JP5550461B2 - Gas turbine combined cycle plant and purge method for gas turbine combined cycle plant - Google Patents
Gas turbine combined cycle plant and purge method for gas turbine combined cycle plant Download PDFInfo
- Publication number
- JP5550461B2 JP5550461B2 JP2010137209A JP2010137209A JP5550461B2 JP 5550461 B2 JP5550461 B2 JP 5550461B2 JP 2010137209 A JP2010137209 A JP 2010137209A JP 2010137209 A JP2010137209 A JP 2010137209A JP 5550461 B2 JP5550461 B2 JP 5550461B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- exhaust gas
- compressed air
- gas boiler
- gas turbine
- boiler
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Description
本発明は、ガスタービンコンバインドサイクルプラント及びガスタービンコンバインドサイクルプラントのパージ方法に関するものである。 The present invention relates to a gas turbine combined cycle plant and a purge method for a gas turbine combined cycle plant.
ガスタービンコンバインドサイクル(Gas Turbine Combined Cycle)プラントは、ガスタービンから排気される排ガスから熱回収する排ガスボイラ(Heat Recovery Steam Generator:以下、「HRSG」ともいう。)の蒸気によって蒸気タービンを駆動させる。 A gas turbine combined cycle (Gas Turbine Combined Cycle) plant drives a steam turbine by steam of an exhaust gas boiler (hereinafter referred to as “HRSG”) that recovers heat from exhaust gas exhausted from the gas turbine.
ガスタービンコンバインドサイクルプラントは、ガスタービンによるサイクルから蒸気タービンを含めた複合サイクルへ移行する場合に、排ガスボイラ内に残留しているガスをパージする必要がある。 When a gas turbine combined cycle plant shifts from a gas turbine cycle to a combined cycle including a steam turbine, it is necessary to purge the gas remaining in the exhaust gas boiler.
ここで、ガスタービンからの排ガスを用いて上記パージを行う場合、排ガスボイラに可燃性ガスが残留している可能性があるため、米国防火協会による安全基準NFPA85によれば、ガスタービンからの排ガスの温度が100°F(37.8℃)以下でなければ、上記パージのために排ガスを用いることはできないとされている。 Here, when purging using the exhaust gas from the gas turbine, there is a possibility that flammable gas may remain in the exhaust gas boiler. Therefore, according to the safety standard NFPA 85 by the American Fire Protection Association, the exhaust gas from the gas turbine It is said that the exhaust gas cannot be used for the purge unless the temperature is 100 ° F. (37.8 ° C.) or less.
このため、特許文献1には、ガスタービン入口ガイドベーン(IGV)を調整又は位置決めし直して、ガスタービン排気温度を必要な温度範囲まで低下させた後に、ガスタービンとHRSGとの間に設けられている排気バイパスダンパをパージ位置に開く技術が記載されている。 For this reason, in Patent Document 1, after adjusting or repositioning the gas turbine inlet guide vane (IGV) to lower the gas turbine exhaust temperature to a necessary temperature range, it is provided between the gas turbine and the HRSG. A technique for opening the exhaust bypass damper to the purge position is described.
しかし、特許文献1に記載の技術では、HRSGをパージするために排気温度が低下するようにガスタービンを運転しなければならないため、排気温度が低下するまで待ち時間が生じ、パージに要する時間が長く、ガスタービンコンバインドサイクルプラントの運転効率も低下する。 However, in the technique described in Patent Document 1, since the gas turbine must be operated so that the exhaust temperature is lowered in order to purge HRSG, a waiting time is generated until the exhaust temperature is lowered, and the time required for the purge is increased. The operation efficiency of the gas turbine combined cycle plant is also reduced.
本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、排ガスボイラのパージに要する時間を短くすると共に、運転効率の低下を抑制するガスタービンコンバインドサイクルプラント及びガスタービンコンバインドサイクルプラントのパージ方法を提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of such circumstances, and it is possible to shorten the time required for purging the exhaust gas boiler and to purge the gas turbine combined cycle plant and the gas turbine combined cycle plant, which suppresses the decrease in operating efficiency. It aims to provide a method.
上記課題を解決するために、本発明のガスタービンコンバインドサイクルプラントは以下の手段を採用する。 In order to solve the above problems, the gas turbine combined cycle plant of the present invention employs the following means.
すなわち、本発明に係るガスタービンコンバインドサイクルプラントは、空気を圧縮して圧縮空気を生成する圧縮手段と、燃料と前記圧縮手段によって生成された前記圧縮空気との燃焼により生成された燃焼ガスにより駆動し、排気口から排ガスを排気するガスタービンと、流路を介して前記排気口に接続され、前記排ガスから熱回収して蒸気を発生させる排ガスボイラと、前記流路に設けられ、前記排ガスを大気に放出する煙管と、前記流路に設けられ、前記排ガスを前記煙管に流入させると共に前記排ガスボイラへの流入を遮断する第1位置、及び前記排ガスを前記排ガスボイラへ流入させると共に前記煙管への流入を遮断する第2位置の何れかに位置する遮断手段と、前記圧縮手段によって生成された圧縮空気を前記排ガスボイラへ抽気させるための抽気管と、前記抽気管に設けられ、開状態で前記圧縮空気を前記排ガスボイラへ抽気させ、閉状態で前記圧縮空気の前記排ガスボイラへの抽気を遮断する開閉手段と、前記排ガスボイラ内のガスをパージする場合に、前記ガスタービンが駆動している状態で、前記遮断手段が前記第1位置に位置すると共に前記開閉手段が開状態となり、前記パージが終了した場合に、前記遮断手段が前記第2位置に位置すると共に前記開閉手段が閉状態となるように、前記遮断手段及び前記開閉手段を制御する制御手段と、を備えている。 That is, the gas turbine combined cycle plant according to the present invention is driven by a compression unit that compresses air to generate compressed air, and a combustion gas generated by combustion of fuel and the compressed air generated by the compression unit. A gas turbine that exhausts exhaust gas from an exhaust port; an exhaust gas boiler that is connected to the exhaust port via a flow path and generates heat by recovering heat from the exhaust gas; and provided in the flow path, A smoke pipe that discharges to the atmosphere, a first position that is provided in the flow path, allows the exhaust gas to flow into the smoke pipe and blocks the flow into the exhaust gas boiler, and allows the exhaust gas to flow into the exhaust gas boiler and to the smoke pipe A shut-off means located at any one of the second positions for shutting off the inflow of air and compressed air generated by the compressing means is extracted into the exhaust gas boiler. And extraction pipe for causing the provided extraction pipe, the compressed air in the open state is bled to the exhaust gas boiler, and switching means for blocking the bleed to the exhaust gas boiler of the compressed air in the closed state, the exhaust gas When purging the gas in the boiler, when the gas turbine is in operation, the shut-off means is located at the first position, the opening / closing means is open, and the purge is completed. Control means for controlling the blocking means and the opening / closing means so that the blocking means is located at the second position and the opening / closing means is closed.
