JP2005226500A - Method for stopping power plant - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、発電プラントの停止方法に関する。 The present invention relates to a method for stopping a power plant.
一般に、発電プラントにおいては、ボイラでの燃料の燃焼によって水を加熱して蒸気を発生し、発生した蒸気をタービン関係配管を介してタービンケーシング内に送ってタービンを軸廻りに回転させ、この回転を発電機に伝達して発電を行っている。なお、前記タービンの回転に使用された蒸気は復水器へと排出され、当該復水器にて冷却凝縮されて水に戻された後、再び前記ボイラに供給される(例えば、特許文献1を参照。)。 Generally, in a power plant, water is heated by combustion of fuel in a boiler to generate steam, and the generated steam is sent into a turbine casing through a turbine-related pipe to rotate the turbine around its axis. Is transmitted to the generator to generate electricity. The steam used for the rotation of the turbine is discharged to a condenser, cooled and condensed by the condenser, returned to water, and then supplied to the boiler again (for example, Patent Document 1). See).
このような発電プラントは、設備点検を目的として定期的に所定時間だけ停止され、その停止に当たっては、少なくとも次に示す6つの工程が行われる(図3の工程表を参照)。
(1)発電プラントの解列工程
(2)ボイラへの燃料供給等を停止して、ボイラを消火するボイラ消火工程
(3)消火したボイラ内に送風して該ボイラを冷却するボイラ冷却工程
(4)ボイラ消火工程後になされ、復水器内の真空度を下げる真空破壊工程
(5)真空破壊工程後になされ、該ボイラ内および前記タービン関係配管内の水を除去する内部水除去工程
(6)前記タービンを軸廻りに所定時間に亘って低速回転させるターニング工程
Such a power plant is periodically stopped for a predetermined time for the purpose of facility inspection, and at the time of the stop, at least the following six steps are performed (see the process chart of FIG. 3).
(1) Power plant disconnection process (2) Boiler fire extinguishing process for stopping the fuel supply to the boiler and extinguishing the boiler (3) Boiler cooling process for blowing the air into the fire extinguisher and cooling the boiler 4) Vacuum break process that is performed after the boiler fire extinguishing process and lowers the degree of vacuum in the condenser (5) Internal water removal process that is performed after the vacuum break process and removes water in the boiler and the turbine-related piping (6) A turning step of rotating the turbine at a low speed around a shaft for a predetermined time.
ここで、前記ターニング工程が必須である理由は、プラント停止からの所定時間に亘ってタービンを回転させずにおくと、タービンケーシング内の温度低下に伴い生じるタービンの部分的な温度差やその自重等に起因して、タービンに曲がり等の熱変形が生じるためである。 Here, the reason why the turning step is indispensable is that if the turbine is not rotated for a predetermined time after the plant is stopped, a partial temperature difference of the turbine caused by a temperature drop in the turbine casing or its own weight is generated. This is because thermal deformation such as bending occurs in the turbine.
なお、かかるターニング工程においては、タービンの回転に伴って、タービン軸受けに供給している軸受け潤滑油が摩擦発熱することから、この潤滑油の冷却は必須なものとされていた。その結果、この潤滑油を冷却するための一次冷却水を供給する一次冷却系統の設備は元より、前記一次冷却水を冷却するための二次冷却系統の設備までもターニング工程が完了するまで停止できないものと考えられていた。換言すれば、従来は、この「ターニング工程の完了」を、二次冷却系統を停止するための停止可能条件として用いていた。
しかしながら、図3に示すように、このターニング工程は比較的長時間の工程であるために、二次冷却系統の設備の停止時期は、発電プラントのその他の設備に比べて著しく遅れてしまい、これに伴って当該二次冷却系統の設備の点検時間を確保するのが難しくなっていた。 However, as shown in FIG. 3, since this turning process is a relatively long process, the shutdown timing of the secondary cooling system equipment is significantly delayed compared to other equipment in the power plant. As a result, it has become difficult to secure inspection time for the equipment of the secondary cooling system.
本発明はかかる従来の課題に鑑みて成されたもので、発電プラントにおけるタービン軸受け潤滑油の冷却に供する設備の点検時間を確保することが可能な発電プラントの停止方法を提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of such conventional problems, and an object of the present invention is to provide a method for stopping a power plant that can secure inspection time for equipment used for cooling turbine bearing lubricating oil in the power plant. To do.
