JP3784617B2

JP3784617B2 - Thermoelectric ratio control method for small capacity gas turbine cogeneration system

Info

Publication number: JP3784617B2
Application number: JP2000189969A
Authority: JP
Inventors: 健治松田; 聡柴田; 梅夫井上
Original assignee: Takuma KK
Current assignee: Takuma KK
Priority date: 2000-06-23
Filing date: 2000-06-23
Publication date: 2006-06-14
Anticipated expiration: 2020-06-23
Also published as: JP2002004946A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力と蒸気や温水や冷水を同時に供給するガスタービンコージェネレーションシステムに於ける出力の熱電比制御方法に関するものであり、主として比較的小規模な各種工場やマーケット、事務所、温室農場、集合住宅等で単独又は複数台を組み合せした状態で使用する小容量のガスタービンコージェネレーションシステムに適用されるものである。
【０００２】
【従来の技術】
ガスタービン発電機と排ガスボイラ等を組み合わせた熱電併給システム（コージェネレーションシステム）は従前から広く知られており、実用にも供されている。この熱電併給システムは、タービン発電機を駆動して電力を得ると共に、ガスタービンからの高温排ガスの熱を排熱ボイラ又は排熱温水ボイラにより回収して蒸気又は温水若しくは冷水を得るものであり、電力と蒸気等を同時に必要とする事業所等に於いては、別個に電力と蒸気等の供給を受ける場合に比較して総合的なエネルギー効率が向上し、経済性に優れている。
【０００３】
ところで、従前のこの種システムは、何れも発電容量が５０００ＫＷ前後の比較的大容量のものであり、理念的には発電装置が主体であって、その排熱を排ガスボイラで回収しようとするものである。
しかし、近年省エネルギーの観点から熱電併給システムの見直しが進められ、これに伴なって容量が１５〜１００ＫＷ程度の小容量のガスタービンコージェネレーションシステムが広く利用され出している。
【０００４】
図６は、従前のこの種小容量ガスタービンコージェネレーションシステムの一例を示すブロック構成図であり、ガスタービン１、圧縮機２、再生器３、燃焼器４、発電機５、排熱回収ボイラ６等からガスタービンコージェネレーションシステムが構成されている。
而して、燃焼用空気Ａは、先ずガスタービン１に直結された圧縮機２において圧縮されたあと、再生器３へ導かれる。再生器３へ導かれた圧縮空気は、ガスタービン１からの約６００℃の高温タービン排ガスＧ₁と熱交換をすることにより予熱されたあと、燃焼器４へ供給される。燃焼器４内では、前記予熱された燃焼用空気Ａと供給された燃料ガスＦとが混合燃焼をし、約８５０℃の高温燃焼ガスが発生する。この高温燃焼ガスによりガスタービン１が回転駆動され、これに直結した圧縮機２及び発電機５を回転駆動させることにより発電をする。
【０００５】
燃焼器４で発生した高温燃焼ガスは、断熱膨張をしてタービン１を回転駆動することにより約６００℃の高温タービン排ガスＧ₁となって再生器３へ送られ、ここで圧縮空気Ａと熱交換して約２７０℃のタービン排ガスＧ₂となる。このタービン排ガスＧ₂は引き続き排熱回収熱交換器６へ導入され、温水（又は蒸気）を発生させたあと、約１５０℃の排ガスＧ₀となって大気中へ放出される。
【０００６】
例えば、燃料Ｆを都市ガス１３Ａ（９．７Ｎｍ³／ｈ、９９３０ｋｃａｌ／Ｎｍ³、熱入力１１２ＫＷ）とする小容量のガスタービンコージェネレーションシステムの場合には、発電機出力が約２８ＫＷ及び熱回収量が約５６ＫＷとなり、システム全体としての総合的なエネルギー効率は約７５％となる。
【０００７】
ところで、前記ガスタービン１から排出される高温タービン排ガスＧ₁の流量は、ガスタービン１の出力と略比例関係にあり、その結果、再生器３から排出されるタービン排ガスＧ₂の温度も略ガスタービン１の出力に比例して変化することになる。何故なら再生器３の伝熱面積が一定であるため、その熱交換量が大きく変動しないからである。
換言すれば、ガスタービン１の出力が上昇すれば、タービン排ガスＧ₂の流量及び温度も共に上昇し、また逆に、ガスタービン１の出力が低下すれば、タービン排ガスＧ₂の流量及び温度が共に低下する。
【０００８】
一方、排熱回収ボイラ６に於ける排熱回収量はタービン排ガスＧ₂の流量及び温度によって決まる。そのため、ガスタービン出力即ち発電機出力と排熱回収量とは比例関係となり、これによって発電機５の電気出力Ｐｅと排熱回収ボイラ６の熱出力Ｔｅとの比である熱電比Ｑ＝Ｔｅ／Ｐｅは、タービンコージェネレーションシステムの１００〜３０％の出力範囲に亘って、ほぼ一定となる。
【０００９】
例えば、上記に例示した小容量のガスタービンコージェネレーションシステムに於いては、定格出力下で発電機出力Ｐｅ＝２８ＫＷ、排熱回収ボイラの熱出力Ｔｅ＝５６ＫＷとなり、熱電比Ｑは２となる。また、このシステム出力の熱電比Ｑは、システムの出力が低下しても略一定に保たれることになり、適宜の値に調整することができない。
【００１０】
ところで、電力負荷７の電力需要Ｐｅ′と熱負荷８の熱需要Ｔｅ′との比率Ｑ′（熱電需要比Ｑ′＝Ｔｅ′／Ｐｅ′）が常に約２である場合には特に問題が生じないが、熱電需要比Ｑ′＝Ｔｅ′／Ｐｅ′が大きく変動する場合には、前記システム出力の熱電比Ｑが常に一定であると、必然的に電気出力Ｐｅ又は熱出力Ｔｅの余剰若しくは不足を生ずることとなる。
そのため、クーリングタワー等によって余剰な熱を放熱したり、或いは蓄電設備や電力販売等によって余剰な電力を処理する必要があり、システム全体としての総合的なエネルギー効率の低下を招来することになる。
【００１１】
なお、小容量のガスタービンコージェネレーションシステムにあっては、前記再生器３を省略し、圧縮器２で圧縮した圧縮空気を直ちに燃焼器４へ供給すると共に、ガスタービン１からの高温タービン排ガスＧ₁を直に排熱回収ボイラ６へ導入する構成とする場合がある。しかし、この場合でも、システム出力の熱電比Ｑは常に一定となり、電力需要と熱需要との熱電需要比Ｑ′が前記システム出力の熱電比Ｑと異なる場合には、システム出力側の熱電比Ｑを調整することができないために様々な支障が生ずることになる。
【００１２】
【発明が解決しようとする課題】
本発明は、従前のこの種小容量のガスタービンコージェネレーションシステムに於ける上述の如き問題、即ち、システム側の発電機出力Ｐｅと熱出力Ｔｅの比Ｑ（熱電比Ｑ＝Ｔｅ／Ｐｅ）が常にほぼ一定であるため、電力負荷７の電力需要Ｐｅ′と熱負荷８の熱需要Ｔｅ′との比Ｑ′（熱電需要比Ｑ′＝Ｔｅ′／Ｐｅ′）が前記熱電比Ｑと異なる場合には、電力又は熱の何れかに余剰が生じてシステム全体の総合的なエネルギー効率が低下すると云う問題を解決せんとするものであり、排熱回収ボイラ６からの発生蒸気が余剰の場合若しくは発電機５の出力増が必要な場合には、発生蒸気の一部を燃焼器４へ導入してガスタービン１の出力増を図り、システム出力の熱電比Ｑを現実の熱電需要比Ｑ′＝Ｔｅ′／Ｐｅ′に近づけることにより、ガスタービンコージェネレーションシステムを常に高い総合エネルギー効率でもって運転できるようにした、小容量のガスタービンコージェネレーションシステムの熱電比制御方法を提供するものである。
【００１３】
【課題を解決するための手段】
本願発明者等は多数の小容量のガスタービンコージェネレーションシステムの開発並びに試験を通して、ガスタービンの燃焼器内へ蒸気を吹き込むことにより、ガスタービンの出力（即ち発電機出力）を比較的円滑に増加できることを知得した。
本発明は、発明者等の上記知得に基づいて創作されたものであり、請求項１の発明は、ガスタービンと発電機と圧縮機と再生器と燃焼器と排熱回収ボイラとを備え、ガスタービンからの高温タービン排ガスを再生器を経て排熱回収ボイラへ供給する構成の小容量のガスタービンコージェネレーションシステムに於いて、前記排熱回収ボイラで発生した蒸気の一部を燃焼器へ供給する蒸気制御バルブを備えた蒸気供給通路を設けると共に、前記再生器にタービン排ガス制御バルブを備えた高温タービン排ガスのバイパス通路を設け、排熱回収ボイラの熱負荷に応じて蒸気制御バルブとタービン排ガス制御バルブの何れか一方又は両方の開度を調整することにより、システム出力の熱電比を制御することを発明の基本構成とするものである。
【００１４】
請求項２の発明は、ガスタービンと発電機と圧縮機と再生器と燃焼器と排熱回収ボイラとを備え、ガスタービンからの高温タービン排ガスを再生器を経て排熱回収ボイラへ供給すると共に、圧縮機からの燃焼用空気を再生器を経て燃焼器へ供給する構成の小容量のガスタービンコージェネレーションシステムに於いて、前記排熱回収ボイラで発生した蒸気の一部を燃焼器へ供給する蒸気制御バルブを備えた蒸気供給通路を設けると共に、前記再生器にタービン排ガス制御バルブを備えた高温排ガスのバイパス通路を夫々設け、排熱回収ボイラの熱負荷に応じて前記各制御バルブの何れか一個又は複数個の開度を調整することにより、システム出力の熱電比を制御することを発明の基本構成とするものである。
【００１５】
請求項３の発明は、請求項１又は請求項２の発明において、ガスタービンと発電機と空気圧縮機と再生器と燃焼器とを一体的に組立てしてガスタービン発電機ユニットとするようにしたものである。
【００１６】
請求項４の発明は、請求項１又は請求項２の発明において、排熱回収ボイラの発生蒸気圧を検出することにより熱負荷の変動を検知し、前記検出した発生蒸気圧に基づいて必要な各制御バルブの開度を調整するようにしたものである。
【００１９】
【発明の実施の形態】
以下、図面に基づいて本発明の各実施形態を説明する。図１は本発明の第１実施形態に係る小容量のガスタービンコージェネレーションシステムのブロック構成図である。
尚、図１では、前記図６の場合と同一の部材についてはこれと同じ参照番号が付されている。
また、図１に示したガスタービンコージェネレーションシステムの基本的な構成は、前記図６に示した従前のシステムとほぼ同一であるため、ここではその詳細説明を省略する。
【００２０】
図１を参照して、本実施形態に於いては、排熱回収ボイラ６の発生蒸気Ｓ₁の取出口６ａから蒸気供給通路１３を分岐し、蒸気制御バルブ１４を通して発生蒸気Ｓ₁の一部Ｓ₃を燃焼器４へ供給するようにした点が、従前のシステム構成と異なっている。尚、１７は蒸気圧検出センサ、１８は制御装置であり、蒸気検出センサ１７からの圧力検出信号により制御装置１８を介して蒸気制御バルブ１４の開度が自動調整される。
【００２１】
燃焼用空気Ａは圧縮機２により圧縮され、圧縮された燃焼用空気Ａは再生器３内で高温タービン排ガスＧ₁により予熱されたあと、燃焼器４へ供給される。
燃焼器４では、前記予熱された燃焼用空気Ａと供給された燃料Ｆとが混合燃焼をし、発生した高温燃焼ガスによりガスタービン１が回転駆動される。
また、ガスタービン１内で断熱膨張をした高温のタービン排ガスＧ₁は高温タービン排ガス通路９を経て再生器３側へ送られ、圧縮空気Ａと熱交換をしたあと、タービン排ガス通路１２を経て排熱回収ボイラ６へ流入し、ここで排熱回収が行なわれることにより、蒸気Ｓ₁が生成される。
【００２２】
前記蒸気供給通路１３へ分流される蒸気Ｓ₃の流量は、熱負荷８の増・減に応じて蒸気制御バルブ１４の開度を調整することにより連続的に制御されており、これによって発電機５の電気出力Ｐｅと排熱回収ボイラ６の熱出力Ｔｅの熱電比Ｑ（Ｔｅ／Ｐｅ＝Ｑ）が調整され、システム出力の熱電比Ｑが現実の電力需要Ｐｅ′と熱需要Ｔｅ′の比Ｑ′（熱電需要比Ｑ′＝Ｔｅ′／Ｐｅ′）に近づけられる。
【００２３】
即ち、熱負荷８側の蒸気需要が減少すると、発生蒸気Ｓ₁の蒸気圧力が上昇する。この蒸気圧力の上昇は蒸気圧検出センサ１７で検出され、制御装置１８へ入力されると共に、制御装置１８からは蒸気制御バルブ１４へバルブ開方向の制御信号が発信され、蒸気制御バルブ１４の開度が高められる。
これにより、燃焼器４へ供給される蒸気Ｓ₃の流量が増大し、ガスタービン１の出力（即ち発電機出力）が増大すると共に、蒸気負荷８への蒸気Ｓ₂の供給量が減少して、システム出力の熱電比Ｑが減少方向に調整される。
【００２４】
また、逆に熱負荷８の蒸気需要が増大すると、発生蒸気Ｓ₁の蒸気圧が減少する。蒸気圧検出センサ１７からの蒸気圧信号が低下すると、制御装置１８から蒸気制御バルブ１４へバルブ閉方向の制御信号が発信され、蒸気圧制御バルブ１４の開度を減少させる。これにより、熱負荷８への蒸気Ｓ₂の供給量が増大し、システム出力の熱電比Ｑが増大方向に調整される。
【００２５】
図２は、本発明の第２実施形態を示すものであり、前記図１の第１実施形態に於ける蒸気制御バルブ１４の開度調整による熱電比Ｑの制御の他に、再生器３に於ける排熱回収量の調整による熱電比Ｑの制御を設ける構成としたものである。
即ち、第２実施形態に於いては、再生器３にガスタービン１から再生器３へ流入する高温タービン排ガスＧ₁のバイパス通路１０を設けると共に、このバイパス通路１０にタービン排ガス制御弁１１を介設するようにしており、タービン排ガス制御弁１１の開度を熱負荷Ｔｅ′の変動に応じて制御することにより、再生器３での熱回収量を調整してシステム出力の熱電比Ｑを調整する機能を、前記図１の本発明の第１実施形態に付加したものである。
尚、このタービン排ガス制御弁１１の開度調整による熱電比Ｑの制御は、前記蒸気制御バルブ１４の開度制御による熱電比Ｑの制御と同時に並列的に行なってもよく、或いは蒸気制御バルブ１４の制御とは別個に、タービン排ガス制御弁１１の開度調整だけを単独で行なうようにしてもよい。
【００２６】
図２を参照して、ガスタービン１内で断熱膨張をした高温のタービン排ガスＧ₁は、高温タービン排ガス通路９を経て再生器３側へ送られ、その一部Ｇ_1bはバイパス通路１０へ、また残部Ｇ_1aは再生器３内へ流入する。
前記再生器３内へ流入した高温タービン排ガスＧ_1aは圧縮空気Ａと熱交換をしたあと、タービン排ガス通路１２を経て排熱回収ボイラ６側へ導出され、バイパス通路１０を通して分流された前記高温タービン排ガスＧ_1bと合流して排熱回収ボイラ６へ流入し、ここで排熱回収が行なわれ、蒸気Ｓ₁が生成される。
【００２７】
前記バイパス通路１０へ分流される高温タービン排ガスＧ_1bの流量は、熱負荷８の増・減に応じてタービン排ガス制御バルブ１１の開度を調整することにより制御される。
例えば、今熱負荷８の熱需要Ｔｅ′が少ない場合には、タービン排ガス制御バルブ１１の開度を下げ（バルブを絞る）、高温ガスタービン排ガスＧ_1bの流量を減少させて排熱回収ボイラ６への熱入力を減少させることにより、前記システム出力の熱電比Ｑを下降させる。尚、燃焼空気Ａの温度は再生器３内へ流入する高温タービン排ガスＧ_1aの流量が増すために上昇し、これによって発電機５の発電効率が若干上昇することになる。
逆に、熱負荷８の熱需要Ｔｅ′が増加した場合には、タービン排ガス制御バルブ１１の開度を上げ（バルブを開放する）、高温ガスタービン排ガスＧ_1bの流量を増加することにより排熱回収ボイラ６への熱入力を高め、前記熱電比Ｑ（Ｑ＝Ｔｅ／Ｐｅ）を高める。
【００２８】
図３は本発明の第３実施形態に係る小容量のガスタービンコージェネレーションシステムのブロック構成図である。この第３実施形態に於いては、前記図１に示した第１実施形態の蒸気制御バルブ１４の開度調整によるシステム出力の熱電比Ｑの制御の他に、圧縮空気流Ａによる再生器３での排熱回収量を調整することによるシステム出力の熱電比制御を設ける構成としたものである。
即ち、この第３実施形態に於いては、図３に示す如く、再生器３に、圧縮機２から流出して再生器３側へ流入する圧縮空気Ａのバイパス通路１５を設けると共に、このバイパス通路１５に制御バルブ１６を介設する構成としており、圧縮機２から流出した燃焼用空気Ａの一部Ａ₂はバイパス通路Ａ₂を通して直接燃焼器４へ供給され、また燃焼用空気Ａの残部Ａ₁は、再生器３内で予熱されたあと、燃焼器４へ供給される。
【００２９】
従って、今、熱負荷８の熱需要Ｔｅ′が増大したとすると、空気制御バルブ１６の開度を上げてバイパス空気流Ａ₂の流量を増す。これにより再生器３へ流入する燃焼用空気Ａ₁の流量が減少し、再生器３に於ける高温タービン排ガスＧ₁からの熱回収量が低下する。その結果、再生器３から排出されるタービン排ガスＧ₂の温度が上昇し、排熱回収ボイラ６の熱出力Ｔｅ′が増大する。
【００３０】
一方、燃焼器４へ供給する燃焼用空気Ａの温度が低下することにより、ガスタービン１の効率は若干低下することになるものの大きな出力低下を来たすことはない。その結果、システム出力の熱電比Ｑ（Ｔｅ／Ｐｅ）は増大し、現実の電力負荷Ｐｅ′と熱負荷Ｔｅ′との熱電需要比Ｑ′（Ｔｅ′／Ｐｅ′）にマッチした熱電比Ｑでもって、ガスタービンコージェネレーションシステムは高効率で運転されることになる。
【００３１】
尚、熱負荷８の熱負荷Ｔｅ′が減少した場合には、前述とは逆に制御バルブ１６の開度を下げ、再生器３に於ける燃焼用空気Ａ₁による熱回収量を増加する。これにより、前記熱電比Ｑが減少し、実際の電力負荷Ｐｅ′と熱負荷Ｔｅ′との熱電需要比Ｑ′＝Ｔｅ′／Ｐｅ′にマッチした最適の熱電比Ｑでもって、システムの運転を行なうことができる。
【００３２】
この空気制御バルブ１６の開度調整によるシステム熱電比Ｑの制御は、前記蒸気制御バルブ１４の開度調整による熱電比制御と同時に並列的に行なっても、或いは蒸気制御バルブ１４の開度調整とは全く別個に、空気制御バルブ１６の開度調整だけを独立して行なってもよい。
また、空気制御バルブ１６の開度制御が、排熱回収ボイラ６の発生蒸気Ｓ₁の蒸気圧検出信号によって行なわれることは、前記第１実施態様の場合と同様である。
【００３３】
図４は、本発明の第４実施形態を示すものであり、前記第２実施形態と第３実施形態とを合体し、より高精度なシステム出力の熱電比Ｑの制御を可能としたものである。
即ち、図４に示す如く、蒸気制御バルブ１４を備えた蒸気供給通路１３を通して発生蒸気Ｓ₁の一部Ｓ₁を燃焼器４へ供給すると共に、再生器３に、タービン排ガス制御バルブ１１を備えた高温タービン排ガスＧ₁のバイパス通路１０と、空気制御バルブ１６を備えた燃焼用空気Ａのバイパス流路１５を夫々設け、熱負荷８の変動に応じて何れか１個の制御バルブ又は何れか２個の制御バルブ若しくは３個の制御バルブの開度を適宜に調整することにより、ガスタービンコージェネレーションシステムのシステム出力の熱電比Ｑを、現実の電力負荷７と熱負荷８との熱電需要比Ｑ′により高精度で、然も円滑に合致させることを可能とするものである。
【００３４】
図５は、本発明で使用するガスタービン発電機ユニットＵの概要説明図であり、ガスタービン１・空気圧縮機２・再生器３・燃焼器４・発電機５・空気予熱管（通路）２ａ・高温タービン排ガス管（通路）９・高温タービン排ガス分岐口９ａ・空気ベアリング１９・発電機冷却フィン２０・再生器ケーシング２１及びタービン排ガス口３ｃ等を一体的に組み付けることにより、ガスタービン発電機ユニットＵが形成されている。
また、当該ガスタービン発電機ユニットＵは、他の各機器類と共に一つの支持枠体上に乗せられてパッケージケーシング内に収納されており、コンパクトなガスタービンコージェネレーション装置として工場内で量産されたあと、据付場所へ搬送される。
【００３５】
【発明の効果】
本発明の請求項１では、蒸気制御バルブを備えた蒸気供給通路を通してガスタービンの燃焼器へ排熱回収ボイラで発生した蒸気の一部を供給すると共に、熱負荷の変動に応じて蒸気制御バルブの開度を調整し、燃焼器への蒸気供給量を制御するようにしている。
これにより、熱負荷への熱出力が調整されると共に燃焼器への蒸気供給によってガスタービン出力即ち発電機出力が増加され、システム出力の熱電比Ｑが調整される。
【００３６】
また、本発明の請求項２〜請求項４では、前記燃焼器への蒸気の供給に加えて、ガスタービンコージェネレーションシステムを構成する再生器に、高温タービン排ガスＧ₁と燃焼用空気Ａの何れか一方又は両方のバイパス通路を設けると共に、当該バイパス通路に設けたタービン排ガス制御バルブや空気制御バルブを熱負荷の変動に応じて適宜に調整するようにしている。その結果、システム出力の熱電比Ｑを負荷側の実際の熱電需要比Ｑ′により高精度に、しかも円滑に合致させることができる。
これにより、従前のこの種ガスタービンコージェネレーションシステムのように、システム出力の熱電比Ｑと負荷側の熱電需要比Ｑ′との間に差異を生じて熱の余剰や熱の不足を生ずることが皆無となり、ガスタービンコージェネレーションシステムを常に最適のシステム出力の熱電比でもって高効率運転することが可能となる。
【００３７】
更に、本発明では燃焼器へ蒸気を供給することにより、大容量のガスタービン発電機の発電効率（約３５％）に比較して相当に低い小容量ガスタービン発電機の発電効率（約２５％）を、約３０％にまで向上させる。
本発明は上述の通り優れた実用的効用を奏するものである。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１実施形態に係る小容量のガスタービンコージェネレーションシステムのブロック構成図である。
【図２】本発明の第２実施形態に係る小容量のガスタービンコージェネレーションシステムのブロック構成図である。
【図３】本発明の第３実施形態に係る小容量のガスタービンコージェネレーションシステムのブロック構成図である。
【図４】本発明の第４実施形態に係る小容量のガスタービンコージェネレーションシステムのブロック構成図である。
【図５】本発明で使用するガスタービン発電機ユニットの概要説明図である。
【図６】従前のガスタービンコージェネレーションシステムのブロック構成図である。
【符号の説明】
１はガスタービン、２は圧縮機、３は再生器、３ａ・３ｂは熱交換管、３ｃはタービン排ガス出口、４は燃焼器、５は発電機、６は排熱回収ボイラ、６ａは蒸気取出口、７は電力負荷、８は熱負荷、９は高温タービン排ガス通路、９ａは高温タービン排ガス分岐口、１０は高温タービン排ガスＧ₁のバイパス通路、１１はタービン排ガス制御バルブ、１２はタービン排ガス通路、１３は蒸気供給通路、１４は蒸気制御バルブ、１５は燃焼用空気のバイパス通路、１６は空気制御バルブ、１７は蒸気圧検出センサ、１８は制御装置、１９は空気ベアリング、２０は発電機冷却フィン、２１は再生器ケーシング、Ｕはガスタービン発電機ユニット、Ｆは燃料ガス、Ａは燃焼用空気、Ｇ₁は高温タービン排ガス、Ｇ₂はタービン排ガス、Ｇ₀は排ガス、Ｓ₁は発生蒸気、Ｓ₂は熱負荷への供給蒸気、Ｓ₃は燃焼器への供給蒸気、Ｐｅは発電機側の電気出力、Ｔｅは排熱回収ボイラの熱出力、Ｔｅ′は熱負荷の熱需要、Ｐｅ′は電力負荷の電力需要、Ｑは熱電比（Ｔｅ／Ｐｅ）、Ｑ′は熱電需要比（Ｔｅ′／Ｐｅ′）。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a thermoelectric ratio control method for output in a gas turbine cogeneration system that supplies electric power, steam, hot water and cold water at the same time, and mainly relates to various relatively small factories, markets, offices, greenhouse farms. The present invention is applied to a small-capacity gas turbine cogeneration system that is used alone or in a combination of a plurality of units in an apartment house or the like.
[0002]
[Prior art]
A combined heat and power system (cogeneration system) combining a gas turbine generator and an exhaust gas boiler has been widely known and has been put into practical use. This combined heat and power system obtains electric power by driving a turbine generator, and collects heat of the high-temperature exhaust gas from the gas turbine by an exhaust heat boiler or an exhaust heat hot water boiler to obtain steam, hot water or cold water, In business establishments that require electric power and steam at the same time, the overall energy efficiency is improved and the economy is excellent as compared with the case where electric power and steam are separately supplied.
[0003]
By the way, all of these conventional systems have a relatively large power generation capacity of around 5000 KW, ideally a power generation device, and are intended to recover the exhaust heat with an exhaust gas boiler. It is.
However, in recent years, review of the combined heat and power system has been promoted from the viewpoint of energy saving, and accordingly, a small capacity gas turbine cogeneration system having a capacity of about 15 to 100 KW has been widely used.
[0004]
FIG. 6 is a block diagram showing an example of a conventional small-capacity gas turbine cogeneration system. The gas turbine 1, the compressor 2, the regenerator 3, the combustor 4, the generator 5, and the exhaust heat recovery boiler 6. Etc. constitute a gas turbine cogeneration system.
Thus, the combustion air A is first compressed in the compressor 2 directly connected to the gas turbine 1 and then guided to the regenerator 3. The compressed air guided to the regenerator 3 is preheated by exchanging heat with the high-temperature turbine exhaust gas G ₁ of about 600 ° C. from the gas turbine ₁ and then supplied to the combustor 4. In the combustor 4, the preheated combustion air A and the supplied fuel gas F undergo mixed combustion to generate a high-temperature combustion gas of about 850 ° C. The gas turbine 1 is rotationally driven by the high-temperature combustion gas, and electric power is generated by rotationally driving the compressor 2 and the generator 5 directly connected thereto.
[0005]
The high-temperature combustion gas generated in the combustor 4 is adiabatic expansion and rotationally drives the turbine 1 to be sent to the regenerator 3 as a high-temperature turbine exhaust gas G ₁ of about 600 ° C., where the compressed air A and heat The turbine exhaust gas G ₂ having a temperature of about 270 ° C. is exchanged. This turbine exhaust gas G ₂ is subsequently introduced into the exhaust heat recovery heat exchanger 6 to generate hot water (or steam), and then discharged into the atmosphere as exhaust gas G _{0 at} about 150 ° C.
[0006]
For example, in the case of a small capacity gas turbine cogeneration system using fuel F as city gas 13A (9.7 Nm ³ / h, 9930 kcal / Nm ³ , heat input 112 KW), the generator output is about 28 KW and the heat recovery amount Is about 56 KW, and the overall energy efficiency of the entire system is about 75%.
[0007]
Incidentally, the flow rate of the high-temperature turbine exhaust gas G ₁ discharged from the gas turbine 1 is substantially proportional to the output of the gas turbine 1, and as a result, the temperature of the turbine exhaust gas G ₂ discharged from the regenerator 3 is also substantially gas. It changes in proportion to the output of the turbine 1. This is because the heat transfer area of the regenerator 3 is constant, and the heat exchange amount does not vary greatly.
In other words, if the output of the gas turbine 1 increases, the flow rate and temperature of the turbine exhaust gas G ₂ also increase. Conversely, if the output of the gas turbine 1 decreases, the flow rate and temperature of the turbine exhaust gas G ₂ increase. Both decrease.
[0008]
On the other hand, in the heat recovery amount in the heat recovery steam generator 6 is determined by the flow rate and temperature of the turbine exhaust gas G _2. Therefore, the gas turbine output, that is, the generator output and the exhaust heat recovery amount are in a proportional relationship, and thereby the thermoelectric ratio Q = Te /, which is the ratio between the electrical output Pe of the generator 5 and the heat output Te of the exhaust heat recovery boiler 6. Pe is substantially constant over the 100-30% power range of the turbine cogeneration system.
[0009]
For example, in the small capacity gas turbine cogeneration system exemplified above, the generator output Pe = 28 kW under the rated output, the heat output Te of the exhaust heat recovery boiler = 56 kW, and the thermoelectric ratio Q is 2. Further, the thermoelectric ratio Q of the system output is kept substantially constant even when the output of the system is lowered, and cannot be adjusted to an appropriate value.
[0010]
By the way, a problem arises particularly when the ratio Q ′ (thermoelectric demand ratio Q ′ = Te ′ / Pe ′) between the power demand Pe ′ of the power load 7 and the heat demand Te ′ of the heat load 8 is always about 2. However, if the thermoelectric demand ratio Q ′ = Te ′ / Pe ′ fluctuates greatly, if the thermoelectric ratio Q of the system output is always constant, the electric output Pe or the heat output Te is inevitably excessive or insufficient Will occur.
Therefore, it is necessary to dissipate surplus heat with a cooling tower or the like, or to process surplus power with power storage equipment, power sales, or the like, leading to a reduction in overall energy efficiency of the entire system.
[0011]
In the small-capacity gas turbine cogeneration system, the regenerator 3 is omitted, the compressed air compressed by the compressor 2 is immediately supplied to the combustor 4, and the high-temperature turbine exhaust gas G from the gas turbine 1 is also supplied. There is a case where ₁ is directly introduced into the exhaust heat recovery boiler 6. However, even in this case, the thermoelectric ratio Q of the system output is always constant, and when the thermoelectric demand ratio Q ′ between the power demand and the heat demand is different from the thermoelectric ratio Q of the system output, the thermoelectric ratio Q on the system output side Since this cannot be adjusted, various troubles occur.
[0012]
[Problems to be solved by the invention]
The present invention has a problem as described above in the conventional small-capacity gas turbine cogeneration system, that is, the ratio Q between the generator output Pe and the heat output Te on the system side (thermoelectric ratio Q = Te / Pe). When the ratio Q ′ (thermoelectric demand ratio Q ′ = Te ′ / Pe ′) between the power demand Pe ′ of the power load 7 and the heat demand Te ′ of the heat load 8 is different from the thermoelectric ratio Q because it is almost constant at all times. Is to solve the problem that surplus in either electric power or heat is generated and the overall energy efficiency of the entire system is reduced, and when the generated steam from the exhaust heat recovery boiler 6 is surplus or When it is necessary to increase the output of the generator 5, a part of the generated steam is introduced into the combustor 4 to increase the output of the gas turbine 1, and the thermoelectric ratio Q of the system output is set to the actual thermoelectric demand ratio Q ′ = By approaching Te ′ / Pe ′, It was to be operated with a star bottle cogeneration system always high overall energy efficiency, there is provided a thermoelectric ratio control method for a small-capacity gas turbine cogeneration system.
[0013]
[Means for Solving the Problems]
Through the development and testing of a large number of small-capacity gas turbine cogeneration systems, the inventors of the present application increase the output of the gas turbine (ie, the generator output) relatively smoothly by blowing steam into the combustor of the gas turbine. I learned that I can do it.
The present invention was created based on the above knowledge of the inventors, and the invention of claim 1 includes a gas turbine, a generator, a compressor, a regenerator, a combustor, and an exhaust heat recovery boiler. In a small-capacity gas turbine cogeneration system configured to supply high-temperature turbine exhaust gas from a gas turbine to an exhaust heat recovery boiler via a regenerator, a part of the steam generated in the exhaust heat recovery boiler is supplied to the combustor A steam supply passage having a steam control valve to be supplied is provided, a bypass passage for high-temperature turbine exhaust gas having a turbine exhaust gas control valve is provided in the regenerator, and a steam control valve and a turbine are provided according to the heat load of the exhaust heat recovery boiler. The basic configuration of the invention is to control the thermoelectric ratio of the system output by adjusting the opening degree of one or both of the exhaust gas control valves .
[0014]
The invention of claim 2 includes a gas turbine, a generator, a compressor, a regenerator, a combustor, and an exhaust heat recovery boiler, and supplies high temperature turbine exhaust gas from the gas turbine to the exhaust heat recovery boiler via the regenerator. In a small-capacity gas turbine cogeneration system configured to supply combustion air from a compressor to a combustor through a regenerator, a part of the steam generated in the exhaust heat recovery boiler is supplied to the combustor. A steam supply passage having a steam control valve is provided, and a high-temperature exhaust gas bypass passage having a turbine exhaust gas control valve is provided in the regenerator, and any one of the control valves is selected according to the heat load of the exhaust heat recovery boiler. The basic configuration of the invention is to control the thermoelectric ratio of the system output by adjusting one or a plurality of opening degrees .
[0015]
According to a third aspect of the present invention, in the first or second aspect of the invention, the gas turbine, the generator, the air compressor, the regenerator, and the combustor are integrally assembled to form a gas turbine generator unit. It is what.
[0016]
According to a fourth aspect of the present invention, in the first or second aspect of the present invention, the variation in the thermal load is detected by detecting the generated steam pressure of the exhaust heat recovery boiler, and necessary based on the detected generated steam pressure. The opening of each control valve is adjusted.
[0019]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a block diagram of a small-capacity gas turbine cogeneration system according to the first embodiment of the present invention.
In FIG. 1, the same members as those in FIG. 6 are denoted by the same reference numerals.
The basic configuration of the gas turbine cogeneration system shown in FIG. 1 is almost the same as the conventional system shown in FIG.
[0020]
Referring to FIG. 1, in the present embodiment, branches of the steam supply passage 13 from the outlet 6a of the steam generated S ₁ of the exhaust heat recovery boiler 6, a portion of the steam generated S ₁ through the steam control valve 14 The point that S ₃ is supplied to the combustor 4 is different from the conventional system configuration. Reference numeral 17 denotes a vapor pressure detection sensor, and 18 denotes a control device. The opening degree of the vapor control valve 14 is automatically adjusted via the control device 18 by a pressure detection signal from the vapor detection sensor 17.
[0021]
The combustion air A is compressed by the compressor 2, and the compressed combustion air A is preheated by the high-temperature turbine exhaust gas G ₁ in the regenerator 3 and then supplied to the combustor 4.
In the combustor 4, the preheated combustion air A and the supplied fuel F undergo mixed combustion, and the gas turbine 1 is rotationally driven by the generated high-temperature combustion gas.
The high-temperature turbine exhaust gas G ₁ adiabatically expanded in the gas turbine 1 is sent to the regenerator 3 side through the high-temperature turbine exhaust gas passage 9, exchanges heat with the compressed air A, and then exhausts through the turbine exhaust gas passage 12. Steam S ₁ is generated by flowing into the heat recovery boiler 6 where exhaust heat recovery is performed.
[0022]
The flow rate of the steam S ₃ divided into the steam supply passage 13 is continuously controlled by adjusting the opening degree of the steam control valve 14 according to the increase / decrease of the heat load 8, thereby generating the generator 5 and the thermoelectric ratio Q (Te / Pe = Q) of the heat output Te of the exhaust heat recovery boiler 6 are adjusted, and the thermoelectric ratio Q of the system output is the ratio of the actual power demand Pe ′ and the heat demand Te ′. It can be brought close to Q ′ (thermoelectric demand ratio Q ′ = Te ′ / Pe ′).
[0023]
That is, when the steam demand on the heat load 8 side decreases, the steam pressure of the generated steam S ₁ increases. This increase in the steam pressure is detected by the steam pressure detection sensor 17 and is input to the control device 18, and a control signal in the valve opening direction is transmitted from the control device 18 to the steam control valve 14 to open the steam control valve 14. The degree is increased.
As a result, the flow rate of the steam S ₃ supplied to the combustor 4 increases, the output of the gas turbine 1 (that is, the generator output) increases, and the supply amount of the steam S ₂ to the steam load 8 decreases. The thermoelectric ratio Q of the system output is adjusted in the decreasing direction.
[0024]
Conversely, when the steam demand of the heat load 8 increases, the steam pressure of the generated steam S ₁ decreases. When the vapor pressure signal from the vapor pressure detection sensor 17 decreases, a control signal in the valve closing direction is transmitted from the control device 18 to the vapor control valve 14, and the opening degree of the vapor pressure control valve 14 is decreased. Thereby, the supply amount of the steam S ₂ to the heat load 8 is increased, and the thermoelectric ratio Q of the system output is adjusted in the increasing direction.
[0025]
FIG. 2 shows a second embodiment of the present invention. In addition to controlling the thermoelectric ratio Q by adjusting the opening of the steam control valve 14 in the first embodiment of FIG. In this configuration, the control of the thermoelectric ratio Q by adjusting the amount of exhaust heat recovery is provided.
That is, in the second embodiment, the regenerator 3 is provided with a bypass passage 10 for the high-temperature turbine exhaust gas G ₁ flowing from the gas turbine 1 to the regenerator 3, and the bypass exhaust passage 10 is provided with a turbine exhaust gas control valve 11. By adjusting the opening of the turbine exhaust gas control valve 11 according to the fluctuation of the heat load Te ′, the heat recovery amount in the regenerator 3 is adjusted and the thermoelectric ratio Q of the system output is adjusted. This function is added to the first embodiment of the present invention shown in FIG.
The control of the thermoelectric ratio Q by adjusting the opening of the turbine exhaust gas control valve 11 may be performed in parallel with the control of the thermoelectric ratio Q by controlling the opening of the steam control valve 14, or the steam control valve 14 Separately from the above control, only the opening adjustment of the turbine exhaust gas control valve 11 may be performed alone.
[0026]
Referring to FIG. 2, the high-temperature turbine exhaust gas G ₁ subjected to adiabatic expansion in the gas turbine 1 is sent to the regenerator 3 side through the high-temperature turbine exhaust gas passage 9, and part of the G _1b is sent to the bypass passage 10. The remaining portion G _1a flows into the regenerator 3.
The high-temperature turbine exhaust gas G _{1a that} has flowed into the regenerator 3 exchanges heat with the compressed air A, and then is led out to the exhaust heat recovery boiler 6 side through the turbine exhaust gas passage 12 and is split through the bypass passage 10. The exhaust gas G _1b joins and flows into the exhaust heat recovery boiler 6 where exhaust heat recovery is performed and steam S ₁ is generated.
[0027]
The flow rate of the high-temperature turbine exhaust gas G _1b branched to the bypass passage 10 is controlled by adjusting the opening degree of the turbine exhaust gas control valve 11 according to the increase / decrease of the thermal load 8.
For example, when the heat demand Te ′ of the current heat load 8 is small, the opening degree of the turbine exhaust gas control valve 11 is lowered (throttle valve), the flow rate of the high temperature gas turbine exhaust gas G _1b is decreased, and the exhaust heat recovery boiler 6 By reducing the heat input to the system, the thermoelectric ratio Q of the system output is lowered. Note that the temperature of the combustion air A rises due to an increase in the flow rate of the high-temperature turbine exhaust gas G _1a flowing into the regenerator 3, thereby slightly raising the power generation efficiency of the generator 5.
Conversely, when the heat demand Te ′ of the heat load 8 increases, the exhaust heat is increased by increasing the opening of the turbine exhaust gas control valve 11 (opening the valve) and increasing the flow rate of the high temperature gas turbine exhaust gas G _1b. The heat input to the recovery boiler 6 is increased, and the thermoelectric ratio Q (Q = Te / Pe) is increased.
[0028]
FIG. 3 is a block diagram of a small-capacity gas turbine cogeneration system according to the third embodiment of the present invention. In the third embodiment, in addition to the control of the thermoelectric ratio Q of the system output by adjusting the opening degree of the steam control valve 14 of the first embodiment shown in FIG. This system is configured to provide thermoelectric ratio control of the system output by adjusting the amount of exhaust heat recovery in the system.
That is, in the third embodiment, as shown in FIG. 3, the regenerator 3 is provided with a bypass passage 15 for the compressed air A that flows out from the compressor 2 and flows into the regenerator 3 side. The control valve 16 is provided in the passage 15 so that a part A ₂ of the combustion air A flowing out from the compressor ₂ is supplied directly to the combustor 4 through the bypass passage A _{2 and} the remaining part of the combustion air A A ₁ is preheated in the regenerator 3 and then supplied to the combustor 4.
[0029]
Therefore, now assuming that the heat demand Te ′ of the heat load 8 is increased, the opening degree of the air control valve 16 is increased and the flow rate of the bypass air flow A ₂ is increased. As a result, the flow rate of the combustion air A ₁ flowing into the regenerator 3 decreases, and the amount of heat recovered from the high-temperature turbine exhaust gas G ₁ in the regenerator 3 decreases. As a result, the temperature of the turbine exhaust gas G ₂ discharged from the regenerator 3 increases, and the heat output Te ′ of the exhaust heat recovery boiler 6 increases.
[0030]
On the other hand, when the temperature of the combustion air A supplied to the combustor 4 is decreased, the efficiency of the gas turbine 1 is slightly decreased, but the output is not greatly decreased. As a result, the thermoelectric ratio Q (Te / Pe) of the system output increases, and the thermoelectric ratio Q matches the actual thermoelectric demand ratio Q ′ (Te ′ / Pe ′) between the electric load Pe ′ and the thermal load Te ′. Therefore, the gas turbine cogeneration system is operated with high efficiency.
[0031]
When the heat load Te ′ of the heat load 8 decreases, the opening degree of the control valve 16 is lowered contrary to the above, and the amount of heat recovered by the combustion air A _{1 in} the regenerator 3 is increased. As a result, the thermoelectric ratio Q is reduced, and the system is operated with the optimum thermoelectric ratio Q matching the thermoelectric demand ratio Q ′ = Te ′ / Pe ′ between the actual power load Pe ′ and the thermal load Te ′. Can be done.
[0032]
The control of the system thermoelectric ratio Q by adjusting the opening degree of the air control valve 16 may be performed in parallel with the thermoelectric ratio control by adjusting the opening degree of the steam control valve 14 or in parallel with the opening degree adjustment of the steam control valve 14. In a completely separate manner, only the opening adjustment of the air control valve 16 may be performed independently.
Further, the opening degree control of the air control valve 16 is performed by the steam pressure detection signal of the generated steam S ₁ of the exhaust heat recovery boiler 6 as in the case of the first embodiment.
[0033]
FIG. 4 shows a fourth embodiment of the present invention, which combines the second embodiment and the third embodiment, and enables more accurate control of the thermoelectric ratio Q of the system output. is there.
That is, as shown in FIG. 4, a part S ₁ of the generated steam S ₁ is supplied to the combustor 4 through the steam supply passage 13 having the steam control valve 14, and the turbine exhaust gas control valve 11 is provided in the regenerator 3. In addition, a bypass passage 10 for the high-temperature turbine exhaust gas G _{1 and} a bypass passage 15 for the combustion air A provided with an air control valve 16 are provided, and either one control valve or any one of the control valves according to fluctuations in the thermal load 8. By appropriately adjusting the opening degree of the two control valves or the three control valves, the thermoelectric ratio Q of the system output of the gas turbine cogeneration system is changed to the thermoelectric demand ratio between the actual power load 7 and the heat load 8. Q 'enables high accuracy and smooth matching.
[0034]
FIG. 5 is a schematic explanatory diagram of a gas turbine generator unit U used in the present invention, and includes a gas turbine 1, an air compressor 2, a regenerator 3, a combustor 4, a generator 5, and an air preheating pipe (passage) 2a.・ High temperature turbine exhaust pipe (passage) 9 ・ High temperature turbine exhaust branch 9a ・ Air bearing 19 ・ Generator cooling fin 20 ・ Regenerator casing 21 and turbine exhaust 3c U is formed.
In addition, the gas turbine generator unit U is mounted on a single support frame together with other devices and housed in a package casing, and is mass-produced in a factory as a compact gas turbine cogeneration device. After that, it is transported to the installation place.
[0035]
【The invention's effect】
According to the first aspect of the present invention, a part of the steam generated in the exhaust heat recovery boiler is supplied to the combustor of the gas turbine through the steam supply passage provided with the steam control valve, and the steam control valve according to the fluctuation of the heat load. Is adjusted to control the amount of steam supplied to the combustor.
Thereby, the heat output to the heat load is adjusted, and the gas turbine output, that is, the generator output is increased by supplying steam to the combustor, and the thermoelectric ratio Q of the system output is adjusted.
[0036]
Further, in the second to fourth aspects of the present invention, in addition to the supply of steam to the combustor, the regenerator constituting the gas turbine cogeneration system includes any _{one of} the high-temperature turbine exhaust gas G ₁ and the combustion air A. One or both of the bypass passages are provided, and the turbine exhaust gas control valve and the air control valve provided in the bypass passage are appropriately adjusted according to the fluctuation of the thermal load. As a result, the thermoelectric ratio Q of the system output can be matched with high accuracy and smoothly by the actual thermoelectric demand ratio Q ′ on the load side.
As a result, a difference between the thermoelectric ratio Q of the system output and the thermoelectric demand ratio Q ′ on the load side may occur as in the conventional gas turbine cogeneration system, resulting in excess heat or insufficient heat. This eliminates the need for a gas turbine cogeneration system that can always be operated with high efficiency at the optimum thermoelectric ratio.
[0037]
Furthermore, in the present invention, by supplying steam to the combustor, the power generation efficiency of a small capacity gas turbine generator (about 25%) is considerably lower than the power generation efficiency (about 35%) of a large capacity gas turbine generator. ) To about 30%.
The present invention has excellent practical utility as described above.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block configuration diagram of a small-capacity gas turbine cogeneration system according to a first embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a block configuration diagram of a small-capacity gas turbine cogeneration system according to a second embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a block configuration diagram of a small capacity gas turbine cogeneration system according to a third embodiment of the present invention.
FIG. 4 is a block configuration diagram of a small capacity gas turbine cogeneration system according to a fourth embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a schematic explanatory diagram of a gas turbine generator unit used in the present invention.
FIG. 6 is a block diagram of a conventional gas turbine cogeneration system.
[Explanation of symbols]
1 is a gas turbine, 2 is a compressor, 3 is a regenerator, 3a and 3b are heat exchange pipes, 3c is a turbine exhaust gas outlet, 4 is a combustor, 5 is a generator, 6 is an exhaust heat recovery boiler, and 6a is a steam collector. outlet, 7 power load, 8 thermal load, 9 hot turbine exhaust gas passage, 9a a high-temperature turbine exhaust branch port, the bypass passage of the hot turbine exhaust gas G ₁ 10, 11 is turbine exhaust gas control valve, 12 is the turbine exhaust gas channel , 13 is a steam supply passage, 14 is a steam control valve, 15 is a bypass passage for combustion air, 16 is an air control valve, 17 is a steam pressure detection sensor, 18 is a control device, 19 is an air bearing, and 20 is generator cooling. fins 21 regenerator casing, U is the gas turbine generator unit, F is the fuel gas, A is the combustion air, G ₁ is the high-temperature turbine exhaust gas, G ₂ is the turbine exhaust gas, G ₀ is the exhaust gas S ₁ is generated steam, steam supply to the S ₂ is the thermal load, S ₃ is steam supply to the combustor, Pe is the electrical output of the generator side, Te thermal output of the heat recovery steam generator, Te 'thermal load , Pe ′ is the power demand of the power load, Q is the thermoelectric ratio (Te / Pe), and Q ′ is the thermoelectric demand ratio (Te ′ / Pe ′).

Claims

ガスタービンと発電機と圧縮機と再生器と燃焼器と排熱回収ボイラとを備え、ガスタービンからの高温タービン排ガスを再生器を経て排熱回収ボイラへ供給する構成の小容量のガスタービンコージェネレーションシステムに於いて、前記排熱回収ボイラで発生した蒸気の一部を燃焼器へ供給する蒸気制御バルブを備えた蒸気供給通路を設けると共に、前記再生器にタービン排ガス制御バルブを備えた高温タービン排ガスのバイパス通路を設け、排熱回収ボイラの熱負荷に応じて蒸気制御バルブとタービン排ガス制御バルブの何れか一方又は両方の開度を調整することにより、システム出力の熱電比を制御することを特徴とする小容量のガスタービンコージェネレーションシステムの熱電比制御方法。 A small-capacity gas turbine core comprising a gas turbine, a generator, a compressor, a regenerator, a combustor, and an exhaust heat recovery boiler, and configured to supply high-temperature turbine exhaust gas from the gas turbine to the exhaust heat recovery boiler via the regenerator. In the generation system, a high-temperature turbine provided with a steam supply passage having a steam control valve for supplying a part of the steam generated in the exhaust heat recovery boiler to a combustor and having a turbine exhaust gas control valve in the regenerator By providing an exhaust gas bypass passage and adjusting the opening degree of one or both of the steam control valve and the turbine exhaust gas control valve according to the heat load of the exhaust heat recovery boiler, it is possible to control the thermoelectric ratio of the system output A thermoelectric ratio control method for a small-capacity gas turbine cogeneration system.

ガスタービンと発電機と圧縮機と再生器と燃焼器と排熱回収ボイラとを備え、ガスタービンからの高温タービン排ガスを再生器を経て排熱回収ボイラへ供給すると共に、圧縮機からの燃焼用空気を再生器を経て燃焼器へ供給する構成の小容量のガスタービンコージェネレーションシステムに於いて、前記排熱回収ボイラで発生した蒸気の一部を燃焼器へ供給する蒸気制御バルブを備えた蒸気供給通路を設けると共に、前記再生器にタービン排ガス制御バルブを備えた高温排ガスのバイパス通路を夫々設け、排熱回収ボイラの熱負荷に応じて前記各制御バルブの何れか一個又は複数個の開度を調整することにより、システム出力の熱電比を制御することを特徴とする小容量のガスタービンコージェネレーションシステムの熱電比制御方法。 A gas turbine, a generator, a compressor, a regenerator, a combustor, and an exhaust heat recovery boiler are provided. The high-temperature turbine exhaust gas from the gas turbine is supplied to the exhaust heat recovery boiler through the regenerator and is used for combustion from the compressor. In a small capacity gas turbine cogeneration system configured to supply air to a combustor through a regenerator, steam having a steam control valve for supplying a part of the steam generated in the exhaust heat recovery boiler to the combustor A supply passage is provided, and a high-temperature exhaust gas bypass passage provided with a turbine exhaust gas control valve is provided in the regenerator, and the opening degree of any one or a plurality of the control valves according to the heat load of the exhaust heat recovery boiler. A thermoelectric ratio control method for a small-capacity gas turbine cogeneration system, wherein the thermoelectric ratio of the system output is controlled by adjusting.

ガスタービンと発電機と空気圧縮機と再生器と燃焼器とを一体的に組立てしてガスタービン発電機ユニットとするようにした請求項１又は請求項２に記載の小容量のガスタービンコージェネレーションシステムの熱電比制御方法。 3. A small-capacity gas turbine cogeneration system according to claim 1, wherein a gas turbine, a generator, an air compressor, a regenerator, and a combustor are integrally assembled to form a gas turbine generator unit. System thermoelectric ratio control method.

排熱回収ボイラの発生蒸気圧を検出することにより熱負荷の変動を検知し、前記検出した発生蒸気圧に基づいて必要な各制御バルブの開度を調整するようにした請求項１又は請求項２に記載の小容量のガスタービンコージェネレーションシステムの熱電比制御方法。 Claim 1 or Claim which detects the fluctuation | variation of a thermal load by detecting the generated steam pressure of an exhaust heat recovery boiler, and adjusts the opening degree of each control valve required based on the detected generated steam pressure. 2. A method for controlling a thermoelectric ratio of a small-capacity gas turbine cogeneration system according to 2.