本発明によると、ガスタービンが、燃料と圧縮手段によって生成された圧縮空気との燃焼により生成された燃焼ガスにより駆動し、排気口から排ガスを排気する。そして、流路を介してガスタービンの排気口に接続された排ガスボイラが、ガスタービンの排ガスから熱回収して蒸気を発生させる。さらに、流路には、排ガスを大気に放出する煙管に流入させると共に排ガスボイラへの流入を遮断する第1位置、及び排ガスを排ガスボイラへ流入させると共に煙管への流入を遮断する第2位置の何れかに位置する遮断手段が備えられる。 According to the present invention, the gas turbine is driven by the combustion gas generated by the combustion of the fuel and the compressed air generated by the compression means, and exhausts the exhaust gas from the exhaust port. And the exhaust gas boiler connected to the exhaust port of the gas turbine through the flow path recovers heat from the exhaust gas of the gas turbine to generate steam. Further, the flow path has a first position where the exhaust gas flows into the smoke pipe that releases the exhaust gas to the atmosphere and blocks the inflow to the exhaust gas boiler, and a second position that allows the exhaust gas to flow into the exhaust gas boiler and blocks the flow into the smoke pipe. A blocking means located anywhere is provided.
すなわち、遮断手段が第1位置に位置している場合は、排ガスボイラによる発電は行われず、遮断手段が第2位置に位置している場合は、ガスタービンによる発電と排ガスボイラによる発電が行われる。 That is, when the shut-off means is located at the first position, power generation by the exhaust gas boiler is not performed, and when the shut-off means is located at the second position, power generation by the gas turbine and power generation by the exhaust gas boiler are performed. .
ここで、排ガスボイラによる発電を行う前に、排ガスボイラ内に残留しているガスをパージしなければならない。 Here, before power generation by the exhaust gas boiler, the gas remaining in the exhaust gas boiler must be purged.
本発明によると、ガスタービンコンバインドサイクルプラントには、圧縮空気を排ガスボイラへ抽気させるための抽気管が設けられ、抽気管には、開状態で圧縮空気を排ガスボイラへ抽気させ、閉状態で圧縮空気の排ガスボイラへの抽気を遮断する開閉手段が設けられている。そして、制御手段によって、排ガスボイラ内のガスをパージする場合に、ガスタービンが駆動している状態で、遮断手段が第1位置に位置すると共に開閉手段が開状態となり、パージが終了した場合に、遮断手段が第2位置に位置すると共に開閉手段が閉状態となるように、遮断手段及び開閉手段が制御される。 According to the present invention, the gas turbine combined cycle plant is provided with an extraction pipe for extracting compressed air to the exhaust gas boiler, and the extraction pipe is used for extracting compressed air to the exhaust gas boiler in the open state and compressing in the closed state. Opening and closing means for blocking air extraction from the exhaust gas boiler is provided. When purging the gas in the exhaust gas boiler by the control means, when the purge is completed when the shut-off means is located at the first position and the opening / closing means is opened while the gas turbine is driven. The blocking means and the opening / closing means are controlled so that the blocking means is located at the second position and the opening / closing means is closed.
これによって、ガスタービンが駆動している状態でも、排ガスボイラのパージが可能となるので、排ガスボイラのパージに要する時間を短くすると共に、運転効率の低下を抑制することができる。 As a result, since the exhaust gas boiler can be purged even when the gas turbine is being driven, it is possible to shorten the time required for purging the exhaust gas boiler and to suppress a decrease in operating efficiency.
また、本発明のガスタービンコンバインドサイクルプラントでは、前記抽気管を冷却することによって、前記抽気管を流れる前記圧縮空気を冷却する冷却手段をさらに備えてもよい。 The gas turbine combined cycle plant of the present invention may further include a cooling means for cooling the compressed air flowing through the extraction pipe by cooling the extraction pipe.
本発明によれば、冷却手段によって、抽気管を流れる圧縮空気が冷却されるので、より圧縮比の高い圧縮空気を、排ガスボイラをパージするために用いることができる。 According to the present invention, since the compressed air flowing through the extraction pipe is cooled by the cooling means, compressed air having a higher compression ratio can be used to purge the exhaust gas boiler.
また、本発明のガスタービンコンバインドサイクルプラントでは、前記排ガスボイラ内の温度を測定する温度測定手段をさらに備え、前記冷却手段が、前記温度測定手段によって測定された温度が予め定められた温度となるように、前記抽気管に対する冷却量を制御してもよい。 The gas turbine combined cycle plant of the present invention further includes a temperature measuring means for measuring the temperature in the exhaust gas boiler, and the cooling means has a temperature measured in advance by the temperature measuring means. As described above, the cooling amount for the extraction pipe may be controlled.
本発明によれば、温度測定手段によって測定された温度が予め定められた温度となるように、冷却手段による抽気管に対する冷却量が制御されるので、排ガスボイラへ抽気する圧縮空気の温度をより精度高く制御することができる。 According to the present invention, since the cooling amount for the extraction pipe by the cooling means is controlled so that the temperature measured by the temperature measuring means becomes a predetermined temperature, the temperature of the compressed air extracted to the exhaust gas boiler is further increased. It can be controlled with high accuracy.
