JP4237969B2 - 蒸気冷却式高性能機械の高圧バイパスの変動設定 - Google Patents

蒸気冷却式高性能機械の高圧バイパスの変動設定 Download PDF

Info

Publication number
JP4237969B2
JP4237969B2 JP2002077555A JP2002077555A JP4237969B2 JP 4237969 B2 JP4237969 B2 JP 4237969B2 JP 2002077555 A JP2002077555 A JP 2002077555A JP 2002077555 A JP2002077555 A JP 2002077555A JP 4237969 B2 JP4237969 B2 JP 4237969B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
pressure
value
drum
measured
ptemp
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
JP2002077555A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2003035109A (ja
JP2003035109A5 (ja
Inventor
デビッド・アンドリュー・スタツ
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.)
General Electric Co
Original Assignee
General Electric Co
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 General Electric Co filed Critical General Electric Co
Publication of JP2003035109A publication Critical patent/JP2003035109A/ja
Publication of JP2003035109A5 publication Critical patent/JP2003035109A5/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP4237969B2 publication Critical patent/JP4237969B2/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01KSTEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02Plants 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
    • F01K23/06Plants 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
    • F01K23/10Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/106Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle with water evaporated or preheated at different pressures in exhaust boiler
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Description

【0001】
【発明の属する技術分野】
本発明は、一般的に、蒸気冷却式高性能機械のガスタービン及びそれと組み合わされる発電用蒸気タービンに含まれる熱回収蒸気発生装置(HRSG)内のドラム圧力を制御することに関する。
【0002】
【従来の技術】
General Electric社によって製造された9H或いは7H型高性能機械のガスタービンでは、空気冷却に代えて主として蒸気冷却が利用されている。始動時には、最小負荷を超えてガスタービンの負荷を増大する前に、ガスタービンを冷却するための許容値或いは閾値として、高圧(HP)及び中圧(IP)バイパス弁を通る充分な蒸気の流量を確立しなければならない。この最小負荷を、運転予備力と呼ぶ。ガスタービンは、運転予備力に達する前及び運転予備力に達している間は空気冷却され、次いで、この運転予備力を上回って負荷を増大させるために蒸気冷却されなければならない。
【0003】
多くの用途においては、HRSGは、3つの発生蒸気圧力、従って3つの別々の蒸気ドラム、すなわち高圧蒸気(HP)と、中圧蒸気(IP)と、低圧蒸気(LP)とを含む。蒸気流量の許容値がHP及び/又はIPバイパス弁を介して確立された後に、ガスタービンを蒸気冷却することができる。蒸気流量の許容値を確立するためには、ガスタービンにおけるHPドラムのドラム圧力値が、所定のレベル(即ち、下限圧力設定値(例えば、720psi))より大きくなければならない。従って、バイパス弁が開く時には、HPドラム圧力は下限圧力設定値に維持されている。下限圧力は、蒸気が蒸気タービンに入ることができる最低圧力である。
【0004】
高性能機械がかなりの時間停止されていた冷間始動時には、ガスタービンに接続されたHRSGが冷えているため、HPドラム圧力は低く、HPドラム圧力は下限圧力設定値を下回っている。例えば、高性能機械の始動時に、HRSGは、着火していないガスタービンからHRSGを通って流れる空気によってパージされる。その後ガスタービンは、着火(HRSGパージ後)し、運転予備力まで負荷が増大し、このことがHRSGに入る加熱した排出ガスによりHPドラム圧力を増大させるのを可能にする。最終的には、HPドラム圧力は下限圧力設定値より大きくなり、HPバイパス弁が開いて、ガスタービンが蒸気冷却される状態になるまで下限圧力を維持し、その後バイパス弁が閉じられる。
【0005】
始動時(例えば、ごく最近に停止された後での始動時)にHPドラム圧力が下限圧力設定値より大きい場合には、下限圧力に到達するまでバイパス弁は開かれ、その後、例えばガスタービンが着火していないか、或いは着火したばかりの時に、閉じられて圧力を維持する。従って、蒸気圧力としてHPドラム中に含まれているエネルギーは、蒸気がバイパス弁を通って流れるので、ガスタービンが運転予備力に到達する前に、失われる。従って、運転予備力に達した後に蒸気を供給するために、HPドラム圧力はその後に再確立されなければならない。従って、HRSGにおいて充分な熱が発生され、ガスタービンが運転予備力を超えて負荷を増大させることができるようにするためにHPドラムの圧力を増大さるので、時間と燃料とが失われる。
【特許文献1】
特開2002−161710号公報
【特許文献2】
特開平07−259510号公報
【0006】
【発明が解決しようとする課題】
それ故に、高性能機械の始動時にHPドラム圧力が下限圧力設定値を越えている場合に、HRSGのHPドラムが圧力降下するのを防止する技術を提供することに対する必要性が存在する。
【0007】
【課題を解決するための手段】
今後は圧力設定値と呼ぶバイパス弁の圧力設定値は、ガスタービンにおけるHPドラムがその最低エネルギーレベル(即ち、最低ドラム圧力)にあり、かつ下限圧力設定値を依然として越えている場合に設定される。このシナリオにおいて、HPドラム圧力は、HRSGの初期パージの間に減少し、ガスタービンが着火した後に増加する。このHPドラム圧力が測定され、圧力設定値は、下限圧力設定値を越えている最低HPドラム圧力値に等しく設定される。従って、設定された圧力設定値は、下限圧力設定値より大きく、それによって、HPドラム中に含まれるエネルギーを維持する。更に、HPドラム圧力が再確立される必要がないので、かなりの時間を節約できる。
【0008】
本発明のその他の特徴及び利点は、以下の詳細説明と図面とを参照することで明白になるであろう。
【0009】
【発明の実施の形態】
本発明は、添付の図面の実施例によって図示されるが、それに限定されるものではない。なお、図面において類似参照符号は類似構成要素を示す。
【0010】
図1は、発電システムの例示的な実施形態を示し、該発電システムは本発明の原理を使用する高性能機械を含む。HRSG120に接続されたガスタービン110を含む高性能機械は、発電機130用の軸動力を発生させる。この高性能機械は、ガスタービンに限定されるものではない。高性能機械が、駆動する負荷次第で、多数のガス発生装置、HRSG、及び蒸気タービンなどを含むことができることは、当業者には容易に分かるであろう。
【0011】
HRSG120は、蒸気を発生し、その一部がガスタービン110を冷却するために使用されるので、HRSG120は、HP及び/又はIPバイパス弁125を介してガスタービン110に連結される。HRSG120によって発生される大部分の蒸気は、ガスタービンを冷却する蒸気とともに、発電用蒸気タービン115へ流れる。また、HRSG120は、その中の蒸発器の水位を確立し圧力を維持するために、高圧(HP)ドラム135を含む。蒸発器は、蒸気を発生させる熱交換表面である。図1に描かれたHRSG120の一部としてHPドラム135のみが示されているが、それに限定されるものではない。HRSG120は、3つの発生蒸気圧力、従って、3つの別々の蒸気ドラム、すなわち高圧蒸気(HP)と、中圧蒸気(IP)と、低圧蒸気(LP)とを含むことができることを理解されたい。また、蒸気タービン115は、ボイラ給水を受け、発電システムの残りの設備150に対して排出蒸気を放出でき、また発電機130に軸動力を与えることができる。
【0012】
始動時に、ガスタービン110は、始動手順を開始するが、その手順には、ガスタービン110の圧縮機によって供給される新鮮な空気でHRSG120をパージすることと、次に着火させて発電するためにガスタービン110の負荷を増大させることとを含む。
【0013】
高性能機械のガスタービン110に対する温間再始動の始動手順の間、HRSG120は、着火していないガスタービン110からHRSG120へ流れる空気によってパージされる。この空気流は、HRSG120の蒸気発生及び加熱表面を冷却し、また、HPドラム135の圧力を低下させる。温間再始動は、HPドラム135の圧力が下限圧力設定値を越えている場合の始動シナリオに対応する。一般的に言って、温間再始動においては、ドラム圧力は、直前まで高い運転圧力状態(例えば、高性能機械が直前の数分間停止されていた)にあり、バイパス弁125はその圧力を維持するために閉じられていた。未着火のガスタービン110からの新鮮な空気は、HRSG120と蒸発器水とを冷却し、圧力及び水温の低下を引き起こす。その後、ガスタービン110は、着火され、運転予備力まで負荷を増大され始め、HPドラム135の圧力が上昇する。ガスタービン110が着火した後のある時点で、HPドラム135の圧力が圧力設定値より大きくなった時に、HP及び/又はIPバイパス弁125が開かれる。この圧力設定点が、ドラム圧力が予め設定された下限圧力値を越えている場合、別の方法では、下限圧力設定値が使用される場合、温間再始動又は類似の始動時に、HPドラム135がその最低圧力値に到達する点になる。
【0014】
この圧力設定値は、HPドラム135の圧力値である。この圧力値は、始動時に測定されたHPドラム135の圧力値及びガスタービン110の所定の下限圧力設定値に基づいている。下限圧力設定値は閾値であり、該閾値は、通常は蒸気タービン115の製造業者により決定される。蒸気タービン115は、HRSG120で発生された蒸気と、同時にガスタービン110からの全ての冷却用蒸気を受け入れる。この蒸気を使用して、蒸気タービン115において発電する。
【0015】
圧力を維持することによってHPバイパス弁125が、例えば下限圧力値が設定値であった場合よりも迅速に開くことを可能にし、従って蒸気流量を確立するので、HPドラム圧力を設定するこの方法は好都合である。下限圧力設定値を設定するための方法は、以下に詳細に説明する。
【0016】
図2に示すステップは、ガスタービン110と、蒸気タービン115と、HRSG120と、残りの設備150とに対して接続され、それらを制御するプロセッサ利用の制御システム140上で動作するソフトウエア(例えば、ファームウエア)に組み込むことができる。例えば、制御システム140は、以下に説明し図2に示す方法に従って、HPドラム圧力の測定値を受け、圧力設定値を設定し、またHP及び/又はIPバイパス弁125を制御するためのソフトウエアを含むことができる。発電システムを制御するためのソフトウエアを設けることは、当該技術でよく知られており、当業者は、既知のプログラム言語と技法とを使用して、図2に示すステップを容易にプログラムできるであろう。
【0017】
図2は、本発明の好ましい実施形態による、HRSG120におけるHPドラム135の圧力を設定するための方法の流れ図を示す。図2に示す方法は、例示を目的として、図1に示すガスタービン110を有する高性能機械に関連して説明される。図2に示す方法は、General Electric社によって製造されたHシステム(登録商標)(例えば、7H或いは9H型高性能機械のガスタービン)のような多くの種類の複合サイクル装置を運転するのに適用できることを理解されたい。
【0018】
ステップ200において、高性能機械のガスタービン110は、始動手順を開始する。次いでステップ205において、HPドラム135の圧力が測定され、新しい圧力値(NP)が、1/8秒毎に1回のレベルで、連続的に読み取られる。HPドラム135についての連続する圧力測定の間の時間は、当業者は容易に決定でき、また、ガスタービンの種類及び負荷次第で変えてもよい。HRSG120におけるHPドラム135の圧力測定用に、従来型の圧力測定用の装置を使用できる。従来型のHRSGは、HPドラム圧力を自動的に監視するためのシステムを含む。
【0019】
新規圧力値(NP)が測定され読み取られた後、ステップ210において、新規圧力値(NP)は先行する時間の間に測定された直前の圧力値(PP)とオフセット値(例えば、10psi)との合計と比較される。この新規圧力値(NP)が、先行圧力値(PP)とオフセット値とを加えたものより大きい場合には、ステップ230において、この状態(即ち、NP>PP+オフセット)が発生したのは初めてであるのかどうかが判断される。これが初めてである場合には、この新規圧力値(NP)が、ステップ240において、一時的圧力設定値(Ptemp)になる。この新規圧力値(NP)が先行圧力値(PP)とオフセット値とを加えたものより大きいことが、初めてではない場合には、一時的圧力設定値(Ptemp)は、ステップ250において維持される。ガスタービン110が充分に負荷を増大され、その運転速度を上昇させ続けている場合には、ドラム圧力が上昇し続けるので、一時的圧力設定値(Ptemp)は変更されず、一時的圧力設定値は、ステップ250において固定されたまま維持される。以前の圧力値(PP)が新規圧力値(NP)より小さい限り、圧力設定値(Pset)は固定されたままになる。
【0020】
そうでなくて、ステップ210において、先行圧力値(PP)とオフセット値とを加えたものが、この新規圧力値(NP)より大きい又は等しい場合には、この一時的圧力設定値(Ptemp)が、ステップ220において新規圧力値(NP)になる。新規圧力値(NP)がステップ240において一時的圧力設定値(Ptemp)になる、或いは、先行圧力値(PP)がステップ250において維持される場合には、もしくは、新規圧力値(NP)がステップ220において一時的圧力設定値(Ptemp)になる場合には、この一時的圧力設定値(Ptemp)は、ステップ260において下限圧力設定値(Pfloor)と比較される。この下限圧力設定値は、変えることができ、また、720psiのオーダとすることができる。一時的圧力設定値(Ptemp)が、下限圧力値(Pfloor)より大きい場合には、圧力設定値(Pset)が、ステップ270において一時的圧力設定値(Ptemp)になる。そうでない場合には、下限圧力設定値(Pfloor)が、ステップ280において圧力設定値(Pset)として設定される。次の時間ステップにおいては、先行圧力値(PP)は、ステップ290において新規圧力値(NP)として設定され、次にプロセスの制御は、ステップ205に戻り、次の時間に対してプロセスを繰り返す。次の時間において、別の新規圧力値(NP)が測定され、このプロセスが繰り返される。
【0021】
図2に示す方法を使用することにより、ガスタービン110を含む高性能機械の始動手順の間にHPドラム135の圧力が下限圧力設定値より大きい場合には、HPドラム135は圧力降下しないように圧力設定値が設定される。従って、HPドラム135中のエネルギーは、ガスタービン110を含む高性能機械の始動手順の間に保存され、時間とエネルギーとは、HPドラム135が圧力降下した後にHPドラム135内の圧力を再構築するために無駄に費やされることがない。
【0022】
これまで説明してきたのは、本発明の好ましい実施形態である。しかしながら、上で説明した好ましい実施形態に開示した形態以外の特定の形態で、本発明を具体化できることは、当業者には明らかであろう。このことは、本発明の技術思想から離れることなく行うことができるので、この好ましい実施形態は、単に例示的なものであり、決して限定的なものと解釈されてはならない。特許請求の範囲に記載された符号は、理解容易のためであってなんら発明の技術的範囲を実施例に限縮するものではない。
【図面の簡単な説明】
【図1】 本発明の原理を使用する例示的なシステムを示す図。
【図2】 本発明の例示的な実施形態による方法の流れ図。
【符号の説明】
110 ガスタービン
115 蒸気タービン
120 熱回収蒸気発生装置(HRSG)
125 冷却用蒸気
126 排出ガス
135 HPドラム
130 発電機
140 制御システム
150 残りの設備

Claims (16)

  1. ドラム(135)を備える熱回収蒸気発生装置(120)に接続されたガスタービン(110)を含む発電システムにおける冷却用蒸気の流量を制御するための方法であって、
    前記発電システムの始動時に前記ドラム(135)の圧力値(NP)を測定する段階と、
    前記発電システムの始動時に、前記ドラムの測定された圧力値(NP)が蒸気の流量の許容値を確立するための所定の下限圧力設定値(Pfloor)より大きい場合には、前記ガスタービン(110)を冷却するために前記熱回収蒸気発生装置(120)から蒸気を供給する少なくとも1つのバイパス弁(125)の開閉を制御するための圧力設定値(Pset)を、前記ドラム(135)の前記測定された圧力値(NP)に基づいて前記ドラムの圧力が降下しないよう設定する段階と、
    を含むことを特徴とする方法。
  2. 前記測定されたドラム圧力値(NP)に基づく一時的な圧力設定値(Ptemp)を、前記下限圧力設定値(Pfloor)と比較する段階を更に含むことを特徴とする、請求項1に記載の方法。
  3. 圧力設定値(Pset)を設定する前記段階は、前記一時的な圧力設定値(Ptemp)が前記下限圧力設定値(Pfloor)より大きい場合には、前記圧力設定値(Pset)を前記一時的な圧力設定値(Ptemp)に等しく設定する段階を更に含むことを特徴とする、請求項2に記載の方法。
  4. 前記一時的な圧力設定値(Ptemp)が前記下限圧力設定値(Pfloor)より大きい場合には、前記ガスタービン(110)が着火するまで、或いは、前記測定ドラム圧力値(NP)に基づく前記一時的な圧力設定値(Ptemp)の1つが前記下限圧力設定値(Pfloor)より小さくなるまで、前記ドラム圧力値(NP)を測定する段階を更に含むことを特徴とする、請求項2に記載の方法。
  5. 圧力設定値(Pset)を設定する前記段階は、前記一時的な圧力設定値(Ptemp)が前記下限圧力設定値(Pfloor)より小さい場合には、前記圧力設定値(Pset)を前記下限圧力設定値(Pfloor)に等しく設定する段階を更に含むことを特徴とする、請求項4に記載の方法。
  6. 前記一時的な圧力設定値(Ptemp)と該一時的な圧力設定値に先行する一時的な圧力設定値(Ptemp’)の各々とが、前記下限圧力設定値(Pfloor)より大きい場合には、前記測定ドラム圧力値(NP)と該測定ドラム圧力値に先行する測定ドラム圧力値(PP)の各々との何れが最低圧力値を有しているかを判断する段階を更に含むことを特徴とする、請求項4に記載の方法。
  7. 圧力設定値(Pset)を設定する前記段階は、前記圧力設定値(Pset)を前記最低圧力値に等しく設定する段階を更に含むことを特徴とする、請求項6に記載の方法。
  8. 前記測定ドラム圧力値(NP)を、該ドラム圧力値に先行して測定されたドラム圧力値(PP)と圧力オフセット値とを加えた値と比較する段階と、
    前記測定ドラム圧力値(NP)が、前記先行して測定されたドラム圧力値(PP)と前記圧力オフセット値とを加えたものより小さい又は等しい場合には、前記一時的な圧力設定値(Ptemp)を前記測定ドラム圧力値(NP)に設定する段階と、
    を更に含むことを特徴とする、請求項2に記載の方法。
  9. 前記測定ドラム圧力値(NP)を、該ドラム圧力値に先行して測定されたドラム圧力値(PP)と圧力オフセット値とを加えた値と比較する段階と、
    始動時における最初の時点で、前記測定ドラム圧力値(NP)が前記先行して測定されたドラム圧力値(PP)と前記圧力オフセット値とを加えたものより大きい場合には、前記一時的な圧力設定値(Ptemp)を前記測定ドラム圧力値(NP)に設定する段階と、
    を更に含むことを特徴とする、請求項2に記載の方法。
  10. 始動時における少なくとも2つの時点で、前記測定ドラム圧力値(NP)が前記先行して測定されたドラム圧力値(PP)と前記圧力オフセット値とを加えたものより大きい場合には、前記一時的な圧力設定値(Ptemp)を維持する段階を更に含むことを特徴とする、請求項9に記載の方法。
  11. 前記少なくとも1つのバイパス弁(125)は、少なくとも1つの高圧バイパス弁(125)と中圧バイパス弁(125)とを含むことを特徴とする、請求項1に記載の方法。
  12. 発電用システムであって、
    ガスタービン(110)と、
    該ガスタービン(110)に蒸気を供給するドラム(135)を備える蒸気発生装置(120)と、
    該蒸気発生装置(120)から前記ガスタービン(110)への蒸気の流量を制御する少なくとも1つの弁(125)と、
    少なくとも1つ弁(125)制御す制御システム(140)と
    を含み、
    前記制御システムは、前記発電システムの始動時に、前記ドラム(135)の測定された圧力値(NP)が蒸気の流量の許容値を確立するための所定の下限圧力設定値(Pfloor)より大きい場合には、前記ガスタービン(110)を冷却するために前記熱回収蒸気発生装置(120)から蒸気を供給する前記少なくとも1つの弁(125)の開閉を制御するための圧力設定値(Pset)を、前記測定された圧力値(NP)に基づいて前記ドラムの圧力が降下しないよう設定する
    ことを特徴とする発電用システム。
  13. 前記測定ドラム圧力値(NP)に基づき一時的に設定された一時的な圧力設定値(Ptemp)が蒸気を前記タービンへ供給する最低圧力である下限圧力設定値(Pfloor)より大きい場合には、前記圧力設定値(Pset)は、前記一時的な圧力設定値(Ptemp)に等しく設定されることを特徴とする、請求項12に記載のシステム。
  14. 前記測定ドラム圧力値(NP)に基づき一時的に設定された一時的な圧力設定値(Ptemp)が蒸気を前記タービンへ供給する最低圧力である下限圧力設定値(Pfloor)より大きい場合には、
    1)前記ガスタービン(110)が着火するか、或いは、
    2)前記測定ドラム圧力値(NP)に基づく前記一時的な圧力設定値(Ptemp)が前記下限圧力設定値(Pfloor)より小さいか
    のいずれかに至るまで、前記ドラム(135)の圧力値(NP)が連続的に測定されることを特徴とする、請求項12に記載のシステム。
  15. 前記一時的な圧力設定値(Ptemp)が、前記下限圧力設定値(Pfloor)より大きくない場合には、前記圧力設定値(Pset)は、前記下限圧力設定値(Pfloor)に等しく設定されることを特徴とする、請求項14に記載のシステム。
  16. 前記少なくとも1つの弁(125)は、高圧バイパス弁(125)及び中圧バイパス弁(125)の少なくとも1つを含むことを特徴とする、請求項12に記載のシステム。
JP2002077555A 2001-03-21 2002-03-20 蒸気冷却式高性能機械の高圧バイパスの変動設定 Expired - Fee Related JP4237969B2 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/812,574 US6502401B1 (en) 2001-03-21 2001-03-21 High pressure bypass sliding setpoint for steam-cooled turbine
US09/812574 2001-03-21

Publications (3)

Publication Number Publication Date
JP2003035109A JP2003035109A (ja) 2003-02-07
JP2003035109A5 JP2003035109A5 (ja) 2005-08-11
JP4237969B2 true JP4237969B2 (ja) 2009-03-11

Family

ID=25210008

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2002077555A Expired - Fee Related JP4237969B2 (ja) 2001-03-21 2002-03-20 蒸気冷却式高性能機械の高圧バイパスの変動設定

Country Status (4)

Country Link
US (2) US6502401B1 (ja)
EP (1) EP1247961B1 (ja)
JP (1) JP4237969B2 (ja)
DE (1) DE60217005T2 (ja)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7861532B2 (en) * 2007-06-26 2011-01-04 General Electric Company System and methods for heat recovery steam generators hot purging
US20090145104A1 (en) * 2007-12-10 2009-06-11 General Electric Company Combined cycle power plant with reserves capability
JP5215815B2 (ja) * 2008-11-06 2013-06-19 三菱重工業株式会社 タービン冷却系統制御装置、タービン冷却系統、及びタービン冷却系統制御方法
IT1401923B1 (it) * 2010-09-09 2013-08-28 Nuovo Pignone Spa Metodi e dispositivi per testare un rotore a bassa velocita ed a basso momento in un turbomacchinario
EP2808501A1 (de) * 2013-05-27 2014-12-03 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer GuD-Kraftwerksanlage
US9476584B2 (en) * 2013-12-12 2016-10-25 General Electric Company Controlling boiler drum level
EP3212900B1 (en) 2014-10-27 2018-09-19 Siemens Aktiengesellschaft Low load turndown for combined cycle power plants
US10041378B2 (en) 2015-01-08 2018-08-07 General Electric Company Systems and methods for adjusting floor pressure levels to improve combined cycle plant startup
US11802689B2 (en) 2017-06-20 2023-10-31 Boyle Energy Services & Technology, Inc. Commissioning power plants
CN111794812B (zh) * 2020-06-30 2022-06-14 中国神华能源股份有限公司国华电力分公司 汽轮机组滑压运行控制方法、装置及电子设备
CN112814752A (zh) * 2021-01-08 2021-05-18 西安热工研究院有限公司 一种中压缸启动方式火力发电机组的快速启动系统及方法

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4976100A (en) * 1989-06-01 1990-12-11 Westinghouse Electric Corp. System and method for heat recovery in a combined cycle power plant
DE4237665A1 (de) * 1992-11-07 1994-05-11 Asea Brown Boveri Verfahren zum Betrieb einer Kombianlage
US5577377A (en) * 1993-11-04 1996-11-26 General Electric Co. Combined cycle with steam cooled gas turbine
US5412937A (en) * 1993-11-04 1995-05-09 General Electric Company Steam cycle for combined cycle with steam cooled gas turbine
DE4409567A1 (de) * 1994-03-21 1995-09-28 Abb Management Ag Verfahren zur Kühlung von thermisch belasteten Komponenten einer Gasturbogruppe
CA2364125C (en) * 2000-11-28 2005-05-24 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Steam cooling apparatus for gas turbine

Also Published As

Publication number Publication date
EP1247961A3 (en) 2004-03-03
JP2003035109A (ja) 2003-02-07
EP1247961A2 (en) 2002-10-09
US20030061798A1 (en) 2003-04-03
US6502401B1 (en) 2003-01-07
DE60217005T2 (de) 2007-07-12
DE60217005D1 (de) 2007-02-08
US6588198B2 (en) 2003-07-08
EP1247961B1 (en) 2006-12-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101014011B1 (ko) 증기 터빈의 가열 방법
US5473898A (en) Method and apparatus for warming a steam turbine in a combined cycle power plant
JP4237969B2 (ja) 蒸気冷却式高性能機械の高圧バイパスの変動設定
US11506089B2 (en) Combined cycle plant, control device thereof, and steam turbine startup method
US6978623B2 (en) Gas turbine, driving method thereof and gas turbine combined electric power generation plant
JP3949014B2 (ja) ガスタービン装置
US20090145104A1 (en) Combined cycle power plant with reserves capability
EP1390611A1 (en) Method of operating a gas turbine
WO2015151641A1 (ja) コンバインドサイクルプラント、その制御方法、及びその制御装置
JP2010514985A (ja) タービン翼
CA2843524A1 (en) Method for starting-up and operating a combined-cycle power plant
BRPI0613011A2 (pt) mÉtodo para iniciar de uma instalaÇço de turbina a vapor
KR20170140356A (ko) 콤바인드 사이클 플랜트, 그 제어 장치 및 기동 방법
US6286297B1 (en) Steam cooled type combined cycle power generation plant and operation method thereof
US6957541B2 (en) Gas turbine and operation method of gas turbine combined electric generating plant, gas turbine combined electric generating plant, and computer product
JP2000130108A (ja) 複合サイクル発電プラントの起動方法
JP4948348B2 (ja) コンバインドサイクル発電プラント
CA2242073C (en) Combined cycle power generation plant
JP2003035109A5 (ja)
JP2002021509A (ja) コンバインドサイクル発電プラント
JP3446185B2 (ja) 蒸気冷却ガスタービンの運転方法
JPH1193618A (ja) ガスタービン蒸気冷却系統の蒸気圧制御方法
US6164056A (en) Combined cycle electric power plant
JP2000045791A (ja) ガスタービン吸気制御装置
JP2003083004A (ja) ガスタービン及びその運転方法、並びにガスタービン複合発電プラント

Legal Events

Date Code Title Description
A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20050127

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20050127

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20070828

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20071127

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20071130

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20080225

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20080513

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20080811

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20080814

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20081111

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: 20081202

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20081219

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

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

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20111226

Year of fee payment: 3

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees