JP5597016B2 - 蒸気タービンプラント - Google Patents

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Description

本発明は、蒸気タービンプラントに関し、例えば、太陽熱を利用した蒸気タービンプラントに適用されるものである。
図５は、太陽熱を利用した従来の蒸気タービンプラントの例を示す概略図である。図５のプラントの蒸気タービンサイクルについて説明する。
熱媒体１１８は、熱媒体ポンプ１１６により、太陽熱を集める集熱器１１９に搬送される。熱媒体１１８は、例えば油である。熱媒体１１８は、集熱器１１９にて、太陽光線１１７の輻射熱により加熱される。その後、熱媒体１１８は、熱交換器である加熱器１１０に搬送され、そこで加熱対象の水や蒸気を加熱する。熱媒体１１８は、加熱器１１０にて温度低下した後、熱媒体ポンプ１１６の上流に戻る。このようにして、熱媒体１１８は循環する。
太陽光線１１７を受ける事のできない夜間や、太陽光線１１７が弱い天候の時の昼間には、蓄熱タンク内に貯蔵された熱媒体１１８を循環させる、或いは、補助ボイラで加熱するラインに熱媒体１１８を流通させるが、そのための機器やフローは、ここでは図示していない。なお、これらの場合、熱媒体１１８は、集熱器１１９をバイパスさせる。
集熱器１１９としては、種々の方式の物を使用可能だが、図８に示すようなトラフ型集光方式の物が使用される事が多い。図８は、トラフ型集光方式の集熱器１１９の例を示す概略図である。図８の集熱器１１９は、集光鏡１２３で太陽光線１１７を集光し、集熱管１２４を加熱する。集熱管１２４には、熱媒体１１８が流通しており、太陽光線１１７から集熱管１２４が受けた輻射熱により、熱媒体１１８の温度が上昇する。集熱管１２４の上流と下流のそれぞれには、熱媒体管１２５が接続されている。集熱管１２４は工夫が施された管であるが、ここでは詳細には説明しない。
以下、図５に戻り、蒸気タービンプラントの説明を続ける。
従来の蒸気タービンサイクルは、高圧タービン１０１と再熱タービンからなる１段再熱サイクルである事が多い。中圧タービン１０２と低圧タービン１０３は、連続した再熱タービン１１３として扱われる。
加熱器１１０は、熱媒体１１８の熱により、水１１１を蒸気１１２に変化させるボイラ１０８と、再熱タービン１１３向けの蒸気を加熱する再熱器１０９から構成される。水１１１は、ポンプ１０５により、加熱器１１０の一部であるボイラ１０８に搬送され、ボイラ１０８にて加熱される事で、高圧タービン入口蒸気１１２に変化する。図５では、高圧タービン１０１の最上流にある入口が、符号Ｘで示されている。
高圧タービン入口蒸気１１２は、高圧タービン１０１に流入し、高圧タービン１０１の内部で膨張し、その圧力、温度ともに低下する。高圧タービン１０１は、この高圧タービン入口蒸気１１２により駆動される。太陽熱を利用した蒸気タービンサイクルでは、燃料の燃焼排ガスの熱を利用した蒸気タービンサイクルと比較して、高圧タービン入口蒸気１１２の温度が低い事が多い。そのため、高圧タービン排気１１４が、全てが気体である乾き蒸気でなく、一部液体が混在する、即ち、乾き度が１未満である湿り蒸気である事が多い。
図５では、高圧タービン１０１の最下流にある出口（排気口）が、符号Ｙで示されている。高圧タービン排気１１４は、加熱器１１０の一部である再熱器１０９に流入し、熱媒体１１８の熱により加熱された後、中圧タービン１０２に流入する。
中圧タービン入口蒸気１０６は、中圧タービン１０２の内部で膨張し、その圧力、温度ともに低下し、低圧タービン１０３に流入する。低圧タービン１０３に流入した蒸気は、低圧タービン１０３の内部で膨張し、その圧力、温度ともに低下し、湿り蒸気になって流出する。このようにして、高圧タービン１０１と同様に、中圧タービン１０２と低圧タービン１０３が駆動される。
低圧タービン１０３から流出した蒸気、即ち、低圧タービン排気１１５は、復水器１０４に流入する。復水器１０４では、冷却水により低圧タービン排気１１５を冷却し、これを水１１１に戻す。水１１１は、ポンプ１０５の上流に戻る。このようにして、水１１１及び蒸気１１２が循環する。なお、冷却水は、海水や河川水を用いてもよいし、復水器１０４にて温度上昇した後、大気を用いた冷却塔で冷却して、循環させてもよい。
高圧タービン１０１、中圧タービン１０２、及び低圧タービン１０３の回転軸は、発電機１０７に接続されている。回転軸は、膨張していく蒸気によって高圧タービン１０１、中圧タービン１０２、及び低圧タービン１０３が回転する事で回転する。この回転軸の回転により、発電機１０７にて発電が行われる。