また、本発明のガスタービンコンバインドサイクルプラントでは、蒸気を水に戻す復水手段と、前記抽気管を流れる前記圧縮空気と前記復水手段から給水された水とを熱交換する熱交換手段と、をさらに備えてもよい。 In the gas turbine combined cycle plant of the present invention, condensing means for returning steam to water, heat exchange means for exchanging heat between the compressed air flowing through the extraction pipe and water supplied from the condensing means, May be further provided.
本発明によれば、熱交換手段によって、抽気管を流れる圧縮空気の熱が復水手段から給水された水へ交換されるので、既存の設備を用いて、より圧縮比の高い圧縮空気を、排ガスボイラをパージするために用いることができる。 According to the present invention, the heat exchange means exchanges the heat of the compressed air flowing through the extraction pipe into the water supplied from the condensing means, so that the compressed air having a higher compression ratio can be obtained using existing equipment. It can be used to purge exhaust gas boilers.
一方、上記課題を解決するために、本発明のガスタービンコンバインドサイクルプラントのパージ方法は以下の手段を採用する。 On the other hand, in order to solve the above-mentioned problems, the following method is adopted in the purge method for the gas turbine combined cycle plant of the present invention.
すなわち、本発明に係るガスタービンコンバインドサイクルプラントのパージ方法は、空気を圧縮して圧縮空気を生成する圧縮手段と、燃料と前記圧縮手段によって生成された前記圧縮空気との燃焼により生成された燃焼ガスにより駆動し、排気口から排ガスを排気するガスタービンと、流路を介して前記排気口に接続され、前記排ガスから熱回収して蒸気を発生させる排ガスボイラと、前記流路に設けられ、前記排ガスを大気に放出する煙管と、前記排ガスを前記煙管に流入させ、前記排ガスボイラへの流入を遮断する第1位置、及び前記排ガスを前記排ガスボイラへ流入させ、前記煙管への流入を遮断する第2位置の何れかに位置する遮断手段と、を備えたガスタービンコンバインドサイクルプラントのパージ方法であって、前記ガスタービンが駆動している状態で、前記遮断手段を前記第1位置に位置させる第1工程と、前記圧縮空気を前記排ガスボイラへ抽気させるための抽気管に設けられた開閉手段を開状態とすることによって、前記圧縮空気を前記排ガスボイラへ抽気させる第2工程と、前記排ガスボイラへ抽気した前記圧縮空気が所定量に達した場合に、前記開閉手段を閉状態とすることによって、前記圧縮空気の前記排ガスボイラへの抽気を遮断する第3工程と、前記遮断手段を前記第2位置に位置させる第4工程と、を含む。 That is, the gas turbine combined cycle plant purging method according to the present invention includes a compression unit that compresses air to generate compressed air, and a combustion generated by combustion of fuel and the compressed air generated by the compression unit. A gas turbine that is driven by gas and exhausts exhaust gas from an exhaust port; an exhaust gas boiler that is connected to the exhaust port via a flow path and recovers heat from the exhaust gas to generate steam; and is provided in the flow path. A smoke pipe that discharges the exhaust gas to the atmosphere, a first position that allows the exhaust gas to flow into the smoke pipe and blocks the inflow to the exhaust gas boiler, and an exhaust gas that flows into the exhaust gas boiler and blocks the inflow to the smoke pipe A gas turbine combined cycle plant purge method comprising: In a state where the bottle is driven, the first step of positioning the blocking means at the first position and the opening / closing means provided in the extraction pipe for extracting the compressed air to the exhaust gas boiler are opened. Thus, when the compressed air extracted to the exhaust gas boiler reaches a predetermined amount, a second step of extracting the compressed air to the exhaust gas boiler is closed, and the compressed air is closed. A third step of blocking the extraction of the exhaust gas to the exhaust gas boiler, and a fourth step of positioning the blocking means at the second position.
本発明によると、ガスタービンコンバインドサイクルプラントには、圧縮空気を排ガスボイラへ抽気させるための抽気管が設けられ、抽気管には、開状態で圧縮空気を排ガスボイラへ抽気させ、閉状態で圧縮空気のガスボイラへの抽気を遮断する開閉手段が設けられている。そして、本発明は、排ガスボイラ内のガスをパージさせる場合に、ガスタービンが駆動している状態で、遮断手段が第1位置に位置させると共に開閉手段を開状態とし、パージが終了した場合に、遮断手段を第2位置に位置させると共に開閉手段を閉状態とするように、遮断手段及び開閉手段を制御する。 According to the present invention, the gas turbine combined cycle plant is provided with an extraction pipe for extracting compressed air to the exhaust gas boiler, and the extraction pipe is used for extracting compressed air to the exhaust gas boiler in the open state and compressing in the closed state. Opening / closing means for blocking air extraction from the gas boiler is provided. In the present invention, when purging the gas in the exhaust gas boiler, when the gas turbine is driven, the shut-off means is positioned at the first position, the opening / closing means is opened, and the purge is completed. The blocking means and the opening / closing means are controlled so that the blocking means is positioned at the second position and the opening / closing means is closed.
これによって、ガスタービンが駆動している状態でも、排ガスボイラのパージが可能となるので、排ガスボイラのパージに要する時間を短くすると共に、運転効率の低下を抑制することができる。 As a result, since the exhaust gas boiler can be purged even when the gas turbine is being driven, it is possible to shorten the time required for purging the exhaust gas boiler and to suppress a decrease in operating efficiency.
排ガスボイラのパージに要する時間を短くすると共に、運転効率の低下を抑制することができる。 The time required for purging the exhaust gas boiler can be shortened, and a decrease in operating efficiency can be suppressed.
