JP5424711B2 - Steam turbine power generation system - Google Patents
Steam turbine power generation system Download PDFInfo
- Publication number
- JP5424711B2 JP5424711B2 JP2009121798A JP2009121798A JP5424711B2 JP 5424711 B2 JP5424711 B2 JP 5424711B2 JP 2009121798 A JP2009121798 A JP 2009121798A JP 2009121798 A JP2009121798 A JP 2009121798A JP 5424711 B2 JP5424711 B2 JP 5424711B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- condensate
- pressure
- deaerator
- steam turbine
- supplied
- 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
Links
Images
Landscapes
- Control Of Turbines (AREA)
Description
本発明は、蒸気タービン発電システムに係り、とりわけ、復水ポンプの動力を低減してシステムの効率を向上させることができる蒸気タービン発電システムに関する。 The present invention relates to a steam turbine power generation system, and more particularly, to a steam turbine power generation system capable of improving the efficiency of the system by reducing the power of a condensate pump.
一般に、図5に示す蒸気タービン発電システム41が知られている。このような蒸気タービン発電システム41においては、ボイラ42からの主蒸気43は、高圧蒸気タービン46に供給されて膨張仕事を行う。高圧蒸気タービン46にて膨張仕事を終えて排出された排気蒸気は、再びボイラ42に導かれて再熱され再熱蒸気44となる。ボイラ42からの再熱蒸気44は、中圧蒸気タービン7および低圧蒸気タービン48に供給されて順次膨張仕事を行う。この間、高圧蒸気タービン46、中圧蒸気タービン47、および低圧蒸気タービン48が回転駆動し、このことにより、発電機49が発電し、発電機49に接続された電力系統50に電力が供給される。
In general, a steam turbine
低圧蒸気タービン48にて膨張仕事を終えて排出された排気蒸気は復水器51に導かれて凝縮し、復水となる。復水器51にて凝縮した復水は、復水器ホットウェル52に貯留され、復水ポンプ53により復水調整弁61を介して低圧給水加熱器58に供給される。低圧給水加熱器58において、復水は、低圧蒸気タービン48から低圧抽気管68を介して抽気された低圧抽気蒸気により加熱される。その後、加熱された復水は脱気器55に供給される。
The exhaust steam discharged after finishing the expansion work in the low-
脱気器55において、復水は、中圧蒸気タービン47から中圧抽気管66を介して抽気された中圧抽気蒸気により加熱されて脱気され、給水が生成される。生成された給水は、給水タンク56に貯留される。
In the
給水タンク56に貯留された給水は、モータ59aを有する給水ポンプ59により昇圧され、高圧給水加熱器60に供給される。高圧給水加熱器60において、給水は、高圧蒸気タービン46から高圧抽気管65を介して抽気された高圧抽気蒸気により加熱される。その後、加熱された給水はボイラ42に供給される。
The feed water stored in the
このようにして蒸気タービン発電システム41の通常運転が行われている。この間、復水調整弁61により、脱気器55の液面レベル計測器57からのレベル信号に基づいて、脱気器55の給水タンク56に貯留された給水の液面レベルが一定に維持されている。
In this way, the normal operation of the steam turbine
ところで、電力系統50において、接続されている他の発電所が電力系統50に電力を供給することができない場合などには、この電力系統50全体の供給電力量が不足して系統周波数が低下することがある。この場合、運転を継続している各発電所、すなわち各蒸気タービン発電システム41に、供給電力量を急速に増大させるように、給電所(図示せず)から指令が発せられる。
By the way, in the
給電所から指令を受けた蒸気タービン発電システム41では、復水器51から脱気器55に供給される復水の流量を通常運転時よりも減少させ、あるいは復水を止める復水低減停止運転(以下、単に復水停止運転と記す)が行われる。すなわち、各抽気蒸気管66、68に設置された中圧抽気弁67および低圧抽気弁69が閉められて、脱気器55および低圧給水加熱器58に供給されていた抽気蒸気が止められ(あるいはその流量を減少させられ)、同時に、復水調整弁61の開度を通常運転時よりも小さくして(あるいは復水調整弁61を全閉させて)、復水器51から脱気器55に供給される復水の流量を低減させる。復水停止運転は、このようにして、中圧蒸気タービン47、および低圧蒸気タービン48において膨張仕事を行う蒸気の流量を増やし、発電機49の発電出力を増大させている(例えば、特許文献1および非特許文献1参照)。
In the steam turbine
この復水停止運転を行っている間、上述したように、復水調整弁61の開度が通常運転時よりも小さくなっている。一方、脱気器55からボイラ52に供給される給水の流量は通常運転時の流量に対してほぼ一定に維持されている。このことにより、復水器ホットウェル52に貯留されている復水の液面レベルは上昇するとともに、脱気器55の給水タンク56に貯留されている給水の液面レベルは下降する。
During the condensate stop operation, as described above, the opening degree of the
その後、復水停止運転によって発電機49による発電出力が増大して、電力系統50の系統周波数が所定の値に戻った場合、給電所からの指令を受けて復水停止運転を終了するとともに、脱気器55に供給される復水の流量を増大させる復水回復運転が行われる。ここで復水回復運転とは、復水停止運転の後、脱気器55の給水タンク56に貯留されている給水の液面レベルを通常運転時の液面レベルに回復させる運転である。すなわち、復水回復運転中には、復水調整弁61の開度を通常運転時よりも大きくして、脱気器55に供給される復水の流量を増大させる。この場合も、脱気器55からボイラ42に供給される給水の流量は通常運転時の流量に対してほぼ一定に維持されるため、復水器ホットウェル52に貯留されていた復水の液面レベルが下降するとともに、脱気器55の給水タンク56に貯留される給水の液面レベルが上昇する。このようにして、復水回復運転により、復水器ホットウェル52内の復水の液面レベル、および脱気器55の給水タンク56内の給水の液面レベルが、復水停止運転を行う前の状態に戻され、復水回復運転が終了して、通常運転に移行する。
Thereafter, when the power generation output by the
上述したように、復水回復運転時の復水調整弁61の開度は、通常運転時よりも大きくなっている。言い換えれば、通常運転時における復水調整弁61の開度は復水回復運転時よりも小さくなっている。しかしながら、復水ポンプ53のモータ53aの回転数は一定に維持されている。このため、通常運転時における復水ポンプ53の吐出圧力は、復水回復運転時よりも高くなる。
As described above, the opening degree of the
すなわち、図6に示すように、復水回復運転時における復水ポンプ53の運転点は、吐出量Q1、吐出圧力P1で示される点であるのに対して、通常運転時における復水ポンプ53の運転点は、吐出量Q2、吐出圧力P2で示される点となる。このように、通常運転時の吐出量Q2は、復水回復運転時の吐出量Q1よりも少ないにもかかわらず、通常運転時の吐出圧力P2は、復水回復運転時の吐出圧力P1よりも高くなっている。このため、吐出量が少ないにもかかわらず、通常運転時における復水ポンプ53の動力が大きくなり、通常運転時において復水ポンプ53は比較的多くの電力を消費している。
That is, as shown in FIG. 6, the operating point of the
同様に、上述したように、復水停止運転時における復水調整弁61の開度は通常運転時よりも小さくなっている。しかしながら、復水ポンプ53のモータ53aの回転数は一定に維持されているため、復水停止運転時における復水ポンプ53の吐出圧力は、通常運転時よりも高くなる。
Similarly, as described above, the opening degree of the
すなわち、図6に示すように、復水停止運転時における復水ポンプ53の運転点は、吐出量Q3、吐出圧力P3で示される点となる。このように、復水停止運転時の吐出量Q3は、通常運転時の吐出量Q2よりも少ないにもかかわらず、復水停止運転時の吐出圧力P3は、通常運転時の吐出圧力P2よりも高くなっている。このため、吐出量が少ないにもかかわらず、復水停止運転時における復水ポンプ53の動力が大きくなり、復水停止運転時において復水ポンプ53は比較的多くの電力を消費している。
That is, as shown in FIG. 6, the operating point of the
本発明は、このような点を考慮してなされたものであり、復水ポンプの動力を低減してシステムの効率を向上させることができる蒸気タービン発電システムを提供することを目的とする。 The present invention has been made in consideration of such points, and an object of the present invention is to provide a steam turbine power generation system that can reduce the power of the condensate pump and improve the efficiency of the system.
本発明は、蒸気を生成するボイラと、前記ボイラにおいて生成された蒸気が供給されて回転駆動するタービンと、前記タービンに連結された発電機と、前記タービンから排気された蒸気を冷却して復水を生成する復水器と、前記復水器からの復水を昇圧する復水ポンプと、前記復水ポンプと前記ボイラとの間に設けられ、前記復水ポンプから供給される復水を脱気して給水を生成する脱気器と、前記復水ポンプに接続され、当該復水ポンプの回転数を変更自在な可変速装置と、前記脱気器に供給される復水の流量を通常運転時よりも低減させる復水停止運転時に、前記復水ポンプの回転数を通常運転時の回転数よりも下げるように可変速装置を制御する制御装置と、を備えたことを特徴とする蒸気タービン発電システムである。 The present invention cools and recovers a boiler that generates steam, a turbine that is supplied with the steam generated in the boiler and rotationally driven, a generator that is connected to the turbine, and steam that is exhausted from the turbine. A condenser that generates water, a condensate pump that boosts the condensate from the condenser, and a condensate that is provided between the condensate pump and the boiler and that is supplied from the condensate pump. A deaerator for generating feed water by deaeration, a variable speed device connected to the condensate pump and capable of changing the rotation speed of the condensate pump, and a flow rate of the condensate supplied to the deaerator. And a control device that controls the variable speed device so that the rotation speed of the condensate pump is lower than the rotation speed during normal operation during the condensate stop operation that is reduced compared with normal operation. It is a steam turbine power generation system.
本発明によれば、復水ポンプの動力を低減し、蒸気タービン発電システムの効率を向上することができる。 According to the present invention, the power of the condensate pump can be reduced and the efficiency of the steam turbine power generation system can be improved.
第1の実施の形態
以下、図面を参照して、本発明の実施の形態について説明する。ここで、図1および図2は、本発明の第1の実施の形態における蒸気タービン発電システムを示す図である。
DESCRIPTION OF EXEMPLARY EMBODIMENTS First Embodiment Hereinafter, an embodiment of the invention will be described with reference to the drawings. Here, FIG. 1 and FIG. 2 are diagrams showing the steam turbine power generation system in the first embodiment of the present invention.
図1に示すように蒸気タービン発電システム1は、蒸気を生成するボイラ2と、このボイラ2において生成された蒸気が供給されて回転駆動するタービン5とを備えている。このうち、ボイラ2は、後述する脱気器15からの給水を過熱して主蒸気3を生成するとともに、高圧蒸気タービン(後述)6にて膨張仕事を終えて排出された蒸気を再熱して再熱蒸気4を生成するように構成されている。また、タービン5は、ボイラ2から主蒸気3が供給される高圧蒸気タービン6と、ボイラ2から再熱蒸気4が供給される中圧蒸気タービン7と、この中圧蒸気タービン7にて膨張仕事を終えて排出された蒸気が供給される低圧蒸気タービン8とを有している。これら高圧蒸気タービン6、中圧蒸気タービン7、および低圧蒸気タービン8が順次連結され、低圧蒸気タービン8に、発電機9が連結されている。この発電機9は、電力系統10に接続され、発電機9により発電された電力が、この電力系統10に供給されるようになっている。
As shown in FIG. 1, the steam turbine
低圧蒸気タービン8には、低圧蒸気タービン8にて膨張仕事を終えて排出された排気蒸気を冷却し凝縮させて復水とする復水器11が連結されている。この復水器11は、生成された復水を貯留する復水器ホットウェル12を有している。
A
復水器11に、復水器11からの復水を昇圧して、後述する脱気器15に供給する復水ポンプ13が連結されている。この復水ポンプ13は、復水ポンプ13を駆動させるためのモータ13aを有している。
A
復水ポンプ13とボイラ2との間に、復水ポンプ13から供給される復水を脱気して給水を生成する脱気器15が設けられている。この脱気器15は、生成された給水を貯留する給水タンク16と、この給水タンク16に設けられ、貯留された給水の液面レベルを計測する液面レベル計測器17とを有している。また、脱気器15と中圧蒸気タービン7との間に、中圧蒸気タービン7から蒸気(中圧抽気蒸気)を抽気する中圧抽気管26が連結され、脱気器15は、この中圧抽気管26により抽気される中圧抽気蒸気を熱源として復水を加熱して脱気するように構成されている。この中圧抽気管26には、中圧抽気蒸気の流量を制御する中圧抽気弁27が設けられている。
A
復水ポンプ13と脱気器15との間に、復水を加熱する低圧給水加熱器18が設けられている。この低圧給水加熱器18と低圧蒸気タービン8との間に、低圧蒸気タービン8から蒸気(低圧抽気蒸気)を抽気する低圧抽気管28が連結され、低圧給水加熱器18は、この低圧抽気管28により抽気される低圧抽気蒸気を熱源として復水を加熱するように構成されている。この低圧抽気管28には、低圧蒸気タービン8から抽気される低圧抽気蒸気の流量を制御する低圧抽気弁29が設けられている。
Between the
脱気器15には、脱気器15からの給水を昇圧して、給水をボイラ2に供給する給水ポンプ19が連結されている。この給水ポンプ19は、給水ポンプ19を駆動させるためのモータ19aを有している。
The
給水ポンプ19とボイラ2との間に、給水を加熱する高圧給水加熱器20が設けられている。この高圧給水加熱器20と高圧蒸気タービン6との間に、高圧蒸気タービン6から蒸気(高圧抽気蒸気)を抽気する高圧抽気管25が連結され、高圧給水加熱器20は、この高圧抽気管25により抽気された高圧抽気蒸気を熱源として給水を加熱するように構成されている。
Between the
復水ポンプ13と低圧給水加熱器18との間に、復水ポンプ13から脱気器15に供給される復水の流量を調整可能な復水調整弁21が設けられている。
Between the
図1に示すように、復水ポンプ13のモータ13aに、モータ13aの回転数を変更自在な可変速装置(インバータ)14が接続されている。
As shown in FIG. 1, a variable speed device (inverter) 14 capable of changing the rotation speed of the
この可変速装置14に、復水ポンプ13と脱気器15との間における圧力損失に基づいて、脱気器15に所望の流量の復水を供給するように可変速装置14を制御する制御装置22が接続されている。この制御装置22は、脱気器15に供給される復水の流量を通常運転時よりも減少させる復水停止運転時に、復水ポンプ13のモータ13aの回転数を通常運転時の回転数よりも下げながら、発電機9からの発電出力信号に基づいて可変速装置14を制御する。また、制御装置22は、復水停止運転の後、通常運転への復帰に先立ち脱気器15に供給される復水の流量を通常運転時よりも増大させる復水回復運転時には、復水ポンプ13のモータ13aの回転数を通常運転時の回転数よりも上げるように可変速装置14を制御する。また、制御装置22は、脱気器15の液面レベル計測器17にも接続されており、復水回復運転が行われている間、脱気器15の液面レベル計測器17からのレベル信号に基づいて、脱気器15の給水タンク16に貯留されている給水の液面レベルが所定の液面レベルに達しているか否かを監視し、給水の液面レベルが所定の液面レベルに達していると判断した場合に、復水ポンプ13のモータ13aの回転数を通常運転時の回転数に戻すように、すなわち回転数を下げるように可変速装置14を制御する。このようにして、復水回復運転が終了して通常運転に移行する。
Control for controlling the
次に、このような構成からなる本実施の形態の作用について説明する。 Next, the operation of the present embodiment having such a configuration will be described.
図1に示すように、脱気器15から供給された給水がボイラ2において過熱されて主蒸気3が生成される。生成された主蒸気3は、高圧蒸気タービン6に供給されて膨張仕事を行う。高圧蒸気タービン6において膨張仕事を行い排出された蒸気はボイラ2に供給され、再熱されて再熱蒸気4が生成される。生成された再熱蒸気4は、中圧蒸気タービン7に供給され、膨張仕事を行う。中圧蒸気タービン7において膨張仕事を行った蒸気は、中圧蒸気タービン7から排出されて低圧蒸気タービン8に供給され、再び膨張仕事を行う。この間、高圧蒸気タービン6、中圧蒸気タービン7、および低圧蒸気タービン8が回転駆動し、このことにより、発電機9が発電し、発電機9に接続された電力系統10に電力が供給される。
As shown in FIG. 1, the feed water supplied from the
低圧蒸気タービン8において膨張仕事を行った蒸気は低圧蒸気タービン8から排出されて復水器11に供給され、凝縮されて復水となる。復水器11にて生成した復水は、復水器ホットウェル12に貯留される。
The steam that has undergone expansion work in the low-pressure steam turbine 8 is discharged from the low-pressure steam turbine 8 and supplied to the
貯留された復水は、復水ポンプ13により昇圧され、復水調整弁21を介して低圧給水加熱器18に供給される。低圧給水加熱器18において、復水は、低圧蒸気タービン8から低圧抽気管28を介して抽気された蒸気(低圧抽気蒸気)により加熱される。その後、加熱された復水は脱気器15に供給される。
The stored condensate is pressurized by the
脱気器15において、復水は脱気されて給水が生成される。すなわち、中圧蒸気タービン7から中圧抽気管26を介して抽気された蒸気(中圧抽気蒸気)が供給され、この中圧抽気蒸気を熱源として復水が加熱されて脱気され、給水が生成される。生成された給水は、給水タンク16に貯留される。
In the
貯留された給水は、給水ポンプ19により昇圧され、高圧給水加熱器20に供給される。高圧給水加熱器20において、給水は、高圧蒸気タービン6から高圧抽気管25を介して抽気された蒸気(高圧抽気蒸気)により加熱される。その後、加熱された給水はボイラ2に供給される。
The stored feed water is boosted by the
このようにして通常運転が行われ、この間、制御装置22により可変速装置14が制御され、脱気器15に所望の流量の復水が供給されている。
In this way, the normal operation is performed, and during this time, the
ところで、電力系統10において、接続されている他の発電所が電力系統10に電力を供給することができない場合などには、この電力系統10全体の供給電力量が不足して系統周波数が低下することがある。この場合、各発電所の蒸気タービン発電システム1にその供給電力量を急速に増大させるように、給電所(図示せず)から指令が発せられる。
By the way, in the
給電所から指令を受けた蒸気タービン発電システム1では、復水器11から脱気器15に供給される復水の流量を通常運転時よりも減少させ、あるいは復水を止める復水停止運転が行われる。すなわち、中圧抽気弁27および低圧抽気弁29が閉められて、脱気器15および低圧給水加熱器18に供給される各抽気蒸気が止められる(あるいはその流量を減少させる)。このことにより、中圧蒸気タービン7および低圧蒸気タービン8において膨張仕事を行う再熱蒸気4の流量を増やし、発電機9の発電出力を増大させることができる。
In the steam turbine
この間、制御装置22により、復水ポンプ13のモータ13aの回転数を通常運転時の回転数よりも下げながら、発電機9からの発電出力信号に基づいて可変速装置14が制御されている。このことにより、中圧抽気蒸気および低圧抽気蒸気の抽気が減少あるいは停止している脱気器15および低圧給水加熱器18に供給される復水の流量を低減させることができる。この場合、復水ポンプ13のモータ13aの回転数が通常運転時の回転数よりも下がるが、復水調整弁21の開度は通常運転時の開度に対してほぼ一定に維持されている。このため、復水ポンプ13の吐出圧力は通常運転時よりも低くなるとともに吐出量は通常運転時よりも減る。
During this time, the
すなわち、図2に示すように、通常運転時における復水ポンプ13の運転点は、復水ポンプ13の吐出量Q2、吐出圧力P4で示される点であるのに対して、復水ポンプ13のモータ13aの回転数がR2からR3に下がり、復水停止運転時における復水ポンプ13の運転点は、吐出量Q3、吐出圧力P5で示される点となる。このように、復水停止運転時の吐出圧力P5は、通常運転時の吐出圧力P4よりも低くなっている。このため、復水停止運転時における復水ポンプ13の動力が小さくなり、その回転数が低くなっているため、消費される電力を低減させることができる。
That is, as shown in FIG. 2, the operating point of the
また、この図2には、従来の蒸気タービン発電システム1の復水停止運転時における運転点(吐出量Q3、吐出圧力P3)も示している。ここで、図5に示す従来の蒸気タービン発電システム41においては、復水停止運転時における復水ポンプ43のモータ43aの回転数を通常運転時に対して一定に維持し、復水停止運転時における復水調整弁61の開度を通常運転時よりも小さくして復水停止運転が行われている。この図2によれば、本発明による復水停止運転時における吐出圧力P5は、従来の通常運転時における吐出圧力P3よりも低いことがわかる。このため、本発明により、図1に示す蒸気タービン発電システム1の復水ポンプ13の動力を確実に低減させることができる。
FIG. 2 also shows operating points (discharge amount Q3, discharge pressure P3) during the condensate stop operation of the conventional steam turbine
この復水停止運転を行っている間、復水器11から脱気器15に供給される復水の流量が減っている。一方、脱気器15からボイラ2に供給される給水の流量は通常運転時の流量に対してほぼ一定に維持されている。このことにより、復水器ホットウェル12に貯留されている復水の液面レベルは上昇するとともに、脱気器15の給水タンク16に貯留されている給水の液面レベルは下降する。
During the condensate stop operation, the flow rate of the condensate supplied from the
その後、復水停止運転によって発電機9による発電出力が増大して、電力系統10の系統周波数が所定の値に戻った場合、給電所からの指令を受けて復水停止運転を終了するとともに、脱気器15に供給される復水の流量を増大させる復水回復運転が行われる。この場合、制御装置22により、復水ポンプ13のモータ13aの回転数を通常運転時の回転数よりも上げるように可変速装置14が制御される。このことにより、脱気器15の給水タンク16に貯留される給水を急速に増やすことができる。この場合、復水ポンプ13のモータ13aの回転数が通常運転時の回転数よりも上がるが、復水調整弁21の開度は通常運転時の開度に対してほぼ一定に維持されている。このため、復水ポンプ13の吐出圧力は通常運転時よりも高くなるとともに吐出量は通常運転時よりも増える。
After that, when the power generation output by the generator 9 increases due to the condensate stop operation and the system frequency of the
すなわち、図2に示すように、通常運転時の運転点に対して、復水ポンプ13のモータ13aの回転数がR2からR1に上がり、復水回復運転時における復水ポンプ13の運転点は、吐出量Q1、吐出圧力P1で示される点となる。このように、通常運転時の吐出圧力P4は、復水回復運転時の吐出圧力の吐出圧力P1よりも低くなっている。このため、通常運転時における復水ポンプ13の動力は、復水回復運転時よりも小さくなり、その回転数も低くなっているため、消費される電力を低減させることができる。
That is, as shown in FIG. 2, with respect to the operating point during normal operation, increases the rotational speed of the
また、この図2には、従来の蒸気タービン発電システムの通常運転時における運転点(吐出量Q2、吐出圧力P2)も示している。ここで、従来の蒸気タービン発電システム41においては、通常運転時における復水ポンプ53のモータ53aの回転数を復水回復運転時に対して一定に維持し、通常運転時における復水調整弁61の開度を復水回復運転時よりも小さくして通常運転が行われている。この図2によれば、本発明による通常運転時における吐出圧力P4は、従来の通常運転時における吐出圧力P2よりも低いことがわかる。このため、本発明により、図1に示す蒸気タービン発電システム1の復水ポンプ13の動力を確実に低減させることができる。
FIG. 2 also shows operating points (discharge amount Q2, discharge pressure P2) during normal operation of the conventional steam turbine power generation system. Here, in the conventional steam turbine
この復水回復運転を行っている間、復水器11から脱気器15に供給される復水の流量が増えている。一方、脱気器15からボイラ2に供給される給水の流量は通常運転時の流量に対してほぼ一定に維持されている。このことにより、復水器ホットウェル12に貯留されていた復水の液面レベルが下降するとともに、脱気器15の給水タンク16に貯水される給水の液面レベルを上昇させることができる。
During this condensate recovery operation, the flow rate of the condensate supplied from the
また、この間、制御装置22により、脱気器15の液面レベル計測器17からのレベル信号に基づいて、脱気器15の給水タンク16に貯留されている給水の液面レベルが所定の液面レベルに達しているか否かが監視されている。制御装置22が給水の液面レベルが所定の液面レベルに達していると判断した場合、復水ポンプ13のモータ13aの回転数を通常運転時の回転数に戻すように可変速装置14が制御される。すなわち、給水の液面レベルが所定の液面レベルに達した場合に、復水回復運転が終了し、通常運転に移行する。
During this time, the
このように本実施の形態によれば、復水ポンプ13のモータ13aに、このモータ13aの回転数を変更する可変速装置14が接続され、制御装置22により、脱気器15に供給される復水が所望の流量となるように可変速装置14が制御される。このことにより、復水ポンプ13のモータ13aの回転数を運転状態に応じて変えることができ、復水ポンプ13のモータ13aの動力を低減し、これにより蒸気タービン発電システム1の効率を向上させることができる。また、制御装置22により、復水停止運転時における復水ポンプ13のモータ13aの回転数を通常運転時における回転数よりも下げながら、発電機9からの発電出力信号に基づいて可変速装置14が制御される。このことにより、復水停止運転時における復水ポンプ13のモータ13aの回転数を下げて、復水ポンプ13の吐出圧力を低くし、復水ポンプ13のモータ13aの動力をより一層低減させることができる。このため、蒸気タービン発電システム1の効率を向上させることができるとともに、通常運転時および復水停止運転時における運転コストを確実に低減させることができる。
As described above, according to the present embodiment, the
なお、本実施の形態においては、復水調整弁21の開度をほぼ一定に維持しながら、復水停止運転時に復水ポンプ13のモータ13aの回転数を通常運転時よりも下げて、脱気器15に供給される復水の流量を低減させる例について述べた。しかしながら、このことに限られることはなく、復水停止運転を行う場合、復水調整弁21を閉じる、またはその開度を小さくして、脱気器15に供給される復水の流量をより一層低減させるようにしても良い。この場合、復水ポンプ13のモータ13aの回転数を更に下げることにより、復水ポンプ13の吐出圧力が高くなることを抑制して、復水ポンプ13のモータ13aの動力を低減させることができる。
In the present embodiment, while maintaining the opening of the
第2の実施の形態
次に、図3により、本発明の第2の実施の形態における蒸気タービン発電システムについて説明する。
Second Embodiment Next, referring to FIG. 3, a steam turbine power generation system according to a second embodiment of the present invention will be described.
図3に示す第2の実施の形態における蒸気タービン発電システムにおいては、復水ヘッダーに、この復水ヘッダー内に通流する復水の圧力を計測する圧力計測器が設けられ、制御装置が、圧力計測器からの圧力信号に基づいて、復水ヘッダー内の復水の圧力を一定にするように可変速装置を制御している点が主に異なり、他の構成は、図1および図2に示す第1の実施の形態と略同一である。なお、図3において、図1および図2に示す第1の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明は省略する。 In the steam turbine power generation system in the second embodiment shown in FIG. 3, the condensate header is provided with a pressure measuring device that measures the pressure of the condensate flowing into the condensate header, and the control device includes: The main difference is that the variable speed device is controlled so as to make the condensate pressure in the condensate header constant based on the pressure signal from the pressure measuring instrument. This is substantially the same as the first embodiment shown in FIG. In FIG. 3, the same parts as those of the first embodiment shown in FIGS. 1 and 2 are denoted by the same reference numerals, and detailed description thereof is omitted.
図3に示すように、復水ポンプ13と脱気器15との間、すなわち復水ポンプ13と復水調整弁21との間に、復水ポンプ13から吐出された復水の一部を取り出して、蒸気タービン発電システム1の図示しない減温システムに復水スプレー水として供給する復水ヘッダー23が設けられている。この復水ヘッダー23に、内部を通流する復水の圧力を計測する圧力計測器24が設けられている。なお、図3に示す復水調整弁21は、復水ヘッダー23と脱気器15との間、すなわち復水ヘッダー23と低圧給水加熱器18との間に設けられている。また、復水ヘッダー23から取り出される復水スプレー水は、蒸気タービン発電システム1内の補助蒸気システムの減温器スプレー水、低圧タービンバイパス減温器スプレー水、低圧タービン排気室スプレー水などとして、各減温システムにて用いられる。
As shown in FIG. 3, a part of the condensate discharged from the
制御装置22は、通常運転時および復水停止運転時に、圧力計測器24からの圧力信号に基づいて、復水ヘッダー23内の復水の圧力を一定にするように可変速装置14を制御するように構成されている。
The
このように本実施の形態によれば、通常運転時および復水停止運転時に、圧力計測器24により計測された圧力信号に基づいて、復水ヘッダー23内の復水の圧力を一定に維持することができる。このことにより、蒸気タービン発電システム1内で必要な復水スプレー水の供給元である復水ヘッダー内の復水の圧力を一定に維持して、復水を蒸気タービン発電システムの減温器スプレー水、低圧タービン排気室スプレー水などの各減温システムで用いられる復水スプレー水として安定して供給することができる。
As described above, according to the present embodiment, the pressure of condensate in the
特に、復水停止運転時に、脱気器15に供給される復水の流量をより低減させるために、復水調整弁21の開度を通常運転時よりも小さくする場合、復水ヘッダー23内の復水の圧力が上昇する傾向があるが、上述したように圧力計測器24からの圧力信号に基づいて可変速装置14が制御されるため、復水ヘッダー23内の復水の圧力が上昇することを抑制し、復水の圧力を一定に維持することができる。
In particular, when the opening of the
第3の実施の形態
次に、図4により、本発明の第3の実施の形態における蒸気タービン発電システムについて説明する。
Third Embodiment Next, a steam turbine power generation system according to a third embodiment of the present invention will be described with reference to FIG.
図4に示す第3の実施の形態における蒸気タービン発電システムにおいては、制御装置は、通常運転時に、液面レベル計測器からのレベル信号に基づいて、給水タンクに貯留された給水の液面レベルを一定にするように可変速装置を制御するとともに、圧力計測器からの圧力信号に基づいて復水ヘッダー内の復水の圧力を一定にするように復水調整弁を制御する点が主に異なり、他の構成は、図1および図2に示す第1の実施の形態と略同一である。なお、図4において、図1および図2に示す第1の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明は省略する。 In the steam turbine power generation system according to the third embodiment shown in FIG. 4, the control device at the time of normal operation is based on the level signal from the liquid level measuring device, and the liquid level of the feed water stored in the feed water tank. The variable speed device is controlled so that the pressure is constant, and the condensate adjustment valve is controlled mainly to keep the condensate pressure in the condensate header constant based on the pressure signal from the pressure gauge. The other configuration is different from that of the first embodiment shown in FIGS. 1 and 2. In FIG. 4, the same parts as those of the first embodiment shown in FIGS. 1 and 2 are denoted by the same reference numerals, and detailed description thereof is omitted.
図4に示すように、復水ポンプ13と脱気器15との間、すなわち復水ポンプ13と復水調整弁21との間に、復水ポンプ13から吐出された復水の一部を取り出して、蒸気タービン発電システム1の図示しない減温システムに復水スプレー水として供給する復水ヘッダー23が設けられている。この復水ヘッダー23に、内部を通流する復水の圧力を計測する圧力計測器24が設けられている。なお、図4に示す復水調整弁21は、復水ヘッダー23と脱気器15との間、すなわち復水ヘッダー23と低圧給水加熱器18との間に設けられている。また、復水ヘッダー23から取り出される復水スプレー水は、蒸気タービン発電システム1内の補助蒸気システムの減温器スプレー水、低圧タービンバイパス減温器スプレー水、低圧タービン排気室スプレー水などとして、各減温システムにて用いられる。
As shown in FIG. 4, a part of the condensate discharged from the
制御装置22は、通常運転時に、液面レベル計測器17からのレベル信号に基づいて、給水タンク16に貯留された給水の液面レベルを一定にするように可変速装置14を制御するとともに、圧力計測器24からの圧力信号に基づいて復水ヘッダー23内の復水の圧力を一定にするように復水調整弁21を制御する。
The
また、制御装置22は、復水停止運転時に、圧力計測器24からの圧力信号に基づいて、復水ヘッダー23内の復水の圧力を一定にするように可変速装置14を制御する。
In addition, the
このように本実施の形態によれば、通常運転時、可変速装置14は、脱気器15の液面レベル計測器17からのレベル信号に基づいて、制御装置22により給水タンク16に貯留された給水の液面レベルが一定に維持されるように制御される。このことにより、給水タンク16に貯留された給水の液面レベルを所望のレベルに一定に維持することができる。また、復水調整弁21は、圧力計測器24により計測された圧力信号に基づいて、復水ヘッダー23内の復水の圧力を一定に維持するように制御される。このことにより、蒸気タービン発電システム1内で必要な復水スプレー水の供給元である復水ヘッダー内の復水の圧力を一定に維持して、復水を蒸気タービン発電システムの減温器スプレー水、低圧タービン排気室スプレー水などの各減温システムで用いられる復水スプレー水として安定して供給することができる。
Thus, according to the present embodiment, during normal operation, the
また本実施の形態によれば、復水停止運転時には、可変速装置14は、圧力計測器24により計測された圧力信号に基づいて、復水ヘッダー23内の復水の圧力を一定に維持するように制御される。このことにより、復水停止運転時においても、復水ヘッダー23内の復水の圧力を一定に維持して、復水の一部を復水スプレー水として各減温システムに安定して供給することができる。
Further, according to the present embodiment, during the condensate stop operation, the
特に、復水停止運転時に、脱気器15に供給される復水の流量をより低減させるために、復水調整弁21を閉じる場合、復水ヘッダー23内の復水の圧力が上昇する傾向があるが、上述したように圧力計測器24からの圧力信号に基づいて可変速装置14が制御されるため、復水ヘッダー23内の復水の圧力が上昇することを抑制し、復水の圧力を一定に維持することができる。
In particular, when the
なお、本実施の形態においては、制御装置22は、復水停止運転時に、圧力計測器24からの圧力信号に基づいて、復水ヘッダー23内の復水の圧力を一定にするように可変速装置14を制御する例について述べた。しかしながら、このことに限られることはなく、制御装置22は、復水停止運転時に、発電機9からの発電出力信号に基づいて可変速装置14を制御するように構成してもよい。
In the present embodiment, the
1 蒸気タービン発電システム
2 ボイラ
3 主蒸気
4 再熱蒸気
5 タービン
6 高圧蒸気タービン
7 中圧蒸気タービン
8 低圧蒸気タービン
9 発電機
10 電力系統
11 復水器
12 復水器ホットウェル
13 復水ポンプ
13a モータ
14 可変速装置
15 脱気器
16 給水タンク
17 液面レベル計測器
18 低圧給水加熱器
19 給水ポンプ
19a モータ
20 高圧給水加熱器
21 復水調整弁
22 制御装置
23 復水ヘッダー
24 圧力計測器
25 高圧抽気管
26 中圧抽気管
27 中圧抽気弁
28 低圧抽気管
29 低圧抽気弁
41 蒸気タービン発電システム
42 ボイラ
43 主蒸気
44 再熱蒸気
45 タービン
46 高圧蒸気タービン
47 中圧蒸気タービン
48 低圧蒸気タービン
49 発電機
50 電力系統
51 復水器
52 復水器ホットウェル
53 復水ポンプ
53a モータ
55 脱気器
56 給水タンク
57 液面レベル計測器
58 低圧給水加熱器
59 給水ポンプ
59a モータ
60 高圧給水加熱器
61 復水調整弁
65 高圧抽気管
66 中圧抽気管
67 中圧抽気弁
68 低圧抽気管
69 低圧抽気弁
DESCRIPTION OF
Claims (7)
前記ボイラにおいて生成された蒸気が供給されて回転駆動するタービンと、
前記タービンに連結された発電機と、
前記タービンから排気された蒸気を冷却して復水を生成する復水器と、
前記復水器からの復水を昇圧する復水ポンプと、
前記復水ポンプと前記ボイラとの間に設けられ、前記タービンから抽気される抽気蒸気により、前記復水ポンプから供給される復水を加熱する給水加熱器と、
前記給水加熱器と前記ボイラとの間に設けられ、前記タービンから抽気される抽気蒸気により、前記給水加熱器から供給される復水を加熱して脱気し、給水を生成して貯留する脱気器と、
前記脱気器と前記ボイラとの間に設けられ、前記脱気器からの給水を昇圧し、所定流量の給水を前記ボイラに供給する給水ポンプと、
前記復水ポンプに接続され、当該復水ポンプの回転数を変更自在な可変速装置と、
前記可変速装置を制御する制御装置と、を備え、
前記発電機が接続されている電力系統に供給する供給電力量を通常運転時よりも増大させる場合、前記タービンから前記給水加熱器および前記脱気器にそれぞれ抽気される抽気蒸気の流量を低減させるとともに、前記可変速装置によって前記復水ポンプの回転数を通常運転時の回転数よりも下げて、前記脱気器に供給される復水の流量を通常運転時よりも低減または停止させる復水低減停止運転が行われることを特徴とする蒸気タービン発電システム。 A boiler that generates steam;
A turbine that is supplied with steam generated in the boiler and is rotationally driven;
A generator coupled to the turbine;
A condenser that cools the steam exhausted from the turbine and generates condensate;
A condensate pump for boosting the condensate from the condenser;
A feed water heater that is provided between the condensate pump and the boiler and that heats the condensate supplied from the condensate pump by the extracted steam extracted from the turbine;
It provided between the boiler and the feed water heater by extraction steam bled from the turbine, and degassed by heating the condensate that is supplied from the feed water heater, stores and generates the water removal With the spirit,
A water supply pump that is provided between the deaerator and the boiler, pressurizes water supplied from the deaerator, and supplies water at a predetermined flow rate to the boiler;
A variable speed device connected to the condensate pump and capable of changing the rotation speed of the condensate pump;
And a control unit for controlling the pre-listen transmission,
When increasing the amount of power supplied to the power system to which the generator is connected as compared to during normal operation, the flow rate of the extracted steam extracted from the turbine to the feed water heater and the deaerator is reduced. In addition, the condensate that reduces or stops the flow rate of the condensate supplied to the deaerator than during normal operation by lowering the rotation speed of the condensate pump than that during normal operation by the variable speed device. A steam turbine power generation system characterized in that reduced stop operation is performed .
前記復水ヘッダーに設けられ、当該復水ヘッダー内に通流する復水の圧力を計測する圧力計測器と、を更に備え、
前記制御装置は、復水低減停止運転時に、前記圧力計測器からの圧力信号に基づいて、前記復水ヘッダー内の復水の圧力を一定にするように前記可変速装置を制御することを特徴とする請求項1または2に記載の蒸気タービン発電システム。 A condensate header which is provided between the condensate pump and the deaerator and takes out a part of the condensate supplied from the condensate pump;
A pressure measuring device that is provided in the condensate header and measures the pressure of the condensate flowing through the condensate header;
The control device controls the variable speed device so that a condensate pressure in the condensate header is made constant based on a pressure signal from the pressure measuring instrument during a condensate reduction stop operation. The steam turbine power generation system according to claim 1 or 2.
前記復水ヘッダーに設けられ、当該復水ヘッダー内に通流する復水の圧力を計測する圧力計測器と、
前記復水ヘッダーと前記脱気器との間に設けられ、前記復水ポンプから当該脱気器に供給される復水の流量を調整可能な復水調整弁と、を更に備え、
前記脱気器は、給水を貯留する給水タンクと、当該給水タンクに設けられ、貯留された給水の液面レベルを計測する液面レベル計測器とを有し、
前記制御装置は、通常運転時に、前記液面レベル計測器からのレベル信号に基づいて、前記給水タンクに貯留された給水の液面レベルを一定にするように前記可変速装置を制御するとともに、前記圧力計測器からの圧力信号に基づいて前記復水ヘッダー内の復水の圧力を一定にするように前記復水調整弁を制御することを特徴とする請求項1または2に記載の蒸気タービン発電システム。 A condensate header which is provided between the condensate pump and the deaerator and takes out a part of the condensate supplied from the condensate pump;
A pressure measuring device that is provided in the condensate header and measures the pressure of the condensate flowing through the condensate header;
A condensate adjustment valve provided between the condensate header and the deaerator and capable of adjusting a flow rate of the condensate supplied from the condensate pump to the deaerator.
The deaerator has a water supply tank that stores water supply, and a liquid level meter that is provided in the water supply tank and measures a liquid surface level of the stored water supply,
The control device, during normal operation, controls the variable speed device so as to make the liquid level of the feed water stored in the water tank constant based on a level signal from the liquid level measuring device, 3. The steam turbine according to claim 1, wherein the condensate regulating valve is controlled so as to make a condensate pressure in the condensate header constant based on a pressure signal from the pressure measuring instrument. Power generation system.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009121798A JP5424711B2 (en) | 2009-05-20 | 2009-05-20 | Steam turbine power generation system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009121798A JP5424711B2 (en) | 2009-05-20 | 2009-05-20 | Steam turbine power generation system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2010270637A JP2010270637A (en) | 2010-12-02 |
JP5424711B2 true JP5424711B2 (en) | 2014-02-26 |
Family
ID=43418868
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2009121798A Active JP5424711B2 (en) | 2009-05-20 | 2009-05-20 | Steam turbine power generation system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5424711B2 (en) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP5685165B2 (en) * | 2011-09-01 | 2015-03-18 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | Power plant and method for increasing power generation output thereof |
KR20150083374A (en) | 2014-01-09 | 2015-07-17 | 두산중공업 주식회사 | Apparatus and method for reactor power control of steam turbine power generation system |
KR101638296B1 (en) * | 2015-12-04 | 2016-07-08 | 두산중공업 주식회사 | Apparatus and method for reactor power control of steam turbine power generation system |
JP7034759B2 (en) | 2018-02-23 | 2022-03-14 | 三菱重工マリンマシナリ株式会社 | Condensation system control method and condensate system and ships equipped with it |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS57187503A (en) * | 1981-05-14 | 1982-11-18 | Tokyo Shibaura Electric Co | Controller for water level of deaerator |
DE3304292A1 (en) * | 1982-10-11 | 1984-04-12 | Brown, Boveri & Cie Ag, 6800 Mannheim | METHOD AND DEVICE FOR REGULATING NETWORK FREQUENCY BREAKINGS IN A SLIDING PRESSURE-USED STEAM POWER PLANT |
JPS6093206A (en) * | 1983-10-28 | 1985-05-25 | 株式会社日立製作所 | Condensate pressurizer |
JPS6191402A (en) * | 1984-10-11 | 1986-05-09 | 株式会社日立製作所 | Condensate booster |
JPS6193302A (en) * | 1984-10-15 | 1986-05-12 | 株式会社日立製作所 | Controller for water level in deaerator |
JPS6256703A (en) * | 1985-09-05 | 1987-03-12 | 株式会社東芝 | Boiler feed-pump sealing water pump device |
JPH0668362B2 (en) * | 1986-07-09 | 1994-08-31 | 株式会社日立製作所 | Condensate control method and condensate control device for power plant |
JPH01225801A (en) * | 1988-03-03 | 1989-09-08 | Toshiba Corp | Seal water and spray water feed device |
JPH0333495A (en) * | 1989-06-29 | 1991-02-13 | Toshiba Corp | Control device for condensate pump |
JPH04321702A (en) * | 1991-04-19 | 1992-11-11 | Kawasaki Steel Corp | Demand and supply system of steam in cogenerating power plant |
JPH08260907A (en) * | 1995-03-24 | 1996-10-08 | Toshiba Corp | Steam storing electric power plant |
-
2009
- 2009-05-20 JP JP2009121798A patent/JP5424711B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2010270637A (en) | 2010-12-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4578354B2 (en) | Waste heat utilization equipment for steam turbine plant | |
JP5227352B2 (en) | System and method for pre-warming a heat recovery steam generator and associated steam line | |
US8463445B2 (en) | Method and system for safe drum water level determination in a combined cycle operation | |
JP4875546B2 (en) | Exhaust heat power generation apparatus and method for controlling working medium vapor superheat degree of exhaust heat power generation apparatus | |
US20100229523A1 (en) | Continuous combined cycle operation power plant and method | |
EP2540995B1 (en) | Power generation apparatus | |
JP4504231B2 (en) | Power plant reheat system | |
JP5424711B2 (en) | Steam turbine power generation system | |
JP5827480B2 (en) | Power generator | |
KR101135685B1 (en) | Control method of Organic Rankine Cycle System Pump | |
JP6400779B1 (en) | Power plant and operation method thereof | |
JP2012102711A (en) | Temperature reducing device steam heat recovery facilities | |
CN106968732B (en) | Method for operating a steam power plant steam power plant for carrying out said method | |
CN104713071A (en) | Control method for non-circulating-pump type steam pressurization Rankine cycle power generation system | |
JP5463313B2 (en) | Thermal power plant | |
JP2011157855A (en) | Power generation facility and operating method for power generation facility | |
JP6556648B2 (en) | Power plant operation method | |
JP6022712B2 (en) | Method for controlling a thermal power plant using a regulating valve | |
JP2016065486A (en) | Combined cycle power generation facility | |
KR20110116491A (en) | Rankine cycle system and method of controlling the same | |
JP7268573B2 (en) | Power generation system and method of starting power generation system | |
JP5050010B2 (en) | Geothermal steam turbine plant and operation method thereof | |
JP2006312882A (en) | Steam turbine power generation plant and its operation method | |
JPH06257413A (en) | Gas turbine-steam turbine composite plant | |
JP4127541B2 (en) | Power generation / desalination complex plant and operation method thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20120106 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20130214 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20130305 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20130424 |
|
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: 20131101 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20131126 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Ref document number: 5424711 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313115 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
S531 | Written request for registration of change of domicile |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313531 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |