JP3925985B2 - Combined cycle power plant - Google Patents
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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、例えば特開昭64−46501号公報や特開平2−283803号公報が既に公表されている。
【0010】
前者および後者は、ともに排熱回収ボイラ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、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、前者は、アプローチポイントおよびピンチポイントを充分に考察してプラント熱効率の改善に努めたものであり、また後者はガスタービン燃焼器6に投入される燃料の発熱量を高めることによりプラント熱効率の改善に努めている。特に、後者は、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、上記排熱回収ボイラに収容された節炭器の上流側に、他の熱交換器と別個独立に熱交換器を設け、上記蒸気タービンプラントの復水ポンプの出口側から抽出した復水給水をこの熱交換器にて加熱水に生成して上記燃料加熱装置に供給する構成にしたものである。
【0020】
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、熱交換器は、蒸気タービンプラントの復水ポンプの出口側から抽出した復水給水を昇圧する昇圧ポンプを備えたものである。
【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、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、上記排熱回収ボイラに、蒸気タービンプラントの復水ポンプの出口側から抽出した復水給水を昇圧する昇圧ポンプを備える熱交換器を設け、この熱交換器から生成する加熱水を上記燃料加熱装置に供給する構成としたものである。
【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、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、上記排熱回収ボイラに、蒸気タービンプラントの復水給水を排熱回収ボイラの節炭器に送給する給水ポンプの途中段から抽出する給水管を備える熱交換器を設け、この熱交換器から生成する加熱水を上記燃料加熱装置に供給する構成としたものである。
【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、燃料加熱装置は、排熱回収ボイラに設けた熱交換器の加熱水管から分岐し、蒸気タービンプラントの復水器に接続するバイパス管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、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、上記排熱回収ボイラの節炭器の上流側に、上記蒸気タービンプラントの復水ポンプの出口側と接続する熱交換器を設けるとともに、この熱交換器を上記燃料加熱装置に接続する加熱水管から分岐し、上記蒸気タービンプラントの復水器に接続するバイパス管を設けたものである。
【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、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、上記排熱回収ボイラの節炭器の上流側に、上記蒸気タービンプラントの復水ポンプの出口側と昇圧ポンプを介装して熱交換器を設けるとともに、この熱交換器を上記燃料加熱装置に接続する加熱水管から分岐し、上記蒸気タービンプラントの復水器に接続するバイパス管を設けたものである。
【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、上記排熱回収ボイラの節炭器の上流側に、上記蒸気タービンプラントから上記排熱回収ボイラの節炭器に給水を送給する給水ポンプの途中段から抽出した給水を加熱水にする熱交換器を設けるとともに、この熱交換器から上記燃料加熱装置に接続する加熱水管から分岐し、上記蒸気タービンプラントの復水器に接続するバイパス管を設けたものである。
【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、上記排熱回収ボイラの節炭器の上流側に、上記蒸気タービンプラントの復水ポンプの出口側と昇圧ポンプを介装して熱交換器を設けるとともに、上記ガスタービン燃焼器に燃料を供給し、上記燃料加熱装置を備えた燃料供給系統にバイパス燃料管を設けたものである。
【0029】
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複数の蒸気ドラムを備えた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、上記複数の蒸気ドラムを備えた排熱回収ボイラの中圧蒸発器と高圧一次節炭器との間に、上記燃料加熱装置に加熱水を供給する熱交換器を設けるとともに、上記ガスタービン燃焼器に燃料を供給し、上記燃料加熱装置を備えた燃料供給系統にバイパス燃料管を設けたものである。
【0030】
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11に記載したように、熱交換器は、複数の蒸気ドラムを備えた排熱回収ボイラの高圧一次節炭器を2分割した間に設置したものである。
【0032】
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12に記載したように、熱交換器は、複数の蒸気ドラムを備えた排熱回収ボイラの高圧一次節炭器と中圧節炭器との間に設置したものである。
【0033】
【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一実施の形態を図面を参照して説明する。
【0034】
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を、単圧式蒸気ドラムを備えた排熱回収ボイラに適用した第1実施形態を示す概略系統図である。
【0035】
この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。
【0036】
ガスタービンプラント22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。
【0037】
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。
【0038】
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、ガスタービンプラント21の燃料加熱装置25に加熱水を供給する熱交換器36、節炭器37をケーシング38に収容し、蒸気タービンプラント22からの給水を節炭器37で加熱し、その加熱水を調節弁39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22に供給する。
【0039】
また、タービン駆動蒸気を生成する過熱器33、蒸発器35、節炭器37とは別個独立に設けた熱交換器36は、その入口側を復水給水管40を介して復水ポンプ31の出口側に接続する一方、その出口側を加熱水管41を介して燃料加熱装置25に接続し、燃料加熱装置25で燃料Fを加熱した加熱水をドレンとして制御弁42を介して復水器30に還流させる。
【0040】
このように、本実施形態では、燃料加熱装置25に燃料Fの加熱源としての蒸気を供給する熱交換器36を、タービン駆動蒸気の生成とは別個独立に設けているので、従来のように、燃料加熱装置36に供給する加熱源を節炭器37の出口側の加熱水から求めたものと異なり、その温度、圧力を低く設定することができる。ヒートバランスを考察した結果、復水ポンプ31の標準的な吐出圧力は、2.0〜2.5MPa程度であるから、本実施形態では、燃料加熱装置19の燃料Fを150℃程度まで無理なく昇温させることができる。
【0041】
また、部分負荷運転のように、燃料加熱装置19を通る燃料Fが少ないときでも、本実施形態では、熱交換器36から燃料加熱装置19に蒸気を確実に供給できるので、燃料加熱装置19のスチーミングの発生を確実に防止することができる。
【0042】
したがって、本実施形態によれば、燃料加熱装置19のスチーミング発生防止と相俟って燃料加熱装置19に供給する燃料Fの加熱用の蒸気圧力・温度を、従来よりも低く設定できるから、給水ポンプ32の不必要なポンプアップがなく、プラントの消費動力を削減でき、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。
【0043】
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。
【0044】
本実施例は、熱交換器36の入口と復水ポンプ31の出口側を結ぶ復水給水管40に、昇圧ポンプ43を設けたものであり、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。
【0045】
本実施例は、昇圧ポンプ43の吐出圧力を、復水ポンプ31の吐出圧力とは無関係に設定でき、しかも給水ポンプ32の吐出圧力よりも低く設定できるので、動力消費の低減化に繋る。
【0046】
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。
【0047】
本実施例は、熱交換器36の入口と給水ポンプ32の途中段とを結ぶ給水管44を設けたものであり、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。
【0048】
本実施例は、給水ポンプ32をタービンポンプ等の多段形式のものを選定し、一つのポンプで節炭器37および熱交換器36のそれぞれに給水を供給できる、いわゆる中段抽水方式にしたから、狭い場所でも設置面積を有効に活用することができる。
【0049】
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。
【0050】
本実施例は、燃料加熱装置23の入口側から分岐し、復水器30に接続するバイパス調節弁45を備えたバイパス管46を設けたものであり、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。
【0051】
本実施形態は、通常運転時、節炭器37から出た加熱水の一部を蒸気管41を介して燃料加熱装置23に供給して燃料Fを加熱させ、部分負荷運転のように節炭器37を流れる給水が少ないとき、制御弁42を弁閉する一方、バイパス調節弁45を微開させ、節炭器37の出口側の加熱水をバイパス管46を介して復水器30に流すことにより節炭器37の器内圧の異常上昇を防止したものである。
【0052】
したがって、本実施例によれば、負荷が低いときでも節炭器37の加熱水は常に流れているので、節炭器37の器内およびその出口側におけるスチーミングの発生を抑制することができる。
【0053】
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。
【0054】
本実施例は、第1実施形態と第1実施形態における第3実施例とを組み合せたものであり、燃料加熱装置23を通る燃料Fを加熱するとき、その加熱源としての加熱水を、復水ポンプ31の出口側から復水吸水管40を介して熱交換器36に供給される復水給水に求めることができ、また、部分負荷運転のように、復水給水が少ないときでもバイパス管46を介して復水器30に流すことができ、熱交換器36内を常に負荷に無関係に復水給水を流すことができる。
【0055】
したがって、本実施例によれば、ポンプの動力消費の低減化とスチーミング防止化の両方を備えた点で有効である。
【0056】
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。
【0057】
本実施例は、第1実施形態における第1実施例と第1実施形態における第3実施例とを組み合せたものであり、燃料加熱装置23を通る燃料Fを加熱するとき、その加熱源として加熱水を熱交換器36で生成する際の復水給水管40を通る復水給水の昇圧が昇圧ポンプ43で自由に設定することができ、また部分負荷運転のように、復水給水が少ないときでもバイパス管46を介して復水器30に流すことができ、熱交換器36内を常に負荷に無関係に復水給水を流すことができる。
【0058】
したがって、本実施例によれば、復水給水の自由な昇圧設定と、スチーミング防止の両方を備えた点で有効である。
【0059】
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1実施形態における第6実施例を示す概略系統図である。
【0060】
本実施例は、第1実施形態における第2実施例と第1実施形態における第3実施例とを組み合せたものであり、狭い場所における設置面積の有効活用と、スチーミング防止の両方を備えた点で有効である。
【0061】
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1実施形態における第7実施例を示す概略系統図である。
【0062】
本実施例は、ガスタービン燃焼器26に燃料Fを供給する燃料供給系統47に、第1実施形態における燃料加熱装置25をバイパスするバイパス調節弁49を備えたバイパス燃料管48を設けたものであり、他の構成部品について第1実施形態と同一なので同一符号を付し、説明を省略する。
【0063】
本実施例は、通常運転時、節炭器37の出口側の予熱水を燃料加熱装置25に供給して燃料Fを加熱させ、部分負荷運転のように、燃料Fを多く必要としないとき、バイパス調節弁49で燃料Fの流量をコントロールしながら、バイパス燃料管48を介してガスタービン燃焼器26に燃料Fを供給したものである。その際、節炭器37の出口側から燃料加熱装置25に供給される加熱水は、制御弁42で流量コントロールされる。
【0064】
本実施例は、燃料Fをバイパス燃料管48を介してガスタービン燃焼器26に供給できるから、夏場のように気温が高く、燃料Fを加熱する必要がない場合、特に有効である。
【0065】
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1実施形態における第8実施例を示す概略系統図である。
【0066】
本実施例は、第1実施形態における第1実施例と第1実施形態における第7実施例を組み合せたものであり、復水ポンプ31の出口側から復水給水管40を介して熱交換器36に復水給水を昇圧ポンプ43で昇圧する際、昇圧ポンプ43が節炭器37と別個独立に設けてあるので、その吐出圧力を自由に設定でき、また燃料供給系統47にバイパス燃料管48を設けて燃料Fの加熱を必要としないときにバイパス燃料管48を利用することにより熱交換器36からの予熱水の不必要な消費を削減することができる。
【0067】
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を、複圧式蒸気ドラムを備えた排熱回収ボイラに適用した第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部分には同一符号を付す。
【0068】
本実施形態に係る排熱回収ボイラ23は、ガスタービンプラント21のガスタービン27から出た排熱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高圧過熱器50、再熱器51、高圧蒸気ドラム52を備えた高圧蒸発器53、中圧過熱器54、高圧二次節炭器55、低圧過熱器56、中圧蒸気ドラム57を備えた中圧蒸発器58、高圧一次節炭器60、中圧節炭器61、低圧蒸気ドラム62を備えた低圧蒸発器63、低圧節炭器64をケーシング38に収容し、蒸気タービンプラント22からの給水を低圧節炭器64で予熱し、その加熱水の一部を調節弁65を介して低圧蒸気ドラム62に、残りの一部を給水ポンプ66、中圧節炭器61、高圧二次節炭器55、調節弁67、高圧蒸気ドラム52を介して高圧蒸気器50に、またさらに残りの一部を給水ポンプ68、高圧一次節炭器60、調節弁69、中圧蒸気ドラム57を介して中圧過熱器54にそれぞれ連続的に供給する構成になっている。
【0069】
また排熱回収ボイラ23は、中圧蒸発器58と高圧一次節炭器60との間に熱交換器36を設け、復水ポンプ31の出口側から抽出した復水給水を熱交換器36で予熱させ、その過熱水を燃料供給系統47に設けた燃料加熱装置25に供給するようになっている。
【0070】
この燃料加熱装置25には、バイパス調節弁49を備えたバイパス燃料管48が設けられている。
【0071】
一方、排熱回収ボイラ23に対応する蒸気タービンプラント22は、高圧タービン70、中圧タービン71、低圧タービン72を共通軸で結び、高圧過熱器50からの過熱蒸気で高圧タービン70を駆動し、そのタービン排気を再熱器51に戻して再加熱させ、再熱蒸気として中圧タービン71に案内し、膨張仕事をさせた後、そのタービン排気を低圧過熱器56からの蒸気とともに低圧タービン72を駆動し、その際に発生する回転トルクで発電機28を回転駆動し、電気出力を発生させるようになっている。
【0072】
このように、本実施形態では、燃料供給系統47に設けた燃料加熱装置25の燃料Fを加熱させる熱源を、排熱回収ボイラ23の中圧蒸発器58と高圧一次節炭器60との間に設けた熱交換器36の加熱水に求め、熱交換器36の蒸気管41からの加熱水により燃料Fを加熱させ、燃料Fに含まれる水蒸気を取り除いてその潜熱を失わせてからガスタービン燃焼器26に供給するので、比較的少ない燃料流量でも高い発熱量で燃焼ガスを生成することができ、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。
【0073】
また、本実施形態では、燃料供給系統47の燃料加熱装置25にバイパス燃料管48を設け、部分負荷運転のように燃料Fを多量に必要としないとき、燃料Fをバイパス調節便49で流量コントロールする一方、燃料Fを加熱した後の加熱水を制御弁42で流量コントロールするので、熱交換器36を通過中、または熱交換器36を出た加熱水のスチーミング発生を確実に防止することができる。
【0074】
なお、本実施形態では、燃料加熱装置25の燃料Fを加熱する熱源を、排熱回収ボイラ23の中圧蒸発器58と高圧一次節炭器60との間に設置した熱交換器36に求めたが、この実施形態に限らず熱交換器36を、図11に示すように、2分割にした高圧一次節炭器60,60の間に設置してもよく、また、図12に示すように、高圧一次節炭器60と中圧節炭器61との間に設置してもよい。
【0075】
【発明の効果】
以上説明の通り、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、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の加熱源を、単圧式または複圧式の蒸気ドラムを備えた排熱回収ボイラに他の熱交換器と別個独立運転時に熱交換器を設け、この熱交換器に蒸気タービンプラントから供給する復水給水の加熱水としたから、加熱水を高圧にしなくとも安定した加熱源として燃料加熱装置に供給することができる。
【0076】
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、熱交換器から燃料加熱装置に供給された加熱水を燃料加熱後、制御弁で流量コントロールするので、部分負荷運転のように加熱水が少ないときでも加熱水のスチーミング発生を確実に防止することができる。
【0077】
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、燃料加熱装置にバイパス燃料管を設け、ガスタービン燃焼器の燃料消費が少ないとき、このバイパス燃料管を利用して燃料をガスタービンに供給するので、熱交換器から生成される加熱水を不必要に消費することがなく、従来よりもプラント熱効率を向上させることができる。
【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1実施形態における第6実施例を示す概略系統図。
【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1実施形態における第7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1実施形態における第8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1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2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 燃料過熱装置
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 熱交換器
37 節炭器
38 ケーシング
39 調節弁
40 復水給水管
41 加熱水管
42 制御弁
43 昇圧ポンプ
44 給水管
45 バイパス調節弁
46 バイパス管
47 燃料供給系統
48 バイパス燃料管
49 バイパス調節弁
50 高圧過熱器
51 再熱器
52 高圧蒸気ドラム
53 高圧蒸発器
54 中圧過熱器
55 高圧二次節炭器
56 低圧過熱器
57 中圧蒸気ドラム
58 中圧蒸発器
60 高圧一次節炭器
61 中圧節炭器
62 低圧蒸気ドラム
63 低圧蒸発器
64 低圧節炭器
65 調節弁
66 給水ポンプ
67 調節弁
68 給水ポンプ
69 調節弁
70 高圧タービン
71 中圧タービン
72 低圧タービン[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
[0004]
The
[0005]
Further, the exhaust
[0006]
On the other hand, the
[0007]
Further, the
[0008]
As described above, in the conventional combined
[0009]
However, as a technique for further improving the plant thermal efficiency of the conventional combined
[0010]
Both the former and the latter focus on the temperature of the feed water heated by the
[0011]
As described above, in the conventional combined
[0012]
[Problems to be solved by the invention]
In the conventional combined
[0013]
In general, in this type of technical field, the design differential pressure (generally about 1.5 MPa to 2 MPa) of the
[0014]
However, the heating water supplied to the
[0015]
In addition, the heating water as a heating source required by the
[0016]
In addition, when the amount of heated water supplied to the
[0017]
As described above, the conventional combined
[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. An object is to provide a combined cycle power plant.
[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
[0020]
In order to achieve the above-described object, the combined cycle power plant according to the present invention boosts the condensate feed water extracted from the outlet side of the condensate pump of the steam turbine plant. A booster pump is provided .
[0021]
In order to achieve the above 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
[0022]
In order to achieve the above object, a combined cycle power plant according to the present invention combines a steam turbine plant and an exhaust heat recovery boiler with a gas turbine plant as described in
[0023]
In order to achieve the above object, the combined cycle power plant according to the present invention is characterized in that the fuel heating device branches off from the heating water pipe of the heat exchanger provided in the exhaust heat recovery boiler, and is a steam turbine. It has a bypass pipe connected to the condenser of the plant.
[0024]
In order to achieve the above object, a combined cycle power plant according to the present invention combines a steam turbine plant and an exhaust heat recovery boiler with a gas turbine plant, and a gas turbine combustor for the gas turbine plant. In a combined cycle power plant equipped with a fuel heating device for heating fuel supplied to the heat exchanger, a heat exchanger connected to an outlet side of the condensate pump of the steam turbine plant upstream of the economizer of the exhaust heat recovery boiler The heat exchanger is branched from a heated water pipe connected to the fuel heating device, and a bypass pipe connected to the condenser of the steam turbine plant is provided.
[0025]
In order to achieve the above 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 7, and a gas turbine combustor for the gas turbine plant. In a combined cycle power plant equipped with a fuel heating device for heating the fuel supplied to the exhaust gas, an outlet side of the condensate pump of the steam turbine plant and a booster pump are installed upstream of the economizer of the exhaust heat recovery boiler. In addition to providing a heat exchanger, the heat exchanger is branched from a heated water pipe connected to the fuel heating device, and a bypass pipe connected to the condenser of the steam turbine plant is provided.
[0026]
In order to achieve the above object, a combined cycle power plant according to the present invention combines a steam turbine plant and an exhaust heat recovery boiler with a gas turbine plant as described in claim 8, and a gas turbine combustor of the gas turbine plant. In a combined cycle power plant equipped with a fuel heating device that heats the fuel supplied to the boiler, water is supplied from the steam turbine plant to the economizer of the exhaust heat recovery boiler upstream of the economizer of the exhaust heat recovery boiler. A heat exchanger is provided that heats the feed water extracted from the middle stage of the feed water pump to be fed, branches from a heating water pipe connected to the fuel heating device from the heat exchanger, and is a condenser of the steam turbine plant. Is provided with a bypass pipe to be connected to.
[0028]
In order to achieve the above object, a combined cycle power plant according to the present invention combines a steam turbine plant and an exhaust heat recovery boiler with a gas turbine plant as described in
[0029]
In order to achieve the above object, a combined cycle power plant according to the present invention combines a gas turbine plant with an exhaust heat recovery boiler having a steam turbine plant and a plurality of steam drums, as described in
[0030]
In order to achieve the above-mentioned object, the combined cycle power plant according to the present invention includes a high-pressure primary economizer of a waste heat recovery boiler having a plurality of steam drums as described in
[0032]
In order to achieve the above object, the combined cycle power plant according to the present invention includes a high-pressure primary economizer of a heat recovery steam generator having a plurality of steam drums and a middle heat exchanger as described in
[0033]
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.
[0034]
FIG. 1 is a schematic system diagram showing a first embodiment in which a combined cycle power plant according to the present invention is applied to an exhaust heat recovery boiler equipped with a single pressure steam drum.
[0035]
This combined
[0036]
The
[0037]
The
[0038]
On the other hand, the exhaust
[0039]
Further, the
[0040]
As described above, in this embodiment, the
[0041]
Further, in the present embodiment, since the steam can be reliably supplied from the
[0042]
Therefore, according to the present embodiment, the steam pressure and temperature for heating the fuel F supplied to the
[0043]
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.
[0044]
In this embodiment, a
[0045]
In the present embodiment, the discharge pressure of the
[0046]
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.
[0047]
The present embodiment is provided with a
[0048]
In this embodiment, the
[0049]
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.
[0050]
In this embodiment, a
[0051]
In the present embodiment, during normal operation, a part of the heated water discharged from the
[0052]
Therefore, according to the present embodiment, since the heating water of the
[0053]
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.
[0054]
This example is a combination of the first embodiment and the third example of the first embodiment. When the fuel F passing through the
[0055]
Therefore, according to the present embodiment, it is effective in that both reduction in power consumption of the pump and prevention of steaming are provided.
[0056]
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.
[0057]
This example is a combination of the first example in the first embodiment and the third example in the first embodiment. When the fuel F passing through the
[0058]
Therefore, according to the present embodiment, it is effective in that it has both a free pressure increase setting for condensate water supply and prevention of steaming.
[0059]
FIG. 7 is a schematic system diagram showing a sixth example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0060]
This example is a combination of the second example in the first embodiment and the third example in the first embodiment, and has both effective use of the installation area in a small place and prevention of steaming. Effective in terms.
[0061]
FIG. 8 is a schematic system diagram showing a seventh example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0062]
In this embodiment, a
[0063]
In the present embodiment, during normal operation, when preheating water on the outlet side of the
[0064]
Since the fuel F can be supplied to the
[0065]
FIG. 9 is a schematic system diagram showing an eighth example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
[0066]
This example is a combination of the first example in the first embodiment and the seventh example in the first embodiment, and a heat exchanger from the outlet side of the
[0067]
FIG. 10 is a schematic system diagram showing a second embodiment in which the combined cycle power plant according to the present invention is applied to an exhaust heat recovery boiler equipped with a multi-pressure steam drum. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the same part as the component of 1st Embodiment.
[0068]
The exhaust
[0069]
In the exhaust
[0070]
The
[0071]
On the other hand, the
[0072]
As described above, in this embodiment, the heat source for heating the fuel F of the
[0073]
In this embodiment, the
[0074]
In the present embodiment, a heat source for heating the fuel F of the
[0075]
【The invention's effect】
As described above, in the combined cycle power plant according to the present invention, the heating source of the fuel heating device that heats the fuel supplied to the gas turbine combustor is used as an exhaust heat recovery boiler equipped with a single-pressure or multi-pressure steam drum. Since a heat exchanger is provided during independent operation separately from other heat exchangers, and this is used as heating water for the condensate feed water supplied from the steam turbine plant, fuel can be used as a stable heating source even if the heating water is not at high pressure. It can be supplied to a heating device.
[0076]
In addition, the combined cycle power plant according to the present invention controls the flow rate of the heated water supplied from the heat exchanger to the fuel heating device after the fuel is heated by the control valve, so even when the heated water is low as in partial load operation. Steaming of heated water can be reliably prevented.
[0077]
Further, the combined cycle power plant according to the present invention is provided with a bypass fuel pipe in the fuel heating device, and when the fuel consumption of the gas turbine combustor is small, the fuel is supplied to the gas turbine using this bypass fuel pipe. The heating water generated from the heat exchanger is not unnecessarily consumed, and the plant thermal efficiency can be improved as compared with the prior art.
[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 sixth example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 8 is a schematic system diagram showing a seventh example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 9 is a schematic system diagram showing an eighth example of the first embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 10 is a schematic system diagram showing a second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
FIG. 11 is a schematic system diagram showing a first 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 second 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 Cargo Saver 12 Casing 13 Control Valve 14 Power Generation Machine 15 Steam turbine 16 Condenser 17 Condensate pump 18 Feed water pump 19 Fuel superheater 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 Heat Exchanger 37 Cargo Saver 38 Casing 39 Control Valve 40 Condensate Water Supply Pipe 41 Heating Water Pipe 42 Control valve 43 Booster pump 44 Water supply pipe 45 Bypass control valve 46 Bypass pipe 47 Fuel supply system 48 Bypass fuel pipe 49 Bypass control valve 50 High pressure superheater 51 Reheater 52 High pressure steam drum 53 High pressure evaporator 54 Medium pressure superheater 55 High pressure secondary energy saving 56 Low pressure superheater 57 Medium pressure steam drum 58 Medium pressure evaporator 60 High pressure primary economizer 61 Medium pressure economizer 62 Low pressure steam drum 63 Low pressure evaporator 64 Low pressure economizer 65 Control valve 66 Water feed pump 67 Control valve 68 Water supply pump 69 Control valve 70 High pressure turbine 71 Medium pressure turbine 72 Low pressure turbine
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