JPS6340245B2 - - Google Patents
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- JPS6340245B2 JPS6340245B2 JP16631482A JP16631482A JPS6340245B2 JP S6340245 B2 JPS6340245 B2 JP S6340245B2 JP 16631482 A JP16631482 A JP 16631482A JP 16631482 A JP16631482 A JP 16631482A JP S6340245 B2 JPS6340245 B2 JP S6340245B2
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Description
【発明の詳細な説明】
〔発明の技術分野〕
本発明は、ガスタービンの排気ガスによつて蒸
気を発生させ、その蒸気によつて蒸気タービンを
駆動するようにしたコンバインドサイクルタービ
ンプラントの蒸気噴射制御装置に関する。Detailed Description of the Invention [Technical Field of the Invention] The present invention relates to a steam injection system for a combined cycle turbine plant in which steam is generated by the exhaust gas of a gas turbine and a steam turbine is driven by the steam. Regarding a control device.
最近、省エネルギの観点からガスタービンの高
温排気ガスを再利用するため、ガスタービンと蒸
気タービンとを組合わせ、ガスタービンの排ガス
にて蒸気を発生させ、その蒸気で蒸気タービンを
駆動する、いわゆるコンバインドサイクルタービ
ンが注目されている。
Recently, in order to reuse the high-temperature exhaust gas of a gas turbine from the perspective of energy saving, a so-called system has been developed that combines a gas turbine and a steam turbine, generates steam from the exhaust gas of the gas turbine, and uses that steam to drive the steam turbine. Combined cycle turbines are attracting attention.
すなわち、第１図は上記コンバインドサイクル
タービンプラントの系統図であつて、圧縮機１、
ガスタービン２、発電機３および蒸気タービン４
が一つの軸に串形に連結されている。 That is, FIG. 1 is a system diagram of the above-mentioned combined cycle turbine plant, in which compressors 1,
Gas turbine 2, generator 3 and steam turbine 4
are connected to one shaft in the form of a skewer.
しかして、圧延機１で圧縮された空気は燃焼器
５に供給され、そこでガス燃料止め弁６およびガ
ス燃料制御弁７を経て供給される燃料と混合され
燃焼せしめられ、その燃焼ガスがガスタービン２
に供給される。上記ガスタービン２に供給された
燃焼ガスは、そのガスタービン２で仕事を行ない
タービンを駆動し、仕事を終えた排ガスは排熱回
収ボイラ８に導入され、そこで給水ポンプ９によ
つて送給された給水と熱交換した後大気中に放出
される。 The air compressed by the rolling mill 1 is supplied to the combustor 5, where it is mixed with fuel supplied via the gas fuel stop valve 6 and the gas fuel control valve 7 and combusted, and the combustion gas is used in the gas turbine. 2
is supplied to The combustion gas supplied to the gas turbine 2 performs work in the gas turbine 2 to drive the turbine, and the exhaust gas that has completed its work is introduced into the exhaust heat recovery boiler 8, where it is fed by the water pump 9. After exchanging heat with the supplied water, it is released into the atmosphere.
一方、上記排熱回収ボイラ８でガスタービンか
らの排ガスとの熱交換によつて発生した蒸気は、
蒸気タービン４に流入し、そこで仕事を行ない、
その後復水器１０に流入して復水せしめられ、給
水ポンプ９によつて再び排熱回収ボイラ８に還流
され、上記ガスタービン２および蒸気タービン４
によつて発電機３の駆動が行なわれる。 On the other hand, the steam generated by heat exchange with the exhaust gas from the gas turbine in the exhaust heat recovery boiler 8 is
flows into the steam turbine 4 and performs work there;
After that, the water flows into the condenser 10 and is condensed, and is returned to the exhaust heat recovery boiler 8 by the feed water pump 9, and is then returned to the gas turbine 2 and the steam turbine 4.
The generator 3 is driven by.
また、上述の如きコンバインドサイクルタービ
ンプラントの出力は、ガス燃料制御弁７によりガ
ス燃料の流量を調整することにより制御される。
さらに上記プラントでは、より熱効率を向上させ
る手段として、蒸気タービン４に流入する排熱回
収ボイラ８で発生した蒸気の圧力と温度を極力高
い値に設定することが望ましく、例えばコンバイ
ンドサイクルの部分負荷運転時には、圧縮機１の
入口に設けた入口案内翼１１の開度を絞り、流入
空気量を抑制することにより、ガスタービンから
の排気ガス温度が高く維持される。 Further, the output of the above-described combined cycle turbine plant is controlled by adjusting the flow rate of gas fuel using the gas fuel control valve 7.
Furthermore, in the above plant, as a means to further improve thermal efficiency, it is desirable to set the pressure and temperature of the steam generated in the exhaust heat recovery boiler 8, which flows into the steam turbine 4, to as high a value as possible. Sometimes, the temperature of the exhaust gas from the gas turbine is maintained high by narrowing the opening of the inlet guide vanes 11 provided at the inlet of the compressor 1 and suppressing the amount of incoming air.
ところで、排熱回収ボイラ８での排熱回収効率
が一定であれば、よりガスタービン２の排ガス温
度が高くなるような条件でガスタービンを運転す
ればよいことになるが、やがて大気に放出される
排ガスの温度が高温になればなる程、含有窒素酸
化物NOxが増加し、公害問題を引き起こす可能
性がある。 By the way, if the exhaust heat recovery efficiency in the exhaust heat recovery boiler 8 is constant, the gas turbine may be operated under conditions that increase the exhaust gas temperature of the gas turbine 2, but eventually the exhaust gas will be released into the atmosphere. The higher the temperature of the exhaust gas, the more nitrogen oxides NO x it contains, which may cause pollution problems.
そこで、上記NOx対策として、第１図に示す
ように、蒸気タービン４の途中段落から抽出した
抽気を、減温器１２で減温した後、常時全開作動
の蒸気噴射止め弁１３と蒸気噴射加減弁１４を介
して、燃焼器５内に蒸気を注入し、ガスの燃焼温
度を下げ、NOxの低減化が行なわれている。 Therefore, as a countermeasure against NO x , as shown in FIG. Steam is injected into the combustor 5 through the control valve 14 to lower the combustion temperature of the gas, thereby reducing NOx .
上記燃焼器５へ噴射される噴射蒸気量は、第２
図で示すような制御装置によつて制御される。 The amount of injection steam injected into the combustor 5 is the second
It is controlled by a control device as shown in the figure.
すなわち、第２図において符号１５は、燃焼器
５に流入するガス燃料流量検出器１６からの信号
が入力され、そのガス燃料流量に対して予め計算
された最適な噴射蒸気量の設定信号を発生する関
数発生器であつて、その関数発生器１５からの出
力信号が、蒸気噴射ラインに設けられた流量計１
７により計測された実際の噴射蒸気流量信号と比
較器１８により比較され、その偏差信号がステツ
ピングモータ１９を介して蒸気噴射加減弁１４に
加えられ、その開度が制御される。しかして、設
定蒸気噴射量と実際の蒸気噴射量との偏差がなく
なる迄、蒸気噴射加減弁１４の開度制御が行なわ
れ、その偏差が零となると、蒸気噴射加減弁開度
はガス燃料流量に応じて一定開度に保持される。 That is, in FIG. 2, reference numeral 15 receives a signal from the gas fuel flow rate detector 16 flowing into the combustor 5, and generates a setting signal for the optimal injection steam amount calculated in advance for the gas fuel flow rate. A function generator 15 that outputs a signal from the function generator 15 to a flowmeter 1 provided in a steam injection line.
The actual injection steam flow rate signal measured by 7 is compared by a comparator 18, and the deviation signal is applied to the steam injection control valve 14 via a stepping motor 19 to control its opening degree. The opening degree of the steam injection control valve 14 is then controlled until the deviation between the set steam injection amount and the actual steam injection amount disappears, and when the deviation becomes zero, the opening degree of the steam injection control valve 14 is adjusted to the gas fuel flow rate. It is maintained at a constant opening depending on the
ところが、上記関数発生器１５で設定した設定
蒸気噴射流量はあくまで標準的なガス燃料に対す
るものである。例えば、液化天然ガスではその主
成分は、メタン（CH4）、エタン（C2H6）、プロ
パン（C3H8）、ブタン（C4H10）、ペンタン
（C5H12）、窒素（N2）等であり、これらの含有割
合はガスの産地により標準的な値として示されて
いる。しかし、この値はあくまで標準的な値であ
つて、各成分共標準状態の時に対して±数十％の
変動範囲をもつて変化する。しかもこの変動は燃
料成分の長期的な変化のみならず、ガスタービン
運転中にも急変することがある。そのため当然燃
料の発熱量も異なり、それに応じて最適なガス燃
料流量が得られるようにガス燃料制御弁７によつ
てガス燃料流量が制御される。
However, the set steam injection flow rate set by the function generator 15 is only for standard gas fuel. For example, the main components of liquefied natural gas are methane (CH 4 ), ethane (C 2 H 6 ), propane (C 3 H 8 ), butane (C 4 H 10 ), pentane (C 5 H 12 ), and nitrogen. (N 2 ), etc., and these content ratios are shown as standard values depending on the gas production area. However, this value is only a standard value, and varies within a range of ±several tens of percent relative to when each component is in a standard state. Furthermore, these fluctuations are not limited to long-term changes in fuel composition, but can also occur suddenly during operation of the gas turbine. Naturally, therefore, the calorific value of the fuel also differs, and the gas fuel flow rate is controlled by the gas fuel control valve 7 so that the optimum gas fuel flow rate can be obtained accordingly.
一方、前記蒸気噴射流量はあくまで標準的な組
成のガス燃料流量に対して設定されたものである
ため、例えばガス燃料の組成が変化して発熱量が
増大した場合、ガス燃料流量の減少に伴ない蒸気
噴射流量が減少し、NOx排出量が増大するし、
また燃焼温度も高くなるので、ガスタービン２の
翼を破損するようなことも考えられ、ガスタービ
ンの保守運転上にも悪影響を及ぼす可能性があ
る。逆に低発熱量の燃料を用いた場合には、燃焼
温度が低下し必要以上にNOx排出量が低減され
る結果、ガスタービンが所定の出力を出せなくな
る等の不都合がある。 On the other hand, since the steam injection flow rate is set for the gas fuel flow rate of a standard composition, for example, if the composition of the gas fuel changes and the calorific value increases, the amount of heat generated will increase as the gas fuel flow rate decreases. No steam injection flow rate will decrease, NO x emissions will increase,
Furthermore, since the combustion temperature also increases, it is possible that the blades of the gas turbine 2 may be damaged, which may also have an adverse effect on the maintenance and operation of the gas turbine. On the other hand, when a fuel with a low calorific value is used, the combustion temperature decreases and the amount of NO x emissions is reduced more than necessary, resulting in disadvantages such as the gas turbine not being able to output a predetermined output.
本発明はこのような点に鑑み、コンバインドサ
イクルタービンプラントの蒸気噴射制御装置に於
て、燃焼器に使用する燃料ガスが低発熱量、標準
発熱量、高発熱量の燃料のいずれであつても、そ
の発熱量の高低による補正を行ない、最適な蒸気
噴射流量を得ることができるようにすることを目
的とする。
In view of these points, the present invention provides a steam injection control device for a combined cycle turbine plant, regardless of whether the fuel gas used in the combustor is low calorific value, standard calorific value, or high calorific value fuel. The purpose of this invention is to make corrections based on the height of the calorific value and to obtain the optimum steam injection flow rate.
本発明は、ガスタービンの排ガスによつて発生
せしめられた蒸気により蒸気タービンを駆動せし
めるとともに、ガスタービン用燃焼器に、ガス燃
料流量に対応して蒸気を噴射せしめるようにした
コンバインドサイクルタービンプラントの蒸気噴
射制御装置において、成分ガスの体積割合、ガス
タービンの排ガス中のNOx濃度、或はガス燃料
制御弁の実開度信号と標準発熱量のガス燃料を用
いた時のガス燃料流量に対する理論ガス燃料制御
弁開度との違い等によるガス燃料の発熱量対応信
号に応じて、ガス燃料流量に対する噴射蒸気量設
定値を変更する関数発生器を設け、常に適正な蒸
気噴射流量を得ることができるようにしたことを
特徴とする。
The present invention provides a combined cycle turbine plant in which a steam turbine is driven by steam generated by exhaust gas from a gas turbine, and steam is injected into a gas turbine combustor in accordance with the flow rate of gas fuel. In a steam injection control system, the volume ratio of component gases, the NO x concentration in the gas turbine exhaust gas, or the actual opening signal of the gas fuel control valve and the theory for the gas fuel flow rate when using gas fuel with standard calorific value. A function generator is installed to change the injection steam amount setting value for the gas fuel flow rate in accordance with the signal corresponding to the calorific value of the gas fuel due to the difference with the gas fuel control valve opening degree, etc., making it possible to always obtain an appropriate steam injection flow rate. It is characterized by being made possible.
以下、第３図乃至第６図を参照して本発明の実
施例について説明する。
Embodiments of the present invention will be described below with reference to FIGS. 3 to 6.
第３図において符号２０は、ガス燃料貯蔵器或
はガスタービン用燃焼器へのガス燃料輸送ライン
に設けられたガス燃料成分分析計であつて、その
ガス燃料成分分析計２０によつて検出された分析
値が発熱量演算器２１に入力せしめられ、そこで
ガス燃料の成分ガスの組成に応じて当該ガス燃料
の発熱量が計算される。このガス燃料の発熱量
は、成分ガスの体積割合がわかれば、CH4、
C2H6等の各成分ガスが固有の燃焼熱量を有する
ので簡単に算出することができる。 In FIG. 3, reference numeral 20 denotes a gas fuel component analyzer installed in the gas fuel transport line to the gas fuel storage device or the gas turbine combustor, and the gas fuel component analyzer 20 detects the The analyzed value is input to the calorific value calculator 21, where the calorific value of the gas fuel is calculated according to the composition of the component gases of the gas fuel. The calorific value of this gas fuel can be calculated from CH 4 ,
Since each component gas such as C 2 H 6 has its own combustion heat amount, it can be easily calculated.
そこで、この発熱量演算器２１から算出された
発熱量信号は、比較器２２によつて標準発熱量設
定器２３の標準発熱量信号と比較され、その偏差
信号が関数発生器１５に印加される。 Therefore, the calorific value signal calculated from the calorific value calculator 21 is compared with the standard calorific value signal of the standard calorific value setter 23 by the comparator 22, and the deviation signal is applied to the function generator 15. .
上記関数発生器１５は、燃焼器に流入するガス
燃料流量検出器１６からの標準ガス燃料の流量に
対して予め計算された最適な噴射蒸気量の設定信
号を発生するものであるが、上記比較器２２から
の入力信号によつて、上記ガス燃料流量に対する
噴射蒸気量の設定値が修正されるようにしてあ
る。すなわち、例えば高発熱量のガス燃料の場合
には、第３図の曲線ａで示すように噴射蒸気量の
ガス燃料流量に対する関数が変更修正され、逆に
低発熱量のガス燃料の場合には噴射蒸気量設定値
が曲線ｂに示すように変更修正される。 The function generator 15 generates a pre-calculated optimum injection steam amount setting signal for the standard gas fuel flow rate from the gas fuel flow rate detector 16 flowing into the combustor. The set value of the injection steam amount with respect to the gas fuel flow rate is corrected by the input signal from the device 22. That is, for example, in the case of gas fuel with a high calorific value, the function of the amount of injected steam with respect to the gas fuel flow rate is modified as shown by curve a in Fig. 3, and conversely, in the case of gas fuel with a low calorific value, The injection steam amount set value is changed and corrected as shown by curve b.
したがつて、上記ガス燃料の発熱量に対応した
噴射蒸気量設定値が、噴射蒸気ラインに設けられ
た噴射蒸気流量計１７により検出された実際の噴
射蒸気量と比較器１８で比較され、その偏差信号
によつてステツピングモータ１９を介して蒸気噴
射加減弁１４が制御される。 Therefore, the injection steam amount setting value corresponding to the calorific value of the gas fuel is compared with the actual injection steam amount detected by the injection steam flow meter 17 provided in the injection steam line by the comparator 18, and the The steam injection control valve 14 is controlled via the stepping motor 19 in accordance with the deviation signal.
しかして、例えば高発熱量の燃料が用いられた
場合には、発熱量演算器２１と標準発熱量設定器
２３とからの出力信号の偏差信号によつて関数発
生器１５の関数が曲線ａのように変更され、ガス
燃料流量に対する噴射蒸気量が増加せしめられ、
燃焼器５内での燃焼温度が低下され、最適な
NOx排出量が得られるように制御される。また、
低発熱量の燃料を用いた場合には、逆に関数発生
器１５の関数が曲線ｂのように変更され、噴射蒸
気量が減少せしめられる。したがつて、燃焼器内
での燃焼温度が上昇され、最適なNOx排出量が
得られるとともに不必要なガスタービンの出力低
下が防止される。 For example, when fuel with a high calorific value is used, the function of the function generator 15 is changed to the curve a by the deviation signal of the output signals from the calorific value calculator 21 and the standard calorific value setting device 23. The injection steam amount is increased with respect to the gas fuel flow rate,
The combustion temperature in the combustor 5 is lowered and the optimum
controlled to obtain NO x emissions. Also,
When fuel with a low calorific value is used, the function of the function generator 15 is changed as shown by curve b, and the amount of injected steam is reduced. Therefore, the combustion temperature within the combustor is increased, an optimum amount of NO x emissions is obtained, and unnecessary reduction in the output of the gas turbine is prevented.
なお、ガス燃料組成は時間とともに変動する場
合があるが、噴射蒸気量はその都度制御され、ま
た燃料の発熱量の急変に対しても前記補正が瞬時
に働らき、ガスタービンの最適な運転が行なわれ
る。 Although the gas fuel composition may fluctuate over time, the amount of steam injected is controlled each time, and even in the event of a sudden change in the calorific value of the fuel, the above correction works instantaneously, ensuring optimal operation of the gas turbine. It is done.
第４図は本発明の他の実施例であり、ガス燃料
の発熱量対応信号として実際のNOx濃度を使用
し、その実際のNOx濃度と標準発熱量のときの
予め計算された標準NOx量との偏差信号を関数
発生器に導くようにしたものである。 FIG. 4 shows another embodiment of the present invention, in which the actual NO x concentration is used as a signal corresponding to the calorific value of the gas fuel, and the pre-calculated standard NO The deviation signal from the x quantity is guided to the function generator.
すなわち、第４図において符号２４は、標準発
熱量の時のガス燃料流量に対する予め計算された
理論NOx濃度計算値が記憶されているNOx濃度
関数発生器であつて、このNOx濃度関数発生器
２４からの信号と、実際のNOx濃度計２５によ
つて検出されたNOx濃度信号とが比較器２６に
よつて比較され、その偏差信号が関数発生器１５
に印加され、その信号に対応して、ガス燃料流量
に対する噴射蒸気量設定値が変更修正される。 That is, in FIG. 4, reference numeral 24 is an NO x concentration function generator in which a theoretical NO x concentration calculation value calculated in advance for the gas fuel flow rate at the time of standard calorific value is stored, and this NO x concentration function The signal from the generator 24 and the NO x concentration signal detected by the actual NO x concentration meter 25 are compared by the comparator 26, and the deviation signal is sent to the function generator 15.
The injection steam amount setting value for the gas fuel flow rate is changed and corrected in response to the signal.
したがつて、この場合も前記第１実施例と同様
に、使用するガス燃料の発熱量の違いに対応して
変化するNOx濃度によつて噴射蒸気量が制御さ
れ、常に最適なNOx濃度制御が行なわれる。 Therefore, in this case as well, as in the first embodiment, the amount of injected steam is controlled by the NO x concentration, which changes in response to the difference in the calorific value of the gas fuel used, so that the optimum NO x concentration is always maintained. Control takes place.
第５図は本発明のさらに他の実施例を示す図で
あり、上記第２の実施例におけるNOx濃度信号
の代わりにガス燃料制御弁の開度信号を用いたも
のである。 FIG. 5 is a diagram showing still another embodiment of the present invention, in which an opening signal of the gas fuel control valve is used instead of the NO x concentration signal in the second embodiment.
すなわち、ガス燃料の発熱量が大きい場合に
は、当然ガス燃料制御弁の開度が小さくなるよう
に制御され、上記ガス燃料の発熱量とガス燃料制
御弁の開度とは対応関係にある。そこで、標準発
熱量のガス燃料を用いた時のガス燃料流量に対す
る予め計算された理論ガス燃料制御弁開度を示す
弁開度関数発生器２７を設け、その弁開度関数発
生器２７の理論ガス燃料制御弁開度信号と、ガス
燃料制御弁開度検出器２８からの実際のガス燃料
制御弁開度信号とが比較器２９によつて比較さ
れ、その偏差信号が関数発生器１５に印加され、
これによつて噴射蒸気量が適正に制御される。 That is, when the calorific value of the gas fuel is large, the opening degree of the gas fuel control valve is naturally controlled to be small, and the calorific value of the gas fuel and the opening degree of the gas fuel control valve have a corresponding relationship. Therefore, a valve opening function generator 27 is provided which indicates a theoretical gas fuel control valve opening calculated in advance for the gas fuel flow rate when gas fuel having a standard calorific value is used. The gas fuel control valve opening signal and the actual gas fuel control valve opening signal from the gas fuel control valve opening detector 28 are compared by a comparator 29, and the difference signal is applied to the function generator 15. is,
This allows the amount of steam to be injected to be appropriately controlled.
また、第６図もさらに本発明の他の実施例であ
つて、標準発熱量のガス燃料を用いた時のガス燃
料流量に対する予め計算された理論ガスタービン
出力を示す出力関数発生器３０の信号が、実際の
ガスタービン出力検出器３１からのガスタービン
出力信号と比較器３２で比較され、その偏差信号
が関数発生器１５に印加され、噴射蒸気量設定値
が修正され、適正な噴射蒸気量が確保される。 Further, FIG. 6 also shows another embodiment of the present invention, in which a signal from the output function generator 30 indicating a pre-calculated theoretical gas turbine output with respect to a gas fuel flow rate when gas fuel having a standard calorific value is used. is compared with the gas turbine output signal from the actual gas turbine output detector 31 by the comparator 32, and the deviation signal is applied to the function generator 15 to correct the injection steam amount set value and adjust the injection steam amount to the appropriate amount. is ensured.
以上説明したように、本発明においては、燃焼
器に使用するガス燃料の発熱量対応信号に応じ
て、ガス燃料流量に対する噴射蒸気流量設定値を
変更する関数発生器を設けたので、使用ガス燃料
の発熱量に対応して噴射蒸気量流量設定値が修正
され、それによつて噴射蒸気流量が適正値に制御
される。したがつて、プラント運転中のガス燃料
の成分等の急変に対してもNOx排出量が最適値
に制御され、ガスタービンの出力を所定値に維持
するとともに公害の発生をも確実に防止すること
ができる。
As explained above, in the present invention, a function generator is provided that changes the injection steam flow rate setting value with respect to the gas fuel flow rate in accordance with the signal corresponding to the calorific value of the gas fuel used in the combustor. The injection steam amount flow rate set value is corrected in accordance with the calorific value of the injection steam flow rate, thereby controlling the injection steam flow rate to an appropriate value. Therefore, even if there are sudden changes in the composition of gas fuel during plant operation, NO x emissions are controlled to an optimal value, maintaining the output of the gas turbine at a predetermined value and reliably preventing the occurrence of pollution. be able to.
第１図はコンバインドサイクルタービンプラン
トの概略系統図、第２図は従来のコンバインドサ
イクルタービンプラントの蒸気噴射制御装置のブ
ロツク図、第３図乃至第６図はそれぞれ本発明の
コンバインドサイクルタービンプラントの蒸気噴
射制御装置のブロツク図である。
１……圧縮機、２……ガスタービン、４……蒸
気タービン、５……燃焼器、８……排熱回収ボイ
ラ、１４……蒸気噴射加減弁、１５……関数発生
器、１６……ガス燃料流量検出器、１７……噴射
蒸気流量計、２０……ガス燃料成分分析計、２１
……発熱量演算器、２３……標準発熱量設定器、
２４……NOx濃度関数発生器、２７……弁開度
関数発生器、３０……ガスタービンの出力関数発
生器。
Fig. 1 is a schematic system diagram of a combined cycle turbine plant, Fig. 2 is a block diagram of a conventional steam injection control device for a combined cycle turbine plant, and Figs. FIG. 2 is a block diagram of an injection control device. 1...Compressor, 2...Gas turbine, 4...Steam turbine, 5...Combustor, 8...Exhaust heat recovery boiler, 14...Steam injection control valve, 15...Function generator, 16... Gas fuel flow rate detector, 17... Injection steam flow meter, 20... Gas fuel component analyzer, 21
...Calorific value calculator, 23...Standard calorific value setting device,
24... NOx concentration function generator, 27...Valve opening function generator, 30...Gas turbine output function generator.
Claims (1)
に設けられたガス燃料流量検出器と、このガス燃
料流量検出器で検出されたガス燃料流量に基いて
蒸気噴射量設定値を出力する関数発生器と、供給
されたガス燃料の発熱量対応信号に応じて前記蒸
気噴射量設定値を変更する手段と、蒸気タービン
の抽気を前記燃焼器へ導く蒸気噴射ラインに付設
された流量計と、この流量計で検出された実噴射
蒸気流量と前記蒸気噴射量設定値を比較する比較
器と、前記蒸気噴射ラインに介挿され、前記比較
器で得られた偏差信号に基づいて駆動される蒸気
噴射加減弁とを有するコンバインドサイクルター
ビンプラントの蒸気噴射制御装置。 ２ ガス燃料の発熱量対応信号は、成分ガスの体
積割合によつて検出することを特徴とする、特許
請求の範囲第１項記載のコンバインドサイクルタ
ービンプラントの蒸気噴射制御装置。 ３ ガス燃料の発熱量対応信号は、ガスタービン
の排ガス中のNOx濃度によつて算出されること
を特徴とする、特許請求の範囲第１項記載のコン
バインドサイクルタービンプラントの蒸気噴射制
御装置。 ４ ガス燃料の発熱量対応信号は、ガス燃料制御
弁の実開度信号と標準発熱量のガス燃料を用いた
時のガス燃料流量に対する理論ガス燃料制御弁開
度とによつて算出されることを特徴とする、特許
請求の範囲第１項記載のコンバインドサイクルタ
ービンプラントの蒸気噴射制御装置。 ５ ガス燃料の発熱量対応信号は、標準発熱量の
ガス燃料を用いた時のガス燃料流量に対する理論
ガスタービン出力とガスタービンの実出力とによ
つて算出されることを特徴とする、特許請求の範
囲第１項記載のコンバインドサイクルタービンプ
ラントの蒸気噴射制御装置。[Claims] 1. A gas fuel flow rate detector provided in a gas fuel supply line to a gas turbine combustor, and steam injection amount setting based on the gas fuel flow rate detected by this gas fuel flow rate detector. a function generator that outputs a value; a means for changing the steam injection amount setting value in accordance with a signal corresponding to the calorific value of the supplied gas fuel; a flowmeter, a comparator that compares the actual injection steam flow rate detected by the flowmeter with the steam injection amount set value, and a comparator inserted in the steam injection line based on the deviation signal obtained by the comparator. A steam injection control device for a combined cycle turbine plant having a steam injection control valve driven by a steam injection control valve. 2. The steam injection control device for a combined cycle turbine plant according to claim 1, wherein the signal corresponding to the calorific value of the gas fuel is detected based on the volume ratio of the component gases. 3. The steam injection control device for a combined cycle turbine plant according to claim 1, wherein the signal corresponding to the calorific value of the gas fuel is calculated based on the NO x concentration in the exhaust gas of the gas turbine. 4. The signal corresponding to the calorific value of gas fuel shall be calculated from the actual opening degree signal of the gas fuel control valve and the theoretical gas fuel control valve opening degree for the gas fuel flow rate when using gas fuel with standard calorific value. A steam injection control device for a combined cycle turbine plant according to claim 1, characterized in that: 5. A patent claim characterized in that the signal corresponding to the calorific value of the gas fuel is calculated based on the theoretical gas turbine output and the actual output of the gas turbine with respect to the gas fuel flow rate when gas fuel with a standard calorific value is used. A steam injection control device for a combined cycle turbine plant according to item 1.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP16631482A JPS5954711A (en) | 1982-09-24 | 1982-09-24 | Combined cycle turbine plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP16631482A JPS5954711A (en) | 1982-09-24 | 1982-09-24 | Combined cycle turbine plant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS5954711A JPS5954711A (en) | 1984-03-29 |
| JPS6340245B2 true JPS6340245B2 (en) | 1988-08-10 |
Family
ID=15829045
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP16631482A Granted JPS5954711A (en) | 1982-09-24 | 1982-09-24 | Combined cycle turbine plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS5954711A (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH02108629U (en) * | 1989-02-17 | 1990-08-29 | ||
| JPH0522180U (en) * | 1991-09-09 | 1993-03-23 | 城東三菱ふそう自動車販売株式会社 | Truck cargo handling equipment |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8567175B2 (en) * | 2011-08-22 | 2013-10-29 | General Electric Company | Emissions prediction system for power generation system |
-
1982
- 1982-09-24 JP JP16631482A patent/JPS5954711A/en active Granted
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH02108629U (en) * | 1989-02-17 | 1990-08-29 | ||
| JPH0522180U (en) * | 1991-09-09 | 1993-03-23 | 城東三菱ふそう自動車販売株式会社 | Truck cargo handling equipment |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS5954711A (en) | 1984-03-29 |
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