RU2144994C1 - Combined-cycle plant - Google Patents
Combined-cycle plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2144994C1 RU2144994C1 RU97120380A RU97120380A RU2144994C1 RU 2144994 C1 RU2144994 C1 RU 2144994C1 RU 97120380 A RU97120380 A RU 97120380A RU 97120380 A RU97120380 A RU 97120380A RU 2144994 C1 RU2144994 C1 RU 2144994C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- steam
- deaerator
- condensate
- evaporator
- Prior art date
Links
Classifications
-
- 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
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано в установках комбинированного цикла, или парогазовых установках (ПГУ), предназначенных как для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии с использованием теплофикационных отборов пара из паровой турбины (ПТ), так и для выработки электрической энергии преимущественно в коденсационном режиме (при нулевом внешнем тепловом потреблении). The invention relates to a power system and can be used in combined cycle plants, or combined cycle plants (CCGT), designed both for the combined generation of electric and thermal energy using cogeneration steam extraction from a steam turbine (PT), and for generating electric energy mainly in coding mode (with zero external heat consumption).
Известно /1, 2/, что в конденсационных ПГУ с газовыми турбинами (ГТ) и паросиловой частью (ПСЧ) двух или трех давлений максимальный электрический КПД достигается в бинарном цикле либо в цикле с небольшим дожиганием топлива за ГТ благодаря сочетанию высокого температурного уровня подвода теплоты к рабочему телу перед ГТ и ПТ и низкой температуры ее отвода с уходящим из котла-утилизатора (КУ) газами и в конденсаторе ПТ. It is known / 1, 2 / that in condensing CCGT units with gas turbines (GT) and the steam-power part (PSH) of two or three pressures, the maximum electric efficiency is achieved in a binary cycle or in a cycle with a small afterburning of fuel per GT due to the combination of a high temperature level of heat input to the working fluid in front of the GT and PT and the low temperature of its outlet with the gases leaving the recovery boiler (KU) and in the PT condenser.
При этом широко применяют высокотемпературные газотурбинные установки (ГТУ) с системой воздушного охлаждения, в которой воздух, подаваемый из компрессора ГТУ на охлаждение высокотемпературных элементов ГТ, предварительно охлаждают в воздухоохладителях (ВО) ГТУ. В качестве охлаждающего теплоносителя (хладагента) ВО ГТУ используют холодную воду из окружающей среды или рабочее тело паросилового цикла в виде конденсата (цикловой воды) или (и) пара. At the same time, high-temperature gas turbine units (GTU) with an air cooling system are widely used, in which the air supplied from the GTU compressor to cool the high-temperature elements of the GT is pre-cooled in GTU air coolers. Cold gas from the environment or the working fluid of the steam-power cycle in the form of condensate (cyclic water) or (and) steam is used as a cooling coolant (refrigerant) in GTU.
Отвод теплоты от рабочего тела (воздуха) в ВО ГТУ происходит при значительно более высоких температурах, чем температура уходящих из КУ газов или температура в конденсаторе ПТ. Максимум КПД бинарной конденсационной ПГУ достигается при утилизации тепла, отводимого с хладоагентом из газотурбинного цикла, в паротурбинном цикле с максимальным КПД паросиловой части (ПСЧ). Последнее стремятся обеспечить повышением температуры подвода тепла из ВО ГТУ в хладоагент, в частности, повышением его температуры на входе в ВО ГТУ до максимально возможного значения. The removal of heat from the working fluid (air) in the GTU takes place at significantly higher temperatures than the temperature of the gases leaving the KU or the temperature in the PT condenser. The maximum efficiency of a binary condensing CCGT unit is achieved when utilizing heat removed with a refrigerant from a gas turbine cycle in a steam turbine cycle with a maximum efficiency of the steam power part (PSH). They strive to provide the latter with an increase in the temperature of heat supply from the HE GTU to the refrigerant, in particular, an increase in its temperature at the inlet of the HE GTU to the maximum possible value.
Известна ПГУ для ТЭС Таранаки (Новая Зеландия) /3/, содержащая ГТУ GT26 производства фирмы АББ с ВО, ПТУ и КУ с барабанами, пароперегревательными, испарительными и экномайзерными поверхностями трех давлений. ВО по тракту охладителя гидравлически связан: на входе - с выходом экономайзера высокого давления (в.д.) по питательной воде, на выходе - со входом пароперегревателя в. д. по пару. Тепло, отводимое в ВО ГТУ, расходуется на испарение охлаждающей воды, температура которой на входе в ВО - выше 300oC, давление - выше 105 бар, подача в ВО - регулируемая. B силу того, что охлаждающую воду в ВО подают в небольшом количестве, предполагающем ее полное испарение, в случае появления протечек вода попадает в ГТ в виде пара, что не приводит к аварийной ситуации. GT26 представляет собой ГТУ нового поколения со степенью сжатия 30 : 1, выполненная с применением жаростойких материалов. Охлаждение воздуха в ВО даже при такой высокой входной температуре хладоагента является достаточным.Known CCGT for TPP Taranaki (New Zealand) / 3 /, containing GTU GT26 manufactured by ABB with VO, PTU and KU with drums, superheater, evaporative and economizer three-pressure surfaces. VO along the cooler path is hydraulically connected: at the inlet - with the outlet of the high-pressure economizer (HP) for feed water, at the outlet - with the inlet of the superheater c. d. a couple. The heat discharged to the HE gas turbine is used to evaporate cooling water, the temperature of which at the inlet to the HE is above 300 o C, the pressure is above 105 bar, and the supply to the HE is regulated. Due to the fact that cooling water is supplied to the HE in a small amount, which assumes its complete evaporation, in the event of leaks, water enters the GT in the form of steam, which does not lead to an emergency. GT26 is a new generation gas turbine with a compression ratio of 30: 1, made using heat-resistant materials. Cooling the air in the VO even with such a high inlet temperature of the refrigerant is sufficient.
Вместе с тем как в отечественных, так и зарубежных проектах ПГУ широко используют ГТУ со степенью сжатия 14 - 18, выполненные с применением менее жаростойких, но более дешевых материалов, требующих более глубокого охлаждения воздуха в ВО ГТУ. При этом параметры кондиционируемого воздуха находятся (в зависимости от степени сжатия воздуха в компрессоре, КПД компрессора и используемых материалов для изготовления охлаждаемых элементов ГТ) в следующих пределах:
- температура воздуха на входе в ВО - 390-440oC;
- температура воздуха за ВО - 200 - 230oC;
- относительная величина отвода тепла из газотурбинного цикла с охладителем Qo/Pгт - 3,5 - 4,2%.At the same time, gas turbines with a compression ratio of 14–18 are widely used in domestic and foreign projects of combined cycle gas turbines, made using less heat-resistant, but cheaper materials, requiring deeper air cooling in the gas turbine unit. In this case, the parameters of the air-conditioned air are (depending on the degree of compression of the air in the compressor, the efficiency of the compressor and the materials used for the manufacture of cooled GT elements) within the following limits:
- air temperature at the entrance to the VO - 390-440 o C;
- air temperature behind the VO - 200 - 230 o C;
- the relative magnitude of heat removal from the gas turbine cycle with intercooler Q o / P rm - 3.5 - 4.2%.
В этом случае входную температуру хладоагента повышают лишь до уровня температур средней зоны КУ, находящейся между двумя низконапорными точками испарителей высокого и нижнего давлений, т.е., примерно, до температуры в барабане нижнего давления. Практическая реализация данного решения связана с выполнением ряда ограничений по габаритам, металлоемкости, аэродинамическому и гидравлическому сопротивлениям ВО, а также других рекомендаций и требований в обеспечение эксплуатационной надежности оборудования, предъявляемых к ВО отечественного производства. In this case, the inlet temperature of the refrigerant is increased only to the temperature level of the KU middle zone, located between the two low-pressure points of the high and low pressure evaporators, i.e., approximately, to the temperature in the low pressure drum. The practical implementation of this solution is associated with the implementation of a number of restrictions on the dimensions, metal consumption, aerodynamic and hydraulic drag of the HE, as well as other recommendations and requirements to ensure the operational reliability of the equipment presented to the HE of domestic production.
К числу последних относятся, во-первых, рекомендации по схеме движения теплоносителей в теплообменных аппаратах энергетических ГТУ /2/, в которых, исходя из конструктивных возможностей компенсации термических расширений теплопередающих элементов ВО, предпочтение отдают параллельно- и или перекрестно-смешанному току с использованием U-образных труб, а не чистому противотоку. The latter include, firstly, recommendations on the scheme of movement of heat carriers in heat exchangers of energy GTU / 2 /, in which, based on the structural possibilities of compensating the thermal expansions of heat transfer elements VO, preference is given to parallel or cross-mixed current using U -shaped pipes, not a clean countercurrent.
Во-вторых, при использовании полнопроходных водоохлаждаемых ВО во избежание попадания воды в охлаждающий тракт высокотемпературных элементов ГТ (в случае возникновения протечек в ВО ГТУ), что может привести к аварии и разрушению ГТУ, давление воды в ВО на всех режимах не должно превышать давление воздуха в ВО. Для большинства современных высокотемпературных ГТУ с ВО степень сжатия составляет 14-18, давление воздуха в ВО не превышает 18 бар. В ПГУ двух или трех давлений меньшее этой величины значений на всех режимах имеет только нижнее давление, которое, в свою очередь, в приведенных ниже аналогах, превышает давление в деаэраторе. Данное обстоятельство обусловило тенденцию к применению в таких ПГУ в качестве хладоагента рабочее тело контура нижнего давления, которое в средней зоне КУ существует в виде насыщенной воды или пара. Secondly, when using full bore water-cooled HE to prevent water from entering the cooling duct of high-temperature GT elements (in the event of leaks in HE GT), which can lead to an accident and destruction of GTU, the water pressure in HE in all modes should not exceed air pressure in VO. For most modern high-temperature gas turbines with HE, the compression ratio is 14-18, the air pressure in HE does not exceed 18 bar. In CCGT of two or three pressures less than this value in all modes, only the lower pressure has, which, in turn, in the analogues below, exceeds the pressure in the deaerator. This circumstance has led to a tendency to use in such combined cycle plants as a coolant the working fluid of the lower pressure circuit, which exists in the middle zone of KU in the form of saturated water or steam.
Известна принципиальная тепловая схема бирнарной ПГУ с ПСЧ двух давлений с промперегревом /4/, основными элементами которой являются: ГТУ с ВО, КУ и ПТУ двух давлений с промперегревом, деаэратор. КУ содержит барабаны, испарительные и экономайзерные участки двух давлений, а также пароперегреватель высокого давления (в. д.) и промперегреватель, состоящий из двух участков, размещенных в высокотемпературной и средней зонах КУ параллельно пароперегревателю и экономайзеру в.д. по ходу газов в КУ. Греющий пар в деаэратор подают из ПТ при давлении ниже атмосферного. ВО выполнен пароохлаждаемым и по тракту охладителя гидравлически связан: на входе - с барабаном низкого давления (н.д.), на выходе - с ПТ. There is a well-known thermal diagram of a barnar CCGT unit with a PSH of two pressures with superheating / 4 /, the main elements of which are: GTU with VO, KU and PTU of two pressures with superheating, a deaerator. The KU contains drums, evaporative and economizer sections of two pressures, as well as a high-pressure superheater (VD) and a superheater consisting of two sections located in the high-temperature and middle zones of the KU parallel to the superheater and the economizer. along the gases in the KU. Heating steam is supplied to the deaerator from a PT at a pressure below atmospheric. VO is made steam-cooled and hydraulically connected along the path of the cooler: at the inlet - with a low-pressure drum (n.d.), at the outlet - with a PT.
Требуемый уровень теплосъема в ВО ГТУ для приведенной в /4/ ПГУ занижен вследствие применения закрытого парового охлаждения статора ГТ (кондиционируемый в ВО воздух расходуется только на охлаждение ротора). Несмотря на это температура пара за ВО, составила 350oC. Исходя из получаемых при этом температурных напоров на поверхностях теплообмена ВО можно сделать вывод о неизбежном завышении общей площади этих поверхностей и о принципиальной необходимости исполнения ВО по схеме чистого противотока - в нарушение вышеуказанной рекомендации.The required heat removal level in the GTU for the given in / 4 / CCP is underestimated due to the use of closed steam cooling of the GT stator (the air conditioned in the HE is used only for cooling the rotor). Despite this, the temperature of the steam behind the HE was 350 o C. Based on the resulting temperature head on the heat transfer surfaces of the HE, it can be concluded that the total area of these surfaces is inevitably overstated and that it is necessary to perform the HE according to the clean backflow scheme, in violation of the above recommendation.
Высокая металлоемкость и отсутствие надежных отработанных конструктивных решений по исполнению ВО ГТУ являются основными недостатками данного технического решения. High metal consumption and the lack of reliable proven design solutions for the performance of HE GTU are the main disadvantages of this technical solution.
Известна также принципиальная тепловая схема бинарной теплофикационной ПГУ-13ОТ с ПСЧ без промперегрева /5/, основными элементами которой являются: ГТУ с ВО, КУ и ПТУ двух давлений, деаэратор. КУ состоит из двух энергетических (высокого и низкого давления) и одного деаэраторного контура. Энергетический контур КУ содержит барабаны, пароперегревательные, испарительные и экономайзерные поверхности двух давлений. Экономайзер в.д. состоит из двух участков, размещенных в средней и хвостовой (за испарителем н.д.) зонах КУ, причем хвостовой экономайзер в.д. размещен по ходу газов параллельно экономайзеру н.д., перед поверхностями деаэраторного контура. Остальные участки КУ расположены по ходу газов в КУ последовательно. Деаэраторный контур состоит из испарителя деаэратора, питающего деаэратор греющим паром, и газового подогревателя конденсата (ГПК). Also known is the principal thermal circuit of the binary cogeneration CCGT-13OT with PSC without industrial superheat / 5 /, the main elements of which are: gas turbines with HE, KU and PTU of two pressures, deaerator. KU consists of two energy (high and low pressure) and one deaerator circuit. The KU energy circuit contains drums, superheater, evaporative and economizer surfaces of two pressures. Economizer E consists of two sections located in the middle and tail (after the evaporator n.d.) zones of the KU, and the tail economizer placed along the gas parallel to the economizer n.a., in front of the surfaces of the deaerator circuit. The remaining sections of the KU are located in the course of the gases in the KU in series. The deaerator circuit consists of a deaerator evaporator supplying the deaerator with heating steam and a gas condensate heater (GPC).
Давление в деаэраторе (при расчетной величине 1,2 бара), а также температура конденсата за ГПК, согласно приведенной в /4/ схеме - нерегулируемые, скользящие. При этом скольжение давления и подогрева конденсата в деаэраторе в допустимых пределах может быть обеспечено только путем регулируемого байпассирования ГПК по конденсату, а температурный напор на испарителе деаэратора оказывается низким. Для исключения коррозии труб ГПК температуру конденсата перед ГПК 55-60oC обеспечивают регулируемым подмешиванием к конденсату питательной воды н.д. из деаэратора.The pressure in the deaerator (at a calculated value of 1.2 bar), as well as the temperature of the condensate behind the CHP, according to the scheme given in / 4 / are unregulated, sliding. At the same time, pressure glide and condensate heating in the deaerator to within acceptable limits can only be achieved by means of regulated bypass of the HPA through the condensate, and the temperature head on the deaerator evaporator is low. To prevent corrosion of the CHP pipes, the temperature of the condensate before the CHP 55-60 o C provide adjustable mixing of feed water n.d. from the deaerator.
ВО ГТУ выполнен двухступенчатым. Вторая ступень ВО представляет собой испаритель, в котором за счет охлаждения воздуха генерируется насыщенный пар н.д., первая ступень ВО является перегревателем пара, выработанного в первой ступени. В ВО ГТУ пар перегревают до 350oC, а затем подмешивают к пару, производимому контуром н.д., и подают в ПТ. Температура воздуха за испарителем ВО на всех режимах не превышает 200oC, температура в самом испарителе не превышает 175-180oC. Работу испарителя регулируют по уровню воды при помощи регулирующего клапана из питательной линии. Из испарителя производят непрерывную продувку котловой воды.In GTU made two-stage. The second stage of VO is an evaporator in which saturated n.a. steam is generated due to air cooling, the first stage of VO is a superheater of steam generated in the first stage. In the GTU steam is overheated to 350 o C, and then mixed with the steam produced by the circuit n.d., and served in PT. The air temperature behind the BO evaporator in all modes does not exceed 200 o C, the temperature in the evaporator itself does not exceed 175-180 o C. The operation of the evaporator is regulated by the water level using a control valve from the supply line. A continuous purge of boiler water is carried out from the evaporator.
Недостатками данного технического решения являются сложность, громоздкость конструкции ВО ГТУ, а также сложность системы регулирования и повышения металлоемкость хвостовой части КУ. The disadvantages of this technical solution are the complexity and cumbersome design of the GTU, as well as the complexity of the control system and increase the metal consumption of the tail section of the KU.
Другим общим недостатком обоих вышеприведенных аналогов /4, 5/ является пониженная надежность работы ПТУ, связанная с риском попадания в ПТ с паром н.д. воздуха (в случае появления протечек в ВО ГТУ). Указанные недостатки не позволили этим схемам найти практического применения. В отечественной практике создания ГТУ с ВО предпочтение отдают водоохлаждаемым ВО, полнопроходным по охлаждающей воде. Another common drawback of both of the above counterparts / 4, 5 / is the reduced reliability of the PTU, associated with the risk of getting into the PT with steam n.d. air (in the event of leaks in the GTU). These shortcomings did not allow these schemes to find practical application. In the domestic practice of creating a gas turbine with VO, preference is given to water-cooled VO, full bore in cooling water.
Принципиальная возможность устранения указанных недостатков вышеприведенных аналогов /4, 5/ обеспечена в ПГУ и испарителем деаэратора /6/, которая содержит: ГТ с электрогенератором; двухцилиндровую ПТ с электрогенератором и конденсатором с конденсационным насосом; КУ двух давлений с барабанами в. д. и н.д., содержащий последовательно размещенные по ходу газов в КУ пароперегрватель в.д., испаритель в.д., экономайзер в.д., пароперегреватель н. д, испаритель деаэратора (ИД), испаритель н.д. и ГПК, выход которого по конденсату через регулирующий клапан (РК) и рециркуляционный насос (РН) гидравлически связан со входом ГПК по конденсату; деаэратор с подогревом деаэрируемого конденсата, гидравлически связанным по входу конденсата - с выходом конденсата ГПК, по выходу питательной воды - с ИД и через питательный насос - с экономайзером в.д., по входу греющего пара - с ИД. Согласно /6/, ИД размещен по ходу дымовых газов перед испарителем н.д., деаэратор снабжен на выходе питательной воды гидравлической связью через РК с барабаном н.д., а на выходе по пару - гидравлической связью через регулирующий (аварийно-перепускной) клапан с барабаном н.д. The principal possibility of eliminating the indicated drawbacks of the above analogues / 4, 5 / is provided in the CCGT unit and the deaerator evaporator / 6 /, which contains: a gas turbine with an electric generator; two-cylinder PT with an electric generator and a condenser with a condensation pump; KU of two pressures with drums in. D. and n.d., containing sequentially placed along the gases in the KU steam superheater E., evaporator E., economizer E., steam superheater N. d, deaerator evaporator (ID), n.a. vaporizer and GPC, whose condensate output through the control valve (RK) and the recirculation pump (PH) is hydraulically connected to the GPC inlet by condensate; a deaerator with heating of the deaerated condensate hydraulically connected at the condensate inlet to the condensate outlet of the CHP, at the outlet of the feed water with the ID and through the feed pump with the air economizer, at the input of the heating steam with the ID. According to / 6 /, the ID is placed along the flue gas in front of the evaporator n.a., the deaerator is equipped with a hydraulic connection at the outlet of the feed water through the RC with the drum n.a., and at the steam outlet, a hydraulic connection through the control (emergency bypass) valve with drum n.a.
Требуемую температуру конденсата перед ГПК для исключения коррозии труб ГПК, как и в предыдущем аналоге, обеспечивают подмешиванием РН к конденсату на вход ГПК нагретого конденсата. The required temperature of the condensate in front of the HPH to prevent corrosion of the HPH pipes, as in the previous analogue, is provided by mixing the pH to the condensate at the HPH input of the heated condensate.
Давления и температуры пара в.д., н.д., температуры воды за экономайзером в.д. и конденсата за ГПК (перед деаэратором) - скользящие, нерегулируемые. Vapor pressure and temperature E, N, water temperature behind the economizer E and condensate behind the CCP (in front of the deaerator) - sliding, unregulated.
Давление в деаэраторе также не регулируется, а устанавливается автоматически, в зависимости от температуры конденсата за ГПК и соотношения расходов греющего пара и конденсата. Поскольку температурные напоры в низконапорных точках испарителя н.д. и ГПК малы, скольжение температуры конденсата за ГПК относительно температуры в барабане н.д. также невелико. На частичных нагрузках снижение температуры за ГПК и в барабане н.д. сочетается с повышением температуры нагрева конденсата в деаэраторе (в связи с увеличением отношения расхода греющего пара в деаэраторе к расходу конденсата), что делает скольжение давления в деаэраторе при соответствующем подборе поверхности ИД незначительным. Возможное превышение давления в деаэраторе некоторой предельной величины (13 - 14 бар) при низких температурах наружного воздуха или в аварийной ситуации предотвращают путем сброса избыточного пара через аварийно-перепускной клапан в барабан н.д., при этом недогрев конденсата в ГПК до температуры в деаэраторе меняется в допустимых пределах (10 - 40o) на всех режимах работы блока.The pressure in the deaerator is also not regulated, but is set automatically, depending on the temperature of the condensate behind the CHP and the ratio of the flow rate of heating steam and condensate. Since the temperature head at the low pressure points of the evaporator n.a. and GPC are small, the sliding temperature of the condensate behind the GPC relative to the temperature in the drum n.a. also small. At partial loads, a decrease in temperature behind the CCP and in the drum n.a. It is combined with an increase in the temperature of heating the condensate in the deaerator (due to an increase in the ratio of the flow rate of the heating steam in the deaerator to the flow rate of the condensate), which makes the pressure slip in the deaerator with an appropriate selection of the ID surface insignificant. The possible excess of pressure in the deaerator of a certain limit value (13 - 14 bar) at low outdoor temperatures or in an emergency situation is prevented by dumping excess steam through the emergency bypass valve into the low pressure drum, while the condensate in the HPP is not heated to the temperature in the deaerator varies within acceptable limits (10 - 40 o ) in all operating modes of the unit.
Таким образом, по сравнению с предыдущим аналогом /5/ в данной ПГУ упрощена система регулирования, а также снижена металлоемкость хвостовой части КУ, упрощена его конструкция без снижения экономичности благодаря отсутствию совмещенных хвостовых поверхностей и уменьшению числа участков теплообмена. Thus, in comparison with the previous analogue / 5 /, in this CCGT, the control system is simplified, and the metal content of the tail section of the KU is reduced, its design is simplified without loss of economy due to the absence of combined tail surfaces and a decrease in the number of heat exchange sections.
Вместе с тем в схеме данной ПГУ отсутствует ВО ГТУ и, таким образом, не решена проблема утилизации тепла ВО ГТУ в паротурбинном цикле, КПД ПГУ не является максимальным. At the same time, the scheme of this CCGT unit does not include a gas turbine unit and, therefore, the problem of heat recovery in a gas turbine unit in a steam-turbine cycle is not resolved;
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение производительности и температуры пара н.д. без увеличения металлоемкости КУ и снижения надежности оборудования ПСЧ. The technical result of the claimed invention is to increase the productivity and temperature of steam n.d. without increasing KU metal consumption and reducing the reliability of PSC equipment.
Указанный технический результат достигается в парогазовой установке, содержащей ГТУ; ПТУ с ПТ двух или трех давлений; КУ, снабженный барабанами-сепараторами, пароперегревательными и испарительными поверхностями двух или трех давлений, одним или двумя экономайзерами в.д. или высокого и среднего давления (с.д.), ИД, размещенным по ходу газов в КУ перед испарителем н. д., и газовым подогревателем конденсата перед деаэратором, размещенным по ходу газов в КУ за испарителем н.д.; деаэратор повышенного давления в подогревом деаэрируемого конденсата, гидравлически связанный: на входе греющего пара - с выходом ИД по пароводяной смеси, на выходе пара - с барабаном н.д. через регулирующий клапана (РК), на выходе питательной воды - со входами по питательной воде экономайзера в.д. (экономайзеров в.д. и с.д.) через питательный насос или группу питательных насосов, барабана н.д. через РК и испарителя деаэратора через рециркуляционный насос или самотеком, в которой, согласно изобретению, ГТУ снабжена водоохлаждаемым ВО, гидравлически связанным по входу охлаждающей воды с выходом ГПК по конденсату, а по выходу охлаждающей воды - со входом деаэратора по конденсату. The specified technical result is achieved in a combined cycle plant containing gas turbines; Technical and vocational schools with technical specifications of two or three pressures; KU equipped with drum-separators, superheater and evaporation surfaces of two or three pressures, one or two economizers. or high and medium pressure (s.d.), ID, placed along the gases in the boiler before the evaporator n. etc., and a gas condensate heater in front of the deaerator, placed along the gases in the boiler behind the evaporator n.d .; deaerator of increased pressure in the heated deaerated condensate, hydraulically connected: at the inlet of the heating steam - with the exit of ID through the steam-water mixture, at the exit of steam - with the drum n.d. through the control valve (PK), at the outlet of the feed water - with inputs on feed water of the economizer (economizers r.p. and s.d.) through a feed pump or a group of feed pumps, a drum n.d. through the SC and the deaerator evaporator through a recirculation pump or by gravity, in which, according to the invention, the gas turbine is equipped with a water-cooled water heater hydraulically connected at the inlet of the cooling water with the outlet of the HPA through the condensate, and at the outlet of the cooling water with the inlet of the deaerator through the condensate.
Принципиальная возможность заявленного включения ВО ГТУ по тракту охлаждающей воды в линию подачи конденсата из ГПК в деаэратор обеспечена в данной ПГУ тем, что давление в деаэраторе ниже давления воздуха за компрессором ГТУ, но превышает давление в барабане н.д. благодаря размещению испарителя деаэратора в КУ перед испарителем н.д. The principal possibility of the declared inclusion of gas condensate into the gas turbine through the cooling water path to the condensate supply line from the gas treatment plant to the deaerator is provided in this CCGT unit by the fact that the pressure in the deaerator is lower than the air pressure behind the gas turbine compressor, but exceeds the pressure in the drum due to the placement of the deaerator evaporator in the boiler in front of the evaporator n.d.
В предлагаемой парогазовой установке указанный технический результат достигается за счет использования тепла ВО ГТУ для выработки дополнительного количества пара н.д. При одном и том же давлении пара н.д. давление и температура в деаэраторе заявляемой ПГУ устанавливаются более высокими, чем в прототипе, за счет дополнительного нагрева конденсата за ГПК в ВО ГТУ. Это позволяет снизить расход тепла из средней зоны КУ в экономайзер в.д. или с. д. на величину теплосъема во ВО ГТУ и использовать это тепло в контуре н.д., а также повысить температуру пара н.д. благодаря повышению температуры газов перед пароперегревателем н.д. In the proposed combined cycle plant, the specified technical result is achieved through the use of heat in GTU to generate additional steam n.d. At the same vapor pressure n.d. the pressure and temperature in the deaerator of the inventive CCGT unit are set higher than in the prototype due to the additional heating of the condensate behind the CCP in the GTU. This allows you to reduce heat consumption from the middle zone KU in the economizer E or with. d. by the amount of heat removal in the GTU and use this heat in the circuit n.d., and also increase the temperature of the steam n.d. due to the increase in gas temperature in front of the superheater n.d.
На чертеже фиг. 1 представлена принципиальная схема ПГУ с примером использования заявляемого изобретения. ПГУ содержит ГТУ 1; ПТУ с ПТ 2 двух давлений; КУ 3 в горизонтальном исполнении с естественной циркуляцией, снабженный барабанами-сепараторами 4 и 5, пароперегревательными поверхностями в. д. и н.д. 6 и 7, испарительными поверхностями в.д. и н.д. 8 и 9, экономайзером в. д. 10, испарителем деаэратора (ИД) 11, размещенным по ходу газов в КУ перед испарителем н. д. 9, и ГПК 12, размещенным по ходу газов в КУ за испарителем н.д. 9; деаэратор повышенного давления 13 с подогревом деаэрируемого конденсата, гидравлически связанным:
- на входе греющего пара - с выходом ИД 11 по пароводяной смеси;
- на выходе пара - через РК 14 с барабаном н.д. 5;
- на выходе питательной воды - со входами по питательной воде: экономайзера в.д. 10 через питательный электронасос 15, барабана н.д. 5 через РК 16 и испарителя деаэратора 11 (самотеком).In the drawing of FIG. 1 presents a schematic diagram of CCGT with an example of the use of the claimed invention. CCP contains GTU 1; PTU with PT 2 of two pressures; KU 3 in a horizontal version with natural circulation, equipped with drum separators 4 and 5, steam superheater c. d and n 6 and 7, evaporative surfaces and n.a. 8 and 9, the economizer in. 10, evaporator deaerator (ID) 11, placed along the gas in the boiler before the evaporator n. 9, and GPK 12, placed along the gases in the boiler behind the evaporator n.d. nine; deaerator high pressure 13 with heating deaerated condensate, hydraulically connected:
- at the input of heating steam - with the release of ID 11 for steam-water mixture;
- at the steam outlet - through RK 14 with a drum n.d. 5;
- at the exit of feed water - with feed water inlets: economizer 10 through a feed pump 15, drum n.a. 5 through RK 16 and the evaporator of the deaerator 11 (by gravity).
ГТУ содержит водоохлаждаемый ВО ГТУ 17, снабженный гидравлическими связями по входу охлаждающей воды с выходом ГПК 12 по конденсату, а по выходу охлаждающей воды - со входом деаэратора 13 по конденсату. A gas turbine unit contains a water-cooled unit in a gas turbine unit 17, equipped with hydraulic connections at the inlet of cooling water with a condensate outlet 12 and condensate at the outlet of cooling water with a condensate inlet 13.
Известно, что дополнительное повышение температуры пара н.д. может быть достигнуто за счет размещения пароперегревателя н.д. в зоне более высоких температур газа - либо между поверхностями экономайзера в.д. или с.д., либо параллельно по газовому потоку этому экономайзеру или его части /7/. В приведенном на фиг. 1 варианте ПГУ пароперегреватель н.д. 8 размещен между поверхностями экономайзера в.д. 10
ПТУ снабжена также конденсатором 18, конденсатным насосом (КН) 19, конденсатором пара уплотнений (КПУ) 20, подогревателем низкого давления ПНД 21, установленным на линии подачи конденсата из ПТУ в КУ и гидравлически связанным: на выходе греющего пара - с отбором пара из проточной части ПТ 2, на выходе конденсата - со входом ГПК 12 по конденсату. Кроме того, приведенная тепловая схема ПГУ содержит: РК 22 и 23, предназначенные для регулирования уровней воды и деаэраторе 13 и барабане в.д. 5 соответственно, при этом РК 22 установлен на входе ВО 17 по конденсату; РК 24, предназначенный для регулирования температуры конденсата перед ГПК 12 на частичных нагрузках не ниже требуемой (55 - 60oC); рециркуляционный насос (РН) 25, предназначенный для подачи нагретого в ГПК 12 конденсата на вход ПНД 21 и - через РК 4 - на вход ГПК 12.It is known that an additional increase in steam temperature n.d. can be achieved by placing a superheater n.d. in the zone of higher gas temperatures - or between the surfaces of the economizer east or SD, or parallel to the gas flow to this economizer or part thereof / 7 /. In the FIG. 1 option CCGT superheater n.d. 8 is placed between the surfaces of the economizer east ten
The PTU is also equipped with a condenser 18, a condensate pump (KH) 19, a pair of condenser condenser (KPU) 20, a low-pressure heater PND 21 installed on the condensate supply line from the PTU to the KU and hydraulically coupled: at the outlet of the heating steam - with the selection of steam from flowing part of PT 2, at the outlet of the condensate - with the input of the CCP 12 for condensate. In addition, the above thermal scheme of the CCGT unit contains: RK 22 and 23, designed to control the water levels and deaerator 13 and the drum. 5, respectively, while RK 22 is installed at the inlet of the BO 17 condensate; RK 24, designed to control the temperature of the condensate in front of the CCP 12 at partial loads not lower than the required (55 - 60 o C); a recirculation pump (PH) 25, designed to supply the condensate heated in the HPA 12 to the inlet of the PND 21 and - through the PK 4 - to the input of the HPA 12.
Работа ПГУ осуществляется следующим образом. The operation of CCGT is as follows.
Выхлопные газы ГТУ 1 поступают в КУ 3, где вырабатывается пар двух давлений, подаваемый в ПТ 2. Отработанный пар ПТ 2 сбрасывают в конденсатор 18, где происходит его конденсация с отводом тепла конденсации через охлаждающую воду в окружающую среду. Конденсат из конденсатора конденсатным насосом 19 подают через КПУ 20 и ПНД 21 в ГПК 12. Из ГПК 12 нагретый конденсат подают на вход охлаждающей воды ВО 17 с регулированием при помощи РК 23 по уровню воды в деаэраторе 13. The exhaust gases of GTU 1 enter KU 3, where two-pressure steam is generated, supplied to the ПТ 2. The spent steam of the ПТ 2 is discharged into the condenser 18, where it is condensed and the condensation heat is removed through the cooling water to the environment. Condensate from the condenser by the condensate pump 19 is fed through the CPU 20 and the PND 21 to the CCP 12. From the CCP 12, the heated condensate is fed to the inlet of the cooling water VO 17 with regulation using RK 23 according to the water level in the deaerator 13.
В базовой нагрузке ПГУ давление в ПНД 21 предполагается достаточным для требуемого нагрева конденсата перед ГПК 12 (до 55 - 60oC), РН 25 не работает, РК 24 закрыт. На частичных нагрузках, когда давление в ПНД 21 снижается, включают РН 25, и температуру перед ГПК 12 не ниже 55 - 60oC обеспечивает регулируемым при помощи РК 24 подмешиванием нагретого конденсата на вход ГПК.In the base load of the CCGT unit, the pressure in the HDPE 21 is assumed to be sufficient for the required heating of the condensate before the HPC 12 (up to 55 - 60 o C), pH 25 does not work, PK 24 is closed. At partial loads, when the pressure in the HDPE 21 decreases, the pH 25 is turned on, and the temperature in front of the HPA 12 is not lower than 55-60 ° C and provides, by means of PK 24, mixing of the heated condensate to the HPA input.
В ВО 17 конденсат после ГПК 12 дополнительно нагревают за счет тепла охлаждаемого воздуха и подают в деаэратор 13, где происходит дальнейший нагрев конденсата примерно на 12...15oC в процессе деаэрации. Возможные протечки воздуха в ВО 17 удаляются из конденсата в деаэраторе 13. Греющий пар на деаэрацию подают в деаэратор 13 из ИД 11. Питательную воду из деаэратора 13 подают питательным электронасосом 15 в барабан в.д. 4 с регулированием РК 23 по уровню воды в барабане в.д., а также самотеком в барабан н.д. 5 с регулированием РК 16 по уровню воды в барабане н.д. (перепад давления между деаэратором 13 и барабаном н.д. 5 на всех режимах составляет не менее 5 бар).In VO 17, the condensate after the HPA 12 is additionally heated by the heat of the air being cooled and fed to the deaerator 13, where the condensate is further heated by about 12 ... 15 o C during deaeration. Possible air leaks in VO 17 are removed from the condensate in the deaerator 13. Heating steam for deaeration is supplied to the deaerator 13 from the ID 11. The feed water from the deaerator 13 is fed by a feed pump 15 to the air drum. 4 with regulation of the RK 23 according to the water level in the drum of the east longitude, and also by gravity into the drum of the north east 5 with regulation of RK 16 according to the water level in the drum n.d. (the pressure drop between deaerator 13 and drum n.d. 5 in all modes is at least 5 bar).
Давления и температуры пара в.д., н.д. и промпара, температуры воды за эк. в. д. и конденсата за ГПК (перед деаэратором) - скользящие, нерегулируемые. Steam pressure and temperature and industrial steam, water temperature per eq. in. d. and condensate behind the CCP (in front of the deaerator) - sliding, unregulated.
Давление в деаэраторе устанавливается автоматически, в зависимости от температуры конденсата за ГПК и соотношения расходов греющего пара и конденсата. Поскольку температурные напоры в "пинч-пойнте" испарителя н.д. 9 и на горячем конце ГПК 12 малы, скольжение температуры конденсата за ГПК 12 относительно температуры в барабане 5 также невелико. На частичных нагрузках снижение температуры за ГПК 12 (вместе с температурой в барабане н.д. 5) сочетается с повышением нагрева конденсата в ВО 17 и деаэраторе 13 ( в связи с увеличением отношения расхода греющего воздуха в ВО 17 или пара в деаэраторе 13 к расходу конденсата), что сужает диапазон скольжение давления в деаэраторе 13. Возможное превышение давления в деаэраторе 13 некоторой предельной величины при низких температурах наружного воздуха или в аварийной ситуации предотвращают путем сброса избыточного пара через РК 14 в барабан н. д. 5, при этом недогрев конденсата перед деаэратором 13 до температуры в деаэраторе меняется в допустимых пределах (10 - 40o) на всех режимах работы блока.The pressure in the deaerator is set automatically, depending on the temperature of the condensate behind the CHP and the ratio of the flow rate of heating steam and condensate. Since the temperature head in the pinch point of the evaporator n.a. 9 and at the hot end of the CCP 12 are small, the sliding temperature of the condensate behind the CCP 12 relative to the temperature in the drum 5 is also small. At partial loads, a decrease in temperature behind the HPA 12 (together with the temperature in the drum s.a. 5) is combined with an increase in the heating of the condensate in VO 17 and deaerator 13 (due to an increase in the ratio of heating air flow in VO 17 or steam in deaerator 13 to consumption condensate), which narrows the range of pressure glide in the deaerator 13. The possible excess of pressure in the deaerator 13 of a certain limiting value at low outdoor temperatures or in an emergency is prevented by dumping excess steam through RK 14 into drum n. 5, while underheating of the condensate in front of the deaerator 13 to a temperature in the deaerator varies within acceptable limits (10 - 40 o ) in all operating modes of the unit.
При одном и том же давлении пара н.д. давление и температура в деаэраторе 13 заявляемой ПГУ устанавливаются более высокими, чем в прототипе, за счет дополнительного нагрева конденсата за ГПК 12 в ВО ГТУ 17. Это позволяет снизить расход тепла из средней зоны КУ в экономайзер в.д. 10 на величину теплосъема в ВО 17 и таким образом использовать теплосъем ВО 17 для выработки дополнительного количества пара н.д. и повышения мощности ПТ. At the same vapor pressure n.d. the pressure and temperature in the deaerator 13 of the inventive CCGT unit are set higher than in the prototype due to additional heating of the condensate for the CCP 12 in the GTU 17. This allows to reduce the heat consumption from the middle zone of the KU to the economizer 10 by the amount of heat removal in VO 17 and thus use the heat removal of VO 17 to generate additional steam n.d. and increase the power of the PT.
С увеличением температуры пара н.д. за счет размещения пароперегревателя н. д. 7 в зоне более высоких температур газа, т.е. между поверхностями экономайзера в. д. 10, при одинаковой величине давления пара н.д. перед ПТ 2 начальное давление пара перед ПТ, соответствующее некоторому предельному значению влажности пара за последней ступенью ПТ, а также величина сработанного теплоперепада на ступенях ПТ до смещения с паром н.д., возрастают, что, в итоге, приводит к дополнительному повышению мощности ПТ и экономичности ПГУ в целом. With increasing steam temperature n.d. due to the placement of a superheater n. 7 in the zone of higher gas temperatures, i.e. between the economizer's surfaces. d. 10, with the same vapor pressure n.d. before ПТ 2, the initial vapor pressure before the ПТ, corresponding to a certain limiting value of steam humidity behind the last stage of the ПТ, as well as the amount of heat transfer at the steps of the ПТ before displacement with steam n.a., increase, which, as a result, leads to an additional increase in the power of the ПТ and the profitability of CCGT in general.
Согласно проведенным заявителем сопоставительным расчетам ПГУ, выполненным для одних и тех же исходных данных по потерям давления и тепла в пароводяном тракте ПСЧ, для одинаковых параметров дымовых газов ГТ перед КУ и одинаковых данных технического уровня используемых проточных частей ПИ ("сухих" КПД для одинаковых участков ПТ, коэффициентов влияния протечек на внутреннюю мощность и т.п.), а также при одинаковых величинах суммарной поверхности теплообмена КУ и давления пара н.д. перед ПТ, повышение мощности ПТ в варианте ПГУ, приведенной на чертеже, по сравнению с прототипом при относительной величине отвода тепла из газотурбинного цикла с охладителем Qo/Pгт, равной 4,1%, составило более 2%.According to the comparative calculations of the CCGT by the applicant, performed for the same initial data on pressure and heat losses in the PSH steam-water path, for the same parameters of the flue gases of the GT in front of the KU and the same data of the technical level of the used flow parts of the PI (“dry” efficiency for the same sections PT, the coefficients of the influence of leaks on the internal power, etc.), as well as at the same values of the total heat exchange surface of the KU and steam pressure n.d. before Fr, Fr power increase in PSU embodiment shown in the drawing, as compared to the prior art when the relative magnitude of heat removal from the gas turbine cycle with intercooler Q o / P rm equal to 4.1%, was more than 2%.
Приведенный на чертеже пример не исчерпает всех возможных вариантов реализации заявляемого изобретения и служит лишь для его иллюстрации. The example shown in the drawing does not exhaust all possible embodiments of the claimed invention and serves only to illustrate it.
Источники информации
1. Л. В. Арсеньев, В.Г.Тырышкин. Комбинированные установки с газовыми турбинами. - Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1982, 247 с., с. 67-71.Sources of information
1. L.V. Arseniev, V.G. Tyryshkin. Combined installations with gas turbines. - L .: Engineering, Leningrad. Department, 1982, 247 p., p. 67-71.
2. Г. Г.Ольховский. Энергетические газотурбинные установки. - М.: Энергоатомиздат, 1985, 304 с., с. 18-23. 2. G. G. Olkhovsky. Power gas turbine units. - M .: Energoatomizdat, 1985, 304 p., P. 18-23.
3. GT26 Kicks off New Zealand Combine Cycle Program // Turbomachinery International, март/апрель 1997, с. 33
4. Высокоэффективная комбинированная установка с паровым охлаждением газовой турбины / Л.В.Арсеньев, Ю.Г. Корсов, Е.А. Ходак и др. // Теплоэнергетика, 1990, N 3, с. 20.3. GT26 Kicks off New Zealand Combine Cycle Program // Turbomachinery International, March / April 1997, p. 33
4. Highly efficient combined installation with steam cooling of a gas turbine / L.V. Arsenyev, Yu.G. Korsov, E.A. Khodak et al. // Thermal Engineering, 1990, N 3, p. 20.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97120380A RU2144994C1 (en) | 1997-12-09 | 1997-12-09 | Combined-cycle plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97120380A RU2144994C1 (en) | 1997-12-09 | 1997-12-09 | Combined-cycle plant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU97120380A RU97120380A (en) | 1999-09-10 |
| RU2144994C1 true RU2144994C1 (en) | 2000-01-27 |
Family
ID=20199808
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97120380A RU2144994C1 (en) | 1997-12-09 | 1997-12-09 | Combined-cycle plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2144994C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA016385B1 (en) * | 2007-03-22 | 2012-04-30 | Нутер/Эриксен, Инк. | High efficiency feedwater heater |
| RU2508454C2 (en) * | 2009-09-22 | 2014-02-27 | Сименс Акциенгезелльшафт | Power plant with bypass control valve |
| RU2560660C1 (en) * | 2014-08-29 | 2015-08-20 | Михаил Аркадьевич Верткин | Steam-power plant |
| RU2564658C2 (en) * | 2013-11-13 | 2015-10-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Environmentally safe power plant based on detonation combustion chamber |
| RU2586802C2 (en) * | 2011-03-24 | 2016-06-10 | Дженерал Электрик Компани | Combined cycle power plant (versions) |
-
1997
- 1997-12-09 RU RU97120380A patent/RU2144994C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Акимов Н.К. и до. Теплофикационная парогазовая установка мощностью 130 МВт. Ж. "Теплоэнергетика", 1992, N 9, с.22, рис.1. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA016385B1 (en) * | 2007-03-22 | 2012-04-30 | Нутер/Эриксен, Инк. | High efficiency feedwater heater |
| RU2508454C2 (en) * | 2009-09-22 | 2014-02-27 | Сименс Акциенгезелльшафт | Power plant with bypass control valve |
| RU2586802C2 (en) * | 2011-03-24 | 2016-06-10 | Дженерал Электрик Компани | Combined cycle power plant (versions) |
| US9404393B2 (en) | 2011-03-24 | 2016-08-02 | General Electric Company | Combined cycle power plant |
| RU2564658C2 (en) * | 2013-11-13 | 2015-10-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Environmentally safe power plant based on detonation combustion chamber |
| RU2560660C1 (en) * | 2014-08-29 | 2015-08-20 | Михаил Аркадьевич Верткин | Steam-power plant |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR100341646B1 (en) | Method of cooling thermally loaded components of a gas turbine group | |
| EP1133620B1 (en) | Combined cycle power plant having improved cooling and method of operation thereof | |
| RU2200850C2 (en) | Gas-and steam-turbine plant and method of its operation | |
| US5428950A (en) | Steam cycle for combined cycle with steam cooled gas turbine | |
| US5799481A (en) | Method of operating a gas-turbine group combined with a waste-heat steam generator and a steam consumer | |
| US20070017207A1 (en) | Combined Cycle Power Plant | |
| US8387356B2 (en) | Method of increasing power output of a combined cycle power plant during select operating periods | |
| US4961311A (en) | Deaerator heat exchanger for combined cycle power plant | |
| JPH0445643B2 (en) | ||
| RU2062332C1 (en) | Combined-cycle plant | |
| SU1521284A3 (en) | Power plant | |
| CA2019748C (en) | Combined gas and steam turbine plant with coal gasification | |
| US6408612B2 (en) | Gas and steam-turbine plant | |
| JPH10196316A (en) | Combined power generating plant and closed air cooling gas turbine system | |
| US6363710B1 (en) | Gas and steam-turbine plant | |
| US20040025510A1 (en) | Method for operating a gas and steam turbine installation and corresponding installation | |
| JP2593197B2 (en) | Thermal energy recovery method and thermal energy recovery device | |
| RU2144994C1 (en) | Combined-cycle plant | |
| JPH03221702A (en) | Duplex type heat exchanger for waste heat recovery | |
| US4897999A (en) | Steam power plant | |
| US7033420B2 (en) | Process and apparatus for the thermal degassing of the working medium of a two-phase process | |
| CA2068298A1 (en) | Internal moisture separation cycle | |
| RU2107826C1 (en) | Steam-gas plant with deaerator-evaporator | |
| JP2002021508A (en) | Condensate supply system | |
| JP2001214758A (en) | Gas turbine combined power generation plant facility |