KR101322359B1 - 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법 - Google Patents

가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR101322359B1
KR101322359B1 KR1020077024932A KR20077024932A KR101322359B1 KR 101322359 B1 KR101322359 B1 KR 101322359B1 KR 1020077024932 A KR1020077024932 A KR 1020077024932A KR 20077024932 A KR20077024932 A KR 20077024932A KR 101322359 B1 KR101322359 B1 KR 101322359B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
steam
gas
turbine
steam turbine
turbine system
Prior art date
Application number
KR1020077024932A
Other languages
English (en)
Other versions
KR20070120172A (ko
Inventor
에드윈 고브레치트
레이너 네발드
에리히 슈미트
Original Assignee
지멘스 악티엔게젤샤프트
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 지멘스 악티엔게젤샤프트 filed Critical 지멘스 악티엔게젤샤프트
Publication of KR20070120172A publication Critical patent/KR20070120172A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101322359B1 publication Critical patent/KR101322359B1/ko

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D19/00—Starting of machines or engines; Regulating, controlling, or safety means in connection therewith
    • 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
    • F01K23/101—Regulating means specially adapted therefor
    • 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
    • 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
    • F01K23/108—Regulating means specially adapted therefor
    • 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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/04—Air intakes for gas-turbine plants or jet-propulsion plants
    • F02C7/057—Control or regulation
    • 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

Landscapes

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

Abstract

본 발명은 하나 이상의 증기 시스템 및 하나 이상의 증기 터빈(20)을 포함하는 증기 터빈 시스템(1b) 및 하나 이상의 가스 터빈을 포함하는 가스 터빈 시스템(1a)을 갖춘 가스 및 증기 터빈 시스템(1)의 시동 방법에 관한 것이다. 작동 매체(AM)에 의해 발생되며 가스 터빈(2) 내에 방출되는 열이 증기 시스템으로 안내되어, 증기 터빈(20)을 구동시키는 증기를 발생시킨다. 본 발명에 따라, 시동 동안, 증기 터빈(20)이 시동되기 전에 가스 터빈(2)이 시동되며, 상기 증기 시스템 내에 제1 증기가 존재할 때 상기 증기 터빈(20)이 이미 시동되고 증기에 의해 작용된다.

Description

가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법 {METHOD FOR STARTING A GAS AND STEAM TURBINE SYSTEM}
본 발명은 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법에 관한 것이며, 보다 상세하게는 가스 및 증기 터빈 시스템의 신속한 시동 방법에 관한 것이다.
가스 터빈 시스템에서, 예컨대 천연 가스 또는 원유와 같은 가스 또는 액체 연료가 압축 공기와 혼합되어 연소된다. 가압된 연소 배출 가스들은 작동 매체로서 가스 터빈 시스템의 터빈으로 공급된다. 이 작동 매체는 팽창 하에서 터빈을 회전시키며, 열 에너지 기계적 일(mechanical work) 즉, 터빈 샤프트의 회전으로 변환된다. 팽창된 작동 매체가 가스 터빈 시스템으로부터 배출될 때, 상기 작동 매체의 온도는 통상 500~600 ℃이다.
가스 및 증기 터빈 시스템에서, 역시 연료 가스라고 불리는, 가스 터빈 시스템으로부터 공급되는 팽창된 작동 매체는 증기 터빈을 구동시키기 위한 증기를 발생시키는데 사용된다. 이를 위해, 작동 매체는 배출 가스측 상의 가스 터빈 시스템의 하류에 연결된 열 회수 증기 발생기로 공급되며, 여기서 증기 발생기 가열면은 파이프 또는 파이프 다발의 형태로 배열된다. 이어서, 상기 가열면은 하나 이상, 대개는 복수의 압력 스테이지를 갖는 증기 터빈 시스템의 수증기 사이클에 연 결된다. 압력 스테이지는 증기를 발생시키기 위해 가열면에 공급되는 물이 상이한 압력 수준을 갖는다는 점에서 서로 상이하다. 오로지 하나의 압력 스테이지를 갖는 수증기 사이클을 포함하는 가스 및 증기 터빈 시스템이 독일특허공개 제197 36 888 A1호에 개시되어 있으며, 고압 스테이지, 매체-압력 스테이지 및 저압 스테이지와 같은 3개의 압력 스테이지를 포함하는 가스 및 증기 터빈 시스템이 독일특허 제100 04 187 C1호에 개시되어 있다.
현재, 가스 및 증기 터빈 시스템을 시동시키기 위해, 보통 가스 터빈 시스템이 시동되고, 팽창된 작동 매체가 증기 터빈 시스템의 열 회수 증기 발생기로 공급된다. 그러나, 초기에, 열 회수 증기 발생기 내에서 생성되는 증기는 증기 터빈 시스템의 터빈 부분으로 공급되지 않고, 디버터 스테이션(diverter station)을 통해 터빈을 지나 인도되어, 증기를 물로 응축시키는 응축기로 직접 공급된다. 이후, 응축물은 공급수로서 다시 증기 발생기로 공급된다. 가스 및 증기 터빈 시스템의 다수의 실시 변형예에서, 전환된 증기가 또한 대기로 전달된다.
증기 터빈은, 수증기 사이클의 증기 라인 내 또는 가스 터빈 시스템의 터빈 부분으로 이어지는 증기 라인 내의 어떤 증기 매개변수, 예컨대 특정의 증기 압력 및 온도가 부합되는 경우에만 사이클로 전환된다. 상기 증기 매개변수와의 부합은 후벽 부품의 잠재 응력을 낮은 수준으로 유지시키도록 구성된다.
가스 증기 시스템의 시동 후에, 파워가 증가하여 증기 시스템 내의 압력이 증가하게 된다. 가스 터빈 시스템이 시동되는 로드 구배(load gradient) 즉, 시간 당 가스 터빈 시스템의 파워 증가는 열 회수 증기 발생기의 구성의 모드와 실행과 증기 터빈 내부의 구조적인 제한에 임계적으로 의존한다. 가스 터빈 로드 및 결과적인 온도, 또는 경우에 따라 가스 터빈 시스템으로부터 방출되는 배출 가스의 체적 유량이 증가하면서, 증기 시스템 내의 증기 온도 및 압력도 증가된다.
증기 터빈이 시동되기 전에, 가스 터빈은 통상적으로 증기 시스템 내에 그리고 가스 증기 시스템 내에 고정 상태가 생성될 때까지 특정한 부분적 로드(specific partial load)로 유지된다. 안정된 증기 생산에 도달되자 마자, 증기 시스템 내에 포함된 증기가 증기 터빈으로 전달되어, 증기 터빈을 가속화시킨다. 그러면, 터빈 속도가 공칭 속도로 증가된다. 증기 터빈에 연결된 제너레이터와 전원 시스템과의 동기화 이후, 또는 단일-샤프트 시스템의 경우에 오버런 클러치(overrunning clutch)의 맞물림 이후에, 증기 터빈은 증기 공급이 증가됨으로써 추가의 로드를 받게 된다. 동시에, 증기 압력을 대충 일정하게 유지시키고 열 회수 증기 발생기 내의 레벨 요동을 최소화시키기 위해 디버터 스테이션이 더욱 더 폐쇄된다.
디버터 스테이션이 폐쇄되고 열 회수 증기 발생기 내에서 생성되는 증기가 증기 터빈으로 전량 전달되자 마자, 현재 가스 및 증기 터빈 모드에서 작동되는 시스템의 일부분 상에 보다 높은 파워 조건이 존재하는 경우 가스 터빈 파워 출력의 추가의 증가가 발생된다.
명확히, 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동은 가스 터빈이 베이스 로드(base load)에 도달되고 모든 디버터 스테이션이 폐쇄되는 경우에만 종료된다.
본 발명의 목적은 도입부에 기재된 방법 보다 신속한 시동이 가능한 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법을 제공하는 것이다.
이러한 본 발명의 목적은 아래의 청구의 범위 청구항 1에 기재된 바와 같은 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법에 의해 달성된다. 종속항들은 이러한 방법들의 유리한 실시형태들을 포함한다.
본 발명에 의하면, 가스 및 증기 터빈 시스템을 시동하기 위한 방법이 제공되며, 특히 하나 이상의 증기 시스템 및 하나 이상의 증기 터빈을 포함하는 증기 터빈 시스템 및 하나 이상의 가스 터빈을 포함하는 가스 터빈 시스템을 갖춘 가스 및 증기 터빈 시스템을 신속하게 시동하는 방법이 제공되며, 상기 가스 터빈 내에서 팽창하는 작동 매체의 폐열이 상기 증기 터빈을 구동시키는 증기를 발생시키도록 상기 증기 시스템에 공급된다.
본 발명에 따른 방법에 있어서, 시동 시에, 상기 증기 터빈이 시동되기 전에 상기 가스 터빈이 먼저 시동된다. 이후, 상기 증기 터빈은 상기 증기 시스템 내에 초기 증기가 존재하고 그 증기와 작용할 때 이미 시동된다.
본 발명에 따른 방법에 있어서, 증기 터빈은, 증기 시스템 내의 정적인 상태를 기다리지 않고, 가능한 가장 이른 시간에 시동되며 열 회수 증기 발생기로부터의 초기 증기에 의해 가속화된다. 이러한 방법은 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 작동이 상당히 단축되게 한다.
통상의 시동 방법과 반대로, 증기 터빈을 시동할 때에 증기 시스템 내의 증기 온도는 증기 터빈 또는 그 하우징의 재료 온도 보다 낮을 수 있다. 따라서, 증기 터빈으로의 증기의 이른 유동 공급으로 인해 부품의 냉각과 열 응력의 발생을 야기시킬 수 있다. 그러나, 후속되는 증기 온도의 상승 동안 구배가 대응하여 낮게 유지된다면 확실한 보상이 달성될 수 있다.
유리하게, 시동 작동 동안 증기 시스템의 조정은 증기압이 연속적으로 상승되는 방식으로 선택된다. 이것은, 예컨대, 증기 터빈을 가속화 및/또는 동기화하는데 필요한 최소 증기량이 작동 매체의 폐열의 일부분을 사용하여 발생되고 증기 시스템 내의 압력 상승이 작동 매체의 폐열의 나머지 부분에 의해 발생될 정도로만 넓게 증기 시스템의 증기 디버터 스테이션을 개방시킴으로써 달성된다.
증기 시스템 내의 압력 상승에 추가로, 증기 디버터 스테이션의 비교적 작은 개방은 열 회수 증기 발생기에서의 증기 생성의 감소를 야기한다. 이 결과, 응축기로의 열 부하가 감소되며 디버터 스테이션이 보다 신속하게 폐쇄될 수 있다.
본 발명에 따른 방법의 특수한 실시형태에서, 디버터 스테이션이 모두 개방되지 않는다.
본 발명에 따른 방법은 특히, 전체 시동 작동 동안 특히 베이스 로드(base load)에 도달될 때 까지 가스 터빈 시스템이 로드 상승을 경험하는 방식으로 구현될 수 있다. 즉, 본 발명은 가스 터빈 시스템이 특정한 부분적인 로드에 유지되게 하여 증기 터빈 시스템 증기 시스템과 가스 터빈 시스템이 고정 상태로 안정될 때 까지 기다리는 것을 불필요하게 만든다. 이러한 방법은 또한 가스 터빈 시스템의 시동 시간의 감소와 신속한 시동을 가능하게 한다.
특수한 실시형태에서, 가스 터빈 시스템의 로드는 최대 로드 경사(maximum load ramp)에서 증가되며, 이것은 단위 시간 당 가스 터빈 파워 출력에서 최대 증가가 존재한다는 것을 말한다.
가스 및 증기 터빈 시스템은 베이스 로드로의 가스 터빈 시스템의 시동 동안 바람직하게, 가스 및 증기 터빈 작동 모드로 전환되며, 이 결과, 가스 터빈 베이스 로드에 도달되는 경우 정의에 의해 시동 작동이 종료된다. 가스 및 증기 터빈 작동 모드로의 전환은 특히, 전원 시스템에 의해 증기 터빈에 연결된 제너레이터의 동기화, 또는 단일 샤프트 시스템의 경우에는 자동 오버런 클러치의 맞물림을 포함할 수 있다.
가스 및 증기 터빈 시스템을 시동하기 위한 본 발명에 따른 상기한 방법은 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 시간을 상당히 단축시킨다. 도입부에 설명한 종래의 방법과 비교하면, 약 50%의 시동 시간의 감소가 달성될 수 있다. 따라서, 가스 및 증기 터빈 운전자는 짧은 기간의 요구조건에 상당히 융통성있게 대응할 수 있으며, 이 결과, 전력의 구매로 인한 수익이 상승될 수 있다. 보다 작은 파워 손실을 야기시키는 응축기 내에서의 열 부하 감소와 증기 터빈의 초기의 증기 도입의 결과로, 가스 및 증기 터빈 시스템의 평균화된 효율성의 증가가 존재하며, 이것은 특히 빈번한 시동의 경우에 중요한 인자이며 시스템의 비용-효율을 상승시킨다.
또한, 가스 및 증기 터빈 시스템을 시동시키기 위한 본 발명에 따른 방법에서의 보다 낮은 증기 생산은 또한 보다 작은 디버터 스테이션이 설치될 수 있게 하여, 투자 비용을 감소시킨다.
가스 및 증기 터빈 시스템의 신속한 시동을 가능하게 하는 상술한 시동 방법은 필수적으로 소프트웨어 변형에 의해 실현될 수 있다. 따라서, 현존하는 가스 및 증기 터빈 시스템을 본 발명에 따른 시동 방법으로 전환시킬 수도 있다.
또한, 본 발명의 특징, 특성 및 장점들은 첨부하는 도면을 참조한 다음의 예시적인 실시형태의 상세한 설명으로부터 명확해 질 것이다.
도 1은 가스 및 증기 터빈 시스템에 대한 개략도이다.
도 1에 개략적으로 도시된 가스 및 증기 터빈 시스템(1)은 가스 터빈 시스템(1a) 및 증기 터빈 시스템(1b)을 포함한다. 가스 터빈 시스템(1a)에는 가스 터빈(2), 압축기(4), 및 압축기(4)와 가스 터빈(2) 사이로 연결되는 하나 이상의 연소실(6)이 장착된다. 압축기(4)에 의해, 신선한 공기(L)가 흡인 및 압축되어, 신선한 공기 라인(8)을 통해 연소실(6)의 하나 이상의 버너(burner)로 공급된다. 공급된 공기는 연료 라인(10)을 통해 공급된 액체 또는 가스 연료(B)와 혼합되며, 이 혼합물이 점화된다. 생성된 연소 배출 가스는 가스 터빈 시스템(1a)의 작동 매체(AM)를 형성하며, 이 작동 매체(AM)가 가스 터빈(2)으로 공급되고, 여기서 작동 매체는 팽창 하에서 일(work)을 생성시키고 가스 터빈(2)에 연결된 샤프트(14)를 구동시킨다. 이 샤프트(14)는 제너레이터(generator; 12)를 구동시키기 위해 가스 터빈(2)과 공기 압축기(4), 그리고 제너레이터(12)에 연결된다. 팽창된 작동 매체(AM)는 배출 가스 라인(34)을 통해 증기 터빈 시스템(1b)의 열 회수 증기 발생기(30)로 전달된다.
열 회수 증기 발생기(30)에서, 증기를 발생시키고 과열시키기 위해 대략 500~600 ℃의 온도에서 가스 터빈(1a)에 의해 출력된 작동 매체(AM)가 사용된다.
특히 관류형 강제-유동 시스템(once-through, forced-flow system)으로서 구현될 수 있는 열 회수 증기 발생기(30)에 추가로, 증기 터빈 시스템(1b)은 터빈 스테이지(20a, 20b, 20c)를 갖는 증기 터빈 및 응축기(26)를 포함한다. 열 회수 증기 발생기(30) 및 응축기(26)는 응축물 라인 및 공급수 라인(35, 40)과 증기 라인(48, 53, 64, 70, 80, 100)과 결합되어 증기 시스템을 형성하는데, 이러한 증기 시스템은 증기 터빈(20)과 함께 수증기 사이클을 형성한다.
공급수 저장기(38)로부터의 물은 공급수 펌프(42)에 의해 이코노마이저(economizer)라고 알려진 고압 예열기(44)로 공급되며, 이 고압 예열기(44)로부터 증발기(46)로 전달되고, 이 증발기(46)는 관류형 작동을 위해 설계되며 이코노마이저(44)의 출력측 상에 연결된다. 그 일부분에 대해, 증발기(46)는 이어서 출력측 상에서 증기 라인(48)을 통해 과열기(52)로 연결되며, 증기 라인(48) 안으로 물 분리기(50)가 삽입된다. 과열기(52)는 출력측 상에서 증기 라인(53)을 통해 증기 터빈(20)의 고압 스테이지(20a)의 증기 입력부(54)에 연결된다.
증기 터빈(20)의 고압 스테이지(20a)에서, 과열기(52)로부터의 과열 증기는 이 과열 증기가 고압 스테이지(20a)의 증기 출력부(56)를 통해 중간 과열기(58)로 통과되기 전에 터빈을 구동시킨다.
중간 과열기(58)에서 과열된 후에, 증기는 추가의 증기 라인(81)을 통해 증기 터빈(20)의 중간-압력 스테이지(20b)의 증기 입력부(60)로 전달된다.
중간-압력 스테이지(20b)의 증기 출력부(62)는 오버플로우 라인(overflow line; 64)을 통해 증기 터빈의 저압 스테이지(20c)의 증기 입구(66)로 연결된다. 저압 스테이지(20c)를 관류하여 함께 연결된 터빈을 구동시킨 후, 냉각 및 팽창된 증기는 저압 스테이지(20c)의 증기 출력부(68)를 통해 증기 라인(70)으로 출력되며, 이 증기 라인(70)은 응축기(26)로 상기 증기를 인도한다.
응축기(26)는 응축물 안으로 유입되는 증기를 전환시켜서, 응축물 펌프(36)에 의해 응축 라인(35)을 통해 공급수 저장기(38)로 응축물을 전달한다.
수증기 사이클의 상술한 요소들에 추가로, 수증기 사이클은 고압 디버터라고 불리는 바이패스 라인(bypass line; 10)을 더 포함하며, 이러한 바이패스 라인은 증기 라인(53)이 고압 스테이지(20a)의 증기 입구(54)에 도달하기 전에 증기 라인(53)에서 분기된다. 고압 바이패스 라인(100)은 고압 스테이지(20a)를 우회하여 공급 라인(80) 안으로 중간 과열기(58)로 연결된다. 중간-압력 바이패스 라인(200)이라고 하는 추가의 바이패스 라인이 증기 라인(81)이 중간-압력 스테이지(20b)의 증기 입구(60)로 연결되기 전에 증기 라인으로부터 분기된다. 중간-압력 바이패스 라인(200)은 중간-압력 스테이지(20b)와 저압력 스테이지(20c) 모두를 우회하여 응축기(26)로 이어지는 증기 라인(70)으로 연결된다.
고압 바이패스 라인(100) 및 중간-압력 바이패스 라인(200)에는 차단 밸브(shut-off valve; 102)가 병합되며, 이러한 차단 밸브(102)에 의해 고압 바이패스 라인(100) 및 중간-압력 바이패스 라인(200)이 차단될 수 있다. 차단 밸브(104, 204)는 또한, 고압 바이패스 라인(100) 및 중간-압력 바이패스 라인(200) 각각과 고압 스테이지(20a)의 증기 입구(54) 및 중간-압력 스테이지(20b)의 증기 입구(60) 각각의 분기점(branching-off) 사이에서 각각의 경우에 증기 라인(53)과 증기 라인(81) 내에 포함된다.
중간-압력 바이패스 라인(200) 내에 차단 밸브(202)가 병합되며, 이러한 차단 밸브(202)에 의해 상기 중간-압력 바이패스 라인(200)이 차단될 수 있다. 증기 라인(53) 내에, 즉 증기 터빈(20)의 고압 스테이지(20a)의 증기 입구(54)와 바이패스 라인(100)의 분기점 사이에 차단 밸브(104)가 포함된다.
바이패스 라인(100) 및 차단 밸브(102, 104)는 가스 및 증기 터빈 시스템(1)을 시동시키는 동안 사용되어, 증기 터빈(2)을 우회시키기 위해 증기의 일부분을 전환시킨다.
가스 및 증기 터빈 시스템을 시동시키기 위한 본 발명에 따른 방법의 예시적인 실시형태를 도 1과 관련하여 개시된 시스템(1)에 근거하여 아래에 상세히 설명한다.
이러한 방법의 시작에 있어서, 가스 터빈 시스템(1a)이 가동되며, 가스 터빈 시스템으로부터 배출되는 작동 매체(AM)가 입력부(30a)를 통해 열 회수 증기 발생기(30)로 공급된다. 팽창된 작동 매체(AM)는 열 회수 증기 발생기(30)를 통해 유동하여, 방출 스택(vent stack)(도시 안됨)의 방향으로 출력부(30b)를 통해 열 회수 증기 발생기(30)에서 배출된다. 작동 매체(AM)가 열 회수 증기 발생기(30)를 통해 유동할 때, 작동 매체(AM)로부터 수증기 사이클 내의 물 또는 증기로 열이 전달된다.
가스 터빈 시스템이 시동된 후, 열 회수 증기 발생기(30) 내의 작동 매체의 폐열로 인해 증기 시스템 내에서 증기 발생이 개시된다.
차단 밸브(102 및 104 또는 202 및 204)는, 이러한 시동 작동의 초기 상태에는 발생된 증기의 작은 부분만이 바이 패스 라인(100,200)을 관류하고, 이러한 시동 작동의 상태가 이미 진행된 경우에는 증기의 대부분을 증기 터빈(20)에 공급하는 방식으로 설정된다. 증기 터빈(20)에 공급되는 증기의 일부분은 증기 터빈을 가속화시키고, 증기가 증기 라인 및 터빈의 물질 보다 높이 가열될 때 까지 증기 터빈을 예열시킨다.
단지 적은 양의 증기가 중간-압력 바이패스 라인(200)을 통해 응축기(26)로 직접 유동하므로, 증기 터빈(20)의 가속 및 예열 동안 사용되지 않는 폐열로 인해 증기 시스템 내의 압력이 상승하게 된다. 따라서, 시동 작동의 추가의 과정에서 증기 시스템 내의 증기압이 계속해서 상승되며, 이 결과, 열 회수 증기 발생기 내의 증기 생산이 감소된다. 이로 인해, 응축기(26) 안으로의 열 입력이 감소되며, 이 결과, 결국 완전히 개방되지 않는 차단 밸브(102, 202)가 종래의 시동 방법에 비해 신속하게 폐쇄될 수 있다.
가스 터빈 시스템(1a)이 일단 시동되면, 가스 터빈 시스템의 로드는 베이스 로드에 도달될 때 까지 바람직하게 최대 로드 경사로 증가된다.
증기 터빈(20) 안으로 증기의 도입 시초에 증기 온도가 증기 터빈(20)의 물질 온도 보다 낮다면, 증기 온도는 가스 터빈 시스템의 로드의 개시 동안 끊임없이 증가하여 증기 터빈과 이 증기 터빈으로 이어지는 라인들의 물질 온도를 비교적 즉시 초과할 것이다. 터빈 부품의 비교적 냉온으로부터 고온으로의 신속한 상승이 최대 로드 경사에서 가스 터빈 시스템의 시동으로 인해 물질에서의 임의의 미리정해진 열 응력의 제한을 초과한다면, 가스 터빈 시스템의 파워 출력도 최대 로드 경사 보다 낮은 경사에서 증가할 수 있으며, 이 결과 증기 온도가 보다 천천히 상승한다.
고압 바이패스 라인(100, 200)이 본 발명에 따른 시동 방법에서 초기 단계에서 폐쇄되고 가스 및 증기 터빈 시스템(1)이 이미 베이스 로드로의 가스 터빈 시스템(1)의 시동 동안 가스 및 증기 터빈 작동 모드로 전환되므로, 가스 터빈의 베이스 로드에 도달되면 시동 작동이 종료된다.
가스 터빈 베이스 로드에 도달될 때 증기 터빈 로드가 대략 80~90%의 크기에만 도달되더라도, 시동 작동은 정의에 따라 완료되는 것으로 간주되며, 이에 따라, 가스 터빈 시스템의 베이스 로드에 도달되고 바이패스 라인들이 폐쇄될 때 시동 작동이 종료된다. 열 회수 증기 발생기의 동적 특성(dynamic characteristics)에 따라, 수 분을 초과하여 추가의 압력 상승이 발생될 것이며, 이러한 추가의 압력 상승은 추가의 대략 10~20분 후에 완료될 것이다. 이에 따라 증기의 양이 증가될 것이며, 증기 온도의 함수로서 95 %를 초과하는 증기 터빈 파워 출력 등급이 달성될 것이다.
단지 하나의 압력 스테이지를 갖는 수증기 사이클을 포함하는 가스 및 증기 터빈 시스템과 관련하여 본 발명에 따른 시동 방법을 설명하였다. 그러나, 이러한 중대한 때에 본 발명에 다른 방법이 수증기 사이클 내의 하나 이상의 압력 스테이 지를 갖는 가스 및 증기 터빈 시스템의 경우에 적용될 수도 있음을 인지해야 한다. 본 발명에 다른 시동 방법이 사용될 수 있는 수증기 사이클 내에 3 개의 압력 스테이지 즉, 고압 스테이지, 중간-압력 스테이지 및 저압 스테이지를 갖춘 가스 및 증기 터빈 시스템은 독일특허 제100 04 187 C1호에 개시되어 있으며, 복수의 압력 스테이지를 포함하는 가스 및 증기 터빈 시스템의 실시형태와 관련하여 상기 독일특허를 참조한다.

Claims (9)

  1. 하나 이상의 증기 시스템 및 하나 이상의 증기 터빈(20)을 포함하는 증기 터빈 시스템(1b) 및 하나 이상의 가스 터빈을 포함하는 가스 터빈 시스템(1a)을 갖춘 가스 및 증기 터빈 시스템(1)의 시동 방법으로서,
    상기 가스 터빈(2) 내에서 팽창하는 작동 매체(AM)의 폐열이 상기 증기 터빈(20)을 구동시키는 증기를 발생시키도록 상기 증기 시스템에 공급되며,
    가스 및 증기 터빈 시스템(1)의 시동 시에, 상기 증기 터빈(20)이 시동되기 전에 상기 가스 터빈(2)이 시동되고,
    상기 증기 시스템 내에 증기가 존재한 직후에는 상기 증기 터빈(20)이 이미 시동되어 증기와 작용하는, 가스 및 증기 터빈 시스템(1)의 시동 방법에 있어서,
    상기 가스 터빈 시스템(1a)에 작용하는 로드는 가스 및 증기 터빈 시스템(1)의 전체 시동 작동 동안에 최대 로드 경사로 증가되는 것을 특징으로 하는
    가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법.
  2. 삭제
  3. 제 1 항에 있어서,
    상기 시동 작동 동안, 상기 증기 시스템은 증기의 압력이 계속해서 증가되도록 조정되는
    가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법.
  4. 제 3 항에 있어서,
    상기 증기 시스템이 상기 증기 시스템의 하나 이상의 증기 디버터 스테이션(100, 102, 200, 202)에 의해 조정되며, 상기 증기 디버터 스테이션(100, 102, 200, 202)은 상기 증기 터빈(20)의 가속화 및 동기화 중 하나 이상을 위해 필요한 최소 증기량이 상기 작동 매체의 폐열의 일부분에 의해 발생되고 상기 작동 매체의 폐열의 잔량에 의해 상기 증기 시스템 내에 압력의 증가가 발생될 때만 넓게 개방되는
    가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법.
  5. 제 3 항에 있어서,
    상기 증기 터빈(20)을 우회하게 하는 디버터 스테이션(100, 102, 200, 202)은 상기 증기 시스템 내에서 개방되지 않는
    가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법.
  6. 제 1 항에 있어서,
    상기 가스 터빈 시스템(1a)의 베이스 로드에 도달될 때 까지 로드의 증가가 유지되는
    가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법.
  7. 제 1 항에 있어서,
    상기 가스 및 증기 터빈 시스템(1)은 상기 로드의 증가 동안 가스 및 증기 터빈 작동 모드로 전환되는
    가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법.
  8. 삭제
  9. 삭제
KR1020077024932A 2005-04-05 2006-03-31 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법 KR101322359B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP05007416.0 2005-04-05
EP05007416A EP1710400A1 (de) 2005-04-05 2005-04-05 Verfahren zum Starten einer Gas- und Dampfturbinenanlage
PCT/EP2006/061217 WO2006106075A2 (de) 2005-04-05 2006-03-31 Verfahren zum starten einer gas- und dampfturbinenanlage

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20070120172A KR20070120172A (ko) 2007-12-21
KR101322359B1 true KR101322359B1 (ko) 2013-10-25

Family

ID=34979175

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020077024932A KR101322359B1 (ko) 2005-04-05 2006-03-31 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법

Country Status (9)

Country Link
US (2) US8800297B2 (ko)
EP (2) EP1710400A1 (ko)
JP (1) JP4818353B2 (ko)
KR (1) KR101322359B1 (ko)
CN (1) CN101171403B (ko)
EG (1) EG24747A (ko)
ES (1) ES2611025T3 (ko)
IL (1) IL186382A (ko)
WO (1) WO2006106075A2 (ko)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2022945A1 (de) * 2007-08-10 2009-02-11 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Kraftwerksturbinenanlage sowie Regelungseinrichtung für eine Kraftwerkstrubinenanlage
US8528343B2 (en) * 2008-01-07 2013-09-10 General Electric Company Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
ATE497094T1 (de) 2008-05-26 2011-02-15 Siemens Ag Verfahren zum betreiben einer gasturbine
DE102008062355A1 (de) 2008-12-18 2010-07-08 Siemens Aktiengesellschaft Turboverdichterstrang und Verfahren zum Betreiben desselben sowie Erdgasverflüssigungsanlage mit dem Turboverdichterstrang
EP2199547A1 (de) * 2008-12-19 2010-06-23 Siemens Aktiengesellschaft Abhitzedampferzeuger sowie ein Verfahren zum verbesserten Betrieb eines Abhitzedampferzeugers
US8176723B2 (en) * 2008-12-31 2012-05-15 General Electric Company Apparatus for starting a steam turbine against rated pressure
EP2685055A1 (de) * 2012-07-12 2014-01-15 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Stützung einer Netzfrequenz
EP2775107A1 (en) * 2013-03-06 2014-09-10 Alstom Technology Ltd Method for starting-up and operating a combined-cycle power plant
EP2829691A1 (de) * 2013-07-25 2015-01-28 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer GuD-Anlage
US9732635B2 (en) * 2015-04-29 2017-08-15 General Electric Company Method for enhanced cold steam turbine start in a supplementary fired multi gas turbine combined cycle plant
ITUB20156041A1 (it) * 2015-06-25 2017-06-01 Nuovo Pignone Srl Sistema e metodo a ciclo semplice per il recupero di cascame termico

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5564107A (en) * 1978-11-10 1980-05-14 Hitachi Ltd Method of and apparatus for operating combined plant
JPS5993907A (ja) * 1982-11-22 1984-05-30 Toshiba Corp コンバインドサイクル発電プラントの急速起動装置
JPS59221410A (ja) * 1983-06-01 1984-12-13 Hitachi Ltd コンバインドプラントの起動方法
JPH08284615A (ja) * 1995-04-14 1996-10-29 Toshiba Corp 一軸型コンバインドサイクル発電設備の制御方法及び装置

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2332180A1 (de) * 1973-06-25 1975-01-16 Steag Ag Verfahren zum anfahren einer anlage zur erzeugung von spitzenstrom und anlage zur durchfuehrung des verfahrens
US4028884A (en) * 1974-12-27 1977-06-14 Westinghouse Electric Corporation Control apparatus for controlling the operation of a gas turbine inlet guide vane assembly and heat recovery steam generator for a steam turbine employed in a combined cycle electric power generating plant
JP2593578B2 (ja) * 1990-10-18 1997-03-26 株式会社東芝 コンバインドサイクル発電プラント
US5473898A (en) * 1995-02-01 1995-12-12 Westinghouse Electric Corporation Method and apparatus for warming a steam turbine in a combined cycle power plant
JPH0949903A (ja) * 1995-08-08 1997-02-18 Nippon Kayaku Co Ltd マイクロレンズアレイ板、その製造方法及びマイクロレンズアレイ板形成用母型
DE19537637A1 (de) * 1995-10-10 1997-04-17 Asea Brown Boveri Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage
DE19736888A1 (de) * 1997-08-25 1998-10-01 Siemens Ag Verfahren zum Betreiben eines Durchlaufdampferzeugers und Durchlaufdampferzeuger zur Durchführung des Verfahrens sowie Gas- und Dampfturbinenanlage
DE19902437C5 (de) * 1999-01-22 2017-01-12 General Electric Technology Gmbh Verfahren und Vorrichtung zum schnellen Anfahren und zur schnellen Leistungssteigerung einer Gasturbinenanlage
EP1072760A1 (de) * 1999-07-30 2001-01-31 ABB Alstom Power (Schweiz) AG Verfahren zum Hochfahren eines Kombikraftwerkes sowie Kombikraftwerk zur Durchführung des Verfahrens
DE10004187C5 (de) 2000-02-01 2013-06-06 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Gas- und Dampfturbinenanlage sowie danach arbeitende Anlage
DE10056231B4 (de) * 2000-11-13 2012-02-23 Alstom Technology Ltd. Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerks
EP1379758B1 (de) * 2001-04-06 2006-11-08 ALSTOM Technology Ltd Verfahren zur bereitschaftshaltung eines kombikraftwerkes
US6782703B2 (en) * 2002-09-11 2004-08-31 Siemens Westinghouse Power Corporation Apparatus for starting a combined cycle power plant
US6766646B1 (en) * 2003-11-19 2004-07-27 General Electric Company Rapid power producing system and method for steam turbine
US7621133B2 (en) * 2005-11-18 2009-11-24 General Electric Company Methods and apparatus for starting up combined cycle power systems
US20070130952A1 (en) * 2005-12-08 2007-06-14 Siemens Power Generation, Inc. Exhaust heat augmentation in a combined cycle power plant
US8539750B2 (en) * 2010-04-30 2013-09-24 Siemens Energy, Inc. Energy recovery and steam supply for power augmentation in a combined cycle power generation system

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5564107A (en) * 1978-11-10 1980-05-14 Hitachi Ltd Method of and apparatus for operating combined plant
JPS5993907A (ja) * 1982-11-22 1984-05-30 Toshiba Corp コンバインドサイクル発電プラントの急速起動装置
JPS59221410A (ja) * 1983-06-01 1984-12-13 Hitachi Ltd コンバインドプラントの起動方法
JPH08284615A (ja) * 1995-04-14 1996-10-29 Toshiba Corp 一軸型コンバインドサイクル発電設備の制御方法及び装置

Also Published As

Publication number Publication date
EP1710400A1 (de) 2006-10-11
CN101171403A (zh) 2008-04-30
JP2008534860A (ja) 2008-08-28
IL186382A0 (en) 2008-01-20
US8800297B2 (en) 2014-08-12
WO2006106075A2 (de) 2006-10-12
CN101171403B (zh) 2011-11-23
US20140305132A1 (en) 2014-10-16
EP1866521A2 (de) 2007-12-19
EG24747A (en) 2010-07-19
JP4818353B2 (ja) 2011-11-16
ES2611025T3 (es) 2017-05-04
US20090211259A1 (en) 2009-08-27
KR20070120172A (ko) 2007-12-21
IL186382A (en) 2011-07-31
WO2006106075A3 (de) 2007-05-24
EP1866521B1 (de) 2016-10-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101322359B1 (ko) 가스 및 증기 터빈 시스템의 시동 방법
JP5221443B2 (ja) 一軸型複合サイクル発電プラントの起動方法および一軸型複合サイクル発電プラント
JP3481983B2 (ja) 蒸気タービンの始動方法
KR100341646B1 (ko) 가스터어빈그룹의열적부하를받는구성품의냉각방법
US6782703B2 (en) Apparatus for starting a combined cycle power plant
EP1905964B1 (en) Gas turbine engine
EP2423460B1 (en) Systems and methods for pre-warming a heat recovery steam generator and associated steam lines
US6851266B2 (en) Method for maintaining a combined-cycle power station at readiness
KR101594323B1 (ko) 통합형 연료 가스 예열을 갖는 발전소
EP1186761A2 (en) Energy recovery from compressor discharge bleed air in gas turbine plants
CN106089341B (zh) 增强多燃气涡轮联合循环装置中冷蒸汽涡轮启动的方法
US8981583B2 (en) Method for stabilization of the network frequency of an electrical power network
JPH08114104A (ja) 複合ガス・蒸気タ−ビン動力プラント
US8387388B2 (en) Turbine blade
RU2731144C2 (ru) Компрессор с приводом от установки для утилизации тепла с органическим циклом Ренкина и способ регулирования
RU2370653C1 (ru) Способ запуска паротурбинной установки
US5839269A (en) Method of operating a combined gas and power steam plant
JP4814143B2 (ja) コンバインド発電プラント
US20220195896A1 (en) Steam turbine plant and operation method, combined cycle plant and operation method
GB2453849A (en) Steam power plant with additional bypass pipe used to control power output
US8813506B2 (en) Method for quickly connecting a steam generator
JPH08210151A (ja) パワープラント
JP2004027886A (ja) 多軸型コンバインドサイクルプラントの起動方法
JP4209060B2 (ja) 蒸気冷却急速起動システム
JP2019027387A (ja) コンバインドサイクル発電プラント、その運転方法並びに改造方法

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E90F Notification of reason for final refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20160912

Year of fee payment: 4

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20170908

Year of fee payment: 5

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20180911

Year of fee payment: 6

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20190904

Year of fee payment: 7