かかる目的を達成するために請求項1に記載の発明は、ボイラでの燃料の燃焼によって水を加熱して蒸気を発生し、該発生した蒸気をタービン関係配管を介してタービンケーシング内に送ってタービンを軸廻りに高速回転させ、該回転を発電機に伝達して発電する発電プラントの停止方法であって、該発電プラントの解列後に、前記消火したボイラ内に送風して該ボイラを冷却するボイラ冷却工程と、該ボイラ冷却工程後に、前記ボイラ内および前記タービン関係配管内の水を除去する内部水除去工程と、前記タービンを軸廻りに所定時間に亘って低速回転させるターニング工程と、を行う発電プラントの停止方法において、前記ボイラ冷却工程および前記内部水除去工程が完了したか否かを判定し、完了している判定の場合には、前記ターニング工程の完了前に、前記タービンの軸受け潤滑油の冷却に供する冷却水のポンプを停止することを特徴とする。 In order to achieve such an object, the invention described in claim 1 is to generate water by heating water by combustion of fuel in a boiler, and sending the generated steam into a turbine casing via a turbine-related pipe. A method for stopping a power plant that rotates a turbine at a high speed around an axis and generates power by transmitting the rotation to a generator, and after the power plant is disconnected, blows into the fired boiler to cool the boiler A boiler cooling step, an internal water removal step of removing water in the boiler and the turbine-related piping after the boiler cooling step, a turning step of rotating the turbine at a low speed around a shaft for a predetermined time, In the power plant shutdown method, it is determined whether or not the boiler cooling step and the internal water removal step are completed. Prior to completion of the ring step, characterized in that the pump is stopped in the cooling water to be subjected to cooling of the bearing lubrication oil of the turbine.
請求項2に記載の発明は、ボイラでの燃料の燃焼によって水を加熱して蒸気を発生し、該発生した蒸気をタービン関係配管を介してタービンケーシング内に送ってタービンを軸廻りに回転させ、該回転を発電機に伝達して発電する発電プラントの停止方法であって、該発電プラントの解列後に、前記消火したボイラ内に送風して該ボイラを冷却するボイラ冷却工程と、該ボイラ冷却工程後に、前記ボイラ内および前記タービン関係配管内の水を除去する内部水除去工程と、を行う発電プラントの停止方法において、前記ボイラ冷却工程および前記内部水除去工程が完了したか否かのみを判定し、完了している判定の場合には、前記タービンの軸受け潤滑油の冷却に供する冷却水のポンプを停止することを特徴とする。 According to the second aspect of the present invention, steam is generated by heating water by combustion of fuel in a boiler, and the generated steam is sent into a turbine casing through a turbine-related pipe to rotate the turbine around its axis. A method for stopping a power plant that generates power by transmitting the rotation to a generator, the boiler cooling step for cooling the boiler by blowing into the fire-extinguished boiler after the power plant is disconnected, and the boiler In the method of stopping the power plant that performs the internal water removal step of removing the water in the boiler and the turbine-related piping after the cooling step, only whether the boiler cooling step and the internal water removal step are completed. In the case where the determination is complete, the cooling water pump for cooling the bearing lubricating oil of the turbine is stopped.
請求項3に記載の発明は、請求項1または2に記載の発電プラントの停止方法において、前記発電プラントは、前記タービンの回転に供した蒸気を凝縮して水に戻すとともに、該水を前記ボイラに供給する復水器を備え、前記ボイラ冷却工程後には、更に、前記復水器内の真空度を下げる真空破壊工程を行い、該真空破壊工程の完了を前記判定に加えることを特徴とする。 The invention according to claim 3 is the method for shutting down the power plant according to claim 1 or 2, wherein the power plant condenses the steam used for the rotation of the turbine and returns it to water, A condenser for supplying to the boiler is provided, and after the boiler cooling step, a vacuum breaking step for lowering the degree of vacuum in the condenser is further performed, and completion of the vacuum breaking step is added to the determination. To do.
請求項4に記載の発明は、請求項1〜3のいずれかに記載の発電プラントの停止方法において、前記発電プラントは、前記軸受け潤滑油に一次冷却水を循環供給する一次循環流路と、該一次循環流路に設けられ、前記一次冷却水を二次冷却水によって冷却する熱交換器と、該熱交換器に前記二次冷却水を循環供給するポンプとを備え、前記冷却水のポンプは、前記二次冷却水を循環供給するポンプであることを特徴とする。 The invention according to claim 4 is the method for stopping the power plant according to any one of claims 1 to 3, wherein the power plant circulates primary cooling water to the bearing lubricating oil, A heat exchanger provided in the primary circulation flow path for cooling the primary cooling water with secondary cooling water; and a pump for circulatingly supplying the secondary cooling water to the heat exchanger. Is a pump for circulatingly supplying the secondary cooling water.
