WO2012042652A1 - ガスタービンシステム及びその制御方法 - Google Patents

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WO2012042652A1
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hot water
pressure hot
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gas turbine
temperature
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高橋　一雄
重雄 幡宮
小山　一仁
幸徳 片桐
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株式会社日立製作所
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    • F02C7/12—Cooling of plants
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    • F02C7/1435—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid before or between the compressor stages by water injection
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Definitions

  • the present invention relates to a gas turbine system using solar thermal energy for a gas turbine and a control method thereof.
  • Patent Document 2 there is a technique described in Patent Document 2. Specifically, the technique described in Patent Document 2 is intended to improve output by spraying water on the intake air of a compressor of a combined cycle plant and cooling the intake air with the heat of vaporization. There is also a description of a technique for spraying the steam generated from the combustion exhaust gas of the gas turbine onto the intake air of the compressor.
  • the solar power generation system described above requires a heat collecting device for collecting solar heat, which is a heat source of steam.
  • a heat collection method a trough type that collects heat by collecting sunlight on a heat collection tube installed in front of a curved mirror, or a tower type that collects sunlight reflected by a number of plane mirrors called heliostats on a tower.
  • a huge scale heat collecting device Is required. This means that a vast site is required to install the heat collecting device. For example, in the case of a solar thermal power generation system with an output of 50 MW, it is said that 1.2 square kilometers are required as the installation area of the heat collector.
  • the high-pressure hot water is boiled under reduced pressure by rapidly reducing the pressure from the high-pressure state to the atmospheric pressure state. .
  • the boiling of the high-pressure hot water under reduced pressure facilitates the formation of fine droplets and can quickly vaporize inside the compressor.
  • fossil fuel is used to generate high-pressure hot water, carbon dioxide will increase.
  • a compressor that compresses air
  • a combustor that supplies air compressed by the compressor and burns fuel
  • a gas turbine that is driven by combustion gas generated in the combustor, and collects solar heat to generate high pressure
  • a gas turbine system including a heat collecting device that generates hot water and a spraying device that sprays high-pressure hot water generated by the heat collecting device onto air taken into a compressor is conceivable.
  • Such a configuration provides a gas turbine system using solar thermal energy that significantly reduces the size of the heat collector, for example, the number of collector mirrors, and greatly reduces the site area required to install the heat collector. it can.
  • An object of the present invention is to provide a gas turbine system and a control method for the gas turbine system that can meet the demand for increased output even when high-pressure hot water generated using solar thermal energy is insufficient depending on the operating state of the gas turbine system.
  • the purpose is to provide.
  • the invention according to claim 1 includes a compressor that compresses and discharges intake air, a combustor in which air and fuel discharged from the compressor are mixed and burned, and a combustor
  • a gas turbine system comprising a gas turbine driven by combustion gas, first high-pressure hot water generating means for generating first high-pressure hot water using solar thermal energy, and using combustion exhaust gas of the gas turbine
  • the second high-pressure hot water generating means for generating the high-pressure hot water, the first high-pressure hot water and the second high-pressure hot water are mixed at an arbitrary ratio, and adjusted to the third high-pressure hot water having the required pressure, temperature, and flow rate.
  • a high-pressure hot water acquisition adjusting unit and a spraying device for spraying the third high-pressure hot water adjusted by the high-pressure hot water acquisition adjusting unit onto the intake air of the compressor are provided.
  • the first high-pressure hot water generating means for generating the first high-pressure hot water using solar thermal energy, and the high-pressure hot water is generated using the combustion exhaust gas of the gas turbine.
  • the second high-pressure hot water generating means, the first high-pressure hot water and the second high-pressure hot water are mixed at an arbitrary ratio, and the high-pressure hot water is obtained to adjust the third high-pressure hot water at a required pressure, temperature, and flow rate.
  • the adjusting means so that the high-pressure hot water from the high-pressure hot water generating means from the second high-pressure hot water generating means can be supplied even when the high-pressure hot water by the first high-pressure hot water generating means is insufficient, and the required pressure,
  • the temperature of the intake air drawn into the compressor can be reduced by adjusting the temperature and flow rate to the third high-pressure hot water and spraying from the spray device.
  • the invention according to claim 6 is a compressor that compresses and discharges intake air, a combustor in which air and fuel discharged from the compressor are mixed and burned, and a combustor
  • a gas turbine driven by combustion gas first high-pressure hot water generating means for generating first high-pressure hot water using solar thermal energy; and second high-pressure hot water for generating high-pressure hot water using combustion exhaust gas of the gas turbine
  • a high-pressure hot water acquisition adjusting means for mixing the generating means, the first high-pressure hot water and the second high-pressure hot water at an arbitrary ratio, and adjusting the third high-pressure hot water at a required pressure, temperature and flow rate, and high-pressure hot water
  • a spray device that sprays the third high-pressure hot water adjusted by the acquisition adjusting means onto the intake air of the compressor, and the high-pressure hot water acquisition adjusting means includes the first high-pressure hot water generating means and the second high-pressure hot water.
  • a pump for supplying water to the generating means A first flow regulating valve for controlling the flow rate, a second flow regulating valve for controlling the flow rate of the second high-pressure hot water, and a control for controlling the opening degree of the first and second flow regulating valves and the rotational speed of the pump.
  • a method for controlling a gas turbine system comprising: The control device detects the temperature and flow rate of the first high-pressure hot water with the sensors, detects the temperature and flow rate of the second high-pressure hot water with the sensors, and further supplies the third high-pressure hot water supplied to the spraying device.
  • the temperature, flow rate, and pressure of the hot water are detected by sensors, and the rotational speed of the pump and the opening of the first and second flow rate adjustment valves are adjusted so that the third high-pressure hot water with the required pressure, temperature, and flow rate is obtained. It is characterized by doing.
  • the control device detects the temperature and flow rate of the first high-pressure hot water with the sensors, and detects the temperature and flow rate of the second high-pressure hot water with the sensors. Further, the temperature, flow rate and pressure of the third high-pressure hot water supplied to the spraying device are detected by sensors, respectively, and the rotational speed of the pump and the first flow rate so as to obtain the third high-pressure hot water of the required pressure, temperature and flow rate. Since the opening degree of the first and second flow rate regulating valves can be adjusted, even if the temperature and flow rate of the first high-pressure hot water generated by the first high-pressure hot water generating means are insufficient, the second high-pressure hot water is generated. By mixing with the temperature and flow rate of the second high-pressure hot water generated by the means, the pressure, temperature, and flow rate required for the third high-pressure hot water can be satisfied and sprayed on the intake air of the compressor.
  • a gas turbine system capable of responding to a request for an increase in output even when high-pressure hot water generated using solar thermal energy is insufficient according to the operating state of the gas turbine system, and a control method thereof. Can be provided.
  • FIG. 1 is a configuration diagram of a gas turbine system according to the first and second embodiments.
  • the gas turbine system 500A of this embodiment mainly includes a gas turbine device 100, a heat collector (first high-pressure hot water generating means) 200 that collects solar heat to generate high-pressure hot water, and gas. Spray for spraying the high-pressure hot water generated by the heat exchanger (second high-pressure hot water generating means) 130 and the heat collector 200 on the intake air 106 by using the heat of the combustion exhaust gas of the turbine device 100
  • the apparatus 300 includes a control device 145A (high-pressure hot water acquisition adjusting means).
  • an intake duct 105 having a rectangular cross section perpendicular to the flow direction is provided on the upstream side of the compressor 101.
  • a louver (not shown) is provided, and a filter (not shown) for removing dust is arranged.
  • the intake duct 105 is further provided with spray nozzles 135 for spraying high-pressure hot water on the intake air 106 on the downstream side of the filter (compressor 101 side), for example, in a lattice shape, and high-pressure hot water is supplied to each spray nozzle 135.
  • the spray mother pipe 134 to be disposed is arranged to constitute the spray device 300. In FIG. 1, the spray mother pipes 134 are displayed in one stage for simplification, but may be arranged in multiple stages in the flow direction of the intake air 106.
  • the intake duct 105 of FIG. 1 is shown in a partial cross-sectional view for displaying the spray mother pipe 134 and the spray nozzle 135. From the spray nozzle 135, fine droplets or vaporized spray water 136 that has been boiled under reduced pressure is indicated by a dotted dotted line. In addition, since the high-pressure hot water is boiled under reduced pressure and sprayed from the spray nozzle 135, the fine droplets do not cause erosion of the compressor 101.
  • a filter or silencer (not shown) is installed in the intake duct 105, it is desirable that the spray device 300 be installed on the downstream side of the flow of the intake air 106 with respect to the filter or silencer.
  • the intake air 106 under atmospheric conditions is sucked into the compressor 101 as an intake air 137 (air-fuel mixture of the intake air 106 and the spray water) cooled by the spray water from the spray device 300 in the intake duct 105. After being pressurized, it becomes compressed air 107 and flows into the combustor 102. In the combustor 102, the compressed air 107 and the fuel 108 supplied via the flow rate adjusting valve 112 are mixed and burned, and high-temperature and high-pressure combustion gas 109 is generated. The combustion gas 109 flows into the gas turbine 103, rotationally drives the gas turbine 103, and rotates the generator 104 connected to the shaft of the gas turbine 103 to generate power.
  • intake air 137 air-fuel mixture of the intake air 106 and the spray water
  • the combustion gas that has driven the gas turbine 103 becomes combustion exhaust gas and is introduced from the gas turbine 103 through the exhaust duct 110B to, for example, an exhaust heat recovery boiler (not shown).
  • the compressor 101 is rotationally driven by the drive shaft 111 of the gas turbine 103.
  • the exhaust duct 110B is provided with a damper 110a whose opening degree is adjusted by the control device 145A. When the damper 110a is open, a part of the combustion exhaust gas of the gas turbine 103 will be described later through the exhaust duct 110A. Guided to heat exchanger 130.
  • Thermal collector 200 and high-pressure hot water spray system using solar heat Next, the structure of the heat collecting apparatus 200 using solar thermal energy and a solar heat utilization high-pressure hot water spray system is demonstrated.
  • the water in the water tank 120 storing normal temperature water is supplied to a pump (high-pressure hot water acquisition adjusting means) 122 through a pipe 121, and is pressurized by the pump 122, and the pipe 123 and a flow rate adjusting valve (high-pressure hot water acquisition adjusting means).
  • 124 and the pipe 125A are fed in this order, branched by the pipe 125A, and pumped to the heat collecting pipe 127 through the pipe 125B.
  • the heat collecting tube 127 is irradiated with sunlight of the sun S collected by the light collector 126.
  • the water supplied into the heat collecting tube 127 is heated by the heat of sunlight condensed and irradiated by the light collecting plate 126 to become high-pressure hot water (first high-pressure hot water).
  • the high-pressure hot water in the heat collecting pipe 127 is pumped in the order of the pipe 128, the flow rate adjustment valve (high-pressure hot water acquisition adjustment means, first flow rate adjustment means) 129, the pipe 133A, and the pipe 133C, and finally is supplied to the spray mother pipe 134. Supplied.
  • the light collecting plate 126 and the heat collecting tube 127 constitute the heat collecting device 200.
  • a curved mirror is arranged as the light collecting plate 126 along the heat collecting tube 127.
  • a configuration (dish-type heat collecting device) in which a disk-shaped heat collecting tube 127 is arranged at the parabolic focus is conceivable.
  • FIG. 1 only one unit is representatively shown as the heat collecting apparatus 200, but usually a plurality of units are installed so that the heat collecting tubes 127 are connected in series or in parallel, and are generated there.
  • the high-pressure hot water is configured to join the pipe 128.
  • a single unit is also possible.
  • the room temperature water branched from the pipe 125A to the pipe 125C is partially extracted by the damper 110a in the heat exchanger 130 and heated by the combustion exhaust gas guided by the exhaust duct 110A to become high-pressure hot water. .
  • the exhaust duct 110B is provided with a damper 110a whose opening degree is adjusted by the control device 145A. When the damper 110a is open, a part of the combustion exhaust gas of the gas turbine 103 is introduced to the heat exchanger 130.
  • the normal temperature water supplied from the water tank 120 storing normal temperature water is heated by the heat exchanger 130 when the flow rate adjusting valve (high pressure hot water acquisition adjusting means, second flow rate adjusting means) 132 described later is open.
  • high-pressure hot water (second high-pressure hot water) is generated.
  • the combustion exhaust gas 113 that has passed through the heat exchanger 130 is released into the atmosphere as it is.
  • the high-pressure hot water generated by the heat exchanger 130 passes through the pipe 131, the flow rate adjustment valve 132, and the pipe 133B, and merges with the high-pressure hot water from the heat collector 200 through the pipe 133C, and is mixed with the high-pressure hot water (third high-pressure hot water). Warm water).
  • the water tank 120, the pipe 121, the pump 122, the pipe 123, the flow rate adjusting valve 124, the pipes 125A and 125B, the heat collecting pipe 127, the pipe 128, the flow rate adjusting valve 129, the pipes 133A and 133C, the spray mother pipe 134, and the spray nozzle. 135 constitutes a solar-heated high-pressure hot water spray system.
  • the water tank 120, the pipe 121, the pump 122, the pipe 123, the flow rate adjustment valve 124, the pipes 125A and 125C, the flow rate adjustment valve 132, the heat exchanger 130, the pipes 131, 133B, and 133C, the spray mother pipe 134, and the spray nozzle 135 constitutes an exhaust gas heating high-pressure hot water spray system.
  • the gas turbine system 500A is provided with various measurement sensors, which measure the temperature, pressure, flow rate of the fluid and the amount of power generation (output) in the generator 104, and send the measured signal to the control device 145A.
  • the driving of the pump 122 is controlled, and the opening degree of the flow rate adjusting valves 112, 124, 129, 132 and the damper 110a is adjusted.
  • FIG. 1 illustrates a typical measurement sensor.
  • the pipe 128 that collects the high-pressure hot water from the heat collection tube 127 of the heat collector 200 is provided with a temperature sensor 43 that measures the temperature of the high-pressure hot water heated by solar thermal energy and a flow rate sensor 44 that measures the flow rate of the high-pressure hot water. Yes.
  • a light amount sensor 42 that measures the amount of irradiation of the sun S is provided in the vicinity of the heat collecting apparatus 200, and the generation rate of the high-pressure hot water in the heat collecting apparatus 200 can be calculated by the control device 145A.
  • Temperature sensor 41 in the water tank 120 is provided, and transmits a signal indicating the temperature T W0 to the controller 145A.
  • the pipe 128 is provided with a temperature sensor 43 and a flow rate sensor 44.
  • the temperature sensor 43 outputs a signal indicating the temperature TWH1
  • the flow rate sensor 44 corrects the density of the temperature by the temperature sensor 43 from the measured volume flow rate.
  • a signal indicating GWH1 is transmitted to the control device 145A.
  • the pipe 131 is provided with a temperature sensor 47 and a flow rate sensor 48.
  • the temperature sensor 47 outputs a signal indicating the temperature TWH2
  • the flow rate sensor 48 corrects the temperature density by the temperature sensor 47 from the measured volume flow rate.
  • a signal indicating GWH2 is transmitted to each of the control devices 145A.
  • the pipe 133C, a temperature sensor 138 and pressure sensor 139 and flow sensor 140 is provided, the temperature sensor 138 is a signal indicating the temperature T WH of the high-pressure hot water, the pressure sensor 139 is a signal indicating the pressure P WH of the high-pressure hot water, The flow rate sensor 140 transmits a signal indicating the mass flow rate (high pressure hot water spray rate) GWH of the high pressure hot water obtained by correcting the density of the temperature by the temperature sensor 138 from the measured volume flow rate to the control device 145A.
  • a temperature sensor 141 that measures the temperature of the intake air 106 under atmospheric conditions is provided on the inlet side of the intake duct 105, and a signal indicating the temperature T iAir is transmitted to the control device 145A.
  • the temperature sensor 141 is provided outside the intake duct 105, but actually, in a location downstream of the louver where sunlight or rain does not hit, and naturally, upstream of the spray device 300. It is installed on the side.
  • the temperature sensor 141 is equivalent to the gas turbine 103 corresponding to the reduced air density and the reduced intake air flow rate of the compressor 101.
  • the generator 104 is provided with an output sensor 143 that detects the amount of power generation, and a signal indicating the generator output MW out is transmitted to the control device 145A. Further, the gas turbine apparatus 100, the flow sensor 142 is provided for measuring the mass flow rate of fuel 108 supplied to the combustor 102, a signal indicating the mass flow rate G f is sent to the controller 145A. This signal is used for opening feedback control of the flow rate adjusting valve 112 that controls the mass flow rate of the fuel 108 supplied to the combustor 102 by the flow rate adjusting valve 112. Incidentally, in FIG. 1, the pump and the tank of the fuel supply system are omitted.
  • a sensor for detecting the rotational speed and on / off state of the pump 122 is provided, and the valve opening for detecting the valve opening of the flow rate adjusting valves 112, 124, 129, 132.
  • An angle sensor for detecting the opening degree of the sensor and the damper 110a is provided, and each signal is input to the control device 145A.
  • control signals to the pump 122, the flow rate adjusting valves 112, 124, 129, 132 and the damper 110a controlled by the control device 145A are typically indicated by reference numeral 144, but will be described later with reference to FIG. In the explanation of FIG.
  • FIG. 2 is a functional block configuration diagram of the control device of the gas turbine system of the first embodiment.
  • the control device 145A includes a control device main body and a console (not shown).
  • the control device 145A is, for example, a process computer, and the console includes a display device and an input device.
  • the display device is a liquid crystal display device, for example, and the input device is composed of, for example, a mouse and a keyboard.
  • the control device main body has, for example, an input interface, output interface, console input / output interface, CPU, ROM, RAM, hard disk storage device, etc. (not shown), and programs and data (not shown) stored in the hard disk storage device. Are read out and executed by the CPU, thereby realizing each functional configuration described later.
  • Measurement signals from the various sensors 41, 42, 43, 44, 47, 48, 138, 139, 140, 141, 142, and 143 are input to the input / output interface. Further, the output target value MWD received by the command device 201 is input to the input interface. Incidentally, the command device 201 communicates with, for example, a power supply command room through wireless communication, an Internet line, or the like.
  • the console input / output interface receives an instruction from the above-described input device of the console, and outputs display data indicating the operation state of the gas turbine system to the display device.
  • the output interface outputs an opening degree control signal to the flow rate adjusting valves 112, 124, 129, 132 and the damper 110a, and outputs a start / stop and rotation speed control signal to the pump 122.
  • control target value generators 202 ⁇ / b> A and 208 ⁇ / b> A, the subtracters 151, 152, and 153, the control unit 203, 204 and 206, and a control target value generator 202 A configured to include signal generators 205 and 207 are measured by the output target value (target power generation output) MWD input from the commander 201 and the output sensor 143.
  • the generator output MW out, the intake air temperature T IAir measured by the temperature sensor 141 as an argument, and the fuel injection control unit 202a for calculating target fuel injection rate (fuel mass flow rate) G Tf, the target output value MWD, the generator output MW out, the intake air temperature T IAir an argument, high pressure hot water spray rate from the spray device 300 the target value of the (mass flow rate) (target spray rate) G And a high-pressure hot water spray rate control unit 202b for calculating the WH.
  • the fuel injection control unit 202a of the control target value generating unit 202A first, on the basis of the target output value MWD and the intake air temperature T IAir, calculates a target fuel injection rate G Tf in a conventional gas turbine power generation system that does not spray the high pressure hot water .
  • the high-pressure hot water spray rate control unit 202b receives the output target value MWD, the current generator output MW out , and the intake air temperature T iAir, and the output level of the gas turbine system 500A, for example, a low level less than 50% rated output
  • the target spray rate G TWH for high-pressure hot water to be sprayed in consideration of the output, the medium level output of 50-80% rated output, the output level of high level output over 80% rated output, and the mechanical constraints of the gas turbine system 500A decide.
  • the fuel injection control unit 202a calculates the fuel consumption reduction effect obtained when the high-pressure hot water is sprayed at the target spray rate G TWH , and the target fuel injection rate in the conventional gas turbine power generation system without the high-pressure hot water spray is calculated.
  • GTF is corrected and output to the subtracter 151 as a new target fuel injection rate GTf .
  • Control target value generation unit 202A calculates target spray rate G TWH in high-pressure hot water spray rate control unit 202b and outputs it to subtractor 152 and also outputs it to control target value generation unit 208A.
  • a target fuel injection rate G Tf calculated by the subtracter 151, control command 144 Vf of the valve opening of the flow regulating valve 112 is the deviation between the measured fuel injection rate G f by the flow sensor 142 It is calculated to adjust the fuel injection rate G f.
  • control unit 204 control command 144 P of the rotational speed of the pump 122 is calculated by the difference between the high pressure hot water spray rate G WH measured by the target spray rate G TWH and the flow sensor 140, pressure hot water mist rate G WH Adjust.
  • the control units 203 and 204 perform proportional-integral control (PI control).
  • PI control proportional-integral control
  • the deviation of the subtractor 151 is a positive value
  • the opening degree of the flow rate adjustment valve 112 is reduced
  • the deviation is a negative value
  • the opening degree of the flow rate adjustment valve 112 is controlled to increase.
  • the deviation of the subtractor 152 is a positive value
  • the rotational speed of the pump 122 is reduced, and when the deviation is a negative value, the rotational speed of the pump 122 is controlled to increase.
  • the signal generating unit 205 the target value of the spray pressure P WH suitable for spraying (target spray pressure) P TWH is stored beforehand stored in the internal suction duct 105, the target spray pressure P TWH is input to the subtractor 153 .
  • the subtractor 153 a deviation between the target spray pressure P TWH and the spray pressure P WH measured by the pressure sensor 139 is calculated.
  • the control command 144 V1 of the valve opening degree of the flow rate adjusting valve 124 is calculated based on the deviation calculated by the subtractor 153, and the spray pressure PWH is adjusted.
  • the deviation of the subtractor 153 is a positive value
  • the opening degree of the flow rate adjustment valve 124 is reduced
  • the opening degree of the flow rate adjustment valve 124 is controlled to increase.
  • the signal generator 207 stores and stores in advance a target value (target high-pressure hot water temperature) T TWH of the high-pressure hot water suitable for spraying into the intake duct 105.
  • the control target value generation unit 208A includes a flow rate control unit 208a and a damper control unit 208b.
  • the flow rate control unit 208a is configured to measure the solar heat irradiation amount measured by the light amount sensor 42, the temperature TWH1 of the high-pressure hot water generated by the heat collecting device 200 measured by the temperature sensor 43, and the mass flow rate GWH1 measured by the flow rate sensor 44.
  • the valve openings of the flow rate adjusting valve 129 and the flow rate adjusting valve 132 are calculated so that the temperature T WH of the high pressure hot water measured by the temperature sensor 138 becomes the target high pressure hot water temperature T TWH, and the control commands 144 V2 , 144 are calculated.
  • V3 is output to the flow rate adjustment valves 129 and 132, respectively.
  • the target high-pressure hot water temperature T TWH in the heat collector 200 based on the solar heat irradiation amount measured by the light quantity sensor 42 and the temperature T W0 of the supplied water, for example, Map data (not shown) that can calculate the generation rate of the high-pressure hot water at 150 ° C. and the temperature of the high-pressure hot water when the target high-pressure hot water temperature T TWH cannot be achieved is stored in advance.
  • the flow rate control unit 208a uses only the high-pressure hot water from the heat collector 200 flowing in from the flow rate adjustment valve 129 for the target high-pressure hot water temperature T TWH of the heat collector 200 to follow the target value based on the map data.
  • temperature T WH of in measured pressure hot water calculated or can be the target high-pressure hot water temperature T TWH, and outputs a control command 144 V2 to the valve opening degree of the flow rate adjusting valve 129 to achieve this if possible.
  • the heat collecting apparatus 200 is not obtained a sufficient amount of heat from the sun S, the target high-pressure hot water temperature T TWH and if production rate of high-pressure hot water is below the target spray rate G TWH of, less than the target high-pressure hot water temperature T TWH temperature
  • the flow rate adjustment valve 132 is opened, the high pressure hot water from the heat collecting device 200 and the high pressure hot water from the heat exchanger 130 are mixed by the pipe 133C, and the required target high pressure hot water temperature T TWH is mixed.
  • the high-pressure hot water having a required target spray rate G TWH is used.
  • the damper control unit 208b Based on the valve opening degree control command 144 V3 to the flow rate adjustment valve 132, the damper control unit 208b sets the opening degree of the damper 110a to, for example, a predetermined high pressure hot water temperature T TWH so that the high pressure hot water temperature T WH becomes the target high pressure hot water temperature T TWH.
  • a predetermined high pressure hot water temperature T TWH so that the high pressure hot water temperature T WH becomes the target high pressure hot water temperature T TWH.
  • the control units 203, 204, and 206 and the damper control unit 208b in FIG. 2 are exemplified by PI control, but the control method for adjusting the operation amount to the target value is not limited.
  • FIG. 3 is an explanatory diagram of output control characteristics of the gas turbine system of the first embodiment.
  • the horizontal axis indicates the time, and the vertical axis indicates the generator output MW out (unit: MW), the fuel injection rate G f (unit: kg / sec), and the high-pressure hot water spray rate G WH (unit: kg / sec).
  • FIG. 3 shows the control characteristics of the solar heat utilization gas turbine system of the present embodiment when the atmospheric temperature rises in the summer, and the output target value required by the commander 201 indicated by the one-dot chain line from the low output operating state.
  • the time transition of the generator output MW out of the actual generator 104 (see FIG. 1) to MWD is shown, and the time transition of the high-pressure hot water spray rate G WH is shown.
  • the generator output MW increases as the high-pressure hot water spray rate G WH increases even if the fuel injection rate G f is constant. out increases.
  • the high-pressure hot water spray rate GWH and the fuel injection rate Gf are controlled to increase as the output target value MWD increases.
  • high-pressure hot water spray rate G WH has reached the required value corresponding to the output target value MWD is fixed control to a constant high pressure hot water spray rate G WH. If high-pressure hot water is not sprayed, the power output exceeding the maximum output of the conventional gas turbine power generation system cannot be reached, but according to this embodiment, the effect of the high-pressure hot water spray exceeds the maximum output of the conventional gas turbine power generation system. It is possible to follow the output target value MWD.
  • the high-pressure hot water controlled to the target spray pressure P TWH and the target high-pressure hot water temperature T TWH by the controller 145A is immediately after being jetted from the spray nozzle 135 (see FIG. 1).
  • the pressure is reduced to atmospheric pressure, and the heat is absorbed from the surrounding fluid by boiling under reduced pressure inside the intake duct 105.
  • the temperature of the cooled intake air 137 of the mixed flow of the intake air 106 and the spray water 136 in which the high-pressure hot water is vaporized is lowered, and the output of the gas turbine 103 is improved. As a result, fuel consumption can be reduced.
  • the amount of heating in the heat collecting device 200 for obtaining high-pressure hot water is the sensible heat of water, for example, the enthalpy increase up to high-pressure hot water of about 150 to 200 ° C. Therefore, the area of the sunlight collecting plate 126 is evaporated. Compared with the case of obtaining steam itself that requires a heating amount up to latent heat, the installation space is only a fraction of that required. Further, even when there is little heat input due to solar heat in the heat collecting apparatus 200, the heat amount can be compensated by using the heat exchanger 130 as an auxiliary heat source, so that the operation is stabilized.
  • the power generation output can be improved without increasing the carbon dioxide, which is a greenhouse gas, and the fuel consumption is also reduced. And an environmentally favorable gas turbine system can be provided.
  • FIG. 4 is a functional block configuration diagram of the control device of the gas turbine system of the second embodiment.
  • the difference between the control device 145A of FIG. 2 in the first embodiment and the control device 145B of the present embodiment is as follows.
  • the control device 145B of this embodiment includes (1) an operation mode selection unit 301 and an operation control unit 302, and (2) control target value generation units 202B and 208B instead of the control target value generation units 202A and 208A.
  • the fuel injection control unit 202a and the high-pressure hot water spray rate control unit 202b of the control target value generating unit 202B control the control command 303 that does not cause the high-pressure hot water to be sprayed into the intake duct 105 from the operation control unit 302 (high-pressure hot water non-use command 303). Can be accepted. Further, the flow rate control unit 208a and the damper control unit 208b of the control target value generation unit 208B can also receive a control command 304 (a high-pressure hot water non-use command 304) for preventing the high-pressure hot water from being sprayed into the intake duct 105 from the operation control unit 302. ing.
  • a control command 304 a high-pressure hot water non-use command 304
  • the operation mode selection unit 301 receives an input command for switching between the fuel saving operation mode and the water saving operation mode by the operation of the operator from the console 145a, and selects whether or not the heat exchanger 130 (see FIG. 1) can be used.
  • the operation control unit 302 When the fuel saving operation mode command is input from the console 145a in the operation mode selection unit 301, the operation control unit 302 responds to the fuel saving operation mode input of the operation mode selection unit 301 by using the high pressure hot water non-use command. 303 and 304 are not output to the control target value generation unit 202B and the control target value generation unit 208B. That is, the same control as that of the first embodiment is performed in the control target value generation units 202B and 208B.
  • the operation control unit 302 when the water-saving operation mode command is input to the operation mode selection unit 301, the operation control unit 302 outputs the high-pressure hot water non-use commands 303 and 304 according to the water-saving operation mode input of the operation mode selection unit 301. It inputs into control target value generation part 202B, 208B. In this case, the high pressure hot water spray rate control unit 202b of the control target value generation unit 202B outputs the value of the target spray rate GTWH of the high pressure hot water as 0 to the subtractor 152. As a result, the pump 122 stops and the supply of high-pressure hot water is shut off.
  • the fuel injection control unit 202a of the control target value generating section 202B is output target value MWD, the generator output MW out, on the basis of the intake air temperature T IAir, the target fuel injection rate G Tf as the conventional gas turbine system
  • the target fuel injection rate GTf when high-pressure hot water is not sprayed is calculated and output to the subtractor 151 as it is.
  • the flow rate control unit 208a of the target value generating unit 208B fixes the flow rate adjusting valves 129 and 132 to a predetermined partial opening, and performs damper control.
  • the portion 208b controls the damper 110a so that the exhaust duct 110A (see FIG. 1) is fully closed.
  • the reason why the flow rate adjusting valves 129 and 132 are fixed at a predetermined partial opening degree is to prevent the pipes 128 and 131 from being increased in pressure and causing damage to the pipes when the flow rate adjusting valves 129 and 132 are fully closed. It is.
  • FIG. 5 is an explanatory diagram of changes in the fuel injection rate due to switching between the fuel saving operation mode and the water saving operation mode in the gas turbine system of the second embodiment.
  • the horizontal axis indicates the time, and the vertical axis indicates the generator output MW out (unit: MW), the fuel injection rate G f (unit: kg / sec), and the high-pressure hot water spray rate G WH (unit: kg / sec).
  • FIG. 5 shows control characteristics in the gas turbine system 500B of the present embodiment in an operation state where the output target value MWD from the commander 201 is constant.
  • the fuel injection rate G f , the high-pressure hot water spray rate G WH , and the generator output MW out when the operator switches from the fuel saving operation mode to the water saving operation mode by an input command from the console 145a (see FIG. 4) at a predetermined timing. The time transition of is shown.
  • the fuel injection rate Gf increases because the effect of reducing the fuel consumption is lost, but the water-saving operation mode is realized because the high-pressure hot water spray rate GWH becomes 0.
  • switching between the fuel saving operation mode and the water saving operation mode is performed by gradually changing the high-pressure hot water spray rate GWH to the target spray rate G TWH at a predetermined rate based on the operation characteristics of the compressor 101 and the gas turbine 103.
  • injection rate G f is preferably controlled so as to follow the change.
  • the combustion exhaust gas is not used as a heat source for generating high-pressure hot water in FIG. 1, that is, when this system is applied to a cogeneration system or a steam turbine combined cycle, the combustion exhaust gas is not used and the heat exchanger 130 is not used. Since the entire amount is guided to the exhaust duct 110B, the entire amount of the heat energy of the combustion exhaust gas can be supplied to the exhaust heat recovery boiler installed on the turbine exhaust side, which is effective for the operation in which the power generation amount by the steam turbine increases.
  • the input to the operation mode selection unit 301 is manually input from the console 145a by the operator, but is not limited thereto.
  • the operation mode selection unit 301 of the control device 145B is connected to the control device 145B from external information such as a weather information receiving device that receives weather forecast information including information on the amount of sunlight and atmospheric temperature (not shown), power demand, and the light quantity sensor 42. May be automatically calculated and automatically set. Such switching between the fuel saving operation mode and the water saving operation mode is performed when the output increase effect and the fuel saving effect due to the spray of the high-pressure hot water in the partial output operation are small. In the operation of the gas turbine system 500B in such a region, water saving is necessary from the viewpoint of the operating cost and the unit price of power generation of the gas turbine system 500B as well as fuel saving.
  • the solar heat and the exhaust heat of the gas turbine 103 are used as energy for lowering the compressor intake temperature, and the power generation output can be improved without increasing carbon dioxide, which is a greenhouse gas, and the fuel consumption amount
  • FIG. 6 is a configuration diagram of a gas turbine system according to the third and fourth embodiments
  • FIG. 7 is a functional block configuration diagram of a control device for the gas turbine system according to the third embodiment.
  • the gas turbine system 500C of the third embodiment is a modification of the first embodiment, and as shown in FIG. 6, the intake air temperature cooled by the spray device 300 that is sucked into the compressor 101 into the intake duct 105.
  • a temperature sensor (compressor intake air temperature sensor) 501 for detecting T ciAir is arranged and a measurement signal is input to the control device 145C.
  • the control device 145A according to the first embodiment is different from the control device 145A of the first embodiment in that the intake air temperature T ciAir cooled from the temperature sensor 501 is input to the control target value generation unit 202C.
  • the part 202C is different in that it has a fuel injection control part 202a and a high-pressure hot water spray rate control part 202c.
  • the same components as those in the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and redundant description is omitted.
  • the function of the high-pressure hot water spray rate control unit 202c is basically the same as that of the high-pressure hot water spray rate control unit 202b of the first embodiment shown in FIG. 2, but for example, the following (1), (2) When any one of the above conditions is satisfied, feedback calculation is performed so as to decrease to a preset intake air temperature target value T TciAir using the cooled intake air temperature T ciAir measured by the temperature sensor 501.
  • the value of the spray rate G TWH is corrected and calculated, and the corrected target spray rate G TWH is input to the subtractor 152 and the control target value generator 208A.
  • Output target value MWD is not less than a predetermined value, for example, 80% rating or more.
  • Atmospheric temperature T iAir is not less than a predetermined value, for example, 30 ° C. or more, and output target value MWD is not less than a predetermined value. More than 50% rating
  • the high-pressure hot water spray rate control unit 202c measures the temperature T ciAir of the intake air 137 (see FIG. 6) cooled by the temperature sensor 501, and, for example, when the atmospheric temperature rises in summer, the intake air temperature target value T
  • the target spray rate G TWH required to decrease to TciAir is corrected and calculated, and the rotational speed of the pump 122 can be adjusted, and the flow rate adjusting valves 129 and 132 are opened via the control target value generator 208A.
  • the degree of opening of the damper 110a can be adjusted.
  • high-pressure hot water is sprayed into the intake duct 105 so that the intake air temperature of the compressor 101 follows the target value, so that fluctuations in the intake air temperature of the compressor 101 can be suppressed.
  • the output MW out can be made to follow the output target value MWD with higher accuracy.
  • solar heat and exhaust heat from the gas turbine are used as energy for reducing the intake air temperature of the compressor 101, which is an effect in the first embodiment, and the power generation output is increased without increasing the carbon dioxide, which is a greenhouse gas. It is possible to provide a solar gas-based gas turbine system 500C that can improve the fuel consumption. Furthermore, the output fluctuation of the solar- heated gas turbine system 500C due to the change of the intake air temperature T iAir can be reduced.
  • FIG. 8 is a functional block configuration diagram of the control device of the gas turbine system of the fourth embodiment.
  • the difference between the control device 145C of FIG. 7 in the third embodiment and the control device 145D of the present embodiment is as follows.
  • the control device 145D of this embodiment includes (1) an operation mode selection unit 301 and an operation control unit 302, and (2) control target value generation units 202D and 208B instead of the control target value generation units 202C and 208A. Have.
  • the fuel injection control unit 202a and the high-pressure hot water spray rate control unit 202c of the control target value generation unit 202D control the control command 303 that does not cause the high-pressure hot water to be sprayed into the intake duct 105 from the operation control unit 302 (high-pressure hot water non-use command 303). Can be accepted. Further, the flow rate control unit 208a and the damper control unit 208b of the control target value generation unit 208B can also receive a control command 304 (a high-pressure hot water non-use command 304) for preventing the high-pressure hot water from being sprayed into the intake duct 105 from the operation control unit 302. ing.
  • a control command 304 a high-pressure hot water non-use command 304
  • the operation mode selection unit 301 receives an input command for switching between the fuel saving operation mode and the water saving operation mode by the operation of the operator from the console 145a, and selects whether or not the heat exchanger 130 (see FIG. 6) can be used.
  • the operation control unit 302 When the fuel saving operation mode command is input from the console 145a in the operation mode selection unit 301, the operation control unit 302 responds to the fuel saving operation mode input of the operation mode selection unit 301 by using the high pressure hot water non-use command. 303 and 304 are not output to the control target value generation unit 202D and the control target value generation unit 208B. That is, the same control as that in the third embodiment is performed in the control target value generation units 202D and 208B.
  • the operation control unit 302 when the water-saving operation mode command is input to the operation mode selection unit 301, the operation control unit 302 outputs the high-pressure hot water non-use commands 303 and 304 according to the water-saving operation mode input of the operation mode selection unit 301. It inputs into control target value generation part 202D, 208B. In this case, the high-pressure hot water spray rate control unit 202c of the control target value generation unit 202D sets the value of the high-pressure hot water target spray rate GTWH as 0 and outputs it to the subtractor 152. As a result, the pump 122 stops and the supply of high-pressure hot water is shut off.
  • the target fuel injection rate GTf when high-pressure hot water is not sprayed is calculated and output to the subtractor 151 as it is.
  • the flow rate control unit 208a of the target value generating unit 208B fixes the flow rate adjusting valves 129 and 132 to a predetermined partial opening, and performs damper control.
  • the portion 208b controls the damper 110a so that the exhaust duct 110A (see FIG. 1) is fully closed.
  • solar power and exhaust heat of the gas turbine 103 are used as energy for lowering the compressor intake temperature, and the power generation output can be improved without increasing carbon dioxide, which is a greenhouse gas.
  • carbon dioxide which is a greenhouse gas.
  • FIG. 9 is a configuration diagram of a gas turbine system according to the fifth and sixth embodiments
  • FIG. 10 is a functional block configuration diagram of a control device for the gas turbine system according to the fifth embodiment.
  • the gas turbine system 500E of this embodiment is different from the gas turbine system 500A of the first embodiment in that the gas turbine system 500E is replaced with an exhaust heat recovery boiler (second hot water generating means) 805 as shown in FIG. It is a point to use in combination. Therefore, in the gas turbine system 500E, the heat exchanger 130 (see FIG. 1) is replaced with an exhaust heat recovery boiler 805. Further, the control device 145A is changed to the control device 145E.
  • the water supply to the exhaust heat recovery boiler 805 is boosted by the pump 122 from the pipe 121 and discharged to the pipe 123, and is supplied to the exhaust heat recovery boiler 805 from the branch pipe 801 from the pipe 123.
  • the combustion exhaust gas 113 is guided from the gas turbine 103 to the exhaust heat recovery boiler 805 through the duct 110.
  • the exhaust heat recovery boiler 805 constitutes a one-stage heating tube array (reference numeral omitted) composed of a plurality of heating tubes, and further, the multi-stage heating tube array is arranged in the flow direction of the combustion exhaust gas 113, and is configured. Yes.
  • the most upstream heating tube row in the flow of the combustion exhaust gas 113 is a steam tube 806 that supplies steam to a steam turbine (not shown).
  • the most two stages of the plurality of heating tube rows are connected by a communication pipe 802, and the subsequent heating tube rows are connected by a communication pipe 803.
  • the feed water from the pipe 801 is sequentially led from the heating tube row arranged on the downstream side of the flow of the combustion exhaust gas 113 to the plurality of heating tube rows on the upstream side of the flow of the combustion exhaust gas 113. It is heated from saturated water to saturated water, and further heated with steam and superheated steam.
  • a part of the high-pressure hot water (second high-pressure hot water) is extracted from the communication pipe 802 via the pipe 804 and connected to the flow rate adjustment valve 132. Temperature sensor 47 in pipe 804, the flow rate sensor 48 is provided, the temperature T WH2 and mass flow rate G WH2 showing measurement signal of the heated high-pressure hot water heat recovery steam 805 is transmitted to the controller 145E.
  • a part of the high-pressure hot water extracted from the communication pipe 802 merges with the high-pressure hot water (first high-pressure hot water) from the heat collecting device (first high-pressure hot water generating means) 200 through the pipe 804 and through the pipe 133C. It becomes mixed high-pressure hot water (third high-pressure hot water).
  • the pipe 123 supplies a part of the water supplied to the exhaust heat recovery boiler 805 to the heat collecting pipe 127 of the heat collecting apparatus 200 via the flow rate adjusting valve 124 and the pipe 125A.
  • the high-pressure hot water in the communication pipe 802 of the exhaust heat recovery boiler 805 is branched by the pipe 804, but the pipe 804 may be branched from the steam pipe 806.
  • the control device 145E shown in FIG. 10 is different from the control device 145A in that the control target value generation unit 208A is replaced with a control target value generation unit 208E.
  • the control target value generation unit 208E has only the function of the flow rate control unit 208a except the function of the damper control unit 208b in the control device 145A.
  • the flow rate adjustment valve 124 receives the commands from the control unit 204 and the control unit 206 by the adder 155, and the high pressure hot water
  • the opening degree of the flow rate adjusting valve 124 is adjusted in consideration of the spray rate GWH and the high pressure hot water pressure PWH . Since it overlaps with the description of FIG. 2 in the first embodiment, the function description is omitted.
  • the effects related to the operation of the solar-heated gas turbine system 500E are the same as those in the first embodiment.
  • the exhaust heat recovery boiler 805 as a heat source instead of the heat exchanger 130 (see FIG. 1), the structure of the combined cycle gas turbine system 500E is simplified, and the cost of solar heat utilization gas is reduced.
  • a turbine system 500E can be provided.
  • FIG. 11 is a functional block configuration diagram of the control device of the gas turbine system of the sixth embodiment. This embodiment is the same as the positioning of the second embodiment relative to the first embodiment.
  • the control device 145F in the present embodiment shown in FIG. 11 selects an operation mode in the same manner as in the second embodiment in order to extend the operability of the solar-powered gas turbine system 500E to the control device 145E in the fifth embodiment. It has the part 301 and the operation control part 302, It is characterized by the above-mentioned.
  • the opening degree control of the damper 110a (see FIG. 1) due to the absence of the damper control unit 208b is unnecessary, and the high pressure hot water non-use command 304 is controlled.
  • the difference is that the flow rate adjustment valve 132 is fully closed when it is input to the target value generator 208F. By fully closing in this way, leakage of water supply can be prevented.
  • the steam pipe 806 supplies steam to the steam turbine, so that the pipe 804 is not overpressured.
  • the operation mode selection unit 301 can switch between the fuel saving operation mode and the water-saving operation mode, expands the operational convenience of the solar-heated gas turbine system 500F, and allows the cogeneration system and the steam turbine to be switched.
  • the gas turbine system 500F suitable for the combined cycle combined can be provided.
  • solar heat and exhaust heat from the gas turbine are used as energy to lower the compressor intake temperature, and the power generation output can be improved without increasing carbon dioxide, which is a greenhouse gas, and fuel consumption
  • a solar-heated gas turbine system 500F that can reduce the amount can be provided.
  • the intake air temperature T ciAir cooled by the spray water is measured by the temperature sensor 501 as in the third and fourth embodiments, and the target spray rate G TWH is measured. And the power generation output MW out can be controlled with higher accuracy.

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Abstract

　ガスタービンシステム（５００Ａ）の運転状態に応じて、太陽熱エネルギを利用して生成された高圧温水を使用できない場合にも、出力増加の要求に対応可能なガスタービンシステムを提供する。　ガスタービンシステム（５００Ａ）において、太陽熱を利用した集熱装置（２００）で第１の高圧温水を生成するとともに、ガスタービン（１０３）の燃焼排ガスの一部を、ダンパ（１１０ａ）を開いて排気ダクト（１１０Ａ）を通じて熱交換器（１３０）へ導入し、熱交換器（１３０）で第２の高圧温水を生成する。そして、流量調整弁（１２９），（１３２）の開度を制御装置（１４５Ａ）で制御して圧縮機（１０１）で吸引する吸気（１０６）中に高圧温水を噴霧する。

Description

ガスタービンシステム及びその制御方法
　本発明は、太陽熱エネルギをガスタービンに利用したガスタービンシステム及びその制御方法に関する。
　近年、地球温暖化物質の一つである二酸化炭素（ＣＯ２）の排出量をできる限り抑制することが求められている。このような動向の中、再生可能エネルギの代表例としては、水力、風力、地熱、太陽（光／熱）エネルギ等が存在するが、これらの中でも特に太陽熱を利用した発電システムは、集熱装置で集熱して発生させた蒸気により蒸気タービンを駆動する方式が一般的である。この種の従来技術としては、例えば、特許文献１に記載のものがある。
　一方、天然ガスや石油等の化石資源を燃料とする発電システムとして、ガスタービンシステムがある。
　なお、ガスタービンシステムでは、夏場等大気温度が上昇する条件では圧縮機における空気の吸気量が減少し、それにともなってガスタービンの出力も低下することが知られている。大気温度の上昇にともなうガスタービンシステムの出力低下を抑制する手段の一つとして、例えば、特許文献２に記載の技術がある。特許文献２に記載の技術は、具体的には、コンバインドサイクルプラントの圧縮機の吸気に水を噴霧してその気化熱で吸気を冷却して出力向上を図るものである。そこには、ガスタービンの燃焼排ガスで生成された蒸気を圧縮機の吸気に噴霧する技術の記載もある。
特開２００８－３９３６７号公報 特開平９－２３６０２４号公報
　ところで、前記した太陽熱利用発電システムでは、蒸気の熱源である太陽熱を集熱するための集熱装置が必要となる。集熱方式としては、曲面鏡の前に設置した集熱管に太陽光を集光させて集熱するトラフト型、ヘリオスタットと呼ばれる多数の平面鏡で反射させた太陽光をタワーに集光させるタワー型等各種の方式が存在する。しかしながら、集熱方式を問わず、蒸気タービンを高効率化、すなわちより高温の蒸気を得て蒸気タービンを駆動させる、又は高出力化するためには、膨大な規模の集熱装置（反射鏡）が必要となる。これは、すなわち、集熱装置を設置するために広大な敷地が必要であることを意味する。例えば、出力５０ＭＷの太陽熱利用発電システムの場合、集熱装置の設置面積として１．２平方キロメートルが必要と言われている。
　一方、太陽熱発電システムをコストの面から評価すると、設置される集熱装置（反射鏡）の規模が膨大である故、システム全体に占める集熱装置のコストの割合は８０％程度になっているのが現状である。このため、コスト低減を図るためには集熱装置の規模を大幅に削減する必要があるが、集熱装置の規模の縮小は、太陽熱利用発電システムにおける高効率化、高出力化の目的とは相反する課題となっていた。
　また、特許文献２に記載の技術では、出力低下を抑制するために、圧縮機へ吸引される吸気ダクト内の空気に常温水を噴霧するが、本来、計画されていない運転範囲、例えば吸気温度が低い状態にて本技術を用いた場合には、次のような課題がある。
　圧縮機内部でエロージョンを生じさせるような大きさの液滴を形成させず、速やかに噴霧水を気化させることが、吸気の温度低下、圧縮機の健全性の観点から望ましい。つまり、常温水を圧縮機の吸気内に噴霧する場合は、気化潜熱による吸熱作用で噴霧された常温水の液滴が氷点下となり、圧縮機の入口部で氷結し易い上に、噴霧後の液滴の粒径が小さくなりにくく、圧縮機内部での速やかな気化が望めない状態が生じ得る。
　そのため、高圧温水を吸気ダクト内に噴霧することが望ましい。すなわち、例えば、１５０～２００℃の高圧温水の有する熱量の約７０～８０％が気化潜熱であることを利用して、高圧状態から大気圧状態へと急激に減圧させて高圧温水を減圧沸騰させる。この場合、高圧温水の減圧沸騰では、液滴の微粒子化が促進され、圧縮機内部で速やかに気化できる。
　しかし、高圧温水の生成に化石燃料を用いると、二酸化炭素が増加することになる。
　そこで、空気を圧縮する圧縮機と、圧縮機で圧縮された空気を供給して燃料を燃焼させる燃焼器と、燃焼器で発生した燃焼ガスによって駆動されるガスタービンと、太陽熱を集熱して高圧温水を生成する集熱装置と、圧縮機に取り込まれる空気に、集熱装置で生成された高圧温水を噴霧する噴霧装置と、を含む、ガスタービンシステムが考えられる。
　このような構成により、集熱装置の規模、例えば、集光鏡の数を大幅に低減し、集熱装置の設置に要する敷地面積を大幅に縮小化した太陽熱エネルギを利用したガスタービンシステムが提供できる。
　しかしながら、このような太陽熱エネルギを利用したガスタービンシステムでも、日射量が少ないが大気温度は高い場合に、そのときの発電機の出力目標値を達成できるだけの高圧温水を太陽熱エネルギの利用のみで生成して吸気に噴霧することができない場合がある。
　本発明の目的は、ガスタービンシステムの運転状態に応じて、太陽熱エネルギを利用して生成された高圧温水が不足する場合にも、出力増加の要求に対応可能なガスタービンシステム及びその制御方法を提供することを目的とする。
　請求の範囲第１項に係る発明は、吸気される空気を圧縮して吐出する圧縮機と、圧縮機から吐出された空気と燃料とが混合されて燃焼される燃焼器と、燃焼器からの燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、を備えたガスタービンシステムにおいて、太陽熱エネルギを利用して第１の高圧温水を生成する第１の高圧温水生成手段と、ガスタービンの燃焼排ガスを利用して高圧温水を生成する第２の高圧温水生成手段と、第１の高圧温水と第２の高圧温水を任意の割合で混合し、所要の圧力、温度、及び流量の第３の高圧温水に調整する高圧温水取得調整手段と、高圧温水取得調整手段により調整された第３の高圧温水を圧縮機の吸気に噴霧する噴霧装置と、を備えたことを特徴とする。
　請求の範囲第１項に記載の発明によれば、太陽熱エネルギを利用して第１の高圧温水生成する第１の高圧温水生成手段と、前記ガスタービンの燃焼排ガスを利用して高圧温水生成する第２の高圧温水生成手段と、前記第１の高圧温水と前記第２の高圧温水を任意の比で混合し、所要の圧力、温度、及び流量の第３の高圧温水に調整する高圧温水取得調整手段と、を備えているので、第１の高圧温水生成手段による高圧温水が不足する場合も第２の高圧温水生成手段からの高圧温水生成手段からの高圧温水が供給でき、所要の圧力、温度、及び流量の第３の高圧温水に調整して噴霧装置から噴霧して、圧縮機に吸引される吸気の温度を低下できる。
　請求の範囲第６項に係る発明は、吸気される空気を圧縮して吐出する圧縮機と、圧縮機から吐出された空気と燃料とが混合されて燃焼される燃焼器と、燃焼器からの燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、太陽熱エネルギを利用して第１の高圧温水生成する第１の高圧温水生成手段と、ガスタービンの燃焼排ガスを利用して高圧温水生成する第２の高圧温水生成手段と、第１の高圧温水と前記第２の高圧温水を任意の比で混合し、所要の圧力、温度、及び流量の第３の高圧温水に調整する高圧温水取得調整手段と、高圧温水取得調整手段により調整された前記第３の高圧温水を前記圧縮機の吸気に噴霧する噴霧装置と、を備え、高圧温水取得調整手段は、第１の高圧温水生成手段及び前記第２の高圧温水生成手段に給水するポンプと、流量を制御する第１の流量調整弁と、第２の高圧温水の流量を制御する第２の流量調整弁と、第１及び第２の流量調整弁の開度及びポンプの回転速度を制御する制御装置とを、有するガスタービンシステムの制御方法において、
　制御装置は、第１の高圧温水の温度と流量をそれぞれセンサで検出するとともに、第２の高圧温水の温度と流量をそれぞれセンサで検出し、更に、前記噴霧装置に供給される第３の高圧温水の温度と流量と圧力をそれぞれセンサ検出し、所要の圧力、温度、及び流量の第３の高圧温水となるようにポンプの回転速度と第１及び第２の流量調整弁の開度を調整することを特徴とする。
　請求の範囲第６項に記載の発明によれば、制御装置は、第１の高圧温水の温度と流量をそれぞれセンサで検出するとともに、第２の高圧温水の温度と流量をそれぞれセンサで検出し、更に、噴霧装置に供給される第３の高圧温水の温度と流量と圧力をそれぞれセンサ検出し、所要の圧力、温度、及び流量の第３の高圧温水となるようにポンプの回転速度と第１及び第２の流量調整弁の開度を調整することができるので、第１の高圧温水生成手段が生成する第１の高圧温水の温度や流量が不足しても、第２の高圧温水生成手段が生成する第２の高圧温水の温度や流量と混合して、第３の高圧温水として要求される圧力、温度、及び流量を満たして圧縮機の吸気に噴霧させることができる。
　本発明によれば、ガスタービンシステムの運転状態に応じて、太陽熱エネルギを利用して生成された高圧温水が不足する場合にも、出力増加の要求に対応可能なガスタービンシステム及びその制御方法を提供できる。
第１及び第２の実施形態に係るガスタービンシステムの構成図である。 第１の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。 第１の実施形態のガスタービンシステムの出力制御特性の説明図である。 第２の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。 第２の実施形態のガスタービンシステムにおける燃料節約運転モードと節水運転モードとの切替による燃料噴射率の変化の説明図である。 第３及び第４の実施形態に係るガスタービンシステムの構成図である。 第３の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。 第４の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。 第５及び第６の実施形態に係るガスタービンシステムの構成図である。 第５の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。 第６の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。
《第１の実施形態》
　図１から図３を参照し、本発明の第１の実施形態に係るガスタービンシステム５００Ａを説明する。図１は、第１及び第２の実施形態に係るガスタービンシステムの構成図である。
　図１に示すように、本実施形態のガスタービンシステム５００Ａは、主に、ガスタービン装置１００、太陽熱を集熱して高圧温水を生成する集熱装置（第１の高圧温水生成手段）２００、ガスタービン装置１００の燃焼排ガスの熱を利用して高圧温水を生成する熱交換器（第２の高圧温水生成手段）１３０、集熱装置２００で生成された高圧温水を吸気１０６に噴霧する噴霧する噴霧装置３００、制御装置１４５Ａ（高圧温水取得調整手段）を含んで構成される。
（吸気ダクトと噴霧装置）
　ガスタービン装置１００において、圧縮機１０１の上流側には、例えば、流れ方向に垂直な横断面が矩形の吸気ダクト１０５が設けられている。吸気ダクト１０５の入口側には、例えば、ルーバー（図示せず）が設けられ、更に塵埃の除去のためのフィルタ（図示せず）が配置されている。吸気ダクト１０５には、更に、フィルタの下流側（圧縮機１０１側）に、吸気１０６に高圧温水を噴霧する噴霧ノズル１３５を、例えば、格子状に配置し、各噴霧ノズル１３５に高圧温水を供給する噴霧母管１３４を配置し、噴霧装置３００を構成している。図１では簡単化のため噴霧母管１３４は１段で表示してあるが、吸気１０６の流れ方向に多段に配置しても良い。
　図１の吸気ダクト１０５は、噴霧母管１３４、噴霧ノズル１３５を表示するため、部分断面図で示してある。噴霧ノズル１３５からは減圧沸騰して微小液滴又は気化した噴霧水１３６を放射状の点線で示してある。
　なお、高圧温水を減圧沸騰させて噴霧ノズル１３５から噴霧するので、微小液滴は、圧縮機１０１のエロージョンを生じさせることはない。
　吸気ダクト１０５に図示しないフィルタやサイレンサが設置されている場合は、噴霧装置３００は、フィルタやサイレンサよりも吸気１０６の流れの下流側に設置することが望ましい。
（圧縮機、燃焼器、ガスタービン）
　大気条件の吸気１０６は、吸気ダクト１０５内で噴霧装置３００からの噴霧水で冷却された吸気１３７（吸気１０６と噴霧水との混合気）となって圧縮機１０１に吸引され、圧縮機１０１で加圧された後、圧縮空気１０７となって燃焼器１０２へ流入する。燃焼器１０２において圧縮空気１０７と、流量調整弁１１２を介して供給された燃料１０８とが混合されて燃焼し、高温高圧の燃焼ガス１０９が発生する。燃焼ガス１０９はガスタービン１０３へ流入し、ガスタービン１０３を回転駆動し、ガスタービン１０３と軸を接続された発電機１０４を回転させて発電する。ガスタービン１０３を駆動した燃焼ガスは、燃焼排ガスとなってガスタービン１０３より排気ダクト１１０Ｂを経て、例えば、図示しない排熱回収ボイラに導入される。また、圧縮機１０１は、ガスタービン１０３の駆動軸１１１により回転駆動される。
　前記した排気ダクト１１０Ｂには、制御装置１４５Ａによってその開度が調整されるダンパ１１０ａが設置され、ダンパ１１０ａが開いているとき、ガスタービン１０３の燃焼排ガスの一部は、排気ダクト１１０Ａを通じて後記する熱交換器１３０に導かれる。
（集熱装置２００と太陽熱利用高圧温水噴霧系）
　次に、太陽熱エネルギを利用した集熱装置２００と太陽熱利用高圧温水噴霧系の構成について説明する。
　常温水を貯留する水タンク１２０内の水は、配管１２１を経てポンプ（高圧温水取得調整手段）１２２に給水され、ポンプ１２２にて昇圧され、配管１２３及び流量調整弁（高圧温水取得調整手段）１２４、配管１２５Ａの順に送水され、配管１２５Ａで分岐して配管１２５Ｂにて集熱管１２７に圧送される。集熱管１２７には集光板１２６によって集光された太陽Ｓの太陽光が照射される。その集光板１２６によって集光され照射された太陽光の熱によって集熱管１２７内に供給された水は加熱され、高圧温水（第１の高圧温水）となる。集熱管１２７内の高圧温水は配管１２８、流量調整弁（高圧温水取得調整手段、第１の流量調整手段）１２９、配管１３３Ａ、配管１３３Ｃの順に圧送され、前記した噴霧母管１３４に最終的に供給される。
　ここで、集光板１２６と集熱管１２７が集熱装置２００を構成するが、この集熱装置２００としては、具体的には、例えば、集熱管１２７に沿って集光板１２６として曲面鏡を配置して太陽光を曲面鏡の線状の焦点の位置の集熱管１２７に集める構成（トラフ式集熱装置）、集光板１２６として平面鏡をほぼＶ字形に配置して、集熱管１２７をＶ字形に配置した平面鏡で集光する部分に配置する構成や、平面型のフレネルレンズの焦点に集熱管１２７を配置する構成、３次元のパラボラ形に集光板１２６である複数の曲面鏡又は平面鏡を配して、そのパラボラ形の焦点に円盤型の集熱管１２７を配置した構成（ディッシュ式集熱装置）等が考えられる。
　図１では、集熱装置２００として代表的に１つのユニットだけを表示してあるが、普通は複数のユニットがシリーズ又はパラレルに集熱管１２７が配管接続されるように設置され、そこで生成された高圧温水が配管１２８に合流するように構成されている。ディッシュ式集熱装置やタワー式集熱装置の場合は１つのユニットでも可能である。
（排ガス加熱高圧温水噴霧系）
　また、前記した配管１２５Ａから配管１２５Ｃに分岐された常温水は、熱交換器１３０において、前記したダンパ１１０ａにより一部抽出され、排気ダクト１１０Ａにより導かれた燃焼排ガスにより加熱され、高圧温水となる。
　前記した排気ダクト１１０Ｂには、制御装置１４５Ａによってその開度が調整されるダンパ１１０ａが設置され、ダンパ１１０ａが開いているとき、ガスタービン１０３の燃焼排ガスの一部は、熱交換器１３０に導かれ、常温水を貯留した水タンク１２０から供給された常温水を、後記する流量調節弁（高圧温水取得調整手段、第２の流量調整手段）１３２が開状態のとき熱交換器１３０で加熱して、高圧温水（第２の高圧温水）を生成する。熱交換器１３０を通過した燃焼排ガス１１３は、そのまま大気放出される。熱交換器１３０で生成された高圧温水は、配管１３１、流量調整弁１３２、配管１３３Ｂを経て、配管１３３Ｃで集熱装置２００からの高圧温水と合流し、混合された高圧温水（第３の高圧温水）となる。
　ここで、水タンク１２０、配管１２１、ポンプ１２２、配管１２３、流量調整弁１２４、配管１２５Ａ，１２５Ｂ、集熱管１２７、配管１２８、流量調整弁１２９、配管１３３Ａ，１３３Ｃ、噴霧母管１３４、噴霧ノズル１３５が、太陽熱利用高圧温水噴霧系を構成している。また、水タンク１２０、配管１２１、ポンプ１２２、配管１２３、流量調整弁１２４、配管１２５Ａ，１２５Ｃ、流量調整弁１３２、熱交換器１３０、配管１３１，１３３Ｂ，１３３Ｃ、噴霧母管１３４、噴霧ノズル１３５が、排ガス加熱高圧温水噴霧系を構成している。
（計測センサ）
　ガスタービンシステム５００Ａには様々な計測センサが備え付けられており、流体の温度、圧力、流量や、発電機１０４での発電量（出力）を計測し、制御装置１４５Ａに計測した信号を送り、前記したポンプ１２２の駆動を制御したり、流量調整弁１１２、１２４，１２９，１３２，ダンパ１１０ａの開度を調整したりしている。
　図１には、代表的な計測センサを例示する。
　集熱装置２００の集熱管１２７からの高圧温水を集める配管１２８には、太陽熱エネルギで加熱された高圧温水の温度を計測する温度センサ４３と高圧温水の流量を計測する流量センサ４４が設けられている。また、集熱装置２００の近傍には、太陽Ｓの照射量を計測する光量センサ４２が設けられ、集熱装置２００における高圧温水の生成率を制御装置１４５Ａで演算可能になっている。
　水タンク１２０には温度センサ４１が設けられ、水温ＴＷ０を示す信号を制御装置１４５Ａへ送信する。配管１２８には、温度センサ４３と流量センサ４４が設けられ、温度センサ４３は温度ＴＷＨ１を示す信号を、流量センサ４４は、計測した体積流量から温度センサ４３による温度の密度補正をした質量流量ＧＷＨ１を示す信号を、それぞれ制御装置１４５Ａへ送信する。
　配管１３１には、温度センサ４７と流量センサ４８が設けられ、温度センサ４７は温度ＴＷＨ２を示す信号を、流量センサ４８は、計測した体積流量から温度センサ４７による温度の密度補正をした質量流量ＧＷＨ２を示す信号を、それぞれ制御装置１４５Ａへ送信する。
　配管１３３Ｃには、温度センサ１３８と圧力センサ１３９と流量センサ１４０が設けられ、温度センサ１３８は高圧温水の温度ＴＷＨを示す信号を、圧力センサ１３９は高圧温水の圧力ＰＷＨを示す信号を、流量センサ１４０は、計測した体積流量から温度センサ１３８による温度の密度補正をした高圧温水の質量流量（高圧温水噴霧率）ＧＷＨを示す信号を、それぞれ制御装置１４５Ａへ送信する。
　吸気ダクト１０５の入口側には大気条件の吸気１０６の温度を計測する温度センサ１４１が設けられており、その温度ＴｉＡｉｒを示す信号が、制御装置１４５Ａへ送信される。
　図１では、温度センサ１４１は、吸気ダクト１０５の外側に設けられているが、実際には、ルーバーより下流側の太陽光や雨水の当たらない箇所に、また、当然、噴霧装置３００よりも上流側に設置されている。
　温度センサ１４１は、夏場等の気温が高い場合、圧縮機１０１の入口温度が大気条件のままであれば、空気密度が低下して圧縮機１０１の吸入空気流量が減少した分だけ、ガスタービン１０３の出力の低下とともに外部に取り出せる出力が減少するので、大気温度の上昇によるガスタービン１０３の出力低下を補償するため、高圧温水を噴霧装置３００から吸気ダクト１０５内に噴霧することにより、蒸発潜熱の効果で圧縮機１０１の入口の空気温度を低下させる制御に用いられる。
　発電機１０４には、発電量を検出する出力センサ１４３が設けられ、制御装置１４５Ａへ発電機出力ＭＷｏｕｔを示す信号が制御装置１４５Ａへ送信される。
　また、ガスタービン装置１００には、燃焼器１０２に供給される燃料１０８の質量流量を計測する流量センサ１４２が設けられ、質量流量Ｇｆを示す信号が制御装置１４５Ａへ送信される。この信号は、燃焼器１０２に供給される燃料１０８の質量流量を流量調整弁１１２で制御する流量調整弁１１２の開度フィードバック制御に用いられる。
　ちなみに、図１では、燃料供給系のポンプやタンクは省略されている。
　また、図１では省略されているが、ポンプ１２２の回転速度やオン・オフ状態を検知するセンサが設けられるとともに、流量調整弁１１２，１２４，１２９，１３２の弁開度を検出する弁開度センサ、ダンパ１１０ａの開度を検出する角度センサが設けられ、それぞれの信号が制御装置１４５Ａに入力されている。
　なお、図１において、制御装置１４５Ａによって制御されるポンプ１２２、流量調節弁１１２，１２４，１２９，１３２及びダンパ１１０ａへの制御信号は、代表的に符号１４４で示してあるが、後記する図２の説明では区別して表示してある。
（制御装置）
　次に、図２を参照しながら制御装置１４５Ａの機能構成について説明する。図２は、第１の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。
　制御装置１４５Ａは、図示省略の制御装置本体とコンソールとで構成されている。制御装置１４５Ａは、例えば、プロセスコンピュータであり、コンソールは、表示装置と入力装置で構成されている。表示装置は例えば、液晶表示装置であり、入力装置は、例えば、マウスとキーボードで構成されている。
　制御装置本体は、例えば、図示省略の入力インタフェース、出力インタフェース、コンソール用入出力インタフェース、ＣＰＵ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、ハードディスク記憶装置等を有しており、ハードディスク記憶装置に記憶された図示しないプログラムやデータを読み出してＣＰＵで実行することにより、後記する各機能構成を実現する。
　入出力インタフェースは、前記した各種センサ４１，４２、４３，４４，４７，４８，１３８，１３９，１４０，１４１，１４２，１４３からの計測信号が入力される。
　更に、指令器２０１が受信する出力目標値ＭＷＤが入力インタフェースに入力される。
　ちなみに、指令器２０１は、無線通信やインターネット回線等で、例えば、給電指令室と通信する。
　コンソール用入出力インタフェースは、コンソールの前記した入力装置からの指示が入力され、表示装置へのガスタービンシステムの運転状態等を示す表示データを出力する。
　出力インタフェースは、流量調整弁１１２，１２４，１２９，１３２及びダンパ１１０ａへの開度制御信号を出力し、ポンプ１２２への起動、停止、回転速度制御信号を出力する。
　図２に示すように、制御装置１４５ＡのＣＰＵが、プログラムを実行することによって実現される機能として、主に、制御目標値発生部２０２Ａ，２０８Ａ、減算器１５１，１５２，１５３、制御部２０３，２０４，２０６、信号発生部２０５，２０７を含んで構成されている
　制御目標値発生部２０２Ａは、指令器２０１から入力された出力目標値（目標発電出力）ＭＷＤと、出力センサ１４３で計測された発電機出力ＭＷｏｕｔ、温度センサ１４１で計測された吸気温度ＴｉＡｉｒを引数とし、目標燃料噴射率（燃料質量流量）ＧＴｆを演算する燃料噴射制御部２０２ａと、出力目標値ＭＷＤと、発電機出力ＭＷｏｕｔ、吸気温度ＴｉＡｉｒを引数とし、噴霧装置３００からの高圧温水噴霧率（質量流量）の目標値（目標噴霧率）ＧＴＷＨを演算する高圧温水噴霧率制御部２０２ｂとを有している。
　以下に、より具体的に制御目標値発生部２０２Ａにおける演算方法を説明する。
　制御目標値発生部２０２Ａの燃料噴射制御部２０２ａは、先ず、出力目標値ＭＷＤ及び吸気温度ＴｉＡｉｒに基づいて、高圧温水を噴霧しない従来のガスタービン発電システムにおける目標燃料噴射率ＧＴｆを計算する。高圧温水噴霧率制御部２０２ｂは、次いで、出力目標値ＭＷＤ、現在の発電機出力ＭＷｏｕｔ、吸気温度ＴｉＡｉｒを入力し、ガスタービンシステム５００Ａの出力レベル、例えば、５０％定格出力未満の低レベル出力、５０～８０％定格出力の中レベル出力、８０％定格出力以上の高レベル出力の出力帯や、ガスタービンシステム５００Ａの機械的制約を勘案して噴霧する高圧温水の目標噴霧率ＧＴＷＨを決定する。次に、燃料噴射制御部２０２ａは、高圧温水を目標噴霧率ＧＴＷＨで噴霧した際に得られる燃料消費量低減効果を計算し、高圧温水噴霧のない従来のガスタービン発電システムにおける目標燃料噴射率ＧＴｆを補正して新たな目標燃料噴射率ＧＴｆとして、減算器１５１に出力する。
　また、制御目標値発生部２０２Ａは、目標噴霧率ＧＴＷＨを高圧温水噴霧率制御部２０２ｂおいて演算し、減算器１５２に出力するとともに、制御目標値発生部２０８Ａに出力する。
　制御部２０３では、減算器１５１で演算された目標燃料噴射率ＧＴｆと、流量センサ１４２で計測された燃料噴射率Ｇｆとの偏差により流量調整弁１１２の弁開度の制御指令１４４Ｖｆが計算され、燃料噴射率Ｇｆを調整する。一方、制御部２０４では、目標噴霧率ＧＴＷＨと流量センサ１４０で計測された高圧温水噴霧率ＧＷＨとの偏差によりポンプ１２２の回転速度の制御指令１４４Ｐが計算され、高圧温水霧率ＧＷＨを調整する。ここで、制御部２０３，２０４は、比例積分制御（ＰＩ制御）を行う。
　ちなみに、減算器１５１の偏差が正値のとき流量調整弁１１２の開度は減じられ、偏差が負値のとき流量調整弁１１２の開度は増加するように制御される。減算器１５２の偏差が正値のときポンプ１２２の回転速度は減じられ、偏差が負値のときポンプ１２２の回転速度は増加するように制御される。
　信号発生部２０５には吸気ダクト１０５内部に噴霧するのに適した噴霧圧ＰＷＨの目標値（目標噴霧圧）ＰＴＷＨが予め記憶格納され、目標噴霧圧ＰＴＷＨが減算器１５３に入力される。減算器１５３では、目標噴霧圧ＰＴＷＨと圧力センサ１３９で計測された噴霧圧ＰＷＨとの偏差が演算される。制御部２０６では、減算器１５３で演算された偏差により流量調整弁１２４の弁開度の制御指令１４４Ｖ１が計算され、噴霧圧ＰＷＨを調整する。
　ちなみに、減算器１５３の偏差が正値のとき流量調整弁１２４の開度は減じられ、偏差が負値のとき流量調整弁１２４の開度は増加するように制御される。
　信号発生部２０７には吸気ダクト１０５内部に噴霧するのに適した高圧温水の温度の目標値（目標高圧温水温度）ＴＴＷＨが予め記憶格納されている。
　制御目標値発生部２０８Ａは、流量制御部２０８ａとダンパ制御部２０８ｂを含んで構成されている。流量制御部２０８ａは、光量センサ４２で計測された太陽熱照射量、温度センサ４３で計測された集熱装置２００で生成された高圧温水の温度ＴＷＨ１、流量センサ４４で計測された質量流量ＧＷＨ１、温度センサ４７で計測された熱交換器１３０で生成された高圧温水の温度ＴＷＨ２、流量センサ４８で計測された質量流量ＧＷＨ２、温度センサ１３８で計測された高圧温水の温度ＴＷＨに基づいて、温度センサ１３８で計測された高圧温水の温度ＴＷＨが目標高圧温水温度ＴＴＷＨとなるように流量調整弁１２９と流量調整弁１３２の弁開度を計算して、制御指令１４４Ｖ２，１４４Ｖ３を流量調整弁１２９、１３２にそれぞれ出力する。
　具体的には、流量制御部２０８ａでは、光量センサ４２で計測された太陽熱照射量と、供給される水の温度ＴＷ０とに基づいて、集熱装置２００において目標高圧温水温度ＴＴＷＨ、例えば、１５０℃の高圧温水の生成率、及び、目標高圧温水温度ＴＴＷＨが達成できない場合の高圧温水の温度を算出可能なマップデータ（図示省略）が予め記憶格納されている。そして、流量制御部２０８ａは前記マップデータにより集熱装置２００の目標高圧温水温度ＴＴＷＨが目標値に追従するための流量調整弁１２９から流入する集熱装置２００からの高圧温水のみで温度センサ１３８で計測された高圧温水の温度ＴＷＨが、目標高圧温水温度ＴＴＷＨにできるか計算し、可能であればこれを実現する流量調整弁１２９の弁開度とする制御指令１４４Ｖ２として出力する。
　なお、集熱装置２００が太陽Ｓから充分な熱量を得られず、目標高圧温水温度ＴＴＷＨの高圧温水の生成率が目標噴霧率ＧＴＷＨを下回る場合や、目標高圧温水温度ＴＴＷＨ未満の温度の高圧温水しか生成できない場合には、流量調整弁１３２を開とし、配管１３３Ｃで集熱装置２００からの高圧温水と熱交換器１３０からの高圧温水を混合して所要の目標高圧温水温度ＴＴＷＨの所要の目標噴霧率ＧＴＷＨの高圧温水とする。
　この制御は、温度センサ４３，流量センサ４４，温度センサ４７，流量センサ４８により、集熱装置２００からの高圧温水の温度ＴＷＨ１と質量流量ＧＷＨ１、熱交換器１３０からの高圧温水の温度ＴＷＨ２と質量流量ＧＷＨ２がそれぞれ計測されているので、容易に算出制御できる。
　ダンパ制御部２０８ｂは、流量調整弁１３２への弁開度制御指令１４４Ｖ３に基づいて、ダンパ１１０ａの開度を高圧温水の温度ＴＷＨが目標高圧温水温度ＴＴＷＨとなるように、例えば、所定の比例関数で追従制御する。
　なお、図２の制御部２０３、２０４、２０６及びダンパ制御部２０８ｂは、ＰＩ制御で例示したが、操作量を目標値に調整するための制御方法を限定するものではない。
　次に図３に基づいて本実施形態のガスタービンシステム５００Ａの出力制御特性について説明する。
　図３は、第１の実施形態のガスタービンシステムの出力制御特性の説明図である。横軸は時刻を縦軸は発電機出力ＭＷｏｕｔ（単位：ＭＷ）、燃料噴射率Ｇｆ（単位：ｋｇ／ｓｅｃ）、高圧温水噴霧率ＧＷＨ（単位：ｋｇ／ｓｅｃ）を示している。
　図３は、夏季の大気温度上昇時における本実施形態の太陽熱利用ガスタービンシステムの制御特性を示したものであり、低出力の運転状態からから一点鎖線で示す指令器２０１の要求する出力目標値ＭＷＤにまで実際の発電機１０４（図１参照）の発電機出力ＭＷｏｕｔが上昇する時間推移を示すとともに、高圧温水噴霧率ＧＷＨの時間推移を示す。発電機出力ＭＷｏｕｔが高圧温水の噴霧可能な出力レベルに達してから高圧温水の噴霧を開始する制御をすると、燃料噴射率Ｇｆが一定でも高圧温水噴霧率ＧＷＨの増加につれて発電機出力ＭＷｏｕｔは増加する。その後、出力目標値ＭＷＤの増加に応じて高圧温水噴霧率ＧＷＨと燃料噴射率Ｇｆが増加制御される。高圧温水噴霧率ＧＷＨが出力目標値ＭＷＤに対応する所要値に達した後は、一定の高圧温水噴霧率ＧＷＨに固定制御される。
　高圧温水の噴霧がなされない場合は、従来ガスタービン発電システムの最大出力以上の発電出力に到達できないが、本実施形態によれば、高圧温水噴霧による効果で従来ガスタービン発電システムの最大出力以上の出力目標値ＭＷＤに追従が可能である。
　本実施形態によれば、図３に示すように制御装置１４５Ａにより目標噴霧圧ＰＴＷＨ及び目標高圧温水温度ＴＴＷＨへと制御された高圧温水は、噴霧ノズル１３５（図１参照）から噴出した直後に大気圧下まで減圧され、吸気ダクト１０５内部で減圧沸騰することで周囲の流体から吸熱する。これにより、吸気１０６と高圧温水が気化した噴霧水１３６との混合流の冷却された吸気１３７の温度が低下し、ガスタービン１０３の出力が向上する。その結果、燃料消費量を低減することができる。
　高圧温水を得るための集熱装置２００における加熱量は水の顕熱分、例えば、１５０～２００℃程度の高圧温水までのエンタルピ増加分であるので、太陽光の集光板１２６の面積は、蒸発潜熱までの加熱量を必要とする蒸気そのものを得る場合に比較して数分の一の設置スペースで済む。また、集熱装置２００における太陽熱による入熱が少ない場合も、熱交換器１３０を補助熱源として熱量を補償できるため、運転の安定化が図られる。
　更に、圧縮機１０１の吸気温度を低下させるエネルギとして太陽熱とタービン１０３の排熱を利用しているので、温室効果ガスである二酸化炭素を増加せずに発電出力を向上でき、燃料消費量も削減でき、環境面で好ましいガスタービンシステムを提供できる。
《第２の実施形態》
　次に、図１、図４、図５を参照しながら本発明の第２の実施形態に係るガスタービンシステム５００Ｂについて説明する。第１の実施形態と同じ構成については、同じ符号を付し、重複する説明を省略する。
　図４は、第２の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。第１の実施形態における図２の制御装置１４５Ａと本実施形態の制御装置１４５Ｂとの異なる点は、以下の通りである。
　本実施形態の制御装置１４５Ｂは、（１）運転モード選択部３０１と運転制御部３０２とを有し、（２）制御目標値発生部２０２Ａ，２０８Ａの代わりに制御目標値発生部２０２Ｂ，２０８Ｂを有している。
　そして、制御目標値発生部２０２Ｂの燃料噴射制御部２０２ａ及び高圧温水噴霧率制御部２０２ｂは、運転制御部３０２から高圧温水を吸気ダクト１０５内に噴霧させない制御指令３０３（高圧温水不使用指令３０３）を受付け可能になっている。また、制御目標値発生部２０８Ｂの流量制御部２０８ａとダンパ制御部２０８ｂも運転制御部３０２から高圧温水を吸気ダクト１０５内に噴霧させない制御指令３０４（高圧温水不使用指令３０４）を受付け可能になっている。
　運転モード選択部３０１は、コンソール１４５ａからの運転員の操作で、燃料節約運転モードと節水運転モードの切り替えの入力指令を受付け、熱交換器１３０（図１参照）の使用可否を選択する。
　運転モード選択部３０１においてコンソール１４５ａからの燃料節約運転モードの指令が入力された場合には、運転モード選択部３０１の燃料節約運転モードの入力に応じて運転制御部３０２は、高圧温水不使用指令３０３，３０４を制御目標値発生部２０２Ｂ及び制御目標値発生部２０８Ｂへ出力しない。つまり、第１の実施形態と同じ制御を制御目標値発生部２０２Ｂ，２０８Ｂにおいて行う。
　一方、節水運転モードの指令が運転モード選択部３０１に入力された場合には、運転モード選択部３０１の節水運転モードの入力に応じて運転制御部３０２は、高圧温水不使用指令３０３，３０４を制御目標値発生部２０２Ｂ，２０８Ｂに入力する。この場合、制御目標値発生部２０２Ｂの高圧温水噴霧率制御部２０２ｂは、高圧温水の目標噴霧率ＧＴＷＨの値を０として減算器１５２に出力する。これによりポンプ１２２が停止し、高圧温水の供給が遮断される。また、制御目標値発生部２０２Ｂの燃料噴射制御部２０２ａは、出力目標値ＭＷＤ、発電機出力ＭＷｏｕｔ、吸気温度ＴｉＡｉｒに基づいて、目標燃料噴射率ＧＴｆを従来のガスタービンシステムのように高圧温水を噴霧しない場合の目標燃料噴射率ＧＴｆを演算してそのまま減算器１５１に出力する。
　更に、目標値発生部２０８Ｂに高圧温水不使用指令３０４が入力されると、目標値発生部２０８Ｂの流量制御部２０８ａは、流量調整弁１２９，１３２を所定の部分開度に固定し、ダンパ制御部２０８ｂは、排気ダクト１１０Ａ（図１参照）を全閉にするようにダンパ１１０ａを制御する。
　ちなみに、流量調整弁１２９，１３２を所定の部分開度に固定するのは、流量調整弁１２９，１３２を全閉にすると、配管１２８，１３１等の圧力が高まり配管損傷を生じることを防止するためである。
　図５は、第２の実施形態のガスタービンシステムにおける燃料節約運転モードと節水運転モードとの切替による燃料噴射率の変化の説明図である。横軸は時刻を縦軸は、発電機出力ＭＷｏｕｔ（単位：ＭＷ）、燃料噴射率Ｇｆ（単位：ｋｇ／ｓｅｃ）、高圧温水噴霧率ＧＷＨ（単位：ｋｇ／ｓｅｃ）を示している。
　図５では、指令器２０１からの出力目標値ＭＷＤが一定の運転状態における本実施形態のガスタービンシステム５００Ｂにおける制御特性を示す。所定のタイミングで運転員がコンソール１４５ａ（図４参照）からの入力指令により燃料節約運転モードから節水運転モードへ切り替えた場合の燃料噴射率Ｇｆ、高圧温水噴霧率ＧＷＨ、発電機出力ＭＷｏｕｔの時間推移を示している。
　節水運転モードに切り替わると、燃料消費量を低減する効果が失われるため燃料噴射率Ｇｆは増加するが、高圧温水噴霧率ＧＷＨが０となるため節水運転モードが実現する。
　ちなみに、燃料節約運転モードと節水運転モードとの切り替えは、圧縮機１０１、ガスタービン１０３の運転特性から、所定の率で高圧温水噴霧率ＧＷＨを目標噴霧率ＧＴＷＨまで徐々に変化させ、燃料噴射率Ｇｆはその変化に追従して制御することが好ましい。
　一方、図1において燃焼排ガスを高圧温水生成の熱源として利用しない場合、すなわち、本システムをコージェネレ―ションシステムや蒸気タービンコンバインドサイクルに適用する場合に、熱交換器１３０を不使用として燃焼排ガスを排気ダクト１１０Ｂに全量導くことになるので、燃焼排ガスの熱エネルギをタービン排気側に設置した排熱回収ボイラへと全量供給することができ、蒸気タービンによる発電量が増加する運転に有効である。
　なお、運転モード選択部３０１への入力は本実施形態では、運転員が手動でコンソール１４５ａから入力するとしたがそれに限定されるものではない。制御装置１４５Ｂに接続された図示しない日照量、大気温度の情報を含む天気予報情報を受信する気象情報受信装置や電力需要、光量センサ４２等の外部情報から、制御装置１４５Ｂの運転モード選択部３０１において自動計算して自動設定しても良い。
　このような燃料節約運転モードと節水運転モードとの切替は、部分出力運転において高圧温水の吸気１０６への噴霧による出力増大効果や燃料節約効果が少ない場合に、例えば、水のコストが高い中近東のような地域でのガスタービンシステム５００Ｂの運用には、燃料節約と同様に節水もガスタービンシステム５００Ｂの運転コスト、発電単価の点から必要である。
　本実施家形態によれば、圧縮機吸気温度を低下させるエネルギとして太陽熱とガスタービン１０３の排熱を利用し、温室効果ガスである二酸化炭素を増加せずに発電出力を向上でき、燃料消費量も削減できる太陽熱利用のガスタービンシステム５００Ｂを提供できるとともに、その運用利便性を拡張できる。
《第３の実施形態》
　次に、図６、図７を参照して本発明の第３の実施形態に係るガスタービンシステムについて説明する。
　図６は、第３及び第４の実施形態に係るガスタービンシステムの構成図、図７は、第３の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。
　本第３の実施形態のガスタービンシステム５００Ｃは、第１の実施形態の変形であり、図６に示すように吸気ダクト１０５内に圧縮機１０１に吸気される噴霧装置３００により冷却された吸気温度ＴｃｉＡｉｒを検出する温度センサ（圧縮機入口吸気温度センサ）５０１を配置して、その計測信号を制御装置１４５Ｃに入力する点が異なる。
　また、図７に示す制御装置１４５Ｃにおいて第１の実施形態の制御装置１４５Ａとは、前記した温度センサ５０１から冷却された吸気温度ＴｃｉＡｉｒが制御目標値発生部２０２Ｃに入力され、制御目標値発生部２０２Ｃは、燃料噴射制御部２０２ａと、高圧温水噴霧率制御部２０２ｃを有する点が異なる。
　第１の実施形態と同じ構成には同じ符号を付し、重複する説明を省略する。
　高圧温水噴霧率制御部２０２ｃの機能は、図２に示した第１の実施形態の高圧温水噴霧率制御部２０２ｂと基本的に同じ機能を有するが、例えば、次の（１），（２）のいずれかの条件を満たしたときに、温度センサ５０１により計測された冷却された吸気温度ＴｃｉＡｉｒを用いて、予め設定された吸気温度目標値ＴＴｃｉＡｉｒまで低下させるように、フィードバック演算して目標噴霧率ＧＴＷＨの値を補正演算し、補正された目標噴霧率ＧＴＷＨを減算器１５２及び制御目標値発生部２０８Ａに入力する。
（１）出力目標値ＭＷＤが所定値以上、例えば、８０％定格以上
（２）大気温度ＴｉＡｉｒが所定値以上、例えば、３０℃以上で、かつ、出力目標値ＭＷＤが所定値以上、例えば、５０％定格以上
　このように、高圧温水噴霧率制御部２０２ｃは、温度センサ５０１により冷却された吸気１３７（図６参照）の温度ＴｃｉＡｉｒを計測して、例えば、夏季の大気温度上昇時、吸気温度目標値ＴＴｃｉＡｉｒまで低下させるに必要な目標噴霧率ＧＴＷＨを補正計算して出力し、ポンプ１２２の回転速度を調整することができるとともに、制御目標値発生部２０８Ａを介して流量調整弁１２９，１３２の開度、ダンパ１１０ａの開度を調整できる。
　従って、本実施形態によれば、高圧温水を吸気ダクト１０５内に噴霧して圧縮機１０１の吸気温度を目標値に追従することで圧縮機１０１の吸気温度の変動を抑制することができ、発電出力ＭＷｏｕｔをより精度良く出力目標値ＭＷＤに追従させることができる。これにより、第１の実施形態における効果である、圧縮機１０１の吸気温度を低下させるエネルギとして太陽熱とガスタービンの排熱を利用し、温室効果ガスである二酸化炭素を増加せずに発電出力を向上でき、燃料消費量も削減できる太陽熱利用のガスタービンシステム５００Ｃを提供できる。更に、吸気温度ＴｉＡｉｒの変化による太陽熱利用のガスタービンシステム５００Ｃの出力変動も低減可能である。
《第４の実施形態》
　次に、図６、図８を参照しながら本発明の第４の実施形態に係るガスタービンシステム５００Ｄについて説明する。第３の実施形態と同じ構成については、同じ符号を付し、重複する説明を省略する。
　図８は、第４の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。第３の実施形態における図７の制御装置１４５Ｃと本実施形態の制御装置１４５Ｄとの異なる点は、以下の通りである。
　本実施形態の制御装置１４５Ｄは、（１）運転モード選択部３０１と運転制御部３０２とを有し、（２）制御目標値発生部２０２Ｃ，２０８Ａの代わりに制御目標値発生部２０２Ｄ，２０８Ｂを有している。
　これは、第１の実施形態に対する第２の実施形態の位置付けと同様である。
　そして、制御目標値発生部２０２Ｄの燃料噴射制御部２０２ａ及び高圧温水噴霧率制御部２０２ｃは、運転制御部３０２から高圧温水を吸気ダクト１０５内に噴霧させない制御指令３０３（高圧温水不使用指令３０３）を受付け可能になっている。また、制御目標値発生部２０８Ｂの流量制御部２０８ａとダンパ制御部２０８ｂも運転制御部３０２から高圧温水を吸気ダクト１０５内に噴霧させない制御指令３０４（高圧温水不使用指令３０４）を受付け可能になっている。
　運転モード選択部３０１は、コンソール１４５ａからの運転員の操作で、燃料節約運転モードと節水運転モードの切り替えの入力指令を受付け、熱交換器１３０（図６参照）の使用可否を選択する。
　運転モード選択部３０１においてコンソール１４５ａからの燃料節約運転モードの指令が入力された場合には、運転モード選択部３０１の燃料節約運転モードの入力に応じて運転制御部３０２は、高圧温水不使用指令３０３，３０４を制御目標値発生部２０２Ｄ及び制御目標値発生部２０８Ｂへ出力しない。つまり、第３の実施形態と同じ制御を制御目標値発生部２０２Ｄ，２０８Ｂにおいて行う。
　一方、節水運転モードの指令が運転モード選択部３０１に入力された場合には、運転モード選択部３０１の節水運転モードの入力に応じて運転制御部３０２は、高圧温水不使用指令３０３，３０４を制御目標値発生部２０２Ｄ，２０８Ｂに入力する。この場合、制御目標値発生部２０２Ｄの高圧温水噴霧率制御部２０２ｃは、高圧温水の目標噴霧率ＧＴＷＨの値を０として減算器１５２に出力する。これによりポンプ１２２が停止し、高圧温水の供給が遮断される。また、制御目標値発生部２０２Ｄの燃料噴射制御部２０２ａは、出力目標値ＭＷＤ、発電機出力ＭＷｏｕｔ、吸気温度ＴｉＡｉｒに基づいて、目標燃料噴射率ＧＴｆを従来のガスタービンシステムのように高圧温水を噴霧しない場合の目標燃料噴射率ＧＴｆを演算してそのまま減算器１５１に出力する。
　更に、目標値発生部２０８Ｂに高圧温水不使用指令３０４が入力されると、目標値発生部２０８Ｂの流量制御部２０８ａは、流量調整弁１２９，１３２を所定の部分開度に固定し、ダンパ制御部２０８ｂは、排気ダクト１１０Ａ（図１参照）を全閉にするようにダンパ１１０ａを制御する。
　本実施形態によれば、圧縮機吸気温度を低下させるエネルギとして太陽熱とガスタービン１０３の排熱を利用し、温室効果ガスである二酸化炭素を増加せずに発電出力を向上できる。その結果、燃料消費量を削減できる太陽熱利用のガスタービンシステム５００Ｄを提供できるとともに、その運用利便性を拡張できる。
《第５の実施形態》
　次に、図９、図１０を参照しながら本発明の第５の実施形態に係るガスタービンシステム５００Ｅについて説明する。図９は、第５及び第６の実施形態に係るガスタービンシステムの構成図、図１０は、第５の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。
　本実施形態のガスタービンシステム５００Ｅが、第１の実施形態のガスタービンシステム５００Ａと異なる点は、図９に示すようにガスタービンシステム５００Ｅを排熱回収ボイラ（第２の温水生成手段）８０５と組み合わせて利用する点である。そのためガスタービンシステム５００Ｅでは、熱交換器１３０（図1参照）を排熱回収ボイラ８０５に置き換えられている。また、制御装置１４５Ａを制御装置１４５Ｅに変えている。
　第１の実施形態と同じ構成については同じ符号を付し、重複する説明を省略する。
　図９において、排熱回収ボイラ８０５の給水は、配管１２１よりポンプ１２２にて昇圧され配管１２３に吐出され、配管１２３からの分岐配管８０１より排熱回収ボイラ８０５へ送水される。ガスタービン１０３からダクト１１０により燃焼排ガス１１３は、排熱回収ボイラ８０５に導かれる。排熱回収ボイラ８０５は、複数の加熱管で構成された１段の加熱管列（符号省略）を構成し、更に多段の前記加熱管列を燃焼排ガス１１３の流れ方向に配置され、構成されている。燃焼排ガス１１３の流れの最上流の加熱管列は、蒸気管８０６で、図示省略の蒸気タービンに蒸気を供給している。この複数の加熱管列の最所の２段の間は連通管８０２で接続され、それに続く段の加熱管列の間は連通管８０３で接続されている。配管８０１からの給水は、燃焼排ガス１１３の流れの下流側に配置された加熱管列から燃焼排ガス１１３の流れの上流側の複数段の加熱管列へと順に導かれ、その過程で給水は未飽和水から飽和水に加熱され、更に蒸気、過熱蒸気と加熱される。
　そして、本実施形態では、連通管８０２から一部の高圧温水（第２の高圧温水）が配管８０４を介して抽出され、流量調整弁１３２に接続している。配管８０４には温度センサ４７、流量センサ４８が設けられ、排熱回収ボイラ８０５で加熱された高圧温水の温度ＴＷＨ２と質量流量ＧＷＨ２示す計測信号が制御装置１４５Ｅへ送信される。連通管８０２から抽出された一部の高圧温水は、配管８０４を経て、配管１３３Ｃで集熱装置（第１の高圧温水生成手段）２００からの高圧温水（第１の高圧温水）と合流し、混合された高圧温水（第３の高圧温水）となる。
　また、配管１２３は流量調整弁１２４、配管１２５Ａを経由して集熱装置２００の集熱管１２７に排熱回収ボイラ８０５への給水の一部を送水する。
　なお、図９では排熱回収ボイラ８０５の連通管８０２の高圧温水を配管８０４で分岐させたが、蒸気管８０６から配管８０４を分岐させても良い。
　図１０に示す制御装置１４５Ｅにおいて制御装置１４５Ａと異なる点は、制御目標値発生部２０８Ａが制御目標値発生部２０８Ｅに置き換わっている点である。制御目標値発生部２０８Ｅは、制御装置１４５Ａにおけるダンパ制御部２０８ｂの機能を取り除いた流量制御部２０８ａの機能だけを有している。ただし、制御装置１４５Ｅにおいては、ポンプ１２２は排熱回収ボイラ８０５への給水流量を調整するため、流量調整弁１２４は制御部２０４及び制御部２０６のから指令を加算器１５５で受信し、高圧温水噴霧率ＧＷＨと高圧温水の圧力ＰＷＨ２つの状態量を考慮して、流量調整弁１２４の開度を調整する。
　第１の実施形態における図２の説明と重複するので、機能説明は省略する。
　本実施形態によれば、太陽熱利用のガスタービンシステム５００Ｅの運転に関する効果は第１の実施形態と同様である。ただし、熱交換器１３０（図１参照）に代わり排熱回収ボイラを８０５を熱源とすることで、コンバインドサイクルのガスタービンシステム５００Ｅの構成を簡素化し、設備に掛かる費用を低減した太陽熱利用のガスタービンシステム５００Ｅを提供できる。
《第６の実施形態》
　次に、図９、図１１を参照して本発明の第６の実施形態に係るガスタービンシステム５００Ｆについて説明する。図１１は第６の実施形態のガスタービンシステムの制御装置の機能ブロック構成図である。本実施形態は第１の実施形態に対する第２の実施形態の位置付けと同様である。
　図１１に示す本実施形態における制御装置１４５Ｆは、第５の実施形態の制御装置１４５Ｅに太陽熱利用のガスタービンシステム５００Ｅの運用性を拡張するために、第２の実施形態と同様に運転モード選択部３０１と、運転制御部３０２とを有することを特徴とする。
　その燃料節約運転モードと節水運転モードとの切り替え制御において、ダンパ制御部２０８ｂがないことによるダンパ１１０ａ（図１参照）の開度制御が不要になっていること、高圧温水不使用指令３０４が制御目標値発生部２０８Ｆに入力された場合、流量調整弁１３２は全閉にされる点が異なる。このように全閉にすることで給水の漏洩が防止できる。
　ちなみに流量調整弁１３２を全閉にしても蒸気管８０６が蒸気タービンに蒸気を供給しているので配管８０４が過圧されることはない。
　本実施形態によれば、運転モード選択部３０１で燃料節約運転モードと節水運転モードの切替が可能であり、太陽熱利用のガスタービンシステム５００Ｆの運用利便性を拡張し、コージェネレーションシステムや蒸気タービンを組み合わせたコンバインドサイクルに適したガスタービンシステム５００Ｆを提供できる。
　また、第１の実施形態と同様に圧縮機吸気温度を低下させるエネルギとして太陽熱とガスタービンの排熱を利用し、温室効果ガスである二酸化炭素を増加せずに発電出力を向上でき、燃料消費量も削減できる太陽熱利用のガスタービンシステム５００Ｆを提供できる。
　なお、第５、第６の実施形態に対しても、第３及び第４の実施形態のように噴霧水で冷却された吸気温度ＴｃｉＡｉｒを温度センサ５０１で計測して、目標噴霧率ＧＴＷＨを補正してより精度良く発電出力ＭＷｏｕｔを制御可能にできる。

Claims (6)

  1. 　吸気される空気を圧縮して吐出する圧縮機と、該圧縮機から吐出された空気と燃料とが混合されて燃焼される燃焼器と、該燃焼器からの燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、を備えたガスタービンシステムにおいて、
    　太陽熱エネルギを利用して第１の高圧温水を生成する第１の高圧温水生成手段と、
    　前記ガスタービンの燃焼排ガスを利用して高圧温水を生成する第２の高圧温水生成手段と、
    　前記第１の高圧温水と前記第２の高圧温水を任意の割合で混合し、所要の圧力、温度、及び流量の第３の高圧温水に調整する高圧温水取得調整手段と、
    　前記高圧温水取得調整手段により調整された前記第３の高圧温水を前記圧縮機の吸気に噴霧する噴霧装置と、を備えたことを特徴とするガスタービンシステム。
  2. 　前記噴霧装置から前記第３の高圧温水を噴霧させないようにする噴霧停止手段を有することを特徴とする請求の範囲第１項に記載のガスタービンシステム。
  3. 　前記高圧温水取得調整手段は、
    　前記第１の高圧温水生成手段及び前記第２の高圧温水生成手段に給水するポンプと、
    　前記第１の高圧温水の流量を制御する第１の流量調整弁と、
    　前記第２の高圧温水の流量を制御する第２の流量調整弁と、
    　前記第１及び第２の流量調整弁の開度及び前記ポンプの回転速度を制御する制御装置とを、有することを特徴とする請求の範囲第１項に記載のガスタービンシステム。
  4. 　前記第２の高圧温水生成手段は、排熱回収ボイラであることを特徴とする請求の範囲第１項に記載のガスタービンシステム。
  5. 　前記噴霧装置から前記所要の流量の高圧温水を前記圧縮機の吸気に噴霧した結果、冷却された吸気温度を検出する圧縮機入口吸気温度を検出する圧縮機入口吸気温度センサを備え、
    　前記高圧温水取得調整手段は、予め設定された目標温度に前記圧縮機入口吸気温度を制御すること特徴とする請求の範囲第１項に記載のガスタービンシステム。
  6. 　吸気される空気を圧縮して吐出する圧縮機と、
    　該圧縮機から吐出された空気と燃料とが混合されて燃焼される燃焼器と、
    　該燃焼器からの燃焼ガスにより駆動されるガスタービンと、
    　太陽熱エネルギを利用して第１の高圧温水生成する第１の高圧温水生成手段と、
    　前記ガスタービンの燃焼排ガスを利用して高圧温水生成する第２の高圧温水生成手段と、
    　前記第１の高圧温水と前記第２の高圧温水を任意の比で混合し、所要の圧力、温度、及び流量の第３の高圧温水に調整する高圧温水取得調整手段と、
    　前記高圧温水取得調整手段により調整された前記第３の高圧温水を前記圧縮機の吸気に噴霧する噴霧装置と、を備え、
    　前記高圧温水取得調整手段は、
    　前記第１の高圧温水生成手段及び前記第２の高圧温水生成手段に給水するポンプと、
    　前記流量を制御する第１の流量調整弁と、
    　前記第２の高圧温水の流量を制御する第２の流量調整弁と、
    　前記第１及び第２の流量調整弁の開度及び前記ポンプの回転速度を制御する制御装置とを、有するガスタービンシステムの制御方法において、
    　前記制御装置は、
    　前記第１の高圧温水の温度と流量をそれぞれセンサで検出するとともに、前記第２の高圧温水の温度と流量をそれぞれセンサで検出し、
    　更に、前記噴霧装置に供給される前記第３の高圧温水の温度と流量と圧力をそれぞれセンサ検出し、
    　前記所要の圧力、温度、及び流量の第３の高圧温水となるように前記ポンプの回転速度と前記第１及び第２の流量調整弁の開度を調整することを特徴とするガスタービンシステムにおける制御方法。
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