JP6137831B2 - Gas turbine cogeneration system using high humidity air - Google Patents
Gas turbine cogeneration system using high humidity air Download PDFInfo
- Publication number
- JP6137831B2 JP6137831B2 JP2012286394A JP2012286394A JP6137831B2 JP 6137831 B2 JP6137831 B2 JP 6137831B2 JP 2012286394 A JP2012286394 A JP 2012286394A JP 2012286394 A JP2012286394 A JP 2012286394A JP 6137831 B2 JP6137831 B2 JP 6137831B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- air
- regenerator
- steam
- line
- mixer
- 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
- Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
-
- 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
- Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
- Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
- Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
- Y02T10/12—Improving ICE efficiencies
Description
本発明は、電力と蒸気を同時に供給可能な高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステムに係り、特に、ガスタービン排ガス系統に再生器を備えた高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステムに関するものである。 The present invention relates to a high-humidity air-utilizing gas turbine cogeneration system capable of simultaneously supplying electric power and steam, and more particularly to a high-humidity air-utilizing gas turbine cogeneration system having a regenerator in a gas turbine exhaust gas system. is there.
ガスタービンコージェネレーションシステムは、電気出力と熱出力を合わせた総合効率において高い効率を得ることができるため、電気と熱を必要とする産業分野で広く実用に供されている。 Since the gas turbine cogeneration system can obtain high efficiency in the total efficiency of the combined electric output and heat output, it is widely put into practical use in industrial fields that require electricity and heat.
ガスタービン排ガス系統に再生器を備えたガスタービンコージェネレーションシステムの一例として、特開平6−248974号公報(特許文献1)に開示されたものがある。この特許文献1には、圧縮機と燃焼器とタービンとからなるガスタービンと、水蒸気を駆動源として空気を昇圧しかつ両流体を混合する混合器と、混合ガスをタービン排気で加熱するための熱交換器(再生器)と、タービン排気を熱源として水を蒸発させる排熱ボイラと、圧縮機による圧縮空気の一部を燃焼器ヘその残部を混合器に導くための空気ラインと、排熱ボイラによる水蒸気の一部を混合器に送る主蒸気ラインと、混合器による混合ガスを熱交換器を介して燃焼器に導くための混合ガスラインと、を備えた部分再生式二流体ガスタービンが開示されている。
An example of a gas turbine cogeneration system having a regenerator in a gas turbine exhaust gas system is disclosed in Japanese Patent Laid-Open No. 6-248974 (Patent Document 1). This
特許文献1に記載のシステムでは、圧縮機からの圧縮空気の一部が混合器で混合器駆動用水蒸気と混合されて加湿空気となり、この加湿空気が熱交換器(再生器)で予熱されて燃焼器に供給される。混合器駆動用水蒸気量を多くするほど混合器に吸引される圧縮空気量も多くなるので、熱交換器においてガスタービン排ガスからガスタービンへ回収される熱量が増加し、発電効率は向上する。このとき、混合器駆動用水蒸気によりガスタービンの作動流体が増加するので、発電出力が増加する。
In the system described in
一方、混合器駆動用水蒸気を多くするほど熱交換器での回収熱量が増加して排熱ボイラへ流入するガスタービン排ガスの温度が低下するので、排熱ボイラで生成される水蒸気量が減少する。そのため、他システムへの送出蒸気量は減少する。 On the other hand, as the mixer driving steam increases, the amount of recovered heat in the heat exchanger increases and the temperature of the gas turbine exhaust gas flowing into the exhaust heat boiler decreases, so the amount of steam generated in the exhaust heat boiler decreases. . As a result, the amount of steam delivered to other systems decreases.
すなわち、特許文献1に記載のシステムでは、ガスタービン発電出力を増加させると送出蒸気量が減少し、送出蒸気量を増加させると発電出力が減少するので、発電出力と送出蒸気量をそれぞれ任意の出力と蒸気量に調整することが困難であるという実用上の課題がある。
That is, in the system described in
本発明の目的は、ガスタービン排ガス系統に再生器を備えた高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステムにおいて、発電出力と送出蒸気量を所定の範囲内でそれぞれ任意の出力と蒸気量に調整可能とすることにある。 The object of the present invention is to adjust the power generation output and the amount of steam delivered to any output and amount of steam within a specified range in a gas turbine cogeneration system using a high humidity air equipped with a regenerator in the gas turbine exhaust gas system. It is to do.
本発明の高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステムは、空気圧縮機と燃焼器とタービンとから構成されるガスタービンと、蒸気を駆動源として圧縮機からの圧縮空気を吸引して昇圧しかつ圧縮空気を蒸気と混合して加湿空気とする混合器と、タービンの下流に設けられ、タービン排ガスを熱源として混合器からの加湿空気を加熱する再生器と、再生器の下流に設けられ、タービン排ガスを熱源として水を蒸発させる排熱ボイラと、空気圧縮機からの圧縮空気の一部を燃焼器へ直接導く圧縮空気ラインと、その残部を混合器に導く圧縮空気分岐ラインと、排熱ボイラで発生した蒸気の一部を混合器に導く混合器駆動用蒸気ラインと、残りの蒸気を他の蒸気利用システムへ送出する蒸気送出ラインと、混合器からの加湿空気を再生器へ導く加湿空気ラインと、再生器からの高温の加湿空気を燃焼器に導く高温加湿空気ラインと、混合器と再生器との間の加湿空気ラインから加湿空気の一部を分岐して高温加湿空気ラインに合流させる再生器バイパスラインを有することを特徴とする。 A high-humidity air-utilizing gas turbine cogeneration system according to the present invention includes a gas turbine including an air compressor, a combustor, and a turbine, and suctions and pressurizes compressed air from the compressor using steam as a driving source, and A mixer that mixes compressed air with steam to provide humidified air, a regenerator that is provided downstream of the turbine, heats the humidified air from the mixer using turbine exhaust gas as a heat source, and that is provided downstream of the regenerator. Exhaust heat boiler that evaporates water using the exhaust gas as a heat source, a compressed air line that directly leads part of the compressed air from the air compressor to the combustor, a compressed air branch line that leads the remainder to the mixer, and an exhaust heat boiler The steam line for driving the mixer that leads a part of the steam generated in the process to the mixer, the steam delivery line that sends the remaining steam to another steam utilization system, and the humidified air from the mixer. The humidified air line leading to the regenerator, the high-temperature humidified air line leading the high-temperature humidified air from the regenerator to the combustor, and the humidified air line between the mixer and regenerator branch off a portion of the humidified air It has the regenerator bypass line joined to the humidified air line.