請求項5に記載の発明は、請求項4に記載の発電プラントの停止方法において、前記冷却水のポンプによって、前記二次冷却水として海水を前記熱交換器へ供給するとともに、該熱交換器にて前記一次冷却水の冷却に供した前記二次冷却水を海に放流することを特徴とする。 According to a fifth aspect of the present invention, in the method for shutting down a power plant according to the fourth aspect, seawater is supplied to the heat exchanger as the secondary cooling water by the cooling water pump, and the heat exchanger The secondary cooling water used for cooling the primary cooling water is discharged into the sea.
請求項6に記載の発明は、請求項1〜5のいずれかに記載の発電プラントの停止方法において、前記発電プラントは、前記発電機に電力を入力することによって、前記ターニング工程におけるタービンの低速回転を行うことを特徴とする。 According to a sixth aspect of the present invention, in the method for stopping a power plant according to any one of the first to fifth aspects, the power plant inputs low power of the turbine in the turning process by inputting electric power to the generator. It is characterized by rotating.
本発明によれば、発電プラントにおけるタービン軸受け潤滑油の冷却に供する設備の点検時間を確保することが可能となる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, it becomes possible to ensure the inspection time of the equipment used for cooling of the turbine bearing lubricating oil in a power plant.
以下、本発明の実施形態を添付図面を参照して詳細に説明する。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.
===発電プラントの構成===
図1は、発電プラントの概略構成図である。
この発電プラント1では、ボイラ11での燃料の燃焼によって水を加熱して蒸気を発生し、発生した蒸気をタービン関係配管131a,151b,131b,131c,141を介してタービンケーシング内に送ってタービン31a,31b,31cを軸廻りに回転させ、この回転を発電機33a,33bに動力として伝達して発電がなされている。
このような発電プラント1は、大まかには、ボイラ11で燃料を燃焼させるための燃焼系統10と、水から蒸気を発生させてタービン31a,31b,31cを回転させるための復水・蒸気系統30と、これら系統10,30の設備に冷却水を供給する冷却系統60との三系統に大別される(冷却系統60については図2を参照。)。
=== Configuration of the power plant ===
FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a power plant.
In this power plant 1, water is heated by the combustion of fuel in the
Such a power plant 1 roughly includes a
−−−(1)燃焼系統−−−
先ず、図1を参照して、燃焼系統について説明する。
燃焼系統10は、ボイラ11と、排ガス処理設備21とを備えている。
--- (1) Combustion system ---
First, the combustion system will be described with reference to FIG.
The
<<<ボイラ>>>
ボイラ11は、燃料を燃焼するための火炉11aを本体とする。この火炉11a内の下部には燃焼バーナ13が設けられている。燃焼バーナ13には、微粉炭機15から燃料としての微粉炭が、また押込通風機17からは燃焼空気が供給されて、これらは前記燃焼バーナ13内で混合されて火炉11a内で燃焼する。
<<< Boiler >>>
The
火炉11a内の上部には、後記復水器41から供給される水を蒸気にするための過熱器51aおよび再熱器51bが配置されている。なお、これら過熱器51a,51bについては、復水・蒸気系統30のところで説明する。
A
<<<排ガス処理設備>>>
火炉11aの下流側には、前記燃焼によって発生した排ガスを処理するための前記排ガス処理設備21が設けられている。すなわち、排ガス中の窒素酸化物を除去する脱硝装置23、ダストを除去する集塵装置25、および硫黄酸化物を除去する脱硫装置27が順次設けられている。そして、これらを通過した排ガスは、煙突29から大気放散される。なお、集塵装置25と脱硫装置27との間には誘引通風機(不図示)が、また脱硫装置27と煙突29との間には脱硫通風機(不図示)が設けられており、これらによって、排ガスは吸引等されて、前述の流れに沿って流れる。
<<< Exhaust gas treatment equipment >>>
The exhaust
−−−(2)復水・蒸気系統−−−
次に、図1を参照して、復水・蒸気系統30について説明する。
復水・蒸気系統30は、前記タービン31a,31b,31cと、このタービン31a,31b,31cからの排出蒸気を凝縮して水にする復水器41と、復水器41から供給された水を蒸気にする過熱器(過熱器51a、再熱器51b)とを備えている。この過熱器51a,51bの発生蒸気は、タービン関係配管131a,151b,131b,131c,141を介して前記タービン31a,31b,31cへ供給され、これによって当該復水・蒸気系統は循環系となっている。
---- (2) Condensate / steam system ---
Next, the condensate /
The condensate /
<<<タービン>>>
タービン31a,31b,31cは、過熱器51aで発生した蒸気により回転する高圧タービン31aと、この高圧タービン31aの排出蒸気を再熱器51bで加熱して得られた再加熱蒸気により回転する中圧タービン31bと、この中圧タービン31bの排出蒸気により回転する低圧タービン31cとから構成される。低圧タービン31cの回転に供された排出蒸気は前記復水器41に戻される。なお、低圧タービン31cは二台設けられており、それぞれに対して、中圧タービン31bから排出蒸気が供給される。また、上述した蒸気の流れは、過熱器51aと高圧タービン31aのケーシングとを繋ぐタービン関係配管131a、高圧タービン31aのケーシングと再熱器51bとを繋ぐタービン関係配管151b、再熱器51bと中圧タービン31bのケーシングとを繋ぐタービン関係配管131b、中圧タービン31bのケーシングと低圧タービン31cのケーシングとを繋ぐタービン関係配管131c、低圧タービン31cのケーシングと復水器41とを繋ぐタービン関係配管141によって達成されている。
<<< Turbine >>>
The
高圧タービン31aと中圧タービン31bとは互いに同軸に連結されている。そして、これらの回転は、前記タービン31a,31bに同軸に連結された一次発電機33aに入力されて、一次発電機33aによって電力を生み出すようになっている。また、前記二台の低圧タービン31c,31c同士も互いに同軸に連結されており、これらの回転は、これらタービン31c,31cに同軸に連結された二次発電機33bに入力される。そして、当該二次発電機33bは電力を生み出すようになっている。
The
これらのタービン31a,31b,31cは、それぞれに、スラスト軸受けやメタル軸受け等の軸受け(不図示)によって支持されつつ、各タービンケーシング内に収まっている。そして、前記蒸気が前記タービン関係配管131a,151b,131b,131c,141を介して各タービンケーシングに供給されて、これによってタービン31a,31b,31cが軸廻りに回転する。
Each of these
<<<復水器>>>
復水器41は、気密容器を本体とする。この容器の上部には、前記低圧タービン31c,31cから排出される排出蒸気を前記タービン関係配管141を介して取り込む蒸気取込口43を有し、前記容器内の中央部には、前記排出蒸気を冷却凝縮して水にするための管巣45を、また、前記容器内の下部には、前記冷却凝縮された水を貯留するためのホットウエル47を有している。
<<< Condenser >>>
The
管巣45は、複数の伝熱管から構成され、これら伝熱管内には後記海水循環ポンプ45aによって汲み上げられた海水が流されて、前記排出蒸気を冷却凝縮して水にする。この冷却に供された伝熱管の海水は海Sへと放流される。なお、この海水循環ポンプ45aは、後述の二次冷却系統60の一部を構成する。
The
ホットウエル47には、前記管巣45にて冷却凝縮された水が貯留される。このホットウエル47の底部は、送水管47aを介して前記過熱器51aに連通しており、当該送水管47aに設けられた復水ポンプ47bによって、前記貯留された水を過熱器51aへ供給するようになっている。
The
また、この復水器41は、その内部を真空脱気するための排気管48aおよび真空ポンプ48bを備えており、真空脱気を行うことによって、復水器41内の水の溶存酸素量を減らすようになっている。この溶存酸素は、ボイラ11等を腐食等するため、発電プラント稼働中の復水器41内は高度の真空状態に維持されている。但し、発電プラント停止中にあっては、この真空状態は解除される。この解除のことを通常は「真空破壊」と言い、当該真空破壊は、前記復水器41の内外を連通する空気導入管49aに設けられた真空破壊弁49bを開けることによってなされる。
Further, the
<<<過熱器>>>
過熱器51a,51bは、前記復水器41等から供給される水を蒸気にするためのものであり、前述したように、ボイラ11の火炉11a内の上部に、過熱器51aおよび再熱器51bが配置されている。過熱器51aには復水器41から水が供給され、この水が過熱器51a内を流れる間に、火炉11aの燃焼熱が水に与えられ、これによって前記水は蒸気となる。そして、この蒸気がタービン関係配管131aを介して高圧タービン31aに供給される。一方、再熱器51bは、高圧タービン31aからタービン関係配管151bを介して排出される蒸気を再加熱し、これにより得られた再加熱蒸気を、タービン関係配管131bを介して中圧タービン31bに供給する。
<<< Superheater >>>
The
−−−(3)冷却系統−−−
次に、図2の冷却系統図を参照して、冷却系統60について説明する。
冷却系統60は、タービン31a,31b,31cの軸受け潤滑油の冷却に供する一次冷却水を循環供給する一次冷却系統61と、この一次冷却水を熱交換器69を介して冷却する二次冷却系統65とを備えている。
--- (3) Cooling system ---
Next, the
The
前記軸受け潤滑油は、前記タービンの回転に伴う軸受けの摩擦を軽減するものであり、その循環流路71aを介してタービンの軸受けに循環供給される。この循環流路71aは、貯留タンク73と第1熱交換器75とを備えており、貯留タンク73に貯留された潤滑油は、第1熱交換器75に供給される一次冷却水によって冷却された後、前記軸受けに送られる。
The bearing lubricating oil reduces the friction of the bearing accompanying the rotation of the turbine, and is circulated and supplied to the bearing of the turbine through the circulation passage 71a. The circulation channel 71 a includes a
一次冷却系統61は、前記第1熱交換器75に一次冷却水を循環供給する一次循環流路61aを備えている。この一次循環流路61aは、前記第1熱交換器75とは別に、前記一次冷却水の冷却用として第2熱交換器69を備えている。そして、前記潤滑油の冷却によって暖められた一次冷却水は、この第2熱交換器69に循環供給される二次冷却水によって冷却される。なお、前記一次冷却水には純水が使用される。
The
二次冷却系統65は、前記第2熱交換器69に二次冷却水を循環供給する二次循環流路65aを備えている。そして、この二次循環流路65aは、二次冷却水を前記第2熱交換器69へ供給するための循環ポンプとして海水循環ポンプ45aを備えている。すなわち、二次冷却水には海水が使用され、前記海水循環ポンプ45aによって海Sから吸い上げた海水を前記第2熱交換器69へ供給し、この第2熱交換器69にて一次冷却水の冷却に供した後、海Sへ放流するようになっている。
The
そして、このように二次冷却水として海水を使用しているので、冷却に供した二次冷却水を海Sに放流すれば、当該海水は海中にて自然に冷却される。従って、二次冷却水を空冷するためのクーリングタワー等を設けずに済み、もって発電プラントの装置構成を簡略にできる。 And since seawater is used as secondary cooling water in this way, if the secondary cooling water used for cooling is discharged into the sea S, the seawater is naturally cooled in the sea. Therefore, it is not necessary to provide a cooling tower or the like for air cooling the secondary cooling water, and the apparatus configuration of the power plant can be simplified.
なお、この二次冷却系統65については、低圧タービン31cから復水器41へと排出される排出蒸気の冷却に対しても使用されている。すなわち、この二次冷却系統65は、海水循環ポンプ45aの下流側にて本流から分岐する分岐流路(不図示)を有し、この分岐流路は、低圧タービン31cの出側部分のタービン関係配管141に至っている。
The
===発電プラントの停止手順===
<<<停止手順の概要>>>
このような発電プラント1は、設備点検を目的として定期的に所定時間だけ停止される。その停止に当たっては、図3の工程表に示すように、少なくとも次に示す6つの工程が行われる。
(1)発電プラントの解列工程:これは、発電プラント1と送電線との間に介装された遮断器を開閉することによって、発電プラント1から送電線への電力供給を断つ工程である。
(2)ボイラ消火工程:これは、微粉炭機15による微粉炭の供給および押込送風機17による燃焼空気の供給をそれぞれ停止することによって、前記ボイラ11の火炉11aを消火する工程である。
(3)ボイラ冷却工程:これは、消火した火炉11a内に、前記押込送風機17で大気を送風し、これによって火炉11aを強制冷却する工程である。
(4)真空破壊工程:これは、前記ボイラ冷却工程の後工程であって、発電プラント稼働中に高度な真空状態に維持された復水器41内に大気を導入して、その真空度を下げる工程である。前記真空破壊弁49bを開けることによってなされる。
(5)内部水除去工程:これは、前記真空破壊工程の後工程であって、前記火炉11a内、および前記タービン関係配管131a,151b,131b,131c,141内等に付着する水を除去する工程である。
(6)ターニング工程:これは、前記ボイラ冷却工程とほぼ同時に開始される工程であって、前記タービン31a,31b,31cを軸廻りに所定時間に亘って低速回転させることにより、タービン31a,31b,31cに生じる虞のある前述の熱変形を防ぐ工程である。モータ駆動のターニング装置(不図示)を、そのクラッチ等を介して各タービン31a,31b,31cに連結し、前記モータの回転力をタービン31a,31b,31cに伝達することによってタービンを軸廻りに回転させる。
=== Power plant shutdown procedure ===
<<< Outline of stop procedure >>>
Such a power plant 1 is periodically stopped for a predetermined time for the purpose of equipment inspection. At the time of the stop, as shown in the process chart of FIG. 3, at least the following six processes are performed.
(1) Power plant disconnecting process: This is a process of cutting off the power supply from the power plant 1 to the power transmission line by opening and closing a circuit breaker interposed between the power plant 1 and the power transmission line. .
(2) Boiler fire extinguishing process: This is a process of extinguishing the
(3) Boiler cooling step: This is a step of forcibly cooling the
(4) Vacuum breaking step: This is a subsequent step of the boiler cooling step, and the atmosphere is introduced into the
(5) Internal water removal step: This is a step after the vacuum breaking step, and removes water adhering to the inside of the
(6) Turning process: This is a process that is started almost simultaneously with the boiler cooling process, and the
ここで、図3の工程表を見て判るように、これら6つの工程の中で、ターニング工程が最も長時間に亘って行われる。そして、従来は、前述のタービン軸受け潤滑油の冷却の観点から、この「ターニング工程の完了」を、二次冷却系統65の停止可能条件として用いていた。その結果、二次冷却系統の設備の停止時期は、発電プラントのその他の設備に比べて著しく遅れてしまい、これに伴って当該二次冷却系統の設備の点検時間の確保が困難になっていた。
Here, as can be seen from the process chart of FIG. 3, among these six processes, the turning process is performed for the longest time. Conventionally, from the viewpoint of cooling the turbine bearing lubricating oil described above, this “completion of the turning process” has been used as a condition for stopping the
これに対して、本発明にあっては、二次冷却系統の停止可能条件として、「ボイラ冷却工程の完了」および「内部水除去工程の完了」を用いるようにしている。すなわち、「ターニング工程の完了」を待たずに、これら二つの条件を満たせば、二次冷却系統を停止することができるようになっている。よって、二次冷却系統の停止時期を大幅に前倒し可能となり、当該二次冷却系統の設備点検時間を容易に確保可能となっている。 On the other hand, in the present invention, “completion of the boiler cooling process” and “completion of the internal water removal process” are used as conditions for stopping the secondary cooling system. That is, the secondary cooling system can be stopped if these two conditions are satisfied without waiting for “the completion of the turning process”. Therefore, the stop timing of the secondary cooling system can be greatly advanced, and the facility inspection time of the secondary cooling system can be easily secured.
なお、本願発明者は、以下の検討を通して、上記停止可能条件を見出した。 In addition, this inventor discovered the said stop possible condition through the following examination.
<<<二次冷却系統の停止可能条件の検討>>>
先ず、検討に用いる判断指標としては、タービンの軸受け潤滑油温度と、低圧タービン31cの排出蒸気温度とを使用した。ここで、排出蒸気温度も対象としているのは、前述したように、当該二次冷却系統65は、低圧タービン31cの排出蒸気の冷却にも用いられているためである。
<<< Examination of conditions for stopping secondary cooling system >>>
First, the turbine bearing lubricating oil temperature and the exhaust steam temperature of the low-
次に、実験手順を説明すると、解列工程以降の前記6工程については、通常通り実行する。但し、事前の机上検討から、二次冷却系統65の停止時期としては内部水除去工程の完了時点が有望であると予想されていたため、この内部水除去工程の完了時に二次冷却系統65を停止した。なお、二次冷却系統65の停止は、前記海水循環ポンプ45aを停止することによってなされる。また、二次冷却系統65とほぼ同時に一次冷却系統61も停止されるのは言うまでもない。
Next, the experimental procedure will be described. The six steps after the disconnection step are executed as usual. However, from the preliminary desk study, it was predicted that the completion time of the internal water removal process was promising as the stop timing of the
図4および図5に、実験結果であるタービンの軸受け潤滑油の温度チャートおよび低圧タービン31aの排出蒸気温度チャートをそれぞれ示す。
なお、軸受け潤滑油の温度チャートとしては、一つの軸受け潤滑油の温度チャートのみを代表させて示しているが、他の軸受けについても同様の傾向であった。
図4の軸受け潤滑油の温度チャートを見ると、二次冷却系統65を停止した時期、すなわち内部水除去工程の完了時点においても、軸受け潤滑油の温度に大きな変動が無いことが判る。従って、内部水除去工程の完了後であれば、二次冷却系統65を停止しても問題無く、少なくとも内部水除去工程の完了後であれば、二次冷却系統65の停止は可能であると考えられる。
FIG. 4 and FIG. 5 show a temperature chart of turbine bearing lubricating oil and an exhaust steam temperature chart of the low-
In addition, as a temperature chart of bearing lubricating oil, only the temperature chart of one bearing lubricating oil is shown as a representative, but the same tendency was observed for other bearings.
It can be seen from the temperature chart of the bearing lubricant in FIG. 4 that there is no significant fluctuation in the temperature of the bearing lubricant even when the
なお、このターニング工程の最中に、軸受け潤滑油の冷却水を停止可能な理由としては、ターニング工程中のタービンの回転は、発電プラント稼働中に比べて低速であり、軸受け潤滑油の摩擦発熱は大きくないこと等が考えられる。 The reason why the cooling water for the bearing lubricating oil can be stopped during this turning process is that the rotation of the turbine during the turning process is slower than that during operation of the power plant, and the frictional heat generated by the bearing lubricating oil. May not be large.
一方、図5の排出蒸気温度チャートを見ると、二次冷却系統65が停止された内部水除去工程の完了時点において、排出蒸気温度は、一方の低圧タービン31cが46℃、他方31cが48℃であり、許容範囲の上限値たる80℃には到達していない。また、前記停止に際して特に温度上昇することもなく、その後も温度は下降傾向を維持している。従って、排出蒸気温度の観点からも、内部水除去工程の完了後であれば二次冷却系統の停止は可能であると考えられる。
On the other hand, when the exhaust steam temperature chart of FIG. 5 is seen, at the time of completion of the internal water removal step when the
但し、注意すべきは、内部水除去工程の前工程である真空破壊工程において、当該排出蒸気温度が著しく上昇していることである。すなわち、排出蒸気温度は、20〜26℃程度上昇し、その最高温度は、一方の低圧タービンが55℃、他方が62℃となっており、前記許容上限の80℃には達していないが、かなり近い温度となっている。そして、この実験では前記真空破壊工程においては二次冷却系統65を停止していない。従って、仮に二次冷却系統65を停止していた場合には、前記許容上限に達していた可能性があり、このことから、少なくとも真空破壊工程以前の二次冷却系統65の停止は不可能であると考えられる。
However, it should be noted that the exhaust steam temperature is remarkably increased in the vacuum breaking process, which is a process preceding the internal water removing process. That is, the exhaust steam temperature rises by about 20 to 26 ° C., and the maximum temperature is 55 ° C. for one low-pressure turbine and 62 ° C. for the other, and does not reach the allowable upper limit of 80 ° C. The temperature is very close. In this experiment, the
従って、望ましくは、前記停止可能条件である「ボイラ冷却工程の完了」および「内部水除去工程の完了」に、「真空破壊工程の完了」を加えると良い。そうすれば、設備トラブルを更に確実に防ぐことが可能となる。 Therefore, it is desirable to add “completion of the vacuum breaking process” to “completion of the boiler cooling process” and “completion of the internal water removal process”, which are the conditions for stopping. If it does so, it will become possible to prevent a facility trouble further reliably.
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は、かかる実施形態に限定されるものではなく、以下に示すような変形が可能である。 As mentioned above, although embodiment of this invention was described, this invention is not limited to this embodiment, The deformation | transformation as shown below is possible.
本実施形態では、ターニング工程におけるタービンの低速回転を、モータ駆動のターニング装置によって行ったが、これに限るものではない。例えば、発電機に電力を入力してこれをモータとして用いて、これによってタービンを低速回転させても良い。なお、この場合には、ターニング装置を別途設けずに済むため、装置構成の簡略化が図れる。 In this embodiment, the low-speed rotation of the turbine in the turning process is performed by the motor-driven turning device, but the present invention is not limited to this. For example, power may be input to a generator and used as a motor, thereby rotating the turbine at a low speed. In this case, since it is not necessary to separately provide a turning device, the device configuration can be simplified.
1 発電プラント
11 ボイラ
31a 高圧タービン
31b 中圧タービン
31c 低圧タービン
33a 一次発電機
33b 二次発電機
41 復水器
45a 海水循環ポンプ
51a 過熱器
51b 再熱器
131a,151b,131b,131c,141 タービン関係配管
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1
Claims (6)
該発電プラントの解列後に、
前記消火したボイラ内に送風して該ボイラを冷却するボイラ冷却工程と、
該ボイラ冷却工程後に、前記ボイラ内および前記タービン関係配管内の水を除去する内部水除去工程と、
前記タービンを軸廻りに所定時間に亘って低速回転させるターニング工程と、
を行う発電プラントの停止方法において、
前記ボイラ冷却工程および前記内部水除去工程が完了したか否かを判定し、
完了している判定の場合には、前記ターニング工程の完了前に、前記タービンの軸受け潤滑油の冷却に供する冷却水のポンプを停止することを特徴とする発電プラントの停止方法。 Water is heated by the combustion of fuel in the boiler to generate steam, and the generated steam is sent to the turbine casing through the turbine-related piping to rotate the turbine at high speed around the shaft, and the rotation is transmitted to the generator. A method for stopping a power plant that generates electricity,
After disconnecting the power plant,
A boiler cooling step for cooling the boiler by blowing into the fire extinguisher;
After the boiler cooling step, an internal water removal step of removing water in the boiler and the turbine-related piping,
A turning step of rotating the turbine at a low speed around a shaft for a predetermined time;
In the power plant stop method
It is determined whether the boiler cooling step and the internal water removal step are completed,
In the case of determination of completion, the power plant stop method characterized by stopping a pump of cooling water used for cooling the bearing lubricating oil of the turbine before completion of the turning step.
該発電プラントの解列後に、
前記消火したボイラ内に送風して該ボイラを冷却するボイラ冷却工程と、
該ボイラ冷却工程後に、前記ボイラ内および前記タービン関係配管内の水を除去する内部水除去工程と、
を行う発電プラントの停止方法において、
前記ボイラ冷却工程および前記内部水除去工程が完了したか否かのみを判定し、
完了している判定の場合には、前記タービンの軸受け潤滑油の冷却に供する冷却水のポンプを停止することを特徴とする発電プラントの停止方法。 Water is heated by the combustion of fuel in the boiler to generate steam, and the generated steam is sent into the turbine casing through the turbine-related piping to rotate the turbine around its axis and transmit the rotation to the generator. A method for stopping a power plant that generates electricity,
After disconnecting the power plant,
A boiler cooling step for cooling the boiler by blowing into the fire extinguisher;
After the boiler cooling step, an internal water removal step of removing water in the boiler and the turbine-related piping,
In the power plant stop method
Only determine whether the boiler cooling step and the internal water removal step are completed,
In the case of the completion determination, the power plant stop method is characterized in that the cooling water pump used for cooling the turbine bearing lubricating oil is stopped.
前記発電プラントは、前記タービンの回転に供した蒸気を凝縮して水に戻すとともに、該水を前記ボイラに供給する復水器を備え、
前記ボイラ冷却工程後には、更に、前記復水器内の真空度を下げる真空破壊工程を行い、
該真空破壊工程の完了を前記判定に加えることを特徴とする発電プラントの停止方法。 The power plant stop method according to claim 1 or 2,
The power plant includes a condenser for condensing steam supplied to the rotation of the turbine and returning it to water, and supplying the water to the boiler,
After the boiler cooling step, further perform a vacuum breaking step to lower the degree of vacuum in the condenser,
Completing the vacuum breaking process is added to the determination, and the method for stopping the power plant is characterized.
前記発電プラントは、前記軸受け潤滑油に一次冷却水を循環供給する一次循環流路と、
該一次循環流路に設けられ、前記一次冷却水を二次冷却水によって冷却する熱交換器と、
該熱交換器に前記二次冷却水を循環供給するポンプとを備え、
前記冷却水のポンプは、前記二次冷却水を循環供給するポンプであることを特徴とする発電プラントの停止方法。 In the stop method of the power plant in any one of Claims 1-3,
The power plant includes a primary circulation passage that circulates and supplies primary cooling water to the bearing lubricating oil;
A heat exchanger provided in the primary circulation flow path for cooling the primary cooling water with secondary cooling water;
A pump for circulatingly supplying the secondary cooling water to the heat exchanger,
The method for stopping a power plant, wherein the cooling water pump is a pump that circulates and supplies the secondary cooling water.
前記冷却水のポンプによって、前記二次冷却水として海水を前記熱交換器へ供給するとともに、該熱交換器にて前記一次冷却水の冷却に供した前記二次冷却水を海に放流することを特徴とする発電プラントの停止方法。 The method of stopping a power plant according to claim 4,
The seawater is supplied to the heat exchanger as the secondary cooling water by the cooling water pump, and the secondary cooling water used for cooling the primary cooling water in the heat exchanger is discharged into the sea. A method for shutting down a power plant.
前記発電プラントは、前記発電機に電力を入力することによって、前記ターニング工程におけるタービンの低速回転を行うことを特徴とする発電プラントの停止方法。
In the stop method of the power plant in any one of Claims 1-5,
The said power plant performs the low speed rotation of the turbine in the said turning process by inputting electric power into the said generator, The stop method of the power plant characterized by the above-mentioned.
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