JP5734117B2 - Combined cycle power plant and operation method thereof - Google Patents

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Description

本発明は、ガスタービンと、このガスタービンから排出される排気ガスの排熱を利用して主蒸気を生成する排熱回収ボイラと、蒸気タービンとからなるコンバインドサイクル発電プラント、及びその運転方法に関する。   The present invention relates to a combined cycle power plant including a gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates main steam using exhaust heat of exhaust gas discharged from the gas turbine, and a steam turbine, and an operation method thereof. .

コンバインドサイクル発電プラントは、ガスタービン、排熱回収ボイラ、蒸気タービン、発電機などから構成されており、ガスタービンで発電機を回転させると共に、ガスタービンから排出される排気を利用して排熱回収ボイラで主蒸気を生成し、蒸気タービンにおいても発電のための動力を得る発電プラントである。
コンバインドサイクル発電プラントの中でも、ガスタービンと蒸気タービンとが同一軸上に構成されるものは一軸型コンバインドサイクル発電プラントと呼ばれている。一軸型コンバインドサイクル発電プラントは、全軸長の短縮、ロータ数減による軸系の信頼性向上、運用性・保守性の向上に大きな効果がある。 A combined cycle power plant consists of a gas turbine, exhaust heat recovery boiler, steam turbine, generator, etc., and rotates the generator with the gas turbine and recovers exhaust heat using the exhaust discharged from the gas turbine. It is a power plant that generates main steam in a boiler and obtains power for power generation in a steam turbine.
Among the combined cycle power plants, one in which the gas turbine and the steam turbine are configured on the same axis is called a single-shaft combined cycle power plant. A single-shaft combined cycle power plant has great effects in reducing the total shaft length, improving the reliability of the shaft system by reducing the number of rotors, and improving operability and maintainability.

一軸型コンバインドサイクル発電プラントの場合、ガスタービンと蒸気タービンとが連なって回転する。これにより、ガスタービンの起動時において、蒸気タービンの低圧最終段翼には風損による温度上昇が生じるため、この温度上昇を抑制するため、低圧蒸気タービンを冷却するための冷却蒸気が必要となる。
低圧蒸気タービンは、定常状態においては排熱回収ボイラにて生成された主蒸気が大量に供給されるため冷却蒸気は不要であるが、ガスタービン起動時においては、排熱回収ボイラで発生する蒸気が少なく充分な蒸気量が得られないため、外部から補助蒸気を導入することによって低圧蒸気タービンを冷却する必要がある（例えば、特許文献１参照）。 In the case of a single-shaft combined cycle power plant, a gas turbine and a steam turbine rotate in series. As a result, when the gas turbine is started, a temperature rise occurs due to windage loss in the low-pressure last stage blade of the steam turbine. Therefore, a cooling steam for cooling the low-pressure steam turbine is required to suppress this temperature rise. .
The low-pressure steam turbine is supplied with a large amount of main steam generated in the exhaust heat recovery boiler in a steady state, so cooling steam is unnecessary. However, when the gas turbine starts up, steam generated in the exhaust heat recovery boiler Therefore, it is necessary to cool the low-pressure steam turbine by introducing auxiliary steam from the outside (see, for example, Patent Document 1).

図５は、従来のコンバインドサイクル発電プラント（以下、コンバインドプラントと呼ぶ）１０１の運転方法を説明する図である。図５に示すように、コンバインドプラント１０１は、主要な構成要素として、ガスタービン１０２と、蒸気タービン１０３と、排熱回収ボイラ１０４と、発電機１０５と、復水器１０６と、補助蒸気発生装置１０７と、復水ポンプ１１８とを備えている。   FIG. 5 is a diagram for explaining an operation method of a conventional combined cycle power plant (hereinafter referred to as a combined plant) 101. As shown in FIG. 5, the combined plant 101 includes a gas turbine 102, a steam turbine 103, an exhaust heat recovery boiler 104, a generator 105, a condenser 106, and an auxiliary steam generator as main components. 107 and a condensate pump 118.

蒸気タービン１０３は、高圧蒸気タービン１１１、中圧蒸気タービン１１２、低圧蒸気タービン１１３の３つのタービンを具備している。排熱回収ボイラ１０４には、高圧蒸気タービン１１１に供給される高圧蒸気を過熱する高圧過熱器１１４、中圧蒸気タービン１１２に中圧蒸気を供給する中圧過熱器１１５、低圧蒸気タービン１１３に低圧蒸気を供給する低圧過熱器１１６が設けられている。さらに、排熱回収ボイラ１０４には、高圧蒸気タービン１１１に対して仕事をした蒸気を再加熱する、再熱器１１７が設けられている。   The steam turbine 103 includes three turbines: a high-pressure steam turbine 111, an intermediate-pressure steam turbine 112, and a low-pressure steam turbine 113. The exhaust heat recovery boiler 104 includes a high-pressure superheater 114 that superheats high-pressure steam supplied to the high-pressure steam turbine 111, a medium-pressure superheater 115 that supplies medium-pressure steam to the intermediate-pressure steam turbine 112, and a low-pressure to the low-pressure steam turbine 113. A low pressure superheater 116 for supplying steam is provided. Further, the exhaust heat recovery boiler 104 is provided with a reheater 117 that reheats steam that has worked on the high-pressure steam turbine 111.

補助蒸気を生成する補助蒸気発生装置１０７は、補助蒸気供給管１３０に接続されており、この補助蒸気供給管１３０は、低圧過熱器１１６と低圧蒸気タービン１１３とを接続する低圧主蒸気供給配管１２３の途中に接続されている。   The auxiliary steam generator 107 that generates auxiliary steam is connected to an auxiliary steam supply pipe 130, and the auxiliary steam supply pipe 130 connects the low-pressure superheater 116 and the low-pressure steam turbine 113 to the low-pressure main steam supply pipe 123. Connected in the middle of

また、高圧過熱器１１４と高圧蒸気タービン１１１とを接続する高圧主蒸気供給配管１２１の途中からは、タービンバイパス配管１２５が分岐しており、高圧蒸気タービン１１１の出口管１２４に接続されている。再熱器１１７と中圧蒸気タービン１１２とを接続する再熱蒸気管１２２の途中からもタービンバイパス配管１２６が分岐し、低圧主蒸気供給配管１２３の途中からもタービンバイパス配管１２７が分岐し、それぞれ復水器１０６に接続されている。   A turbine bypass pipe 125 is branched from the high-pressure main steam supply pipe 121 connecting the high-pressure superheater 114 and the high-pressure steam turbine 111, and is connected to the outlet pipe 124 of the high-pressure steam turbine 111. The turbine bypass pipe 126 branches from the middle of the reheat steam pipe 122 connecting the reheater 117 and the intermediate pressure steam turbine 112, and the turbine bypass pipe 127 branches from the middle of the low-pressure main steam supply pipe 123, respectively. It is connected to the condenser 106.

次に、図６を参照して、コンバインドプラント１０１の起動から定常状態に至る過程における主蒸気、補助蒸気の流れ、及び弁の切り替え、つまり蒸気切替について説明する。
図６（ａ）に示すように、ガスタービン１０２の起動直後は、排熱回収ボイラ１０４において蒸気が沸いていないため、低圧過熱器１１６、中圧過熱器１１５、及び高圧過熱器１１４から供給される主蒸気Ｄは、タービンバイパス配管１２５，１２６，１２７を介して、高圧蒸気タービン１１１の出口管１２４及び復水器１０６にバイパスされる。一方、補助蒸気発生装置１０７において生成した補助蒸気は減温され冷却蒸気Ａとされた後、低圧主蒸気供給配管１２３に供給され、これにより、低圧蒸気タービン１１３が冷却される。 Next, switching of main steam and auxiliary steam and valves, that is, steam switching in the process from the start of the combined plant 101 to the steady state will be described with reference to FIG.
As shown in FIG. 6A, immediately after the gas turbine 102 is started, steam is not boiled in the exhaust heat recovery boiler 104, so that it is supplied from the low pressure superheater 116, the medium pressure superheater 115, and the high pressure superheater 114. The main steam D is bypassed to the outlet pipe 124 of the high-pressure steam turbine 111 and the condenser 106 via the turbine bypass pipes 125, 126, and 127. On the other hand, the auxiliary steam generated in the auxiliary steam generator 107 is reduced in temperature to be the cooling steam A and then supplied to the low-pressure main steam supply pipe 123, thereby cooling the low-pressure steam turbine 113.

図６（ｂ）に示すように、排熱回収ボイラ１０４から蒸気が発生し、蒸気タービン１０３に通気可能な圧力・温度が確保された時点で、バイパスしていた主蒸気Ｄは、高圧蒸気タービン１１１及び中圧蒸気タービン１１２に供給される。中圧蒸気タービン１１２に対して仕事をした蒸気は、配管を介して冷却蒸気Ａが供給されている低圧主蒸気供給配管１２３に供給され、次いで、低圧蒸気タービン１１３に供給される。つまり蒸気タービン１０３が通気状態となる（以下、ＳＴ通気と呼ぶ）。   As shown in FIG. 6 (b), when the steam is generated from the exhaust heat recovery boiler 104 and the pressure / temperature at which the steam can be passed to the steam turbine 103 is secured, the bypassed main steam D is the high-pressure steam turbine. 111 and medium pressure steam turbine 112. The steam that has worked on the intermediate-pressure steam turbine 112 is supplied to the low-pressure main steam supply pipe 123 to which the cooling steam A is supplied via the pipe, and then supplied to the low-pressure steam turbine 113. That is, the steam turbine 103 enters a ventilation state (hereinafter referred to as ST ventilation).

ＳＴ通気状態となると、補助蒸気発生装置１０７から供給される冷却蒸気Ａは必要なくなるため、図６（ｃ）に示すように、補助蒸気供給管１３０に設けられている冷却蒸気供給弁１４０（図５参照）が閉状態とされ、冷却蒸気Ａの供給が止められることによって、蒸気切替が実施される。
一方、各タービンバイパス配管１２５，１２６，１２７に設けられているタービンバイパス弁も閉じられ、排熱回収ボイラ１０４で発生した蒸気は全量蒸気タービンに導入される。 In the ST ventilation state, the cooling steam A supplied from the auxiliary steam generator 107 is not necessary, and therefore, as shown in FIG. 6C, the cooling steam supply valve 140 (see FIG. 6) provided in the auxiliary steam supply pipe 130. 5) is closed and the supply of the cooling steam A is stopped, whereby the steam switching is performed.
On the other hand, the turbine bypass valves provided in the turbine bypass pipes 125, 126, and 127 are also closed, and the steam generated in the exhaust heat recovery boiler 104 is introduced into the entire steam turbine.

特許第４０５２４０５号公報Japanese Patent No. 4052405

しかしながら、従来のコンバインドサイクル発電プラント１０１は、ＳＴ通気後において蒸気切替を実施するため、排熱回収ボイラ１０４において、低圧蒸気が充分発生し、冷却蒸気の切替が可能な状態となっても切替が実施されなかった。これにより、コンバインドプラント１０１が定常状態になるまでの排熱回収ボイラ１０４の運転時間が長くなるため、蒸気ロスが生じていた。   However, since the conventional combined cycle power plant 101 performs steam switching after ST ventilation, switching is performed even when low-pressure steam is sufficiently generated in the exhaust heat recovery boiler 104 and cooling steam can be switched. Not implemented. As a result, the operating time of the exhaust heat recovery boiler 104 until the combined plant 101 reaches a steady state becomes longer, and steam loss has occurred.

この発明は、このような事情を考慮してなされたもので、その目的は、信頼性を確保しながら、起動時における蒸気損失を低減するコンバインドサイクル発電プラントを提供することにある。   The present invention has been made in consideration of such circumstances, and an object of the present invention is to provide a combined cycle power plant that reduces steam loss during startup while ensuring reliability.

上記の目的を達成するために、この発明は以下の手段を提供している。
本発明は、ガスタービンと、該ガスタービンに同軸状に接続された蒸気タービンと、前記ガスタービンの排気により主蒸気を発生する排熱回収ボイラと、補助蒸気を発生する補助蒸気発生装置と、前記主蒸気における圧力、温度、及び流量の少なくとも一つを計測する計測器と、前記ガスタービンの起動後に前記蒸気タービンに供給される蒸気を前記補助蒸気から前記主蒸気に切り替える切替手段と、を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、前記切替手段は、前記計測器によって計測された圧力、温度、及び流量の少なくとも一つが、前記補助蒸気発生装置より供給される前記補助蒸気の運用圧力よりも所定値高い所定圧力、前記補助蒸気の運用温度、及び前記補助蒸気の運用蒸気量よりも所定量多い所定蒸気量よりも高くなった時点で上記切り替えを行うように構成されたことを特徴とする。 In order to achieve the above object, the present invention provides the following means.
The present invention includes a gas turbine, a steam turbine coaxially connected to the gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates main steam by exhaust of the gas turbine, an auxiliary steam generator that generates auxiliary steam, A measuring instrument that measures at least one of pressure, temperature, and flow rate in the main steam; and a switching unit that switches the steam supplied to the steam turbine after the gas turbine is started from the auxiliary steam to the main steam. In the combined cycle power plant provided, the switching means is configured such that at least one of the pressure, temperature, and flow rate measured by the measuring instrument is a predetermined value higher than the operating pressure of the auxiliary steam supplied from the auxiliary steam generator. A higher predetermined pressure, an operating temperature of the auxiliary steam, and a predetermined steam amount that is higher by a predetermined amount than the operating steam amount of the auxiliary steam. Characterized in that it is configured to perform the switching at the time point.

前記計測器は、前記排熱回収ボイラの低圧過熱器によって供給される主蒸気における圧力、温度、及び流量の少なくとも一つを計測するように構成されることが好ましい。   It is preferable that the measuring device is configured to measure at least one of pressure, temperature, and flow rate in the main steam supplied by the low-pressure superheater of the exhaust heat recovery boiler.

上記発明によれば、コンバインドサイクル発電プラントの起動時における冷却蒸気切替が排熱回収ボイラから発生する低圧蒸気が確実に確保された段階で実施されるため、ＳＴ通気を待つ必要がなく早期に完了する。これにより、コンバインドプラント起動時における蒸気損失が低減される。   According to the above invention, the cooling steam switching at the start-up of the combined cycle power plant is performed at a stage where the low-pressure steam generated from the exhaust heat recovery boiler is surely secured, so that it is not necessary to wait for ST ventilation and it is completed early. To do. Thereby, the steam loss at the time of a combined plant starting is reduced.

また、本発明は、ガスタービンと、該ガスタービンに同軸状に接続された蒸気タービンと、前記ガスタービンの排気により主蒸気を発生する排熱回収ボイラと、補助蒸気を発生する補助蒸気発生装置と、前記主蒸気の圧力、温度、及び流量の少なくとも一つを計測する計測器と、前記ガスタービンの起動後に前記蒸気タービンに供給される蒸気を前記補助蒸気から前記主蒸気に切り替える切替手段と、を備えたコンバインドサイクル発電プラントの運転方法であって、前記計測器によって前記圧力、前記温度、及び前記流量の少なくとも一つを計測するとともに、前記圧力、前記温度、及び前記流量の少なくとも一つが、前記補助蒸気発生装置より供給される前記補助蒸気の運用圧力よりも所定値高い所定圧力、前記補助蒸気の運用温度、及び前記補助蒸気の運用蒸気量よりも所定量多い所定蒸気量よりも高くなった時点で上記切り替えを行うことを特徴とする。 The present invention also provides a gas turbine, a steam turbine coaxially connected to the gas turbine, an exhaust heat recovery boiler that generates main steam by exhaust of the gas turbine, and an auxiliary steam generator that generates auxiliary steam. A measuring instrument that measures at least one of the pressure, temperature, and flow rate of the main steam, and a switching unit that switches the steam supplied to the steam turbine after the gas turbine is started from the auxiliary steam to the main steam. , a method of operating a combined cycle power plant wherein the pressure by the pre-SL instrument, the temperature, and with measures at least one of the flow rate, the pressure, the temperature, and the flow of at least a One, but the predetermined value higher predetermined pressure than the operating pressure of the auxiliary steam supplied from the auxiliary steam generator, operating temperature of the auxiliary steam,及 Characterized in that said performing the switching when it becomes higher than a predetermined amount greater a predetermined vapor rate than operating a vapor amount of auxiliary steam.

上記コンバインドサイクル発電プラントの運転方法は、前記計測器により前記排熱回収ボイラの低圧過熱器によって供給される主蒸気における圧力、温度、及び流量の少なくとも一つを計測することが好ましい。   The operation method of the combined cycle power plant preferably measures at least one of pressure, temperature, and flow rate in the main steam supplied by the low pressure superheater of the exhaust heat recovery boiler by the measuring instrument.

上記発明によれば、コンバインドサイクル発電プラントの起動時における冷却蒸気切替が排熱回収ボイラから発生する低圧蒸気が確実に確保された段階で実施されるため、ＳＴ通気を待つ必要がなく早期に完了する。これにより、コンバインドプラント起動時における蒸気損失が低減される。   According to the above invention, the cooling steam switching at the start-up of the combined cycle power plant is performed at a stage where the low-pressure steam generated from the exhaust heat recovery boiler is surely secured, so that it is not necessary to wait for ST ventilation and it is completed early. To do. Thereby, the steam loss at the time of a combined plant starting is reduced.

本発明によれば、コンバインドサイクル発電プラントの起動時における冷却蒸気切替が排熱回収ボイラから発生する低圧蒸気が確実に確保された段階で実施されるため、ＳＴ通気を待つ必要がなく早期に完了する。これにより、コンバインドプラント起動時における蒸気損失が低減される。   According to the present invention, the cooling steam switching at the start-up of the combined cycle power plant is performed at a stage where the low-pressure steam generated from the exhaust heat recovery boiler is reliably secured, so it is not necessary to wait for ST aeration and complete early. To do. Thereby, the steam loss at the time of a combined plant starting is reduced.

本発明の実施形態のコンバインドサイクル発電プラントの概略系統図である。1 is a schematic system diagram of a combined cycle power plant according to an embodiment of the present invention. 低圧主蒸気供給配管及び補助蒸気供給管の概略系統図である。It is a schematic system diagram of a low-pressure main steam supply pipe and an auxiliary steam supply pipe. 本発明の実施形態のコンバインドサイクル発電プラントの蒸気切替を説明する図である。It is a figure explaining the steam switching of the combined cycle power plant of the embodiment of the present invention. 冷却蒸気切替が実施されるタイミングを示すタイミングチャートである。It is a timing chart which shows the timing with which cooling steam switching is implemented. 従来のコンバインドサイクル発電プラントの概略系統図である。It is a schematic system diagram of the conventional combined cycle power plant. 従来のコンバインドサイクル発電プラントの蒸気切替を説明する図である。It is a figure explaining the steam switching of the conventional combined cycle power plant.

以下、本発明の実施形態について図面を参照して詳細に説明する。
図１に示すように、本実施形態の一軸型コンバインドプラント１は、ガスタービン２に蒸気タービン３を１軸により、同軸状に接続したものであり、ガスタービン２と蒸気タービン３の回転駆動力により発電機５を駆動して発電させるように構成されている。ガスタービン２の排気出口には、排熱回収ボイラ４（ＨＲＳＧ）が接続されている。また、蒸気タービン３には、復水器６及び復水ポンプ１８が設けられており、蒸気タービン３で膨張仕事をして駆動した後の蒸気を復水器６に排出させて復水に凝縮するようになっている。また、コンバインドプラント１は、蒸気タービン３に冷却蒸気を供給するための補助蒸気発生装置７を備えている。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings.
As shown in FIG. 1, a uniaxial combined plant 1 of the present embodiment is configured such that a steam turbine 3 is coaxially connected to a gas turbine 2 by one shaft, and the rotational driving force of the gas turbine 2 and the steam turbine 3 is the same. Thus, the generator 5 is driven to generate power. An exhaust heat recovery boiler 4 (HRSG) is connected to the exhaust outlet of the gas turbine 2. Further, the steam turbine 3 is provided with a condenser 6 and a condensate pump 18, and the steam after being driven by expansion work by the steam turbine 3 is discharged to the condenser 6 and condensed into the condensate. It is supposed to be. The combined plant 1 also includes an auxiliary steam generator 7 for supplying cooling steam to the steam turbine 3.

ガスタービン２には、燃焼用空気を圧縮する圧縮機８（Ｃ）と、圧縮された高圧空気と燃料との混合気を燃焼させて高温高圧の燃焼ガスを供給する燃焼器９と、タービン１０（Ｔ）とが設けられている。
蒸気タービン３は、高圧蒸気タービン１１（ＨＰ）、中圧蒸気タービン１２（ＩＰ）、低圧蒸気タービン１３（ＬＰ）の３つのタービンを具備している。
排熱回収ボイラ４には、高圧蒸気タービン１１に供給される高圧蒸気を過熱する高圧過熱器１４、中圧蒸気タービン１２に中圧蒸気を供給する中圧過熱器１５、低圧蒸気タービン１３に低圧蒸気を供給する低圧過熱器１６が設けられている。さらに、排熱回収ボイラ４には、高圧蒸気タービン１１に対して仕事をした蒸気を再加熱する、再熱器１７（ＲＨ）が設けられている。 The gas turbine 2 includes a compressor 8 (C) that compresses combustion air, a combustor 9 that supplies a high-temperature and high-pressure combustion gas by burning a mixture of compressed high-pressure air and fuel, and a turbine 10. (T) is provided.
The steam turbine 3 includes three turbines: a high-pressure steam turbine 11 (HP), an intermediate-pressure steam turbine 12 (IP), and a low-pressure steam turbine 13 (LP).
The exhaust heat recovery boiler 4 includes a high-pressure superheater 14 that superheats high-pressure steam supplied to the high-pressure steam turbine 11, a medium-pressure superheater 15 that supplies medium-pressure steam to the intermediate-pressure steam turbine 12, and a low-pressure to the low-pressure steam turbine 13. A low pressure superheater 16 for supplying steam is provided. Further, the exhaust heat recovery boiler 4 is provided with a reheater 17 (RH) that reheats the steam that has worked on the high-pressure steam turbine 11.

高圧過熱器１４と高圧蒸気タービン１１とを接続する高圧主蒸気供給配管２１、再熱器１７と中圧過熱器１５と中圧蒸気タービン１２とを接続する再熱蒸気管２２、及び低圧過熱器１６と低圧蒸気タービン１３とを接続する低圧主蒸気供給配管２３には、それぞれタービンバイパス配管２５，２６，２７が設けられている。高圧主蒸気供給配管２１のタービンバイパス配管２５は高圧蒸気タービン１１の出口管２４にバイパスされ、再熱蒸気管２２のタービンバイパス配管２６及び低圧主蒸気供給配管２３のタービンバイパス配管２７は復水器６にバイパス接続されている。また、タービンバイパス配管２５，２６，２７には、それぞれタービンバイパス弁２８、２８Ａ、２８Ｂが設けられており、排熱回収ボイラ４の蒸気出力が上昇するに伴い徐々に閉じられるように構成されている。
補助蒸気発生装置７は、補助蒸気供給管３０を介して低圧主蒸気供給配管２３に接続されている。 A high-pressure main steam supply pipe 21 that connects the high-pressure superheater 14 and the high-pressure steam turbine 11, a reheat steam pipe 22 that connects the reheater 17, the intermediate-pressure superheater 15, and the intermediate-pressure steam turbine 12, and a low-pressure superheater Turbine bypass pipes 25, 26, and 27 are provided in the low-pressure main steam supply pipe 23 that connects the 16 and the low-pressure steam turbine 13, respectively. The turbine bypass pipe 25 of the high-pressure main steam supply pipe 21 is bypassed to the outlet pipe 24 of the high-pressure steam turbine 11, and the turbine bypass pipe 26 of the reheat steam pipe 22 and the turbine bypass pipe 27 of the low-pressure main steam supply pipe 23 are condensers. 6 is bypassed. The turbine bypass pipes 25, 26, 27 are provided with turbine bypass valves 28 , 28A, 28B , respectively, which are configured to be gradually closed as the steam output of the exhaust heat recovery boiler 4 increases. Yes.
The auxiliary steam generator 7 is connected to the low-pressure main steam supply pipe 23 via the auxiliary steam supply pipe 30.

また、高圧主蒸気供給配管２１の下流には、主蒸気止め弁３１と主蒸気調整弁３２が設けられており、高圧蒸気タービン１１への主蒸気の供給を主蒸気止め弁３１の全閉により阻止、又は主蒸気の供給流量を主蒸気調整弁３２によって調整するようになっている。同様の主蒸気止め弁３１と主蒸気調整弁３２が、再熱蒸気管２２及び低圧主蒸気供給配管２３にも設けられている。   A main steam stop valve 31 and a main steam adjustment valve 32 are provided downstream of the high-pressure main steam supply pipe 21 so that the main steam is supplied to the high-pressure steam turbine 11 by fully closing the main steam stop valve 31. The main steam control valve 32 adjusts the supply flow rate of blocking or main steam. Similar main steam stop valve 31 and main steam control valve 32 are also provided in reheat steam pipe 22 and low-pressure main steam supply pipe 23.

図２は、低圧主蒸気供給配管２３と補助蒸気供給管３０の構成を示す模式図である。
低圧主蒸気供給配管２３は、図１に示すコンバインドプラント１を構成する排熱回収ボイラ４の低圧過熱器１６と低圧蒸気タービン１３とを接続する配管である。
低圧主蒸気供給配管２３の最も上流側（低圧過熱器１６側）には、流量計３３（ＦＸ）、温度計３４（ＴＥ）、及び圧力計３５（ＰＸ）が設けられている。タービンバイパス配管２７は、これら計測装置の下流に接続されており、このタービンバイパス配管２７は、復水器６にバイパス接続されている。更に下流側には、主蒸気の供給を遮断するための低圧主蒸気供給弁３６が設けられている。 FIG. 2 is a schematic diagram showing the configuration of the low-pressure main steam supply pipe 23 and the auxiliary steam supply pipe 30.
The low-pressure main steam supply pipe 23 is a pipe that connects the low-pressure superheater 16 and the low-pressure steam turbine 13 of the exhaust heat recovery boiler 4 constituting the combined plant 1 shown in FIG.
A flow meter 33 (FX), a thermometer 34 (TE), and a pressure gauge 35 (PX) are provided on the most upstream side (low pressure superheater 16 side) of the low-pressure main steam supply pipe 23. The turbine bypass pipe 27 is connected downstream of these measuring devices, and the turbine bypass pipe 27 is bypass-connected to the condenser 6. Further on the downstream side, a low-pressure main steam supply valve 36 for shutting off the main steam supply is provided.

補助蒸気供給管３０は、低圧主蒸気供給配管２３の途中であって低圧主蒸気供給弁３６の下流側に接続されており、低圧主蒸気供給配管２３に冷却蒸気を供給している。補助蒸気供給管３０の最も上流側（補助蒸気発生装置７側）には、冷却蒸気圧力調整弁４５が設けられている。冷却蒸気圧力調整弁４５の更に下流側には、減温器３７が設けられており、この減温器３７には減温水供給配管３８が接続されている。減温器３７と低圧主蒸気供給配管２３の間には温度計３９が設置され、温度計３９の更に下流側には冷却蒸気供給弁４０が設けられている。   The auxiliary steam supply pipe 30 is connected to the low pressure main steam supply pipe 23 in the middle of the low pressure main steam supply pipe 23 and supplies the cooling steam to the low pressure main steam supply pipe 23. A cooling steam pressure adjustment valve 45 is provided on the most upstream side (auxiliary steam generator 7 side) of the auxiliary steam supply pipe 30. A temperature reducer 37 is provided further downstream of the cooling steam pressure adjusting valve 45, and a temperature-reduced water supply pipe 38 is connected to the temperature reducer 37. A thermometer 39 is installed between the temperature reducer 37 and the low-pressure main steam supply pipe 23, and a cooling steam supply valve 40 is provided further downstream of the thermometer 39.

減温器３７は、補助蒸気供給管３０を介して補助蒸気発生装置７により供給される補助蒸気をスプレー水により減温する装置である。スプレー水は、減温水供給配管３８を介して低圧給水ポンプ４２より供給される。減温水供給配管３８には、冷却蒸気温度調整弁４３が設けられている。補助蒸気発生装置７によって供給される補助蒸気は、温度計３９によって調節される。具体的には、補助蒸気発生装置７によって供給される補助蒸気は、温度計３９から取り込んだ温度信号に基づいて制御器１９が冷却蒸気温度調整弁４３を制御することにより調整される。   The temperature reducer 37 is a device that reduces the temperature of the auxiliary steam supplied by the auxiliary steam generation device 7 via the auxiliary steam supply pipe 30 with the spray water. The spray water is supplied from the low-pressure feed water pump 42 through the temperature-reduced water supply pipe 38. A cooling steam temperature adjustment valve 43 is provided in the temperature-reduced water supply pipe 38. The auxiliary steam supplied by the auxiliary steam generator 7 is adjusted by a thermometer 39. Specifically, the auxiliary steam supplied by the auxiliary steam generator 7 is adjusted by the controller 19 controlling the cooling steam temperature adjusting valve 43 based on the temperature signal taken from the thermometer 39.

また、低圧主蒸気供給配管２３において、補助蒸気供給管３０の接続部と主蒸気止め弁３１Ｂとの間には圧力計４４が設けられている。圧力計４４は、低圧蒸気タービン１３手前の圧力を測定しており、圧力計４４から取り込んだ圧力信号に基づいて制御器１９が冷却蒸気圧力調整弁４５を制御する。 Further, in the low-pressure main steam supply pipe 23, a pressure gauge 44 is provided between the connection portion of the auxiliary steam supply pipe 30 and the main steam stop valve 31 B. The pressure gauge 44 measures the pressure before the low-pressure steam turbine 13, and the controller 19 controls the cooling steam pressure adjusting valve 45 based on the pressure signal taken from the pressure gauge 44.

低圧主蒸気供給弁３６及び冷却蒸気供給弁４０は、制御器１９を介して流量計３３、温度計３４、及び圧力計３５と接続されており、制御器１９によって開閉制御される。具体的な制御方法は後述する。   The low-pressure main steam supply valve 36 and the cooling steam supply valve 40 are connected to the flow meter 33, the thermometer 34, and the pressure gauge 35 via the controller 19, and are controlled to be opened and closed by the controller 19. A specific control method will be described later.

次に、本実施形態のコンバインドプラント１の作用について説明する。図３は、コンバインドプラント１の起動から定常状態に至る過程における主蒸気、補助蒸気の流れ、及び弁の切り替え、つまり、蒸気切替を順に示す図である。
図４は、コンバインドプラント１の起動から定常状態に至る過程におけるＳＴ通気条件、低圧蒸気切替条件が満たされるタイミング、及び冷却蒸気切替が実施されるタイミングを示すタイミングチャートであり、（ａ）は従来、（ｂ）は本実施形態のコンバインドサイクル発電プラントのタイミングチャートである。また、図４において、「０」は条件が満たされず、「１」は条件が満たされたことを示す。 Next, the effect | action of the combined plant 1 of this embodiment is demonstrated. FIG. 3 is a diagram sequentially illustrating main steam, auxiliary steam flow, and valve switching, that is, steam switching in the process from the start of the combined plant 1 to the steady state.
FIG. 4 is a timing chart showing the timing when the ST aeration condition, the low-pressure steam switching condition are satisfied, and the timing when the cooling steam switching is performed in the process from the start of the combined plant 1 to the steady state. (B) is a timing chart of the combined cycle power plant of this embodiment. In FIG. 4, “0” indicates that the condition is not satisfied, and “1” indicates that the condition is satisfied.

図３（ａ）に示すように、ガスタービン２が起動すると、ガスタービン２から排出される排気ガスが排熱回収ボイラ４に送られる。次いで、排熱回収ボイラ４において、主蒸気Ｄが生成され、各主蒸気供給配管２１，２２，２３に送られる。この段階において、高圧主蒸気供給配管２１及び再熱蒸気管２２の主蒸気止め弁３１、３１Ａ、主蒸気調整弁３２、３２Ａ及び低圧主蒸気供給弁３６は閉状態とされていると共に、タービンバイパス弁２８、２８Ａ、２８Ｂは開状態とされており、主蒸気Ｄは蒸気タービン３には供給されず、タービンバイパス配管２５，２６，２７を介して高圧蒸気タービン１１の出口管２４及び復水器６にバイパスされる。一方、低圧主蒸気供給配管２３の主蒸気止め弁３１Ｂ及び主蒸気調整弁３２Ｂは開状態とされている。 As shown in FIG. 3A, when the gas turbine 2 is started, the exhaust gas discharged from the gas turbine 2 is sent to the exhaust heat recovery boiler 4. Next, in the exhaust heat recovery boiler 4, main steam D is generated and sent to the main steam supply pipes 21, 22 and 23. At this stage, the main steam stop valves 31 and 31A , the main steam control valves 32 and 32A, and the low pressure main steam supply valve 36 of the high-pressure main steam supply pipe 21 and the reheat steam pipe 22 are closed, and the turbine bypass The valves 28 , 28 </ b> A, 28 </ b> B are opened, the main steam D is not supplied to the steam turbine 3, and the outlet pipe 24 and the condenser of the high-pressure steam turbine 11 are connected via the turbine bypass pipes 25, 26, 27. Bypassed to 6. On the other hand, the main steam stop valve 31B and the main steam control valve 32B of the low-pressure main steam supply pipe 23 are opened.

一方、ガスタービン２の起動と共に、補助蒸気発生装置７が起動され、補助蒸気が生成される。このとき、冷却蒸気供給弁４０が開状態とされており、低圧蒸気タービン１３には、減温器３７によって冷却された補助蒸気である冷却蒸気Ａが供給される。   On the other hand, when the gas turbine 2 is started, the auxiliary steam generator 7 is started, and auxiliary steam is generated. At this time, the cooling steam supply valve 40 is in an open state, and the low-pressure steam turbine 13 is supplied with the cooling steam A that is auxiliary steam cooled by the temperature reducer 37.

低圧過熱器１６によって供給される主蒸気Ｄの低圧主蒸気量Ｆ、低圧主蒸気温度Ｔ、及び低圧主蒸気圧力Ｐは、流量計３３、温度計３４、及び圧力計３５によって計測されている。計測された値は制御器１９に送信され、制御器１９は、図４のタイムチャートに示すように、圧力、流量、及び温度が以下の条件（低圧蒸気切替条件）を満たした時点で、低圧蒸気切替を実施する。
圧力、温度、及び流量の条件は、以下である。
低圧主蒸気圧力Ｐ＞Ｐ０（ＭＰａ）
低圧主蒸気温度Ｔ＞Ｔ０（℃）
低圧主蒸気量Ｆ＞Ｆ０ （ｔ／ｈ） The low-pressure main steam amount F, the low-pressure main steam temperature T, and the low-pressure main steam pressure P of the main steam D supplied by the low-pressure superheater 16 are measured by the flow meter 33, the thermometer 34, and the pressure gauge 35. The measured value is transmitted to the controller 19, and when the pressure, the flow rate, and the temperature satisfy the following conditions (low pressure steam switching condition), the controller 19 reduces the pressure as shown in the time chart of FIG. Perform steam switching.
The pressure, temperature, and flow rate conditions are as follows.
Low pressure main steam pressure P> P 0 (MPa)
Low pressure main steam temperature T> T 0 (° C)
Low pressure main steam volume F> F 0 (t / h)

つまり、低圧蒸気タービン１３に供給される蒸気は、ＳＴ通気を待つことなく補助蒸気発生装置７より供給される冷却蒸気Ａから、低圧過熱器１６から供給される低圧蒸気に切り替えられる。図３（ｂ）に蒸気切替実施後の主蒸気Ｄ及び冷却蒸気Ａの流れを示す。   That is, the steam supplied to the low-pressure steam turbine 13 is switched from the cooling steam A supplied from the auxiliary steam generator 7 to the low-pressure steam supplied from the low-pressure superheater 16 without waiting for ST ventilation. FIG. 3B shows the flow of the main steam D and the cooling steam A after the steam switching.

具体的には、流量計３３、温度計３４、及び圧力計３５によって計測された値が上記低圧蒸気切替条件を満たしたとき、低圧主蒸気供給弁３６がインチング開とされる。低圧主蒸気供給弁３６が開状態となることで、主蒸気Ｄが低圧蒸気タービン１３側に流れ、主蒸気止め弁３１Ｂの上流の圧力がＰ１からＰ２に徐々に上昇する。主蒸気止め弁３１Ｂの上流の圧力は圧力計４４によって計測されており、圧力がＰ１より高くなると、冷却蒸気圧力調整弁４５が閉状態とされる。一方、冷却蒸気温度調整弁４３（図２参照）は、蒸気量低減によって温度制御が不安定となることを避けるため、低圧主蒸気供給弁３６が規定開度となった状態で全閉状態とされる。最後に、冷却蒸気供給弁４０が閉状態とされ、蒸気切り替えが完了する。 Specifically, when the values measured by the flow meter 33, the thermometer 34, and the pressure gauge 35 satisfy the low pressure steam switching condition, the low pressure main steam supply valve 36 is opened. By low-pressure main steam supply valve 36 is opened, the main steam D flows to the low pressure steam turbine 13 side, the pressure upstream of the main steam stop valve 31 B is gradually increased to P 2 from P 1. Pressure upstream of the main steam stop valve 31 B is measured by the pressure gauge 44, the pressure is higher than P 1, the cooling steam pressure control valve 45 is closed. On the other hand, the cooling steam temperature adjustment valve 43 (see FIG. 2) is in a fully closed state with the low-pressure main steam supply valve 36 at a specified opening degree in order to avoid temperature control becoming unstable due to a reduction in the amount of steam. Is done. Finally, the cooling steam supply valve 40 is closed, and the steam switching is completed.

これに対し、図４に示すように、従来のコンバインドサイクル発電プラントにおいては、ＳＴ通気状態を待って冷却蒸気切替をおこなうため、時間ｔ１冷却蒸気切替の完了が遅くなる。言い換えれば、本実施形態のコンバインドサイクル発電プラントは、従来のコンバインドサイクル発電プラントと比較して時間ｔ１冷却蒸気切替が早く完了する。 On the other hand, as shown in FIG. 4, in the conventional combined cycle power plant, the cooling steam switching is performed after waiting for the ST aeration state, so that the completion of the time t 1 cooling steam switching is delayed. In other words, in the combined cycle power plant of this embodiment, the time t 1 cooling steam switching is completed earlier than the conventional combined cycle power plant.

なお、上記条件において、低圧主蒸気圧力Ｐ０は、冷却蒸気Ａの運用圧力であるＰ１に対して、余裕を考慮して定められた値である。つまり、冷却蒸気Ａの運用圧力よりも圧力が低いと、冷却蒸気Ａが排熱回収ボイラ４方向に逆流する可能性がある。これを排除するために定められた値である。
また、低圧主蒸気温度Ｔは、冷却蒸気Ａの運用温度Ｔ０と同じとした。低圧主蒸気量Ｆ０については、圧力Ｐと同様に、運用蒸気量Ｆ１に対して、余裕を考慮して定められた値である。 Note that, under the above conditions, the low-pressure main steam pressure P 0 is a value determined in consideration of a margin with respect to P 1 that is the operating pressure of the cooling steam A. That is, if the pressure is lower than the operating pressure of the cooling steam A, the cooling steam A may flow backward in the direction of the exhaust heat recovery boiler 4. This is a value determined to eliminate this.
The low-pressure main steam temperature T is the same as the operation temperature T 0 of the cooling steam A. As with the pressure P, the low-pressure main steam amount F 0 is a value determined in consideration of a margin with respect to the operating steam amount F 1 .

図３（ｃ）に示すように、排熱回収ボイラ４で生成される主蒸気Ｄが十分発生した段階で、タービンバイパス弁２８、２８Ａ、２８Ｂが閉状態とされるとともに、主蒸気止め弁３１、３１Ａ、３１Ｂ及び主蒸気調整弁３２、３２Ａ、３２Ａが開状態とされ、主蒸気Ｄが蒸気タービン３に供給され、コンバインドプラント１は定常状態となる。 As shown in FIG. 3 (c), when the main steam D generated in the exhaust heat recovery boiler 4 is sufficiently generated, the turbine bypass valves 28 , 28A, 28B are closed and the main steam stop valve 31 is closed. , 31A, 31B and the main steam regulating valves 32 , 32A, 32A are opened, the main steam D is supplied to the steam turbine 3, and the combined plant 1 is in a steady state.

上記実施形態によれば、蒸気切替は、排熱回収ボイラ４から発生する低圧蒸気が確実に確保された段階で実施されるため、ＳＴ通気を待つ必要がなく、早期に完了する。これにより、コンバインドプラント１の信頼性を確保しながら、コンバインドプラント１起動時における蒸気損失（起動ロス、蒸気ロス）が低減される。   According to the above embodiment, the steam switching is performed at a stage where the low-pressure steam generated from the exhaust heat recovery boiler 4 is reliably ensured, so that it is not necessary to wait for ST ventilation and is completed early. Thereby, the steam loss (startup loss, steam loss) at the time of starting of the combined plant 1 is reduced while ensuring the reliability of the combined plant 1.

なお、本実施形態では、蒸気切替は、圧力、温度、及び流量に基づいて実施する構成としたが、これに限ることはなく、これら圧力、温度、及び流量の少なくとも一つに基づいて実施する構成としてもよい。   In the present embodiment, the steam switching is configured to be performed based on the pressure, temperature, and flow rate, but is not limited thereto, and is performed based on at least one of the pressure, temperature, and flow rate. It is good also as a structure.

１…コンバインドサイクル発電プラント、２…ガスタービン、３…蒸気タービン、４…排熱回収ボイラ、１９…制御器（切替手段）、３３…流量計（計測器）、３４…温度計（計測器）、３５…圧力計（計測器）。 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Combined cycle power plant, 2 ... Gas turbine, 3 ... Steam turbine, 4 ... Waste heat recovery boiler, 19 ... Controller (switching means), 33 ... Flow meter (measuring instrument), 34 ... Thermometer (measuring instrument) 35 ... Pressure gauge (measuring instrument).

Claims (4)

ガスタービンと、
該ガスタービンに同軸状に接続された蒸気タービンと、
前記ガスタービンの排気により主蒸気を発生する排熱回収ボイラと、
補助蒸気を発生する補助蒸気発生装置と、
前記主蒸気における圧力、温度、及び流量の少なくとも一つを計測する計測器と、
前記ガスタービンの起動後に前記蒸気タービンに供給される蒸気を前記補助蒸気から前記主蒸気に切り替える切替手段と、を備えたコンバインドサイクル発電プラントにおいて、
前記切替手段は、前記計測器によって計測された圧力、温度、及び流量の少なくとも一つが、前記補助蒸気発生装置より供給される前記補助蒸気の運用圧力よりも所定値高い所定圧力、前記補助蒸気の運用温度、及び前記補助蒸気の運用蒸気量よりも所定量多い所定蒸気量よりも高くなった時点で上記切り替えを行うように構成されたことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラント。 A gas turbine,
A steam turbine coaxially connected to the gas turbine;
An exhaust heat recovery boiler that generates main steam by exhaust of the gas turbine;
An auxiliary steam generator for generating auxiliary steam;
A measuring instrument for measuring at least one of pressure, temperature, and flow rate in the main steam;
In the combined cycle power plant comprising: switching means for switching the steam supplied to the steam turbine after the gas turbine is started from the auxiliary steam to the main steam;
The switching means includes at least one of a pressure, a temperature, and a flow rate measured by the measuring instrument, a predetermined pressure higher than the operating pressure of the auxiliary steam supplied from the auxiliary steam generator by a predetermined value, A combined cycle power plant configured to perform the switching when the operating temperature and a predetermined steam amount that is higher by a predetermined amount than the operating steam amount of the auxiliary steam are increased . 前記計測器は、前記排熱回収ボイラの低圧過熱器によって供給される主蒸気における圧力、温度、及び流量の少なくとも一つを計測するように構成された請求項１に記載のコンバインドサイクル発電プラント。   The combined cycle power plant according to claim 1, wherein the measuring device is configured to measure at least one of pressure, temperature, and flow rate in main steam supplied by a low-pressure superheater of the exhaust heat recovery boiler. ガスタービンと、
該ガスタービンに同軸状に接続された蒸気タービンと、
前記ガスタービンの排気により主蒸気を発生する排熱回収ボイラと、
補助蒸気を発生する補助蒸気発生装置と、
前記主蒸気の圧力、温度、及び流量の少なくとも一つを計測する計測器と、
前記ガスタービンの起動後に前記蒸気タービンに供給される蒸気を前記補助蒸気から前記主蒸気に切り替える切替手段と、を備えたコンバインドサイクル発電プラントの運転方法であって、
前記計測器によって前記圧力、前記温度、及び前記流量の少なくとも一つを計測するとともに、
前記圧力、前記温度、及び前記流量の少なくとも一つが、前記補助蒸気発生装置より供給される前記補助蒸気の運用圧力よりも所定値高い所定圧力、前記補助蒸気の運用温度、及び前記補助蒸気の運用蒸気量よりも所定量多い所定蒸気量よりも高くなった時点で上記切り替えを行うことを特徴とするコンバインドサイクル発電プラントの運転方法。 A gas turbine,
A steam turbine coaxially connected to the gas turbine;
An exhaust heat recovery boiler that generates main steam by exhaust of the gas turbine;
An auxiliary steam generator for generating auxiliary steam;
A measuring instrument for measuring at least one of the pressure, temperature and flow rate of the main steam;
A switching means for switching the steam supplied to the steam turbine after the gas turbine is started from the auxiliary steam to the main steam, and a method for operating a combined cycle power plant ,
The pressure the previous SL instrument, the temperature, and with measures at least one of said flow rate,
At least one of the pressure, the temperature, and the flow rate is higher by a predetermined value than the operating pressure of the auxiliary steam supplied from the auxiliary steam generating device, the operating temperature of the auxiliary steam, and the auxiliary steam. A method for operating a combined cycle power plant, wherein the switching is performed when a predetermined steam amount that is higher by a predetermined amount than an operating steam amount is reached . 前記計測器により、前記排熱回収ボイラの低圧過熱器によって供給される主蒸気における圧力、温度、及び流量の少なくとも一つを計測する請求項３に記載のコンバインドサイクル発電プラントの運転方法。   The operation method of the combined cycle power plant according to claim 3, wherein at least one of pressure, temperature, and flow rate in main steam supplied by the low-pressure superheater of the exhaust heat recovery boiler is measured by the measuring instrument.
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