以下に、本発明に係るガスタービンコンバインドサイクル(以下、「GTCC」という。)プラント10の一実施形態について、図面を参照して説明する。
Below, one embodiment of the gas turbine combined cycle (henceforth "GTCC")
〔第1実施形態〕
以下、本発明の第1実施形態について説明する。
[First Embodiment]
The first embodiment of the present invention will be described below.
図1に、本第1実施形態に係るGTCCプラント10の構成を示す。
FIG. 1 shows a configuration of a GTCC
GTCCプラント10は、空気を圧縮し圧縮空気を生成する圧縮機12と、燃料と圧縮機12によって生成された圧縮空気とを燃焼させ、燃焼ガスを生成する燃焼器14と、燃焼器14によって生成された燃焼ガスにより駆動し、排気口から排ガスを排気するガスタービン16と、バイパス18を介して排気口に接続され、排ガスから熱回収して蒸気を発生させる排ガスボイラ20と、バイパス18に設けられ、ガスタービン16から排気された排ガスを大気に放出する煙管22と、を備えている。
The GTCC
なお、ガスタービン16は、不図示の発電機に接続されており、接続された発電機を回転させ発電を行う。そして、排ガスボイラ20で発生させた蒸気は、不図示の蒸気タービンを駆動させ、該蒸気タービンの回転エネルギーは電力に変換される。
The
また、燃焼器14で用いられる燃料として、例えば、天然ガス、都市ガス、灯油、軽油、ガソリン、A重油などの軽質燃料が用いられる。
Moreover, as fuel used with the
また、バイパス18には、ガスタービン16から排気された排ガスを煙管22に流入させると共に排ガスボイラ20への流入を遮断する第1位置、及び上記排ガスを排ガスボイラ20へ流入させると共に煙管22への流入を遮断する第2位置の何れかに位置する排気バイパスダンパ24が設けられている。
Further, in the
なお、排気バイパスダンパ24が、第1位置に位置している場合とは、ガスタービン16から排気された排ガスが排ガスボイラ20へ流入しないため、排ガスボイラによる発電が行われない場合である。一方、排気バイパスダンパ24が、第2位置に位置している場合とは、ガスタービン16から排気された排ガスが排ガスボイラ20へ流入するため、GTCCプラント10が、ガスタービン16による発電と排ガスボイラ20による発電とを複合して行っている場合である。
The case where the exhaust bypass damper 24 is located at the first position is a case where power generation by the exhaust gas boiler is not performed because the exhaust gas exhausted from the
さらに、GTCCプラント10は、圧縮機12からの圧縮空気を排ガスボイラ20へ抽気させるための抽気管26を備えている。そして、抽気管26には、開状態で圧縮空気を排ガスボイラ20へ抽気させ、閉状態で圧縮空気の排ガスボイラ20への抽気を遮断するバルブ28が設けられている。
Furthermore, the
抽気管26を介して排ガスボイラ20へ抽気される圧縮空気は、圧縮機12で生成された圧縮空気の一部である。また、バルブ28の開度は調節可能とされ、圧縮機12から排ガスボイラ20へ抽気される圧縮空気の量を任意に変化させてもよい。
The compressed air extracted to the
また、排気バイパスダンパ24は、ダンパ駆動部30によって、上記第1位置及び上記第2位置の何れかに位置するように駆動され、バルブ28は、バルブ駆動部32によって、上記開状態及び閉状態の何れかの状態とされる。
Further, the exhaust bypass damper 24 is driven by the
そして、GTCCプラント10には、GTCCプラント10全体の制御を司る制御部34が備えられている。
The
本第1実施形態に係る制御部34は、排ガスボイラ20内のガスをパージする場合に、ガスタービン16が駆動している状態で、排気バイパスダンパ24が第1位置に位置すると共にバルブ28が開状態となり、上記パージが終了した場合に、排気バイパスダンパ24が第2位置に位置すると共にバルブ28が閉状態となるように、排気バイパスダンパ24及びバルブ28を制御する排ガスボイラパージ処理を実行する。
When purging the gas in the
次に、本第1実施形態に係るGTCCプラント10の作用を説明する。
Next, the operation of the
図2は、制御部34によって実行される排ガスボイラパージ処理の流れを示すフローチャートであり、同図に示される排ガスボイラパージ処理を実行するための排ガスボイラパージプログラムは制御部34が備えている不図示の記憶手段の所定領域に予め記憶されている。なお、バルブ28は、排ガスボイラパージ処理が実行される前には閉状態とされている。
FIG. 2 is a flowchart showing the flow of the exhaust gas boiler purge process executed by the
まず、ステップ100では、排気バイパスダンパ24が、第1位置に位置しているか否かを判定し、肯定判定の場合は、ステップ104へ移行する一方、否定判定の場合は、ステップ102へ移行する。すなわち、本ステップで否定判定となった場合とは、排気バイパスダンパ24が第2位置に位置している場合である。 First, in step 100, it is determined whether or not the exhaust bypass damper 24 is located at the first position. If the determination is affirmative, the process proceeds to step 104. If the determination is negative, the process proceeds to step 102. . That is, the case where a negative determination is made in this step is a case where the exhaust bypass damper 24 is located at the second position.
ステップ102では、排気バイパスダンパ24を第1位置へ位置するようにダンパ駆動部30へ第1移動信号を送信し、ステップ104へ移行する。ダンパ駆動部30は、制御部34から送信された第1移動信号を受信すると、排気バイパスダンパ24を第2位置から第1位置へ移動させる。
In step 102, a first movement signal is transmitted to the
ステップ104では、バルブ28が開状態となるようにバルブ駆動部32へ開信号を送信する。バルブ駆動部32は、制御部34から送信された開信号を受信すると、バルブ28を開状態とする。
In step 104, an open signal is transmitted to the
次のステップ106では、所定の空気量が排ガスボイラ20へ抽気されたか否かを判定し、肯定判定の場合は、ステップ108へ移行する一方、否定判定の場合は、所定の空気量が排ガスボイラ20へ抽気されるまで待ち状態となる。すなわち、本ステップが肯定判定となる場合とは、排ガスボイラ10のパージが終了したことを示す。
In the next step 106, it is determined whether or not a predetermined amount of air has been extracted to the
なお、本第1実施形態では、上記所定の空気量を、一例として、排ガスボイラ20の体積の3倍の空気量とするが、所定の空気量は、排ガスボイラ20をパージできる量であればよく、これに限られない。そして、本第1実施形態に係るGTCCプラント10では、ステップ106において肯定判定となる場合を、所定の空気量が抽気されるまでの予め導出された時間が経過した場合とするが、これに限らず、排ガスボイラ20へ抽気される空気量を測定し、測定結果が所定の空気量となった場合等としてもよい。
In the first embodiment, the predetermined air amount is set to an air amount that is three times the volume of the
ステップ108では、バルブ28が閉状態となるようにバルブ駆動部32へ閉信号を送信する。バルブ駆動部32は、制御部34から送信された閉信号を受信すると、バルブ28を閉状態とする。
In
次のステップ110では、排気バイパスダンパ24が第2位置へ位置するようにダンパ駆動部30へ第2移動信号を送信する。ダンパ駆動部30は、制御部34から送信された第2移動信号を受信すると、排気バイパスダンパ24を第1位置から第2位置へ移動させ、本プログラムを終了する。
In the next step 110, a second movement signal is transmitted to the
以上説明したように、本第1実施形態に係るGTCCプラント10は、排ガスボイラ20内のガスをパージする場合に、ガスタービン16が駆動している状態で、排気バイパスダンパ24を第1位置に位置させると共にバルブ28を開状態とし、パージが終了した場合に、排気バイパスダンパ24を第2位置に位置させると共にバルブ28を閉状態とするので、ガスタービン16が駆動している状態でも、排ガスボイラのパージが可能となり、排ガスボイラのパージに要する時間を短くすると共に、運転効率の低下を抑制することができる。
As described above, when the gas in the
〔第2実施形態〕
以下、本発明の第2実施形態について説明する。
[Second Embodiment]
Hereinafter, a second embodiment of the present invention will be described.
図3に、本第2実施形態に係るGTCCプラント10の構成を示す。なお、図3における図1と同一の構成部分については図1と同一の符号を付して、その説明を省略する。
FIG. 3 shows a configuration of the
本第2実施形態に係るGTCCプラント10は、抽気管26に、抽気管26を冷却することによって、抽気管26を流れる圧縮空気を冷却する冷却装置40を備えている。なお、本第2実施形態に係る冷却装置40は、抽気管26に水を噴霧するスプレー部42を備えており、スプレー部42は、給水管44を介して、不図示の給水タンクと接続されている。そして、給水管44に設けられているバルブ46を開状態とすることで、スプレー部42から水が抽気管26へ噴霧される。
The
なお、バルブ46は、バルブ駆動部48によって、開状態及び閉状態の何れかの状態とされる。
The
また、制御部34は、バルブ駆動部48を制御することによって、冷却装置40による冷却の開始及び停止の制御を行う。
Further, the
次に、本第2実施形態に係るGTCCプラント10の作用を説明する。
Next, the operation of the
図4は、本第2実施形態に係る制御部34によって実行される排ガスボイラパージ処理の流れを示すフローチャートであり、同図に示される排ガスボイラパージ処理を実行するための排ガスボイラパージプログラムは制御部34が備えている不図示の記憶手段の所定領域に予め記憶されている。なお、以下の図4に対する説明において、図2と同様の処理については図2と同一の符号を付して、その説明を省略し、主に図2に示される排ガスボイラパージ処理と異なる処理について説明する。
FIG. 4 is a flowchart showing the flow of the exhaust gas boiler purge process executed by the
ステップ100で肯定判定となった場合、及びステップ102に示す処理が終了した場合は、ステップ200へ移行する。 When an affirmative determination is made at step 100 and when the processing shown at step 102 is completed, the routine proceeds to step 200.
ステップ200では、抽気管26の冷却を開始するように冷却装置40へ冷却開始信号を送信し、ステップ104へ移行する。冷却装置40は、制御部34から送信された冷却開始信号を受信すると、抽気管26の冷却を開始する。なお、本第2実施形態では、冷却装置40は、抽気管26へ水の噴霧を開始する。
In step 200, a cooling start signal is transmitted to the
ステップ108では、バルブ28が閉状態となるようにバルブ駆動部32へ閉信号を送信し、ステップ202へ移行する。
In
ステップ202では、抽気管26の冷却を停止するように冷却装置40へ冷却停止信号を送信し、ステップ110へ移行する。冷却装置40は、制御部34から送信された冷却停止信号を受信すると、バルブ駆動部48がバルブ46を閉状態とする。これにより、冷却装置40は、抽気管26への水の噴霧を停止するので、抽気管26の冷却が停止される。
In step 202, a cooling stop signal is transmitted to the
以上説明したように、本第2実施形態に係るGTCCプラント10は、冷却装置40によって、抽気管26を流れる圧縮空気が冷却されるので、より圧縮比の高い圧縮空気を、排ガスボイラ20をパージするために用いることができる。
As described above, in the
〔第3実施形態〕
以下、本発明の第3実施形態について説明する。
[Third Embodiment]
Hereinafter, a third embodiment of the present invention will be described.
図5に、本第3実施形態に係るGTCCプラント10の構成を示す。なお、図5における図3と同一の構成部分については図3と同一の符号を付して、その説明を省略する。
FIG. 5 shows a configuration of the
本第3実施形態に係るGTCCプラント10は、温度センサによって排ガスボイラ20内の温度を測定し、該温度を示す温度情報を出力する温度測定部50を備えている。本第3実施形態に係る温度測定部50は、温度センサとして熱電対を用いるが、これに限らず、抵抗測温体等の他の接触型の温度センサ、及び赤外線温度センサ等の非接触型の温度センサ等の他の温度センサを用いてもよい。
The
また、制御部34は、温度冷却装置40に対して冷却の開始及び停止の制御を行うと共に、温度測定部50で測定された温度(以下、「測定温度」という。)と、排ガスボイラ20のパージのために適した温度として予め定められた温度(例えば、100°F(37.8℃)であり、以下、「設定温度」という。)とのを比較する。そして、制御部34は、温度測定部50による測定温度が設定温度となるように,冷却装置40の抽気管26に対する冷却量を制御する。
The
次に、本第3実施形態に係るGTCCプラント10の作用を説明する。
Next, the operation of the
図6は、本第3実施形態に係る制御部34によって実行される排ガスボイラパージ処理の流れを示すフローチャートであり、同図に示される排ガスボイラパージ処理を実行するための排ガスボイラパージプログラムは制御部34が備えている不図示の記憶手段の所定領域に予め記憶されている。なお、以下の図6に対する説明において、図4と同様の処理については図4と同一の符号を付して、その説明を省略し、主に図4に示される排ガスボイラパージ処理と異なる処理について説明する。
FIG. 6 is a flowchart showing the flow of the exhaust gas boiler purge process executed by the
ステップ104では、バルブ28が開状態となるようにバルブ駆動部32へ開信号を送信し、ステップ300へ移行する。
In step 104, an open signal is transmitted to the
ステップ300では、温度測定部50から排ガスボイラ20の測定温度の大きさを示す温度情報を取得する。
In step 300, temperature information indicating the magnitude of the measured temperature of the
次のステップ302では、ステップ300で取得した温度情報により示される測定温度が設定温度以下であるか否かを判定し、肯定判定の場合は、ステップ106へ移行する一方、否定判定の場合は、ステップ304へ移行する。 In the next step 302, it is determined whether or not the measured temperature indicated by the temperature information acquired in step 300 is equal to or lower than the set temperature. If the determination is affirmative, the process proceeds to step 106. The process proceeds to step 304.
ステップ304では、冷却装置40による抽気管26に対する冷却量を増加させるための冷却量増加信号を冷却装置40へ送信した後、ステップ106へ移行する。冷却装置40は、制御部10から送信された冷却量増加信号を受信すると、抽気管26に噴霧する水の量を予め設定された量だけ増加する。
In step 304, after a cooling amount increase signal for increasing the cooling amount for the
ステップ106では、所定の空気量が排ガスボイラ20へ抽気されたか否かを判定し、肯定判定の場合は、ステップ108へ移行する一方、否定判定の場合は、ステップ300へ戻る。
In step 106, it is determined whether or not a predetermined amount of air has been extracted into the
以上説明したように、本第3実施形態に係るGTCCプラント10は、温度測定部50によって測定された測定温度が設定温度となるように、冷却装置40による抽気管26に対する冷却量が制御されるので、排ガスボイラ20へ抽気する圧縮空気の温度をより精度高く制御することができる。
As described above, in the
〔第4実施形態〕
以下、本発明の第4実施形態について説明する。
[Fourth Embodiment]
The fourth embodiment of the present invention will be described below.
図7に、本第4実施形態に係るGTCCプラント10の構成を示す。なお、図7における図1と同一の構成部分については図1と同一の符号を付して、その説明を省略する。
FIG. 7 shows the configuration of the
本第4実施形態に係るGTCCプラント10は、排ガスボイラ20で発生した蒸気を水(飽和水)に戻す復水器60と、抽気管26を流れる圧縮空気と復水器60から給水された水とを熱交換する熱交換器62と、を備えている。
The
復水器60からの水は、復水ポンプ64によって給水管66を介して熱交換器62へ給水される。なお、給水管66は、熱交換器62を介して排ガスボイラ20へ至る給水管66A、及び熱交換器62を介さずに排ガスボイラ20へ至る給水管66Bに分岐し、排ガスボイラ20へ至る前で再び合流する。
The water from the
そして、熱交換器62によって、圧縮機12から抽気された圧縮空気は、復水器60から給水された水と熱交換される。これによって、圧縮空気の温度は低下し、温度が低下した圧縮空気は、排ガスボイラ20へ送られる。一方、熱交換器62へ給水された水は、給水管66Bを流れる水と共に排ガスボイラ20へ給水される。
The compressed air extracted from the
以上説明したように、本第4実施形態に係るGTCCプラント10は、熱交換器62によって、抽気管26を流れる圧縮空気と復水器60から給水された水とが熱交換されるので、既存の設備を用い、より圧縮比の高い圧縮空気を、排ガスボイラ20をパージするために用いることができる。
As described above, the
以上、本発明を、上記各実施形態を用いて説明したが、本発明の技術的範囲は上記各実施形態に記載の範囲には限定されない。発明の要旨を逸脱しない範囲で上記各実施形態に多様な変更または改良を加えることができ、該変更または改良を加えた形態も本発明の技術的範囲に含まれる。 As mentioned above, although this invention was demonstrated using said each embodiment, the technical scope of this invention is not limited to the range as described in each said embodiment. Various changes or improvements can be added to the above-described embodiments without departing from the gist of the invention, and embodiments to which the changes or improvements are added are also included in the technical scope of the present invention.
例えば、上記第2,3実施形態では、冷却装置40として、抽気管26に水を噴霧するスプレー装置を用いる場合について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、冷却装置40として、抽気管26に冷風を送風する送風装置、例えばペルチェ素子等の熱電素子を用いた冷却装置等、他の冷却装置を用いてもよい。なお、冷却装置40として送風装置を用いた場合、第3実施形態に係る排ガスボイラパージ処理のステップ304では、抽気管26への送風量を増加させる。また、冷却装置40として熱電素子を用いた冷却装置を用いた場合、上記ステップ304では、熱電素子に印加する電圧の量を増加させる。
For example, in the second and third embodiments, the case where a spray device that sprays water on the
また、上記第4実施形態では、復水器60として、排ガスボイラ20で発生した蒸気を水に戻す復水器を用いる場合について説明したが、本発明は、これに限定されるものではなく、復水器60として、他のボイラで発生した蒸気を水に戻す復水器を用いてもよい。
Moreover, although the said 4th Embodiment demonstrated the case where the condenser which returns the vapor | steam generate | occur | produced in the
さらに、上記第2実施形態と上記第4実施形態とを組み合わせてもよい。さらに、上記第3実施形態と上記第4実施形態とを組み合わせてもよい。 Furthermore, the second embodiment and the fourth embodiment may be combined. Furthermore, the third embodiment and the fourth embodiment may be combined.
10 GTCCプラント
12 圧縮機
16 ガスタービン
20 排ガスボイラ
22 煙管
24 排気バイパスダンパ
26 抽気管
28 バルブ
34 制御部
DESCRIPTION OF
Claims (5)
燃料と前記圧縮手段によって生成された前記圧縮空気との燃焼により生成された燃焼ガスにより駆動し、排気口から排ガスを排気するガスタービンと、
流路を介して前記排気口に接続され、前記排ガスから熱回収して蒸気を発生させる排ガスボイラと、
前記流路に設けられ、前記排ガスを大気に放出する煙管と、
前記流路に設けられ、前記排ガスを前記煙管に流入させると共に前記排ガスボイラへの流入を遮断する第1位置、及び前記排ガスを前記排ガスボイラへ流入させると共に前記煙管への流入を遮断する第2位置の何れかに位置する遮断手段と、
前記圧縮手段によって生成された圧縮空気を前記排ガスボイラへ抽気させるための抽気管と、
前記抽気管に設けられ、開状態で前記圧縮空気を前記排ガスボイラへ抽気させ、閉状態で前記圧縮空気の前記排ガスボイラへの抽気を遮断する開閉手段と、
前記排ガスボイラ内のガスをパージする場合に、前記ガスタービンが駆動している状態で、前記遮断手段が前記第1位置に位置すると共に前記開閉手段が開状態となり、前記パージが終了した場合に、前記遮断手段が前記第2位置に位置すると共に前記開閉手段が閉状態となるように、前記遮断手段及び前記開閉手段を制御する制御手段と、
を備えたガスタービンコンバインドサイクルプラント。 Compression means for compressing air to generate compressed air;
A gas turbine driven by combustion gas generated by combustion of fuel and the compressed air generated by the compression means, and exhausting exhaust gas from an exhaust port;
An exhaust gas boiler that is connected to the exhaust port via a flow path and generates steam by recovering heat from the exhaust gas;
A smoke pipe provided in the flow path for discharging the exhaust gas to the atmosphere;
A second position provided in the flow path for allowing the exhaust gas to flow into the smoke pipe and blocking the flow into the exhaust gas boiler; and a second position for allowing the exhaust gas to flow into the exhaust gas boiler and blocking the flow into the smoke pipe. A blocking means located at any of the positions;
An extraction pipe for extracting the compressed air generated by the compression means to the exhaust gas boiler;
Wherein provided in the extraction pipe, the compressed air in the open state is bled to the exhaust gas boiler, and switching means for blocking the bleed to the exhaust gas boiler of the compressed air in the closed state,
When purging the gas in the exhaust gas boiler, when the gas turbine is driven, the shut-off means is located at the first position, the open / close means is opened, and the purge is completed. Control means for controlling the blocking means and the opening / closing means so that the blocking means is located at the second position and the opening / closing means is in a closed state;
Gas turbine combined cycle plant equipped with.
前記冷却手段は、前記温度測定手段によって測定された温度が予め定められた温度となるように、前記抽気管に対する冷却量が制御される請求項2記載のガスタービンコンバインドサイクルプラント。 Further comprising a temperature measuring means for measuring the temperature in the exhaust gas boiler,
The gas turbine combined cycle plant according to claim 2, wherein the cooling unit controls a cooling amount for the extraction pipe so that a temperature measured by the temperature measuring unit becomes a predetermined temperature.
前記抽気管を流れる前記圧縮空気と前記復水手段から給水された水とを熱交換する熱交換手段と、
をさらに備えた請求項1記載のガスタービンコンバインドサイクルプラント。 Condensing means for returning steam to water;
Heat exchange means for exchanging heat between the compressed air flowing through the extraction pipe and water supplied from the condensing means;
The gas turbine combined cycle plant according to claim 1, further comprising:
前記ガスタービンが駆動している状態で、前記遮断手段を前記第1位置に位置させる第1工程と、
前記圧縮空気を前記排ガスボイラへ抽気させるための抽気管に設けられた開閉手段を開状態とすることによって、前記圧縮空気を前記排ガスボイラへ抽気させる第2工程と、
前記排ガスボイラへ抽気した前記圧縮空気が所定量に達した場合に、前記開閉手段を閉状態とすることによって、前記圧縮空気の前記排ガスボイラへの抽気を遮断する第3工程と、
前記遮断手段を前記第2位置に位置させる第4工程と、
を含むガスタービンコンバインドサイクルプラントのパージ方法。 A compression unit that compresses air to generate compressed air, a gas turbine that is driven by combustion gas generated by combustion of fuel and the compressed air generated by the compression unit, and exhausts exhaust gas from an exhaust port; An exhaust gas boiler that is connected to the exhaust port via a flow path and generates steam by recovering heat from the exhaust gas, a smoke pipe that is provided in the flow path and discharges the exhaust gas to the atmosphere, and the exhaust gas is supplied to the smoke pipe A shut-off means located at any one of a first position for inflowing and blocking the inflow to the exhaust gas boiler, and a second position for allowing the exhaust gas to flow into the exhaust gas boiler and blocking the inflow to the smoke pipe. A gas turbine combined cycle plant purge method comprising:
A first step of positioning the shut-off means at the first position while the gas turbine is driven;
A second step of extracting the compressed air to the exhaust gas boiler by opening an open / close means provided in an extraction pipe for extracting the compressed air to the exhaust gas boiler;
A third step of shutting off the extraction of the compressed air to the exhaust gas boiler by closing the opening and closing means when the compressed air extracted to the exhaust gas boiler reaches a predetermined amount;
A fourth step of positioning the blocking means at the second position;
A purge method for a gas turbine combined cycle plant including:
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2010137209A JP5550461B2 (en) | 2010-06-16 | 2010-06-16 | Gas turbine combined cycle plant and purge method for gas turbine combined cycle plant |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2010137209A JP5550461B2 (en) | 2010-06-16 | 2010-06-16 | Gas turbine combined cycle plant and purge method for gas turbine combined cycle plant |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2012002125A JP2012002125A (en) | 2012-01-05 |
JP5550461B2 true JP5550461B2 (en) | 2014-07-16 |
Family
ID=45534388
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2010137209A Active JP5550461B2 (en) | 2010-06-16 | 2010-06-16 | Gas turbine combined cycle plant and purge method for gas turbine combined cycle plant |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5550461B2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2019218890A (en) * | 2018-06-19 | 2019-12-26 | 株式会社神鋼環境ソリューション | Heat utilization system and operating method for heat utilization system |
WO2020031714A1 (en) * | 2018-08-08 | 2020-02-13 | 川崎重工業株式会社 | Combined cycle power plant |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20130305728A1 (en) * | 2012-05-15 | 2013-11-21 | General Electric Company | Systems and Methods for Minimizing Coking in Gas Turbine Engines |
EP2664746A3 (en) * | 2012-05-16 | 2014-04-23 | General Electric Company | Systems and methods for adjusting clearances in turbines |
JP6965167B2 (en) | 2018-01-12 | 2021-11-10 | 三菱パワー株式会社 | Gas turbine cogeneration system and its operation switching method |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5660809A (en) * | 1979-10-19 | 1981-05-26 | Hitachi Ltd | Purging method of combined plant |
JPS5937211A (en) * | 1982-08-25 | 1984-02-29 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Starting control device for combined cycle plant |
JP2602951B2 (en) * | 1989-05-26 | 1997-04-23 | 株式会社東芝 | How to start a combined cycle plant |
JPH03206325A (en) * | 1990-01-08 | 1991-09-09 | Hitachi Ltd | Exhaust gas damper for gas turbine |
JPH04103808A (en) * | 1990-08-23 | 1992-04-06 | Hitachi Ltd | Compound power generating plant and operating method thereof |
JPH04128507A (en) * | 1990-09-19 | 1992-04-30 | Hitachi Ltd | Exhaust gas damper for gas turbine |
JP2593578B2 (en) * | 1990-10-18 | 1997-03-26 | 株式会社東芝 | Combined cycle power plant |
JPH07332012A (en) * | 1994-06-10 | 1995-12-19 | Toshiba Corp | Gas turbine static type starting system |
JP2003003862A (en) * | 2001-06-21 | 2003-01-08 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Cogeneration facility using micro gas turbine |
-
2010
- 2010-06-16 JP JP2010137209A patent/JP5550461B2/en active Active
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2019218890A (en) * | 2018-06-19 | 2019-12-26 | 株式会社神鋼環境ソリューション | Heat utilization system and operating method for heat utilization system |
WO2020031714A1 (en) * | 2018-08-08 | 2020-02-13 | 川崎重工業株式会社 | Combined cycle power plant |
JP2020023941A (en) * | 2018-08-08 | 2020-02-13 | 川崎重工業株式会社 | Combined cycle power generation plant |
TWI707083B (en) * | 2018-08-08 | 2020-10-11 | 日商川崎重工業股份有限公司 | Combined cycle power plant |
CN112534121A (en) * | 2018-08-08 | 2021-03-19 | 川崎重工业株式会社 | Combined cycle power plant |
JP7137397B2 (en) | 2018-08-08 | 2022-09-14 | 川崎重工業株式会社 | Combined cycle power plant |
CN112534121B (en) * | 2018-08-08 | 2023-07-04 | 川崎重工业株式会社 | Combined cycle power plant |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2012002125A (en) | 2012-01-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5856768B2 (en) | Inert gas purge system for ORC heat recovery boiler | |
JP5550461B2 (en) | Gas turbine combined cycle plant and purge method for gas turbine combined cycle plant | |
US9217367B2 (en) | Method for operating a gas turbine power plant with flue gas recirculation | |
US8015793B2 (en) | Fuel heating via exhaust gas extraction | |
US8739510B2 (en) | Heat exchanger for a combined cycle power plant | |
JP5468562B2 (en) | Coal fired boiler system with carbon dioxide recovery system | |
RU2007149248A (en) | BOILER INSTALLATION AND METHOD OF OPERATION AND EQUIPMENT OF THE BOILER INSTALLATION | |
JP2008064014A (en) | Gas turbine system | |
JP2012197750A (en) | Power plant and power plant operating method | |
US10082089B2 (en) | Systems and methods to improve shut-down purge flow in a gas turbine system | |
JP5480833B2 (en) | Remodeling method of 2-shaft gas turbine | |
US10082091B2 (en) | Systems and methods to improve shut-down purge flow in a gas turbine system | |
US10082087B2 (en) | Systems and methods to improve shut-down purge flow in a gas turbine system | |
US20150121871A1 (en) | Forced cooling in steam turbine plants | |
US10082090B2 (en) | Systems and methods to improve shut-down purge flow in a gas turbine system | |
JP4202583B2 (en) | Denitration control method and apparatus for combined cycle power plant | |
KR102420538B1 (en) | Combined Cycle Power Plant | |
JP7137397B2 (en) | Combined cycle power plant | |
KR101487287B1 (en) | Power Plant | |
JP2022056763A (en) | Combined cycle plant, method for starting the same and start control program for executing the method | |
JPH0610619A (en) | Supply water heating device | |
CN110030090A (en) | Gas turbine co-generation unit and its execution switching method | |
JP2013181442A (en) | Gas turbine system using high moisture content air and operation method thereof | |
JP2004346945A (en) | Steam temperature control method and device of combined cycle plant |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20130306 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20131227 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20140128 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20140331 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20140422 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20140520 |
|
R151 | Written notification of patent or utility model registration |
Ref document number: 5550461 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151 |
|
S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313111 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |