(57)【要約】【課題】原子力タービンシステムの特徴を利用して環境への影響が少なく熱効率が高い複合タービンシステムを提供すること。【解決手段】  複合タービンシステム１０００は、蒸気発生器３と、蒸気発生器３に接続した原子力タービン７，１０と、原子力タービン７，１０に接続した原子力復水器１１と、原子力復水器１１と蒸気発生器３を接続する原子力復水系統５９と、太陽熱集熱装置３２，３４と、原子力主蒸気系統５８から分岐して太陽熱集熱装置３２，３４に接続した抽気系統６８と、太陽熱集熱装置３２，３４に接続した太陽熱タービン２０，３９，４１と、太陽熱タービン２０，３９，４１に接続した太陽熱復水器４４と、太陽熱復水器４４と原子力復水系統５９を接続する太陽熱復水系統６９とを備える。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
蒸気発生器と、
前記蒸気発生器に原子力主蒸気系統を介して接続した原子力タービンと、
前記原子力タービンに原子力出口管を介して接続した原子力復水器と、
前記原子力復水器と前記蒸気発生器を接続する原子力復水系統と、
太陽熱集熱装置と、
前記原子力主蒸気系統から分岐して前記太陽熱集熱装置に接続した抽気系統と、
前記太陽熱集熱装置に太陽熱蒸気管を介して接続した太陽熱タービンと、
前記太陽熱タービンに太陽熱出口管を介して接続した太陽熱復水器と、
前記太陽熱復水器と前記原子力復水系統を接続する太陽熱復水系統と
を備えることを特徴とする複合タービンシステム。
【請求項２】
請求項１に記載の複合タービンシステムにおいて、
前記抽気系統に設けた蒸気弁と、
前記太陽熱復水系統に設けた給水弁と
を備えることを特徴とする複合タービンシステム。
【請求項３】
請求項１に記載の複合タービンシステムにおいて、
前記太陽熱集熱装置は、タワー型集熱装置であることを特徴とする複合タービンシステム。
【請求項４】
請求項１に記載の複合タービンシステムにおいて、
前記太陽熱集熱装置は、トラフ型集熱装置又はフレネル型集熱装置であることを特徴とする複合タービンシステム。
【請求項５】
請求項１に記載の複合タービンシステムにおいて、
前記太陽熱集熱装置から前記太陽熱タービンに供給される蒸気の定格温度が６００℃であることを特徴とする複合タービンシステム。
【請求項６】
請求項１に記載の複合タービンシステムにおいて、
前記太陽熱集熱装置から前記太陽熱タービンに供給される蒸気の定格温度が４００℃であることを特徴とする複合タービンシステム。
【請求項７】
請求項１に記載の複合タービンシステムにおいて、
前記太陽熱集熱装置は、第１太陽熱集熱装置及び第２太陽熱集熱装置を備え、
前記第１太陽熱集熱装置と前記第２太陽熱集熱装置を接続して前記太陽熱タービンをバイパスする第１バイパス系統と、
前記太陽熱復水系統から分岐して前記第１バイパス系統に接続した第１冷却管と、
前記第２太陽熱集熱装置と前記太陽熱復水器を接続して前記太陽熱タービンをバイパスする第２バイパス系統と、
前記太陽熱復水系統から分岐して前記第２バイパス系統に接続した第２冷却管と
を備えることを特徴とする複合タービンシステム。
【請求項８】
太陽光の直達日射強度が増加する場合、原子力タービンシステムの蒸気発生器で発生した蒸気の一部を抽気して太陽熱で加熱し、前記原子力タービンシステムによる発電と並行して前記太陽熱で加熱した蒸気による発電を行い、
前記直達日射強度が減少する場合、前記抽気を行わず前記原子力タービンシステムのみで発電を行うことを特徴とする発電方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、原子力タービンシステムに太陽熱タービンシステムを併設した複合タービンシステム及びその発電方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
原子力タービンシステムは、原子炉で発生させた蒸気でタービンを回転駆動させ、タービンで発電機を駆動して発電を行うものである（特許文献１等を参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１２−２４６８９２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
発電機を駆動する蒸気タービンの蒸気温度は、火力タービンシステム等では約６００℃にもなるが、原子力タービンシステムでは燃料棒に使用されるジルコニウムが高温に弱いこと等から２８０℃程度に抑えられる。従って、他のタービンシステムに比べて原子力タービンシステムの蒸気タービンの熱効率は、通常、低くなっている。その一方で、原子力タービンシステムでは、相対して低温でも蒸気タービンを回転駆動して大型で高出力の発電機を駆動するだけの膨大な量の蒸気が発生する。
【０００５】
本発明の目的は、原子力タービンシステムのこのような特徴を利用して環境への影響が少なく熱効率が高い複合タービンシステムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
本発明に係る複合タービンシステムは、蒸気発生器と、前記蒸気発生器に原子力主蒸気系統を介して接続した原子力タービンと、前記原子力タービンに原子力出口管を介して接続した原子力復水器と、前記原子力復水器と前記蒸気発生器を接続する原子力復水系統と、太陽熱集熱装置と、前記原子力主蒸気系統から分岐して前記太陽熱集熱装置に接続した抽気系統と、前記太陽熱集熱装置に太陽熱蒸気管を介して接続した太陽熱タービンと、前記太陽熱タービンに太陽熱出口管を介して接続した太陽熱復水器と、前記太陽熱復水器と前記原子力復水系統を接続する太陽熱復水系統とを備えることを特徴とする。
【発明の効果】
【０００７】
本発明によれば、環境への影響が少なく熱効率が高い複合タービンシステムを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【０００８】
【図１】本発明の第１実施形態に係る複合発電システムの構成図である。
【図２】本発明の第１実施形態に係る原子力タービン発電システム及び太陽熱タービン発電システムの蒸気膨張線を例示した図である。
【図３】晴天日の国内某所における直達日射強度の実測値を示す図である。
【図４】図４（Ａ）はＤＮＩの変化を例示する図、図４（Ｂ）は太陽熱蒸気弁及び太陽熱給水弁の開度を例示する図である。
【図５】図５（Ａ）はＤＮＩの変化を例示する図、図５（Ｂ）は原子力タービン発電システム及び太陽熱タービン発電システムの出力を例示する図である。
【図６】本発明の第１実施形態の変形例に係る複合発電システムの構成図である。
【図７】本発明の第１実施形態の変形例に係る原子力タービン発電システム及び太陽熱タービン発電システムの蒸気膨張線を例示した図である。
【図８】本発明の第２実施形態に係る複合発電システムの構成図である。
【発明を実施するための形態】
【０００９】
＜第１実施形態＞
（構成）
１．複合発電システム
図１は、本実施形態に係る複合発電システムの構成図である。図１に示すように、複合発電システム１０００は、原子力タービン発電システム１と太陽熱タービン発電システム２とを備えている。以下、原子力タービン発電システム１及び太陽熱タービン発電システム２について説明する。
【００１０】
１−１．原子力タービン発電システム
原子力タービン発電システム１は、蒸気発生器３、原子力主蒸気系統５８、原子力高圧タービン７、湿分分離加熱器８、原子力低圧タービン１０、原子力復水器１１、原子力復水系統５９及び原子力発電機４３を備えている。
【００１１】
蒸気発生器３は、内部に熱交換器（不図示）を備えており、原子炉で生成された高温流体の保有熱との熱交換により給水を加熱して蒸気（飽和蒸気）を発生させる。
【００１２】
原子力主蒸気系統５８は、蒸気発生器３を原子力高圧タービン７に接続している。原子力主蒸気系統５８は、蒸気発生器出口主蒸気管４及び原子力高圧タービン主蒸気管６を備えている。蒸気発生器出口主蒸気管４は、一端側が蒸気発生器３の出口に接続し、他端側が原子力高圧タービン主蒸気管６の一端側と接続している。原子力高圧タービン主蒸気管６の他端側は、原子力高圧タービン７に接続している。蒸気発生器３で発生した蒸気は、原子力主蒸気系統５８を通って原子力高圧タービン７に供給される。
【００１３】
原子力高圧タービン（第１原子力タービン）７は、原子力主蒸気系統５８を介して蒸気発生器３に接続しており、蒸気発生器３から供給された蒸気により回転駆動される。原子力高圧タービン７には、原子力高圧タービン出口管２２の一端側が接続している。原子力高圧タービン出口管２２の他端側は、湿分分離加熱器８の入口に接続している。原子力高圧タービン７を回転駆動した蒸気は、原子力高圧タービン出口管２２を通って湿分分離加熱器８に供給される。
【００１４】
湿分分離加熱器８は、原子力高圧タービン７を回転駆動した蒸気から湿分を除去し、加熱する。湿分分離加熱器８の出口には、湿分分離加熱器出口管９の一端側が接続している。湿分分離加熱器出口管９の他端側は、原子力低圧タービン１０に接続している。湿分分離加熱器８で加熱された蒸気は、湿分分離加熱器出口管９を通って原子力低圧タービン１０に供給される。
【００１５】
原子力低圧タービン（第２原子力タービン）１０は、湿分分離加熱器８から供給された蒸気により回転駆動される。原子力低圧タービン１０には、原子力低圧タービン出口管（原子力出口管）２３の一端側が接続している。原子力低圧タービン出口管２３の他端側は、原子力復水器１１の入口に接続している。原子力低圧タービン１０を回転駆動した蒸気は、原子力低圧タービン出口管２３を通って原子力復水器１１に供給される。
【００１６】
原子力復水器１１は、原子力低圧タービン出口管２３を介して原子力低圧タービン１０に接続している。本実施形態では、原子力復水器１１は水冷式の復水器であり、原子力低圧タービン１０を回転駆動した蒸気を冷却水で冷却して水（凝縮水）を生成する。
【００１７】
原子力復水系統５９は、原子力復水器１１を蒸気発生器３に接続している。原子力復水系統５９は、原子力復水器出口管２４、原子力低圧給水加熱器１２、原子力低圧給水加熱器出口管２９、原子力脱気器１３、原子力脱気器出口管５７、原子力高圧給水加熱器１４、原子力高圧給水加熱器出口管５３及び蒸気発生器入口管５４を備えている。
【００１８】
原子力復水器出口管２４は、原子力復水器１１の出口を原子力低圧給水加熱器１２に接続している。原子力復水器１１で生成された水は、原子力復水器出口管２４を通って原子力低圧給水加熱器１２に供給される。原子力低圧給水加熱器１２は、原子力復水器１１から供給された水を加熱する。
【００１９】
原子力低圧給水加熱器出口管２９は、原子力低圧給水加熱器１２を原子力脱気器１３に接続している。原子力低圧給水加熱器１２で加熱された水は、原子力低圧給水加熱器出口管２９を通って原子力脱気器１３に供給される。原子力脱気器１３は、原子力低圧給水加熱器１２から供給された水から溶存酸素や不凝結ガス（アンモニアガス）等の不純物を除去する。
【００２０】
原子力脱気器出口管５７は、原子力脱気器１３を原子力高圧給水加熱器１４に接続する。原子力脱気器１３で脱気された水は、原子力脱気器出口管５７を通って原子力高圧給水加熱器１４に供給される。原子力高圧給水加熱器１４は、原子力脱気器１３から供給された水を加熱する。
【００２１】
原子力高圧給水加熱器出口管５３は、一端側が原子力高圧給水加熱器１４に接続し、他端側が蒸気発生器入口管５４の一端側と接続している。蒸気発生器入口管５４の他端部は、蒸気発生器３の入口に接続している。原子力高圧給水加熱器１４で加熱された水は、原子力高圧給水加熱器出口管５３、蒸気発生器入口管５４を通って蒸気発生器３に給水として供給される。
【００２２】
原子力発電機４３は、原子力高圧タービン７及び原子力低圧タービン１０の回転軸に連結され、原子力高圧タービン７及び原子力低圧タービン１０の回転動力を電力に変換する。
【００２３】
１−２．太陽熱タービン発電システム
太陽熱タービン発電システム２は、太陽熱主蒸気系統６８、太陽熱集熱装置３２，３４、太陽熱高圧タービン２０、太陽熱中圧タービン３９、太陽熱低圧タービン４１、太陽熱発電機４２、太陽熱復水器４４及び太陽熱復水系統６９を備えている。
【００２４】
太陽熱主蒸気系統（抽気系統）６８は、原子力主蒸気系統５８から分岐して太陽熱集熱装置３２に接続しており、原子力主蒸気系統５８を原子力高圧タービン７に向かって流れる蒸気の一部を抽気して、太陽熱集熱装置３２に供給する。抽気系統６８は、太陽熱タービン主蒸気管５及び受熱器入口管１６を備えている。太陽熱タービン主蒸気管５は、一端側が原子力主蒸気系統５８に接続し、他端側が受熱器入口管１６の一端側と接続している。受熱器入口管１６の他端側は、太陽熱集熱装置３２の受熱器３０（後述する）に接続している。抽気系統６８には、太陽熱蒸気弁（蒸気弁）１５が設けられている。太陽熱蒸気弁１５は、例えば、制御装置（不図示）からの信号を入力して抽気系統６８の開通及び遮断を切り換える。太陽熱蒸気弁１５を開弁して抽気系統６８を開通させると、原子力主蒸気系統５８に抽気された蒸気が太陽熱集熱装置３２に供給され、太陽熱蒸気弁１５を閉弁して受熱器入口管１６を遮断すると、原子力主蒸気系統５８に抽気された蒸気の太陽熱集熱装置３２への供給が停止される。
【００２５】
太陽熱集熱装置（第１太陽熱集熱装置）３２は、本実施形態ではタワー型集熱装置であり、抽気系統６８を通って供給された蒸気を飽和温度以上まで過熱する。太陽熱集熱装置３２は、受熱器３０、受熱器タワー３１及びヘリオスタット３３を備えている。ヘリオスタット３３は、受熱器タワー３１の周囲に受熱器タワー３１を囲むように複数配置されている。ヘリオスタット３３は、平面状の集光ミラー（不図示）を多数備えており、太陽１００からの直達日射光１０１を反射して受熱器３０に照射する。なお、本明細書において「直達日射光」とは、太陽光のうち水蒸気や塵等により拡散・吸収されることなく直接集光ミラーに到達する光を言う。受熱器３０は、受熱器タワー３１の上部に固定して設けてあり、ヘリオスタット３３からの反射光１０３を集光して、抽気系統６８を通って供給された蒸気を過熱する。受熱器３０には、受熱器出口管（第１太陽熱蒸気管）１７の一端側が接続している。受熱器出口管１７の他端側は、太陽熱高圧タービン２０に接続している。太陽熱集熱装置３２で過熱された蒸気（過熱蒸気）は、受熱器出口管１７を通って太陽熱高圧タービン２０に供給される。受熱器出口管１７には、高圧タービン入口弁１８及び高圧タービン入口加減弁１９が設けられている。高圧タービン入口加減弁１９は、高圧タービン入口弁１８に対して蒸気の流れ方向の下流側に配置されている。
【００２６】
太陽熱高圧タービン２０（第１太陽熱タービン）は、受熱器出口管１７を介して太陽熱集熱装置３２に接続しており、太陽熱集熱装置３２から供給された蒸気により回転駆動される。太陽熱高圧タービン２０には、受熱器入口管２１の一端側が接続している。受熱器入口管２１の他端側は、太陽熱集熱装置３４の受熱器３５（後述する）に接続している。太陽熱高圧タービン２０を回転駆動した蒸気は、受熱器入口管２１を通って太陽熱集熱装置３４の受熱器３５に供給される。
【００２７】
太陽熱集熱装置（第２太陽熱集熱装置）３４は、本実施形態ではタワー型集熱装置であり、受熱器入口管２１を通って供給された蒸気を再熱する。太陽熱集熱装置３４は、受熱器３５、受熱器タワー３６及びヘリオスタット３７を備えている。太陽熱集熱装置３４の受熱器３５、受熱器タワー３６及びヘリオスタット３７は、太陽熱集熱装置３２の受熱器３０、受熱器タワー３１及びヘリオスタット３３と同様の構造である。太陽熱集熱装置３４の受熱器３５には、受熱器出口管（第２太陽熱蒸気管）３８の一端側が接続している。受熱器出口管３８の他端側は、太陽熱中圧タービン３９に接続している。太陽熱集熱装置３４で再熱された蒸気（再熱蒸気）は、受熱器出口管３８を通って太陽熱中圧タービン３９に供給される。
【００２８】
太陽熱中圧タービン（第２太陽熱タービン）３９は、受熱器出口管３８を介して太陽熱集熱装置３４に接続しており、太陽熱集熱装置３４から供給された蒸気により回転駆動される。太陽熱中圧タービン３９には、太陽熱中圧タービン出口管４０の一端側が接続している。太陽熱中圧タービン出口管４０の他端側は、太陽熱低圧タービン４１に接続している。太陽熱中圧タービン３９を回転駆動した蒸気は、太陽熱中圧タービン出口管４０を通って太陽熱低圧タービン４１に供給される。
【００２９】
太陽熱低圧タービン（第３太陽熱タービン）４１は、太陽熱中圧タービン出口管４０を通って供給された蒸気により回転駆動される。太陽熱低圧タービン４１には、太陽熱低圧タービン出口管（太陽熱出口管）２５の一端側が接続している。太陽熱低圧タービン出口管２５の他端側は、太陽熱復水器４４に接続している。太陽熱低圧タービン４１を回転駆動した蒸気は、太陽熱低圧タービン出口管２５を通って太陽熱復水器４４に供給される。
【００３０】
太陽熱復水器４４は、太陽熱低圧タービン出口管２５を介して太陽熱低圧タービン４１に接続している。本実施形態では、太陽熱復水器４４は水冷式の復水器であり、太陽熱低圧タービン４１を回転駆動した蒸気を冷却水で冷却して水を生成する。
【００３１】
太陽熱復水系統６９は、太陽熱復水器４４を原子力復水系統５９の原子力高圧給水加熱器出口管５３に接続している。太陽熱復水系統６９は、復水吸込み配管２６、復水ポンプ４５、復水吐出配管２７、太陽熱低圧給水加熱器４６、太陽熱低圧給水加熱器出口管２８、太陽熱脱気器４７、給水吸込み配管５５、給水ポンプ５０、給水吐出配管５６、太陽熱高圧給水加熱器４９及び太陽熱給水管５２を備えている。
【００３２】
復水吸込み配管２６は、太陽熱復水器４４を復水ポンプ４５の吸込み口に接続している。復水吐出配管２７は、復水ポンプ４５の吐出口を太陽熱低圧給水加熱器４６に接続している。復水ポンプ４５は、太陽熱復水器４４で生成された水を復水吸込み配管２６を介して吸い込み、昇圧させ、復水吐出配管２７を介して太陽熱低圧給水加熱器４６に供給する。太陽熱低圧給水加熱器４６は、復水ポンプ４５から供給された水を加熱する。
【００３３】
太陽熱低圧給水加熱器出口管２８は、太陽熱低圧給水加熱器４６を太陽熱脱気器４７に接続している。太陽熱低圧給水加熱器４６で加熱された水は、太陽熱低圧給水加熱器出口管２８を通って太陽熱脱気器４７に供給される。太陽熱脱気器４７は、原子力脱気器１３と同様の機能を有している。
【００３４】
給水吸込み配管５５は、太陽熱脱気器４７を給水ポンプ５０の吸込み口に接続している。給水吐出配管５６は、給水ポンプ５０の吐出口を太陽熱高圧給水加熱器４９に接続している。給水ポンプ５０は、太陽熱脱気器４７で脱気された水を給水吸込み配管５５を介して吸い込み、昇圧させ、給水吐出配管５６を介して太陽熱高圧給水加熱器４９に供給する。太陽熱高圧給水加熱器４９は、給水ポンプ５０から供給された水を加熱する。給水吐出配管５６には、給水調整弁４８が設けられている。給水調整弁４８は、給水ポンプ５０から太陽熱高圧給水加熱器４９に供給される水の流量を調整する。
【００３５】
太陽熱給水管５２は、太陽熱高圧給水加熱器４９を原子力高圧給水加熱器出口管５３に接続している。太陽熱高圧給水加熱器４９で加熱された水は、太陽熱給水管５２を通って原子力高圧給水加熱器出口管５３に供給され、蒸気発生器入口管５４を経由して蒸気発生器３に給水として供給される。太陽熱復水系統６９の太陽熱給水管５２には、太陽熱給水弁（給水弁）５１が設けられている。太陽熱給水弁５１は、例えば、制御装置（不図示）からの信号を入力して太陽熱給水管５２の開通及び遮断を切り換える。太陽熱給水弁５１を開弁して太陽熱給水管５２を開通させると、太陽熱高圧給水加熱器４９からの水が太陽熱給水管５２を介して原子力高圧給水加熱器出口管５３に供給され、太陽熱給水弁５１を閉弁して太陽熱給水管５２を遮断すると、太陽熱高圧給水加熱器４９から原子力高圧給水加熱器出口管５３への水の供給が停止される。
【００３６】
太陽熱発電機４２は、太陽熱高圧タービン２０、太陽熱中圧タービン３９及び太陽熱低圧タービン４１の回転軸に連結され、太陽熱高圧タービン２０、太陽熱中圧タービン３９及び太陽熱低圧タービン４１の回転動力を電力に変換する。
【００３７】
（動作）
図２は、本実施形態に係る原子力タービン発電システム及び太陽熱タービン発電システムの蒸気膨張線を例示した図である。図２は、太陽熱集熱装置３２で過熱される蒸気の定格温度（定格主蒸気温度）及び太陽熱集熱装置３４で再熱される蒸気の定格温度（定格再熱蒸気温度）を６００℃に設定した場合を示している。図２において、縦軸はエンタルピ、横軸はエントロピを示しており、点線は原子力タービン発電システム１の蒸気膨張線、実線は太陽熱タービン発電システム２の蒸気膨張線を示している。以下、原子力タービン発電システム１及び太陽熱タービン発電システム２における蒸気の流れについて説明する。
【００３８】
・原子力タービン発電システム
図２の原子力タービン発電システム１の蒸気膨張線上のａ，ｂ，ｃ，ｄ点は、図１の原子力タービン発電システム１のａ，ｂ，ｃ，ｄ点に対応している。ａ点は蒸気発生器３の出口、ｂ点は原子力高圧タービン７の出口、ｃ点は湿分分離加熱器８の出口、ｄ点は原子力低圧タービン１０の出口である（図１を参照）。
【００３９】
蒸気発生器３で発生した蒸気は、原子力主蒸気系統５８を介して原子力高圧タービン７に供給され膨張し、原子力高圧タービン７を駆動する。原子力高圧タービン７を駆動した蒸気は、原子力高圧タービン出口管２２を介して湿分分離加熱器８に供給されて加熱され、約２８０℃（原子力高圧タービン７に供給される蒸気と同程度の温度）まで昇温される（図２のｃ点）。湿分分離加熱器８で加熱された蒸気は、湿分分離加熱器出口管９を介して原子力低圧タービン１０に供給され膨張し、原子力低圧タービン１０を駆動する。原子力低圧タービン１０を駆動した蒸気は、原子力復水器１１に供給され、冷却されて水となる。原子力復水器１１で生成された水は、原子力低圧給水加熱器１２に流入して加熱され、原子力脱気器１３に流入して脱気される。原子力脱気器１３で脱気された水は、原子力高圧給水加熱器１４に流入して加熱され、原子力高圧給水加熱器出口管５３を介して蒸気発生器３に供給される。
【００４０】
・太陽熱タービン発電システム
図２の太陽熱タービン発電システム２の蒸気膨張線上のＡ，Ｂ，Ｃ，Ｄ，Ｅ，Ｆ点は、図１の太陽熱タービン発電システム２のＡ，Ｂ，Ｃ，Ｄ，Ｅ，Ｆ点に対応する。Ａ点は蒸気発生器３の出口、Ｂ点は太陽熱高圧タービン２０の入口、Ｃ点は太陽熱高圧タービン２０の出口、Ｄ点は太陽熱中圧タービンの入口、Ｅ点は太陽熱低圧タービン４１の入口、Ｆ点は太陽熱低圧タービン４１の出口である（図１を参照）。
【００４１】
原子力主蒸気系統５８から抽気されて抽気系統６８に流入した蒸気は、太陽熱蒸気弁１５を通過して、太陽熱集熱装置３２の受熱器３０に流入する。受熱器３０に流入した蒸気は、太陽熱を利用して過熱され、約６００℃まで昇温される（図２のＢ点）。受熱器３０で過熱された蒸気は、受熱器出口管１７を介して太陽熱高圧タービン２０に供給され膨張し、太陽熱高圧タービン２０を駆動する。太陽熱高圧タービン２０を駆動した蒸気は、受熱器入口管２１を介して太陽熱集熱装置３４の受熱器３５に流入し、太陽熱を利用して再熱され、約６００℃まで昇温される（図２のＤ点）。受熱器３５で再熱された蒸気は、受熱器出口管３８を介して太陽熱中圧タービン３９に供給され膨張し、太陽熱中圧タービン３９を駆動する。太陽熱中圧タービン３９を駆動した蒸気は、太陽熱中圧タービン出口管４０を介して太陽熱低圧タービン４１に供給され膨張し、太陽熱低圧タービン４１を駆動する。太陽熱低圧タービン４１を駆動した蒸気は、太陽熱復水器４４に供給され、冷却されて水となる。太陽熱復水器４４で生成された水は、復水ポンプ４５に流入して昇圧され、太陽熱低圧給水加熱器４６に流入して加熱される。太陽熱低圧給水加熱器４６で加熱された水は、太陽熱脱気器４７に流入して脱気される。太陽熱脱気器４７で脱気された水は、給水ポンプ５０に流入して昇圧され、太陽熱高圧給水加熱器４９に流入して加熱される。太陽熱高圧給水加熱器４９で加熱された水は、原子力高圧給水加熱器出口管５３に流入し、原子力高圧給水加熱器１４から原子力高圧給水加熱器出口管５３に流入する水に合流して、蒸気発生器入口管５４を介して蒸気発生器３に供給される。
【００４２】
（発電方法）
太陽１００からの直達日射光１０１の強度（直達日射強度）に応じた太陽熱タービン発電システム２の発電方法（運用方法）について説明する。
【００４３】
図３は、晴天日の国内某所における直達日射強度の実測値を示す図である。図３において、縦軸は直達日射強度、横軸は時間を示している。
【００４４】
図３の例では、９時頃に、直達日射強度（以下、ＤＮＩ）が０（Ｗ／ｍ２）付近まで急速に減少しその後急速に増加（回復）する現象が生じている（点線で囲んだ領域Ｙ）。これは、例えば、大量の雲が太陽１００を長時間に亘って横切り、直達日射光１０１が長時間に亘り遮られることが原因である。一方、１０時頃から１４時頃までの間、短時間の間にＤＮＩが急速に減少しその直後に急速に増加する現象が複数回生じている（点線で囲んだ領域Ｘ）。これは、例えば、少量の雲が太陽１００を短時間だけ横切り、直達日射光１０１が瞬間的に遮られることが原因である。
【００４５】
図４（Ａ）はＤＮＩの変化を例示する図、図４（Ｂ）は太陽熱蒸気弁及び太陽熱給水弁の開度を例示する図である。図４（Ａ）において、縦軸はＤＮＩ、横軸は時間を示しており、図４（Ｂ）において、縦軸は弁開度、横軸は時間を示している。
【００４６】
図４（Ａ）の例では、６時にＤＮＩが０（Ｗ／ｍ２）から徐々に増加して、７時に最大値となり、１２時まで最大値を維持する。その後、ＤＮＩは１２時から徐々に減少して、１２時半に０（Ｗ／ｍ２）付近まで低下し、１３時までその値を維持する。その後、ＤＮＩは１３時から徐々に増加して、１３時半に再び最大値となり、１６時まで最大値を維持する。その後、ＤＮＩは１６時から徐々に減少して、１７時に０（Ｗ／ｍ２）となり、１７時以降は、増加することなく０（Ｗ／ｍ２）を維持する。
【００４７】
ＤＮＩが上述したように変化する場合、本実施形態では、図４（Ｂ）に示すように、ＤＮＩが増加し始める６時に太陽熱蒸気弁１５及び太陽熱給水弁５１を開弁し始め、ＤＮＩが最大値となる７時に部分開状態となり、１２時まで部分開状態が維持されるように駆動する。続いて、ＤＮＩが最大値から減少し始める１２時に太陽熱蒸気弁１５及び太陽熱給水弁５１を閉弁し始め（絞り始め）、ＤＮＩが０（Ｗ／ｍ２）付近まで低下する１２時半に全閉状態になるように駆動する。１２時半以降は、太陽熱蒸気弁１５及び太陽熱給水弁５１を開弁させることなく、原子力タービン発電システム１のみを稼働させる。
【００４８】
図５（Ａ）はＤＮＩの変化を例示する図、図５（Ｂ）は原子力タービン発電システム及び太陽熱タービン発電システムの出力を例示する図である。図５（Ａ）において、縦軸はＤＮＩ、横軸は時間を示している。図５（Ｂ）において、縦軸は出力、横軸は時間を示しており、実線は複合発電システム１０００の出力、一点鎖線は原子力タービン発電システム１の出力、点線は太陽熱タービン発電システム２の出力を示している。
【００４９】
本実施形態では、原子力タービン発電システム１と太陽熱タービン発電システム２の出力比を９対１に設定している。つまり、複合発電システム１０００の合計定格出力を１００％とした場合、原子力タービン発電システム１の定格出力を合計定格出力の９０％とし、太陽熱タービン発電システム２の定格出力を合計定格出力の１０％としている。
【００５０】
図５（Ｂ）に示すように、本実施形態では、原子力タービン発電システム１は、ＤＮＩの変化に応じて出力が変動することなく合計出力の９０％を出力する。一方、太陽熱タービン発電システム２は、上述した太陽熱蒸気弁１５及び太陽熱給水弁５１の駆動により、ＤＮＩが増加し始める６時に起動し、原子力タービン発電システム１の蒸気発生器３で発生した蒸気の一部を抽気して太陽熱で加熱し、原子力タービン発電システム１と並行して発電を開始する。その後、太陽熱タービン発電システム２は、７時から１２時まで合計出力の１０％を出力し、ＤＮＩが減少し始める１２時に停止し始める。その後、太陽熱タービン発電システム２は１２時半に停止し、原子力タービン発電システム１からの抽気が停止する。そして、１２時半以降、太陽熱タービン発電システム２は停止し続ける。複合発電システム１０００は、上述した原子力タービン発電システム１及び太陽熱タービン発電システム２の運用により、太陽熱タービン発電システム２が停止している６時までは合計出力の９０％を出力し、太陽熱タービン発電システム２が合計出力の１０％を出力する７時から１２時までは合計出力の１００％を出力し、太陽熱タービン発電システム２が停止する１２時半以降は合計出力の９０％を出力する。
【００５１】
なお、本実施形態では、原子力タービン発電システム１の定格出力を合計定格出力の９０％とする場合を例示したが、原子力タービン発電システム１の定格出力を合計定格出力の１００％とし、太陽熱タービン発電システム２が稼動している間は原子力タービン発電システム１の出力を合計定格出力の９０％に設定し、太陽熱タービン発電システム２が停止している間は原子力タービン発電システム１の出力を合計定格出力の１００％に設定する運用としても良い。
【００５２】
（効果）
本実施形態では、原子力タービン発電システムが保有する膨大な蒸気量に着目し、同システムを太陽熱タービン発電システムの蒸気源に利用して、原子力タービン発電システムの蒸気を系内で作動媒体として共用する複合発電システムを構成している。太陽熱タービン発電システムにおいては、原子力タービン発電システムから抽気した蒸気を太陽熱で加熱して、より高温化した蒸気によって原子力発電用の蒸気タービンよりも熱効率の高い蒸気タービンを駆動する。熱効率の高い蒸気タービンが加わることで、原子力タービン発電システム単体と比べて全体として熱効率を向上させることができる。加えて、太陽熱タービン発電システムにおける蒸気の加熱源は自然エネルギーである太陽熱であり、化石燃料の燃焼を伴わないためＣＯ２の排出が極めて少ない。従って、同様にＣＯ２の排出量が極めて少ない原子力タービン発電システムの利点を損なうことがない。よって、環境への影響が少なく熱効率が高い複合発電システムを提供することができる。
【００５３】
また、蒸気の加熱源に用いる自然エネルギーは太陽熱の他にもあり得るが、太陽光は地球上の広い範囲で得られるので、プラント建造の場所的制限が比較的小さいこともメリットである。
【００５４】
更に、原子力タービン発電システムで発生する蒸気を利用して太陽熱タービンを駆動しているので、太陽熱タービンの駆動源を生成する装置を別途設ける必要がなく、その分、コストの増加を抑制することができる。また、自然エネルギーである太陽熱で蒸気を昇温させているので、燃料を使用する必要がなく、その分、コストを抑制することができる。
【００５５】
本実施形態では、抽気系統に蒸気弁を設け、太陽熱復水系統に給水弁を設けているので、蒸気弁及び給水弁を徐々に絞っていくことにより、太陽熱タービン発電システムへの蒸気の供給を徐々に減らし、太陽熱タービン発電システムを安全に停止させることができる。
【００５６】
（変形例）
図６は、本実施形態の変形例に係る複合発電システムの構成図である。本変形例に係る複合発電システム１００１は、太陽熱集熱装置３２，３４の代わりに太陽熱集熱装置１３２，１３４を備える点で複合発電システム１０００と異なる。その他の点は、複合発電システム１０００と同様である。
【００５７】
図６に示すように、太陽熱集熱装置１３２は、本変形例ではトラフ型集熱装置であり、抽気系統６８を通って供給された蒸気を飽和蒸気以上まで過熱する。太陽熱集熱装置１３２は、集光ミラー１３０及び集熱管１３１を備えている。集光ミラー１３０は、幅方向の中央が下側に窪んだ樋状に形成されており、太陽１００からの直達日射光１０１を反射して集熱管１３１に照射する。集熱管１３１は、集光ミラー１３０からの反射光を集光して抽気系統６８を通って供給された蒸気を過熱する。太陽熱集熱装置１３４は、本変形例ではフレネル型集熱装置であり、受熱器入口管２１を通って供給された蒸気を再熱する。太陽熱集熱装置１３４は、集光ミラー１３５及び集熱管１３６を備えている。集光ミラー１３５は、平面形状に形成されており、太陽１００からの直達日射光１０１を反射して集熱管１３６に照射する。集熱管１３６は、集光ミラー１３５の反射面の上方に配置されており、集光ミラー１３５からの反射光を集光して受熱器入口管２１を通って供給された蒸気を再熱する。
【００５８】
図７は、本変形例に係る原子力タービン発電システム及び太陽熱タービン発電システムの蒸気膨張線を例示した図である。一般的に、トラフ型集熱装置及びフレネル型集熱装置で昇温された蒸気の温度はタワー型集熱装置によりも低く、図７では、太陽熱集熱装置１３２で過熱される蒸気の定格温度及び太陽熱集熱装置１３３で再熱される蒸気の定格温度を４００℃に設定している。図７の原子力タービン発電システム１の蒸気膨張線は、図２と同様である。以下、太陽熱タービン発電システム２における蒸気の流れについて説明する。
【００５９】
抽気系統６８を通って太陽熱集熱装置１３２の集熱管１３１に流入した蒸気は、太陽熱を利用して過熱され、約４００℃まで昇温される（図７のＢ点）。集熱管１３１で過熱された蒸気は、受熱器出口管１７を介して太陽熱高圧タービン２０に供給され膨張し、太陽熱高圧タービン２０を駆動する。太陽熱高圧タービン２０を駆動した蒸気は、受熱器入口管２１を介して太陽熱集熱装置１３４の集熱管１３６に流入し、太陽熱を利用して再熱され、約４００℃まで昇温される（図７のＤ点）。集熱管１３６で再熱された蒸気は、受熱器出口管３８を介して太陽熱中圧タービン３９に供給され膨張し、太陽熱中圧タービン３９を駆動する。太陽熱中圧タービン３９を駆動した蒸気は、太陽熱中圧タービン出口管４０を介して太陽熱低圧タービン４１に供給され膨張し、太陽熱低圧タービン４１を駆動する。以降、太陽熱低圧タービン４１を駆動した蒸気は、先に説明した流れと同様の流れで蒸気発生器３に供給される。
【００６０】
本変形例のように、太陽熱集熱装置としてトラフ型集熱装置及びフレネル型集熱装置を採用した場合でも、原子力タービン発電システムから抽気した蒸気をより高温化して原子力発電用の蒸気タービンよりも熱効率の高い蒸気タービンを駆動することができるので、原子力タービン発電システム単体と比べて全体として熱効率を向上させることができる。加えて、一般的に、トラフ型集熱装置及びフレネル型集熱装置で昇温された蒸気温度は、タワー型集熱装置よりも低いので、その分、蒸気のエンタルピー落差を減少させることができる。また、トラフ型集熱装置及びフレネル型集熱装置は、タワー型集熱装置に比べて集光ミラーの総面積を小さくすることができるので、その分、設備コストの増加を抑制することができる。更に、トラフ型集熱装置及びフレネル型集熱装置は、タワー型集熱装置に比べてより狭い範囲で設置することができるので、場所的制限がより緩和される。以上のことから、設備費用等を含めた経済性を考慮して太陽熱集熱装置を構築し、最適な蒸気温度を選定することができる。
【００６１】
＜第２実施形態＞
（構成）
図８は、本実施形態に係る複合発電システムの構成図である。本実施形態に係る複合発電システム１００２は、高圧タービンバイパス系統８０、高圧タービン冷却管８１、低圧タービンバイパス系統８２及び低圧タービン冷却管８３を更に備え、受熱器入口管２１に逆止弁６５を設け、受熱器出口管３８に中圧タービン入口弁７１と中圧タービン加減弁７２を設けている点で第１実施形態に係る複合発電システム１０００と異なる。その他の点は、複合発電システム１０００と同様である。
【００６２】
高圧タービンバイパス系統（第１バイパス系統）８０は、太陽熱集熱装置３２を太陽熱集熱装置３４に接続し、太陽熱高圧タービン２０をバイパスしている。高圧タービンバイパス系統８０は、高圧タービンバイパス管６０、高圧タービン減温器６３及び高圧タービン減温器出口管６７を備えている。
【００６３】
高圧タービンバイパス管６０は、受熱器出口管１７の高圧タービン入口弁１８に対して蒸気の流れ方向の上流側から分岐して高圧タービン減温器６３に接続しており、受熱器出口管１７から流入した蒸気を高圧タービン減温器６３に供給する。高圧タービンバイパス管６０には、高圧タービンバイパス弁６１及び高圧タービンバイパス減圧弁６２が設けられている。高圧タービンバイパス減圧弁６２は、高圧タービンバイパス弁６１に対して蒸気の流れ方向の下流側に配置されており、高圧タービンバイパス管６０を流れる蒸気を減圧する。
【００６４】
高圧タービン減温器出口管６７は、高圧タービン減温器６３を受熱器入口管２１の逆止弁６５の蒸気の流れ方向の下流側に接続しており、高圧タービン減温器６３で減温された蒸気を太陽熱集熱装置３４に供給する。高圧タービン減温器出口管６７には、高圧タービン減温器出口温度計６４が設けられている。高圧タービン減温器出口温度計６４は、高圧タービン減温器６３で減温された蒸気の温度を測定する。
【００６５】
高圧タービン冷却管（第１冷却管）８１は、太陽熱復水系統６９の給水吐出配管５６の給水調整弁４８と太陽熱高圧給水加熱器４９の間から分岐し、高圧タービン減温器６３に接続している。高圧タービン冷却管８１は、給水ポンプ５０から給水吐出配管５６に吐出された水を高圧タービン減温器６３に供給する。高圧タービン冷却管８１には、高圧タービンバイパススプレー弁６６が設けられている。高圧タービンバイパススプレー弁６６は、高圧タービン減温器出口温度計６４と電気的に接続しており、高圧タービン減温器出口温度計６４の測定値に応じて開度が調整され、高圧タービン減温器６３に供給される水の流量を調整する。
【００６６】
高圧タービン減温器６３は、高圧タービンバイパス管６０から流入する蒸気を高圧タービン冷却管８１から供給される水で冷却する。
【００６７】
低圧タービンバイパス系統（第２バイパス系統）８２は、太陽熱集熱装置３４と太陽熱復水器４４を接続しており、太陽熱中圧タービン３９及び太陽熱低圧タービン４１をバイパスしている。低圧タービンバイパス系統８２は、低圧タービンバイパス管７３、低圧タービン減温器７５及び低圧タービン減温器出口管７６を備えている。
【００６８】
低圧タービンバイパス管７３は、受熱器出口管３８の中圧タービン入口弁７１に対して蒸気の流れ方向の上流側から分岐して低圧タービン減温器７５に接続しており、受熱器出口管３８から流入した蒸気を低圧タービン減温器７５に供給する。低圧タービンバイパス管７３には、低圧タービンバイパス弁７０が設けられている。
【００６９】
低圧タービン減温器出口管７６は、低圧タービン減温器７５を太陽熱復水器４４に接続しており、低圧タービン減温器７５で減温された蒸気を太陽熱復水器４４に供給する。低圧タービン減温器出口管７６には、低圧タービン減温器出口温度計８４が設けられている。低圧タービン減温器出口温度計８４は、低圧タービン減温器７５で減温された蒸気の温度を測定する。
【００７０】
低圧タービン冷却管（第２冷却管）８３は、太陽熱復水系統６９の復水吐出配管２７の復水ポンプ４５と太陽熱低圧給水加熱器４６の間から分岐し、低圧タービン減温器７５に接続している。低圧タービン冷却管８３は、太陽熱復水ポンプ４５から復水吐出配管２７に吐出された水を低圧タービン減温器７５に供給する。低圧タービン冷却管８３には、低圧タービンバイパススプレー弁７９が設けられている。低圧タービンバイパススプレー弁７９は、低圧タービン減温器出口温度計８４と電気的に接続しており、低圧タービン減温器出口温度計８４の測定値に応じて開度が調整され、低圧タービン減温器７５に供給される水の流量を調整する。
【００７１】
低圧タービン減温器７５は、低圧タービンバイパス管７３から流入する蒸気を低圧タービン冷却管８３から供給される水で冷却する。
【００７２】
（動作）
例えば、太陽熱タービン発電システム２を停止させる場合、高圧タービン入口弁１８及び高圧タービン入口加減弁１９を全閉し太陽熱高圧タービン２０の運転を停止させ、中圧タービン入口弁７１及び中圧タービン加減弁７２を全閉し太陽熱中圧タービン３９及び太陽熱低圧タービン４１の運転を停止させて、発電機４２を送電系統から解列して送電系統への送電を停止させ、高圧タービンバイパス弁６１、高圧タービンバイパス減圧弁６２及び低圧タービンバイパス弁７０を全開する。太陽熱集熱装置３２で過熱された蒸気は、太陽熱高圧タービン２０への流入が遮断され、受熱器出口管１７から高圧タービンバイパス管６０に流入する。高圧タービンバイパス管６０を流れる蒸気は、高圧タービン減温器６３で減温され、受熱器入口管２１を通って太陽熱集熱装置３４に供給される。太陽熱集熱装置３４で再熱された蒸気は、太陽熱中圧タービン３９及び太陽熱低圧タービン４１への流入が遮断され、受熱器出口管３８から低圧タービンバイパス管７３に流入する。低圧タービンバイパス管７３を流れる蒸気は、低圧タービン減温器７５で減温され、太陽熱復水器４４に供給される。
【００７３】
（効果）
本実施形態では、太陽熱集熱装置３２から高圧タービンバイパス系統８０に流入した高温蒸気を高圧タービン減温器６３で冷却し、太陽熱集熱装置３４から低圧タービンバイパス系統８２に流入した高温蒸気を低圧タービン減温器７５で冷却することができる。そのため、太陽熱タービンの起動及び停止時に高温蒸気を太陽熱タービンに供給せずに高圧タービンバイパス系統８０及び低圧タービンバイパス系統８２に導く場合、高温蒸気により高圧タービンバイパス系統８０及び低圧タービンバイパス系統８２に生じる熱負荷を緩和し、これらのバイパス系統を保護することができる。
【００７４】
また、本実施形態では、ＤＮＩの急減等で太陽熱高圧タービン及び太陽熱中圧タービンに供給される蒸気の温度が急減した場合、低温蒸気を太陽熱タービンに供給せずに高圧タービンバイパス系統８０及び低圧タービンバイパス系統８２に導くことができるので、低温蒸気が太陽熱タービンに流入し、太陽熱タービンが冷却されることを回避することができる。
【００７５】
＜その他＞
本発明は上述した各実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上述した各実施形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。例えば、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を追加することも可能である。
【００７６】
上述した各実施形態では、太陽熱集熱装置をタワー型集熱装置のみで構成した場合又はトラフ型集熱装置とフレネル型集熱装置とで構成した場合を例示した。しかしながら、本発明の本質的効果は、原子力タービン発電システムのこのような特徴を利用して環境への影響が少なく熱効率が高い複合発電システムを提供することであり、この本質的効果を得る限りにおいては、必ずしもこの構成に限定されない。例えば、太陽熱集熱装置をタワー型集熱装置とフレネル型集熱装置又はトラフ型集熱装置の一方とで構成しても良いし、トラフ型集熱装置のみ又はフレネル型集熱装置のみで構成しても良い。要するに、太陽熱集熱装置は、タワー型集熱装置、トラフ型集熱装置及びフレネル型集熱装置を適宜組み合わせて構成することができる。
【００７７】
また、上述した各実施形態では、太陽熱蒸気弁１５及び太陽熱給水弁５１を直達日射強度が増加し始めると開弁し、直達日射強度が減少し始めると閉弁する構成を例示した。しかしながら、上述した本発明の本質的効果を得る限りにおいては、必ずしもこの構成に限定されない。例えば、太陽熱蒸気弁１５及び太陽熱給水弁５１を直達日射強度が所定値より大きくなったときに開弁し、直達日射強度が所定値以下になったときに閉弁する構成としても良い。
【００７８】
また、上述した各実施形態では、原子力復水器１１及び太陽熱復水器４４として水冷式の復水器を採用した場合を例示した。しかしながら、上述した本発明の本質的効果を得る限りにおいては、必ずしも水冷式の復水器に限定されない。例えば、原子力復水器１１及び太陽熱復水器４４として空冷式の復水器を採用しても良い。
【００７９】
また、上述した各実施形態では、本発明に係る複合タービンシステムとして発電機を備える複合タービン発電システムを例示して説明した。しかしながら、上述した本発明の本質的効果を得る限りにおいては、本発明に係る複合タービンシステムは必ずしも発電機を備えるものである必要はない。
【符号の説明】
【００８０】
３  蒸気発生器
７  原子力高圧タービン（原子力タービン）
１０  原子力低圧タービン（原子力タービン）
１１  原子力復水器
１５  太陽熱蒸気弁（蒸気弁）
１７  受熱器出口管（第１太陽熱蒸気管）
２０  太陽熱高圧タービン（太陽熱タービン）
２３  原子力低圧タービン出口管（原子力出口管）
２５  太陽熱低圧タービン出口管（太陽熱出口管）
３２，１３２  第１太陽熱集熱装置（太陽熱集熱装置）
３４，１３４  第２太陽熱集熱装置（太陽熱集熱装置）
３８  受熱器出口管（第２太陽熱蒸気管）
３９  太陽熱中圧タービン（太陽熱タービン）
４１  太陽熱低圧タービン（太陽熱タービン）
４２  太陽熱発電機
４３  原子力発電機
４４  太陽熱復水器
５１  太陽熱給水弁（給水弁）
５８  原子力主蒸気系統
５９  原子力復水系統
６８  太陽熱主蒸気系統（抽気系統）
６９  太陽熱復水系統
８０  高圧タービンバイパス系統（第１バイパス系統）
８１  高圧タービン冷却管（第１冷却管）
８２  低圧タービンバイパス系統（第２バイパス系統）
８３  低圧タービン冷却管（第２冷却管）
１０００，１００１，１００２  複合発電システム
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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