WO2012032557A1 - ガスタービン発電システム - Google Patents

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WO2012032557A1
WO2012032557A1 PCT/JP2010/005450 JP2010005450W WO2012032557A1 WO 2012032557 A1 WO2012032557 A1 WO 2012032557A1 JP 2010005450 W JP2010005450 W JP 2010005450W WO 2012032557 A1 WO2012032557 A1 WO 2012032557A1
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water
gas turbine
power generation
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raw water
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PCT/JP2010/005450
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幸徳 片桐
永渕　尚之
Original Assignee
株式会社 日立製作所
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    • Y02W10/30—Wastewater or sewage treatment systems using renewable energies

Definitions

  • the present invention relates to a gas turbine power generation system provided with a water production facility for producing water from raw water such as seawater.
  • the off-grid system is a form of in-house power generation that generates and consumes power within its own power transmission network without connecting the generator to an existing power transmission network (power system).
  • This form is constructed on the assumption that the surplus / shortage of power in the area is not interchanged with other power systems. For this reason, the power generation equipment of this system is required to have a wide range of operations such as rapid start / stop and rapid load change, which can respond to the power demand in the system that varies from time to time.
  • a gas turbine is suitable for a large off-grid system because it can use various fuels such as natural gas, oil, and coal seam gas, and has a large power generation output and can supply power to factories and cities.
  • Evaporation method uses a heat source to evaporate seawater to obtain fresh water
  • electrodialysis method applies voltage to the ion exchange membrane to remove salt from seawater
  • reverse osmosis method uses a fine membrane that does not permeate molecules other than water ( This is a method for separating fresh water from seawater using a reverse osmosis membrane).
  • Patent Document 1 describes a technology related to a desalination power plant using a reverse osmosis method.
  • the demand for water in the system mainly includes factories, households, and farms, and the consumption trends also differ.
  • Water can be stored in a tank or water tank, but when the tank or water tank is full, the water production facility must be stopped. On the other hand, if the water in the tank or water tank is insufficient, the system will be shut down, which will adversely affect factories and households.
  • An object of the present invention is to provide a gas turbine power generation system that can efficiently and continuously supply both electric power and water.
  • a gas turbine power generation system is a gas turbine power generation system including a gas turbine that drives a generator and a water production facility that produces raw water by desalinating raw water.
  • a heat collector that heats, an absorption heat pump that generates hot water and cold water by solar heat obtained by the heat collector, and an intake air cooling device that cools the intake air of the gas turbine by the cold water generated by the absorption heat pump;
  • a raw water heater is provided that raises the temperature of raw water to be desalinated by the water production facility using hot water generated by the absorption heat pump.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of a gas turbine power generation system according to a first embodiment of the present invention. Schematic of the power generation equipment control means shown in FIG. The power system operation result in a comparative example (weekdays). The power system operation result in a comparative example (holiday). The electric power system driving
  • FIG. 1 is a conceptual diagram of a gas turbine power generation system having a water production facility.
  • the gas turbine 1 includes a compressor 2, a combustor 3, a high pressure turbine (also referred to as a compressor side turbine) 4, and a low pressure turbine (also referred to as a load side turbine) 5.
  • the compressor 2 the atmosphere is compressed and pressurized to obtain combustion air.
  • the combustor 3 high-temperature combustion gas is generated from the combustion air and fuel.
  • the fuel supplied to the combustor 3 includes gaseous fuel, liquid fuel, or solid fuel conveyed by gas, and any fuel may be used.
  • the flow rate of the fuel supplied to the combustor 3 is adjusted by the fuel flow rate adjusting valve 9.
  • the high-pressure turbine 4 drives the compressor 2 with the high-temperature combustion gas.
  • the combustion gas that has passed through the high-pressure turbine 4 drives the generator 6 by the low-pressure turbine 5.
  • the generator 6 generates electric power by the driving force of the turbine.
  • the intake air cooling device 8 is provided on the intake side of the gas turbine 1 (that is, the intake side of the compressor 2).
  • the intake air cooling device 8 is a kind of heat exchanger, and cools the air by heat exchange between the cooling medium and the atmosphere.
  • cold water generated by the absorption heat pump 22 is used as a cooling medium. Since the heat exchange amount in the intake air cooling device 8 can be controlled by the flow rate of the cold water passing through the cold water pipe 24, in this embodiment, the flow rate of the cooling medium in the intake air cooling device 8 is controlled by the cooling water flow rate adjusting valve 10. .
  • the chilled water after the heat exchange in the intake air cooling device 8 is returned to the irrigation water production facility 30 described later and reused as part of the irrigation water or raw water.
  • the water production facility 30 of this embodiment is constituted by a filtration facility 12, a raw water heater 13, a high pressure pump 14, a desalination facility 15, an energy recovery turbine 16, a water tank 17, a water pump 18, and a water flow rate adjusting valve 19. Is done.
  • the filtration facility 12 takes the raw water 11 from the sea, rivers, lakes, and the like, and removes impurities (organic matter, inorganic matter) such as sand, garbage, microorganisms, and algae.
  • impurities organic matter, inorganic matter
  • the raw water heater 13 heats clean raw water 11 obtained by the filtration facility 12 using hot water generated by solar thermal energy described later.
  • the pump power when the raw water 11 is pressurized to a predetermined pressure by the high-pressure pump 14 is reduced.
  • the high-pressure pump 14 that is a raw water supply pump is driven by a part of the driving force of the low-pressure turbine 5 that is transmitted via the torque converter 7.
  • the high-pressure pump 14 is also driven by an energy recovery turbine 16 described later.
  • the desalination facility 15 separates the pressurized and heated raw water 11 into raw water (concentrated water) having a higher salinity and fresh water.
  • the reverse osmosis membrane described above is used for the separation.
  • the energy recovery turbine 16 is driven using this raw water and used as a part of the power of the high-pressure pump 14. Thereby, the drive of the high-pressure pump 14 can be assisted.
  • raw water with a high salt concentration is returned to the filtration facility 12 and used for backwashing of the filter and the like.
  • Fresh water obtained by the desalination facility 15 is stored in the water tank 17 as service water.
  • the water which was pressurized with the water pump 18 according to the water demand is supplied to the area. The supply amount of water is adjusted using a water flow rate adjustment valve 19.
  • a part of the driving force of the high-pressure pump 14 that is the raw water supply pump is obtained from the energy recovery turbine 16 and also from the low-pressure turbine via the torque converter 7. It is good also as a structure which electrically drives the high-pressure pump 14 using the obtained electric power.
  • the gas turbine power generation system of a present Example is the solar heat collector 21 which collects solar heat, and the absorption heat pump 22 which produces
  • the cold water generated by the absorption heat pump 22 is supplied to the intake air cooling device 8 through the cold water pipe 24 and the cooling water flow rate control valve 10. Further, the hot water is supplied as a heating medium for the raw water 11 to the raw water heater 13 through the hot water pipe 23.
  • the absorption heat pump 22 is supplied with fresh water stored in the water tank 17 through the makeup water pipe 20.
  • the gas turbine power generation system includes power generation equipment control means 50 for controlling the gas turbine and water production equipment control means 51 for controlling the water production equipment.
  • the water production facility control means 51 measures the water tank level 56 which is the water level of the water tank 17 and activates the water production facility when the water level falls below a certain value.
  • FIG. 1 shows a high-pressure pump control command 55 as a typical control signal when the water production facility is activated. Further, the water production facility control means 51 outputs the power demand required by the facility to the power generation facility control means 50 as the water production facility load command 57.
  • the power generation facility control means 50 receives a power generation output command 52 and a water production facility load command 57 indicating the power demand of the system, and inputs a fuel flow rate adjustment valve opening command 53, a cooling water flow rate adjustment valve opening command 54, and a heat pump load command. 58 is output.
  • FIG. 2 is a control block diagram of the power generation facility control means 50.
  • the water production facility load control means 102 inputs the water production facility load command 57, calculates the amount of cooling water according to the command value, and outputs it as the cooling water flow rate command 153.
  • the cooling water flow rate maximum value calculation means 103 receives the atmospheric temperature 60 and calculates the cooling water flow rate maximum value 154 as the maximum cooling water flow rate that can cool the air.
  • the minimum value selection 104 selects a low value from the cooling water flow rate command 153 and the cooling water flow rate maximum value 154 and outputs it as a corrected cooling water flow rate command 155.
  • the cooling water flow rate adjustment valve control means 105 receives the corrected cooling water flow rate command 155, and calculates and outputs a cooling water flow rate adjustment valve opening command 54.
  • the cooling water flow rate adjustment valve control means 105 directly obtains the cooling water flow rate adjustment valve opening command 54 from the corrected cooling water flow rate command 155.
  • the actual flow rate of the cooling water is measured and proportional integral control is performed.
  • the cooling water flow rate adjustment valve opening command 54 may be determined so that the actual flow rate and the cooling water flow rate command coincide with each other.
  • the power generation output command correction value calculation means 106 inputs the corrected cooling water flow command 155 and calculates a corrected load command 156 expected by the corrected cooling water flow command 155. That is, the water production facility load control means 102 and the power generation output command correction value calculation means 106 are inverse functions of each other. Further, a difference between the water production facility load command 57 and the corrected load command 156 is obtained and set as a power generation output command corrected value 157. Therefore, the power generation output command correction value 157 can be regarded as a demand that is not compensated for by intake air cooling with respect to an increase in power demand accompanying activation of the water production facility.
  • the fuel flow control unit obtains a corrected power generation output command 151 from the power generation output command 52 and the power generation output command correction value 157.
  • the power generation output command correction value 157 functions as a preceding control command for increase / decrease in power generation output accompanying the start / stop of the water production facility.
  • the load control means 100 receives the power generation output command correction value 157 and calculates the planned value of the fuel flow rate to be input to the combustor, that is, the fuel flow rate command 152.
  • the fuel flow rate adjustment valve control means 101 receives the fuel flow rate command 152, and calculates and outputs the fuel flow rate adjustment valve opening command 53. In this embodiment, the fuel flow rate adjustment valve control means 101 determines the fuel flow rate adjustment valve opening command 53 from the fuel flow rate command 152.
  • the actual flow rate of the fuel flow rate is measured, and the actual flow rate is determined using proportional integral control.
  • the fuel flow rate adjustment valve opening command 53 may be determined so that the fuel flow rate command matches.
  • the load control unit 100 calculates the fuel flow rate command from the power generation output command correction value.
  • the rotation speed measurement value of the high pressure turbine or the low pressure turbine may be used.
  • Fig. 3 shows an example of fluctuations in demand for power and water on weekdays.
  • the horizontal axis represents time (24 hours from 0:00 to 0:00 on the next day), and the power demand is shown in the upper part of the figure, the water demand in the middle part, and the water tank water level in the lower part as a line graph.
  • the water production facility of this embodiment is operated intermittently within the range of the water tank level. That is, the operation is started when the water tank level falls below a predetermined water level (water production facility operation start water level), and the operation is stopped when the water tank level reaches the standard water level. In addition, during the night, a backwash operation is performed to clean and remove impurities adhering to the reverse osmosis membrane to maintain water quality.
  • the power demand fluctuation in the upper part of FIG. 3 will be described.
  • the power demand in the system fluctuates according to the time according to each power demand. For example, in a factory that operates throughout the day and night, the daily power demand is almost constant, but at home, the power demand increases from 5 am, reaches a peak in the day, and then decreases at midnight. .
  • the power demand of the water production facility depends on the operation state of the facility. In this figure, the water production facility increases from 5 o'clock when the water production facility starts operating, and the facility is shut down around 17:00. .
  • the water demand for the system can be represented by the total value of the water demand for factories and households. For factories that consume almost a constant amount throughout the day and night, demand peaks occur in the morning, day, and night due to cooking, washing, and bathing at home.
  • the level of the water tank shown in the lower part of FIG. 3 is determined by the operating state (water supply amount) of the water production facility and the water demand.
  • the water tank level is constant in three sections from 6 o'clock to 9 o'clock, from 11 o'clock to 15 o'clock, and from 17 o'clock to 0 o'clock, which means that the water supply amount and the water demand are in agreement. . This is because the water production volume of the water production facility is assumed to be the maximum amount of water demand on weekdays.
  • Figure 4 shows an example of fluctuations in demand on power and water holidays.
  • the horizontal and vertical axes are the same as in FIG.
  • the operation method of the water production facility is also the same as in FIG.
  • the gas turbine power generation system is always operated with an intermediate load.
  • the power generation efficiency (the amount of power generation output with respect to fuel) of a gas turbine is reduced during intermediate load operation.
  • a sudden load change causes thermal fatigue of the components in the equipment due to the rise and fall of the gas turbine internal temperature, and contributes to a reduction in equipment life. Therefore, when operating a gas turbine, it is desirable to operate with a load as high as possible and with a minimum load change.
  • FIG. 5 shows the fluctuation characteristics of power demand and water demand on holidays when the gas turbine power generation system and power generation equipment control means of this embodiment are applied.
  • the gas turbine power generation system and the power generation equipment control means of the present embodiment control the electric power demand accompanying the start and stop of the water production equipment 30 with the cold water flow rate to the intake air cooling device 8 installed at the compressor inlet.
  • the power generation amount compensated by the cold water flow rate corresponds to the shaded portion
  • the power generation amount compensated for the fuel flow rate corresponds to the portion other than the shaded portion.
  • the solar heat collecting device 21 and the absorption heat pump 22 are used as means for generating cold water for cooling the intake air and warm water for heating the raw water. Suitable for operation.
  • the density ⁇ a [kg / m 3 ] of air at t ° C. at 1 atm is expressed by the following equation.
  • the power P [kW] required for driving the high-pressure pump in the case of water density ⁇ w , volume flow rate Q [m 3 / s], head h [m], and gravitational acceleration g [m / s 2 ] is It is expressed by a formula.
  • the increase in water temperature contributes to a decrease in water density and viscosity, and a decrease in pipe pressure loss. Therefore, when the water temperature is increased, a constant volume flow rate Q is delivered by a relative decrease in ⁇ w and h.
  • the power of the high-pressure pump is reduced.
  • it is effective to reduce piping pressure loss accompanying an increase in water temperature, and to reduce the driving power of the high-pressure pump 14.
  • a two-shaft gas turbine having two turbines, a high-pressure turbine 4 and a low-pressure turbine 5, has been described as an example of a gas turbine.
  • the present invention does not depend on the type of the gas turbine, and can be applied to a single-shaft gas turbine in which a compressor, a turbine, and a generator share one drive shaft.
  • the intake air of the compressor is cooled using cold water obtained by the solar heat collecting means and the absorption heat pump.
  • the mass flow rate of the air passing through the compressor is increased, and the effect of increasing the outputs of the high-pressure side turbine and the low-pressure side turbine is obtained. Since the amount of increase in output is proportional to the intake air cooling capacity of the intake air cooling device, the effect of increasing the turbine output becomes more remarkable by using cold water as the cooling medium.
  • the raw water temperature at the high-pressure pump inlet is heated using hot water obtained by the solar heat collecting means and the absorption heat pump. As the raw water temperature increases, the viscosity of the raw water decreases and the power required to drive the high-pressure pump decreases.
  • cold water and hot water necessary for cooling the compressor inlet air and heating the raw water temperature are supplied by an absorption heat pump.
  • the heat source used by the absorption heat pump is the natural energy of the solar heat collecting means, and the power generation efficiency of the entire system is improved by using less energy.
  • the gas turbine power generation system of the present embodiment inputs the water tank level as an index of water consumption, and a power generation output command as an index of power demand, and based on these indices, the high-pressure pump and the intake air cooling device of the water production facility The flow rate of the cooling water supplied to the is controlled.
  • the water production facility control means sends a control command for the water production equipment (water production equipment load command) to the power generation equipment control means, thereby controlling the power demand necessary for starting and stopping the water production equipment.
  • Means can be obtained in advance, and the water production facility can be quickly started and stopped. At the same time, it is possible to increase the stability of the transmission network in the system by minimizing voltage fluctuations and frequency fluctuations in the off-grid system accompanying the start / stop of the water production facility.
  • the gas turbine power generation system of the present embodiment determines the opening degree of the cooling water flow rate adjustment valve from the service water production facility load command. This means that the load fluctuation accompanying the start / stop of the water production facility is compensated by the load increase / decrease by the intake air cooling.
  • a gas turbine has a characteristic that the power generation efficiency of a partial load is lower than the rated load.
  • the gas turbine can The turbine can be operated with high efficiency.
  • the mass flow rate of the air passing through the compressor increases due to the intake air cooling, so that the choke state in the flow characteristics of the stationary blades and the moving blades constituting the compressor is alleviated and a safer state is achieved.
  • the compressor can be operated.
  • FIG. 1 is a system flow in the second embodiment of the gas turbine power generation system having the water production facility.
  • the gas turbine power generation system shown in FIG. 6 is provided with an intake air humidifier 25 that sprays water on the intake side of the gas turbine 1 (that is, the intake side of the compressor 2) to humidify the intake air.
  • the supplied water is taken from the water tank 17.
  • the water from the water tank 17 is pressurized by the intake humidification pump 27 through the intake humidification water pipe 28 and sprayed from the intake humidifier 25.
  • an intake humidification water flow rate adjustment valve 26 installed at the outlet of the intake humidification pump 27 is used.
  • the compressor intake air is cooled by spraying water on the compressor intake air, and the compressor intake air is further humidified. This increases the mass flow rate of the combustion air and increases the turbine output.
  • the configuration of the power generation facility control means 50 of this system is the same as that of the first embodiment.
  • It can be used as a gas turbine power plant, particularly a gas turbine power plant that supplies both power and water in an independent power grid, and its control system.

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Abstract

　電力と用水の双方を効率的かつ継続的に供給可能なガスタービン発電システムを提供する。　発電機を駆動するガスタービン（１）と、原水を淡水化して用水を製造する用水製造設備（３０）と、太陽熱集熱装置（２１）と、該集熱装置で得られた太陽熱により温水と冷水を生成する吸収式ヒートポンプ（２２）と、該吸収式ヒートポンプで生成された冷水により前記ガスタービンの吸気を冷却する吸気冷却装置（８）と、前記吸収式ヒートポンプで生成された温水により、前記用水製造設備で淡水化する原水を昇温させる原水加熱器（１３）を備える。

Description

ガスタービン発電システム
　本発明は、海水等の原水から用水を製造する用水製造設備を備えたガスタービン発電システムに関する。
　都市部から離れて立地する工業地域や地方都市、あるいは気候や地形，付近の治安などの諸要因により外部からの送電が困難とされる地域に電力を供給するための手段として、その地域内に独立した送電網を構築するオフグリッド・システムが提案されている。
　オフグリッド・システムは、発電機を既設の送電網（電力系統）に接続せず、独自の送電網内で電力を発生・消費する自家発電の一形態である。本形態は、その地域内で余剰・不足となった電力を他の電力系統との間で融通しないことを前提として構築する。そのため、本システムの発電設備には、時々刻々変動するシステム内の電力需要に対応可能な運用、たとえば急速起動停止や急速負荷変化等の幅広い運用が求められる。
　このようなシステムに適する発電設備のひとつに、ガスタービン・エンジン（以下ガスタービン）がある。ガスタービンは、天然ガス，石油，炭層ガスなど様々な燃料が利用可能な点、発電出力が大きく、工場や都市へ電力供給が可能な点で大型のオフグリッド・システムに適する。
　一方、このようなシステムが必要な地域の中には、電力に加えて工業用水や飲料水，生活用水といった用水の確保が必要な場合がある。特に、河川や湖沼からの引水が困難な地域や海に面した地域では、海水からの用水製造が有効である。海水からの用水製造方法としては、主として蒸発法，電気透析法，逆浸透法がある。蒸発法は熱源を用いて海水を蒸発し淡水を得る方法，電気透析法はイオン交換膜に電圧を与え海水から塩分を除去する方法，逆浸透法は水以外の分子を透過しない微細な膜（逆浸透膜）を用い海水から淡水を分離する方法である。中でも逆浸透法を用いた用水製造は、海水を加圧するため大容量のポンプを必要とする。そこで、用水製造設備に発電設備を併設し、ポンプ等の電力を、発電設備が供給する方式が考案されている。なお、特許文献１には逆浸透法を用いた淡水化発電プラントに関する技術が記載されている。
特開２００７－３０９２９５号公報
　しかしながら、用水製造設備を有するオフグリッド・システムでは、発電設備内の電力需要のみならず、システム全体の電力需要を考慮したシステム運用が求められる。システム内での電力需要には、主として工場，家庭，用水製造設備の３系統があり、それぞれに消費の傾向が異なる。例えば、工場は生産性を確保するため電力を昼夜連続で消費する一方、休日には電力消費量を最少とする。また、用水製造設備は、タンク等に貯留した用水の量に応じて設備を起動・停止する間欠運転となる。システム内での電力需要が発電量を上回った場合、系統周波数の変動，系統電圧の低下が生じ、最悪の場合には地域全体が停電となる。
　一方で、システム内での用水需要には、主として工場，家庭，農場が挙げられ、これについてもそれぞれ消費の傾向が異なる。用水はタンクや貯水槽に貯蔵が可能であるが、タンクや貯水槽が満水となった場合には用水製造設備を停止する必要がある。反対に、タンクや貯水槽の水が不足した場合にはシステム内が断水状態となり、工場，家庭へ悪影響を与える。
　本発明の目的は、電力と用水の双方を効率的かつ継続的に供給可能なガスタービン発電システムを提供することにある。
　上記目的を解決するため、本発明のガスタービン発電システムは、発電機を駆動するガスタービンと、原水を淡水化して用水を製造する用水製造設備とを備えたガスタービン発電システムにおいて、太陽熱を集熱する集熱装置と、該集熱装置で得られた太陽熱により温水と冷水を生成する吸収式ヒートポンプと、該吸収式ヒートポンプで生成された冷水により前記ガスタービンの吸気を冷却する吸気冷却装置と、前記吸収式ヒートポンプで生成された温水により、前記用水製造設備で淡水化する原水を昇温させる原水加熱器を備えたことを特徴とする。
　本発明によれば、電力と用水の双方を効率的かつ継続的に供給可能なガスタービン発電システムを提供することができる。
本発明の第１の実施例によるガスタービン発電システムの概略図。 図１に示す発電設備制御手段の概略図。 比較例（平日）における電力系統運転結果。 比較例（休日）における電力系統運転結果。 本発明の第１の実施例による電力系統運転結果。 本発明の第２の実施例によるガスタービン発電システムの概略図。
〔第１の実施例〕
　図１を用いて本発明の第１の実施例を説明する。本図は用水製造設備を有するガスタービン発電システムの概念図である。
　ガスタービン１は、圧縮機２，燃焼器３，高圧タービン（圧縮機側タービンとも称する）４，低圧タービン（負荷側タービンとも称する）５からなる。圧縮機２では、大気を圧縮・加圧し燃焼用空気を得る。燃焼器３では、前記燃焼用空気及び燃料から高温の燃焼ガスを生成する。なお、燃焼器３に供給する燃料には気体燃料，液体燃料あるいは気体にて搬送される固体燃料などがあり、どの燃料を用いても良い。燃焼器３へと供給する燃料の流量は、燃料流量調整弁９で調整する。高圧タービン４は前記高温の燃焼ガスにより圧縮機２を駆動する。高圧タービン４を通過した燃焼ガスは低圧タービン５にて発電機６を駆動する。発電機６はタービンの駆動力によって電力を発生する。
　本実施例のガスタービン発電システムは、ガスタービン１の吸気側（すなわち圧縮機２の吸気側）に吸気冷却装置８を設ける。吸気冷却装置８は熱交換器の一種であり、冷却媒体と大気の熱交換により空気を冷却する。本実施例では、冷却の媒体に吸収式ヒートポンプ２２で発生した冷水を用いる。吸気冷却装置８での熱交換量は冷水配管２４を通過する冷水の流量で制御可能であることから、本実施例では吸気冷却装置８の冷却媒体の流量を冷却水流量調整弁１０で制御する。
　なお、本実施例には記載しないが、吸気冷却装置８にて熱交換したあとの冷水は、後述する用水製造設備３０に還流し、用水あるいは原水の一部として再利用する。
　一方、本実施例の用水製造設備３０は、ろ過設備１２，原水加熱器１３，高圧ポンプ１４，淡水化設備１５，エネルギー回収タービン１６，用水タンク１７，用水ポンプ１８，用水流量調整弁１９により構成される。ろ過設備１２は、原水１１を海，河川，湖沼等から取水し、砂やごみ，微生物や藻類などの不純物（有機物，無機物）を除去する。ろ過の方式としては、沈殿，フィルタ，薬剤などがあり、そのどれを用いても良い。原水加熱器１３は、ろ過設備１２で得られた清浄な原水１１を、後述する太陽熱エネルギーにより生成された温水を用いて加熱する。この加熱により流体の粘度が低下することから、高圧ポンプ１４にて原水１１を所定の圧力まで加圧する際のポンプ動力が低減する。原水供給ポンプである高圧ポンプ１４は、トルクコンバータ７を介して伝達される低圧タービン５の駆動力の一部によって駆動される。また、高圧ポンプ１４は後述のエネルギー回収タービン１６によっても駆動される。
　淡水化設備１５は、加圧・加熱した原水１１をより塩分濃度の高い原水（濃縮水）と、淡水に分離する。分離には先にも述べた逆浸透膜を用いる。なお、塩分濃度の高い原水は高い圧力を有していることから、この原水を用いてエネルギー回収タービン１６を駆動し、高圧ポンプ１４の動力の一部とする。これにより、高圧ポンプ１４の駆動を補助することができる。また、塩分濃度の高い原水をろ過設備１２に還流し、フィルタの逆洗などに利用する。淡水化設備１５にて得られた淡水は、用水として用水タンク１７に貯留される。また、用水需要に応じて用水ポンプ１８で加圧した用水を地域に供給する。用水の供給量は用水流量調整弁１９を用いて調整する。
　なお、本実施例では、原水供給ポンプである高圧ポンプ１４の駆動力の一部をエネルギー回収タービン１６から得るとともに、トルクコンバータ７を介して低圧タービンからも得る構成としたが、発電機６で得られた電力を用いて高圧ポンプ１４を電気駆動する構成としても良い。
　また、本実施例のガスタービン発電システムは、太陽熱を集熱する太陽熱集熱装置２１と、この太陽熱集熱装置２１で集熱された太陽熱エネルギーを用いて冷水と温水を生成する吸収式ヒートポンプ２２を備えている。吸収式ヒートポンプ２２で生成された冷水は、冷水配管２４，冷却水流量調節弁１０を介して吸気冷却装置８に供給される。また、温水は温水配管２３を介して原水加熱器１３に原水１１の加熱媒体として供給される。なお、吸収式ヒートポンプ２２には、用水タンク１７に貯留された淡水が補給水配管２０を通じて給水される。
　以上に述べたガスタービン発電システムの制御システムについて説明する。
　ガスタービン発電システムは、ガスタービンを制御する発電設備制御手段５０と、用水製造設備を制御する用水製造設備制御手段５１からなる。用水製造設備制御手段５１は、用水タンク１７の水位である用水タンクレベル５６を計測し、水位がある一定値を下回った場合に用水製造設備を起動する。図１には、用水製造設備起動時の代表的な制御信号として高圧ポンプ制御指令５５を記載する。また、用水製造設備制御手段５１は、設備が必要とする電力需要を用水製造設備負荷指令５７として発電設備制御手段５０へと出力する。
　発電設備制御手段５０は、系統の電力需要を示す発電出力指令５２及び用水製造設備負荷指令５７を入力し、燃料流量調整弁開度指令５３，冷却水流量調整弁開度指令５４及びヒートポンプ負荷指令５８を出力する。
　次に、発電設備制御手段５０の処理内容について、図２を用いて詳細に説明する。図２は発電設備制御手段５０の制御ブロック図である。
　図２において、用水製造設備負荷制御手段１０２は、用水製造設備負荷指令５７を入力し、前記指令値に応じた冷却水量を算定し、冷却水流量指令１５３として出力する。また、冷却水流量最大値算出手段１０３では、大気温度６０を入力し、大気を冷却しうる冷却水の最大流量として、冷却水流量最大値１５４を算定する。最小値選択１０４は、前記冷却水流量指令１５３及び冷却水流量最大値１５４から低値を選択し、修正冷却水流量指令１５５として出力する。冷却水流量調整弁制御手段１０５は、前記修正冷却水流量指令１５５を入力し、冷却水流量調整弁開度指令５４を算定・出力する。なお、本実施例において冷却水流量調整弁制御手段１０５は修正冷却水流量指令１５５から冷却水流量調整弁開度指令５４を直接求めたが、冷却水の実流量を計測し、比例積分制御を用いて実流量と冷却水流量指令とが一致するよう冷却水流量調整弁開度指令５４を決定しても良い。
　一方、発電出力指令修正値算出手段１０６では、前記修正冷却水流量指令１５５を入力し、修正冷却水流量指令１５５によって見込まれる修正負荷指令１５６を算定する。すなわち、用水製造設備負荷制御手段１０２と前記発電出力指令修正値算出手段１０６は互いに逆関数となる。また、用水製造設備負荷指令５７と修正負荷指令１５６との差を求め、発電出力指令修正値１５７とする。従って、発電出力指令修正値１５７は、用水製造設備の起動にともなう電力需要の増大に対し、吸気冷却によって補償されない需要分とみなすことができる。
　次に、図２における燃料流量制御部について説明する。
　燃料流量制御部では、発電出力指令５２と発電出力指令修正値１５７とから、修正発電出力指令１５１を求める。発電出力指令修正値１５７は、用水製造設備の起動・停止にともなう発電出力の増減に対する先行制御指令として機能する。負荷制御手段１００は、発電出力指令修正値１５７を入力し、燃焼器へと投入する燃料流量の計画値すなわち燃料流量指令１５２を算定する。燃料流量調整弁制御手段１０１は、燃料流量指令１５２を入力し、燃料流量調整弁開度指令５３を算定・出力する。なお、本実施例において燃料流量調整弁制御手段１０１は燃料流量指令１５２より燃料流量調整弁開度指令５３を決定したが、燃料流量の実流量を計測し、比例積分制御を用いて実流量と燃料流量指令とが一致するよう燃料流量調整弁開度指令５３を決定しても良い。同様に、本実施例における負荷制御手段１００は、発電出力指令修正値から燃料流量指令を計算したが、燃料流量指令の計算に際しては高圧タービンあるいは低圧タービンの回転数計測値を用いても良い。
　本実施例のガスタービン発電システム及び発電設備制御手段を用いてオフグリッド・システムを運用した際の電力需要及び用水需要の変動特性及び効果について、図３から図５を用いて説明する。
　最初に、比較例における平日の電力需要及び用水需要の変動特性を図３及び図４に示す。
　図３に、平日における電力及び用水の需要変動の一例を示す。横軸は時刻（０時より翌日０時までの２４時間）とし、図の上段に電力需要、中段に用水需要、下段に用水タンク水位レベルを折線グラフで示す。
　なお、本実施例の用水製造設備は、用水タンクレベルの範囲内で間欠的に運用する。すなわち、用水タンクレベルがあらかじめ指定した水位（用水製造設備運転開始水位）を下回った際に運転を開始し、標準水位へと到達した際に運転を停止する。また、夜間は、逆浸透膜に付着した不純物を洗浄・除去する逆洗運転を実施し、用水の水質を維持する。
　最初に、図３上段の電力需要変動について説明する。工場、家庭及び用水製造設備を有するオフグリッド・システムでは、それぞれの電力需要に応じて、システム内の電力需要が時刻に応じて変動する。例えば、昼夜を通して操業する工場では、一日の電力需要はほぼ一定であるが、家庭では、朝５時から電力需要が増加し、昼にピークを迎えたのち、深夜０時に低下する特性となる。用水製造設備の電力需要は、当該設備の運転状態に依存し、本図では用水製造設備運転開始水位となった５時から用水製造設備が増加し、１７時頃に設備を停止する特性となる。
　次に、図３中段の用水需要変動について説明する。システムの用水需要は、工場及び家庭の用水需要の合計値で表すことができる。昼夜を通してほぼ一定量を消費する工場に対し、家庭では炊事や洗濯・入浴によって朝・昼・夜間にそれぞれ需要のピークが発生する。
　最後に、図３下段に示す用水タンクのレベルは、用水製造向け設備の運転状態（用水供給量）、及び用水需要によって決定する。図において、６時から９時，１１時から１５時，１７時から０時までの３つの区間で用水タンクレベルが一定となるが、これは用水供給量と用水需要が一致したことを意味する。用水製造設備の用水製造量を、平日における用水需要の最大量を仮定したことに起因する。
　電力及び用水の休日の需要変動の一例を図４に示す。横軸及び縦軸は図３と同様である。また、用水製造設備の運用方法についても図３と同様である。
　休日に工場の操業が停止した場合、電力及び用水の需要は平日に比して減少する。用水需要の減少により、用水製造運転は昼間においても間欠運転となることから、昼間の電力需要は用水製造運転の起動停止に伴い不定期に増加・減少する。また、工場設備向け発電量の低下により、ガスタービン発電システムにおいては常に中間負荷で運用する特性となる。
　一般に、ガスタービンは、中間負荷運用において発電効率（燃料に対する発電出力量）が低下することが知られている。また、急激な負荷変化は、ガスタービン内部温度の上昇・降下による機器内部品の熱疲労の原因となり、機器寿命低下の一因となる。そのため、ガスタービンの運用に際しては、なるべく高い負荷で、かつ負荷変化を最小限として運用するのが望ましい。
　本実施例のガスタービン発電システム及び発電設備制御手段を適用した場合の、休日における電力需要及び用水需要の変動特性を図５に示す。
　本実施例のガスタービン発電システム及び発電設備制御手段は、用水製造設備３０の起動停止にともなう電力需要を圧縮機入口に設置した吸気冷却装置８への冷水流量で制御する。図において、冷水流量が補償した発電量は斜線部分に相当し、燃料流量が補償した発電量は斜線部以外の部分に相当する。用水製造設備３０の電力需要を冷水流量で制御することにより、負荷変化時における燃料流量の変動を最小限に抑えることが可能となるほか、部分負荷における燃料の消費量を最小として、ガスタービンの効率運転が可能となる。
　なお、本実施例のガスタービン発電システムでは、吸気冷却用の冷水及び原水加温用の温水を発生する手段として太陽熱集熱装置２１及び吸収式ヒートポンプ２２を用いることから、本システムは特に昼間の運用に適する。
　次に、吸気冷却がガスタービンに及ぼす発電出力向上の効果について述べる。
　１気圧におけるｔ℃における空気の密度ρa［kg／ｍ3］は以下の式で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　例えば、気温２５℃の空気を１５度まで冷却した場合、圧縮機及びタービンを通過する空気の質量流量は、おおよそ３.５％増加すると見積もられる。空気質量流量の増加によりタービン出力も増加する。このときのタービン出力増加量が、用水製造装置の高圧ポンプ駆動動力として充当されることとなる。
　さらに、原水の加温が高圧ポンプの駆動に及ぼす効果について述べる。
　水の密度ρw、体積流量Ｑ［ｍ3／ｓ］、揚程ｈ［ｍ］、重力加速度ｇ［ｍ／ｓ2］とした場合の高圧ポンプの駆動に必要な動力Ｐ［ｋＷ］は以下の式で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　水の温度上昇は、水の密度及び粘性の低下、配管圧損の低下に寄与することから、水の温度を高めた場合、ρw，ｈの相対的な減少により、一定の体積流量Ｑを送出するための高圧ポンプ動力が減少する。特に配管構成が複雑な用水製造装置においては、水温上昇にともなう配管圧損の低減が効果的であり高圧ポンプ１４の駆動動力低減に効果的である。
　なお、本実施例では、ガスタービンの形式として高圧タービン４，低圧タービン５の二つのタービンを有する２軸式ガスタービンを例に説明した。しかしながら、本発明はガスタービンの形式に依存せず、圧縮機，タービン，発電機が一つの駆動軸を共有する１軸式ガスタービンにも適用が可能である。
　第１の実施例の効果は次の通りである。本実施例では、太陽光集熱手段及び吸収式ヒートポンプで得られた冷水を用いて圧縮機の吸気空気を冷却する。圧縮機吸気空気の冷却により圧縮機を通過する空気の質量流量が増大し、高圧側タービン及び低圧側タービンの出力増大の効果が得られる。出力の増加量は、吸気冷却装置における吸気冷却能力に比例することから、冷却媒体として冷水を用いることで、タービン出力増大の効果はより顕著となる。
　一方、本実施例では、太陽光集熱手段及び吸収式ヒートポンプで得られた温水を用いて高圧ポンプ入口の原水温度を加熱する。原水温度の上昇により、原水の粘度が低下し高圧ポンプの駆動に必要な動力が低下する。
　吸気冷却による発電出力の増加と高圧ポンプの駆動に必要な動力の低下により、燃料流量あたりの発電端出力が増加し、システム全体の発電効率が向上する。
　なお、本実施例では、圧縮機入口空気の冷却及び原水温度加熱に必要な冷水，温水を吸収式ヒートポンプにて供給する。吸収式ヒートポンプが利用する熱源は太陽光集熱手段の自然エネルギーであり、より少ないエネルギーを用いてシステム全体の発電効率が向上する。
　さらにまた、本実施例のガスタービン発電システムは、用水消費量の指標として用水タンクレベルを、電力需要の指標として発電出力指令を入力し、これら指標に基づき用水製造設備の高圧ポンプ及び吸気冷却装置に供給する冷却水流量を制御する。このとき、用水製造設備制御手段から、用水製造設備の制御指令（用水製造設備負荷指令）を発電設備制御手段へと送出することにより、用水製造設備の起動停止に必要な電力需要を発電設備制御手段が先行的に取得して、用水製造設備を速やかに起動停止することが可能となる。同時に、用水製造設備の起動・停止に伴うオフグリッド・システム内の電圧変動・周波数変動を最小としてシステム内送電網の安定性を高めることが可能である。
　さらにまた、本実施例のガスタービン発電システムは、前記用水製造設備負荷指令から前記冷却水流量調整弁の開度を決定する。これは、用水製造設備の起動停止にともなう負荷変動を吸気冷却による負荷増減で補償することを意味する。一般に、ガスタービンは定格負荷に比して部分負荷の発電効率が低い特性となるが、用水製造設備の起動停止にともなう電力需要を吸気冷却による負荷増減で制御することにより、部分負荷においてもガスタービンを高い効率で運用することが可能となる。
　また、圧縮機においては、吸気冷却により圧縮機を通過する空気の質量流量が増大することから、圧縮機を構成する静翼及び動翼の流れ特性におけるチョーク状態を緩和し、より安全な状態で圧縮機を運用できる。
〔第２の実施例〕
　図６を用いて本発明の第２の実施例を説明する。本図は用水製造設備を有するガスタービン発電システムの第２の実施例におけるシステムフローである。
　図６に示すガスタービン発電システムは、ガスタービン１の吸気側（すなわち圧縮機２の吸気側）に水を噴霧して吸気を加湿する吸気加湿装置２５を設置するとともに、吸気加湿装置２５へと供給する用水を、用水タンク１７より取水したことを特徴とする。用水タンク１７からの用水は、吸気加湿用水配管２８を経て吸気加湿ポンプ２７で加圧し、吸気加湿装置２５より噴霧される。吸気加湿量の増減には、吸気加湿ポンプ２７出口に設置した吸気加湿水流量調整弁２６を用いる。
　本実施例では、圧縮機吸気に用水を噴霧することで圧縮機吸気を冷却し、さらに圧縮機吸気を加湿する。これにより燃焼用空気の質量流量が増大し、タービン出力が増加する。なお、本システムの発電設備制御手段５０の構成は、第１の実施例と同様である。
　ガスタービン発電プラント、特に独立した電力網内において電力と用水の双方を供給するガスタービン発電プラント及びその制御システムとして利用可能である。
１　ガスタービン
２　圧縮機
３　燃焼器
４　高圧タービン
５　低圧タービン
６　発電機
７　トルクコンバータ
８　吸気冷却装置
９　燃料流量調整弁
１０　冷却水流量調整弁
１１　原水
１２　ろ過設備
１３　原水加熱器
１４　高圧ポンプ
１５　淡水化設備
１６　エネルギー回収タービン
１７　用水タンク
１８　用水ポンプ
１９　用水流量調整弁
２０　補給水配管
２１　太陽熱集熱装置
２２　吸収式ヒートポンプ
２３　温水配管
２４　冷水配管
２５　吸気加湿装置
２６　吸気加湿水流量調整弁
２７　吸気加湿ポンプ
２８　吸気加湿用水配管
３０　用水製造設備
５０　発電設備制御手段
５１　用水製造設備制御手段
５２　発電出力指令
５３　燃料流量調整弁開度指令
５４　冷却水流量調整弁開度指令
５５　高圧ポンプ制御指令
５６　用水タンクレベル
５７　用水製造設備負荷指令
５８　ヒートポンプ負荷指令
５９　吸気加湿水流量調整弁開度指令
６０　大気温度
１００　負荷制御手段
１０１　燃料流量調整弁制御手段
１０２　用水製造設備負荷制御手段
１０３　冷却水流量最大値算出手段
１０４　最小値選択
１０５　冷却水流量調整弁制御手段
１０６　発電出力指令修正値算出手段
１０７　変化率制限
１５１　修正発電出力指令
１５２　燃料流量指令
１５３　冷却水流量指令
１５４　冷却水流量最大値
１５５　修正冷却水流量指令
１５６　修正負荷指令
１５７　発電出力指令修正値
１５８　用水製造設備負荷指令修正値
１５９　変化率制限後修正発電出力指令

Claims (8)

  1. 　発電機を駆動するガスタービンと、原水を淡水化して用水を製造する用水製造設備とを備えたガスタービン発電システムにおいて、
    　太陽熱を集熱する集熱装置と、
    　該集熱装置で得られた太陽熱により温水と冷水を生成する吸収式ヒートポンプと、
    　該吸収式ヒートポンプで生成された冷水により前記ガスタービンの吸気を冷却する吸気冷却装置と、
    　前記吸収式ヒートポンプで生成された温水により、前記用水製造設備で淡水化する原水を昇温させる原水加熱器を備えたことを特徴とするガスタービンシステム。
  2. 　燃焼用空気を圧縮する圧縮機、該圧縮機で圧縮された燃焼用空気と燃料とを燃焼させる燃焼器、該燃焼器で発生した燃焼ガスによって駆動されるタービン、該タービンによって駆動される発電機により構成されるガスタービンと、
    　原水をろ過するろ過設備、前記ガスタービンの動力の一部を用いて前記ろ過設備でろ過された原水を送水する原水供給ポンプ、該原水供給ポンプにより供給された原水を淡水と濃縮水に分離する淡水化設備、該淡水化設備により生成された淡水を貯留する用水タンクにより構成される用水製造設備と、
    　太陽熱エネルギーを集熱する集熱装置と、
    　該集熱装置で得られた太陽熱エネルギーを用いて温水と冷水を生成する吸収式ヒートポンプと、
    　該吸収式ヒートポンプで生成された冷水により、前記圧縮機の吸気を冷却する吸気冷却装置と、
    　前記吸収式ヒートポンプで生成された温水により、前記淡水化設備に供給される原水を昇温させる原水加熱器と、を備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  3. 　請求項２に記載のガスタービン発電システムにおいて、
    　前記用水タンクに貯留された淡水を前記ヒートポンプで生成する温水及び冷水の給水として供給する給水配管と備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  4. 　請求項２に記載のガスタービン発電システムにおいて、
    　前記用水タンクの水位レベルに応じて、前記用水製造設備の負荷を制御する用水製造設備負荷指令と、前記原水供給ポンプの起動停止を制御する原水供給ポンプ制御指令を出力する用水製造設備制御手段と、
    　電力需要を表す発電出力指令及び前記用水製造設備負荷指令に基づいて、前記燃焼器への燃料流量を制御する燃料流量調整弁開度指令と、前記吸収式ヒートポンプから前記吸気冷却装置への冷却水流量を制御する冷却水流量調整弁開度指令を出力する発電設備制御手段とを備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  5. 　燃焼用空気を圧縮する圧縮機、該圧縮機で圧縮された燃焼用空気と燃料とを燃焼させる燃焼器、該燃焼器で発生した燃焼ガスによって駆動されるタービン、該タービンによって駆動される発電機により構成されるガスタービンと、
    　原水をろ過するろ過設備、前記ガスタービンの動力の一部を用いて前記ろ過設備でろ過された原水を送水する原水供給ポンプ、該原水供給ポンプにより供給された原水を淡水と濃縮水に分離する淡水化設備、該淡水化設備により生成された淡水を貯留する用水タンクにより構成される用水製造設備と、
    　前記用水タンクに貯留された淡水を送水する吸気加湿ポンプと、
    　該吸気加湿ポンプによって供給される淡水を前記圧縮機の吸気に噴霧する吸気加湿装置と、を備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  6. 　請求項５に記載のガスタービン発電システムにおいて、
    　前記用水タンクの水位レベルに応じて、前記用水製造設備の負荷を制御する用水製造設備負荷指令と、前記原水供給ポンプの起動停止を制御する原水供給ポンプ制御指令を出力する用水製造設備制御手段と、
    　電力需要を表す発電出力指令及び前記用水製造設備負荷指令に基づいて、前記燃焼器への燃料流量を制御する燃料流量調整弁開度指令と、前記吸気加湿装置への加湿水流量を制御する吸気加湿水流量調整弁開度指令を出力する発電設備制御手段とを備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  7. 　請求項２，５に記載のガスタービン発電システムにおいて、
    　前記淡水化設備で分離された濃縮水により前記原水供給ポンプを駆動するエネルギー回収タービンを備えたことを特徴とするガスタービン発電システム。
  8. 　発電機を駆動するガスタービンと、原水を淡水化して用水を製造する用水製造設備とを備えたガスタービン発電システムの運転方法において、
    　太陽熱エネルギーを熱源に吸収式ヒートポンプで温水と冷水を生成し、
    　前記吸収式ヒートポンプで生成された温水によって、前記用水製造設備で淡水化する原水を加熱し、
    　前記吸収式ヒートポンプで生成された冷水により、前記ガスタービンの吸気を冷却することを特徴とするガスタービン発電システムの運転方法。
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