図６は、太陽熱を利用した従来の蒸気タービンプラントの別の例を示す概略図である。
図６では、高圧タービン１０１、中圧タービン１０２、及び低圧タービン１０３の内の１つ以上のタービンの途中から、抽気蒸気１２０が抽気される。復水器１０４とボイラ１０８との間には、この抽気蒸気１２０を熱源とする給水加熱器１２１が設けられており、給水加熱器１２１にて水１１１が加熱される。図６では、高圧タービン１０１の抽気口が、符号Ｚで示されている。給水加熱器１２１の個数は、１個以上幾つでもよく（図６では３個図示している）、１つのタービンから複数の給水加熱器１２１に抽気蒸気１２０を供給してもよい。
このように、図６のプラントの蒸気タービンサイクルは、再熱サイクルかつ再生サイクルである再熱再生サイクルとなっており、従来の蒸気タービンサイクルに多い。再生サイクルの効果により、サイクル効率が向上する。抽気蒸気１２０は、給水加熱器１２１にて冷却されて水に変化した後、ドレン水ポンプ１２２で水１１１に合流する。なお、図６では、熱媒体１１８のフローの記載を省略している。
図７は、図５や図６に示す従来の蒸気タービンプラントの膨張線の例を示した図である。図７の縦軸は比エンタルピを表し、横軸は比エントロピを表す。
図７では、高圧タービン膨張線が２０１、再熱タービン膨張線が２０２、飽和線が２０３で示されている。中圧タービン１０２と低圧タービン１０３は連続した再熱タービンなので、これらのタービンに関する膨張線は、１本の膨張線となる。
図７ではさらに、高圧タービン入口点が２０４、高圧タービン出口点が２０５、再熱タービン入口点（中圧タービン入口点）が２０６、再熱タービン出口点（低圧タービン出口点）が２０７で示されている。
図７では、高圧タービン排気１１４を、再熱器１０９にて、高圧タービン入口蒸気１１２と同じ温度まで加熱している。また、図７では、蒸気が、高圧タービン入口点２０４から高圧タービン出口点２０５へと変化する際や、再熱タービン入口点２０６から再熱タービン出口点２０７へと変化する際、飽和線２０３を越えて変化が起こっている。よって、高圧タービン入口点２０４や再熱タービン入口点２０６では、蒸気は乾き蒸気であり、高圧タービン出口点２０５や再熱タービン出口点２０７では、蒸気は湿り蒸気である。
なお、特許文献１には、太陽光によって液状熱媒体を加熱する集熱装置を具備する太陽熱発電設備の例が記載されている。
特開２００８−３９３６７号公報
太陽熱を利用した再熱サイクルにて、高圧タービン入口蒸気１１２は、比エンタルピ−比エントロピ線図にて湿り領域に近い事が多く、高圧タービン排気１１４が、湿り蒸気となる事が多い。高圧タービン入口蒸気１１２は例えば、圧力１００ａｔａ、温度３８０℃であり、この時、高圧タービン１０１の入口蒸気温度と、高圧タービン１０１の入口蒸気圧力における飽和温度との差は、約７０℃である。高圧タービン１０１内において、湿り蒸気は、湿り損失を発生させ、タービン内部効率を低下させる。また、微小水滴がタービン翼表面に衝突する事により、エロージョンが発生する可能性がある。
また、中圧タービン入口蒸気１０６となるために再熱器１０９に流入する蒸気、即ち、高圧タービン排気１１４は、湿り蒸気であるため、圧力や温度を計測しても比エンタルピを特定できない。湿り度が計測できればこれを特定できるが、高精度かつ簡便に湿り度を計測するのは困難である。よって、加熱器１１０からタービンサイクルへの入熱量が特定できないため、タービンサイクルの熱効率が把握できない。また、高圧タービン排気１１４と低圧タービン排気１１５が、２つ同時に湿り蒸気であるため、両タービンともに内部効率が特定できない。
よって、低圧タービン１０３の出口付近以外の蒸気を湿り蒸気にしないような蒸気タービンプラントが所望される。
本発明は、湿り損失の発生によるタービン内部効率の低下を抑制し、タービンサイクル効率を向上させる事などが可能な蒸気タービンプラントを提供する事を課題とする。
本発明の一の態様の蒸気タービンプラントは、例えば、太陽熱を集める集熱器と、前記太陽熱により、水を蒸気に変化させるボイラと、１つまたは互いに直列に接続された複数のタービンから成り、前記ボイラからの蒸気により駆動される高圧タービンと、第１から第Ｎ（Ｎは２以上の整数）の再熱器と、第１から第Ｎの再熱タービンとを具備し、前記第１の再熱器は、前記太陽熱により、前記高圧タービンから排気された蒸気を加熱し、前記第１の再熱タービンは、前記第１の再熱器からの蒸気により駆動され、前記第２から第Ｎの再熱器はそれぞれ、前記太陽熱により、前記第１から第Ｎ−１の再熱タービンから排気された蒸気を加熱し、前記第２から第Ｎの再熱タービンはそれぞれ、前記第２から第Ｎの再熱器からの蒸気により駆動される。
本発明によれば、湿り損失の発生によるタービン内部効率の低下を抑制し、タービンサイクル効率を向上させる事などが可能な蒸気タービンプラントを提供する事が可能となる。
第１実施形態の蒸気タービンプラントの構成を示す概略図である。 図１に示す蒸気タービンプラントの膨張線の例を示した図である。 第２実施形態の蒸気タービンプラントの構成を示す概略図である。 図３に示す蒸気タービンプラントの膨張線の例を示した図である。 従来の蒸気タービンプラントの例を示す概略図である。 従来の蒸気タービンプラントの別の例を示す概略図である。 従来の蒸気タービンプラントの膨張線の例を示した図である。 トラフ型集光方式の集熱器の例を示す概略図である。
本発明の実施形態を、図面に基づいて説明する。
（第１実施形態）
図１は、第１実施形態の蒸気タービンプラントの構成を示す概略図である。図１に示す構成については、図５に示す構成との相違点を中心に説明する。
本実施形態では、太陽熱を利用して発生させた蒸気により駆動される蒸気タービンを用い、２段以上の再熱サイクルを構成する。本実施形態では、当該再熱サイクルは、高圧タービン１０１、再熱タービン３０１、及び再熱タービン１１３からなる２段再熱サイクルとなっている。以下、再熱タービン３０１については、第１の再熱タービンと呼び、再熱タービン１１３については、第２の再熱タービンと呼ぶ。中圧タービン１０２と低圧タービン１０３は、連続した再熱タービン１１３に相当する。
加熱器１１０は、熱媒体１１８の熱により、水１１１を蒸気１１２に変化させるボイラ１０８と、第１の再熱タービン３０１向けの蒸気を加熱する再熱器（以下「第１の再熱器」と呼ぶ）３０２と、第２の再熱タービン１１３向けの蒸気を加熱する再熱器（以下「第２の再熱器」と呼ぶ）１０９から構成される。水１１１は、ポンプ１０５によりボイラ１０８に搬送され、ボイラ１０８にて加熱される事で、高圧タービン入口蒸気１１２に変化する。図１では、高圧タービン１０１の最上流にある入口が、符号Ｘで示されている。
高圧タービン入口蒸気１１２は、高圧タービン１０１に流入し、高圧タービン１０１の内部で膨張し、その圧力、温度ともに低下する。これにより、従来の高圧タービン１０１では、タービン内部にて蒸気が乾き蒸気から湿り蒸気に変化する。しかしながら、本実施形態では、再熱タービンを２段以上設ける事で、高圧タービン１０１のタービン軸方向のタービン段数を、従来の高圧タービン１０１より少なくし、これにより、乾き蒸気から湿り蒸気への変化を回避する事が可能である。本実施形態では、高圧タービン１０１の内部にて蒸気が乾き蒸気に保たれ、湿り蒸気まで変化しない段数に、高圧タービン１０１の段数を設定する。
よって、本実施形態では、高圧タービン排気１１４は、乾き蒸気となる。図１では、高圧タービン１０１の最下流にある高圧タービン蒸気出口（排気口）が、符号Ｙで示されている。高圧タービン排気１１４は、第１の再熱器３０２に流入し、熱媒体１１８の熱により加熱された後、第１の再熱タービン３０１に流入する。
第１の再熱タービン３０１に流入した蒸気は、第１の再熱タービン３０１の内部にて膨張し、その圧力、温度ともに低下する。第１の再熱タービン３０１は、この蒸気により駆動される。第１の再熱タービン排気３０３は、乾き蒸気であり、中圧タービン１０２に流入する。本実施形態では、高圧タービン１０１と同様に、第１の再熱タービン３０１の内部にて蒸気が乾き蒸気に保たれ、湿り蒸気まで変化しない段数に、第１の再熱タービン３０１の段数を設定する。
中圧タービン１０２に流入した蒸気は、中圧タービン１０２の内部にて膨張し、その圧力、温度ともに低下し、低圧タービン１０３に流入する。低圧タービン１０３に流入した蒸気は、低圧タービン１０３の内部にて膨張し、その圧力、温度ともに低下し、湿り蒸気になって流出する。膨張していく蒸気によって回転する高圧タービン１０１、第１の再熱タービン３０１、中圧タービン１０２、及び低圧タービン１０３の回転軸は、発電機１０７に接続されており、当該回転軸の回転により、発電機１０７にて発電が行われる。
なお、本実施形態では、図６に示すように、高圧タービン１０１、第１の再熱タービン３０１、中圧タービン１０２、及び低圧タービン１０３の内の１つ以上のタービンの途中から、抽気蒸気１２０を抽気し、この抽気蒸気１２０を利用して給水加熱器１２１にて水１１１を加熱する再熱再生サイクルを構成してもよい。また、１つのタービンから複数の給水加熱器１２１に抽気蒸気１２０を供給してもよい。
なお、図１では、第１の再熱器３０２よりも上流にあるタービンは、１つのタービン（高圧タービン１０１）しかないが、第１の再熱器３０２の上流に、複数のタービンを直列に連結させて配置し、これら互いに直列接続された複数のタービンを高圧タービンとしてもよい。
図２は、図１に示す蒸気タービンプラントの膨張線の例を示した図である。
図２では、高圧タービン排気１１４と第１の再熱タービン排気３０３をそれぞれ、第１の再熱器３０２と第２の再熱器１０９にて、高圧タービン入口蒸気１１２と同じ温度まで加熱している。第１の再熱タービン膨張線４０１は、第１の再熱タービン入口点４０２から第１の再熱タービン出口点４０３まで変化する。
高圧タービン膨張線２０１、第１の再熱タービン膨張線４０１はともに、飽和線２０３を越えるまで変化せず、高圧タービン排気１１４、第１の再熱タービン排気３０３は、乾き蒸気になる。よって、図２に示す３点の排気の内、低圧タービン排気１１５のみが湿り蒸気になり、他は全て乾き蒸気となる。
本実施形態では、太陽熱を用いて発生させた蒸気により駆動される蒸気タービンプラントにて、高圧タービン１０１及び第１の再熱タービン３０１の入口蒸気の性状を変える事なく、低圧タービン１０３の出口付近以外の蒸気を湿り蒸気にしない蒸気タービンサイクルを実現している。よって、低圧タービン１０３の出口付近以外では、湿り蒸気は存在せず、これにより、湿り損失の発生によるタービン内部効率の低下をなくし、タービンサイクル性能を向上させる事ができる。また、低圧タービン１０３の出口付近以外では、微小水滴がタービン翼表面に衝突する事によるエロージョンが発生する可能性がなくなる。また、本実施形態では、１段再熱サイクルが多段再熱サイクルとなる事自体によっても、タービンサイクル性能が向上する。
また、高圧タービン排気１１４や第１の再熱タービン排気３０３は乾き蒸気なので、その圧力と温度を計測して比エンタルピを特定できる。よって、加熱器１１０からタービンサイクルへの入熱量が特定でき、タービンサイクルの熱効率が把握できる。さらには、排気が湿り蒸気であるタービンが複数ではなく低圧タービン１０３の１つのみであるため、各タービンの内部効率が特定できる。
仮に、第１の再熱タービン３０１のタービン段数を増やし、第２の再熱タービン１１３をなくした状態の１段再熱サイクルとすると、復水器１０４の圧力に到るまでの湿り損失が大きくなり、本実施形態と従来技術のどちらよりもタービンサイクル性能は低くなる。
以下、本実施形態の種々の変形例について説明する。
（トラフ型集光方式）
本実施形態では、集熱器１１９（図５参照）として、例えば、図８に示すトラフ型集光方式の物を使用する。この場合、トラフ型集光方式の集熱器１１９を、図６に示す再熱再生サイクルと組み合わせて使用してもよい。
この集光方式における現実的な温度上昇能力や、熱媒体１１８に用いる油の耐熱温度から、製造される高圧タービン入口蒸気１１２は例えば、圧力１００ａｔａ、温度３８０℃であり、比エンタルピ−比エントロピ線図において、高圧タービン入口蒸気１１２は、湿り領域に充分に近い。よって、トラフ型集光方式では、高圧タービン排気１１４が湿り蒸気になる可能性は高い。そのため、再熱タービンを２段以上とする本実施形態の構成は、トラフ型集光方式を使用する場合に有用である。
（高圧タービンの入口蒸気の条件１）
本実施形態では、例えば、最上流のタービンである高圧タービン１０１の入口蒸気温度と、高圧タービン１０１の入口蒸気圧力における飽和温度との差を、１００℃以下とし、この条件下で２段以上の再熱サイクルを構成する。この温度差が１００℃以下の場合、比エンタルピ−比エントロピ線図において、高圧タービン入口蒸気１１２は、湿り領域に充分に近い。この条件は、図６に示す再熱再生サイクルと組み合わせて適用してもよい。
太陽熱を利用した蒸気タービンサイクルでなくても、比エンタルピ−比エントロピ線図において、高圧タービン入口蒸気１１２が湿り領域に充分に近いサイクルであれば、上記の条件は適用でき、太陽熱を利用する場合と同じ効果が得られる。よって、タービンは、燃焼排ガスを熱源にした火力タービンであってもよく、この場合、熱媒体１１８は燃焼排ガスである。
原子力タービンでは、高圧タービン入口蒸気１１２が湿り蒸気の場合も多い。このようなタービンに上記の条件を適用した場合は、高圧タービン１０１の内部で蒸気が湿り蒸気となるタービン段はなくなりはしない。また、第１の再熱タービン３０１の内部でも、蒸気が湿り蒸気となるタービン段が存在する事が多い。
しかしながら、タービンサイクル全体では、蒸気が湿り蒸気となるタービン段の数は減る事となる。よって、上記の条件によれば、湿り損失によるタービン内部効率の低下が低減され、タービンサイクル性能が向上する。また、微小水滴がタービン翼表面に衝突する事によりエロージョンが発生する可能性が減る。１段再熱サイクルを多段再熱サイクルにすること自体によっても、タービンサイクル性能は向上する。
なお、加熱器１１０における熱媒体１１８のフローは、原子力タービンにおいては図５に示すフローと異なる事が多い。
また、第１の再熱器３０２の上流に、複数のタービンを直列に連結させて配置する場合には、これら複数のタービンの内の最上流のタービンが、図１の蒸気タービンプラントを構成する最上流のタービンとなる。
（高圧タービンの入口蒸気の条件２）
本実施形態では、例えば、最上流のタービンである高圧タービン１０１の入口蒸気を、圧力２０ａｔａ以上かつ温度４２０℃以下とし、この条件下で２段以上の再熱サイクルを構成する。高圧タービン１０１の入口蒸気が圧力２０ａｔａ以上かつ温度４２０℃以下の場合、比エンタルピ−比エントロピ線図において、高圧タービン入口蒸気１１２は、湿り領域に充分に近い。この条件は、図６に示す再熱再生サイクルと組み合わせて適用してもよい。
太陽熱を利用した蒸気タービンサイクルでなくても、比エンタルピ−比エントロピ線図において、高圧タービン入口蒸気１１２が湿り領域に充分に近いサイクルであれば、上記の条件は適用できる。蒸気タービンは、燃焼排ガスを熱源にした火力タービンでも原子力タービンでもよく、太陽熱を利用する場合と同じ効果が得られる。
なお、加熱器１１０における熱媒体１１８のフローは、原子力タービンにおいては図５に示すフローと異なる事が多い。
また、第１の再熱器３０２の上流に、複数のタービンを直列に連結させて配置する場合には、これら複数のタービンの内の最上流のタービンが、図１の蒸気タービンプラントを構成する最上流のタービンとなる。
（蒸気タービンサイクル）
本実施形態の蒸気タービンプラントは、最上流のタービンである高圧タービン１０１、第１の再熱タービン３０１、中圧タービン１０２、最下流のタービンである低圧タービン１０３という、全部で４つのタービンを具備する。
本実施形態では、これらのタービンの内、低圧タービン１０３以外のタービンは、タービン内部にて流通蒸気が乾き蒸気に保たれ、湿り蒸気に変化しないよう動作する事が望ましい。この場合、低圧タービン１０３のみが、タービン内部にて流通蒸気が乾き蒸気から湿り蒸気に変化するよう動作する。この場合、低圧タービン１０３の出口付近以外では、湿り蒸気は存在しない事となり、その結果、湿り損失の発生によるタービン内部効率の低下が抑制され、タービンサイクル性能が向上する。また、高圧タービン１０１にてエロージョンが発生する可能性がなくなる。さらに、各タービンの内部効率が特定できるようになる。
以上のように、本実施形態では、太陽熱を利用した蒸気タービンプラントにおいて、再熱タービンを２段以上設ける。これにより、高圧タービン１０１のタービン軸方向のタービン段数を、従来の高圧タービン１０１より少なくし、高圧タービン１０１の内部で蒸気が乾き蒸気から湿り蒸気に変化するのを回避する事が可能となる。さらには、低圧タービン１０３以外のタービン内部で、蒸気が乾き蒸気から湿り蒸気に変化するのを回避する事が可能となる。太陽熱を利用した蒸気タービンサイクルでは、燃料の燃焼排ガスの熱を利用した蒸気タービンサイクルと比較して、高圧タービン入口蒸気１１２の温度が低い事が多いため、乾き蒸気から湿り蒸気への変化を回避できるメリットは大きい。
本実施形態では、高圧タービン１０１（さらには、低圧タービン１０３以外の全てのタービン）の内部で蒸気が乾き蒸気から湿り蒸気に変化するのを回避する事で、湿り損失の発生によるタービン内部効率の低下を抑制する事が可能となり、これにより、タービンサイクル効率を向上させる事が可能となる。また、高圧タービン１０１にてエロージョンが発生する可能性がなくなる。さらに、各タービンの内部効率が特定できるようになる。
なお、本実施形態の蒸気タービンプラントは、第１から第Ｎ（Ｎは２以上の整数）の再熱器及び再熱タービンを具備していてもよい。この場合、蒸気は、第１の再熱器、第１の再熱タービン、第２の再熱器、第２の再熱タービン、・・・、第Ｎの再熱器、第Ｎの再熱タービンというように、再熱器と再熱タービンを交互に通過するよう流通させる。
以下、本発明の第２実施形態について説明する。第２実施形態は、第１実施形態の変形例であり、第２実施形態については、第１実施形態との相違点を中心に説明する。
（第２実施形態）
図３は、第２実施形態の蒸気タービンプラントの構成を示す概略図である。図３に示す構成については、図１や図５に示す構成との相違点を中心に説明する。
本実施形態では、太陽熱を利用して発生させた蒸気により駆動される蒸気タービンを用い、３段以上の再熱サイクルを構成する。本実施形態では、当該再熱サイクルは、高圧タービン１０１、及び再熱タービン３０１、３０４、１１３からなる３段再熱サイクルとなっている。本実施形態では、再熱タービン３０１については第１の再熱タービン、再熱タービン３０４については第２の再熱タービン、再熱タービン１１３については第３の再熱タービンと呼ぶ。中圧タービン１０２と低圧タービン１０３は、連続した再熱タービン１１３に相当する。
本実施形態では、例えば、最上流のタービンである高圧タービン１０１の入口蒸気温度と、高圧タービン１０１の入口蒸気圧力における飽和温度との差を、２０℃以下とし、この条件下で３段以上の再熱サイクルを構成する。仮に高圧タービン入口蒸気１１２が湿り蒸気であれば、高圧タービン１０１の入口蒸気温度は、湿り度によらず、高圧タービン１０１の入口蒸気圧力における沸点（凝縮点）になる。上記の条件は、図６に示す再熱再生サイクルと組み合わせて適用してもよい。
従来技術や第１実施形態の蒸気タービンサイクルでは、油等の熱媒体１１８を使用しているが、本実施形態では、これを使用しない方式を採用してもよく、ここでは採用するとして説明する。本実施形態では、ポンプ１０５で搬送された水１１１は、集熱器１１９にて、太陽光線１１７の輻射熱により直接加熱される。本実施形態では、図３に示す熱媒体１１８は、太陽光線１１７に置き換えられ、図３に示す加熱器１１０は、集熱器１１９に置き換えられる。
熱媒体１１８を使用しない場合には、熱媒体１１８を使用する場合に比べ、高圧タービン入口蒸気１１２の温度が低く、比エンタルピ−比エントロピ線図において、高圧タービン入口蒸気１１２が湿り領域に近い。そこで、本実施形態のように熱媒体１１８を使用しない場合には、３段以上の再熱サイクルを採用する。本実施形態では、膨張していく蒸気によって回転する高圧タービン１０１、第１の再熱タービン３０１、第２の再熱タービン３０４、中圧タービン１０２、及び低圧タービン１０３の回転軸が、発電機１０７に接続されており、発電機１０７にて発電が行われる。
上述のように、図３では、熱媒体１１８は、太陽光線１１７に置き換えられ、加熱器１１０は、集熱器１１９に置き換えられる。集熱器１１９は、太陽光線１１７の輻射熱を利用して水１１１を蒸気１１２に変化させるボイラ１０８と、第１の再熱タービン３０１用の再熱器（以下「第１の再熱器」と呼ぶ）３０２と、第２の再熱タービン３０１用の再熱器（以下「第２の再熱器」と呼ぶ）３０６と、第３の再熱タービン１１３用の再熱器（以下「第３の再熱器」と呼ぶ）１０９から構成される。ボイラ１０８、第１の再熱器３０２、第２の再熱器３０６、及び第３の再熱器１０９では、加熱対象の水または蒸気が、上記の輻射熱により直接加熱される。図３では、第１の再熱タービン排気が、符号３０３で示され、第２の再熱タービン排気が、符号３０５で示されている。
なお、図３では、第１の再熱器３０２よりも上流にあるタービンは、１つのタービン（高圧タービン１０１）しかないが、第１の再熱器３０２の上流に、複数のタービンを直列に連結させて配置し、これら互いに直列接続された複数のタービンを高圧タービンとしてもよい。
また、第１の再熱器３０２の上流に、複数のタービンを直列に連結させて配置する場合には、これら複数のタービンの内の最上流のタービンが、図３の蒸気タービンプラントを構成する最上流のタービンとなる。
図４は、図３に示す蒸気タービンプラントの膨張線の例を示した図である。
図４では、第２の再熱タービン膨張線４０４は、第２の再熱タービン入口点４０５から第２の再熱タービン出口点４０６まで変化する。さらには、高圧タービン排気１１４、第１の再熱タービン排気３０３、第２の再熱タービン排気３０５をそれぞれ、第１の再熱器３０２、第２の再熱器３０６、第３の再熱器１０９にて、高圧タービン入口蒸気１１４と同じ温度まで加熱している。
本実施形態では、第１実施形態と同様に、低圧タービン１０３の出口付近以外の蒸気を湿り蒸気にしない蒸気タービンサイクルを実現してもよい。図４では、高圧タービン出口点２０５は湿り域となっているが、第１の再熱タービン出口点４０３、第２の再熱タービン出口点４０６は湿り域ではない。タービンサイクル全体として蒸気が湿り蒸気となるタービン段数が減る事により、湿り損失の発生によるタービン内部効率の低下を、従来よりは抑制する事ができ、タービンサイクル性能を向上させる事ができる。この場合でも、再熱タービン３０１，３０４、１１３は、その内部にて流通蒸気が乾き蒸気に保たれるよう動作させることが望ましい。
本実施形態では、第１の再熱タービン出口点４０３、第２の再熱タービン出口点４０６を乾き域とする事で、高圧タービン１０１の内部で蒸気が湿り蒸気となるタービン段数が減り、タービンサイクル全体としても蒸気が湿り蒸気となるタービン段数が減る。これにより、湿り損失によるタービン内部効率の低下が低減され、タービンサイクル性能が向上する。また、微小水滴がタービン翼表面に衝突する事によりエロージョンが発生する可能性が減る。また、１段再熱サイクルを多段再熱サイクルにすること自体によっても、タービンサイクル性能は向上する。なお、第１の再熱タービン出口点４０３と、第２の再熱タービン出口点４０６は、片方または両方が湿り域であってもよい。
太陽熱を利用した蒸気タービンサイクルでなくても、比エンタルピ−比エントロピ線図において、高圧タービン入口蒸気１１２が湿り領域に近いサイクルであれば、本実施形態の技術は適用できる。よって、蒸気タービンは、燃焼排ガスを熱源にしたタービンでも、原子力タービンでもよく、太陽熱を利用した場合と同じ効果が得られる。
なお、加熱器１１０における熱媒体１１８のフローは、原子力タービンにおいては図５に示すフローと異なる事が多い。
以下、本実施形態の種々の変形例について説明する。
（トラフ型集光方式）
本実施形態では、集熱器１１９（図５参照）として、例えば、図８に示すトラフ型集光方式の物を使用する。第１実施形態と同様である。この場合、トラフ型集光方式の集熱器１１９を、図６に示す再熱再生サイクルと組み合わせて使用してもよい。
（高圧タービンの入口蒸気の条件）
本実施形態では、例えば、最上流のタービンである高圧タービン１０１の入口蒸気を、圧力２０ａｔａ以上かつ温度３００℃以下とし、この条件下で３段以上の再熱サイクルを構成する。高圧タービン１０１の入口蒸気が圧力２０ａｔａ以上かつ温度３００℃以下の場合、高圧タービン入口蒸気１１２の温度が低く、比エンタルピ−比エントロピ線図において、高圧タービン入口蒸気１１２が湿り領域に近い。仮に高圧タービン入口蒸気１１２が湿り蒸気であれば、高圧タービン１０１の入口蒸気温度は、湿り度によらず、高圧タービン１０１の入口蒸気圧力における沸点（凝縮点）になる。上記の条件は、図６に示す再熱再生サイクルと組み合わせて適用してもよい。
太陽熱を利用した蒸気タービンサイクルでなくても、比エンタルピ−比エントロピ線図において、高圧タービン入口蒸気１１２が湿り領域に近いサイクルであれば、上記の条件は適用できる。よって、タービンは、燃焼排ガスを熱源にしたタービンでも、原子力タービンでもよく、太陽熱を利用した場合と同じ効果が得られる。
なお、加熱器１１０における熱媒体１１８のフローは、原子力タービンにおいては図５に示すフローと異なる事が多い。
以上のように、本実施形態では、太陽熱を利用した蒸気タービンプラントにおいて、再熱タービンを３段以上設ける。これにより、高圧タービン入口蒸気１１２の温度が低い場合であっても、湿り損失の発生によるタービン内部効率の低下を、従来に比べ抑制する事が可能となり、タービンサイクル性能を向上させる事が可能となる。また、高圧タービン１０１にてエロージョンが発生する可能性が減る。
なお、本実施形態の蒸気タービンプラントは、第１から第Ｍ（Ｍは３以上の整数）の再熱器及び再熱タービンを具備していてもよい。この場合、蒸気は、第１の再熱器、第１の再熱タービン、第２の再熱器、第２の再熱タービン、・・・、第Ｍの再熱器、第Ｍの再熱タービンというように、再熱器と再熱タービンを交互に通過するよう流通させる。
また、本実施形態では、蒸気タービンプラントを構成する全タービンの内、低圧タービン１０３以外のタービンは、タービン内部にて流通蒸気が乾き蒸気に保たれるよう動作させても構わない。この場合、低圧タービン１０３の出口付近以外では、湿り蒸気は存在しない事となり、その結果、湿り損失の発生によるタービン内部効率の低下がさらに抑制され、タービンサイクル性能がさらに向上する。
以上、本発明の具体的な態様の例を、第１及び第２実施形態により説明したが、本発明は、これらの実施形態に限定されるものではない。
１０１ 高圧タービン
１０２ 中圧タービン
１０３ 低圧タービン
１０４ 復水器
１０５ ポンプ
１０６ 中圧タービン入口蒸気
１０７ 発電機
１０８ ボイラ
１０９ 再熱器（第２または第３の再熱器）
１１０ 加熱器
１１１ 水
１１２ 高圧タービン入口蒸気
１１３ 再熱タービン（第２または第３の再熱タービン）
１１４ 高圧タービン排気
１１５ 低圧タービン排気
１１６ 熱媒体ポンプ
１１７ 太陽光線
１１８ 熱媒体
１１９ 集熱器
１２０ 抽気蒸気
１２１ 給水加熱器
１２２ ドレン水ポンプ
１２３ 集光鏡
１２４ 集熱管
１２５ 熱媒体管
Ｘ 高圧タービン蒸気入口
Ｙ 高圧タービン蒸気出口（排気口）
Ｚ 抽気口
２０１ 高圧タービン膨張線
２０２ 再熱タービン膨張線（第２または第３の再熱タービン膨張線）
２０３ 飽和線
２０４ 高圧タービン入口点
２０５ 高圧タービン出口点
２０６ 再熱タービン入口点（第２または第３の再熱タービン入口点）
２０７ 再熱タービン出口点（第２または第３の再熱タービン出口点）
３０１ 第１の再熱タービン
３０２ 第１の再熱器
３０３ 第１の再熱タービン排気
３０４ 第２の再熱タービン
３０５ 第２の再熱タービン排気
３０６ 第２の再熱器
４０１ 第１の再熱タービン膨張線
４０２ 第１の再熱タービン入口点
４０３ 第１の再熱タービン出口点
４０４ 第２の再熱タービン膨張線
４０５ 第２の再熱タービン入口点
４０６ 第２の再熱タービン出口点

Claims (6)

  1. 太陽熱を集める集熱器と、
    前記太陽熱により、水を蒸気に変化させるボイラと、
    １つまたは互いに直列に接続された複数のタービンから成り、前記ボイラからの蒸気により駆動される高圧タービンと、
    第１から第Ｎ（Ｎは２以上の整数）の再熱器と、
    第１から第Ｎの再熱タービンとを具備し、
    前記第１の再熱器は、前記太陽熱により、前記高圧タービンから排気された蒸気を加熱し、前記第１の再熱タービンは、前記第１の再熱器からの蒸気により駆動され、
    前記第２から第Ｎの再熱器はそれぞれ、前記太陽熱により、前記第１から第Ｎ−１の再熱タービンから排気された蒸気を加熱し、前記第２から第Ｎの再熱タービンはそれぞれ、前記第２から第Ｎの再熱器からの蒸気により駆動され、
    前記第１から第Ｎの再熱タービンの内、前記第Ｎの再熱タービン以外の再熱タービンの段数は、タービン内部にて流通蒸気が乾き蒸気に保たれる段数に設定されており、
    前記高圧タービンの段数は、タービン内部にて流通蒸気が乾き蒸気に保たれる段数に設定されている、
    事を特徴とする蒸気タービンプラント。
  2. 前記集熱器は、トラフ型集光方式を利用して前記太陽熱を集める事を特徴とする請求項１に記載の蒸気タービンプラント。
  3. 前記蒸気タービンプラントを構成する全タービンの内の最上流に位置するタービンの入口蒸気温度と、前記最上流のタービンの入口蒸気圧力における飽和温度との差が、１００℃以下である事を特徴とする請求項１または２に記載の蒸気タービンプラント。
  4. 前記蒸気タービンプラントを構成する全タービンの内の最上流に位置するタービンの入口蒸気が、圧力２０ａｔａ以上かつ温度４２０℃以下である事を特徴とする請求項１から３のいずれか１項に記載の蒸気タービンプラント。
  5. 前記再熱器及び前記再熱タービンをそれぞれ３つ以上具備するとともに、
    前記蒸気タービンプラントを構成する全タービンの内の最上流に位置するタービンの入口蒸気温度と、前記最上流のタービンの入口蒸気圧力における飽和温度との差が、２０℃以下である事を特徴とする請求項１または２に記載の蒸気タービンプラント。
  6. 前記再熱器及び前記再熱タービンをそれぞれ３つ以上具備するとともに、
    前記蒸気タービンプラントを構成する全タービンの内の最上流に位置するタービンの入口蒸気が、圧力２０ａｔａ以上かつ温度３００℃以下である事を特徴とする請求項１、２、または５に記載の蒸気タービンプラント。
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