JP5745647B2 - 太陽熱コンバインドサイクル発電プラント - Google Patents

Description

本発明は、太陽熱コンバインドサイクル発電プラントに係り、更に詳しくは、太陽から熱エネルギを得る集熱器を備えたコンバインドサイクル発電プラントに関する。

産業用電力を支える発電プラントのひとつに、天然ガスや石油、炭層ガスといった化石資源を燃料としてガスタービンを駆動・発電するとともに、ガスタービンの排熱によって得られた蒸気で蒸気タービンを駆動・発電するコンバインドサイクル発電プラントがある。

このようなコンバインドサイクル発電プラントにおいて、太陽光によって熱媒体を加熱する加熱設備と、前記加熱設備から供給された熱媒体によって給水を加熱・蒸発する熱交換器と、熱交換器で発生した蒸気とガスタービンの排熱によって得られた蒸気とを合流させて蒸気タービンに供給する配管とを備え、日照状態の変動等により熱媒体の温度変動が生じても、熱交換器に対する熱的な影響を緩和可能とし、さらに熱媒体の温度変動に起因して供給蒸気流量が変動しても、その影響を緩和可能とする太陽熱複合発電設備（太陽熱コンバインドサイクル発電プラント）が開示されている（例えば、特許文献１参照）。

特開２００８-１２１４８３号公報

上述した太陽熱コンバインドサイクル発電プラントであれば、熱媒体が熱交換器に持ち込む熱エネルギを算出し、この熱エネルギに応じて加熱設備から熱交換器へ流入する熱媒体の流量を制御するので、熱交換器に対する熱的な影響を緩和することができる。

ところで、太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを構成するガスタービンは、夏季など大気温度が上昇する時期あるいは低緯度地域など年間を通じて大気温度が高い地域で運用する場合、大気温度が低い時期に運用する場合等と比べて圧縮機の空気吸気量が相対的に減少し、発電効率及び発電出力が低下することが知られている。

特許文献１に記載の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントにおいては、大気温度上昇時におけるガスタービンの発電効率及び発電出力の低下には言及していない。このため、夏季あるいは低緯度地域にて運用する場合、大気温度上昇によるガスタービンの出力が低下するので、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント全体としては、太陽光による蒸気タービンの出力増大の効果を充分に得られない可能性がある。

また、太陽光による出力増大の効果は、充分な日射量が得られない時間帯（たとえば夕刻）や、雲量の増加などにより一時的に太陽光が遮蔽された場合には得られず、太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの出力と効率の低下を防止できないという問題があった。

本発明は上述の事柄に基づいてなされたもので、その目的は、大気温度が高い条件においてもガスタービンの発電効率及び発電出力の低下を抑制し、日照状態が変動してもプラント全体としてさらなる効率向上及び増出力が可能な太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを提供するものである。

上記の目的を達成するために、第１の発明は、ガスタービン燃料の燃焼ガスを用いて駆動するガスタービンと、前記ガスタービンからの排熱によって蒸気を発生する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラからの蒸気で駆動する蒸気タービンと、前記蒸気タービンからの蒸気を冷却して給水を生成する復水器と、前記復水器に貯留する前記給水を前記排熱回収ボイラへ圧送する給水ポンプとを備えた太陽熱コンバインドサイクル発電プラントであって、第１の集熱器にて蓄熱媒体を加熱し、熱交換器で前記蓄熱媒体と前記給水ポンプからの給水の一部とを熱交換して温水を生成する太陽熱利用温水生成ユニットと、前記太陽熱利用温水生成ユニットで生成した前記温水を、吸気噴霧水ポンプで加圧し、その加圧した温水を吸気噴霧装置により前記ガスタービンの吸気空気に噴霧する太陽熱利用吸気噴霧ユニットと、前記太陽熱利用温水生成ユニットで生成した前記温水を、第２の集熱器にて蒸発させて蒸気を生成し、その蒸気を前記蒸気タービンに供給する太陽熱利用蒸気生成ユニットと、を備えたものとする。

また、第２の発明は、ガスタービン燃料の燃焼ガスを用いて駆動するガスタービンと、前記ガスタービンからの排熱によって蒸気を発生する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラからの蒸気で駆動する蒸気タービンと、前記蒸気タービンからの蒸気を冷却して給水を生成する復水器と、前記復水器に貯留する前記給水を前記排熱回収ボイラへ圧送する給水ポンプとを備えた太陽熱コンバインドサイクル発電プラントであって、太陽の熱エネルギによって蓄熱媒体を加熱する第１の集熱器と、前記加熱された蓄熱媒体と前記給水ポンプからの給水の一部とを熱交換して温水を生成する熱交換器と、前記熱交換器で熱交換した後の前記蓄熱媒体を貯留する蓄熱タンクと、前記蓄熱タンクから前記蓄熱媒体を前記第１の集熱器へ圧送する循環ポンプと、前記熱交換器の出口から分岐して前記温水を吸気噴霧装置へ供給する第１温水供給配管と、前記第１温水供給配管に設けられ、前記温水を加圧する吸気噴霧水ポンプと、前記吸気噴霧水ポンプにて加圧した温水を前記ガスタービンの吸気空気に噴霧する吸気噴霧装置と、前記第１温水供給配管の前記吸気噴霧装置の上流側に設けられ、噴霧する温水の流量を制御する調整弁とを備えたものとする。

更に、第３の発明は、第２の発明において、前記熱交換器の出口から分岐して前記温水を第２の集熱器へ供給する第２温水供給配管と、太陽の熱エネルギによって前記温水を蒸発させて蒸気を生成する第２の集熱器と、前記第２の集熱器で生成した蒸気を前記蒸気タービンに供給する蒸気供給配管と、前記蒸気供給配管に設けられ、前記蒸気タービンへ供給する前記蒸気の流量を制御する第１の調整弁と、前記第２の集熱器で生成した蒸気を前記復水器に供給する蒸気戻し配管と、前記蒸気戻し配管に設けられ、前記復水器へ戻す前記蒸気の流量を制御する第２の調整弁とを備えたことを特徴とする。

また、第４の発明は、第３の発明において、前記蒸気タービンは、高圧蒸気タービンと中圧蒸気タービンとを備え、前記蒸気供給配管は、前記第２の集熱器で生成した蒸気を前記排熱回収ボイラの発生蒸気と混合させて、前記中圧蒸気タービンの入口に供給することを特徴とする。

更に、第５の発明は、第３又は第４の発明において、前記熱交換器の出口側に設けられ、前記温水の温度を計測する温度検出器と、前記蒸気供給配管に設けられ、前記第２の集熱器で生成した蒸気の温度を計測する蒸気温度検出器と、前記温度検出器及び前記蒸気温度検出器の各計測値を取り込み、前記調整弁及び前記第１の調整弁の開度を制御する制御装置とを備えたことを特徴とする。

また、第６の発明は、第５の発明において、運転員が有効又は無効を操作指定する節水モード選択スイッチを更に備え、前記制御装置は、前記節水モード選択スイッチで操作指定された有効又は無効の信号を取込む手順と、前記蒸気温度検出器の計測値と予め定めた蒸気供給の開始可能な温度とを比較する手順と、前記温度検出器の計測値と予め定めた温水噴霧の開始可能な温度とを比較する手順と、前記３つの手順の結果の真偽により、前記ガスタービンの増出力と前記蒸気タービンの増出力の両方、前記ガスタービンの増出力と前記蒸気タービンの増出力のいずれか一方、前記ガスタービンの増出力の否定と前記蒸気タービンの増出力の否定の両方、の中のいずれか１つの運用モードを決定し、前記調整弁及び前記第１の調整弁の開度を制御する手順とを実行することを特徴とする。

本発明によれば、吸気噴霧装置と、太陽からの熱エネルギを蓄熱媒体を介して蓄熱する蓄熱タンクとを備え、蓄熱タンクの熱エネルギで得られた高圧の温水を圧縮機入口に噴霧し、空気中及び圧縮機内部で減圧沸騰させるので、大気温度が高い条件においてもガスタービンの発電効率及び発電出力の低下を抑制できる。また、充分な日射量が得られない時間帯（たとえば夕刻）や、日没後においてもガスタービンの出力増大と効率の向上が図れる。この結果、日照状態が変動してもプラント全体としてさらなる効率向上及び増出力が可能な太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを提供することができる。

本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を示すシステム構成図である。 本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における負荷要求指令の一例を示す特性図である。 本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する蓄熱タンクの保有熱量の時間変化を示す特性図である。 本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する第２の集熱器の集熱量の時間変化を示す特性図である。 本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における発電出力の時間変化を示す特性図である。 本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する制御システムを示す概略構成図である。 図６に示す制御システムを構成する太陽熱発電制御システムを示す制御ブロック図である。 本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における運転モードを示す表図である。 本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における運転モード切替えの処理内容を示すフローチャート図である。

以下、本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの実施の形態を図面を用いて説明する。図１は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を示すシステム構成図である。
図１はガスタービン３、排熱回収ボイラ４、蒸気タービン５、発電機６、復水器７、吸気噴霧装置２０、第１の集熱器１、第２の集熱器２、熱交換器９及び蓄熱タンク１０を有する太陽熱コンバインドサイクル発電プラントのシステムフローを示している。

図１において、ガスタービン３は、圧縮機３ａ、タービン３ｂ、燃焼器３ｃ、及び駆動軸１５から構成されている。圧縮機３ａは空気を吸気・加圧し、燃焼用空気として燃焼器３ｃに供給する。燃焼器３ｃは、前記燃焼用空気を燃料と混合・燃焼させ、高温の燃焼ガスを発生する。前記燃焼ガスはタービン３ｂを駆動し、駆動軸１５を通して圧縮機３ｂ、蒸気タービン５及び発電機６を駆動する。

排熱回収ボイラ４は、ガスタービン３からの排気ガスによって蒸気を発生し、この蒸気を蒸気タービン５へ供給する。排熱回収ボイラ４へ供給する給水は復水器７の下部に貯留されており、給水ポンプ８にて排熱回収ボイラ４へ圧送される。

蒸気タービン５は、駆動軸１５によりガスタービン３に接続された高圧蒸気タービン５ａと中圧蒸気タービン５ｂとで構成され、排熱回収ボイラ４にて発生した高圧蒸気を用いて高圧蒸気タービン５ａを駆動する。高圧蒸気タービン５ａにて仕事をした後の蒸気は、再度排熱回収ボイラ４へ戻され、排熱回収ボイラ４内の図示しない熱交換器にて再加熱される。再加熱された蒸気を用いて中圧蒸気タービン５ｂを駆動する。

本実施の形態における太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０は、このような従来のコンバインドサイクルプラントと同様な構成に加えて、更に、太陽熱で温水を生成・貯蓄する太陽熱利用温水生成ユニット３０と、温水を圧縮機３ａの入口に噴霧する太陽熱利用吸気噴霧ユニット３１と、太陽熱で温水から蒸気を生成し蒸気タービンへ供給する太陽熱利用蒸気生成ユニット３２とを備えている。

太陽熱利用温水生成ユニット３０は、太陽光に含まれる赤外線Ｂを熱源として供給される蓄熱媒体を加熱する第１の集熱器１と、第１の集熱器１で高温となった蓄熱媒体と給水ポンプ８から分岐供給される給水とを熱交換して温水を供給可能とする熱交換器９と、熱交換器９で給水を加温した後の蓄熱媒体を貯留する蓄熱タンク１０と、蓄熱タンク１０から第１の集熱器１へ蓄熱媒体を圧送する油循環ポンプ１１とを備えている。第１の集熱器１と熱交換器９、熱交換器９と蓄熱タンク１０、及び蓄熱タンク１０と第１の集熱器１、のそれぞれの間は配管により連結されている。蓄熱媒体は、油循環ポンプ１１によりこれら配管と各構成機器との間を循環する。本実施の形態においては、第１の集熱器１としてトラフ型の太陽光集熱器を使用し、蓄熱媒体には引火点の高い油を使用している。

太陽熱利用吸気噴霧ユニット３１は、熱交換器９の出口から分岐して温水を吸気噴霧装置２０へ供給する第１温水供給配管２１と、第１温水供給配管２１に設けられ、温水を加圧する吸気噴霧水ポンプ１３と、圧縮機３ａの入口の吸気側に加圧した温水を噴霧する吸気噴霧装置２０と、吸気噴霧装置２０の上流側に設けられ、噴霧する温水の流量を制御する吸気噴霧ノズル入口弁１４とを備えている。吸気噴霧装置２０にて噴霧された高圧の温水は、圧縮機３ａの入口及び圧縮機３ａの内部にて減圧沸騰して吸気空気を冷却する。さらに、吸気空気に対して湿分を添加して吸気空気の質量流量を増大する。吸気空気の冷却は圧縮機３ａの動力の低減をもたらす。また吸気空気の質量流量の増大は燃焼用空気の増大、すなわちタービン３ｂの出力の増加をもたらし、ガスタービン３全体としての出力の増加に寄与する。

太陽熱利用蒸気生成ユニット３２は、熱交換器９の出口から分岐して温水を第２の集熱器２へ供給する第２温水供給配管２２と、太陽光に含まれる赤外線Ｂを熱源として供給された温水を蒸発させて過熱蒸気を生成する第２の集熱器２と、第２の集熱器２で生成した過熱蒸気を排熱回収ボイラ４の発生蒸気と混合させて、中圧蒸気タービン５ｂの入口に供給する蒸気供給配管２３と、蒸気供給配管２３に設けられ、中圧蒸気タービン５ｂへ供給する第２の集熱器２で生成した過熱蒸気の流量を制御する太陽熱蒸気加減弁１２と、夜間など第２の集熱器２において充分に太陽熱が得られない場合に第２の集熱器２で生成した蒸気を復水器７へ戻す蒸気戻し配管２４と、蒸気戻し配管２４に設けられ、復水器７へ戻す蒸気の流量を制御する太陽熱蒸気バイパス弁１６とを備えている。

なお、蒸気供給配管２３を中圧蒸気タービン５ｂの入口に接続したのは、排熱回収ボイラ４の改造を必要とせずに中圧蒸気タービン５ｂの出力増加というメリットが得られるためである。例えば、高圧蒸気タービン５ａの入口又は出口に蒸気供給配管２３を接続すると、高圧蒸気タービン５ａの出力増加というメリットは得られるが、排熱回収ボイラ４を構成する過熱器や再熱器の容量を増加させる改造の発生というデメリットが生じる。

また、本発明の太陽熱コンバインド発電プラントの一実施の形態は、詳細を後述する制御システムを備えていて、温水の温度、吸気噴霧水の圧力、第２の集熱器２の出口における蒸気温度・圧力、並びに蓄熱媒体の温度等を検出して後述する制御装置に入力している。温水の温度は、熱交換器９の出口側に設けた温水温度検出器１７ａにより検出され、吸気噴霧水の圧力は、第１温水供給配管２１の吸気噴霧水ポンプ１３の出口側に設けた吸気噴霧水圧力検出器１７ｂにより検出されている。第２の集熱器２の出口における蒸気温度・圧力は、蒸気供給配管２３の太陽熱蒸気加減弁１２の上流側に設けた蒸気温度検出器１８ａと蒸気圧力検出器１８ｂにより検出されている。また、蓄熱媒体の温度は、蓄熱タンク１０に設けた油温度検出器１９により検出されている。

本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０の一実施の形態の特徴としては、以下の３点が挙げられる。
（１）太陽熱利用温水生成ユニット３０における第１の集熱器１にて蓄熱媒体を加熱し、熱交換器９で蓄熱媒体と給水を熱交換して温水を生成する。その温水を基に太陽熱利用蒸気生成ユニット３２における第２の集熱器２にて温水を蒸発させて過熱蒸気を生成し、その過熱蒸気を蒸気タービン５に供給する。
（２）太陽熱利用温水生成ユニット３０で生成した温水を、太陽熱利用吸気噴霧ユニット３１における吸気噴霧水ポンプ１３で加圧し、その加圧した温水を吸気噴霧装置２０によりガスタービン３の圧縮機３ａの入口の吸気側に噴霧する。
（３）太陽熱利用温水生成ユニット３０は、第１の集熱器１と、熱交換器９と、蓄熱媒体を貯留する蓄熱タンク１０と、各構成機器の間に蓄熱媒体を循環させる油循環ポンプ１１とを備え、第１の集熱器１で加温した熱媒体を蓄熱タンク１０で貯留することができる。

本実施の形態によれば、蓄熱媒体及び蓄熱タンク１０に蓄積した熱エネルギにより熱交換器９で給水を温水とすることにより、充分な日射量が得られない夕刻や、日没後においてもタービン３ｂの出力増大と効率の向上が図れる。また、雲量の増加などにより一時的に太陽光が遮蔽された場合においても、蓄熱タンク１０に蓄積した熱エネルギをもって温水の温度を一定範囲に維持することが可能であり、気象変動に対して安定した発電出力が得られる。

次に、本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０の運転特性について図２乃至図５を用いて説明する。図２は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における負荷要求指令の一例を示す特性図、図３は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する蓄熱タンクの保有熱量の時間変化を示す特性図、図４は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する第２の集熱器の集熱量の時間変化を示す特性図、図５は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における発電出力の時間変化を示す特性図である。

図２において、縦軸は負荷要求指令ＭＷＤ、横軸は時刻Ｔを示し、例えば、中央給電指令所より太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０に対して送出される発電指令（負荷要求指令ＭＷＤ）の午前０時より翌日午前０時までの２４時間における変化特性の一例を示す。図中Ａの特性線によれば、負荷要求指令ＭＷＤは６時から７時にかけて増加を開始し、１４時頃にピークを迎え、１８時頃から減少を開始している。これは、社会活動によるエネルギ消費が６時から７時にかけて増加を開始し、工場が操業を停止する１８時頃に低下する特性を反映したものである。

次に、このような負荷要求指令ＭＷＤが送出される地域における太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０の集熱特性等について図３及び図４を用いて説明する。
図３において、縦軸は本実施の形態における蓄熱タンク１０に貯留された蓄熱媒体の保有熱量ＱＭ、横軸は時刻Ｔを示し、午前０時より翌日午前０時までの２４時間における変化特性の一例を示す。図中のＴｗ０は、ガスタービン３への温水噴霧の開始を可能とする熱交換器９の出口における温水の設定温度であり、図中の破線は、この設定温度に相当する保有熱量を示している。図３に示すように、蓄熱タンク１０に貯留された蓄熱媒体の保有熱量は、第１の集熱器１にて得られた熱エネルギによって太陽が昇る６時頃より上昇を開始し、日没となる１８時頃から低下を開始する特性となる。また、日没後は放熱により徐々に保有熱量が低下している。

図３において、Ｈ１で示す時刻９時より２３時の時間帯は、温水の温度をガスタービン３の吸気空気へ噴霧可能な温度へ加温可能な時間帯である。本発実施の形態においては、この時間帯においてガスタービン３の吸気に温水を噴霧し、ガスタービン３の出力の増大が可能となる。

図４において、縦軸は本実施の形態における第２の集熱器２にて得られた集熱量Ｑ、横軸は時刻Ｔを示し、午前０時より翌日午前０時までの２４時間における変化特性の一例を示す。図中のＴｓ０は、蒸気タービン５への蒸気供給の開始を可能とする第２の集熱器２の出口における蒸気の設定温度であり、図中の破線は、この設定温度に相当する集熱量を示している。図４に示すように、第２の集熱器における集熱量は、太陽高度とともに急激に増加し、トラフ型集熱器の仰角を太陽高度に追従可能な時間帯（例えば、Ｈ２で示す時刻９時より１５時の時間帯）において温水を蒸気とするに充分な熱エネルギが得られる。この時間帯においては、蒸気タービン５に蒸気を供給することで蒸気タービン５の出力増大が図れ、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０全体の出力増加が可能となる。また、時刻８時から９時の間、及び時刻１５時から１６時の間において集熱量が大幅に変動している。これは、太陽高度の低い時刻８時以前、及び時刻１６時以降において、トラフ型集熱器の仰角が追従せず、集熱量が不足したことによる。

なお、図３における第１の集熱器１の集熱面積は、図４における第２の集熱器２の集熱面積に比べて小さくすることが可能である。これは、第１の集熱器１による熱量が、水を常温から、ガスタービン３への温水噴霧の開始を可能とする温度へ加温するのに必要な熱量であるのに対して、第２の集熱器２による熱量は、蒸気タービン５に供給可能な過熱蒸気を生成するのに必要な熱量であり、第２の集熱器２による熱量の方が、第１の集熱器１による熱量よりも大きいことによる。また、図４では、過熱蒸気の生成に必要な集熱量が時刻により大きく変化するが、これは、第２の集熱器２の集熱面積が大きく、太陽からの集熱量の変化を直接大きく受けることによる。

次に、本実施の形態における第１の集熱器１及び第２の集熱器２によって得られた温水あるいは蒸気を用いて、太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを運用した場合の発電出力特性について図５を用いて説明する。
図５において、縦軸は発電出力Ｐ、横軸は時刻Ｔを示し、本実施の形態における太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの発電出力の午前０時より翌日午前０時までの２４時間における変化特性の一例を示す。図中Ａの特性線は、図２に示す中央給電指令所からの負荷要求指令ＭＷＤに一致するように太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを制御した場合の発電出力を示す。特性線Ａにおいて、Ａ１で示す部分は、ガスタービン３への吸気噴霧による出力増加分であり、Ａ２で示す部分は、蒸気タービン３への加熱蒸気の供給による出力増加分である。図中Ａ０の特性線は、太陽熱エネルギによる出力増加分を除くガスタービン３と蒸気タービン５による発電出力を示している。

特性線Ａ０によれば、日中におけるガスタービン３及び蒸気タービン５のみの発電出力分は低く抑えられている。このため、本実施の形態によれば、従来のコンバインドサイクル発電プラントに比べて、日中の化石燃料消費量及びＣＯ_２排出量の低減が図れる。また、従来の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントと異なり、太陽からの熱エネルギが充分に得られない夕刻から夜間においても出力増加が図れている。

また、集熱器を２段階とし、第１の集熱器１で給水を予熱し温水するとともに、第２の集熱器２で温水を過熱蒸気とする構成としたことから、雲量の増加などによって一時的に太陽光が遮蔽された場合の蒸気温度の変動幅を、集熱器を１段階とする構成に比べて抑えることができる。

次に、本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する制御システム及び制御方法について、図６乃至図９を用いて説明する。図６は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態を構成する制御システムを示す概略構成図、図７は図６に示す制御システムを構成する太陽熱発電制御システムを示す制御ブロック図、図８は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における運転モードを示す表図、図９は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における運転モード切替えの処理内容を示すフローチャート図である。図６乃至図９において、図１乃至図５に示す符号と同符号のものは同一部分であるので、その詳細な説明は省略する。

図６において、制御システムは、タービン制御装置１０２、排熱回収ボイラ制御装置１０１及び太陽熱発電制御装置１００を備え、それぞれが、ガスタービン３、排熱回収ボイラ４及び太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０と計測値（温度・圧力等）、操作量（弁開度・ポンプ回転数・集熱器仰角等）、及び操作指令等を授受することで、プラント全体を制御している。

ここで、タービン制御装置１０２は、発電出力、ガスタービン回転数、タービン排気温度、燃料と燃焼空気との比率（燃空比）等を制御する。また、排熱回収ボイラ制御装置１０１は、給水ポンプ８の回転数、排熱回収ボイラ４のドラム水位、蒸気タービン５へ供給される蒸気をバイパスする図示しないタービンバイパス弁の開閉動作を制御する。さらに太陽熱発電制御装置１００は第１の集熱器１及び第２の集熱器２における集熱量と、ガスタービン３への吸気噴霧量、蒸気タービン５への蒸気供給量等を制御する。なお、これらの制御装置は、同一の制御用計算機上に実装しても良いし、それぞれを異なる制御用計算機に実装し、各計算機が相互に同期しつつプラントを制御しても良い。

本実施の形態における制御システムでは、タービン制御装置１０２において、中央給電指令所より負荷要求指令ＭＷＤを受け取り、負荷要求指令ＭＷＤに基づいてガスタービン３の出力を制御する。また、太陽熱発電制御装置１００においては、負荷要求指令ＭＷＤと、例えば、大気温度及び太陽高度の検出信号からなる気象情報ＣＣ、運転員が節水モードスイッチ２５を操作することにより指定される節水モードの有無選択信号ＳＷ、及び太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０の各種計測値を入力し、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０の各構成機器を制御する。また、太陽熱発電制御装置１００は、排熱回収ボイラ制御装置１０１に対し給水流量指令補正値ＧＳＡＤを送出する。排熱回収ボイラ制御装置１０１は、給水流量指令補正値ＧＳＡＤ及び排熱回収ボイラ４の各種計測値に基づき排熱回収ボイラ４を制御する。

次に、太陽熱発電制御装置１００及び排熱回収ボイラ制御装置１０１の処理内容を図７を用いて説明する。
図７において、太陽熱発電制御装置１００は、各計測値が入力される入力部と、入力部からの入力値を基に各構成機器への指令値を演算する演算部と、演算部で算出された指令値を各構成機器へ出力する出力部とを備えている。

入力部には、中央給電指令所からの負荷要求指令ＭＷＤ、蒸気温度検出器１８ａからの第２の集熱器２の出口における蒸気温度ＴＳＡ、蒸気圧力検出器１８ｂからの第２の集熱器２の出口における蒸気圧力ＰＳＡ、温水温度検出器１７ａからの吸気噴霧水温度ＴＷＡ、吸気噴霧水圧力検出器１７ｂからの吸気噴霧水圧力ＰＷＡ、油温度検出器１９からの蓄熱媒体である油の温度ＴＯＩＬ、及び大気温度及び太陽高度の計測値からなる気象情報ＣＣが入力されている。

出力部からは、太陽熱蒸気加減弁１２へ開度指令ＣＳＡＤが、太陽熱蒸気バイパス弁１６へ開度指令ＣＳＡＢが、第２の集熱器２へ仰角指令Ａ２Ｄが、吸気噴霧ノズル入口弁１４へ開度指令ＣＷＤが、吸気噴霧水ポンプ１３へ回転数指令ＮＷＤが、油循環ポンプ１１へ回転数指令ＮＯＩＬＤが、第１の集熱器１へ仰角指令Ａ１が、排熱回収ボイラ制御装置１０１へ給水流量指令ＧＳＡＤがそれぞれ出力されている。

演算部は、蒸気圧力ＰＳＡ等を基に太陽熱蒸気加減弁１２，太陽熱蒸気バイパス弁１６，吸気噴霧ノズル入口弁１４の各開度指令ＣＳＡＤ、ＣＳＡＢ及びＣＷＤを算出する蒸気圧力演算部１００ａと、蒸気温度ＴＳＡ等を基に第２の集熱器２の仰角指令Ａ２Ｄを算出する蒸気温度演算部１００ｂと、吸気噴霧水圧力ＰＷＡ等を基に吸気噴霧水ポンプ１３の回転数指令ＮＷＤを算出する温水圧力演算部１００ｃと、吸気噴霧水温度ＴＷＡ等を基に、油循環ポンプ１１の回転数指令ＮＯＩＬＤ及び第１の集熱器１の仰角指令Ａ１を算出する温水温度演算部１００ｄとを備えている。

蒸気圧力演算部１００ａは、出力制御手段２０３と、蒸気圧力制御手段２０４と、吸気噴霧流量制御手段２０５と、吸気噴霧ノズル入口弁開度制御手段２０６と加算器２１４とを備えている。

出力制御手段２０３は、蒸気圧力ＰＳＡを入力し、この蒸気圧力ＰＳＡが予め設定された目標圧力に一致するように太陽熱蒸気加減弁１２の開度指令ＣＳＡＤ及び太陽熱蒸気バイパス弁１６の開度指令ＣＳＡＢを算出する。蒸気圧力ＰＳＡが、目標圧力に一致するように制御することで、太陽の熱エネルギの変化に伴う蒸気タービン３の出力変動を抑制している。

蒸気圧力制御手段２０４は、蒸気圧力ＰＳＡを入力し、この蒸気圧力ＰＳＡに基づき第２の集熱器２における給水流量指令ＧＳＡＤ１を算出する。算出した給水流量指令ＧＳＡＤ１は、加算器２１４と蒸気圧力演算部１００ｂの蒸気温度制御手段２０７へ出力されている。

吸気噴霧流量制御手段２０５は、負荷要求指令ＭＷＤを入力し、この負荷要求指令ＭＷＤに基づき吸気噴霧流量指令ＧＷＤを算出する。本実施の形態においては、給水ポンプ８の出口の給水を排熱回収ボイラ４と、熱交換器９を介して第２の集熱器２と、吸気噴霧装置２０とに分岐供給している。吸気噴霧流量制御手段２０５は、吸気噴霧装置２０へ供給する給水の流量を算出する。

吸気噴霧ノズル入口弁開度制御手段２０６は、吸気噴霧流量指令ＧＷＤを入力し、この吸気噴霧流量指令ＧＷＤに基づき吸気噴霧ノズル入口弁１４の開度指令ＣＷＤを算出する。

加算器２１４は、蒸気圧力制御手段２０４からの第２の集熱器２における給水流量指令ＧＳＡＤ１と吸気噴霧流量制御手段２０５からの吸気噴霧流量指令ＧＷＤとを入力し、加算演算し、給水流量指令補正値ＧＳＡＤを算出する。給水流量指令補正値ＧＳＡＤは、排熱回収ボイラ制御装置１０１へ出力される。排熱回収ボイラ制御装置１０１の演算については後述する。

蒸気温度演算部１００ｂは、蒸気温度制御手段２０７と第２集熱器制御手段２０８とを備えている。
蒸気温度制御手段２０７は、蒸気温度ＴＳＡと気象情報ＣＣと蒸気圧力制御手段２０４からの第２の集熱器２における給水流量指令ＧＳＡＤ１とを入力し、蒸気温度ＴＳＡを予め設定された目標温度に一致するように、第２の集熱器２の集熱量指令ＱＳＤを算出する。

第２集熱器制御手段２０８は、第２の集熱器２の集熱量指令ＱＳＤを入力し、集熱量がこの集熱量指令ＱＳＤに追従するための第２の集熱器２の仰角指令Ａ２Ｄを算出する。

温水圧力演算部１００ｃは、吸気噴霧水ポンプ制御手段２０９を備えている。本実施の形態においては、熱交換器９の出口で分流した高温の給水を、吸気噴霧水ポンプ１３にて加圧したのち吸気噴霧装置２０より圧縮機３ａの入口に向けて噴霧する。圧縮機３ａの入口あるいは内部にて給水を確実に減圧沸騰させるためには、給水温度を高温かつ高圧に維持する必要がある。吸気噴霧装置２０における吸気噴霧水圧力ＰＷＡの制御を温水圧力演算部１００ｃが行い、吸気噴霧水温度ＴＷＡの制御を温水温度演算部１００ｄが行う。

吸気噴霧水ポンプ制御手段２０９は、吸気噴霧水圧力ＰＷＡと吸気噴霧流量制御手段２０５からの吸気噴霧流量指令ＧＷＤとを入力し、吸気噴霧水圧力ＰＷＡを予め設定された目標圧力に一致するように、吸気噴霧水ポンプ１３の回転数指令ＮＷＤを算出する。

温水温度演算部１００ｄは、吸気噴霧水温度制御手段２１０と、油循環ポンプ制御手段２１１と、油温度制御手段２１２と、第１集熱器制御手段２１３とを備えている。

吸気噴霧水温度制御手段２１０は、吸気噴霧水温度ＴＷＡと吸気噴霧流量制御手段２０５からの吸気噴霧流量指令ＧＷＤとを入力し、吸気噴霧水温度ＴＷＡを予め設定された目標温度とするための油流量指令ＧＯＩＬＤを算出する。

油循環ポンプ制御手段２１１は、油流量指令ＧＯＩＬＤを入力し、蓄熱媒体の流量が油流量指令ＧＯＩＬＤに一致するように、油循環ポンプ１１の回転数指令ＮＯＩＬＤを算出する。

油温度制御手段２１２は、油温度ＴＯＩＬと気象情報ＣＣと吸気噴霧水温度制御手段２１０からの油流量指令ＧＯＩＬＤとを入力し、油温度ＴＯＩＬを予め設定された目標温度に一致するように、第１の集熱器１の集熱量指令ＱＯＩＬＤを算出する。本実施の形態における蓄熱媒体である油の温度は、熱エネルギを蓄積するという目的において引火点に達しない温度に維持することが望まれる。目標温度はこの観点から設定されている。

第１集熱器制御手段２１３は、第１の集熱器１の集熱量指令ＱＯＩＬＤを入力し、集熱量がこの集熱量指令ＱＯＩＬＤに追従するための第１の集熱器１の仰角指令Ａ１Ｄを算出する。

次に、排熱回収ボイラ制御装置１０１の演算について説明する。排熱回収ボイラ制御装置１０１は、加算器２０１と給水ポンプ制御手段２０２とを備えている。

加算器２０１は、例えば他の演算部で算出された給水ポンプ８への給水流量指令ＦＷＤと加算器２１４からの給水流量指令補正値ＧＳＡＤとを入力し、加算演算し、給水流量補正指令ＦＷＤ１を算出する。

給水ポンプ制御手段２０２は、給水流量補正指令ＦＷＤ１を入力し、給水ポンプ８の出口の給水流量が、給水流量補正指令ＦＷＤ１に一致するように、給水ポンプ８の回転数指令ＮＦＷＰを算出する。このような給水流量補正指令ＦＷＤ１により、給水ポンプ８の給水流量を制御するので、本実施の形態のような給水を各構成機器へ分岐供給する場合であっても、適切なプラント制御が可能となる。

次に、本発明の太陽熱コンバインサイクル発電プラントの一実施の形態の運用方法について説明する。
上述したように、本発明の太陽熱コンバインサイクル発電プラントの一実施の形態においては、図１に示す太陽熱利用温水生成ユニット３０において生成した温水を基に、太陽熱利用蒸気生成ユニット３２における第２の集熱器２にて温水を蒸発させて過熱蒸気を生成し、太陽蒸気加減弁１２によりその過熱蒸気を蒸気タービン５に供給することで蒸気タービン５の出力を増加させる運用と、太陽熱利用温水生成ユニット３０で生成した温水を、太陽熱利用吸気噴霧ユニット３１における吸気噴霧水ポンプ１３で加圧し、吸気噴霧ノズル入口弁１４によりその加圧した温水をガスタービン３の圧縮機３ａの入口の吸気側に噴霧することでガスタービン３の出力を増加させる運用とを備えている。

したがって、これらの運用のいずれか一方を使用する場合、両方を使用する場合、及びいずれも使用しない場合により運転モードが決定され、これらは、太陽蒸気加減弁１２と吸気噴霧ノズル入口弁１４の開閉状態で定まる。太陽蒸気加減弁１２の開度は、図７に示すように太陽熱発電制御装置１００の開度指令ＣＳＡＤにより開度制御されるので、この開度指令ＣＳＡＤが０％以下であれば閉止、０％を超えれば開状態であると判断できる。同様に、吸気噴霧ノズル入口弁１４の開度は、太陽熱発電制御装置１００の開度指令ＣＷＤにより開度制御されるので、この開度指令ＣＷＤが０％以下であれば閉止、０％を超えれば開状態であると判断できる。

図８は本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態における運転モードを表している。図８において、モード１は、太陽蒸気加減弁１２と吸気噴霧ノズル入口弁１４の両方を開状態とした場合であって、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０は、ガスタービン３への吸気噴霧と、蒸気タービン３への蒸気供給とが行われる。このことにより、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０の発電出力とプラント効率とは、最大になる。

モード２は、吸気噴霧ノズル入口弁１４を閉止し、太陽蒸気加減弁１２を開状態とした場合であって、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０は、ガスタービン３への吸気噴霧を停止するが、蒸気タービン３への蒸気供給が行われることから、ガスタービン３から大気へと放出される水分を抑制できる。このことにより、プラント水使用量を減少させることができる。

モード３は、太陽蒸気加減弁１２を閉止し、吸気噴霧ノズル入口弁１４を開状態とした場合であって、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０は、蒸気タービン３への蒸気供給を停止するが、ガスタービン５への吸気噴霧が行われることから、プラント出力を高めながら運転することができる。太陽からの熱エネルギが十分に得られない曇天時、あるいは夕刻時における増出力運転が可能になる。

モード４は、太陽蒸気加減弁１２と吸気噴霧ノズル入口弁１４の両方を閉止した場合であって、太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０は、ガスタービン３への吸気噴霧と、蒸気タービン３への蒸気供給との両方を停止した運転となる。コンバインドサイクル発電プラントとしての運転、あるいは、夜間の運転が可能になる。

次に、上述した４種類の運転モードを切り替える太陽熱発電制御装置１００の処理内容について図９を用いて説明する。
まず、太陽熱発電制御装置１００は、蒸気温度検出器１８ａからの第２の集熱器２の出口における蒸気温度ＴＳＡが、蒸気タービン５への蒸気供給の開始を可能とする蒸気の設定温度Ｔｓ０以上か否かの判断を行う（ステップＳ１）。図４に示すように、蒸気温度ＴＳＡが予め定めた設定温度Ｔｓ０以上の場合には、蒸気タービン５への蒸気供給が可能となり、蒸気タービン５によるプラントの増出力が可能となる。蒸気温度ＴＳＡが設定温度Ｔｓ０以上の場合には、（ステップＳ２）に進み、それ以外の場合には、（ステップＳ６）へ進む。

太陽熱発電制御装置１００は、運転員が操作指定する節水モードの有無選択信号ＳＷが１（有効）か０（無効）かの判断を行う（ステップＳ２）。節水モードを有効とした場合には、プラントの給水を節水する目的でガスタービン３の圧縮機３ａの入口の吸気側への温水噴霧を制限し、無効とした場合には、この制限を除外する。節水モードの有無選択信号ＳＷが、０（無効）の場合には（ステップＳ３）に進み、１（有効）の場合には（ステップＳ５）に進む。

太陽熱発電制御装置１００は、温水温度検出器１７ａからの吸気噴霧水温度ＴＷＡが、ガスタービン３への温水噴霧の開始を可能とする温水の設定温度以上か否かの判断を行う（ステップＳ３）。図３に示すように、吸気噴霧水温度ＴＷＡが予め定めた設定温度Ｔｗ０以上の場合には、ガスタービン３への温水噴霧の開始が可能となり、ガスタービン３によるプラントの増出力が可能となる。吸気噴霧水温度ＴＷＡが設定温度Ｔｗ０以上の場合には、（ステップＳ４）に進み、それ以外の場合には（ステップＳ５）に進む。

太陽熱発電制御装置１００は、プラントをモード１として運用する（ステップＳ４）。具体的には、太陽蒸気加減弁１２の開度指令ＣＳＡＤと吸気噴霧ノズル入口弁１４の開度指令ＣＷＤをいずれも０％超過として、各弁を開状態として、ガスタービン３によるプラントの増出力と蒸気タービン５によるプラントの増出力とを図る。

一方、（ステップＳ２）において節水モードの有無選択信号ＳＷが１（有効）の場合、又は（ステップＳ３）において吸気噴霧水温度ＴＷＡが設定温度Ｔｗ０未満の場合には、太陽熱発電制御装置１００は、プラントをモード２として運用する（ステップＳ５）。具体的には、太陽蒸気加減弁１２の開度指令ＣＳＡＤを０％超過として太陽蒸気加減弁１２を開状態とし、吸気噴霧ノズル入口弁１４の開度指令ＣＷＤを０％以下として吸気噴霧ノズル入口弁１４を閉止する。このことにより、蒸気タービン５によるプラントの増出力とプラントの節水とを図る。

また、（ステップＳ１）において、蒸気温度ＴＳＡが設定温度Ｔｓ０未満の場合には、太陽熱発電制御装置１００は、温水温度検出器１７ａからの吸気噴霧水温度ＴＷＡが、ガスタービン３への温水噴霧の開始を可能とする温水の設定温度以上か否かの判断を行う（ステップＳ６）。吸気噴霧水温度ＴＷＡが設定温度Ｔｗ０以上の場合には、（ステップＳ７）に進み、それ以外の場合には（ステップＳ９）に進む。

太陽熱発電制御装置１００は、運転員が操作指定する節水モードの有無選択信号ＳＷが１（有効）か０（無効）かの判断を行う（ステップＳ７）。節水モードを有効とした場合には、プラントの給水を節水する目的でガスタービン３の圧縮機３ａの入口の吸気側への温水噴霧を制限し、無効とした場合には、この制限を除外する。節水モードの有無選択信号ＳＷが、０（無効）の場合には（ステップＳ８）に進み、１（有効）の場合には（ステップＳ９）に進む。

太陽熱発電制御装置１００は、プラントをモード３として運用する（ステップＳ８）。具体的には、太陽蒸気加減弁１２の開度指令ＣＳＡＤを０％以下として太陽蒸気加減弁１２を閉止し、吸気噴霧ノズル入口弁１４の開度指令ＣＷＤを０％超過として吸気噴霧ノズル入口弁１４を開状態とする。このことにより、ガスタービン３によるプラントの増出力を図る。

一方、（ステップＳ７）において節水モードの有無選択信号ＳＷが１（有効）の場合、又は（ステップＳ６）において吸気噴霧水温度ＴＷＡが設定温度Ｔｗ０未満の場合には、太陽熱発電制御装置１００は、プラントをモード４として運用する（ステップＳ９）。具体的には、太陽蒸気加減弁１２の開度指令ＣＳＡＤと吸気噴霧ノズル入口弁１４の開度指令ＣＷＤをいずれも０％以下として、各弁を閉止して、太陽熱エネルギを除外した通常のコンバインドサイクル発電プラントとして運用する。

上述した本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態によれば、吸気噴霧装置２０と、太陽からの熱エネルギを蓄熱媒体を介して蓄熱する蓄熱タンク１０とを備え、この熱エネルギで得られた高圧の温水を圧縮機３ａの入口に噴霧し、空気中及び圧縮機３ａの内部で減圧沸騰させるので、大気温度が高い条件においてもガスタービン３の発電効率及び発電出力の低下を抑制できる。また、充分な日射量が得られない時間帯（たとえば夕刻）や、日没後においてもガスタービン３の出力増大と効率の向上が図れる。この結果、日照状態が変動してもプラント全体としてさらなる効率向上及び増出力が可能な太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０を提供することができる。

また、上述した本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態によれば、雲量の増加などにより一時的に太陽光が遮蔽された場合においても安定して温水の温度を維持できるので、プラント全体としてさらなる効率向上及び増出力が可能な太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０を提供することができる。

更に、上述した本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態によれば、温水の温度変動を最小にできるので、ガスタービン３の出力変動及びガスタービン３の吸気部における温水の凝集（ドレン）を抑制できる。このことにより、ガスタービン３の圧縮機３ａの動翼及び静翼へのドレン付着にともなう翼表面へのスケール発生が防止できる、この結果、ガスタービン３の圧縮機３ａの安全性を維持しつつ高効率運転を可能とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント５０を提供することができる。

また、上述した本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態によれば、第１の集熱器１にて得られた温水を、第２の集熱器２にて得られた太陽からの熱エネルギで蒸気として、この蒸気を蒸気タービン５へ供給するので、晴天時にはガスタービン３の出力の増大に加えて蒸気タービン５においても出力増大の効果を得ることができる。この結果、ＣＯ_２排出量を抑えたプラント効率向上の効果を得ることができる。

また、本発明の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントの一実施の形態は、既存のコンバインドサイクル発電プラント設備に第１の集熱器１、第２の集熱器２、熱交換器９、蓄熱タンク１０、油循環ポンプ１１、太陽熱加減弁１２、吸気噴霧水ポンプ１３、吸気噴霧ノズル入口弁１４、吸気噴霧装置２０等の設備を追設することで実現することが可能になり、例えば、乾燥高温の地域等において、高効率運転を可能とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラントを提供することができる。

１ 第１の集熱器
２ 第２の集熱器
３ ガスタービン
４ 排熱回収ボイラ
５ 蒸気タービン
７ 復水器
８ 給水ポンプ
９ 熱交換器
１０ 蓄熱タンク
１１ 油循環ポンプ
１２ 太陽熱蒸気加減弁
１３ 吸気噴霧水ポンプ
１４ 吸気噴霧ノズル入口弁
１６ 太陽熱蒸気バイパス弁
１７ａ 温水温度検出器
１７ｂ 吸気噴霧水圧力検出器
１８ａ 蒸気温度検出器
１８ｂ 蒸気圧力検出器
１９ 油温度検出器
２０ 吸気噴霧装置
２１ 第１温水供給配管
２２ 第２温水供給配管
２３ 蒸気供給配管
２４ 蒸気戻し配管
２５ 節水モードスイッチ
３０ 太陽熱利用温水生成ユニット
３１ 太陽熱利用吸気噴霧ユニット
３２ 太陽熱利用蒸気生成ユニット
５０ 太陽熱コンバインドサイクル発電プラント
１００ 太陽熱発電制御装置

Claims (6)

1. ガスタービン燃料の燃焼ガスを用いて駆動するガスタービン（３）と、前記ガスタービン（３）からの排熱によって蒸気を発生する排熱回収ボイラ（４）と、前記排熱回収ボイラ（４）からの蒸気で駆動する蒸気タービン（５）と、前記蒸気タービン（５）からの蒸気を冷却して給水を生成する復水器（７）と、前記復水器（７）に貯留する前記給水を前記排熱回収ボイラ（４）へ圧送する給水ポンプとを備えた太陽熱コンバインドサイクル発電プラントであって、
   第１の集熱器（１）にて蓄熱媒体を加熱し、熱交換器（９）で前記蓄熱媒体と前記給水ポンプ（８）からの給水の一部とを熱交換して温水を生成する太陽熱利用温水生成ユニット（３０）と、
   前記太陽熱利用温水生成ユニット（３０）で生成した前記温水を、吸気噴霧水ポンプ（１３）で加圧し、その加圧した温水を吸気噴霧装置（２０）により前記ガスタービン（３）の吸気空気に噴霧する太陽熱利用吸気噴霧ユニット（３１）と
   前記太陽熱利用温水生成ユニット（３０）で生成した前記温水を、第２の集熱器（２）にて蒸発させて蒸気を生成し、その蒸気を前記蒸気タービン（５）に供給する太陽熱利用蒸気生成ユニット（３２）と、
   を備えた
   ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。
2. ガスタービン燃料の燃焼ガスを用いて駆動するガスタービン（３）と、前記ガスタービン（３）からの排熱によって蒸気を発生する排熱回収ボイラ（４）と、前記排熱回収ボイラ（４）からの蒸気で駆動する蒸気タービン（５）と、前記蒸気タービン（５）からの蒸気を冷却して給水を生成する復水器（７）と、前記復水器（７）に貯留する前記給水を前記排熱回収ボイラ（４）へ圧送する給水ポンプとを備えた太陽熱コンバインドサイクル発電プラントであって、
   太陽の熱エネルギによって蓄熱媒体を加熱する第１の集熱器（１）と、前記加熱された蓄熱媒体と前記給水ポンプ（８）からの給水の一部とを熱交換して温水を生成する熱交換器（９）と、前記熱交換器（９）で熱交換した後の前記蓄熱媒体を貯留する蓄熱タンク（１０）と、前記蓄熱タンク（１０）から前記蓄熱媒体を前記第１の集熱器（１）へ圧送する循環ポンプ（１１）と、前記熱交換器（９）の出口から分岐して前記温水を吸気噴霧装置（２０）へ供給する第１温水供給配管（２１）と、前記第１温水供給配管（２１）に設けられ、前記温水を加圧する吸気噴霧水ポンプ（１３）と、前記吸気噴霧水ポンプ（１３）にて加圧した温水を前記ガスタービン（３）の吸気空気に噴霧する吸気噴霧装置（２０）と、前記第１温水供給配管（２１）の前記吸気噴霧装置（２０）の上流側に設けられ、噴霧する温水の流量を制御する調整弁（１４）とを備えた
   ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。
3. 請求項２に記載の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントにおいて、
   前記熱交換器（９）の出口から分岐して前記温水を第２の集熱器（２）へ供給する第２温水供給配管（２２）と、太陽の熱エネルギによって前記温水を蒸発させて蒸気を生成する第２の集熱器（２）と、前記第２の集熱器（２）で生成した蒸気を前記蒸気タービン（５）に供給する蒸気供給配管（２３）と、前記蒸気供給配管（２３）に設けられ、前記蒸気タービン（５）へ供給する前記蒸気の流量を制御する第１の調整弁（１２）と、前記第２の集熱器（２）で生成した蒸気を前記復水器（７）に供給する蒸気戻し配管（２４）と、前記蒸気戻し配管（２４）に設けられ、前記復水器（７）へ戻す前記蒸気の流量を制御する第２の調整弁（１６）とを備えた
   ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。
4. 請求項３に記載の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントにおいて、
   前記蒸気タービン（５）は、高圧蒸気タービン（５ａ）と中圧蒸気タービン（５ｂ）とを備え、
   前記蒸気供給配管（２３）は、前記第２の集熱器（２）で生成した蒸気を前記排熱回収ボイラ（４）の発生蒸気と混合させて、前記中圧蒸気タービン（５ｂ）の入口に供給する
   ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。
5. 請求項３又は４に記載の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントにおいて、
   前記熱交換器（９）の出口側に設けられ、前記温水の温度を計測する温度検出器（１７ａ）と、前記蒸気供給配管（２３）に設けられ、前記第２の集熱器（２）で生成した蒸気の温度を計測する蒸気温度検出器（１８ａ）と、前記温度検出器（１７ａ）及び前記蒸気温度検出器（１８ａ）の各計測値を取り込み、前記調整弁（１４）及び前記第１の調整弁（１２）の開度を制御する制御装置（１００）とを備えた
   ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。
6. 請求項５に記載の太陽熱コンバインドサイクル発電プラントにおいて、
   運転員が有効又は無効を操作指定する節水モード選択スイッチ（２５）を更に備え、
   前記制御装置（１００）は、前記節水モード選択スイッチ（２５）で操作指定された有効又は無効の信号を取込む手順と、
   前記蒸気温度検出器（１８ａ）の計測値と予め定めた蒸気供給の開始可能な温度とを比較する手順と、
   前記温度検出器（１７ａ）の計測値と予め定めた温水噴霧の開始可能な温度とを比較する手順と、
   前記３つの手順の結果の真偽により、前記ガスタービン（３）の増出力と前記蒸気タービン（５）の増出力の両方、前記ガスタービン（３）の増出力と前記蒸気タービン（５）の増出力のいずれか一方、前記ガスタービン（３）の増出力の否定と前記蒸気タービン（５）の増出力の否定の両方、の中のいずれか１つの運用モードを決定し、前記調整弁（１４）及び前記第１の調整弁（１２）の開度を制御する手順とを実行する
   ことを特徴とする太陽熱コンバインドサイクル発電プラント。

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