また、本発明は、上記の構成に加え、混合器からの加湿空気と水を直接接触させ、水の蒸発潜熱により加湿空気の温度を下げ、かつ、蒸発した水が加わることにより加湿空気量を増加させる補助加湿装置を再生器の加湿空気入口側に設けることが好ましい。 In addition to the above configuration, the present invention directly contacts the humidified air from the mixer with water, lowers the temperature of the humidified air by the latent heat of evaporation of water, and adds the amount of humidified air by adding the evaporated water. It is preferable to provide an auxiliary humidifier to be increased on the humidified air inlet side of the regenerator.
さらに、本発明は、上記の構成に加え、空気温度を低下させて比容積を下げることにより圧縮機動力を減少させる空気冷却装置を空気圧縮機の吸気側に設けることが好ましい。 Furthermore, in the present invention, in addition to the above configuration, it is preferable to provide an air cooling device on the intake side of the air compressor for reducing the compressor power by lowering the specific volume by lowering the air temperature.
本発明によれば、ガスタービン排ガス系統に再生器を備えた高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステムにおいて、発電出力と送出蒸気量をシステムの運転特性の範囲内でそれぞれ任意の発電出力と送出蒸気量に調整可能となる。 According to the present invention, in a gas turbine cogeneration system using a high-humidity air equipped with a regenerator in a gas turbine exhaust gas system, the power generation output and the amount of steam to be delivered can be set within a range of system operating characteristics. The amount of steam can be adjusted.
上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。 Problems, configurations, and effects other than those described above will be clarified by the following description of embodiments.
以下、図面を参照して本発明を実施するための好ましい形態を説明する。なお、各図において共通する部分には、原則として同じ符号を使用する。 Hereinafter, preferred embodiments for carrying out the present invention will be described with reference to the drawings. In addition, the same code | symbol is used in principle for the common part in each figure.
図1は、本発明による高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステムの実施例1の全体構成図である。
FIG. 1 is an overall configuration diagram of
図1において、本発明による高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステムは主要設備として、ガスタービンと、混合器9と、再生器7と、排熱ボイラ4と、給水加熱器6と、煙突11を有している。ガスタービンは、空気Aを圧縮する空気圧縮機1と、空気を支燃剤として燃料Fを燃焼させる燃焼器2と、燃焼ガスにより駆動され、空気圧縮機1と発電機5を駆動するタービン3とから構成される。混合器9は、排熱ボイラ4からの蒸気Sを駆動源として空気圧縮機1からの圧縮空気を吸引して昇圧し、かつ圧縮空気を蒸気と混合して加湿空気とする。混合器9としては、機械的な可動部がなく高い信頼性を期待できる蒸気エジェクターを適用するのが望ましい。再生器7は、タービン3の下流に設けられ、タービン排ガスEを熱源として混合器9からの加湿空気を加熱する。排熱ボイラ4は、再生器7の下流に設けられ、タービン排ガスEを熱源として給水加熱器6で加熱された給水を蒸発させる。給水加熱器6は、排熱ボイラ4の下流に設けられ、タービン排ガスEを熱源として給水ポンプ10を介して供給される給水Wを加熱する。
In FIG. 1, a high-humidity air-utilizing gas turbine cogeneration system according to the present invention includes a gas turbine, a
また、各主要設備間の主要配管ラインとして、空気圧縮機1からの圧縮空気の一部を燃焼器2へ直接導くための圧縮空気ライン21と、その残部を混合器9に導くための圧縮空気分岐ライン27と、排熱ボイラ4で発生した蒸気Sの一部を混合器駆動用蒸気として混合器9に導く混合器駆動用蒸気ライン22と、残りの蒸気Sを他の蒸気利用システムへ送出するための蒸気送出ライン25と、混合器9からの加湿空気HAを再生器7へ導くための加湿空気ライン23と、再生器7からの高温の加湿空気HAを燃焼器2に導くための高温加湿空気ライン24と、加湿空気ライン23を流れる加湿空気HAの一部を再生器7をバイパスして高温加湿空気ライン24に合流させるための再生器バイパスライン26を有している。
Further, as main piping lines between the main facilities, a
混合器駆動用蒸気ライン22には、排熱ボイラ4で発生した蒸気を混合器9への混合器駆動用蒸気と他プロセスへの送気蒸気とに分配して供給するための混合器駆動用蒸気流量制御弁42が設けられている。また、加湿空気ライン23には、混合器9からの加湿空気の再生器バイパス割合を制御するための再生器バイパス流量制御弁43が設けられている。再生器バイパス流量制御弁43は、再生器バイパスライン26に設けても良い。混合器駆動用蒸気流量制御弁42と再生器バイパス流量制御弁43は、制御装置(図示省略)により弁開度が制御される。
The mixer
本実施例では、再生器バイパスライン26により混合器9からの加湿空気の一部を再生器7をバイパスさせて燃焼器2に導くことができるよう構成されている。
In this embodiment, the
このようなシステム構成において、例えば、送出蒸気量を変えずに発電出力を増加させたい場合、混合器9からの加湿空気の再生器バイパス割合を大きくする。再生器バイパス割合を大きくすることにより再生器7での回収熱量が減少し、排熱ボイラ4での蒸発量は増加する。送出蒸気量は同じなので、この蒸発量の増加により混合器9への混合器駆動用蒸気(=排熱ボイラ蒸発量−送出蒸気量)が増加する。結果として燃焼器2に導かれる加湿空気が増加して発電出力が増加する。すなわち、本実施例は、このような作用効果を利用するものであり、再生器バイパス割合を調整することにより、送出蒸気量は一定のまま発電出力を調整することができる。
In such a system configuration, for example, when it is desired to increase the power generation output without changing the amount of delivered steam, the regenerator bypass ratio of the humidified air from the
また、発電出力を変えずに送出蒸気量を増加させたい場合は、送出蒸気量を増加させるとそのままでは混合器9への混合器駆動用蒸気が減少して発電出力は低下するので、送出蒸気量を目標値まで増加させると同時に再生器バイパス割合を増加させることにより、必要な発電出力を維持することができる。
Further, when it is desired to increase the amount of steam to be sent without changing the power generation output, if the amount of steam to be sent is increased, the steam for driving the mixer to the
すなわち、本実施例によれば、再生器バイパス割合を調整することにより、発電出力と送出蒸気量を一定の範囲内(システムの運転特性の範囲内)でそれぞれ任意の出力と蒸気量に調整できるという効果がある。 That is, according to this embodiment, by adjusting the regenerator bypass ratio, the power generation output and the amount of steam to be delivered can be adjusted to an arbitrary output and amount of steam, respectively, within a certain range (within the operating characteristics of the system). There is an effect.
図4を用いて本実施例の効果を説明する。 The effect of the present embodiment will be described with reference to FIG.
図4は、本発明の実施例1における発電出力と送出蒸気量の関係を比較例の運転特性と比較して示した説明図である。比較例は、図1の構成において再生器バイパスライン26と再生器バイパス流量制御弁43が設けられていないシステム構成を有するものとした(後述の実施例2及び実施例3における比較例も同じ。)。
FIG. 4 is an explanatory diagram showing the relationship between the power generation output and the amount of delivered steam in Example 1 of the present invention in comparison with the operating characteristics of the comparative example. The comparative example has a system configuration in which the
図4において、縦軸は発電出力、横軸は送出蒸気量を示す。なお、送出蒸気量は、排熱ボイラ4で発生した蒸気のうち他のプロセスへ送出する蒸気量であり、残りの蒸気は混合器駆動用蒸気として混合器9に導かれる(後述の実施例2及び実施例3の効果を説明する図5及び図6も同じ。)。
In FIG. 4, the vertical axis represents the power generation output, and the horizontal axis represents the amount of steam delivered. In addition, the amount of steam to be sent is the amount of steam sent to other processes among the steam generated in the
図4中の特性曲線(1)は比較例の運転特性であり、本発明の実施例1で再生器バイパス割合を0%にして運転した場合に相当する。特性曲線(2)と(3)は本発明の実施例1の運転特性であり、(2)は再生器バイパス割合を30%にして運転した場合の運転特性、(3)は再生器バイパス割合を50%にして運転した場合の運転特性である。 The characteristic curve (1) in FIG. 4 is the operation characteristic of the comparative example, and corresponds to the case where the regenerator bypass ratio is operated at 0% in Example 1 of the present invention. Characteristic curves (2) and (3) are the operating characteristics of Example 1 of the present invention, (2) is the operating characteristics when the regenerator bypass ratio is 30%, and (3) is the regenerator bypass ratio. It is an operating characteristic at the time of driving | running by making 50%.
図4より、本発明の実施例1は、再生器バイパス割合を大きくするほど同一送出蒸気量における発電出力を大きくできるという運転特性を持つことが分かる。また、この運転特性は、例えば、再生器バイパス割合を増加させることにより、発電出力を一定に保持したまま送出蒸気量を増加させることが可能であることを示している。 From FIG. 4, it can be seen that Example 1 of the present invention has an operation characteristic that the power generation output at the same delivery steam amount can be increased as the regenerator bypass ratio is increased. Further, this operating characteristic indicates that, for example, by increasing the regenerator bypass ratio, it is possible to increase the amount of delivered steam while keeping the power generation output constant.
したがって、本発明の実施例1によれば、再生器バイパス割合を制御することにより、システムの運転特性の範囲内で発電出力と送出蒸気量をそれぞれ任意の出力と蒸気量に調整できる。 Therefore, according to the first embodiment of the present invention, by controlling the regenerator bypass ratio, the power generation output and the amount of steam to be delivered can be adjusted to arbitrary output and amount of steam, respectively, within the range of the operating characteristics of the system.
図2は、本発明による高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステムの実施例2を示す全体構成図である。図1に示す実施例1と重複する部分については説明を省略する。本実施例では、図1に示した実施例1の構成に加えて、補助加湿装置12と補助加湿水供給ライン29を有している。補助加湿装置12は、混合器9の下流で再生器7の加湿空気入口側に設けられ、加湿空気と水を直接接触させ、水の蒸発潜熱により加湿空気の温度を下げ、かつ、蒸発した水が加わることにより加湿空気量を増加させる。補助加湿水供給ラインは、給水加熱器6で加熱された給水の一部を補助加湿装置12に導く。補助加湿水供給ライン29には、補助加湿水ポンプ13と、補助加湿水制御弁41が設けられており、これらにより、給水加熱器6からの補助加湿水を昇圧し、必要な補助加湿水を補助加湿装置12に導くことができるようにしている。補助加湿水制御弁41は、混合器駆動用蒸気流量制御弁42と再生器バイパス流量制御弁43と同様に、制御装置(図示省略)により弁開度が制御される。
FIG. 2 is an overall configuration diagram showing a second embodiment of a gas turbine cogeneration system using high humidity air according to the present invention. The description of the same parts as those in the first embodiment shown in FIG. In this embodiment, in addition to the configuration of the first embodiment shown in FIG. 1, the
本実施例における補助加湿装置12としては、特許第4285781号公報で開示されている増湿塔や特許第4167989号公報で開示されている噴霧式加湿装置の適用が可能である。
As the
増湿塔は、冷却塔に類似した構造を持ち、内部に充填材が設置された縦型容器の下部から導入された空気と、その容器の上部から導入された水が充填材を伝わって流下する過程で水と空気が直接熱交換し、水が蒸発することにより流量が増加し、かつ、蒸発潜熱により温度が低下した加湿空気が増湿塔上部から取り出される。この増湿塔方式では、上部から導入する水量を調整することにより出口加湿空気の相対湿度を100%以下の任意の値に制御できる。ただし、増湿塔は比較的大型で、かつ、充填材が内蔵されているので熱容量が大きく、相対湿度変化の応答時間が比較的長くなる。 The humidification tower has a structure similar to that of a cooling tower, and the air introduced from the lower part of the vertical container in which the filler is installed and the water introduced from the upper part of the container flow down through the filler. In the process, water and air directly exchange heat, and the flow rate increases as the water evaporates, and the humidified air whose temperature has decreased due to latent heat of vaporization is taken out from the top of the humidification tower. In this humidifying tower system, the relative humidity of the outlet humidified air can be controlled to an arbitrary value of 100% or less by adjusting the amount of water introduced from the top. However, the humidification tower is relatively large and has a built-in filler, so that the heat capacity is large and the response time of relative humidity change is relatively long.
噴霧式加湿装置では、空気流路に噴霧ノズルが設置されており、この噴霧ノズルに高圧水を供給することにより微細な水滴が噴霧され、この水滴が空気の流れに乗って下流に移動する間に蒸発する。この噴霧式加湿装置では、複数個の噴霧ノズルを設け、供給する高圧水の圧力及び/又は作動させる噴霧ノズルの個数を制御することにより、出口加湿空気の相対湿度を100%以下の任意の値に比較的容易に制御することができる。また、構造がシンプルで内部充填材などが不要であるため増湿塔に比べて熱容量が小さく、相対湿度変化の応答時間が比較的短い。 In the spray-type humidifier, a spray nozzle is installed in the air flow path, and fine water droplets are sprayed by supplying high-pressure water to the spray nozzle, and while the water droplets move on the air flow and move downstream. Evaporates. In this spray type humidifier, by providing a plurality of spray nozzles and controlling the pressure of the supplied high-pressure water and / or the number of spray nozzles to be operated, the relative humidity of the outlet humidified air is an arbitrary value of 100% or less. Can be controlled relatively easily. In addition, since the structure is simple and an internal filler or the like is unnecessary, the heat capacity is smaller than that of the humidification tower, and the response time of the relative humidity change is relatively short.
したがって、本実施例における補助加湿装置12としては、噴霧式加湿装置を適用するのが望ましい。
Therefore, it is desirable to apply a spray type humidifier as the
本実施例では、実施例1の構成に加えて、補助加湿装置12を設置し、補助加湿装置12は混合器9からの加湿空気に直接水を接触させて蒸発させ、蒸発潜熱により補助加湿装置出口の加湿空気温度を下げると同時に加湿空気の流量を増加させることができるよう構成されている。本実施例では実施例1の効果に加えて次の作用効果を有する。
In the present embodiment, in addition to the configuration of the first embodiment, an
すなわち、このようなシステム構成において、例えば、再生器バイパス割合が一定の状態で補助加湿装置12での補助加湿量を多くすると、再生器7での回収熱量が増加し、排熱ボイラ4での蒸発量は減少する。この補助加湿による排熱ボイラ4での蒸発量の減少は、送出蒸気量が一定の場合には混合器駆動用蒸気量を減少させるので混合器9出口の加湿空気量を減少させる方向に作用するが、補助加湿での水の蒸発による加湿空気量の増加の方が大きい。そのため、補助加湿は、補助加湿装置12出口の加湿空気量を増加させ、燃焼器2に導かれる加湿空気量を増加させるので、発電出力を増加させるように作用する。
That is, in such a system configuration, for example, if the auxiliary humidification amount in the
上記した補助加湿装置12の作用により、再生器バイパスに加えて補助加湿装置12を設けた本実施例では、発電出力と送出蒸気量をそれぞれ任意の出力と蒸気量に調整可能な範囲を広くできる効果がある。
In the present embodiment in which the
図5を用いて本実施例の効果を説明する。 The effect of the present embodiment will be described with reference to FIG.
図5は、本発明の実施例2における発電出力と送出蒸気量の関係を比較例及び実施例1の運転特性と比較して示した説明図である。 FIG. 5 is an explanatory diagram showing the relationship between the power generation output and the amount of delivered steam in Example 2 of the present invention compared with the operating characteristics of the comparative example and Example 1.
図5中の特性曲線(1)は比較例の運転特性である。特性曲線(2)は本発明の実施例1において再生器バイパス割合30%時の運転特性である。特性曲線(3)、(4)は本発明の実施例2の運転特性であり、それぞれ再生器バイパス割合30%、再生器バイパス割合50%で補助加湿を実施した場合の運転特性である。 A characteristic curve (1) in FIG. 5 is an operation characteristic of the comparative example. A characteristic curve (2) is an operation characteristic when the regenerator bypass ratio is 30% in the first embodiment of the present invention. Characteristic curves (3) and (4) are operational characteristics of Example 2 of the present invention, and are operational characteristics when auxiliary humidification is performed at a regenerator bypass ratio of 30% and a regenerator bypass ratio of 50%, respectively.
図5において、同じ再生器バイパス割合である特性曲線(2)と(3)を比較すると、補助加湿を実施した場合の特性曲線(3)は、再生器バイパスのみの場合の特性曲線(2)に比べて同じ送出蒸気量における発電出力が大きくなっている。 In FIG. 5, when the characteristic curves (2) and (3) having the same regenerator bypass ratio are compared, the characteristic curve (3) when the auxiliary humidification is performed is the characteristic curve (2) when only the regenerator bypass is used. Compared with, the power generation output at the same amount of steam delivered is larger.
また、どちらも補助加湿を実施している特性曲線(3)と(4)を比較すると、再生器バイパス割合が大きいほど同じ送出蒸気量における発電出力が大きくなっている。 Further, comparing the characteristic curves (3) and (4) in which both perform auxiliary humidification, the power generation output at the same delivery steam amount increases as the regenerator bypass ratio increases.
したがって、再生器バイパスに加えて補助加湿装置12を設けることにより、発電出力と送出蒸気量をそれぞれ任意の出力と蒸気量に調整可能な範囲を実施例1より広くできる効果があることが分かる。
Therefore, it can be seen that by providing the
なお、本発明の実施例2において、再生器バイパス割合を0%、かつ、補助加湿なしで運転することも可能であり、その場合には、比較例の特性曲線(1)と同じ特性となる。 In Example 2 of the present invention, it is possible to operate the regenerator bypass ratio at 0% and without auxiliary humidification, and in this case, the characteristic is the same as the characteristic curve (1) of the comparative example. .
図3は、本発明による高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステムの実施例3を示す全体構成図である。図1に示す実施例1及び図2に示す実施例2と重複する部分については説明を省略する。本実施例では、図2に示した実施例2の構成に加えて、空気冷却装置15と、空気冷却給水ポンプ16と、空気冷却水制御弁44を有している。空気冷却装置15は、空気圧縮機1の吸気口上流側(空気吸込口近傍)に設けられ、空気温度を低下させて比容積を下げることにより圧縮機動力を減少させる。空気冷却給水ポンプ16は、空気冷却装置15に水を供給する。空気冷却水制御弁44は、混合器駆動用蒸気流量制御弁42、再生器バイパス流量制御弁43、補助加湿水制御弁41と同様に、制御装置(図示省略)により弁開度が制御される。
FIG. 3 is an overall configuration
空気冷却装置15としては、エバボレイティブクーラー方式、チラー方式、フォギング方式、オーバーフォギング方式などを適用可能である。
As the
エバボレイティブクーラー方式は、圧縮機の吸気フィルタ室の後流に水を流下させるエレメントを設け、水の蒸発潜熱により圧縮機入口(空気吸込口)の空気温度を下げる方式であり、湿球温度以下には下がらない。 In the evaporative cooler method, an element that allows water to flow down is provided downstream of the intake filter chamber of the compressor, and the air temperature at the compressor inlet (air inlet) is lowered by the latent heat of water evaporation. It does n’t go down below.
チラー方式は、圧縮機の吸気フィルタ室の後流に空気冷却コイルを設け、そこへターボ冷凍機などのチラーから冷水を供給して、圧縮機入口の空気を冷やす方式であり、湿度に余り関係なく吸気温度を下げられるが、チラーを設置する分、初期投資が高くなる。 The chiller system is a system in which an air cooling coil is provided in the downstream of the intake filter chamber of the compressor and chilled water is supplied from a chiller such as a centrifugal chiller to cool the air at the compressor inlet. Although the intake air temperature can be lowered, the initial investment is increased by installing a chiller.
フォギング方式は、圧縮機入口までに全量が蒸発する程度の量の微細水滴を圧縮機の吸気フィルタ室の後流に噴霧し、その蒸発潜熱により圧縮機入口空気温度を下げる方式であり、エバボレイティブクーラー方式と同様に湿球温度以下には下がらないので高湿度時には効果が低い。 The fogging method is a method in which fine water droplets that are evaporated to the compressor inlet are sprayed downstream of the compressor intake filter chamber, and the compressor inlet air temperature is lowered by the latent heat of evaporation. The effect is low at high humidity because it does not drop below the wet bulb temperature as in the TIB cooler system.
オーバーフォギング方式は、特許第2877098号公報や特許第4285781号公報などで開示されているとおり、フォギング方式に比べて比較的多量の微細水滴を圧縮機の吸気フィルタ室の後流に噴霧する方式である。オーバーフォギング方式では、噴霧した水滴の一部はフォギング方式と同様に空気圧縮機に吸い込まれる前に蒸発して圧縮機入口(空気吸込口)の空気温度を下げて吸い込み空気量を増加させる効果があり、また、残りの水滴(圧縮機入口において未蒸発の水滴)は圧縮過程で蒸発して圧縮機内の空気温度を下げるので、中間冷却器と同様に圧縮機を駆動するための動力を低減する効果がある。 The overfogging method is a method in which a relatively large amount of fine water droplets are sprayed to the wake of the intake filter chamber of the compressor, as disclosed in Japanese Patent No. 2877098 and Japanese Patent No. 42855781, etc. is there. In the overfogging method, as with the fogging method, part of the sprayed water droplets evaporates before being sucked into the air compressor, reducing the air temperature at the compressor inlet (air suction port) and increasing the amount of sucked air. Also, the remaining water droplets (water droplets that have not evaporated at the compressor inlet) evaporate in the compression process to lower the air temperature in the compressor, so that the power for driving the compressor is reduced in the same manner as the intermediate cooler. effective.
したがって、本実施例における空気冷却装置15としては、オーバーフォギング方式の空気冷却装置を適用するのが好ましい。本実施例におけるオーバーフォギング方式の空気冷却装置は、空気流路内に設けられた水噴霧ノズルと、水噴霧ノズルに供給する高圧水の圧力及び/又は作動させる水噴霧ノズルの個数を制御する制御装置を備える。
Therefore, it is preferable to apply an overfogging air cooling device as the
本実施例では、実施例2の構成に加えて、空気冷却装置15を設置し、空気冷却装置15はその運転により空気温度を低下させて空気の比容積を減少させるように構成されている。本実施例では実施例1や実施例2の効果に加えて次の作用効果を有する。
In the present embodiment, in addition to the configuration of the second embodiment, an
すなわち、このようなシステム構成において、空気冷却装置15として、例えば、フォギング方式を採用すると、空気比容積の減少により圧縮機1に吸い込まれる空気量が増加して、ガスタービン出力が増加するので発電出力が増加する。また、空気冷却装置15としてオーバーフォギング方式を採用すると中間冷却の効果により圧縮機動力が低減される効果が加わるので、さらに発電出力が増加する。
That is, in such a system configuration, if, for example, a fogging system is adopted as the
上記した空気冷却装置15の作用効果により、再生器バイパスと補助加湿装置12に加えて空気冷却装置15を備えた本実施例では、発電出力と送出蒸気量をそれぞれ任意の出力と蒸気量に調整可能な範囲をさらに広くできる効果がある。
In the present embodiment provided with the
したがって本実施例によれば、ガスタービンをできるだけ高い効率、例えば、燃焼器出口燃焼ガスを定格温度で運転する場合にも、再生器バイパスライン26、補助加湿装置12および空気冷却装置15を組合せて運転することにより、一定の範囲内(システムの運転特性の範囲内)で、発電出力と送出蒸気量をそれぞれ任意の出力と蒸気量に設定することができる。例えば、送出蒸気量を維持した状態で発電出力を増減させたり、必要な発電出力を維持した状態で送出蒸気量を増減させたりすることができるという効果がある。
Therefore, according to the present embodiment, the
図6を用いて本実施例の効果を説明する。 The effect of the present embodiment will be described with reference to FIG.
図6は、本発明の実施例3における発電出力と送出蒸気量の関係を比較例及び実施例2の運転特性と比較して示した説明図である。 FIG. 6 is an explanatory diagram showing the relationship between the power generation output and the amount of delivered steam in Example 3 of the present invention compared with the operating characteristics of Comparative Example and Example 2.
図6中の特性曲線(1)は比較例の特性曲線である。特性曲線(2)は実施例2で再生器バイパス割合30%に加え補助加湿を実施した場合の特性曲線である。特性曲線(3)は本実施例3の特性曲線であり、再生器バイパス割合30%と補助加湿に加えて、圧縮機1の吸込空気流量の2重量%相当の微小水滴が圧縮機入口及び圧縮機内を通過する間に全量蒸発する条件で空気冷却装置15を運転した場合の特性を示している。
A characteristic curve (1) in FIG. 6 is a characteristic curve of a comparative example. A characteristic curve (2) is a characteristic curve in the case where auxiliary humidification is performed in addition to the regenerator bypass ratio of 30% in the second embodiment. A characteristic curve (3) is a characteristic curve of the third embodiment. In addition to the regenerator bypass ratio of 30% and auxiliary humidification, minute water droplets corresponding to 2% by weight of the intake air flow rate of the
図6に示すように、空気冷却装置15を運転した場合の特性曲線(3)は、比較例の特性曲線(1)はもとより再生器バイパス割合30%で補助加湿を実施した場合の特性曲線(2)に比べて同じ送出蒸気量における発電出力を大きくできることを示している。
As shown in FIG. 6, the characteristic curve (3) when the
したがって、再生器バイパスライン26や補助加湿装置12に加え空気冷却装置15を設けることにより、送出蒸気量を維持した状態で発電出力を増減させたり、必要な発電出力を維持した状態で送出蒸気量を増減させたりすることが可能な範囲をさらに広くできる効果があることが分かる。
Therefore, by providing the
尚、本実施例では、図2に示した実施例2の構成に加えて、空気冷却装置15と、空気冷却給水ポンプ16を設けているが、図1に示した実施例1の構成に加えて、空気冷却装置15と、空気冷却給水ポンプ16を設けるようにしても良い。この場合においても、送出蒸気量を維持した状態で発電出力を増減させたり、必要な発電出力を維持した状態で送出蒸気量を増減させたりすることが可能な範囲を広くできる効果がある。
In this embodiment, in addition to the configuration of the second embodiment shown in FIG. 2, an
なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加,削除,置換をすることが可能である。 In addition, this invention is not limited to an above-described Example, Various modifications are included. For example, the above-described embodiments have been described in detail for easy understanding of the present invention, and are not necessarily limited to those having all the configurations described. Further, a part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of one embodiment. Moreover, it is possible to add, delete, and replace other configurations for a part of the configuration of each embodiment.
1 空気圧縮機
2 燃焼器
3 タービン
4 排熱ボイラ
5 発電機
6 給水加熱器
7 再生器
9 混合器
10 給水ポンプ
11 煙突
12 補助加湿装置
13 補助加湿水ポンプ
15 空気冷却装置
16 空気冷却水ポンプ
21 圧縮空気ライン
22 混合器駆動用蒸気ライン
23 加湿空気ライン
24 高温加湿空気ライン
25 蒸気送出ライン
26 再生器バイパスライン
27 圧縮空気分岐ライン
29 補助加湿水供給ライン
30 空気冷却水供給ライン
41 補助加湿水制御弁
42 混合器駆動蒸気流量制御弁
43 再生器バイパス制御弁
44 空気冷却水制御弁
A 空気
F 燃料
S 蒸気
HA 加湿空気
E ガスタービン排ガス
W 給水
DESCRIPTION OF
Claims (6)
圧縮空気を蒸気と混合し加湿空気とする混合器と、
前記タービンの下流に設けられ、前記加湿空気を前記タービンの排ガスを熱源として加熱する再生器と、
前記再生器の下流に設けられ、前記タービンの排ガスを熱源として蒸気を発生する排熱ボイラと、
前記空気圧縮機と前記燃焼器とを結ぶ圧縮空気ラインと、
前記圧縮空気ラインの途中から分岐して前記混合器に至る圧縮空気分岐ラインと、
前記排熱ボイラと前記混合器を結ぶ混合器駆動用蒸気ラインと、
前記排熱ボイラで発生した蒸気を他の蒸気利用システムへ送出する蒸気送出ラインと、
前記混合器の出口と前記再生器の入口を結ぶ加湿空気ラインと、
前記再生器の出口と前記燃焼器を結ぶ高温加湿空気ラインと、
前記加湿空気ラインの途中から分岐して前記高温加湿空気ラインに至る再生器バイパスラインと、
前記加湿空気ラインまたは前記再生器バイパスラインに設けられた再生器バイパス流量制御弁と、
前記再生器バイパス流量制御弁の弁開度を制御する制御装置を備え、
前記制御装置は、前記蒸気送出ラインへの送出蒸気量を変えずに前記ガスタービンで発電される発電出力を増加させたい場合は、前記再生器バイパスラインを通過する前記加湿空気の再生器バイパス割合を大きくするように前記再生器バイパス流量制御弁の弁開度を調整することを特徴とする高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステム。 A gas turbine composed of an air compressor, a combustor, and a turbine;
A mixer that mixes compressed air with steam to produce humidified air;
A regenerator provided downstream of the turbine and heating the humidified air using the exhaust gas of the turbine as a heat source;
An exhaust heat boiler that is provided downstream of the regenerator and generates steam using the exhaust gas of the turbine as a heat source;
A compressed air line connecting the air compressor and the combustor;
A compressed air branch line branched from the middle of the compressed air line to reach the mixer;
A mixer driving steam line connecting the exhaust heat boiler and the mixer;
A steam delivery line for delivering steam generated in the exhaust heat boiler to another steam utilization system;
A humidified air line connecting the outlet of the mixer and the inlet of the regenerator;
A high-temperature humidified air line connecting the outlet of the regenerator and the combustor;
A regenerator bypass line branched from the middle of the humidified air line to reach the high-temperature humidified air line;
A regenerator bypass flow control valve provided in the humidified air line or the regenerator bypass line;
A control device for controlling the valve opening of the regenerator bypass flow control valve;
When the control device wants to increase the power generation output generated by the gas turbine without changing the amount of steam delivered to the steam delivery line, the regenerator bypass ratio of the humidified air passing through the regenerator bypass line The high-humidity air-utilized gas turbine cogeneration system is characterized in that the valve opening of the regenerator bypass flow control valve is adjusted so as to increase the value.
圧縮空気を蒸気と混合し加湿空気とする混合器と、
前記タービンの下流に設けられ、前記加湿空気を前記タービンの排ガスを熱源として加熱する再生器と、
前記再生器の下流に設けられ、前記タービンの排ガスを熱源として蒸気を発生する排熱ボイラと、
前記空気圧縮機と前記燃焼器とを結ぶ圧縮空気ラインと、
前記圧縮空気ラインの途中から分岐して前記混合器に至る圧縮空気分岐ラインと、
前記排熱ボイラと前記混合器を結ぶ混合器駆動用蒸気ラインと、
前記排熱ボイラで発生した蒸気を他の蒸気利用システムへ送出する蒸気送出ラインと、
前記混合器の出口と前記再生器の入口を結ぶ加湿空気ラインと、
前記再生器の出口と前記燃焼器を結ぶ高温加湿空気ラインと、
前記加湿空気ラインの途中から分岐して前記高温加湿空気ラインに至る再生器バイパスラインと、
前記加湿空気ラインまたは前記再生器バイパスラインに設けられた再生器バイパス流量制御弁と、
前記再生器バイパス流量制御弁の弁開度を制御する制御装置を備え、
前記制御装置は、前記ガスタービンで発電される発電出力を変えずに前記蒸気送出ラインへの送出蒸気量を増加させたい場合は、前記送出蒸気量の増加に対応して、前記再生器バイパスラインを通過する前記加湿空気の再生器バイパス割合を大きくするように前記再生器バイパス流量制御弁の弁開度を調整することを特徴とする高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステム。 A gas turbine composed of an air compressor, a combustor, and a turbine;
A mixer that mixes compressed air with steam to produce humidified air;
A regenerator provided downstream of the turbine and heating the humidified air using the exhaust gas of the turbine as a heat source;
An exhaust heat boiler that is provided downstream of the regenerator and generates steam using the exhaust gas of the turbine as a heat source;
A compressed air line connecting the air compressor and the combustor;
A compressed air branch line branched from the middle of the compressed air line to reach the mixer;
A mixer driving steam line connecting the exhaust heat boiler and the mixer;
A steam delivery line for delivering steam generated in the exhaust heat boiler to another steam utilization system;
A humidified air line connecting the outlet of the mixer and the inlet of the regenerator;
A high-temperature humidified air line connecting the outlet of the regenerator and the combustor;
A regenerator bypass line branched from the middle of the humidified air line to reach the high-temperature humidified air line;
A regenerator bypass flow control valve provided in the humidified air line or the regenerator bypass line;
A control device for controlling the valve opening of the regenerator bypass flow control valve;
When the control device wants to increase the amount of steam delivered to the steam delivery line without changing the power generation output generated by the gas turbine, the regenerator bypass line corresponds to the increase in the amount of delivered steam. A high-humidity air-utilizing gas turbine cogeneration system , wherein a valve opening degree of the regenerator bypass flow rate control valve is adjusted so as to increase a regenerator bypass rate of the humidified air passing through the air .
圧縮空気を蒸気と混合し加湿空気とする混合器と、
前記タービンの下流に設けられ、前記加湿空気を前記タービンの排ガスを熱源として加熱する再生器と、
前記再生器の下流に設けられ、前記タービンの排ガスを熱源として蒸気を発生する排熱ボイラと、
前記空気圧縮機と前記燃焼器とを結ぶ圧縮空気ラインと、
前記圧縮空気ラインの途中から分岐して前記混合器に至る圧縮空気分岐ラインと、
前記排熱ボイラと前記混合器を結ぶ混合器駆動用蒸気ラインと、
前記排熱ボイラで発生した蒸気を他の蒸気利用システムへ送出する蒸気送出ラインと、
前記混合器の出口と前記再生器の入口を結ぶ加湿空気ラインと、
前記再生器の出口と前記燃焼器を結ぶ高温加湿空気ラインと、
前記加湿空気ラインの途中から分岐して前記高温加湿空気ラインに至る再生器バイパスラインと、
前記加湿空気ラインまたは前記再生器バイパスラインに設けられた再生器バイパス流量制御弁と、
前記再生器バイパス流量制御弁の弁開度を制御する制御装置を備え、
前記制御装置は、前記蒸気送出ラインへの送出蒸気量を変えずに前記ガスタービンで発電される発電出力を増加させたい場合は、前記再生器バイパスラインを通過する前記混合器からの前記加湿空気の再生器バイパス割合を大きくするように前記再生器バイパス流量制御弁の弁開度を調整し、前記発電出力を変えずに前記送出蒸気量を増加させたい場合は、前記送出蒸気量に増加に対応して、前記再生器バイパスラインを通過する前記加湿空気の再生器バイパス割合を大きくするように前記再生器バイパス流量制御弁の弁開度を調整することを特徴とする高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステム。 A gas turbine composed of an air compressor, a combustor, and a turbine;
A mixer that mixes compressed air with steam to produce humidified air;
A regenerator provided downstream of the turbine and heating the humidified air using the exhaust gas of the turbine as a heat source;
An exhaust heat boiler that is provided downstream of the regenerator and generates steam using the exhaust gas of the turbine as a heat source;
A compressed air line connecting the air compressor and the combustor;
A compressed air branch line branched from the middle of the compressed air line to reach the mixer;
A mixer driving steam line connecting the exhaust heat boiler and the mixer;
A steam delivery line for delivering steam generated in the exhaust heat boiler to another steam utilization system;
A humidified air line connecting the outlet of the mixer and the inlet of the regenerator;
A high-temperature humidified air line connecting the outlet of the regenerator and the combustor;
A regenerator bypass line branched from the middle of the humidified air line to reach the high-temperature humidified air line;
A regenerator bypass flow control valve provided in the humidified air line or the regenerator bypass line;
A control device for controlling the valve opening of the regenerator bypass flow control valve;
When the control device wants to increase the power generation output generated by the gas turbine without changing the amount of steam delivered to the steam delivery line, the humidified air from the mixer passing through the regenerator bypass line. If the regenerator bypass flow control valve opening is adjusted so as to increase the regenerator bypass flow rate and it is desired to increase the amount of steam delivered without changing the power generation output, increase the amount of steam delivered. Correspondingly , the high-humidity air use gas is characterized by adjusting the valve opening of the regenerator bypass flow control valve so as to increase the regenerator bypass rate of the humidified air passing through the regenerator bypass line. Turbine cogeneration system.
前記加湿空気ラインを流れる加湿空気に水を加える補助加湿装置を設けたことを特徴とする高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステム。 In the high humidity air utilization gas turbine cogeneration system in any one of Claims 1-3,
A high-humidity air-based gas turbine cogeneration system comprising an auxiliary humidifier that adds water to the humidified air flowing through the humidified air line.
前記空気圧縮機の空気吸込口の空気または前記空気圧縮機の空気吸込口および前記空気圧縮機内での圧縮過程の空気の温度を低下させる空気冷却装置を、前記空気圧縮機の吸気口上流側に設けたことを特徴とする高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステム。 In the high humidity air utilization gas turbine cogeneration system according to claim 4 ,
An air cooling device for reducing the temperature of the air at the air inlet of the air compressor or the air inlet of the air compressor and the air during the compression process in the air compressor is provided upstream of the air compressor. A high-humidity air-utilized gas turbine cogeneration system characterized by being provided.
前記空気圧縮機の空気吸込口の空気または前記空気圧縮機の空気吸込口および前記空気圧縮機内での圧縮過程の空気の温度を低下させる空気冷却装置を、前記空気圧縮機の吸気口上流側に設けたことを特徴とする高湿分空気利用ガスタービンコージェネレーションシステム。 In the high humidity air utilization gas turbine cogeneration system in any one of Claims 1-3,
An air cooling device for reducing the temperature of the air at the air inlet of the air compressor or the air inlet of the air compressor and the air during the compression process in the air compressor is provided upstream of the air compressor. A high-humidity air-utilized gas turbine cogeneration system characterized by being provided.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2012286394A JP6137831B2 (en) | 2012-12-28 | 2012-12-28 | Gas turbine cogeneration system using high humidity air |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2012286394A JP6137831B2 (en) | 2012-12-28 | 2012-12-28 | Gas turbine cogeneration system using high humidity air |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2014129726A JP2014129726A (en) | 2014-07-10 |
JP6137831B2 true JP6137831B2 (en) | 2017-05-31 |
Family
ID=51408310
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2012286394A Active JP6137831B2 (en) | 2012-12-28 | 2012-12-28 | Gas turbine cogeneration system using high humidity air |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6137831B2 (en) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
ES2562719B1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-12-21 | Universidad De Sevilla | Combined cycle of humid air turbine and organic Rankine cycle integrated for electric power generation |
CN106224035B (en) * | 2016-09-05 | 2018-01-05 | 重庆科技学院 | Humid air turbine electricity generation system based on the recovery of refuse gasification synthesis gas |
WO2019186562A1 (en) * | 2018-03-29 | 2019-10-03 | Ariel Scientific Innovations Ltd. | Organic rankine cycle systems for generating water and cooling working body and methods of implementing the same |
CN108825379A (en) * | 2018-08-30 | 2018-11-16 | 江苏华强新能源科技有限公司 | A kind of spraying humidification system for combustion engine air inlet |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS63302145A (en) * | 1987-06-01 | 1988-12-09 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | Power plant installation fed with gas turbine heat |
JPH0526055A (en) * | 1991-07-23 | 1993-02-02 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Gas turbine equipment |
JPH0826780B2 (en) * | 1993-02-26 | 1996-03-21 | 石川島播磨重工業株式会社 | Partially regenerative two-fluid gas turbine |
JPH11280493A (en) * | 1998-03-30 | 1999-10-12 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Compound steam injection gas turbine |
JPH11324710A (en) * | 1998-05-20 | 1999-11-26 | Hitachi Ltd | Gas turbine power plant |
JP2006283655A (en) * | 2005-03-31 | 2006-10-19 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | Surplus steam quantity control system for gas turbine cogeneration system |
JP2011007111A (en) * | 2009-06-26 | 2011-01-13 | Hitachi Ltd | Regeneration cycle gas turbine system and method for operating the same |
JP5433590B2 (en) * | 2011-01-07 | 2014-03-05 | 株式会社日立製作所 | Gas turbine system |
-
2012
- 2012-12-28 JP JP2012286394A patent/JP6137831B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2014129726A (en) | 2014-07-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2347059C (en) | Gas turbine electric power generation equipment and air humidifier | |
JP6276520B2 (en) | Gas turbine compressor inlet pressurization and flow control system | |
US9359953B2 (en) | Combined cycle power plant with solar assisted cooling of compressor inlet air | |
US8151549B2 (en) | High humidity gas turbine equipment | |
CZ20004773A3 (en) | Combustion turbine cooling media supply system and related method | |
JPH11324710A (en) | Gas turbine power plant | |
JPWO2007069308A1 (en) | Micro gas turbine system | |
JP6137831B2 (en) | Gas turbine cogeneration system using high humidity air | |
JP2008175149A (en) | Suction air spray device for compressor | |
JP2008002413A (en) | Cooling device, gas turbine system using cooling device, heat pump system using cooling mechanism, cooling method, and cooling device operating method | |
CN103244274A (en) | System and method for gas turbine inlet air heating | |
JP2007315301A (en) | Highly humid gas turbine plant | |
CN106351744A (en) | Power augmentation system for a gas turbine | |
US20110173947A1 (en) | System and method for gas turbine power augmentation | |
JP5909429B2 (en) | Moisture gas turbine system | |
JP2013160227A (en) | System and method for gas turbine nox emission improvement | |
EP3098401B1 (en) | Advanced humid air turbine system and exhaust gas treatment system | |
JP5433590B2 (en) | Gas turbine system | |
JP4120699B2 (en) | Gas turbine power generation equipment and air humidifier | |
JP4923010B2 (en) | Equipment with a compressor that sprays water into the intake air | |
WO2005071244A1 (en) | Gas turbine power generation apparatus | |
JP4167989B2 (en) | Gas turbine equipment and humidification equipment for gas turbine | |
JP2007002768A (en) | High moisture gas turbine system and its control device and control method | |
JP2008051013A (en) | High moisture gas turbine plant and its control method | |
JP2015004300A (en) | Combined cycle power generation facility |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A712 Effective date: 20140827 |
|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20151008 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20160719 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20160726 |
|
A601 | Written request for extension of time |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601 Effective date: 20160921 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20161104 |
|
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: 20170404 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20170425 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6137831 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
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 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |