JP4488631B2

JP4488631B2 - Combined cycle power generation facility and operation method thereof

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Publication number: JP4488631B2
Application number: JP2001009844A
Authority: JP
Inventors: 徹澤; 智秋丸
Original assignee: Toshiba Corp
Current assignee: Toshiba Corp
Priority date: 2001-01-18
Filing date: 2001-01-18
Publication date: 2010-06-23
Anticipated expiration: 2021-01-18
Also published as: JP2002213208A

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設備とその運転方法に係り、特にそのガスタービン空気圧縮機抽出空気冷却装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
コンバインドサイクル発電設備において、熱効率を改善および機器信頼性を確保するために、ガスタービン空気圧縮機抽出空気冷却装置が設置される場合がある。空気圧縮機より抽出したガスタービン翼冷却用空気は、直接ガスタービンへ供給されていた。一方、近年、より効率の高い発電設備が求められており、それを実現するためにガスタービン燃焼温度の高温化によるプラント効率の向上が図られている。したがって、ガスタービン入口燃焼ガス温度は１３００℃から１５００℃以上となっており、それに従い空気圧縮機も大型化し、吐出空気も高温・高圧となってきた。
【０００３】
このため、ガスタービンと同様に、空気圧縮機も熱負荷の高い状況下にて用いられることとなり、ガスタービン高温部品以外に空気圧縮機吐出部部品も強制的に空気にて冷却するようになってきており、さらに、空気圧縮機の吐出空気が高温になってきているので、本空気系統に冷却器を設けガスタービンおよび空気圧縮機に供給する空気を冷却するようになってきた。
【０００４】
ここで、プラント効率向上という観点から、上記冷却器サイクル内の排熱回収ボイラの節炭器より前記冷却器へ冷却水を供給し、冷却器を経由した冷却水は排熱回収ボイラの蒸気ドラムへ回収し、熱効率を上げるという系統が設置されるようになってきている。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
ところが、前記冷却器を有する冷却空気系統において、プラント負荷降下が急激に起こった場合は、排熱回収ボイラからの冷却水はその残熱により高く温度が維持され、逆にガスタービンはすぐに燃料を絞られることにより熱負荷が下がるため、前記冷却器を通過させると空気温度が高めとなり、空気を冷却器に通過させると逆効果となる場合が出てきた。したがって、冷却空気の一部の量をまたは、全量を冷却器をバイパスさせて運転した方が、得策な場合が出てきた。
【０００６】
また、空気圧縮機車軸およびガスタービン翼では、その最適冷却空気温度は相違するため、供給する空気温度を各々調節するためには、冷却器をバイパスさせた高温の空気と、各々の機器が必要とする冷却空気の温度よりさらに低く冷却された空気とを混合して規定の冷却空気に調節しないと、プラントが過渡的に変化した場合は供給する空気温度が変動してしまい、安定して最適な温度の空気を供給することが難しいという問題が出てきた。
【０００７】
さらに、空気冷却器に冷却水を使用した場合、チューブ破断等の事故の際には、冷却水が冷却空気へ混入し、そのままガスタービンへ流入する恐れがあり、急激な熱変化によりガスタービンを損傷させるという懸念が出てきた。
【０００８】
その上、空気圧縮機から抽気された空気にて燃料管の燃料パージを従来行っていたが、上に述べたように抽出空気が高温になってきたため、燃料管の材質向上の必要性が出てきた。またパッキン等の劣化が早くなりプラントの信頼性が落ちるという問題が出てきた。
本発明の目的は、上記課題の全部または一部を解決することにある。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
本発明は、上記目的を達成するものであって、請求項１の発明は、燃料を燃焼させる燃焼器と、この燃焼器で生じた燃焼ガスによって駆動されて翼を有するガスタービンと、このガスタービンによって駆動されて前記燃焼器に圧縮空気を供給し車軸を有する圧縮機と、前記ガスタービンの排ガスの熱を用いて蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気によって駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンで仕事を終えた蒸気を復水させる復水器と、前記ガスタービンおよび蒸気タービンによって駆動される発電機と、を有するコンバインドサイクル発電設備において、前記排熱回収ボイラは、前記復水器で生成された水を加熱してその温度を上昇させる節炭器および、発生した蒸気を溜める蒸気ドラムを有し、前記コンバインドサイクル発電設備はさらに、前記節炭器で加熱された水と前記圧縮機から抽出された圧縮空気とを熱交換させて前記圧縮空気を冷却し、前記ガスタービンの翼および前記圧縮機の車軸の少なくとも一方を冷却するための冷却空気を生成する抽出空気冷却器と、この抽出空気冷却器を適宜バイパスして前記圧縮機から抽出された圧縮空気を前記ガスタービンの翼および圧縮機の車軸の少なくとも一方の冷却系統に送るバイパス系統と、を有すること、を特徴とするコンバインドサイクル発電設備である。
【００１０】
この発明によれば、コンバインドサイクル発電設備の空気圧縮機の車軸およびガスタービンの翼に、安定してその適当な冷却温度の冷却空気を供給することができる。
【００１１】
請求項２の発明は、請求項１に記載に記載のコンバインドサイクル発電設備において、前記ガスタービンの翼および圧縮機の車軸の少なくとも一方の冷却のための冷却系統に送られる圧縮空気の温度が所定の範囲に入るように、前記バイパス系統を通る前記圧縮空気の流量を制御する手段を有すること、を特徴とするコンバインドサイクル発電設備である。
【００１２】
この発明によれば、請求項１の発明の作用・効果が得られるほか、ガスタービンの翼および圧縮機の車軸の少なくとも一方の冷却のための冷却系統に送られる圧縮空気の温度を所定の範囲に保持することができる。
【００１３】
請求項３の発明は、請求項２に記載のコンバインドサイクル発電設備において、前記抽出空気冷却器から前記ガスタービン翼および圧縮機車軸それぞれを冷却するための各冷却系統を有し、前記バイパス系統は、前記抽出空気冷却器をバイパスして前記各冷却系統に接続される複数のバイパス系統からなり、前記各冷却系統それぞれに送られる圧縮空気の温度がそれぞれの所定の範囲に入るように、前記複数のバイパス系統それぞれを通る前記圧縮空気の流量を個別に制御する手段を有すること、を特徴とするコンバインドサイクル発電設備である。
【００１４】
この発明によれば、請求項２の発明の作用・効果が得られるほか、ガスタービンの翼および圧縮機の車軸の冷却のための冷却系統に送られる圧縮空気の温度をそれぞれの最適な温度範囲に制御することができる。
【００１５】
請求項４の発明は、請求項１、２または３に記載のコンバインドサイクル発電設備において、前記ガスタービンの翼および圧縮機の車軸それぞれを冷却するための各冷却系統に供給される前記圧縮空気を、必要に応じて、前記抽出空気冷却器を介さずに全量前記バイパス系統を経由して供給する手段を有すること、を特徴とするコンバインドサイクル発電設備である。
【００１６】
この発明によれば、請求項１、２または３の発明の作用・効果が得られるほか、冷却器チューブ破断等の異常時に空気圧縮機より抽出された空気を全量冷却器をバイパスさせることにより冷却空気への冷却水の混入を防ぐことが可能となり、これによって、空気圧縮機およびガスタービンの損傷を防ぐことができる。
【００１７】
請求項５の発明は、請求項１ないし４のいずれかに記載のコンバインドサイクル発電設備において、前記抽出空気冷却器の抽出空気下流側に湿分分離器が配置されていること、を特徴とするコンバインドサイクル発電設備である。
【００１８】
この発明によれば、請求項１ないし４のいずれかの発明の作用・効果が得られるほか、冷却器の故障の際、冷却空気へ混入した冷却水を除去し、空気圧縮機およびガスタービンへの冷却水の混入を防ぎ、空気圧縮機およびガスタービンの損傷を防ぐことができる。
【００１９】
請求項６の発明は、請求項４に記載のコンバインドサイクル発電設備において、前記抽出空気冷却器の抽出空気下流側に湿分分離器が配置され、前記湿分分離器の水位が所定の位置よりも高くなったときに、前記各冷却系統に供給される圧縮空気を、前記抽出空気冷却器を介さずに全量前記バイパス系統を経由して供給する手段を有すること、を特徴とするコンバインドサイクル発電設備である。
【００２０】
この発明によれば、請求項４の発明の作用・効果が得られるほか、冷却器の故障の際、冷却空気へ混入した冷却水を除去し、空気圧縮機およびガスタービンへの冷却水の混入を防ぎ、空気圧縮機およびガスタービンの損傷を防ぐことができる。
【００２１】
請求項７の発明は、請求項１ないし５のいずれかに記載のコンバインドサイクル発電設備において、前記燃焼器に燃料を供給する燃料系統と、前記抽出空気冷却器で生成された前記冷却空気を使用して前記燃料系統の燃料を適宜排出するための燃料パージ空気系統と、前記抽出空気冷却器を適宜バイパスして前記圧縮機から抽出された圧縮空気を前記燃料パージ空気系統に送る燃料パージ空気バイパス系統と、をさらに有すること、を特徴とするコンバインドサイクル発電設備である。
【００２２】
この発明によれば、請求項１ないし５のいずれかの発明の作用・効果が得られるほか、燃料管の材質グレードを上げる必要が無くなり、さらに燃料管に使用されているパッキン等への熱応力を緩和して、系統の信頼性を上げることが可能となる。
【００２３】
請求項８の発明は、燃料を燃焼させる燃焼器と、この燃焼器で生じた燃焼ガスによって駆動されて翼を有するガスタービンと、このガスタービンによって駆動されて前記燃焼器に圧縮空気を供給し車軸を有する圧縮機と、前記ガスタービンの排ガスの熱を用いて蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラで発生した蒸気によって駆動される蒸気タービンと、この蒸気タービンで仕事を終えた蒸気を復水させる復水器と、前記ガスタービンおよび蒸気タービンによって駆動される発電機と、を有するコンバインドサイクル発電設備の運転方法において、前記排熱回収ボイラは、前記復水器で生成された水を加熱してその温度を上昇させる節炭器および、発生した蒸気を溜める蒸気ドラムを有し、前記コンバインドサイクル発電設備はさらに、前記節炭器で加熱された水と前記圧縮機から抽出された圧縮空気とを熱交換させて前記圧縮空気を冷却し、前記ガスタービンの翼および前記圧縮機の車軸の少なくとも一方を冷却するための冷却空気を生成する抽出空気冷却器を有し、前記運転方法は、前記抽出空気冷却器を適宜バイパスして前記圧縮機から抽出された圧縮空気を前記ガスタービン翼および圧縮機車軸の少なくとも一方の冷却系統に送ること、を特徴とするコンバインドサイクル発電設備運転方法である。
【００２４】
この発明によれば、コンバインドサイクル発電設備の空気圧縮機の車軸およびガスタービンの翼に、安定してその適当な冷却温度の冷却空気を供給することができる。
【００２５】
請求項９の発明は、請求項８に記載のコンバインドサイクル発電設備運転方法において、前記ガスタービン翼および圧縮機車軸の少なくとも一方の冷却系統に送られる圧縮空気の温度が所定の範囲に入るように、前記抽出空気冷却器をバイパスして送られる前記圧縮空気の流量を制御すること、を特徴とするコンバインドサイクル発電設備運転方法である。
【００２６】
この発明によれば、請求項８の発明の作用・効果が得られるほか、ガスタービンの翼および圧縮機の車軸の少なくとも一方の冷却のための冷却系統に送られる圧縮空気の温度を所定の範囲に保持することができる。
【００２７】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の複数の実施の形態を図面を参照しながら説明する。ただし、共通の部分には共通の符号を付して、説明を適宜省略する。
［第１の実施形態］（請求項１、２、５、８、９）
図１は、本発明の第１の実施形態に係るコンバインドサイクル発電設備の構成図である。本実施形態は、ガスタービン設備１に、蒸気タービン設備２と発電機３および排熱回収ボイラ４を組み合わせた構成となっている。
【００２８】
ガスタービン設備１は、吸気設備５、空気圧縮機６、燃焼器７、ガスタービン８を備えている。吸気設備５で吸い込んだ大気は空気圧縮機６で圧縮されて高圧化される。その高圧空気は燃料制御弁９および燃料供給管１０を通って供給されてきた燃料とともに、燃焼器７にて燃焼し、その燃焼ガスはガスタービン８に流れて膨張し、ガスタービン８を駆動した後、排熱回収ボイラ４に流れる。
【００２９】
排熱回収ボイラ４は、節炭器１７、蒸気ドラム１８、過熱器１９、再熱器２０を有する。蒸気タービン設備２の復水器１４から供給される復水は、復水ポンプ１５および給水ポンプ１６にて昇圧され、節炭器１７で昇温される。さらに、蒸気ドラム１８へ供給され、過熱器１８または再熱器１９にて加熱後、過熱蒸気となって蒸気タービン設備２に供給される。
【００３０】
蒸気タービン設備２は、高圧蒸気タービン１１、中圧蒸気タービン１２、低圧蒸気タービン１３、復水器１４を備えている。排熱回収ボイラ４からの蒸気は、各蒸気タービンにて膨張仕事をし、仕事を終えた蒸気は復水器１４に導かれ、ここで凝縮されて復水となり、排熱回収ボイラ４へ復水ポンプ１５、給水ポンプ１６にて送水される。
発電機３は、ガスタービン８および各蒸気タービン１１、１２、１３にて駆動され電気を発生させる。
【００３１】
ここで、空気圧縮機６から抽出された空気は、空気圧縮機抽出空気管２１から抽出空気冷却器２２を通り湿分分離器２３を経由してガスタービン冷却空気管２６、８６から、空気圧縮機６の車軸およびガスタービン８の翼へそれぞれ供給される。ここで、抽出空気冷却器２２および湿分分離器２３をバイパスするガスタービン用抽出空気バイパス管２４には、ガスタービン用抽出空気バイパス調節弁２５が設置されている。なお、抽出空気冷却器２２には、抽出空気を冷却するために、排熱回収ボイラ４の節炭器１７より給水が供給され、抽出空気冷却器２２を通り排熱回収ボイラ４の蒸気ドラム１８に回収される。
【００３２】
本実施形態によれば、プラントの急激な負荷変化が起こった場合にも、空気圧縮機６の車軸およびガスタービン８の翼へ供給する空気温度を抽出空気冷却器２２の出口空気量とバイパス管２４を流れる空気量を調節弁２５にて制御することができる。最適な温度の冷却空気を安定してガスタービン８の翼および空気圧縮機６の車軸に供給できる。なお、設定空気温度は、空気圧縮機６の車軸およびガスタービン８の翼のうち必要とする冷却空気温度が最も低い温度の機器に合わせた制御とする。
【００３３】
また、湿分分離器２３を抽出空気冷却器２２の後流側に設置することにより、当該冷却器２２のチューブ破断等の故障の際、冷却空気へ混入した冷却水を除去することができ、これにより、空気圧縮機６およびガスタービン８本体への冷却水の混入を防ぎ、空気圧縮機６およびガスタービン８の損傷を防ぐことが可能となる。
【００３４】
図２は、図１のコンバインドサイクル発電設備をベースに、ガスタービン冷却空気管２６とバイパス管２４との合流部の後流側の冷却空気管路８６にガスタービン冷却空気温度検出器４０を設置したものである。他の構成は図１と同様である。
【００３５】
図２の構成によれば、検出器４０で検出された空気温度と予め設定された空気温度とを比較することにより、バイパス管３４に設けられた調節弁２５の開度を演算・制御することができる。これにより、プラントの急激な負荷変化が起こった場合にも、最適な温度の冷却空気を安定してガスタービンに供給できる。
【００３６】
図３は、図２のガスタービン空気圧縮機抽出空気冷却装置の制御ブロック図である。ガスタービン冷却空気管８６に設置されたガスタービン冷却空気温度検出器４０により検出された空気温度と温度コントローラ４６内の温度設定器４３にて予め設定された空気温度とを比較器４４にて比較し、比較結果を調節計４５を経由して信号として調節弁２５に送り前記調節弁を駆動する。
【００３７】
［第２の実施形態］（請求項１、２、３、５、８、９）
図４は、本発明の第２の実施形態に係るコンバインドサイクル発電設備の構成図である。本実施形態は、空気圧縮機６の車軸およびガスタービン８の翼では、その最適冷却空気温度が相違することを考慮する。すなわち、空気圧縮機６より抽出された空気を冷却する冷却器２２に２つのバイパス管５４、２７を設け、各バイパス管５４、２７に調節弁５５、２８を設ける。抽出空気冷却器２２出口空気量とバイパス管５５、２７を流れる空気量をそれぞれ、調節弁５５、２８にて制御する。
【００３８】
これにより、ガスタービン冷却空気管５６および圧縮機冷却空気管２９に供給する空気の温度をそれぞれの最適冷却空気温度になるように個別に制御することができる。他の構成は図１と同様である。
【００３９】
図５は、図４のコンバインドサイクル発電設備をベースに、ガスタービン冷却空気管５６にガスタービン冷却空気温度検出器７０を、また圧縮機冷却空気管２９に圧縮機冷却空気温度検出器４１を設置したものである。他の構成は図４と同様である。
【００４０】
図５の構成によれば、ガスタービン冷却空気管５６および圧縮機冷却空気管２９に供給する空気の温度をそれぞれの最適冷却空気温度になるように個別に制御することができる。
【００４１】
図６は、図５のガスタービン空気圧縮機抽出空気冷却装置の制御ブロック図である。ガスタービン冷却空気管５６に設置されたガスタービン冷却空気温度検出器７０により検出された空気温度と温度コントローラ７６内の温度設定器７３にて予め設定された空気温度とを比較器７４にて比較し、比較結果を調節計７５を経由して信号として調節弁５５に送りその調節弁５５を駆動する。
【００４２】
また、圧縮機冷却空気管２９に設置された圧縮機冷却空気温度検出器４１により検出された空気温度と温度コントローラ９６内の温度設定器９３にて予め設定された空気温度とを比較器９４にて比較し、結果を調節計９５を経由して信号として調節弁２８に送りその調節弁２８を駆動する。
【００４３】
［第３の実施形態］（請求項１、２、３、４、５、６、８、９）
図７は、本発明の第３の実施形態に係るコンバインドサイクル発電設備の構成図である。本実施形態は、図４をベースに、抽出空気冷却器２２および湿分分離器２３をバイパスする抽出空気冷却器バイパス管３０および抽出空気冷却器バイパス切替弁（バイパス管側）３１と湿分分離器２３の出口の抽出空気冷却器バイパス切替弁（湿分分離器出口管側）３２を設ける。他の構成は図４と同様である。
【００４４】
本実施形態によれば、抽出空気冷却器２２のチューブ破断等の異常時、抽出空気冷却器バイパス切替弁（バイパス管側）３１を全開し、抽出空気冷却器バイパス切替弁（湿分分離器出口管側）３２を全閉させ、前記空気圧縮機より抽出された空気を全量冷却器をバイパスさせることにより、空気圧縮機およびガスタービン冷却空気への冷却水の混入を防ぐことが可能となり、空気圧縮機およびガスタービンの損傷を防ぐことができる。
【００４５】
［第４の実施形態］（請求項１、２、３、４、５、６、８、９）
図８は、本発明の第４の実施形態に係るコンバインドサイクル発電設備の構成図である。本実施形態は、図７の変形例である。すなわち、抽出空気冷却器２２および湿分分離器２３をバイパスする抽出空気冷却器バイパス管６０と湿分分離器２３の出口との合流部に、抽出空気冷却器バイパス切替弁（バイパス管側および湿分分離器出口管側）の代わりに、三方弁の抽出空気冷却器バイパス切替弁（三方弁）３３を設けるものである。他の構成は図７と同様である。図７のコンバインドサイクル発電設備では２個の弁３１、３２の操作で流路の切り替えをするが、この図８のコンバインドサイクル発電設備では１個の３方弁３３の操作で流路切替えを実現できる。
【００４６】
［第５の実施形態］（請求項１、２、３、４、５、６、８、９）
図９は、本発明の第５の実施形態に係るコンバインドサイクル発電設備の構成図である。本実施形態は、図７および図８の変形例を示したものである。すなわち、抽出空気冷却器２２および湿分分離器２３をバイパスする抽出空気冷却器バイパス管６０と抽出空気冷却器２２へのラインの分岐部に、抽出空気冷却器バイパス切替弁（バイパス管側および湿分分離器出口管側）の代わりに、三方弁の抽出空気冷却器バイパス切替弁（三方弁）６３を設けるものである。他の構成は図７および図８と同様である。また効果も、図７および図８と同様である。
【００４７】
［第６の実施形態］（請求項１、２、３、４、５、６、７、８、９）
図１０は、本発明の第６の実施形態に係るコンバインドサイクル発電設備の構成図である。本実施形態は、図８のコンバインドサイクル発電設備をベースに、さらに抽出空気冷却器２２の冷却空気をガスタービン燃料系統の燃料パージ用空気としても使用する。すなわち、抽出空気冷却器２２および湿分分離器２３をバイパスする燃料供給管用抽出空気バイパス管３４および燃料供給管用抽出空気バイパス調節弁３５を設け、抽出空気冷却器２２出口からの冷却空気とバイパスした抽出空気を合流させ燃料供給管パージ管３６から燃料供給管パージ弁３７を通り燃料供給管１０へ空気を供給する。他の構成は図８と同様である。
【００４８】
本実施形態によれば、冷却器２２で冷却後の空気を使用することにより、燃料管１０および燃料管に使用されているパッキン等への熱応力を緩和して、系統の信頼性を上げることが可能となる。また、燃料管１０へパージ用空気として供給する空気の温度を冷却器出口空気量とバイパス管３４を流れる空気量を調節弁にて制御することにより、最適な温度の燃料管パージ空気を安定して供給できる。
【００４９】
図１１は、図１０のコンバインドサイクル発電設備をベースに、ガスタービン冷却空気管５６にガスタービン冷却空気温度検出器７０を、また圧縮機冷却空気管２９に圧縮機冷却空気温度検出器４１を、燃料供給管パージ管に燃料供給管パージ空気温度検出器４２を設置したものである。他の構成は図１０と同様である。
【００５０】
本実施形態によれば、前記各冷却器出口管と各バイパス管との合流管に設けられた冷却空気温度を検出する検出器７０、４１、４２で検出された空気温度それぞれについて予め設定された空気温度とを比較することによりバイパス管５４、２７、３４に設けられた調節弁５５、２８、３５の開度を演算・制御することにより、空気圧縮機６の車軸、ガスタービン８の翼、燃料管のそれぞれの最適冷却空気温度になるように制御することができる。
【００５１】
図１２は、図１１のガスタービン空気圧縮機抽出空気冷却装置の構成を表わした制御ブロック図である。ガスタービン冷却空気管５６に設置されたガスタービン冷却空気温度検出器７０により検出された空気温度と温度コントローラ７６内の温度設定器７３にて予め設定された空気温度とを比較器７４にて比較し、比較結果を調節計７５を経由して信号として調節弁５５に送りその調節弁を駆動する。
【００５２】
また、圧縮機冷却空気管２９に設置された圧縮機冷却空気温度検出器４１により検出された空気温度と温度コントローラ９６内の温度設定器９３にて予め設定された空気温度とを比較器９４にて比較し、結果を調節計９５を経由して信号として調節弁２８に送り前記調節弁を駆動する。
【００５３】
さらに、燃料供給管パージ管３６に設置された燃料供給管パージ空気温度検出器４２により検出された空気温度と温度コントローラ１４６内の温度設定器１４３にて予め設定された空気温度とを比較器１４４にて比較し、結果を調節計１４５を経由して信号として調節弁３５に送り前記調節弁を駆動する。
【００５４】
［第７の実施形態］（請求項１、２、３、４、５、６、７、８、９）
図１３は、本発明の第７の実施形態に係るコンバインドサイクル発電設備の構成図である。本実施形態は、図７をベースに、抽出空気冷却器２２または、湿分分離器２３にレベル検出器４７を設置したものである。他の構成は図７と同様である。
【００５５】
本実施形態によれば、空気圧縮機６より抽出された空気を冷却する抽出空気冷却器２２にレベル検出器４７が設けられ、さらに、湿分分離器２３に検出器７７が設けられている。レベル検出器４７またはレベル検出器７７により検出されたレベルにより異常と判断された場合は、冷却器バイパス管３０に設けた切替弁３１を全開し、ガスタービン冷却空気管２６に設置されている切替弁３２を全閉させて、空気圧縮機６より抽出された空気を全量当該冷却器をバイパスさせる。これにより、ガスタービンへの冷却水の流入を防止し、ガスタービンを損傷することを防止することができる。
【００５６】
図１４は、図１３の実施形態に係るガスタービン空気圧縮機抽出空気冷却装置の構成を表わした操作ブロック図である。湿分分離器２３に設置されたレベル検出器７７により検出されたレベルがある値α以上になった場合に吐出空気冷却バイパス切替弁（バイパス管側）を全開とし、吐出空気冷却バイパス切替弁（冷却器出口管側）を全閉とするものである。
【００５７】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば、コンバインドサイクル発電設備の少なくとも空気圧縮機の車軸およびガスタービンの翼に、安定してその適当な冷却温度の冷却空気を供給することができる。
【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設備の第１の実施の形態を表す概略系統図。
【図２】図１のコンバインドサイクル発電設備の変形例を表す概略系統図。
【図３】図２のコンバインドサイクル発電設備の制御ブロック図。
【図４】本発明に係るコンバインドサイクル発電設備の第２の実施の形態を表す概略系統図。
【図５】図４のコンバインドサイクル発電設備の変形例を表す概略系統図。
【図６】図５のコンバインドサイクル発電設備の制御ブロック図。
【図７】本発明に係るコンバインドサイクル発電設備の第３の実施の形態を表す概略系統図。
【図８】本発明に係るコンバインドサイクル発電設備の第４の実施の形態を表す概略系統図。
【図９】本発明に係るコンバインドサイクル発電設備の第５の実施の形態を表す概略系統図。
【図１０】本発明に係るコンバインドサイクル発電設備の第６の実施の形態を表す概略系統図。
【図１１】図１０のコンバインドサイクル発電設備の変形例を表す概略系統図。
【図１２】図１０のコンバインドサイクル発電設備の制御ブロック図。
【図１３】本発明に係るコンバインドサイクル発電設備の第７の実施の形態を表す概略系統図。
【図１４】図１３のコンバインドサイクル発電設備の操作ブロック図。
【符号の説明】
１…ガスタービン設備、２…蒸気タービン設備、３…発電機、４…排熱回収ボイラ、５…吸気設備、６…空気圧縮機、７…燃焼器、８…ガスタービン、９…燃料制御弁、１０…燃料供給管、１１…高圧蒸気タービン、１２…中圧蒸気タービン、１３…低圧蒸気タービン、１４…復水器、１５…復水ポンプ、１６…給水ポンプ、１７…節炭器、１８…蒸気ドラム、１９…過熱器、２０…再熱器、２１…空気圧縮機抽出空気管、２２…抽出空気冷却器、２３…湿分分離器、２４…ガスタービン用抽出空気バイパス管、２５…ガスタービン用抽出空気バイパス調節弁、２６…ガスタービン冷却空気管、２７…圧縮機用抽出空気バイパス管、２８…圧縮機用抽出空気バイパス調節弁、２９…圧縮機空気冷却管、３０…抽出空気冷却器バイパス管、３１…抽出空気冷却器バイパス切替弁（バイパス管側）、３２…抽出空気冷却器バイパス切替弁（湿分分離器出口管側）、３３…抽出空気冷却器バイパス切替弁（三方弁）、３４…燃料供給管用抽出空気バイパス管、３５…燃料供給管用抽出空気バイパス調節弁、３６…燃料供給管パージ管、３７…燃料供給管パージ弁、４０…ガスタービン冷却空気温度検出器、４１…圧縮機冷却空気温度検出器、４２…燃料供給管パージ空気温度検出器、４３…温度設定器、４４…比較器、４５…調節計、４６…温度コントローラ、４７…レベル検出器、５４…ガスタービン用抽出空気バイパス管、５５…ガスタービン用抽出空気バイパス調節弁、５６…ガスタービン冷却空気管、６０…抽出空気冷却器バイパス管、６３…抽出空気冷却器バイパス切替弁（三方弁）、７０…ガスタービン冷却空気温度検出器、７３…温度設定器、７４…比較器、７５…調節計、７６…温度コントローラ、７７…レベル検出器、８６…ガスタービン冷却空気管、９３…温度設定器、９４…比較器、９５…調節計、９６…温度コントローラ、１４３…温度設定器、１４４…比較器、１４５…調節計、１４６…温度コントローラ。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a combined cycle power generation facility and an operation method thereof, and more particularly, to a gas turbine air compressor extracted air cooling device.
[0002]
[Prior art]
In a combined cycle power generation facility, a gas turbine air compressor extraction air cooling device may be installed in order to improve thermal efficiency and ensure equipment reliability. The gas turbine blade cooling air extracted from the air compressor was directly supplied to the gas turbine. On the other hand, in recent years, more efficient power generation facilities have been demanded, and in order to realize this, plant efficiency is improved by increasing the gas turbine combustion temperature. Therefore, the combustion gas temperature at the gas turbine inlet is 1300 ° C. to 1500 ° C. or higher, and the air compressor is increased in size accordingly, and the discharge air has also become high temperature and high pressure.
[0003]
For this reason, like a gas turbine, an air compressor is also used under a high heat load, and the air compressor discharge part components are forcibly cooled by air in addition to the gas turbine high temperature components. Furthermore, since the discharge air of the air compressor has become high temperature, a cooler is provided in this air system to cool the air supplied to the gas turbine and the air compressor.
[0004]
Here, from the viewpoint of improving plant efficiency, the cooling water is supplied from the economizer of the exhaust heat recovery boiler in the cooler cycle to the cooler, and the cooling water passing through the cooler is a steam drum of the exhaust heat recovery boiler. A system to recover heat and increase thermal efficiency has been installed.
[0005]
[Problems to be solved by the invention]
However, in the cooling air system having the cooler, when a plant load drop suddenly occurs, the temperature of the cooling water from the exhaust heat recovery boiler is maintained high due to the residual heat. Since the heat load is reduced by reducing the air pressure, there are cases where the air temperature increases when the cooler is passed through and the reverse effect occurs when the air passes through the cooler. Therefore, it may be advantageous to operate with some or all of the cooling air by bypassing the cooler.
[0006]
Also, since the optimum cooling air temperature differs between the air compressor axle and the gas turbine blade, high-temperature air that bypasses the cooler and each device are required to adjust the supplied air temperature. If the plant is not adjusted to the specified cooling air by mixing it with the cooled air that is lower than the temperature of the cooling air, the air temperature to be supplied will fluctuate if the plant changes transiently. The problem that it was difficult to supply air of a certain temperature came out.
[0007]
In addition, when cooling water is used in the air cooler, in the event of an accident such as tube breakage, the cooling water may enter the cooling air and flow into the gas turbine as it is. There has been concern about damage.
[0008]
In addition, the fuel pipe was purged with air extracted from the air compressor in the past. However, as described above, the temperature of the extracted air has become high, so there is a need to improve the fuel pipe material. I came. In addition, there has been a problem that the deterioration of the packing etc. is accelerated and the reliability of the plant is lowered.
An object of the present invention is to solve all or part of the above problems.
[0009]
[Means for Solving the Problems]
The present invention achieves the above object, and the invention of claim 1 is directed to a combustor for burning fuel, a gas turbine having blades driven by combustion gas generated in the combustor, and the gas. A compressor driven by a turbine to supply compressed air to the combustor and having an axle; an exhaust heat recovery boiler that generates steam using heat of exhaust gas of the gas turbine; and steam generated by the exhaust heat recovery boiler A combined cycle power generation facility comprising: a steam turbine driven by a steam turbine; a condenser for condensing steam that has finished work in the steam turbine; and a generator driven by the gas turbine and the steam turbine. The heat recovery boiler has a economizer that heats the water generated by the condenser and raises its temperature, and a steam drum that stores the generated steam. The combined cycle power generation facility further cools the compressed air by exchanging heat between the water heated by the economizer and the compressed air extracted from the compressor, and the blades of the gas turbine and the compressor An extraction air cooler that generates cooling air for cooling at least one of the axles, and the compressed air extracted from the compressor by appropriately bypassing the extraction air cooler and the gas turbine blades and the compressor axle A combined cycle power generation facility, comprising: a bypass system that is sent to at least one of the cooling systems.
[0010]
According to the present invention, the cooling air having an appropriate cooling temperature can be stably supplied to the axle of the air compressor of the combined cycle power generation facility and the blades of the gas turbine.
[0011]
According to a second aspect of the present invention, in the combined cycle power generation facility according to the first aspect, the temperature of the compressed air sent to the cooling system for cooling at least one of the blades of the gas turbine and the axle of the compressor is predetermined. It has a means to control the flow volume of the compressed air which passes through the bypass system so that it may enter into the range.
[0012]
According to the present invention, the effect of the invention of claim 1 can be obtained, and the temperature of the compressed air sent to the cooling system for cooling at least one of the blades of the gas turbine and the axle of the compressor can be set within a predetermined range. Can be held in.
[0013]
A third aspect of the present invention is the combined cycle power generation facility according to the second aspect, wherein each of the cooling systems for cooling the gas turbine blades and the compressor axle from the extracted air cooler is provided. The plurality of bypass systems connected to the respective cooling systems by bypassing the extracted air cooler, and the plurality of the compressed air sent to the respective cooling systems fall within a predetermined range. It has a means to control individually the flow volume of the compressed air which passes through each bypass system of, and is combined cycle power generation equipment characterized by things.
[0014]
According to the present invention, the operation and effect of the invention of claim 2 can be obtained, and the temperature of the compressed air sent to the cooling system for cooling the blades of the gas turbine and the axle of the compressor can be set to the respective optimum temperature ranges. Can be controlled.
[0015]
According to a fourth aspect of the present invention, in the combined cycle power generation facility according to the first, second, or third aspect, the compressed air supplied to each cooling system for cooling the blades of the gas turbine and the axle of the compressor is used. The combined cycle power generation facility includes means for supplying the entire amount via the bypass system without going through the extraction air cooler as needed.
[0016]
According to the present invention, the operation and effect of the invention of claim 1, 2 or 3 can be obtained, and the air extracted from the air compressor can be cooled by bypassing the entire cooler when the cooler tube breaks or the like is abnormal. It becomes possible to prevent mixing of cooling water into the air, thereby preventing damage to the air compressor and the gas turbine.
[0017]
The invention according to claim 5 is the combined cycle power generation facility according to any one of claims 1 to 4, wherein a moisture separator is disposed downstream of the extraction air of the extraction air cooler. This is a combined cycle power generation facility.
[0018]
According to the present invention, the operation and effect of any one of the first to fourth aspects of the invention can be obtained, and the cooling water mixed in the cooling air can be removed in the event of a failure of the cooler, to the air compressor and the gas turbine. The cooling water can be prevented from being mixed, and the air compressor and the gas turbine can be prevented from being damaged.
[0019]
According to a sixth aspect of the present invention, in the combined cycle power generation facility according to the fourth aspect, a moisture separator is disposed on the downstream side of the extraction air of the extraction air cooler, and the water level of the moisture separator is lower than a predetermined position. A combined cycle power generation, comprising means for supplying the entire amount of compressed air supplied to each of the cooling systems via the bypass system without going through the extraction air cooler. Equipment.
[0020]
According to the present invention, the operation and effect of the invention of claim 4 can be obtained, and the cooling water mixed in the cooling air is removed when the cooler fails, and the cooling water is mixed into the air compressor and the gas turbine. And damage to the air compressor and gas turbine can be prevented.
[0021]
A seventh aspect of the present invention is the combined cycle power generation facility according to any one of the first to fifth aspects, wherein a fuel system for supplying fuel to the combustor and the cooling air generated by the extraction air cooler are used. A fuel purge air system for appropriately discharging the fuel of the fuel system, and a fuel purge air bypass for appropriately bypassing the extraction air cooler and sending the compressed air extracted from the compressor to the fuel purge air system A combined cycle power generation facility characterized by further comprising a system.
[0022]
According to the present invention, the effects and advantages of any one of claims 1 to 5 can be obtained, and it is not necessary to increase the material grade of the fuel pipe, and further, thermal stress to the packing used in the fuel pipe It becomes possible to improve the reliability of the system.
[0023]
The invention of claim 8 is a combustor for combusting fuel, a gas turbine having blades driven by combustion gas generated in the combustor, and a compressed air supplied to the combustor driven by the gas turbine. A compressor having an axle, an exhaust heat recovery boiler that generates steam using the heat of the exhaust gas of the gas turbine, a steam turbine driven by the steam generated in the exhaust heat recovery boiler, and work in the steam turbine In the operation method of the combined cycle power generation facility having a condenser for condensing the finished steam and a generator driven by the gas turbine and the steam turbine, the exhaust heat recovery boiler is generated by the condenser The combined cycle power generation system has a economizer that heats the generated water and raises its temperature, and a steam drum that accumulates the generated steam. Further heat-exchanges water heated by the economizer and compressed air extracted from the compressor to cool the compressed air, and at least one of the blades of the gas turbine and the axle of the compressor An extraction air cooler that generates cooling air for cooling, and the operation method appropriately bypasses the extraction air cooler and extracts compressed air extracted from the compressor from the gas turbine blade and the compressor axle. The combined cycle power generation facility operating method is characterized by sending to at least one of the cooling systems.
[0024]
According to the present invention, the cooling air having an appropriate cooling temperature can be stably supplied to the axle of the air compressor of the combined cycle power generation facility and the blades of the gas turbine.
[0025]
According to a ninth aspect of the present invention, in the combined cycle power generation facility operating method according to the eighth aspect of the invention, the temperature of the compressed air sent to the cooling system of at least one of the gas turbine blade and the compressor axle is within a predetermined range. The combined cycle power generation facility operating method is characterized in that the flow rate of the compressed air sent by bypassing the extraction air cooler is controlled.
[0026]
According to the present invention, the effect of the invention of claim 8 can be obtained, and the temperature of the compressed air sent to the cooling system for cooling at least one of the blades of the gas turbine and the axle of the compressor can be set within a predetermined range. Can be held in.
[0027]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, a plurality of embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. However, common portions are denoted by common reference numerals, and description thereof is omitted as appropriate.
[First Embodiment] (Claims 1, 2, 5, 8, and 9)
FIG. 1 is a configuration diagram of a combined cycle power generation facility according to a first embodiment of the present invention. In this embodiment, the gas turbine equipment 1 is combined with a steam turbine equipment 2, a generator 3 and an exhaust heat recovery boiler 4.
[0028]
The gas turbine equipment 1 includes an intake equipment 5, an air compressor 6, a combustor 7, and a gas turbine 8. The atmosphere sucked in by the intake equipment 5 is compressed by the air compressor 6 and is increased in pressure. The high-pressure air is combusted in the combustor 7 together with the fuel supplied through the fuel control valve 9 and the fuel supply pipe 10, and the combustion gas flows to the gas turbine 8 and expands to drive the gas turbine 8. Then, it flows into the exhaust heat recovery boiler 4.
[0029]
The exhaust heat recovery boiler 4 includes a economizer 17, a steam drum 18, a superheater 19, and a reheater 20. The condensate supplied from the condenser 14 of the steam turbine facility 2 is increased in pressure by the condensate pump 15 and the feed water pump 16 and heated by the economizer 17. Further, it is supplied to the steam drum 18, heated by the superheater 18 or the reheater 19, and then supplied as superheated steam to the steam turbine equipment 2.
[0030]
The steam turbine facility 2 includes a high pressure steam turbine 11, an intermediate pressure steam turbine 12, a low pressure steam turbine 13, and a condenser 14. The steam from the exhaust heat recovery boiler 4 performs expansion work in each steam turbine, and the finished steam is guided to the condenser 14 where it is condensed to condensate and returned to the exhaust heat recovery boiler 4. Water is fed by the water pump 15 and the water supply pump 16.
The generator 3 is driven by the gas turbine 8 and the steam turbines 11, 12, and 13 to generate electricity.
[0031]
Here, the air extracted from the air compressor 6 passes through the extraction air cooler 22 from the air compressor extraction air pipe 21, passes through the moisture separator 23, and is compressed from the gas turbine cooling air pipes 26 and 86. Supplied to the axle of the machine 6 and the blades of the gas turbine 8, respectively. Here, a gas turbine extraction air bypass control valve 25 is installed in the gas turbine extraction air bypass pipe 24 that bypasses the extraction air cooler 22 and the moisture separator 23. The extraction air cooler 22 is supplied with feed water from the economizer 17 of the exhaust heat recovery boiler 4 to cool the extraction air, passes through the extraction air cooler 22, and the steam drum 18 of the exhaust heat recovery boiler 4. To be recovered.
[0032]
According to the present embodiment, even when a sudden load change of the plant occurs, the air temperature supplied to the axle of the air compressor 6 and the blades of the gas turbine 8 is the outlet air amount of the extraction air cooler 22 and the bypass pipe. The amount of air flowing through 24 can be controlled by the control valve 25. Cooling air having an optimum temperature can be stably supplied to the blades of the gas turbine 8 and the axle of the air compressor 6. The set air temperature is controlled in accordance with the equipment having the lowest cooling air temperature required among the axle of the air compressor 6 and the blades of the gas turbine 8.
[0033]
In addition, by installing the moisture separator 23 on the downstream side of the extraction air cooler 22, the cooling water mixed in the cooling air can be removed in the event of a failure such as tube breakage of the cooler 22, Thereby, mixing of the cooling water into the air compressor 6 and the gas turbine 8 main body can be prevented, and the air compressor 6 and the gas turbine 8 can be prevented from being damaged.
[0034]
FIG. 2 shows that the gas turbine cooling air temperature detector 40 is installed in the cooling air pipe 86 on the downstream side of the joining portion of the gas turbine cooling air pipe 26 and the bypass pipe 24 based on the combined cycle power generation facility of FIG. It is a thing. Other configurations are the same as those in FIG.
[0035]
According to the configuration of FIG. 2, the opening degree of the control valve 25 provided in the bypass pipe 34 is calculated and controlled by comparing the air temperature detected by the detector 40 with a preset air temperature. Can do. Thereby, even when a sudden load change of the plant occurs, the cooling air having the optimum temperature can be stably supplied to the gas turbine.
[0036]
FIG. 3 is a control block diagram of the gas turbine air compressor extraction air cooling device of FIG. The comparator 44 compares the air temperature detected by the gas turbine cooling air temperature detector 40 installed in the gas turbine cooling air pipe 86 with the air temperature preset by the temperature setting unit 43 in the temperature controller 46. Then, the comparison result is sent as a signal to the control valve 25 via the controller 45 to drive the control valve.
[0037]
[Second Embodiment] (Claims 1, 2, 3, 5, 8, 9)
FIG. 4 is a configuration diagram of a combined cycle power generation facility according to the second embodiment of the present invention. This embodiment takes into account that the optimum cooling air temperature differs between the axle of the air compressor 6 and the blades of the gas turbine 8. That is, two bypass pipes 54 and 27 are provided in the cooler 22 that cools the air extracted from the air compressor 6, and control valves 55 and 28 are provided in the bypass pipes 54 and 27, respectively. The extraction air cooler 22 outlet air amount and the air amount flowing through the bypass pipes 55 and 27 are controlled by the control valves 55 and 28, respectively.
[0038]
Thereby, the temperature of the air supplied to the gas turbine cooling air pipe 56 and the compressor cooling air pipe 29 can be individually controlled so as to be the optimum cooling air temperature. Other configurations are the same as those in FIG.
[0039]
FIG. 5 shows a gas turbine cooling air temperature detector 70 installed in the gas turbine cooling air pipe 56 and a compressor cooling air temperature detector 41 installed in the compressor cooling air pipe 29 based on the combined cycle power generation facility shown in FIG. It is a thing. Other configurations are the same as those in FIG.
[0040]
According to the configuration of FIG. 5, the temperature of the air supplied to the gas turbine cooling air pipe 56 and the compressor cooling air pipe 29 can be individually controlled so as to be the optimum cooling air temperature.
[0041]
FIG. 6 is a control block diagram of the gas turbine air compressor extraction air cooling device of FIG. The comparator 74 compares the air temperature detected by the gas turbine cooling air temperature detector 70 installed in the gas turbine cooling air pipe 56 with the air temperature preset by the temperature setting unit 73 in the temperature controller 76. Then, the comparison result is sent as a signal to the control valve 55 via the controller 75, and the control valve 55 is driven.
[0042]
Further, the air temperature detected by the compressor cooling air temperature detector 41 installed in the compressor cooling air pipe 29 and the air temperature preset by the temperature setting device 93 in the temperature controller 96 are used as a comparator 94. The results are sent as a signal to the control valve 28 via the controller 95, and the control valve 28 is driven.
[0043]
[Third Embodiment] (Claims 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 9)
FIG. 7 is a configuration diagram of a combined cycle power generation facility according to the third embodiment of the present invention. In the present embodiment, the extraction air cooler bypass pipe 30 and the extraction air cooler bypass switching valve (bypass pipe side) 31 bypassing the extraction air cooler 22 and the moisture separator 23 and the moisture separation are based on FIG. An extraction air cooler bypass switching valve (moisture separator outlet pipe side) 32 at the outlet of the condenser 23 is provided. Other configurations are the same as those in FIG.
[0044]
According to the present embodiment, the extraction air cooler bypass switching valve (bypass pipe side) 31 is fully opened and the extraction air cooler bypass switching valve (moisture separator outlet) is opened when an abnormality such as tube breakage of the extraction air cooler 22 occurs. By completely closing the pipe side) 32 and bypassing the entire amount of air extracted from the air compressor, the cooling water can be prevented from being mixed into the air compressor and the gas turbine cooling air. Damage to the compressor and gas turbine can be prevented.
[0045]
[Fourth Embodiment] (Claims 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 9)
FIG. 8 is a configuration diagram of a combined cycle power generation facility according to the fourth embodiment of the present invention. This embodiment is a modification of FIG. That is, an extraction air cooler bypass switching valve (bypass pipe side and humidity) is connected to the junction of the extraction air cooler bypass pipe 60 bypassing the extraction air cooler 22 and the moisture separator 23 and the outlet of the moisture separator 23. A three-way extraction air cooler bypass switching valve (three-way valve) 33 is provided instead of the separation separator outlet pipe side). Other configurations are the same as those in FIG. In the combined cycle power generation facility of FIG. 7, the flow path is switched by operating the two valves 31, 32, but in the combined cycle power generation facility of FIG. 8, the flow path switching is realized by operating the single three-way valve 33. it can.
[0046]
[Fifth Embodiment] (Claims 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 9)
FIG. 9 is a configuration diagram of a combined cycle power generation facility according to the fifth embodiment of the present invention. This embodiment shows a modification of FIGS. 7 and 8. That is, the extraction air cooler bypass switching valve (bypass pipe side and humidity) is connected to a branch portion of the line to the extraction air cooler bypass pipe 60 and the extraction air cooler 22 that bypasses the extraction air cooler 22 and the moisture separator 23. A three-way extraction air cooler bypass switching valve (three-way valve) 63 is provided instead of the separator / outlet pipe side). Other configurations are the same as those in FIGS. The effect is also the same as in FIGS.
[0047]
[Sixth Embodiment] (Claims 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9)
FIG. 10 is a configuration diagram of a combined cycle power generation facility according to the sixth embodiment of the present invention. In this embodiment, the combined cycle power generation facility of FIG. 8 is used as a base, and the cooling air of the extraction air cooler 22 is also used as fuel purge air for the gas turbine fuel system. That is, an extraction air bypass pipe 34 for fuel supply pipe and an extraction air bypass control valve 35 for fuel supply pipe that bypass the extraction air cooler 22 and moisture separator 23 are provided to bypass the cooling air from the outlet of the extraction air cooler 22. Extracted air is joined and air is supplied from the fuel supply pipe purge pipe 36 to the fuel supply pipe 10 through the fuel supply pipe purge valve 37. Other configurations are the same as those in FIG.
[0048]
According to the present embodiment, by using the air cooled by the cooler 22, the thermal stress to the fuel pipe 10 and the packing used for the fuel pipe is alleviated, and the reliability of the system is improved. Is possible. Further, the temperature of the air supplied as the purge air to the fuel pipe 10 is controlled by the control valve with respect to the amount of air at the cooler outlet and the amount of air flowing through the bypass pipe 34, thereby stabilizing the fuel pipe purge air at the optimum temperature. Can be supplied.
[0049]
FIG. 11 is based on the combined cycle power generation facility of FIG. A fuel supply pipe purge air temperature detector 42 is installed in the fuel supply pipe purge pipe. Other configurations are the same as those in FIG.
[0050]
According to the present embodiment, the air temperatures detected by the detectors 70, 41, and 42 that detect the cooling air temperature provided in the junction pipes of the respective cooler outlet pipes and the respective bypass pipes are set in advance. By calculating and controlling the opening degree of the control valves 55, 28, 35 provided in the bypass pipes 54, 27, 34 by comparing with the air temperature, the axle of the air compressor 6, the blades of the gas turbine 8, Control can be made so that the optimum cooling air temperature of each fuel pipe is obtained.
[0051]
FIG. 12 is a control block diagram showing the configuration of the gas turbine air compressor extraction air cooling device of FIG. The comparator 74 compares the air temperature detected by the gas turbine cooling air temperature detector 70 installed in the gas turbine cooling air pipe 56 with the air temperature preset by the temperature setting unit 73 in the temperature controller 76. Then, the comparison result is sent as a signal to the control valve 55 via the controller 75 to drive the control valve.
[0052]
Further, the air temperature detected by the compressor cooling air temperature detector 41 installed in the compressor cooling air pipe 29 and the air temperature preset by the temperature setting device 93 in the temperature controller 96 are used as a comparator 94. The results are sent as a signal to the control valve 28 via the controller 95 to drive the control valve.
[0053]
Further, the comparator 144 compares the air temperature detected by the fuel supply pipe purge air temperature detector 42 installed in the fuel supply pipe purge pipe 36 and the air temperature preset by the temperature setter 143 in the temperature controller 146. The result is sent as a signal to the control valve 35 via the controller 145 to drive the control valve.
[0054]
[Seventh Embodiment] (Claims 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9)
FIG. 13 is a configuration diagram of a combined cycle power generation facility according to a seventh embodiment of the present invention. In this embodiment, a level detector 47 is installed in the extraction air cooler 22 or the moisture separator 23 based on FIG. Other configurations are the same as those in FIG.
[0055]
According to this embodiment, the level detector 47 is provided in the extraction air cooler 22 that cools the air extracted from the air compressor 6, and the detector 77 is provided in the moisture separator 23. When it is determined that there is an abnormality based on the level detected by the level detector 47 or the level detector 77, the switching valve 31 provided in the cooler bypass pipe 30 is fully opened and the switching installed in the gas turbine cooling air pipe 26 is performed. The valve 32 is fully closed, and the entire amount of air extracted from the air compressor 6 is bypassed by the cooler. Thereby, the inflow of the cooling water to the gas turbine can be prevented, and the gas turbine can be prevented from being damaged.
[0056]
FIG. 14 is an operation block diagram showing the configuration of the gas turbine air compressor extraction air cooling device according to the embodiment of FIG. When the level detected by the level detector 77 installed in the moisture separator 23 exceeds a certain value α, the discharge air cooling bypass switching valve (bypass pipe side) is fully opened, and the discharge air cooling bypass switching valve ( The cooler outlet pipe side) is fully closed.
[0057]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, cooling air having an appropriate cooling temperature can be stably supplied to at least an air compressor axle and a gas turbine blade of a combined cycle power generation facility.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic system diagram showing a first embodiment of a combined cycle power generation facility according to the present invention.
FIG. 2 is a schematic system diagram showing a modification of the combined cycle power generation facility of FIG.
FIG. 3 is a control block diagram of the combined cycle power generation facility of FIG. 2;
FIG. 4 is a schematic system diagram showing a second embodiment of the combined cycle power generation facility according to the present invention.
FIG. 5 is a schematic system diagram showing a modification of the combined cycle power generation facility of FIG.
6 is a control block diagram of the combined cycle power generation facility of FIG.
FIG. 7 is a schematic system diagram showing a third embodiment of the combined cycle power generation facility according to the present invention.
FIG. 8 is a schematic system diagram showing a fourth embodiment of the combined cycle power generation facility according to the present invention.
FIG. 9 is a schematic system diagram showing a fifth embodiment of the combined cycle power generation facility according to the present invention.
FIG. 10 is a schematic system diagram showing a sixth embodiment of the combined cycle power generation facility according to the present invention.
11 is a schematic system diagram showing a modification of the combined cycle power generation facility of FIG.
12 is a control block diagram of the combined cycle power generation facility of FIG.
FIG. 13 is a schematic system diagram showing a seventh embodiment of the combined cycle power generation facility according to the present invention.
14 is an operation block diagram of the combined cycle power generation facility of FIG.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Gas turbine equipment, 2 ... Steam turbine equipment, 3 ... Generator, 4 ... Exhaust heat recovery boiler, 5 ... Intake equipment, 6 ... Air compressor, 7 ... Combustor, 8 ... Gas turbine, 9 ... Fuel control valve DESCRIPTION OF SYMBOLS 10 ... Fuel supply pipe, 11 ... High pressure steam turbine, 12 ... Medium pressure steam turbine, 13 ... Low pressure steam turbine, 14 ... Condenser, 15 ... Condensate pump, 16 ... Feed water pump, 17 ... Carbon-saving device, 18 DESCRIPTION OF SYMBOLS ... Steam drum, 19 ... Superheater, 20 ... Reheater, 21 ... Air compressor extraction air pipe, 22 ... Extraction air cooler, 23 ... Moisture separator, 24 ... Extraction air bypass pipe for gas turbine, 25 ... Extraction air bypass control valve for gas turbine, 26 ... Gas turbine cooling air pipe, 27 ... Extraction air bypass pipe for compressor, 28 ... Extraction air bypass control valve for compressor, 29 ... Compressor air cooling pipe, 30 ... Extraction air Cooler bypass pipe, 31 Extraction air cooler bypass switching valve (bypass pipe side), 32 ... Extraction air cooler bypass switching valve (moisture separator outlet pipe side), 33 ... Extraction air cooler bypass switching valve (three-way valve), 34 ... Fuel supply Extraction air bypass pipe for pipe, 35 ... Extraction air bypass control valve for fuel supply pipe, 36 ... Purge pipe for fuel supply pipe, 37 ... Purge valve for fuel supply pipe, 40 ... Gas turbine cooling air temperature detector, 41 ... Cooling air temperature for compressor Detector, 42 ... Fuel supply pipe purge air temperature detector, 43 ... Temperature setter, 44 ... Comparator, 45 ... Controller, 46 ... Temperature controller, 47 ... Level detector, 54 ... Extracted air bypass pipe for gas turbine 55 ... Extraction air bypass control valve for gas turbine, 56 ... Gas turbine cooling air pipe, 60 ... Extraction air cooler bypass pipe, 63 ... Extraction air cooler bypass switching valve (three Valve), 70 ... Gas turbine cooling air temperature detector, 73 ... Temperature setter, 74 ... Comparator, 75 ... Controller, 76 ... Temperature controller, 77 ... Level detector, 86 ... Gas turbine cooling air pipe, 93 ... Temperature setting device, 94 ... comparator, 95 ... controller, 96 ... temperature controller, 143 ... temperature setting device, 144 ... comparator, 145 ... regulator, 146 ... temperature controller.

Claims

A combustor for combusting fuel, a gas turbine driven by combustion gas generated in the combustor and having blades; a compressor driven by the gas turbine to supply compressed air to the combustor and having an axle; An exhaust heat recovery boiler that generates steam using the heat of the exhaust gas of the gas turbine, a steam turbine that is driven by the steam generated in the exhaust heat recovery boiler, and condenses the steam that has finished work in the steam turbine In a combined cycle power generation facility having a condenser and a generator driven by the gas turbine and the steam turbine,
The exhaust heat recovery boiler has a economizer that heats water generated by the condenser and raises its temperature, and a steam drum that stores the generated steam.
The combined cycle power generation facility further includes:
Heat exchange between water heated by the economizer and compressed air extracted from the compressor to cool the compressed air and cool at least one of the blades of the gas turbine and the axle of the compressor An extraction air cooler that produces cooling air of
A bypass system for appropriately bypassing the extracted air cooler and sending compressed air extracted from the compressor to at least one cooling system of the blades of the gas turbine and the axle of the compressor;
Having a combined cycle power generation facility.

In the combined cycle power generation facility according to claim 1,
Means for controlling the flow rate of the compressed air through the bypass system so that the temperature of the compressed air sent to a cooling system for cooling at least one of the gas turbine blades and the compressor axle falls within a predetermined range. Having a combined cycle power generation facility.

In the combined cycle power generation facility according to claim 2,
Each cooling system for cooling the gas turbine blade and the compressor axle from the extracted air cooler,
The bypass system is composed of a plurality of bypass systems that bypass the extracted air cooler and are connected to the cooling systems.
Means for individually controlling the flow rate of the compressed air passing through each of the plurality of bypass systems, so that the temperature of the compressed air sent to each of the cooling systems falls within a predetermined range,
Combined cycle power generation facility characterized by

In the combined cycle power generation facility according to claim 1, 2, or 3,
The compressed air supplied to each cooling system for cooling the gas turbine blades and the compressor axle, respectively, is passed through the bypass system without passing through the extraction air cooler, if necessary. A combined cycle power generation facility characterized by comprising means for supplying.

5. The combined cycle power generation facility according to claim 1, wherein a moisture separator is disposed downstream of the extraction air in the extraction air cooler.

In the combined cycle power generation facility according to claim 4,
A moisture separator is arranged downstream of the extraction air in the extraction air cooler;
When the water level of the moisture separator becomes higher than a predetermined position, the compressed air supplied to each cooling system is supplied through the bypass system without passing through the extraction air cooler. Having means,
Combined cycle power generation facility characterized by

In the combined cycle power generation facility according to any one of claims 1 to 5,
A fuel system for supplying fuel to the combustor;
A fuel purge air system for appropriately discharging the fuel of the fuel system using the cooling air generated by the extraction air cooler;
A fuel purge air bypass system that appropriately bypasses the extracted air cooler and sends compressed air extracted from the compressor to the fuel purge air system;
A combined cycle power generation facility characterized by further comprising:

A combustor for combusting fuel, a gas turbine driven by combustion gas generated in the combustor and having blades; a compressor driven by the gas turbine to supply compressed air to the combustor and having an axle; An exhaust heat recovery boiler that generates steam using the heat of the exhaust gas of the gas turbine, a steam turbine that is driven by the steam generated in the exhaust heat recovery boiler, and condenses the steam that has finished work in the steam turbine In a method for operating a combined cycle power generation facility having a condenser and a generator driven by the gas turbine and the steam turbine,
The exhaust heat recovery boiler has a economizer that heats water generated by the condenser and raises its temperature, and a steam drum that stores the generated steam.
The combined cycle power generation facility further cools the compressed air by exchanging heat between the water heated by the economizer and the compressed air extracted from the compressor, and the blades of the gas turbine and the compressor An extraction air cooler that generates cooling air for cooling at least one of the axles;
The operating method is to bypass the extracted air cooler as appropriate and send compressed air extracted from the compressor to the cooling system of at least one of the gas turbine blades and the compressor axle,
A combined cycle power generation facility operating method characterized by:

In the combined cycle power generation facility operation method according to claim 8,
Controlling the flow rate of the compressed air sent by bypassing the extraction air cooler so that the temperature of the compressed air sent to the cooling system of at least one of the gas turbine blade and the compressor axle falls within a predetermined range. A combined cycle power generation facility operating method characterized by the above.