WO2012120555A1 - 太陽熱利用ガスタービンシステム - Google Patents

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WO2012120555A1
WO2012120555A1 PCT/JP2011/001304 JP2011001304W WO2012120555A1 WO 2012120555 A1 WO2012120555 A1 WO 2012120555A1 JP 2011001304 W JP2011001304 W JP 2011001304W WO 2012120555 A1 WO2012120555 A1 WO 2012120555A1
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WO
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gas turbine
heat
hot water
turbine system
compressor
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PCT/JP2011/001304
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English (en)
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徹 江口
小山　一仁
重雄 幡宮
高橋　文夫
永渕　尚之
幸徳 片桐
Original Assignee
株式会社 日立製作所
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Publication date
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Priority to PCT/JP2011/001304 priority patent/WO2012120555A1/ja
Priority to US14/002,286 priority patent/US20140013757A1/en
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • F02C7/141—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
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    • F02C1/05—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly characterised by the type or source of heat, e.g. using nuclear or solar energy
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    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
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    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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    • F02C7/12—Cooling of plants
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    • F02C7/18—Cooling of plants characterised by cooling medium the medium being gaseous, e.g. air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
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    • F03G6/00—Devices for producing mechanical power from solar energy
    • F03G6/003—Devices for producing mechanical power from solar energy having a Rankine cycle
    • F03G6/005—Binary cycle plants where the fluid from the solar collector heats the working fluid via a heat exchanger
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/40—Solar thermal energy, e.g. solar towers
    • Y02E10/46—Conversion of thermal power into mechanical power, e.g. Rankine, Stirling or solar thermal engines

Definitions

  • the present invention relates to a solar heat utilization gas turbine system that reduces a decrease in power generation output of a gas turbine power generation system when atmospheric temperature rises using high-pressure hot water generated using solar energy.
  • One of the power plants that supply industrial power is a gas turbine power plant that uses fossil fuels such as natural gas and oil. Since this gas turbine power plant uses fossil fuels, it is required to suppress as much as possible the emission of carbon dioxide (CO 2 ), which is one of the global warming substances.
  • CO 2 carbon dioxide
  • Patent Document 1 relates to a gas turbine power generation system of a regeneration cycle that improves power generation efficiency using a working medium with a high humidity.
  • a technique is disclosed in which high-pressure high-temperature water is generated using exhaust gas or the like of a gas turbine as a heat source, and the high-pressure high-temperature water obtained thereby is sprayed on the intake air of the compressor using reduced-pressure boiling.
  • Patent Document 2 discloses a technique in which high-temperature water obtained by heating with gas turbine exhaust gas is added to the gas at the inlet of the compressor by flash atomization.
  • Patent Document 3 heats the fuel supplied to the combustion system of a turbomachine by a solar heating system.
  • Patent Document 4 relates to a solar power generation system using liquid air.
  • a high-temperature and high-pressure system in which high-pressure liquid air is heated to near room temperature by turbine exhaust air using a regenerative heat exchanger and further heated by a solar heat collector.
  • Techniques for driving a turbine with air are disclosed.
  • Patent Documents 1 and 2 mentioned above disclose that heat generated in a cycle (heat energy held by compressed air, gas turbine exhaust gas, etc.) is used as an energy source for atomizing spray water. However, no consideration is given to applying solar heat.
  • Patent Documents 3 and 4 mentioned above disclose the use of solar heat in a gas turbine system.
  • it is generally not easy to efficiently operate natural energy that is affected by disturbances such as weather conditions, and a means to optimally operate various heat sources such as exhaust gas and natural energy according to the disturbance conditions is desired. It is.
  • An object of the present invention is to provide a solar-heated gas turbine system that reduces the influence of disturbance such as weather conditions in a gas turbine that sprays water on the intake air of a compressor.
  • the present invention includes a compressor that compresses air, a combustor that combusts air and fuel compressed by the compressor, and a turbine that is driven by combustion gas generated by the combustor, and A heat collecting device for collecting solar heat, a heat storage device for storing high-pressure hot water generated by solar heat collected by the heat collecting device, and a spraying device for spraying the high-pressure hot water into the air sucked by the compressor
  • An intercooler that mixes the high-pressure hot water with the compressed air extracted from the compressor as cooling air to the turbine, and an evaporator that supplies steam generated by using the high-pressure hot water as a heat source to the combustor. It is characterized by that.
  • Example 1 which is a block diagram of a solar heat utilization gas turbine system and its control apparatus. It is a schematic diagram showing the energy flow of the gas turbine system of Example 1.
  • FIG. 3 is a flowchart illustrating an operation procedure of the gas turbine system and the control device of the first embodiment. 3 is a flowchart illustrating an operation procedure of optimum operation command calculation in the control device of the first embodiment.
  • 6 is a screen specification example of execution condition / operation mode setting in the maintenance tool of the first embodiment. 6 is a screen specification example of process value display in the maintenance tool according to the first embodiment. 6 is a screen specification example of a system evaluation value display in the maintenance tool of the first embodiment.
  • It is a block diagram of a solar heat utilization gas turbine system and its control apparatus (Example 2). It is a schematic diagram showing the energy flow of the gas turbine system of Example 2.
  • FIG. 1 shows a configuration diagram of a hot water spraying device (WAC: Water Atomization Cooling) that uses solar heat in a gas turbine power generation system, a turbine cooling intercooler, a solar heat utilizing gas turbine system including an evaporator, and a control device thereof.
  • WAC Water Atomization Cooling
  • the water source 110 in the gas turbine system 100 stores room temperature water 50 to be supplied to the system, and the water source pump 120 supplies the water collecting device 130 and the evaporator 190 as the room temperature water 51 and 55, respectively.
  • the heat collecting apparatus 130 has a function of taking out the energy of sunlight as heat, and is thereby supplied to the heat accumulator 140 and the hot water header 160 as the high temperature water 52 and 53.
  • the heat accumulator 140 has a function of storing the surplus of the amount of heat extracted by the heat collecting device 130, and the stored heat is guided to the hot water header 160 as high temperature water 54 through the water supply pump 150 as necessary.
  • the hot water header 160 has a function of temporarily storing the high-temperature water 53 and 54 supplied from the heat collector 130 and the heat accumulator 140, and the high-temperature water 56 stored therein is the spray device 170, the intercooler 180, and the evaporation, respectively. Is supplied to the vessel 190 (hot water 57-59).
  • the gas turbine 200 includes a compressor 210 that compresses the air 60, a combustor 220 that combusts the compressed air 65 and the fuel 63 compressed by the compressor 210, and a turbine 230 that is driven by the combustion gas 66 generated by the combustor 220. Is the main equipment. Further, a generator 240 is connected to the turbine 230 via a shaft and is driven by the rotation of the turbine 230.
  • the spray device 170 installed on the inlet side of the compressor 210 in the gas turbine 200 configured as described above is supplied with air 60 under atmospheric conditions, and sprays high-temperature water 57 therein to thereby generate high-humidity air 61. To the compressor 210.
  • the spraying device 170 vaporizes a part of the droplets sprayed before being introduced into the compressor 210, and the unvaporized droplets introduced into the compressor 210 together with the air inside the compressor 210. Vaporize during flow. Under conditions where the atmospheric temperature rises, such as in summer, the turbine output is reduced by the amount by which the flow rate of air supplied to the compressor 210 is reduced due to the reduction in air density. Thus, as described above, the spraying device sprays warm water by intake air to reduce the air temperature at the compressor inlet using the latent heat of vaporization of warm water, thereby complementing the turbine output decrease.
  • Compressor 210 pressurizes high-humidity air 61 and then flows into combustor 220 as compressed air 65.
  • the compressed air 65 and the fuel 63 are combusted, and a high-temperature combustion gas 66 is generated.
  • the combustion gas 66 flows into the turbine 230 and rotates the generator 240 via the turbine 230 and the shaft to generate power.
  • the combustion gas 66 that has driven the turbine 230 is discharged from the chimney 250 into the atmosphere as the combustion exhaust gas 68.
  • a part of the compressed air (compressed air 62) generated by the compressor 210 flows into the intercooler 180, and after spraying the high-pressure hot water 58 supplied from the hot water header 160, the high temperature of the turbine 230 is used as the cooling air 67. Flows into the part (cooling target part).
  • the compressed air 62 extracted from the compressor 210 becomes the high-humidity cooling air 67.
  • cooling performance can be improved more.
  • the flow rate of the compressed air 62 extracted from the compressor 210 can be reduced, there is an effect of improving fuel efficiency and turbine output.
  • the high temperature hot water 59 supplied from the hot water header 160 exchanges the normal temperature water 55, generates high temperature steam 64, and is led to the combustor 220.
  • the combustor 220 has an effect of suppressing the generation of environmentally hazardous substances such as nitrogen oxide (NOx) generated during combustion by lowering the temperature of the locally high temperature portion by steam spraying, and the steam is a turbine. The effect of improving output by acting as a working fluid can be obtained.
  • NOx nitrogen oxide
  • feed water thermometers 1, 3, 8, 11, 13, 14, feed water flow meter / flow rate adjusting valves 2, 4, 5, 6, 7, 9, 10, 12, a steam flow meter 18 and a steam thermometer 19 are installed in order to measure and control the process amount of the feed water system.
  • air thermometers 15, 17, 22, air pressure gauges 16, 21, fuel flow meter 20, and gas thermometer 23 are installed to measure the process amount of the combustion air / gas system.
  • the heat storage meter 25 is installed in order that the power generation output meter 24 measures the heat storage amount in the heat storage device 140, respectively.
  • the system has a valve for controlling the fuel flow rate as in the conventional gas turbine system, but is not shown here.
  • the control device 300 acquires the measurement information 69 acquired from the above-described measuring device online, and calculates and outputs a desired operation command using them.
  • the flow rate adjusting valves 2, 4, 5, 6, 7, 9, 10, and 12 are operated based on operation command information (measurement information) 69 output from the control device 300 to control the plant.
  • the signal 69 serves as both operation command information and measurement information.
  • Measurement information 69 acquired from the gas turbine system 100 is input to the GT system model 320 and the optimum operation command calculation unit 350.
  • the GT system model 320 has a function of simulating the behavior of the gas turbine system 100 based on physical phenomena and data statistical information. That is, the behavior of the gas turbine system 100 is simulated based on the model information 80 stored in the model information DB 310 and the operation command information 82 output from the optimum operation command calculation unit 350. This is nothing but the simulation calculation of the measurement information 69 when the operation command information 69 of the gas turbine system 100 is set based on the operation command information 82. It also has a function of automatically correcting the characteristics of the model so as to approach the characteristics of the actual machine using the measurement information 69 acquired from the system.
  • the model calculation information 81 calculated by the above function is output to the system evaluation unit 340.
  • the system evaluation unit 340 calculates the plant operating efficiency ⁇ and the power generation output Pw with respect to the plant operating state given by the model calculation information 81.
  • the plant operating efficiency ⁇ and the power generation output P w are calculated using the following [Equation 1] and [Equation 2].
  • G Fuel and H Fuel are the fuel flow rate and the fuel heating value, respectively, which are acquired as plant measurement information and physical property values.
  • P T , P C and P loss represent turbine output, compressor output and energy loss, respectively. All of the above can be derived by using various measuring device information and physical property values shown in FIG.
  • the system evaluation information 83 including the calculated operation efficiency of the plant and the power generation output is output to the optimum operation command calculation unit 350.
  • the plant evaluation information is output.
  • An operation command that maximizes the operation efficiency and the power generation output is searched by an optimization calculation.
  • the constraint conditions include weather / atmospheric temperature conditions, system operation mode, heat storage amount, and the like.
  • the detailed operation of the optimum operation command calculation unit 350 will be described later.
  • the optimization calculation result information 85 is stored in the calculation result DB 360.
  • optimal operation command information 69 is generated using the calculation result information 86 and is input to the gas turbine system 100, and based on this, the flow rate adjusting valves 2, 4, 5, 6, 7, 9, 10, 12 is operated.
  • the maintenance tool 400 displays information stored in the model information DB 310 and the calculation result DB 360 included in the control device 300 on the CRT device 430 as screen input / output information 87. Also, the keyboard input 90 input from the keyboard 410 and the mouse input 91 input from the mouse 420 are input to the control device 300 as screen input / output information 87.
  • the screen input includes constraint conditions for the optimization calculation.
  • FIG. 2 showing the energy flow between the components of the gas turbine system 100.
  • energy loss due to the water supply / gas system is ignored.
  • Solar thermal energy Q 1 energy input from the outside than 2 to the system, the amount of heat Q 2 cold water water source, Q 3, and the fuel energy Q 15, and the electric energy Q 17 and chimney by energy generation to be output to the outside
  • the exhaust gas energy Q 18 is more discharged.
  • Examples of the constraint conditions include a feed water flow rate guided from the water source 110 and a feed water flow rate that can flow into the hot water header 160 from the heat accumulator 140.
  • the control in the present embodiment is nothing but determining the distribution of energy Q 2 to Q 9 in FIG. 2 so that the plant efficiency and the plant output are optimized while satisfying the constraint conditions.
  • FIG. 3 includes steps 1000, 1100, 1200, 1300, 1400, 1500 and 1600.
  • step 1000 the execution condition of the control device is set.
  • the operation mode of the control the constraint condition for optimization, the determination threshold value at the time of executing the operation, and the like are set.
  • the next step 1100 is a branch, and it is determined whether or not the execution condition of the optimum operation command calculation in the control device 300 is satisfied. That is, it is determined whether or not the calculation execution interval time set in step 1000 has elapsed after the execution of the previous optimal operation command calculation. If it has elapsed, the process proceeds to step 1200. Otherwise, the process proceeds to step 1600. . It is also possible to forcibly execute optimization calculations and operations regardless of the above criteria.
  • step 1200 a system evaluation value for the current plant operating condition is calculated using the GT system model 320, the system evaluation unit 340, and the model information DB 310.
  • step 1300 the GT system model 320, the system evaluation unit 340, the model information DB 310, and the optimal operation command calculation unit 350 are used to calculate an optimal operation command condition considering the constraint conditions.
  • Step 1400 is a branch.
  • the system evaluation value for the current plant operating condition calculated in steps 1200 and 1300 and the system evaluation value for the operation command condition obtained by the optimization operation are compared, and the plant efficiency or power generation is determined by the obtained operation. If the output is improved and the improvement rate is equal to or higher than the threshold condition of the improvement rate set in step 1000, the process proceeds to step 1500. Otherwise, the process proceeds to step 1600.
  • step 1500 the plant is operated based on the operation command condition obtained in step 1300.
  • Step 1600 is a branch, and when a condition for ending the operation of the control device 300 is satisfied by external input or the like, the process proceeds to a step for ending a series of operations, and when not satisfied, the process proceeds to Step 1100.
  • step 1300 of FIG. 3 comprises steps 1310, 1320, 1330, 1340, 1350, 1360, 1370.
  • step 1310 the iteration number i of the optimization operation is initialized to 1.
  • step 1320 candidates for combinations of operation conditions to be searched are generated.
  • the operation condition means a water supply flow rate condition regarding a flow path in which the flow rate adjusting valve in the gas turbine system 100 is installed.
  • a combination of operation conditions is referred to as a solution.
  • a known algorithm genetic algorithm, annealing method, particle swarm optimization, etc. may be used as an optimization method for generating solution candidates.
  • step 1330 the measurement information of each measuring device of the system when the GT system model is operated using the determined solution candidate is simulated as a thermal material balance.
  • step 1340 the system evaluation value of the plant efficiency or the power generation output for the obtained thermal mass balance is calculated using the system evaluation unit 340.
  • step 1350 the latest system evaluation value obtained is compared with the previous best evaluation value obtained by the evaluation of the existing solution candidate and the solution candidate (best solution), and the latest system evaluation value is obtained. If it is good, the best evaluation value and the best solution are updated.
  • the next step 1360 is a branch. If the number of iterations i of the series of processes (steps 1320 to 1350) is equal to or larger than the maximum value set in step 1000 of FIG. 3, the process proceeds to step 1370; Add, and go to step 1320. That is, an optimal solution is obtained by repeating a series of processes a fixed number of times.
  • step 1370 the obtained best evaluation value and optimal solution are stored in the calculation result DB 360, and the series of processing is terminated (proceed to step 1400 in FIG. 3).
  • the control device is operated at regular intervals according to the operating condition obtained through measurement information in the gas turbine system and disturbance conditions such as weather conditions.
  • An optimal operation command that satisfies the mode and constraint conditions can be calculated.
  • FIG. 5 is a display example of the screen of the CRT device 430 of the maintenance tool 400 when setting the execution condition and the operation mode used in the control device 300 of the present embodiment.
  • the mouse pointer is first placed on the numerical boxes 3001, 3002, and 3003 on the execution condition setting screen, and the above-described optimization calculation execution interval time, optimization calculation execution count, and operation execution are performed using the keyboard 410.
  • Each deviation threshold at the time of determination can be input and set.
  • an operation mode corresponding to the operation needs can be selected.
  • the output priority mode is an operation mode in which an operation command is determined so as to maximize the power generation output.
  • the water saving mode is an operation mode in which water consumption is minimized, and the efficiency priority mode is to maximize plant efficiency.
  • This is an operation mode for determining an operation command.
  • the upper and lower limit values of the operation amount can be set to any range by sliding the black triangular gauge on the constraint condition setting bar 3009 corresponding to the operation amount item 3008 on the list screen to the left and right using the mouse 420. Can be set. Finally, when the button 3010 is clicked, the setting is completed, and the control device 300 executes the optimization calculation according to the set condition and determines the operation command condition.
  • FIG. 6 is an example of a screen specification for displaying the process value of the operation amount displayed on the screen of the CRT device 430 when the control device 300 and the maintenance tool 400 of the present embodiment are operated.
  • the time series data transition of each operation amount acquired online is displayed in a graph, and the status value of each operation amount is displayed in the lower half.
  • the graph of each operation amount can be switched by selecting the tag 3100, and a time series transition by the horizontal axis: time and the vertical axis: operation amount (flow rate) is drawn as a series 3102.
  • the range 3101 of the set constraint condition is displayed on the graph in a band shape, and the specification is such that it can be confirmed whether the process value of the manipulated variable satisfies the constraint condition through a series of plant operations.
  • a dotted line 3103 is also displayed in order to clearly indicate the current time.
  • an item name 3104, a unit 3105, a current value 3106, a set maximum value 3107, and a minimum value 3108 are displayed for each operation amount item.
  • FIG. 7 is an example of a screen specification of the system evaluation value display displayed on the screen of the CRT device 430 when the control device 300 and the maintenance tool 400 of the present embodiment are operated.
  • system evaluation values the time series of plant efficiency, power generation output, and water usage calculated and obtained online are displayed in a graph.
  • the display of the graph of each evaluation value can be switched by selecting the tag 3200, and the horizontal axis: time, the vertical axis: the time series transition by each evaluation value is drawn as a solid line series 3201.
  • the transition of the evaluation value when the control device of the present embodiment is not applied is drawn as a dotted line series 3202, and by comparing both the series, The application effect of the control device can be visually confirmed.
  • a dotted line 3203 is also displayed to clearly indicate the current time.
  • the cost reduction effect of the application effect can be displayed on this screen.
  • the control device is based on the measurement information of each system. By determining the operating conditions, it is possible to provide a solar thermal gas turbine system that can always perform optimum operation for the purpose of high efficiency and high output according to weather conditions and the like.
  • Example 2 of the present invention will be described with reference to FIG.
  • FIG. 8 includes a hot water spraying device (WAC) that uses solar heat, a turbine cooling intercooler, and an evaporator in a gas turbine power generation system, and equipment that complements the above heat source by circulating the combustion exhaust gas of the gas turbine.
  • WAC hot water spraying device
  • FIG. 8 It is a block diagram of a solar heat utilization gas turbine system and its control apparatus.
  • FIG. 8 includes a configuration in which the combustion exhaust gas 68 of the turbine 230 exchanges heat with the evaporator 190 and a configuration in which the combustion exhaust gas 71 and 72 undergoes heat exchange with the heat exchangers 260 and 270, respectively.
  • the exhaust gas flow meter / flow rate adjustment valves 26, 27, and 28 are newly provided. Is installed.
  • the waste heat can be used effectively, and the plant efficiency can be improved.
  • the weather conditions are bad and solar heat energy cannot be obtained sufficiently, it is possible to operate without supplementing the heat source and reducing the output of the plant.
  • the control apparatus 300 acquires measurement information 69 acquired from the measurement apparatus described in FIG. 8 including the above online, and calculates and outputs a desired operation command using them.
  • the flow rate adjusting valves 2, 4, 5, 6, 7, 9, 10, 12, 26, 27, and 28 are operated based on the operation command information (measurement information) 73 output from the control device 300.
  • the signal 69 serves as both operation command information and measurement information.
  • the control device is operated at regular intervals according to the operating condition obtained through measurement information in the gas turbine system and disturbance conditions such as weather conditions. Operation commands that satisfy the mode and restraint conditions and optimally operate solar heat, heat storage, and gas turbine waste heat can be calculated. As a result, it is possible to obtain improvements in plant efficiency and power generation output as compared with the case where the present embodiment is not applied, which can contribute to reduction of operation costs.
  • FIG. 9 showing the energy flow between the components of the gas turbine system 100.
  • the energy loss due to the water supply / gas system is ignored as in FIG.
  • Solar thermal energy Q 1 energy input from the outside into the system from FIG. 9, heat Q 2 cold water water source, Q 3 and the fuel energy Q 15, and the electric energy Q 20 and chimney by energy power generation is discharged to the outside
  • the exhaust gas energy Q 21 is more discharged.
  • a part of Q 21 is circulated and used in the system as Q 17 to Q 19 .
  • the control in this embodiment is to determine the distribution of the energy Q 2 to Q 9 and Q 17 to Q 19 in FIG. 2 so that the plant efficiency and the plant output are optimized while satisfying the above constraint conditions. It is none other than.
  • the present invention can be applied to a solar heat utilizing gas turbine system.

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Abstract

　本発明の目的は、圧縮機の吸気に水噴霧するガスタービンにおいて、気象条件等の外乱の影響を低減した太陽熱利用ガスタービンシステムを提供することにある。　本発明の太陽熱利用ガスタービンシステムは、空気を圧縮する圧縮機，該圧縮機で圧縮された空気と燃料とを燃焼させる燃焼器，該燃焼器で生成した燃焼ガスにより駆動されるタービンとを有するガスタービン２００と、太陽熱を集熱する集熱装置１３０と、該集熱装置で集熱した太陽熱により生成された高圧温水を備蓄する蓄熱装置１４０と、前記圧縮機で吸引する空気中に前記高圧温水を噴霧する噴霧装置１７０と、前記タービンへの冷却空気として前記圧縮機から抽気された圧縮空気に前記高圧温水を混合するインタークーラー１８０と、前記高圧温水を熱源として発生した蒸気を前記燃焼器に供給する蒸発器１９０とを備えたことを特徴とする。

Description

太陽熱利用ガスタービンシステム
　本発明は、太陽エネルギーを利用して生成した高圧温水を用いて、大気温度上昇時におけるガスタービン発電システムの発電出力低下を低減する太陽熱利用ガスタービンシステムに関する。
　産業用電力を供給する発電プラントのひとつに天然ガスや石油等の化石燃料を使用するガスタービン発電プラントがある。このガスタービン発電プラントは化石燃料を使用するため、地球温暖化物質のひとつである二酸化炭素（ＣＯ2）の排出量を可能な限り抑制することが求められている。一方、ガスタービン発電プラントの特徴として、夏場等の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、それに伴い発電出力も低下することが知られている。特に夏場は冷房需要が高まるため、発電量を可能な限り確保したい要求があるものの、燃料の過剰供給で対応するとＣＯ2の排出量を増加させることになる。
　以上の技術的背景に鑑み、電力需要が高まる夏場のガスタービン発電システムに関して、高効率かつ高出力のプラント運用を実現し、かつＣＯ2排出量の増加を抑制するシステムならびにその運用方法が望まれている。
　なお、ガスタービン圧縮機の吸気への水噴霧に関する技術としては、例えば特許文献１，２に記載のものがある。特許文献１には、高湿分の作動媒体を用いて発電効率を向上させる再生サイクルのガスタービン発電システムに関し、大気温度の上昇に伴う出力低下を抑制する手段として、圧縮機出口の圧縮空気やガスタービンの排ガス等を熱源に高圧高温水を生成し、これにより得られた高圧高温水を圧縮機の吸気に減圧沸騰を利用して噴霧する技術が開示されている。また、特許文献２には、ガスタービン排ガスで加熱して得られた高温水を圧縮機の導入口の気体にフラッシュ微粒化して加える技術が開示されている。
　また、太陽熱をガスタービンに適用した技術としては、例えば特許文献３，４に記載のものが知られている。特許文献３は、ターボマシンの燃焼システムに供給される燃料を太陽熱加熱システムによって加熱するものである。また、特許文献４には、液体空気を利用した太陽熱発電システムに関し、再生熱交換器で高圧液体空気をタービン排出空気により常温付近まで加温し、更に太陽熱集光器にて加熱された高温高圧空気によってタービンを駆動する技術が開示されている。
特開２００１－２１４７５７号公報 特表２００２－５１９５５８号公報 特開２０１０－１４４７２５号公報 特開平８－１８９４５７号公報
　前述した特許文献１，２では、噴霧水を微細化するためのエネルギー源として、サイクル内で発生した熱（圧縮空気，ガスタービン排ガス等が保有する熱エネルギー）を用いることを開示しているに過ぎず、太陽熱を適用することについて何ら考慮されていない。
　一方、前述の特許文献３，４には、ガスタービンシステムに太陽熱を利用することの開示がある。しかしながら、気象条件等の外乱に左右される自然エネルギーを効率的に運用することは一般的に容易ではなく、排ガスや自然エネルギー等の多様な熱源を外乱条件に応じて最適に運転する手段が望まれる。
　本発明の目的は、圧縮機の吸気に水噴霧するガスタービンにおいて、気象条件等の外乱の影響を低減した太陽熱利用ガスタービンシステムを提供することにある。
　本発明は、空気を圧縮する圧縮機と、該圧縮機で圧縮された空気と燃料とを燃焼させる燃焼器と、該燃焼器で生成した燃焼ガスにより駆動されるタービンとを有するガスタービンと、太陽熱を集熱する集熱装置と、該集熱装置で集熱した太陽熱により生成された高圧温水を備蓄する蓄熱装置と、前記圧縮機で吸引する空気中に前記高圧温水を噴霧する噴霧装置と、前記タービンへの冷却空気として前記圧縮機から抽気された圧縮空気に前記高圧温水を混合するインタークーラーと、前記高圧温水を熱源として発生した蒸気を前記燃焼器に供給する蒸発器と、を備えたことを特徴とする。
　本発明によれば、圧縮機の吸気に水噴霧するガスタービンにおいて、気象条件等の外乱の影響を低減した太陽熱利用ガスタービンシステムを提供することができる。
太陽熱利用ガスタービンシステムおよびその制御装置の構成図である（実施例１）。 実施例１のガスタービンシステムのエネルギーフローを表す模式図である。 実施例１のガスタービンシステムならびに制御装置の動作手順を表すフローチャートである。 実施例１の制御装置における最適操作指令演算の動作手順を表すフローチャートである。 実施例１の保守ツールにおける実行条件・運転モード設定の画面仕様例である。 実施例１の保守ツールにおけるプロセス値表示の画面仕様例である。 実施例１の保守ツールにおけるシステム評価値表示の画面仕様例である。 太陽熱利用ガスタービンシステムおよびその制御装置の構成図である（実施例２）。 実施例２のガスタービンシステムのエネルギーフローを表す模式図である。
　次に、本発明による太陽熱利用ガスタービンシステムおよびその制御装置の実施例について図面を参照して説明する。
　本発明の実施例１を、図１を用いて説明する。図１は、ガスタービン発電システムに太陽熱を利用する温水噴霧装置（ＷＡＣ：Water Atomization Cooling），タービン冷却用インタークーラー，蒸発器を備えた太陽熱利用ガスタービンシステム、およびその制御装置の構成図を示す。
　始めに、図１におけるガスタービンシステム１００について説明する。図１において、ガスタービンシステム１００における水源１１０ではシステムに供給する常温水５０が備蓄されており、給水ポンプ１２０により、それぞれ集熱装置１３０および蒸発器１９０へ常温水５１，５５としてそれぞれ供給される。集熱装置１３０は太陽光の持つエネルギーを熱として取り出す機能を備え、それにより高温水５２，５３として蓄熱器１４０および温水ヘッダ１６０へ供給される。蓄熱器１４０は集熱装置１３０が取り出した熱量の余剰分を備蓄する機能を有し、備蓄した熱は必要に応じて給水ポンプ１５０を介して高温水５４として温水ヘッダ１６０へ導かれる。温水ヘッダ１６０は集熱装置１３０および蓄熱器１４０より供給される高温水５３，５４を一時的に貯留する機能を有し、ここに貯留された高温水５６はそれぞれ噴霧装置１７０，インタークーラー１８０および蒸発器１９０へ供給される（高温水５７～５９）。
　ガスタービン２００は、空気６０を圧縮する圧縮機２１０，圧縮機２１０で圧縮された圧縮空気６５と燃料６３とを燃焼させる燃焼器２２０、燃焼器２２０で発生した燃焼ガス６６により駆動されるタービン２３０を主要機器としている。また、タービン２３０には発電機２４０が軸を介して接続されており、タービン２３０の回転により駆動される。このように構成されたガスタービン２００における圧縮機２１０の入口側に設置される噴霧装置１７０には、大気条件の空気６０が供給され、内部で高温水５７を噴霧することにより高湿分空気６１として圧縮機２１０へ導かれる。噴霧装置１７０では、圧縮機２１０に導入されるまでの間に噴霧された液滴の一部を気化させ、その空気と共に圧縮機２１０内に導入された未気化の液滴を圧縮機２１０内を流下中に気化させる。夏場等の大気温度が上昇する条件では、空気密度が低下することで圧縮機２１０へ供給される空気流量が減少した分だけタービン出力が低下する。そこで上記のように噴霧装置において温水を吸気噴霧することで温水の蒸発潜熱を利用して圧縮機入口の空気温度を低下させ、タービン出力低下分を補完することができる。
　圧縮機２１０では高湿分空気６１が加圧されたのち、圧縮空気６５として燃焼器２２０へ流入する。燃焼器２２０では圧縮空気６５と燃料６３が燃焼し、高温の燃焼ガス６６が発生する。燃焼ガス６６はタービン２３０へ流入し、タービン２３０と軸を介した発電機２４０を回転させ、発電する。タービン２３０を駆動した燃焼ガス６６は、燃焼排ガス６８として煙突２５０より大気中へ排出される。
　また、圧縮機２１０で生成した圧縮空気の一部（圧縮空気６２）はインタークーラー１８０へ流入し、ここに温水ヘッダ１６０より供給された高圧温水５８を噴霧したのちに冷却空気６７としてタービン２３０の高温部（冷却対象部位）へ流入する。インタークーラー１８０を備えたことにより、圧縮機２１０より抽気した圧縮空気６２は高湿分の冷却空気６７となる。これにより、冷却性能をより向上させることができる。この結果、圧縮機２１０から抽気する圧縮空気６２の流量を低減することができるため、燃費効率およびタービン出力を向上させる効果がある。
　また、蒸発器１９０では常温水５５を温水ヘッダ１６０より供給する高圧温水５９で熱交換し、高温水蒸気６４を生成し、燃焼器２２０へと導かれる。燃焼器２２０では水蒸気噴霧により局所的に高温となる部分の温度を低下させることによる、燃焼の際に発生する窒素酸化物（ＮＯｘ）等の環境負荷物質の発生を抑制する効果、および蒸気がタービン作動流体として作用することによる出力向上の効果が得られる。
　図１のガスタービンシステム１００には、給水系統のプロセス量を計測・制御するため、給水温度計１，３，８，１１，１３，１４，給水流量計・流量調整バルブ２，４，５，６，７，９，１０，１２，蒸気流量計１８、ならびに蒸気温度計１９が設置されている。また、燃焼空気・ガス系統のプロセス量を計測するため、空気温度計１５，１７，２２，空気圧力計１６，２１，燃料流量計２０，ガス温度計２３が設置されている。また、発電機２４０における発電出力を計測するため、発電出力計２４が、蓄熱器１４０における蓄熱量を計測するため、蓄熱計２５がそれぞれ設置されている。なお、該システムは従来のガスタービンシステムと同様、燃料流量を制御するバルブを有するが、ここには図示していない。
　制御装置３００は、上記の計測機器より取得される計測情報６９をオンラインで取得し、それらを用いて望ましい操作指令を演算し出力する。ガスタービンシステム１００では制御装置３００より出力された操作指令情報（計測情報）６９を基に流量調整バルブ２，４，５，６，７，９，１０，１２を操作し、プラントを制御する。ここで、信号６９は操作指令情報および計測情報の双方を兼ねるものとする。
　次に、図１における制御装置３００の詳細について説明する。ガスタービンシステム１００より獲得する計測情報６９はＧＴシステムモデル３２０および最適操作指令演算部３５０へ入力される。ＧＴシステムモデル３２０はガスタービンシステム１００の挙動を物理現象やデータ統計情報に基づき模擬演算する機能を備える。すなわち、モデル情報ＤＢ３１０に保存されているモデル情報８０、および最適操作指令演算部３５０より出力される操作指令情報８２を基に、ガスタービンシステム１００の挙動を模擬演算する。これは、ガスタービンシステム１００の操作指令情報６９を操作指令情報８２に基づき設定した場合の計測情報６９を模擬演算することに他ならない。また、システムより獲得する計測情報６９を用いてモデルの特性が実機特性に近づくように自動修正する機能も有する。以上の機能により計算されたモデル演算情報８１はシステム評価部３４０へ出力される。
　システム評価部３４０ではモデル演算情報８１によって与えられるプラント運転状態に対するプラントの運転効率ηおよび発電出力Ｐｗを計算する。プラント運転効率ηおよび発電出力Ｐwは以下の〔数１〕〔数２〕を用いて計算する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　〔数１〕において、ＧFuel，ＨFuelはそれぞれ燃料流量および燃料発熱量であり、これらはプラントの計測情報および物性値として取得する。また、〔数２〕において、ＰT，ＰCおよびＰlossはそれぞれタービン出力，圧縮機出力，エネルギーロスをそれぞれ表す。以上は全て、図１に示された各種計測機器情報および物性値を用いることで導出可能である。
　計算されたプラントの運転効率および発電出力を含むシステム評価情報８３は最適操作指令演算部３５０へ出力され、ここではＧＴシステムモデル３２０が出力するモデル情報８４より得られる拘束条件を基に、プラントの運転効率および発電出力を最大化する操作指令を最適化演算により探索する。ここで、上記拘束条件には気象・大気温条件やシステムの運転モード，蓄熱量等が含まれる。なお、この最適操作指令演算部３５０の詳細動作については、後述する。最適化の演算結果情報８５は演算結果ＤＢ３６０へ保存される。操作指令部３３０では、演算結果情報８６を用いて最適な操作指令情報６９を生成、ガスタービンシステム１００へ入力し、それに基づいて流量調整バルブ２，４，５，６，７，９，１０，１２が操作される。
　最後に、図１の保守ツール４００の詳細を説明する。保守ツール４００は制御装置３００に含まれるモデル情報ＤＢ３１０および演算結果ＤＢ３６０に保存される情報を画面入出力情報８７としてＣＲＴ装置４３０に表示する。また、キーボード４１０より入力されるキーボード入力９０、およびマウス４２０より入力されるマウス入力９１を画面入出力情報８７として制御装置３００に入力する。画面入力には、上記最適化演算の拘束条件が含まれる。
　以上で、図１に示した太陽熱利用ガスタービンシステムおよびその制御装置に関する構成図の説明を終了する。
　次に、ガスタービンシステム１００の各構成機器間のエネルギーフローを示した図２を用いて、本実施例における制御の目的を具体的に説明する。図２では給水・ガス系統によるエネルギーロスは無視するものとする。図２よりシステムに外部より入力されるエネルギーは太陽熱エネルギーＱ1，水源の常温水の熱量Ｑ2，Ｑ3、および燃料エネルギーＱ15となり、外部へ出力するエネルギーは発電による電力エネルギーＱ17および煙突より排出される排ガスエネルギーＱ18となる。また、各機器間のエネルギーには個別の流量条件、または機器の運用性・安全性を考慮して決定された温度や圧力条件に起因する拘束条件が存在する。拘束条件としては、例えば、水源１１０より導かれる給水流量，蓄熱器１４０より温水ヘッダ１６０へ流入可能な給水流量等が該当する。本実施例における制御とは、上記拘束条件を満足しつつ、プラント効率およびプラント出力が最適になるように、図２中のエネルギーＱ2～Ｑ9の配分を決定することに他ならない。
　次に、図１の制御装置３００の詳細動作について、図３のフローチャートを用いて説明する。図３はステップ１０００，１１００，１２００，１３００，１４００，１５００および１６００より構成する。
　ガスタービンシステム１００が稼動している条件下で、制御装置３００の動作開始後、ステップ１０００では制御装置の実行条件を設定する。このステップでは、上述した制御の運転モードや最適化の拘束条件、ならびに操作実行時の判定閾値等を設定する。次の、ステップ１１００は分岐であり、制御装置３００における最適操作指令演算の実行条件を満足しているかどうかを判定する。すなわち、前回の最適操作指令演算実行後、上記ステップ１０００にて設定した演算実行インターバル時間を経過しているかどうかを判定し、経過していればステップ１２００へ進み、そうでなければステップ１６００へ進む。また、上記判定基準によらず、強制的に最適化演算および操作を実行することも可能である。
　ステップ１２００では、ＧＴシステムモデル３２０，システム評価部３４０、およびモデル情報ＤＢ３１０を用いて、現在のプラント運転条件に対するシステム評価値を計算する。
　ステップ１３００では、ＧＴシステムモデル３２０，システム評価部３４０，モデル情報ＤＢ３１０、および最適操作指令演算部３５０を用いて、拘束条件を考慮した最適な操作指令条件を演算する。
　ステップ１４００は分岐であり、ステップ１２００および１３００で計算した現在のプラント運転条件に対するシステム評価値、ならびに最適化演算により求めた操作指令条件に対するシステム評価値を比較し、求めた操作によりプラント効率または発電出力が改善し、その改善率がステップ１０００にて設定した改善率の閾値条件以上である場合に、ステップ１５００へ進み、そうでなければステップ１６００へ進む。
　ステップ１５００では、ステップ１３００で求めた操作指令条件を基にプラントを操作する。
　ステップ１６００は分岐であり、外部入力等により制御装置３００の動作を終了させる条件を満足した場合に、一連の動作を終了させるステップへ進み、満足しない場合はステップ１１００へ進む。
　次に、最適操作指令演算部３５０，ＧＴシステムモデル３２０およびシステム評価部３４０の詳細な動作について、図４のフローチャートを用いて説明する。図４は図３のステップ１３００の動作を詳細に説明したものであり、ステップ１３１０，１３２０，１３３０，１３４０，１３５０，１３６０，１３７０より構成する。
　始めに、ステップ１３１０では、最適化演算の反復回数ｉを１に初期化する。次にステップ１３２０では、探索する操作条件の組合せの候補を生成する。ここで、操作条件とはガスタービンシステム１００における流量調整バルブが設置された流路に関する給水流量条件を意味する。以降、操作条件の組合せを解と呼ぶことにする。また、解候補の生成には、最適化手法として公知のアルゴリズム（遺伝的アルゴリズム，焼きなまし法，粒子群最適化等）を用いてもよい。
　次に、ステップ１３３０では、決定した解候補を用いてＧＴシステムモデルを操作した場合のシステムの各計測機器の計測情報を熱物質収支として模擬演算する。そしてステップ１３４０では、求めた熱物質収支に対するプラント効率または発電出力のシステム評価値を、システム評価部３４０を用いて計算する。
　次に、ステップ１３５０では、求めた最新のシステム評価値と、既存の解候補の評価で得られたこれまでの最良評価値、ならびにその解候補（最良解）を比較し、最新のシステム評価値が良ければ最良評価値および最良解を最新のものに更新する。
　次のステップ１３６０は分岐であり、上記一連の処理（ステップ１３２０～１３５０）の反復回数ｉが図３のステップ１０００で設定した最大値以上であればステップ１３７０へ進み、そうでなければｉを１加算し、ステップ１３２０へ進む。すなわち、一連の処理を定数回反復することにより最適解を得る。
　ステップ１３７０では得られた最良評価値および最適解を演算結果ＤＢ３６０へ保存し、一連の処理を終了する（図３のステップ１４００へ進む）。
　以上の構成および機能を有する太陽熱利用ガスタービンおよびその制御装置によれば、ガスタービンシステムにおける計測情報を通じて得られる運転状態、および気象条件等の外乱条件に応じて、制御装置が一定時間毎に運転モードおよび拘束条件を満足する最適な操作指令を演算できる。その結果、本実施例を適用しない場合に比べてプラント効率ならびに発電出力の点で改善を得ることができ、運転コストの軽減に資することができる。
　次に、本実施例における保守ツール４００の画面仕様例について説明する。図５は、本実施例の制御装置３００において使用する実行条件および運転モードを設定する際に、保守ツール４００のＣＲＴ装置４３０の画面の表示例である。本画面において、まず実行条件設定画面上の数値ボックス３００１，３００２，３００３上にマウスポインタを合わせ、キーボード４１０を用いて前述した最適化演算実行のインターバル時間，最適化演算の実行回数、および操作実行判定時の偏差閾値のそれぞれを入力・設定できる。次に、運転モード設定画面ではチェックボックス３００４，３００５，３００６，３００７のいずれかをマウス４２０を用いて選択することで、運転ニーズに応じた運転モードを選択できる。ここで、出力優先モードとは発電出力を最大化するように操作指令を決定する運転モードであり、節水モードは水使用量を極力控えるような運転モード，効率優先モードはプラント効率を最大化するように操作指令を決定する運転モードである。これらを選択した際は、画面上に表示されている各操作量（給水流量）の制約条件（操作量の上下限値）が予めプログラムされた値に自動で設定される。これに対し、手動設定を選択した場合は、プラントの運転員が任意の制約条件を操作量に対して設定可能となる。すなわち、リスト画面上の操作量項目３００８に対応する制約条件設定バー３００９上の黒三角印のゲージを、マウス４２０を使用して左右にスライドさせることで、操作量の上下限値を任意の範囲に設定できる。最後にボタン３０１０をクリックすることで設定を終了し、制御装置３００は設定した条件に従って最適化演算を実行し、操作指令条件を決定する。
　次に、図６について説明する。図６は、本実施例の制御装置３００および保守ツール４００の動作時に、ＣＲＴ装置４３０の画面に表示される操作量のプロセス値表示の画面仕様の一例である。画面上半分には、オンラインで取得した各操作量の時系列データ推移がグラフ表示され、下半分には各操作量のステータス値が表示される。各操作量のグラフはタグ３１００を選択することで表示を切替えることができ、横軸：時刻，縦軸：操作量（流量）による時系列推移が系列３１０２として描画される。グラフ上には設定した制約条件の範囲３１０１が帯状に表示され、一連のプラント運転により、操作量のプロセス値が制約条件を満足するかを確認できる仕様となっている。また、現在時刻を明示するために点線３１０３も合わせて表示させる。ステータス画面では、操作量の項目別に項目名３１０４，単位３１０５，現在値３１０６，設定した最大値３１０７，最小値３１０８が表示される。これらのグラフとステータス値を照らし合わせることで、本実施例によるプラントの制御が妥当に実行されているかを視認することができる。
　最後に、図７について説明する。図７は、本実施例の制御装置３００および保守ツール４００の動作時に、ＣＲＴ装置４３０の画面に表示されるシステム評価値表示の画面仕様の一例である。システム評価値として、オンラインで計算・取得したプラント効率，発電出力および水使用量の時系列推移がグラフ表示される。各評価値のグラフはタグ３２００を選択することで表示を切替えることができ、横軸：時刻，縦軸：各評価値による時系列推移が実線の系列３２０１として描画される。グラフ上には、これまでの運転において、本実施例の制御装置を適用しない場合の評価値の推移を、点線の系列３２０２として重ねて描画され、両系列を比較することにより、本実施例の制御装置の適用効果を視認することができる。また、現在時刻を明示するために点線３２０３も合わせて表示させる。また、本画面では適用効果のコスト低減効果も表示させることができる。数値ボックス３２０４にコスト評価区間を入力し、ボタン３２０５をクリックすると、現在時刻から遡ったコスト評価区間内での本実施例の制御装置適用時および非適用時のプラント運転コストを試算する。そして、その差をコスト効果表示ボックス３２０６に表示する。プラントの運転員は、本画面表示により、本実施例の制御装置適用による効果をプラント効率等の各評価値、ならびに一定区間におけるコスト効果として確認することができる。
　上述した本実施例によれば、太陽熱を利用して生成した高圧温水および高温高圧蒸気を、噴霧装置，インタークーラーならびに蒸発器で使用するガスタービンシステムにおいて、各系統の計測情報を基に制御装置が運用条件を決定することにより、気象条件等に応じて常に高効率・高出力を目的とした最適な運転を実行可能な太陽熱利用ガスタービンシステムを提供することができる。
　本発明の実施例２を、図８を用いて説明する。図８は、ガスタービン発電システムに太陽熱を利用する温水噴霧装置（ＷＡＣ），タービン冷却用インタークーラー，蒸発器を備え、ガスタービンの燃焼排ガスを循環させることで上記の熱源を補完する設備を備えた太陽熱利用ガスタービンシステム、およびその制御装置の構成図である。
　ここでは、実施例１の図１と構成の異なる部分に注目して説明する。図８では、図１の構成に加えて、タービン２３０の燃焼排ガス６８を蒸発器１９０で熱交換させる構成、ならびに燃焼排ガス７１，７２を熱交換器２６０，２７０でそれぞれ熱交換する構成を備える。また、蒸発器１９０や熱交換器２６０，２７０に補助的な熱源として燃焼排ガスを供給する燃焼排ガス系統のガス流量を計測・制御するため、排ガス流量計・流量調整バルブ２６，２７，２８が新たに設置されている。以上のようにガスタービンの燃焼排ガスを循環させる構成としたことで、廃熱を有効に利用することができ、プラント効率向上に資することができる。また、気象条件が悪く太陽熱エネルギーを充分に獲得できない場合、その熱源を補完しプラントの出力を落とさずに運転することができる。
　制御装置３００は、上記を含む図８に記載された計測機器より取得される計測情報６９をオンラインで取得し、それらを用いて望ましい操作指令を演算し出力する。ガスタービンシステム１００では制御装置３００より出力された操作指令情報（計測情報）７３を基に流量調整バルブ２，４，５，６，７，９，１０，１２，２６，２７，２８を操作し、プラントを制御する。ここで、信号６９は操作指令情報および計測情報の双方を兼ねるものとする。
　以上の構成および機能を有する太陽熱利用ガスタービンおよびその制御装置によれば、ガスタービンシステムにおける計測情報を通じて得られる運転状態、および気象条件等の外乱条件に応じて、制御装置が一定時間毎に運転モードおよび拘束条件を満足し、かつ太陽熱，蓄熱，ガスタービン廃熱を最適に運用する操作指令を演算できる。その結果、本実施例を適用しない場合に比べてプラント効率ならびに発電出力の点で改善を得ることができ、運転コストの軽減に資することができる。
　また、ガスタービンシステム１００の各構成機器間のエネルギーフローを示した図９を用いて、本発明における制御の目的を具体的に説明する。図９では、図２と同様に給水・ガス系統によるエネルギーロスは無視するものとする。図９よりシステムに外部より入力されるエネルギーは太陽熱エネルギーＱ1，水源の常温水の熱量Ｑ2，Ｑ3および燃料エネルギーＱ15となり、外部へ排出されるエネルギーは発電による電力エネルギーＱ20および煙突より排出される排ガスエネルギーＱ21となる。Ｑ21の一部はＱ17～Ｑ19としてシステム内で循環して利用される。また、各機器間のエネルギーには個別の流量条件等から拘束条件が存在する。本実施例における制御とは、上記拘束条件を満足しつつ、プラント効率およびプラント出力が最適になるように、図２中のエネルギーＱ2～Ｑ9，Ｑ17～Ｑ19の配分を決定することに他ならない。
　本発明は太陽熱利用ガスタービンシステムに適用することが可能である。
１００　ガスタービンシステム
１１０　水源
１２０，１５０　給水ポンプ
１３０　集熱装置
１４０　蓄熱器
１６０　温水ヘッダ
１７０　噴霧装置
１８０　インタークーラー
１９０　蒸発器
２００　ガスタービン
２１０　圧縮機
２２０　燃焼器
２３０　タービン
２４０　発電機
２５０　煙突
２６０，２７０　熱交換器
３００　制御装置
３１０　モデル情報ＤＢ
３２０　ＧＴシステムモデル
３３０　操作指令部
３４０　システム評価部
３５０　最適操作指令演算部
３６０　演算結果ＤＢ
４００　保守ツール
４１０　キーボード
４２０　マウス
４３０　ＣＲＴ装置

Claims (7)

  1. 　空気を圧縮する圧縮機と、該圧縮機で圧縮された空気と燃料とを燃焼させる燃焼器と、該燃焼器で生成した燃焼ガスにより駆動されるタービンとを有するガスタービンと、
    　太陽熱を集熱する集熱装置と、
    　該集熱装置で集熱した太陽熱により生成された高圧温水を備蓄する蓄熱装置と、
    　前記圧縮機で吸引する空気中に前記高圧温水を噴霧する噴霧装置と、
    　前記タービンへの冷却空気として前記圧縮機から抽気された圧縮空気に前記高圧温水を混合するインタークーラーと、
    　前記高圧温水を熱源として発生した蒸気を前記燃焼器に供給する蒸発器と、を備えたことを特徴とする太陽熱利用ガスタービンシステム。
  2. 　前記集熱装置で集熱した太陽熱により生成された高圧温水、又は前記蓄熱装置に備蓄された高圧温水を前記噴霧装置，前記インタークーラー及び前記蒸発器に分配する温水ヘッダを備えたことを特徴とする請求項１に記載の太陽熱利用ガスタービンシステム。
  3. 　前記集熱装置，前記蓄熱装置，前記噴霧装置，前記インタークーラー，前記蒸発器及び前記温水ヘッダに供給される給水の温度及び流量を計測する計測機器と、給水の流量を調整する調整バルブを備え、
    　前記計測機器より取得される計測情報を用いて、前記調整バルブの操作指令を生成する制御装置を備えたことを特徴とする請求項２に記載の太陽熱利用ガスタービンシステム。
  4. 　前記制御装置は、ガスタービンシステムに任意の前記操作指令を与えたときの前記計測情報の特性を模擬演算するガスタービンシステムモデルと、
    　前記ガスタービンシステムモデルが模擬演算する前記ガスタービンシステムの特性情報を用いてシステムの効率および発電出力を計算するシステム評価部と、
    　前記システム評価部が計算した効率および発電出力が最適となる操作指令を導出する最適操作指令演算部と、
    　前記ガスタービンシステムモデル、および前記最適操作指令演算部で使用する実行条件および制御の制約条件を含む情報が保存されたモデル情報データベースと、
    　前記最適操作指令演算部における演算結果が保存された演算結果データベースにより構成されたことを特徴とする請求項３に記載の太陽熱利用ガスタービンシステム。
  5. 　前記制御装置の前記モデル情報データベースに保存されたデータを画面に表示する機能と、前記演算結果データベースに保存されたデータ、ならびに前記ガスタービンシステムより得られる計測情報の一部を表示する機能のうち、少なくとも一つを備えた保守ツールを有することを特徴とする請求項４に記載の太陽熱利用ガスタービンシステム。
  6. 　前記噴霧装置，前記インタークーラー、或いは前記蒸発器に供給される前記高圧温水の補助的な熱源として、前記ガスタービンの排ガスを供給する排ガス系統を備えたことを特徴とする請求項１に記載の太陽熱利用ガスタービンシステム。
  7. 　前記集熱装置，前記蓄熱装置，前記噴霧装置，前記インタークーラー及び前記蒸発器に供給される給水、並びに前記排ガス系統により供給される排ガスの温度及び流量を計測する計測機器と、前記給水及び排ガスの流量を調整する調整バルブを備え、
    　前記計測機器より取得される計測情報を用いて、前記調整バルブの操作指令を生成する制御装置を備えたことを特徴とする請求項６に記載の太陽熱利用ガスタービンシステム。
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