JP7115968B2 - Power generation system and steam supply method - Google Patents

Power generation system and steam supply method Download PDF

Info

Publication number
JP7115968B2
JP7115968B2 JP2018230550A JP2018230550A JP7115968B2 JP 7115968 B2 JP7115968 B2 JP 7115968B2 JP 2018230550 A JP2018230550 A JP 2018230550A JP 2018230550 A JP2018230550 A JP 2018230550A JP 7115968 B2 JP7115968 B2 JP 7115968B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
steam
turbine
pressure
temperature
pipe
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
JP2018230550A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP2020094494A (en
Inventor
大輔 中橋
智彦 松下
英樹 藤島
克則 富樫
実 小倉
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Toshiba Plant Systems and Services Corp
Original Assignee
Toshiba Plant Systems and Services Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Toshiba Plant Systems and Services Corp filed Critical Toshiba Plant Systems and Services Corp
Priority to JP2018230550A priority Critical patent/JP7115968B2/en
Publication of JP2020094494A publication Critical patent/JP2020094494A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP7115968B2 publication Critical patent/JP7115968B2/en
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Description

本発明の実施形態は、蒸気タービン備えた発電システムおよび蒸気供給方法に関する。 TECHNICAL FIELD Embodiments of the present invention relate to a power generation system provided with a steam turbine and a steam supply method.

復水器および蒸気タービンなどを備える発電システム（以下「発電プラント」と称す）では、蒸気タービンが蒸気を受け入れ発電に至る前に、仕事を行った蒸気を凝縮し回収のために設ける復水器内部の圧力を真空状態にする必要があり、復水器の真空上昇過程（タービン始動時から中間負荷程度まで）において、蒸気タービンのグランド部（タービングランド）の空気の侵入を、蒸気によって遮断している。 In a power generation system equipped with a condenser and a steam turbine (hereinafter referred to as a "power plant"), a condenser is provided to condense and recover the steam that has worked before the steam turbine receives the steam and produces power. It is necessary to keep the internal pressure in a vacuum state, and in the vacuum rising process of the condenser (from turbine startup to about intermediate load), the steam blocks the invasion of air into the gland of the steam turbine (turbine gland). ing.

このような発電プラントでは、一般に、中間負荷までは、蒸気を外部から導入してタービングランドへ供給してシールを行い、タービン負荷の上昇に伴いタービン内部からの蒸気漏洩量の増加によって、高圧な蒸気が得られるようになると、タービングランドからリークする蒸気によってシールを行うようにしている。 In such a power plant, generally, up to an intermediate load, steam is introduced from the outside and supplied to the turbine gland for sealing. When steam becomes available, the seal is made by steam leaking from the turbine gland.

一般に、タービングランドに使用できる蒸気の条件は、タービングランドの側で受け入れられる蒸気の温度が決められている。また、排熱回収ボイラーが運転される前は、蒸気を供給できないため、蒸気の温度条件に合う別途設けた蒸気ライン（補助ボイラーなど）から蒸気をタービングランドへ供給することが多い。 In general, the conditions of steam that can be used in the turbine gland are determined by the temperature of the steam that can be received on the side of the turbine gland. In addition, since steam cannot be supplied before the heat recovery boiler is in operation, steam is often supplied to the turbine gland from a separately provided steam line (such as an auxiliary boiler) that meets the steam temperature conditions.

近年、排熱回収ボイラーが運転を始める前の蒸気供給設備（補助ボイラーなど）を設置していない発電プラントが多く、このような発電プラントでは、排熱回収ボイラーの主蒸気管から分岐させた蒸気配管を通じて蒸気をタービングランドに供給することになるが、タービングランドの蒸気として必要となる蒸気の状態は、低圧状態の飽和温度に近い蒸気であるため、主蒸気管から分岐した高圧高温の蒸気を必要な圧力および温度になるまで減圧および減温（蒸気の状態を調節）してタービングランドに供給する手法がとられている。なお、減圧および減温は、主蒸気管から分岐させた蒸気配管に蒸気減温器を設置し、蒸気減温器に外部から冷却水を注水して蒸気の温度を下げる方法がよく知られている。 In recent years, many power plants do not have steam supply equipment (auxiliary boilers, etc.) before the heat recovery boiler starts operating. Steam is supplied to the turbine gland through the piping, but since the steam required for the turbine gland is in a low-pressure state close to the saturation temperature, the high-pressure and high-temperature steam branched from the main steam pipe is used. The approach is to depressurize and desuperheat (modulate the steam conditions) to the required pressure and temperature before supplying it to the turbine gland. A well-known method for depressurization and temperature reduction is to install a steam desuperheater in the steam pipe branched from the main steam pipe and inject cooling water into the steam desuperheater from the outside to lower the temperature of the steam. there is

このような減圧減温方法の場合、蒸気を減温する過程で冷却水をタービングランドへの蒸気配管に注入することから、冷却水の水滴がタービングランドに送られてタービングランドへ衝突しタービン軸の振動や機械的ダメージを与えることとなり、これが元で発電プラントの停止や寿命の短命化に繋がる。 In the case of such a decompression and temperature reduction method, since cooling water is injected into the steam pipe leading to the turbine gland in the process of reducing the temperature of the steam, water droplets of the cooling water are sent to the turbine gland, collide with the turbine gland, and collide with the turbine shaft. Vibration and mechanical damage will be given, and this will lead to stoppage and shortening of the life of the power plant.

特開昭６０－２６１９０５号公報JP-A-60-261905 特開２００１－９０５０７号公報JP-A-2001-90507

上述したように、タービングランドの蒸気の条件は、低圧状態の飽和蒸気に近い状態であり、蒸気過熱度（蒸気温度－使用蒸気圧力の飽和温度）が低いため、排熱回収ボイラーから蒸気タービンへの主蒸気の一部を分流させた蒸気を減圧弁で減圧し、さらに蒸気減温器で減温した上で、グランド蒸気として使用することになる。 As described above, the steam conditions in the turbine gland are close to saturated steam in a low-pressure state, and the degree of steam superheat (steam temperature - saturation temperature of steam pressure used) is low. A part of the main steam is diverted, and the steam is decompressed by a pressure reducing valve and further cooled by a steam desuperheater before being used as ground steam.

しかしながら、従来の技術の場合、蒸気を減温する際に、蒸気減温器に冷却水を注入するため、冷却水の水滴がそのままタービングランドに入り込み、水滴による問題、例えば蒸気タービンの振動増大やタービン翼のエロージョンなどを引き起こし、プラントの停止（トリップ）やプラント寿命の短命化に繋がることがある。 However, in the case of the conventional technology, cooling water is injected into the steam desuperheater when desuperheating the steam. It may cause erosion of turbine blades, etc., leading to plant stoppage (trip) and shortening of plant life.

本発明が解決しようとする課題は、冷却水を用いることなくタービングランドシール用の蒸気を減温することで、タービングランドへの水滴の影響をなくし、発電プラントの運転効率の向上と長寿命化を図ることができる発電システムおよび蒸気供給方法を提供することにある。 The problem to be solved by the present invention is to reduce the temperature of the steam for the turbine gland seal without using cooling water, thereby eliminating the influence of water droplets on the turbine gland, improving the operating efficiency and extending the life of the power plant. It is an object of the present invention to provide a power generation system and a steam supply method capable of achieving

実施形態の発電システムは、蒸気タービン、第１蒸気生成部、第２蒸気生成部、第３蒸気生成部、第４蒸気生成部を備える。蒸気タービンはハウジング内部でタービンロータが軸支された支持部を有する。第１蒸気生成部はタービンロータの駆動用として蒸気タービンに供給する高圧高温な第１蒸気を生成する。第２蒸気生成部は第１蒸気を分流させた一部の蒸気を減圧し第１蒸気よりも低圧な第２蒸気を生成する。第３蒸気生成部は第１蒸気と同等の圧力で第１蒸気よりも低温な飽和蒸気を生成する。第４蒸気生成部は飽和蒸気を減圧して第３蒸気を生成し第２蒸気に混合して支持部のシール用として支持部へ供給する第４蒸気を生成する。
A power generation system according to an embodiment includes a steam turbine, a first steam generator, a second steam generator, a third steam generator, and a fourth steam generator. The steam turbine has a support within a housing on which a turbine rotor is journalled. The first steam generator generates high-pressure, high-temperature first steam to be supplied to the steam turbine for driving the turbine rotor. The second steam generating section decompresses a part of the steam diverted from the first steam to generate second steam having a pressure lower than that of the first steam. The third steam generator generates saturated steam having a pressure equivalent to that of the first steam and a temperature lower than that of the first steam. The fourth steam generating section decompresses the saturated steam to generate a third steam, mixes with the second steam, and generates a fourth steam to be supplied to the supporting portion for sealing the supporting portion.

実施形態の発電システムの構成を示す図である。It is a figure which shows the structure of the electric power generation system of embodiment. 実施形態の発電システムにおける蒸気の流れを説明するための図である。It is a figure for demonstrating the flow of the steam in the electric power generation system of embodiment.

以下、図面を参照して、実施形態を詳細に説明する。
（実施形態）
図１はタービングランドへ蒸気供給を行うシステムの一つの実施の形態の発電システムを示す図である。 Hereinafter, embodiments will be described in detail with reference to the drawings.
(embodiment)
FIG. 1 is a diagram showing a power generation system of one embodiment of a system for supplying steam to a turbine ground.

図１に示すように、実施形態の発電システムは、ガスタービン１０と、このガスタービン１０用の排熱回収ボイラー１と、蒸気タービン３０と、復水器９と、この蒸気タービン３０と排熱回収ボイラー１とを接続する配管（蒸気管）である主蒸気管２と、この主蒸気管２に一端を接続し他端をグランド蒸気調節弁６に接続する配管である分岐管３と、一端をグランド蒸気調節弁６に接続し他端をタービングランド３１に接続する配管であるタービングランド蒸気管８と、排熱回収ボイラー１の上部に配置（付設）された高圧ドラム１２と、高圧ドラム１２に一端が接続され、他端が高圧低温蒸気調節弁５に接続される低温蒸気供給管４と、一端が高圧低温蒸気調節弁５に接続され他端がタービングランド蒸気管８に合流するように接続される配管である合流管７と、タービングランド蒸気管８に設置された圧力センサ２３および温度センサ２５と、これら圧力センサ２３および温度センサ２５に信号線で接続され、各調節弁に制御線で接続された制御部２０とを有する。なお、図では、信号線や制御線を破線で示し、配管などを実線で示す。 As shown in FIG. 1, the power generation system of the embodiment includes a gas turbine 10, an exhaust heat recovery boiler 1 for the gas turbine 10, a steam turbine 30, a condenser 9, the steam turbine 30 and exhaust heat A main steam pipe 2 which is a pipe (steam pipe) connecting the recovery boiler 1, a branch pipe 3 which is a pipe whose one end is connected to the main steam pipe 2 and whose other end is connected to a ground steam control valve 6, and one end is connected to the gland steam control valve 6 and the other end is connected to the turbine gland 31; a low-temperature steam supply pipe 4 connected at one end to a high-pressure low-temperature steam control valve 5 at the other end, and a low-temperature steam supply pipe 4 having one end connected to the high-pressure low-temperature steam control valve 5 and having the other end connected to a turbine gland steam pipe 8. A confluence pipe 7 which is a pipe to be connected, a pressure sensor 23 and a temperature sensor 25 installed in the turbine gland steam pipe 8, a signal line connected to the pressure sensor 23 and the temperature sensor 25, and a control line to each control valve. and a control unit 20 connected with. In the drawing, signal lines and control lines are indicated by dashed lines, and pipes and the like are indicated by solid lines.

復水器９は、蒸気タービン３０から排出される蒸気を凝縮し水に戻して熱回収ボイラー１へ給水する。ガスタービン１０は、供給されるＣＯ２ガスなどによりタービンを回転させて発電機を駆動し発電を行う。 The condenser 9 condenses the steam discharged from the steam turbine 30 , returns it to water, and feeds it to the heat recovery boiler 1 . The gas turbine 10 rotates the turbine with supplied CO 2 gas or the like to drive the generator to generate power.

この発電システムは、排熱回収ボイラー１を利用してガスタービン１０の排ガスを蒸気で熱回収し蒸気タービン３０で発電させるコンバインドサイクル発電プラントの一つである。 This power generation system is one of the combined cycle power plants that use the heat recovery boiler 1 to recover heat from the exhaust gas of the gas turbine 10 with steam and generate power with the steam turbine 30 .

排熱回収ボイラー１は、節炭器１１、高圧ドラム１２、蒸発器１３、過熱器１４などを備える。節炭器１１は、過熱器１４を加熱して出てくるガスの余熱を利用して給水の予熱を行い高圧ドラム１２へ送る装置である。排熱回収ボイラー１は、過熱器１４により加熱された蒸気を蒸気タービン３０の駆動源として供給する。 The heat recovery boiler 1 includes an economizer 11, a high pressure drum 12, an evaporator 13, a superheater 14, and the like. The economizer 11 is a device that preheats feed water using the residual heat of gas emitted by heating the superheater 14 and feeds it to the high-pressure drum 12 . The heat recovery boiler 1 supplies the steam heated by the superheater 14 as a drive source for the steam turbine 30 .

高圧ドラム１２は、ガスタービン１０から供給される排ガスの熱（排熱）により蒸気を発生する。高圧ドラム１２および蒸発器１３は、節炭器１１により予熱されて発生する蒸気の気水分離を行い、高圧低温の飽和蒸気を取り出し（抽出し）、低温蒸気供給管４を通じて高圧低温蒸気調節弁５へ送る。すなわち、高圧ドラム１２は、主蒸気（第１蒸気）と同等の圧力で主蒸気（第１蒸気）よりも低温な飽和蒸気を生成する第３蒸気生成部として機能する。 The high-pressure drum 12 generates steam from the heat (exhaust heat) of the exhaust gas supplied from the gas turbine 10 . The high-pressure drum 12 and the evaporator 13 separate steam from the steam preheated by the economizer 11, take out (extract) the high-pressure low-temperature saturated steam, and pass it through the low-temperature steam supply pipe 4 to the high-pressure low-temperature steam control valve. Send to 5. That is, the high-pressure drum 12 functions as a third steam generator that generates saturated steam having a pressure equivalent to that of the main steam (first steam) and a temperature lower than that of the main steam (first steam).

高圧ドラム１２により抽出される飽和蒸気は、例えば２００℃前後～２５０℃前後の比較的低い温度、１５×１０５Ｐａ弱～３５×１０５Ｐａ前後の比較的高い圧力の水分が含まれていない高圧低温蒸気である。なお、温度や圧力は、蒸気タービン３０の負荷によって変動するため、各数値に、ある程度の幅（範囲）がある。 The saturated steam extracted by the high-pressure drum 12 does not contain moisture at a relatively low temperature of, for example, around 200° C. to around 250° C. and a relatively high pressure of around 15×10 5 Pa to 35×10 5 Pa. It is high pressure low temperature steam. Since the temperature and pressure fluctuate depending on the load of the steam turbine 30, each numerical value has a certain width (range).

過熱器１４は、高圧ドラム１２により発生される蒸気を加熱する。具体的には、過熱器１４は、高圧ドラム１２により抽出される飽和蒸気を加熱して高圧高温の第１蒸気である主蒸気を生成し主蒸気管２を通じて蒸気タービン３０へ送る。主蒸気管２は、蒸気タービン３０のタービンロータを回転駆動する主蒸気を蒸気タービン３０へ供給する配管である。 A superheater 14 heats the steam generated by the high pressure drum 12 . Specifically, the superheater 14 heats the saturated steam extracted by the high-pressure drum 12 to generate main steam, which is high-pressure and high-temperature first steam, and sends the main steam to the steam turbine 30 through the main steam pipe 2 . The main steam pipe 2 is a pipe that supplies the steam turbine 30 with main steam that rotationally drives the turbine rotor of the steam turbine 30 .

すなわち、過熱器１４は、タービンロータの駆動用として蒸気タービン３０に供給する高圧高温な主蒸気（第１蒸気）を生成する第１蒸気生成部として機能するものである。 That is, the superheater 14 functions as a first steam generator that generates high-pressure, high-temperature main steam (first steam) to be supplied to the steam turbine 30 for driving the turbine rotor.

蒸気タービン３０は、ケーシング内部でタービンロータが軸支された支持部であるタービングランド３１を有する。このタービングランド３１は、蒸気供給によるシールが必要である。 The steam turbine 30 has a turbine gland 31, which is a supporting portion on which a turbine rotor is journaled inside a casing. This turbine gland 31 requires sealing by steam supply.

グランド蒸気調節弁６は、制御部２０により制御されて、蒸気の圧力をタービングランド３１の蒸気条件を満たす（既定の範囲の蒸気圧力）まで下げる調節弁である。グランド蒸気調節弁６は、分岐管３とタービングランド蒸気管８との間に介挿接続されており、分岐管３からの高圧高温蒸気（主蒸気管２から分流した蒸気）を減圧する。 The gland steam control valve 6 is a control valve that is controlled by the control unit 20 to lower the steam pressure to satisfy the steam condition of the turbine gland 31 (steam pressure within a predetermined range). The gland steam control valve 6 is inserted and connected between the branch pipe 3 and the turbine gland steam pipe 8 to reduce the pressure of the high-pressure, high-temperature steam from the branch pipe 3 (steam diverted from the main steam pipe 2).

すなわち、グランド蒸気調節弁６は、主蒸気（第１蒸気）の一部が分流された蒸気を減圧し主蒸気（第１蒸気）よりも低圧な第２蒸気３７（図２参照）を生成する第２蒸気生成部として機能する。 That is, the gland steam control valve 6 decompresses steam obtained by diverting a part of the main steam (first steam) to generate a second steam 37 (see FIG. 2) having a pressure lower than that of the main steam (first steam). It functions as a second steam generator.

高圧低温蒸気調節弁５は、制御部２０により制御されて、高圧ドラム１２から低温蒸気供給管４を通じて送られてきた低温の飽和蒸気を減圧し、低圧低温の蒸気（これを「第３蒸気」という）を生成し合流管７を通じてタービングランド蒸気管８へ送る。 The high-pressure low-temperature steam control valve 5 is controlled by the control unit 20 to reduce the pressure of the low-temperature saturated steam sent from the high-pressure drum 12 through the low-temperature steam supply pipe 4 to produce low-pressure low-temperature steam (this is referred to as "third steam"). ) is generated and sent to the turbine gland steam pipe 8 through the junction pipe 7 .

合流管７は、高圧低温蒸気調節弁５により減圧された第３蒸気３３（図２参照）をタービングランド蒸気管８に導入し、グランド蒸気調節弁６により減圧された第２蒸気３７（図２参照）と混合する。 The junction pipe 7 introduces the third steam 33 (see FIG. 2) pressure-reduced by the high-pressure low-temperature steam control valve 5 into the turbine gland steam pipe 8, and the second steam 37 (see FIG. 2) pressure-reduced by the gland steam control valve 6. see).

すなわち、高圧低温蒸気調節弁５は、飽和蒸気を減圧して第３蒸気を生成し、合流管７を通じてタービングランド蒸気管８に導入し、タービングランド蒸気管８を流れる第２蒸気３７（図２参照）に混合してタービングランド３１のシール用としてタービングランド３１へ供給する蒸気（これをタービングランド蒸気という）を生成する第４蒸気生成部として機能する。タービングランド蒸気を第４蒸気ともいう。 That is, the high-pressure low-temperature steam control valve 5 decompresses the saturated steam to generate the third steam, introduces the third steam through the junction pipe 7 into the turbine gland steam pipe 8, and flows through the turbine gland steam pipe 8 as the second steam 37 (see FIG. 2). ) and is supplied to the turbine gland 31 for sealing the turbine gland 31 (this is referred to as turbine gland steam). Turbine gland steam is also called fourth steam.

分岐管３、低温蒸気供給管４、高圧低温蒸気調節弁５、蒸気調節弁６、合流管７、タービングランド蒸気管８などは、排熱回収ボイラー１の高圧ドラム１２からの蒸気および排熱回収ボイラー１の過熱器１４からの蒸気を混合して蒸気タービン３０に供給するグランドシール蒸気供給手段として機能する。 The branch pipe 3, the low-temperature steam supply pipe 4, the high-pressure low-temperature steam control valve 5, the steam control valve 6, the junction pipe 7, the turbine gland steam pipe 8, etc. are used to recover steam and exhaust heat from the high-pressure drum 12 of the heat recovery boiler 1. It functions as a gland seal steam supply means for mixing steam from the superheater 14 of the boiler 1 and supplying it to the steam turbine 30 .

圧力センサ２３は、タービングランド蒸気管８内を流れるタービングランド蒸気の圧力を検出する。温度センサ２５は、タービングランド蒸気管８内を流れるタービングランド蒸気の温度を検出する。 The pressure sensor 23 detects the pressure of turbine gland steam flowing inside the turbine gland steam pipe 8 . The temperature sensor 25 detects the temperature of turbine gland steam flowing through the turbine gland steam pipe 8 .

制御部２０は、信号線を通じて圧力センサ２３と温度センサ２５を監視し、これらセンサの検出値に基づき高圧低温蒸気調節弁５およびグランド蒸気調節弁６を制御して、タービングランド蒸気管８内のタービングランド蒸気が、復水器の真空上昇過程において、所定の蒸気条件（温度と圧力それぞれの設定値）に達するまで、低圧高温蒸気と低圧低温蒸気とを混合（ミキシング）してタービングランド蒸気の状態を適切な蒸気状態に調節（減温）する。 The control unit 20 monitors the pressure sensor 23 and the temperature sensor 25 through signal lines, controls the high pressure low temperature steam control valve 5 and the gland steam control valve 6 based on the detection values of these sensors, and controls the pressure in the turbine gland steam pipe 8. Turbine gland steam mixes low-pressure high-temperature steam and low-pressure low-temperature steam until the turbine gland steam reaches predetermined steam conditions (set values for temperature and pressure) in the process of increasing the vacuum of the condenser. Adjust conditions (deheat) to appropriate vapor conditions.

なお、復水器の真空上昇過程とは、始動時（蒸気タービン３０の負荷０％）から中間負荷（蒸気タービン３０の負荷５０％）程度までをいう。所定の蒸気条件は、例えばタービングランド蒸気３９の適切な蒸気の状態として、例えば適切な温度が２８０℃、適切な圧力が２８．００×１０３Ｐａなどが予め制御部２０またはメモリ（図示せず）に設定されている。この他、蒸気条件としては、蒸気タービン３０の始動時からの負荷上昇に応じた各配管部分の温度、圧力などが設定されている。 Note that the process of increasing the vacuum of the condenser means from the time of startup (0% load of the steam turbine 30) to an intermediate load (50% load of the steam turbine 30). Predetermined steam conditions are, for example, an appropriate steam state of the turbine gland steam 39, such as an appropriate temperature of 280° C. and an appropriate pressure of 28.00×10 3 Pa, which are set in advance by the controller 20 or a memory (not shown). ). In addition, as the steam conditions, the temperature, pressure, etc. of each pipe portion are set according to the load increase from the start of the steam turbine 30 .

具体的には、高圧ドラム１２により抽出された低温の飽和蒸気（高圧低温蒸気）を、低温蒸気供給管４を通じて高圧低温蒸気調節弁５に送り、高圧低温蒸気調節弁５にて減圧して低圧低温蒸気３３（図２参照）として合流管７を通じてタービングランド蒸気管８に導くと同時に、排熱回収ボイラー１の主蒸気管２の高温高圧蒸気より分岐する分岐管３の高圧高温蒸気３６（図２参照）をグランド蒸気調節弁６で減圧して低圧高温蒸気３７（図２参照）としてタービングランド蒸気管８に導き、タービングランド蒸気管８において、互いの蒸気（低圧高温蒸気３７と低圧低温蒸気３３）を混合（ミキシング）する。 Specifically, the low-temperature saturated steam (high-pressure low-temperature steam) extracted by the high-pressure drum 12 is sent to the high-pressure low-temperature steam control valve 5 through the low-temperature steam supply pipe 4, and the high-pressure low-temperature steam control valve 5 reduces the pressure to low pressure. The low-temperature steam 33 (see FIG. 2) is led to the turbine gland steam pipe 8 through the junction pipe 7, and at the same time, the high-pressure high-temperature steam 36 (see FIG. 2) is decompressed by the gland steam control valve 6 and led to the turbine gland steam pipe 8 as low-pressure high-temperature steam 37 (see FIG. 2). 33) are mixed.

以下、図２を参照してこの発電システムの動作を説明する。
この発電システムでは、制御部２０は、タービングランド蒸気管８に設置した圧力センサ２３と温度センサ２５を監視し、高圧低温蒸気調節弁５およびグランド蒸気調節弁６を制御して、タービングランド蒸気管８内の蒸気が、始動時から所定の蒸気条件（温度、圧力）に達するまで、低圧高温蒸気３７と低圧低温蒸気３３とを混合（ミキシング）してタービングランド３１へ送るタービングランド蒸気３９の状態を適切な状態に調節（減温）する。タービングランド蒸気３９の適切な状態は、蒸気の温度が例えば２８０℃、蒸気の圧力が例えば２８．００×１０３Ｐａなどである。 The operation of this power generation system will be described below with reference to FIG.
In this power generation system, the control unit 20 monitors the pressure sensor 23 and the temperature sensor 25 installed in the turbine gland steam pipe 8, controls the high pressure low temperature steam control valve 5 and the gland steam control valve 6, and controls the turbine gland steam pipe. State of turbine gland steam 39 in which low-pressure high-temperature steam 37 and low-pressure low-temperature steam 33 are mixed (mixed) and sent to turbine gland 31 until the steam in 8 reaches predetermined steam conditions (temperature, pressure) from the time of startup. be adjusted (deheated) to appropriate conditions. Suitable conditions for the turbine gland steam 39 are, for example, a steam temperature of 280° C. and a steam pressure of 28.00×10 3 Pa, for example.

高圧ドラム１２で抽出した低温飽和蒸気３２（例えば１５×１０５Ｐａ弱～３５×１０５Ｐａ前後の圧力、２００℃前後～２５０℃前後の温度の高圧低温蒸気）を、低温蒸気供給管４を通じて高圧低温蒸気調節弁５で減圧して低圧低温蒸気３３としてタービングランド蒸気管８に導く。 Low-temperature saturated steam 32 extracted by the high-pressure drum 12 (for example, high-pressure low-temperature steam with a pressure of slightly less than 15×10 5 Pa to around 35×10 5 Pa and a temperature of around 200° C. to around 250° C.) is supplied through the low-temperature steam supply pipe 4. The pressure is reduced by the high-pressure low-temperature steam control valve 5 and led to the turbine gland steam pipe 8 as low-pressure low-temperature steam 33 .

これと同時に、排熱回収ボイラー１からの主蒸気管２の主蒸気３５（３００℃弱～４５０℃前後の温度、１５×１０５Ｐａ強～３０×１０５Ｐａ強の気圧の高温高圧蒸気）のうちの一部の蒸気３６を分岐管３に分岐（分流）させて、分岐管３を通じてグランド蒸気調節弁６に送り、グランド蒸気調節弁６により減圧して低圧高温蒸気３７としてタービングランド蒸気管８に送る（導く）。 At the same time, the main steam 35 in the main steam pipe 2 from the heat recovery boiler 1 (high temperature and high pressure steam with a temperature of slightly less than 300° C. to about 450° C. and an atmospheric pressure of a little over 15×10 5 Pa to a little over 30×10 5 Pa). A part of the steam 36 is branched (divided) into the branch pipe 3, sent to the gland steam control valve 6 through the branch pipe 3, decompressed by the gland steam control valve 6, and discharged as low-pressure high-temperature steam 37 to the turbine gland steam pipe. Send (lead) to 8.

そして、タービングランド蒸気管８において、低圧高温蒸気３７に低圧低温蒸気３３を混合（ミキシング）して減温し、タービングランド蒸気３９として適切な状態（２８０℃、２８．００×１０３Ｐａなど）の蒸気を作り出し、タービングランド３１へ供給する。 Then, in the turbine gland steam pipe 8, the low-pressure, high-temperature steam 37 is mixed with the low-pressure, low-temperature steam 33 to reduce the temperature, and the turbine gland steam 39 is in a suitable state (280° C., 28.00×10 3 Pa, etc.). of steam is produced and supplied to the turbine gland 31 .

この例のように高圧ドラム１２からの低温な飽和蒸気と主蒸気管２からの高温な蒸気ととのミキシングでは冷却水を使用しないことから水滴の発生がないため、蒸気タービン３０ヘのダメージ（タービングランド３１への水滴の衝突によるタービン軸の振動やタービン軸自体が受ける機械的ダメージなど）を低減することができる。 As in this example, the mixing of the low-temperature saturated steam from the high-pressure drum 12 and the high-temperature steam from the main steam pipe 2 does not use cooling water, so no water droplets are generated. Vibration of the turbine shaft and mechanical damage to the turbine shaft itself due to collision of water droplets with the turbine gland 31 can be reduced.

このようにこの実施形態の発電システムによれば、排熱回収ボイラー１からの最終発生蒸気３５（主蒸気）から分流させ低圧化した低圧高温蒸気３７に、高圧ドラム１２により抽出された飽和蒸気３２を低圧化した低圧低温蒸気３３をタービングランド蒸気管８にて混合（ミキシング）して、タービングランド３１へ供給するよう蒸気の流路を形成し、タービングランド３１へ供給する蒸気を、冷却水を用いることなく減温することで、タービングランド３１への水滴の衝突がなくなり、タービン軸の振動やタービン軸自体が機械的ダメージを受けるといった、水滴による影響をなくすことができる。この結果、発電システム（発電プラント）が停止（トリップ）する頻度が少なくなり運転効率が向上するとともに蒸気タービン３０や発電システム（発電プラント）の長寿命化を図ることができる。 Thus, according to the power generation system of this embodiment, the saturated steam 32 extracted by the high-pressure drum 12 is added to the low-pressure high-temperature steam 37 that is diverted from the final generated steam 35 (main steam) from the heat recovery boiler 1 and reduced in pressure. is mixed in a turbine gland steam pipe 8 to form a steam flow path so as to be supplied to the turbine gland 31, and the steam supplied to the turbine gland 31 is mixed with cooling water. By reducing the temperature without using water droplets, collision of water droplets with the turbine gland 31 is eliminated, and the effects of water droplets, such as vibration of the turbine shaft and mechanical damage to the turbine shaft itself, can be eliminated. As a result, the frequency of stopping (tripping) of the power generation system (power plant) is reduced, the operating efficiency is improved, and the service life of the steam turbine 30 and the power generation system (power plant) can be extended.

従来の蒸気タービンを利用した発電システム（発電プラント）では、補助ボイラーなどの蒸気供給装置を設けて、始動時から比較的低負荷の状態までは、補助ボイラーからの蒸気供給によりタービングランド３１のシールを行うものもあるが、近年の発電システム（発電プラント）では、補助ボイラーを設置しないプラントも多く、本発明はこのようなプラントに有効である。 In a power generation system (power plant) using a conventional steam turbine, a steam supply device such as an auxiliary boiler is provided. However, in recent power generation systems (power plants), many plants do not have auxiliary boilers, and the present invention is effective for such plants.

本発明の実施形態を説明したが、この実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。この新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。 While embodiments of the invention have been described, the embodiments have been presented by way of example and are not intended to limit the scope of the invention. This novel embodiment can be embodied in various other forms, and various omissions, replacements, and modifications can be made without departing from the scope of the invention. These embodiments and their modifications are included in the scope and gist of the invention, and are included in the scope of the invention described in the claims and equivalents thereof.

１…排熱回収ボイラー、２…主蒸気管、３…タービングランド蒸気供給管、４…低温蒸気供給管、５…高圧低温蒸気調節弁、６…グランド蒸気調節弁、７…合流管、８…タービングランド蒸気管、９…復水器、１０…ガスタービン、１２…高圧ドラム、１３…蒸発器、１４…過熱器、２０…制御部、２３…圧力センサ、２５…温度センサ、３０…蒸気タービン、３１…タービングランド、３２…飽和蒸気（高圧低温蒸気）、３３…低圧低温蒸気（第３蒸気）、３５…主蒸気（第１蒸気）、３６…主蒸気管から分流した蒸気、３７…低圧高温蒸気（第２蒸気）、３９…タービングランド蒸気（第４蒸気）。 1 Exhaust heat recovery boiler 2 Main steam pipe 3 Turbine ground steam supply pipe 4 Low temperature steam supply pipe 5 High pressure low temperature steam control valve 6 Gland steam control valve 7 Junction pipe 8 Turbine gland steam pipe 9 Condenser 10 Gas turbine 12 High-pressure drum 13 Evaporator 14 Superheater 20 Control unit 23 Pressure sensor 25 Temperature sensor 30 Steam turbine , 31 Turbine gland 32 Saturated steam (high-pressure low-temperature steam) 33 Low-pressure low-temperature steam (third steam) 35 Main steam (first steam) 36 Steam diverted from the main steam pipe 37 Low pressure High-temperature steam (second steam), 39... Turbine gland steam (fourth steam).

Claims (8)

ハウジング内部でタービンロータが軸支された支持部を有する蒸気タービンと、
前記タービンロータの駆動用として前記蒸気タービンに供給する高圧高温な第１蒸気を生成する第１蒸気生成部と、
前記第１蒸気を分流させた一部の蒸気を減圧し前記第１蒸気よりも低圧な第２蒸気を生成する第２蒸気生成部と、
前記第１蒸気と同等の圧力で前記第１蒸気よりも低温な飽和蒸気を生成する第３蒸気生成部と、
前記飽和蒸気を減圧して第３蒸気を生成し前記第２蒸気に混合し、前記支持部のシール用として前記支持部へ供給する第４蒸気を生成する第４蒸気生成部と
を具備する発電システム。 a steam turbine having a support with a turbine rotor pivotally supported within a housing;
a first steam generator for generating high-pressure, high-temperature first steam to be supplied to the steam turbine for driving the turbine rotor;
a second steam generating unit configured to depressurize a part of the split first steam to generate a second steam having a pressure lower than that of the first steam;
a third steam generator that generates saturated steam having a pressure equivalent to that of the first steam and a temperature lower than that of the first steam;
a fourth steam generating section that decompresses the saturated steam to generate a third steam that is mixed with the second steam to generate a fourth steam that is supplied to the supporting section for sealing the supporting section. system. 前記第４蒸気の圧力を検出する圧力センサと、
前記第４蒸気の温度を検出する温度センサと、
前記圧力センサにより検出される圧力と前記温度センサにより検出される温度とを基に、予め設定された前記第４蒸気の所定の蒸気条件を満たすように前記第２蒸気生成部および前記第４蒸気生成部を制御する制御部と
を具備する請求項１記載の発電システム。 a pressure sensor that detects the pressure of the fourth steam;
a temperature sensor that detects the temperature of the fourth steam;
Based on the pressure detected by the pressure sensor and the temperature detected by the temperature sensor, the second steam generating section and the fourth steam meet preset predetermined steam conditions for the fourth steam. The power generation system according to claim 1, further comprising a control section that controls the generation section. 前記制御部は、
前記第４蒸気の状態が、前記蒸気タービンの始動時から前記所定の蒸気条件に達するまで、前記第２蒸気生成部および前記第４蒸気生成部を制御する請求項２記載の発電システム。 The control unit
3. The power generation system according to claim 2, wherein the second steam generating section and the fourth steam generating section are controlled until the state of the fourth steam reaches the predetermined steam condition from the start of the steam turbine. ハウジング内部でタービンロータが軸支されたタービングランドを有する蒸気タービンと、
前記蒸気タービンに供給する高圧高温な主蒸気を生成する排熱回収ボイラーと、
前記蒸気タービンと前記排熱回収ボイラーとを接続し、前記主蒸気を前記蒸気タービンへ供給する主蒸気管と、
前記タービングランドに接続されたタービングランド蒸気管と、
前記主蒸気管から分岐した分岐管と、
前記分岐管とタービングランド蒸気管との間に介挿して接続され、前記分岐管からの蒸気を減圧し前記タービングランド蒸気管へ送るグランド蒸気調節弁と、
前記排熱回収ボイラーにおいて前記主蒸気と同等の圧力で前記主蒸気よりも低温な飽和蒸気を抽出する高圧ドラムと、
前記高圧ドラムに接続された低温蒸気供給管と、
前記低温蒸気供給管に接続され、前記高圧ドラムにより抽出された高圧低温の飽和蒸気を減圧する高圧低温蒸気調節弁と、
一端が前記高圧低温蒸気調節弁に接続され他端が前記タービングランド蒸気管に接続され、前記高圧低温蒸気調節弁により減圧された蒸気を前記タービングランド蒸気管に導入し、前記グランド蒸気調節弁により減圧された蒸気と混合する合流管と
を具備する発電システム。 a steam turbine having a turbine gland with a turbine rotor journalled within a housing;
a waste heat recovery boiler that generates high-pressure, high-temperature main steam to be supplied to the steam turbine;
a main steam pipe connecting the steam turbine and the heat recovery steam generator and supplying the main steam to the steam turbine;
a turbine gland steam pipe connected to the turbine gland;
a branch pipe branched from the main steam pipe;
a gland steam control valve interposed and connected between the branch pipe and the turbine gland steam pipe, decompressing steam from the branch pipe and sending the steam to the turbine gland steam pipe;
a high-pressure drum for extracting saturated steam having a lower temperature than the main steam at a pressure equivalent to that of the main steam in the heat recovery boiler;
a cold steam supply pipe connected to the high pressure drum;
a high-pressure low-temperature steam control valve connected to the low-temperature steam supply pipe for decompressing the high-pressure low-temperature saturated steam extracted by the high-pressure drum;
One end is connected to the high-pressure low-temperature steam control valve and the other end is connected to the turbine gland steam pipe, and steam decompressed by the high-pressure low-temperature steam control valve is introduced into the turbine gland steam pipe, A power generation system comprising a junction pipe for mixing with depressurized steam. 前記タービングランド蒸気管に設置され、前記タービングランド蒸気管内部を流れる蒸気の圧力を検出する圧力センサと、
前記タービングランド蒸気管に設置され、前記タービングランド蒸気管内部を流れる蒸気の温度を検出する温度センサと、
前記圧力センサにより検出される圧力と前記温度センサにより検出される温度とを基に、前記タービングランド蒸気管で混合される蒸気の状態が予め設定された所定の蒸気条件を満たすように前記グランド蒸気調節弁および前記高圧低温蒸気調節弁を制御する制御部と
を具備する請求項４記載の発電システム。 a pressure sensor installed in the turbine gland steam pipe for detecting the pressure of steam flowing inside the turbine gland steam pipe;
a temperature sensor installed in the turbine gland steam pipe for detecting the temperature of steam flowing inside the turbine gland steam pipe;
Based on the pressure detected by the pressure sensor and the temperature detected by the temperature sensor, the state of the steam mixed in the turbine gland steam pipe satisfies a preset predetermined steam condition. 5. The power generation system according to claim 4, comprising a control valve and a control unit that controls the high-pressure low-temperature steam control valve. 前記制御部は、
前記タービングランド蒸気管で混合された蒸気の状態が前記蒸気タービンの始動時から前記所定の蒸気条件に達するまで、前記グランド蒸気調節弁および前記高圧低温蒸気調節弁を制御する請求項５記載の発電システム。 The control unit
6. The power generation according to claim 5, wherein the gland steam control valve and the high-pressure low-temperature steam control valve are controlled until the state of the steam mixed in the turbine gland steam pipe reaches the predetermined steam condition from the start of the steam turbine. system. ガスタービンと、
蒸気タービンと、
前記ガスタービンの排熱により蒸気を発生する高圧ドラムおよび前記高圧ドラムから発生する蒸気を加熱する過熱器を有し、前記過熱器にて加熱された蒸気を前記蒸気タービンの駆動源として供給する排熱回収ボイラーと、
前記排熱回収ボイラーの前記高圧ドラムで抽出された低温飽和蒸気を前記過熱器にて加熱した高圧高温蒸気を減圧して生成された低圧高温の蒸気と前記高圧ドラムで抽出された前記低温飽和蒸気の一部を分流し減圧して生成された低圧低温の蒸気を混合して前記蒸気タービンに供給するグランドシール蒸気供給手段と
を具備する発電システム。 gas turbine and
a steam turbine;
It has a high-pressure drum that generates steam from exhaust heat of the gas turbine and a superheater that heats the steam generated from the high-pressure drum, and supplies the steam heated by the superheater as a drive source for the steam turbine. a waste heat recovery boiler that
Low-pressure, high-temperature steam generated by decompressing the high-pressure, high-temperature steam obtained by heating the low-temperature saturated steam extracted by the high-pressure drum of the heat recovery boiler with the superheater, and the low-temperature saturated steam extracted by the high-pressure drum and a gland seal steam supply means for mixing the low-pressure low-temperature steam generated by diverting and decompressing a part of and supplying the same to the steam turbine. ケーシング内部でタービンロータが軸支された支持部を有する蒸気タービンを備えた発電システムにおける蒸気供給方法において、
前記タービンロータの駆動用として前記蒸気タービンに供給する高圧高温な第１蒸気を生成し、
前記第１蒸気と同等の圧力で前記第１蒸気よりも低温な飽和蒸気を生成し、
前記第１蒸気を分流させた一部の蒸気を減圧し前記第１蒸気よりも低圧な第２蒸気を生成し、
前記飽和蒸気を減圧して第３蒸気を生成し前記第２蒸気に混合した第４蒸気を前記支持部へシール用として供給する蒸気供給方法。 In a steam supply method in a power generation system having a steam turbine having a support portion in which a turbine rotor is journalled inside a casing,
generating high-pressure, high-temperature first steam to be supplied to the steam turbine for driving the turbine rotor;
generating saturated steam having a pressure equivalent to that of the first steam and a temperature lower than that of the first steam;
decompressing a part of the steam diverted from the first steam to generate a second steam having a pressure lower than that of the first steam;
A method of supplying steam, wherein the saturated steam is decompressed to generate a third steam, and the fourth steam mixed with the second steam is supplied to the supporting portion for sealing.
JP2018230550A 2018-12-10 2018-12-10 Power generation system and steam supply method Active JP7115968B2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2018230550A JP7115968B2 (en) 2018-12-10 2018-12-10 Power generation system and steam supply method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2018230550A JP7115968B2 (en) 2018-12-10 2018-12-10 Power generation system and steam supply method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2020094494A JP2020094494A (en) 2020-06-18
JP7115968B2 true JP7115968B2 (en) 2022-08-09

Family

ID=71084780

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2018230550A Active JP7115968B2 (en) 2018-12-10 2018-12-10 Power generation system and steam supply method

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP7115968B2 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112282866A (en) * 2020-11-18 2021-01-29 贵州电网有限责任公司 Steam turbine generator unit shaft seal steam supply pipeline heating system and control method thereof

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000328903A (en) 1999-04-29 2000-11-28 Abb Alstom Power Schweiz Ag Sealed steam supply
JP2010159713A (en) 2009-01-09 2010-07-22 Hitachi Ltd Device for controlling temperature decrease of turbine gland seal steam, and method of controlling plant for steam turbine power generation facility
JP2017040201A (en) 2015-08-19 2017-02-23 株式会社東芝 Power generation system and operation method for same
CN207348910U (en) 2017-10-24 2018-05-11 洛宁县大元能源有限公司 A kind of natural gas afterheat power generation turbine pipe-line system

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5388411A (en) * 1992-09-11 1995-02-14 General Electric Company Method of controlling seal steam source in a combined steam and gas turbine system

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000328903A (en) 1999-04-29 2000-11-28 Abb Alstom Power Schweiz Ag Sealed steam supply
JP2010159713A (en) 2009-01-09 2010-07-22 Hitachi Ltd Device for controlling temperature decrease of turbine gland seal steam, and method of controlling plant for steam turbine power generation facility
JP2017040201A (en) 2015-08-19 2017-02-23 株式会社東芝 Power generation system and operation method for same
CN207348910U (en) 2017-10-24 2018-05-11 洛宁县大元能源有限公司 A kind of natural gas afterheat power generation turbine pipe-line system

Also Published As

Publication number Publication date
JP2020094494A (en) 2020-06-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
TWI619878B (en) Power generation system and its operation method
US8863522B2 (en) Operating steam turbine reheat section with overload valve
JP2010166805A (en) Combined power augmentation system and method
CN112004994B (en) Combined cycle plant and method for operating the same
KR101965660B1 (en) Method for heating up a steam turbine or for keeping a steam turbine hot
KR101588145B1 (en) Steam turbine facility
JP7115968B2 (en) Power generation system and steam supply method
US6237543B1 (en) Sealing-steam feed
US20060280593A1 (en) Utilization of spillover steam from a high pressure steam turbine as sealing steam
JP5615035B2 (en) Method for primary control of a steam turbine unit
KR102227712B1 (en) Steam turbine plant
JP2010019233A (en) Power generation facility
JP2015068314A (en) Fuel gas heating facility and combined cycle power generation plant
US10822984B2 (en) Sealing device
JP2011157855A (en) Power generation facility and operating method for power generation facility
JP4905941B2 (en) Waste heat recovery boiler and its steam pressure control method
JP5977504B2 (en) Steam-driven power plant
JP4090668B2 (en) Combined cycle power generation facility
JP6810378B2 (en) Garbage power generation system
US10316700B2 (en) Combined cycle power plant having supercritical steam turbine
JP2020125700A (en) Power generation facility, power generation facility control device, and power generation facility control method
JPH07217803A (en) Method and equipment for starting waste heat boiler with at least two separating pressure device
JP5675516B2 (en) Combined cycle power plant
JP5821888B2 (en) Steam pressure differential energy recovery system
JP2002227611A (en) Pressure fluidized bed boiler power generation plant and its controlling method

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20210521

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20220119

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20220125

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20220325

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20220510

R155 Notification before disposition of declining of application

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R155

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20220728

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 7115968

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150