JPH09303113A - Combined cycle generating plant - Google Patents
Combined cycle generating plantInfo
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- JPH09303113A JPH09303113A JP11674196A JP11674196A JPH09303113A JP H09303113 A JPH09303113 A JP H09303113A JP 11674196 A JP11674196 A JP 11674196A JP 11674196 A JP11674196 A JP 11674196A JP H09303113 A JPH09303113 A JP H09303113A
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- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Abstract
Description
【０００１】[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、特に既設の蒸気タービンプラン
トに新設のガスタービンプラントを組み合せたリパワリ
ング発電システムに好適に用いられるコンバインドサイ
クル発電プラントに関する。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a combined cycle power generation plant, and more particularly to a combined cycle power generation plant suitably used for a repowering power generation system in which an existing steam turbine plant is combined with a new gas turbine plant.
【０００２】[0002]
【従来の技術】近年、消費電力の増加に伴う大幅な電力
需要の伸びに応じてプラント熱効率が優れたコンバイン
ドサイクル発電プラントが脚光を浴びている。この発電
プラントは蒸気タービンプラントとガスタービンプラン
トとを組み合せてコンバインドサイクル化したものであ
る。2. Description of the Related Art In recent years, a combined cycle power plant having excellent plant thermal efficiency has been in the limelight in response to a significant increase in power demand accompanying an increase in power consumption. This power plant is a combined cycle of a steam turbine plant and a gas turbine plant.
【０００３】コンバインドサイクル発電プラントは新設
のガスタービンプラントと新設蒸気タービンプラントを
組み合せる場合もあるが、立地条件，建設から据付・運
転までの期間を考慮すると、既に実績を多く積み重ねた
既設の蒸気タービンプラントと新設のガスタービンプラ
ントとを巧みに組み合せて建設工期の短縮を図る、いわ
ゆるリパワリング発電システムが一般的である。A combined cycle power plant may be a combination of a new gas turbine plant and a new steam turbine plant. However, considering the site conditions and the period from construction to installation / operation, the existing steam that has already accumulated a lot of achievements has already been accumulated. A so-called repowering power generation system is generally used in which a construction period is shortened by skillfully combining a turbine plant and a new gas turbine plant.
【０００４】リパワリング発電システムは、既設の蒸気
タービンプラントに新設のガスタービンプラントを追設
し、ガスタービンからのタービン排気をボイラの燃焼用
空気として再利用する排気再燃型コンバインドサイクル
発電プラントである。リパワリング発電システムでは、
ボイラからの排ガス（ボイラ排気）に含まれる熱をスタ
ックガスクーラにより蒸気タービンサイクル系に回収す
るようになっている。The repowering power generation system is an exhaust gas re-combustion type combined cycle power generation plant in which a new gas turbine plant is added to an existing steam turbine plant and turbine exhaust from the gas turbine is reused as combustion air for a boiler. In the repowering power generation system,
The heat contained in the exhaust gas from the boiler (boiler exhaust) is recovered by the stack gas cooler in the steam turbine cycle system.
【０００５】この種のリパワリング発電システムは、大
幅な電力需要の伸びや、その伸びに応じた電力予備率の
低下防止を図る上で有効な手段の１つと考えられ、次の
メリットを備える。This type of repowering power generation system is considered to be one of the effective means for preventing a large increase in power demand and a reduction in the power reserve ratio corresponding to the increase, and has the following merits.
【０００６】第１に、既設の蒸気タービンプラントを利
用してコンバインド化することにより、発電効率を向上
させることができる。[0006] First, the power generation efficiency can be improved by combining the existing steam turbine plant.
【０００７】第２に、新設のガスタービンプラントを追
設するために、発電プラント全体としての発生電力量の
増加が図れる。Secondly, since a new gas turbine plant is additionally installed, it is possible to increase the amount of electric power generated in the entire power plant.
【０００８】第３に、既設の蒸気タービンプラントの改
造部分を少なくできるため、比較的短期間の運転停止で
リパワリング運転の再開を図ることができる。Thirdly, since the number of remodeled parts of the existing steam turbine plant can be reduced, it is possible to restart the repowering operation by stopping the operation for a relatively short period of time.
【０００９】リパワリング発電システムは、近年の大幅
な電力需要の伸び、電力需要増に伴う各電力会社の電力
予備率の低下、新たな発電所を早急に建設することの困
難性等の現状における問題に対処できる有効な手段と考
えられている。従来の代表的なリパワリング発電システ
ムとして、図９に示す排気再燃型コンバインドサイクル
発電プラントがある。[0009] The repowering power generation system has problems in the present situation such as a significant increase in power demand in recent years, a reduction in the power reserve ratio of each power company due to the increase in power demand, and difficulty in urgently constructing a new power plant. Is considered an effective means of dealing with. As a typical conventional repowering power generation system, there is an exhaust gas reburn type combined cycle power generation plant shown in FIG.
【００１０】このリパワリング発電システムは、既設の
蒸気タービンプラント１に新設のガスタービンプラント
２を追設したものである。In this repowering power generation system, a new gas turbine plant 2 is added to an existing steam turbine plant 1.
【００１１】蒸気タービンプラント１は、ボイラ３，蒸
気タービン４の高圧タービン４ａ，再熱器５，蒸気ター
ビン４の中圧タービン４ｂおよび低圧タービン４ｃ，復
水器６，復水ポンプ７，多段式低圧給水加熱器８，脱気
器９，給水ポンプ１０および多段式の高圧給水加熱器１
１等の主要構成機器を、主蒸気系１３，再熱蒸気系１
４，復水給水系１５で順次接続し、閉じた蒸気タービン
サイクル系を構成しており、蒸気タービン４の回転駆動
により発電機１６が駆動され、出力が取り出せるように
なっている。The steam turbine plant 1 comprises a boiler 3, a high-pressure turbine 4a of a steam turbine 4, a reheater 5, a medium-pressure turbine 4b and a low-pressure turbine 4c of the steam turbine 4, a condenser 6, a condensate pump 7, and a multistage type. Low-pressure feed water heater 8, deaerator 9, feed water pump 10 and multi-stage high-pressure feed water heater 1
Main components such as 1, main steam system 13, reheat steam system 1
4, the condensate water supply system 15 is sequentially connected to form a closed steam turbine cycle system, and the generator 16 is driven by the rotational drive of the steam turbine 4 and the output can be taken out.
【００１２】一方、ガスタービンプラント２は空気圧縮
機１８，燃焼器１９，ガスタービン２０，ガスタービン
発電機２１およびガスダンパ２２を備えている。On the other hand, the gas turbine plant 2 is equipped with an air compressor 18, a combustor 19, a gas turbine 20, a gas turbine generator 21, and a gas damper 22.
【００１３】リパワリング発電システムはガスタービン
プラント２のガスタービン２０からのタービン排気を、
ボイラ３の燃焼用空気として利用するタービン排気再燃
型であるため、従来の蒸気タービンプラント１に要求さ
れた空気予熱器は不要となる一方、ボイラ３からの高温
排ガスに含まれる熱を有効利用するために、熱回収用の
高圧スタックガスクーラ２４および低圧ガススタックク
ーラ２５が多段式に追設されている。各スタックガスク
ーラ２４，２５でボイラ排気の熱回収を行なってボイラ
排気温度を下げ、煙突から放出させるようになってい
る。The repowering power generation system uses the turbine exhaust from the gas turbine 20 of the gas turbine plant 2
Since it is a turbine exhaust re-combustion type that is used as combustion air for the boiler 3, the air preheater required for the conventional steam turbine plant 1 is unnecessary, while the heat contained in the high-temperature exhaust gas from the boiler 3 is effectively used. Therefore, the high-pressure stack gas cooler 24 and the low-pressure gas stack cooler 25 for heat recovery are additionally provided in a multi-stage manner. Each stack gas cooler 24, 25 recovers heat from the boiler exhaust gas to lower the boiler exhaust gas temperature and discharge it from the chimney.
【００１４】高圧スタックガスクーラ２４は、復水給水
系１５から分岐された給水分岐管２６を通る給水をボイ
ラ排気と熱交換させて加熱しており、昇温した給水を蒸
気タービンサイクル系の復水給水系１５に高圧給水加熱
器１１の下流側で戻している。The high-pressure stack gas cooler 24 heats the feed water passing through the feed water branch pipe 26 branched from the condensate feed water system 15 by exchanging heat with the boiler exhaust gas to heat the raised feed water to the condensate of the steam turbine cycle system. It is returned to the water supply system 15 on the downstream side of the high-pressure water heater 11.
【００１５】一方、低圧スタックガスクーラ２５は復水
給水系１５の第１段の低圧給水加熱器８の下流側から分
岐された復水分岐管２７を通る復水をボイラ排気と熱交
換させて昇温させており、温度上昇した復水を再び蒸気
タービンサイクル系に最終段の低圧給水加熱器８の下流
側に戻している。On the other hand, the low-pressure stack gas cooler 25 heats the condensate passing through the condensate branch pipe 27 branched from the downstream side of the first-stage low-pressure feed water heater 8 of the condensate feed system 15 by exchanging heat with the boiler exhaust gas. The condensate, which has been heated and whose temperature has risen, is returned to the steam turbine cycle system again downstream of the low-pressure feed water heater 8 at the final stage.
【００１６】[0016]
【発明が解決しようとする課題】従来のリパワリング発
電システムでは、ガスタービン２０はタービン負荷如何
に拘らず常に一定回転しており、空気圧縮機１８で圧縮
される空気量は、部分負荷運転においてもさほど変化は
ない。このため、蒸気タービンプラント１のボイラ３か
ら高圧スタックガスクーラ２４に排出されるボイラ排ガ
ス量は、部分負荷運転の変圧運転時も定格運転時とさほ
ど変化がない。In the conventional repowering power generation system, the gas turbine 20 is constantly rotating regardless of the turbine load, and the amount of air compressed by the air compressor 18 is even in partial load operation. It hasn't changed much. For this reason, the amount of boiler exhaust gas discharged from the boiler 3 of the steam turbine plant 1 to the high-pressure stack gas cooler 24 does not change much during the partial load variable pressure operation and the rated operation.
【００１７】一方、蒸気タービンプラント１に注目する
と、部分負荷の変圧運転に入ると、蒸気タービンサイク
ル系内を流れる水の量は、負荷の程度に応じて減少し、
復水給水系１５を流れる復水・給水量も負荷に応じて減
少する。On the other hand, paying attention to the steam turbine plant 1, when the partial load transformation operation is started, the amount of water flowing in the steam turbine cycle system decreases in accordance with the degree of the load,
The amount of condensate / water supply flowing through the condensate water supply system 15 also decreases according to the load.
【００１８】また、多段式の高圧スタックガスクーラ２
４と低圧スタックガスクーラ２５は多段状に直列接続さ
れており、各スタックガスクーラ２４，２５における回
収熱量（交換熱量）は、ボイラ排気量と伝熱特性により
決定される。The multistage high pressure stack gas cooler 2
4 and the low-pressure stack gas cooler 25 are connected in series in a multi-stage manner, and the recovered heat amount (exchange heat amount) in each stack gas cooler 24, 25 is determined by the boiler exhaust gas amount and the heat transfer characteristics.
【００１９】この結果、リパワリング発電システムにお
いては、部分負荷の変圧運転時に、高圧スタックガスク
ーラ２４の出口給水温度が上がり過ぎ、ボイラ３内の節
炭器（エコノマイザ）内でスチーミングが発生する虞が
ある。As a result, in the repowering power generation system, during the partial load transformation operation, the outlet feed water temperature of the high pressure stack gas cooler 24 rises too much, and steaming may occur in the economizer in the boiler 3. is there.
【００２０】そこで、従来のリパワリング発電システム
では、高圧スタックガスクーラ２４の出口給水温度がス
チーミング限界を超えない部分負荷までを連続運転負荷
と設定し、連続運転負荷以上で変圧運転を行なってい
る。しかし、この運転方法では、連続運転可能な最低負
荷が例えば５０％以上となり、かなり高くなるので、夜
間等の電力需要が低い時間帯や期間には対応できず、運
用性・利便性を損う問題があった。Therefore, in the conventional repowering power generation system, the continuous operation load is set up to the partial load at which the outlet feed water temperature of the high-pressure stack gas cooler 24 does not exceed the steaming limit, and the variable voltage operation is performed above the continuous operation load. However, in this operating method, the minimum load that can be continuously operated is, for example, 50% or more, which is considerably high, so that it is not possible to cope with the time zone or period when the power demand is low such as nighttime, and the operability and convenience are impaired. There was a problem.
【００２１】さらに、ガスタービン２０からのタービン
排気を蒸気タービンプラント１のボイラ風箱（ボイラケ
ーシング）３ａへ直接導いているため、ボイラ風箱３ａ
の材質を耐熱性向上のため上げる必要がある。また一
方、高圧スタックガスクーラ２４で給水を温めることに
より、高圧給水加熱器１１へのタービン抽気量が減少す
るため、相対的に再熱蒸気量が増加し、ボイラ３に付設
される再熱器５の伝熱面積（熱交換面積）を増加させる
必要がある。すなわち、ボイラ３の大幅な改造が必要と
なり、ボイラ３の改造程度に応じてリパワリング発電シ
ステムのプラント停止期間が拘束される虞があった。Further, since the turbine exhaust from the gas turbine 20 is directly guided to the boiler wind box (boiler casing) 3a of the steam turbine plant 1, the boiler wind box 3a is provided.
It is necessary to raise the material of to improve heat resistance. On the other hand, by warming the feed water with the high-pressure stack gas cooler 24, the amount of turbine extraction to the high-pressure feed water heater 11 decreases, so the amount of reheat steam relatively increases, and the reheater 5 attached to the boiler 3 increases. It is necessary to increase the heat transfer area (heat exchange area). That is, the boiler 3 needs to be significantly modified, and the plant suspension period of the repowering power generation system may be restricted depending on the degree of modification of the boiler 3.
【００２２】本発明は、上述した事情を考慮してなされ
たもので、コンバインドサイクル運転の最低負荷を引き
下げて変圧運転や部分負荷運転の自由度を向上させ、運
用性・利便性を向上させ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賭する。The present invention has been made in consideration of the above-mentioned circumstances, and it is intended to reduce the minimum load of combined cycle operation to improve the flexibility of variable voltage operation and partial load operation, and improve the operability and convenience. Bet for the purpose of providing a cycle power plant.
【００２３】本発明の他の目的は、既設の蒸気タービン
プラントを利用した場合、ボイラ改造を極力抑えてプラ
ント停止期間の短縮を図ることが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。[0023] Another object of the present invention is to provide a combined cycle power generation plant which, when an existing steam turbine plant is used, can suppress the modification of the boiler as much as possible and shorten the plant suspension period.
【００２４】本発明のさらに他の目的は、蒸気タービン
プラントとガスタービンプラントとの協調運転に大きな
自由度を持たせ、プラントの運用性を向上させたコンバ
インドサイクル発電プラントを提供するにある。Still another object of the present invention is to provide a combined cycle power plant in which the cooperative operation of the steam turbine plant and the gas turbine plant has a large degree of freedom and the operability of the plant is improved.
【００２５】本発明の別の目的は、部分負荷運転や変圧
運転においてもボイラの節炭器におけるスチーミング化
を防止し、機器寿命を延命化し、信頼性を向上させたコ
ンバインドサイクル発電プラントを提供するにある。Another object of the present invention is to provide a combined cycle power plant which prevents steaming in the boiler economizer even in partial load operation and transformer operation, prolongs the life of the equipment and improves reliability. There is.
【００２６】本発明のさらに別の目的は、ガスタービン
からのタービン排気系統を蒸気タービンプラントから独
立させ、ガスタービン燃料の節約を解除するとともに、
蒸気タービンプラントの単独運転が可能なコンバインド
サイクル発電プラントを提供するにある。Yet another object of the present invention is to separate the turbine exhaust system from the gas turbine from the steam turbine plant to eliminate gas turbine fuel savings and
It is intended to provide a combined cycle power generation plant capable of independently operating a steam turbine plant.
【００２７】[0027]
【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、上述した課題を解決するた
めに、請求項１に記載したように、ボイラ，主蒸気系，
蒸気タービン，復水器および復水給水系を備えた蒸気タ
ービンプラントとガスタービンを備えたガスタービンプ
ラントとを組み合せたコンバインドサイクル発電プラン
トにおいて、前記ガスタービンからのタービン排気系統
に排熱回収ボイラを設け、この排熱回収ボイラは、復水
給水系からの給水を加熱し、発生した蒸気を主蒸気系側
に混入させる主蒸気発生手段と蒸気タービンの高圧ター
ビンからの排気蒸気を加熱して中圧タービンの入口側に
混入させる蒸気再熱手段とを備えたものである。In order to solve the above problems, a combined cycle power plant according to the present invention, as set forth in claim 1, has a boiler, a main steam system,
In a combined cycle power plant combining a steam turbine plant equipped with a steam turbine, a condenser and a condensate water supply system and a gas turbine plant equipped with a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler is installed in a turbine exhaust system from the gas turbine. This exhaust heat recovery boiler heats the feed water from the condensate feed water system and mixes the generated steam into the main steam system side, and heats the exhaust steam from the high-pressure turbine of the steam turbine. And steam reheating means to be mixed into the inlet side of the pressure turbine.
【００２８】また、上述した課題を解決するために、本
発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、主蒸
気発生手段に案内される主蒸気量と蒸気再熱手段に案内
される再熱蒸気量との比率を調節制御する制御装置を設
けたものである。In order to solve the above-mentioned problems, the combined cycle power generation plant according to the present invention has a main steam amount guided to the main steam generating means and a reheat steam amount guided to the steam reheating means. A control device for adjusting and controlling the ratio is provided.
【００２９】さらに、上述した課題を解決するために、
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、ガ
スタービンからのタービン排気系統にタービン排気分流
手段を設け、この分流手段で分流されたタービン排気の
一部を排熱回収ボイラを通してボイラに燃焼用空気とし
て導入させたものである。Further, in order to solve the above-mentioned problems,
The combined cycle power plant according to the present invention is provided with a turbine exhaust flow dividing means in a turbine exhaust system from a gas turbine, and introduces a part of the turbine exhaust divided by the flow dividing means into a boiler through an exhaust heat recovery boiler as combustion air. It was made.
【００３０】さらにまた、上述した課題を解決するため
に、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラント
は、ボイラからのボイラ排気系統を排熱回収ボイラの途
中に接続し、ボイラ排気を排熱回収ボイラを通るタービ
ン排気と合流させたものである。Further, in order to solve the above-mentioned problems, in the combined cycle power plant according to the present invention, the boiler exhaust system from the boiler is connected in the middle of the exhaust heat recovery boiler, and the boiler exhaust is connected to the exhaust heat recovery boiler. It is merged with the passing turbine exhaust.
【００３１】また一方、上述した課題を解決するため
に、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラント
は、ボイラに導入されるガスタービンからのタービン排
気量と、主蒸気発生手段に案内される主蒸気量と、蒸気
再熱手段に案内される再熱蒸気量とを関連づけて制御す
る制御装置を設けたものである。On the other hand, in order to solve the above-mentioned problems, in the combined cycle power plant according to the present invention, the turbine exhaust amount from the gas turbine introduced into the boiler and the main steam amount guided to the main steam generating means. And a control device that controls the amount of reheated steam guided to the steam reheating means in association with each other.
【００３２】また、上述した課題を解決するために、本
発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、排熱
回収ボイラは、主蒸気発生手段の途中に蒸気貯蔵設備を
蒸気配管を介して接続し、この蒸気貯蔵設備に給水加熱
で発生した蒸気の一部を高圧飽和水として貯蔵させたも
のである。In order to solve the above-mentioned problems, in the combined cycle power generation plant according to the present invention, the exhaust heat recovery boiler has a steam storage facility connected to the middle of the main steam generating means via a steam pipe, A part of the steam generated by heating the feed water is stored in the steam storage facility as high-pressure saturated water.
【００３３】さらに、上述した課題を解決するために、
本発明に係るコンバインドサイクル発電プラントは、高
圧タービンからの排気蒸気を加熱する蒸気加熱手段の入
口側に蒸気貯蔵設備を蒸気配管を介して接続し、高圧タ
ービンからの排気蒸気の一部を主貯蔵設備に高圧飽和水
として貯蔵させたものである。Further, in order to solve the above-mentioned problems,
In the combined cycle power plant according to the present invention, a steam storage facility is connected to an inlet side of a steam heating means for heating exhaust steam from a high-pressure turbine via a steam pipe, and a part of exhaust steam from the high-pressure turbine is mainly stored. It is stored as high pressure saturated water in the facility.
【００３４】さらにまた、上述した課題を解決するため
に、本発明に係るコンバインドサイクル発電プラント
は、ガスタービンからのタービン排気系統に排熱回収ボ
イラと低圧排熱回収ボイラを多段状に設け、低圧排熱回
収ボイラは、復水給水系の給水を加熱し、発生した蒸気
を復水給水系に備えられた脱気器に導入するように構成
したものである。Further, in order to solve the above-mentioned problems, in the combined cycle power generation plant according to the present invention, an exhaust heat recovery boiler and a low pressure exhaust heat recovery boiler are provided in a multi-stage manner in a turbine exhaust system from a gas turbine. The exhaust heat recovery boiler is configured to heat the feed water of the condensate feed water system and introduce the generated steam into a deaerator provided in the condensate feed water system.
【００３５】[0035]
【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について添付図面
を参照して説明する。BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION An embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention will be described below with reference to the accompanying drawings.
【００３６】図１は本発明に係るコンバインドサイクル
発電プラントの第１実施形態を示す系統図である。この
コンバインドサイクル発電プラントは既設の蒸気タービ
ンプラント１に新設のガスタービンプラント２を追設し
たリパワリング発電システムであり、図９に示す従来の
リパワリング発電システムと共通の部材・機器には同一
符号を付して説明する。コンバインドサイクル発電プラ
ントは新設の蒸気タービンプラントと新設のガスタービ
ンプラントとを組み合せたものであってもよい。FIG. 1 is a system diagram showing a first embodiment of a combined cycle power generation plant according to the present invention. This combined cycle power plant is a repowering power generation system in which a new gas turbine plant 2 is added to the existing steam turbine plant 1, and the same reference numerals are given to members and equipment common to the conventional repowering power generation system shown in FIG. And explain. The combined cycle power plant may be a combination of a new steam turbine plant and a new gas turbine plant.
【００３７】蒸気タービンプラント１は、ボイラ３，蒸
気タービン４の高圧タービン４ａ，ボイラ３に付設の再
熱器５，蒸気タービン４の中圧タービン４ｂおよび低圧
タービン４ｃ，復水器６，復水ポンプ７，例えば３段の
多段式低圧給水加熱器８，脱気器９，給水ポンプ１０，
多段式高圧給水加熱器１１の主構成機器を、主蒸気系１
３，再熱蒸気系１４および復水給水系１５で順次接続し
て閉じた蒸気タービンサイクル系を構成している。蒸気
タービン４の回転駆動により発電機１６が駆動され、電
力が出力として取り出せる。符号２８はクロスオーバ管
である。The steam turbine plant 1 includes a boiler 3, a high pressure turbine 4a of the steam turbine 4, a reheater 5 attached to the boiler 3, an intermediate pressure turbine 4b and a low pressure turbine 4c of the steam turbine 4, a condenser 6, and a condensate. Pump 7, for example, three-stage multi-stage low pressure feed water heater 8, deaerator 9, feed water pump 10,
The main constituent equipment of the multi-stage high-pressure feed water heater 11 is the main steam system 1
3. A reheat steam system 14 and a condensate water supply system 15 are sequentially connected to form a closed steam turbine cycle system. The generator 16 is driven by the rotation drive of the steam turbine 4, and electric power can be taken out as an output. Reference numeral 28 is a crossover tube.
【００３８】一方、ガスタービンプラント２は、空気圧
縮機１８，燃焼器１９，ガスタービン２０およびガスタ
ービン発電機２１を備えており、ガスタービン発電機２
１はガスタービン２０の回転駆動により駆動されて電力
が出力として取り出せるようになっている。On the other hand, the gas turbine plant 2 is equipped with an air compressor 18, a combustor 19, a gas turbine 20, and a gas turbine generator 21.
1 is driven by the rotational drive of the gas turbine 20 so that electric power can be taken out as an output.
【００３９】また、蒸気タービンプラント１とガスター
ビンプラント２との間に排熱回収ボイラ３０がタービン
排気の熱回収用熱交換器として設置される。排熱回収ボ
イラ３０はガスタービン２０からのタービン排気系統４
０に設けられてタービン排気の熱回収を行なう一方、排
熱回収ボイラ３０で熱回収されたタービン排気は、図示
しない煙突に直接あるいは低圧ガスクーラを介して案内
され、大気中に放出される。An exhaust heat recovery boiler 30 is installed as a heat recovery heat exchanger for turbine exhaust between the steam turbine plant 1 and the gas turbine plant 2. The exhaust heat recovery boiler 30 is a turbine exhaust system 4 from the gas turbine 20.
No. 0 is installed to perform heat recovery of the turbine exhaust, while the turbine exhaust recovered by the exhaust heat recovery boiler 30 is guided directly to a chimney (not shown) or via a low-pressure gas cooler and is discharged to the atmosphere.
【００４０】排熱回収ボイラ３０には主蒸気発生手段２
９が備えられ、この主蒸気発生手段２９は蒸気タービン
プラント１に、多段式、例えば３段の高圧給水加熱器１
１およびボイラ３をバイパスするように並設される。主
蒸気発生手段２９は節炭器（エコノマイザ）３１，蒸発
器３２，過熱器３３を排熱回収ボイラ３０内に備えてお
り、この排熱回収ボイラ３０内には再熱蒸気を生じさせ
る再熱器３４が設けられ、蒸気再熱手段４１を構成して
いる。The main steam generating means 2 is provided in the exhaust heat recovery boiler 30.
9, the main steam generating means 29 is provided in the steam turbine plant 1 in a multi-stage type, for example, three-stage high-pressure feed water heater 1.
1 and the boiler 3 are installed side by side. The main steam generating means 29 is provided with a economizer 31, a evaporator 32, and a superheater 33 in the exhaust heat recovery boiler 30, and in the exhaust heat recovery boiler 30, reheat for generating reheated steam is generated. A vessel 34 is provided and constitutes steam reheating means 41.
【００４１】主蒸気発生手段２９は、復水給水系１５の
給水ポンプ１０の下流側から分岐された給水分岐管３５
をさらに備えており、この給水分岐管３５は排熱回収ボ
イラ３０の節炭器３１に接続される。節炭器３１で復水
給水系１５の給水の一部を加熱する一方、加熱された給
水は蒸発器３２で蒸発され、過熱器３３で過熱蒸気とな
り、ボイラ蒸気管３６を介して主蒸気系１３に導入さ
れ、ボイラ３からの主蒸気に混入されるようになってい
る。The main steam generating means 29 is a water supply branch pipe 35 branched from the downstream side of the water supply pump 10 of the condensate water supply system 15.
Further, the water supply branch pipe 35 is connected to the economizer 31 of the exhaust heat recovery boiler 30. While the economizer 31 heats a part of the feed water of the condensate feed water system 15, the heated feed water is evaporated by the evaporator 32, becomes superheated steam by the superheater 33, and passes through the boiler steam pipe 36 to the main steam system. 13 is introduced into the main steam from the boiler 3.
【００４２】また、蒸気再熱手段４１は蒸気タービンプ
ラント１の再熱蒸気系１４の低温再熱蒸気管１４ａから
分岐された再熱分岐管３７を備える。この再熱分岐管３
７は蒸気調整弁３８を経て排熱回収ボイラ３０の再熱器
３４に接続され、この再熱器３４でタービン排気蒸気を
加熱している。蒸気調整弁３８は主蒸気発生手段２９を
通る主蒸気量と再熱蒸気量の比率を調節制御する制御装
置として機能する。Further, the steam reheating means 41 includes a reheat branch pipe 37 branched from the low temperature reheat steam pipe 14a of the reheat steam system 14 of the steam turbine plant 1. This reheat branch pipe 3
7 is connected to a reheater 34 of the exhaust heat recovery boiler 30 via a steam adjusting valve 38, and the reheater 34 heats turbine exhaust steam. The steam adjusting valve 38 functions as a control device that adjusts and controls the ratio of the amount of main steam passing through the main steam generating means 29 and the amount of reheated steam.
【００４３】一方、蒸気再熱手段４１の再熱器３４で再
熱された蒸気は、ボイラ再熱蒸気管３９を経て再熱蒸気
系１４の高温再熱蒸気管１４ｂに注入され、再熱蒸気系
１４の高温側に混入される。蒸気再熱手段４１は排熱回
収ボイラ３０で加熱された蒸気をボイラ再熱器５からの
再熱蒸気と合流させ、中圧タービン４ｂに供給されるよ
うになっている。再熱器５はボイラ３内に設けられてい
る。On the other hand, the steam reheated by the reheater 34 of the steam reheating means 41 is injected into the high temperature reheat steam pipe 14b of the reheat steam system 14 through the boiler reheat steam pipe 39, and the reheat steam is reheated. It is mixed into the hot side of system 14. The steam reheating means 41 merges the steam heated by the exhaust heat recovery boiler 30 with the reheated steam from the boiler reheater 5, and supplies the steam to the intermediate pressure turbine 4b. The reheater 5 is provided in the boiler 3.
【００４４】図１に示されたコンバインドサイクル発電
プラントは、ガスタービン２０から高温のタービン排気
をタービン排気系統４０により直接排熱回収ボイラ３０
に導入し、この排熱回収ボイラ３０で復水給水系１５か
ら分岐された通る給水を主蒸気発生手段２９で加熱，蒸
発させ、発生した過熱蒸気をボイラ蒸気管３６を通して
主蒸気系１３に合流させ、蒸気タービン４の高圧タービ
ン４ａに導く一方、再熱蒸気系１４の低温再熱蒸気管１
４ａから分岐された排気蒸気は蒸気再熱手段４１の再熱
器３４で加熱され、加熱された蒸気は、再熱蒸気系１４
の高温側に合流させ、中圧タービン４ｂに供給するよう
にしたもので、この構成が図９に示されたリパワリング
発電システムと基本的に相違する。In the combined cycle power plant shown in FIG. 1, the high temperature turbine exhaust from the gas turbine 20 is directly supplied to the exhaust heat recovery boiler 30 by the turbine exhaust system 40.
The main steam generating means 29 heats and evaporates the feed water branched from the condensate water supply system 15 in the exhaust heat recovery boiler 30 and joins the generated superheated steam to the main steam system 13 through the boiler steam pipe 36. The high temperature turbine 4a of the steam turbine 4 is guided to the low temperature reheat steam pipe 1 of the reheat steam system 14.
The exhaust steam branched from 4a is heated by the reheater 34 of the steam reheating means 41, and the heated steam is heated by the reheat steam system 14
The repowering power generation system shown in FIG. 9 is basically different in structure from the repowering power generation system shown in FIG.
【００４５】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２０からのタービン排気系統４０が蒸気タ
ービンプラント１から独立して設けられるために、蒸気
タービンプラント１はガスタービンプラント２の燃料に
よる稼動制約を受けず、単独運転もできる。蒸気タービ
ンプラント１とガスタービンプラント２とは協調運転に
大きな自由度を持たせることができ、プラント運転の運
用性が向上する。In this combined cycle power generation plant, since the turbine exhaust system 40 from the gas turbine 20 is provided independently of the steam turbine plant 1, the steam turbine plant 1 is not restricted by the fuel of the gas turbine plant 2. It can also be operated independently. The steam turbine plant 1 and the gas turbine plant 2 can have a large degree of freedom in cooperative operation, and the operability of plant operation is improved.
【００４６】次に、コンバインドサイクル発電プラント
の運転を説明する。Next, the operation of the combined cycle power plant will be described.
【００４７】蒸気タービンプラント１の蒸気タービン４
はボイラ３で発生した主蒸気が主蒸気系１３を通して蒸
気タービン４の高圧タービン４ａに導かれ、この高圧タ
ービン４ａを駆動させる。高圧タービン４ａで仕事をし
た蒸気は、続いて再熱蒸気系１４の再熱器５で加熱さ
れ、再熱蒸気となって蒸気タービン４の中圧タービン４
ｂおよび低圧タービン４ｃに導かれ、それぞれタービン
駆動させる。Steam turbine 4 of steam turbine plant 1
The main steam generated in the boiler 3 is guided to the high pressure turbine 4a of the steam turbine 4 through the main steam system 13 and drives the high pressure turbine 4a. The steam that has worked in the high-pressure turbine 4a is subsequently heated by the reheater 5 of the reheat steam system 14 and becomes reheated steam, which is the intermediate pressure turbine 4 of the steam turbine 4.
b and the low-pressure turbine 4c to drive the turbine respectively.
【００４８】蒸気タービン４の高圧タービン４ａ，中圧
タービン４ｂおよび低圧タービン４ｃの駆動により発電
機１６が運転され、出力として電力が取り出せる。The generator 16 is driven by driving the high-pressure turbine 4a, the intermediate-pressure turbine 4b, and the low-pressure turbine 4c of the steam turbine 4, and electric power can be taken out as an output.
【００４９】一方、低圧タービン４ｂで仕事をし、膨張
した蒸気は、続いて復水器６に案内されて凝縮作用を受
け、復水となる。この復水は、復水給水系１５に案内さ
れ、多段式の低圧給水加熱器８で図示しないタービン抽
気（中圧タービン４ｂや低圧タービン４ｃからのタービ
ン抽気）により加熱された後、脱気器９で脱気される。
脱気された復水は給水となってさらに多段式高圧給水加
熱器１１で高圧タービン４ａからのタービン抽気（ある
いはタービン排気）でより高温に加熱された後、ボイラ
３に還流され、次の蒸気タービンサイクルに備えられ
る。On the other hand, the steam that has worked in the low-pressure turbine 4b and expanded is subsequently guided to the condenser 6 and undergoes a condensation action to become condensed water. The condensate is guided to the condensate water supply system 15, heated by unillustrated turbine extraction air (turbine extraction air from the intermediate-pressure turbine 4b or the low-pressure turbine 4c) by the multistage low-pressure supply water heater 8, and then the deaerator. Degassed at 9.
The deaerated condensate becomes feed water, which is further heated by the multistage high-pressure feed water heater 11 to a higher temperature by turbine extraction (or turbine exhaust) from the high-pressure turbine 4a, and then returned to the boiler 3 to generate the next steam. Prepared for turbine cycle.
【００５０】一方、ガスタービンプラント２は、空気圧
縮機１８で圧縮された高温・高圧の吐出空気が燃焼器１
９に導かれ、この燃焼器１９で燃料が加えられて燃焼
し、その燃焼ガスがガスタービン２０に導入されて仕事
をし、ガスタービン２０を駆動させる。ガスタービン２
０の駆動によりガスタービン発電機２１が駆動され、電
力が出力として取り出せる。On the other hand, in the gas turbine plant 2, the high temperature and high pressure discharge air compressed by the air compressor 18 is used in the combustor 1.
9, the fuel is added and burned in the combustor 19, and the combustion gas is introduced into the gas turbine 20 to work and drive the gas turbine 20. Gas turbine 2
The gas turbine generator 21 is driven by driving 0, and electric power can be taken out as an output.
【００５１】また、ガスタービンで仕事をした燃焼ガス
はタービン排気となってタービン排気系統４０に設けら
れた排熱回収ボイラ３０に導かれ、この排熱回収ボイラ
３０で復水給水系１５から分流された給水や再熱蒸気系
１４から分流された高圧タービン４ａの排気蒸気と熱交
換され、ガスタービン２０からの高温タービン排気の熱
回収が行なわれる。Further, the combustion gas that has worked in the gas turbine becomes turbine exhaust gas and is guided to the exhaust heat recovery boiler 30 provided in the turbine exhaust system 40, where it is diverted from the condensate water supply system 15. The heat of the high temperature turbine exhaust from the gas turbine 20 is recovered by exchanging heat with the supplied water and the exhaust steam of the high-pressure turbine 4a branched from the reheat steam system 14.
【００５２】復水給水系１５から分流された給水は、排
熱回収ボイラ３０の節炭器３１，蒸発器３２および過熱
器３３からなる主蒸気発生手段２９を通る間に加熱さ
れ、蒸発し、過熱蒸気となってボイラ蒸気管３６に導か
れ、主蒸気系１３に合流せしめられる。The feed water diverted from the condensate water supply system 15 is heated and vaporized while passing through the main steam generating means 29 of the exhaust heat recovery boiler 30, which comprises the economizer 31, the evaporator 32 and the superheater 33. It becomes superheated steam, is guided to the boiler steam pipe 36, and is joined to the main steam system 13.
【００５３】また、再熱蒸気系１４の低温再熱蒸気管１
４ａから分岐された蒸気は、排熱回収ボイラ３０の蒸気
再熱手段４１である再熱器３４で加熱され、再熱蒸気と
なって再熱蒸気系１４の高温再熱蒸気管１４ｂに合流せ
しめられる。Further, the low temperature reheat steam pipe 1 of the reheat steam system 14
The steam branched from 4a is heated by the reheater 34 which is the steam reheating means 41 of the exhaust heat recovery boiler 30, becomes reheated steam, and joins the high temperature reheated steam pipe 14b of the reheated steam system 14. To be
【００５４】このコンバインドサイクル発電プラントで
は、排熱回収ボイラ３０で加熱され、蒸発して過熱蒸気
となった主蒸気は、復水給水系１５に戻されることな
く、ボイラ３をバイパスして主蒸気系１３に合流せしめ
られる。このため、ボイラ３の入口給水温度は必要以上
に上昇せず、ボイラ３内の節炭器で給水が蒸発するスチ
ーミング化を未然に防ぐことができる。したがって、従
来のリパワリング発電システムで問題になっていたボイ
ラ内エコノマイザ（節炭器）によるスチーミング化の制
約を受けず、コンバインドサイクル運転の最低負荷を引
き下げることかできる。In this combined cycle power plant, the main steam heated by the exhaust heat recovery boiler 30 and evaporated to become superheated steam bypasses the boiler 3 without being returned to the condensate water supply system 15. Joined to System 13. Therefore, the inlet feed water temperature of the boiler 3 does not rise more than necessary, and steaming of the feed water in the economizer inside the boiler 3 can be prevented in advance. Therefore, the minimum load of combined cycle operation can be reduced without being restricted by the steaming by the economizer (coal saver) in the boiler, which has been a problem in the conventional repowering power generation system.
【００５５】また、蒸気タービンプラント１の復水給水
系１５から分岐されて排熱回収ボイラ３０に導かれる給
水量は、全体の給水量の一部であり、従来のスタックガ
スクーラへ導かれる給水量より少なくてよいため、既設
の高圧給水加熱器１１に供給される給水量は相対的に多
くなり、タービン抽気量も充分に確保される。したがっ
て、従来のリパワリング発電システムで問題になってい
た部分負荷運転におけるタービン抽気逆止弁の不安定振
動等が生じず、蒸気タービンプラント１の改造範囲を減
少させることができる。The amount of water supplied from the condensate water supply system 15 of the steam turbine plant 1 to the waste heat recovery boiler 30 is a part of the total amount of water supplied, and the amount of water supplied to the conventional stack gas cooler. Since the amount may be smaller, the amount of water supplied to the existing high-pressure feed water heater 11 is relatively large, and the turbine extraction amount is sufficiently secured. Therefore, unstable vibration of the turbine extraction check valve in partial load operation, which has been a problem in the conventional repowering power generation system, does not occur, and the modification range of the steam turbine plant 1 can be reduced.
【００５６】さらに、ガスタービン２０からの高温のタ
ービン排気は、蒸気タービンプラント１の既設ボイラ３
へ直接導入されることがないので、ボイラ３の耐熱性を
改善し、向上させる材質向上のためのボイラ改造は不要
となる。また、蒸気タービン４の高圧タービン４ａから
の蒸気を分岐させ、一部を排熱回収ボイラ３０内で別途
加熱しているので、既設ボイラ３の再熱器５における加
熱量の増加を抑制でき、既設ボイラ３に付設される再熱
器５の改造が不要となる。Further, the high temperature turbine exhaust from the gas turbine 20 is supplied to the existing boiler 3 of the steam turbine plant 1.
Since it is not directly introduced into the boiler, it is not necessary to modify the boiler to improve the heat resistance of the boiler 3 and to improve the material. Moreover, since the steam from the high-pressure turbine 4a of the steam turbine 4 is branched and a part of the steam is separately heated in the exhaust heat recovery boiler 30, it is possible to suppress an increase in the amount of heating in the reheater 5 of the existing boiler 3, It is not necessary to modify the reheater 5 attached to the existing boiler 3.
【００５７】さらにまた、既設ボイラ３の再熱器５に導
入される蒸気量を、リパワリング前の主蒸気量の比率と
同一となるように、制御装置を構成する蒸気調整弁３８
で調整でき、このコンバインドサイクル運転において
も、ボイラ３はリパワリング前の部分負荷運転と同一と
なるので、運用性・利便性が向上する。Furthermore, the steam regulating valve 38 constituting the control device is arranged so that the amount of steam introduced into the reheater 5 of the existing boiler 3 becomes the same as the ratio of the amount of main steam before repowering.
Even in this combined cycle operation, the boiler 3 is the same as the partial load operation before repowering, so that operability and convenience are improved.
【００５８】図２（Ａ）は、ガスタービン２０からのタ
ービン排気を熱回収する排熱回収ボイラ３０の熱回収量
（交換熱量Ｑ）と温度Ｔの関係を示すＱ−Ｔ線図であ
る。図２（Ａ）において、Ｔ1 〜Ｔ2 はタービン排気の
温度曲線Ａを示すもので、Ｔ3〜Ｔ6 は給水および蒸気
側の温度曲線Ｂを示す。FIG. 2A is a Q-T diagram showing the relationship between the temperature T and the heat recovery amount (exchange heat amount Q) of the exhaust heat recovery boiler 30 that recovers heat from the exhaust gas from the gas turbine 20. In FIG. 2 (A), T 1 to T 2 show a temperature curve A of the turbine exhaust, and T 3 to T 6 show a temperature curve B on the feed water and steam sides.
【００５９】蒸気タービンプラント１の復水給水系１５
から給水分岐管３５に案内される給水は温度Ｔ3 で排熱
回収ボイラ３０へ導入され、節炭器（エコノマイザ）３
１，蒸発器３２，加熱器３３でタービン排気と熱交換
し、交換熱量Ｑ1 ，Ｑ2 ，Ｑ3を受けて温度はＴ3 から
Ｔ4 を経て温度Ｔ5 の過熱蒸気となって主蒸気系１３へ
送られる。Condensate water supply system 15 of the steam turbine plant 1
The feed water guided from the feed water branch pipe 35 is introduced into the exhaust heat recovery boiler 30 at the temperature T 3 , and the economizer 3 is used.
1, heat is exchanged with the turbine exhaust in the evaporator 32 and the heater 33, and the heat of exchange Q 1 , Q 2 , Q 3 is received, and the temperature goes from T 3 to T 4 to become superheated steam of temperature T 5 and becomes the main steam. Sent to system 13.
【００６０】一方、再熱蒸気系１４の低温再熱蒸気管１
４ａから分岐された高圧タービン４ａの排気蒸気は、排
熱回収ボイラ３０の再熱器３４に導入される。この再熱
器３４では交換熱量Ｑ4 を受け、伝熱面積により決定さ
れる温度Ｔ6 まで加熱され、再熱蒸気となって中圧ター
ビン４ｂの入口に供給される。On the other hand, the low temperature reheat steam pipe 1 of the reheat steam system 14
The exhaust steam of the high-pressure turbine 4a branched from 4a is introduced into the reheater 34 of the exhaust heat recovery boiler 30. The reheater 34 receives the exchanged heat quantity Q 4, is heated to a temperature T 6 determined by the heat transfer area, and becomes reheated steam to be supplied to the inlet of the intermediate pressure turbine 4b.
【００６１】通常、ガスタービンプラント２のガスター
ビン２０からのタービン排気の温度Ｔ1 は、例えば６０
０℃以下であるため、排熱回収ボイラ３０で発生する蒸
気温度は、例えば５７０℃以下となり、通常の蒸気ター
ビン４の主蒸気温度や再熱温度である例えば５６６℃や
５３８℃程度またはそれ以下となる。Generally, the temperature T 1 of the turbine exhaust gas from the gas turbine 20 of the gas turbine plant 2 is, for example, 60
Since it is 0 ° C. or lower, the steam temperature generated in the exhaust heat recovery boiler 30 is, for example, 570 ° C. or lower, and is the main steam temperature or reheat temperature of the normal steam turbine 4, for example, 566 ° C. or 538 ° C. or lower. Becomes
【００６２】図２（Ａ）に示されたＱ−Ｔ線図におい
て、タービン排気温度と給水温度が最接近する温度差
（ΔＴ）により、熱交換可能な給水量Ｖが式（１）で決
定される。また、排熱回収ボイラ３０の節炭器（エコノ
マイザ）３１内での給水温度変化の傾きは、給水量Ｖに
式（２）で示すように反比例している。In the Q-T diagram shown in FIG. 2 (A), the heat exchangeable feed water amount V is determined by the equation (1) by the temperature difference (ΔT) at which the turbine exhaust temperature and the feed water temperature are closest. To be done. Further, the slope of the feed water temperature change in the economizer 31 of the exhaust heat recovery boiler 30 is inversely proportional to the feed water amount V as shown in the equation (2).
【００６３】[0063]
【数１】 [Equation 1]
【数２】 [Equation 2]
【００６４】したがって、図２（Ｂ）に示すように、従
来の排気再燃型リパワリング発電システムの高圧スタッ
クガスクーラの給水温度変化（温度Ｔ3 〜Ｔ7 ）から明
らかなように、排熱回収ボイラ３０への給水量Ｖは、式
（３）で示す従来の高圧スタックガスクーラの給水量Ｖ
s より少なく、蒸気タービン４に与える影響は小さい。
また、従来のリパワリング発電システムで問題化したボ
イラ３内の節炭器（エコノマイザ）におけるスチーミン
グ限界温度は存在しない。Therefore, as shown in FIG. 2 (B), as is apparent from the change in the feed water temperature (temperatures T 3 to T 7 ) of the high pressure stack gas cooler of the conventional exhaust gas reburning type repowering power generation system, the exhaust heat recovery boiler 30 The amount V of water supplied to the conventional high pressure stack gas cooler shown by the equation (3) is V
s , and the effect on the steam turbine 4 is small.
Further, there is no steaming limit temperature in the economizer in the boiler 3 which has been a problem in the conventional repowering power generation system.
【００６５】[0065]
【数３】 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２実施形態を示す系統図である。(Equation 3) FIG. 3 is a system diagram showing a second embodiment of the combined cycle power plant according to the present invention.
【００６６】図３に示されたコンバインドサイクル発電
プラントは、蒸気タービンプラント１およびガスタービ
ンプラント２の基本的構成は図１に示すコンバインドサ
イクル発電プラントと共通するので、共通部分には同一
符号を付して説明を省略する。In the combined cycle power plant shown in FIG. 3, the steam turbine plant 1 and the gas turbine plant 2 have the same basic configuration as that of the combined cycle power plant shown in FIG. And the description is omitted.
【００６７】図３に示されたコンバインドサイクルプラ
ントは、蒸気タービンプラント１とガスタービンプラン
ト２の間に設置される排熱回収ボイラ３０内を主蒸気発
生用のボイラ熱交換器４３と再熱蒸気生成用ボイラ再熱
器４４に大別されており、ガスタービン２０からの高温
タービン排気をタービン排気分流手段としてのガスダン
パ４５で分流させ、分流された一方を主蒸気発生用のボ
イラ熱交換器４３に、他方を再熱蒸気生成用ボイラ再熱
器４４に案内させたものである。ボイラ熱交換器４３は
主蒸気発生手段２９を構成しており、ボイラ再熱器４４
は蒸気再熱手段４１を構成している。In the combined cycle plant shown in FIG. 3, the inside of the exhaust heat recovery boiler 30 installed between the steam turbine plant 1 and the gas turbine plant 2 has a boiler heat exchanger 43 for main steam generation and a reheated steam. It is roughly divided into a boiler reheater 44 for generation, and a high temperature turbine exhaust from the gas turbine 20 is diverted by a gas damper 45 as a turbine exhaust diverting means, and one of the diverted one is used as a boiler heat exchanger 43 for main steam generation. The other is guided to the boiler reheater 44 for reheated steam generation. The boiler heat exchanger 43 constitutes the main steam generating means 29, and the boiler reheater 44
Constitutes the steam reheating means 41.
【００６８】主蒸気発生手段２０を構成するボイラ熱交
換器４３は過熱器４６と蒸発器４７および節炭器４８と
が多段構造に配置され、これらの過熱器４６，蒸発器４
７および節炭器４８でタービン排気の熱回収が行なわれ
る。In the boiler heat exchanger 43 constituting the main steam generating means 20, the superheater 46, the evaporator 47 and the economizer 48 are arranged in a multi-stage structure, and the superheater 46 and the evaporator 4 are arranged.
7 and the economizer 48 recover heat from the turbine exhaust.
【００６９】一方、主蒸気発生手段２９は復水給水系１
５の給水ポンプ１０下流側から分岐された給水分岐管３
５を備え、この給水分岐管３５は節炭器４８に接続さ
れ、ここで給水が加熱される。加熱された給水は続いて
蒸発器４７で蒸発され、過熱器４６で過熱蒸気となり、
ボイラ蒸気管３６を経て主蒸気系１３に合流せしめら
れ、蒸気タービン４の高圧タービン４ａに供給される。
ボイラ熱交換器４３は多段式の高圧給水加熱器１１およ
びボイラ３をバイパスして蒸気タービンプラント１に並
設される。On the other hand, the main steam generating means 29 is the condensate water supply system 1
5 water supply pump 10 water supply branch pipe 3 branched from the downstream side
5, the feed water branch pipe 35 is connected to a economizer 48, where the feed water is heated. The heated feed water is subsequently evaporated in the evaporator 47 and becomes superheated steam in the superheater 46,
It is merged with the main steam system 13 through the boiler steam pipe 36, and is supplied to the high-pressure turbine 4 a of the steam turbine 4.
The boiler heat exchanger 43 bypasses the multistage high-pressure feed water heater 11 and the boiler 3, and is installed in parallel in the steam turbine plant 1.
【００７０】他方、蒸気再熱手段４１は再熱蒸気系１４
の低温再熱蒸気管１４ａから分岐された再熱分岐管３７
を備え、この再熱分岐管３７がボイラ再熱器４４に接続
され、このボイラ再熱器４４で高圧タービン４ａからの
排気蒸気を加熱し、再熱蒸気としてボイラ再熱蒸気管３
９から再熱蒸気系１４の高温側に合流させ、蒸気タービ
ン４の中圧タービン４ｂに供給している。On the other hand, the steam reheating means 41 is the reheat steam system 14
Reheat branch pipe 37 branched from the low temperature reheat steam pipe 14a of
This reheat branch pipe 37 is connected to the boiler reheater 44, and the boiler reheater 44 heats the exhaust steam from the high-pressure turbine 4a to generate the reheat steam as the boiler reheat steam pipe 3
The reheat steam system 14 is joined to the high temperature side of the reheat steam system 14 and supplied to the intermediate pressure turbine 4b of the steam turbine 4.
【００７１】また、ボイラ再熱器４４に供給されたガス
タービン２０からのタービン排気は、高圧タービン４ａ
からの排気蒸気を加熱して温度降下し、タービン排気導
入管４９により燃焼用空気としてボイラ３に導入され
る。ボイラ３への燃焼用空気としてボイラ再熱器４４か
らのタービン排気を用いることにより、蒸気タービンプ
ラント１に既設の強制通風機（ＦＤＦ）やガスエアヒー
タ（ＧＡＨ）を撤去することが可能となり、撤去スペー
スをガスタービンプラント２や排熱回収ボイラ３０の設
置スペースの一部として有効に利用できる。Further, the turbine exhaust from the gas turbine 20 supplied to the boiler reheater 44 is the high pressure turbine 4a.
The exhaust steam from the is heated to lower the temperature and introduced into the boiler 3 as combustion air by the turbine exhaust introduction pipe 49. By using the turbine exhaust from the boiler reheater 44 as combustion air to the boiler 3, it becomes possible to remove the existing forced draft fan (FDF) and gas air heater (GAH) in the steam turbine plant 1 and remove them. The space can be effectively used as a part of the installation space for the gas turbine plant 2 and the exhaust heat recovery boiler 30.
【００７２】さらに、ボイラ３から排出されるボイラ排
気は、ガスエアヒータ（ＧＡＨ）がない場合、例えば３
５０℃程度の温度であるため、ボイラ排気管５０により
排熱回収ボイラ３０の過熱器４６と蒸発器４７の間で合
流させ、ボイラ排気の熱回収を蒸発器４７および節炭器
（エコノマイザ）４８にて行なっている。ボイラ３から
のボイラ排気を大気に直接放出せず、排熱回収ボイラ３
０の蒸発器４７，節炭器４８で熱回収させることによ
り、熱効率の有効利用を図ることができる。Further, the boiler exhaust gas discharged from the boiler 3 is, for example, 3 if there is no gas air heater (GAH).
Since the temperature is about 50 ° C., the boiler exhaust pipe 50 causes the superheater 46 and the evaporator 47 of the exhaust heat recovery boiler 30 to join together to collect the heat of the boiler exhaust gas in the evaporator 47 and the economizer 48. It is done in. Exhaust heat recovery boiler 3 does not directly discharge the boiler exhaust gas from boiler 3 to the atmosphere.
By recovering the heat by the evaporator 47 and the economizer 48 of 0, the thermal efficiency can be effectively used.
【００７３】図３に示されたコンバインドサイクル発電
プラントの作用を図４を参照して説明する。The operation of the combined cycle power plant shown in FIG. 3 will be described with reference to FIG.
【００７４】蒸気タービンプラント１とガスタービンプ
ラント２の運転は図１に示したコンバインドサイクルプ
ラントと実質的に異ならないので、説明を省略する。The operations of the steam turbine plant 1 and the gas turbine plant 2 are substantially the same as those of the combined cycle plant shown in FIG.
【００７５】図４は排熱回収ボイラ３０における交換熱
量Ｑと温度Ｔの関係を示すＱ−Ｔ線図である。ガスター
ビン２０からのタービン排気はタービン排気系統４０に
よりタービン排気分流手段のガスダンパ４５を経て排熱
回収ボイラ３０に分流状態で案内される。FIG. 4 is a Q-T diagram showing the relationship between the heat exchange amount Q and the temperature T in the exhaust heat recovery boiler 30. The turbine exhaust from the gas turbine 20 is guided by the turbine exhaust system 40 to the exhaust heat recovery boiler 30 in a branched state via the gas damper 45 of the turbine exhaust branching means.
【００７６】排熱回収ボイラ３０のボイラ再熱器４４に
案内されるタービン排気は、蒸気再熱手段４１としての
ボイラ再熱器４４で高圧タービン４ａからの排気蒸気と
熱交換し、既設ボイラ３のボイラ風箱（ボイラケーシン
グの空気取入口）３ａが材質アップしないので済む温度
Ｔ2b程度まで温度降下させる。The turbine exhaust gas guided to the boiler reheater 44 of the exhaust heat recovery boiler 30 is heat-exchanged with the exhaust steam from the high pressure turbine 4a by the boiler reheater 44 as the steam reheating means 41, and the existing boiler 3 The temperature of the boiler wind box (air inlet of the boiler casing) 3a is lowered to about T 2b because the material is not upgraded.
【００７７】一方、ボイラ再熱器４４に送られる高圧タ
ービン４ａからの排気蒸気は、定格の再熱蒸気温度Ｔ6
となるように、制御装置である蒸気調節弁３８にて分配
量が制御される。このとき、ボイラ３の燃焼用空気とし
て供給されるタービン排気量は、プラント負荷に応じた
燃焼用空気量が確保できるように、タービン排気分流手
段であるガスダンパ４５にて分流制御される。ガスダン
パ４５と蒸気調節弁３８は連係作動して制御装置５２と
して機能し、この制御装置５２により、ボイラ３に導入
されるタービン排気量と、主蒸気発生手段２９に案内さ
れる主蒸気量と、蒸気再熱手段４１を案内される再熱蒸
気量とを関連づけて制御している。On the other hand, the exhaust steam from the high-pressure turbine 4a sent to the boiler reheater 44 has a rated reheat steam temperature T 6
The distribution amount is controlled by the steam control valve 38, which is a control device, so that At this time, the turbine exhaust gas amount supplied as the combustion air of the boiler 3 is diverted by the gas damper 45, which is a turbine exhaust gas diverter, so that the combustion air amount corresponding to the plant load can be secured. The gas damper 45 and the steam control valve 38 operate in cooperation with each other to function as a control device 52, and by this control device 52, the turbine exhaust gas amount introduced into the boiler 3 and the main steam amount guided to the main steam generating means 29, The steam reheating means 41 is controlled in association with the amount of reheated steam guided.
【００７８】ガスダンパ４にて分流された残りのタービ
ン排気は、主蒸気発生手段２９であるボイラ熱交換器４
３に送られ、このボイラ熱交換器４３の過熱器４６，蒸
発器４７および節炭器４８を通る間に、熱回収され、復
水給水系１５からの給水を加熱し、蒸発させて過熱し、
温度Ｔ5 の過熱蒸気となって主蒸気系１３に案内し、合
流させている。The remaining turbine exhaust gas divided by the gas damper 4 is used as the main steam generating means 29 for the boiler heat exchanger 4
3, while being passed through the superheater 46, the evaporator 47 and the economizer 48 of the boiler heat exchanger 43, heat is recovered and the feed water from the condensate feed water system 15 is heated to evaporate and superheat. ,
It becomes superheated steam of temperature T 5 and is guided to the main steam system 13 and joined.
【００７９】また、ボイラ３からのボイラ排気管５０は
ボイラ熱交換器４３の過熱器４６と蒸発器４７の間に接
続されてボイラ排気をタービン排気に合流させている。
合流後の排気温度はＴ2aとなり、排気流量が増加するた
め、タービン排気の温度曲線Ａ1 は温度Ｔ2aから温度Ｔ
2 の傾斜となり、温度勾配が小さくなる。The boiler exhaust pipe 50 from the boiler 3 is connected between the superheater 46 of the boiler heat exchanger 43 and the evaporator 47 to join the boiler exhaust with the turbine exhaust.
Since the exhaust gas temperature after merging becomes T 2a and the exhaust gas flow rate increases, the temperature curve A 1 of the turbine exhaust gas changes from the temperature T 2a to the temperature T 2.
The slope becomes 2 and the temperature gradient becomes smaller.
【００８０】このコンバインドサイクル発電プラントは
図４に示すＱ−Ｔ線図から、タービン排気側と蒸気（給
水）側が最も接近する温度差ΔＴａは、図２（Ａ）に示
される温度差ΔＴより小さくなり、図１に示されるコン
バインドサイクル発電プラントより排熱回収ボイラ３０
でガスタービン２０からのタービン排気の熱回収が有効
に行なわれている。In the combined cycle power plant, the temperature difference ΔTa at which the turbine exhaust side and the steam (feed water) side are closest to each other is smaller than the temperature difference ΔT shown in FIG. 2A from the QT diagram shown in FIG. From the combined cycle power plant shown in FIG.
Therefore, the heat recovery of the turbine exhaust from the gas turbine 20 is effectively performed.
【００８１】このコンバインドサイクル発電プラントに
おいても、コンバインドサイクル運転の部分負荷におけ
るボイラ熱交換器４３の節炭器４８でのスチーミング化
を確実に阻止でき、節炭器４８内にスチーミングが生じ
ることがない。したがって、コンバインドサイクル運転
における最低負荷を従来の発電プラントより下げること
ができる一方、ボイラ３に供給されるガスタービンから
のタービン排気は、一旦蒸気再熱手段４１であるボイラ
再熱器４４で減損されるため、ボイラ風箱３ａの材質ア
ップを抑えることができる。しかも、ボイラ再熱器４４
で再熱される再熱蒸気は、ボイラ３の再熱器５をバイパ
スしているため、既設のボイラ３を殆どそのまま使用で
き、ボイラ改造が殆ど不要となる。Also in this combined cycle power plant, steaming of the boiler heat exchanger 43 in the economizer 48 can be reliably prevented under partial load in combined cycle operation, and steaming occurs in the economizer 48. There is no. Therefore, the minimum load in the combined cycle operation can be reduced as compared with the conventional power plant, while the turbine exhaust gas from the gas turbine supplied to the boiler 3 is once impaired by the boiler reheater 44 which is the steam reheating means 41. Therefore, it is possible to prevent the material quality of the boiler air box 3a from increasing. Moreover, the boiler reheater 44
Since the reheated steam reheated in step 1 bypasses the reheater 5 of the boiler 3, the existing boiler 3 can be used almost as it is, and the boiler remodeling becomes almost unnecessary.
【００８２】このコンバインドサイクル発電プラントで
は、排熱回収ボイラ３０の再熱器４４と過熱器４６とを
入れ替えることもできる。この場合には、ボイラ３への
タービン排気は、過熱器４６によって既設ボイラ３のボ
イラ風箱３ａを材質アップさせないで済む排気温度まで
減損させる必要があり、プラント負荷に応じて排熱回収
ボイラ３０の節炭器４８に導かれる給水分配量が図示し
ない流量調整弁で決定される。再熱蒸気の分配量は、給
水分配量に応じて図１のコンバインドサイクル発電プラ
ント例と同様、ボイラ３の再熱器５を改造しないように
決定され、制御装置としての流量調整弁３８にて制御さ
れる。In this combined cycle power plant, the reheater 44 and the superheater 46 of the exhaust heat recovery boiler 30 can be replaced with each other. In this case, the turbine exhaust to the boiler 3 needs to be depleted by the superheater 46 to an exhaust temperature at which the material of the boiler wind box 3a of the existing boiler 3 does not need to be upgraded, and the exhaust heat recovery boiler 30 may be reduced depending on the plant load. The distribution amount of water supplied to the economizer 48 is determined by a flow control valve (not shown). The distribution amount of the reheated steam is determined according to the distribution amount of the feed water so as not to modify the reheater 5 of the boiler 3 as in the combined cycle power generation plant example of FIG. Controlled.
【００８３】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３実施形態を示す系統図である。FIG. 5 is a system diagram showing a third embodiment of the combined cycle power generation plant according to the present invention.
【００８４】図５に示されたコンバインドサイクル発電
プラントは、図１に示すコンバインドサイクル発電プラ
ントと蒸気タービンプラント１やガスタービンプラント
２の基本的構成を同じくするので、共通部分には同一符
号を付して説明を省略する。The combined cycle power generation plant shown in FIG. 5 has the same basic configuration as the combined cycle power generation plant shown in FIG. 1 and the steam turbine plant 1 or the gas turbine plant 2. And the description is omitted.
【００８５】図５に示されたコンバインドサイクル発電
プラントは、蒸気タービンプラント１とガスタービンプ
ラント２との間に排熱回収ボイラ３が設置される。この
排熱回収ボイラ３は主蒸気発生手段２９の途中から、具
体的には過熱器３３と蒸発器３２の間から分岐される蒸
気導入管５４を備え、この蒸気導入管５４を蒸気貯蔵タ
ンク５５に接続したものである。蒸気導入管５４には蒸
気弁５６が備えられ、排熱回収ボイラ３０に蒸気貯蔵設
備５７が付設される。In the combined cycle power generation plant shown in FIG. 5, an exhaust heat recovery boiler 3 is installed between a steam turbine plant 1 and a gas turbine plant 2. The exhaust heat recovery boiler 3 is provided with a steam introducing pipe 54 branched from the middle of the main steam generating means 29, specifically, between the superheater 33 and the evaporator 32, and the steam introducing pipe 54 is connected to the steam storage tank 55. Connected to. A steam valve 56 is provided in the steam introduction pipe 54, and a steam storage facility 57 is attached to the exhaust heat recovery boiler 30.
【００８６】一方、蒸気貯蔵タンク５５から蒸気導出管
５８が延出されており、この蒸気導出管５８は途中に減
圧弁５９を備え、再熱蒸気系１４の低温側、具体的には
低温再熱蒸気管１４ａから分岐された再熱分岐管３７に
接続される。他の構成は図１に示すコンバインドサイク
ル発電プラントと構成を同じくする。On the other hand, a steam outlet pipe 58 is extended from the steam storage tank 55, and the steam outlet pipe 58 is provided with a pressure reducing valve 59 in the middle thereof, so that the low temperature side of the reheated steam system 14, specifically, the low temperature reheater. It is connected to a reheat branch pipe 37 branched from the hot steam pipe 14a. Other configurations are the same as those of the combined cycle power plant shown in FIG.
【００８７】図５に示されたコンバインドサイクル発電
プラントの作用は次の通りである。The operation of the combined cycle power plant shown in FIG. 5 is as follows.
【００８８】蒸気タービンプラント１とガスタービンプ
ラント２の運転は図１に示したコンバインドサイクル発
電プラントの運転と実質的に異ならない。このコンバイ
ンドサイクル発電プラントは、定格運転時に蒸気貯蔵設
備５７への蒸気導入管５４の蒸気弁５５を開弁し、この
蒸気導入管５４を通して蒸発器３２出口からの飽和蒸気
を蒸気貯蔵タンク５５に吹き込んでおり、排熱回収ボイ
ラ３０で回収されたガスタービン２０のタービン排気熱
の一部が蒸気貯蔵タンク５５内に高圧の飽和水として貯
蔵される。The operation of the steam turbine plant 1 and the gas turbine plant 2 is substantially the same as the operation of the combined cycle power generation plant shown in FIG. In this combined cycle power plant, the steam valve 55 of the steam introduction pipe 54 to the steam storage facility 57 is opened during the rated operation, and saturated steam from the outlet of the evaporator 32 is blown into the steam storage tank 55 through the steam introduction pipe 54. Therefore, a part of the turbine exhaust heat of the gas turbine 20 recovered by the exhaust heat recovery boiler 30 is stored in the steam storage tank 55 as high-pressure saturated water.
【００８９】このとき、排熱回収ボイラ３０では、節炭
器３１や蒸発器３２への給水あるいは蒸気流量を過熱器
３３を通る蒸気流量より多く確保することができ、図２
（Ａ）で示された温度曲線Ｂの温度Ｔ3 からＴ4 に至る
傾きが小さくなり、節炭器３１での回収熱量Ｑ1 が増加
し、全体の回収熱量Ｑを増大させることができる。At this time, in the exhaust heat recovery boiler 30, it is possible to secure a larger amount of water supply or steam flow to the economizer 31 and the evaporator 32 than the steam flow rate passing through the superheater 33.
The gradient from the temperature T 3 to the temperature T 4 of the temperature curve B shown in (A) is reduced, the recovered heat amount Q 1 in the economizer 31 is increased, and the total recovered heat amount Q can be increased.
【００９０】蒸気貯蔵タンク５５に蓄えられた高圧の飽
和水は、例えば部分負荷の運転や変圧運転時において、
減圧弁５９を開放させることで減圧沸騰させ、蒸気導出
管５８を通して、再熱蒸気系１４の低温側、例えば再熱
分岐管３７に注入し、ボイラ再熱器４４を流れる蒸気流
量を増加させる。この蒸気流量の増加により、排熱回収
ボイラ３０のボイラ再熱器４４での回収熱量Ｑ4 を増加
させることができる。The high-pressure saturated water stored in the steam storage tank 55 is, for example, at the time of partial load operation or variable voltage operation.
The pressure reducing valve 59 is opened to reduce pressure to boil, and is injected into the low temperature side of the reheat steam system 14, for example, the reheat branch pipe 37 through the steam outlet pipe 58, and the flow rate of steam flowing through the boiler reheater 44 is increased. Due to this increase in the steam flow rate, the amount of recovered heat Q 4 in the boiler reheater 44 of the exhaust heat recovery boiler 30 can be increased.
【００９１】また、蒸気貯蔵タンク５５に蓄えられた高
圧飽和水を熱供給用として利用でき、地域暖房や給湯用
に供することができ、この蒸気貯蔵設備５７により効率
的な運用を図ることができる。Further, the high-pressure saturated water stored in the steam storage tank 55 can be used for heat supply, can be used for district heating and hot water supply, and the steam storage facility 57 can be operated efficiently. .
【００９２】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４実施形態を示す系統図である。FIG. 6 is a system diagram showing a fourth embodiment of the combined cycle power generation plant according to the present invention.
【００９３】この実施形態に示されたコンバインドサイ
クル発電プラントは、ガスタービンプラント２のガスタ
ービン２０のタービン排気系統４０から独立させて蒸気
貯蔵設備５７を設置したものである。他の構成は図１に
示すコンバインドサイクル発電プラントと実質的に同一
であり、異ならないので同一符号を付して説明を省略す
る。In the combined cycle power generation plant shown in this embodiment, the steam storage facility 57 is installed independently of the turbine exhaust system 40 of the gas turbine 20 of the gas turbine plant 2. Other configurations are substantially the same as those of the combined cycle power generation plant shown in FIG. 1, and since they are not different, the same reference numerals are given and description thereof is omitted.
【００９４】蒸気貯蔵設備５７は蒸気貯蔵タンク５５を
備え、この蒸気貯蔵タンク５５には排熱回収ボイラ３０
の再熱器４４入口側、具体的には再熱分岐管３７の蒸気
調整弁３８下流側から分岐された蒸気導入管５４が接続
される。蒸気導入管５４には蒸気弁５６が設けられる。The steam storage facility 57 is equipped with a steam storage tank 55, and the steam storage tank 55 has a waste heat recovery boiler 30.
The steam introducing pipe 54 branched from the inlet side of the reheater 44, specifically, from the downstream side of the steam adjusting valve 38 of the reheat branch pipe 37 is connected. The steam introducing pipe 54 is provided with a steam valve 56.
【００９５】また、蒸気貯蔵タンク５５から延出される
蒸気導出管５８には、減圧弁５９が備えられて、蒸気タ
ービン４の中圧タービン４ｂ出口あるいは低圧タービン
４ｃ入口側に接続される。The steam outlet pipe 58 extending from the steam storage tank 55 is provided with a pressure reducing valve 59, which is connected to the medium pressure turbine 4b outlet or the low pressure turbine 4c inlet side of the steam turbine 4.
【００９６】この実施形態に示されたコンバインドサイ
クル発電プラントにおける蒸気タービンプラント１とガ
スタービンプラント２の運転は図１に示すコンバインド
サイクル発電プラントと実質的に異ならない。The operations of the steam turbine plant 1 and the gas turbine plant 2 in the combined cycle power generation plant shown in this embodiment are substantially the same as those of the combined cycle power generation plant shown in FIG.
【００９７】図５に示すコンバインドサイクル発電プラ
ントにおいては、排熱回収ボイラ３０の再熱器４４入口
側で、低温再熱蒸気を分流させて蒸気貯蔵タンク５５に
導入し、この蒸気貯蔵タンク５５に高圧飽和水として貯
蔵させたものである。In the combined cycle power plant shown in FIG. 5, low-temperature reheated steam is diverted at the inlet side of the reheater 44 of the exhaust heat recovery boiler 30 and introduced into the steam storage tank 55, which is then stored in the steam storage tank 55. It is stored as high-pressure saturated water.
【００９８】このコンバインドサイクル発電プラントで
は、定格運転時に蒸気貯蔵設備５７Ａの蒸気弁５６を開
放させ、蒸気導入管５４を通して蒸気貯蔵タンク５５に
高圧タービンからの排気蒸気である低温再熱蒸気の一部
が吹き込まれ、高圧の飽和水として貯蔵される。In this combined cycle power generation plant, during the rated operation, the steam valve 56 of the steam storage facility 57A is opened, and a part of the low-temperature reheat steam which is the exhaust steam from the high-pressure turbine is sent to the steam storage tank 55 through the steam introduction pipe 54. And is stored as high pressure saturated water.
【００９９】低温再熱蒸気の一部が蒸気貯蔵タンク５５
に吹き込まれることにより、排熱回収ボイラ３０の再熱
器４４に供給される蒸気量が減少するが、その減少分、
排熱回収ボイラ３０の節炭器３１に供給される給水量を
増加させることができる。A part of the low temperature reheated steam is the steam storage tank 55.
The amount of steam supplied to the reheater 44 of the exhaust heat recovery boiler 30 decreases by being blown into the
The amount of water supplied to the economizer 31 of the exhaust heat recovery boiler 30 can be increased.
【０１００】この給水量の増加により、図５に示すコン
バインドサイクル発電プラント例の場合と同様に節炭器
３１での回収熱量Ｑ1 が増加し、全体の回収熱量を増大
させることができる。With this increase in the amount of water supply, the amount of heat recovered Q 1 in the economizer 31 is increased as in the case of the combined cycle power plant example shown in FIG. 5, and the overall amount of recovered heat can be increased.
【０１０１】このコンバインドサイクル発電プラントに
おいては、排熱回収ボイラ３０の再熱器４４に供給され
る低温再熱蒸気量が減少するため、高温再熱蒸気が減少
し、蒸気タービン４の中圧タービン４ｂに導入される蒸
気量が減少する。このため、従来のリパワリング発電シ
ステムの課題であった再熱蒸気量の増加に伴う中圧ター
ビン４ｂの改造を軽減できる。In this combined cycle power generation plant, the amount of low-temperature reheat steam supplied to the reheater 44 of the exhaust heat recovery boiler 30 is reduced, so that the high-temperature reheat steam is reduced and the medium-pressure turbine of the steam turbine 4 is reduced. The amount of steam introduced into 4b is reduced. Therefore, it is possible to reduce the modification of the intermediate-pressure turbine 4b that accompanies the increase in the amount of reheated steam, which is a problem of the conventional repowering power generation system.
【０１０２】一方、貯蔵蒸気設備５７の蒸気貯蔵タンク
５５に蓄えられた高圧の飽和水は、例えば部分負荷運転
時に減圧弁５９を開放させることで減圧沸騰させ、蒸気
導出管５８により中圧タービン４ｂの出口側あるいは低
圧タービン４ｃの入口側に導入し、蒸気タービン４の仕
事として利用できる。On the other hand, the high-pressure saturated water stored in the steam storage tank 55 of the storage steam facility 57 is boiled under reduced pressure by opening the pressure reducing valve 59 during partial load operation, for example, and the medium pressure turbine 4b is driven by the steam outlet pipe 58. It can be used as the work of the steam turbine 4 by introducing it to the outlet side of the steam turbine or the inlet side of the low pressure turbine 4c.
【０１０３】また、蒸気貯蔵タンク３０に蓄えられた高
圧飽和水を熱供給用として、地域暖房や給湯のために利
用できる。この蒸気貯蔵設備５７の設置により、図５に
示すコンバインドサイクル発電プラントの例と同様に効
率的な運用が可能となり、中圧タービン４ｂの改造範囲
を軽減させることができる。Further, the high pressure saturated water stored in the steam storage tank 30 can be used for heat supply and for district heating and hot water supply. By installing this steam storage facility 57, it is possible to operate as efficiently as the example of the combined cycle power generation plant shown in FIG. 5, and it is possible to reduce the modification range of the intermediate pressure turbine 4b.
【０１０４】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５実施形態を示す系統図である。FIG. 7 is a system diagram showing a fifth embodiment of the combined cycle power generation plant according to the present invention.
【０１０５】この実施形態に示されたコンバインドサイ
クル発電プラントは、ガスタービン２０からのタービン
排気系統４０に、高圧の排熱回収ボイラ３０の下流側に
さらに低圧排熱回収ボイラ６０を設置したものであり、
この低圧排熱回収ボイラ６０でもタービン排気の熱回収
を行なうようにしたものである。他の構成は、図１に示
されたコンバインドサイクル発電プラントと実質的に同
一であり、異ならないので、共通部分に同一符号を付し
て説明を省略する。In the combined cycle power generation plant shown in this embodiment, a low pressure exhaust heat recovery boiler 60 is installed in the turbine exhaust system 40 from the gas turbine 20 downstream of the high pressure exhaust heat recovery boiler 30. Yes,
The low-pressure exhaust heat recovery boiler 60 also recovers heat from the turbine exhaust. Other configurations are substantially the same as those of the combined cycle power generation plant shown in FIG. 1 and are not different, and therefore, common parts will be denoted by the same reference numerals and description thereof will be omitted.
【０１０６】低圧排熱回収ボイラ６０内の熱交換器（蒸
発器）６１には、給水ブースタポンプ１０ａの吐出側か
ら分岐された給水分岐管６２が接続され、この給水分岐
管６２を通って供給される給水でタービン排気の熱回収
を行なっている。タービン排気の熱回収を行なって温度
上昇した給水は加熱され、蒸気となって蒸気配管６３に
より脱気器９に接続され、脱気器９の加熱蒸気として利
用される。A water supply branch pipe 62 branched from the discharge side of the water supply booster pump 10a is connected to the heat exchanger (evaporator) 61 in the low-pressure exhaust heat recovery boiler 60, and the water is supplied through the water supply branch pipe 62. The recovered water is used to recover heat from the turbine exhaust. The feed water whose temperature has risen due to heat recovery from the turbine exhaust is heated and becomes steam, which is connected to the deaerator 9 through the steam pipe 63 and used as heating steam for the deaerator 9.
【０１０７】図７に示されたコンバインドサイクル発電
プラントの全体的な運転は、図１に示されたコンバイン
ドサイクル発電プラントと実質的に異ならないので説明
を省略する。The overall operation of the combined cycle power generation plant shown in FIG. 7 is substantially the same as that of the combined cycle power generation plant shown in FIG.
【０１０８】ただ、図７に示されたコンバインドサイク
ル発電プラントにおいては、ガスタービン２０からター
ビン排気系統４０に排出されるタービン排気は、高圧の
排熱回収ボイラ３０と低圧排熱回収ボイラ６０で熱回収
が多段に行なわれる。However, in the combined cycle power generation plant shown in FIG. 7, the turbine exhaust discharged from the gas turbine 20 to the turbine exhaust system 40 is recovered by the high pressure exhaust heat recovery boiler 30 and the low pressure exhaust heat recovery boiler 60. Collection is performed in multiple stages.
【０１０９】低圧排熱回収ボイラ６０では、排熱回収ボ
イラ３０を経て温度降下したタービン排気が給水ブース
タポンプ１０ａから吐出される給水でさらに熱回収され
るようになっている。In the low-pressure exhaust heat recovery boiler 60, the turbine exhaust gas whose temperature has passed through the exhaust heat recovery boiler 30 is further recovered by the feed water discharged from the feed water booster pump 10a.
【０１１０】次に、コンバインドサイクル発電プラント
の作用を図８を参照して説明する。Next, the operation of the combined cycle power plant will be described with reference to FIG.
【０１１１】図１に示されたコンバインドサイクル発電
プラントにおいては、排熱回収ボイラ３０の回収熱量は
Ｑ1 〜Ｑ4 であり、排熱回収ボイラ３０から排出される
タービン排気の温度はＴ2 であったが、図７に示すコン
バインドサイクル発電プラントにおいては、低圧排熱回
収ボイラ６０を追設することにより、排出されるタービ
ン排気の温度はＴ2 ′となり、低圧排熱回収ボイラ６０
の熱交換器６１での回収熱量がＱ5 分だけ増加するの
で、プラント効率を改善できる。In the combined cycle power plant shown in FIG. 1, the amount of heat recovered by the exhaust heat recovery boiler 30 is Q 1 to Q 4 , and the temperature of the turbine exhaust discharged from the exhaust heat recovery boiler 30 is T 2 . However, in the combined cycle power generation plant shown in FIG. 7, by additionally installing the low pressure exhaust heat recovery boiler 60, the temperature of the exhaust gas of the turbine exhausted becomes T 2 ′, and the low pressure exhaust heat recovery boiler 60
Since the amount of heat recovered by the heat exchanger 61 is increased by Q 5 minutes, the plant efficiency can be improved.
【０１１２】低圧排熱回収ボイラ６０の熱交換器６１に
供給される給水温度Ｔ3 ′は給水ブースタポンプ１０ａ
の出口温度で、主給水ポンプ１０の出口温度Ｔ3 より若
干低い。一方、低圧排熱回収ボイラ６０内の熱交換器６
１を通る給水の飽和温度Ｔ4′は、脱気器９の飽和温度
より若干高い。The feed water temperature T 3 'supplied to the heat exchanger 61 of the low pressure exhaust heat recovery boiler 60 is the feed water booster pump 10a.
Is slightly lower than the outlet temperature T 3 of the main feed pump 10. On the other hand, the heat exchanger 6 in the low-pressure exhaust heat recovery boiler 60
The saturation temperature T 4 ′ of the feed water passing through 1 is slightly higher than the saturation temperature of the deaerator 9.
【０１１３】この場合、低圧排熱回収ボイラ６０内で発
生する蒸気量は、タービン排気温度と給水飽和温度との
差ΔＴｂによって決定され、この低圧排熱回収ボイラ６
０で発生した蒸気は、全量脱気器９に導入され、脱気器
９の加熱蒸気として利用される。In this case, the amount of steam generated in the low pressure exhaust heat recovery boiler 60 is determined by the difference ΔTb between the turbine exhaust temperature and the feed water saturation temperature.
The entire steam generated at 0 is introduced into the deaerator 9 and used as heating steam for the deaerator 9.
【０１１４】低圧排熱回収ボイラ６０で発生した蒸気が
全量脱気器９に供給されることにより、その分脱気器９
へのタービン抽気量、例えば中圧タービン４ｂからのタ
ービン抽気蒸気量を減少させることがてき、タービン抽
気量が減少する分、蒸気タービン４の仕事として使用さ
れるため、プラント効率をより一層向上させることがで
きる。The entire amount of the steam generated in the low-pressure exhaust heat recovery boiler 60 is supplied to the deaerator 9, so that the deaerator 9 is correspondingly supplied.
It is possible to reduce the amount of turbine extracted air to the turbine, for example, the amount of turbine extracted steam from the intermediate-pressure turbine 4b. Since the amount of turbine extracted air is reduced, it is used as the work of the steam turbine 4, thus further improving the plant efficiency. be able to.
【０１１５】なお、本発明の各実施形態においては、既
設の蒸気タービンプラントと新設のガスタービンプラン
トとを組み合せたコンバインドサイクル発電プラントの
例を説明したが、蒸気タービンプラントは既設のものを
利用しても、新設のものであってもよい。In each of the embodiments of the present invention, an example of a combined cycle power plant in which an existing steam turbine plant and a new gas turbine plant are combined has been described. However, the existing steam turbine plant is used. Alternatively, it may be a new one.
【０１１６】[0116]
【発明の効果】以上に述べたように本発明に係るコンバ
インドサイクル発電プラントにおいては、請求項１に記
載の構成としたので、ガスタービンのタービン排熱によ
り、復水給水系からの給水を主蒸気発生手段で加熱し、
発生した蒸気を蒸気タービンの主蒸気に混入すると共
に、高圧タービンからの排気蒸気を、蒸気再熱手段で加
熱し、中圧タービン入口側へ混入させるこができ、コン
バインドサイクル運転の最低負荷をひきさげて部分負荷
運転や変圧運転の自由度を向上させ、運用性を向上させ
ることができる。既設の蒸気タービンプラントを用いた
場合には、ボイラの改造を極力抑えてプラント停止期間
の短縮を図ることが可能になる。As described above, in the combined cycle power plant according to the present invention, since it has the structure described in claim 1, the main purpose is to supply water from the condensate water supply system by the turbine exhaust heat of the gas turbine. Heated by steam generating means,
The generated steam can be mixed with the main steam of the steam turbine, and the exhaust steam from the high-pressure turbine can be heated by the steam reheating means and mixed into the inlet side of the intermediate-pressure turbine, reducing the minimum load for combined cycle operation. It is possible to improve the degree of freedom of partial load operation and variable voltage operation and improve operability. When an existing steam turbine plant is used, it is possible to minimize the modification of the boiler and shorten the plant shutdown period.
【０１１７】また、このコンバインドサイクル発電プラ
ントでは蒸気タービンプラントとガスタービンプラント
との協調運転に大きな自由度を持たせることができ、プ
ラントの運用性を向上させる一方、主蒸気発生手段はボ
イラをバイパスするように設置されているので、ボイラ
入口の給水温度が必要以上に上昇せず、ボイラ内節炭器
でのスチーミング化を確実かつ未然に防止し、機器の信
頼性を向上させて機器寿命の延命化が図れる。Further, in this combined cycle power generation plant, a large degree of freedom can be given to the coordinated operation of the steam turbine plant and the gas turbine plant, and the operability of the plant is improved, while the main steam generating means bypasses the boiler. Since it is installed so that the boiler feed water temperature does not rise more than necessary, steaming in the boiler economizer is prevented reliably and in advance, improving equipment reliability and equipment life. Life can be extended.
【０１１８】さらに、本発明に係るコンバインドサイク
ル発電プラントは、請求項２または５の構成としたの
で、排熱回収ボイラに導入される高圧タービンからの排
気蒸気量を制御装置で調節制御でき、プラントの運転性
を良好にすることができる。Further, since the combined cycle power plant according to the present invention has the constitution of claim 2 or 5, the amount of exhaust steam from the high pressure turbine introduced into the exhaust heat recovery boiler can be adjusted and controlled by the controller, and the plant The drivability of can be improved.
【０１１９】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、請求項３に記載の構成とすることによ
り、タービン排気系統に設けられたタービン排気分流手
段により分流されたタービン排気の一部が排熱回収ボイ
ラを経て蒸気タービンプラントのボイラに燃焼用空気と
して導入されるので、ボイラに空気予熱器を付設する必
要がなく、その設置スペースを排熱回収ボイラの設置ス
ペースの一部として有効に利用できる。Further, the combined cycle power plant according to the present invention is configured as described in claim 3, whereby a part of the turbine exhaust diverted by the turbine exhaust diverting means provided in the turbine exhaust system is exhausted. Since it is introduced as combustion air into the boiler of the steam turbine plant via the recovery boiler, it is not necessary to attach an air preheater to the boiler, and its installation space can be effectively used as part of the installation space of the exhaust heat recovery boiler. .
【０１２０】さらにまた、本発明に係るコンバインドサ
イクル発電プラントは請求項４に記載の構成とすること
により、ボイラ排気を排熱回収ボイラに案内することで
排気量が増大し、熱回収をより効率的に行なうことがで
きる。Furthermore, the combined cycle power plant according to the present invention has the structure described in claim 4, and by guiding the exhaust gas of the boiler to the exhaust heat recovery boiler, the exhaust gas amount is increased and the heat recovery efficiency is improved. You can
【０１２１】また一方、本発明に係るコンバインドサイ
クル発電プラントは、請求項６または７に記載の構成と
することにより、給水の一部を蒸気化し、または高圧タ
ービンからの排気蒸気を蒸気貯蔵設備に高圧飽和水とし
て貯蔵でき、この高圧飽和水の有効利用が図れる他、ガ
スタービンからのタービン排気の熱回収量を増加させる
ことができる。On the other hand, in the combined cycle power plant according to the present invention, by adopting the structure described in claim 6 or 7, a part of the feed water is vaporized, or the exhaust steam from the high pressure turbine is supplied to the steam storage facility. It can be stored as high-pressure saturated water, the high-pressure saturated water can be effectively used, and the heat recovery amount of turbine exhaust from the gas turbine can be increased.
【０１２２】さらに、本発明に係るコンバインドサイク
ル発電プラントは、請求項８に記載の構成とすることに
より、ガスタービンからのタービン排気の回収熱量を増
大させることができる一方、低圧排熱回収ボイラで加熱
された給水は、蒸気となって脱気器に供給され、脱気作
用に寄与する。このため、脱気器に供給されるタービン
抽気量を減少させることができ、その分蒸気タービンの
仕事に寄与する蒸気量が増大してタービン効率が向上
し、プラント効率が改善される。Further, the combined cycle power generation plant according to the present invention can increase the heat recovery amount of the turbine exhaust gas from the gas turbine by adopting the structure described in claim 8, while the low pressure exhaust heat recovery boiler is used. The heated feed water becomes steam and is supplied to the deaerator, which contributes to the deaerating action. For this reason, the amount of turbine extracted air supplied to the deaerator can be reduced, the amount of steam contributing to the work of the steam turbine increases correspondingly, turbine efficiency improves, and plant efficiency improves.
【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実施形態を示す系統図。FIG. 1 is a system diagram showing a first embodiment of a combined cycle power generation plant according to the present invention.
【図２】（Ａ）は図１に示されるコンバインドサイクル
発電プラントの作用を説明する排熱回収ボイラでのＱ−
Ｔ線図、（Ｂ）は従来のコンバインドサイクル発電プラ
ントであるリパワリング発電システムの高圧スタックガ
スクーラにおけるＱ−Ｔ線図。FIG. 2 (A) is a Q-in a heat recovery steam generator for explaining the operation of the combined cycle power plant shown in FIG.
T diagram, (B) is a Q-T diagram in the high pressure stack gas cooler of the repowering power generation system which is a conventional combined cycle power generation plant.
【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２実施形態を示す系統図。FIG. 3 is a system diagram showing a second embodiment of a combined cycle power generation plant according to the present invention.
【図４】図３に示されるコンバインドサイクル発電プラ
ントの作用を説明する排熱回収ボイラでのＱ−Ｔ線図。FIG. 4 is a QT diagram in the exhaust heat recovery boiler for explaining the operation of the combined cycle power generation plant shown in FIG. 3.
【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３実施形態を示す系統図。FIG. 5 is a system diagram showing a third embodiment of a combined cycle power plant according to the present invention.
【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４実施形態を示す系統図。FIG. 6 is a system diagram showing a fourth embodiment of a combined cycle power generation plant according to the present invention.
【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５実施形態を示す系統図。FIG. 7 is a system diagram showing a fifth embodiment of the combined cycle power generation plant according to the present invention.
【図８】図７のコンバインドサイクル発電プラントの作
用を説明する多段式排熱回収ボイラにおけるＱ−Ｔ線
図。FIG. 8 is a Q-T diagram in the multi-stage exhaust heat recovery boiler for explaining the operation of the combined cycle power plant of FIG. 7.
【図９】従来の代表的なリパワリング発電システムを示
す系統図。FIG. 9 is a system diagram showing a conventional typical repowering power generation system.
１ 蒸気タービンプラント（汽力発電設備） ２ ガスタービンプラント ３ ボイラ ３ａ ボイラ風箱 ４ 蒸気タービン ４ａ 高圧タービン ４ｂ 中圧タービン ４ｃ 低圧タービン ５ 再熱器 ６ 復水器 ７ 復水ポンプ ８ 低圧給水加熱器 ９ 脱気器 １０ 給水ポンプ １１ 高圧給水加熱器 １３ 主蒸気系 １４ 再熱蒸気系 １４ａ 低温再熱蒸気管 １４ｂ 高温再熱蒸気管 １５ 復水給水系 １８ 空気圧縮機 １９ 燃焼器 ２０ ガスタービン ２１ ガスタービン発電機 ２９ 主蒸気発生手段 ３０ 排熱回収ボイラ ３１ 節炭器（エコノマイザ） ３２ 蒸発器 ３３ 過熱器 ３４ 再熱器 ３５ 給水分岐管 ３６ ボイラ蒸気管 ３７ 再熱分岐管 ３８ 蒸気調整弁（制御装置） ３９ ボイラ再熱蒸気管 ４０ タービン排気系統 ４１ 蒸気再熱手段 ４３ ボイラ熱交換器 ４４ ボイラ再熱器 ４５ ガスダンパ（タービン排気分流手段） ４６ 過熱器 ４７ 蒸発器 ４８ 節炭器 ４９ タービン排気導入管 ５０ ボイラ排気管 ５２ 制御装置 ５４ 蒸気導入管 ５５ 蒸気貯蔵タンク ５６ 蒸気弁 ５７ 蒸気貯蔵設備 ５８ 蒸気導出管 ６０ 低圧排熱回収ボイラ ６１ 熱交換器 ６４ 蒸気調整弁 1 Steam Turbine Plant (Steam Power Generation Facility) 2 Gas Turbine Plant 3 Boiler 3a Boiler Wind Box 4 Steam Turbine 4a High Pressure Turbine 4b Medium Pressure Turbine 4c Low Pressure Turbine 5 Reheater 6 Condenser 7 Condensate Pump 8 Low Pressure Water Heater 9 Deaerator 10 Water feed pump 11 High-pressure feed water heater 13 Main steam system 14 Reheat steam system 14a Low temperature reheat steam pipe 14b High temperature reheat steam pipe 15 Condensate water supply system 18 Air compressor 19 Combustor 20 Gas turbine 21 Gas turbine Generator 29 Main steam generation means 30 Exhaust heat recovery boiler 31 Coal economizer 32 Evaporator 33 Superheater 34 Reheater 35 Water supply branch pipe 36 Boiler steam pipe 37 Reheat branch pipe 38 Steam adjusting valve (control device) 39 Boiler reheat steam pipe 40 Turbine exhaust system 41 Steam reheat means 43 Boiler heat exchanger 44 Boy Reheater 45 Gas damper (turbine exhaust flow dividing means) 46 Superheater 47 Evaporator 48 Coal saver 49 Turbine exhaust introduction pipe 50 Boiler exhaust pipe 52 Control device 54 Steam introduction pipe 55 Steam storage tank 56 Steam valve 57 Steam storage facility 58 Steam Outlet pipe 60 Low-pressure exhaust heat recovery boiler 61 Heat exchanger 64 Steam adjustment valve
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (51)Int.Cl.6 識別記号 庁内整理番号 ＦＩ 技術表示箇所 Ｆ０２Ｃ 6/18 Ｆ０２Ｃ 6/18 Ａ Ｆ２２Ｂ 1/18 Ｆ２２Ｂ 1/18 Ｄ 33/00 33/00 ─────────────────────────────────────────────────── ─── Continuation of the front page (51) Int.Cl. 6 Identification code Internal reference number FI Technical display location F02C 6/18 F02C 6/18 A F22B 1/18 F22B 1/18 D 33/00 33/00
Claims (8)
器および復水給水系を備えた蒸気タービンプラントとガ
スタービンを備えたガスタービンプラントとを組み合せ
たコンバインドサイクル発電プラントにおいて、前記ガ
スタービンからのタービン排気系統に排熱回収ボイラを
設け、この排熱回収ボイラは、復水給水系からの給水を
加熱し、発生した蒸気を主蒸気系側に混入させる主蒸気
発生手段と蒸気タービンの高圧タービンからの排気蒸気
を加熱して中圧タービンの入口側に混入させる蒸気再熱
手段とを備えたことを特徴とするコンバインドサイクル
発電プラント。1. A combined cycle power plant combining a steam turbine plant equipped with a boiler, a main steam system, a steam turbine, a condenser, and a condensate water supply system, and a gas turbine plant equipped with a gas turbine, wherein the gas turbine Exhaust heat recovery boiler is installed in the turbine exhaust system from, and this exhaust heat recovery boiler heats the feed water from the condensate water supply system and mixes the generated steam with the main steam system side of the main steam system and the steam turbine. A combined cycle power plant, comprising: steam reheating means for heating exhaust steam from a high-pressure turbine and mixing the steam with an inlet side of the intermediate-pressure turbine.
蒸気再熱手段に案内される再熱蒸気量との比率を調節制
御する制御装置を設けた請求項１に記載のコンバインド
サイクル発電プラント。2. The combined cycle power generation according to claim 1, further comprising a control device for adjusting and controlling a ratio of the amount of main steam guided to the main steam generating means and the amount of reheated steam guided to the steam reheating means. plant.
タービン排気分流手段を設け、この分流手段で分流され
たタービン排気の一部を排熱回収ボイラを通してボイラ
に燃焼用空気として導入させた請求項１に記載のコンバ
インドサイクル発電プラント。3. The turbine exhaust system from the gas turbine is provided with a turbine exhaust diverting means, and a part of the turbine exhaust diverted by the diverting means is introduced into the boiler as combustion air through an exhaust heat recovery boiler. Combined cycle power plant described in.
ボイラの途中に接続し、ボイラ排気を排熱回収ボイラを
通るタービン排気と合流させた請求項３に記載のコンバ
インドサイクル発電プラント。4. The combined cycle power plant according to claim 3, wherein a boiler exhaust system from the boiler is connected in the middle of the exhaust heat recovery boiler, and the boiler exhaust is combined with the turbine exhaust passing through the exhaust heat recovery boiler.
タービン排気量と、主蒸気発生手段に案内される主蒸気
量と、蒸気再熱手段に案内される再熱蒸気量とを関連づ
けて制御する制御装置を設けた請求項３に記載のコンバ
インドサイクル発電プラント。5. The turbine exhaust amount from the gas turbine introduced into the boiler, the main steam amount guided to the main steam generating means, and the reheated steam amount guided to the steam reheating means are controlled in association with each other. The combined cycle power plant according to claim 3, further comprising a control device.
中に蒸気貯蔵設備を蒸気配管を介して接続し、この蒸気
貯蔵設備に給水加熱で発生した蒸気の一部を高圧飽和水
として貯蔵させた請求項１に記載のコンバインドサイク
ル発電プラント。6. The exhaust heat recovery boiler has a steam storage facility connected via a steam pipe in the middle of the main steam generation means, and stores a part of the steam generated by heating the feed water in this steam storage facility as high-pressure saturated water. The combined cycle power plant according to claim 1.
蒸気加熱手段の入口側に蒸気貯蔵設備を蒸気配管を介し
て接続し、高圧タービンからの排気蒸気の一部を主貯蔵
設備に高圧飽和水として貯蔵させた請求項１に記載のコ
ンバインドサイクル発電プラント。7. A steam storage facility is connected to the inlet side of steam heating means for heating exhaust steam from the high-pressure turbine through a steam pipe, and a part of the exhaust steam from the high-pressure turbine is stored in the main storage facility as high-pressure saturated water. The combined cycle power plant according to claim 1, wherein the combined cycle power plant is stored as.
排熱回収ボイラと低圧排熱回収ボイラを多段状に設け、
低圧排熱回収ボイラは、復水給水系の給水を加熱し、発
生した蒸気を復水給水系に備えられた脱気器に導入する
ように構成した請求項１に記載のコンバインドサイクル
発電プラント。8. An exhaust heat recovery boiler and a low pressure exhaust heat recovery boiler are provided in multiple stages in a turbine exhaust system from a gas turbine,
The combined cycle power plant according to claim 1, wherein the low-pressure exhaust heat recovery boiler is configured to heat the feed water of the condensate feed water system and introduce the generated steam into a deaerator provided in the condensate feed water system.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP11674196A JPH09303113A (en) | 1996-05-10 | 1996-05-10 | Combined cycle generating plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP11674196A JPH09303113A (en) | 1996-05-10 | 1996-05-10 | Combined cycle generating plant |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH09303113A true JPH09303113A (en) | 1997-11-25 |
Family
ID=14694644
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP11674196A Pending JPH09303113A (en) | 1996-05-10 | 1996-05-10 | Combined cycle generating plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH09303113A (en) |
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-
1996
- 1996-05-10 JP JP11674196A patent/JPH09303113A/en active Pending
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