KR100592144B1 - 최종 사용처에 보조 증기를 공급하기 위한 장치 및 보조증기 생성 방법 - Google Patents

최종 사용처에 보조 증기를 공급하기 위한 장치 및 보조증기 생성 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR100592144B1
KR100592144B1 KR1019990057416A KR19990057416A KR100592144B1 KR 100592144 B1 KR100592144 B1 KR 100592144B1 KR 1019990057416 A KR1019990057416 A KR 1019990057416A KR 19990057416 A KR19990057416 A KR 19990057416A KR 100592144 B1 KR100592144 B1 KR 100592144B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
steam
conduit
turbine
auxiliary
gas turbine
Prior art date
Application number
KR1019990057416A
Other languages
English (en)
Other versions
KR20000048124A (ko
Inventor
골맨윌리엄지
존스챨스마이클
카베르그윌리엄죠지
Original Assignee
제너럴 일렉트릭 캄파니
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 제너럴 일렉트릭 캄파니 filed Critical 제너럴 일렉트릭 캄파니
Publication of KR20000048124A publication Critical patent/KR20000048124A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR100592144B1 publication Critical patent/KR100592144B1/ko

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C9/00—Controlling gas-turbine plants; Controlling fuel supply in air- breathing jet-propulsion plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/106—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle with water evaporated or preheated at different pressures in exhaust boiler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Landscapes

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

Abstract

증기 터빈과 가스 터빈이 발전기와 공통축상에 배치되어 있는 경우, 보조 증기를 공급하기 위하여 복합 사이클 시스템내에서 저압 밸브가 개방되어 열 회수 증기 발생기로부터의 저압 증기를, 증기를 증기 터빈용의 냉각 증기, 제 2 복합 사이클 증기 터빈 시일 및 살포 장치로 공급하기 위한 헤더로 전환시킨다. 냉각 증기는 고압 증기 터빈으로부터의 복합 사이클 시스템내의 가스 터빈에 공급된다. 사용된 가스 터빈 냉각 증기는 고압 밸브를 개방함으로써 헤더로 공급되는 저압 증기를 증가시킬 수도 있으며, 고압 및 저압 증기 유동은 조합된다. 조절기는 사전설정된 유동을 초과하는 보조 증기 유동과 사전설정된 온도를 초과하는 증기 헤더에 대한 조합 증기의 온도를 저감시키기 위하여 사용된다. 보조 증기는 부하 배제 후에 최고속 무부하 상태 동안 추가의 복합 사이클 유닛을 시동하거나 또는 증기 터빈 냉각을 갖는 호스트 유닛 및 시일 증기를 제공하기 위하여 사용될 수도 있다.

Description

최종 사용처에 보조 증기를 공급하기 위한 장치 및 보조 증기 생성 방법{APPARATUS AND METHODS FOR SUPPLYING AUXILIARY STEAM IN A COMBINED CYCLE SYSTEM}
도 1은 본 발명에 따른 복합 사이클 시스템내의 보조 증기를 공급하기 위한 장치의 개략도.
도면의 주요 부분에 대한 부호의 설명
10, CC2, CC3 : 복합 사이클 시스템 12 : 가스 터빈
14 : 연소기 16 : 발전기
18 : 압축기 20 : 열 회수 증기 발생기
22, 24, 26 : 터빈 30 : 냉각 증기 회로
34, 38, 39, 40, 60, 66, 68, 70, 81 : 도관
36 : 재열기 42, 42a, 42b : 헤더
43a : 살포 밸브 44, 46, 48 : 파이프
50, 50a : 증기 시일 밸브 52, 52a : 살포 밸브
54 : 냉각 증기 밸브 62 : 압력 제어 밸브
64 : 체크 밸브 78 : 고압 제어 밸브
79 : 열전쌍 90, 92 : 차단 밸브
본 발명은 증기 냉각식 가스 터빈을 사용하는 복합 사이클 시스템에 보조 증기를 공급하기 위한 장치 및 방법에 관한 것으로서, 특히 복합 사이클 시스템으로부터 보조 증기를 추출하고 보조 증기를 최종 사용처, 예를 들면 하나 이상의 추가의 복합 사이클 시스템의 시동을 위한 살포 장치 및 증기 시일에 공급하기 위한 복합식 고압/저압 시스템에 관한 것이다.
전형적인 복합 사이클 시스템에서, 가스 터빈은 연료/공기 혼합물을 연소시키고, 이 혼합물은 팽창되어 가스 터빈을 회전시키고 그리고 전력 생성을 위해 발전기를 구동시킨다. 고온 연소 가스는 열 회수 증기 발생기 내로 배기되며, 여기서 보일러와 같은 방식으로 물이 증기로 변환된다. 이렇게 생성된 증기는 일반적으로 고압, 중압 및 저압 터빈을 포함하는 증기 터빈을 구동하며, 증기 터빈에서 추가의 일이 추출되어 추가의 전력의 생성을 위한 제 2 발전기와 같은 추가의 부하를 구동한다. 어떤 구성에서는 가스 터빈 및 증기 터빈이 공통 발전기를 구동하며, 다른 구성에서는 상이한 발전기를 구동한다.
추가의 유사한 복합 사이클 시스템이 사용되는 종래의 복합 사이클 시스템에서, 보조 증기는 종종 호스트 시스템(host system)에 의해 발생되고, 시동 중에 사용하기 위해 제 2 또는 추가의 시스템에 공급되어, 예를 들면 추가의 유닛의 증기 시일 및 살포 장치에 보조 증기가 공급된다. 통상, 보조 증기는 고압 증기 터빈의 배기로부터 추출되고, 헤더에 직접 공급되며, 헤더는 보조 증기를 추가의 유닛의 부 시스템에 공급한다. 또한, 보조 증기는, 다른 최종 용도 예를 들면, 동시 발생 용도에서 처리 증기로 사용될 수도 있다.
또한, 복합 사이클 시스템은 통상적으로 공랭식 가스 터빈을 사용한다. 종래의 고압 증기 터빈의 배기로부터 추출된 보조 증기는 조절되지 않은 채로 직접 보조적인 용도로 사용하기에 충분한 정도로 저온이다. 그러나, 최신 설계의 복합 사이클 시스템 구조에서는, 증기 냉각 가스 터빈이 사용된다. 따라서, 고압 증기 터빈으로부터 나온 증기는 가스 터빈의 증기 냉각 회로를 통해 흐르고, 사용된 냉각 증기는 재가열되어, 증기 터빈 예를 들면 중압 증기 터빈에 복귀된다. 물론, 저압 증기는 열 회수 증기 발생기내의 저압 히터로부터 증기 터빈에도 공급된다. 가스 터빈을 통해 냉각 증기의 흐름을 유지할 필요가 있다고 가정하면, 고압 증기 터빈으로부터의 증기를 보조 증기로서 사용하는 것은 더 이상 실제적이지 않다. 왜냐하면, 그렇게 하면 가스 터빈에 필요한 냉각 증기가 감소되어, 과열 및 그에 수반하는 문제를 일으키기 때문이다. 따라서, 본 발명에서 해결하고자 하는 과제는 증기 냉각식 가스 터빈을 사용하는 복합 사이클 시스템에 보조 증기를 공급하는 것이다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 증기 냉각식 가스 터빈을 사용하는 복합 사이클 시스템이 제공되는바, 여기서 열 회수 증기 발생기의 저압 과열기로부터 나오고 정상적으로 중압 증기 터빈으로 공급되는 저압 증기의 적어도 일부가 압력 반응식 제어 밸브를 개방하는 것에 의해 제 1 도관을 통해 흐른다. 전환된 증기 흐름은 다른 복합 사이클 시스템쪽으로 증기를 유출하기 위한 헤더(header) 내로 흐르고, 이 증기는 시동 중에는 증기 시일에 공급되어 살포 증기로 사용되고, 그리고 해당되는 경우에는 시동시에 증기 냉각 터빈의 냉각 증기로서 사용된다. 추가의 증기 유동이 필요한 경우, 가스 터빈의 냉각 회로로부터 배출된 사용된 냉각 증기의 일부는, 압력 반응형 고압 제어 밸브를 개방함으로써 재열기로의 귀환부로부터 제 2 도관으로 흐름이 전환될 수도 있다. 이러한 제 1 및 제 2 증기 흐름은 유량을 측정하기 위한 유량 노즐을 수용하는 제 3 도관에서 합류된다. 제 3 도관내에 수온 조절기가 배치되며 열전쌍이 헤더내의 증기 온도를 측정한다. 제 3 도관내의 유량이 사전설정된 최소 유량을 달성하고 헤더 온도가 사전설정된 온도를 초과하는 경우, 수온 조절기는 측정된 유량과 헤더 증기 온도에 응답하여 합류된 흐름의 온도를 감소시킨다. 따라서, 열 회수 증기 발생기로부터의 저압 증기와 사용된 고압 냉각 증기는 합류되고 사전설정된 유량 및 헤더 증기 온도에서 조절되어 보조 증기 흐름을 생성한다. 따라서, 수온 조절기는 사전설정된 최소 증기 유량 및 온도가 확립되는 경우에만 사용된다. 저압 유량은 온도 조절을 요구하지 않으며 사전설정된 최소 유량을 확립한다. 따라서, 밸브 위치와 제 1 및 제 2 도관을 통과하는 유동은 보조 증기를 공급받는 헤더내의 보조 증기 압력에 의해 결정된다.
생성된 보조 증기에 대해 많은 상이한 유형의 최종 용도가 존재한다. 예를 들면, 보조 증기는 동시 발생 목적을 위한 처리 증기로서 사용될 수 있다. 보조 증기의 다른 용도는 다른 오프라인 복합 사이클 유닛을 시동하는 것이다. 즉, 다수의 복합 사이클 유닛을 구비한 동력 발생 스테이션내에서 제 2 유닛의 시동 중에 하나의 작동 유닛으로부터의 보조 증기를 다른 유닛에 공급하는 것이 바람직하다. 예를 들면, 가스 터빈과 증기 터빈의 공통의 발전기를 사용하는 경우 증기 시일을 활성화하고 응축기를 살포하고 그리고 증기 터빈으로의 냉각 증기의 이송의 목적을 위해 제 2 복합 사이클 유닛의 시동 중에 보조 증기가 필요하다. 이와는 달리, 예를 들면 추가의 보일러로부터 항상 이용되지는 않을 수도 있는 다른 증기 공급원이 이용되어야 한다. 따라서, 호스트 유닛에 의해 생성된 보조 증기는 그 보조 증기를 증기 시일 및 살포 장치에 공급하고, 그리고 적용 가능한 경우 제 2 유닛의 증기 터빈을 냉각하기 위한 제 2 유닛 헤더에 공급될 수 있다. 보조 증기의 온도는 특정 장치에서 사용하기에는 너무 높을 수도 있으므로, 조절 또는 온도 감소가 바람직하다.
상술한 시스템으로부터, 하나 이상의 추가의 오프라인 유닛이 상술한 호스트 유닛으로부터의 보조 증기를 이용하여 시동될 수 있고, 추가의 유닛은 시동 사이에 짧은 시간 간격을 두고 순차적으로 시동될 수도 있다는 점을 이해할 것이다. 또한, 본 발명의 고압/저압 시스템은 하나 이상의 복합 사이클 유닛의 가스 터빈의 증기 냉각 요구에 영향을 미치지 않는다. 이것은 각각의 가스 터빈 내의 냉각 회로를 위한 증기 흐름이 증기 냉각식 부품의 적절한 냉각을 위해 유지되는 것이 특히 중요하므로 의미가 있다. 본 시스템의 추가의 이점은, 조절기가 보다 고온의 보충 증기용으로 사용되기 이전에 최소 유량 수준을 확립하기 위하여, 저압 열 회수 증기 발생기 시스템으로부터의 저온 증기를 사용하는 것을 포함한다. 이것은 증기와 냉각수의 불충분한 혼합에 기인하는 물에 관련된 손상의 가능성을 최소화한다. 추가의 이점은 예를 들면, 보다 고온인 증기에 필요한 합금제 헤더 대신에 탄소강 헤더와 같은 비용이 절감된 헤더의 사용을 포함한다. 또한, 공통 발전기가 사용되는 경우 각 유닛에 자체의 증기 터빈 냉각이 제공되고 그리고 부하 차단 후의 최대 속도 무부하 작동 중에는 시일 증기가 공급된다.
본 발명에 따른 바람직한 실시예에서, 보조 증기를 최종 사용처에 공급하기 위한 장치에 있어서, 증기 냉각식 가스 터빈과, 증기 터빈 및 상기 가스 터빈으로부터의 고온 연소 생성물과 열전달 관계에 있는 열 회수 증기 발생기를 구비하는 복합 사이클 시스템으로서, 상기 열 회수 증기 발생기는 증기를 생성하고 또 증기 터빈을 구동하는 저압 가열기를 포함하는, 복합 사이클 시스템과; 사용된 냉각 증기를 상기 가스 터빈으로부터 상기 증기 터빈에 유출시키는 재열기와; 저압 히터에 의해 생성되는 저압 증기의 적어도 일부를 보조 증기 사용을 위해 제 1 도관을 통과하여 흐르도록 전환시키기 위한 저압 제어 밸브와; 상기 가스 터빈으로부터의 사용된 고압 냉각 증기의 적어도 일부를 제 2 도관을 통과하여 흐르도록 전환시키기 위한 고압 제어 밸브와; 상기 제 1 및 제 2 도관의 저압 및 고압 흐름을 각각 수용하고 그리고 그것을 최종 사용처에 공급하기 위한 보조 증기 도관을 규정하는 제 3 도관과; 보조 증기의 온도를 제어하기 위한 상기 제 3 도관내의 수온 조절기를 포함하는, 보조 증기를 최종 사용처에 공급하기 위한 장치가 제공된다.
본 발명에 따른 또다른 바람직한 실시예에서, 증기 냉각식 가스 터빈과, 증기 터빈 및 상기 가스 터빈으로부터의 고온 연소 생성물과 열전달 관계에 있고 그리고 증기를 발생시키고 또 증기 터빈을 구동하기 위한 가열기를 포함하는 열 회수 증기 발생기를 포함하는 복합 사이클 시스템에서, 상기 히터에 의해 발생되고 증기 터빈에 공급되는 증기의 적어도 일부를 제 1 도관을 통해 흐르도록 전환시키는 단계와, 상기 가스 터빈으로부터의 사용된 냉각 증기의 적어도 일부를 제 2 도관을 통해 유동하도록 전환시키는 단계와, 상기 제 1 및 제 2 도관을 통해 흐르는 증기를 제 3 도관 내에서 합류시켜 보조 증기를 최종 사용처에 흘려보내는 단계와, 상기 제 3 도관내의 증기의 온도를 감소시키는 단계를 포함하는, 최종 사용처에서 사용하기 위한 보조 증기를 생성하는 방법이 제공된다.
도 1을 참조하면, 연소기(14)내에서 연료/공기 혼합기를 연소시키고, 그리고 고온 연소 가스를 공급하여 터빈을 회전시키고 일을 생성하는 예를 들면, 전기 생성용 발전기(16)를 구동하는 가스 터빈(12)을 사용하는 복합 사이클 시스템(10)이 도시되어 있다. 물론, 터빈은 종래의 압축 공기를 공급하기 위한 압축기(18)를 구비한다. 복합 사이클 시스템에서, 가스 터빈 배기로부터 배출되는 고온 연소 가스는 열 회수 증기 발생기(HRSG : heat recovery steam generator)(20)에 이송되고, 거기서 물이 보일러와 같은 방식으로 증기로 변환된다. 이렇게 생성된 증기는 이 경우에 각각 고압, 중압 및 저압 터빈[HP, IP, LP (22, 24, 26)]으로 표시된 증기 터빈을 구동시키고, 거기서 또한 추가의 일이 추출되어 전기를 생성하기 위한 발전기 또는 도시되지 않은 제 2 발전기를 구동시킨다.
열 회수 증기 발생기는 통상적으로 고압(HP), 중압(IP) 및 저압(LP) 증발기뿐만 아니라, 각종 가열기, 즉 대체로 히터로 칭하는 절약 장치(economizer) 및 과열기를 포함하며, 그것에 의해 가스 터빈으로부터의 고온 배기 가스는 열 회수 증기 발생기내의 물을 증기 터빈을 구동하는데 사용하기 위한 증기로 변환시킨다. 플랜트 내에 다수의 복합 사이클 시스템이 존재하는 경우, 다른 복합 사이클 시스템에서 사용하기 위해서도 예를 들면 증기 터빈을 시동하기 위해서도 추출되는 것이 보통이고, 그것에 의해 보조 증기가 추가의 증기 터빈의 살포 장치 및 증기 시일에 공급된다. 따라서, 정상 작동 조건하에서 열 회수 증기 발생기는 저압, 중압 및 고압 증기를 적절한 배관 장치(전체가 도시되지 않음)를 거쳐 저압, 중압 및 고압 증기 터빈에 공급한다.
그러나, 최신 가스 터빈 설계에서 가스 터빈(12)은 증기 냉각되고 고압 증기 터빈으로부터의 대부분의 증기는 고압 증기 터빈(22)으로부터 배관(32)을 거쳐서 가스 터빈의 냉각 증기 회로(30)에 정상적에 공급된다. 도면으로부터 이해할 수 있는 바와 같이, 도관(34)을 거쳐 가스 터빈(12)으로부터 배출되는 사용된 냉각 증기는 중압 터빈(24)에서 사용하기 위하여 도관(38)을 거쳐 재열기(36)에 공급된다. 중압 터빈(24)으로부터 배출된 증기는 도관(39)을 통해 저압 터빈(26)에 공급된다. 열 회수 증기 발생기(20)의 저압 과열기부로부터의 증기는 도관(40)을 거쳐 중압 터빈(24)에 공급된다. 따라서, 복합 사이클 시스템의 정상적인 작동시에, 고압 과열 증기는 고압 증기 터빈을 구동하기 위하여 열 회수 증기 발생기(20)의 도시되지 않은 고압 과열기로부터 밸브(90)를 경유하여 고압 터빈(22)에 공급된다. 고압 터빈(22)으로부터 배출되는 증기의 대부분은 가스 터빈을 냉각하기 위해 가스 터빈 증기 냉각 회로(30)에 공급된다. 사용된 냉각 증기는 재열기(36)를 거쳐 중압 터빈(24)에 공급되며, 중압 터빈(24)은 증기를 도관(39)을 거쳐 저압 터빈(26)에 공급한다.
각 복합 사이클 시스템(10, CC2, CC3) 등은 단위 헤더(42, 42a, 42b)[단위 헤더(42a 및 42b)는 완전히 도시되지 않았음]를 포함한다. 각 헤더, 예컨대 주 헤더(42)에는, 파이프(44, 46, 48)를 거쳐 증기 시일 밸브(50), 살포 밸브(52) 및 냉각 증기 밸브(54)(통상의 GT/ST 발전기 용도의 경우)가 연결되어 있다. 증기 시일 밸브(50)는 배관(44)을 증기 터빈의 증기 시일에 결합한다. 증기 밸브(52)는 헤더(42)의 증기를 응축기용 살포 장치에 결합한다. 최종적으로, 밸브(54)는 가스 터빈 과 증기 터빈용에 공통 발전기가 사용되는 경우, 시동 중에 사용하기 위해 헤더(42)내의 증기를 증기 터빈용 증기 냉각 회로에 결합한다.
복합 사이클 시스템(10)에 관한 이하의 설명은 복합 사이클 시스템(10)과 유사한 추가의 시스템(CC2, CC3) 등에 대한 설명으로 간주된다. 도시된 바와 같이, 열 회수 증기 발생기 과열기로부터의 저압 증기는 도관(40)을 거쳐 중압 터빈(24)에 공급된다. 복합 사이클 시스템으로부터 보조 증기를 추출하고 그리고 보조 증기를 헤더(42) 또는 시스템(CC2, CC3)의 헤더(42a, 42b)에 각각 공급하기 위해서, 도관(60)이 압력 제어 밸브(62)를 통해 도관(40)과 연통하여 배치된다. 또한, 도관(60)은 체크 밸브(64)를 통해 도관(66)과 연통하고, 도관(66)은 보조 증기를 헤더(42)에 직접 공급하기 위해 도관(68)과 연통한다. 정상 작동 중에, 제어 밸브(62)는 폐쇄되며 증기는 열 회수 증기 발생기(20)로부터 도관(40)을 거쳐 중압 터빈(24)쪽으로 흐른다. 저압 도관(40)내에서 유동하는 증기는 헤더 시스템 구조에 적합한 압력 수준을 갖는다. 저압 도관(40)내에서 유동하는 증기는 추가의 복합 사이클 유닛을 시동하기 위한 보조 증기 사용 온도 조건을 만족시키는 온도를 가지며, 온도 조절에 의한 냉각을 필요로 하지 않는다. 그러나, 저압 공급 시스템은 보조 증기 공급 조건의 전체를 만족시키기에 충분한 능력을 갖지 않을 수도 있다. 따라서, 열 회수 증기 발생기(20)의 저압 과열기로부터 공급된 보조 증기는 고압 보조 증기 공급원에 의해 보충될 수도 있다.
이를 달성하기 위해, 도관(70)이 가스 터빈(12)의 하류측과 재열기(36)의 상류측에서 증기 냉각 회로의 도관(34)에 연결되어, 도관(34)으로부터 얻는 가스 터빈으로부터의 사용된 냉각 증기를 도관(60)을 거쳐 흐르는 저압 증기와 합류시킬 수 있다. 따라서, 제 1 도관(60) 내의 저압 증기에는, 제 2 도관(70) 내의 고압 증기가 보충되어, 제 3 도관(66)내로 흐른다. 고압 증기 공급 온도는 시동 중의 보조 용도로 사용하기에는 너무 높고, 또 도관(70)내에서 유동하는 고압 보조 증기의 온도는 보조 용도로 사용하기에는 너무 높기 때문에, 증기 사용 온도 까지의 온도 감소가 필요하다. 오프라인 유닛, 예를 들면 CC2, CC3 용의 보충 증기의 온도를 감소시키기 위하여, 수온 조절기(74)가 제 3 도관(66)에 설치되어 있다. 증기 냉각식 가스 터빈 복합 사이클 시스템에는 적절한 증기 온도 조정기 소스가 이용될 수 없기 때문에 수냉식 온도 조절기가 사용된다. 또한, 제 3 도관(66) 중의 유량을 측정하기 위한 유량 노즐(76)도 설치되어 있다. 조절기(74)는 도관(66)내의 소정의 최소 측정 유량 및 헤더(42)내의 소정 증기 온도에 응답하여 도관(66) 내에서 흐르는 보조 증기의 냉각을 실행한다. 즉, 노즐(76)을 통과하는 최소 유동과 사전설정된 헤더(42)내의 온도가 달성될 때 까지 수온 조절기는 작동 개시되지 않는다. 도관(60)으로부터의 저압 유동은 필요한 최소 유동을 달성한다. 저압 공급원으로부터 제 1 도관(60)을 통해 흐르는 증기와 도관(66)내에서 합류하기 이전에 도관(70)을 통과하는 흐름은 고압 제어 밸브(78)에 의해서 제어된다. 고압 밸브(78)는 저압 제어 밸브(62)의 설정값보다 약간 낮은 설정값에서 개방되도록 제어된다. 열전쌍(79)이 헤더(42)내의 증기 온도를 측정하고 그리고 헤더(42)내의 증기 온도가 사전설정된 온도를 초과하는 경우 도관(81)을 경유하여 조절기에 신호를 전송한다.
증기 터빈의 가스 냉각이 항상 유지되어야 한다. 따라서, 재열 시스템으로부터 증기를 추출하는 경우, 가스 터빈 냉각 시스템으로 향하는 입구에서의 압력을 유지하기 위하여 차단 제어 밸브(78, 62)가 헤더(42)내의 압력에 응답한다.
호스트 유닛(10)으로부터의 보조 증기를 이용하여, 예를 들면 오프라인 유닛(CC2)을 시동시키기 위해 호스트 유닛(10)은 적절한 부하에서 작동하는 것으로 가정한다. 시동될 유닛이 따뜻한 또는 고온 상태에 있는 경우, 일반적으로 보조 증기를 공급할 때 저압 증기의 공급 온도를 조절할 필요가 없다. 유닛(CC2)을 시동하기 위하여, 저압 밸브(62)가 개방되어 헤더 시스템(42)을 예열하고 밸브(43a)가 개방되어 헤더(42a)를 예열한다. 유닛(CC2)으로의 시일 증기 공급은 증기 시일 밸브(50a)를 개방함으로써 개시된다. 호스트 유닛(10) 저압 제어 밸브(62)는 이에 응답하여 추가의 흐름을 제공할 것이다. 또한, 살포 밸브(43a)가 개방되어 유닛(CC2)을 시동시키기 위한 살포 증기가 공급된다. 저압 제어 밸브(62)는 추가의 저압 증기를 공급함으로써 응답한다. 저압 증기는 조절될 필요가 없지만, 필요한 경우에는 조절을 위한 최소 유량 조건을 만족시킨다. 가스 터빈 및 증기 터빈용의 공통 발전기를 갖는 유닛에 증기 냉각 밸브(54)의 개방 등에 의해 CC2 유닛 증기의 사용이 계속되거나, 또는 유닛(CC3)이 온라인이 될 때, 결과적으로 전체의 저압 증기 유동이 이용될 것이다. 필요한 추가의 증기 유동은 고압 제어 밸브(78)를 개방함으로써 도관(70)으로부터 공급된다. 고압 증기 온도는 증기 용도로는 너무 높으며, 열전쌍(79)을 사용하여 헤더 온도를 측정함으로써 온도 조절기(66)에 의해 냉각된다. 저압 유동이 증기와 물의 충분한 혼합을 보증하기 위한 최소 유동 조건을 만족하기 때문에, 고온 증기의 수온 조절이 바람직하다. 제어 밸브(78)는 필요에 따라 추가의 증기 유동을 제공한다.
냉각 상태의 유닛을 시동할 때, 저압 증기의 온도는 시동 유닛의 증기 시일용으로는 너무 높을 수도 있다. 또한, 이 경우에 저압 증기는 냉각될 필요가 있다. 호스트 유닛의 살포 밸브(52)를 개방하고 응축기에 증기 흐름을 도입함으로써 저압 증기의 냉각이 이루어진다. 이것에 의해, 충분한 증기와 물의 혼합을 보증하기 위해 또는 수온 조절기 내에서 최소 유량이 확립된다. 이러한 증기 유량이 확립되면, 저압 증기는 적절한 온도로 조절될 수 있고, 시동 유닛의 증기 시일 밸브(50a)는 개방될 수 있다. 또한, 시동 유닛의 살포 밸브(52a)가 개방되어 호스트 유닛 조절기를 통한 추가의 증기 유동을 확립할 수 있다. 조절기내의 최소 유동이 확립되면, 호스트 유닛의 살포 밸브(52)는 폐쇄되고 보조 증기 시스템의 사용은 통상의 방법으로 연속될 수 있다.
증기 요구가 감소되면 고압 제어 밸브(78)는 수축되며 폐쇄된다. 저압 제어 밸브(62)는 온도 조절 없이 증기를 공급한다. 추가의 유닛(CC2)에 대한 증기 요구가 감소함에 따라 저압 제어 밸브는 폐쇄된다. 추가의 유닛(CC3)은 호스트 유닛(10) 또는 제 2 유닛(CC2)으로부터의 보조 증기를 이용하여 유사한 방식으로 시동될 수도 있다.
단축 시스템에서 시일 및 증기 터빈 냉각용 증기를 공급하기 위해서, 호스트 유닛 및 하나 이상의 추가의 유닛을 부하 차단 후에 최고속 무부하(full speed no-load : FSNL) 상태에서 연속적으로 작동할 수도 있다. 유닛(10)에 대하여, 부하 차단 후의 최고속 무부하 상태에서 증기 터빈의 주 제어 및 재열 차단 밸브(90, 92)는 폐쇄되고 과열을 방지하기 위하여 저압 도입 밸브(94)를 이용하여 냉각 증기가 도입된다. 증기 공급원은 열 회수 증기 발생기로부터의 저압 도관(40)이다. 도관(40)을 통과하는 저압 증기의 양이 불충분하면, 냉각 증기 밸브(54)가 개방된 상태로 저압 증기가 밸브(62)를 통해 헤더(42)에 도입될 수 있고, 고압 증기 시스템을 이용하여 저압 증기를 보충할 수 있다. 증기 시일 목적을 위하여, 부하 차단후의 최고속 무부하 상태에서 중압 증기가 증기 시일용으로 사용될 수도 있다.
본 발명은 현재 가장 실용적이고 바람직하다고 생각되는 실시예를 통해 설명하였지만, 개시된 실시예에만 한정되는 것은 아니며, 이와는 반대로 첨부된 청구범위의 정신과 범위내에 포함되는 다양한 변형 및 동등한 장치를 포함한다.
본 발명은 저압 열 회수 증기 발생기 시스템으로부터의 저온 증기를 이용하여, 고온의 보충 증기용으로 사용되기 이전에 최소 유량 수준을 달성하고, 이것에 의해 증기와 냉각수의 불충분한 혼합에 기인하는 물에 관련된 손상의 가능성을 최소화하며, 보다 고온인 증기에 필요한 합금제 헤더 대신에 탄소강 헤더와 같은 비용이 절감된 헤더를 사용한다.

Claims (12)

  1. 보조 증기를 최종 사용처에 공급하기 위한 장치에 있어서,
    증기 냉각식 가스 터빈과, 증기 터빈 및 상기 가스 터빈으로부터의 고온 연소 생성물과 열전달 관계에 있는 열 회수 증기 발생기를 포함하는 복합 사이클 시스템으로서, 상기 열 회수 증기 발생기는 증기를 발생시키고 또 상기 증기 터빈을 구동시키기 위한 저압 히터를 포함하는, 복합 사이클 시스템과,
    상기 가스 터빈으로부터의 사용된 냉각 증기를 상기 증기 터빈쪽으로 유출하는 재열기와,
    저압 히터에 의해 발생된 저압 증기의 적어도 일부를 보조 증기로 사용하기 위해 제 1 도관을 통과하여 흐르도록 전환시키기는 저압 제어 밸브와,
    상기 가스 터빈으로부터의 사용된 고압 냉각 증기의 적어도 일부를 제 2 도관을 통과하여 흐르도록 전환시키기 위한 고압 제어 밸브와,
    상기 제 1 및 제 2 도관의 저압 및 고압 증기 흐름을 각각 수용하고, 그것을 최종 사용처에 공급하기 위한 보조 증기 도관을 형성하는 제 3 도관과,
    보조 증기의 온도를 제어하기 위한 상기 제 3 도관내의 수온 조절기를 포함하는
    보조 증기를 최종 사용처에 공급하기 위한 장치.
  2. 제 1 항에 있어서,
    상기 제 3 도관내의 증기의 유량을 측정하기 위한 측정 장치를 포함하며, 상기 수온 조절기는 상기 제 1 도관 및 제 2 도관을 통과하여 상기 제 3 도관 내로의 증기 흐름에 의해 제공되는 상기 제 3 도관내의 사전설정된 증기 유량의 측정치에 응답하여 작동하는
    보조 증기를 최종 사용처에 공급하기 위한 장치.
  3. 제 1 항에 있어서,
    제 2 가스 터빈과, 제 2 증기 터빈과, 제 2 증기 터빈용의 증기를 발생시키기 위해 상기 제 2 가스 터빈으로부터의 고온 연소 생성물과 열전달 관계에 있는 제 2 열 흡수 증기 발생기와, 상기 제 2 증기 터빈용의 제 2 복합 사이클 시스템내의 증기 시일과, 상기 제 3 도관을 상기 증기 시일에 연결하기 위한 제 4 도관을 구비한 제 2 복합 사이클 세스템을 포함하는
    보조 증기를 최종 사용처에 공급하기 위한 장치.
  4. 제 1 항에 있어서,
    제 2 가스 터빈과, 제 2 증기 터빈과, 상기 제 2 증기 터빈용의 증기를 생성하기 위해 상기 제 2 가스 터빈으로부터의 고온 연소 생성물과 열전달 관계에 있는 제 2 열 회수 증기 발생기와, 상기 제 2 증기 터빈의 응축기에 물을 살포하기 위한 제 2 복합 사이클 시스템내의 증기 살포기와, 상기 제 3 도관을 상기 살포 장치에 연결시키기 위한 제 4 도관을 구비한 제 2 복합 사이클 시스템을 포함하는
    보조 증기를 최종 사용처에 공급하기 위한 장치.
  5. 제 1 항에 있어서,
    제 2 가스 터빈과, 제 2 증기 터빈과, 상기 제 2 증기 터빈용 증기를 생성하기 위해 상기 제 2 가스 터빈으로부터의 고온 연소 생성물과 열전달 관계에 있는 제 2 열 회수 증기 발생기와, 상기 제 2 증기 터빈용 증기 냉각 회로와, 상기 제 3 도관을 상기 증기 냉각 회로에 연결하기 위한 제 4 도관을 구비한 제 2 복합 사이클 시스템을 포함하는
    보조 증기를 최종 사용처에 공급하기 위한 장치.
  6. 증기 냉각식 가스 터빈과, 증기 터빈과, 상기 가스 터빈으로부터의 고온 연소 생성물과 열전달 관계에 있는 열 회수 증기 발생기를 포함하며, 상기 열 회수 증기 발생기는 증기를 발생시키고 또 증기 터빈을 구동하는 가열기를 포함하는 복합 사이클 시스템에서, 최종 사용처에서 사용하도록 보조 증기를 생성하는 방법에 있어서,
    상기 히터에 의해 생성되어 상기 증기 터빈에 공급되는 증기의 적어도 일부를 제 1 도관을 통해 흐르도록 전환시키는 단계와,
    상기 가스 터빈으로부터의 사용된 냉각 증기의 적어도 일부를 제 2 도관을 통해 흐르도록 전환시키는 단계와,
    상기 제 1 및 제 2 도관을 통해 흐르는 증기를 제 3 도관 내에서 합류시켜 보조 증기를 최종 사용처로 유출하는 단계와,
    상기 제 3 도관내의 증기의 온도를 감소시키는 단계를 포함하는
    보조 증기를 생성하는 방법.
  7. 제 6 항에 있어서,
    적어도 부분적으로 상기 제 3 도관내의 사전설정된 증기 유량에 응답하여 제 3 도관내의 증기의 온도를 감소시키는 단계를 포함하는
    보조 증기를 생성하는 방법.
  8. 제 6 항에 있어서,
    적어도 부분적으로 상기 제 3 도관내의 사전설정된 증기 온도에 응답하여 제 3 도관내의 증기의 온도를 감소시키는 단계를 포함하는
    보조 증기를 생성하는 방법.
  9. 제 6 항에 있어서,
    상기 제 3 도관내의 사전설정된 증기 유량 및 증기 온도에 응답하여 제 3 도관내의 증기의 온도를 감소시키는 단계를 포함하는
    보조 증기를 생성하는 방법.
  10. 제 6 항에 있어서,
    시일을 구비한 제 2 증기 터빈을 포함하며, 상기 제 2 증기 터빈의 시동전에 상기 제 3 도관 내의 보조 증기를 상기 증기 시일에 유출하는 단계를 포함하는
    보조 증기를 생성하는 방법.
  11. 제 6 항에 있어서,
    제 2 증기 터빈 및 응축기를 포함하며, 살포용 증기로 사용하기 위하여 상기 제 3 도관내의 보조 증기를 상기 응축기에 유출하는 단계를 포함하는
    보조 증기를 생성하는 방법.
  12. 제 6 항에 있어서,
    증기 냉각 회로를 구비한 제 2 증기 터빈을 포함하며, 상기 제 2 증기 터빈을 시동시에 냉각시키기 위하여 상기 제 3 도관내의 보조 증기를 상기 증기 냉각 회로에 유출하는 단계를 포함하는
    보조 증기를 생성하는 방법.
KR1019990057416A 1998-12-17 1999-12-14 최종 사용처에 보조 증기를 공급하기 위한 장치 및 보조증기 생성 방법 KR100592144B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US21325398A 1998-12-17 1998-12-17
US09/213,253 1998-12-17
US9/213,253 1998-12-17

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20000048124A KR20000048124A (ko) 2000-07-25
KR100592144B1 true KR100592144B1 (ko) 2006-06-23

Family

ID=22794344

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1019990057416A KR100592144B1 (ko) 1998-12-17 1999-12-14 최종 사용처에 보조 증기를 공급하기 위한 장치 및 보조증기 생성 방법

Country Status (5)

Country Link
US (1) US6422022B2 (ko)
EP (1) EP1010864B1 (ko)
JP (1) JP4337960B2 (ko)
KR (1) KR100592144B1 (ko)
DE (1) DE69932025T2 (ko)

Families Citing this family (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6608395B1 (en) * 2000-03-28 2003-08-19 Kinder Morgan, Inc. Hybrid combined cycle power generation facility
CA2364125C (en) * 2000-11-28 2005-05-24 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Steam cooling apparatus for gas turbine
JP2003083003A (ja) * 2001-09-13 2003-03-19 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガスタービン及びガスタービン複合発電プラントの運転方法
AU2003234207A1 (en) * 2002-04-24 2003-11-10 Randal C. Liprie Cogeneration wasteheat evaporation system and method for wastewater treatment utilizing wasteheat recovery
CA2430088A1 (en) 2003-05-23 2004-11-23 Acs Engineering Technologies Inc. Steam generation apparatus and method
EP1541811A3 (en) * 2003-09-18 2005-06-22 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. Cogeneration system
US7284709B2 (en) * 2003-11-07 2007-10-23 Climate Energy, Llc System and method for hydronic space heating with electrical power generation
JP2006009713A (ja) * 2004-06-28 2006-01-12 Hitachi Ltd コージェネレーションシステム及びエネルギー供給システム
KR100624815B1 (ko) * 2004-08-17 2006-09-20 엘지전자 주식회사 코제너레이션 시스템의 배기가스 열교환기
KR100600752B1 (ko) * 2004-08-17 2006-07-14 엘지전자 주식회사 열병합 발전 시스템
KR100579576B1 (ko) * 2004-08-17 2006-05-15 엘지전자 주식회사 열병합 발전 시스템
US7174715B2 (en) * 2005-02-02 2007-02-13 Siemens Power Generation, Inc. Hot to cold steam transformer for turbine systems
US20060233634A1 (en) * 2005-04-18 2006-10-19 General Electric Company Method of indicating sealing steam temperature and related apparatus
US20060254280A1 (en) * 2005-05-12 2006-11-16 Siemens Westinghouse Power Corporation Combined cycle power plant using compressor air extraction
AU2009294230B2 (en) * 2008-09-17 2014-02-13 Siemens Concentrated Solar Power Ltd. Solar thermal power plant
US8567199B2 (en) * 2008-10-14 2013-10-29 General Electric Company Method and apparatus of introducing diluent flow into a combustor
US20100089022A1 (en) * 2008-10-14 2010-04-15 General Electric Company Method and apparatus of fuel nozzle diluent introduction
US20100089020A1 (en) * 2008-10-14 2010-04-15 General Electric Company Metering of diluent flow in combustor
US9121609B2 (en) 2008-10-14 2015-09-01 General Electric Company Method and apparatus for introducing diluent flow into a combustor
US20100175366A1 (en) * 2009-01-09 2010-07-15 General Electric Company Ammonia injection system for peaker cycle
US8733104B2 (en) * 2009-03-23 2014-05-27 General Electric Company Single loop attemperation control
JP5475315B2 (ja) * 2009-04-24 2014-04-16 株式会社東芝 コンバインドサイクル発電システム
US8887481B2 (en) * 2010-12-10 2014-11-18 Alstom Technology Ltd Method for starting a combined cycle power plant
US8899909B2 (en) * 2011-06-27 2014-12-02 General Electric Company Systems and methods for steam turbine wheel space cooling
JP5912558B2 (ja) * 2012-01-13 2016-04-27 三菱日立パワーシステムズ株式会社 コンバインドサイクル発電プラント及びその制御方法
US9145786B2 (en) 2012-04-17 2015-09-29 General Electric Company Method and apparatus for turbine clearance flow reduction
US9328633B2 (en) 2012-06-04 2016-05-03 General Electric Company Control of steam temperature in combined cycle power plant
US9341113B2 (en) 2012-10-23 2016-05-17 General Electric Company Atomizing air heat exchange for heating attemperation feed water in a combined cycle turbine
US9639071B2 (en) * 2014-01-07 2017-05-02 General Electric Company Method and system for combustion mode transfer for a gas turbine engine
RU2607118C2 (ru) * 2015-02-16 2017-01-10 Евгений Глебович Шадек Способ и система глубокой утилизации тепла продуктов сгорания котлов электростанций
CN112361424B (zh) * 2020-10-30 2022-04-22 广西电网有限责任公司电力科学研究院 一种适于电联产机组的蒸汽升压供热方法
CN114643292B (zh) * 2022-03-17 2023-06-30 河北鑫达钢铁集团有限公司 一种带钢冷却装置
CN114592936A (zh) * 2022-03-18 2022-06-07 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 基于燃气-蒸汽联合循环机组的冷却蒸汽供汽方法及装置

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4391101A (en) * 1981-04-01 1983-07-05 General Electric Company Attemperator-deaerator condenser
JPH06264763A (ja) * 1993-03-11 1994-09-20 Hitachi Ltd コンバインドプラントシステム
US5577377A (en) * 1993-11-04 1996-11-26 General Electric Co. Combined cycle with steam cooled gas turbine
US5428950A (en) * 1993-11-04 1995-07-04 General Electric Co. Steam cycle for combined cycle with steam cooled gas turbine
EP0764767B1 (en) * 1995-09-22 2002-12-04 Kabushiki Kaisha Toshiba Combined cycle power plant
JP3564242B2 (ja) * 1996-10-29 2004-09-08 三菱重工業株式会社 蒸気冷却ガスタービンの冷却蒸気系統システム
US6286297B1 (en) * 1997-07-02 2001-09-11 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Steam cooled type combined cycle power generation plant and operation method thereof

Also Published As

Publication number Publication date
JP4337960B2 (ja) 2009-09-30
US6422022B2 (en) 2002-07-23
EP1010864A3 (en) 2002-08-07
EP1010864B1 (en) 2006-06-21
DE69932025D1 (de) 2006-08-03
KR20000048124A (ko) 2000-07-25
EP1010864A2 (en) 2000-06-21
DE69932025T2 (de) 2007-01-04
US20020002819A1 (en) 2002-01-10
JP2000199407A (ja) 2000-07-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR100592144B1 (ko) 최종 사용처에 보조 증기를 공급하기 위한 장치 및 보조증기 생성 방법
US5613356A (en) Method of cooling thermally loaded components of a gas turbine group
EP0609037B1 (en) Combined combustion and steam turbine power plant
JP3481983B2 (ja) 蒸気タービンの始動方法
CA2230325C (en) Steam cooled gas turbine system
JP5604074B2 (ja) 給水ポンプサイズを縮小するために燃料ガス加熱器の排水を使用する蒸気温度調節用装置
JPH094417A (ja) 複合サイクル・システム
US20010023577A1 (en) Cooling steam supply method of a combined cycle power generation plant
JPH09112292A (ja) 蒸気冷却式ガスタービンを備えた複合サイクル・システム
JPH04298604A (ja) 複合サイクル動力装置及び蒸気供給方法
KR101984438B1 (ko) 급수 방법, 이 방법을 실행하는 급수 계통, 급수 계통을 구비하는 증기 발생 설비
US6244039B1 (en) Combined cycle plant having a heat exchanger for compressed air
JP2005534883A (ja) 廃熱式蒸気発生装置
US5850739A (en) Steam turbine power plant and method of operating same
JP4718333B2 (ja) 貫流式排熱回収ボイラ
JPH10292902A (ja) 主蒸気温度制御装置
JPH01318802A (ja) 再熱型コンバインドプラントの蒸気温度制御システム
EP2752566A1 (en) Gas turbine cooling system, and gas turbine cooling method
JP2002256816A (ja) コンバインドサイクル発電プラント
JP2002021508A (ja) 復水供給システム
JP2005214047A (ja) コンバインドサイクル発電プラントおよびその運転方法
JP3641518B2 (ja) コンバインドサイクルプラントの蒸気温度制御方法及び装置
JP2001214758A (ja) ガスタービン複合発電プラント設備
JP2007285220A (ja) コンバインドサイクル発電設備
JPH11148603A (ja) 石炭・残渣油ガス化複合発電プラントの制御装置

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20120525

Year of fee payment: 7

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20130527

Year of fee payment: 8

LAPS Lapse due to unpaid annual fee