JP2010249505A

JP2010249505A - Method and system for operating steam generation facility

Info

Publication number: JP2010249505A
Application number: JP2010092705A
Authority: JP
Inventors: Ajit Singh Sengar; アジット・シンハ・センガル; Kowshik Narayanaswamy; コウシク・ナラヤナスワミイ
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2009-04-17
Filing date: 2010-04-14
Publication date: 2010-11-04
Also published as: EP2423588A2; CN101893229A; US20100263605A1

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To reduce the temperature of steam by providing a temperature reducing system in a steam generation facility. <P>SOLUTION: The temperature reducing system 160 includes at least one eductor 172 coupled in communication with at least one water source 142/158 and at least one steam source 102. The at least one eductor is configured to channel steam 171 from the at least one steam source to induce motive forces on water 170 channeled from the at least one water source. The temperature reducing system includes at least one temperature reducer 178 coupled in communication with the at least one eductor. The at least one temperature reducer is configured to receive water 175 channeled from the at least one eductor and steam 177 channeled from the at least one steam source. <P>COPYRIGHT: (C)2011,JPO&INPIT

Description

本明細書に記載の実施例は、一般に蒸気発生設備に関し、特に蒸気発生設備内において蒸気を減温する方法及びシステムに関する。 The embodiments described herein generally relate to a steam generation facility, and more particularly to a method and system for reducing the temperature of steam in a steam generation facility.

複合サイクルプラント等の少なくとも一部の周知の蒸気発生設備は、少なくとも１個のボイラを含む。少なくとも一部の周知のボイラは、熱源と、水源と、高圧、中圧及び低圧タービン等の複数の蒸気タービン構成要素とに連通して結合される排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）である。動作時において、ＨＲＳＧは、水と熱とを受けるとともに、この水を沸騰させて、タービンの駆動に用いられる高温高圧蒸気を発生させ、このタービンが、更に、発電機やポンプ等の装置を駆動する。蒸気タービントリップが起こった場合には、ＨＲＳＧの各部にある蒸気の少なくとも一部分は、ＨＲＳＧのその他の部分又は復水器等のその他の構成要素へと導かれる。こうした誘導時に、蒸気は、このような高温高圧蒸気に継続的にさらされるようには設計及び／又は製作されていない構成要素に接触しうる。 At least some known steam generation facilities, such as combined cycle plants, include at least one boiler. At least some known boilers are exhaust heat recovery boilers (HRSG) that are coupled in communication with a heat source, a water source, and a plurality of steam turbine components such as high, medium and low pressure turbines. In operation, the HRSG receives water and heat and boiles this water to generate high-temperature and high-pressure steam used to drive the turbine, which further drives devices such as generators and pumps. To do. If a steam turbine trip occurs, at least a portion of the steam in each part of the HRSG is directed to other parts of the HRSG or other components such as a condenser. During such induction, the steam may contact components that are not designed and / or fabricated to be continuously exposed to such high temperature and pressure steam.

少なくとも一部のこうした周知の蒸気発生設備において、蒸気は、蒸気との接触の影響を小さくするために減温される。例えば、このような減温は、大型の接続型の高〜中圧給水ポンプと連通して結合される専用の減温装置を用いて一般に達成される。このような給水ポンプは、蒸気圧に打ち勝つことが出来るだけの十分な正圧をもたらして、実質的に全運転条件範囲に渡って所望の減温を達成する。 In at least some of these known steam generation facilities, the steam is reduced to reduce the effects of contact with the steam. For example, such temperature reduction is typically accomplished using a dedicated temperature reduction device that is coupled in communication with a large, connected, high to medium pressure feedwater pump. Such a feed pump provides enough positive pressure to overcome the vapor pressure to achieve the desired temperature reduction over substantially the entire operating condition range.

米国特許第６，８５１，２６５Ｂ２号US Pat. No. 6,851,265B2

しかし、このような大型化は、一般に資本及び運転費の増加を伴う。 However, such enlargement is generally accompanied by an increase in capital and operating costs.

その他の周知の蒸気発生設備では、こうした減温が、低圧水ポンプを用いて達成される場合もある。一般に、このような設備では、第２の低圧水ポンプを待機状態にして、１個の低圧水ポンプが連続運転される。一般に、単一の低圧水ポンプは、蒸気圧に打ち勝つことが出来るだけの十分な頭部圧力を作り出して、少なくとも部分的に所望の減温を達成する。しかし、吐出し圧力がより低いため、所望の減温を完全に達成することが出来るだけの十分な減温水流を生じしめるためには、多くの場合、複数のこうした低圧水ポンプを使用しなければならない。この場合、タービントリップ後に第２の低圧水ポンプが十分なポンプ容量を達成して、所望の減温を達成出来るまでに一般的に一定の時間が必要となる。予備の低圧水ポンプの追加は、設備の据付に付随する資本費を増加させるとともに、ＨＲＳＧから導かれる高圧高温蒸気の所望の減温が達成されうるまでの時間遅延を増加させる。更に、より多くの低圧水ポンプの連続運転は、こうした機器に付随する補機電力使用量及び保全費等の運転費を増加させる。 In other known steam generation facilities, this temperature reduction may be achieved using a low pressure water pump. In general, in such a facility, one low-pressure water pump is continuously operated with the second low-pressure water pump in a standby state. In general, a single low pressure water pump creates sufficient head pressure that can overcome the vapor pressure to at least partially achieve the desired temperature reduction. However, because the discharge pressure is lower, in many cases, multiple such low-pressure water pumps must be used to produce a water flow that is sufficient to achieve the desired temperature reduction. I must. In this case, after the turbine trip, a certain time is generally required until the second low-pressure water pump achieves a sufficient pump capacity and can achieve a desired temperature reduction. The addition of a spare low pressure water pump increases the capital cost associated with installation of the equipment and increases the time delay until the desired temperature reduction of the high pressure hot steam derived from HRSG can be achieved. Furthermore, the continuous operation of more low pressure water pumps increases operating costs such as auxiliary power usage and maintenance costs associated with such equipment.

この課題を解決するための手段に記載の内容は、以下の発明を実施するための形態に更に説明される概念の精粋を簡略な形態で紹介するものである。この課題を解決するための手段に記載の内容は、特許請求の範囲に記載の主題の重要な特徴又は本質的な特徴を特定することを意図するのではなしに、特許請求の範囲に記載の主題の範囲を判断する際の助けとして用いることを意図するものである。 The content described in the means for solving this problem introduces the essence of the concept further explained in the following modes for carrying out the invention in a simplified form. The content of the means for solving this problem is not intended to identify key or essential features of the claimed subject matter, but rather to the claimed subject matter. It is intended to be used as an aid in determining the scope of

１つの態様において、蒸気発生設備の運転方法を提供する。この方法は、蒸気を少なくとも１個のエダクタ内に導くことによって水に動力を誘発して、蒸気駆動冷却流体流を形成する段階を含む。この方法は、更にまた、蒸気駆動冷却流体流を少なくとも１個の減温器へと導く段階を含む。この方法は、更に、蒸気を少なくとも１個の蒸気源から少なくとも１個の減温器へと導く段階を含む。この方法は、更にまた、蒸気駆動冷却流体流を、少なくとも１個の減温器を通って導かれる蒸気中に噴射して、少なくとも１個の蒸気源から導かれる蒸気の冷却を容易にする段階を含む。 In one aspect, a method for operating a steam generation facility is provided. The method includes inducing power in the water by directing steam into the at least one eductor to form a steam driven cooling fluid stream. The method further includes directing the vapor driven cooling fluid stream to at least one desuperheater. The method further includes directing steam from at least one steam source to at least one cooler. The method still further includes injecting a steam-driven cooling fluid stream into the steam directed through at least one desuperheater to facilitate cooling of the steam derived from at least one steam source. including.

また他の態様において、減温システムを提供する。このシステムは、少なくとも１個の水源及び少なくとも１個の蒸気源と連通して結合される少なくとも１個のエダクタを含む。この少なくとも１個のエダクタは、少なくとも１個の蒸気源から蒸気を導いて、少なくとも１個の水源から導かれる水に動力を誘発するように構成される。このシステムは、更にまた、少なくとも１個のエダクタと連通して結合される少なくとも１個の減温器を含む。この少なくとも１個の減温器は、少なくとも１個のエダクタに導かれる水と少なくとも１個の蒸気源から導かれる蒸気とを受けるように構成される。 In yet another aspect, a temperature reduction system is provided. The system includes at least one eductor coupled in communication with at least one water source and at least one steam source. The at least one eductor is configured to direct steam from at least one steam source and induce power in water derived from the at least one water source. The system further includes at least one cooler coupled in communication with the at least one eductor. The at least one cooler is configured to receive water directed to at least one eductor and steam directed from at least one steam source.

また別の態様において、蒸気発生設備を提供する。この設備は、少なくとも１個の水源と少なくとも１個の蒸気源とを含む。この設備は、更にまた、少なくとも１個の水源及び少なくとも１個の蒸気源と連通して結合される少なくとも１個のエダクタを含む。この少なくとも１個のエダクタは、少なくとも１個の蒸気源から蒸気を導いて、少なくとも１個の水源から導かれる水に動力を誘発するように構成される。この設備は、更にまた、少なくとも１個のエダクタと連通して結合される少なくとも１個の減温器を含む。この少なくとも１個の減温器は、少なくとも１個のエダクタに導かれる水と少なくとも１個の蒸気源から導かれる蒸気とを受けるように構成される。 In another aspect, a steam generation facility is provided. The facility includes at least one water source and at least one steam source. The facility further includes at least one eductor coupled in communication with the at least one water source and the at least one steam source. The at least one eductor is configured to direct steam from at least one steam source and induce power in water derived from the at least one water source. The facility further includes at least one cooler coupled in communication with the at least one eductor. The at least one cooler is configured to receive water directed to at least one eductor and steam directed from at least one steam source.

例証的な蒸気発生設備の概略ブロック図である。1 is a schematic block diagram of an exemplary steam generation facility. 図１の蒸気発生設備に用いられうるエダクタを用いた例証的な減温システムの概略ブロック図である。FIG. 2 is a schematic block diagram of an exemplary temperature reduction system using an eductor that can be used in the steam generation facility of FIG. 1. 図１及び２に示された蒸気発生設備の例証的な運転方法を示す流れ図である。FIG. 3 is a flow diagram illustrating an exemplary method of operating the steam generation facility shown in FIGS. 1 and 2.

本明細書に記載の実施例は、以下の説明を添付図面と併せて参照することによって、より良く理解される。 The embodiments described herein may be better understood by reference to the following description in conjunction with the accompanying drawings.

図１は、例証的な蒸気発生設備１００の概略ブロック図である。この例証的な実施例において、蒸気発生設備１００は、少なくとも１個のボイラ、すなわち排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１０２を含む。ＨＲＳＧ１０２は、ガスタービン排気マニホルド１０４及び残留熱排気筒１０６と連通して結合される。更にまた、この例証的な実施例において、ＨＲＳＧ１０２は、複数の水−蒸気要素バンドル１０８と複数の水−蒸気分離ユニット１１０とを含む。バンドル１０８とユニット１１０とは、バンドル１０８内において水（図示せず）をサブクール状態から過熱蒸気状態まで加熱する一方で、分離ユニット１１０内において水（図示せず）と蒸気（図示せず）とを分離することを容易にする配向に連通して結合される。バンドル１０８は、少なくとも１個の高圧（ＨＰ）過熱器、すなわち、第２のＨＰ過熱器（ＨＰＳＨ−２）１１３と連通して結合される第１のＨＰ過熱器（ＨＰＳＨ−１）１１１を含む。バンドル１０８は、更にまた、少なくとも１個の中圧（ＩＰ）過熱器、すなわち、第２のＩＰ又は再加熱過熱器（ＲＨＳＨ−２）１１７と連通して結合される第１のＩＰ又は再加熱過熱器（ＲＨＳＨ−１）１１５を含む。バンドル１０８は、更に、少なくとも１個の低圧（ＬＰ）過熱器（ＬＰＳＨ）１３１を含む。各過熱器１１１、１１３、１１５、１１７及び１３１について、蒸気発生設備１００内における構成と機能性とに関して、以下により詳細に説明する。水と蒸気とは、ガスタービン排気マニホルド１０４からＨＲＳＧ１０２を通って導かれる高温ガス１１２からの熱伝達により過熱状態に加熱される。排気筒１０６は、ＨＲＳＧ１０２と連通して結合されて、冷却された排気ガス１１４が排気筒１０６を経て排気されることを可能にする。 FIG. 1 is a schematic block diagram of an exemplary steam generation facility 100. In this illustrative example, steam generation facility 100 includes at least one boiler, namely a heat recovery steam generator (HRSG) 102. The HRSG 102 is coupled in communication with the gas turbine exhaust manifold 104 and the residual heat exhaust stack 106. Furthermore, in this illustrative example, the HRSG 102 includes a plurality of water-steam element bundles 108 and a plurality of water-steam separation units 110. The bundle 108 and the unit 110 heat water (not shown) in the bundle 108 from a subcooled state to a superheated steam state, while water (not shown) and steam (not shown) in the separation unit 110. Are coupled in communication with an orientation that facilitates separation. The bundle 108 includes at least one high pressure (HP) superheater, ie, a first HP superheater (HPSH-1) 111 coupled in communication with a second HP superheater (HPSH-2) 113. . The bundle 108 also has a first IP or reheat coupled in communication with at least one intermediate pressure (IP) superheater, ie, a second IP or reheat superheater (RHSH-2) 117. A superheater (RHSH-1) 115 is included. The bundle 108 further includes at least one low pressure (LP) superheater (LPSH) 131. About each superheater 111,113,115,117,131, it demonstrates in detail about the structure and functionality in the steam generation equipment 100 below. Water and steam are heated to an overheated state by heat transfer from the hot gas 112 that is directed from the gas turbine exhaust manifold 104 through the HRSG 102. The exhaust tube 106 is coupled in communication with the HRSG 102 to allow the cooled exhaust gas 114 to be exhausted through the exhaust tube 106.

蒸気発生設備１００は、更にまた、蒸気タービンシステム１２０を含む。この例証的な実施例では、システム１２０は、ＨＲＳＧ１０２、具体的にＨＰＳＨ−２１１３に少なくとも１個のＨＰ吸入制御弁１２４により結合される高圧（ＨＰ）蒸気タービン１２２を含む。更にまた、この例証的な実施例において、蒸気タービンシステム１２０は、ＨＲＳＧ１０２、具体的にＲＨＳＨ−２１１７に少なくとも１個のＩＰ吸入制御弁１２８により結合される中圧（ＩＰ）蒸気タービン１２６を含む。更に、この例証的な実施例では、蒸気タービンシステム１２０は、ＩＰ蒸気タービン１２６と連通して結合されるとともに、少なくとも１個のＬＰ吸入制御弁１３２によりＨＲＳＧ１０２内のＬＰＳＨ１３１に結合される低圧（ＬＰ）蒸気タービン１３０を含む。 The steam generation facility 100 further includes a steam turbine system 120. In this illustrative example, system 120 includes a high pressure (HP) steam turbine 122 coupled to HRSG 102, specifically HPSH-2 113, by at least one HP intake control valve 124. Furthermore, in this illustrative example, steam turbine system 120 includes an intermediate pressure (IP) steam turbine 126 coupled to HRSG 102, specifically RHSH-2 117, by at least one IP intake control valve 128. . Further, in this illustrative example, steam turbine system 120 is coupled in communication with IP steam turbine 126 and is coupled to LPSH 131 in HRSG 102 by at least one LP intake control valve 132. ) Including a steam turbine 130;

例証的な実施例において、蒸気発生設備１００は、更にまた、復水−給水複合システム１４０を含む。この例証的な実施例では、システム１４０は、任意の個数の復水ブースターポンプと復水ポンプと給水ブースターポンプと給水ポンプと脱気ユニットと配管と弁と、蒸気発生設備１００が本明細書に記載のように機能することを可能にする、当該技術分野において周知のあらゆるその他の構成要素（いずれも図示せず）とを含む。更にまた、この例証的な実施例では、システム１４０は、ＨＲＳＧ１０２及び復水ユニット１４２と連通して結合される。 In the illustrative example, the steam generation facility 100 further includes a combined condensate-feed water system 140. In this illustrative example, the system 140 includes any number of condensate booster pumps, condensate pumps, feed booster pumps, feed water pumps, deaeration units, piping, valves, and steam generation equipment 100 herein. Including any other components known in the art (none shown) that are capable of functioning as described. Furthermore, in this illustrative example, system 140 is coupled in communication with HRSG 102 and condensing unit 142.

蒸気発生設備１００は、更にまた、蒸気バイパスシステム１５０を含む。この例証的な実施例において、蒸気バイパスシステム１５０は、ＨＲＳＧ１０２、具体的にＨＰＳＨ−２１１３と連通して結合されるＨＰバイパス圧力制御弁（ＰＣＶ）１５２を含む。更にまた、この例証的な実施例では、蒸気バイパスシステム１５０は、ＨＲＳＧ１０２、具体的にＲＨＳＨ−２１１７と連通して結合されるＩＰバイパスＰＣＶ１５４を含む。更に、この例証的な実施例において、蒸気バイパスシステム１５０は、ＨＲＳＧ１０２と連通して結合されるＬＰバイパスＰＣＶ１５６を含む。更にまた、この例証的な実施例では、蒸気バイパスシステム１５０は、復水ユニット１４２と連通して結合される少なくとも１個の復水抽出ポンプ（ＣＥＰ）１５８を含む。 The steam generation facility 100 further includes a steam bypass system 150. In this illustrative example, steam bypass system 150 includes an HP bypass pressure control valve (PCV) 152 coupled in communication with HRSG 102, specifically HPSH-2 113. Furthermore, in this illustrative example, the steam bypass system 150 includes an IP bypass PCV 154 coupled in communication with the HRSG 102, specifically RHSH-2 117. Further, in this illustrative example, steam bypass system 150 includes an LP bypass PCV 156 that is coupled in communication with HRSG 102. Furthermore, in this illustrative example, steam bypass system 150 includes at least one condensate extraction pump (CEP) 158 coupled in communication with condensate unit 142.

蒸気バイパスシステム１５０は、更にまた、減温システム１６０を含む。この例証的な実施例では、減温システム１６０は、ＨＰＰＣＶ１５２と連通して結合されるＨＰ部１６２を含む。更にまた、この例証的な実施例において、減温システム１６０は、ＩＰＰＣＶ１５４と連通して結合されるＩＰ部１６４を含む。更に、この例証的な実施例では、減温システム１６０は、ＬＰＰＣＶ１５６と連通して結合されるＬＰ部１６６を含む。各部１６２、１６４及び１６６は、ＣＥＰ１５８と連通して結合される。減温システム１６０とこれに付随する各部１６２、１６４及び１６６とについて、以下により詳細に説明する。 The steam bypass system 150 further includes a temperature reduction system 160. In this illustrative example, temperature reduction system 160 includes an HP portion 162 that is coupled in communication with HP PCV 152. Furthermore, in this illustrative example, the temperature reduction system 160 includes an IP portion 164 that is coupled in communication with the IP PCV 154. Further, in this illustrative example, the temperature reduction system 160 includes an LP section 166 that is coupled in communication with the LP PCV 156. Each portion 162, 164, and 166 is coupled in communication with CEP 158. The temperature reduction system 160 and the components 162, 164 and 166 associated therewith will be described in more detail below.

この例証的な実施例において、蒸気発生設備１００は、複合サイクル発電設備である。これに代わるものとして、蒸気発生設備１００は、減温システム１６０が本明細書に説明するように機能することを可能にするいかなる設備であっても良い。更にまた、この例証的な実施例において、設備１００は、少なくとも１個のボイラ、すなわちＨＲＳＧ１０２を含む。これに代わるものとして、設備１００は、減温システム１６０が本明細書に記載のように機能することを可能にするいかなる種類のボイラを含んでも良い。 In this illustrative example, steam generation facility 100 is a combined cycle power generation facility. As an alternative, the steam generation facility 100 may be any facility that allows the temperature reduction system 160 to function as described herein. Furthermore, in this illustrative example, equipment 100 includes at least one boiler, or HRSG 102. As an alternative, the facility 100 may include any type of boiler that allows the thermal reduction system 160 to function as described herein.

蒸気発生設備１００の動作時において、高温排気ガス１１２は、ガスタービン排気マニホルド１０４からＨＲＳＧ１０２を通って導かれる。ガス１１２が水−蒸気要素バンドル１０８の周りを流れるときに、熱はガス１１２から、バンドル１０８を通って流れる水及び／又は蒸気に伝達される。熱がガス１１２から伝達されるため、こうしたガス１１２は、冷却された後に排気筒１０６を経て排気される。 During operation of the steam generation facility 100, the hot exhaust gas 112 is directed from the gas turbine exhaust manifold 104 through the HRSG 102. As the gas 112 flows around the water-steam element bundle 108, heat is transferred from the gas 112 to the water and / or steam flowing through the bundle 108. Since heat is transferred from the gas 112, the gas 112 is cooled and then exhausted through the exhaust pipe 106.

更にまた、動作時において、サブクール水（図示せず）は、復水ユニット１４２から復水−給水複合システム１４０を経てＨＲＳＧ１０２へと導かれる。サブクール水は、冷却された排気ガス１１４から伝達される熱を受け、こうしたサブクール水の温度は上昇する。水温は、水が連続する水−蒸気要素バンドル１０８を通って流れるにつれて上昇し、水は、最終的に飽和状態まで加熱される。蒸気が飽和水中において形成されると、蒸気と水とが分離ユニット１１０により分離され、水は、バンドル１０８に戻されて、然る後に加熱されるとともに蒸気が形成される一方で、蒸気は、後続のバンドル１０８へと導かれて、過熱蒸気状態まで更に熱伝達を受ける。特に、少なくとも部分的に過熱された蒸気は、ＨＰＳＨ−１１１１へと導かれた後に、ＨＰＳＨ−２１１３に導かれて、高圧（ＨＰ）過熱主蒸気（図示せず）を形成する。例証的な実施例において、こうした過熱ＨＰ主蒸気は、蒸気発生設備１００が本明細書に記載のように動作することを可能にする温度と圧力とを含むが、これらに制限されない熱力学的条件を備えている。 Furthermore, in operation, subcooled water (not shown) is guided from the condensate unit 142 to the HRSG 102 via the condensate-water supply combined system 140. The subcooled water receives heat transferred from the cooled exhaust gas 114, and the temperature of the subcooled water rises. The water temperature rises as the water flows through the continuous water-steam element bundle 108 and the water is eventually heated to saturation. When steam is formed in saturated water, the steam and water are separated by the separation unit 110 and the water is returned to the bundle 108 where it is heated and steam is formed while the steam is Directed to the subsequent bundle 108 to receive further heat transfer to the superheated steam condition. In particular, at least partially superheated steam is directed to HPSH-1 111 and then to HPSH-2 113 to form a high pressure (HP) superheated main steam (not shown). In an illustrative embodiment, such superheated HP main steam includes, but is not limited to, temperature and pressure that allows the steam generation facility 100 to operate as described herein. It has.

過熱ＨＰ主蒸気は、ＨＰ吸入制御弁（ＡＣＶ）１２４へと導かれて、ＨＰ蒸気タービン１２２に入る。過熱ＨＰ主蒸気中の熱エネルギーは、ＨＰ蒸気タービン１２２内において回転運動エネルギーに変換される。過熱中圧（ＩＰ）排出蒸気（図示せず）は、ＨＰ蒸気タービン１２２からＨＲＳＧ１０２、具体的にＲＨＳＨ−１１１５へと導かれて、然る後に再加熱される。例証的な実施例において、こうしたＩＰ排出蒸気は、蒸気発生設備１００が本明細書に記載のように動作することを可能にする温度と圧力とを含むが、これらに制限されない熱力学的条件を備えている。 The superheated HP main steam is led to the HP intake control valve (ACV) 124 and enters the HP steam turbine 122. Thermal energy in the superheated HP main steam is converted into rotational kinetic energy in the HP steam turbine 122. Overheated intermediate pressure (IP) exhaust steam (not shown) is directed from the HP steam turbine 122 to the HRSG 102, specifically RHSH-1 115, and then reheated. In an illustrative embodiment, such IP exhaust steam includes thermodynamic conditions that include, but are not limited to, temperatures and pressures that allow the steam generation facility 100 to operate as described herein. I have.

ＩＰ排出蒸気は、ＲＨＳＨ−１１１５へと導かれた後にＲＨＳＨ−２１１７へと導かれて、中圧（ＩＰ）過熱再加熱蒸気（図示せず）を形成する。この例証的な実施例では、このような過熱ＩＰ再加熱蒸気は、蒸気発生設備１００が本明細書に記載のように動作することを可能にする温度と圧力とを含むが、これらに制限されない熱力学的条件を備えている。 The IP exhaust steam is routed to RHSH-1 115 and then to RHSH-2 117 to form an intermediate pressure (IP) superheated reheat steam (not shown). In this illustrative example, such superheated IP reheat steam includes, but is not limited to, temperatures and pressures that allow steam generation facility 100 to operate as described herein. Has thermodynamic conditions.

過熱ＩＰ再加熱蒸気は、ＩＰ吸入制御弁（ＡＣＶ）１２８へと導かれて、ＩＰ蒸気タービン１２６に入る。過熱ＩＰ再加熱蒸気中の熱エネルギーは、ＩＰ蒸気タービン１２６内において回転運動エネルギーに変換される。過熱低圧（ＬＰ）排出蒸気（図示せず）は、ＩＰ蒸気タービン１２６からＬＰタービン１３０へと導かれる。更に、ＬＰＳＨ１３１からの過熱ＬＰ蒸気は、ＬＰＡＣＶ１３２を経てＬＰ蒸気タービン１３０へと導かれる。過熱ＬＰ蒸気中の熱エネルギーは、ＬＰ蒸気タービン１３０内において回転運動エネルギーに変換される。ＬＰ排出蒸気（図示せず）は、ＬＰ蒸気タービン１３０から復水ユニット１４２へと導かれて、本明細書に記載の熱力学的サイクルを通って再循環される。バイパスシステム１５０とこれに組み込まれる減温システム１６０との動作について、以下により詳細に説明する。 The superheated IP reheated steam is directed to an IP intake control valve (ACV) 128 and enters the IP steam turbine 126. Thermal energy in the superheated IP reheated steam is converted into rotational kinetic energy in the IP steam turbine 126. Superheated low pressure (LP) exhaust steam (not shown) is directed from the IP steam turbine 126 to the LP turbine 130. Further, the superheated LP steam from the LPSH 131 is guided to the LP steam turbine 130 via the LP ACV 132. Thermal energy in the superheated LP steam is converted into rotational kinetic energy in the LP steam turbine 130. LP exhaust steam (not shown) is directed from the LP steam turbine 130 to the condensate unit 142 and recirculated through the thermodynamic cycle described herein. The operation of the bypass system 150 and the temperature reduction system 160 incorporated therein will be described in more detail below.

図２は、蒸気発生設備１００に用いられうるエダクタ１７２を用いた例証的な減温システム１６０の概略ブロック図である。この例において、システム１６０は、蒸気バイパスシステム１５０内に組み込まれるとともに、ＨＰ部１６２とＩＰ部１６４とＬＰ部１６６（いずれも図１に図示）の３個の個別部分を含む。 FIG. 2 is a schematic block diagram of an exemplary temperature reduction system 160 using an eductor 172 that may be used in the steam generation facility 100. In this example, the system 160 is incorporated into the steam bypass system 150 and includes three separate parts: an HP section 162, an IP section 164, and an LP section 166 (all shown in FIG. 1).

この例証的な実施例において、ＨＰ部１６２は、第１の弁により復水抽出ポンプ（ＣＥＰ）１５８と連通して結合される少なくとも１個の高圧（ＨＰ）エダクタ１７２を含む。例証的な実施例において、第１の弁は、高圧（ＨＰ）バイパス温度制御弁（ＴＣＶ）１７４である。エダクタ１７２は、以下により詳細に説明する蒸気クェンチのために、ＨＰ過熱主蒸気の少なくとも一部分を利用して冷却水に動力を誘発することを可能にする中細ノズル１７３を含む。ＨＰ部１６２は、更にまた、ＨＰエダクタ１７２を第２の高圧過熱器（ＨＰＳＨ−２）１１３と連通して結合するとともに、ＨＰ部１６２を通る蒸気流の制御を容易にする第２の弁、すなわち高圧制御弁（ＨＰＣＶ）１７６を含む。第３の弁、すなわちＨＰバイパスＰＣＶ１５２は、ＨＰエダクタ１７２及びＨＰＣＶ１７６と共同で作用して蒸気発生設備１００内における圧力及び温度制御を提供する一方で、ＨＲＳＧ１０２内における蓄熱の不必要な消費の削減を容易にし、以ってタービンシステム１２０の近々の再始動を容易にする。ＨＰ部１６２は、更にまた、ＨＰバイパスＰＣＶ１５２、ＨＰエダクタ１７２、ＨＰ蒸気タービン１２２及び第１の再加熱過熱器（ＲＨＳＨ−１）１１５と連通して結合される少なくとも１個のＨＰ減温器１７８を含む。この例証的な実施例において、ＨＰバイパスＰＣＶ１５２とＨＰバイパスＴＣＶ１７４とＨＰＣＶ１７６とは、自動運転可能であるとともに、以下により詳細に説明するように互いに作動的に同期する。 In this illustrative example, HP section 162 includes at least one high pressure (HP) eductor 172 coupled in communication with a condensate extraction pump (CEP) 158 by a first valve. In the illustrative example, the first valve is a high pressure (HP) bypass temperature control valve (TCV) 174. The eductor 172 includes a medium nozzle 173 that allows at least a portion of the HP superheated main steam to be used to induce power in the cooling water for the steam quench described in more detail below. The HP unit 162 further couples the HP eductor 172 in communication with a second high pressure superheater (HPSH-2) 113 and also facilitates control of the steam flow through the HP unit 162, That is, a high-pressure control valve (HPCV) 176 is included. A third valve, HP bypass PCV 152, works in conjunction with HP eductor 172 and HPCV 176 to provide pressure and temperature control within steam generation facility 100 while reducing unnecessary consumption of heat storage within HRSG 102. Facilitates and thus facilitates an immediate restart of the turbine system 120. The HP section 162 further includes at least one HP cooler 178 coupled in communication with the HP bypass PCV 152, the HP eductor 172, the HP steam turbine 122, and the first reheat superheater (RHSH-1) 115. including. In this illustrative embodiment, HP bypass PCV 152, HP bypass TCV 174, and HPCV 176 are capable of automatic operation and are operatively synchronized with each other as described in more detail below.

動作時において、例証的な実施例では、１個のＣＥＰ１５８のみが継続的に使用されるとともに、蒸気発生設備１００が本明細書に記載のように動作することを可能にする温度と圧力とを含むが、これらに制限されない熱力学的条件において、サブクール復水１７０を復水ユニット１４２から導くのに用いられる。或いは、ＨＰ部１６２が使用可能となるまで全てのＣＥＰ１５８が使用不能とされて、ＨＰ部１６２が使用可能となる時点において、少なくとも１個のＣＥＰ１５８がＨＰバイパスＰＣＶ１５２、ＨＰバイパスＴＣＶ１７４及びＨＰＣＶ１７６と作動的に同期して使用可能となる。従って、減温システム１６０は、ＣＥＰ１５８に関連ある空転量を減らすことによって、蒸気発生設備１００に付随する補機電力使用量の削減を容易にする。更に、減温システム１６０は、予備のＣＥＰ１５８の必要性を少なくすることと、過剰な給水ポンプ容量を小さくすることとによって、蒸気発生設備の建設資本費の節減を容易にする。 In operation, in an illustrative embodiment, only one CEP 158 is continuously used, and the temperature and pressure that allow the steam generation facility 100 to operate as described herein. It is used to guide the subcooled condensate 170 from the condensate unit 142 in thermodynamic conditions including but not limited to these. Alternatively, at the time when all the CEPs 158 are disabled until the HP unit 162 is enabled and the HP unit 162 is enabled, at least one CEP 158 is operative with the HP bypass PCV152, HP bypass TCV174, and HPCV176. Can be used in synchronization with Accordingly, the temperature reduction system 160 facilitates a reduction in auxiliary power usage associated with the steam generating facility 100 by reducing the idling associated with the CEP 158. In addition, the temperature reduction system 160 facilitates savings in construction capital costs for steam generating equipment by reducing the need for spare CEP 158 and reducing excess feed pump capacity.

更にまた、動作時において、この例証的な実施例では、ＨＰＡＣＶ１２４が開弁されて、ＨＰＳＨ−２１１３からＨＰ蒸気タービン１２２への蒸気の流れ（図示せず）を可能にする。更に、動作時において、この例証的な実施例では、ＨＰバイパスＰＣＶ１５２とＨＰバイパスＴＣＶ１７４とＨＰＣＶ１７６との各弁が閉弁される。従って、少なくとも最初は、ＨＰエダクタ１７２及び／又はＨＰ減温器１７８を通る蒸気流と水流とが実質的に皆無となる。或いは、ＨＰＣＶ１７６が少なくとも部分的に開弁されて、エダクタ１７２及び減温器１７８を通ってＨＰ蒸気と復水とが実質的に連続して流れることを可能にし、以って補機電力使用量の更なる削減を容易にする。 Furthermore, in operation, in this illustrative example, the HP ACV 124 is opened to allow steam flow (not shown) from the HPSH-2 113 to the HP steam turbine 122. Further, in operation, in this illustrative embodiment, the HP bypass PCV 152, HP bypass TCV 174, and HPV 176 valves are closed. Thus, at least initially, there is substantially no steam or water flow through the HP eductor 172 and / or HP cooler 178. Alternatively, HPV 176 is at least partially opened to allow HP steam and condensate to flow substantially continuously through eductor 172 and cooler 178, thereby providing auxiliary power usage. To facilitate further reductions.

更に、動作時において、蒸気タービンシステム１２０のトリップが起こった場合には、ＨＰ蒸気タービン１２２を含む蒸気タービンシステム１２０の実質的な即時運転停止とＨＰＡＣＶ１２４の急閉とが起こる。この場合、ＨＰＳＨ−１１１１及びＨＰＳＨ−２１１３内と、ＨＰＳＨ−１１１１及びＨＰＳＨ−２１１３と連通して結合されるＨＲＳＧ１０２のその他の部分とにおける過熱蒸気圧の増大が起こる。更に、ＨＲＳＧ１０２を通る冷却流体流の実質的な減少とともに、漸増的な圧力遷移が起こる。このような運転時には、ガスタービン排気マニホルド１０４からの高温排気ガス１１２の噴射が減少しないことによって、ＨＲＳＧ１０２内の漸増的な温度遷移が容易となる。この場合、動作時において、例証的な実施例では、蒸気バイパスシステム１５０が、組み込まれた減温システム１６０を含めて、使用可能状態とされて、ＨＲＳＧ１０２内における付随する漸増的な圧力遷移の低減を容易にする。具体的には、ＨＰバイパスＰＣＶ１５２、ＨＰバイパスＴＣＶ１７４及びＨＰＣＶ１７６は、閉位置から少なくとも部分的に開いた位置に移動される。 Further, in operation, if a steam turbine system 120 trip occurs, a substantial immediate shutdown of the steam turbine system 120 including the HP steam turbine 122 and a rapid closure of the HP ACV 124 occur. In this case, an increase in superheated vapor pressure occurs in HPSH-1 111 and HPSH-2 113 and in other parts of HRSG 102 that are coupled in communication with HPSH-1 111 and HPSH-2 113. In addition, incremental pressure transitions occur with a substantial decrease in cooling fluid flow through the HRSG 102. During such operation, the injection of the hot exhaust gas 112 from the gas turbine exhaust manifold 104 does not decrease, thereby facilitating a gradual temperature transition in the HRSG 102. In this case, in operation, in an illustrative embodiment, the steam bypass system 150 is enabled, including an integrated temperature reduction system 160, to reduce the associated incremental pressure transitions within the HRSG 102. To make it easier. Specifically, HP bypass PCV 152, HP bypass TCV 174, and HPV 176 are moved from the closed position to a position that is at least partially opened.

より具体的には、動作時において、ＨＰバイパスＴＣＶ１７４が十分に開弁して、蒸気発生設備１００が本明細書に記載のように動作することを可能にする温度と圧力とを含むが、これらに制限されない熱力学的条件において、サブクール復水１７０が復水ユニット１４２からエダクタ１７２へとＣＥＰ１５８を経て導かれることを可能にする。更にまた、ＨＰＣＶ１７６が十分に開弁して、蒸気発生設備１００が本明細書に記載のように動作することを可能にする温度と圧力とを含むが、これらに制限されない熱力学的条件において、ＨＰ過熱主蒸気１７１の第１の部分がＨＰＳＨ−２１１３からＨＰエダクタ１７２へと導かれることを可能にする。ＨＰバイパスＰＣＶ１５２とＨＰＣＶ１７６とは、互いに作動的に同期して調整されて、ＨＰバイパス蒸気圧及び温度をＲＨＳＨ−１１１５内の圧力及び温度と実質的に同様又はそれ未満の値に維持しやすくする。ＨＰＣＶ１７６を経てエダクタ１７２内に導かれる蒸気１７１は、エダクタ１７２内に広がって、該エダクタ内においてベンチュリ効果を誘発しやすくし、蒸気１７１の流速が増加し、圧力降下が誘発される。誘発される圧力降下は、ＨＰバイパスＴＣＶ１７４を経て流れる水１７０をエダクタ１７２内に「引き込み」、蒸気１７１の運動エネルギーの少なくとも一部分が水１７０に伝達されて、これによって水１７０に動力が誘発される。蒸気１７１と水１７０とは、ノズル１７３内において混合されて、蒸気発生設備１００が本明細書に記載のように動作することを可能にする温度と圧力とを含むが、これらに制限されない熱力学的条件において、ＨＰ減温器１７８の方へと導かれる蒸気駆動冷却流体流１７５を形成する、すなわち、ＨＰＳＨ−２１１３から導かれる過熱蒸気１７１の冷却を容易とする。 More specifically, in operation, the HP bypass TCV 174 includes a temperature and pressure that sufficiently opens to allow the steam generation facility 100 to operate as described herein. In a thermodynamic condition that is not limited to, the subcooled condensate 170 is allowed to be routed from the condensate unit 142 to the eductor 172 via the CEP 158. Furthermore, in thermodynamic conditions including, but not limited to, temperature and pressure that allow HPCV 176 to fully open and allow steam generation facility 100 to operate as described herein. A first portion of HP superheated main steam 171 is allowed to be directed from HPSH-2 113 to HP eductor 172. HP bypass PCV 152 and HPV 176 are operatively synchronized with each other to help maintain HP bypass vapor pressure and temperature at substantially the same or less than the pressure and temperature in RHSH-1 115. . The steam 171 guided into the eductor 172 via the HPVV 176 spreads into the eductor 172 and facilitates a venturi effect in the eductor, increasing the flow rate of the steam 171 and inducing a pressure drop. The induced pressure drop “pulls” the water 170 flowing through the HP bypass TCV 174 into the eductor 172, transferring at least a portion of the kinetic energy of the steam 171 to the water 170, thereby inducing power in the water 170. . Steam 171 and water 170 are mixed in nozzle 173 to include, but are not limited to, temperature and pressure that allow steam generation facility 100 to operate as described herein. In general conditions, a steam driven cooling fluid stream 175 directed toward the HP desuperheater 178 is formed, i.e., facilitating cooling of the superheated steam 171 guided from HPSH-2 113.

更にまた、動作時において、ＨＰバイパスＰＣＶ１５２が十分に開位置に変位して、ＨＰ過熱主蒸気１７７の第２の部分がＨＰＳＨ−２１１３からＨＰ減温器１７８へと、蒸気発生設備１００が本明細書に記載のように動作することを可能にする温度と圧力とを含むが、これらに制限されない熱力学的条件において導かれることを可能にする。減温器１７８は、ＨＰバイパスＰＣＶ１５２を通して過熱蒸気１７７を、ＨＰエダクタ１７２から蒸気駆動冷却流体流１７５を受ける。更に、過熱蒸気１７７は、蒸気駆動冷却流体流１７５を過熱蒸気１７７中に噴射することによってクェンチされて、ＨＰ減温器１７８からＲＨＳＨ−１１１５へと導かれるクェンチ済み蒸気１７９を形成し、これによってＨＰＳＨ−２１１３から導かれる過熱蒸気１７７の冷却が容易になる。クェンチ済み蒸気１７９は、更にまた、以下により詳細に説明するように、ＲＨＳＨ−１１１５及びＲＨＳＨ−２１１７を通って減温システム１６０のＩＰ部１６４の方へと導かれる。 Furthermore, in operation, the HP bypass PCV 152 is fully displaced to the open position, the second portion of the HP superheated main steam 177 is transferred from the HPSH-2 113 to the HP cooler 178, and the steam generating facility 100 is installed. It is possible to be guided in thermodynamic conditions including but not limited to temperature and pressure that allow it to operate as described in the specification. The temperature reducer 178 receives superheated steam 177 through the HP bypass PCV 152 and steam driven cooling fluid stream 175 from the HP eductor 172. Further, the superheated steam 177 is quenched by injecting a steam driven cooling fluid stream 175 into the superheated steam 177 to form a quenched steam 179 that is directed from the HP cooler 178 to the RHSH-1 115, This facilitates cooling of the superheated steam 177 led from the HPSH-2 113. Quenched steam 179 is also directed through the RHSH-1 115 and RHSH-2 117 towards the IP portion 164 of the temperature reduction system 160, as will be described in more detail below.

例証的な実施例において、ＩＰ部１６４は、第１の弁、すなわち中圧（ＩＰ）バイパス温度制御弁（ＴＣＶ）１８４により復水抽出ポンプ（ＣＥＰ）１５８と連通して結合される少なくとも１個の中圧（ＩＰ）減温器１８８を含む。ＩＰ減温器１８８は、更にまた、ＩＰバイパスＰＣＶ１５４と連通して結合される。ＩＰバイパスＰＣＶ１５４は、蒸気発生設備１００内における圧力及び温度を制御しやすくする一方で、ＨＲＳＧ１０２内における蓄熱の不必要な消費を減らし、以ってタービンシステム１２０の近々の再始動を容易にする。ＩＰ減温器１８８は、更にまた、復水ユニット１４２と連通して結合される。この例証的な実施例において、ＩＰバイパスＰＣＶ１５４とＩＰバイパスＴＣＶ１８４との各弁は、自動運転可能であるとともに、以下により詳細に説明するように、互いに作動的に同期する。更に、この例証的な実施例では、ＩＰバイパスＰＣＶ１５４とＩＰバイパスＴＣＶ１８４の各弁は自動運転可能であるとともに、ＨＰバイパスＰＣＶ１５２、ＨＰバイパスＴＣＶ１７４及びＨＰＣＶ１７６と共に作動的に同期する。 In the illustrative embodiment, the IP section 164 is at least one coupled in communication with the condensate extraction pump (CEP) 158 by a first valve, an intermediate pressure (IP) bypass temperature control valve (TCV) 184. A medium pressure (IP) cooler 188. IP cooler 188 is further coupled in communication with IP bypass PCV 154. The IP bypass PCV 154 facilitates control of pressure and temperature within the steam generation facility 100, while reducing unnecessary consumption of heat storage within the HRSG 102, thereby facilitating an immediate restart of the turbine system 120. IP cooler 188 is further coupled in communication with condensate unit 142. In this illustrative example, the IP bypass PCV 154 and IP bypass TCV 184 valves are capable of automatic operation and are operatively synchronized with each other as will be described in more detail below. Further, in this illustrative embodiment, the IP bypass PCV 154 and IP bypass TCV 184 valves are automatically operable and are operatively synchronized with the HP bypass PCV 152, HP bypass TCV 174, and HPCV 176.

動作時において、この例証的な実施例では、ＨＰ部１６２に関して上記に説明した動作と同様に、１個のＣＥＰ１５８のみが継続的に使用されて、サブクール復水を復水ユニット１４２からＩＰバイパスＴＣＶ１８４まで導く。或いは、ＩＰ部１６４が使用可能となるまで、全てのＣＥＰ１５８が使用不能とされて、ＩＰ部１６４が使用可能となる場合に、少なくとも１個のＣＥＰ１５８が、ＩＰバイパスＰＣＶ１５４及びＩＰバイパスＴＣＶ１８４と作動的に同期して使用可能となる。 In operation, in this illustrative embodiment, similar to the operation described above with respect to the HP unit 162, only one CEP 158 is continuously used to transfer subcooled condensate from the condensate unit 142 to the IP bypass TCV 184. Lead to. Alternatively, if all CEPs 158 are disabled and the IP unit 164 is enabled until the IP unit 164 is enabled, at least one CEP 158 is operative with the IP bypass PCV 154 and the IP bypass TCV 184. Can be used in synchronization with

更にまた、動作時において、例証的な実施例では、ＩＰＡＣＶ１２８が開弁されて、ＲＨＳＨ−２１１７からＩＰ蒸気タービン１２６への蒸気の流れ（図示せず）を可能にする。更に、動作時において、この例証的な実施例では、ＩＰバイパスＰＣＶ１５４とＩＰバイパスＴＣＶ１８４との各弁が閉弁される。従って、少なくとも最初は、ＩＰ減温器１８８を通る蒸気流及び／又は水流は実質的に皆無となる。 Furthermore, in operation, in an illustrative embodiment, IP ACV 128 is opened to allow steam flow (not shown) from RHSH-2 117 to IP steam turbine 126. Further, in operation, in this illustrative embodiment, the IP bypass PCV 154 and IP bypass TCV 184 valves are closed. Thus, at least initially, there is virtually no steam and / or water flow through the IP desuperheater 188.

更に、動作時において、蒸気タービンシステム１２０のトリップが起こった場合には、ＩＰ蒸気タービン１２６を含む蒸気タービンシステム１２０の実質的な即時運転停止とＩＰＡＣＶ１２８の急閉とが起こる。この場合、ＲＨＳＨ−１１１５及びＲＨＳＨ−２１１７内と、ＲＨＳＨ−１１１５及びＲＨＳＨ−２１１７と連通して結合されるＨＲＳＧ１０２のその他の部分とにおける過熱蒸気圧の増大が起こる。更に、ＨＰ部１６２からのクェンチ済み蒸気１７９もＲＨＳＨ−１１１５及びＲＨＳＨ−２１１７を通して導かれる。ＨＲＳＧ１０２を介した冷却流体流（図示せず）の実質的な減少とともに、漸増的な圧力遷移が起こる。この場合、ガスタービン排気マニホルド１０４からの高温排気ガス１１２の噴射が減少せず、以ってＨＲＳＧ１０２内の漸増的な温度遷移が容易になる。動作時において、例証的な実施例では、蒸気バイパスシステム１５０が、組み込まれた減温システム１６０を含めて、使用可能状態とされて、ＨＲＳＧ１０２内における付随する漸増的な圧力遷移の低減が容易になる。具体的に、ＩＰバイパスＰＣＶ１５４及びＩＰバイパスＴＣＶ１８４が、少なくとも部分的に開弁される。 Further, during operation, if a trip of the steam turbine system 120 occurs, a substantially immediate shutdown of the steam turbine system 120 including the IP steam turbine 126 and a rapid closure of the IP ACV 128 occur. In this case, an increase in superheated vapor pressure occurs in RHSH-1 115 and RHSH-2 117 and in other parts of HRSG 102 that are coupled in communication with RHSH-1 115 and RHSH-2 117. Further, the quenched steam 179 from the HP unit 162 is also guided through the RHSH-1 115 and the RHSH-2 117. With a substantial decrease in cooling fluid flow (not shown) through the HRSG 102, an incremental pressure transition occurs. In this case, the injection of the hot exhaust gas 112 from the gas turbine exhaust manifold 104 is not reduced, thereby facilitating incremental temperature transitions within the HRSG 102. In operation, in an illustrative embodiment, the steam bypass system 150 is enabled, including an integrated temperature reduction system 160, to facilitate the reduction of the associated incremental pressure transitions within the HRSG 102. Become. Specifically, the IP bypass PCV 154 and the IP bypass TCV 184 are at least partially opened.

より具体的には、動作時において、ＩＰバイパスＴＣＶ１８４が十分に開弁して、サブクール復水１７０の一部分、すなわち冷却流体流１８５が復水ユニット１４２からＩＰ減温器１８８へとＣＥＰ１５８を経て流れることを可能にする。更にまた、動作時において、ＩＰバイパスＰＣＶ１５４が開弁して、ＩＰ過熱再加熱蒸気１８７の一部分がＲＨＳＨ−２１１７からＩＰ減温器１８８へと導かれることを可能にする。 More specifically, in operation, the IP bypass TCV 184 is fully opened and a portion of the subcooled condensate 170, ie, the cooling fluid flow 185 flows from the condensing unit 142 to the IP cooler 188 via the CEP 158. Make it possible. Furthermore, in operation, the IP bypass PCV 154 opens to allow a portion of the IP superheated reheat steam 187 to be routed from the RHSH-2 117 to the IP cooler 188.

減温器１８８は、ＩＰバイパスＰＣＶ１５４を通して過熱蒸気１８７を、ＩＰバイパスＴＣＶ１８４から冷却流体流１８５を受ける。過熱蒸気１８７は、冷却流体流１８５を過熱蒸気１８７中に噴射することによってクェンチされて、以ってＩＰ減温器１８８から復水ユニット１４２へと導かれるクェンチ済み蒸気１８９を形成するとともに、以ってＲＨＳＨ−２１１７から導かれる過熱蒸気１８７が冷却される。 The cooler 188 receives superheated steam 187 through the IP bypass PCV 154 and the cooling fluid stream 185 from the IP bypass TCV 184. The superheated steam 187 is quenched by injecting a cooling fluid stream 185 into the superheated steam 187, thereby forming a quenched steam 189 that is directed from the IP cooler 188 to the condensate unit 142, and Thus, the superheated steam 187 led from the RHSH-2 117 is cooled.

例証的な実施例において、ＬＰ部１６６は、第１の弁、すなわち低圧（ＬＰ）バイパス温度制御弁（ＴＣＶ）１９４により復水抽出ポンプ（ＣＥＰ）１５８と連通して結合される少なくとも１個の低圧（ＬＰ）減温器１９８を含む。ＬＰ減温器１９８は、更にまた、ＬＰバイパスＰＣＶ１５６と連通して結合される。ＬＰバイパスＰＣＶ１５６は、蒸気発生設備１００内における圧力及び温度を制御しやすくする一方で、ＨＲＳＧ１０２内における蓄熱の不必要な消費を減らし、以ってタービンシステム１２０の近々の再始動を容易にする。ＬＰ減温器１９８は、更にまた、復水ユニット１４２と連通して結合される。この例証的な実施例において、ＬＰバイパスＰＣＶ１５６とＬＰバイパスＴＣＶ１９４との各弁は、自動運転可能であるとともに、以下に更に説明するように、互いに作動的に同期する。更に、この例証的な実施例では、ＬＰバイパスＰＣＶ１５６とＬＰバイパスＴＣＶ１９４との各弁は自動運転可能であるとともに、ＨＰバイパスＰＣＶ１５２、ＨＰバイパスＴＣＶ１７４及びＨＰＣＶ１７６と共に作動的に同期する。更に、この例証的な実施例において、ＬＰバイパスＰＣＶ１５６とＬＰバイパスＴＣＶ１９４との各弁は自動運転可能であるとともに、ＩＰバイパスＰＣＶ１５４及びＩＰバイパスＴＣＶ１８４と共に作動的に同期する。 In the illustrative embodiment, the LP section 166 includes at least one coupled in communication with the condensate extraction pump (CEP) 158 by a first valve, a low pressure (LP) bypass temperature control valve (TCV) 194. Includes a low pressure (LP) cooler 198. LP cooler 198 is also coupled in communication with LP bypass PCV 156. The LP bypass PCV 156 facilitates controlling the pressure and temperature within the steam generation facility 100 while reducing unnecessary consumption of heat storage within the HRSG 102 and thus facilitates a near restart of the turbine system 120. The LP cooler 198 is further coupled in communication with the condensate unit 142. In this illustrative embodiment, the LP bypass PCV 156 and LP bypass TCV 194 valves are capable of automatic operation and are operatively synchronized with each other, as further described below. Further, in this illustrative embodiment, the LP bypass PCV 156 and LP bypass TCV 194 valves are automatically operable and are operatively synchronized with the HP bypass PCV 152, HP bypass TCV 174 and HPCV 176. Further, in this illustrative embodiment, the LP bypass PCV 156 and LP bypass TCV 194 valves are automatically operable and are operatively synchronized with the IP bypass PCV 154 and the IP bypass TCV 184.

動作時において、この例証的な実施例では、ＩＰ部１６４に関して上記に説明した動作と同様に、１個のＣＥＰ１５８のみが継続的に使用されて、サブクール復水１７０を復水ユニット１４２からＬＰバイパスＴＣＶ１９４まで導く。或いは、ＬＰ部１６６が使用可能となるまで全てのＣＥＰ１５８が使用不能とされて、ＬＰ部１６６が使用可能となる場合に、少なくとも１個のＣＥＰ１５８がＬＰバイパスＰＣＶ１５６及びＬＰバイパスＴＣＶ１９４と作動的に同期して使用可能となる。 In operation, in this illustrative embodiment, similar to the operation described above with respect to IP section 164, only one CEP 158 is continuously used to pass subcool condensate 170 from condensing unit 142 to LP bypass. Lead to TCV194. Alternatively, if all CEPs 158 are disabled until the LP unit 166 is enabled and the LP unit 166 is enabled, at least one CEP 158 is operatively synchronized with the LP bypass PCV 156 and the LP bypass TCV 194. And can be used.

更にまた、動作時において、例証的な実施例では、ＬＰＡＣＶ１３２が開弁されて、ＬＰＳＨ１３１からＬＰ蒸気タービン１３０への蒸気の流れ（図示せず）を可能にする。更に、動作時において、この例証的な実施例では、ＬＰバイパスＰＣＶ１５６とＬＰバイパスＴＣＶ１９４との各弁が閉弁される。従って、少なくとも最初は、ＬＰ減温器１９８を通る蒸気流及び／又は水流は実質的に皆無となる。 Furthermore, in operation, in an illustrative embodiment, the LP ACV 132 is opened to allow steam flow (not shown) from the LPSH 131 to the LP steam turbine 130. Further, in operation, in this illustrative embodiment, the LP bypass PCV 156 and LP bypass TCV 194 valves are closed. Thus, at least initially, there is substantially no steam flow and / or water flow through the LP cooler 198.

更に、動作時において、蒸気タービンシステム１２０のトリップが起こった場合には、ＬＰ蒸気タービン１３０を含む蒸気タービンシステム１２０の実質的な即時運転停止とＬＰＡＣＶ１３２の急閉とが起こる。この場合、ＬＰＳＨ１３１内と、ＬＰＳＨ１３１と連通して結合されるＨＲＳＧ１０２のその他の部分とにおける過熱蒸気圧の増大が起こる。ＨＲＳＧ１０２を介した冷却流体流の実質的な減少とともに、漸増的な圧力遷移が起こる。この場合、ガスタービン排気マニホルド１０４からの高温排気ガス１１２の噴射が減少せず、以ってＨＲＳＧ１０２内の漸増的な温度遷移が容易になる。動作時において、例証的な実施例では、蒸気バイパスシステム１５０が、組み込まれた減温システム１６０を含んで、使用可能状態とされて、ＨＲＳＧ１０２内における付随する漸増的な圧力遷移の低減を容易とする。具体的に、ＬＰバイパスＰＣＶ１５６及びＬＰバイパスＴＣＶ１９４が、少なくとも部分的に開弁される。 Further, in operation, if a steam turbine system 120 trip occurs, a substantial immediate shutdown of the steam turbine system 120 including the LP steam turbine 130 and a rapid closure of the LP ACV 132 occur. In this case, an increase in superheated vapor pressure occurs in the LPSH 131 and in other parts of the HRSG 102 that are connected in communication with the LPSH 131. With a substantial decrease in cooling fluid flow through the HRSG 102, incremental pressure transitions occur. In this case, the injection of the hot exhaust gas 112 from the gas turbine exhaust manifold 104 is not reduced, thereby facilitating incremental temperature transitions within the HRSG 102. In operation, in an illustrative embodiment, the steam bypass system 150 includes an integrated temperature reduction system 160 that is enabled to facilitate the reduction of associated incremental pressure transitions within the HRSG 102. To do. Specifically, the LP bypass PCV 156 and the LP bypass TCV 194 are at least partially opened.

より具体的には、動作時において、ＬＰバイパスＴＣＶ１９４が十分に開弁して、サブクール復水１７０、すなわち冷却流体流１９５が復水ユニット１４２からＬＰ減温器１９８へとＣＥＰ１５８を経て流れることを可能にする。更にまた、動作時において、ＬＰバイパスＰＣＶ１５６が開弁して、ＬＰ過熱蒸気１９７の一部分がＬＰＳＨ１３１からＬＰ減温器１９８へと導かれることを可能にする。減温器１９８は、ＬＰバイパスＰＣＶ１５６を通して過熱蒸気１９７を、ＬＰバイパスＴＣＶ１９４から冷却流体流１９５を受ける。過熱蒸気１９７は、冷却流体流１９５を噴射することによってクェンチされて、以ってＬＰ減温器１９８から復水ユニット１４２へと導かれるクェンチ済み蒸気１９９を形成するとともに、以ってＬＰＳＨ１３１から導かれる過熱蒸気１９７を冷却する。 More specifically, in operation, the LP bypass TCV 194 is fully opened and the subcooled condensate 170, ie, the cooling fluid flow 195, flows from the condensing unit 142 to the LP cooler 198 via the CEP 158. enable. Furthermore, in operation, LP bypass PCV 156 opens to allow a portion of LP superheated steam 197 to be routed from LPSH 131 to LP cooler 198. The temperature reducer 198 receives superheated steam 197 through the LP bypass PCV 156 and a cooling fluid stream 195 from the LP bypass TCV 194. The superheated steam 197 is quenched by injecting a cooling fluid stream 195 to form a quenched steam 199 that is directed from the LP desuperheater 198 to the condensate unit 142 and is therefore introduced from the LPSH 131. The heated superheated steam 197 is cooled.

図３は、蒸気発生設備１００（図１及び２に図示）の例証的な運転方法２００を示す流れ図である。この例証的な実施例において、蒸気１７１（図２に図示）を少なくとも１個のエダクタ１７２（図２に図示）内に導くことによって、水１７０（図２に図示）に動力を誘発し、蒸気駆動冷却流体流１７５（図２に図示）を形成する（２０２）。加えて、蒸気駆動冷却流体流１７５は、少なくとも１個の減温器１７８（図２に図示）内へと導かれる（２０４）。更に、蒸気１７７（図２に図示）が、少なくとも１個の蒸気源、すなわちＨＰＳＨ−２１１３（図１及び２に図示）から少なくとも１個の減温器１７８へと導かれる（２０６）。方法２００は、更にまた、蒸気駆動冷却流体流１７５を、少なくとも１個の減温器１７８を通して導かれる蒸気１７７中に噴射して、ＨＰＳＨ−２１１３等の少なくとも１個の蒸気源から導かれる蒸気１７７の冷却を容易にする段階２０８を含む。 FIG. 3 is a flow diagram illustrating an exemplary operating method 200 of the steam generation facility 100 (shown in FIGS. 1 and 2). In this illustrative embodiment, power is induced in water 170 (shown in FIG. 2) by directing steam 171 (shown in FIG. 2) into at least one eductor 172 (shown in FIG. 2). A drive cooling fluid stream 175 (shown in FIG. 2) is formed (202). In addition, the steam driven cooling fluid stream 175 is directed (204) into at least one desuperheater 178 (shown in FIG. 2). In addition, steam 177 (shown in FIG. 2) is directed (206) from at least one steam source, namely HPSH-2 113 (shown in FIGS. 1 and 2), to at least one cooler 178. The method 200 also injects a steam-driven cooling fluid stream 175 into the steam 177 guided through at least one desuperheater 178 to provide steam derived from at least one steam source, such as HPSH-2 113. Stage 208 that facilitates cooling of 177.

例証的な実施例において、高圧（ＨＰ）過熱蒸気１７１は、少なくとも１個のＨＰ過熱器、すなわちＨＰＳＨ−２１１３から少なくとも１個のエダクタ１７２へと導かれる（２１０）。方法２００は、更にまた、ＨＰ過熱蒸気１７１をＨＰＳＨ−２１１３から減温器１７８（図２に図示）へと導いて、ＨＰ蒸気の第２の部分１７７（図２に図示）の冷却を容易にする段階２１２を含む。 In an exemplary embodiment, high pressure (HP) superheated steam 171 is directed (210) from at least one HP superheater, ie, HPSH-2113, to at least one eductor 172. The method 200 also guides the HP superheated steam 171 from the HPSH-2 113 to the cooler 178 (shown in FIG. 2) to facilitate cooling of the second portion 177 of HP steam (shown in FIG. 2). Step 212.

水１７０は、少なくとも１個の復水抽出ポンプ１５８及び／又は少なくとも１個の復水ユニット１４２から少なくとも１個のエダクタ１７２へと導かれる（２１４）。方法２００は、更にまた、クェンチ済み蒸気１７９をＩＰ過熱器、すなわちＲＨＳＨ−１１１５（いずれも図２に図示）へ、且つ／又はクェンチ済み蒸気１８９及び／又は１９９（いずれも図２に図示）を復水ユニット１４２へと導く段階２１６を含む。 Water 170 is routed from at least one condensate extraction pump 158 and / or at least one condensate unit 142 to at least one eductor 172 (214). The method 200 may further include quenching steam 179 to an IP superheater, ie, RHSH-1 115 (both shown in FIG. 2) and / or quenching steam 189 and / or 199 (both shown in FIG. 2). Step 216 leading to the condensate unit 142.

本明細書に、蒸気発生設備の運転を容易にする方法及びシステムの例証的な実施例が説明されている。特に、蒸気バイパスシステム内に組み込まれる減温システムは、いずれも本明細書に記載のように、蒸気発生設備内において有意な遷移が起こった場合に、該設備の各部分内における圧力及び温度の制御を容易にする。こうした圧力及び温度制御により、このような高温高圧蒸気に継続的にさらされるようには設計及び／又は製作されていない構成要素を通って高温高圧蒸気が導かれることが少なくなる。更にまた、本明細書に記載の減温システムは、より低圧の復水抽出ポンプに依存して蒸気圧に打ち勝って、実質的に全運転条件範囲に渡って所望の減温を達成することにより、高圧及び／又は中圧ボイラ給水ポンプの規模を小さくすることを容易にする。更に、本明細書に記載の減温システムは、低圧水ポンプの空転を減らすことにより、蒸気発生設備に付随する補機電力使用量の削減を容易にする。更に、本明細書に記載の減温システムは、予備の低圧水ポンプの必要性を減らすことにより、蒸気発生設備の建設資本費の節減を容易にする。更に、本明細書に記載の減温システムは、過大な給水ポンプ容量を小さくすることを容易にし、これによって資本及び運転費を削減する。更にまた、本明細書に記載の減温システムは、有意な遷移後に十分な減温水流を導いて、時間遅延をほとんど又は全く伴わずに、ＨＲＳＧから導かれる高圧高温蒸気の所望の減温を可能にする。 Described herein are illustrative examples of methods and systems that facilitate operation of a steam generation facility. In particular, any temperature reduction system incorporated into the steam bypass system, as described herein, is subject to pressure and temperature in each part of the facility when a significant transition occurs in the steam generating facility. Make control easier. Such pressure and temperature control reduces the high temperature and high pressure steam being directed through components that are not designed and / or manufactured to be continuously exposed to such high temperature and high pressure steam. Furthermore, the temperature reduction system described herein relies on a lower pressure condensate extraction pump to overcome the vapor pressure and achieve the desired temperature reduction over substantially the entire operating condition range. Making it easy to reduce the scale of the high-pressure and / or medium-pressure boiler feed pump. In addition, the temperature reduction system described herein facilitates reducing auxiliary power usage associated with steam generation equipment by reducing idling of the low pressure water pump. In addition, the temperature reduction system described herein facilitates savings in construction capital costs for steam generating equipment by reducing the need for a spare low pressure water pump. Furthermore, the temperature reduction system described herein facilitates reducing excessive feed pump capacity, thereby reducing capital and operating costs. Furthermore, the temperature reduction system described herein directs sufficient water flow after a significant transition to achieve the desired temperature reduction of high pressure hot steam derived from HRSG with little or no time delay. enable.

本明細書に記載の方法及びシステムは、本明細書に記載の特定の実施例に制限されるわけではない。例えば、各システムの構成要素及び／又は各方法の段階は、本明細書に記載のその他の構成要素及び／又は段階と無関係に、且つ別々に使用及び／又は実行されうる。加えて、各構成要素及び／又は段階は、更にまた、その他の組合せパッケージ及び方法と一緒に使用及び／又は実行されうる。 The methods and systems described herein are not limited to the specific embodiments described herein. For example, each system component and / or each method step may be used and / or performed independently of other components and / or steps described herein and separately. In addition, each component and / or stage can also be used and / or implemented with other combination packages and methods.

さまざまな特定の実施例の観点から本発明を説明したが、当業者には、本発明は、特許請求の範囲の精神及び範囲内で改変されて実施されうることが認識されよう。 While the invention has been described in terms of various specific embodiments, those skilled in the art will recognize that the invention can be practiced with modification within the spirit and scope of the claims.

１００蒸気発生設備
１０２排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）
１０４ガスタービン排気マニホルド
１０６残留熱排気筒
１０８水−蒸気要素バンドル
１１０水−蒸気分離ユニット
１１１第１の高圧過熱器（ＨＰＳＨ−１）
１１２高温排気ガス
１１３第２の高圧過熱器（ＨＰＳＨ−２）
１１４冷却された排気ガス
１１５第１の再加熱過熱器（ＲＨＳＨ−１）
１１７第２の再加熱過熱器（ＲＨＳＨ−２）
１２０蒸気タービンシステム
１２２高圧（ＨＰ）蒸気タービン
１２４ＨＰ吸入制御弁
１２６中圧（ＩＰ）蒸気タービン
１２８ＩＰ吸入制御弁
１３０低圧（ＬＰ）蒸気タービン
１３１低圧（ＬＰ）過熱器（ＬＰＳＨ）
１３２ＬＰ吸入制御弁
１４０復水−給水複合システム
１４２復水ユニット
１５０蒸気バイパスシステム
１５２ＨＰバイパス圧力制御弁（ＰＣＶ）
１５４ＩＰバイパス圧力制御弁（ＰＣＶ）
１５６ＬＰバイパス圧力制御弁（ＰＣＶ）
１５８復水抽出ポンプ（ＣＥＰ）
１６０減温システム
１６２ＨＰ部
１６４ＩＰ部
１６６ＬＰ部
１７０サブクール復水
１７１ＨＰ過熱主蒸気の第１の部分
１７２高圧（ＨＰ）エダクタ
１７３中細ノズル
１７４高圧（ＨＰ）バイパス温度制御弁（ＴＣＶ）
１７５蒸気駆動冷却流体流
１７６高圧制御弁（ＨＰＣＶ）
１７７ＨＰ過熱主蒸気の第２の部分
１７８ＨＰ減温器
１７９クェンチ済み蒸気
１８４中圧（ＩＰ）バイパス温度制御弁（ＴＣＶ）
１８５冷却流体流
１８７ＩＰ過熱再加熱蒸気
１８８ＩＰ減温器
１８９クェンチ済み蒸気
１９４低圧（ＬＰ）バイパス温度制御弁（ＴＣＶ）
１９５冷却流体流
１９７ＬＰ過熱蒸気
１９８ＬＰ減温器
１９９クェンチ済み蒸気
２００蒸気発生設備の例証的な運転方法
２０２．．．動力を誘発する
２０４．．．蒸気駆動冷却流体流を導く
２０６．．．から蒸気を導く
２０８．．．内に蒸気駆動冷却流体流を噴射する
２１０．．．からＨＰ過熱蒸気を導く
２１２．．．からＨＰ過熱蒸気を導く
２１４．．．から水を導く
２１６．．．へクェンチ済み蒸気を導く 100 Steam generating equipment 102 Waste heat recovery boiler (HRSG)
DESCRIPTION OF SYMBOLS 104 Gas turbine exhaust manifold 106 Residual heat exhaust pipe 108 Water-steam element bundle 110 Water-steam separation unit 111 1st high pressure superheater (HPSH-1)
112 High-temperature exhaust gas 113 Second high-pressure superheater (HPSH-2)
114 cooled exhaust gas 115 first reheat superheater (RHSH-1)
117 Second reheat superheater (RHSH-2)
120 Steam Turbine System 122 High Pressure (HP) Steam Turbine 124 HP Suction Control Valve 126 Medium Pressure (IP) Steam Turbine 128 IP Suction Control Valve 130 Low Pressure (LP) Steam Turbine 131 Low Pressure (LP) Superheater (LPSH)
132 LP intake control valve 140 Condensate-feed water combined system 142 Condensate unit 150 Steam bypass system 152 HP bypass pressure control valve (PCV)
154 IP bypass pressure control valve (PCV)
156 LP bypass pressure control valve (PCV)
158 Condensate extraction pump (CEP)
160 Temperature Reduction System 162 HP Portion 164 IP Portion 166 LP Portion 170 Subcool Condensate 171 HP Superheated Main Steam First Portion 172 High Pressure (HP) Eductor 173 Medium Nozzle 174 High Pressure (HP) Bypass Temperature Control Valve (TCV)
175 Steam-driven cooling fluid flow 176 High pressure control valve (HPCV)
177 HP second part of superheated main steam 178 HP desuperheater 179 Quenched steam 184 Medium pressure (IP) bypass temperature control valve (TCV)
185 Cooling fluid flow 187 IP superheated reheat steam 188 IP desuperheater 189 Quenched steam 194 Low pressure (LP) bypass temperature control valve (TCV)
195 Cooling fluid flow 197 LP superheated steam 198 LP desuperheater 199 Quenched steam 200 Illustrative operating method of steam generating equipment 202. . . Trigger power 204. . . Directing the steam-driven cooling fluid flow 206. . . From the steam 208. . . 210. Inject a steam-driven cooling fluid stream into. . . 212. Superheated HP superheated steam from . . 214. HP superheated steam is led from . . Lead water from 216. . . Guide the steam after quenching

Claims

Coupled in communication with at least one water source (142/158) and at least one steam source (102), wherein steam (171) is led from said at least one steam source and said at least one At least one eductor (172) configured to induce power in water (170) directed from a water source;
Coupled in communication with the at least one eductor and configured to receive water (175) derived from the at least one eductor and steam (177) derived from the at least one vapor source. A temperature reduction system (160) comprising at least one temperature reducer (178).

The temperature reducing system (160) of claim 1, wherein the at least one eductor (172) is coupled in communication with at least one high pressure superheater (113).

The temperature reducing system (160) of claim 1, wherein the at least one temperature reducer (178) is coupled in communication with at least one high pressure superheater (113).

At least one first valve (174) coupled in communication between the at least one water source (142/158) and the at least one eductor (172);
At least one second valve (176) coupled in communication between the at least one steam source (102) and the at least one eductor;
The at least one third valve (152) coupled in communication between the at least one steam source and the at least one cooler (178). 1. The temperature reduction system (160) according to 1.

5. The valves of the first valve (174), the second valve (176), and the third valve (152) can be automatically operated and are operatively synchronized with each other. Described temperature reduction system (160).

The high pressure section (162) of the temperature reduction system;
A medium pressure section (164) of the temperature reducing system;
The temperature reduction system (160) of claim 1, further comprising at least one of a low pressure portion (166) of the temperature reduction system.

At least one water source (142/158);
At least one steam source (102);
Water coupled to and in communication with the at least one water source and the at least one steam source to direct steam (171) from the at least one steam source and from the at least one water source ( 170) at least one eductor (172) configured to induce power;
Coupled in communication with the at least one eductor and configured to receive water (175) derived from the at least one eductor and steam (177) derived from the at least one vapor source. A steam generation facility (100) comprising at least one temperature reducer (178).

The steam generating facility (100) according to claim 7, wherein the at least one water source (142/158) comprises at least one of at least one condensate extraction pump (158) and a condensate unit (142). .

The steam generation facility (100) according to claim 7, wherein the at least one steam source comprises an exhaust heat recovery boiler (HRSG) (102).

The HRSG (102)
At least one high pressure superheater (111/113);
At least one medium pressure superheater (115/117);
The steam generating installation according to claim 9, comprising at least one of at least one low pressure superheater (113).