JPWO2013080386A1 - Solar thermal combined cycle power plant - Google Patents
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Abstract
第1の集熱器(1)にて蓄熱媒体を加熱し、熱交換器(9)で前記蓄熱媒体と給水ポンプ(8)からの給水の一部とを熱交換して温水を生成する太陽熱利用温水生成ユニット(30)と、前記太陽熱利用温水生成ユニット(30)で生成した前記温水を、吸気噴霧水ポンプ(13)で加圧し、その加圧した温水を吸気噴霧装置(20)によりガスタービン(3)の吸気空気に噴霧する太陽熱利用吸気噴霧ユニット(31)と、前記太陽熱利用温水生成ユニット(30)で生成した前記温水を、第2の集熱器(2)にて蒸発させて蒸気を生成し、その蒸気を蒸気タービン(5)に供給する太陽熱利用蒸気生成ユニット(32)とを備えた。Solar heat which heats a heat storage medium with a 1st heat collector (1), and heat-exchanges the said heat storage medium and a part of feed water from a feed water pump (8) with a heat exchanger (9), and produces | generates warm water. The hot water generated by the use hot water generation unit (30) and the solar heat use hot water generation unit (30) is pressurized by an intake spray water pump (13), and the pressurized hot water is gasified by an intake spray device (20). The hot water generated by the solar-heated intake spray unit (31) sprayed on the intake air of the turbine (3) and the solar-heated hot water generating unit (30) is evaporated by the second heat collector (2). A solar heat generation steam generation unit (32) for generating steam and supplying the steam to the steam turbine (5).
Description
本発明は、太陽熱コンバインドサイクル発電プラントに係り、更に詳しくは、太陽から熱エネルギを得る集熱器を備えたコンバインドサイクル発電プラントに関する。 The present invention relates to a solar combined cycle power plant, and more particularly to a combined cycle power plant including a heat collector that obtains thermal energy from the sun.
産業用電力を支える発電プラントのひとつに、天然ガスや石油、炭層ガスといった化石資源を燃料としてガスタービンを駆動・発電するとともに、ガスタービンの排熱によって得られた蒸気で蒸気タービンを駆動・発電するコンバインドサイクル発電プラントがある。 One of the power generation plants that support industrial power uses a fossil resource such as natural gas, oil, and coal seam gas to drive and generate power from a gas turbine, and to drive and generate power from steam generated by the exhaust heat of the gas turbine. There is a combined cycle power plant.
このようなコンバインドサイクル発電プラントにおいて、太陽光によって熱媒体を加熱する加熱設備と、前記加熱設備から供給された熱媒体によって給水を加熱・蒸発する熱交換器と、熱交換器で発生した蒸気とガスタービンの排熱によって得られた蒸気とを合流させて蒸気タービンに供給する配管とを備え、日照状態の変動等により熱媒体の温度変動が生じても、熱交換器に対する熱的な影響を緩和可能とし、さらに熱媒体の温度変動に起因して供給蒸気流量が変動しても、その影響を緩和可能とする太陽熱複合発電設備(太陽熱コンバインドサイクル発電プラント)が開示されている(例えば、特許文献1参照)。 In such a combined cycle power plant, a heating facility that heats a heat medium with sunlight, a heat exchanger that heats and evaporates feed water with the heat medium supplied from the heating facility, and steam generated in the heat exchanger It has a pipe that joins the steam obtained by the exhaust heat of the gas turbine and supplies it to the steam turbine, and even if the temperature of the heat medium changes due to fluctuations in sunshine conditions, etc., it has a thermal effect on the heat exchanger. A solar combined power generation facility (solar thermal combined cycle power plant) is disclosed that can be mitigated and that can mitigate the effects of fluctuations in the supply steam flow caused by temperature fluctuations of the heat medium (for example, patents) Reference 1).
上述した太陽熱コンバインドサイクル発電プラントであれば、熱媒体が熱交換器に持ち込む熱エネルギを算出し、この熱エネルギに応じて加熱設備から熱交換器へ流入する熱媒体の流量を制御するので、熱交換器に対する熱的な影響を緩和することができる。 In the case of the above-described solar thermal combined cycle power plant, the heat energy that the heat medium brings into the heat exchanger is calculated, and the flow rate of the heat medium flowing from the heating facility to the heat exchanger is controlled according to the heat energy. The thermal influence on the exchanger can be mitigated.
ところで、太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを構成するガスタービンは、夏季など大気温度が上昇する時期あるいは低緯度地域など年間を通じて大気温度が高い地域で運用する場合、大気温度が低い時期に運用する場合等と比べて圧縮機の空気吸気量が相対的に減少し、発電効率及び発電出力が低下することが知られている。 By the way, the gas turbines that make up a solar thermal combined cycle power plant operate when the atmospheric temperature rises in the summer, or when the atmospheric temperature is high throughout the year, such as low latitudes, or when the atmospheric temperature is low. In comparison, it is known that the air intake amount of the compressor is relatively decreased, and the power generation efficiency and the power generation output are decreased.
特許文献1に記載の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントにおいては、大気温度上昇時におけるガスタービンの発電効率及び発電出力の低下には言及していない。このため、夏季あるいは低緯度地域にて運用する場合、大気温度上昇によるガスタービンの出力が低下するので、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント全体としては、太陽光による蒸気タービンの出力増大の効果を充分に得られない可能性がある。
In the solar combined cycle power plant described in
また、太陽光による出力増大の効果は、充分な日射量が得られない時間帯(たとえば夕刻)や、雲量の増加などにより一時的に太陽光が遮蔽された場合には得られず、太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの出力と効率の低下を防止できないという問題があった。 In addition, the effect of increasing the output by sunlight is not obtained when the sunlight is temporarily shielded due to the time when sufficient solar radiation is not obtained (for example, in the evening) or due to an increase in cloud cover. There was a problem that the output and efficiency of the cycle power plant could not be prevented.
本発明は上述の事柄に基づいてなされたもので、その目的は、大気温度が高い条件においてもガスタービンの発電効率及び発電出力の低下を抑制し、日照状態が変動してもプラント全体としてさらなる効率向上及び増出力が可能な太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを提供するものである。 The present invention has been made on the basis of the above-mentioned matters, and the object thereof is to suppress a decrease in power generation efficiency and power generation output of the gas turbine even under a high atmospheric temperature condition, and even if the sunshine condition fluctuates, the entire plant is further A solar combined cycle power plant capable of improving efficiency and increasing output is provided.
上記の目的を達成するために、第1の発明は、ガスタービン燃料の燃焼ガスを用いて駆動するガスタービンと、前記ガスタービンからの排熱によって蒸気を発生する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラからの蒸気で駆動する蒸気タービンと、前記蒸気タービンからの蒸気を冷却して給水を生成する復水器と、前記復水器に貯留する前記給水を前記排熱回収ボイラへ圧送する給水ポンプとを備えた太陽熱コンバインドサイクル発電プラントであって、第1の集熱器にて蓄熱媒体を加熱し、熱交換器で前記蓄熱媒体と前記給水ポンプからの給水の一部とを熱交換して温水を生成する太陽熱利用温水生成ユニットと、前記太陽熱利用温水生成ユニットで生成した前記温水を、吸気噴霧水ポンプで加圧し、その加圧した温水を吸気噴霧装置により前記ガスタービンの吸気空気に噴霧する太陽熱利用吸気噴霧ユニットと、前記太陽熱利用温水生成ユニットで生成した前記温水を、第2の集熱器にて蒸発させて蒸気を生成し、その蒸気を前記蒸気タービンに供給する太陽熱利用蒸気生成ユニットと、を備えたものとする。 In order to achieve the above object, a first invention includes a gas turbine that is driven using a combustion gas of a gas turbine fuel, an exhaust heat recovery boiler that generates steam by exhaust heat from the gas turbine, and the exhaust gas. A steam turbine driven by steam from a heat recovery boiler, a condenser that cools the steam from the steam turbine to generate feed water, and pumps the feed water stored in the condenser to the exhaust heat recovery boiler A solar combined cycle power plant including a water supply pump, wherein a heat storage medium is heated by a first heat collector, and heat exchange is performed between the heat storage medium and a part of water supplied from the water supply pump by a heat exchanger. The hot water generation unit for generating hot water and the hot water generated by the solar water use hot water generation unit are pressurized by an intake spray water pump, and the pressurized hot water is supplied by an intake spray device. The solar-heated intake spray unit sprayed on the intake air of the gas turbine and the hot water generated by the solar-heated hot water generating unit are evaporated in a second heat collector to generate steam, and the steam is converted into the steam And a solar heat utilization steam generation unit that supplies the turbine.
また、第2の発明は、ガスタービン燃料の燃焼ガスを用いて駆動するガスタービンと、前記ガスタービンからの排熱によって蒸気を発生する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラからの蒸気で駆動する蒸気タービンと、前記蒸気タービンからの蒸気を冷却して給水を生成する復水器と、前記復水器に貯留する前記給水を前記排熱回収ボイラへ圧送する給水ポンプとを備えた太陽熱コンバインドサイクル発電プラントであって、太陽の熱エネルギによって蓄熱媒体を加熱する第1の集熱器と、前記加熱された蓄熱媒体と前記給水ポンプからの給水の一部とを熱交換して温水を生成する熱交換器と、前記熱交換器で熱交換した後の前記蓄熱媒体を貯留する蓄熱タンクと、前記蓄熱タンクから前記蓄熱媒体を前記第1の集熱器へ圧送する循環ポンプと、前記熱交換器の出口から分岐して前記温水を吸気噴霧装置へ供給する第1温水供給配管と、前記第1温水供給配管に設けられ、前記温水を加圧する吸気噴霧水ポンプと、前記吸気噴霧水ポンプにて加圧した温水を前記ガスタービンの吸気空気に噴霧する吸気噴霧装置と、前記第1温水供給配管の前記吸気噴霧装置の上流側に設けられ、噴霧する温水の流量を制御する調整弁とを備えたものとする。 Further, the second invention is a gas turbine driven using combustion gas of gas turbine fuel, an exhaust heat recovery boiler that generates steam by exhaust heat from the gas turbine, and steam from the exhaust heat recovery boiler. Solar heat provided with a driving steam turbine, a condenser that cools the steam from the steam turbine to generate feed water, and a feed water pump that pumps the feed water stored in the condenser to the exhaust heat recovery boiler In the combined cycle power plant, the first heat collector that heats the heat storage medium by solar thermal energy, and the heated heat storage medium and a part of the water supplied from the water supply pump are subjected to heat exchange to generate hot water. A heat exchanger to be generated, a heat storage tank for storing the heat storage medium after heat exchange by the heat exchanger, and a circulation pump for pumping the heat storage medium from the heat storage tank to the first heat collector A first hot water supply pipe that branches from an outlet of the heat exchanger and supplies the hot water to the intake spray device, an intake spray water pump that is provided in the first hot water supply pipe and pressurizes the hot water, An intake spray device that sprays hot water pressurized by an intake spray water pump onto the intake air of the gas turbine, and an upstream side of the intake spray device of the first hot water supply pipe, controls the flow rate of the sprayed hot water And a regulating valve to be provided.
更に、第3の発明は、第2の発明において、前記熱交換器の出口から分岐して前記温水を第2の集熱器へ供給する第2温水供給配管と、太陽の熱エネルギによって前記温水を蒸発させて蒸気を生成する第2の集熱器と、前記第2の集熱器で生成した蒸気を前記タービンに供給する蒸気供給配管と、前記蒸気供給配管に設けられ、前記タービンへ供給する前記蒸気の流量を制御する第1の調整弁と、前記第2の集熱器で生成した蒸気を前記復水器に供給する蒸気戻し配管と、前記蒸気戻し配管に設けられ、前記復水器へ戻す前記蒸気の流量を制御する第2の調整弁とを備えたことを特徴とする。 Further, according to a third invention, in the second invention, a second hot water supply pipe branched from an outlet of the heat exchanger and supplying the hot water to the second heat collector, and the hot water by solar thermal energy. A second heat collector that generates steam by evaporating the steam, a steam supply pipe that supplies the steam generated by the second heat collector to the turbine, and a steam supply pipe that is provided in the steam supply pipe and supplies the turbine A first regulating valve that controls the flow rate of the steam, a steam return pipe that supplies the steam generated by the second heat collector to the condenser, and the steam return pipe. And a second regulating valve for controlling the flow rate of the steam returned to the vessel.
また、第4の発明は、第3の発明において、前記タービンは、高圧蒸気タービンと中圧蒸気タービンとを備え、前記蒸気供給配管は、前記第2の集熱器で生成した蒸気を前記排熱回収ボイラの発生蒸気と混合させて、前記中圧蒸気タービンの入口に供給することを特徴とする。 In a fourth aspect based on the third aspect, the turbine includes a high-pressure steam turbine and an intermediate-pressure steam turbine, and the steam supply pipe discharges the steam generated by the second heat collector. It is mixed with the generated steam of the heat recovery boiler and supplied to the inlet of the intermediate pressure steam turbine.
更に、第5の発明は、第3又は第4の発明において、前記熱交換器の出口側に設けられ、前記温水の温度を計測する温度検出器と、前記蒸気供給配管に設けられ、前記第2の集熱器で生成した蒸気の温度を計測する蒸気温度検出器と、前記温度検出器及び前記蒸気温度検出器の各計測値を取り込み、前記調整弁及び前記第1の調整弁の開度を制御する制御装置とを備えたことを特徴とする。 Furthermore, a fifth invention is the third or fourth invention, provided at the outlet side of the heat exchanger, provided at a temperature detector for measuring the temperature of the hot water, and at the steam supply pipe, A steam temperature detector for measuring the temperature of the steam generated by the heat collector of No. 2, and the measured values of the temperature detector and the steam temperature detector are taken in, and the opening of the regulating valve and the first regulating valve And a control device for controlling the operation.
また、第6の発明は、第5の発明において、運転員が有効又は無効を操作指定する節水モード選択スイッチを更に備え、前記制御装置は、前記節水モード選択スイッチで操作指定されて有効又は無効の信号を取込む手順と、前記蒸気温度検出器の計測値と予め定めた蒸気供給の開始可能な温度とを比較する手順と、前記温度検出器の計測値と予め定めた温水噴霧の開始可能な温度とを比較する手順と、前記3つの手順の結果の真偽により、前記ガスタービンの増出力と前記蒸気タービンの増出力の両方、前記ガスタービンの増出力と前記蒸気タービンの増出力のいずれか一方、前記ガスタービンの増出力の否定と前記蒸気タービンの増出力の否定の両方、の中のいずれか1つの運用モードを決定し、前記調整弁及び前記第1の調整弁の開度を制御する手順とを実行することを特徴とする。 Further, a sixth invention according to the fifth invention further includes a water-saving mode selection switch for an operator to specify whether the operation is valid or invalid, and the control device is valid or invalid when the operation is designated by the water-saving mode selection switch. The procedure for capturing the signal of the above, the procedure for comparing the measured value of the steam temperature detector with a predetermined temperature at which the steam supply can be started, and the measured value of the temperature detector and the predetermined hot water spray can be started By comparing the results of the three procedures and the truth of the results of the three procedures, both the increased output of the gas turbine and the increased output of the steam turbine, the increased output of the gas turbine and the increased output of the steam turbine Either one of the operation modes is determined to be one of the denial of the increase output of the gas turbine and the negation of the increase output of the steam turbine, and the opening degrees of the adjustment valve and the first adjustment valve are determined. The And executes the Gosuru procedures.
本発明によれば、吸気噴霧装置と、太陽からの熱エネルギを蓄熱媒体を介して蓄熱する蓄熱タンクとを備え、蓄熱タンクの熱エネルギで得られた高圧の温水を圧縮機入口に噴霧し、空気中及び圧縮機内部で減圧沸騰させるので、大気温度が高い条件においてもガスタービンの発電効率及び発電出力の低下を抑制できる。また、充分な日射量が得られない時間帯(たとえば夕刻)や、日没後においてもガスタービンの出力増大と効率の向上が図れる。この結果、日照状態が変動してもプラント全体としてさらなる効率向上及び増出力が可能な太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを提供することができる。 According to the present invention, it comprises an intake spray device and a heat storage tank that stores heat energy from the sun via a heat storage medium, and sprays high-pressure hot water obtained from the heat energy of the heat storage tank to the compressor inlet, Since boiling under reduced pressure is performed in the air and inside the compressor, it is possible to suppress a decrease in power generation efficiency and power generation output of the gas turbine even under conditions where the atmospheric temperature is high. Further, the output of the gas turbine can be increased and the efficiency can be improved even during a time period when sufficient solar radiation cannot be obtained (for example, in the evening) or after sunset. As a result, it is possible to provide a solar combined cycle power plant capable of further improving efficiency and increasing output as a whole plant even if the sunshine condition varies.
以下、本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの実施の形態を図面を用いて説明する。図1は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を示すシステム構成図である。
図1はガスタービン3、排熱回収ボイラ4、蒸気タービン5、発電機6、復水器7、吸気噴霧装置20、第1の集熱器1、第2の集熱器2、熱交換器9及び蓄熱タンク10を有する太陽熱コンバインドサイクル発電プラントのシステムフローを示している。Embodiments of a solar combined cycle power plant according to the present invention will be described below with reference to the drawings. FIG. 1 is a system configuration diagram showing an embodiment of a solar combined cycle power plant of the present invention.
FIG. 1 shows a
図1において、ガスタービン3は、圧縮機3a、タービン3b、燃焼器3c、及び駆動軸15から構成されている。圧縮機3aは空気を吸気・加圧し、燃焼用空気として燃焼器3cに供給する。燃焼器3cは、前記燃焼用空気を燃料と混合・燃焼させ、高温の燃焼ガスを発生する。前記燃焼ガスはタービン3bを駆動し、駆動軸15を通して圧縮機3b、蒸気タービン5及び発電機6を駆動する。
In FIG. 1, the
排熱回収ボイラ4は、ガスタービン3からの排気ガスによって蒸気を発生し、この蒸気を蒸気タービン5へ供給する。排熱回収ボイラ4へ供給する給水は復水器7の下部に貯留されており、給水ポンプ8にて排熱回収ボイラ4へ圧送される。
The exhaust
蒸気タービン5は、駆動軸15によりガスタービン3に接続された高圧蒸気タービン5aと中圧蒸気タービン5bとで構成され、排熱回収ボイラ4にて発生した高圧蒸気を用いて高圧蒸気タービン5aを駆動する。高圧蒸気タービン5aにて仕事をした後の蒸気は、再度排熱回収ボイラ4へ戻され、排熱回収ボイラ4内の図示しない熱交換器にて再加熱される。再加熱された蒸気を用いて中圧蒸気タービン5bを駆動する。
The
本実施の形態における太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50は、このような従来のコンバインドサイクルプラントと同様な構成に加えて、更に、太陽熱で温水を生成・貯蓄する太陽熱利用温水生成ユニット30と、温水を圧縮機3aの入口に噴霧する太陽熱利用吸気噴霧ユニット31と、太陽熱で温水から蒸気を生成し蒸気タービンへ供給する太陽熱利用蒸気生成ユニット32とを備えている。
The solar thermal combined
太陽熱利用温水生成ユニット30は、太陽光に含まれる赤外線Bを熱源として供給される蓄熱媒体を加熱する第1の集熱器1と、第1の集熱器1で高温となった蓄熱媒体と給水ポンプ8から分岐供給される給水とを熱交換して温水を供給可能とする熱交換器9と、熱交換器9で給水を加温した後の蓄熱媒体を貯留する蓄熱タンク10と、蓄熱タンク10から第1の集熱器1へ蓄熱媒体を圧送する油循環ポンプ11とを備えている。第1の集熱器1と熱交換器9、熱交換器9と蓄熱タンク10、及び蓄熱タンク10と第1の集熱器1、のそれぞれの間は配管により連結されている。蓄熱媒体は、油循環ポンプ11によりこれら配管と各構成機器との間を循環する。本実施の形態においては、第1の集熱器1としてトラフ型の太陽光集熱器を使用し、蓄熱媒体には引火点の高い油を使用している。
The solar heat-use hot
太陽熱利用吸気噴霧ユニット31は、熱交換器9の出口から分岐して温水を吸気噴霧装置20へ供給する第1温水供給配管21と、第1温水供給配管21に設けられ、温水を加圧する吸気噴霧水ポンプ13と、圧縮機3aの入口の吸気側に加圧した温水を噴霧する吸気噴霧装置20と、吸気噴霧装置20の上流側に設けられ、噴霧する温水の流量を制御する吸気噴霧ノズル入口弁14とを備えている。吸気噴霧装置20にて噴霧された高圧の温水は、圧縮機3aの入口及び圧縮機3aの内部にて減圧沸騰して吸気空気を冷却する。さらに、吸気空気に対して湿分を添加して吸気空気の質量流量を増大する。吸気空気の冷却は圧縮機3aの動力の低減をもたらす。また吸気空気の質量流量の増大は燃焼用空気の増大、すなわちタービン3bの出力の増加をもたらし、ガスタービン3全体としての出力の増加に寄与する。
The solar-heated
太陽熱利用蒸気生成ユニット32は、熱交換器9の出口から分岐して温水を第2の集熱器2へ供給する第2温水供給配管22と、太陽光に含まれる赤外線Bを熱源として供給された温水を蒸発させて過熱蒸気を生成する第2の集熱器2と、第2の集熱器2で生成した過熱蒸気を排熱回収ボイラ4の発生蒸気と混合させて、中圧蒸気タービン5bの入口に供給する蒸気供給配管23と、蒸気供給配管23に設けられ、中圧蒸気タービン5bへ供給する第2の集熱器2で生成した過熱蒸気の流量を制御する太陽熱蒸気加減弁12と、夜間など第2の集熱器2において充分に太陽熱が得られない場合に第2の集熱器2で生成した蒸気を復水器7へ戻す蒸気戻し配管24と、蒸気戻し配管24に設けられ、復水器7へ戻す蒸気の流量を制御する太陽熱蒸気バイパス弁16とを備えている。
The solar heat utilization
なお、蒸気供給配管23を中圧蒸気タービン5bの入口に接続したのは、排熱回収ボイラ4の改造を必要とせずに中圧蒸気タービン5bの出力増加というメリットが得られるためである。例えば、高圧蒸気タービン5aの入口又は出口に蒸気供給配管23を接続すると、高圧蒸気タービン5aの出力増加というメリットは得られるが、排熱回収ボイラ4を構成する過熱器や再熱器の容量を増加させる改造の発生というデメリットが生じる。
The reason why the
また、本発明の太陽熱コンバインド発電プラントの一実施の形態は、詳細を後述する制御システムを備えていて、温水の温度、吸気噴霧水の圧力、第2の集熱器2の出口における蒸気温度・圧力、並びに蓄熱媒体の温度等を検出して後述する制御装置に入力している。温水の温度は、熱交換器9の出口側に設けた温水温度検出器17aにより検出され、吸気噴霧水の圧力は、第1温水供給配管21の吸気噴霧水ポンプ13の出口側に設けた吸気噴霧水圧力検出器17bにより検出されている。第2の集熱器2の出口における蒸気温度・圧力は、蒸気供給配管23の太陽熱蒸気加減弁12の上流側に設けた蒸気温度検出器18aと蒸気圧力検出器18bにより検出されている。また、蓄熱媒体の温度は、蓄熱タンク10に設けた油温度検出器19により検出されている。
Further, an embodiment of the solar combined power generation plant of the present invention includes a control system, which will be described in detail later, and includes the temperature of hot water, the pressure of the intake spray water, the steam temperature at the outlet of the
本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50の一実施の形態の特徴としては、以下の3点が挙げられる。
(1)太陽熱利用温水生成ユニット30における第1の集熱器1にて蓄熱媒体を加熱し、熱交換器9で蓄熱媒体と給水を熱交換して温水を生成する。その温水を基に太陽熱利用蒸気生成ユニット32における第2の集熱器2にて温水を蒸発させて過熱蒸気を生成し、その過熱蒸気を蒸気タービン5に供給する。
(2)太陽熱利用温水生成ユニット30で生成した温水を、太陽熱利用吸気噴霧ユニット31における吸気噴霧水ポンプ13で加圧し、その加圧した温水を吸気噴霧装置20によりガスタービン3の圧縮機3aの入口の吸気側に噴霧する。
(3)太陽熱利用温水生成ユニット30は、第1の集熱器1と、熱交換器9と、蓄熱媒体を貯留する蓄熱タンク10と、各構成機器の間に蓄熱媒体を循環させる油循環ポンプ11とを備え、第1の集熱器1で加温した熱媒体を蓄熱タンク10で貯留することができる。The following three points are mentioned as one feature of the embodiment of the solar combined
(1) The heat storage medium is heated by the
(2) The hot water generated by the solar heat utilization hot
(3) The solar heat utilization hot
本実施の形態によれば、蓄熱媒体及び蓄熱タンク10に蓄積した熱エネルギにより熱交換器9で給水を温水とすることにより、充分な日射量が得られない夕刻や、日没後においてもタービン3bの出力増大と効率の向上が図れる。また、雲量の増加などにより一時的に太陽光が遮蔽された場合においても、蓄熱タンク10に蓄積した熱エネルギをもって温水の温度を一定範囲に維持することが可能であり、気象変動に対して安定した発電出力が得られる。
According to the present embodiment, by using the heat storage medium and the heat energy accumulated in the
次に、本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50の運転特性について図2乃至図5を用いて説明する。図2は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における負荷要求指令の一例を示す特性図、図3は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する蓄熱タンクの保有熱量の時間変化を示す特性図、図4は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する第2の集熱器の集熱量の時間変化を示す特性図、図5は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における発電出力の時間変化を示す特性図である。
Next, the operating characteristics of the solar combined
図2において、縦軸は負荷要求指令MWD、横軸は時刻Tを示し、例えば、中央給電指令所より太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50に対して送出される発電指令(負荷要求指令MWD)の午前0時より翌日午前0時までの24時間における変化特性の一例を示す。図中Aの特性線によれば、負荷要求指令MWDは6時から7時にかけて増加を開始し、14時頃にピークを迎え、18時頃から減少を開始している。これは、社会活動によるエネルギ消費が6時から7時にかけて増加を開始し、工場が操業を停止する18時頃に低下する特性を反映したものである。
In FIG. 2, the vertical axis indicates the load request command MWD, and the horizontal axis indicates time T. For example, the power generation command (load request command MWD) sent to the solar thermal combined
次に、このような負荷要求指令MWDが送出される地域における太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50の集熱特性等について図3及び図4を用いて説明する。
図3において、縦軸は本実施の形態における蓄熱タンク10に貯留された蓄熱媒体の保有熱量QM、横軸は時刻Tを示し、午前0時より翌日午前0時までの24時間における変化特性の一例を示す。図中のTw0は、ガスタービン3への温水噴霧の開始を可能とする熱交換器9の出口における温水の設定温度であり、図中の破線は、この設定温度に相当する保有熱量を示している。図3に示すように、蓄熱タンク10に貯留された蓄熱媒体の保有熱量は、第1の集熱器1にて得られた熱エネルギによって太陽が昇る6時頃より上昇を開始し、日没となる18時頃から低下を開始する特性となる。また、日没後は放熱により徐々に保有熱量が低下している。Next, heat collection characteristics and the like of the solar thermal combined
In FIG. 3, the vertical axis represents the amount of heat QM of the heat storage medium stored in the
図3において、H1で示す時刻9時より23時の時間帯は、温水の温度をガスタービン3の吸気空気へ噴霧可能な温度へ加温可能な時間帯である。本発実施の形態においては、この時間帯においてガスタービン3の吸気に温水を噴霧し、ガスタービン3の出力の増大が可能となる。
In FIG. 3, the time zone indicated by H1 from 9:00 to 23:00 is a time zone in which the temperature of the hot water can be heated to a temperature at which the hot water can be sprayed into the intake air of the
図4において、縦軸は本実施の形態における第2の集熱器2にて得られた集熱量Q、横軸は時刻Tを示し、午前0時より翌日午前0時までの24時間における変化特性の一例を示す。図中のTs0は、蒸気タービン5への蒸気供給の開始を可能とする第2の集熱器2の出口における蒸気の設定温度であり、図中の破線は、この設定温度に相当する集熱量を示している。図4に示すように、第2の集熱器における集熱量は、太陽高度とともに急激に増加し、トラフ型集熱器の仰角を太陽高度に追従可能な時間帯(例えば、H2で示す時刻9時より15時の時間帯)において温水を蒸気とするに充分な熱エネルギが得られる。この時間帯においては、蒸気タービン5に蒸気を供給することで蒸気タービン5の出力増大が図れ、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50全体の出力増加が可能となる。また、時刻8時から9時の間、及び時刻15時から16時の間において集熱量が大幅に変動している。これは、太陽高度の低い時刻8時以前、及び時刻16時以降において、トラフ型集熱器の仰角が追従せず、集熱量が不足したことによる。
In FIG. 4, the vertical axis indicates the amount of heat collected Q obtained by the
なお、図3における第1の集熱器1の集熱面積は、図4における第2の集熱器2の集熱面積に比べて小さくすることが可能である。これは、第1の集熱器1による熱量が、水を常温から、ガスタービン3への温水噴霧の開始を可能とする温度へ加温するのに必要な熱量であるのに対して、第2の集熱器2による熱量は、蒸気タービン5に供給可能な過熱蒸気を生成するのに必要な熱量であり、第2の集熱器2による熱量の方が、第1の集熱器1による熱量よりも大きいことによる。また、図4では、過熱蒸気の生成に必要な集熱量が時刻により大きく変化するが、これは、第2の集熱器2の集熱面積が大きく、太陽からの集熱量の変化を直接大きく受けることによる。
In addition, the heat collection area of the
次に、本実施の形態における第1の集熱器1及び第2の集熱器2によって得られた温水あるいは蒸気を用いて、太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを運用した場合の発電出力特性について図5を用いて説明する。
図5において、縦軸は発電出力P、横軸は時刻Tを示し、本実施の形態における太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの発電出力の午前0時より翌日午前0時までの24時間における変化特性の一例を示す。図中Aの特性線は、図2に示す中央給電指令所からの負荷要求指令MWDに一致するように太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを制御した場合の発電出力を示す。特性線Aにおいて、A1で示す部分は、ガスタービン3への吸気噴霧による出力増加分であり、A2で示す部分は、蒸気タービン3への加熱蒸気の供給による出力増加分である。図中A0の特性線は、太陽熱エネルギによる出力増加分を除くガスタービン3と蒸気タービン5による発電出力を示している。Next, FIG. 5 shows the power generation output characteristics when a solar thermal combined cycle power plant is operated using hot water or steam obtained by the
In FIG. 5, the vertical axis represents the power generation output P, and the horizontal axis represents time T. An example of the change characteristics of the power generation output of the solar combined cycle power plant in this embodiment over 24 hours from midnight to midnight the next day. Indicates. The characteristic line A in the figure shows the power generation output when the solar combined cycle power plant is controlled to coincide with the load request command MWD from the central power supply command station shown in FIG. In the characteristic line A, the portion indicated by A1 is an increase in output due to the intake spray to the
特性線A0によれば、日中におけるガスタービン3及び蒸気タービン5のみの発電出力分は低く抑えられている。このため、本実施の形態によれば、従来のコンバインドサイクル発電プラントに比べて、日中の化石燃料消費量及びCO2排出量の低減が図れる。また、従来の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントと異なり、太陽からの熱エネルギが充分に得られない夕刻から夜間においても出力増加が図れている。According to the characteristic line A0, the power generation output of only the
また、集熱器を2段階とし、第1の集熱器1で給水を予熱し温水するとともに、第2の集熱器2で温水を過熱蒸気とする構成としたことから、雲量の増加などによって一時的に太陽光が遮蔽された場合の蒸気温度の変動幅を、集熱器を1段階とする構成に比べて抑えることができる。
In addition, since the heat collector has two stages, the
次に、本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する制御システム及び制御方法について、図6乃至図9を用いて説明する。図6は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する制御システムを示す概略構成図、図7は図6に示す制御システムを構成する太陽熱発電制御システムを示す制御ブロック図、図8は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における運転モードを示す表図、図9は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における運転モード切替えの処理内容を示すフローチャート図である。図6乃至図9において、図1乃至図5に示す符号と同符号のものは同一部分であるので、その詳細な説明は省略する。 Next, a control system and a control method constituting one embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention will be described with reference to FIGS. 6 is a schematic configuration diagram showing a control system constituting one embodiment of a solar combined cycle power plant of the present invention, FIG. 7 is a control block diagram showing a solar power generation control system constituting the control system shown in FIG. FIG. 8 is a table showing an operation mode in one embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention, and FIG. 9 is a flowchart showing processing contents of operation mode switching in the embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention. It is. 6 to 9, the same reference numerals as those shown in FIGS. 1 to 5 are the same parts, and detailed description thereof is omitted.
図6において、制御システムは、タービン制御装置102、排熱回収ボイラ制御装置101及び太陽熱発電制御装置100を備え、それぞれが、ガスタービン3、排熱回収ボイラ4及び太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50と計測値(温度・圧力等)、操作量(弁開度・ポンプ回転数・集熱器仰角等)、及び操作指令等を授受することで、プラント全体を制御している。
In FIG. 6, the control system includes a
ここで、タービン制御装置102は、発電出力、ガスタービン回転数、タービン排気温度、燃料と燃焼空気との比率(燃空比)等を制御する。また、排熱回収ボイラ制御装置101は、給水ポンプ8の回転数、排熱回収ボイラ4のドラム水位、蒸気タービン5へ供給される蒸気をバイパスする図示しないタービンバイパス弁の開閉動作を制御する。さらに太陽熱発電制御装置100は第1の集熱器1及び第2の集熱器2における集熱量と、ガスタービン3への吸気噴霧量、蒸気タービン5への蒸気供給量等を制御する。なお、これらの制御装置は、同一の制御用計算機上に実装しても良いし、それぞれを異なる制御用計算機に実装し、各計算機が相互に同期しつつプラントを制御しても良い。
Here, the
本実施の形態における制御システムでは、タービン制御装置102において、中央給電指令所より負荷要求指令MWDを受け取り、負荷要求指令MWDに基づいてガスタービン3の出力を制御する。また、太陽熱発電制御装置100においては、負荷要求指令MWDと、例えば、大気温度及び太陽高度の検出信号からなる気象情報CC、運転員が節水モードスイッチ25を操作することにより指定される節水モードの有無選択信号SW、及び太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50の各種計測値を入力し、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50の各構成機器を制御する。また、太陽熱発電制御装置100は、排熱回収ボイラ制御装置101に対し給水流量指令補正値GSADを送出する。排熱回収ボイラ制御装置101は、給水流量指令補正値GSAD及び排熱回収ボイラ4の各種計測値に基づき排熱回収ボイラ4を制御する。
In the control system in the present embodiment, the
次に、太陽熱発電制御装置100及び排熱回収ボイラ制御装置101の処理内容を図7を用いて説明する。
図7において、太陽熱発電制御装置100は、各計測値が入力される入力部と、入力部からの入力値を基に各構成機器への指令値を演算する演算部と、演算部で算出された指令値を各構成機器へ出力する出力部とを備えている。Next, processing contents of the solar thermal power
In FIG. 7, the solar thermal power
入力部には、中央給電指令所からの負荷要求指令MWD、蒸気温度検出器18aからの第2の集熱器2の出口における蒸気温度TSA、蒸気圧力検出器18bからの第2の集熱器2の出口における蒸気圧力PSA、温水温度検出器17aからの吸気噴霧水温度TWA、吸気噴霧水圧力検出器17bからの吸気噴霧水圧力PWA、油温度検出器19からの蓄熱媒体である油の温度TOIL、及び大気温度及び太陽高度の計測値からなる気象情報CCが入力されている。
The input unit includes a load request command MWD from the central power supply command station, a steam temperature TSA at the outlet of the
出力部からは、太陽熱蒸気加減弁12へ開度指令CSADが、太陽熱蒸気バイパス弁16へ開度指令CSABが、第2の集熱器2へ仰角指令A2Dが、吸気噴霧ノズル入口弁14へ開度指令CWDが、吸気噴霧水ポンプ13へ回転数指令NWDが、油循環ポンプ11へ回転数指令NOILDが、第1の集熱器1へ仰角指令A1が、排熱回収ボイラ制御装置101へ給水流量指令GSADがそれぞれ出力されている。
From the output section, the opening degree command CSAD to the solar
演算部は、蒸気圧力PSA等を基に太陽熱蒸気加減弁12,太陽熱蒸気バイパス弁16,吸気噴霧ノズル入口弁14の各開度指令CSAD、CSAB及びCWDを算出する蒸気圧力演算部100aと、蒸気温度TSA等を基に第2の集熱器2の仰角指令A2Dを算出する蒸気温度演算部100bと、吸気噴霧水圧力PWA等を基に吸気噴霧水ポンプ13の回転数指令NWDを算出する温水圧力演算部100cと、吸気噴霧水温度TWA等を基に、油循環ポンプ11の回転数指令NOILD及び第1の集熱器1の仰角指令A1を算出する温水温度演算部100dとを備えている。
The calculation unit includes a steam
蒸気圧力演算部100aは、出力制御手段203と、蒸気圧力制御手段204と、吸気噴霧流量制御手段205と、吸気噴霧ノズル入口弁開度制御手段206と加算器214とを備えている。
The steam
出力制御手段203は、蒸気圧力PSAを入力し、この蒸気圧力PSAが予め設定された目標圧力に一致するように太陽熱蒸気加減弁12の開度指令CSAD及び太陽熱蒸気バイパス弁16の開度指令CSABを算出する。蒸気圧力PSAが、目標圧力に一致するように制御することで、太陽の熱エネルギの変化に伴う蒸気タービン3の出力変動を抑制している。
The output control means 203 inputs the steam pressure PSA, and the opening degree command CSAD of the solar
蒸気圧力制御手段204は、蒸気圧力PSAを入力し、この蒸気圧力PSAに基づき第2の集熱器2における給水流量指令GSAD1を算出する。算出した給水流量指令GSAD1は、加算器214と蒸気圧力演算部100bの蒸気温度制御手段207へ出力されている。
The steam pressure control means 204 receives the steam pressure PSA, and calculates a feed water flow rate command GSAD1 in the
吸気噴霧流量制御手段205は、負荷要求指令MWDを入力し、この負荷要求指令MWDに基づき吸気噴霧流量指令GWDを算出する。本実施の形態においては、給水ポンプ8の出口の給水を排熱回収ボイラ4と、熱交換器9を介して第2の集熱器2と、吸気噴霧装置20とに分岐供給している。吸気噴霧流量制御手段205は、吸気噴霧装置20へ供給する給水の流量を算出する。
The intake spray flow rate control means 205 inputs a load request command MWD, and calculates an intake spray flow rate command GWD based on the load request command MWD. In the present embodiment, the feed water at the outlet of the
吸気噴霧ノズル入口弁開度制御手段206は、吸気噴霧流量指令GWDを入力し、この吸気噴霧流量指令GWDに基づき吸気噴霧ノズル入口弁14の開度指令CWDを算出する。
The intake spray nozzle inlet valve opening degree control means 206 receives the intake spray flow rate command GWD, and calculates the opening degree command CWD of the intake spray
加算器214は、蒸気圧力制御手段204からの第2の集熱器2における給水流量指令GSAD1と吸気噴霧流量制御手段205からの吸気噴霧流量指令GWDとを入力し、加算演算し、給水流量指令補正値GSADを算出する。給水流量指令補正値GSADは、排熱回収ボイラ制御装置101へ出力される。排熱回収ボイラ制御装置101の演算については後述する。
The
蒸気温度演算部100bは、蒸気温度制御手段207と第2集熱器制御手段208とを備えている。
蒸気温度制御手段207は、蒸気温度TSAと気象情報CCと蒸気圧力制御手段204からの第2の集熱器2における給水流量指令GSAD1とを入力し、蒸気温度TSAを予め設定された目標温度に一致するように、第2の集熱器2の集熱量指令QSDを算出する。The steam
The steam temperature control means 207 inputs the steam temperature TSA, the weather information CC, and the feed water flow rate command GSAD1 in the
第2集熱器制御手段208は、第2の集熱器2の集熱量指令QSDを入力し、集熱量がこの集熱量指令QSDに追従するための第2の集熱器2の仰角指令A2Dを算出する。
The second heat collector control means 208 inputs the heat collection amount command QSD of the
温水圧力演算部100cは、吸気噴霧水ポンプ制御手段209を備えている。本実施の形態においては、熱交換器9の出口で分流した高温の給水を、吸気噴霧水ポンプ13にて加圧したのち吸気噴霧装置20より圧縮機3aの入口に向けて噴霧する。圧縮機3aの入口あるいは内部にて給水を確実に減圧沸騰させるためには、給水温度を高温かつ高圧に維持する必要がある。吸気噴霧装置20における吸気噴霧水圧力PWAの制御を温水圧力演算部100cが行い、吸気噴霧水温度TWAの制御を温水温度演算部100dが行う。
The hot water pressure calculation unit 100 c includes an intake spray water
吸気噴霧水ポンプ制御手段209は、吸気噴霧水圧力PWAと吸気噴霧流量制御手段205からの吸気噴霧流量指令GWDとを入力し、吸気噴霧水圧力PWAを予め設定された目標圧力に一致するように、吸気噴霧水ポンプ13の回転数指令NWDを算出する。
The intake spray water pump control means 209 inputs the intake spray water pressure PWA and the intake spray flow rate command GWD from the intake spray flow rate control means 205 so that the intake spray water pressure PWA matches the preset target pressure. Then, the rotational speed command NWD of the intake
温水温度演算部100dは、吸気噴霧水温度制御手段210と、油循環ポンプ制御手段211と、油温度制御手段212と、第1集熱器制御手段213とを備えている。
The hot water
吸気噴霧水温度制御手段210は、吸気噴霧水温度TWAと吸気噴霧流量制御手段205からの吸気噴霧流量指令GWDとを入力し、吸気噴霧水温度TWAを予め設定された目標温度とするための油流量指令GOILDを算出する。 The intake spray water temperature control means 210 receives the intake spray water temperature TWA and the intake spray flow rate command GWD from the intake spray flow rate control means 205, and is an oil for setting the intake spray water temperature TWA to a preset target temperature. A flow rate command GOILD is calculated.
油循環ポンプ制御手段211は、油流量指令GOILDを入力し、蓄熱媒体の流量が油流量指令GOILDに一致するように、油循環ポンプ11の回転数指令NOILDを算出する。
The oil circulation pump control means 211 inputs the oil flow rate command GOILD, and calculates the rotation speed command NOILD of the
油温度制御手段212は、油温度TOILと気象情報CCと吸気噴霧水温度制御手段210からの油流量指令GOILDとを入力し、油温度TOILを予め設定された目標温度に一致するように、第1の集熱器1の集熱量指令QOILDを算出する。本実施の形態における蓄熱媒体である油の温度は、熱エネルギを蓄積するという目的において引火点に達しない温度に維持することが望まれる。目標温度はこの観点から設定されている。
The oil temperature control means 212 inputs the oil temperature TOIL, the weather information CC, and the oil flow rate command GOILD from the intake spray water temperature control means 210, and sets the oil temperature TOIL so as to match the preset target temperature. A heat collection amount command QOILD of one
第1集熱器制御手段213は、第1の集熱器1の集熱量指令QOILDを入力し、集熱量がこの集熱量指令QOILDに追従するための第1の集熱器1の仰角指令A1Dを算出する。
The first heat collector control means 213 receives the heat collection amount command QOILD of the
次に、排熱回収ボイラ制御装置101の演算について説明する。排熱回収ボイラ制御装置101は、加算器201と給水ポンプ制御手段202とを備えている。
Next, calculation of the exhaust heat recovery
加算器201は、例えば他の演算部で算出された給水ポンプ8への給水流量指令FWDと加算器214からの給水流量指令補正値GSADとを入力し、加算演算し、給水流量補正指令FWD1を算出する。
The
給水ポンプ制御手段202は、給水流量補正指令FWD1を入力し、給水ポンプ8の出口の給水流量が、給水流量補正指令FWD1に一致するように、給水ポンプ8の回転数指令NFWPを算出する。このような給水流量補正指令FWD1により、給水ポンプ8の給水流量を制御するので、本実施の形態のような給水を各構成機器へ分岐供給する場合であっても、適切なプラント制御が可能となる。
The feed water pump control means 202 inputs the feed water flow rate correction command FWD1, and calculates the rotation speed command NFWP of the
次に、本発明の太陽熱コンバインサイクル発電プラントの一実施の形態の運用方法について説明する。
上述したように、本発明の太陽熱コンバインサイクル発電プラントの一実施の形態においては、図1に示す太陽熱利用温水生成ユニット30において生成した温水を基に、太陽熱利用蒸気生成ユニット32における第2の集熱器2にて温水を蒸発させて過熱蒸気を生成し、太陽蒸気加減弁12によりその過熱蒸気を蒸気タービン5に供給することで蒸気タービン5の出力を増加させる運用と、太陽熱利用温水生成ユニット30で生成した温水を、太陽熱利用吸気噴霧ユニット31における吸気噴霧水ポンプ13で加圧し、吸気噴霧ノズル入口弁14によりその加圧した温水をガスタービン3の圧縮機3aの入口の吸気側に噴霧することでガスタービン3の出力を増加させる運用とを備えている。Next, the operation method of one embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention will be described.
As described above, in one embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention, the second collection in the solar heat utilization
したがって、これらの運用のいずれか一方を使用する場合、両方を使用する場合、及びいずれも使用しない場合により運転モードが決定され、これらは、太陽蒸気加減弁12と吸気噴霧ノズル入口弁14の開閉状態で定まる。太陽蒸気加減弁12の開度は、図7に示すように太陽熱発電制御装置100の開度指令CSADにより開度制御されるので、この開度指令CSADが0%以下であれば閉止、0%を超えれば開状態であると判断できる。同様に、吸気噴霧ノズル入口弁14の開度は、太陽熱発電制御装置100の開度指令CWDにより開度制御されるので、この開度指令CWDが0%以下であれば閉止、0%を超えれば開状態であると判断できる。
Therefore, when one of these operations is used, when both are used, and when neither is used, the operation mode is determined, and these are the opening / closing of the solar
図8は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における運転モードを表している。図8において、モード1は、太陽蒸気加減弁12と吸気噴霧ノズル入口弁14の両方を開状態とした場合であって、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50は、ガスタービン3への吸気噴霧と、蒸気タービン3への蒸気供給とが行われる。このことにより、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50の発電出力とプラント効率とは、最大になる。
FIG. 8 shows an operation mode in one embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention. In FIG. 8,
モード2は、吸気噴霧ノズル入口弁14を閉止し、太陽蒸気加減弁12を開状態とした場合であって、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50は、ガスタービン3への吸気噴霧を停止するが、蒸気タービン3への蒸気供給が行われることから、ガスタービン3から大気へと放出される水分を抑制できる。このことにより、プラント水使用量を減少させることができる。
モード3は、太陽蒸気加減弁12を閉止し、吸気噴霧ノズル入口弁14を開状態とした場合であって、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50は、蒸気タービン3への蒸気供給を停止するが、ガスタービン5への吸気噴霧が行われることから、プラント出力を高めながら運転することができる。太陽からの熱エネルギが十分に得られない曇天時、あるいは夕刻時における増出力運転が可能になる。
モード4は、太陽蒸気加減弁12と吸気噴霧ノズル入口弁14の両方を閉止した場合であって、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50は、ガスタービン3への吸気噴霧と、蒸気タービン3への蒸気供給との両方を停止した運転となる。コンバインドサイクル発電プラントとしての運転、あるいは、夜間の運転が可能になる。
次に、上述した4種類の運転モードを切り替える太陽熱発電制御装置100の処理内容について図9を用いて説明する。
まず、太陽熱発電制御装置100は、蒸気温度検出器18aからの第2の集熱器2の出口における蒸気温度TSAが、蒸気タービン5への蒸気供給の開始を可能とする蒸気の設定温度Ts0以上か否かの判断を行う(ステップS1)。図4に示すように、蒸気温度TSAが予め定めた設定温度Ts0以上の場合には、蒸気タービン5への蒸気供給が可能となり、蒸気タービン5によるプラントの増出力が可能となる。蒸気温度TSAが設定温度Ts0以上の場合には、(ステップS2)に進み、それ以外の場合には、(ステップS6)へ進む。Next, the processing content of the solar thermal power
First, in the solar thermal power
太陽熱発電制御装置100は、運転員が操作指定する節水モードの有無選択信号SWが1(有効)か0(無効)かの判断を行う(ステップS2)。節水モードを有効とした場合には、プラントの給水を節水する目的でガスタービン3の圧縮機3aの入口の吸気側への温水噴霧を制限し、無効とした場合には、この制限を除外する。節水モードの有無選択信号SWが、0(無効)の場合には(ステップS3)に進み、1(有効)の場合には(ステップS5)に進む。
The solar thermal power
太陽熱発電制御装置100は、温水温度検出器17aからの吸気噴霧水温度TWAが、ガスタービン3への温水噴霧の開始を可能とする温水の設定温度以上か否かの判断を行う(ステップS3)。図3に示すように、吸気噴霧水温度TWAが予め定めた設定温度Tw0以上の場合には、ガスタービン3への温水噴霧の開始が可能となり、ガスタービン3によるプラントの増出力が可能となる。吸気噴霧水温度TWAが設定温度Tw0以上の場合には、(ステップS4)に進み、それ以外の場合には(ステップS5)に進む。
The solar thermal power
太陽熱発電制御装置100は、プラントをモード1として運用する(ステップS4)。具体的には、太陽蒸気加減弁12の開度指令CSADと吸気噴霧ノズル入口弁14の開度指令CWDをいずれも0%超過として、各弁を開状態として、ガスタービン3によるプラントの増出力と蒸気タービン5によるプラントの増出力とを図る。
The solar thermal power
一方、(ステップS2)において節水モードの有無選択信号SWが1(有効)の場合、又は(ステップS3)において吸気噴霧水温度TWAが設定温度Tw0未満の場合には、太陽熱発電制御装置100は、プラントをモード2として運用する(ステップS5)。具体的には、太陽蒸気加減弁12の開度指令CSADを0%超過として太陽蒸気加減弁12を開状態とし、吸気噴霧ノズル入口弁14の開度指令CWDを0%以下として吸気噴霧ノズル入口弁14を閉止する。このことにより、蒸気タービン5によるプラントの増出力とプラントの節水とを図る。
On the other hand, when the water-saving mode presence / absence selection signal SW is 1 (valid) in (Step S2) or when the intake spray water temperature TWA is lower than the set temperature Tw0 in (Step S3), the solar thermal power
また、(ステップS1)において、蒸気温度TSAが設定温度Ts0未満の場合には、太陽熱発電制御装置100は、温水温度検出器17aからの吸気噴霧水温度TWAが、ガスタービン3への温水噴霧の開始を可能とする温水の設定温度以上か否かの判断を行う(ステップS6)。吸気噴霧水温度TWAが設定温度Tw0以上の場合には、(ステップS7)に進み、それ以外の場合には(ステップS9)に進む。
In (Step S1), when the steam temperature TSA is lower than the set temperature Ts0, the solar thermal power
太陽熱発電制御装置100は、運転員が操作指定する節水モードの有無選択信号SWが1(有効)か0(無効)かの判断を行う(ステップS7)。節水モードを有効とした場合には、プラントの給水を節水する目的でガスタービン3の圧縮機3aの入口の吸気側への温水噴霧を制限し、無効とした場合には、この制限を除外する。節水モードの有無選択信号SWが、0(無効)の場合には(ステップS8)に進み、1(有効)の場合には(ステップS9)に進む。
The solar thermal power
太陽熱発電制御装置100は、プラントをモード3として運用する(ステップS8)。具体的には、太陽蒸気加減弁12の開度指令CSADを0%以下として太陽蒸気加減弁12を閉止し、吸気噴霧ノズル入口弁14の開度指令CWDを0%超過として吸気噴霧ノズル入口弁14を開状態とする。このことにより、ガスタービン3によるプラントの増出力を図る。
The solar thermal power
一方、(ステップS7)において節水モードの有無選択信号SWが1(有効)の場合、又は(ステップS6)において吸気噴霧水温度TWAが設定温度Tw0未満の場合には、太陽熱発電制御装置100は、プラントをモード4として運用する(ステップS9)。具体的には、太陽蒸気加減弁12の開度指令CSADと吸気噴霧ノズル入口弁14の開度指令CWDをいずれも0%以下として、各弁を閉止して、太陽熱エネルギを除外した通常のコンバインドサイクル発電プラントとして運用する。
On the other hand, if the water-saving mode presence / absence selection signal SW is 1 (valid) in (Step S7), or if the intake spray water temperature TWA is lower than the set temperature Tw0 in (Step S6), the solar thermal power
上述した本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態によれば、吸気噴霧装置20と、太陽からの熱エネルギを蓄熱媒体を介して蓄熱する蓄熱タンク10とを備え、この熱エネルギで得られた高圧の温水を圧縮機3aの入口に噴霧し、空気中及び圧縮機3aの内部で減圧沸騰させるので、大気温度が高い条件においてもガスタービン3の発電効率及び発電出力の低下を抑制できる。また、充分な日射量が得られない時間帯(たとえば夕刻)や、日没後においてもガスタービン3の出力増大と効率の向上が図れる。この結果、日照状態が変動してもプラント全体としてさらなる効率向上及び増出力が可能な太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50を提供することができる。
According to the embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention described above, the
また、上述した本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態によれば、雲量の増加などにより一時的に太陽光が遮蔽された場合においても安定して温水の温度を維持できるので、プラント全体としてさらなる効率向上及び増出力が可能な太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50を提供することができる。
Moreover, according to one embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention described above, the temperature of hot water can be stably maintained even when sunlight is temporarily shielded by an increase in the amount of clouds, etc. As a whole, it is possible to provide a solar combined
更に、上述した本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態によれば、温水の温度変動を最小にできるので、ガスタービン3の出力変動及びガスタービン3の吸気部における温水の凝集(ドレン)を抑制できる。このことにより、ガスタービン3の圧縮機3aの動翼及び静翼へのドレン付着にともなう翼表面へのスケール発生が防止できる、この結果、ガスタービン3の圧縮機3aの安全性を維持しつつ高効率運転を可能とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント50を提供することができる。
Further, according to the embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention described above, the temperature fluctuation of the hot water can be minimized, so that the output fluctuation of the
また、上述した本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態によれば、第1の集熱器1にて得られた温水を、第2の集熱器2にて得られた太陽からの熱エネルギで蒸気として、この蒸気を蒸気タービン5へ供給するので、晴天時にはガスタービン3の出力の増大に加えて蒸気タービン5においても出力増大の効果を得ることができる。この結果、CO2排出量を抑えたプラント効率向上の効果を得ることができる。Moreover, according to one embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention described above, the hot water obtained by the
また、本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態は、既存のコンバインドサイクル発電プラント設備に第1の集熱器1、第2の集熱器2、熱交換器9、蓄熱タンク10、油循環ポンプ11、太陽熱加減弁12、吸気噴霧水ポンプ13、吸気噴霧ノズル入口弁14、吸気噴霧装置20等の設備を追設することで実現することが可能になり、例えば、乾燥高温の地域等において、高効率運転を可能とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを提供することができる。
Moreover, in one embodiment of the solar combined cycle power plant of the present invention, the existing combined cycle power plant equipment includes a
1 第1の集熱器
2 第2の集熱器
3 ガスタービン
4 排熱回収ボイラ
5 蒸気タービン
7 復水器
8 給水ポンプ
9 熱交換器
10 蓄熱タンク
11 油循環ポンプ
12 太陽熱蒸気加減弁
13 吸気噴霧水ポンプ
14 吸気噴霧ノズル入口弁
16 太陽熱蒸気バイパス弁
17a 温水温度検出器
17b 吸気噴霧水圧力検出器
18a 蒸気温度検出器
18b 蒸気圧力検出器
19 油温度検出器
20 吸気噴霧装置
21 第1温水供給配管
22 第2温水供給配管
23 蒸気供給配管
24 蒸気戻し配管
25 節水モードスイッチ
30 太陽熱利用温水生成ユニット
31 太陽熱利用吸気噴霧ユニット
32 太陽熱利用蒸気生成ユニット
50 太陽熱コンバインドサイクル発電プラント
100 太陽熱発電制御装置DESCRIPTION OF
Claims (6)
第1の集熱器(1)にて蓄熱媒体を加熱し、熱交換器(9)で前記蓄熱媒体と前記給水ポンプ(8)からの給水の一部とを熱交換して温水を生成する太陽熱利用温水生成ユニット(30)と、
前記太陽熱利用温水生成ユニット(30)で生成した前記温水を、吸気噴霧水ポンプ(13)で加圧し、その加圧した温水を吸気噴霧装置(20)により前記ガスタービン(3)の吸気空気に噴霧する太陽熱利用吸気噴霧ユニット(31)と
前記太陽熱利用温水生成ユニット(30)で生成した前記温水を、第2の集熱器(2)にて蒸発させて蒸気を生成し、その蒸気を前記蒸気タービン(5)に供給する太陽熱利用蒸気生成ユニット(32)と、
を備えた
ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。Gas turbine (3) driven using combustion gas of gas turbine fuel, exhaust heat recovery boiler (4) generating steam by exhaust heat from the gas turbine (3), and exhaust heat recovery boiler (4) A steam turbine (5) driven by steam from the steam turbine, a condenser (7) for cooling the steam from the steam turbine (5) to generate feed water, and the water supply stored in the condenser (7) A solar heat combined cycle power plant comprising a feed water pump that pumps the waste heat to the exhaust heat recovery boiler (4),
The first heat collector (1) heats the heat storage medium, and the heat exchanger (9) exchanges heat between the heat storage medium and a part of the water supplied from the water supply pump (8) to generate hot water. A solar-heated hot water generating unit (30);
The hot water generated by the solar heat utilization hot water generating unit (30) is pressurized by an intake spray water pump (13), and the pressurized hot water is converted into intake air of the gas turbine (3) by an intake spray device (20). The hot water produced by the solar heat-use intake spray unit (31) to be sprayed and the solar heat-use hot water production unit (30) is evaporated by a second heat collector (2) to produce steam, A solar steam generation unit (32) for supplying to the steam turbine (5);
A solar combined cycle power plant characterized by comprising:
太陽の熱エネルギによって蓄熱媒体を加熱する第1の集熱器(1)と、前記加熱された蓄熱媒体と前記給水ポンプ(8)からの給水の一部とを熱交換して温水を生成する熱交換器(9)と、前記熱交換器(9)で熱交換した後の前記蓄熱媒体を貯留する蓄熱タンク(10)と、前記蓄熱タンク(10)から前記蓄熱媒体を前記第1の集熱器(1)へ圧送する循環ポンプ(11)と、前記熱交換器(9)の出口から分岐して前記温水を吸気噴霧装置(20)へ供給する第1温水供給配管(21)と、前記第1温水供給配管(21)に設けられ、前記温水を加圧する吸気噴霧水ポンプ(13)と、前記吸気噴霧水ポンプ(13)にて加圧した温水を前記ガスタービン(3)の吸気空気に噴霧する吸気噴霧装置(20)と、前記第1温水供給配管(21)の前記吸気噴霧装置(20)の上流側に設けられ、噴霧する温水の流量を制御する調整弁(14)とを備えた
ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。Gas turbine (3) driven using combustion gas of gas turbine fuel, exhaust heat recovery boiler (4) generating steam by exhaust heat from the gas turbine (3), and exhaust heat recovery boiler (4) A steam turbine (5) driven by steam from the steam turbine, a condenser (7) for cooling the steam from the steam turbine (5) to generate feed water, and the water supply stored in the condenser (7) A solar heat combined cycle power plant comprising a feed water pump that pumps the waste heat to the exhaust heat recovery boiler (4),
The first heat collector (1) that heats the heat storage medium by solar thermal energy and heat exchange between the heated heat storage medium and a part of the water supplied from the water supply pump (8) generate hot water. A heat exchanger (9), a heat storage tank (10) for storing the heat storage medium after heat exchange with the heat exchanger (9), and the heat storage medium from the heat storage tank (10). A circulation pump (11) for pumping to the heater (1), a first hot water supply pipe (21) for branching from the outlet of the heat exchanger (9) and supplying the hot water to the intake spray device (20), An intake spray water pump (13) provided in the first hot water supply pipe (21) for pressurizing the hot water, and hot water pressurized by the intake spray water pump (13) is taken into the intake of the gas turbine (3). An intake spray device (20) for spraying air, and the first hot water supply pipe ( Upstream is provided on the side of solar thermal combined cycle power plant, characterized in that it comprises control valve which controls the hot water flow rate for spraying and (14) of the intake spray device 1) (20).
前記熱交換器(9)の出口から分岐して前記温水を第2の集熱器(2)へ供給する第2温水供給配管(22)と、太陽の熱エネルギによって前記温水を蒸発させて蒸気を生成する第2の集熱器(2)と、前記第2の集熱器(2)で生成した蒸気を前記タービン(5)に供給する蒸気供給配管(23)と、前記蒸気供給配管(23)に設けられ、前記タービン(5)へ供給する前記蒸気の流量を制御する第1の調整弁(12)と、前記第2の集熱器(2)で生成した蒸気を前記復水器(7)に供給する蒸気戻し配管(24)と、前記蒸気戻し配管(24)に設けられ、前記復水器(7)へ戻す前記蒸気の流量を制御する第2の調整弁(16)とを備えた
ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。In the solar combined cycle power plant according to claim 2,
A second hot water supply pipe (22) for branching from the outlet of the heat exchanger (9) to supply the hot water to the second heat collector (2); A second heat collector (2) for generating the steam, a steam supply pipe (23) for supplying the steam generated by the second heat collector (2) to the turbine (5), and the steam supply pipe ( 23), and the steam produced by the first regulating valve (12) for controlling the flow rate of the steam supplied to the turbine (5) and the second heat collector (2) is supplied to the condenser. A steam return pipe (24) supplied to (7), and a second regulating valve (16) provided in the steam return pipe (24) for controlling the flow rate of the steam to be returned to the condenser (7); A solar combined cycle power plant characterized by comprising:
前記タービン(5)は、高圧蒸気タービン(5a)と中圧蒸気タービン(5b)とを備え、
前記蒸気供給配管(23)は、前記第2の集熱器(2)で生成した蒸気を前記排熱回収ボイラ(4)の発生蒸気と混合させて、前記中圧蒸気タービン(5b)の入口に供給する
ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。In the solar combined cycle power plant according to claim 3,
The turbine (5) includes a high-pressure steam turbine (5a) and an intermediate-pressure steam turbine (5b),
The steam supply pipe (23) mixes the steam generated by the second heat collector (2) with the steam generated by the exhaust heat recovery boiler (4), and enters the inlet of the intermediate pressure steam turbine (5b). A solar combined cycle power plant, characterized by
前記熱交換器(9)の出口側に設けられ、前記温水の温度を計測する温度検出器(17a)と、前記蒸気供給配管(23)に設けられ、前記第2の集熱器(2)で生成した蒸気の温度を計測する蒸気温度検出器(18a)と、前記温度検出器(17a)及び前記蒸気温度検出器(18a)の各計測値を取り込み、前記調整弁(14)及び前記第1の調整弁(12)の開度を制御する制御装置(100)とを備えた
ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。In the solar combined cycle power plant according to claim 3 or 4,
Provided on the outlet side of the heat exchanger (9), a temperature detector (17a) for measuring the temperature of the hot water, and provided in the steam supply pipe (23), the second heat collector (2) A steam temperature detector (18a) for measuring the temperature of the steam generated in step (b), and the measured values of the temperature detector (17a) and the steam temperature detector (18a) are taken in, and the regulating valve (14) and the first And a control device (100) for controlling the opening of one regulating valve (12).
運転員が有効又は無効を操作指定する節水モード選択スイッチ(25)を更に備え、
前記制御装置(100)は、前記節水モード選択スイッチ(25)で操作指定されて有効又は無効の信号を取込む手順と、
前記蒸気温度検出器(18a)の計測値と予め定めた蒸気供給の開始可能な温度とを比較する手順と、
前記温度検出器(17a)の計測値と予め定めた温水噴霧の開始可能な温度とを比較する手順と、
前記3つの手順の結果の真偽により、前記ガスタービン(3)の増出力と前記蒸気タービン(5)の増出力の両方、前記ガスタービン(3)の増出力と前記蒸気タービン(5)の増出力のいずれか一方、前記ガスタービン(3)の増出力の否定と前記蒸気タービン(5)の増出力の否定の両方、の中のいずれか1つの運用モードを決定し、前記調整弁(14)及び前記第1の調整弁(12)の開度を制御する手順とを実行する
ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。In the solar combined cycle power plant according to claim 5,
A water-saving mode selection switch (25) for enabling the operator to specify whether the operation is valid or invalid;
The control device (100) takes a valid or invalid signal that is designated by the water-saving mode selection switch (25),
A procedure for comparing the measured value of the steam temperature detector (18a) with a predetermined temperature at which steam supply can be started;
A procedure for comparing the measured value of the temperature detector (17a) with a temperature at which a predetermined hot water spray can be started;
Depending on the truth of the results of the three procedures, both the increased output of the gas turbine (3) and the increased output of the steam turbine (5), the increased output of the gas turbine (3) and the increased power of the steam turbine (5) Either one of the increased outputs, the negation of the increased output of the gas turbine (3) and the denied of the increased output of the steam turbine (5) are determined, and the adjustment valve ( 14) and a procedure for controlling the opening degree of the first regulating valve (12). A solar thermal combined cycle power plant.
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