JP3854156B2

JP3854156B2 - Regenerative gas turbine combined cycle power generation system

Info

Publication number: JP3854156B2
Application number: JP2002005910A
Authority: JP
Inventors: 守昭塚本
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2002-01-15
Filing date: 2002-01-15
Publication date: 2006-12-06
Anticipated expiration: 2022-01-15
Also published as: JP2003206750A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は再生式ガスタービンと蒸気タービンサイクルとを用いた再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムに関し、特に高い発電効率を達成するように改良した再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電、及び、負荷遮断時などの緊急停止時におけるガスタービンのオーバースピードを防止する機能を備えた再生式ガスタービンに関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
燃焼によるエネルギーを原動機により動力または電気エネルギーに変換する主な方法として、ガスタービンによる方法と蒸気タービンによる方法がある。ガスタービンを用いる場合は、圧縮した空気を支燃剤として燃料を燃焼させ、それにより得られる高温高圧の燃焼ガスでガスタービンを駆動回転させる。一方、蒸気タービンでは、ボイラーで発生させた高温高圧の蒸気でタービンを駆動回転させる。ガスタービンの発電効率は蒸気タービンと同程度であるが、ガスタービンによる場合は６００℃前後の高温排ガスが排出される。そこで、ガスタービンを用いて発電すると共に、ガスタービンからの高温排ガスの熱で蒸気を発生させ、この蒸気により蒸気タービンを用いて発電することによりプラント全体としての発電効率を高めたガスタービンコンバインド発電方式が開発され、広く実用に供されている。
【０００３】
また、ガスタービンによる発電の改良型として、ガスタービンを駆動した後の高温排ガスとガスタービンの燃焼器に供給する圧縮空気を再生器で熱交換させることにより高温の圧縮空気とし、この高温圧縮空気を燃焼器に供給することにより、ガスタービンの燃料を低減してガスタービンの発電効率を向上させる再生式ガスタービンが知られている。
さらに、この再生式ガスタービンからの排ガスの熱で蒸気を発生させ、この蒸気により蒸気タービンを用いて発電することによりプラント全体としての発電効率を高めようとする再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電方式が知られている。
【０００４】
特開平８−１８９３１０号公報には、この再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電方式の発電効率を向上させる目的で、燃焼器とガスタービンの間に高温高圧の燃焼ガス（約１４５０℃）を加熱源とするチューブ状の蒸気過熱器を設け、排熱回収ボイラーで発生させた３００℃〜４００℃の蒸気を導いて過熱し、得られた約６００℃の過熱蒸気を蒸気タービンに供給する再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電方式が提案されている。
【０００５】
再生式ガスタービンでは燃焼用空気はその全量が再生器を経由して燃焼器に入る。このため、負荷遮断が発生した場合に急激に燃料を絞っても、燃焼用空気が大きな熱容量と内容積を持つ再生器で加熱されることにより、タービンへの大きな熱入力が一定時間維持される。そのため、ガスタービンがオーバースピードとなり破損する恐れがある。負荷遮断時におけるオーバースピードを防止するためにはタービンへの熱入力を急減させる必要があり、その方法としては、（１）燃焼用空気の一部について再生器をバイパスさせるバイパスバルブを設ける方式、（２）燃焼用空気の一部を大気に放出するための大気放出バルブを設けるなどの方法が知られている。
【０００６】
また、従来の再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電方式では、図１に示すように再生式ガスタービン５１と蒸気タービンサイクル５２が組み合わされ、再生器３６のガスタービン排ガス後流に蒸気タービンサイクル５２が配置されている。
【０００７】
再生式ガスタービン５１は、空気４を圧縮する圧縮機１、圧縮された空気４を加熱する熱回収装置の再生器３６、加熱された燃焼用空気２０、燃料５と燃焼用空気２０を供給して燃焼させる燃焼器２、燃焼で発生した高温ガスの供給で駆動されるガスタービン３を有する。
【０００８】
蒸気タービンサイクル５２は、供給される蒸気で駆動される蒸気タービン１６、蒸気タービン１６から排気される蒸気を冷やして水にする復水器１７、復水された水に加える補給水１８、補給された水を送る給水ポンプ１９、送られる水を加熱するところの排ガス２８が流れる熱回収装置の低圧給水加熱器１４、加熱した水を送る高圧給水ポンプ１５、高圧給水ポンプ１５より送られる加熱水を加熱する高圧給水加熱器１１、高圧給水加熱器１１より送られる高圧加熱水を水蒸気になるように加熱する高圧蒸気発生器１０、高圧蒸気発生器１０で発生した蒸気を過熱する高圧蒸気過熱器３７、低圧給水加熱器１４で加熱した加熱水の分流を加熱して水蒸気にする低圧蒸気発生器１３、低圧蒸気発生器１３で発生した蒸気を蒸気タービン１６の中段に供給する前に過熱する低圧蒸気過熱器１２を有する。なお、ガスタービン３からの排気ガス２１は熱回収装置の上流側に導入され、排気ガス２８は熱回収装置の下流側から排出される。
【０００９】
この方式は従来のガスタービンコンバインド発電方式より発電効率を向上することができるが、再生器３６において多量の熱が排ガス２１から回収されるので、再生器３６の出口側の排ガス温度が低下する。そのため、高圧蒸気過熱器３７において高温高圧の過熱蒸気を得ることができず、蒸気タービンサイクル５２の効率は低下する。そのため、満足のいく発電効率までは得られていない。
【００１０】
特開平８−１８９３１０号公報で提案されている技術は、上記の再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電方式を改良して高温高圧の過熱蒸気を得ることにより、さらに発電効率を高めようとする技術である。この技術では高温高圧の過熱蒸気を得るため、図２に示すように燃焼器２からの超高温の燃焼ガスと蒸気発生器３１からの蒸気を超高温蒸気過熱器３３で熱交換し、得られた高温の過熱蒸気で蒸気タービン１６を駆動している。しかし、１４５０℃前後の超高温燃焼ガスを熱源とする超高温蒸気過熱器３３が必要であり、材料、設置スペース、蒸気サイクルにトラブルが発生した場合の健全性保証などに技術課題がある。
【００１１】
また、ガスタービンの負荷を遮断する際に燃焼器２の運転も止めて温度を下げるが、超高温蒸気過熱器３３に蓄熱されている熱容量がガスタービンの入り口のガス流路に加わるため、負荷遮断時にガスタービンがオーバースピードにいたるポテンシャルが増加するという課題もある。
【００１２】
さらに、従来の再生式ガスタービンでは、負荷遮断時におけるガスタービンのオーバースピード防止のためには、燃焼用空気の再生器バイパスや大気放出用としての大容量のバルブが必要となり、急速動作を保証することが困難であるという課題がある。
【００１３】
【発明が解決しようとする課題】
本発明は、上記の問題に鑑み、超高温蒸気過熱器を必要とすることなく、従来のガスタービンコンバインドサイクル発電方式より大幅に高い発電効率を達成できる再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムを提供することである。
【００１４】
また、それに加え、負荷遮断時などの緊急停止時におけるガスタービンのオーバースピードを防止するためのバイパスバルブや大気放出バルブが不要で、それらの負荷を軽減できる機能を備えた再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムを提供することである。
【００１５】
【課題を解決するための手段】
本発明は、支燃焼ガスを圧縮する圧縮機と、圧縮された支燃焼ガスと燃料の供給により燃焼して高温ガスを発生する燃焼器と、高温ガスの供給で駆動されるガスタービンと、ガスタービンから排出される排気ガスから熱を回収する熱回収装置と、排気ガスが流れる熱回収装置のガス流路に設けられ、かつ燃焼器に供給される圧縮後の支燃焼ガスを加熱する再生器と、排気ガスの流れから見て再生器の下流側に位置するようにガス流路に設けられ、かつ蒸気を過熱する高圧蒸気過熱器と、過熱された蒸気の供給で駆動される蒸気タービンとを有する再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムにあって、再生器の上流側と下流側との中間にあたる中間位置または中間位置から上流側に位置するところに蒸気をより高温に再過熱する再高圧蒸気過熱器を設けたことを特徴とする。
【００１６】
また、本発明は、上記の再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムにあって、再生器で加熱された支燃焼ガスを燃焼器に供給される前に急冷することを特徴とする。
【００１７】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施例を図面を参照して説明する。
【００１８】
図４は、本発明の実施例を示す再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムのシステム構成図である。図１および図２（従来例）と共通するところは、共通の符号を付して説明を省略し、異なるところを主に説明する。
【００１９】
図４に示すように本実施例のガス系統は、以下のように構成されている。
圧縮機１の吸気口上流に設けた水噴霧器２２により粒径５〜２０μｍの微細水滴を圧縮機吸込み空気４に噴霧する。この微細水滴は圧縮機１の吸気口上流でその一部が蒸発して空気温度を低下させる。この温度の低下した空気と未蒸発の微細水滴は圧縮機１に吸込まれ、微細水滴は圧縮過程でさらに蒸発して空気温度を低下させる。この圧縮機１の出口から抽気した圧縮空気を高圧蒸気過熱器８の排ガス下流側に配置した低温側の再生器７で予熱し、さらに、再高圧蒸気過熱器８の排ガス上流側に配置した高温側の再生器６で加熱する。この加熱した圧縮空気を空気急冷用噴霧装置２５を経て、燃焼器２に燃焼用空気２０として導入している。
【００２０】
燃焼器２には燃料５と燃焼用空気２０（支燃焼ガス）を供給し、燃料５を燃焼用空気２０（支燃焼ガス）により燃焼して１，３００℃程度の燃焼ガス（高温ガス）を発生させる。この燃焼ガス（高温ガス）をガスタービン３に供給して膨張させることにより動力を取り出し、その動力の一部で圧縮機１を駆動し、残りの動力で発電機を回して発電する。
【００２１】
ガスタービン３からの排ガス流路（熱回収装置）には、高温側の再生器６、再高圧蒸気過熱器８、低温側の再生器７、高圧蒸気過熱器９、高圧蒸気発生器１０、高圧給水加熱器１１、低圧蒸気過熱器１２、低圧蒸気発生器１３、低圧給水加熱器１４の順で直列に熱交換器類を配置している。ガスタービン３から排気される６００℃程度の排ガス２１はこれらの熱交換器類で排ガス温度１００℃程度まで熱回収された後、煙突から大気に放出される。
【００２２】
また、本実施例における水・蒸気系統はいわゆる非再熱複圧の蒸気タービンサイクルであり、以下のように構成している。
【００２３】
補給水１８及び復水器１７からの給水を給水ポンプ１９で昇圧し、低温給水加熱器１４で昇温した低圧給水の一部を分岐して低圧蒸気発生器１３に供給している。低圧蒸気発生器１３で発生した低圧蒸気は、過熱のための低圧蒸気過熱器１２を経て蒸気タービン１６に供給され、発電に供される。
【００２４】
低温給水加熱器１４で昇温した残りの低圧給水は、さらに昇温するための高圧給水加熱器１１を経て高圧蒸気発生器１０に供給される。この高圧蒸気発生器１０で発生した蒸気は、低温側の再生器７の排ガス下流側に配置した高圧蒸気過熱器９で予熱した後、低温側の再生器７の排ガス上流側に配置した再高圧蒸気過熱器８で高温まで過熱され、蒸気タービン１６に供給される。
【００２５】
蒸気タービン１６で仕事をした後の排蒸気は復水器１７で水に戻され、補給水１８と合流して給水ポンプ１９で昇圧され、再び低圧給水加熱器１４に供給される。
【００２６】
圧縮機１の吸気ダクトには水噴霧装置２２を設け、噴霧用水２３を噴霧水供給弁２４を経て水噴霧器２２に供給している。水噴霧装置２２としては、一流体ノズル、二流体ノズルなどを複数個配置して構成可能である。なお、二流体ノズルの場合には噴霧用水のほかに圧縮空気源が必要であるが、この圧縮空気源としては圧縮機１からの抽気空気や別置きの圧縮機からの空気を使用することができる。
【００２７】
なお、噴霧用水の供給元は図示していないが、別に設けた給水系統から常温の純水を供給する方式、高圧給水加熱器１１から分岐した高温高圧水を供給する方式など、種々の方式を採用可能である。また、圧縮機１への水噴霧位置は本実施例で示した圧縮機１の入口空気に限られるものではなく、圧縮機１の中の圧縮過程の空気に水噴霧しても良い。
【００２８】
さらに、本実施例における空気急冷用水噴霧系統は、以下のように構成している。
【００２９】
空気急冷用水噴霧装置２５は高温側の再生器６の空気出口に配置され、この空気急冷用水噴霧装置２５は空気急冷用噴霧水供給弁２６を介して蓄圧貯水槽２７と配管で接続されている。蓄圧貯水槽２７には噴霧用水が空気等のガスにより加圧された状態で蓄えられている。空気急冷用噴霧水供給弁２６は通常運転時には閉じられている。負荷遮断等のガスタービンオーバースピードの恐れある事象が発生した場合には、空気急冷用噴霧水供給弁２６が急速開されることにより、空気急冷用水噴霧装置２５に噴霧用水が供給され、５〜５０μｍの微細水滴が圧縮空気中に噴霧される構成としている。
【００３０】
上記実施例により、超高温蒸気過熱器を必要とすることなく、従来のガスタービンコンバインドサイクル発電方式より大幅に高い発電効率を達成できるのである。
【００３１】
すなわち、再生式ガスタービンの再生器を少なくとも２つの高温側の再生器６及び低温側の再生器７で構成し、再生式ガスタービンからの排ガス流路（熱回収装置）の上流側に高温側の再生器６を、その高温側の再生器６の下流側に低温側の再生器７を、高温側の再生器６と低温側の再生器７の間の中間位置に蒸気タービンサイクルを構成する最も温度、圧力の高い再高圧蒸気過熱器８が置かれるように直列状に配置した構成を有している。
【００３２】
高温側の再生器６及び再高圧蒸気過熱器８で高温のガスタービン排ガスから高温まで熱回収し、温度の低下したガスタービン排ガスで低温側の再生器７による燃焼用空気の予熱、さらには給水加熱及び蒸発を行うことにより、高温の燃焼用空気と高温の過熱蒸気を同時に得ることができる。これにより、発電効率の高い再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムを実現できる。
【００３３】
なお、従来の再生式ガスタービンサイクル発電システムを詳細に検討した結果、ガスタービンの圧力比、燃焼温度、蒸気サイクルの蒸気条件などにより多少は変化するが、代表的な再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムでは従来のコンバインドサイクル発電システムより発生蒸気量が少なく、蒸気過熱器での回収熱量は再生器における回収熱量の１／４程度であることを見出した。そのため、蒸気過熱器を再生器よりガスタービン排ガス流路の上流側に配置してもガスタービン排ガスの温度低下は小さく、再生器出口の燃焼用空気を高温まで加熱することができることを見出し、このような試行．検討を重ねて本発明を完成させるに至ったのである。
【００３４】
次に高い発電効率を達成する作用効果について、本実施例と従来技術とを比較して説明する。
【００３５】
図１に示した従来の再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電方式、および、図５に示した本発明の再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電方式の発電効率と主なプロセス量について、合理的、かつ、主要構成機器の性能等を同一条件として解析した結果を、表１に比較して示す。
【００３６】
【表１】

【００３７】
なお、表１には、本発明の従来の再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電方式を「従来再生ＣＣ」、本発明の再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電方式で水噴霧装置２２を設けない場合を「本発明（水噴霧なし）」、水噴霧装置２２を設けた場合を「本発明（水噴霧あり）」と表記している。
【００３８】
表１に示すように、燃焼用空気２０の温度を５６０℃とした場合の蒸気タービン１６入口の高圧蒸気温度は、従来再生ＣＣでは４３０℃程度が上限となるのに対して本発明（水噴霧無し）では５３８℃程度まで高めることができる。そのため、蒸気タービンの効率が高まるので蒸気タービン発電量が増加しており、ガスタービン発電量と合わせた総合発電量が増加している。これにより、本発明（水噴霧なし）は従来再生ＣＣより高い発電効率を得られることがわかる。
【００３９】
さらに表１に示すように、空気４の流量の約１重量％の微細水滴を水噴霧装置２２により噴霧した本発明（水噴霧あり）では、本発明（水噴霧なし）に比較して圧縮機１の所要動力が減少し、ガスタービン発電量が大きく増加している。本発明（水噴霧あり）では、図３を用いて後述するように再生器回収熱量の増加により蒸気タービンサイクルへの排ガス熱量が減少するため、蒸気タービンの発電量は本発明（水噴霧無し）より減少するが、それ以上にガスタービンの発電量が大きく、総合発電量は増加している。これにより、本発明（水噴霧あり）は従来再生ＣＣはもとより本発明（水噴霧なし）よりさらに高い発電効率を得られることがわかる。
【００４０】
高い発電効率について、図３を引用してさらに詳しく述べる。
【００４１】
図３は、本発明の再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムにおける水噴霧効果を説明するためのエネルギーフロー図を示すものである。このエネルギーフロー図は、ガスタービン、蒸気タービン、熱交換器などの代表的な性能を用いてシステム解析した結果に基づいている。
【００４２】
図４中の数値は、低位発熱量（ＬＨＶ）基準の燃料入熱を１００とした場合の各部エネルギー割合を示しており、発電出力が発電効率に相当する。また、同図中の（）内の数値は水噴霧を行わない場合の各部エネルギー割合を示している。
（１）．図３に示すように、水噴霧した場合は圧縮機の中間冷却効果により、圧縮機動力が低下する。
（２）．圧縮機出口の圧縮空気の熱エネルギーは、圧縮機動力が低下する効果と噴霧水の蒸発による潜熱ロスにより、水噴霧しない場合より大きく低下する。すなわち、圧縮機出口の空気温度が低下する。一方、この温度の低下した圧縮空気が再生器に導入されるので、圧縮空気によるガスタービン排ガスからの回収熱量が大幅に増加する。そのため、圧縮機出口の熱量と再生器での回収熱量の和である燃焼器に入る圧縮空気の熱量はほとんど変化せず、タービン入熱及びタービン動力も水噴霧しない時とほとんど同じとなる。
（３）．前記（１）により圧縮機動力は低下し、かつ、前記（２）によりタービン動力はほとんど変化しないため、水噴霧によりガスタービン（ＧＴ）出力は大幅に増加する。
（４）．一方、再生器回収熱量の増加により蒸気サイクルの熱源であるタービン排ガス熱量が減少するため、蒸気タービン出力は低下する。しかし、再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムでは従来のコンバインドサイクル発電システムに比べてガスタービン出力に対する蒸気タービン出力の割合が小さいため、蒸気タービン出力の低下量も小さい。
（５）．したがって、水噴霧によるガスタービン出力の増加量が蒸気タービン出力の低下量を上回り、プラント効率は向上する。
【００４３】
次に負荷遮断時のガスタービンオーバースピードを抑制する作用効果について説明する。
【００４４】
本発明（水噴霧なし）の通常運転時には、表１に示すようにタービン３の軸出力３２６ＭＷのうち１６７ＭＷは圧縮機１を駆動するために消費され、残りの１５９ＭＷで発電機を回して１５４ＭＷの電力を発生している。これにより、エネルギーバランスが保たれ、ガスタービン（タービン３と圧縮機１）は定格回転数で回転している。
【００４５】
負荷遮断が発生すると発電機の駆動に消費される動力がほぼゼロになり、そのまま放置すれば余った動力により回転数が急速に増加してオーバースピードに至り、破損する。シンプルサイクルのガスタービンでは負荷遮断の発生直後に燃料を絞れば、ガスタービン３への入熱は圧縮機１からの圧縮機空気だけとなる。そのため、ガスタービン３の軸動力＜圧縮機１の消費動力となり、回転数は減少に向かう。
【００４６】
しかし、本発明で用いている再生式ガスタービンでは、圧縮空気が再生器を経由してガスタービンに供給されており、かつ、再生器は大きな熱容量を持っている。そのため、本実施例（水噴霧なし）の例では、負荷遮断の発生直後に燃料を遮断しても、熱容量の大きな再生器で加熱された５００℃以上の高温の圧縮空気がガスタービンへ供給され、ガスタービン３で発生する軸動力が圧縮機１の消費動力を上回る状態が継続する。圧縮機１の消費動力を上回った動力（以下、余剰動力）によりガスタービンの回転数は上昇に向かい、そのまま放置すれば、オーバースピードに至る可能性がある。
【００４７】
これを防止するため本実施例では、負荷遮断の発生直後に燃料を絞る又は遮断すると同時に空気急冷用噴霧水供給弁２６を開して、高温側の再生器６の出口空気配管に設置した空気急冷用水噴霧装置２５から水量１２．５ｋｇ／ｓの微細水滴を圧縮空気中に噴霧する。燃料を遮断した直後の高温再生器６出口の圧縮空気温度は約５４７℃、流量は約３８０ｋｇ／ｓである。
【００４８】
噴霧された水量１２．５ｋｇ／ｓの微細水滴は上記の圧縮空気の熱を奪ってその全量が蒸発し、蒸気と圧縮空気の混合気体の温度を約４４７℃に下げ、その流量は３９２．５ｋｇ／ｓに増加する。この温度の低下した混合気体によりタービン３は駆動されるが、その軸出力は圧縮機１の消費動力と程度にまで低下する。そのため、ガスタービンの回転数が上昇することはなく、ガスタービンのオーバースピードを防止することができる。
【００４９】
また、燃料の遮断及び空気急冷用水噴霧によりタービン３の排ガス２１の温度は１３０℃〜１４０℃程度まで低下するので、この排ガス２１によって高温再生器６は冷却され、高温再生器６出口の圧縮空気の温度も徐々に低下する。したがって、噴霧する水量は負荷遮断直後から徐々に減少させてよい。
【００５０】
次に図５に示される他の実施例について説明する。
【００５１】
図４に示す実施例と共通するところは、共通の符号を付して説明を省略し、異なるところを主に説明する。
【００５２】
すなわち、タービン３からの排ガス流路の最上流部に、高温側の再生器６と再高圧蒸気過熱器８を並列に配置している。この高温側の再生器６と再高圧蒸気過熱器８を出た排ガスを合流させ、その合流後の排ガス流路に、低温側の再生器７、高圧蒸気過熱器９、高圧蒸気発生器１０、高圧給水加熱器１１、低圧蒸気過熱器１２、低圧蒸気発生器１３、低圧給水加熱器１４の順で直列に熱交換器類を配置している。
【００５３】
このように配置することにより、高温側の再生器６の圧縮空気及び再高圧蒸気過熱器８の蒸気は、タービン３からの高温の排ガス２１で最初に加熱されるので、高い温度の燃焼用空気２０及び高い温度の高圧蒸気を得ることができる。
【００５４】
したがって、図４に示す実施例と同様に、高い発電効率を得ることが可能となる。
【００５５】
【発明の効果】
以上説明したように本発明によれば、超高温蒸気過熱器を用いることなく、発電効率の高い再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムを実現できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】従来例の再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムのシステム構成図。
【図２】従来例の再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムのシステム構成図。
【図３】本発明の実施例に係る再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムのエネルギーフロー説明図。
【図４】本発明の実施例に係る再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムのシステム構成図。
【図５】本発明の他の実施例に係る再生式ガスタービンコンバインドサイクル発電システムのシステム構成図。
【符号の説明】
１…圧縮機、２…燃焼器、３…タービン、４…空気、５…燃料、６…高温側の再生器、７…低温側の再生器、８…再高温蒸気過熱器、９…高温蒸気過熱器、１０…高圧蒸気発生器、１１…高圧給水過熱器、１２…低圧蒸気過熱器、１３…低圧蒸気発生器、１４…低圧給水過熱器、１５…高圧給水ポンプ、１６…蒸気タービン、１７…復水器、１８…補給水、１９…給水ポンプ、２０…燃焼用空気、２１…排ガス、２２…水噴霧装置、２３…噴霧用水、２４…噴霧水供給弁、２５…空気急冷用水噴霧装置、２６…空気急冷用噴霧水供給弁、２７…蓄圧貯水槽、２８…排ガス、３１…蒸気発生器、３２…給水加熱器、３３…超高温蒸気過熱器、３６…再生器、３７…高圧蒸気過熱器、５１…再生式ガスタービン、５２…蒸気タービンサイクル。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a regenerative gas turbine combined cycle power generation system using a regenerative gas turbine and a steam turbine cycle, and more particularly to a regenerative gas turbine combined cycle power generation improved so as to achieve high power generation efficiency and when a load is interrupted. The present invention relates to a regenerative gas turbine having a function of preventing overspeed of the gas turbine during an emergency stop.
[0002]
[Prior art]
There are a gas turbine method and a steam turbine method as main methods for converting energy from combustion into power or electric energy by a prime mover. When a gas turbine is used, fuel is combusted using compressed air as a combustion support agent, and the gas turbine is driven and rotated by a high-temperature and high-pressure combustion gas obtained thereby. On the other hand, in a steam turbine, the turbine is driven and rotated by high-temperature and high-pressure steam generated by a boiler. The power generation efficiency of the gas turbine is similar to that of the steam turbine, but in the case of using a gas turbine, high-temperature exhaust gas around 600 ° C. is discharged. Therefore, gas turbine combined power generation that generates power using a gas turbine, generates steam with the heat of high-temperature exhaust gas from the gas turbine, and generates power using the steam turbine with this steam to increase the power generation efficiency of the entire plant. A method has been developed and is widely used in practice.
[0003]
Further, as an improved type of power generation by the gas turbine, the high-temperature exhaust gas after driving the gas turbine and the compressed air to be supplied to the combustor of the gas turbine are heat-exchanged by a regenerator so that the high-temperature compressed air is used. There is known a regenerative gas turbine that supplies fuel to a combustor to reduce the fuel of the gas turbine and improve the power generation efficiency of the gas turbine.
Furthermore, there is a regenerative gas turbine combined cycle power generation system that generates steam with the heat of exhaust gas from the regenerative gas turbine and generates power using the steam turbine to increase the power generation efficiency of the entire plant. Are known.
[0004]
In JP-A-8-189310, for the purpose of improving the power generation efficiency of this regenerative gas turbine combined cycle power generation system, a high-temperature and high-pressure combustion gas (about 1450 ° C.) is used as a heating source between the combustor and the gas turbine. Regenerative gas turbine having a tube-shaped steam superheater that conducts, superheats the steam at 300 ° C. to 400 ° C. generated by the exhaust heat recovery boiler, and supplies the obtained superheated steam at about 600 ° C. to the steam turbine A combined cycle power generation method has been proposed.
[0005]
In a regenerative gas turbine, the entire amount of combustion air enters the combustor via the regenerator. For this reason, even if the fuel is suddenly throttled when a load interruption occurs, the combustion air is heated by a regenerator having a large heat capacity and internal volume, so that a large heat input to the turbine is maintained for a certain period of time. . Therefore, the gas turbine may be overspeeded and damaged. In order to prevent overspeed when the load is interrupted, it is necessary to rapidly reduce the heat input to the turbine. (1) A method of providing a bypass valve that bypasses the regenerator for a part of the combustion air, (2) A method of providing an atmospheric release valve for releasing a part of combustion air to the atmosphere is known.
[0006]
Further, in the conventional regenerative gas turbine combined cycle power generation system, as shown in FIG. 1, the regenerative gas turbine 51 and the steam turbine cycle 52 are combined, and the steam turbine cycle 52 is arranged in the wake of the gas turbine exhaust gas of the regenerator 36. Has been.
[0007]
The regenerative gas turbine 51 supplies a compressor 1 that compresses air 4, a regenerator 36 of a heat recovery device that heats the compressed air 4, heated combustion air 20, fuel 5 and combustion air 20. And a gas turbine 3 driven by supply of high-temperature gas generated by combustion.
[0008]
The steam turbine cycle 52 includes a steam turbine 16 driven by supplied steam, a condenser 17 that cools steam exhausted from the steam turbine 16 to water, makeup water 18 that is added to the condensed water, and makeup. The feed water pump 19 for sending the heated water, the low pressure feed water heater 14 of the heat recovery device through which the exhaust gas 28 for heating the sent water flows, the high pressure feed water pump 15 for feeding the heated water, and the heated water sent from the high pressure feed water pump 15 high-pressure feed water heater 11 for heating, the high pressure steam generator 10 for heating the high-pressure heating water sent from the high-pressure feed water heater 11 to become steam, high pressure steam over the heat to superheat the steam generated in the high-pressure steam generator 10 A low pressure steam generator 13 that heats a diversion of the heated water heated by the low pressure feed water heater 14 into steam, and the steam generated by the low pressure steam generator 13 in the steam turbine 16 . A low-pressure steam superheater 12 is heated before being supplied to the middle stage. The exhaust gas 21 from the gas turbine 3 is introduced upstream of the heat recovery device, and the exhaust gas 28 is discharged from the downstream side of the heat recovery device.
[0009]
Although this method can improve the power generation efficiency over the conventional gas turbine combined power generation method, since a large amount of heat is recovered from the exhaust gas 21 in the regenerator 36, the exhaust gas temperature on the outlet side of the regenerator 36 is lowered. Therefore, high-temperature and high-pressure superheated steam cannot be obtained in the high-pressure steam superheater 37, and the efficiency of the steam turbine cycle 52 decreases. Therefore, satisfactory power generation efficiency has not been obtained.
[0010]
The technique proposed in Japanese Patent Laid-Open No. 8-189310 is a technique for improving the above-described regenerative gas turbine combined cycle power generation system to obtain high-temperature and high-pressure superheated steam, thereby further improving the power generation efficiency. . In this technique, in order to obtain high-temperature and high-pressure superheated steam, as shown in FIG. 2, the superheated combustion gas from the combustor 2 and the steam from the steam generator 31 are heat-exchanged by the ultrahigh-temperature steam superheater 33. The steam turbine 16 is driven by high-temperature superheated steam. However, an ultra-high temperature steam superheater 33 that uses an ultra-high temperature combustion gas of around 1450 ° C. as a heat source is necessary, and there are technical problems in ensuring soundness when trouble occurs in materials, installation space, and steam cycle.
[0011]
Further, when the load of the gas turbine is cut off, the operation of the combustor 2 is also stopped and the temperature is lowered. However, since the heat capacity stored in the super high temperature steam superheater 33 is added to the gas flow path at the entrance of the gas turbine, the load There is also a problem that the potential for the gas turbine to overspeed when shutting off increases.
[0012]
In addition, conventional regenerative gas turbines require a large-capacity valve for bypassing the combustion air regenerator and releasing air to prevent overspeeding of the gas turbine when the load is interrupted, ensuring rapid operation. There is a problem that it is difficult to do.
[0013]
[Problems to be solved by the invention]
In view of the above problems, the present invention provides a regenerative gas turbine combined cycle power generation system that can achieve significantly higher power generation efficiency than a conventional gas turbine combined cycle power generation method without requiring an ultra-high temperature steam superheater. That is.
[0014]
In addition, there is no need for a bypass valve or air release valve to prevent overspeeding of the gas turbine during an emergency stop such as when the load is cut off, and the regenerative gas turbine combined cycle has a function that can reduce those loads. It is to provide a power generation system.
[0015]
[Means for Solving the Problems]
The present invention relates to a compressor for compressing a support combustion gas, a combustor for generating high temperature gas by combustion by supply of compressed support combustion gas and fuel, a gas turbine driven by supply of high temperature gas, and a gas A heat recovery device that recovers heat from exhaust gas discharged from the turbine, and a regenerator that is provided in a gas flow path of the heat recovery device through which the exhaust gas flows and that heats the support combustion gas after compression supplied to the combustor When steam driven provided in the gas flow path as viewed from the exhaust gas flow located downstream of the regenerator, and the steam and over-heat the high pressure steam superheater, with supply of the over heated steam in the regenerative gas turbine combined cycle power generation system having a turbine, re excessive heat to a higher temperature steam at located upstream from the intermediate corresponding to the intermediate position or middle position between the upstream side and the downstream side of the regenerator Re Characterized in that a steam superheater.
[0016]
The present invention is also characterized in that in the above-described regenerative gas turbine combined cycle power generation system, the support combustion gas heated by the regenerator is rapidly cooled before being supplied to the combustor.
[0017]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.
[0018]
FIG. 4 is a system configuration diagram of a regenerative gas turbine combined cycle power generation system showing an embodiment of the present invention. The parts common to FIGS. 1 and 2 (conventional example) are denoted by the same reference numerals, description thereof is omitted, and different parts are mainly described.
[0019]
As shown in FIG. 4, the gas system of the present embodiment is configured as follows.
Fine water droplets having a particle diameter of 5 to 20 μm are sprayed on the compressor intake air 4 by a water sprayer 22 provided upstream of the intake port of the compressor 1. The fine water droplets partially evaporate upstream of the intake port of the compressor 1 to lower the air temperature. The temperature-decreased air and non-evaporated fine water droplets are sucked into the compressor 1, and the fine water droplets further evaporate during the compression process to lower the air temperature. Compressed air extracted from the outlet of the compressor 1 is preheated by a low-temperature regenerator 7 disposed on the exhaust gas downstream side of the high-pressure steam superheater 8, and is further disposed on the exhaust gas upstream side of the re-high-pressure steam superheater 8. Heat with side regenerator 6. The heated compressed air is introduced into the combustor 2 as the combustion air 20 through the air quenching spray device 25.
[0020]
Fuel 5 and combustion air 20 (support combustion gas) are supplied to the combustor 2, and the fuel 5 is combusted with combustion air 20 (support combustion gas) to generate combustion gas (hot gas) at about 1,300 ° C. generate. The combustion gas (hot gas) is supplied to the

gas

turbine 3 and expanded to take out power, and the compressor 1 is driven by a part of the power, and the generator is rotated by the remaining power to generate power.
[0021]
An exhaust gas flow path (heat recovery device) from the gas turbine 3 includes a high temperature side regenerator 6, a re-high pressure steam superheater 8, a low temperature side regenerator 7, a high pressure steam superheater 9, a high pressure steam generator 10, and a high pressure. The heat exchangers are arranged in series in the order of the feed water heater 11, the low pressure steam superheater 12, the low pressure steam generator 13, and the low pressure feed water heater 14. The exhaust gas 21 of about 600 ° C. exhausted from the gas turbine 3 is recovered by the heat exchangers up to an exhaust gas temperature of about 100 ° C. and then discharged from the chimney to the atmosphere.
[0022]
Further, the water / steam system in the present embodiment is a so-called non-reheating multi-pressure steam turbine cycle, and is configured as follows.
[0023]
The supply water from the makeup water 18 and the condenser 17 is boosted by the feed water pump 19 , and a part of the low-pressure feed water heated by the low temperature feed water heater 14 is branched and supplied to the low pressure steam generator 13. The low-pressure steam generated by the low-pressure steam generator 13 is supplied to the steam turbine 16 via the low-pressure steam superheater 12 for superheating and is used for power generation.
[0024]
The remaining low-pressure feed water heated by the low-temperature feed water heater 14 is supplied to the high-pressure steam generator 10 via the high-pressure feed water heater 11 for further raising the temperature. Steam generated in this high pressure steam generator 10, was preheated in a high-pressure steam superheater 9 disposed on the exhaust gas downstream side of the low-temperature side of the regenerator 7, re-pressure placed on the exhaust gas upstream side of the low-temperature side of the regenerator 7 The steam superheater 8 is heated to a high temperature and supplied to the steam turbine 16.
[0025]
Waste steam after working in the steam turbine 1 6 is returned to the water in the condenser 17, merges with the makeup water 18 is pressurized by the feed pump 19, it is supplied to the low-pressure feed water heater 14 again.
[0026]
A water spray device 22 is provided in the intake duct of the compressor 1, and spray water 23 is supplied to the water sprayer 22 through the spray water supply valve 24 . The water spray device 22 can be configured by arranging a plurality of one-fluid nozzles, two-fluid nozzles, and the like. In the case of the two-fluid nozzle, a compressed air source is required in addition to the water for spraying. As this compressed air source, it is possible to use bleed air from the compressor 1 or air from a separate compressor. it can.
[0027]
Incidentally, the supply source of the spray water is not shown, is provided separately from scheme supplied from the water supply system of pure water at room temperature was, such as a method for supplying a high-temperature high-pressure water that is branched from the high pressure feed water heater 11, the various methods It can be adopted. Further, the water spray position to the compressor 1 is not limited to the inlet air of the compressor 1 shown in this embodiment, and water spray may be applied to the air in the compression process in the compressor 1.
[0028]
Furthermore, the water quenching water spray system in the present embodiment is configured as follows.
[0029]
The air quenching water spray device 25 is disposed at the air outlet of the regenerator 6 on the high temperature side, and this air quenching water spraying device 25 is connected to the pressure accumulating water storage tank 27 via a pipe via an air quenching spray water supply valve 26. . Spray water is stored in the pressure accumulating water tank 27 in a state of being pressurized by a gas such as air. The air quenching spray water supply valve 26 is closed during normal operation. When an event that may cause overspeed of the gas turbine, such as load interruption, occurs, the spray water is supplied to the air quenching water spray device 25 by rapidly opening the air quenching spray water supply valve 26. A fine water droplet of 50 μm is sprayed into the compressed air.
[0030]
According to the above embodiment, it is possible to achieve power generation efficiency significantly higher than that of the conventional gas turbine combined cycle power generation method without requiring an ultra-high temperature steam superheater.
[0031]
That is, the regenerator of the regenerative gas turbine is composed of at least two high-temperature-side regenerators 6 and a low-temperature-side regenerator 7, and the high-temperature side is located upstream of the exhaust gas flow path (heat recovery device) from the regenerative gas turbine. The regenerator 6 is composed of a low temperature side regenerator 7 downstream of the high temperature side regenerator 6 and a steam turbine cycle at an intermediate position between the high temperature side regenerator 6 and the low temperature side regenerator 7. It has the structure arrange | positioned in series so that the re-high pressure steam superheater 8 with the highest temperature and pressure may be put.
[0032]
Heat recovered from the hot gas turbine exhaust gas to a high temperature in the high temperature side of the regenerator 6 and re high pressure steam superheater 8, reduced gas turbine exhaust gas in the preheating of the combustion air by the regenerator 7 in the low temperature side of the temperature, more By performing feed water heating and evaporation, high-temperature combustion air and high-temperature superheated steam can be obtained simultaneously. Thereby, a regenerative gas turbine combined cycle power generation system with high power generation efficiency can be realized.
[0033]
As a result of a detailed examination of the conventional regenerative gas turbine cycle power generation system, typical regenerative gas turbine combined cycle power generation varies slightly depending on the pressure ratio of the gas turbine, combustion temperature, steam conditions of the steam cycle, etc. It has been found that the system generates less steam than the conventional combined cycle power generation system, and the amount of heat recovered by the steam superheater is about 1/4 of the amount of heat recovered by the regenerator. Therefore, even if the steam superheater is arranged upstream of the gas turbine exhaust gas flow path from the regenerator, it has been found that the temperature drop of the gas turbine exhaust gas is small and the combustion air at the outlet of the regenerator can be heated to a high temperature. Trial like this. The present invention has been completed through repeated studies.
[0034]
Next, the effect of achieving the next high power generation efficiency will be described by comparing the present embodiment with the prior art.
[0035]
About the power generation efficiency and main process amount of the conventional regenerative gas turbine combined cycle power generation method shown in FIG. 1 and the regenerative gas turbine combined cycle power generation method of the present invention shown in FIG. The results of analyzing the performance of the constituent devices under the same conditions are shown in Table 1.
[0036]
[Table 1]

[0037]
Table 1 shows a case where the conventional regenerative gas turbine combined cycle power generation method of the present invention is “conventional regeneration CC”, and the case where the water spray device 22 is not provided in the regenerative gas turbine combined cycle power generation method of the present invention is “present. "Invention (without water spray)" and the case where the water spray device 22 is provided are described as "the present invention (with water spray)".
[0038]
As shown in Table 1, the high-pressure steam temperature at the inlet of the steam turbine 16 when the temperature of the combustion air 20 is 560 ° C. is about 430 ° C. in the conventional regeneration CC, whereas the present invention (water spraying) None) can be increased to about 538 ° C. Therefore, since the efficiency of the steam turbine is increased, the steam turbine power generation amount is increasing, and the total power generation amount combined with the gas turbine power generation amount is increasing. Thus, it can be seen that the present invention (without water spray) can obtain higher power generation efficiency than the conventional regenerated CC.
[0039]
Furthermore, as shown in Table 1, in the present invention (with water spray) in which fine water droplets of about 1% by weight of the flow rate of the air 4 are sprayed by the water spray device 22, the compressor is compared with the present invention (without water spray). The required power of 1 has decreased, and the amount of gas turbine power generation has greatly increased. In the present invention (with water spray), as will be described later with reference to FIG. 3, the amount of exhaust gas heat to the steam turbine cycle decreases due to an increase in the regenerator recovery heat amount, so the power generation amount of the steam turbine is the present invention (without water spray). Although it decreases more, the power generation amount of the gas turbine is larger than that, and the total power generation amount is increasing. Thus, it can be seen that the present invention (with water spray) can obtain higher power generation efficiency than the conventional regenerated CC as well as the present invention (without water spray).
[0040]
The high power generation efficiency will be described in more detail with reference to FIG.
[0041]
FIG. 3 shows an energy flow diagram for explaining the water spray effect in the regenerative gas turbine combined cycle power generation system of the present invention. This energy flow diagram is based on the results of system analysis using typical performances of gas turbines, steam turbines, heat exchangers, and the like.
[0042]
The numerical values in FIG. 4 indicate the energy ratio of each part when the fuel heat input based on the lower heating value (LHV) is 100, and the power generation output corresponds to the power generation efficiency. Moreover, the numerical value in () in the figure shows the energy ratio of each part when water spraying is not performed.
(1). As shown in FIG. 3 , when sprayed with water, the compressor power decreases due to the intermediate cooling effect of the compressor.
(2). The thermal energy of the compressed air at the outlet of the compressor is greatly reduced as compared with the case of not spraying water due to the effect of reducing the compressor power and the latent heat loss due to evaporation of the spray water. That is, the air temperature at the compressor outlet decreases. On the other hand, since the compressed air whose temperature has decreased is introduced into the regenerator, the amount of heat recovered from the gas turbine exhaust gas by the compressed air is greatly increased. For this reason, the amount of heat of the compressed air entering the combustor, which is the sum of the amount of heat at the compressor outlet and the amount of heat recovered at the regenerator, hardly changes, and the turbine heat input and turbine power are almost the same as when the water is not sprayed.
(3). The compressor power is reduced by (1), and the turbine power is hardly changed by (2). Therefore, the gas turbine (GT) output is greatly increased by water spray.
(4). On the other hand, the increase in the regenerator recovery heat amount reduces the heat amount of the turbine exhaust gas, which is the heat source of the steam cycle, so the steam turbine output decreases. However, since the ratio of the steam turbine output to the gas turbine output is smaller in the regenerative gas turbine combined cycle power generation system than in the conventional combined cycle power generation system, the reduction amount of the steam turbine output is also small.
(5). Therefore, the increase amount of the gas turbine output due to the water spray exceeds the decrease amount of the steam turbine output, and the plant efficiency is improved.
[0043]
Next, the effect which suppresses the gas turbine overspeed at the time of load interruption is demonstrated.
[0044]
During normal operation of the present invention (without water spray), as shown in Table 1, 167 MW of the shaft output 326 MW of the turbine 3 is consumed to drive the compressor 1, and the remaining 159 MW turns the generator to 154 MW. Electricity is generated. Thereby, energy balance is maintained and the gas turbine (the turbine 3 and the compressor 1) is rotating at the rated rotation speed.
[0045]
When the load is interrupted, the power consumed to drive the generator becomes almost zero, and if left as it is, the remaining power causes the rotational speed to rapidly increase, leading to overspeed and damage. In a simple cycle gas turbine, if the fuel is throttled immediately after the occurrence of load interruption, the heat input to the gas turbine 3 is only the compressor air from the compressor 1. Therefore, the shaft power of the gas turbine 3 is less than the power consumption of the compressor 1, and the rotational speed decreases.
[0046]
However, in the regenerative gas turbine used in the present invention, compressed air is supplied to the gas turbine via the regenerator, and the regenerator has a large heat capacity. Therefore, in this example (without water spraying), even if the fuel is shut off immediately after the occurrence of load shutoff, high-temperature compressed air of 500 ° C. or higher heated by a regenerator having a large heat capacity is supplied to the gas turbine. The state where the shaft power generated in the gas turbine 3 exceeds the power consumption of the compressor 1 continues. The power exceeding the power consumed by the compressor 1 (hereinafter referred to as surplus power) increases the rotational speed of the gas turbine, and if left as it is, there is a possibility of overspeed .
[0047]
In order to prevent this, in this embodiment, immediately after the occurrence of load interruption, the fuel is throttled or shut off, and at the same time, the air quenching spray water supply valve 26 is opened, and the air installed in the outlet air pipe of the regenerator 6 on the high temperature side. Fine water droplets having a water volume of 12.5 kg / s are sprayed from the quenching water spray device 25 into compressed air. The compressed air temperature at the outlet of the high-temperature regenerator 6 immediately after the fuel is shut off is about 547 ° C., and the flow rate is about 380 kg / s.
[0048]
The sprayed fine water droplets of 12.5 kg / s take away the heat of the compressed air and the whole amount is evaporated, the temperature of the mixed gas of steam and compressed air is lowered to about 447 ° C., and the flow rate is 392.5 kg. Increases to / s. Although the turbine 3 is driven by the mixed gas whose temperature has been reduced, the shaft output thereof is reduced to the level of power consumed by the compressor 1. Therefore, the rotation speed of the gas turbine does not increase, and overspeed of the gas turbine can be prevented.
[0049]
Further, since the temperature of the exhaust gas 21 of the turbine 3 is lowered to about 130 ° C. to 140 ° C. by the fuel cutoff and the water quenching water spray, the high temperature regenerator 6 is cooled by the exhaust gas 21 and the compressed air at the outlet of the high temperature regenerator 6 is cooled. The temperature gradually decreases. Therefore, the amount of water to be sprayed may be gradually reduced immediately after the load is cut off.
[0050]
Next, another embodiment shown in FIG. 5 will be described.
[0051]
Parts common to the embodiment shown in FIG. 4 are denoted by common reference numerals, description thereof is omitted, and differences are mainly described.
[0052]
That is, the regenerator 6 on the high temperature side and the re-high pressure steam superheater 8 are arranged in parallel at the most upstream part of the exhaust gas flow path from the turbine 3. The high temperature side regenerator 6 and the exhaust gas from the re-high pressure steam superheater 8 are merged, and the low temperature side regenerator 7, high pressure steam superheater 9, high pressure steam generator 10, Heat exchangers are arranged in series in the order of the high-pressure feed water heater 11, the low-pressure steam superheater 12, the low-pressure steam generator 13, and the low-pressure feed water heater 14.
[0053]
By arranging in this way, the compressed air of the regenerator 6 on the high temperature side and the steam of the re-high pressure steam superheater 8 are first heated by the high temperature exhaust gas 21 from the turbine 3, so that the high temperature combustion air High pressure steam at 20 and higher temperatures can be obtained.
[0054]
Therefore, as in the embodiment shown in FIG. 4, it is possible to obtain a high power generation efficiency.
[0055]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, a regenerative gas turbine combined cycle power generation system with high power generation efficiency can be realized without using an ultra-high temperature steam superheater.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a system configuration diagram of a conventional regenerative gas turbine combined cycle power generation system.
FIG. 2 is a system configuration diagram of a conventional regenerative gas turbine combined cycle power generation system.
FIG. 3 is an energy flow explanatory diagram of a regenerative gas turbine combined cycle power generation system according to an embodiment of the present invention.
FIG. 4 is a system configuration diagram of a regenerative gas turbine combined cycle power generation system according to an embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a system configuration diagram of a regenerative gas turbine combined cycle power generation system according to another embodiment of the present invention.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Compressor, 2 ... Combustor, 3 ... Turbine, 4 ... Air, 5 ... Fuel, 6 ... High temperature side regenerator, 7 ... Low temperature side regenerator, 8 ... Re-high temperature steam superheater, 9 ... High temperature steam Superheater, 10 ... High pressure steam generator, 11 ... High pressure feed water superheater, 12 ... Low pressure steam superheater, 13 ... Low pressure steam generator, 14 ... Low pressure feed water superheater, 15 ... High pressure feed water pump, 16 ... Steam turbine, 17 DESCRIPTION OF SYMBOLS ... Condenser, 18 ... Make-up water, 19 ... Water supply pump, 20 ... Combustion air, 21 ... Exhaust gas, 22 ... Water spray device, 23 ... Spray water, 24 ... Spray water supply valve, 25 ... Air quenching water spray device , 26 ... Spray water supply valve for air quenching, 27 ... Accumulated reservoir, 28 ... Exhaust gas, 31 ... Steam generator, 32 ... Feed water heater, 33 ... Super high temperature steam superheater, 36 ... Regenerator, 37 ... High pressure steam Superheater, 51 ... Regenerative gas turbine, 52 ... Steam turbine cycle.

Claims

A compressor that compresses air or a support combustion gas mainly composed of air, a combustor that generates high-temperature gas by supplying compressed support combustion gas and fuel, and a gas driven by the supply of the high-temperature gas A turbine, a heat recovery device that recovers heat from the exhaust gas exhausted from the gas turbine, and a post-compression that is provided in a gas flow path of the heat recovery device through which the exhaust gas flows and is supplied to the combustor a regenerator for heating the combustion-supporting combustion gases, the provided gas flow path so as to be positioned on the downstream side of the regenerator when seen from the flow of the exhaust gas, and the over-heat the high pressure steam superheater steam, in regenerative gas turbine combined cycle power generation system having a steam turbine driven by the supply of the over-heated the said vapor,
Characterized in that a said regenerator upstream and downstream the intermediate corresponding to the intermediate position, or re excessive heat re high pressure steam superheater the steam at located upstream from the intermediate position to a higher temperature of Regenerative gas turbine combined cycle power generation system.

A compressor that compresses air or a support combustion gas mainly composed of air, a combustor that generates high-temperature gas by supplying compressed support combustion gas and fuel, and a gas driven by the supply of the high-temperature gas A turbine, a heat recovery device that recovers heat from the exhaust gas exhausted from the gas turbine, and a post-compression that is provided in a gas flow path of the heat recovery device through which the exhaust gas flows and is supplied to the combustor a regenerator for heating the combustion-supporting combustion gases, the provided gas flow path so as to be positioned on the downstream side of the regenerator when seen from the flow of the exhaust gas, and the over-heat the high pressure steam superheater steam, in regenerative gas turbine combined cycle power generation system having a steam turbine driven by the supply of the over-heated the said vapor,
With more re excessive heat re high pressure steam superheater to a high temperature of the steam in the gas flow path, so that the upstream end of the upstream end of the該再high pressure steam superheater said regenerator is aligned substantially side-by-side A regenerative gas turbine combined cycle power generation system characterized by being arranged.

In the regenerative gas turbine combined cycle power generation system according to claim 1 or 2,
A regenerative gas turbine combined cycle power generation system characterized in that fine water droplets are included in the air before or during compression of the air by the compressor.

In the regenerative gas turbine combined cycle power generation system described in claim 3,
A regenerative gas turbine combined cycle power generation system provided with a water spray device for spraying the fine water droplets.

In the regenerative gas turbine combined cycle power generation system according to any one of claims 1 to 4,
A regenerative gas turbine combined cycle power generation system, wherein the support combustion gas heated by the regenerator is rapidly cooled before being supplied to the combustor.

In the regenerative gas turbine combined cycle power generation system described in claim 5,
A regenerative gas turbine combined cycle power generation system characterized in that fuel supply to the combustor is stopped together with the rapid cooling.

In the regenerative gas turbine combined cycle power generation system according to claim 5 or 6,
A regenerative gas turbine combined cycle power generation system provided with an air quenching water spray device for performing the rapid cooling.