JP3782565B2 - Combined cycle power plant - Google Patents
Combined cycle power plant Download PDFInfo
- Publication number
- JP3782565B2 JP3782565B2 JP31411197A JP31411197A JP3782565B2 JP 3782565 B2 JP3782565 B2 JP 3782565B2 JP 31411197 A JP31411197 A JP 31411197A JP 31411197 A JP31411197 A JP 31411197A JP 3782565 B2 JP3782565 B2 JP 3782565B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- steam
- cooling
- gas turbine
- turbine
- temperature
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/106—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle with water evaporated or preheated at different pressures in exhaust boiler
-
- 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
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Description
【0001】
【発明の属する技術分野】
本発明はガスタービン高温部の冷却に、冷却媒体として蒸気を使用するコンバインドサイクル発電プラントに関する。
【0002】
【従来の技術】
最近の火力発電プラントでは、プラント熱効率の向上を図るため、ガスタービンプラント、蒸気タービンプラントおよび排熱回収ボイラを組み合せたコンバインドサイクル発電プラントが数多く実機として運転されている。このコンバインドサイクル発電プラントのプラント熱効率は、ガスタービンプラント、蒸気タービンプラントおよび排熱回収ボイラの各プラントの入熱の総和に対する各プラントの出熱の総和の比率から算出される。プラント熱効率の向上の観点から蒸気タービンプラント、排熱回収ボイラおよびガスタービンプラントを見直した場合、蒸気タービンおよび排熱回収ボイラは既に限界に達しており、ガスタービンプラントの熱効率の改善がコンバインドサイクル発電プラントのプラント熱効率の向上につながると期待されている。
【0003】
ガスタービンプラントは、ガスタービンの入口燃焼ガス温度が高いほど熱効率を向上させることができ、最近の耐熱材料の開発と相俟って冷却技術の進歩により、ガスタービンの入口燃焼ガス温度をひところの1000℃級から1300℃級を経て1500℃級以上に移行しつつある。
【0004】
ガスタービンの入口燃焼ガス温度を1500℃以上にする場合、耐熱材料が開発されていると言えども、ガスタービン高温部、例えば燃焼ガスに直接曝されるガスタービン静翼、ガスタービン動翼、燃焼器のライナやトラジションピース等の許容メタル温度は既に限界に達しており、起動・停止回数の多い運転や、長時間に亘る連続運転のときに材料の破損・溶融など事故につながるおそれがある。
【0005】
このため、ガスタービンの入口燃焼ガス温度を上昇させても、ガスタービン高温部の各部品の許容メタル温度以内に維持できる技術として耐熱材料の開発と並行して、空気を用いてガスタービン高温部を冷却する冷却技術の開発が進められ、既に実用機として実現している。
【0006】
しかし、空気を用いてガスタービン高温部を冷却する場合、その冷却空気供給源は、ガスタービンに直結した空気圧縮機から求めているために、空気圧縮機からガスタービンに供給される数十%の高圧空気がガスタービン高温部の冷却用に廻され、タービン翼を冷却後に高温ガス中に吹き出されるため、作動ガスの温度低下、ミキシングロスが生じ、プラント熱効率の改善上好ましくない。
【0007】
最近、ガスタービンプラントのガスタービン高温部、例えばガスタービン静翼、ガスタービン動翼などに冷却媒体として蒸気の活用が見直されており、既にアメリカ機械学会誌(ASME論文、92−GT−240)や特開平5−163961号公報などに公表されている。
【0008】
蒸気は、空気に較べ、比熱が約2倍で、伝熱性能も優れているため、閉ループの冷却が可能となり、作動ガスの温度低下およびミキシングロスがなくなるため、プラント効率の改善に寄与でき、実用機への適用が期待されている。
【0009】
【発明が解決しようとする課題】
コンバインドサイクル発電プラントにおいて、ガスタービン高温部に冷却媒体として蒸気を供給する場合、その蒸気は、ガスタービン高温部を冷却後、蒸気タービンに回収されるが、その回収温度はガスタービンの冷却性能から制約されてしまい、再熱蒸気温度(中圧タービン入口温度)が制約を受ける。
【0010】
本発明は、上述した事情を考慮してなされたもので、ガスタービン側の制約によらず、ガスタービン冷却後の蒸気を再熱し、所望する再熱蒸気温度を効率よく有効的に得ることができるコンバインドサイクル発電プラントを提供することを目的とする。
【0011】
本発明の他の目的は、ガスタービンの冷却性能を向上させるとともに、ガスタービン冷却後の蒸気を再熱して所望の再熱蒸気温度を得、タービン出力制御を容易にしたコンバインドサイクル発電プラントを提供にある。
【0012】
【課題を解決するための手段】
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述した課題を解決するために、請求項1に記載したように、ガスタービンを備えたガスタービンプラントと、上記ガスタービンからの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気を蒸気タービンの駆動源とする蒸気タービンプラントと、上記ガスタービン高温部の入口側に接続され、蒸気タービンからの排気蒸気を冷却蒸気として供給する冷却蒸気供給系統を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、前記ガスタービン高温部の出口側に接続され、ガスタービン冷却後の蒸気を回収する冷却蒸気回収系統を備え、この冷却蒸気回収系統はガスタービン冷却後の蒸気を排熱回収ボイラに導くボイラ回収系統と、ガスタービン冷却後の蒸気を排熱回収ボイラにて再熱する再熱器と、再熱された蒸気を上記蒸気タービンに回収するタービン回収系とを備え、前記冷却蒸気回収系統は再熱器下流側に減温器を設け、この減温器で再熱蒸気温度を制御したものである。
【0014】
さらに、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述した課題を解決するために、請求項2に記載したように、ガスタービンを備えたガスタービンプラントと、上記ガスタービンからの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気を蒸気タービンの駆動源とする蒸気タービンプラントと、上記ガスタービン高温部の入口側に接続され、蒸気タービンからの排気蒸気を冷却蒸気として供給する冷却蒸気供給系統を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、前記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン高温部冷却後の蒸気を前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統の低温側に回収させるものである。
【0015】
さらにまた、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述した課題を解決するために、請求項3に記載したように、ガスタービンを備えたガスタービンプラントと上記ガスタービンからの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気を蒸気タービンの駆動源とする蒸気タービンプラントと、上記ガスタービン高温部の入口側に接続され、上記蒸気タービンからの排気蒸気を冷却蒸気として供給する冷却蒸気供給系統を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン高温部冷却後の蒸気を、前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統に設置された減温器の上流側に回収させるものである。
【0016】
またさらに、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述した課題を解決するために、請求項4に記載したように、ガスタービンを備えたガスタービンプラントと、上記ガスタービンからの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気を蒸気タービンの駆動源とする蒸気タービンプラントと、上記ガスタービン高温部の入口側に接続され、蒸気タービンからの排気蒸気を冷却蒸気として供給する冷却蒸気供給系統を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン高温部冷却後の蒸気を、上記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統に設置された減温器の下流側に回収させるものである。
【0017】
さらに、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述した課題を解決するために、請求項5に記載したように、ガスタービンを備えたガスタービンプラントと、上記ガスタービンからの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気を蒸気タービンの駆動源とする蒸気タービンプラントと、上記ガスタービン高温部の入口側に接続され、蒸気タービンの排気蒸気を冷却蒸気として供給する冷却蒸気供給系統を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン冷却後の蒸気を温度制御する減温器を備えて、前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統の低温側に接続し、再熱蒸気系統の低温側にガスタービン冷却後の蒸気を回収させたものである。
【0018】
また、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述した課題を解決するために、請求項6に記載したように、ガスタービンを備えたガスタービンプラントと、上記ガスタービンからの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、排熱回収ボイラで発生した蒸気を蒸気タービンの駆動源とする蒸気タービンプラントと、上記ガスタービン高温部の入口側に接続され、上記蒸気タービンからの排気蒸気を冷却蒸気として供給する冷却蒸気供給系統を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記ガスタービン高温部の出口に接続された冷却蒸気回収系統を備え、この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン冷却後の蒸気を温度制御する減温器を備えて前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統の減温器上流側に接続し、上記減温器の上流側にガスタービン冷却後の蒸気を回収させたものである。
【0019】
さらに、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述した課題を解決するために、請求項7に記載したように、ガスタービンを備えたガスタービンプラントと、蒸気ガスタービンからの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気を蒸気タービンの駆動源とする蒸気タービンプラントと、上記ガスタービン高温部の入口側に接続され、蒸気タービンからの排気蒸気を冷却蒸気として供給する冷却蒸気供給系統を備えたコンバインドサイクルプラントにおいて、上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン冷却後の蒸気を温度制御する減温器を備えて再熱蒸気系統の減温器下流側に接続し、上記減温器の下流側にガスタービン冷却後の蒸気を回収させたものである。
【0020】
さらにまた、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述した課題を解決するために、請求項8に記載したように、ガスタービンを備えたガスタービンプラントと、上記ガスタービンからの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気を蒸気タービンの駆動源とする蒸気タービンプラントと、上記ガスタービン高温部の入口側に接続され、蒸気タービンからの排気蒸気を冷却蒸気として供給する冷却蒸気供給系統を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、この冷却蒸気回収系統はガスタービン冷却後の蒸気を排熱回収ボイラ内で再熱する冷却蒸気再熱器を、途中に備えた再熱蒸気系統の減温器上流側に接続され、この減温器上流側にガスタービン冷却後の蒸気を回収させたものである。
【0021】
またさらに、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述した課題を解決するために、請求項9に記載したように、ガスタービンを備えたガスタービンプラントと、上記ガスタービンからの排ガスを利用して蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気を蒸気タービンの駆動源とする蒸気タービンプラントと、上記ガスタービン高温部の入口側に接続され、蒸気タービンからの排気蒸気を冷却蒸気として供給する冷却蒸気供給系統を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、この冷却蒸気回収系統はガスタービン冷却後の蒸気を排熱回収ボイラ内で再熱する冷却蒸気再熱器を、途中に備えた前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統の減温器下流側に接続し、この減温器下流側にガスタービン冷却後の蒸気を回収させたものである。
【0022】
さらに、上述した課題を解決するために、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、請求項10に記載したように、冷却蒸気回収系統は、冷却蒸気再熱器の下流側に減温器を設け、ガスタービン冷却後の再熱蒸気を減温器で温度制御して蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統に回収させたものである。
【0023】
【発明の実施の形態】
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの実施形態について添付図面を参照して説明する。
【0024】
図1は、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第1実施形態を概略的に示す系統図である。
【0025】
本実施形態は、排熱回収ボイラ1を別置きにし、ガスタービンプラント2と蒸気タービンプラント3と発電機4とを同一の回転軸5に直結した一軸型コンバインドサイクル発電プラントである。
【0026】
ガスタービンプラント2は、空気圧縮機6、燃焼器7およびガスタービン8をそれぞれ備え、空気圧縮機6で吸込んだ大気を高圧化して燃焼器7に案内し、その高圧空気に燃料を加えて燃焼させて燃焼ガスを生成し、その燃焼ガスをガスタービン8に案内して膨張仕事をさせ、膨張仕事後の排ガス(排熱)を蒸気発生源としての排熱回収ボイラ1に供給するようになっている。
【0027】
排熱回収ボイラ1は、軸方向に向かって延びるケーシング9を備え、このケーシング9内に燃焼排ガスの流れに沿って順に必要に応じて第2高圧過熱器10、第2再熱器11、第1再熱器12、第1高圧過熱器13、高圧蒸発器14、中圧過熱器15、第3高圧節炭器16、低圧過熱器17、中圧蒸発器18、第2中圧節炭器19、第2高圧節炭器20、低圧蒸発器21、第1高圧節炭器22および第1中圧節炭器23がそれぞれ設置される。また、高、中、低圧の各蒸発器14、18、21には、高圧ドラム24、中圧ドラム25および低圧ドラム26がそれぞれ接続され、蒸発器14、18、21で蒸発した飽和蒸気を、各ドラム24,25,26内で気液分離させている。
【0028】
一方、蒸気タービンプラント3は、蒸気タービンが高圧タービン27、中圧タービン28および低圧タービン29にそれぞれ区分けされており、排熱回収ボイラ1の第2高圧過熱器10から高圧加減弁30を経て主蒸気(過熱蒸気)系統31を案内された過熱蒸気を、高圧タービン27に導き、この高圧タービン27で膨張仕事をさせている。高圧タービン27で膨張仕事をした後の排気蒸気は再熱蒸気系統32に案内され、その低温再熱蒸気管33を介して第1再熱器12、減温器34、第2再熱器11に順次導かれて再熱蒸気にし、その再熱蒸気を再熱蒸気系統32の高温再熱蒸気管35および再熱組合せ弁36を経て中圧タービン28に案内し、この中圧タービン28で膨張仕事をさせる。符号37は再熱蒸気系統32の低温再熱蒸気管33に設けられた再熱蒸気流量調節弁であり、この再熱蒸気流量調節弁37はガスタービン冷却蒸気流量調節弁を兼ねている。
【0029】
さらに、中圧タービン28で仕事をした排気蒸気は続いて低圧タービン29に案内され、この低圧タービン29でも膨張仕事させ、各蒸気タービン27、28、29の膨張仕事による回転動力で発電機4を駆動するようになっている。
【0030】
また、低圧タービン29には、排熱回収ボイラ1の低圧過熱器17から低圧蒸気供給系38の低圧蒸気組合せ弁39を経て低圧蒸気が案内されており、その低圧蒸気の膨張仕事により発生した回転動力で発電機4を駆動するようになっている。
【0031】
また、低圧タービン29では、膨張仕事後の排気蒸気を復水器40に案内し、ここで凝縮させて復水にし、凝縮後の復水を復水給水系統41の復水ポンプ43、給水ポンプ44で昇圧している。給水ポンプ44の下流側は2又に分岐され、給水として排熱回収ボイラ1の第1中圧節炭器23および第1高圧節炭器22にそれぞれ供給されるようになっている。
【0032】
このコンバインドサイクル発電プラントにおいては、ガスタービン8の高温部46、例えばガスタービン静翼、ガスタービン動翼、燃焼器7のライナおよびトランジションピース等を蒸気で冷却する冷却蒸気系統47が設けられる。この冷却蒸気系統47は冷却蒸気供給系統48、冷却蒸気回収系統49および冷却蒸気バイパス系統50をそれぞれ備える。冷却蒸気バイパス系統50には常閉のバイパス蒸気弁51が設けられる。
【0033】
一方、冷却蒸気供給系統48は、高圧タービン27の低温再熱蒸気管33から、第1再熱器12に至る分岐点Aで分岐されて構成される。上記冷却蒸気供給系統48は逆止弁53を経由し、合流点Bにて中圧蒸気系統54と合流し、ガスタービン8の高温部46の入口に接続される。中圧蒸気系統54は、中圧過熱器15に接続されており、中圧ドラム25で発生した蒸気が全量供給される。
【0034】
また、ガスタービン2の高温部46の出口側には冷却蒸気回収系統49が接続され、この冷却蒸気回収系統49でガスタービン高温部46冷却後の蒸気を回収するようになっている。
【0035】
冷却蒸気回収系統49は、ガスタービン冷却後の蒸気を排熱回収ボイラ1に導くボイラ回収系統55と、冷却後の蒸気を排熱回収ボイラ1にて再熱する再熱手段としての冷却蒸気再熱器56と、この再熱器56を通る間に再熱された蒸気を蒸気タービンの中圧タービン28に回収するタービン回収系統57とを備える。タービン回収系統57は再熱蒸気系統32の高温再熱蒸気管35と合流点C1 にて合流せしめられる。再熱手段には再熱器56の下流側に再熱蒸気温度制御のための減温器が必要に応じて設けられる。
【0036】
このコンバインドサイクル発電プラントにおいて、プラント起動時には排熱回収ボイラ1から発生する蒸気は、圧力・温度が所定の値に達するまでは高圧タービンバイパス系統60、中圧タービンバイパス系統61および低圧タービンバイパス系統62により蒸気タービン27,28,29をバイパスして復水器40に導かれる。各タービンバイパス系統60,61,62には常閉の高圧、中圧、低圧タービンバイパス弁63,64,65がそれぞれ設けられる。
【0037】
また、冷却蒸気系統47のガスタービンの冷却蒸気は、所定の圧力・温度に達するまでは冷却蒸気バイパス系統50によりガスタービン高温部46をバイパスするとともに、冷却蒸気供給系統48および冷却蒸気回収系統49のウォーミングを行なう。
【0038】
さらに、冷却蒸気系統47にガスタービン冷却蒸気の供給を開始する際には、その蒸気供給圧力を設定値に保つために、中圧タービンバイパス弁61によってガスタービン冷却蒸気の供給圧力制御を行なう。
【0039】
ガスタービン冷却蒸気の流量は再熱蒸気系統32のガスタービン冷却蒸気流量調節弁37によって制御され、また、ガスタービン冷却蒸気の供給温度は、主蒸気の温度を減温器66によって制御することで行なう。
【0040】
次に、コンバインドサイクル発電プラントの運転を説明する。
【0041】
このコンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービンプラント2と蒸気タービンプラント3とを協動させて発電機4を駆動させ、発電させる。
【0042】
ガスタービンプラント2は、空気調和機6で圧縮された高圧空気を燃焼器7に案内し、この燃焼器7のライナ内で燃料の供給を受けて燃焼せしめられる。燃焼器7からの燃焼ガスはトランジションピースを介してガスタービン8に供給され、このガスタービン8でタービン動翼を駆動させ、回転軸5を回転駆動させる。
【0043】
ガスタービン8を駆動させることにより膨張した燃焼排ガスは、続いて排熱回収ボイラ1に案内され、この排熱回収ボイラ1にて蒸気タービンプラント3の蒸気タービン27,28,29を駆動させる蒸気を発生させる。
【0044】
排熱回収ボイラ1の第2高圧過熱器10で過熱された過熱蒸気は、主蒸気系統(過熱蒸気系統)31を通って高圧タービン27に導かれ、この高圧タービン27を駆動させる。高圧タービン27を駆動させ、仕事をした蒸気は、膨張して再熱蒸気系統32に案内される。再熱蒸気系統32の低温再熱蒸気管33から第1再熱器12に導かれた高圧タービン排気蒸気はここで第1段の再熱作用を受け、この再熱後に第1再熱器12から再熱蒸気温度制御を行なう減温器34を経て第2再熱器11に案内される。第1再熱器12および第2再熱器11を通る間に再熱された再熱蒸気は、続いて高温再熱蒸気管35を通って中圧タービン28に導かれ、この中圧タービン28を駆動させる。中圧タービン28を駆動して膨張した蒸気は続いて低圧タービン29に案内され、ここで低圧タービン29を駆動させる。このように、高圧タービン27、中圧タービン28および低圧タービン29を駆動させることにより回転軸5が回転駆動せしめられ、発電機4にて発電が行われる。
【0045】
一方、低圧タービン29で仕事をし、膨張した蒸気は、復水器40に導かれ、この復水器40で冷却され、復水となる。復水器49で凝縮された復水は、復水給水系統41の復水ポンプ43、給水ポンプ44にて昇圧され、昇圧された給水は、排熱回収ボイラ1の第1中圧節炭器23、および第1高圧節炭器22に送られる。
【0046】
第1中圧節炭器23に送られた給水は、この節炭器23で加熱されて低圧ドラム26に送られる一方、第2中圧節炭器19を経て中圧ドラム25に送られる。各ドラム26,25には低圧蒸発器21および中圧蒸発器18が接続され、これらの蒸発器21,18で給水は加熱され、蒸発される。低圧蒸発器21および中圧蒸発器18で加熱された流体(気液混合流体)は、各ドラム26,25内に戻されて、気液分離される。
【0047】
低圧ドラム26で気液分離された低圧蒸気は、続いて低圧過熱器17に導かれ、この低圧過熱器17で過熱され、低圧過熱蒸気(乾き蒸気)となって低圧蒸気供給系統(低圧過熱蒸気供給系)38により低圧タービン29に導かれる。
【0048】
また、中圧ドラム25で気液分離された中圧蒸気は、中圧過熱器15に導かれ、この中圧過熱器15で中圧過熱蒸気となって冷却蒸気系統47の冷却蒸気供給系統48に導かれる。
【0049】
一方、第1高圧節炭器22に導かれた給水は、この高圧節炭器22、第2高圧節炭器20および第3高圧節炭器16を通って順次加熱され、高圧ドラム24に導かれる。この高圧ドラム24に案内された加熱流体は高圧蒸発器14で加熱され、蒸気化され、気液二層流となって高圧ドラム24内に戻され、高圧ドラム24内で気液分離される。
【0050】
高圧ドラム24で気液分離された蒸気は、続いて第1高圧過熱器13から減温器66を経て第2高圧過熱器10に案内される。両過熱器13,10で過熱された過熱蒸気は続いて高圧タービン27に導かれ、再び蒸気タービンの駆動に供される。
【0051】
ところで、このコンバインドサイクル発電プラントにおいては、高圧タービン27からの再熱蒸気系統32および中圧過熱器15からの中圧蒸気系統(中圧過熱蒸気系統)54に、ガスタービン高温部46の冷却蒸気系統47が接続されており、この冷却蒸気系統47の冷却蒸気供給系統48に高圧タービン27からの排気蒸気(一部)および中圧過熱器15からの中圧過熱蒸気が冷却蒸気として案内される。
【0052】
この冷却蒸気は、ガスタービン8の高温部46に導かれてガスタービン高温部46を冷却する。冷却後の蒸気は冷却蒸気回収系統49にて回収される。
【0053】
この冷却蒸気回収系統49は、冷却後の蒸気をボイラ回収系統55を通して排熱回収ボイラ1の冷却蒸気再熱器56に導き、この再熱器56で冷却後の蒸気を再熱させる。再熱手段としての冷却蒸気再熱器56で再熱された蒸気は続いてタービン回収系統57に案内されて中圧タービン28に導かれる。
【0054】
このコンバインドサイクル発電プラントにおいては、冷却蒸気系統47を備え、ガスタービン高温部46を冷却した後の回収蒸気を、排熱回収ボイラ1にて再熱し、再熱蒸気温度(中圧タービン入口蒸気温度)を所望の温度とすることが可能となる。したがって、ガスタービン8側の制約によらず、再熱蒸気温度、すなわち中圧タービン入口温度を所望の温度とすることができ、タービンの出力制御が容易になる。
【0055】
図2は、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第2実施形態を概略的に示す系統図である。
【0056】
この実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、ガスタービンの冷却蒸気系統47のうち、冷却蒸気回収系統70が基本的に相違し、他の構成は実質的に同一であり、異ならないので、同一符号を付して重複する部分についての説明は省略する。
【0057】
第2実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、ガスタービン8の冷却蒸気系統47を構成する冷却蒸気供給系統48は第1実施形態に示されたものと同様であるが、その冷却蒸気回収系統49は異にする。冷却蒸気回収系統70は蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32の低温側である低温再熱蒸気管33に、ガスタービン冷却蒸気流量調節弁を兼ねる再熱蒸気流量調節弁37の下流の合流点C2 で接続される。この冷却蒸気回収系統70によりガスタービン高温部46を冷却した蒸気を、再熱蒸気系統32に回収させるようになっている。
【0058】
この冷却蒸気回収系統70は、ガスタービン8の高温部46を冷却した冷却蒸気を回収するようになっており、ガスタービン冷却後の蒸気は、冷却蒸気回収系統70を通って再熱蒸気系統32の低温再熱蒸気管33に導かれて高圧タービン排気蒸気である低温再熱蒸気と合流する。合流した冷却後の蒸気は低温再熱蒸気と混合して第1再熱器12から減温器34を経て第2再熱器11に導かれ、両再熱器11,12で加熱されて再熱蒸気となる。この再熱蒸気は、再熱蒸気系統32の高温再熱蒸気管35より、再熱組合せ弁36を経て蒸気タービンの中圧タービン28に供給され、この中圧タービン28を駆動させて膨張仕事をする。
【0059】
このコンバインドサイクル発電プラントにおいては、ガスタービン8の高温部46を冷却した後の冷却蒸気を冷却蒸気回収系統70により再熱蒸気系統32の低温側に導いて回収し、高圧タービン27からの排気蒸気である低温再熱蒸気と合流させる。
【0060】
低温再熱蒸気に合流せしめられたガスタービン冷却後の蒸気は混合蒸気となって排熱回収ボイラ1に案内され、排熱回収ボイラ1内に設置された第1再熱器12と第2再熱器11で再熱され、再熱蒸気となる。再熱蒸気は、両再熱器12,11の間に減温器34を設置することで、再熱蒸気の温度制御が可能となり、中圧タービン28に案内される再熱蒸気温度を所望の温度にすることができる。
【0061】
なお、排熱回収ボイラ1内に第1再熱器12と第2再熱器11をセパレートさせ必要は必ずしもなく、1つの再熱器を設置するものであってもよい。この場合には、再熱器の下流側に再熱蒸気温度を制御する減温器が設けられる。
【0062】
図3は、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第3実施形態を概略的に示す系統図である。
【0063】
この実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、ガスタービン8の冷却蒸気系統のうち、冷却蒸気回収系統71が基本的に相違し、他の構成は実質的に同一であり、異ならないので、同一符号を付して重複する部分についての説明は省略する。
【0064】
第3実施形態に湿されたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、ガスタービン8の冷却蒸気系統47を構成する冷却蒸気供給系統48は第1実施形態に示されたものと異ならない。冷却蒸気回収系統71は、蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32の減温器34上流側に接続される。すなわち、ガスタービン高温部46の出口側に接続された冷却蒸気回収系統71は、第1再熱器12と減温器34の間の合流点C3 で再熱蒸気系統32に接続され、ガスタービン高温部46冷却後の蒸気が再熱蒸気と合流せしめられる。
【0065】
図3に示されたコンバインドサイクル発電プラントにおいては、ガスタービン高温部46冷却後の蒸気を冷却蒸気回収系統71により減温器34の上流側に回収させ、この回収蒸気を排熱回収ボイラ1にて再熱し、再熱蒸気温度(中圧タービン入口蒸気温度)を所望の温度にして中圧タービン28に供給するようにしたものである。
【0066】
この場合、ガスタービン冷却蒸気を蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統32の減温器34上流側に混合させるので、ガスタービン8の排ガス温度が上昇した場合の再熱蒸気の温度制御が容易である。また、ガスタービン8の冷却蒸気の回収温度が蒸気タービンの排気蒸気温度よりも高い場合には、蒸気タービン排気蒸気を再熱器12にて再加熱した後にガスタービン冷却蒸気と合流させることで、合流部C3 における温度ミスマッチを抑えることが可能となる。
【0067】
図4は、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第4実施形態を概略的に示す系統図である。
【0068】
この実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、ガスタービン8の冷却蒸気回収系統72が基本的に相違し、他の構成は実質的に同一であり、異ならないので、同一符号を付して重複する部分についての説明は省略する。
【0069】
第4実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、ガスタービン8の冷却蒸気系統47を構成する冷却蒸気供給系統48は第1実施形態に示されたものと異ならない。冷却蒸気系統47の冷却蒸気回収系統72は蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32の減温器34下流側(出口側)に接続される。すなわち、ガスタービン高温部46の出口側に接続された冷却蒸気回収系統72は減温器34と第2再熱器11の間の合流点C4 で再熱蒸気系統32に接続され、ガスタービン高温部冷却後の蒸気が減温器下流側で再熱蒸気と合流せしめられる。
【0070】
このコンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービン高温部46を冷却した蒸気を冷却蒸気回収系統72により蒸気タービンプラント3の減温器34の下流側に回収させ、排熱回収ボイラ1で蒸気タービンの排気蒸気とともに再加熱されるようにしたものである。
【0071】
このコンバインドサイクル発電プラントは、冷却蒸気回収系統72でガスタービン8の冷却後の蒸気を減温器34の下流側に回収し、この回収蒸気を排熱回収ボイラ1にて再熱し、再熱蒸気温度(中圧タービン入口蒸気温度)を所望の温度とすることが可能となる。また、ガスタービン冷却蒸気を蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32の減温器34下流側に回収させるので、減温器34下流側に設置された再熱器11分の圧力損失の増加だけでガスタービン冷却蒸気を再熱することが可能となる。
【0072】
図5は、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第5実施形態を概略的に示す系統図である。
【0073】
この実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、ガスタービン8の冷却蒸気回収系統73が基本的に相違し、他の構成は実質的に異ならず同一なので、同一符号を付して重複する部分についての説明は省略する。
【0074】
このコンバインドサイクル発電プラントにおいて、冷却蒸気系統47の冷却蒸気供給系統48は第1実施形態に示されたものと同様であるが、冷却蒸気回収系統73は途中に減温器74を備えて再熱蒸気系統32の低温再熱蒸気管33に合流点C5 で接続せしめられる。冷却蒸気回収系統73はガスタービン8の高温部46に接続される一方、その反対側が再熱蒸気系統32の低温再熱蒸気管33に再熱蒸気流量調整弁37下流側の合流点C5 で接続され、ガスタービン高温部46冷却後の蒸気を減温器74で温度制御した後、再熱蒸気系統32に回収させている。
【0075】
図5に示されたコンバインドサイクル発電プラントにおいては、冷却蒸気回収系統73に減温器74を設け、この減温器74にてガスタービン冷却後の蒸気を温度制御して、再熱蒸気系統32に回収させ、この回収蒸気を蒸気タービン排気蒸気と合流させた後、排熱回収ボイラ1の再熱器12,11にて再熱し、中圧タービン38に供給させる再熱蒸気温度を所望の温度にしている。この場合、冷却蒸気回収系統73に減温器74を設け、この減温器74でガスタービン冷却蒸気の回収温度を制御することが可能となり、蒸気タービン排気蒸気との合流点C5 における温度ミスマッチを抑えることが可能となる。
【0076】
図6は、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第6実施形態を概略的に示す系統図である。
【0077】
この実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、ガスタービン8の冷却蒸気回収系統75が基本的に相違し、他の構成は同一なので、同一符号を付して重複する部分についての説明は省略する。
【0078】
このコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、冷却蒸気系統47の冷却蒸気供給系統48を同じくし、その冷却蒸気回収系統75を異にする。冷却蒸気系統47の冷却蒸気回収系統75には減温器76が備えられ、蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32に設けられた減温器34上流側に、合流点C6 で接続される。冷却蒸気回収系統75はガスタービン高温部46に接続されてガスタービン8冷却後の蒸気を減温器76に案内し、蒸気温度を制御した後、蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32に再熱器12と減温器34の間で回収するようになっている。
【0079】
再熱蒸気系統32に回収された回収蒸気は、第1再熱器12で再熱された蒸気タービン排気蒸気と混合せしめられて排熱回収ボイラ1の第2再熱器11で再び加熱されて再熱蒸気温度が所望の蒸気温度に調整されて中圧タービン28に供給されるようになっている。
【0080】
このコンバインドサイクル発電プラントにおいては、冷却蒸気供給系統75に減温器76を備えて、ガスタービン冷却後の蒸気温度を制御した後、ガスタービン冷却後の蒸気を再熱蒸気系統32に減温器34上流側で回収させ、回収蒸気温度と蒸気タービン排気温度とのミスマッチを防止する一方、回収蒸気は第1再熱器12で再熱された低温再熱蒸気と合流せしめられ、減温器34で全体の蒸気温度がコントロールされた後、排熱回収ボイラ1の第2再熱器11で再熱され、所望する再熱蒸気温度となって中圧タービン28に供給される。
【0081】
この冷却蒸気回収系統75は、ガスタービン冷却蒸気を蒸気タービン排気蒸気の再熱蒸気系統32の減温器34の上流側に混合するので、ガスタービンの排ガス温度が上昇した場合の再熱蒸気の温度制御が容易である。また、ガスタービン冷却蒸気の回収温度を減温器76で制御することが可能となり、蒸気タービン排気蒸気との合流点C6 における温度ミスマッチを抑えることが可能となる。
【0082】
図7は、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第7実施形態を概略的に示す系統図である。
【0083】
この実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、ガスタービン8の冷却蒸気回収系統77が基本的に相違し、他の構成は実質的に異ならず、同一であるので、同一符号を付して重複する部分についての説明は省略する。
【0084】
このコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、冷却蒸気系統47の冷却蒸気供給系統48を同じくし、冷却蒸気回収系統77を異にする。冷却蒸気系統47の冷却蒸気回収系統77には減温器78が備えられて、蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32に、減温器34下流側の合流点C7 で接続される。冷却蒸気回収系統77はガスタービン高温部46に接続されてガスタービン冷却後の蒸気を減温器78に案内し、蒸気温度を制御した後、減温器34下流側で再熱蒸気系統32に回収させている。
【0085】
再熱蒸気系統32に回収された回収蒸気は、排熱回収ボイラ1の第2再熱器11で蒸気タービン排気蒸気とともに再熱されて所望する温度の再熱蒸気となって中圧タービン28に供給されるようになっている。
【0086】
このコンバインドサイクル発電プラントにおいては、冷却蒸気回収系統77に減温器78を備えてガスタービン8冷却後の蒸気を減温器78で温度制御した後、蒸気タービン排気蒸気と減温器34下流側で合流せしめられて回収し、排熱回収ボイラ1の第2再熱器11で再熱し、所望する温度の再熱蒸気にして高温再熱蒸気管35から再熱組合せ弁36を経て中圧タービンに供給することができる。
【0087】
ガスタービン冷却後の蒸気回収温度を減温器78で制御することが可能となり、蒸気タービン排気蒸気との合流点における温度ミスマッチを抑えることが可能となる。また、ガスタービン冷却蒸気を蒸気タービン排気蒸気の再熱系統の減温器の下流側に混合するので、減温器下流に設置された再熱器分の圧損の増加だけでガスタービン冷却蒸気を再熱することが可能となる。
【0088】
図8は、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第8実施形態を概略的に示す系統図である。
【0089】
この実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、ガスタービン8の冷却蒸気回収系統80が基本的に相違し、他の構成は同一で実質的に異ならないので、同一符号を付して重複する部分についての説明は省略する。
【0090】
このコンバインドサイクル発電プラントにおいては、第1実施形態に示されたものと、冷却蒸気系統47の冷却蒸気供給系統48を同じくし、その冷却蒸気回収系統80を異にする。冷却蒸気回収系統80には、ガスタービン冷却蒸気再熱器81が備えられる。この再熱器81は排熱回収ボイラ1内に設置され、例えば第1再熱器12と第1高圧加熱器13の間に配置される。
【0091】
冷却蒸気系統47の冷却蒸気回収系統80はガスタービン高温部46の出口側に一方が接続され、途中にガスタービン冷却蒸気再熱器81を備えて他方が蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32に、減温器34上流側の合流点C8 で接続される。
【0092】
このコンバインドサイクル発電プラントにおいては、ガスタービン高温部46を冷却した後、冷却後の蒸気を、冷却蒸気回収系統80のガスタービン冷却蒸気再熱器81に案内して再熱し、この再熱後に減温器34出口側合流点C8 にて低温再熱蒸気に合流させて再熱蒸気系統32に回収させる。低温再熱蒸気と合流せしめられた回収蒸気は、減温器34で温度制御された後、排熱回収ボイラ1内の第2再熱器11で再熱されて所望温度の再熱蒸気となり、高温再熱蒸気管35により再熱組合せ弁36を経て中圧タービン28に供給される。
【0093】
このコンバインドサイクル発電プラントにおいては、冷却蒸気系統47の冷却蒸気回収系統80にガスタービン冷却蒸気再熱器81を備え、ガスタービン8冷却後の蒸気を排熱回収ボイラ1内の再熱器81で再熱することで、あるいは再熱した回収蒸気温度が高くなりすぎる場合は、再熱器81で再熱した後、図示しない減温器にて温度制御することで、蒸気タービン排気蒸気の再熱蒸気系統32との合流点C8 における温度ミスマッチを抑えることが可能となる。減温器は冷却蒸気回収系統80の冷却蒸気再熱器81下流側に必要に応じて設置される。また、ガスタービン冷却蒸気を蒸気タービン排気蒸気の再熱蒸気系統32の減温器34上流側に混合するので、ガスタービンの排ガス温度が上昇した場合の再熱蒸気の温度制御が容易である。
【0094】
図9は、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第9実施形態を概略的に示す系統図である。
【0095】
この実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、ガスタービン8の冷却蒸気回収系統83が基本的に相違し、他の構成は同一なので、同一符号を付して重複する部分についての説明は省略する。
【0096】
このコンバインドサイクル発電プラントは、第1実施形態に示されたものと、冷却蒸気系統47の冷却蒸気供給系統48を同じくし、その冷却蒸気回収系統83を異にする。冷却蒸気回収系統83には、ガスタービン冷却蒸気再熱器84と減温器85とが直列接続状態に備えられる。冷却蒸気回収系統83は、一方がガスタービン8の高温部46の出口側に接続され、他方が蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32に、減温器34下流側で接続される。
【0097】
そして、ガスタービン8の冷却蒸気回収系統83により、ガスタービン高温部46冷却後の蒸気を、再熱器84で再熱し、減温器85で温度制御して再熱蒸気系統32の減温器34下流側(出口部)で低温再熱蒸気に合流せしめ、回収させ、この回収蒸気を排熱回収ボイラ1内の第2再熱器11で再熱させることにより、再熱蒸気温度を所望の温度とすることができる。
【0098】
この冷却蒸気回収系統83に、ガスタービン冷却蒸気再熱器84と減温器85とを備えることで、ガスタービン冷却蒸気の回収蒸気温度を再熱器84で再熱したり、また、回収蒸気温度の変動幅が大きい場合は、再熱器84と減温器85にて温度制御することで、蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32との合流点C9 における温度ミスマッチを抑えることが可能となる。また、冷却蒸気回収系統83を蒸気タービンプラント3の再熱蒸気系統32の減温器34の下流側に接続し、ガスタービン冷却後の蒸気を減温器34の下流側で低温再熱蒸気と混合するので、減温器34下流に設置された再熱器11分の圧力損失の増加だけでガスタービン冷却蒸気を再熱することが可能となる。
【0099】
なお、各実施形態に示されたコンバインドサイクル発電プラントにおいては、ガスタービンプラントと蒸気タービンプラントが共通軸を有する一軸型の例を示したが、ガスタービンプラントと蒸気タービンプラントとにそれぞれ発電機を備えた多軸型のコンバインドサイクル発電プラントに適用してもよい。
【0100】
また、排熱回収ボイラ内に加熱器や再熱器、節炭器をセパレートさせて複数台設置した例を示したが、加熱器や再熱器、節炭器の設置台数はコンバインドサイクル発電プラントの発電容量等に応じて種々の変形が考えられ、1台以上であればよい。
【0101】
【発明の効果】
以上に述べたように本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントにおいては、ガスタービン高温部に冷却蒸気供給系統により蒸気タービンの排気蒸気(一部)を案内し、ガスタービンを蒸気冷却により有効的かつ効率よく冷却する一方、ガスタービン冷却後の蒸気を排熱回収ボイラ内で再熱し、蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統に回収するようしたので、ガスタービン冷却蒸気の回収温度如何によらず、所望する再熱蒸気温度に調整して蒸気タービンの中圧タービンに供給することができ、タービン出力制御が容易になる。
【図面の簡単な説明】
【図1】本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第1実施形態を示すプラント通常運転時の概略系統図。
【図2】本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第2実施形態を示すプラント通常運転時の概略系統図。
【図3】本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第3実施形態を示すプラント通常運転時の概略系統図。
【図4】本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第4実施形態を示すプラント通常運転時の概略系統図。
【図5】本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第5実施形態を示すプラント通常運転時の概略系統図。
【図6】本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第6実施形態を示すプラント通常運転時の概略系統図。
【図7】本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第7実施形態を示すプラント通常運転時の概略系統図。
【図8】本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第8実施形態を示すプラント通常運転時の概略系統図。
【図9】本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントの第9実施形態を示すプラント通常運転時の概略系統図。
【符号の説明】
1 排熱回収ボイラ
2 ガスタービンプラント
3 蒸気タービンプラント
4 発電機
5 回転軸
6 空気圧縮機
7 燃焼器
8 ガスタービン
9 ケーシング
10 第2高圧過熱器
11 第2再熱器
12 第1再熱器
13 第1高圧過熱器
14 高圧蒸発器
15 中圧過熱器
16 第3高圧節炭器
17 低圧過熱器
18 中圧蒸発器
19 第2中圧節炭器
20 第2高圧節炭器
21 低圧蒸発器
22 第1高圧節炭器
23 第1中圧節炭器
24 高圧ドラム
25 中圧ドラム
26 低圧ドラム
27 高圧タービン(蒸気タービン)
28 中圧タービン(蒸気タービン)
29 低圧タービン(蒸気タービン)
30 高圧加減弁
31 主蒸気系統(過熱蒸気系統)
32 再熱蒸気系統
33 低温再熱蒸気管
34 減温器
35 高温再熱蒸気管
36 再熱組合せ弁
37 再熱主蒸気流量調節弁(ガスタービン冷却蒸気流量調節弁)
38 低圧蒸気供給系統
39 低圧蒸気組合せ弁
40 復水器
41 復水給水系統
43 復水ポンプ
44 給水ポンプ
46 ガスタービン高温部
47 冷却蒸気系統
48 冷却蒸気供給系統
49 冷却蒸気回収系統
50 冷却蒸気バイパス系統
51 バイパス蒸気弁
53 逆止弁
54 中圧蒸気系統
55 ボイラ回収系統
56 冷却蒸気再熱器(再熱手段)
57 タービン回収系統
60 高圧タービンバイパス系統
61 中圧タービンバイパス系統
62 低圧タービンバイパス系統
63 高圧タービンバイパス弁
64 中圧タービンバイパス弁
65 低圧タービンバイパス弁
66 減温器
70,71,72 冷却蒸気回収系統
73,75,77,80 冷却蒸気回収系統
74,76,78,85 減温器
81,84 冷却蒸気再熱器[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a combined cycle power plant that uses steam as a cooling medium for cooling a high temperature portion of a gas turbine.
[0002]
[Prior art]
In recent thermal power plants, many combined cycle power plants that combine a gas turbine plant, a steam turbine plant, and an exhaust heat recovery boiler are operated as actual machines in order to improve plant thermal efficiency. The plant thermal efficiency of this combined cycle power plant is calculated from the ratio of the total heat output of each plant to the total heat input of each plant of the gas turbine plant, steam turbine plant, and exhaust heat recovery boiler. When the steam turbine plant, exhaust heat recovery boiler and gas turbine plant are reviewed from the viewpoint of improving the plant thermal efficiency, the steam turbine and exhaust heat recovery boiler have already reached their limits, and the improvement of the thermal efficiency of the gas turbine plant is combined cycle power generation. It is expected to improve the plant thermal efficiency of the plant.
[0003]
The gas turbine plant can improve the thermal efficiency as the gas combustion temperature at the gas turbine is higher. The progress of cooling technology coupled with the recent development of heat-resistant materials has made it possible to reduce the gas combustion temperature at the gas turbine. It is shifting from the 1000 ° C class to the 1500 ° C class or higher through the 1300 ° C class.
[0004]
When the temperature of the combustion gas at the inlet of the gas turbine is set to 1500 ° C. or higher, although a heat-resistant material has been developed, a gas turbine high temperature part, for example, a gas turbine stationary blade, a gas turbine moving blade, The allowable metal temperature of the liner and transition piece of the container has already reached its limit, and there is a risk of accidents such as material breakage and melting during operation with many start / stop operations and continuous operation over a long period of time. .
[0005]
For this reason, even if the inlet combustion gas temperature of the gas turbine is increased, the gas turbine hot section is used by using air in parallel with the development of heat resistant materials as a technology that can be maintained within the allowable metal temperature of each component of the gas turbine hot section. The development of cooling technology for cooling the air has already been realized as a practical machine.
[0006]
However, when cooling the gas turbine high-temperature part using air, the cooling air supply source is obtained from the air compressor directly connected to the gas turbine, and therefore, it is several tens of percent supplied from the air compressor to the gas turbine. The high-pressure air is used for cooling the high-temperature part of the gas turbine, and is blown into the high-temperature gas after cooling the turbine blades. This causes a decrease in the temperature of the working gas and mixing loss, which is not preferable in terms of improving the plant thermal efficiency.
[0007]
Recently, the use of steam as a cooling medium has been reviewed in the high temperature section of a gas turbine plant, for example, a gas turbine stationary blade, a gas turbine blade, etc., and has already been reviewed by the American Society of Mechanical Engineers (ASME paper, 92-GT-240). And Japanese Patent Laid-Open No. 5-163961.
[0008]
Steam has a specific heat approximately twice that of air and has excellent heat transfer performance, so it is possible to cool the closed loop and eliminate the temperature drop and mixing loss of the working gas, contributing to the improvement of plant efficiency. Application to practical machines is expected.
[0009]
[Problems to be solved by the invention]
In a combined cycle power plant, when steam is supplied as a cooling medium to a gas turbine high temperature section, the steam is recovered by the steam turbine after cooling the gas turbine high temperature section, but the recovery temperature depends on the cooling performance of the gas turbine. Therefore, the reheat steam temperature (intermediate pressure turbine inlet temperature) is restricted.
[0010]
The present invention has been made in consideration of the above-described circumstances, and can reheat steam after cooling the gas turbine and effectively and efficiently obtain a desired reheat steam temperature regardless of the restrictions on the gas turbine side. It aims at providing the combined cycle power plant which can be performed.
[0011]
Another object of the present invention is to provide a combined cycle power plant that improves the cooling performance of a gas turbine and reheats the steam after cooling the gas turbine to obtain a desired reheat steam temperature and facilitates turbine output control. It is in.
[0012]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the above-described problem, a combined cycle power plant according to the present invention, as described in
[0014]
Furthermore, the combined cycle power plant according to the present invention, in order to solve the problems described above,
[0015]
Furthermore, the combined cycle power plant according to the present invention, in order to solve the problems described above, Claim 3 As described above, a gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and steam generated by the exhaust heat recovery boiler is used as a drive source for the steam turbine. In the combined cycle power plant having a steam turbine plant and a cooling steam supply system connected to the inlet side of the gas turbine high temperature section and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam, the gas turbine high temperature section The cooling steam recovery system is connected to the outlet side of the gas turbine, and this cooling steam recovery system is configured to supply steam after cooling the high-temperature part of the gas turbine on the way to a desuperheater installed in the reheat steam system of the steam turbine plant. It is collected upstream.
[0016]
Furthermore, the combined cycle power plant according to the present invention is to solve the above-described problems, Claim 4 As described above, a gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and steam generated by the exhaust heat recovery boiler is driven by the steam turbine. In a combined cycle power plant having a steam turbine plant as a source and a cooling steam supply system connected to an inlet side of the gas turbine high temperature section and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam, the gas turbine high temperature section The cooling steam recovery system is connected to the outlet side of the steam turbine, and this cooling steam recovery system uses a steam reducer installed in the reheat steam system of the above steam turbine plant for the steam after cooling the high-temperature portion of the gas turbine. It is collected on the downstream side.
[0017]
Furthermore, the combined cycle power plant according to the present invention, in order to solve the problems described above,
[0018]
Moreover, in order to solve the above-described problem, the combined cycle power plant according to the present invention, Claim 6 As described above, a gas turbine plant including a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and steam generated in the exhaust heat recovery boiler is used as a drive source for the steam turbine. In the combined cycle power plant having a steam turbine plant and a cooling steam supply system connected to the inlet side of the gas turbine high temperature section and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam, the gas turbine high temperature section The cooling steam recovery system is connected to the outlet of the steam turbine, and the cooling steam recovery system includes a temperature reducer that controls the temperature of the steam after cooling the gas turbine in the middle to reduce the temperature of the reheat steam system of the steam turbine plant. It is connected to the upstream side of the cooler, and the steam after cooling the gas turbine is recovered upstream of the temperature reducer.
[0019]
Furthermore, the combined cycle power plant according to the present invention, in order to solve the problems described above, Claim 7 As described in 1., a gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the steam gas turbine, and steam generated by the exhaust heat recovery boiler is driven by the steam turbine. In a combined cycle plant having a steam turbine plant as a source and a cooling steam supply system connected to an inlet side of the gas turbine high temperature section and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam, the gas turbine high temperature section It has a cooling steam recovery system connected to the outlet side, and this cooling steam recovery system is connected to the downstream side of the reheat steam system with a desuperheater that controls the temperature of the steam after cooling the gas turbine. The steam after cooling the gas turbine is recovered downstream of the temperature reducer.
[0020]
Furthermore, the combined cycle power plant according to the present invention, in order to solve the problems described above,
[0021]
Furthermore, the combined cycle power plant according to the present invention is to solve the above-described problems, Claim 9 As described above, a gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and steam generated by the exhaust heat recovery boiler is driven by the steam turbine. In a combined cycle power plant having a steam turbine plant as a source and a cooling steam supply system connected to an inlet side of the gas turbine high temperature section and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam, the gas turbine high temperature section The cooling steam recovery system is connected to the outlet side of the steam turbine, and the cooling steam recovery system includes a cooling steam reheater that reheats the steam after cooling the gas turbine in the exhaust heat recovery boiler. Connected to the downstream side of the desuperheater of the reheat steam system of the plant, and the steam after cooling the gas turbine was recovered downstream of this desuperheater A.
[0022]
Furthermore, in order to solve the above-mentioned problem, the combined cycle power plant according to the present invention is:
[0023]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
An embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention will be described with reference to the accompanying drawings.
[0024]
FIG. 1 is a system diagram schematically showing a first embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
[0025]
The present embodiment is a single-shaft combined cycle power plant in which the exhaust
[0026]
The
[0027]
The exhaust
[0028]
On the other hand, in the steam turbine plant 3, the steam turbine is divided into a high-pressure turbine 27, an intermediate-
[0029]
Further, the exhaust steam that has worked in the intermediate-
[0030]
In addition, low pressure steam is guided to the
[0031]
Further, in the
[0032]
In this combined cycle power plant, a
[0033]
On the other hand, the cooling
[0034]
A cooling
[0035]
The cooling
[0036]
In this combined cycle power plant, the steam generated from the exhaust
[0037]
Further, the cooling steam of the gas turbine of the cooling
[0038]
Further, when the supply of the gas turbine cooling steam to the cooling
[0039]
The flow rate of the gas turbine cooling steam is controlled by the gas turbine cooling steam flow
[0040]
Next, the operation of the combined cycle power plant will be described.
[0041]
In this combined cycle power plant, the
[0042]
The
[0043]
The combustion exhaust gas expanded by driving the
[0044]
The superheated steam superheated by the second
[0045]
On the other hand, the expanded steam that has worked in the low-
[0046]
The feed water sent to the first
[0047]
The low-pressure steam separated by the low-
[0048]
Further, the intermediate pressure steam separated by the
[0049]
On the other hand, the feed water led to the first high-
[0050]
The vapor that has been gas-liquid separated by the high-
[0051]
In this combined cycle power plant, the
[0052]
The cooling steam is guided to the
[0053]
The cooling
[0054]
In this combined cycle power plant, a cooling
[0055]
FIG. 2 is a system diagram schematically showing a second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0056]
The combined cycle power plant shown in this embodiment is basically different from the one shown in the first embodiment in the cooling steam recovery system 70 of the cooling
[0057]
In the combined cycle power plant shown in the second embodiment, the cooling
[0058]
The cooling steam recovery system 70 is configured to recover the cooling steam that has cooled the
[0059]
In this combined cycle power plant, the cooling steam after cooling the
[0060]
The steam after cooling the gas turbine combined with the low-temperature reheat steam becomes mixed steam and is guided to the exhaust
[0061]
It is not always necessary to separate the
[0062]
FIG. 3 is a system diagram schematically showing a third embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0063]
The combined cycle power plant shown in this embodiment is basically different from that shown in the first embodiment in the cooling steam system of the
[0064]
In the combined cycle power plant moistened in the third embodiment, the cooling
[0065]
In the combined cycle power plant shown in FIG. 3, the steam after cooling the gas turbine high-
[0066]
In this case, since the gas turbine cooling steam is mixed upstream of the
[0067]
FIG. 4 is a system diagram schematically showing a fourth embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0068]
The combined cycle power plant shown in this embodiment is basically different from that shown in the first embodiment in the cooling
[0069]
In the combined cycle power plant shown in the fourth embodiment, the cooling
[0070]
In this combined cycle power plant, steam that has cooled the gas turbine high-
[0071]
In this combined cycle power plant, the steam after cooling of the
[0072]
FIG. 5 is a system diagram schematically showing a fifth embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0073]
The combined cycle power plant shown in this embodiment is basically different from that shown in the first embodiment in the cooling steam recovery system 73 of the
[0074]
In this combined cycle power plant, the cooling
[0075]
In the combined cycle power plant shown in FIG. 5, the cooling steam recovery system 73 is provided with a temperature reducer 74, and the temperature of the steam after cooling the gas turbine is controlled by the temperature reducer 74 to reheat the
[0076]
FIG. 6 is a system diagram schematically showing a sixth embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0077]
The combined cycle power plant shown in this embodiment is basically different from that shown in the first embodiment in the cooling
[0078]
This combined cycle power plant is the same as that shown in the first embodiment in the cooling
[0079]
The recovered steam recovered by the
[0080]
In this combined cycle power plant, the cooling
[0081]
The cooling
[0082]
FIG. 7 is a system diagram schematically showing a seventh embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0083]
In the combined cycle power plant shown in this embodiment, the cooling
[0084]
In this combined cycle power plant, the cooling
[0085]
The recovered steam recovered in the
[0086]
In this combined cycle power plant, the cooling
[0087]
The steam recovery temperature after cooling the gas turbine can be controlled by the
[0088]
FIG. 8 is a system diagram schematically showing an eighth embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0089]
The combined cycle power plant shown in this embodiment is fundamentally different from that shown in the first embodiment in the cooling
[0090]
In this combined cycle power plant, the cooling
[0091]
One of the cooling
[0092]
In this combined cycle power plant, after the gas turbine
[0093]
In this combined cycle power plant, the gas turbine
[0094]
FIG. 9 is a system diagram schematically showing a ninth embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0095]
The combined cycle power plant shown in this embodiment is basically different from the one shown in the first embodiment in the cooling
[0096]
This combined cycle power plant has the same cooling
[0097]
Then, the steam after cooling the gas turbine
[0098]
By providing the cooling
[0099]
In the combined cycle power plant shown in each embodiment, the gas turbine plant and the steam turbine plant are uniaxial examples having a common shaft, but the gas turbine plant and the steam turbine plant each have a generator. The present invention may be applied to a provided multi-shaft combined cycle power plant.
[0100]
In addition, an example was shown in which multiple heaters, reheaters, and economizers were installed in the exhaust heat recovery boiler, but the number of heaters, reheaters, and economizers installed is a combined cycle power plant. Various modifications are conceivable depending on the power generation capacity, etc., and it may be one or more.
[0101]
【The invention's effect】
As described above, in the combined cycle power plant according to the present invention, the exhaust steam (a part) of the steam turbine is guided to the gas turbine high temperature section by the cooling steam supply system, and the gas turbine is effectively and efficiently cooled by steam cooling. While cooling well, the steam after cooling the gas turbine is reheated in the exhaust heat recovery boiler and recovered in the reheat steam system of the steam turbine plant, so it is desirable regardless of the recovery temperature of the gas turbine cooling steam The reheat steam temperature can be adjusted and supplied to the intermediate pressure turbine of the steam turbine, and turbine output control can be facilitated.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic system diagram at the time of normal plant operation showing a first embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 2 is a schematic system diagram at the time of normal plant operation showing a second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 3 is a schematic system diagram at the time of normal plant operation showing a third embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 4 is a schematic system diagram at the time of normal plant operation showing a fourth embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 5 is a schematic system diagram at the time of normal plant operation showing a fifth embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 6 is a schematic system diagram at the time of normal plant operation showing a sixth embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 7 is a schematic system diagram at the time of normal plant operation showing a seventh embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 8 is a schematic system diagram at the time of normal plant operation showing an eighth embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 9 is a schematic system diagram at the time of normal plant operation showing a ninth embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
[Explanation of symbols]
1 Waste heat recovery boiler
2 Gas turbine plant
3 Steam turbine plant
4 Generator
5 Rotating shaft
6 Air compressor
7 Combustor
8 Gas turbine
9 Casing
10 Second high pressure superheater
11 Second reheater
12 First reheater
13 First high pressure superheater
14 High pressure evaporator
15 Medium pressure superheater
16 Third high pressure economizer
17 Low pressure superheater
18 Medium pressure evaporator
19 Second medium pressure economizer
20 Second high pressure economizer
21 Low pressure evaporator
22 First high pressure economizer
23 First medium pressure economizer
24 High pressure drum
25 Medium pressure drum
26 Low pressure drum
27 High-pressure turbine (steam turbine)
28 Medium-pressure turbine (steam turbine)
29 Low-pressure turbine (steam turbine)
30 High pressure control valve
31 Main steam system (superheated steam system)
32 Reheat steam system
33 Low temperature reheat steam pipe
34 Reducer
35 High-temperature reheat steam pipe
36 Reheat combination valve
37 Reheat main steam flow control valve (Gas turbine cooling steam flow control valve)
38 Low pressure steam supply system
39 Low pressure steam combination valve
40 condenser
41 Condensate water supply system
43 Condensate pump
44 Water supply pump
46 Gas turbine hot section
47 Cooling steam system
48 Cooling steam supply system
49 Cooling steam recovery system
50 Cooling steam bypass system
51 Bypass steam valve
53 Check valve
54 Medium pressure steam system
55 Boiler recovery system
56 Cooling steam reheater (reheating means)
57 Turbine recovery system
60 High-pressure turbine bypass system
61 Medium-pressure turbine bypass system
62 Low pressure turbine bypass system
63 High-pressure turbine bypass valve
64 Medium pressure turbine bypass valve
65 Low pressure turbine bypass valve
66 Reducer
70, 71, 72 Cooling steam recovery system
73, 75, 77, 80 Cooling steam recovery system
74, 76, 78, 85 Reducer
81,84 Cooling steam reheater
Claims (10)
前記ガスタービン高温部の出口側に接続され、ガスタービン冷却後の蒸気を回収する冷却蒸気回収系統を備え、
この冷却蒸気回収系統は、
ガスタービン冷却後の蒸気を排熱回収ボイラに導くボイラ回収系統と、
ガスタービン冷却後の蒸気を排熱回収ボイラにて再熱する再熱器と、再熱された蒸気を上記蒸気タービンに回収するタービン回収系とを備え、前記冷却蒸気回収系統は再熱器下流側に減温器を設け、この減温器で再熱蒸気温度を制御したことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。A gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and a steam turbine plant that uses steam generated in the exhaust heat recovery boiler as a drive source of the steam turbine And a combined cycle power plant having a cooling steam supply system connected to the inlet side of the high-temperature portion of the gas turbine and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam,
Connected to the outlet side of the gas turbine high temperature section, comprising a cooling steam recovery system for recovering steam after cooling the gas turbine,
This cooling steam recovery system
A boiler recovery system for guiding steam after cooling to the gas turbine to an exhaust heat recovery boiler;
A reheater that reheats the steam after cooling with the exhaust heat recovery boiler; and a turbine recovery system that recovers the reheated steam to the steam turbine, the cooling steam recovery system downstream of the reheater A combined cycle power plant characterized in that a temperature reducer is provided on the side and the reheat steam temperature is controlled by this temperature reducer .
前記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、
この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン高温部冷却後の蒸気を前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統の低温側に回収させるようにしたことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。A gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and a steam turbine plant that uses steam generated in the exhaust heat recovery boiler as a drive source of the steam turbine And a combined cycle power plant having a cooling steam supply system connected to the inlet side of the high-temperature portion of the gas turbine and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam,
A cooling steam recovery system connected to the outlet side of the high-temperature section of the gas turbine,
This cooling steam recovery system is a combined cycle power plant characterized in that the steam after cooling the high temperature part of the gas turbine is recovered on the way to the low temperature side of the reheat steam system of the steam turbine plant.
上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、
この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン高温部冷却後の蒸気を、前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統に設置された減温器の上流側に回収させるようにしたことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。A gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and a steam turbine plant that uses steam generated in the exhaust heat recovery boiler as a drive source of the steam turbine And in the combined cycle power plant provided with a cooling steam supply system connected to the inlet side of the gas turbine high temperature section and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam,
A cooling steam recovery system connected to the outlet side of the gas turbine high temperature section,
In this cooling steam recovery system, the steam after cooling the high-temperature part of the gas turbine is recovered on the way to the upstream side of the desuperheater installed in the reheat steam system of the steam turbine plant. Cycle power plant.
上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、
この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン高温部冷却後の蒸気を、上記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統に設置された減温器の下流側に回収させるようにしたことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。A gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and a steam turbine plant that uses steam generated in the exhaust heat recovery boiler as a drive source of the steam turbine And a combined cycle power plant having a cooling steam supply system connected to the inlet side of the high-temperature portion of the gas turbine and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam,
A cooling steam recovery system connected to the outlet side of the gas turbine high temperature section,
In this cooling steam recovery system, the steam after cooling the high-temperature part of the gas turbine is recovered on the way to the downstream side of the desuperheater installed in the reheat steam system of the steam turbine plant. Cycle power plant.
上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、
この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン冷却後の蒸気を温度制御する減温器を備えて、前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統の低温側に接続し、再熱蒸気系統の低温側にガスタービン冷却後の蒸気を回収させたことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。A gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and a steam turbine plant that uses steam generated in the exhaust heat recovery boiler as a drive source of the steam turbine And a combined cycle power plant having a cooling steam supply system that is connected to the inlet of the gas turbine high temperature section and supplies exhaust steam from the steam turbine as cooling steam.
A cooling steam recovery system connected to the outlet side of the gas turbine high temperature section,
This cooling steam recovery system includes a temperature reducer that controls the temperature of the steam after cooling the gas turbine in the middle, and is connected to the low temperature side of the reheat steam system of the steam turbine plant. A combined cycle power plant characterized by recovering steam after cooling a gas turbine.
上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、
この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン冷却後の蒸気を温度制御する減温器を備えて前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統の減温器上流側に接続し、上記減温器の上流側にガスタービン冷却後の蒸気を回収させたことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。A gas turbine plant including a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and a steam turbine plant that uses steam generated in the exhaust heat recovery boiler as a drive source of the steam turbine; In the combined cycle power plant having a cooling steam supply system connected to the inlet side of the gas turbine high temperature section and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam,
A cooling steam recovery system connected to the outlet side of the gas turbine high temperature section,
The cooling steam recovery system includes a desuperheater that controls the temperature of the steam after cooling the gas turbine in the middle, and is connected to the upstream side of the desuperheater of the reheat steam system of the steam turbine plant, and upstream of the desuperheater. A combined cycle power plant characterized in that the steam after cooling the gas turbine is recovered on the side.
上記ガスタービンの高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、
この冷却蒸気回収系統は、途中にガスタービン冷却後の蒸気を温度制御する減温器を備えて前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統の減温器下流側に接続し、上記減温器の下流側にガスタービン冷却後の蒸気を回収させたことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。A gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and a steam turbine plant that uses steam generated in the exhaust heat recovery boiler as a drive source of the steam turbine And a combined cycle plant that is connected to the inlet side of the gas turbine high temperature section and includes a cooling steam supply system that supplies exhaust steam from the steam turbine as cooling steam,
A cooling steam recovery system connected to the outlet side of the high temperature section of the gas turbine,
The cooling steam recovery system includes a temperature reducer that controls the temperature of the steam after cooling the gas turbine in the middle, and is connected to the downstream side of the temperature reducer of the reheat steam system of the steam turbine plant, and downstream of the temperature reducer. A combined cycle power plant characterized in that the steam after cooling the gas turbine is recovered on the side.
上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、
この冷却蒸気回収系統はガスタービン冷却後の蒸気を排熱回収ボイラ内で再熱する冷却蒸気再熱器を、途中に備えた前記蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統の減温器上流側に接続され、この減温器上流側にガスタービン冷却後の蒸気を回収させたことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。A gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and a steam turbine plant that uses steam generated in the exhaust heat recovery boiler as a drive source of the steam turbine And a combined cycle power plant having a cooling steam supply system connected to the inlet side of the high-temperature portion of the gas turbine and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam,
A cooling steam recovery system connected to the outlet side of the gas turbine high temperature section,
This cooling steam recovery system connects a cooling steam reheater that reheats the steam after cooling the gas turbine in the exhaust heat recovery boiler to the upstream side of the desuperheater of the reheat steam system of the steam turbine plant provided in the middle A combined cycle power plant characterized in that the steam after cooling the gas turbine is recovered upstream of the temperature reducer.
上記ガスタービン高温部の出口側に接続された冷却蒸気回収系統を備え、
この冷却蒸気回収系統はガスタービン冷却後の蒸気を排熱回収ボイラ内で再熱する冷却蒸気再熱器を、途中に備えた蒸気タービンプラントの再熱蒸気系統の減温器下流側に接続し、この減温器下流側にガスタービン冷却後の蒸気を回収させたことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。A gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using exhaust gas from the gas turbine, and a steam turbine plant that uses steam generated in the exhaust heat recovery boiler as a drive source of the steam turbine And a combined cycle power plant having a cooling steam supply system connected to the inlet side of the high-temperature portion of the gas turbine and supplying exhaust steam from the steam turbine as cooling steam,
A cooling steam recovery system connected to the outlet side of the gas turbine high temperature section,
In this cooling steam recovery system, a cooling steam reheater that reheats the steam after cooling in the exhaust heat recovery boiler is connected to the downstream side of the desuperheater of the reheat steam system of the steam turbine plant that is provided on the way. A combined cycle power plant characterized in that the steam after cooling the gas turbine is recovered downstream of the temperature reducer.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP31411197A JP3782565B2 (en) | 1997-11-14 | 1997-11-14 | Combined cycle power plant |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP31411197A JP3782565B2 (en) | 1997-11-14 | 1997-11-14 | Combined cycle power plant |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPH11148315A JPH11148315A (en) | 1999-06-02 |
JP3782565B2 true JP3782565B2 (en) | 2006-06-07 |
Family
ID=18049385
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP31411197A Expired - Fee Related JP3782565B2 (en) | 1997-11-14 | 1997-11-14 | Combined cycle power plant |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP3782565B2 (en) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6397575B2 (en) * | 2000-03-23 | 2002-06-04 | General Electric Company | Apparatus and methods of reheating gas turbine cooling steam and high pressure steam turbine exhaust in a combined cycle power generating system |
JP4918388B2 (en) | 2007-03-29 | 2012-04-18 | 三菱重工業株式会社 | Combined power plant |
US20090158738A1 (en) * | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Tailai Hu | Methods and apparatus for starting up combined cycle power system |
US20100263605A1 (en) * | 2009-04-17 | 2010-10-21 | Ajit Singh Sengar | Method and system for operating a steam generation facility |
JP6516993B2 (en) * | 2014-09-26 | 2019-05-22 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | Combined cycle plant and boiler steam cooling method |
-
1997
- 1997-11-14 JP JP31411197A patent/JP3782565B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPH11148315A (en) | 1999-06-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP3913328B2 (en) | Operation method of combined cycle power plant and combined cycle power plant | |
EP0609037B1 (en) | Combined combustion and steam turbine power plant | |
US6263662B1 (en) | Combined cycle power generation plant and cooling steam supply method thereof | |
EP0736669B1 (en) | Steamed cooled gas turbine | |
KR101695121B1 (en) | Preheating device for gas-turbine fuel, gas-turbine plant provided therewith, and preheating method for gas-turbine fuel | |
US6983585B2 (en) | Combined cycle plant | |
CN109653875B (en) | Fuel preheating system for combustion turbine engine | |
JP3716188B2 (en) | Gas turbine combined plant | |
JP3702266B2 (en) | Steam turbine output estimation device in dual fuel type single shaft combined plant | |
JPH05163960A (en) | Combined cycle power generation plant | |
JP3782567B2 (en) | Thermal power plant | |
JP3782565B2 (en) | Combined cycle power plant | |
JPH1150812A (en) | Full fired heat recovery combined cycle power generation plant | |
CA2289546A1 (en) | Gas-and steam-turbine plant and method of cooling the coolant of the gas turbine of such a plan | |
JPH1061413A (en) | Exhaust reburning type compound power plant | |
JP3926048B2 (en) | Combined cycle power plant | |
JP2004169625A (en) | Co-generation plant and its starting method | |
WO1999037889A1 (en) | Combined cycle power plant | |
JPH1113488A (en) | Full fired heat recovery combined plant using steam cooling type gas turbine | |
JPH02259301A (en) | Waste heat recovery boiler | |
JP2642954B2 (en) | How to start a reheat combined plant | |
JP2690566B2 (en) | Combined power plant | |
JPH10331608A (en) | Closed steam cooling gas turbine combined plant | |
JP3880746B2 (en) | Waste heat recovery device and operation method thereof | |
JP2001214758A (en) | Gas turbine combined power generation plant facility |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20051017 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20051206 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20060206 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20060307 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20060310 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |