JP4463167B2

JP4463167B2 - Power plant shutdown method

Info

Publication number: JP4463167B2
Application number: JP2005227412A
Authority: JP
Inventors: 豪岡村
Original assignee: Chugoku Electric Power Co Inc
Current assignee: Chugoku Electric Power Co Inc
Priority date: 2005-08-05
Filing date: 2005-08-05
Publication date: 2010-05-12
Anticipated expiration: 2025-08-05
Also published as: JP2007040253A

Description

本発明は、発電プラントの停止方法に関し、特に点検作業の着工を早めることが可能な発電プラントの停止方法に関する。 The present invention relates to a power plant stop method, and more particularly to a power plant stop method capable of accelerating the start of inspection work.

従来より、タービンを用いて発電機を駆動するようにした発電プラントでは、ボイラ内で微粉炭等の燃料を燃焼させることにより蒸気を発生させ、この蒸気によりタービンを回転させ、タービンの回転軸に駆動軸が接続された発電機を駆動して発電を行っていた。このような発電プラントでは、定期的にその運転を停止して設備点検を行っている。 Conventionally, in a power plant in which a generator is driven using a turbine, steam is generated by burning fuel such as pulverized coal in a boiler, and the turbine is rotated by this steam to be used as a rotating shaft of the turbine. The generator connected to the drive shaft was driven to generate power. In such a power plant, the operation is periodically stopped and equipment inspection is performed.

ここで、発電プラントの停止を行う際の工程を説明する。
発電プラントの停止を行う際には、例えば、第１の工程として、発電プラントの解列工程を行い、第２の工程として、ボイラヘの燃料供給等を停止して、ボイラを消火するボイラ消火工程を行い、第３の工程として、消火したボイラ内に送風してボイラを冷却するボイラ冷却工程を行い、第４の工程として、復水器内の真空度を下げる真空破壊工程を行い、第５の工程として、ボイラおよびタービン関係配管内の水を除去する内部水除去工程を行い、第３の工程から第５の工程と並行して、所定時間にわたってタービンを低速回転させるターニング工程を行っていた。 Here, the process at the time of stopping a power plant is demonstrated.
When stopping the power plant, for example, as a first step, a power plant disconnection step is performed, and as a second step, a boiler fire extinguishing step is performed to stop the fuel supply to the boiler and extinguish the boiler. As a third step, a boiler cooling step for cooling the boiler by blowing into the fire extinguisher boiler is performed, and as a fourth step, a vacuum breaking step for lowering the degree of vacuum in the condenser is performed. As the process, an internal water removal process for removing water in the boiler and turbine-related piping was performed, and a turning process for rotating the turbine at a low speed for a predetermined time was performed in parallel with the third process to the fifth process. .

特に、ターニング工程は重要な工程となっている。すなわち、発電プラントを停止した際にタービンを回転させずにおくと、タービンケーシング内の温度低下に伴ってタービンの部分的な温度差が生じるとともに、タービンの自重が作用して、タービンに曲がり等の熱変形が生じるおそれがあるため、上述したターニング工程が必須となっている（例えば、特許文献１参照）。 In particular, the turning process is an important process. That is, if the turbine is not rotated when the power plant is stopped, a partial temperature difference of the turbine occurs as the temperature in the turbine casing decreases, and the turbine's own weight acts to bend the turbine. Therefore, the above-described turning process is essential (see, for example, Patent Document 1).

このターニング工程では、タービンの回転に伴ってタービン軸受けに供給している軸受け潤滑油が摩擦発熱するため、軸受け潤滑油を冷却しなければならない。したがって、ターニング工程が終了するまでの間、軸受け潤滑油を冷却するための１次冷却装置、および１次冷却装置を循環する１次冷却水を冷却するための２次冷却装置を運転し続けなければならなかった。 In this turning process, the bearing lubricant supplied to the turbine bearing generates frictional heat as the turbine rotates, so the bearing lubricant must be cooled. Therefore, the primary cooling device for cooling the bearing lubricating oil and the secondary cooling device for cooling the primary cooling water circulating through the primary cooling device must be continuously operated until the turning process is completed. I had to.

特開平１０−１２１９０８号公報JP-A-10-121908

しかしながら、図３に示すように、発電プラントの停止工程を約４日間とすると、その殆どの期間においてターニング工程を行わなければならない。このようにターニング工程は長時間にわたる工程であるため、軸受け潤滑油の冷却装置の点検開始時期が、他の装置の点検開始時期と比較して著しく遅れていた。 However, as shown in FIG. 3, if the power plant stop process is about 4 days, the turning process must be performed in most of the period. Thus, since the turning process is a process that takes a long time, the inspection start timing of the bearing lubricating oil cooling device was significantly delayed compared to the inspection start timing of other devices.

このため、他の装置の点検が終了したにも拘わらず軸受け潤滑油の冷却装置の点検が終了しないため、発電プラントの再開を行うことができなかった。特に、２次冷却装置は海水を用いて冷却を行っているため、海水による腐食が生じやすく、綿密な点検を行う必要があり、十分な点検時間を確保しなければならない。 For this reason, the inspection of the cooling device for the bearing lubricating oil does not end despite the completion of the inspection of other devices, and the power plant cannot be restarted. In particular, since the secondary cooling device is cooled using seawater, it is likely to be corroded by seawater, and it is necessary to conduct a thorough inspection, and a sufficient inspection time must be ensured.

本発明は上述した事情に鑑み提案されたもので、発電プラントにおけるタービン軸受け潤滑油の冷却設備の点検時間を十分に確保することが可能な発電プラントの停止方法を提供することを目的とする。 The present invention has been proposed in view of the above-described circumstances, and an object of the present invention is to provide a method for stopping a power plant that can sufficiently ensure the inspection time of cooling equipment for turbine bearing lubricating oil in the power plant.

本発明に係る発電プラントの停止方法は、上述した目的を達成するため、以下の特徴点を備えている。
すなわち、本発明に係る発電プラントの停止方法は、発電機を駆動するタービンの軸受け潤滑油を冷却する冷却装置として、１次冷却水を循環させて前記軸受け潤滑油の冷却を行う１次熱交換器と、２次冷却水を循環させて前記１次冷却水の冷却を行う２次熱交換器とを備え、発電プラントの運転中は、前記２次熱交換器の２次冷却水循環路に海水を循環させて前記１次冷却水の冷却を行う発電プラントを停止させるための方法であって、
該発電プラントを停止させる際に、タービンの熱変形を防止するためにタービンを低速回転させるターニング工程を行い、該ターニング工程では、前記２次冷却水循環路に工業用水を循環させて前記１次冷却水の冷却を行うことを特徴とするものである。 The power plant stop method according to the present invention has the following features in order to achieve the above-described object.
That is, the power plant stop method according to the present invention is a cooling device that cools bearing lubricating oil of a turbine that drives a generator, and primary heat exchange that cools the bearing lubricating oil by circulating primary cooling water. And a secondary heat exchanger that circulates the secondary cooling water and cools the primary cooling water. During operation of the power plant, the secondary cooling water circulation path of the secondary heat exchanger includes seawater. For stopping the power plant that cools the primary cooling water by circulating
When the power plant is stopped, a turning process is performed in which the turbine is rotated at a low speed in order to prevent thermal deformation of the turbine. In the turning process, industrial water is circulated through the secondary cooling water circulation path to perform the primary cooling. It is characterized by cooling water.

また、前記発電プラントの停止方法において、前記２次冷却水循環路には、海水供給路と工業用水供給路とが切換可能に接続されており、前記ターニング工程では、前記２次冷却水循環路に前記工業用水供給路を接続して、工業用水を循環させることが可能である。 In the method for stopping the power plant, a seawater supply path and an industrial water supply path are switchably connected to the secondary cooling water circulation path. In the turning step, the secondary cooling water circulation path is connected to the secondary cooling water circulation path. It is possible to circulate industrial water by connecting an industrial water supply path.

また、前記発電プラントの停止方法において、前記工業用水供給路は、発電プラントの稼働試験を行う際の冷却水供給路を用いることが可能である。 Moreover, in the method for stopping the power plant, the industrial water supply channel can be a cooling water supply channel when performing an operation test of the power plant.

また、前記発電プラントの停止方法において、前記ターニング工程では、停止操作を中止しなければならない条件が成立した場合に、前記２次冷却水循環路における海水循環を再開させて前記１次冷却水の冷却を行うことが好ましい。 Further, in the method of stopping the power plant, in the turning step, when conditions for stopping the stop operation are satisfied, the seawater circulation in the secondary cooling water circulation path is resumed to cool the primary cooling water. It is preferable to carry out.

また、前記発電プラントの停止方法は、主タービンの熱変形を防止するためのターニング工程において、前記２次冷却水循環路に工業用水を循環させることが好ましい。 Moreover, it is preferable to circulate industrial water through the secondary cooling water circulation path in the turning process for preventing thermal deformation of the main turbine.

また、前記発電プラントの停止方法において、前記発電プラントは、前記発電機を電力駆動することにより前記ターニング工程におけるタービンの低速回転を行うことが好ましい。 In the method for stopping the power plant, the power plant preferably performs low-speed rotation of the turbine in the turning process by driving the power generator.

本発明に係る発電プラントの停止方法では、ターニング工程において、通常運転中に海水を循環させていた２次冷却水循環路に工業用水を循環させて１次冷却水の冷却を行うことにより、ターニング工程の終了を待たずに海水供給路の点検作業を開始することができる。このため、海水による腐食が生じやすく、綿密な点検を行う必要がある海水供給路に対して十分な点検を行うことができ、発電プラントにおいて安全かつ円滑な運転を行うことが可能となる。 In the method for shutting down a power plant according to the present invention, in the turning process, the industrial process water is circulated through the secondary cooling water circulation path in which the seawater was circulated during normal operation, thereby cooling the primary cooling water. Inspection of the seawater supply channel can be started without waiting for the end of. For this reason, corrosion due to seawater is likely to occur, and a sufficient inspection can be performed on a seawater supply channel that requires a thorough inspection, and a safe and smooth operation can be performed in a power plant.

また、ターニング工程において、２次冷却水循環路に接続されていた海水供給路を工業用水供給路に切換接続して、工業用水を循環させることにより、２次冷却水の切換作業を簡単かつ短時間に行うことが可能となる。 Further, in the turning process, the seawater supply path connected to the secondary cooling water circulation path is switched and connected to the industrial water supply path, and the industrial water is circulated so that the switching operation of the secondary cooling water can be performed easily and in a short time. Can be performed.

また、発電プラントの稼働試験を行う際の冷却水供給路として用いていた工業用水供給路を介して、２次冷却水循環路に工業用水を供給することにより、新たな冷却水供給路を追加することなく既存の設備を利用して２次冷却水の切換作業を行うことができ、設備費用を低減することが可能となる。 In addition, a new cooling water supply path is added by supplying industrial water to the secondary cooling water circulation path through the industrial water supply path used as the cooling water supply path when performing the operation test of the power plant. Without this, it is possible to switch the secondary cooling water using the existing equipment, and to reduce the equipment cost.

また、停止操作を中止しなければならない条件が成立した場合に、２次冷却水循環路における海水循環を再開させて１次冷却水の冷却を行うことにより、軸受け潤滑油を確実かつ十分に冷却することができ、タービンの熱変形を未然に防止することができる。 Further, when the condition for stopping the stop operation is satisfied, the bearing lubricating oil is reliably and sufficiently cooled by restarting the seawater circulation in the secondary cooling water circulation path and cooling the primary cooling water. It is possible to prevent thermal deformation of the turbine.

また、発電機を電力駆動することによりターニング工程におけるタービンの低速回転を行うことにより、ターニング工程を実施するための特別な装置を必要とせず、既存の設備を利用してターニング工程を実施することができ、設備費用を低減することが可能となる。 In addition, by performing low-speed rotation of the turbine in the turning process by driving the generator, the turning process is performed using existing equipment without requiring a special device for performing the turning process. It is possible to reduce the equipment cost.

以下、図面を参照して、本発明に係る発電プラントの停止方法の実施形態を説明する。
図１は、本発明の実施形態に係る発電プラントの概略構成を示す説明図である。 Hereinafter, an embodiment of a power plant stop method according to the present invention will be described with reference to the drawings.
Drawing 1 is an explanatory view showing the schematic structure of the power plant concerning the embodiment of the present invention.

本発明の実施形態に係る発電プラント１００は、ボイラ１１内で燃料を燃焼させて水を加熱することにより蒸気を発生させ、発生した蒸気をタービン関係配管２１，２２，２３，２４，２５を介してタービンケーシング内に送り、タービン（高圧タービン３１、中圧タービン３２、および低圧タービン３３ａ，３３ｂ）を回転させることにより、１次発電機４１および２次発電機４２を駆動して発電を行うようになっている。 A power plant 100 according to an embodiment of the present invention generates steam by burning fuel in a boiler 11 and heating water, and the generated steam is passed through turbine-related pipes 21, 22, 23, 24, and 25. The turbine generator (the high pressure turbine 31, the intermediate pressure turbine 32, and the low pressure turbines 33a and 33b) is rotated to drive the primary generator 41 and the secondary generator 42 to generate power. It has become.

この発電プラント１００は、ボイラ１１内で燃料を燃焼させるための燃焼系統１１０と、水を加熱することにより蒸気を発生させ、発生した蒸気によりタービン３１，３２，３３ａ，３３ｂを回転させるための復水・蒸気系統１２０と、両系統１１０，１２０の設備に冷却水を供給する冷却系統１３０（図２参照）とに大別することができる。 The power plant 100 includes a combustion system 110 for burning fuel in the boiler 11, steam generated by heating water, and a recovery system for rotating the turbines 31, 32, 33 a, and 33 b using the generated steam. It can be roughly divided into a water / steam system 120 and a cooling system 130 (see FIG. 2) that supplies cooling water to the facilities of both systems 110 and 120.

以下、各系統について詳細に説明する。
燃焼系統１１０は、図１に示すように、ボイラ１１および排ガス処理設備５１を備えている。
ボイラ１１は、燃料を燃焼させるための火炉１１ａと、火炉１１ａ内の下部に設けられた燃焼バーナ１２とを備えている。燃焼バーナ１２には、微粉炭機１３から微粉炭が供給されるとともに、押込送風機１４から燃焼空気が供給され、微粉炭と燃焼空気とが混合されて火炉１１ａ内で燃焼するようになっている。 Hereinafter, each system will be described in detail.
As shown in FIG. 1, the combustion system 110 includes a boiler 11 and an exhaust gas treatment facility 51.
The boiler 11 includes a furnace 11a for burning fuel, and a combustion burner 12 provided at a lower portion in the furnace 11a. The combustion burner 12 is supplied with pulverized coal from a pulverized coal machine 13 and also supplied with combustion air from an indenter blower 14, and the pulverized coal and combustion air are mixed and burned in the furnace 11a. .

火炉１１ａの内部上方には、復水器６１から供給される水を加熱して蒸気を発生させるための過熱器１５および再熱器１６が配設されている。
また、火炉１１ａの下流側には、微粉炭の燃焼によって発生した排ガスを処理するための排ガス処理設備５１が設けられている。この排ガス処理設備５１は、排ガス中の窒素酸化物を除去するための脱硝装置５１ａ、排ガス中のダストを除去するための集塵装置５１ｂ、排ガス中の硫黄酸化物を除去するための脱硫装置５１ｃ、および煙突５１ｄからなる。脱硝装置５１ａ、集塵装置５１ｂ、および脱硫装置５１ｃを通過した排ガスは、煙突５１ｄから大気中に放散される。 A superheater 15 and a reheater 16 for heating the water supplied from the condenser 61 to generate steam are disposed above the furnace 11a.
Further, an exhaust gas treatment facility 51 for treating exhaust gas generated by the combustion of pulverized coal is provided on the downstream side of the furnace 11a. The exhaust gas treatment facility 51 includes a denitration device 51a for removing nitrogen oxides in the exhaust gas, a dust collector 51b for removing dust in the exhaust gas, and a desulfurization device 51c for removing sulfur oxides in the exhaust gas. , And a chimney 51d. The exhaust gas that has passed through the denitration device 51a, the dust collection device 51b, and the desulfurization device 51c is diffused into the atmosphere from the chimney 51d.

なお、集塵装置５１ｂと脱硫装置５１ｃとの間には誘引通風機（図示せず）が配設されるとともに、脱硫装置５１ｃと煙突５１ｄとの間には脱硫通風機（図示せず）が配設されており、誘引通風機および脱硫通風機の作用により排ガスが吸引されて煙突５１ｄへ至るようになっている。 An induction fan (not shown) is disposed between the dust collector 51b and the desulfurizer 51c, and a desulfurizer (not shown) is provided between the desulfurizer 51c and the chimney 51d. The exhaust gas is sucked by the action of the induction fan and the desulfurization fan and reaches the chimney 51d.

次に、復水・蒸気系統１２０について説明する。
復水・蒸気系統１２０は、タービン３１，３２，３３ａ，３３ｂと、タービン３１，３２，３３ａ，３３ｂから排出された蒸気を凝縮して水に戻す復水器６１と、復水器６１から供給された水を加熱して蒸気とする過熱器１５および再熱器１６とを備えている。過熱器１５および再熱器１６で発生した蒸気は、タービン関係配管２１，２２，２３，２４，２５を介してタービン３１，３２，３３ａ，３３ｂへ供給される。このように、復水・蒸気系統１２０は循環系となっている。 Next, the condensate / steam system 120 will be described.
The condensate / steam system 120 is supplied from the turbines 31, 32, 33 a, 33 b, the condenser 61 that condenses the steam discharged from the turbines 31, 32, 33 a, 33 b and returns it to water, and the condenser 61. A superheater 15 and a reheater 16 are provided that heat the produced water into steam. Steam generated in the superheater 15 and the reheater 16 is supplied to the turbines 31, 32, 33 a, and 33 b through the turbine-related pipes 21, 22, 23, 24, and 25. Thus, the condensate / steam system 120 is a circulation system.

タービン３１，３２，３３ａ，３３ｂは、過熱器１５で発生した蒸気により回転する高圧タービン３１と、高圧タービン３１から排出された蒸気を再熱器１６で加熱して得られた再加熱蒸気により回転する中圧タービン３２と、中圧タービン３２から排出された蒸気により回転する低圧タービン３３ａ，３３ｂとからなる。上述したように、復水・蒸気系統１２０は循環系となっており、低圧タービン３３ａ，３３ｂを回転させた排出蒸気は復水器６１に戻される。 The turbines 31, 32, 33 a, and 33 b are rotated by the high-pressure turbine 31 that is rotated by the steam generated in the superheater 15 and the reheated steam that is obtained by heating the steam discharged from the high-pressure turbine 31 by the reheater 16. The intermediate pressure turbine 32 and the low pressure turbines 33a and 33b rotated by the steam discharged from the intermediate pressure turbine 32. As described above, the condensate / steam system 120 is a circulation system, and the exhaust steam obtained by rotating the low-pressure turbines 33 a and 33 b is returned to the condenser 61.

低圧タービン３３ａ，３３ｂは一対設けられており、各低圧タービン３３ａ，３３ｂに対して、中圧タービン３２から排出された蒸気が供給される。また、過熱器１５と高圧タービン３１のケーシングとを繋ぐタービン関係配管２１、高圧タービン３１のケーシングと再熱器１６とを繋ぐタービン関係配管２２、再熱器１６と中圧タービン３２のケーシングとを繋ぐタービン関係配管２３、中圧タービン３２のケーシングと低圧タービン３３ａのケーシングとを繋ぐタービン関係配管２４、および低圧タービン３３ｂのケーシングと復水器６１とを繋ぐタービン関係配管２５が連通接続されており、上述したように蒸気が循環するようになっている。 A pair of low-pressure turbines 33a and 33b is provided, and steam discharged from the intermediate-pressure turbine 32 is supplied to the low-pressure turbines 33a and 33b. Further, a turbine-related pipe 21 that connects the superheater 15 and the casing of the high-pressure turbine 31, a turbine-related pipe 22 that connects the casing of the high-pressure turbine 31 and the reheater 16, and a casing of the reheater 16 and the intermediate pressure turbine 32. The turbine-related piping 23 that connects the casing of the intermediate-pressure turbine 32 and the casing of the low-pressure turbine 33a, and the turbine-related piping 25 that connects the casing of the low-pressure turbine 33b and the condenser 61 are connected to each other. As described above, the steam circulates.

高圧タービン３１と中圧タービン３２とは互いに同軸となるように連結されている。高圧タービン３１および中圧タービン３２の回転は、高圧タービン３１に同軸に連結された１次発電機４１に伝達され、１次発電機４１が駆動されて発電が行われる。また、２台の低圧タービン３３ａ，３３ｂ同士も互いに同軸に連結されており、低圧タービン３３ａ，３３ｂの回転は、低圧タービン３３ａ，３３ｂに同軸に連結された２次発電機４２に伝達され、２次発電機４２が駆動されて発電が行われる。 The high-pressure turbine 31 and the intermediate-pressure turbine 32 are connected so as to be coaxial with each other. The rotations of the high-pressure turbine 31 and the intermediate-pressure turbine 32 are transmitted to a primary generator 41 that is coaxially connected to the high-pressure turbine 31, and the primary generator 41 is driven to generate power. The two low-pressure turbines 33a and 33b are also coaxially connected to each other, and the rotation of the low-pressure turbines 33a and 33b is transmitted to the secondary generator 42 coaxially connected to the low-pressure turbines 33a and 33b. The next generator 42 is driven to generate power.

高圧タービン３１、中圧タービン３２、および低圧タービン３３ａ，３３ｂは、それぞれ、スラスト軸受けやメタル軸受け等の軸受け（図示せず）によって支持されて、各タービンケーシング内に収容されている。そして、タービン関係配管２１，２２，２３，２４，２５を介して各タービンケーシングに蒸気が供給されることにより、高圧タービン３１、中圧タービン３２、および低圧タービン３３ａ，３３ｂが回転するようになっている。 The high-pressure turbine 31, the intermediate-pressure turbine 32, and the low-pressure turbines 33a and 33b are respectively supported by bearings (not shown) such as thrust bearings and metal bearings, and are accommodated in the respective turbine casings. The steam is supplied to the turbine casings via the turbine-related pipes 21, 22, 23, 24, and 25, so that the high-pressure turbine 31, the intermediate-pressure turbine 32, and the low-pressure turbines 33a and 33b are rotated. ing.

復水器６１は、気密容器となっており、復水器６１の上部には、低圧タービン３３ａ，３３ｂから排出される排出蒸気を取り込むための蒸気取込口６２が設けられている。この蒸気取込口６２にはタービン関係配管２５が連通接続されている。また、復水器６１の略中央には、排出蒸気を冷却凝縮して復水するための管巣６３が設けられており、復水器６１内の下部には、冷却凝縮された水を貯留するためのホットウエル６４が設けられている。 The condenser 61 is an airtight container, and a steam intake port 62 for taking in exhaust steam discharged from the low-pressure turbines 33a and 33b is provided in the upper part of the condenser 61. A turbine-related pipe 25 is connected to the steam intake port 62. In addition, a tube nest 63 for cooling and condensing exhaust steam is provided in the approximate center of the condenser 61, and the cooled and condensed water is stored in the lower part of the condenser 61. A hot well 64 is provided.

管巣６３は、複数の伝熱管から構成され、伝熱管内には海水循環ポンプ６５によって汲み上げられた海水が循環して流され、排出された蒸気を冷却凝縮して水に戻すようになっている。また、冷却に供された海水は海中へ放流される。なお、この海水循環ポンプ６５は、冷却系統１３０の一部を構成している。 The tube nest 63 is composed of a plurality of heat transfer tubes, and the seawater pumped up by the seawater circulation pump 65 is circulated through the heat transfer tubes, and the discharged steam is cooled and condensed and returned to the water. Yes. In addition, the seawater used for cooling is discharged into the sea. The seawater circulation pump 65 constitutes a part of the cooling system 130.

ホットウエル６４には、管巣６３において冷却凝縮された水が貯留される。このホットウエル６４の底部は、送水管２６を介して過熱器１５に連通接続しており、送水管２６に設けられた復水ポンプ１７を用いて、貯留された水を過熱器１５へ供給するようになっている。 The hot well 64 stores water cooled and condensed in the tube nest 63. The bottom of the hot well 64 is connected to the superheater 15 through the water supply pipe 26, and the stored water is supplied to the superheater 15 using the condensate pump 17 provided in the water supply pipe 26. It is like that.

また、復水器６１は、その内部を真空脱気するための排気管７１および真空ポンプ７２を備えており、真空脱気を行うことにより、復水器６１内の水の溶存酸素量を減少させるようになっている。すなわち、水中の溶存酸素量が多い場合には、ボイラ１１等の腐食を促進するため、発電プラント１００が稼働している間は、復水器６１内を高度の真空状態に維持している。ただし、発電プラント１００を停止している間は、復水器６１内の真空状態が解除（真空破壊）される。この真空破壊は、復水器６１の内外を連通する空気導入管７３に設けられた真空破壊弁７４を開くことにより実現される。 Further, the condenser 61 is provided with an exhaust pipe 71 and a vacuum pump 72 for vacuum degassing of the inside thereof, and the amount of dissolved oxygen in the water in the condenser 61 is reduced by performing vacuum degassing. It is supposed to let you. That is, when the amount of dissolved oxygen in the water is large, the condenser 61 is maintained in a high vacuum state while the power plant 100 is operating in order to promote corrosion of the boiler 11 and the like. However, while the power plant 100 is stopped, the vacuum state in the condenser 61 is released (vacuum breakage). This vacuum break is realized by opening a vacuum break valve 74 provided in an air introduction pipe 73 that communicates the inside and outside of the condenser 61.

過熱器１５および再熱器１６は、復水器６１等から供給される水を蒸気にするための装置であり、ボイラ１１の火炉１１ａ内の上部に配設されている。過熱器１５には復水器６１から水が供給され、火炉１１ａの燃焼熱との間で熱交換が行われて蒸気となる。この蒸気は、タービン関係配管２１を介して高圧タービン３１に供給される。一方、再熱器１６では、高圧タービン３１からタービン関係配管２２を介して排出された蒸気が再加熱され、発生した再加熱蒸気を、タービン関係配管２３を介して中圧タービン３２に供給する。 The superheater 15 and the reheater 16 are devices for converting the water supplied from the condenser 61 and the like into steam, and are disposed in the upper part of the furnace 11 a of the boiler 11. Water is supplied to the superheater 15 from the condenser 61, and heat is exchanged with the combustion heat of the furnace 11a to become steam. This steam is supplied to the high-pressure turbine 31 via the turbine-related piping 21. On the other hand, in the reheater 16, the steam discharged from the high-pressure turbine 31 via the turbine-related pipe 22 is reheated, and the generated reheated steam is supplied to the intermediate-pressure turbine 32 via the turbine-related pipe 23.

次に、図２を参照して、冷却系統１３０を詳細に説明する。図２は、冷却系統１３０の概略構成を示す説明図である。
冷却系統１３０は、図２に示すように、高圧タービン３１、中圧タービン３２、および低圧タービン３３ａ，３３ｂの軸受け潤滑油の冷却に供する１次冷却水を循環供給する１次冷却系統８０と、この１次冷却水を２次熱交換器９１を介して冷却する２次冷却系統９０とからなる。 Next, the cooling system 130 will be described in detail with reference to FIG. FIG. 2 is an explanatory diagram showing a schematic configuration of the cooling system 130.
As shown in FIG. 2, the cooling system 130 includes a primary cooling system 80 that circulates and supplies primary cooling water used for cooling bearing lubricating oil of the high-pressure turbine 31, the intermediate-pressure turbine 32, and the low-pressure turbines 33a and 33b. It comprises a secondary cooling system 90 that cools the primary cooling water via a secondary heat exchanger 91.

軸受け潤滑油は、高圧タービン３１、中圧タービン３２、および低圧タービン３３ａ，３３ｂの回転に伴う軸受けの摩擦を軽減するものであり、循環流路８１を介してタービン３１，３２，３３ａ，３３ｂの軸受けに循環して供給される。この循環流路８１は、貯留タンク８２と１次熱交換器８３とを備えており、貯留タンク８２に貯留された潤滑油は、１次熱交換器８３に供給される１次冷却水によって冷却された後、軸受けに向かって送出される。 The bearing lubricating oil reduces the friction of the bearings accompanying the rotation of the high-pressure turbine 31, the intermediate-pressure turbine 32, and the low-pressure turbines 33a and 33b, and the turbine lubricating oil of the turbines 31, 32, 33a, and 33b is passed through the circulation passage 81. It is circulated and supplied to the bearing. The circulation channel 81 includes a storage tank 82 and a primary heat exchanger 83, and the lubricating oil stored in the storage tank 82 is cooled by primary cooling water supplied to the primary heat exchanger 83. Is sent to the bearing.

１次冷却系統８０は、１次熱交換器８３に１次冷却水を循環供給するための１次循環流路８４を備えている。この１次循環流路８４には、１次冷却水を冷却するための熱交換器である２次熱交換器９１が配設されている。潤滑油の冷却によって暖められた１次冷却水は、この２次熱交換器９１に循環供給される２次冷却水によって冷却される。なお、１次冷却水には純水が使用される。 The primary cooling system 80 includes a primary circulation passage 84 for circulating and supplying primary cooling water to the primary heat exchanger 83. A secondary heat exchanger 91 that is a heat exchanger for cooling the primary cooling water is disposed in the primary circulation channel 84. The primary cooling water warmed by the cooling of the lubricating oil is cooled by the secondary cooling water that is circulated and supplied to the secondary heat exchanger 91. Pure water is used as the primary cooling water.

２次冷却系統９０は、２次熱交換器９１に２次冷却水を循環供給するための２次循環流路９２を備えている。また、２次循環流路９２は、２次冷却水を２次熱交換器９１へ供給するための循環ポンプとして海水循環ポンプ６５を備えている。すなわち、通常の運転状態では、２次冷却水には海水が使用され、海水循環ポンプ６５によって海から吸い上げた海水を２次熱交換器９１へ供給し、２次熱交換器９１において１次冷却水の冷却に供した後、海中へ放流するようになっている。 The secondary cooling system 90 includes a secondary circulation channel 92 for circulatingly supplying secondary cooling water to the secondary heat exchanger 91. The secondary circulation flow path 92 includes a seawater circulation pump 65 as a circulation pump for supplying secondary cooling water to the secondary heat exchanger 91. That is, in a normal operation state, seawater is used as the secondary cooling water, and the seawater sucked from the sea by the seawater circulation pump 65 is supplied to the secondary heat exchanger 91, and the primary cooling is performed in the secondary heat exchanger 91. After cooling the water, it is discharged into the sea.

このように２次冷却水として海水を使用しているので、冷却に供した２次冷却水を海中へ放流すれば、冷却に供した海水は海中において自然冷却される。したがって、２次冷却水を空冷するためのクーリングタワー等を設ける必要がなくなり、発電プラント１００の装置構成を簡略にすることができる。 Since seawater is used as the secondary cooling water in this way, if the secondary cooling water used for cooling is discharged into the sea, the seawater used for cooling is naturally cooled in the sea. Therefore, there is no need to provide a cooling tower or the like for air cooling the secondary cooling water, and the apparatus configuration of the power plant 100 can be simplified.

なお、この２次冷却系統９０は、低圧タービン３３ａ，３３ｂから復水器６１へ排出された蒸気の冷却についても使用される。すなわち、この２次冷却系統９０は、海水循環ポンプ６５の下流側において本流から分岐する分岐流路（図示せず）を有しており、この分岐流路は、低圧タービン３３ａ，３３ｂの出側部分のタービン関係配管２５に至っている。 The secondary cooling system 90 is also used for cooling the steam discharged from the low pressure turbines 33a and 33b to the condenser 61. That is, the secondary cooling system 90 has a branch channel (not shown) that branches from the main stream downstream of the seawater circulation pump 65, and this branch channel is the outlet side of the low-pressure turbines 33a and 33b. The turbine related piping 25 is reached.

さらに、２次冷却系統９０には、切換弁９３を介して工業用水供給路９５が接続されている。この工業用水供給路９５は、発電プラント１００の稼働試験を行う際の２次冷却水の供給路として用いるもので、本実施形態では、ターニング工程において２次冷却系統９０の２次冷却水の供給路としても使用されるようになっている。
また、工業用水供給路９５は、２次冷却水を２次熱交換器９１へ供給するための工水ポンプ９６を備えている。 Further, an industrial water supply path 95 is connected to the secondary cooling system 90 via a switching valve 93. The industrial water supply path 95 is used as a secondary cooling water supply path when performing an operation test of the power plant 100. In this embodiment, the secondary cooling water supply of the secondary cooling system 90 is performed in the turning process. It is also used as a road.
In addition, the industrial water supply path 95 includes an industrial water pump 96 for supplying secondary cooling water to the secondary heat exchanger 91.

なお、工業用水供給路９５から供給される工業用水は、通常の運転状態では復水器６１へ供給されるもので、本実施形態では、ターニング工程において２次冷却系統９０の２次冷却水としても使用されるようになっている。この工業用水は、図示しないが、一旦、工水タンクに貯留された後、補給水処理装置により補給水として適した状態とされ、復水器６１および２次冷却系統９０へ供給されるようになっている。 The industrial water supplied from the industrial water supply channel 95 is supplied to the condenser 61 in a normal operation state. In this embodiment, as the secondary cooling water of the secondary cooling system 90 in the turning process. Also comes to be used. Although not shown in the drawings, this industrial water is once stored in the industrial water tank and then brought into a state suitable as make-up water by the make-up water treatment device so as to be supplied to the condenser 61 and the secondary cooling system 90. It has become.

次に、発電プラント１００の停止工程について説明する。
発電プラント１００は、設備点検を目的として定期的に停止される。発電プラント１００の停止工程は、図３に示すように、少なくとも６つの工程に分類することができる。 Next, the stop process of the power plant 100 will be described.
The power plant 100 is periodically stopped for the purpose of facility inspection. The stop process of the power plant 100 can be classified into at least six processes as shown in FIG.

第１の工程である解列工程は、発電プラント１００と送電線との間に介装された遮断器を開閉することによって、発電プラント１００から送電線への電力供給を遮断する工程である。 The disconnection process, which is the first process, is a process of cutting off power supply from the power plant 100 to the power transmission line by opening and closing a circuit breaker interposed between the power plant 100 and the power transmission line.

第２の工程であるボイラ消火工程は、微粉炭機１３による微粉炭の供給および押込送風機１４による燃焼空気の供給をそれぞれ停止することによって、ボイラ１１の火炉１１ａを消火する工程である。 The boiler fire extinguishing process, which is the second process, is a process of extinguishing the furnace 11 a of the boiler 11 by stopping the supply of pulverized coal by the pulverized coal machine 13 and the supply of combustion air by the forced blower 14.

第３の工程であるボイラ冷却工程は、消火した火炉１１ａ内に、押込送風機１４を用いて大気を送風し、火炉１１ａを強制冷却する工程である。 The boiler cooling step, which is the third step, is a step of forcibly cooling the furnace 11a by blowing air into the extinguished furnace 11a using the forced air blower 14.

第４の工程である真空破壊工程は、ボイラ冷却工程の後に行われる工程であり、発電プラント１００の稼働中に高度な真空状態に維持された復水器６１内に大気を導入して、その真空度を下げる工程である。この真空破壊工程は、真空破壊弁７４を開くことによって実施される。 The vacuum breaking process, which is the fourth process, is a process performed after the boiler cooling process, and introduces the atmosphere into the condenser 61 maintained in a high vacuum state during the operation of the power plant 100, This is a process of lowering the vacuum. This vacuum breaking process is performed by opening the vacuum breaking valve 74.

第５の工程である内部水除去工程は、真空破壊工程の後に行われる工程であり、火炉１１ａ内、およびタービン関係配管２１，２２，２３，２４，２５内等に残留する水を除去する工程である。 The internal water removal step, which is the fifth step, is a step performed after the vacuum breaking step, and is a step of removing water remaining in the furnace 11a, the turbine-related pipes 21, 22, 23, 24, 25, and the like. It is.

第６の工程である夕一二ング工程は、ボイラ冷却工程とほぼ同時に開始される工程であり、タービン３１，３２，３３ａ，３３ｂを所定時間に低速回転させることにより、タービン３１，３２，３３ａ，３３ｂの熱変形を防ぐ工程である。このターニング工程では、モータ駆動のターニング装置（図示せず）を、クラッチ等を介してタービン３１，３２，３３ａ，３３ｂに連結し、モータの回転力をタービン３１，３２，３３ａ，３３ｂに伝達することによってタービン３１，３２，３３ａ，３３ｂを回転させる。 The evening process, which is the sixth process, is a process that is started almost simultaneously with the boiler cooling process, and the turbines 31, 32, 33a are rotated at a low speed for a predetermined time. , 33b to prevent thermal deformation. In this turning process, a motor-driven turning device (not shown) is connected to the turbines 31, 32, 33a, 33b via a clutch or the like, and the rotational force of the motor is transmitted to the turbines 31, 32, 33a, 33b. As a result, the turbines 31, 32, 33a, and 33b are rotated.

なお、ターニング工程におけるタービン３１，３２，３３ａ，３３ｂの低速回転を、モータ駆動のターニング装置により行うのではなく、１次発電機４１および２次発電機４２に電力を入力してモータとして機能させることにより、タービン３１，３２，３３ａ，３３ｂを低速回転させてもよい。このように１次発電機４１および２次発電機４２をターニング装置として機能させることにより、ターニング装置を別途設ける必要がなくなり、装置構成を簡略化することができる。 Note that the turbine 31, 32, 33 a, 33 b is rotated at a low speed in the turning process by a motor-driven turning device, and power is input to the primary generator 41 and the secondary generator 42 to function as a motor. Accordingly, the turbines 31, 32, 33a, and 33b may be rotated at a low speed. Thus, by making the primary generator 41 and the secondary generator 42 function as a turning device, it is not necessary to separately provide a turning device, and the device configuration can be simplified.

図３から明らかなように、上述した６つの工程の中で、ターニング工程が最も長時間にわたって実施される。このターニング工程では、タービン３１，３２，３３ａ，３３ｂの回転に伴ってタービン軸受けに供給している軸受け潤滑油が摩擦発熱するため、軸受け潤滑油を冷却しなければならない。したがって、ターニング工程が終了するまでの間、軸受け潤滑油を冷却するための装置である１次冷却系統８０および２次冷却系統９０を運転し続けなければならない。 As is apparent from FIG. 3, the turning process is performed for the longest time among the six processes described above. In this turning process, the bearing lubricant supplied to the turbine bearings generates frictional heat as the turbines 31, 32, 33a, and 33b rotate, so the bearing lubricant must be cooled. Therefore, the primary cooling system 80 and the secondary cooling system 90, which are devices for cooling the bearing lubricating oil, must be continuously operated until the turning process is completed.

ここで、従来の発電プラント１００では、ターニング工程が終了するまでの間、通常の運転状態と同様に、２次冷却水として海水を使用していた。このため、２次冷却系統９０を構成する海水循環ポンプ６５等の点検開始が遅れてしまい、ひいては全点検工程に長時間を要することとなっていた。 Here, in the conventional power plant 100, seawater was used as secondary cooling water in the same manner as in a normal operation state until the turning process was completed. For this reason, the start of inspection of the seawater circulation pump 65 and the like constituting the secondary cooling system 90 is delayed, so that a long time is required for the entire inspection process.

この点、本発明の実施形態では、発電プラント１００の運転中は、２次循環流路９２に海水を循環させて１次冷却水の冷却を行うとともに、発電プラント１００を停止させる際に行うターニング工程では、切換弁９３を切り換えて、２次循環流路９２に工業用水を供給することにより１次冷却水の冷却を行っている。
このように、ターニング工程において、２次循環流路９２に工業用水を供給することにより、海水循環ポンプ６５等の点検時期を早めて十分な点検を行うことができ、発電プラント１００において安全かつ円滑な運転を行うことが可能となった。 In this regard, in the embodiment of the present invention, during operation of the power plant 100, seawater is circulated through the secondary circulation channel 92 to cool the primary cooling water, and turning is performed when the power plant 100 is stopped. In the process, the primary cooling water is cooled by switching the switching valve 93 and supplying industrial water to the secondary circulation passage 92.
Thus, in the turning process, by supplying industrial water to the secondary circulation flow path 92, the inspection time of the seawater circulation pump 65 and the like can be advanced and sufficient inspection can be performed, and the power plant 100 can be safely and smoothly operated. It became possible to carry out a simple operation.

なお、ターニング工程において何ら問題が生じない場合には、２次循環流路９２に工業用水を供給することにより１次冷却水の冷却を行い続けて差し支えないが、停止操作を中止しなければならない条件が成立した場合には、２次循環流路９２における海水循環を再開させて１次冷却水の冷却を行うことが好ましい。 If no problem occurs in the turning process, the primary cooling water may continue to be cooled by supplying industrial water to the secondary circulation channel 92, but the stopping operation must be stopped. When the condition is satisfied, it is preferable to restart the cooling water by restarting the seawater circulation in the secondary circulation channel 92.

停止操作を中止しなければならない条件とは、例えば、低圧タービン３３ａ，３３ｂの排気温度が所定温度に達するおそれがある場合、各軸受けの温度が所定温度に達するおそれがある場合、軸冷水差圧調節弁（図示せず）あるいは軸冷水温度調節弁（図示せず）の開度が所定値を超えるおそれがある場合、油冷却器温度調節弁（図示せず）の開度が所定値を超えるおそれがある場合等である。 For example, when the exhaust temperature of the low-pressure turbines 33a and 33b may reach a predetermined temperature, the temperature of each bearing may reach a predetermined temperature, When the opening degree of the control valve (not shown) or the shaft cold water temperature control valve (not shown) may exceed a predetermined value, the opening degree of the oil cooler temperature adjusting valve (not shown) exceeds the predetermined value. This is the case when there is a risk.

このような場合には、２次循環流路９２における海水循環を再開させて１次冷却水の冷却を行うことにより、軸受け潤滑油を確実かつ十分に冷却することができ、タービン３１，３２，３３ａ，３３ｂの熱変形を未然に防止することができる。 In such a case, by resuming the seawater circulation in the secondary circulation passage 92 and cooling the primary cooling water, the bearing lubricating oil can be reliably and sufficiently cooled, and the turbines 31, 32, The thermal deformation of 33a and 33b can be prevented in advance.

また、特に熱変形のおそれが顕著である低圧タービン３３ａ，３３ｂのターニング工程において、２次循環流路９２に工業用水を供給して１次冷却水の冷却を行うことにより、熱変形防止効果を十分に発揮することができる。 In addition, in the turning process of the low-pressure turbines 33a and 33b, in which the possibility of thermal deformation is particularly significant, the industrial cooling water is supplied to the secondary circulation passage 92 to cool the primary cooling water, thereby preventing thermal deformation. Can fully demonstrate.

以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、発電プラント１００を構成する機器を適宜変更する等、本発明の要旨を逸脱しない範囲で種々変更できることは勿論である。 As mentioned above, although embodiment of this invention was described, this invention is not limited to embodiment mentioned above, In the range which does not deviate from the summary of this invention, such as changing the apparatus which comprises the power plant 100 suitably. Of course, it can be changed.

本発明は、例えば、微粉炭を燃料として水を過熱することにより蒸気を発生させ、この蒸気によりタービン３１，３２，３３ａ，３３ｂを回転させて１次発電機４１および２次発電機４２を駆動するような発電プラント１００の停止方法として利用することができるが、タービンを用いて発電機を駆動するようにした発電プラントであれば、どのような発電プラントにおいても利用することができる。 In the present invention, for example, steam is generated by heating water using pulverized coal as fuel, and the turbines 31, 32, 33a, and 33b are rotated by the steam to drive the primary generator 41 and the secondary generator 42. It can be used as a method for stopping the power plant 100 as described above, but can be used in any power plant as long as the power plant is driven by using a turbine.

本発明の実施形態に係る発電プラントの概略構成を示す説明図である。It is explanatory drawing which shows schematic structure of the power plant which concerns on embodiment of this invention. 本発明の実施形態に係る発電プラントを構成する冷却系統の概略構成を示す説明図である。It is explanatory drawing which shows schematic structure of the cooling system which comprises the power plant which concerns on embodiment of this invention. 本発明の実施形態に係る発電プラントにおける停止工程を示す説明図である。It is explanatory drawing which shows the stop process in the power plant which concerns on embodiment of this invention.

符号の説明Explanation of symbols

１００発電プラント
１１０燃焼系統
１２０復水・蒸気系統
１３０冷却系統
１１ボイラ
１１ａ火炉
１２燃焼バーナ
１３微粉炭機
１４押込送風機
１５過熱器
１６再熱器
１７復水ポンプ
２１〜２５タービン関係配管
２６送水管
３１高圧タービン
３２中圧タービン
３３ａ，３３ｂ低圧タービン
４１１次発電機
４２２次発電機
５１排ガス処理設備
５１ａ脱硝装置
５１ｂ集塵装置
５１ｃ脱硫装置
５１ｄ煙突
６１復水器
６２蒸気取込口
６３管巣
６４ホットウエル
６５海水循環ポンプ
７１排気管
７２真空ポンプ
７３空気導入管
７４真空破壊弁
８０１次冷却系統
８１循環流路
８２貯留タンク
８３１次熱交換器
８４１次循環流路
９０２次冷却系統
９１２次熱交換器
９２２次循環流路
９３切換弁
９５工業用水供給路
９６工水ポンプ
DESCRIPTION OF SYMBOLS 100 Power plant 110 Combustion system 120 Condensate / steam system 130 Cooling system 11 Boiler 11a Furnace 12 Combustion burner 13 Pulverized coal machine 14 Pushing fan 15 Superheater 16 Reheater 17 Condensate pump 21-25 Turbine-related piping 26 Water supply pipe 31 High-pressure turbine 32 Medium-pressure turbine 33a, 33b Low-pressure turbine 41 Primary generator 42 Secondary generator 51 Exhaust gas treatment equipment 51a Denitration device 51b Dust collector 51c Desulfurization device 51d Chimney 61 Condenser 62 Steam intake 63 Nest 64 Hot well 65 Seawater circulation pump 71 Exhaust pipe 72 Vacuum pump 73 Air introduction pipe 74 Vacuum break valve 80 Primary cooling system 81 Circulation channel 82 Reservoir tank 83 Primary heat exchanger 84 Primary circulation channel 90 Secondary cooling system 91 Secondary heat exchanger 92 Secondary circulation flow path 93 Switching valve 95 Industrial Water supply path 96 Industrial water pump

Claims

発電機を駆動するタービンの軸受け潤滑油を冷却する冷却装置として、１次冷却水を循環させて前記軸受け潤滑油の冷却を行う１次熱交換器と、２次冷却水を循環させて前記１次冷却水の冷却を行う２次熱交換器とを備え、
発電プラントの運転中は、前記２次熱交換器の２次冷却水循環路に海水を循環させて前記１次冷却水の冷却を行う発電プラントを停止させるための方法であって、
該発電プラントを停止させる際に、タービンの熱変形を防止するためにタービンを低速回転させるターニング工程を行い、
該ターニング工程では、前記２次冷却水循環路に工業用水を循環させて前記１次冷却水の冷却を行うことを特徴とする発電プラントの停止方法。 As a cooling device for cooling bearing lubricating oil of a turbine that drives a generator, a primary heat exchanger that circulates primary cooling water to cool the bearing lubricating oil, and a secondary cooling water that circulates secondary cooling water. A secondary heat exchanger for cooling the secondary cooling water,
During operation of the power plant, a method for stopping the power plant that cools the primary cooling water by circulating seawater in the secondary cooling water circulation path of the secondary heat exchanger,
When stopping the power plant, performing a turning process of rotating the turbine at a low speed in order to prevent thermal deformation of the turbine,
In the turning step, the primary cooling water is cooled by circulating industrial water through the secondary cooling water circulation path.

前記２次冷却水循環路には、海水供給路と工業用水供給路とが切換可能に接続されており、
前記ターニング工程では、前記２次冷却水循環路に前記工業用水供給路を接続して、工業用水を循環させることを特徴とする請求項１に記載の発電プラントの停止方法。 A seawater supply path and an industrial water supply path are switchably connected to the secondary cooling water circulation path,
The method for stopping a power plant according to claim 1, wherein in the turning step, the industrial water supply path is connected to the secondary cooling water circulation path to circulate the industrial water.

前記工業用水供給路は、発電プラントの稼働試験を行う際の冷却水供給路であることを特徴とする請求項１または２に記載の発電プラントの停止方法。 The said industrial water supply path is a cooling water supply path at the time of performing the operation test of a power plant, The stop method of the power plant of Claim 1 or 2 characterized by the above-mentioned.

前記ターニング工程において、停止操作を中止しなければならない条件が成立した場合に、前記２次冷却水循環路における海水循環を再開させて前記１次冷却水の冷却を行うことを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の発電プラントの停止方法。 2. The primary cooling water is cooled by restarting seawater circulation in the secondary cooling water circulation path when a condition for stopping the stopping operation is satisfied in the turning step. The stop method of the power plant of any one of -3.

前記発電プラントは、主タービンおよび副タービンを備えており、
前記ターニング工程は主タービンの熱変形を防止するための工程であることを特徴とする請求項１〜４のうちいずれか１項に記載の発電プラントの停止方法。 The power plant includes a main turbine and a sub turbine,
The power plant stop method according to any one of claims 1 to 4, wherein the turning step is a step for preventing thermal deformation of the main turbine.

前記発電プラントは、前記発電機を電力駆動することにより前記ターニング工程におけるタービンの低速回転を行うことを特徴とする請求項１〜５のうちいずれか１項に記載の発電プラントの停止方法。
The said power plant performs the low speed rotation of the turbine in the said turning process by drive-driving the said generator, The stop method of the power plant of any one of Claims 1-5 characterized by the above-mentioned.