない。
【００３８】
前述の発電過程において、飽和蒸気（水分）がガス圧縮機３０３によって昇圧された燃料ガス中に吹き込まれると、前述のように飽和蒸気（水分）は高温高圧の燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となり、燃焼器３０４内の燃焼温度はこの過熱蒸気によって低下し、これにより燃焼器３０４に供給される燃料ガスの流量が増大される。夏季において大気温度が上昇し、空気圧縮機３０２から燃焼器３０４に入り込む圧縮空気の質量流量が減少しても、燃料ガスの流量が増大し、また、作動流体となる過熱蒸気が燃焼器３０４内に供給されるので、ガスタービンによる発電出力は低下しない。このため、従来のように、燃焼器に直接蒸気を吹き込む必要がなくなるので、ガスタービンの車室の改造が不要となり、改造コストを比較的安価なものとすることができるとともに、その車室内部の内部構造物の構造が簡単な構造となり、内部構造物の飛散によるタービンの動静翼の損傷を極力回避することができる。又、水分は水分吹き込み手段３０７によりガス圧縮機３０３により昇圧された燃料ガス中に吹き込まれるが、その一方で燃料ガスの温度は３５０℃であり、空気圧縮機３０２により圧縮された圧縮空気の温度２２０℃よりも高温となっている。このため、圧縮空気中に飽和蒸気を吹き込む従来の方法よりもより多くの水分を安定して吹き込むことができる。
【００３９】
次に、熱量制御手段３１０による熱量制御過程について説明する。蒸気発生装置３０８からの飽和蒸気の一部は使用先に供給され、他の余剰分はガス圧縮機３０３により昇圧された燃料ガス中に吹き込まれる。この際に、燃料ガス中に吹き込まれる余剰分の飽和蒸気（水分）の蒸気吹き込み量は、常に、変動している。例えば、工場内で間欠的に発生する余剰蒸気をガス圧縮機３０３により昇圧された燃料ガス中に取り込む際において、その燃料ガス中に吹き込まれる飽和蒸気の蒸気吹き込み量は常に変動している。この蒸気吹き込み量が変動していると、図４のＡ点の燃料ガスの熱量も変動し、ガスタービン３０５による発電出力が安定しない。しかし、この飽和蒸気を吹き込む際に、熱量制御手段３１０の水分流量センサ３１１は飽和蒸気の流量を検知し、熱量計３１３はガス圧縮機３０３に流入する燃料ガスの熱量を検知し、温度計３１４はこの燃料ガスの温度を検知し、流量制御装置３１５が蒸気流量センサ３１１による飽和蒸気の流量、熱量計３１３による燃料ガスの流量、及び温度計３１４による燃料ガスの温度から図４のＡ点の燃料ガスの熱量を算出し、この熱量が一定となるように高カロリガス用の流量制御弁３１６を制御する。即ち、流量制御装置３１５は、吹き込まれる飽和蒸気の吹き込み量が多く、図４のＡ点の燃料ガスの熱量が小さい場合、高カロリガス用の流量制御弁３１６を開くよう制御して高カロリガスの供給量を増加させ、反対に吹き込まれる飽和蒸気の吹き込み量が少なく、図４のＡ点の燃料ガスの熱量が大きい場合、高カロリガス用の流量制御弁３１６を閉じるよう制御して高カロリガスの供給量を減少させる。このため、工場内で間欠的に発生する余剰蒸気をガス圧縮機３０３により昇圧された燃料ガス中に取り込む際において、その燃料ガス中に吹き込まれる飽和蒸気の蒸気吹き込み量が変動していても、熱量制御手段３１０によりガス圧縮機３０３により昇圧され、かつ、水分が吹き込まれた燃料ガスの熱量が一定となるので、ガスタービン３０５による発電出力は安定する。
【００４０】
なお、工場内で間欠的に発生する余剰蒸気をガス圧縮機３０３により昇圧された燃料ガス中に取り込む際において、変動する蒸気吹き込み量にあわせてガス圧縮機３０３に流入するガス組成を変化させ、ガス圧縮機３０３によって昇圧された燃焼ガスの燃焼速度が一定値以上となるように制御することが好ましい。これにより、燃焼器３０４内における失火を防止することができる。
【００４１】
次に、図５及び図６を参照して本発明に係るガスタービン発電設備の第５実施形態及び第６実施形態について説明する。これら図５及び図６に示す第５実施形態及び第６実施形態においては、燃料ガス中に、熱水を積極的に吹き込むようになっている点で第１乃至第４実施形態と相違する。
先ず図５に示す第５実施形態について説明すると、ガスタービン発電設備６０は、空気を圧縮する空気圧縮機６１と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機６２と、空気圧縮機６１により圧縮された空気とガス圧縮機６２により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器６３と、燃焼器６３からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機６５を駆動するガスタービン６４と、ガス圧縮機６２により昇圧された燃料ガス中に熱水を吹き込む水分吹き込み手段６６とを具備している。
【００４２】
この水分吹き込み手段６６は、飽和蒸気を発生する蒸気発生装置７３と、蒸気発生装置７３からの余剰蒸気が流入する熱水貯蔵用ホルダ７１と、ガス圧縮機６２及び燃焼器６３間に配置された燃料ガス配管６７に設けられ、熱水貯蔵用ホルダ７１からの熱水を燃料ガス配管６７内の燃料に吹き込む混合器６８とで構成されている。ここで、蒸気発生装置７３からの飽和蒸気は、一部はプロセス蒸気として利用され、他の余剰蒸気は、熱水貯蔵用ホルダ７１に吹き込まれる。熱水貯蔵用ホルダ７１に吹き込まれた余剰蒸気は、放熱などにより凝縮して熱水（約９０℃程度）となり、熱水貯蔵用ホルダ７１内に貯蔵される。なお、図５において、符号６９は燃料ガスの流量計、７０，７２，７４は流量制御弁である。
【００４３】
次に、発電過程について説明する。燃料ガスはガス圧縮機６２により昇圧されると、高温高圧の燃料ガスとなり、水分吹き込み手段６６により吹き込まれた熱水はこの高温高圧の燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となり、それぞれが混合されて燃焼器６３内に流入する。一方、空気は空気圧縮機６１により圧縮されると、圧縮空気となって燃焼器６３内に流入する。燃焼器６３では、燃料ガスが圧縮空気と混合されて燃焼し、その高温高圧の燃焼ガスが過熱蒸気とともにガスタービン６４に送られる。ガスタービン６４は燃焼ガスのエネルギにより駆動されて空気圧縮機６１及びガス圧縮機６２を駆動するとともに発電機６５を駆動し、発電機６５からの発電出力は種々の電力負荷に供給される。一方、ガスタービン６４からの排ガスは、例えば、排熱ボイラ（図示せず）に導かれ、煙突を通って大気中に放出される。
【００４４】
水分吹き込み手段６６により熱水が燃料ガス中に吹き込まれると、前述のように熱水は高温高圧の燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となり、燃焼器６３内の燃焼温度はこの過熱蒸気によって低下し、これにより燃焼器６３に供給される燃料ガスの流量が増大される。夏季において大気温度が上昇し、空気圧縮機６１から燃焼器６３に入り込む圧縮空気の質量流量が減少しても、燃料ガスの流量が増大し、また、作動流体となる過熱蒸気が燃焼器６３内に供給されるので、ガスタービンによる発電出力は低下しない。
【００４５】
また、本実施形態のように、水分吹き込み手段６６により熱水を燃料ガス中に吹き込むようにすると、その熱水は、熱水貯蔵用ホルダ７１内に貯蔵可能であるため、簡単な設備で燃料ガス中に水分を吹き込むことができることになる。第１乃至第４実施形態においては、水分、特に飽和蒸気を燃料ガス中に吹き込みようにしてあり、その飽和蒸気を貯蔵することは困難であるため、実施化する場合には、設備が複雑化する問題がある。さらに、熱水貯蔵用ホルダ７１に熱水を貯蔵することにより、余剰蒸気発生量が変動しても、一定量の水分を吹き込むことが可能になる。
【００４６】
また、水分吹き込み手段６６により熱水を燃料ガス中に吹き込むようにすると、熱水自体の体積が飽和蒸気よりも小さいので、それを混合器６８に導く配管の径、ひいては設備全体の寸法を小さくすることができる。
次に、図６に示す第６実施形態について説明すると、ガスタービン発電設備８０は、空気を圧縮する空気圧縮機８１と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機８２と、空気圧縮機８１により圧縮された空気とガス圧縮機８２により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器８３と、燃焼器８３からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機８５を駆動するガスタービン８４と、ガス圧縮機８２により昇圧された燃料ガス中に熱水を吹き込む水分吹き込み手段８６とを具備している。
【００４７】
この水分吹き込み手段８６は、飽和蒸気を発生する排熱ボイラ９４と、排熱ボイラ９４からの余剰蒸気が流入する熱水貯蔵用ホルダ９１と、ガス圧縮機８２及び燃焼器８３間に配置された燃料ガス配管８７に設けられ、熱水貯蔵用ホルダ９１からの熱水を燃料ガス配管８７内の燃料に吹き込む混合器８８とで構成されている。
【００４８】
この水分吹き込み手段８６は、ガスタービン８４にて排出される排ガスＧａを利用して熱水を燃料ガス中に吹き込むものであり、排熱ボイラ９４には、ガスタービン８４からの排ガスＧａが導かれ、その一方で、給水ポンプ９５により水が供給され、排熱ボイラ９４は排ガスＧａから熱回収して飽和蒸気を生成するようになっている。そして、この飽和蒸気の一部はプロセス蒸気として利用され、その他の余剰分の余剰蒸気は熱水貯蔵用ホルダ９１に吹き込まれ、熱水貯蔵用ホルダ９１に吹き込まれた余剰蒸気は、放熱などにより凝縮して熱水となり、熱水貯蔵用ホルダ９１内に貯蔵されるようになっている。なお、図６において、符号８９は燃料ガスの流量計、９０，９２，９３は流量制御弁である。
【００４９】
次に、発電過程について説明する。燃料ガスはガス圧縮機８２により昇圧されると、高温高圧の燃料ガスとなり、水分吹き込み手段８６により吹き込まれた熱水はこの高温高圧の燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となり、それぞれが混合されて燃焼器８３内に流入する。一方、空気は空気圧縮機８１により圧縮されると、圧縮空気となって燃焼器８３内に流入する。燃焼器８３では、燃料ガスが圧縮空気と混合されて燃焼し、その高温高圧の燃焼ガスが過熱蒸気とともにガスタービン８４に送られる。ガスタービン８４は燃焼ガスのエネルギにより駆動されて空気圧縮機８１及びガス圧縮機８２を駆動するとともに発電機８５を駆動し、発電機８５からの発電出力は種々の電力負荷に供給される。そして、ガスタービン８４からの排ガスＧａは、排熱ボイラ９４に導かれ、前述のように、熱水生成に利用される。このため、図５に示す第５実施形態と比較すると、エネルギの無駄使いをすることなく、効率的に熱水を生成することができる。
【００５０】
一方、本実施形態にあっても、図５に示す第５実施形態と同様に、燃焼器８３に供給される燃料ガスの流量が増大されるので、夏季において大気温度が上昇し、空気圧縮機８１から燃焼器８３に入り込む圧縮空気の質量流量が減少しても、燃料ガスの流量が増大し、また、作動流体となる過熱蒸気が燃焼器８３内に供給されるので、ガスタービン８４による発電出力は低下しない。
【００５１】
また、図５に示す第５実施形態と同様に、水分吹き込み手段８６により熱水を燃料ガス中に吹き込むようにしているので、熱水は、熱水貯蔵用ホルダ９１内に貯蔵可能であり、簡単な設備で燃料ガス中に水分を吹き込むことができることになる。熱水を貯蔵することにより、余剰蒸気発生量が変動しても、一定量の水分を吹き込むことが可能になる。
【００５２】
更に、図５に示す第５実施形態と同様に、水分吹き込み手段８６により熱水を燃料ガス中に吹き込むようしているので、熱水自体の体積が飽和蒸気よりも小さいので、それを混合器８８に導く配管の径、ひいては設備全体の寸法を小さくすることができる。
第５実施形態及び第６実施形態は、吹き込む水分量を一定にすることが可能であるため、前述した第２実施形態の制御手段２９により、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量を一定に、または、第３実施形態の制限手段４９により、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの燃焼速度を一定にすることが好ましい。
【００５３】
以上説明したように、本発明のうち請求項１に係るガスタービン発電設備によれば、ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段を設けたので、燃焼器内の燃焼温度を過熱蒸気（水分）によって低下させ、燃焼器に供給される燃料ガスの流量を増大することができる。このため、夏季において大気温度が上昇し、空気圧縮機から燃焼器に入り込む空気の質量流量が減少しても、燃料ガスの流量が増大し、また、作動流体となる過熱蒸気が燃焼器内に供給されるので、ガスタービンによる発電出力は低下しない。これにより、従来のように、燃焼器に直接蒸気を吹き込む必要がなくなるので、ガスタービンの車室の改造が不要となり、改造コストを比較的安価なものとすることができるとともに、その車室内部の内部構造物の構造が簡単な構造となり、内部構造物の飛散によるタービンの動静翼の損傷を極力回避することができる。又、水分は、空気圧縮機により圧縮された圧縮空気の温度よりも高温のガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に吹き込まれるので、圧縮空気中に飽和蒸気を吹き込む従来の方法よりも多くの水分を安定して吹き込むことができる。
【００５４】
又、本発明のうち請求項２に係るガスタービン発電設備によれば、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように水分吹き込み手段により吹きこまれる水分吹き込み流量を制御する制御手段を具備しているので、変動している燃料ガスの熱量が、燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量を制御手段によって制御することによって一定となり、ガスタービンによる発電出力は安定することになる。
【００５５】
更に、本発明のうち請求項３に係るガスタービン発電設備によれば、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように水分吹き込み手段により吹きこまれる水分吹き込み流量を制限する制限手段を具備しているので、燃焼器内での失火を防止でき、ガスタービンによる発電出力は安定することになる。
【００５６】
また、本発明のうち請求項４に係るガスタービン発電設備によれば、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように水分吹き込み手段で吹き込まれる水分吹き込み量にあわせてガス圧縮機に供給する燃料ガスの熱量を変化させるので、例えば、工場内で間欠的に発生する余剰蒸気をガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に取り込む際において、ガスタービンによる発電出力は安定する。
【００５７】
本発明のうち請求項５に係るガスタービン発電設備の制御方法によれば、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量が制御されるので、ガスタービンによる発電出力は安定することになる。
本発明のうち請求項６に係るガスタービン発電設備の制御方法によれば、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように燃料ガス中に吹き込まれる水分吹き込み流量が制限されるので、燃焼器内での失火を防止でき、ガスタービンによる発電出力は安定することになる。
【００５８】
更に、本発明のうち請求項７に係るガスタービン発電設備の制御方法によれば、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように水分吹き込み手段で吹き込まれる水分吹き込み量にあわせてガス圧縮機に供給する燃料ガスの熱量を変化させるので、請求項４に係るガスタービン発電設備と同様に、ガスタービンによる発電出力は安定する。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明に係るガスタービン発電設備の第１実施形態の概略構成図である。
【図２】本発明に係るガスタービン発電設備の第２実施形態の概略構成図である。
【図３】本発明に係るガスタービン発電設備の第３実施形態の概略構成図である。
【図４】本発明に係るガスタービン発電設備の第４実施形態の概略構成図である。
【図５】本発明に係るガスタービン発電設備の第５実施形態の概略構成図である。
【図６】本発明に係るガスタービン発電設備の第６実施形態の概略構成図である。
【図７】従来例の蒸気注入ガスタービンの概略構成図である。
【図８】従来例の二流体サイクルガスタービンの概略構成図である。
【符号の説明】
１、２０、４０、６０、８０、３０１はガスタービン発電設備
２、２１、４１、６１、８１、３０２は空気圧縮機
３、２２、４２、６２、８２、３０３はガス圧縮機
４、２３、４３、６３、８３、３０４は燃焼器
５、２４、４４、６４、８４、３０５はガスタービン
６、２５、４５、６５、８５、３０６は発電機
７、２６、４６、６６、８６、３０７は水分吹き込み手段
２９は制御手段
４９は制限手段
３１０は熱量制御手段[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a gas turbine power generation facility having a gas turbine that drives a power generator and a control method thereof, and more particularly, to a gas turbine power generation facility that uses a gaseous fuel as fuel for a combustor and boosts the fuel gas by a gas compressor. Regarding the method.
[0002]
[Prior art]
Conventionally, in a gas turbine power generation facility having a gas turbine that drives a generator, it is known that the power generation output decreases as the summer temperature rises. The reason for this is as follows. That is, when the atmospheric temperature rises, the air density decreases, and the mass flow rate of air sucked by the air compressor, that is, the mass flow rate of air supplied to the combustor decreases. On the other hand, the combustion temperature in the combustor increases as the mass flow rate of air decreases, but the combustion temperature in the combustor is controlled to be constant in order to protect the high-temperature components. For this reason, the fuel flow rate supplied into the combustor also decreases in the same manner as the mass flow rate of air. This is because when both the fuel flow rate supplied to the combustor and the mass flow rate of air are reduced, the amount of combustion gas flowing into the gas turbine is reduced, so that the output of the gas turbine is reduced.
[0003]
Conventionally, for example, a steam injection gas turbine shown in FIG. 7 (refer to Japanese Patent Laid-Open No. 9-125984) and a two-fluid cycle gas turbine shown in FIG. No. gazette) is known.
Among these, the steam injection gas turbine 100 shown in FIG. 7 includes a compressor 101 that compresses air, a combustor 102 that supplies fuel such as city gas to the compressed air for combustion, and combustion from the combustor 102. A turbine 103 that is driven by gas energy to drive the compressor 101 and the generator 105, a steam injection means 104 that injects steam into the combustor 102, and air that flows into the combustor 102 as the amount of steam increases. And an air amount control means for reducing the amount. The steam injection gas turbine 100 adjusts the amount of air flowing into the compressor 101 in accordance with the increase or decrease in the amount of injected steam to the combustor 102, so that the combustion flowing into the turbine 103 regardless of the increase or decrease in the amount of injected steam. The gas amount is set to be almost constant at all times to maintain high durability, stability and thermal efficiency of the gas turbine. The exhaust gas Ga of the turbine 103 is guided to the exhaust heat boiler 106, and is released into the atmosphere through the exhaust gas passage 107, the chimney and the silencer 108. And the water sent with the pump from the water supply tank 109 is heat-exchanged with waste gas Ga with the exhaust heat boiler 106, and saturated steam is produced | generated. A part of the saturated steam is adjusted to a constant pressure by the pressure control valve 111 via the on-off valve 110, and is supplied to various steam-using devices as process steam. The surplus of the saturated steam other than the process steam is injected into the combustor 102 through the steam injection means 104 including the pressure regulating valve 112.
[0004]
Further, the two-fluid cycle gas turbine 200 shown in FIG. 8 includes a compressor 201 that compresses air, a combustor 202 that supplies fuel to the compressed air for combustion, and energy of combustion gas from the combustor 202. The turbine 203 that is driven to drive the compressor 201 and the generator 204, the heat exchanger 205 that is provided downstream of the turbine 203 and generates saturated steam from the exhaust gas, the surplus of the saturated steam, and its saturation temperature A mixer 206 that mixes the compressed air compressed by the compressor 201 to a higher temperature, and a mixed gas line 207 that guides the mixed gas mixed by the mixer 206 to the combustor 202. The two-fluid cycle gas turbine 200 converts the mixed gas into superheated steam by mixing the saturated steam and compressed air in the mixer 206 and lowers the partial pressure of the steam to increase the superheated degree of the superheated steam. In addition, the heat efficiency is improved at the same time.
[0005]
[Problems to be solved by the invention]
However, in this conventional steam injection gas turbine 100 and two-fluid cycle gas turbine 200, in any case, steam is directly blown into the combustor. For this reason, it is necessary to provide the steam blowing device in the casing of the gas turbine (the casing for storing the combustor), and the casing needs to be remodeled, resulting in extremely high remodeling costs. Further, when the steam blowing device is provided in the passenger compartment, the structure of the structure inside the passenger compartment is complicated, and there is a possibility that the moving blades and vanes of the turbine may be damaged when a part of the internal structure is scattered. .
[0006]
Accordingly, the present invention solves these conventional problems, avoids damage to the turbine blades and vanes due to scattering of internal structures in the interior of the vehicle cabin as much as possible, and is a gas turbine in summer at a relatively inexpensive modification cost. An object of the present invention is to provide a gas turbine power generation facility capable of improving the power generation output and a control method thereof.
[0007]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the above problems, a gas turbine power generation facility according to claim 1 of the present invention includes an air compressor that compresses air, a gas compressor that pressurizes fuel gas, and air compressed by the air compressor. And a combustor that supplies and burns the fuel gas pressurized by the gas compressor, a gas turbine that is driven by the energy of the combustion gas from the combustor and drives a generator, and a pressure that is boosted by the gas compressor In the spent fuel gas , Saturated steam, or hot water or cold water where the temperature at the inlet of the combustor is equal to or higher than the saturated steam temperature. Infuse moisture Musui Provided with a blowing means When the water is blown into the fuel gas, it is heated by the fuel gas and supplied as superheated steam into the combustor. It is characterized by that.
[0008]
According to this gas turbine power generation facility, the moisture blowing means is contained in the fuel gas pressurized by the gas compressor. , Tired Japanese steam Or hot water or cold water where the temperature at the inlet of the combustor is equal to or higher than the saturated steam temperature Inject moisture. The water blown into the fuel gas is heated by the high-temperature fuel gas to become superheated steam, and is supplied into the combustor together with the fuel gas. The combustion temperature in the combustor is lowered by the superheated steam, thereby increasing the flow rate of the fuel gas supplied to the combustor. Even if the atmospheric temperature rises in summer and the mass flow rate of air supplied from the air compressor to the combustor decreases, the flow rate of the fuel gas increases and superheated steam that serves as the working fluid is supplied into the combustor. Therefore, the power generation output by the gas turbine does not decrease. For this reason, it is not necessary to blow steam directly into the combustor.
[0009]
According to a second aspect of the present invention, a gas turbine power generation facility includes an air compressor that compresses air, a gas compressor that pressurizes fuel gas, air compressed by the air compressor, and the gas compressor. A combustor for supplying and burning the fuel gas pressurized by the gas, a gas turbine driven by the energy of the combustion gas from the combustor to drive the generator, and the fuel gas pressurized by the gas compressor In , Saturated steam, or hot water or cold water where the temperature at the inlet of the combustor is equal to or higher than the saturated steam temperature. Infuse moisture Musui And a control means for controlling the flow rate of water blown by the water blowing means so that the amount of heat of the fuel gas after the water is blown is constant. When the water is blown into the fuel gas, it is heated by the fuel gas and supplied as superheated steam into the combustor. It is characterized by that.
[0010]
According to this gas turbine power generation facility, the control means controls the moisture blowing flow rate blown by the moisture blowing means so that the heat amount of the fuel gas after the moisture is blown becomes constant. In general, the amount of heat of the fuel gas flowing out from the gas compressor and supplied to the combustor varies depending on the amount of heat of the fuel gas supplied to the gas compressor and the fluctuation of the flow rate of water blown into the fuel gas. The output of the gas turbine is not stable. However, the control means controls the water flow rate of the water blown into the fuel gas so that the heat quantity of the fuel gas supplied to the combustor is constant, so that the combustion speed in the combustor is stabilized and the power generation by the gas turbine is performed. The output is stabilized and the output is improved.
[0011]
Furthermore, the gas turbine power generation facility according to claim 3 of the present invention includes an air compressor for compressing air, a gas compressor for boosting fuel gas, air compressed by the air compressor, and the gas compressor. A combustor for supplying and burning the fuel gas pressurized by the gas, a gas turbine driven by the energy of the combustion gas from the combustor to drive the generator, and the fuel gas pressurized by the gas compressor In , Saturated steam, or hot water or cold water where the temperature at the inlet of the combustor is equal to or higher than the saturated steam temperature. Infuse moisture Musui And a restricting means for restricting the flow rate of the water blown by the water blowing means so that the combustion speed of the fuel gas after the water is blown becomes a certain value or more. When the water is blown into the fuel gas, it is heated by the fuel gas and supplied as superheated steam into the combustor. It is characterized by that.
[0012]
According to this gas turbine power generation facility, the restricting means restricts the moisture blowing flow rate blown by the moisture blowing means so that the combustion speed of the fuel gas after the moisture is blown becomes a certain value or more. In general, when steam is blown into the fuel gas supplied to the combustor, the combustion speed of the fuel gas is reduced, and a misfire may occur in the combustor. However, because the restriction means restricts the flow rate of the water blown into the fuel gas so that the combustion speed of the fuel gas supplied to the combustor becomes a certain value or more, misfire in the combustor can be prevented, The power generation output by the gas turbine is stabilized.
[0013]
A gas turbine power generation facility according to claim 4 of the present invention includes an air compressor that compresses air, a gas compressor that pressurizes fuel gas, air compressed by the air compressor, and a pressure boosted by the gas compressor. A combustor for supplying and combusting the generated fuel gas, a gas turbine driven by the energy of the combustion gas from the combustor to drive a generator, and a fuel gas boosted by the gas compressor , Saturated steam, or hot water or cold water where the temperature at the inlet of the combustor is equal to or higher than the saturated steam temperature. Infuse moisture Musui The amount of heat that changes the amount of heat of the fuel gas supplied to the gas compressor in accordance with the amount of water blown by the moisture blowing means so that the amount of heat of the fuel gas after the moisture is blown is constant. With control means When the water is blown into the fuel gas, it is heated by the fuel gas and supplied as superheated steam into the combustor. It is characterized by that.
[0014]
According to this gas turbine power generation facility, the moisture blowing means is contained in the fuel gas pressurized by the gas compressor. , Saturated steam Or hot water or cold water whose combustor inlet temperature is equal to or higher than the saturated steam temperature Inject moisture. The water blown into the fuel gas is heated by the high-temperature fuel gas to become superheated steam, and is supplied into the combustor together with the fuel gas. The combustion temperature in the combustor is lowered by the superheated steam, thereby increasing the flow rate of the fuel gas supplied to the combustor. Even if the atmospheric temperature rises in summer and the mass flow rate of air supplied from the air compressor to the combustor decreases, the flow rate of the fuel gas increases and superheated steam that serves as the working fluid is supplied into the combustor. Therefore, the power generation output by the gas turbine does not decrease. The calorific value control means changes the calorific value of the fuel gas supplied to the gas compressor in accordance with the moisture blowing amount blown by the moisture blowing means so that the heat amount of the fuel gas after the moisture is blown is constant. For this reason, when taking in surplus steam, hot water, cold water, etc. generated intermittently in the factory into the fuel gas pressurized by the gas compressor, surplus steam, hot water, blown into the fuel gas, Even if the blowing amount of cold water or the like fluctuates, the heat output of the gas turbine is stabilized because the heat amount of the fuel gas pressurized by the gas compressor and the water blown by the gas compressor becomes constant by the heat amount control means.
[0015]
A control method for a gas turbine power generation facility according to claim 5 of the present invention includes an air compressor that compresses air, a gas compressor that boosts fuel gas, air compressed by the air compressor, and the gas compression A combustor that supplies and burns fuel gas pressurized by a compressor, a gas turbine that is driven by the energy of the combustion gas from the combustor and drives a generator, and a fuel gas that has been pressurized by the gas compressor inside , Saturated steam, or hot water or cold water where the temperature at the inlet of the combustor is equal to or higher than the saturated steam temperature. Infuse moisture Musui Providing a blowing means, When the moisture is blown into the fuel gas, it is heated by the fuel gas to become superheated steam and is supplied into the combustor, The flow rate of the fuel gas blown by the moisture blowing means is controlled so that the amount of heat of the fuel gas after the moisture is blown becomes constant.
[0016]
According to this method for controlling a gas turbine power generation facility, similarly to the gas turbine power generation facility according to claim 2, the flow rate of water blown into the fuel gas is such that the amount of heat of the fuel gas supplied to the combustor is constant. Therefore, the power generation output by the gas turbine is stabilized.
A control method for a gas turbine power generation facility according to claim 6 of the present invention includes an air compressor that compresses air, a gas compressor that boosts fuel gas, the air compressed by the air compressor, A combustor that supplies and burns fuel gas that has been pressurized by a gas compressor, a gas turbine that is driven by the energy of the combustion gas from the combustor and that drives a generator, and is pressurized by the gas compressor In fuel gas , Saturated steam, or hot water or cold water where the temperature at the inlet of the combustor is equal to or higher than the saturated steam temperature. Infuse moisture Musui Providing a blowing means, When the moisture is blown into the fuel gas, it is heated by the fuel gas to become superheated steam and is supplied into the combustor, It is characterized in that the moisture blowing flow rate blown by the moisture blowing means is limited so that the combustion speed of the fuel gas after the moisture is blown becomes a certain value or more.
[0017]
According to this method for controlling a gas turbine power generation facility, similarly to the gas turbine power generation facility according to claim 3, the combustion rate of the fuel gas supplied to the combustor is equal to or higher than a predetermined value. Therefore, misfire in the combustor can be prevented, and the power generation output by the gas turbine is stabilized.
According to a seventh aspect of the present invention, there is provided a control method for a gas turbine power generation facility according to a seventh aspect of the present invention, comprising: an air compressor that compresses air; a gas compressor that pressurizes fuel gas; the air compressed by the air compressor; A combustor that supplies and burns fuel gas that has been pressurized by a gas compressor, a gas turbine that is driven by the energy of the combustion gas from the combustor and that drives a generator, and is pressurized by the gas compressor In fuel gas , Saturated steam, or hot water or cold water where the temperature at the inlet of the combustor is equal to or higher than the saturated steam temperature. Infuse moisture Musui Providing a blowing means, When the moisture is blown into the fuel gas, it is heated by the fuel gas to become superheated steam and is supplied into the combustor, It is characterized in that the amount of heat of the fuel gas supplied to the gas compressor is changed in accordance with the amount of water blown by the water blowing means so that the amount of heat of the fuel gas after the water is blown becomes constant.
[0018]
According to this method for controlling a gas turbine power generation facility, similarly to the gas turbine power generation facility according to claim 4, even if the amount of moisture blown into the fuel gas varies, the amount of heat of the fuel gas supplied to the gas compressor is reduced. By changing the pressure, the fuel gas pressure increased by the gas compressor and the amount of heat of the fuel gas into which moisture has been blown is controlled to be constant, so that the power generation output by the gas turbine is stabilized.
[0019]
In addition, in the gas turbine power generation facility and the control method thereof according to claims 1 to 7, the water that is blown into the fuel gas is preferably saturated steam that easily generates superheated steam, but the temperature at the combustor inlet is equal to or higher than the saturated steam temperature. Hot water or cold water can be used. Further, the steam may be obtained by using the residual heat of the exhaust gas generated by the gas turbine power generation facility of the present invention, or may be steam obtained by another steam generator.
[0020]
In the gas turbine power generation facility and the control method thereof according to claims 4 and 7, it is preferable that the amount of heat of the fuel gas flowing into the gas compressor is changed in the mixing ratio of two or more kinds of gases having different amounts of heat. Examples of the two kinds of gases having different calories are high calorific gas (high calorie gas) such as liquefied natural gas (LPG) and coke oven gas, and low calorific gas (low calorie gas) such as blast furnace gas.
[0021]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Next, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a first embodiment of a gas turbine power generation facility according to the present invention.
In FIG. 1, a gas turbine power generation facility 1 includes an air compressor 2 that compresses air, a gas compressor 3 that pressurizes fuel gas, an air compressed by the air compressor 2, and a pressure that is increased by the gas compressor 3. A combustor 4 that supplies and burns fuel gas, a gas turbine 5 that is driven by the energy of the combustion gas from the combustor 4 to drive the generator 6, and the fuel gas that has been pressurized by the gas compressor 3. And a moisture blowing means 7 for blowing moisture. The moisture blowing means 7 is provided in a fuel gas pipe 8 disposed between the gas compressor 3 and the combustor 4, and includes a mixer 9 that blows moisture into the fuel in the fuel gas pipe 8. In FIG. 1, reference numeral 10 denotes a fuel gas flow meter, and 11 denotes a flow control valve.
[0022]
When the pressure of the fuel gas is increased by the gas compressor 3, a high-temperature and high-pressure fuel gas such as a temperature of 350 ° C. and a pressure of 1.47 MPa (15 kgf / cm 2 The water blown by the water blowing means 7 is heated by this high-temperature and high-pressure fuel gas to become superheated steam, which is mixed and flows into the combustor 4. On the other hand, when the air is compressed by the air compressor 2, for example, the temperature is 220 ° C. and the pressure is 1.18 MPa (12 kgf / cm 2). 2 ) And flows into the combustor 4. In the combustor 4, the fuel gas is mixed with compressed air and burned, and the high-temperature and high-pressure combustion gas is sent to the gas turbine 5 together with superheated steam. The gas turbine 5 is driven by the energy of the combustion gas to drive the air compressor 2 and the gas compressor 3 and to drive the generator 6, and the power generation output from the generator 6 is supplied to various power loads. As the fuel gas, for example, by-product gas generated in another plant such as a blast furnace or liquefied natural gas (LNG) is used.
[0023]
On the other hand, the exhaust gas from the gas turbine 5 is guided to, for example, an exhaust heat boiler (not shown), and is released into the atmosphere through a chimney. On the other hand, water is supplied to the exhaust heat boiler by a feed water pump (not shown), and the exhaust heat boiler recovers heat from the exhaust gas to generate saturated steam. A part of the saturated steam is used as process steam to drive a steam turbine (not shown) that drives the generator 6 together with the gas turbine 5, and other surplus saturated steam is supplied to the fuel by the moisture blowing means 7 as the aforementioned moisture. It is blown into the gas. Here, saturated water that easily generates superheated steam is preferable as the moisture that is blown into the fuel gas. However, hot water or cold water may be used as long as the temperature at the entrance of the combustor 4 is equal to or higher than the saturated steam temperature. When moisture is blown into the fuel gas, the moisture is heated by the high-temperature and high-pressure fuel gas to become superheated steam as described above, and the combustion temperature in the combustor 4 is lowered by this superheated steam. The flow rate of the supplied fuel gas is increased. Even if the atmospheric temperature rises in the summer and the mass flow rate of the compressed air supplied from the air compressor 2 to the combustor 4 decreases, the flow rate of the fuel gas increases, and the superheated steam that becomes the working fluid becomes combustor. Therefore, the power generation output by the gas turbine does not decrease. For this reason, it is not necessary to blow steam directly into the combustor as in the prior art, so that it is not necessary to modify the casing of the gas turbine, and the modification cost can be made relatively inexpensive. The structure of the internal structure becomes a simple structure, and damage to the turbine rotor and stator blades due to scattering of the internal structure can be avoided as much as possible. Further, moisture is blown into the fuel gas pressurized by the gas compressor 3 by the moisture blowing means 7, but since the combustion pressure is always higher than the compressed air pressure, the temperature of the fuel gas is 350 ° C., and air compression The temperature of the compressed air compressed by the machine 2 is higher than 220 ° C. For this reason, more water can be stably blown than the conventional method of blowing saturated steam into compressed air.
[0024]
Next, FIG. 2 is a schematic configuration diagram of a second embodiment of the gas turbine power generation facility according to the present invention.
In FIG. 2, the gas turbine power generation facility 20 includes an air compressor 21 that compresses air, a gas compressor 22 that pressurizes fuel gas, and an air compressor 21, as in the gas turbine power generation facility 1 shown in FIG. 1. A combustor 23 for supplying compressed air and a fuel gas pressurized by the gas compressor 22 and combusting; a gas turbine 24 driven by the energy of the combustion gas from the combustor 23 to drive the generator 25; And a water blowing means 26 for blowing water into the fuel gas pressurized by the gas compressor 22. The moisture blowing means 26 is provided in a fuel gas pipe 27 disposed between the gas compressor 22 and the combustor 23 in the same manner as the moisture blowing means 7 of the gas turbine power generation facility 1 shown in FIG. ) To the fuel gas in the fuel gas pipe 27. The gas turbine power generation facility 20 further includes control means 29 for controlling the flow rate of water blown into the fuel gas by the water blow means 26 so that the heat quantity of the fuel gas supplied to the combustor 23 is constant. is doing. The control means 29 includes a flow meter 34 that measures the flow rate of the fuel gas supplied to the gas compressor 22, a calorimeter 30 that detects the amount of heat of the fuel gas supplied to the gas compressor 22, and a moisture injection of moisture. It consists of a moisture flow meter 32 for measuring the flow rate, a moisture flow rate adjustment valve 33, and a control device 31 for controlling the moisture injection flow rate by adjusting the moisture flow rate adjustment valve 32 based on the amount of heat detected by the calorimeter 30. Yes. In FIG. 2, reference numeral 35 is a flow control valve for the fuel gas, 36 is a flow meter for measuring the flow of the fuel gas boosted by the compressor 22, and 37 is a flow control valve for the fuel gas.
[0025]
A by-product gas produced in another plant such as a blast furnace or a fuel gas such as liquefied natural gas (LNG) is measured for its flow rate by a flow meter 34 and its calorie is measured by a calorimeter 30, and The pressure is increased by the gas compressor 22. When the fuel gas is pressurized, it becomes a high-temperature and high-pressure fuel gas, and the water blown by the water blowing means 26 is heated by this high-temperature and high-pressure fuel gas to become superheated steam, which are mixed by the mixer 28 and combustor. 23 flows in. On the other hand, the air is compressed by the air compressor 21 and flows into the combustor 23 as compressed air. In the combustor 23, the fuel gas is mixed with compressed air and burned, and the high-temperature and high-pressure combustion gas is sent to the gas turbine 24 together with superheated steam. The gas turbine 24 is driven by the energy of the combustion gas to drive the air compressor 21 and the gas compressor 23 and the generator 25, and the power generation output from the generator 25 is supplied to various power loads. The exhaust gas from the gas turbine 24 is guided to, for example, an exhaust heat boiler (not shown), and is released into the atmosphere through a chimney. On the other hand, water is supplied to the exhaust heat boiler by a feed water pump (not shown), and the exhaust heat boiler recovers heat from the exhaust gas to generate saturated steam. A part of the saturated steam is used as process steam to drive a steam turbine (not shown) that drives the generator 25 together with the gas turbine 24, and other excess saturated steam is supplied to the fuel by the moisture blowing means 26 as the aforementioned moisture. It is blown into the gas. Here, saturated water that easily generates superheated steam is preferable as the moisture that is blown into the fuel gas, but hot water or cold water may be used as long as the temperature at the entrance of the combustor 23 is equal to or higher than the saturated steam temperature.
[0026]
On the other hand, the calorific value measured by the calorimeter 30 is sent to the control device 31, and the control device 31 adjusts the moisture flow rate adjustment valve 33 based on this caloric value to control the moisture blowing flow rate into the mixer 28. That is, the amount of heat of the fuel gas after the moisture is blown fluctuates due to the change in the amount of heat of the fuel gas supplied to the gas compressor 22 and the flow rate of the moisture blown into the fuel gas. When the detected amount of heat of the fuel gas is large, the control device 31 controls to open the moisture flow rate adjustment valve 33 to increase the moisture blowing flow rate of moisture blown into the fuel gas boosted by the gas compressor 22, In addition, when the calorific value of the fuel gas detected by the calorimeter 30 is small, the control device 31 controls the moisture flow rate adjustment valve 33 to be closed, and the moisture blowing flow rate blown into the fuel gas boosted by the gas compressor 22. Thus, the pressure of the fuel gas is increased by the gas compressor 22 and the amount of heat of the fuel gas after moisture is blown is controlled to be constant. For this reason, the output of the gas turbine 24 does not fluctuate. For example, when the gas turbine 24 is by-product gas-fired and its output is about 150 MW, the gas flow rate of the fuel gas boosted by the gas compressor 22 is 250 kNm. Three / H, heat fluctuation is 209J / Nm Three (50Kcal / Nm Three ) The output fluctuation of the gas turbine 24 is about 5 MW. Here, when the flow rate of moisture blown into the fuel gas is increased or decreased by about 15 t / H, the output fluctuation of the gas turbine 24 can be smoothed (substantially constant).
[0027]
FIG. 3 is a schematic configuration diagram of a third embodiment of the gas turbine power generation facility according to the present invention.
In FIG. 3, the gas turbine power generation facility 40 includes an air compressor 41 that compresses air, a gas compressor 42 that pressurizes fuel gas, and an air compressor 41 in the same manner as the gas turbine power generation facility 1 shown in FIG. A combustor 43 that supplies and burns compressed air and fuel gas that has been pressurized by the gas compressor 42; a gas turbine 44 that is driven by the energy of the combustion gas from the combustor 43 and drives the generator 45; And water blowing means 46 for blowing water into the fuel gas pressurized by the gas compressor 42. The moisture blowing means 46 is provided in a fuel gas pipe 47 disposed between the gas compressor 42 and the combustor 43, as in the moisture blowing means 7 of the gas turbine power generation facility 1 shown in FIG. It is composed of a mixer 48 that blows into the fuel gas in the pipe 47. The gas turbine power generation facility 40 further includes a restricting means 49 that restricts the moisture blowing flow rate blown by the moisture blowing means 46 so that the combustion rate after the moisture is blown becomes a certain value or more. The restricting means 49 includes a gas chromatography 50 that analyzes the composition of the fuel gas flowing into the gas compressor 42, a thermometer 51 that measures the temperature of the fuel gas, a flow meter 53 that measures the moisture flow rate, Based on the water flow rate control valve 54, the gas composition analyzed by the gas chromatography 50, the temperature of the fuel gas by the thermometer 50, and the water flow rate of water by the flow meter 53, the combustion speed of the fuel gas after water has been blown And a control device 52 that limits the moisture blowing flow rate by adjusting the moisture flow rate regulating valve 54 so that the value becomes equal to or greater than a certain value. 3, reference numeral 55 denotes a flow meter for measuring the flow rate of the fuel gas flowing into the compressor 42, 56 denotes a flow control valve for the fuel gas, and 57 denotes the flow rate of the fuel gas boosted by the compressor 42. The flow meter 58 is a flow control valve for the fuel gas.
[0028]
By-product gas produced in other plants such as a blast furnace, or fuel gas such as liquefied natural gas (LNG), the flow rate is measured by a flow meter 55 and the composition is analyzed by a gas chromatography 50. The temperature is measured by the thermometer 51. Gas chromatography 50 is used for H in fuel gas. 2 Component ratio of each combustible gas such as CO and CO and N 2 , CO 2 The component ratio of non-combustible gas such as is detected. Then, the fuel gas is pressurized by the gas compressor 42 to become high-temperature and high-pressure fuel gas, and the water blown by the moisture blowing means 46 is heated by this high-temperature and high-pressure fuel gas to become superheated steam. It is mixed and flows into the combustor 43. On the other hand, the air is compressed by the air compressor 41 and flows into the combustor 43 as compressed air. In the combustor 43, the fuel gas is mixed with compressed air and burned, and the high-temperature and high-pressure combustion gas is sent to the gas turbine 44 together with superheated steam. The gas turbine 44 is driven by the energy of the combustion gas to drive the air compressor 41 and the gas compressor 42 and the generator 45, and the power generation output from the generator 45 is supplied to various power loads. The exhaust gas from the gas turbine 44 is guided to, for example, an exhaust heat boiler (not shown) and released into the atmosphere through a chimney, as in the gas turbine power generation facility shown in FIGS. On the other hand, water is supplied to the exhaust heat boiler by a feed water pump (not shown), and the exhaust heat boiler recovers heat from the exhaust gas to generate saturated steam. A part of the saturated steam is used as a process steam to drive a steam turbine (not shown) that drives the generator 45 together with the gas turbine 44. It is blown into the gas. Here, saturated water that easily generates superheated steam is preferable as the moisture blown into the fuel gas, but hot water or cold water may be used as long as the temperature at the entrance of the combustor 43 is equal to or higher than the saturated steam temperature.
[0029]
On the other hand, the gas composition by the analysis of the gas chromatography 50, the temperature of the fuel gas by the thermometer 51, and the flow rate of the water blown by the flow meter 53 are sent to the control device 52. The moisture flow rate control valve 54 is adjusted so that the combustion speed of the fuel gas becomes a certain value or more, thereby limiting the moisture blowing rate.
This restriction method will be specifically described.
[0030]
In general, H 2 Combustible gas such as H 2 The combustion rate C of the mixed gas containing an incombustible gas such as O is expressed by the following equation (1).
[0031]
[Expression 1]
Figure 0004529220
[0032]
Here, Xi is the component ratio of the combustible gas alone, and Si is the burning rate of the combustible gas alone.
H in mixed gas 2 When the component ratio of the non-combustible gas such as O increases, the component ratio of the combustible gas decreases. 2 It is necessary to reduce the component ratio of incombustible gas such as O.
[0033]
The gas composition of the fuel gas (water saturation) supplied to the gas compressor 42 is analyzed by the gas chromatography 50 and sent to the control device 52. Specifically, H in the fuel gas 2 Component ratio of each combustible gas such as CO and CO and N 2 , CO 2 The non-combustible gas component ratio is sent to the controller 52. In addition, the temperature of the fuel gas supplied to the gas compressor 42 is measured by the thermometer 51, and the temperature is sent to the control device 52 so that the H in the fuel gas 2 The amount of O is calculated, the flow rate of water blown by the flow meter 53 is sent to the control device 52, the amount of water is calculated, and the control device 52 calculates the H in the fuel gas. 2 The amount of O and the amount of water to be blown are added to give a total H 2 The amount of O is calculated. In the control device 52, H in the fuel gas by the gas chromatography 50 is displayed. 2 Component ratio of each combustible gas such as CO and CO and N 2 , CO 2 Component ratio of nonflammable gas such as H 2 Based on the amount of O, the water flow rate adjustment valve 54 is adjusted so that the combustion speed of the mixed gas in the mixer 48 becomes a certain value or more. When the combustion rate is less than a certain value, the moisture flow rate control valve 54 is throttled to reduce the moisture content. As a result, the flow rate of water blown into the fuel gas is limited so that the combustion speed of the fuel gas becomes a certain value or more, so misfire in the combustor can be prevented, and the power generation output by the gas turbine should be stable. become.
[0034]
Next, a fourth embodiment of the gas turbine power generation facility according to the present invention will be described with reference to FIG. FIG. 4 is a schematic configuration diagram of a fourth embodiment of the gas turbine power generation facility according to the present invention.
In FIG. 4, a gas turbine power generation facility 301 includes an air compressor 302 that compresses air, a gas compressor 303 that pressurizes fuel gas mixed with high calorie gas such as LNG and coke oven gas, and low calorie gas such as blast furnace gas, and the like. The combustor 304 is supplied with the air compressed by the air compressor 302 and the fuel gas pressurized by the gas compressor 303 and combusted, and the generator 306 is driven by the energy of the combustion gas from the combustor 304. A gas turbine 305 to be driven, a moisture blowing means 307 for blowing moisture into the fuel gas pressurized by the gas compressor 303, and a moisture blowing means 307 so that the amount of heat of the fuel gas after the moisture is blown is constant. Calorie control means for changing the calorific value of the fuel gas supplied to the gas compressor 303 in accordance with the amount of water blown in when blown It is and a 10.
[0035]
Here, the moisture blowing means 307 includes a steam generator 308 that generates saturated steam (moisture), and a mixer 309 that mixes the saturated steam from the steam generator 308 into the fuel gas pressurized by the gas compressor 3. It consists of
The heat quantity control means 310 includes a moisture flow rate sensor 311 that detects the flow rate of saturated steam from the steam generator 308, a calorimeter 313 that detects the heat amount of the fuel gas supplied to the gas compressor 303, and the fuel gas The pressure is increased by the gas compressor 303 from the flow rate of the saturated steam by the moisture flow sensor 311, the flow rate of the fuel gas by the calorimeter 313, and the temperature of the fuel gas by the thermometer 314, and moisture is blown in. The flow rate control device 315 calculates the calorific value of the fuel gas (point A in FIG. 6) after it has been generated and controls the flow rate control valve 316 for high calorie gas so that the calorific value is constant. The flow control device 315 can also control the flow control valve 312 for saturated steam. In FIG. 4, only the flow control valve for high calorie gas is controlled, but only the flow control valve for low calorie gas, or both high and low calorie gas may be controlled.
[0036]
4, reference numeral 317 is a flow sensor for high calorie gas, 318 is a flow sensor for low calorie gas, 319 is a flow control valve for low calorie gas, 320 is a mixer for mixing high and low calorie gas, and 321 is The fuel gas flow rate sensor 322 boosted by the gas compressor 303 is a fuel gas flow rate control valve.
[0037]
Next, the power generation process will be described. High calorie gas such as LNG and coke oven gas and low calorie gas such as blast furnace gas are mixed in the mixer 320 and flow into the gas compressor 303 as a mixed gas, and the gas compressor 303 pressurizes the gas. On the other hand, saturated vapor generated by the steam generator 308 is mixed by the mixer 309 into the fuel gas whose pressure has been increased by the gas compressor 303. This saturated steam (temperature is 197 ° C.) is high temperature and pressure (temperature is 350 ° C., pressure is 1.47 MPa (15 kgf / cm 2 )) Is heated by the fuel gas to become superheated steam and is supplied to the combustor 304 together with the fuel gas. In the combustor 304, the fuel gas is combusted with the compressed air compressed by the air compressor 302, and the gas turbine 305 is driven by the energy of the combustion gas. The gas turbine 305 drives the generator 306 together with the air compressor 302 and the gas compressor 303, and the power generation output from the generator 306 is supplied to various power loads. On the other hand, the exhaust gas from the gas turbine 305 is guided to an exhaust heat boiler (not shown) and is released into the atmosphere through a chimney. In addition, heat is recovered from the exhaust gas with an exhaust heat boiler, thereby generating saturated steam, a part of this saturated steam is used as a process steam in a steam turbine (not shown), and the other surplus is in the fuel gas. You may make it blow. Further, as the water blown into the fuel gas, saturated steam that easily generates superheated steam is preferable, but hot water or cold water may be used as long as the temperature at the entrance of the combustor 304 is equal to or higher than the saturated steam temperature.
[0038]
In the above power generation process, when saturated steam (water) is blown into the fuel gas pressurized by the gas compressor 303, the saturated steam (moisture) is heated by the high-temperature and high-pressure fuel gas to become superheated steam as described above. The combustion temperature in the combustor 304 is lowered by the superheated steam, thereby increasing the flow rate of the fuel gas supplied to the combustor 304. Even if the atmospheric temperature rises in summer and the mass flow rate of the compressed air entering the combustor 304 from the air compressor 302 decreases, the flow rate of the fuel gas increases, and the superheated steam that serves as the working fluid flows into the combustor 304. Therefore, the power generation output by the gas turbine does not decrease. For this reason, it is not necessary to blow steam directly into the combustor as in the prior art, so that it is not necessary to modify the casing of the gas turbine, and the modification cost can be made relatively inexpensive. The structure of the internal structure becomes a simple structure, and damage to the turbine rotor and stator blades due to scattering of the internal structure can be avoided as much as possible. Further, moisture is blown into the fuel gas pressurized by the gas compressor 303 by the moisture blowing means 307, while the temperature of the fuel gas is 350 ° C., and the temperature of the compressed air compressed by the air compressor 302. The temperature is higher than 220 ° C. For this reason, more water can be stably blown than the conventional method of blowing saturated steam into compressed air.
[0039]
Next, the heat amount control process by the heat amount control means 310 will be described. A part of the saturated steam from the steam generator 308 is supplied to the user, and the other surplus is blown into the fuel gas pressurized by the gas compressor 303. At this time, the amount of excess saturated steam (water) blown into the fuel gas is constantly fluctuating. For example, when surplus steam generated intermittently in the factory is taken into the fuel gas whose pressure has been increased by the gas compressor 303, the amount of saturated steam that is blown into the fuel gas constantly fluctuates. If the steam blowing amount fluctuates, the heat amount of the fuel gas at point A in FIG. 4 also fluctuates, and the power generation output by the gas turbine 305 is not stable. However, when this saturated steam is blown, the moisture flow rate sensor 311 of the calorie control means 310 detects the flow rate of the saturated steam, the calorimeter 313 detects the calorie of the fuel gas flowing into the gas compressor 303, and the thermometer 314. 4 detects the temperature of the fuel gas, and the flow control device 315 detects the temperature of point A in FIG. 4 from the flow rate of saturated steam by the steam flow rate sensor 311, the flow rate of fuel gas by the calorimeter 313, and the temperature of fuel gas by the thermometer 314. The amount of heat of the fuel gas is calculated, and the flow control valve 316 for high calorie gas is controlled so that this amount of heat becomes constant. That is, the flow control device 315 supplies the high calorie gas by opening the flow control valve 316 for high calorie gas when the amount of saturated steam to be blown is large and the heat amount of the fuel gas at point A in FIG. 4 is small. When the amount of saturated steam blown is increased and the amount of heat of the fuel gas at point A in FIG. 4 is large, the flow rate control valve 316 for high calorie gas is controlled to close and the supply amount of high calorie gas is increased. Decrease. For this reason, when taking in surplus steam generated intermittently in the factory into the fuel gas boosted by the gas compressor 303, even if the amount of saturated steam blown into the fuel gas fluctuates, Since the heat amount of the fuel gas pressurized by the gas compressor 303 by the heat amount control means 310 and moisture is blown becomes constant, the power generation output by the gas turbine 305 is stabilized.
[0040]
In addition, when taking in surplus steam generated intermittently in the factory into the fuel gas pressurized by the gas compressor 303, the gas composition flowing into the gas compressor 303 is changed in accordance with the fluctuating steam blowing amount, It is preferable to control so that the combustion rate of the combustion gas pressurized by the gas compressor 303 becomes a certain value or more. Thereby, misfire in the combustor 304 can be prevented.
[0041]
Next, with reference to FIG.5 and FIG.6, 5th Embodiment and 6th Embodiment of the gas turbine power generation equipment which concerns on this invention are described. The fifth and sixth embodiments shown in FIGS. 5 and 6 differ from the first to fourth embodiments in that hot water is actively blown into the fuel gas.
First, a fifth embodiment shown in FIG. 5 will be described. A gas turbine power generation facility 60 includes an air compressor 61 that compresses air, a gas compressor 62 that pressurizes fuel gas, and air compressed by the air compressor 61. And a combustor 63 that supplies and burns the fuel gas pressurized by the gas compressor 62, a gas turbine 64 that is driven by the energy of the combustion gas from the combustor 63 and drives the generator 65, and a gas compressor Moisture blowing means 66 for blowing hot water into the fuel gas pressurized by 62 is provided.
[0042]
The moisture blowing means 66 is disposed between a steam generator 73 that generates saturated steam, a hot water storage holder 71 into which surplus steam from the steam generator 73 flows, a gas compressor 62, and a combustor 63. The mixer 68 is provided in the fuel gas pipe 67 and blows hot water from the hot water storage holder 71 into the fuel in the fuel gas pipe 67. Here, a part of the saturated steam from the steam generator 73 is used as process steam, and the other surplus steam is blown into the hot water storage holder 71. The surplus steam blown into the hot water storage holder 71 is condensed by heat radiation or the like to become hot water (about 90 ° C.) and stored in the hot water storage holder 71. In FIG. 5, reference numeral 69 is a fuel gas flow meter, and 70, 72, and 74 are flow control valves.
[0043]
Next, the power generation process will be described. When the fuel gas is pressurized by the gas compressor 62, it becomes high-temperature and high-pressure fuel gas, and the hot water blown by the moisture blowing means 66 is heated by this high-temperature and high-pressure fuel gas to become superheated steam, and each is mixed. It flows into the combustor 63. On the other hand, when the air is compressed by the air compressor 61, it becomes compressed air and flows into the combustor 63. In the combustor 63, the fuel gas is mixed with the compressed air and burned, and the high-temperature and high-pressure combustion gas is sent to the gas turbine 64 together with superheated steam. The gas turbine 64 is driven by the energy of the combustion gas to drive the air compressor 61 and the gas compressor 62 and the generator 65, and the power generation output from the generator 65 is supplied to various power loads. On the other hand, the exhaust gas from the gas turbine 64 is guided to, for example, an exhaust heat boiler (not shown), and is released into the atmosphere through a chimney.
[0044]
When hot water is blown into the fuel gas by the moisture blowing means 66, the hot water is heated by the high-temperature and high-pressure fuel gas to become superheated steam as described above, and the combustion temperature in the combustor 63 is lowered by this superheated steam. As a result, the flow rate of the fuel gas supplied to the combustor 63 is increased. Even if the atmospheric temperature rises in summer and the mass flow rate of the compressed air entering the combustor 63 from the air compressor 61 decreases, the flow rate of the fuel gas increases, and the superheated steam that becomes the working fluid is generated in the combustor 63. Therefore, the power generation output by the gas turbine does not decrease.
[0045]
In addition, when hot water is blown into the fuel gas by the moisture blowing means 66 as in the present embodiment, the hot water can be stored in the hot water storage holder 71, so that the fuel can be obtained with simple equipment. Moisture can be blown into the gas. In the first to fourth embodiments, moisture, in particular saturated steam, is blown into the fuel gas, and it is difficult to store the saturated steam. There is a problem to do. Furthermore, by storing hot water in the hot water storage holder 71, it becomes possible to blow a certain amount of water even if the surplus steam generation amount fluctuates.
[0046]
Further, when hot water is blown into the fuel gas by the water blowing means 66, the volume of the hot water itself is smaller than that of the saturated steam, so that the diameter of the pipe that leads it to the mixer 68 and thus the overall size of the equipment is reduced. can do.
Next, a sixth embodiment shown in FIG. 6 will be described. A gas turbine power generation facility 80 is compressed by an air compressor 81 that compresses air, a gas compressor 82 that pressurizes fuel gas, and an air compressor 81. A combustor 83 for supplying and burning the air and the fuel gas pressurized by the gas compressor 82, a gas turbine 84 driven by the energy of the combustion gas from the combustor 83, and driving the generator 85, and a gas A moisture blowing means 86 for blowing hot water into the fuel gas pressurized by the compressor 82 is provided.
[0047]
The moisture blowing means 86 is disposed between the exhaust heat boiler 94 that generates saturated steam, the hot water storage holder 91 into which surplus steam from the exhaust heat boiler 94 flows, the gas compressor 82, and the combustor 83. A mixer 88 is provided in the fuel gas pipe 87 and blows hot water from the hot water storage holder 91 into the fuel in the fuel gas pipe 87.
[0048]
The moisture blowing means 86 blows hot water into the fuel gas using the exhaust gas Ga discharged from the gas turbine 84, and the exhaust gas Ga from the gas turbine 84 is guided to the exhaust heat boiler 94. On the other hand, water is supplied by a feed pump 95, and the exhaust heat boiler 94 recovers heat from the exhaust gas Ga to generate saturated steam. A part of this saturated steam is used as process steam, the surplus steam for other surplus is blown into the hot water storage holder 91, and the surplus steam blown into the hot water storage holder 91 is released by heat dissipation or the like. The water is condensed to become hot water and is stored in the hot water storage holder 91. In FIG. 6, reference numeral 89 is a fuel gas flow meter, and 90, 92, and 93 are flow control valves.
[0049]
Next, the power generation process will be described. When the fuel gas is pressurized by the gas compressor 82, it becomes a high-temperature and high-pressure fuel gas, and the hot water blown by the moisture blowing means 86 is heated by this high-temperature and high-pressure fuel gas to become superheated steam, which are mixed together. It flows into the combustor 83. On the other hand, when the air is compressed by the air compressor 81, it becomes compressed air and flows into the combustor 83. In the combustor 83, the fuel gas is mixed with compressed air and burned, and the high-temperature and high-pressure combustion gas is sent to the gas turbine 84 together with superheated steam. The gas turbine 84 is driven by the energy of the combustion gas to drive the air compressor 81 and the gas compressor 82 and the generator 85, and the power generation output from the generator 85 is supplied to various power loads. Then, the exhaust gas Ga from the gas turbine 84 is guided to the exhaust heat boiler 94 and used for hot water generation as described above. For this reason, compared with 5th Embodiment shown in FIG. 5, a hot water can be produced | generated efficiently, without wasting energy.
[0050]
On the other hand, in the present embodiment as well, the flow rate of the fuel gas supplied to the combustor 83 is increased as in the fifth embodiment shown in FIG. Even if the mass flow rate of the compressed air that enters the combustor 83 from 81 decreases, the flow rate of the fuel gas increases and superheated steam that serves as a working fluid is supplied into the combustor 83. The output does not decrease.
[0051]
Moreover, since the hot water is blown into the fuel gas by the water blowing means 86 as in the fifth embodiment shown in FIG. 5, the hot water can be stored in the hot water storage holder 91. Water can be blown into the fuel gas with simple equipment. By storing hot water, it is possible to blow a certain amount of moisture even if the surplus steam generation amount fluctuates.
[0052]
Further, as in the fifth embodiment shown in FIG. 5, since the hot water is blown into the fuel gas by the moisture blowing means 86, the volume of the hot water itself is smaller than the saturated steam, so that it is mixed with the mixer. The diameter of the pipe leading to 88, and thus the size of the entire equipment can be reduced.
In the fifth embodiment and the sixth embodiment, the amount of moisture to be blown can be made constant. Therefore, the heat amount of the fuel gas after the moisture is blown by the control means 29 of the second embodiment described above is made constant. Alternatively, it is preferable that the combustion speed of the fuel gas after moisture is blown is made constant by the limiting means 49 of the third embodiment.
[0053]
As described above, according to the gas turbine power generation facility according to claim 1 of the present invention, the fuel gas pressurized by the gas compressor is included in the fuel gas. , Saturated steam, or hot or cold water where the temperature at the inlet of the combustor is equal to or higher than the saturated steam temperature Infuse moisture Musui Since the minute blowing means is provided, the combustion temperature in the combustor can be reduced by superheated steam (moisture), and the flow rate of the fuel gas supplied to the combustor can be increased. For this reason, even if the atmospheric temperature rises in summer and the mass flow rate of air entering the combustor from the air compressor decreases, the flow rate of the fuel gas increases, and the superheated steam that becomes the working fluid enters the combustor. Since it is supplied, the power generation output by the gas turbine does not decrease. This eliminates the need to blow steam directly into the combustor as in the prior art, thus eliminating the need for modification of the gas turbine casing and making the modification cost relatively inexpensive. The structure of the internal structure becomes a simple structure, and damage to the turbine rotor and stator blades due to scattering of the internal structure can be avoided as much as possible. In addition, since the moisture is blown into the fuel gas pressurized by the gas compressor having a temperature higher than that of the compressed air compressed by the air compressor, it is more than the conventional method in which saturated steam is blown into the compressed air. Moisture can be stably blown.
[0054]
Moreover, according to the gas turbine power generation facility according to claim 2 of the present invention, the control for controlling the flow rate of the water blown by the water blowing means so that the heat quantity of the fuel gas after the water is blown becomes constant. Since the means is provided, the amount of heat of the fluctuating fuel gas becomes constant by controlling the flow rate of the water blown into the fuel gas by the control means, and the power generation output by the gas turbine is stabilized.
[0055]
Furthermore, according to the gas turbine power generation facility according to claim 3 of the present invention, the water blowing flow rate blown by the water blowing means so that the combustion speed of the fuel gas after the water is blown becomes a certain value or more. Since the limiting means for limiting is provided, misfire in the combustor can be prevented, and the power generation output by the gas turbine is stabilized.
[0056]
Moreover, according to the gas turbine power generation facility according to claim 4 of the present invention, the gas compression is performed in accordance with the amount of moisture blown in by the moisture blowing means so that the amount of heat of the fuel gas after moisture is blown is constant. Since the amount of heat of the fuel gas supplied to the machine is changed, for example, when surplus steam generated intermittently in the factory is taken into the fuel gas pressurized by the gas compressor, the power generation output by the gas turbine is stabilized.
[0057]
According to the control method of the gas turbine power generation facility according to claim 5 of the present invention, the flow rate of the water blown into the fuel gas is controlled so that the amount of heat of the fuel gas after the water is blown is constant. Therefore, the power generation output by the gas turbine is stabilized.
According to the control method of the gas turbine power generation facility according to claim 6 of the present invention, the flow rate of the water blown into the fuel gas is such that the combustion speed of the fuel gas after the water is blown becomes a certain value or more. Therefore, misfire in the combustor can be prevented, and the power generation output by the gas turbine is stabilized.
[0058]
Furthermore, according to the control method for a gas turbine power generation facility according to claim 7 of the present invention, the amount of heat of the fuel gas after the moisture is blown is adjusted according to the amount of moisture blown by the moisture blowing means. Since the amount of heat of the fuel gas supplied to the gas compressor is changed, the power generation output by the gas turbine is stabilized as in the case of the gas turbine power generation facility according to claim 4.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a first embodiment of a gas turbine power generation facility according to the present invention.
FIG. 2 is a schematic configuration diagram of a second embodiment of a gas turbine power generation facility according to the present invention.
FIG. 3 is a schematic configuration diagram of a third embodiment of a gas turbine power generation facility according to the present invention.
FIG. 4 is a schematic configuration diagram of a fourth embodiment of a gas turbine power generation facility according to the present invention.
FIG. 5 is a schematic configuration diagram of a fifth embodiment of a gas turbine power generation facility according to the present invention.
FIG. 6 is a schematic configuration diagram of a sixth embodiment of a gas turbine power generation facility according to the present invention.
FIG. 7 is a schematic configuration diagram of a conventional steam injection gas turbine.
FIG. 8 is a schematic configuration diagram of a conventional two-fluid cycle gas turbine.
[Explanation of symbols]
1, 20, 40, 60, 80, 301 are gas turbine power generation facilities
2, 21, 41, 61, 81, 302 are air compressors
3, 22, 42, 62, 82, 303 are gas compressors
4, 23, 43, 63, 83, 304 are combustors
5, 24, 44, 64, 84, 305 are gas turbines
6, 25, 45, 65, 85, 306 are generators
7, 26, 46, 66, 86, and 307 are moisture blowing means.
29 is a control means
49 is a limiting means
310 is a heat control means

Claims (7)

空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段とを設け、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されることを特徴とするガスタービン発電設備。An air compressor that compresses air; a gas compressor that boosts fuel gas; a combustor that supplies and combusts air compressed by the air compressor and fuel gas pressurized by the gas compressor; In the gas turbine driven by the energy of the combustion gas from the combustor and driving the generator, and the fuel gas pressurized by the gas compressor , saturated steam or the temperature at the inlet of the combustor is the saturated steam temperature. above and a means blowing blow write no moisture moisture is hot water or cold water provided comprising, in the combustor becomes superheated steam is heated the moisture is blown into the fuel gas by the fuel gas A gas turbine power generation facility that is supplied . 空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段と、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように前記水分吹き込み手段により吹き込まれる水分吹き込み流量を制御する制御手段とを具備し、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されることを特徴とするガスタービン発電設備。An air compressor that compresses air; a gas compressor that boosts fuel gas; a combustor that supplies and combusts air compressed by the air compressor and fuel gas pressurized by the gas compressor; In the gas turbine driven by the energy of the combustion gas from the combustor and driving the generator, and the fuel gas pressurized by the gas compressor , saturated steam or the temperature at the inlet of the combustor is the saturated steam temperature. control moisture blow flow blown by the water blowing means as above and the blowing write no moisture blowing means water is hot water or cold water comprising, heat of the fuel gas after the water has been blown is constant and control means, characterized in that the water is supplied into the combustor becomes superheated steam is heated by the fuel gas to be blown into the fuel gas Gas turbine power generation facility to be. 空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段と、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように前記水分吹き込み手段により吹き込まれる水分吹き込み流量を制限する制限手段とを具備し、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されることを特徴とするガスタービン発電設備。An air compressor that compresses air; a gas compressor that boosts fuel gas; a combustor that supplies and combusts air compressed by the air compressor and fuel gas pressurized by the gas compressor; In the gas turbine driven by the energy of the combustion gas from the combustor and driving the generator, and the fuel gas pressurized by the gas compressor , saturated steam or the temperature at the inlet of the combustor is the saturated steam temperature. means blowing become write no moisture blown water is hot water or cold water or moisture blow flow combustion speed of the fuel gas after the water has been blown is blown by the water blowing means so that the predetermined value or more ; and a limiting means for limiting, the water is supplied into the combustor becomes superheated steam is heated by the fuel gas to be blown into the fuel gas Gas turbine generator, wherein the door. 空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段と、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように前記水分吹き込み手段で吹き込まれる水分吹き込み流量にあわせて前記ガス圧縮機に供給する燃料ガスの熱量を変化させる熱量制御手段とを設け、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されることを特徴とするガスタービン発電設備。An air compressor that compresses air; a gas compressor that boosts fuel gas; a combustor that supplies and combusts air compressed by the air compressor and fuel gas pressurized by the gas compressor; In the gas turbine driven by the energy of the combustion gas from the combustor and driving the generator, and the fuel gas pressurized by the gas compressor , saturated steam or the temperature at the inlet of the combustor is the saturated steam temperature. in accordance with the water blowing flow blown by the water blowing means as above and the blowing write no moisture blowing means water is hot water or cold water comprising, heat of the fuel gas after the water has been blown is constant the provided a heat control means for changing the amount of heat of the fuel gas supplied to the gas compressor, over is heated the moisture is blown into the fuel gas by the fuel gas Gas turbine power generating plant, characterized in that it is fed into the combustor becomes steam. 空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段とを設け、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されると共に、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように前記水分吹き込み手段により吹き込まれる流量を制御することを特徴とするガスタービン発電設備の制御方法。An air compressor that compresses air; a gas compressor that boosts fuel gas; a combustor that supplies and combusts air compressed by the air compressor and fuel gas pressurized by the gas compressor; In the gas turbine driven by the energy of the combustion gas from the combustor and driving the generator, and the fuel gas pressurized by the gas compressor , saturated steam or the temperature at the inlet of the combustor is the saturated steam temperature. above and a means blowing blow write no moisture moisture is hot water or cold water provided comprising, in the combustor becomes superheated steam is heated the moisture is blown into the fuel gas by the fuel gas is supplied, the gas heat of the fuel gas after the water has been blown to and controls the flow rate blown by the water blowing means to be constant turbine Method of controlling the electric equipment. 空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段とを設け、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されると共に、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの燃焼速度が一定値以上となるように前記水分吹き込み手段により吹き込まれる水分吹き込み流量を制限することを特徴とするガスタービン発電設備の制御方法。An air compressor that compresses air; a gas compressor that boosts fuel gas; a combustor that supplies and combusts air compressed by the air compressor and fuel gas pressurized by the gas compressor; In the gas turbine driven by the energy of the combustion gas from the combustor and driving the generator, and the fuel gas pressurized by the gas compressor , saturated steam or the temperature at the inlet of the combustor is the saturated steam temperature. above and a means blowing blow write no moisture moisture is hot water or cold water provided comprising, in the combustor becomes superheated steam is heated the moisture is blown into the fuel gas by the fuel gas is supplied, to limit the moisture blow flow is blown by the water blowing means as the combustion velocity of the fuel gas after the water has been blown is more than a predetermined value Control method for a gas turbine generator to symptoms. 空気を圧縮する空気圧縮機と、燃料ガスを昇圧するガス圧縮機と、前記空気圧縮機により圧縮された空気と前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガスとを供給して燃焼させる燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスのエネルギにより駆動され、発電機を駆動するガスタービンと、前記ガス圧縮機により昇圧された燃料ガス中に、飽和蒸気、又は前記燃焼器の入り口の温度が飽和蒸気温度以上となる熱水あるいは冷水である水分を吹き込む水分吹き込み手段とを設け、前記水分が前記燃料ガス中に吹き込まれると前記燃料ガスによって加熱されて過熱蒸気となって前記燃焼器内に供給されると共に、水分が吹き込まれた後の燃料ガスの熱量が一定となるように前記水分吹き込み手段で吹き込まれる水分吹き込み流量にあわせて前記ガス圧縮機に供給する燃料ガスの熱量を変化させることを特徴とするガスタービン発電設備の制御方法。An air compressor that compresses air; a gas compressor that boosts fuel gas; a combustor that supplies and combusts air compressed by the air compressor and fuel gas pressurized by the gas compressor; In the gas turbine driven by the energy of the combustion gas from the combustor and driving the generator, and the fuel gas pressurized by the gas compressor , saturated steam or the temperature at the inlet of the combustor is the saturated steam temperature. above and a means blowing blow write no moisture moisture is hot water or cold water provided comprising, in the combustor becomes superheated steam is heated the moisture is blown into the fuel gas by the fuel gas is supplied, the supply to the water in accordance with the water blowing flow blown by the water blowing means like heat of the fuel gas after blown is constant the gas compressor Control method for a gas turbine generator, characterized in that to vary the amount of heat that the fuel gas.
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