JP3919883B2 - Combined cycle power plant - Google Patents

Combined cycle power plant Download PDF

Info

Publication number
JP3919883B2
JP3919883B2 JP15542497A JP15542497A JP3919883B2 JP 3919883 B2 JP3919883 B2 JP 3919883B2 JP 15542497 A JP15542497 A JP 15542497A JP 15542497 A JP15542497 A JP 15542497A JP 3919883 B2 JP3919883 B2 JP 3919883B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
turbine
bleed
fuel
steam
heating device
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
Application number
JP15542497A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JPH112105A (en
Inventor
亮 織田
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Toshiba Corp
Original Assignee
Toshiba Corp
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Toshiba Corp filed Critical Toshiba Corp
Priority to JP15542497A priority Critical patent/JP3919883B2/en
Publication of JPH112105A publication Critical patent/JPH112105A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP3919883B2 publication Critical patent/JP3919883B2/en
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

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
    • 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]

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、コンバインドサイクル発電プラントに係り、特にガスタービンプラントのガスタービン燃焼器に投入する燃料を予め加熱させ、その発熱量を高めてプラント熱効率の向上を図った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、コンベンショナルな発電プラントに較べて起動運転時間が短く、プラント熱効率の高いコンバインドサイクル発電プラントが主流を占めつつある。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に蒸気タービンプラントと排熱回収ボイラとを組み合せ、ガスタービンプラントから出た排熱（排ガス）を利用して排熱回収ボイラで蒸気を発生させ、その蒸気を蒸気タービンプラントに供給して発電させるものであり、その例示として図１３に示す構成のものがある。
【０００３】
コンバインドサイクル発電プラント１は、ガスタービンプラント２、蒸気タービンプラント３、排熱回収ボイラ４を備えた構成になっている。
【０００４】
ガスタービンプラント２は、空気圧縮機５、ガスタービン燃焼器６、ガスタービン７を備え、空気圧縮機５で吸い込んだ大気ＡＲを高圧化し、その高圧空気に燃料を加えてガスタービン燃焼器６で燃焼ガスを生成し、その燃焼ガスを駆動ガスとしてガスタービン７を駆動するようになっている。
【０００５】
また、排熱回収ボイラ４は、ガスタービン７から出た排熱（排ガス）の流れに沿ってその上流側から下流側に向って配置された過熱器８、蒸気ドラム９に連通する蒸発器１０、節炭器１１をケーシング１２に収容し、蒸気タービンプラント３からの給水を節炭器１１で加熱し、その加熱水（加熱後の給水）を調節弁１３で流量コントロールした後、蒸気ドラム９に案内し、ここで加熱水の比重を利用して蒸発器１０で自然循環させて飽和蒸気にし、その飽和蒸気を再び過熱器８で加熱して過熱蒸気を発生させ、その過熱蒸気をタービン駆動蒸気として蒸気タービンプラント３に供給するようになっている。
【０００６】
一方、蒸気タービンプラント３は、発電機１４に軸直結した蒸気タービン１５、復水器１６、復水ポンプ１７、給水ポンプ１８を備え、排熱回収ボイラ４から供給されたタービン駆動蒸気を蒸気タービン１５で膨張仕事をさせ、その膨張仕事の際に発生した回転トルクで発電機１４を駆動し、電気出力を発生させるようになっている。
【０００７】
また、蒸気タービンプラント３は、蒸気タービン１５で膨張仕事を終えたタービン排気を復水器１６で凝縮させて復水にし、その復水を復水ポンプ１７で昇圧して給水にし、その給水を給水ポンプ１８で再び昇圧させて排熱回収ボイラ４に還流させるようになっている。
【０００８】
このように、従来のコンバインドサイクル発電プラント１では、ガスタービンプラント２のブレイトンサイクルと蒸気タービンプラント３のランキンサイクルを巧みに組み合せ、ガスタービンプラント２の排熱の有効活用によりプラント熱効率がコンベンショナル発電プラントのそれよりも高くなっていた。
【０００９】
ところが、従来のコンバインドサイクル発電プラント１のプラント熱効率をより一層向上させた技術として、特開平２−２８３８０３号公報が既に公表されている。
【００１０】
特開平２−２８３８０３号公報で開示された技術は、排熱回収ボイラ４の節炭器１１で加熱される給水の温度に着目したものであり、負荷変動があっても熱影響の少ない、その加熱水の熱エネルギを巧みに利用してプラント熱効率の向上を図ったものである。すなわち、この技術は、図１４に示すように、ガスタービンプラント２に燃料加熱装置１９を設け、この燃料加熱装置１９の加熱源として負荷変動の影響の少ない排熱回収ボイラ４の節炭器１１の出口側の加熱水に求め、燃料Ｆを加熱させ、燃料に含まれる水蒸気が蒸発する際に必要な潜熱を取り除いて、結果として発熱量を高めることにより相対的に少ない燃料流量で燃焼ガスを生成し、プラント熱効率の向上に努めている。
【００１１】
このように、従来のコンバインドサイクル発電プラント１では、化石燃料枯渇を心配する今日、消費する燃料を極力少なくしてプラント熱効率の向上に努めていた。
【００１２】
【発明が解決しようとする課題】
図１４で示した従来のコンバインドサイクル発電プラント１は、燃料Ｆを燃料加熱装置１９で加熱させるにあたり、その加熱源を節炭器１１から出た給水の加熱水に求めるために節炭器１１の伝熱面積を従来よりも増加させているが、その加熱源を節炭器１１から出た加熱水に求めること自体、幾つか改善しなければならない問題点が含まれている。
【００１３】
一般に、この種の技術分野において、蒸気ドラム９の入口側に設けた調節弁１３の設計差圧（一般に１．５ＭＰａから２ＭＰａ程度）は、燃料加熱装置１９が必要な圧力（一般に０．２ＭＰａ程度）よりも大きくなっている。このため、節炭器１１を出た加熱水は、蒸気ドラム９に流れる際、スチーミング（蒸発の一種）を発生させないように、その圧力を、加熱水自身の温度に対する飽和圧力に、上述調節弁１３の設計差圧と安全係数を加えた高い値に設定しておく必要がある。
【００１４】
しかし、本来、燃料加熱装置１９に供給される加熱水は、スチーミング発生防止を考慮してもその圧力が０．２ＭＰａ程度に安全係数を加えた値でよいはずなのに、上述高い値に設定すること自体、無駄であり、給水ポンプ１８の不必要な動力消費を強いる。
【００１５】
また、燃料加熱装置１９が必要な加熱源としての加熱水は、加熱された燃料温度に５０℃前後を加えた温度（一般に１５０℃〜２００℃程度）に設定することが適正値になっているが、本来、節炭器１１を出た加熱水温度は、燃料加熱とは無関係に、プラント全体のヒートバランスから設定されるものである。このため、ヒートバランス上の加熱水は、燃料加熱分だけ温度が高くなり、高くなったことに基づく飽和圧力も余計に高くなり、給水ポンプ１８の高い昇圧力が要求され、コスト高になる。
【００１６】
また、部分負荷運転のように、燃料加熱装置１９に供給される加熱水量が低くなってくると、節炭器１１を通過する給水量も低くなってくるが、この場合、その器内圧力が上昇し、このため、節炭器１１を出た加熱水は飽和温度を超えてしまい、スチーミング発生のおそれがある。
【００１７】
このように、図１４で示した従来のコンバインドサイクル発電プラント１では、プラント熱効率を向上させる反面、上述の幾つかの問題点があった。
【００１８】
本発明は、このような事情に基づいてなされたもので、燃料加熱に用いる加熱水を高い圧力に設定しなくとも燃料を充分に加熱できるようにするとともに、スチーミングの発生を確実に防止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。
【００１９】
【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、上述目的を達成するため、請求項１に記載したように、ガスタービンプラントに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、上記ガスタービンプラントのガスタービン燃焼器に供給する燃料を加熱する燃料加熱装置を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記蒸気タービンプラントの蒸気タービンのタービン抽気を上記燃料加熱装置に供給する第１タービン抽気系と、上記第１タービン抽気系より上記蒸気タービン下流側のタービン抽気を上記燃料加熱装置に供給する第２タービン抽気系とを備えるとともに、上記燃料加熱装置にて燃料を加熱したタービン抽気を上記蒸気タービンプラントの蒸気タービンまたはその下流の系統に回収させるタービン抽気回収系統を備えたものである。
【００２０】
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、上述目的を達成するため、請求項２に記載したように、抽気回収系は、第１タービン抽気回収系と第２タービン抽気回収系とから構成され、上記第１タービン抽気回収系と上記第２タービン抽気回収系はそれぞれ蒸気タービンに接続されてなることを特徴とする。
【００２１】
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述目的を達成するため、請求項３に記載したように、第１タービン抽気系は、部分負荷運転時第１止め弁を開動作させて、蒸気タービンの上流側から燃料加熱装置にタービン抽気を供給する際に使用する一方、第２タービン抽気系は、定格運転時第２止め弁を開動作させて、蒸気タービンの下流側から燃料加熱装置にタービン抽気を供給する際に使用するものである。
【００２２】
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述目的を達成するため、請求項４に記載したように、第１タービン抽気系は、第１タービン抽気調節弁を備えるとともに、燃料加熱装置の出口側で検出した燃料温度信号とタービン抽気温度信号とを突き合せ、偏差が出た場合、その偏差に基づいて上記第１タービン抽気調節弁に弁開閉信号を与える演算器を備えたものである。
【００２３】
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述目的を達成するため、請求項５に記載したように、第２タービン抽気系は、第２タービン抽気調節弁を備えるとともに、燃料加熱装置の出口側で検出した燃料温度信号とタービン抽気温度信号とを突き合せ、偏差が出た場合、その偏差に基づいて上記第２タービン抽気調節弁に弁開閉信号を与える演算器を備えたものである。
【００２４】
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述目的を達成するため、請求項６に記載したように、第１タービン抽気回収系は、第１タービン抽気回収止め弁を備え、この第１タービン抽気回収止め弁を第１止め弁に連動させて弁開閉制御する構成にしたものである。
【００２５】
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述目的を達成するため、請求項７に記載したように、第２タービン抽気回収系は、第２タービン抽気回収止め弁を備え、この第２止め弁を第２タービン抽気調節弁に連動させて弁開閉制御する構成にしたものである。
【００２６】
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述目的を達成するため、請求項８に記載したように、ガスタービンプラントに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、上記ガスタービンプラントのガスタービン燃焼器に供給する燃料を加熱する燃料加熱装置を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記蒸気タービンプラントの蒸気タービンのタービン抽気を上記燃料加熱装置に供給する第１タービン抽気系と第２タービン抽気系とを備えるとともに、上記燃料加熱装置の燃料を加熱したタービン抽気を上記蒸気タービンプラントの復水器に回収させるタービン抽気回収系を備えたものである。
【００２７】
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述目的を達成するため、請求項９に記載したように、ガスタービンプラントに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、上記ガスタービンプラントのガスタービン燃焼器に供給する燃料を加熱する燃料加熱装置を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記蒸気タービンプラントの蒸気タービンのタービン抽気を上記燃料加熱装置に供給する第１タービン抽気系と第２タービン抽気系とを備えるとともに、上記燃料加熱装置の燃料を加熱したタービン抽気を上記蒸気タービンプラントの復水ポンプの出口側に回収させるタービン抽気回収系を備えたものである。
【００２８】
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、上述目的を達成するため、請求項１０に記載したように、ガスタービンプラントに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、上記ガスタービンプラントのガスタービン燃焼器に供給する燃料を加熱する燃料加熱装置を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記蒸気タービンプラントの蒸気タービンのタービン抽気を上記燃料加熱装置に供給するタービン抽気系と、上記燃料加熱装置の燃料を加熱したタービン抽気を上記蒸気タービンに回収させるタービン抽気回収系と、上記タービン抽気系に設けた冷却器と、この冷却器に供給する冷却水を、上記蒸気タービンプラントの復水ポンプの出口側に設けた冷却水系と、上記冷却器でタービン抽気を冷却した冷却水を、上記蒸気タービンプラントの給水ポンプの入口側に回収させる冷却水回収系とを備えたものである。
【００２９】
【発明の実施の形態】
以下、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の形態を図面を参照して説明する。
【００３０】
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実施形態を示す概略系統図である。
【００３１】
本実施形態に係るコンバインドサイクル発電プラント２０は、ガスタービンプラント２１、蒸気タービンプラント２２、排熱回収ボイラ２３を備えた構成になっている。
【００３２】
ガスタービンプラント２１は、空気圧縮機２４、燃料加熱装置２５、ガスタービン燃焼器２６、ガスタービン２７を備え、空気圧縮機２４で吸い込んだ大気ＡＲを高圧化し、その高圧空気に燃料加熱装置２５からの加熱された燃料を加えてガスタービン燃焼器２６で燃焼ガスを生成し、その燃焼ガスを駆動ガスとしてガスタービン２７を駆動する。
【００３３】
また、蒸気タービンプラント２２は、発電機２８に軸直結した蒸気タービン２９、復水器３０、復水ポンプ３１、給水ポンプ３２を備え、排熱回収ボイラ２３から供給されたタービン駆動蒸気を蒸気タービン２９で膨張仕事をさせ、その膨張仕事の際に発生した回転トルクで発電機２８を回転駆動して電気出力を得る一方、膨張仕事を終えたタービン排気を復水器３０で凝縮させて復水にし、その復水を復水ポンプ３１で昇圧して給水にし、その給水を給水ポンプ３２で再び昇圧させて排熱回収ボイラ２３に還流させる。
【００３４】
一方、排熱回収ボイラ２３は、ガスタービン２７から出た排熱（排ガス）の流れに沿ってその上流側から下流側に向って配置された過熱器３３、蒸気ドラム３４に連通する蒸発器３５、節炭器３６をケーシング３７に収容し、蒸気タービンプラント２２からの給水を節炭器３６で加熱し、その加熱水を調節弁３８で流量コントロールした後、蒸気ドラム３４に案内し、ここで加熱水の比重を利用して蒸発器３５で自然循環させて飽和蒸気にし、その飽和蒸気を再び過熱器３３で加熱させて過熱蒸気を発生させ、その過熱蒸気をタービン駆動蒸気として蒸気タービンプラント２２に供給する。
【００３５】
また、蒸気タービン２９は、抽気口３９から膨張仕事途中のタービン抽気を、燃料加熱装置２５に供給するタービン抽気系４０を備え、タービン抽気系４０により供給されたタービン抽気で燃料加熱装置２５の燃料Ｆを加熱した後、ドレンとしてのタービン抽気をタービン抽気回収系４１を介して回収口４２に還流させるようになっている。
【００３６】
さらに、タービン抽気系４０は、抽気調節弁４３を備える一方、燃料加熱装置２５の出口側に設けた温度計４４で検出した燃料温度信号を、演算器４５で弁開閉信号に演算し、その演算信号によりタービン抽気調節弁４３を弁開閉させ、タービン抽気の流量をコントロールするようになっている。
【００３７】
このように、本実施形態では、燃料加熱装置２５の燃料Ｆの加熱源を、蒸気タービン２９のタービン抽気から求めるとともに、タービン抽気系４０にタービン抽気調節弁４３を備え、燃料加熱装置２５で加熱された燃料Ｆの温度を温度計４４で検出し、その検出信号を演算器４５で演算し、その演算信号をタービン抽気調節弁４３に与えて弁開度をコントロールしているので、燃料Ｆを過加熱させることなく適正温度に調整してガスタービン燃焼器２６に供給することができる。
【００３８】
また、本実施形態では、部分負荷運転のように、燃料加熱装置２５を通る燃料Ｆが少ないときでも、タービン抽気調節弁４３でタービン抽気を、燃料Ｆの流量に見合うように流量コントロールしているので、燃料加熱装置２５のスチーミングの発生を確実に防止することができる。
【００３９】
したがって、本実施形態によれば、燃料加熱装置２５のスチーミング発生防止と相俟って燃料加熱装置２５に供給するタービン抽気を燃料Ｆの流量に見合うように制御しているので、従来のように、給水ポンプ３２のポンプアップの必要がなく、プラントの消費動力を削減することができ、従来よりもより一層プラント熱効率を向上させることができる。
【００４０】
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１実施形態における第１実施例を示す概略系統図である。
【００４１】
本実施例は、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱させた後のタービン抽気を回収させるタービン抽気回収系４１を、復水器３０に接続したものであり、他の構成について第１実施形態と同一なので同一符号を付して、説明を省略する。
【００４２】
本実施例は、燃料加熱装置２５を、タービン抽気回収系４１を介して復水器３０に接続させ、真空になっている復水器３０と同一レベルの真空度に維持させることができるようにしたので、タービン抽気で燃料Ｆを加熱させる際、そのタービン抽気の熱をあますところなく活用できて熱交換をより一層効果的に行わせることができ、従来よりも比較的少ないタービン抽気で燃料Ｆを加熱させることができる。
【００４３】
したがって、本実施形態では、真空の特殊性から比較的少ないタービン抽気で燃料Ｆを加熱させることができるので、その分、タービン駆動蒸気を出力増加に廻すことができ、プラント熱効率を従来よりも向上させることができる。
【００４４】
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１実施形態における第２実施例を示す概略系統図である。なお、第１実施形態の構成部品と同一または対応する部分には同一符号を付す。
【００４５】
本実施例は、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱させた後のタービン抽気をドレンとして回収させるタービン抽気回収系４１を、復水ポンプ３１の出口側に接続したものである。なお、符号４６は、ポンプである。
【００４６】
本実施例では、燃料Ｆの加熱後の比較的温度の高いタービン抽気をドレンとして復水ポンプ３１の出口側に供給し、給水に合流させて給水を昇温させるので、排熱回収ボイラ２３の蒸気ドラム３４から発生させる蒸気量を従来よりも増加させることができ、この蒸気量の増加に基づいてプラント熱効率をより一層増加させることができる。
【００４７】
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１実施形態における第３実施例を示す概略系統図である。なお、第１実施形態の構成部品と同一または対応する部分には同一符号を付す。
【００４８】
本実施例は、蒸気タービン２９の抽気口３９，３９から燃料加熱装置２５にタービン抽気を供給する第１タービン抽気系４０ａ、第２タービン抽気系４０ｂの複数のタービン抽気系４０を設ける一方、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱後、ドレンとしてのタービン抽気を蒸気タービン２９の回収口４２，４２に回収させる第１タービン抽気回収系４１ａ、第２タービン抽気回収系４１ｂの複数のタービン抽気回収系４１を備えたものである。
【００４９】
また、本実施例は、各タービン抽気系４０ａ，４０ｂを設けることに伴って各タービン抽気系４０ａ，４０ｂのそれぞれに、第１止め弁４７ａ、第２止め弁４７ｂ、第１タービン抽気調節弁４８ａ、第２タービン抽気調節弁４８ｂ、第１タービン抽気温度検出器４９ａ、第２タービン抽気温度検出器４９ｂのそれぞれを備えたものである。
【００５０】
さらに、本実施例は、各タービン抽気回収系４１ａ，４１ｂを設けることに伴って各タービン抽気回収系４１ａ，４１ｂのそれぞれに、第１タービン抽気回収止め弁５０ａ、第２タービン抽気回収止め弁５０ｂのそれぞれを備えたものである。
【００５１】
本実施例は、定格運転時、蒸気タービン２９の下流側のタービン駆動蒸気をタービン抽気として燃料Ｆの加熱源に使用する方がプラント熱効率を比較的高くすることができ、また部分負荷運転時、蒸気タービン２９の下流側のタービン駆動蒸気をタービン抽気として燃料加熱装置２５に供給すると、燃料Ｆを適正温度に昇温させることが難しくなることに着目したもので、定格運転時、蒸気タービン２９の抽気口３９からのタービン抽気を燃料加熱装置２５に供給する際、タービン下流側の第２タービン抽気系４０ｂを使用し、部分負荷運転時、蒸気タービン２９の抽気口３９からのタービン抽気を燃料加熱装置２５に供給する際、タービン上流側の第１タービン抽気系４０ａを使用し、各運転に対応して抽気点を切り換えたものである。
【００５２】
具体的には、定格運転時、第１タービン抽気系４０ａは、第１止め弁４７ａ、第１タービン抽気回収止め弁５０ａを全閉にする一方、第２タービン抽気系４０ｂは第２止め弁４７ｂ、第２タービン抽気回収止め弁５０ｂを全開にする。そして、蒸気タービン２９の抽気口３９から第２タービン抽気系４０ｂを経て燃料加熱装置２５に供給されたタービン抽気は、燃料Ｆを加熱させた後、ドレンとして第２タービン抽気回収止め弁５０ｂ、第２タービン抽気回収系４１ｂを経て蒸気タービン２９の回収口４２に回収される。その際、変換器４５は、温度計４４で検出した実温度燃料信号と第２タービン抽気温度検出器４９ｂで検出したタービン抽気温度信号とを突き合せ、偏差が出た場合、その偏差に基づいて弁開閉信号を演算し、その演算信号を第２タービン抽気調節弁４８ｂに与えて弁の開度を制御することによってタービン抽気の流量を制御し、燃料Ｆを適正温度に調整する。
【００５３】
他方、部分負荷運転時、上述とは逆に、第１タービン抽気系４０ａは、第１止め弁４７ａ、第１タービン抽気回収止め弁５０ａを全開にするとともに、第２タービン抽気系４９ｂは、第２止め弁４７ａ、第２タービン抽気回収止め弁５０ｂを全閉にする。そして、第１タービン抽気系４０ａは、タービン抽気を燃料加熱装置２５に供給し、また、切換器４５は上述と同様に、第１タービン抽気調節弁４８ａの開度を制御し、燃料Ｆを適正温度に調整する。なお、切換器４５には、定格運転および部分負荷運転に応じて第１タービン抽気系４０ａと第２タービン抽気系４０ｂとが自動的に切り換えることができるように、自動切換回路が組み込まれている。また、本実施例では、各止め弁４７ａ，４７ｂ、各タービン抽気調節弁４８ａ，４８ｂ、各タービン抽気回収止め弁５０ａ，５０ｂの弁開閉制御を、タービン抽気温度および燃料温度で行っているが、タービン抽気圧力および燃料圧力で行ってもよい。さらに、切換器４５の自動切換回路は、タービン抽気温度および燃料温度の予め設定された基準値よりも低くなったとき切換作動するようになっているが、負荷信号で切換作動させてもよい。
【００５４】
このように、本実施例では、燃料加熱装置２５にタービン抽気を供給するタービン抽気系４０を複数系統にして設け、運転状態に応じて使い分けるようにしたから、燃料加熱装置２５の燃料Ｆを適正温度に加熱させてスチーミングを防止することができ、部分負荷運転でも従来よりもより一層安定したプラント熱効率を確保することができる。
【００５５】
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１実施形態における第４実施例を示す概略系統図である。なお、第１実施形態の構成部品と同一または対応する部分には同一符号を付す。
【００５６】
本実施例は、第１実施形態における第３実施例と同様に、蒸気タービン２９の抽気口３９，３９から燃料加熱装置２５にタービン抽気を供給する第１タービン抽気系４０ａ、第２タービン抽気系４０ｂの複数のタービン抽気系４０を設け、定格運転時、タービン下流側の第２タービン抽気系４０ｂを使用し、また部分負荷運転時、タービン上流側の第１タービン抽気系４０ａを使用し、各運転に対応させて抽気点を切り換える一方、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱した後のドレンとしてのタービン抽気を、タービン抽気回収系４１を介して復水器３０に回収させたものである。
【００５７】
このように、本実施形態では、燃料加熱装置２５に、燃料加熱源としてのタービン抽気を供給する複数のタービン抽気系４０を設けて各運転に対応させて使い分けることができるようにするとともに、その燃料加熱装置２５を、タービン抽気回収系４１を介して復水器３０に接続させ、真空になっている復水器３０と同一レベルの真空度に維持させることができるようにしたので、各運転時、比較的少ないタービン抽気で燃料Ｆを効果的に加熱させてスチーミングを防止することができ、プラント熱効率を向上させることができる。
【００５８】
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１実施形態における第５実施例を示す概略系統図である。なお、第１実施形態の構成部品と同一または対応する部分には同一符号を付す。
【００５９】
本実施例は、第１実施形態における第３実施例と同様に、蒸気タービン２９の抽気口３９，３９から燃料加熱装置２５にタービン抽気を供給する第１タービン抽気系４０ａ、第２タービン抽気系４０ｂの複数のタービン抽気系４０を設け、定格運転時、タービン下流側の第２タービン抽気系４０ｂを使用し、また部分負荷運転時、タービン上流側の第１タービン抽気系４０ａを使用し、各運転に対応させて抽気点を切り換える一方、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱した後のドレンとしてのタービン抽気を、タービン抽気回収系４１、ポンプ４６を介して復水ポンプ３１の出口側に回収させたものである。
【００６０】
このように、本実施例では、燃料加熱装置２５に、燃料加熱源としてのタービン抽気を供給する複数のタービン抽気系４０を設けて各運転に対応させて使い分けることができるようにするとともに、燃料加熱装置２５からタービン抽気回収系４１、ポンプ４６を介して復水ポンプ３１の出口側にドレンとしてのタービン抽気を回収させて給水を昇温させるので、各運転時、比較的少ないタービン抽気で燃料Ｆを効果的に加熱させることができ、さらに排熱回収ボイラ２３の蒸気ドラム３４からの蒸気量をより多く増加させることができる。
【００６１】
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２実施形態を示す概略系統図である。なお、第１実施形態の構成部品と同一または対応する部分には同一符号を付す。
【００６２】
本実施例は、蒸気タービン２９の抽気口３９からタービン抽気系４０のタービン抽気調節弁４３を介して燃料加熱装置２５に供給するタービン抽気の温度が高く、燃料加熱装置２５の燃料Ｆが許容温度・圧力を超えて自然発火するおそれがある場合を考慮してタービン抽気系４０に冷却器５１を設けたものである。
【００６３】
この冷却器５１は、復水ポンプ３１の出口側からバイパスし、給水の一部を冷却水として使用する冷却水系５２を備えるとともに、タービン抽気を適温に冷却後、その冷却水を冷却水回収系５４の冷却水回収調節弁５３を介して給水ポンプ３２の入口側に回収できるように図っている。
【００６４】
また、この冷却器５１は、その出口側にタービン抽気温度計５５を備え、検出された実タービン抽気温度が予め定められた基準値を超えた場合、その偏差に基づいて弁開閉信号を演算し、その演算信号を冷却水回収系５４の冷却水回収調節弁５３に与えて弁開閉制御する変換器５６を備えた構成になっている。
【００６５】
このように、本実施形態では、蒸気タービン２９の抽気口３９からタービン抽気系４０のタービン抽気調節弁４３、冷却器５１を介して燃料加熱装置２５に供給するタービン抽気で燃料Ｆを加熱し、加熱後、ドレンとしてのタービン抽気をタービン抽気回収系４１を介して蒸気タービン２９の回収口４２しに回収させる一方、復水ポンプ３１の出口側から冷却水系５２を介して冷却器５１に供給された給水の一部としての冷却水でタービン抽気を適温に冷却後、その冷却水を、冷却水回収系５４の冷却水回収調節弁５３で流量コントロールして給水ポンプ３２の入口側にて回収させたので、燃料Ｆの加熱に伴って燃料Ｆに含まれる水蒸気分を蒸発させて潜熱を失わせ、結果的に燃料Ｆの発熱量を高めることができ、またタービン抽気を適温に冷却させる際に奪った熱で冷却水を比較的高温化にして復水ポンプ３１からの給水に合流させてその給水を昇温化させることができる。
【００６６】
したがって、本実施形態によれば、燃料Ｆの潜熱分を除いた発熱量に維持できるようにするとともに、タービン抽気の熱を奪った冷却水で給水を昇温させ、排熱回収ボイラ２３の蒸気ドラム３４から発生する蒸気量を多くしたので、プラント熱効率を従来よりもより一層向上させることができる。
【００６７】
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２実施形態における第１実施例を示す概略系統図である。なお、第１実施形態および第２実施形態の構成部品と同一または対応する部分には同一符号を付す。
【００６８】
本実施例は、第２実施形態と同様に、タービン抽気系４０に冷却器５１を設け、この冷却器５１でタービン抽気の温度が高いとき、復水ポンプ３１の出口側からバイパスし、冷却水系５２の給水の一部としての冷却水でタービン抽気を適温に冷却し、冷却の際に昇温した冷却水を冷却水回収系５４の冷却水回収調節弁５３を介して給水ポンプ３２の入口側に回収させるとともに、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱した上述タービン抽気を、タービン抽気回収系４１を介して復水器３０に回収させたものである。他の構成については、第１実施形態および第２実施形態と同一なので、その説明を省略する。
【００６９】
このように、本実施例では、復水ポンプ３１の出口側の給水の一部を冷却水として冷却器５１でタービン抽気を適温に冷却し、冷却後の昇温化した冷却水を給水ポンプ３２の入口側に回収させて給水を昇温させるとともに、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱させた上述タービン抽気をタービン抽気回収系４１を介して復水器３０に回収させて熱の有効活用化を図ったので、プラント熱効率を従来よりもより一層向上させることができる。
【００７０】
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２実施形態における第２実施例を示す概略系統図である。なお、第１実施形態および第２実施形態の構成部品と同一または対応する部分には同一符号を付す。
【００７１】
本実施例も、第２実施形態と同様に、タービン抽気系４０に冷却器５１を設け、この冷却器５１でタービン抽気の温度が高いとき、復水ポンプ３１の出口側からの給水の一部としての冷却水でタービン抽気を適温に冷却し、冷却の際に昇温した冷却水を冷却水回収系５４の冷却水回収調節弁５３を介して給水ポンプ３２の入口側に回収させるとともに、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱した上述タービン抽気を、タービン抽気回収系４１のポンプ４６を介して給水ポンプ３２の入口側に回収させたものである。
【００７２】
このように、本実施例では、復水ポンプ３１の出口側の給水の一部を冷却水として冷却器５１でタービン抽気を適温に冷却し、冷却後の昇温化した冷却水を給水ポンプ３２の入口側に回収させて給水を昇温させ、さらに燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱させた上述タービン抽気もタービン抽気回収系４１のポンプ４６を介して給水ポンプ３２の入口側に回収させて給水をより一層昇温化させたので、排熱回収ボイラ２３の蒸気ドラム３４から発生する蒸気量を従来よりもより多く発生させることができる。
【００７３】
したがって、本実施例によれば、熱の有効活用を図っているので、プラント熱効率を従来よりも一層向上させることができる。
【００７４】
図１０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実施形態における第３実施例を示す概略系統図である。なお、第１実施形態および第２実施形態の構成部品を同一または対応する部分には同一符号を付す。
【００７５】
本実施例は、図４で示した第１実施形態における第３実施例のタービン抽気系４０およびタービン抽気回収系４１に、図８で示した第２実施形態における第１実施例の冷却水系５２および冷却水回収系５４を組み合せたもので、蒸気タービン２９の抽気口３９，３９から燃料加熱装置２５にタービン抽気を供給する第１タービン抽気系４０ａ、第２タービン抽気系４０ｂの複数のタービン抽気系４０を設ける一方、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱後、ドレンとしてのタービン抽気を蒸気タービン２９の回収口４２，４２に回収させる第１タービン抽気回収系４１ａ、第２タービン抽気回収系４１ｂの複数のタービン抽気回収系４１を備えたものである。
【００７６】
また、本実施例は、各タービン抽気系４０ａ，４０ｂを設けることに伴って各タービン抽気系４０ａ，４０ｂのそれぞれに、第１止め弁４７ａ、第２止め弁４７ｂ、第１タービン抽気調節弁４８ａ、第２タービン抽気調節弁４８ｂ、第１タービン抽気温度検出器４９ａ、第２タービン抽気温度検出器４９ｂのそれぞれを備えたものである。
【００７７】
また、本実施例は、各タービン抽気回収系４１ａ，４１ｂを設けることに伴って各タービン抽気回収系４１ａ，４１ｂのそれぞれに、第１タービン抽気回収止め弁５０ａ、第２タービン抽気回収止め弁５０ｂのそれぞれ備えたものである。
【００７８】
また、本実施例は、タービン抽気系４０に冷却器５１を設け、この冷却器５１でタービン抽気の温度が高いとき、復水ポンプ３１の出口側からバイパスし、冷却水系５２の冷却水調節弁５７を介して給水の一部としての冷却水でタービン抽気を適温に冷却し、冷却の際に昇温した冷却水を給水ポンプ３２の入口側に回収させる冷却水回収系５４を備えたものである。
【００７９】
さらに、本実施例は、タービン抽気系４０に冷却器５１を設けることに伴って冷却器５１の出口側に設けたタービン抽気温度計５５で検出したタービン抽気温度信号が予め設定された基準値との間に偏差が出た場合、その偏差に基づいて演算し、冷却水系５２の冷却水調節弁５７に弁開閉信号を与えて給水の一部としての冷却水の流量コントロールを行わせる変換器５６を備えたものである。なお、他の構成にいては、第１実施形態における第３実施例と第２実施形態における第１実施例と同一なので、重複説明を省略する。
【００８０】
本実施例は、第１実施形態における第３実施例と同様に、定格運転時、蒸気タービン２９の抽気口３９からのタービン抽気を燃料加熱装置２５に供給する際、タービン下流側の第２タービン抽気系４０ｂを使用し、部分負荷運転時、蒸気タービン２９の抽気口３９からのタービン抽気を燃料加熱装置２５に供給する際、タービン上流側の第１タービン抽気系４０ａを使用し、各運転に対応して抽気点を切り換えたものである。
【００８１】
その際、各タービン抽気系４０ａ，４０ｂのいずれからも燃料加熱装置２５に供給されるタービン抽気の温度が高い場合、冷却水系５２は、復水ポンプ３１の出口側の給水の一部としての冷却水を冷却器５１に供給し、タービン抽気を適温に冷却し、冷却の際、昇温化した冷却水を給水ポンプ３２の入口側に回収させるようになっている。また、冷却水系５２は、冷却器５１でタービン抽気を適温に冷却する際、そのタービン抽気を冷却器５１の出口側に設けたタービン抽気温度計５５で検出し、その検出信号が予め設定された基準値との間に偏差が出た場合、その偏差に基づいて変換器５６で弁開閉信号を演算し、その演算信号を冷却水調節弁５７に与えて冷却水の流量をコントロールするようになっている。
【００８２】
このように、本実施例では、燃料加熱装置２５にタービン抽気を供給するタービン抽気系４０を複数系統に設け、運転状態に応じて使い分けるようにするとともに、それぞれタービン抽気の温度が高いとき、冷却水系５２に冷却器５１を設けてタービン抽気を適温に冷却させ、冷却の際、昇温した冷却水を冷却水回収系５４を介して給水ポンプ３２の入口側に回収させたので、燃料加熱装置２５の燃料Ｆを適正温度に加熱させてスチーミングを防止することができ、熱の有効活用を図ることができ、部分負荷運転でも従来よりもより一層安定したプラント熱効率を確保することができる。
【００８３】
図１１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実施形態における第４実施例を示す概略系統図である。なお、第１実施形態または第２実施形態の構成部品と同一または対応する部分には同一符号を付す。
【００８４】
本実施例は、図５で示した第１実施形態における第４実施例のタービン抽気系４０およびタービン抽気回収系４１に、図１０で示した第２実施形態における第３実施例の冷却水系５２および冷却水回収系５４を組み合せたもので、蒸気タービン２９の抽気口３９，３９から燃料加熱装置２５にタービン抽気を供給する第１タービン抽気系４０ａ、第２タービン抽気系４０ｂの複数のタービン抽気系４０を設け、定格運転時、タービン下流側の第２タービン抽気系４０ｂを使用し、また部分負荷運転時、タービン上流側の第１タービン抽気系４０ａを使用し、各運転に対応させて抽気点を切り換える一方、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱した後のドレンとしてのタービン抽気を、タービン抽気回収系４１を介して復水器３０に回収させるタービン抽気回収系４１を備えたものである。
【００８５】
また、本実施例は、各タービン抽気系４０ａ，４０ｂを設けることに伴って各タービン抽気系４０ａ，４０ｂのそれぞれに、第１止め弁４７ａ、第２止め弁４７ｂ、第１タービン抽気調節弁４８ａ、第２タービン抽気調節弁４８ｂ、第１タービン抽気温度検出器４９ａ、第２タービン抽気温度検出器４９ｂのそれぞれを備えたものである。
【００８６】
また、本実施例は、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱した後のドレンとしてのタービン抽気を、タービン抽気回収系４１を介して復水器３０に回収させたものである。
【００８７】
また、本実施例は、タービン抽気系４０に冷却器５１を設け、この冷却器５１でタービン抽気の温度が高いとき、復水ポンプ３１の出口側からバイパスし、冷却水系５２の冷却水調節弁を介して給水の一部としての冷却水でタービン抽気を適温に冷却し、冷却の際に昇温した冷却水を給水ポンプ３２の入口側に回収させる冷却水回収系５４を備えたものである。
【００８８】
さらに、本実施例は、タービン抽気系４０に冷却器５１を設けることに伴って冷却器５１の出口側に設けたタービン抽気温度計５５で検出したタービン抽気信号が、予め設定された基準値との間に偏差が出た場合、その偏差に基づいて演算し、冷却水系５２の冷却水調節弁５７に弁開閉信号を与えて給水の一部としての冷却水の流量コントロールを行わせる演算器５６を備えたものである。なお、他の構成については、第１実施形態における第４実施例および第２実施形態における第３実施例と同一なので、重複説明を省略する。
【００８９】
本実施例は、第１実施形態における第３実施例と同様に、定格運転時、蒸気タービン２９の抽気口３９からのタービン抽気を燃料加熱装置２５に供給する際、タービン下流側の第２タービン抽気系４０ｂを使用し、部分負荷運転時、蒸気タービン２９の抽気口３９からのタービン抽気を燃料加熱装置２５に供給する際、タービン上流側の第１タービン抽気系４０ａを使用し、各運転に対応して抽気点を切り換えるようになっている。
【００９０】
その際、各タービン抽気系４０ａ，４０ｂのいずれからも燃料加熱装置２５に供給されるタービン抽気の温度が高い場合、冷却水系５２は、復水ポンプ３１の出口側の給水の一部としての冷却水を冷却器５１に供給し、タービン抽気を適温に冷却し、冷却の際、昇温した冷却水を給水ポンプ３２の入口側に回収させるようになっている。また、冷却水系５２は、冷却器５１でタービン抽気を適温に冷却する際、そのタービン抽気を冷却器５１の出口側に設けたタービン抽気温度計５５で検出し、その検出信号が予め設定された基準値との間に偏差が出た場合、その偏差に基づいて変換器５６で弁開閉信号を演算し、その演算信号を冷却水調節弁５７に与えて冷却水の流量をコントロールするようになっている。
【００９１】
このように、本実施例では、燃料加熱装置２５にタービン抽気を供給するタービン抽気系４０を複数系統に設け、運転状態に応じて使い分けるようにするとともに、それでもタービン抽気の温度が高いとき、タービン抽気系４０に設けた冷却器５１でタービン抽気を適温に冷却させ、冷却の際、昇温した冷却水を冷却水回収系５４を介して給水ポンプ３２の入口側に回収させたので、燃料加熱装置２５の燃料Ｆを適正温度に加熱させてスチーミングを防止することができ、熱の有効活用を図ることができ、部分負荷運転でも従来よりも一層安定したプラント熱効率を確保することができる。
【００９２】
図１２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実施形態における第５実施例を示す概略系統図である。なお、第１実施形態または第２実施形態の構成部分と同一または対応する部分には同一符号を付す。
【００９３】
本実施例は、図６で示した第１実施形態における第５実施例のタービン抽気系４０およびタービン抽気回収系４１に、図１０で示した第２実施形態における第３実施例の冷却水系５２および冷却水回収系５４を組み合せたもので、蒸気タービン２９の抽気口３９，３９から燃料加熱装置２５にタービン抽気を供給する第１タービン抽気系４０ａ、第２タービン抽気系４０ｂの複数のタービン抽気系４０を設けるとともに、燃料加熱装置２５で燃料Ｆを加熱後、ドレンとしてのタービン抽気を給水ポンプ３２の入口側に回収させるタービン抽気回収系４１を設ける一方、タービン抽気系４０に設けた冷却器５１に、復水ポンプ３１からの給水の一部を冷却水として供給する冷却水系５２と、タービン抽気を適温に冷却する際、昇温した冷却水を、給水ポンプ３２の入口側に回収させた冷却水回収系５４とをそれぞれ備えたものである。なお、他の構成については、第１実施形態における第５実施例および第２実施形態における第３実施例と同一なので、重複説明を省略する。
【００９４】
このように、本実施例では、燃料加熱装置２５にタービン抽気を供給するタービン抽気系４０を複数系統に設け、定格運転および部分負荷運転のいずれかの運転に応じて使い分けるようにするともとに、それでもタービン抽気の温度が高いとき、タービン抽気系４０に設けた冷却器５１でタービン抽気を適温に冷却させ、冷却の際、昇温した冷却水を冷却水回収系５４を介して給水ポンプ３２の入口側に回収させ、さらに上述燃料加熱装置２５からドレンとしてのタービン抽気をタービン抽気回収系４１を介して給水ポンプ３２の入口側に回収させ給水をより一層上昇させたので、排熱回収ボイラ２３の蒸気ドラム３４から発生する蒸気量を従来よりも多く発生させることができる。
【００９５】
したがって、本実施例によれば、熱の有効活用を図っているので、プラント熱効率を従来よりも一層向上させることができる。
【００９６】
【発明の効果】
以上の説明の通り、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、燃料加熱装置の燃料の加熱源をタービン抽気に求め、そのタービン抽気を燃料流量に見合うように流量コントロールしているので、タービン抽気と燃料との熱交換の際、燃料加熱装置でのスチーミングを防止することができ、プラント熱効率を従来よりも大幅に向上させることができる。
【００９７】
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、燃料加熱装置の燃料を加熱するタービン抽気を定格運転と部分負荷運転とに使い分けることができるようにしているので、部分負荷運転時でも安定したプラント熱効率を確保することができる。
【００９８】
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、燃料加熱装置の燃料を加熱するタービン抽気が高いとき、そのタービン抽気を適温に冷却させるようにしているので、燃料を安定状態で加熱させることができ、発火等の不測の事故の発生を防止することができる。
【００９９】
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、燃料を加熱した後のタービン抽気およびタービン抽気を適温に冷却した後の冷却水の昇温熱の少なくとも一方で給水を加熱する熱回収を図っているので、安定したプラント熱効率を確保することができる。
【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１実施形態における第１実施例を示す概略系統図。
【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１実施形態における第２実施例を示す概略系統図。
【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１実施形態における第３実施例を示す概略系統図。
【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１実施形態における第４実施例を示す概略系統図。
【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１実施形態における第５実施例を示す概略系統図。
【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２実施形態を示す概略系統図。
【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２実施形態における第１実施例を示す概略系統図。
【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２実施形態における第２実施例を示す概略系統図。
【図１０】 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実施形態における第３実施例を示す概略系統図。
【図１１】 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実施形態における第４実施例を示す概略系統図。
【図１２】 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実施形態における第５実施例を示す概略系統図。
【図１３】 従来のコンバインドサイクル発電プラントの実施形態を示す概略系統図。
【図１４】 従来のコンバインドサイクル発電プラントの別の実施形態を示す概略系統図。
【符号の説明】
１ コンバインドサイクル発電プラント
２ ガスタービンプラント
３ 蒸気タービンプラント
４ 排熱回収ボイラ
５ 空気圧縮機
６ ガスタービン燃焼器
７ ガスタービン
８ 過熱器
９ 蒸気ドラム
１０ 蒸発器
１１ 節炭器
１２ ケーシング
１３ 調節弁
１４ 発電機
１５ 蒸気タービン
１６ 復水器
１７ 復水ポンプ
１８ 給水ポンプ
１９ 燃料加熱装置
２０ コンバインドサイクル発電プラント
２１ ガスタービンプラント
２２ 蒸気タービンプラント
２３ 排熱回収ボイラ
２４ 空気圧縮機
２５ 燃料過熱装置
２６ ガスタービン燃焼器
２７ ガスタービン
２８ 発電機
２９ 蒸気タービン
３０ 復水器
３１ 復水ポンプ
３２ 給水ポンプ
３３ 過熱器
３４ 蒸気ドラム
３５ 蒸発器
３６ 節炭器
３７ ケーシング
３８ 調節弁
３９ 抽気口
４０ タービン抽気系
４１ タービン抽気回収系
４２ 回収口
４３ タービン抽気調節弁
４４ 温度計
４５ 演算器
４６ ポンプ
４７ａ 第１止め弁
４７ｂ 第２止め弁
４８ａ 第１タービン抽気調節弁
４８ｂ 第２タービン抽気調節弁
４９ａ 第１タービン抽気温度検出器
４９ｂ 第２タービン抽気温度検出器
５０ａ 第１タービン抽気回収止め弁
５０ｂ 第２タービン抽気回収止め弁
５１ 冷却器
５２ 冷却水系
５３ 冷却水回収調節弁
５４ 冷却水回収系
５５ タービン抽気温度計
５６ 演算器
５７ 冷却水調節弁[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
  The present invention relates to a combined cycle power plant, and more particularly, to a combined cycle power plant in which fuel to be input to a gas turbine combustor of a gas turbine plant is preheated to increase the heat generation amount to improve plant thermal efficiency.
[0002]
[Prior art]
  In recent thermal power plants, a combined cycle power plant having a shorter start-up operation time and higher plant thermal efficiency is becoming the mainstream compared to conventional power plants. This combined cycle power plant combines a gas turbine plant with a steam turbine plant and an exhaust heat recovery boiler, and uses the exhaust heat (exhaust gas) from the gas turbine plant to generate steam with the exhaust heat recovery boiler. Is supplied to a steam turbine plant to generate electric power, and an example thereof is shown in FIG.
[0003]
  The combined cycle power plant 1 includes a gas turbine plant 2, a steam turbine plant 3, and an exhaust heat recovery boiler 4.
[0004]
  The gas turbine plant 2 includes an air compressor 5, a gas turbine combustor 6, and a gas turbine 7. The atmosphere AR sucked by the air compressor 5 is increased in pressure, fuel is added to the high-pressure air, and the gas turbine combustor 6 Combustion gas is generated, and the gas turbine 7 is driven using the combustion gas as a driving gas.
[0005]
  Further, the exhaust heat recovery boiler 4 is connected to a superheater 8 and a steam drum 9 which are arranged from the upstream side to the downstream side along the flow of exhaust heat (exhaust gas) emitted from the gas turbine 7. The economizer 11 is housed in the casing 12, the feed water from the steam turbine plant 3 is heated by the economizer 11, the flow rate of the heated water (heated water after heating) is controlled by the control valve 13, and the steam drum 9 Here, using the specific gravity of the heated water, it is naturally circulated in the evaporator 10 to be saturated steam, and the saturated steam is heated again by the superheater 8 to generate superheated steam, and the superheated steam is driven by the turbine. The steam is supplied to the steam turbine plant 3 as steam.
[0006]
  On the other hand, the steam turbine plant 3 includes a steam turbine 15 directly connected to the generator 14, a condenser 16, a condensate pump 17, and a feed water pump 18, and steam driven turbine supplied from the exhaust heat recovery boiler 4 is steam turbine. 15, the expansion work is performed, and the generator 14 is driven by the rotational torque generated during the expansion work to generate an electrical output.
[0007]
  Further, the steam turbine plant 3 condenses the turbine exhaust, which has finished the expansion work by the steam turbine 15, into the condensate by the condenser 16, pressurizes the condensate by the condensate pump 17, and supplies the water. The pressure is raised again by the feed water pump 18 and is returned to the exhaust heat recovery boiler 4.
[0008]
  As described above, in the conventional combined cycle power plant 1, the Brayton cycle of the gas turbine plant 2 and the Rankine cycle of the steam turbine plant 3 are skillfully combined, and the plant thermal efficiency is improved by effectively utilizing the exhaust heat of the gas turbine plant 2. It was higher than that.
[0009]
  However, as a technique for further improving the plant thermal efficiency of the conventional combined cycle power plant 1, JP-A-2-283803 has already been published.
[0010]
  The technique disclosed in Japanese Patent Laid-Open No. 2-283803 is focused on the temperature of the feed water heated by the economizer 11 of the exhaust heat recovery boiler 4, and there is little thermal effect even if there is a load fluctuation. The plant heat efficiency is improved by skillfully utilizing the heat energy of the heating water. That is, in this technique, as shown in FIG. 14, a fuel heating device 19 is provided in the gas turbine plant 2, and the economizer 11 of the exhaust heat recovery boiler 4 that is less affected by load fluctuations as a heating source of the fuel heating device 19. The heating water on the outlet side of the fuel is heated, the fuel F is heated, the latent heat required when the water vapor contained in the fuel evaporates is removed, and as a result, the calorific value is increased at a relatively low fuel flow rate by increasing the heat generation amount. To produce and improve the thermal efficiency of the plant.
[0011]
  As described above, in the conventional combined cycle power plant 1, today, worried about exhaustion of fossil fuels, efforts have been made to improve the thermal efficiency of the plant by consuming as little fuel as possible.
[0012]
[Problems to be solved by the invention]
  In the conventional combined cycle power plant 1 shown in FIG. 14, when the fuel F is heated by the fuel heating device 19, the heating source of the economizer 11 is used to obtain the heating source of the heated water supplied from the economizer 11. Although the heat transfer area is increased as compared with the conventional case, there are some problems that need to be improved in order to obtain the heating source of the heated water from the economizer 11 itself.
[0013]
  In general, in this type of technical field, the design differential pressure (generally about 1.5 MPa to 2 MPa) of the control valve 13 provided on the inlet side of the steam drum 9 is the pressure required by the fuel heating device 19 (generally about 0.2 MPa). ) Is larger than. For this reason, when the heated water leaving the economizer 11 flows into the steam drum 9, the pressure is adjusted to the saturation pressure with respect to the temperature of the heated water itself so as not to generate steaming (a kind of evaporation). It is necessary to set the valve 13 to a high value obtained by adding the design differential pressure and the safety factor.
[0014]
  However, the heating water supplied to the fuel heating device 19 is originally set to the above-mentioned high value even though the pressure should be a value obtained by adding a safety factor to about 0.2 MPa even when prevention of steaming is taken into consideration. As such, it is wasteful and imposes unnecessary power consumption of the water supply pump 18.
[0015]
  In addition, the heating water as a heating source required by the fuel heating device 19 has an appropriate value that is set to a temperature obtained by adding about 50 ° C. to the heated fuel temperature (generally about 150 ° C. to 200 ° C.). However, the temperature of the heated water leaving the economizer 11 is originally set from the heat balance of the entire plant regardless of fuel heating. For this reason, the temperature of the heated water in the heat balance is increased by the amount of fuel heating, the saturation pressure based on the increased temperature is also increased, and a high boosting force of the feed water pump 18 is required, resulting in an increase in cost.
[0016]
  In addition, when the amount of heated water supplied to the fuel heating device 19 is reduced as in partial load operation, the amount of water supplied through the economizer 11 is also reduced. In this case, the pressure inside the vessel is reduced. As a result, the heated water exiting the economizer 11 exceeds the saturation temperature, which may cause steaming.
[0017]
  As described above, the conventional combined cycle power plant 1 shown in FIG. 14 improves the thermal efficiency of the plant, but has some problems described above.
[0018]
  The present invention has been made based on such circumstances, and can sufficiently heat the fuel without setting the heating water used for fuel heating to a high pressure, and can reliably prevent the occurrence of steaming. To provide a combined cycle power plant.Objective.
[0019]
[Means for Solving the Problems]
  In order to achieve the above-mentioned object, a combined cycle power plant according to the present invention combines a gas turbine plant with a steam turbine plant and an exhaust heat recovery boiler as described in claim 1, and a gas turbine combustor of the gas turbine plant. In a combined cycle power plant having a fuel heating device for heating fuel supplied to the first turbine bleed system for supplying turbine bleed of the steam turbine of the steam turbine plant to the fuel heating device,A second turbine bleed system for supplying turbine bleed downstream of the steam turbine to the fuel heating device from the first turbine bleed system,The fuel heating deviceAtThe turbine bleed that heated the fuelSteam turbine of a steam turbine plant or a system downstream thereofTo collectTurbine bleed recovery systemIt is equipped with.
[0020]
  In order to achieve the above object, the combined cycle power plant according to the present invention includes a first turbine extraction recovery system and a second turbine extraction recovery system as described in claim 2. The first turbine extraction recovery system and the second turbine extraction recovery system are each connected to a steam turbine.
[0021]
  The combined cycle power plant according to the present invention achieves the above-described object,Claim 3As described above, the first turbine bleed system is used to open the first stop valve during partial load operation and supply turbine bleed air to the fuel heating device from the upstream side of the steam turbine, The turbine bleed system is used when the second stop valve is opened during rated operation to supply turbine bleed air to the fuel heating device from the downstream side of the steam turbine.
[0022]
  The combined cycle power plant according to the present invention achieves the above-described object,Claim 4When the first turbine bleed system includes the first turbine bleed control valve and the fuel temperature signal detected on the outlet side of the fuel heating device is matched with the turbine bleed temperature signal, a deviation occurs. And an arithmetic unit for providing a valve opening / closing signal to the first turbine bleed control valve based on the deviation.
[0023]
  The combined cycle power plant according to the present invention achieves the above-described object,Claim 5As described in the above, the second turbine bleed system includes the second turbine bleed control valve and matches the fuel temperature signal detected on the outlet side of the fuel heating device with the turbine bleed temperature signal, resulting in a deviation. And an arithmetic unit for providing a valve opening / closing signal to the second turbine bleed control valve based on the deviation.
[0024]
  The combined cycle power plant according to the present invention achieves the above-described object,Claim 6As described above, the first turbine bleed air recovery system includes a first turbine bleed air recovery stop valve, and is configured to control the opening and closing of the first turbine bleed air recovery stop valve in conjunction with the first stop valve. is there.
[0025]
  The combined cycle power plant according to the present invention achieves the above-described object,Claim 7As described above, the second turbine bleed air recovery system includes a second turbine bleed air recovery stop valve, and is configured to control the opening and closing of the second stop valve in conjunction with the second turbine bleed air adjustment valve. .
[0026]
  The combined cycle power plant according to the present invention achieves the above-described object,Claim 8As described above, in a combined cycle power plant including a fuel heating apparatus that combines a gas turbine plant with a steam turbine plant and an exhaust heat recovery boiler and heats fuel supplied to a gas turbine combustor of the gas turbine plant, A first turbine bleed system and a second turbine bleed system for supplying turbine bleed of the steam turbine of the steam turbine plant to the fuel heating device, and the turbine bleed that has heated the fuel of the fuel heating device to the steam turbine plant A turbine bleed air recovery system for recovery by a condenser is provided.
[0027]
  The combined cycle power plant according to the present invention achieves the above-described object,Claim 9As described above, in a combined cycle power plant including a fuel heating apparatus that combines a gas turbine plant with a steam turbine plant and an exhaust heat recovery boiler and heats fuel supplied to a gas turbine combustor of the gas turbine plant, A first turbine bleed system and a second turbine bleed system for supplying turbine bleed of the steam turbine of the steam turbine plant to the fuel heating device, and the turbine bleed that has heated the fuel of the fuel heating device to the steam turbine plant A turbine bleed recovery system for recovery at the outlet side of the condensate pump is provided.
[0028]
  The combined cycle power plant according to the present invention achieves the above-described object,Claim 10As described above, in a combined cycle power plant including a fuel heating apparatus that combines a gas turbine plant with a steam turbine plant and an exhaust heat recovery boiler and heats fuel supplied to a gas turbine combustor of the gas turbine plant, A turbine bleed system that supplies turbine bleed of a steam turbine of a steam turbine plant to the fuel heating device, a turbine bleed recovery system that causes the steam turbine to collect turbine bleed that has heated fuel in the fuel heating device, and the turbine bleed system The cooling water provided to the condenser, the cooling water system provided on the outlet side of the condensate pump of the steam turbine plant, and the cooling water obtained by cooling the turbine bleed by the cooler. A cooling water recovery system for recovery at the inlet side of the feed pump of the turbine plantIs.
[0029]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
  Hereinafter, an embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention will be described with reference to the drawings.
[0030]
  FIG. 1 is a schematic system diagram showing a first embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
[0031]
  The combined cycle power plant 20 according to the present embodiment includes a gas turbine plant 21, a steam turbine plant 22, and an exhaust heat recovery boiler 23.
[0032]
  The gas turbine plant 21 includes an air compressor 24, a fuel heating device 25, a gas turbine combustor 26, and a gas turbine 27, and the atmosphere AR sucked by the air compressor 24 is increased in pressure, and the high-pressure air is supplied from the fuel heating device 25. The heated fuel is added to generate a combustion gas in the gas turbine combustor 26, and the gas turbine 27 is driven using the combustion gas as a driving gas.
[0033]
  The steam turbine plant 22 includes a steam turbine 29 directly connected to a generator 28, a condenser 30, a condensate pump 31, and a feed water pump 32. The steam-driven steam supplied from the exhaust heat recovery boiler 23 is converted into steam turbines. 29, expansion work is performed, and the generator 28 is rotationally driven with the rotational torque generated during the expansion work to obtain an electrical output, while the turbine exhaust that has completed the expansion work is condensed in the condenser 30 to be condensed. Then, the condensate is boosted by the condensate pump 31 to supply water, and the feed water is boosted again by the feed water pump 32 and returned to the exhaust heat recovery boiler 23.
[0034]
  On the other hand, the exhaust heat recovery boiler 23 is connected to a superheater 33 and a steam drum 34 which are arranged from the upstream side to the downstream side along the flow of exhaust heat (exhaust gas) emitted from the gas turbine 27. The economizer 36 is accommodated in the casing 37, the feed water from the steam turbine plant 22 is heated by the economizer 36, the flow rate of the heated water is controlled by the control valve 38, and then guided to the steam drum 34, where Utilizing the specific gravity of the heated water, it is naturally circulated in the evaporator 35 to be saturated steam, and the saturated steam is heated again in the superheater 33 to generate superheated steam, and the superheated steam is used as turbine drive steam to the steam turbine plant 22. To supply.
[0035]
  Further, the steam turbine 29 includes a turbine bleed system 40 that supplies turbine bleed during expansion work from the bleed port 39 to the fuel heating device 25, and the fuel of the fuel heating device 25 is the turbine bleed supplied by the turbine bleed system 40. After heating F, turbine bleed air as drain is recirculated to the recovery port 42 via the turbine bleed air recovery system 41.
[0036]
  Further, the turbine bleed system 40 is provided with a bleed control valve 43, while a calculator 45 calculates a fuel temperature signal detected by a thermometer 44 provided on the outlet side of the fuel heating device 25 into a valve opening / closing signal. The turbine bleed control valve 43 is opened and closed by a signal to control the flow rate of the turbine bleed.
[0037]
  As described above, in the present embodiment, the heating source of the fuel F of the fuel heating device 25 is obtained from the turbine bleed of the steam turbine 29, and the turbine bleeding control valve 43 is provided in the turbine bleeding system 40 and is heated by the fuel heating device 25. The detected temperature of the fuel F is detected by the thermometer 44, the detected signal is calculated by the calculator 45, and the calculated signal is given to the turbine extraction control valve 43 to control the valve opening. The gas turbine combustor 26 can be adjusted to an appropriate temperature without being overheated.
[0038]
  In the present embodiment, the turbine bleed control valve 43 controls the flow rate of the turbine bleed to match the flow rate of the fuel F even when the amount of the fuel F passing through the fuel heating device 25 is small as in the partial load operation. Therefore, the occurrence of steaming of the fuel heating device 25 can be reliably prevented.
[0039]
  Therefore, according to the present embodiment, the turbine bleed gas supplied to the fuel heating device 25 is controlled to match the flow rate of the fuel F in combination with the prevention of steaming of the fuel heating device 25, so that In addition, there is no need to pump up the feed water pump 32, the power consumption of the plant can be reduced, and the plant thermal efficiency can be further improved as compared with the prior art.
[0040]
  FIG. 2 is a schematic system diagram showing a first example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0041]
  In this embodiment, a turbine bleed air recovery system 41 that recovers turbine bleed air after the fuel F is heated by the fuel heating device 25 is connected to the condenser 30. Other configurations are the same as those of the first embodiment. Since they are the same, the same reference numerals are given and the description is omitted.
[0042]
  In the present embodiment, the fuel heating device 25 is connected to the condenser 30 via the turbine extraction recovery system 41 so that the degree of vacuum can be maintained at the same level as the condenser 30 that is in a vacuum. Therefore, when the fuel F is heated by the turbine bleed, the heat of the turbine bleed can be fully utilized and heat exchange can be performed more effectively. F can be heated.
[0043]
  Therefore, in the present embodiment, the fuel F can be heated with relatively little turbine bleed gas due to the special characteristics of the vacuum, and accordingly, the turbine drive steam can be increased to increase the output, and the plant thermal efficiency is improved compared to the conventional one. Can be made.
[0044]
  FIG. 3 is a schematic system diagram showing a second example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same as that of the component of 1st Embodiment, or respond | corresponds.
[0045]
  In this embodiment, a turbine bleed recovery system 41 that recovers turbine bleed air after the fuel F is heated by the fuel heating device 25 as a drain is connected to the outlet side of the condensate pump 31. Reference numeral 46 denotes a pump.
[0046]
  In the present embodiment, the turbine bleed air having a relatively high temperature after heating the fuel F is supplied to the outlet side of the condensate pump 31 as a drain and merged with the feed water to raise the temperature of the feed water. The amount of steam generated from the steam drum 34 can be increased as compared with the prior art, and the plant thermal efficiency can be further increased based on the increase in the amount of steam.
[0047]
  FIG. 4 is a schematic system diagram showing a third example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same as that of the component of 1st Embodiment, or respond | corresponds.
[0048]
  In the present embodiment, a plurality of turbine bleed systems 40a and a second turbine bleed system 40b for supplying turbine bleed gas from the bleed ports 39, 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25 are provided. After the fuel F is heated by the heating device 25, a plurality of turbine extraction recovery systems including a first turbine extraction recovery system 41 a and a second turbine extraction recovery system 41 b that recover turbine extraction as drain to the recovery ports 42 and 42 of the steam turbine 29. 41 is provided.
[0049]
  In the present embodiment, the turbine bleed systems 40a and 40b are provided with the first stop valve 47a, the second stop valve 47b, and the first turbine bleed control valve 48a, respectively. The second turbine extraction control valve 48b, the first turbine extraction temperature detector 49a, and the second turbine extraction temperature detector 49b are provided.
[0050]
  Further, in the present embodiment, the first turbine bleed air recovery stop valve 50a and the second turbine bleed air recovery stop valve 50b are provided in each of the turbine bleed air recovery systems 41a and 41b in accordance with the provision of the turbine bleed air recovery systems 41a and 41b. Each of these is provided.
[0051]
  In the present embodiment, the plant thermal efficiency can be made relatively high when the turbine-driven steam on the downstream side of the steam turbine 29 is used as the turbine bleed air as the heating source of the fuel F during rated operation, and during partial load operation, When the turbine-driven steam on the downstream side of the steam turbine 29 is supplied to the fuel heating device 25 as turbine bleed air, it is difficult to raise the temperature of the fuel F to an appropriate temperature. When supplying the turbine bleed from the bleed port 39 to the fuel heating device 25, the second turbine bleed system 40b on the downstream side of the turbine is used to heat the turbine bleed from the bleed port 39 of the steam turbine 29 during partial load operation. When supplying to the device 25, the first turbine bleed system 40a on the upstream side of the turbine is used, and the bleed point is switched corresponding to each operation.
[0052]
  Specifically, during rated operation, the first turbine bleed system 40a fully closes the first stop valve 47a and the first turbine bleed recovery stop valve 50a, while the second turbine bleed system 40b is the second stop valve 47b. Then, the second turbine extraction recovery stop valve 50b is fully opened. The turbine bleed supplied from the bleed port 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25 through the second turbine bleed system 40b heats the fuel F, and then drains the second turbine bleed recovery stop valve 50b, The gas is recovered at the recovery port 42 of the steam turbine 29 through the two-turbine extraction / recovery system 41b. At that time, the converter 45 matches the actual temperature fuel signal detected by the thermometer 44 with the turbine extraction temperature signal detected by the second turbine extraction temperature detector 49b. The valve opening / closing signal is calculated, and the calculated signal is supplied to the second turbine extraction control valve 48b to control the opening of the valve, thereby controlling the flow rate of the turbine extraction and adjusting the fuel F to an appropriate temperature.
[0053]
  On the other hand, at the time of partial load operation, contrary to the above, the first turbine bleed system 40a fully opens the first stop valve 47a and the first turbine bleed recovery stop valve 50a, and the second turbine bleed system 49b The 2 stop valve 47a and the second turbine extraction recovery stop valve 50b are fully closed. Then, the first turbine bleed system 40a supplies the turbine bleed air to the fuel heating device 25, and the switching device 45 controls the opening degree of the first turbine bleed air adjustment valve 48a in the same manner as described above so that the fuel F is appropriate. Adjust to temperature. Note that an automatic switching circuit is incorporated in the switch 45 so that the first turbine bleed system 40a and the second turbine bleed system 40b can be automatically switched according to the rated operation and the partial load operation. . In this embodiment, the valve opening / closing control of each stop valve 47a, 47b, each turbine extraction control valve 48a, 48b, and each turbine extraction recovery stop valve 50a, 50b is performed at the turbine extraction temperature and the fuel temperature. You may carry out by turbine extraction pressure and fuel pressure. Further, the automatic switching circuit of the switching unit 45 is switched when the turbine extraction temperature and the fuel temperature are lower than preset reference values, but may be switched with a load signal.
[0054]
  In this way, in this embodiment, the turbine bleed systems 40 that supply the turbine bleed air to the fuel heating device 25 are provided in a plurality of systems and are used properly according to the operating state. Steaming can be prevented by heating to a temperature, and even more stable plant thermal efficiency can be ensured even during partial load operation.
[0055]
  FIG. 5 is a schematic system diagram showing a fourth example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same as that of the component of 1st Embodiment, or respond | corresponds.
[0056]
  In this example, as in the third example of the first embodiment, the first turbine bleed system 40a and the second turbine bleed system for supplying turbine bleed to the fuel heating device 25 from the bleed ports 39, 39 of the steam turbine 29. A plurality of turbine bleed systems 40b of 40b, the second turbine bleed system 40b on the downstream side of the turbine is used during rated operation, and the first turbine bleed system 40a on the upstream side of the turbine is used during partial load operation. While the extraction point is switched corresponding to the operation, the turbine extraction as the drain after the fuel F is heated by the fuel heating device 25 is recovered by the condenser 30 via the turbine extraction recovery system 41.
[0057]
  As described above, in the present embodiment, the fuel heating device 25 is provided with a plurality of turbine extraction systems 40 for supplying turbine extraction as a fuel heating source so that the fuel heating apparatus 25 can be used for each operation. The fuel heating device 25 is connected to the condenser 30 via the turbine bleed air recovery system 41 so that the degree of vacuum can be maintained at the same level as the condenser 30 in a vacuum. In some cases, the fuel F can be effectively heated with relatively little turbine bleed air to prevent steaming, and the plant thermal efficiency can be improved.
[0058]
  FIG. 6 is a schematic system diagram showing a fifth example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same as that of the component of 1st Embodiment, or respond | corresponds.
[0059]
  In this example, as in the third example of the first embodiment, the first turbine bleed system 40a and the second turbine bleed system for supplying turbine bleed to the fuel heating device 25 from the bleed ports 39, 39 of the steam turbine 29. A plurality of turbine bleed systems 40b of 40b, the second turbine bleed system 40b on the downstream side of the turbine is used during rated operation, and the first turbine bleed system 40a on the upstream side of the turbine is used during partial load operation. While switching the bleed point according to the operation, the turbine bleed as drain after heating the fuel F by the fuel heating device 25 is recovered to the outlet side of the condensate pump 31 via the turbine bleed recovery system 41 and the pump 46. It has been made.
[0060]
  As described above, in this embodiment, the fuel heating device 25 is provided with a plurality of turbine extraction systems 40 for supplying turbine extraction as a fuel heating source so that the fuel heating device 25 can be used properly corresponding to each operation. Turbine bleed gas as drain is recovered from the heating device 25 to the outlet side of the condensate pump 31 through the turbine bleed air recovery system 41 and the pump 46 so that the temperature of the feed water is raised. F can be heated effectively, and the amount of steam from the steam drum 34 of the exhaust heat recovery boiler 23 can be further increased.
[0061]
  FIG. 7 is a schematic system diagram showing a second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same as that of the component of 1st Embodiment, or respond | corresponds.
[0062]
  In the present embodiment, the temperature of the turbine bleed gas supplied from the bleed port 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25 via the turbine bleed control valve 43 of the turbine bleed system 40 is high, and the fuel F of the fuel heating device 25 is at the allowable temperature. The cooler 51 is provided in the turbine extraction system 40 in consideration of the possibility of spontaneous ignition exceeding the pressure.
[0063]
  The cooler 51 is provided with a cooling water system 52 that bypasses from the outlet side of the condensate pump 31 and uses a part of the water supply as cooling water, cools the turbine bleed air to an appropriate temperature, and then cools the cooling water into a cooling water recovery system. It is designed so that it can be recovered to the inlet side of the feed water pump 32 via a cooling water recovery control valve 53.
[0064]
  The cooler 51 includes a turbine extraction thermometer 55 on the outlet side thereof, and calculates a valve opening / closing signal based on the deviation when the detected actual turbine extraction temperature exceeds a predetermined reference value. The converter 56 is provided with a converter 56 for controlling the valve opening and closing by supplying the calculation signal to the cooling water recovery control valve 53 of the cooling water recovery system 54.
[0065]
  Thus, in this embodiment, the fuel F is heated by the turbine bleed supplied from the bleed port 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25 via the turbine bleed control valve 43 and the cooler 51 of the turbine bleed system 40, After the heating, the turbine bleed as drain is recovered through the turbine bleed recovery system 41 to the recovery port 42 of the steam turbine 29, while being supplied from the outlet side of the condensate pump 31 to the cooler 51 through the cooling water system 52. After cooling the turbine bleed air to a suitable temperature with cooling water as a part of the supplied water, the cooling water is controlled at the cooling water recovery control valve 53 of the cooling water recovery system 54 and recovered at the inlet side of the water supply pump 32. Therefore, as the fuel F is heated, the water vapor contained in the fuel F is evaporated to lose latent heat. As a result, the heat generation amount of the fuel F can be increased, and the turbine bleed air can be kept at an appropriate temperature. In the relatively high temperature of the cooling water in the heat taken in to retirement by merging the feedwater from condensate pump 31 can be the feed water temperature Yutakaka.
[0066]
  Therefore, according to this embodiment, while maintaining the calorific value excluding the latent heat component of the fuel F, the temperature of the feed water is raised with the cooling water deprived of the heat of the turbine bleed air, and the steam of the exhaust heat recovery boiler 23 Since the amount of steam generated from the drum 34 is increased, the plant thermal efficiency can be further improved than before.
[0067]
  FIG. 8 is a schematic system diagram showing a first example of the second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same as or corresponds to the component of 1st Embodiment and 2nd Embodiment.
[0068]
  In this example, a cooler 51 is provided in the turbine bleed system 40 as in the second embodiment, and when the temperature of the turbine bleed is high in the cooler 51, the bypass is bypassed from the outlet side of the condensate pump 31. The turbine bleed air is cooled to an appropriate temperature with cooling water as a part of the water supply water 52, and the cooling water heated at the time of cooling is supplied to the inlet side of the feed water pump 32 via the cooling water recovery control valve 53 of the cooling water recovery system 54. And the above-described turbine bleed that has heated the fuel F by the fuel heating device 25 is recovered by the condenser 30 via the turbine bleed recovery system 41. Other configurations are the same as those in the first embodiment and the second embodiment, and thus the description thereof is omitted.
[0069]
  As described above, in this embodiment, a part of the feed water on the outlet side of the condensate pump 31 is used as cooling water to cool the turbine bleed air to an appropriate temperature by the cooler 51, and the cooled cooling water after the cooling is supplied to the feed water pump 32. The temperature of the feed water is recovered by collecting the fuel at the inlet side of the fuel, and the above-described turbine bleed, in which the fuel F is heated by the fuel heating device 25, is recovered by the condenser 30 through the turbine bleed recovery system 41 to effectively use the heat. Therefore, the plant thermal efficiency can be further improved than before.
[0070]
  FIG. 9 is a schematic system diagram showing a second example of the second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same as or corresponds to the component of 1st Embodiment and 2nd Embodiment.
[0071]
  Similarly to the second embodiment, in this embodiment, a cooler 51 is provided in the turbine bleed system 40, and when the temperature of the turbine bleed is high in the cooler 51, a part of water supply from the outlet side of the condensate pump 31 is provided. The turbine bleed air is cooled to an appropriate temperature with the cooling water, and the cooling water heated during the cooling is recovered to the inlet side of the feed water pump 32 via the cooling water recovery control valve 53 of the cooling water recovery system 54 and the fuel. The above-described turbine bleed air that has heated the fuel F by the heating device 25 is recovered to the inlet side of the feed water pump 32 via the pump 46 of the turbine bleed air recovery system 41.
[0072]
  As described above, in this embodiment, a part of the feed water on the outlet side of the condensate pump 31 is used as cooling water to cool the turbine bleed air to an appropriate temperature by the cooler 51, and the cooled cooling water after the cooling is supplied to the feed water pump 32. The above-mentioned turbine bleed air that has been recovered at the inlet side of the fuel and raised the temperature of the feed water and further heated by the fuel heating device 25 is also recovered at the inlet side of the feed water pump 32 via the pump 46 of the turbine bleed air recovery system 41. Since the temperature of the feed water is further increased, the amount of steam generated from the steam drum 34 of the exhaust heat recovery boiler 23 can be generated more than before.
[0073]
  Therefore, according to the present embodiment, since the heat is effectively utilized, the plant thermal efficiency can be further improved than before.
[0074]
  FIG. 10 is a schematic system diagram showing a third example of the second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same as or corresponds to the component of 1st Embodiment and 2nd Embodiment.
[0075]
  This example is different from the turbine bleed system 40 and the turbine bleed recovery system 41 of the third example in the first embodiment shown in FIG. 4 in the cooling water system 52 of the first example in the second embodiment shown in FIG. And a plurality of turbine bleeders of a first turbine bleed system 40a and a second turbine bleed system 40b that supply turbine bleed from the bleed ports 39, 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25. While the system 40 is provided, after the fuel F is heated by the fuel heating device 25, the first turbine bleed air recovery system 41a and the second turbine bleed air recovery system 41b are configured to recover the turbine bleed gas as drain to the recovery ports 42 and 42 of the steam turbine 29. A plurality of turbine extraction recovery systems 41 are provided.
[0076]
  In the present embodiment, the turbine bleed systems 40a and 40b are provided with the first stop valve 47a, the second stop valve 47b, and the first turbine bleed control valve 48a, respectively. The second turbine extraction control valve 48b, the first turbine extraction temperature detector 49a, and the second turbine extraction temperature detector 49b are provided.
[0077]
  Further, in the present embodiment, the first turbine bleed air recovery stop valve 50a and the second turbine bleed air recovery stop valve 50b are provided in each of the turbine bleed air recovery systems 41a and 41b as the turbine bleed air recovery systems 41a and 41b are provided. Are provided.
[0078]
  Further, in this embodiment, the turbine bleed system 40 is provided with a cooler 51, and when the temperature of the turbine bleed air is high in the cooler 51, the bypass is bypassed from the outlet side of the condensate pump 31, and the cooling water control valve of the cooling water system 52 is provided. A cooling water recovery system 54 is provided that cools the turbine bleed air to an appropriate temperature with cooling water as a part of the water supply via 57, and recovers the cooling water heated at the time of cooling to the inlet side of the water supply pump 32. is there.
[0079]
  Further, in this embodiment, the turbine bleed temperature signal detected by the turbine bleed thermometer 55 provided on the outlet side of the cooler 51 in connection with the provision of the cooler 51 in the turbine bleed system 40 is a preset reference value. If a deviation occurs during this period, the converter 56 calculates based on the deviation and gives a valve opening / closing signal to the cooling water control valve 57 of the cooling water system 52 to control the flow rate of the cooling water as part of the water supply. It is equipped with. In addition, since it is the same as that of the 3rd Example in 1st Embodiment and the 1st Example in 2nd Embodiment in another structure, duplication description is abbreviate | omitted.
[0080]
  As in the third example of the first embodiment, this example provides a second turbine on the downstream side of the turbine when supplying turbine bleed air from the bleed port 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25 during rated operation. When supplying the turbine bleed air from the bleed port 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25 during partial load operation using the bleed system 40b, the first turbine bleed system 40a on the upstream side of the turbine is used for each operation. Correspondingly, the bleed point is switched.
[0081]
  At that time, when the temperature of the turbine bleed air supplied to the fuel heating device 25 from either of the turbine bleed air systems 40a and 40b is high, the cooling water system 52 cools as part of the feed water on the outlet side of the condensate pump 31. Water is supplied to the cooler 51, the turbine bleed air is cooled to an appropriate temperature, and the cooled cooling water is recovered to the inlet side of the feed water pump 32 at the time of cooling. Further, when cooling the turbine bleed air to an appropriate temperature by the cooler 51, the cooling water system 52 detects the turbine bleed air with a turbine bleed thermometer 55 provided on the outlet side of the cooler 51, and the detection signal is preset. If there is a deviation from the reference value, the converter 56 calculates a valve opening / closing signal based on the deviation, and gives the calculated signal to the cooling water control valve 57 to control the flow rate of the cooling water. ing.
[0082]
  As described above, in this embodiment, the turbine bleed systems 40 that supply the turbine bleed air to the fuel heating device 25 are provided in a plurality of systems so that they are selectively used in accordance with the operation state, and the cooling is performed when the temperature of the turbine bleed air is high. A cooling device 51 is provided in the water system 52 to cool the turbine bleed air to an appropriate temperature, and at the time of cooling, the raised cooling water is recovered to the inlet side of the feed water pump 32 via the cooling water recovery system 54. The fuel F of 25 can be heated to an appropriate temperature to prevent steaming, heat can be used effectively, and even more stable plant thermal efficiency can be ensured even in partial load operation.
[0083]
  FIG. 11 is a schematic system diagram showing a fourth example of the second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same as that of the component of 1st Embodiment or 2nd Embodiment, or respond | corresponds.
[0084]
  This example is different from the turbine bleed system 40 and the turbine bleed recovery system 41 of the fourth example in the first embodiment shown in FIG. 5 in the cooling water system 52 of the third example in the second embodiment shown in FIG. And a plurality of turbine bleeders of a first turbine bleed system 40a and a second turbine bleed system 40b that supply turbine bleed from the bleed ports 39, 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25. A system 40 is provided, and the second turbine bleed system 40b on the downstream side of the turbine is used during rated operation, and the first turbine bleed system 40a on the upstream side of the turbine is used during partial load operation, and bleed is performed corresponding to each operation. On the other hand, the turbine bleed as drain after the fuel F is heated by the fuel heating device 25 is recovered by the condenser 30 via the turbine bleed recovery system 41. Those having a down extraction recovery system 41.
[0085]
  In the present embodiment, the turbine bleed systems 40a and 40b are provided with the first stop valve 47a, the second stop valve 47b, and the first turbine bleed control valve 48a, respectively. The second turbine extraction control valve 48b, the first turbine extraction temperature detector 49a, and the second turbine extraction temperature detector 49b are provided.
[0086]
  Further, in this embodiment, the turbine bleed as drain after the fuel F is heated by the fuel heating device 25 is recovered by the condenser 30 via the turbine bleed recovery system 41.
[0087]
  Further, in this embodiment, the turbine bleed system 40 is provided with a cooler 51, and when the temperature of the turbine bleed air is high in the cooler 51, the bypass is bypassed from the outlet side of the condensate pump 31, and the cooling water control valve of the cooling water system 52 is provided. A cooling water recovery system 54 is provided that cools the turbine bleed air to an appropriate temperature with cooling water as a part of the water supply, and recovers the cooling water heated at the time of cooling to the inlet side of the water supply pump 32. .
[0088]
  Further, in the present embodiment, the turbine bleed signal detected by the turbine bleed thermometer 55 provided on the outlet side of the cooler 51 in association with the provision of the cooler 51 in the turbine bleed system 40 is a preset reference value. If there is a deviation between the two, the calculation unit 56 calculates based on the deviation and gives a valve opening / closing signal to the cooling water control valve 57 of the cooling water system 52 to control the flow rate of the cooling water as part of the water supply. It is equipped with. Other configurations are the same as those of the fourth example in the first embodiment and the third example in the second embodiment, and thus redundant description is omitted.
[0089]
  As in the third example of the first embodiment, this example provides a second turbine on the downstream side of the turbine when supplying turbine bleed air from the bleed port 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25 during rated operation. When supplying the turbine bleed air from the bleed port 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25 during partial load operation using the bleed system 40b, the first turbine bleed system 40a on the upstream side of the turbine is used for each operation. Correspondingly, the extraction point is switched.
[0090]
  At that time, when the temperature of the turbine bleed air supplied to the fuel heating device 25 from either of the turbine bleed air systems 40a and 40b is high, the cooling water system 52 cools as part of the feed water on the outlet side of the condensate pump 31. Water is supplied to the cooler 51, the turbine bleed air is cooled to an appropriate temperature, and the cooled cooling water is collected at the inlet side of the feed water pump 32 at the time of cooling. Further, when cooling the turbine bleed air to an appropriate temperature by the cooler 51, the cooling water system 52 detects the turbine bleed air with a turbine bleed thermometer 55 provided on the outlet side of the cooler 51, and the detection signal is preset. If there is a deviation from the reference value, the converter 56 calculates a valve opening / closing signal based on the deviation, and gives the calculated signal to the cooling water control valve 57 to control the flow rate of the cooling water. ing.
[0091]
  As described above, in this embodiment, the turbine bleed systems 40 that supply the turbine bleed air to the fuel heating device 25 are provided in a plurality of systems so that they are selectively used according to the operation state. The turbine bleed air is cooled to an appropriate temperature by the cooler 51 provided in the bleed air system 40, and during the cooling, the raised cooling water is recovered to the inlet side of the feed water pump 32 via the cooling water recovery system 54. The fuel F of the device 25 can be heated to an appropriate temperature to prevent steaming, the heat can be effectively used, and even more stable plant thermal efficiency can be ensured even in partial load operation.
[0092]
  FIG. 12 is a schematic system diagram showing a fifth example of the second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same as or corresponds to the component of 1st Embodiment or 2nd Embodiment.
[0093]
  This example is different from the turbine bleed system 40 and the turbine bleed recovery system 41 of the fifth example in the first embodiment shown in FIG. 6 in the cooling water system 52 of the third example in the second embodiment shown in FIG. And a plurality of turbine bleeders of a first turbine bleed system 40a and a second turbine bleed system 40b that supply turbine bleed from the bleed ports 39, 39 of the steam turbine 29 to the fuel heating device 25. A system 40 is provided, and after the fuel F is heated by the fuel heating device 25, a turbine bleed air recovery system 41 for recovering turbine bleed gas as a drain to the inlet side of the feed water pump 32 is provided, while a cooler provided in the turbine bleed air system 40 51, a cooling water system 52 that supplies a part of the water supplied from the condensate pump 31 as cooling water, and the cooling water whose temperature has been raised when cooling the turbine bleed air to an appropriate temperature. A cooling water recovery system 54 is recovered to the inlet side of the water supply pump 32 is obtained with each. Other configurations are the same as those of the fifth example of the first embodiment and the third example of the second embodiment, and thus redundant description is omitted.
[0094]
  As described above, in this embodiment, the turbine bleed systems 40 that supply the turbine bleed air to the fuel heating device 25 are provided in a plurality of systems, and are used properly according to either the rated operation or the partial load operation. Still, when the temperature of the turbine bleed air is high, the turbine bleed air is cooled to an appropriate temperature by the cooler 51 provided in the turbine bleed air system 40, and the cooling water whose temperature has been raised during the cooling is supplied to the feed water pump 32 via the cooling water recovery system 54. In addition, the turbine bleed as drain from the fuel heating device 25 is recovered to the inlet side of the feed water pump 32 via the turbine bleed recovery system 41 and the feed water is further raised. The amount of steam generated from the 23 steam drums 34 can be generated more than before.
[0095]
  Therefore, according to the present embodiment, since the heat is effectively utilized, the plant thermal efficiency can be further improved than before.
[0096]
【The invention's effect】
  As described above, the combined cycle power plant according to the present invention obtains the heating source of the fuel of the fuel heating device from the turbine extraction, and controls the flow rate of the turbine extraction to match the fuel flow rate. During heat exchange with the fuel, steaming in the fuel heating device can be prevented, and the plant thermal efficiency can be significantly improved as compared with the conventional case.
[0097]
  Further, the combined cycle power plant according to the present invention is configured so that the turbine bleed gas for heating the fuel of the fuel heating device can be selectively used for rated operation and partial load operation, so that stable plant thermal efficiency even during partial load operation. Can be secured.
[0098]
  In the combined cycle power plant according to the present invention, when the turbine bleeder for heating the fuel of the fuel heating device is high, the turbine bleeder is cooled to an appropriate temperature, so that the fuel can be heated in a stable state. The occurrence of unforeseen accidents such as ignition can be prevented.
[0099]
  Further, the combined cycle power plant according to the present invention aims at heat recovery for heating the feed water at least one of the turbine extraction after heating the fuel and the temperature rise of the cooling water after cooling the turbine extraction to an appropriate temperature. Stable plant thermal efficiency can be ensured.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic system diagram showing a first embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 2 is a schematic system diagram showing a first example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 3 is a schematic system diagram showing a second example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 4 is a schematic system diagram showing a third example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 5 is a schematic system diagram showing a fourth example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 6 is a schematic system diagram showing a fifth example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 7 is a schematic system diagram showing a second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 8 is a schematic system diagram showing a first example of the second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 9 is a schematic system diagram showing a second example of the combined cycle power plant according to the second embodiment of the present invention.
FIG. 10 is a schematic system diagram showing a third example of the second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 11 is a schematic system diagram showing a fourth example of the combined cycle power plant according to the second embodiment of the present invention.
FIG. 12 is a schematic system diagram showing a fifth example of the combined cycle power plant according to the second embodiment of the present invention.
FIG. 13 is a schematic system diagram showing an embodiment of a conventional combined cycle power plant.
FIG. 14 is a schematic system diagram showing another embodiment of a conventional combined cycle power plant.
[Explanation of symbols]
1 Combined cycle power plant
2 Gas turbine plant
3 Steam turbine plant
4 Waste heat recovery boiler
5 Air compressor
6 Gas turbine combustor
7 Gas turbine
8 Superheater
9 Steam drum
10 Evaporator
11 economizer
12 casing
13 Control valve
14 Generator
15 Steam turbine
16 Condenser
17 Condensate pump
18 Water supply pump
19 Fuel heating device
20 Combined cycle power plant
21 Gas turbine plant
22 Steam turbine plant
23 Waste heat recovery boiler
24 Air compressor
25 Fuel superheater
26 Gas turbine combustor
27 Gas turbine
28 Generator
29 Steam turbine
30 condenser
31 Condensate pump
32 Water supply pump
33 Superheater
34 Steam drum
35 Evaporator
36 economizer
37 Casing
38 Control valve
39 Air outlet
40 Turbine extraction system
41 Turbine bleed recovery system
42 Collection port
43 Turbine bleed control valve
44 Thermometer
45 Calculator
46 Pump
47a First stop valve
47b Second stop valve
48a First turbine bleed control valve
48b Second turbine bleed control valve
49a First turbine extraction temperature detector
49b Second turbine extraction temperature detector
50a First turbine bleed recovery stop valve
50b Second turbine extraction recovery stop valve
51 Cooler
52 Cooling water system
53 Cooling water recovery control valve
54 Cooling water recovery system
55 Turbine extraction thermometer
56 Calculator
57 Cooling water control valve

Claims (10)

ガスタービンプラントに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、上記ガスタービンプラントのガスタービン燃焼器に供給する燃料を加熱する燃料加熱装置を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、上記蒸気タービンプラントの蒸気タービンのタービン抽気を上記燃料加熱装置に供給する第１タービン抽気系と、上記第１タービン抽気系より上記蒸気タービン下流側のタービン抽気を上記燃料加熱装置に供給する第２タービン抽気系とを備えるとともに、上記燃料加熱装置にて燃料を加熱したタービン抽気を上記蒸気タービンプラントの蒸気タービンまたはその下流の系統に回収させるタービン抽気回収系統を備え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。  In a combined cycle power plant including a fuel heating device that combines a gas turbine plant with a steam turbine plant and an exhaust heat recovery boiler and heats fuel supplied to a gas turbine combustor of the gas turbine plant, the steam turbine of the steam turbine plant A first turbine bleed system for supplying the turbine bleed air to the fuel heating device, and a second turbine bleed system for supplying the steam bleed gas downstream from the first turbine bleed system to the fuel heating device. A combined cycle power plant comprising a turbine extraction recovery system for recovering turbine extraction air heated by the fuel heating device to a steam turbine of the steam turbine plant or a system downstream thereof. 抽気回収系は、第１タービン抽気回収系と第２タービン抽気回収系とから構成され、上記第１タービン抽気回収系と上記第２タービン抽気回収系はそれぞれ蒸気タービンに接続されてなることを特徴とする請求項１記載のコンバインドサイクル発電プラント。  The extraction recovery system includes a first turbine extraction recovery system and a second turbine extraction recovery system, and the first turbine extraction recovery system and the second turbine extraction recovery system are respectively connected to a steam turbine. The combined cycle power plant according to claim 1. 第１タービン抽気系は、部分負荷運転時第１止め弁を開動作させて、蒸気タービンの上流側から燃料加熱装置にタービン抽気を供給する際に使用する一方、第２タービン抽気系は、定格運転時第２止め弁を開動作させて、蒸気タービンの下流側から燃料加熱装置にタービン抽気を供給する際に使用することを特徴とする請求項１または２記載のコンバインドサイクル発電プラント。  The first turbine bleed system is used to open the first stop valve during partial load operation and supply turbine bleed to the fuel heating device from the upstream side of the steam turbine, while the second turbine bleed system is rated 3. The combined cycle power plant according to claim 1, wherein the second stop valve is opened during operation to supply turbine bleed air to the fuel heating device from the downstream side of the steam turbine. 第１タービン抽気系は、第１タービン抽気調節弁を備えるとともに、燃料加熱装置の出口側で検出した燃料温度信号とタービン抽気温度信号とを突き合せ、偏差が出た場合、その偏差に基づいて上記第１タービン抽気調節弁に弁開閉信号を与える演算器を備えたことを特徴とする請求項１または２記載のコンバインドサイクル発電プラント。  The first turbine bleed system includes a first turbine bleed control valve, matches the fuel temperature signal detected on the outlet side of the fuel heating device with the turbine bleed temperature signal, and if a deviation occurs, based on the deviation. The combined cycle power plant according to claim 1, further comprising an arithmetic unit that provides a valve opening / closing signal to the first turbine extraction control valve. 第２タービン抽気系は、第２タービン抽気調節弁を備えるとともに、燃料加熱装置の出口側で検出した燃料温度信号とタービン抽気温度信号とを突き合せ、偏差が出た場合、その偏差に基づいて上記第２タービン抽気調節弁に弁開閉信号を与える演算器を備えたことを特徴とする請求項１または２記載のコンバインドサイクル発電プラント。  The second turbine bleed system includes a second turbine bleed control valve, matches the fuel temperature signal detected on the outlet side of the fuel heating device with the turbine bleed temperature signal, and if a deviation occurs, based on the deviation The combined cycle power plant according to claim 1 or 2, further comprising an arithmetic unit that provides a valve opening / closing signal to the second turbine bleed control valve. 第１タービン抽気回収系は、第１タービン抽気回収止め弁を備え、この第１タービン抽気回収止め弁を第１止め弁に連動させて弁開閉制御する構成にしたことを特徴とする請求項２または３記載のコンバインドサイクル発電プラント。  3. The first turbine bleed air recovery system includes a first turbine bleed air recovery stop valve, and the first turbine bleed air recovery stop valve is configured to control valve opening / closing in conjunction with the first stop valve. Or the combined cycle power plant of 3. 第２タービン抽気回収系は、第２タービン抽気回収止め弁を備え、この第２タービン抽気回収止め弁を第２止め弁に連動させて弁開閉制御する構成にしたことを特徴とする請求項２または３記載のコンバインドサイクル発電プラント。  3. The second turbine bleed air recovery system includes a second turbine bleed air recovery stop valve, and the second turbine bleed air recovery stop valve is configured to perform valve opening / closing control in conjunction with the second stop valve. Or the combined cycle power plant of 3. タービン抽気回収系は、蒸気タービンプラントの復水器に接続され、燃料加熱装置の燃料を加熱したタービン抽気を上記蒸気タービンプラントの復水器に回収させることを特徴とする請求項１記載のコンバインドサイクル発電プラント。  The combined turbine according to claim 1, wherein the turbine bleed air recovery system is connected to a condenser of the steam turbine plant, and the turbine bleed air that has heated the fuel of the fuel heating device is recovered by the condenser of the steam turbine plant. Cycle power plant. タービン抽気回収系は蒸気タービンプラントの復水ポンプ出口側に接続され、燃料加熱装置の燃料を加熱したタービン抽気を上記蒸気タービンプラントの復水ポンプの出口側に回収させることを特徴とする請求項１記載のコンバインドサイクル発電プラント。  The turbine bleed air recovery system is connected to a condensate pump outlet side of the steam turbine plant, and turbine bleed air heated by the fuel heating device is recovered to the outlet side of the condensate pump of the steam turbine plant. 1 is a combined cycle power plant. 第１タービン抽気系、第２タービン抽気系を介して抽気した蒸気を冷却する冷却器と、この冷却器に供給する冷却水を、上記蒸気タービンプラントの復水ポンプの出口側に設けた冷却水系と、上記冷却器でタービン抽気を冷却した冷却水を、上記蒸気タービンプラントの給水ポンプの入口側に回収させる冷却水回収系とをさらに備えたことを特徴とする請求項１乃至９記載のコンバインドサイクル発電プラント。A cooling system for cooling the steam extracted through the first turbine extraction system and the second turbine extraction system, and cooling water supplied to the cooler on the outlet side of the condensate pump of the steam turbine plant When the cooling water having cooled the turbine extraction above cooler, combined of claims 1 to 9, wherein further comprising a cooling water recovery system for recovering the inlet side of the feedwater pump of the steam turbine plant Cycle power plant.
JP15542497A 1997-06-12 1997-06-12 Combined cycle power plant Expired - Fee Related JP3919883B2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP15542497A JP3919883B2 (en) 1997-06-12 1997-06-12 Combined cycle power plant

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP15542497A JP3919883B2 (en) 1997-06-12 1997-06-12 Combined cycle power plant

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JPH112105A JPH112105A (en) 1999-01-06
JP3919883B2 true JP3919883B2 (en) 2007-05-30

Family

ID=15605713

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP15542497A Expired - Fee Related JP3919883B2 (en) 1997-06-12 1997-06-12 Combined cycle power plant

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP3919883B2 (en)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3652962B2 (en) 1999-11-25 2005-05-25 三菱重工業株式会社 Gas turbine combined cycle
EP2138677B1 (en) * 2008-04-14 2016-09-28 Siemens Aktiengesellschaft Gas and steam turbine array
US7793501B2 (en) * 2008-10-03 2010-09-14 General Electric Company Apparatus for steam attemperation using fuel gas heater water discharge to reduce feedwater pump size
US8528335B2 (en) * 2010-02-02 2013-09-10 General Electric Company Fuel heater system including hot and warm water sources
US9410451B2 (en) * 2012-12-04 2016-08-09 General Electric Company Gas turbine engine with integrated bottoming cycle system
JP6132616B2 (en) * 2013-03-26 2017-05-24 三菱重工業株式会社 Gas turbine plant and method of operating gas turbine plant
JP6557491B2 (en) * 2015-03-27 2019-08-07 三菱重工業株式会社 Gas turbine, operating method thereof, and combined cycle plant
JP6730202B2 (en) 2017-01-16 2020-07-29 三菱日立パワーシステムズ株式会社 Control system, gas turbine, power plant and fuel temperature control method
JP6941587B2 (en) * 2018-04-27 2021-09-29 三菱パワー株式会社 Combined cycle plant and its operation method

Also Published As

Publication number Publication date
JPH112105A (en) 1999-01-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0290220B1 (en) Reheat type waste heat recovery boiler and power generation plant using the same
JP3481983B2 (en) How to start a steam turbine
JP3068925B2 (en) Combined cycle power plant
JPH06264763A (en) Combined plant system
WO2011104759A1 (en) Thermal power system and method for operation thereof, method for improvement of thermal power system, steam turbine installation for use in thermal power system, apparatus for separation/collection of carbon dioxide, and desuperheater
JP3716188B2 (en) Gas turbine combined plant
JP5205365B2 (en) Fossil fuel fired thermal power generation system equipped with carbon dioxide separation and recovery device
JP3919883B2 (en) Combined cycle power plant
JP3925985B2 (en) Combined cycle power plant
JP3782567B2 (en) Thermal power plant
JPH1150812A (en) Full fired heat recovery combined cycle power generation plant
JP2017172580A (en) Composite cycle power generation plant and method for operating this composite cycle power generation plant
JP3926048B2 (en) Combined cycle power plant
JP4004800B2 (en) Combined cycle power generation system
JP4301690B2 (en) Turbine equipment
JP2012189008A (en) Thermal power generating plant
JPH1113488A (en) Full fired heat recovery combined plant using steam cooling type gas turbine
JPH10311206A (en) Combined cycle power generation plant
JPH09303113A (en) Combined cycle generating plant
JP3750519B2 (en) Combined plant and operation method thereof
JP3518252B2 (en) Closed steam cooled gas turbine combined plant and gas turbine combined plant
JPH11200889A (en) Gas turbine combined power generation system
JP2001214758A (en) Gas turbine combined power generation plant facility
JP3122234B2 (en) Steam power plant repowering system
JP4090584B2 (en) Combined cycle power plant

Legal Events

Date Code Title Description
A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20051212

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20060110

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20060310

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20060905

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20061026

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20061121

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20061201

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: 20070206

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20070214

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20100223

Year of fee payment: 3

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20110223

Year of fee payment: 4

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees