KR20240009051A - Steam turbine system and flow control method of the same - Google Patents

Steam turbine system and flow control method of the same Download PDF

Info

Publication number
KR20240009051A
KR20240009051A KR1020220086075A KR20220086075A KR20240009051A KR 20240009051 A KR20240009051 A KR 20240009051A KR 1020220086075 A KR1020220086075 A KR 1020220086075A KR 20220086075 A KR20220086075 A KR 20220086075A KR 20240009051 A KR20240009051 A KR 20240009051A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
flow rate
steam
measurement
steam turbine
pressure
Prior art date
Application number
KR1020220086075A
Other languages
Korean (ko)
Inventor
안준호
Original Assignee
두산에너빌리티 주식회사
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 두산에너빌리티 주식회사 filed Critical 두산에너빌리티 주식회사
Priority to KR1020220086075A priority Critical patent/KR20240009051A/en
Publication of KR20240009051A publication Critical patent/KR20240009051A/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D17/00—Regulating or controlling by varying flow
    • F01D17/10—Final actuators
    • F01D17/12—Final actuators arranged in stator parts
    • F01D17/14—Final actuators arranged in stator parts varying effective cross-sectional area of nozzles or guide conduits
    • F01D17/141—Final actuators arranged in stator parts varying effective cross-sectional area of nozzles or guide conduits by means of shiftable members or valves obturating part of the flow path
    • F01D17/145—Final actuators arranged in stator parts varying effective cross-sectional area of nozzles or guide conduits by means of shiftable members or valves obturating part of the flow path by means of valves, e.g. for steam turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D21/00—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
    • F01D21/003—Arrangements for testing or measuring
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B37/00—Component parts or details of steam boilers
    • F22B37/02—Component parts or details of steam boilers applicable to more than one kind or type of steam boiler
    • F22B37/10—Water tubes; Accessories therefor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B37/00—Component parts or details of steam boilers
    • F22B37/02—Component parts or details of steam boilers applicable to more than one kind or type of steam boiler
    • F22B37/34—Adaptations of boilers for promoting water circulation

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

본 발명의 일 측면에 따른 증기터빈 시스템은 증기를 공급받아 회전력을 생성하는 고압 증기터빈, 상기 고압 증기터빈에서 배출된 증기를 공급받아 회전력을 생성하는 저압 증기터빈, 상기 고압 증기터빈에서 상기 저압 증기터빈으로 증기를 전달하는 제1 추기 라인, 상기 제1 추기 라인에 연결되며 상기 제1 추기 라인에서 증기를 우회시켜서 다시 제1 추기 라인으로 공급하는 측정 바이패스 라인, 상기 측정 바이패스 라인에 연결되어 상기 측정 바이패스 라인을 통해서 이동하는 증기의 유량을 측정하는 유량 측정부, 및 상기 측정 바이패스 라인에 설치되어 상기 측정 바이패스 라인으로 이동하는 증기의 유량을 조절하는 측정 제어 밸브를 포함할 수 있다.A steam turbine system according to an aspect of the present invention includes a high-pressure steam turbine that receives steam and generates rotational force, a low-pressure steam turbine that generates rotational force by receiving steam discharged from the high-pressure steam turbine, and the low-pressure steam in the high-pressure steam turbine. A first extraction line that delivers steam to the turbine, a measurement bypass line connected to the first extraction line, and a measurement bypass line that diverts steam from the first extraction line and supplies it back to the first extraction line, and is connected to the measurement bypass line. It may include a flow rate measurement unit that measures the flow rate of steam moving through the measurement bypass line, and a measurement control valve installed in the measurement bypass line to adjust the flow rate of steam moving to the measurement bypass line. .

Description

증기터빈 시스템 및 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법{STEAM TURBINE SYSTEM AND FLOW CONTROL METHOD OF THE SAME}Steam turbine system and flow control method of the steam turbine system {STEAM TURBINE SYSTEM AND FLOW CONTROL METHOD OF THE SAME}

본 발명은 증기터빈 시스템 및 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법에 관한 것이다. 더욱 상세하게는 본 발명은 저압 증기터빈으로 공급되는 증기의 유량을 제어하는 증기터빈 시스템 및 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법에 관한 것이다.The present invention relates to a steam turbine system and a method for controlling the flow rate of the steam turbine system. More specifically, the present invention relates to a steam turbine system that controls the flow rate of steam supplied to a low-pressure steam turbine and a method of controlling the flow rate of the steam turbine system.

증기터빈 시스템은 가스 터빈, 열병합 발전소 등에서 생성된 열을 이용하여 배열회수 보일러에서 증기를 생성하고, 생성된 증기를 증기터빈에 공급하여 전력을 생산한다.The steam turbine system generates steam in a heat recovery boiler using heat generated from a gas turbine, combined heat and power plant, etc., and supplies the generated steam to a steam turbine to produce electricity.

또한, 최근에는 배열회수 보일러에서 생성된 증기를 고압 증기터빈에서 사용한 후에 수요지에 공급하는 경우가 증가하고 있다. 증기가 저압 증기터빈에 공급되어 전력에 사용되는 것보다 수요지에 열원으로 증기가 공급되는 것이 단가가 높으므로 발전사들은 수요지에 열원으로 공급하는 것을 선호한다.Additionally, recently, there has been an increase in cases where steam generated in heat recovery boilers is used in high-pressure steam turbines and then supplied to demand sites. Since it is more expensive to supply steam as a heat source to demand sites than to supply steam to low-pressure steam turbines and use it for electricity, power generation companies prefer to supply steam as a heat source to demand sites.

다만, 수요지에 공급되고 남은 증기는 저압 증기터빈으로 공급되어 발전에 사용되는데, 저압 증기터빈으로 공급되는 증기의 유량이 기 설정된 최소 유량보다 더 적으면 저압 증기터빈이 손상되는 문제가 발생할 수 있다.However, the steam remaining after being supplied to the demand site is supplied to a low-pressure steam turbine and used for power generation. If the flow rate of steam supplied to the low-pressure steam turbine is less than the preset minimum flow rate, the low-pressure steam turbine may be damaged.

또한, 이러한 문제를 해결하기 위해서 유량측정장치를 추기 배관에 설치하면 유량측정장치에 설치된 오리피스 등에 의하여 압력 강하가 발생하고 이러한 압력 강하는 저압 증기터빈의 효율을 감소시키는 문제가 있다.In addition, in order to solve this problem, when a flow measuring device is installed in the extraction piping, a pressure drop occurs due to an orifice installed in the flow measuring device, and this pressure drop reduces the efficiency of the low-pressure steam turbine.

상기한 바와 같은 기술적 배경을 바탕으로, 본 발명은 저압 증기터빈으로 공급되는 증기 유량을 안정적으로 제어하면서 저압 증기터빈의 효율이 감소되는 것을 최소화할 수 있는 증기터빈 시스템의 제어 장치를 제공한다.Based on the technical background described above, the present invention provides a control device for a steam turbine system that can minimize a decrease in efficiency of a low-pressure steam turbine while stably controlling the steam flow rate supplied to the low-pressure steam turbine.

본 발명의 일 측면에 따른 증기터빈 시스템은 증기를 공급받아 회전력을 생성하는 고압 증기터빈, 상기 고압 증기터빈에서 배출된 증기를 공급받아 회전력을 생성하는 저압 증기터빈, 상기 고압 증기터빈에서 상기 저압 증기터빈으로 증기를 전달하는 제1 추기 라인, 상기 제1 추기 라인에 연결되며 상기 제1 추기 라인에서 증기를 우회시켜서 다시 제1 추기 라인으로 공급하는 측정 바이패스 라인, 상기 측정 바이패스 라인에 연결되어 상기 측정 바이패스 라인을 통해서 이동하는 증기의 유량을 측정하는 유량 측정부, 및 상기 측정 바이패스 라인에 설치되어 상기 측정 바이패스 라인으로 이동하는 증기의 유량을 조절하는 측정 제어 밸브를 포함할 수 있다.A steam turbine system according to an aspect of the present invention includes a high-pressure steam turbine that receives steam and generates rotational force, a low-pressure steam turbine that generates rotational force by receiving steam discharged from the high-pressure steam turbine, and the low-pressure steam in the high-pressure steam turbine. A first extraction line that delivers steam to the turbine, a measurement bypass line connected to the first extraction line, and a measurement bypass line that diverts steam from the first extraction line and supplies it back to the first extraction line, and is connected to the measurement bypass line. It may include a flow rate measurement unit that measures the flow rate of steam moving through the measurement bypass line, and a measurement control valve installed in the measurement bypass line to adjust the flow rate of steam moving to the measurement bypass line. .

본 발명의 일 측면에 따른 증기터빈 시스템은 상기 제1 추기 라인에서 상기 측정 바이패스 라인과 연결된 부분보다 더 하류측에 설치되어 상기 저압 증기터빈으로 유입되는 증기의 압력을 측정하는 압력 측정부를 더 포함할 수 있다.The steam turbine system according to one aspect of the present invention further includes a pressure measuring unit installed further downstream than the portion connected to the measurement bypass line in the first extraction line to measure the pressure of steam flowing into the low-pressure steam turbine. can do.

본 발명의 일 측면에 따른 증기터빈 시스템은 상기 측정 바이패스 라인에서 상기 유량 측정부의 하류에 설치되어 상기 측정 바이패스 라인으로 이동하는 증기의 유량을 조절하는 제2 측정 제어 밸브를 더 포함할 수 있다.The steam turbine system according to one aspect of the present invention is installed downstream of the flow rate measurement unit in the measurement bypass line and may further include a second measurement control valve for controlling the flow rate of steam moving to the measurement bypass line. .

본 발명의 일 측면에 따른 증기터빈 시스템은 상기 제1 추기 라인에 설치되어 상기 제1 추기 라인을 따라 이동하는 증기의 유량을 조절하는 추기 조절 밸브를 더 포함할 수 있다.The steam turbine system according to one aspect of the present invention may further include an extraction control valve installed in the first extraction line to control the flow rate of steam moving along the first extraction line.

본 발명의 일 측면에 따른 증기터빈 시스템은 상기 제1 추기 라인에 설치되어 상기 제1 추기 라인을 따라 이동하는 증기를 차단하는 추기 차단 밸브를 더 포함할 수 있다.The steam turbine system according to one aspect of the present invention may further include an extraction blocking valve installed in the first extraction line to block steam moving along the first extraction line.

본 발명의 일 측면에 따른 증기터빈 시스템은 상기 유량 측정부와 상기 압력 측정부에서 전달된 정보를 바탕으로 상기 추기 조절 밸브를 제어하여 상기 제1 추기 라인을 통해서 상기 저압 증기터빈으로 유입되는 증기의 유량을 제어하는 유량 제어부를 더 포함할 수 있다.The steam turbine system according to one aspect of the present invention controls the extraction control valve based on the information transmitted from the flow measurement unit and the pressure measurement unit to control the steam flowing into the low-pressure steam turbine through the first extraction line. It may further include a flow rate control unit that controls the flow rate.

본 발명의 일 측면에 따른 상기 유량 제어부는 상기 유량 측정부에서 측정된 유량과 상기 압력 측정부에서 측정된 압력을 바탕으로 추정된 유량 중 더 적은 유량과 기 설정된 기 설정된 최소 유량을 비교하여 상기 추기 조절 밸브를 제어할 수 있다.The flow rate control unit according to one aspect of the present invention compares the lower flow rate among the flow rate measured by the flow rate measurement unit and the flow rate estimated based on the pressure measured by the pressure measurement unit with a preset minimum flow rate to determine the additional flow rate. Control valve can be controlled.

본 발명의 일 측면에 따른 상기 유량 측정부는 내경이 주변보다 작은 유동 엘리먼트와 상기 유동 엘리먼트의 상류측과 하류측의 압력을 측정하는 압력측정 엘리먼트를 포함할 수 있다.The flow measuring unit according to one aspect of the present invention may include a flow element with an inner diameter smaller than the surrounding area, and a pressure measurement element that measures pressure on the upstream and downstream sides of the flow element.

본 발명의 일 측면에 따른 증기터빈 시스템은 상기 제1 추기 라인에 연결되어 상기 제1 추기 라인에서 증기를 추기하여 수요자에게 공급하는 제2 추기 라인을 더 포함할 수 있다.The steam turbine system according to one aspect of the present invention may further include a second extraction line connected to the first extraction line to extract steam from the first extraction line and supply it to a consumer.

본 발명의 일 측면에 따른 상기 제2 추기 라인에는 상기 제2 추기 라인을 통해서 이동하는 증기의 유량을 조절하는 유량 제어 밸브가 설치될 수 있다.A flow control valve may be installed in the second extraction line according to one aspect of the present invention to control the flow rate of steam moving through the second extraction line.

본 발명의 일 측면에 따른 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법은, 제1 추기 라인을 이용하여 고압 증기터빈에서 저압 증기터빈으로 증기를 공급하는 증기 추기 단계, 상기 제1 추기 라인에 연결된 측정 바이패스 라인에 설치된 유량 측정부를 이용하여 제1 추기 라인을 통해서 이동하는 증기의 유량을 측정하는 유량 측정 단계, 상기 유량 측정부에서 측정된 정보를 바탕으로 상기 제1 추기 라인에 설치된 추기 조절 밸브를 제어하는 추기 유량 제어 단계, 및 상기 측정 바이패스 라인에 설치된 제1 측정 제어 밸브를 이용하여 상기 측정 바이패스 라인으로 증기를 공급하거나 차단하는 바이패스 제어 단계를 포함할 수 있다.A method for controlling the flow rate of a steam turbine system according to an aspect of the present invention includes a steam extraction step of supplying steam from a high-pressure steam turbine to a low-pressure steam turbine using a first extraction line, and a measurement bypass line connected to the first extraction line. A flow rate measurement step of measuring the flow rate of steam moving through the first extraction line using a flow rate measurement unit installed in the steam extraction line, and controlling the extraction control valve installed in the first extraction line based on the information measured by the flow measurement unit. It may include a flow rate control step and a bypass control step of supplying or blocking steam to the measurement bypass line using a first measurement control valve installed in the measurement bypass line.

본 발명의 일 측면에 따른 상기 바이패스 제어 단계는 상기 유량 측정부의 상류에 설치된 제1 측정 제어 밸브와 상기 유량 측정부의 하류에 설치된 제2 측정 제어 밸브를 폐쇄하여 상기 바이패스 라인으로 증기를 차단할 수 있다.The bypass control step according to one aspect of the present invention may block steam through the bypass line by closing the first measurement control valve installed upstream of the flow measurement unit and the second measurement control valve installed downstream of the flow measurement unit. there is.

본 발명의 일 측면에 따른 유량 제어 방법은 압력 측정부를 이용하여 상기 제1 추기 라인에서 상기 저압 증기터빈으로 유입되는 증기의 압력을 측정하는 압력 측정 단계를 더 포함하고, 상기 추기 유량 제어 단계는 상기 압력 측정부에서 전달된 정보를 바탕으로 상기 저압 터빈으로 유입되는 유량을 추정하여 추정 유량을 도출할 수 있다.The flow rate control method according to an aspect of the present invention further includes a pressure measurement step of measuring the pressure of steam flowing into the low-pressure steam turbine from the first extraction line using a pressure measuring unit, and the extraction flow rate control step includes the The estimated flow rate can be derived by estimating the flow rate flowing into the low-pressure turbine based on the information transmitted from the pressure measuring unit.

본 발명의 일 측면에 따른 상기 추기 유량 제어 단계는 상기 추정 유량과 상기 측정 단계에서 측정된 유량 중 더 작은 유량을 기 설정된 최소 유량과 비교하여 상기 추기 조절 밸브를 제어할 수 있다.The extraction flow rate control step according to an aspect of the present invention may control the extraction control valve by comparing a smaller flow rate among the estimated flow rate and the flow rate measured in the measurement step with a preset minimum flow rate.

본 발명의 일 측면에 따른 유량 제어 방법은 상기 제1 추기 라인에 연결된 제2 추기 라인을 이용하여 수요지에 증기를 공급하는 증기 공급 단계를 더 포함할 수 있다.The flow rate control method according to one aspect of the present invention may further include a steam supply step of supplying steam to a demand location using a second extraction line connected to the first extraction line.

상기한 바와 같이 본 발명의 일 측면에 따른 증기터빈 시스템은 측정 바이패스 라인, 유량 측정부, 측정 제어 밸브를 포함하므로 필요한 경우에만 측정 바이패스 라인으로 증기를 분기하여 유량 측정으로 인한 압력 손실을 최소화할 수 있다.As described above, the steam turbine system according to one aspect of the present invention includes a measurement bypass line, a flow measurement unit, and a measurement control valve, thereby minimizing pressure loss due to flow measurement by branching steam to the measurement bypass line only when necessary. can do.

도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 증기터빈 시스템을 도시한 구성도이다.
도 2는 본 발명의 제1 실시예에 따른 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법을 설명하기 위한 순서도이다.
도 3은 본 발명의 제2 실시예에 따른 증기터빈 시스템을 도시한 구성도이다.
도 4는 본 발명의 제2 실시예에 따른 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법을 설명하기 위한 순서도이다.1 is a configuration diagram showing a steam turbine system according to a first embodiment of the present invention.
Figure 2 is a flow chart for explaining a method for controlling the flow rate of a steam turbine system according to the first embodiment of the present invention.
Figure 3 is a configuration diagram showing a steam turbine system according to a second embodiment of the present invention.
Figure 4 is a flow chart for explaining the flow rate control method of the steam turbine system according to the second embodiment of the present invention.

본 발명은 다양한 변환을 가할 수 있고 여러 가지 실시예를 가질 수 있는 바, 특정 실시예를 예시하고 상세한 설명에 상세하게 설명하고자 한다. 그러나, 이는 본 발명을 특정한 실시 형태에 대해 한정하려는 것이 아니며, 본 발명의 사상 및 기술 범위에 포함되는 모든 변환, 균등물 내지 대체물을 포함하는 것으로 이해되어야 한다.Since the present invention can be modified in various ways and can have various embodiments, specific embodiments will be exemplified and explained in detail in the detailed description. However, this is not intended to limit the present invention to specific embodiments, and should be understood to include all transformations, equivalents, and substitutes included in the spirit and technical scope of the present invention.

본 발명에서 사용한 용어는 단지 특정한 실시예를 설명하기 위해 사용된 것으로, 본 발명을 한정하려는 의도가 아니다. 단수의 표현은 문맥상 명백하게 다르게 뜻하지 않는 한, 복수의 표현을 포함한다. 본 발명에서, '포함하다' 또는 '가지다' 등의 용어는 명세서상에 기재된 특징, 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부품 또는 이들을 조합한 것이 존재함을 지정하려는 것이지, 하나 또는 그 이상의 다른 특징들이나 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부품 또는 이들을 조합한 것들의 존재 또는 부가 가능성을 미리 배제하지 않는 것으로 이해되어야 한다. The terms used in the present invention are only used to describe specific embodiments and are not intended to limit the present invention. Singular expressions include plural expressions unless the context clearly dictates otherwise. In the present invention, terms such as 'include' or 'have' are intended to designate the presence of features, numbers, steps, operations, components, parts, or combinations thereof described in the specification, but are not intended to indicate the presence of one or more other features. It should be understood that this does not exclude in advance the possibility of the existence or addition of elements, numbers, steps, operations, components, parts, or combinations thereof.

이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예들을 상세히 설명한다. 이 때, 첨부된 도면에서 동일한 구성 요소는 가능한 동일한 부호로 나타내고 있음에 유의한다. 또한, 본 발명의 요지를 흐리게 할 수 있는 공지 기능 및 구성에 대한 상세한 설명은 생략할 것이다. 마찬가지 이유로 첨부 도면에 있어서 일부 구성요소는 과장되거나 생략되거나 개략적으로 도시되었다. Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the attached drawings. At this time, note that in the attached drawings, like components are indicated by the same symbols whenever possible. Additionally, detailed descriptions of well-known functions and configurations that may obscure the gist of the present invention will be omitted. For the same reason, some components are exaggerated, omitted, or schematically shown in the accompanying drawings.

이하에서는 본 발명의 제1 실시예에 따른 증기터빈 시스템에 대해서 설명한다.Hereinafter, a steam turbine system according to the first embodiment of the present invention will be described.

도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 증기터빈 시스템을 도시한 구성도이다.1 is a configuration diagram showing a steam turbine system according to a first embodiment of the present invention.

도 1을 참조하여 설명하면, 본 제1 실시예에 따른 증기터빈 시스템(101)은 고압 증기터빈(110), 저압 증기터빈(120), 제1 추기 라인(131), 추기 조절 밸브(133), 추기 차단 밸브(132), 측정 바이패스 라인(141), 유량 측정부(150), 제1 측정 제어 밸브(142), 제2 측정 제어 밸브(143), 압력 측정부(145)를 포함할 수 있다.1, the steam turbine system 101 according to the first embodiment includes a high pressure steam turbine 110, a low pressure steam turbine 120, a first bleed line 131, and a bleed control valve 133. , it may include an extraction shutoff valve 132, a measurement bypass line 141, a flow rate measurement unit 150, a first measurement control valve 142, a second measurement control valve 143, and a pressure measurement unit 145. You can.

고압 증기터빈(110)과 저압 증기터빈(120)은 하나의 발전기와 직렬로 연결될 수 있다. 고압 증기터빈(110)은 배열회수 보일러(미도시)에서 가열된 증기를 받아 블레이드를 회전시키고, 회전력을 생성한다.The high pressure steam turbine 110 and the low pressure steam turbine 120 may be connected in series with one generator. The high-pressure steam turbine 110 receives heated steam from a heat recovery boiler (not shown), rotates blades, and generates rotational force.

저압 증기터빈(120)은 고압 증기터빈(110)보다 더 낮은 압력의 증기를 공급받아 회전력을 생성한다. 고압 증기터빈(110)과 저압 증기터빈(120)은 발전기(미도시)와 연결되어 발전기로 회전력을 전달하며, 발전기는 회전력을 전기적 에너지로 변환한다.The low-pressure steam turbine 120 receives steam at a lower pressure than the high-pressure steam turbine 110 and generates rotational force. The high-pressure steam turbine 110 and the low-pressure steam turbine 120 are connected to a generator (not shown) and transmit rotational power to the generator, and the generator converts the rotational power into electrical energy.

저압 증기터빈(120)은 제1 추기 라인(131)을 통해서 고압 증기터빈(110)에서 증기를 공급받을 수 있다. 고압 증기터빈(110)과 저압 증기터빈(120) 사이에는 기체와 액체를 분리하는 기수분리기(미도시)가 설치될 수도 있다.The low-pressure steam turbine 120 can receive steam from the high-pressure steam turbine 110 through the first extraction line 131. A water separator (not shown) that separates gas and liquid may be installed between the high-pressure steam turbine 110 and the low-pressure steam turbine 120.

제1 추기 라인(131)은 고압 증기터빈(110)과 저압 증기터빈(120)을 연결하여 고압 증기터빈(110)에서 배출된 증기를 저압 증기터빈(120)으로 공급한다. 제1 추기 라인(131)에는 제1 추기 라인(131)을 통해서 이동하는 증기의 유량을 조절하는 추기 조절 밸브(133)가 설치된다. 또한, 제1 추기 라인(131)에는 증기의 이동을 차단하는 추기 차단 밸브(132)가 설치될 수 있다. 추기 조절 밸브(133)는 스로틀 밸브로 이루어질 수 있으면, 추기 차단 밸브(132)는 안전밸브(PSV) 등으로 이루어질 수 있다. 추기 조절 밸브(133)는 증기의 유량을 정밀하게 제어할 수 있으며, 추기 차단 밸브(132)는 증기를 확실하게 차단할 수 있다.The first extraction line 131 connects the high-pressure steam turbine 110 and the low-pressure steam turbine 120 and supplies steam discharged from the high-pressure steam turbine 110 to the low-pressure steam turbine 120. An extraction control valve 133 is installed in the first extraction line 131 to control the flow rate of steam moving through the first extraction line 131. Additionally, an extraction blocking valve 132 that blocks the movement of steam may be installed in the first extraction line 131. The extraction control valve 133 may be formed as a throttle valve, and the extraction blocking valve 132 may be formed as a safety valve (PSV). The extraction control valve 133 can precisely control the flow rate of steam, and the extraction blocking valve 132 can reliably block steam.

또한, 제1 추기 라인(131)에는 제1 추기 라인(131)의 일부 구간에서 증기를 바이패스 시키는 측정 바이패스 라인(141)이 설치된다. 측정 바이패스 라인(141)은 길이방향 양쪽 단부가 제1 추기 라인(131)에 연결되어 제1 추기 라인(131)을 따라 이동하는 증기 중 일부를 분리하여 이동시킬 수 있다.In addition, a measurement bypass line 141 is installed in the first extraction line 131 to bypass vapor in a portion of the first extraction line 131. Both ends of the measurement bypass line 141 in the longitudinal direction are connected to the first extraction line 131, so that some of the vapor moving along the first extraction line 131 can be separated and moved.

측정 바이패스 라인(141)에는 제1 측정 제어 밸브(142), 제2 측정 제어 밸브(143), 유량 측정부(150)가 설치된다. 유량 측정부(150)는 차압을 이용하여 유량을 측정하는 장치로 이루어질 수 있다. 다만 본 발명이 이에 제한되는 것은 아니며, 압력 측정부(145)는 유속, 질량, 부피 등 다양한 방식으로 유량을 측정할 수 있다.A first measurement control valve 142, a second measurement control valve 143, and a flow rate measurement unit 150 are installed in the measurement bypass line 141. The flow measurement unit 150 may be a device that measures flow rate using differential pressure. However, the present invention is not limited to this, and the pressure measuring unit 145 can measure flow rate in various ways, such as flow rate, mass, and volume.

유량 측정부(150)는 내경이 주변보다 작은 유동 엘리먼트(151)와 유동 엘리먼트(151)의 상류측과 하류측의 압력을 측정하는 압력측정 엘리먼트(152)를 포함할 수 있다. 유동 엘리먼트(151)는 오리피스, 벤츄리관, 노즐 등 다양한 형태로 이루어질 수 있다. 압력측정 엘리먼트(152)는 유동 엘리먼트(151)의 상류측과 하류측에 설치된 센서를 이용하여 압력을 측정하고, 압력 차이를 도출하여 압력 차이를 이용하여 유량을 측정한다.The flow measurement unit 150 may include a flow element 151 with an inner diameter smaller than the surrounding area, and a pressure measurement element 152 that measures pressure on the upstream and downstream sides of the flow element 151. The flow element 151 may be formed in various forms such as an orifice, venturi tube, or nozzle. The pressure measuring element 152 measures pressure using sensors installed on the upstream and downstream sides of the flow element 151, derives a pressure difference, and measures flow rate using the pressure difference.

제1 측정 제어 밸브(142)는 측정 바이패스 라인(141)으로 유입되는 증기를 차단하며, 제2 측정 제어 밸브(143)는 측정 바이패스 라인(141)에서 제1 추기 라인(131)으로 증기가 이동하는 것과 증기가 역류하는 것을 차단한다. 이와 같이 제1 측정 제어 밸브(142)와 제2 측정 제어 밸브(143)가 설치되면 유량의 측정이 필요한 경우에만 증기를 측정 바이패스 라인(141)으로 공급하고, 유량 측정이 불필요한 경우에는 측정 바이패스 라인(141)으로 유입되는 증기를 차단하여 유동 엘리먼트(151)에 의한 압력 손실을 최소화할 수 있다.The first measurement control valve 142 blocks steam flowing into the measurement bypass line 141, and the second measurement control valve 143 flows steam from the measurement bypass line 141 to the first extraction line 131. Prevents movement and steam from flowing back. In this way, when the first measurement control valve 142 and the second measurement control valve 143 are installed, steam is supplied to the measurement bypass line 141 only when flow rate measurement is necessary, and when flow rate measurement is not required, steam is supplied to the measurement bypass line 141. By blocking steam flowing into the pass line 141, pressure loss due to the flow element 151 can be minimized.

압력 측정부(145)는 제1 추기 라인(131)에 설치되어 제1 추기 라인(131)의 압력을 측정한다. 압력 측정부(145)는 측정 바이패스 라인(141)과 연결된 부분보다 더 하류측에 설치되어 저압 증기터빈(120)으로 유입되는 증기의 압력을 측정할 수 있다. 이와 같이 유량 측정부(150)와 압력 측정부(145)가 설치되면 보다 확실하게 증기의 유량을 측정할 수 있다.The pressure measuring unit 145 is installed in the first extraction line 131 and measures the pressure of the first extraction line 131. The pressure measuring unit 145 is installed further downstream than the portion connected to the measurement bypass line 141 and can measure the pressure of steam flowing into the low-pressure steam turbine 120. If the flow measurement unit 150 and the pressure measurement unit 145 are installed in this way, the flow rate of steam can be measured more reliably.

유량 제어부(162)는 유량 측정부(150)와 압력 측정부(145)에서 전달된 정보를 바탕으로 추기 조절 밸브(133)를 제어하여 제1 추기 라인(131)을 통해서 저압 증기터빈(120)으로 유입되는 증기의 유량을 제어할 수 있다.The flow control unit 162 controls the extraction control valve 133 based on the information transmitted from the flow measurement unit 150 and the pressure measurement unit 145 to control the low pressure steam turbine 120 through the first extraction line 131. The flow rate of steam flowing into can be controlled.

유량 제어부(162)는 압력 측정부(145)에서 전달된 정보를 바탕으로 저압 증기터빈(120)으로 유입되는 유량을 추정하여 추정 유량을 도출할 수 있다. 또한, 유량 제어부(162)는 도출된 추정 유량과 유량 측정부에서 측정된 측정 유량 중 더 작은 비교 유량을 기 설정된 최소 유량과 비교하여 추기 조절 밸브(133)를 제어할 수 있다. 유량 제어부(162)는 비교 유량이 최소 유량보다 더 작은 경우에는 추기 조절 밸브(133)를 이용하여 저압 증기터빈(120)으로 유입되는 증기의 유량을 증가시킬 수 있다. The flow control unit 162 may estimate the flow rate flowing into the low-pressure steam turbine 120 based on the information transmitted from the pressure measurement unit 145 and derive the estimated flow rate. Additionally, the flow control unit 162 may control the extraction control valve 133 by comparing the smaller comparison flow rate between the derived estimated flow rate and the measured flow rate measured by the flow rate measurement unit with a preset minimum flow rate. If the comparative flow rate is smaller than the minimum flow rate, the flow control unit 162 may increase the flow rate of steam flowing into the low-pressure steam turbine 120 using the extraction control valve 133.

유량 측정부는 증기의 압력 손실을 일으키는데, 상기한 바와 같이 본 실시예에 따르면 측정 바이패스 라인(141)이 설치되고, 측정 바이패스 라인(141)에 제1 측정 제어 밸브(142)와 제2 측정 제어 밸브(143)가 설치되므로 필요한 경우에만 증기가 측정 바이패스 라인으로 유입되어 압력 손실을 최소화할 수 있다. 또한, 본 실시예에 따르면, 추기 차단 밸브(132)가 설치되므로 저압 증기터빈(120)의 가동이 중단되는 경우에는 증기를 확실하게 차단할 수 있다.The flow rate measurement unit causes pressure loss of steam. As described above, according to this embodiment, a measurement bypass line 141 is installed, and a first measurement control valve 142 and a second measurement control valve 142 are installed in the measurement bypass line 141. A control valve 143 is installed so that steam flows into the measurement bypass line only when necessary, minimizing pressure loss. In addition, according to this embodiment, since the extraction blocking valve 132 is installed, steam can be reliably blocked when the operation of the low-pressure steam turbine 120 is stopped.

이하에서는 본 발명의 제1 실시예에 따른 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법에 대해서 설명한다.Hereinafter, a method for controlling the flow rate of a steam turbine system according to the first embodiment of the present invention will be described.

도 2는 본 발명의 제1 실시예에 따른 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법을 설명하기 위한 순서도이다.Figure 2 is a flow chart for explaining a method of controlling the flow rate of a steam turbine system according to the first embodiment of the present invention.

도 1 및 도 2를 참조하여 설명하면, 본 실시예에 따른 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법은 증기 추기 단계(S101), 유량 측정 단계(S102), 압력 측정 단계(S103), 추기 유량 제어 단계(S104), 및 바이패스 제어 단계(S105)를 포함할 수 있다.1 and 2, the flow rate control method of the steam turbine system according to this embodiment includes a steam extraction step (S101), a flow rate measurement step (S102), a pressure measurement step (S103), and an extraction flow rate control step ( S104), and a bypass control step (S105).

증기 추기 단계(S101)는 제1 추기 라인(131)을 이용하여 고압 증기터빈(110)에서 저압 증기터빈(120)으로 증기를 추기하여 공급한다. 증기 추기 단계(S101)는 고압 증기터빈(110)에서 사용된 후의 저압 증기를 저압 증기터빈(120)으로 공급한다.In the steam extraction step (S101), steam is extracted and supplied from the high pressure steam turbine 110 to the low pressure steam turbine 120 using the first extraction line 131. In the steam extraction step (S101), low-pressure steam used in the high-pressure steam turbine 110 is supplied to the low-pressure steam turbine 120.

유량 측정 단계(S102)는 제1 추기 라인(131)에 연결된 측정 바이패스 라인(141)에 설치된 유량 측정부(150)을 이용하여 제1 추기 라인(131)을 통해서 이동하는 증기의 유량을 측정한다. 유량 측정 단계(S102)는 제1 추기 라인(131)에서 일부의 증기를 측정 바이패스 라인(141)으로 공급하여 유동 엘리먼트(151)의 상류와 하류측의 압력을 각각 측정한다.The flow rate measurement step (S102) measures the flow rate of steam moving through the first extraction line 131 using the flow rate measurement unit 150 installed in the measurement bypass line 141 connected to the first extraction line 131. do. In the flow measurement step (S102), some of the vapor is supplied from the first extraction line 131 to the measurement bypass line 141 to measure the pressures on the upstream and downstream sides of the flow element 151, respectively.

압력 측정 단계(S103)는 제1 추기 라인에 설치된 압력 측정부(145)를 이용하여 제1 추기 라인(131)에서 저압 증기터빈(120)으로 유입되는 증기의 압력을 측정한다.In the pressure measurement step (S103), the pressure of steam flowing into the low-pressure steam turbine 120 from the first extraction line 131 is measured using the pressure measuring unit 145 installed in the first extraction line.

추기 유량 제어 단계(S104)는 유량 측정부(150)와 압력 측정부(145)에서 측정된 정보를 바탕으로 제1 추기 라인(131)에 설치된 추기 조절 밸브(133)를 제어한다. 추기 유량 제어 단계(S104)는 압력 측정부(145)에서 전달된 정보를 바탕으로 저압 터빈()으로 유입되는 유량을 추정하여 추정 유량을 도출하고, 추정 유량과 유량 측정 단계(S102)에서 측정된 측정 유량 중 더 적은 유량을 기 설정된 최소 유량과 비교하여 추기 조절 밸브(133)를 제어한다. 추기 유량 제어 단계(S104)는 추정 유량과 측정 유량 중 더 적은 유량이 최소 유량보다 더 적으면 유량 조절 밸브()를 조절하여 저압 증기터빈으로 유입되는 증기의 유량을 증가시킨다.The extraction flow rate control step (S104) controls the extraction control valve 133 installed in the first extraction line 131 based on the information measured by the flow rate measurement unit 150 and the pressure measurement unit 145. The additional flow rate control step (S104) estimates the flow rate flowing into the low-pressure turbine () based on the information transmitted from the pressure measuring unit 145 to derive an estimated flow rate, and the estimated flow rate and the flow rate measurement step (S102) are measured. The purge control valve 133 is controlled by comparing the smaller flow rate among the measured flow rates with the preset minimum flow rate. In the additional flow rate control step (S104), if the smaller of the estimated flow rate and the measured flow rate is less than the minimum flow rate, the flow rate control valve ( ) is adjusted to increase the flow rate of steam flowing into the low-pressure steam turbine.

바이패스 제어 단계(S105)는 측정 바이패스 라인(141)에 설치된 제1 측정 제어 밸브(142)와 제2 측정 제어 밸브(143)를 이용하여 측정 바이패스 라인(141)으로 증기를 공급하거나 차단한다. 바이패스 제어 단계(S105)는 유량의 측정이 필요한 경우에만 증기를 측정 바이패스 라인(141)으로 공급하고, 유량 측정이 불필요한 경우에는 측정 바이패스 라인(141)으로 유입되는 증기를 차단하여 압력 손실을 최소화할 수 있다.The bypass control step (S105) supplies or blocks steam to the measurement bypass line 141 using the first measurement control valve 142 and the second measurement control valve 143 installed in the measurement bypass line 141. do. The bypass control step (S105) supplies steam to the measurement bypass line 141 only when flow rate measurement is necessary, and when flow rate measurement is not necessary, it blocks steam flowing into the measurement bypass line 141 to cause pressure loss. can be minimized.

이하에서는 본 발명의 제2 실시예에 따른 실시예에 따른 증기터빈 시스템에 대해서 설명한다.Hereinafter, a steam turbine system according to the second embodiment of the present invention will be described.

도 3은 본 발명의 제3 실시예에 따른 증기터빈 시스템을 도시한 구성도이다.Figure 3 is a configuration diagram showing a steam turbine system according to a third embodiment of the present invention.

도 3을 참조하여 설명하면, 본 제2 실시예에 따른 증기터빈 시스템(102)은 제2 추기 라인(171)을 제외하고는 상기한 제1 실시예에 따른 증기터빈 시스템과 동일한 구조로 이루어지므로 동일한 구성에 대한 중복 설명은 생략한다.When described with reference to FIG. 3, the steam turbine system 102 according to the second embodiment has the same structure as the steam turbine system according to the first embodiment described above, except for the second extraction line 171. Duplicate descriptions of the same configuration are omitted.

제1 추기 라인(131)에는 제1 추기 라인(131)에서 증기를 추기하여 수요지에게 공급하는 제2 추기 라인(171)이 연결된다. 제2 추기 라인(171)은 가정 등의 수요지에 증기를 물과 혼합하여 온수 형태로 공급하여 지역 난방을 제공할 수 있다.The first extraction line 131 is connected to a second extraction line 171 that extracts steam from the first extraction line 131 and supplies it to a demand destination. The second extraction line 171 can provide district heating by mixing steam with water and supplying it in the form of hot water to demand locations such as homes.

일반적으로 저압 증기터빈(120)을 가동하는 것보다, 제2 추기 라인(171)을 통해서 증기를 공급하는 것이 경제적인 이점이 크므로 제2 추기 라인(171)을 통해서 증기를 공급하는 것이 우선이다. 제2 추기 라인(171)에는 제2 추기 라인(171)을 통해서 이동하는 증기의 유량을 제어하는 유량 제어 밸브(173)가 설치될 수 있다. 또한, 제2 추기 라인(171)에는 증기의 이동을 차단하는 유량 차단 밸브(172)가 설치될 수도 있다.In general, supplying steam through the second extraction line 171 has a greater economic advantage than operating the low-pressure steam turbine 120, so supplying steam through the second extraction line 171 is preferred. . A flow control valve 173 that controls the flow rate of steam moving through the second extraction line 171 may be installed in the second extraction line 171. Additionally, a flow blocking valve 172 that blocks the movement of steam may be installed in the second extraction line 171.

제2 추기 라인(171)으로 증기를 공급하다가, 저압 증기터빈(120)으로 공급되는 증기가 최소 유량보다 더 작은 유량이 되면, 유량 제어 밸브(173)를 이용하여 제2 추기 라인(171)을 통해서 공급되는 증기의 유량을 감소시키고, 저압 증기터빈(120)으로 유입되는 증기의 유량을 증가시킨다.While supplying steam to the second extraction line 171, if the steam supplied to the low-pressure steam turbine 120 becomes less than the minimum flow rate, the second extraction line 171 is closed using the flow control valve 173. Reduces the flow rate of steam supplied through and increases the flow rate of steam flowing into the low-pressure steam turbine 120.

이하에서는 본 발명의 제2 실시예에 따른 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법에 대해서 설명한다.Hereinafter, a method for controlling the flow rate of a steam turbine system according to the second embodiment of the present invention will be described.

도 4는 본 발명의 제2 실시예에 따른 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법을 설명하기 위한 순서도이다.Figure 4 is a flow chart for explaining the flow rate control method of the steam turbine system according to the second embodiment of the present invention.

도 3 및 도 4를 참조하여 설명하면, 본 실시예에 따른 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법은 증기 추기 단계(S201), 유량 측정 단계(S202), 압력 측정 단계(S203), 추기 유량 제어 단계(S204), 바이패스 제어 단계(S205), 및 증기 공급 단계(S206)를 포함할 수 있다.3 and 4, the flow rate control method of the steam turbine system according to this embodiment includes a steam extraction step (S201), a flow rate measurement step (S202), a pressure measurement step (S203), and an extraction flow rate control step ( It may include S204), bypass control step (S205), and steam supply step (S206).

본 제2 실시예에 따른 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법은 증기 공급 단계(S206)를 제외하고는 상기한 제1 실시예에 따른 증기터빈 시스템과 동일한 구조로 이루어지므로 동일한 구성에 대한 중복 설명은 생략한다.The flow rate control method of the steam turbine system according to the second embodiment has the same structure as the steam turbine system according to the first embodiment described above except for the steam supply step (S206), so duplicate description of the same configuration is omitted. do.

증기 공급 단계(S206)는 제1 추기 라인(131)에 연결된 제2 추기 라인(171)을 이용하여 제1 추기 라인(131)에서 증기를 추기하여 수요지에게 공급한다. 증기 공급 단계(S206)는 제2 추기 라인(171)에 설치된 유량 제어 밸브(173)를 이용하여 제2 추기 라인(171)을 통해서 이동하는 증기의 유량을 제어한다. 또한, 증기 공급 단계(S206)는 제2 추기 라인(171)에 설치된 유량 차단 밸브(172)를 이용하여 제2 추기 라인(171)을 통해서 이동하는 증기를 차단할 수 있다.In the steam supply step (S206), steam is extracted from the first extraction line 131 using the second extraction line 171 connected to the first extraction line 131 and supplied to the demand destination. In the steam supply step (S206), the flow rate of steam moving through the second extraction line 171 is controlled using the flow control valve 173 installed in the second extraction line 171. Additionally, the steam supply step (S206) may block steam moving through the second extraction line 171 using the flow rate blocking valve 172 installed in the second extraction line 171.

이상, 본 발명의 일 실시예에 대하여 설명하였으나, 해당 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 특허청구범위에 기재된 본 발명의 사상으로부터 벗어나지 않는 범위 내에서, 구성 요소의 부가, 변경, 삭제 또는 추가 등에 의해 본 발명을 다양하게 수정 및 변경시킬 수 있을 것이며, 이 또한 본 발명의 권리범위 내에 포함된다고 할 것이다.Above, an embodiment of the present invention has been described, but those skilled in the art can add, change, delete or add components without departing from the spirit of the present invention as set forth in the patent claims. The present invention may be modified and changed in various ways, and this will also be included within the scope of the present invention.

101, 102: 증기터빈 시스템 110: 고압 증기터빈
120: 저압 증기터빈 131: 제1 추기 라인
132: 추기 차단 밸브 133: 추기 조절 밸브
141: 측정 바이패스 라인 142: 제1 측정 제어 밸브
143: 제2 측정 제어 밸브 145: 압력 측정부
150: 유량 측정부 151: 유동 엘리먼트
152: 압력측정 엘리먼트 162: 유량 제어부
171: 제2 추기 라인 172: 유량 차단 밸브
173: 유량 제어 밸브101, 102: steam turbine system 110: high pressure steam turbine
120: Low pressure steam turbine 131: First extraction line
132: extraction shutoff valve 133: extraction control valve
141: measurement bypass line 142: first measurement control valve
143: second measurement control valve 145: pressure measurement unit
150: Flow measuring unit 151: Flow element
152: pressure measurement element 162: flow control unit
171: Second extraction line 172: Flow blocking valve
173: flow control valve

Claims (15)

증기를 공급받아 회전력을 생성하는 고압 증기터빈;
상기 고압 증기터빈에서 배출된 증기를 공급받아 회전력을 생성하는 저압 증기터빈;
상기 고압 증기터빈에서 상기 저압 증기터빈으로 증기를 전달하는 제1 추기 라인;
상기 제1 추기 라인에 연결되며 상기 제1 추기 라인에서 증기를 우회시켜서 다시 제1 추기 라인으로 공급하는 측정 바이패스 라인;
상기 측정 바이패스 라인에 연결되어 상기 측정 바이패스 라인을 통해서 이동하는 증기의 유량을 측정하는 유량 측정부; 및
상기 측정 바이패스 라인에 설치되어 상기 측정 바이패스 라인으로 이동하는 증기의 유량을 조절하는 측정 제어 밸브;
를 포함하는 증기터빈 시스템.A high-pressure steam turbine that receives steam and generates rotational power;
A low-pressure steam turbine that generates rotational force by receiving steam discharged from the high-pressure steam turbine;
a first extraction line that transfers steam from the high-pressure steam turbine to the low-pressure steam turbine;
a measurement bypass line connected to the first extraction line and diverting steam from the first extraction line and supplying it back to the first extraction line;
a flow rate measurement unit connected to the measurement bypass line and measuring a flow rate of steam moving through the measurement bypass line; and
a measurement control valve installed in the measurement bypass line to regulate the flow rate of steam moving to the measurement bypass line;
A steam turbine system including. 제1 항에 있어서,
상기 제1 추기 라인에서 상기 측정 바이패스 라인과 연결된 부분보다 더 하류측에 설치되어 상기 저압 증기터빈으로 유입되는 증기의 압력을 측정하는 압력 측정부를 더 포함하는 증기터빈 시스템.According to claim 1,
A steam turbine system further comprising a pressure measuring unit installed further downstream than a portion of the first extraction line connected to the measurement bypass line to measure the pressure of steam flowing into the low-pressure steam turbine. 제2 항에 있어서,
상기 측정 바이패스 라인에서 상기 유량 측정부의 하류에 설치되어 상기 측정 바이패스 라인으로 이동하는 증기의 유량을 조절하는 제2 측정 제어 밸브를 더 포함하는 증기터빈 시스템.According to clause 2,
A steam turbine system further comprising a second measurement control valve installed downstream of the flow rate measurement unit in the measurement bypass line to regulate the flow rate of steam moving to the measurement bypass line. 제2 항에 있어서,
상기 제1 추기 라인에 설치되어 상기 제1 추기 라인을 따라 이동하는 증기의 유량을 조절하는 추기 조절 밸브를 더 포함하는 증기터빈 시스템.According to clause 2,
A steam turbine system further comprising an extraction control valve installed in the first extraction line to control a flow rate of steam moving along the first extraction line. 제4 항에 있어서,
상기 제1 추기 라인에 설치되어 상기 제1 추기 라인을 따라 이동하는 증기를 차단하는 추기 차단 밸브를 더 포함하는 증기터빈 시스템.According to clause 4,
A steam turbine system further comprising an extraction shutoff valve installed in the first extraction line to block steam moving along the first extraction line. 제4 항에 있어서,
상기 유량 측정부와 상기 압력 측정부에서 전달된 정보를 바탕으로 상기 추기 조절 밸브를 제어하여 상기 제1 추기 라인을 통해서 상기 저압 증기터빈으로 유입되는 증기의 유량을 제어하는 유량 제어부를 더 포함하는 증기터빈 시스템.According to clause 4,
Steam further comprising a flow rate control unit for controlling the flow rate of steam flowing into the low-pressure steam turbine through the first extraction line by controlling the extraction control valve based on the information transmitted from the flow rate measurement unit and the pressure measurement unit. turbine system. 제6 항에 있어서,
상기 유량 제어부는 상기 유량 측정부에서 측정된 유량과 상기 압력 측정부에서 측정된 압력을 바탕으로 추정된 유량 중 더 적은 유량과 기 설정된 기 설정된 최소 유량을 비교하여 상기 추기 조절 밸브를 제어하는 증기터빈 시스템.According to clause 6,
The flow control unit is a steam turbine that controls the purge control valve by comparing the lower flow rate among the flow rate measured by the flow rate measurement unit and the flow rate estimated based on the pressure measured by the pressure measurement unit and a preset minimum flow rate. system. 제1 항에 있어서,
상기 유량 측정부는 내경이 주변보다 작은 유동 엘리먼트와 상기 유동 엘리먼트의 상류측과 하류측의 압력을 측정하는 압력측정 엘리먼트를 포함하는 증기터빈 시스템.According to claim 1,
The flow measurement unit is a steam turbine system including a flow element with an inner diameter smaller than the surrounding area and a pressure measurement element that measures pressure on the upstream and downstream sides of the flow element. 제1 항에 있어서,
상기 제1 추기 라인에 연결되어 상기 제1 추기 라인에서 증기를 추기하여 수요자에게 공급하는 제2 추기 라인을 더 포함하는 증기터빈 시스템.According to claim 1,
A steam turbine system further comprising a second extraction line connected to the first extraction line to extract steam from the first extraction line and supply it to a consumer. 제1 항에 있어서,
상기 제2 추기 라인에는 상기 제2 추기 라인을 통해서 이동하는 증기의 유량을 조절하는 유량 제어 밸브가 설치된 증기터빈 시스템.According to claim 1,
A steam turbine system in which a flow control valve is installed in the second extraction line to control the flow rate of steam moving through the second extraction line. 제1 추기 라인을 이용하여 고압 증기터빈에서 저압 증기터빈으로 증기를 공급하는 증기 추기 단계;
상기 제1 추기 라인에 연결된 측정 바이패스 라인에 설치된 유량 측정부를 이용하여 제1 추기 라인을 통해서 이동하는 증기의 유량을 측정하는 유량 측정 단계;
상기 유량 측정부에서 측정된 정보를 바탕으로 상기 제1 추기 라인에 설치된 추기 조절 밸브를 제어하는 추기 유량 제어 단계;
상기 측정 바이패스 라인에 설치된 제1 측정 제어 밸브를 이용하여 상기 측정 바이패스 라인으로 증기를 공급하거나 차단하는 바이패스 제어 단계;
를 포함하는 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법.A steam extraction step of supplying steam from a high-pressure steam turbine to a low-pressure steam turbine using a first extraction line;
A flow rate measurement step of measuring the flow rate of steam moving through the first extraction line using a flow rate measurement unit installed in a measurement bypass line connected to the first extraction line;
An extraction flow rate control step of controlling an extraction control valve installed in the first extraction line based on information measured by the flow rate measurement unit;
A bypass control step of supplying or blocking steam to the measurement bypass line using a first measurement control valve installed in the measurement bypass line;
Flow control method of a steam turbine system including. 제11 항에 있어서,
상기 바이패스 제어 단계는 상기 유량 측정부의 상류에 설치된 제1 측정 제어 밸브와 상기 유량 측정부의 하류에 설치된 제2 측정 제어 밸브를 폐쇄하여 상기 바이패스 라인으로 증기를 차단하는 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법.According to claim 11,
The bypass control step is a flow rate control method of a steam turbine system in which steam is blocked from the bypass line by closing the first measurement control valve installed upstream of the flow measurement unit and the second measurement control valve installed downstream of the flow measurement unit. . 제11 항에 있어서,
압력 측정부를 이용하여 상기 제1 추기 라인에서 상기 저압 증기터빈으로 유입되는 증기의 압력을 측정하는 압력 측정 단계를 더 포함하고,
상기 추기 유량 제어 단계는 상기 압력 측정부에서 전달된 정보를 바탕으로 상기 저압 터빈으로 유입되는 유량을 추정하여 추정 유량을 도출하는 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법.According to claim 11,
It further includes a pressure measurement step of measuring the pressure of steam flowing into the low-pressure steam turbine from the first extraction line using a pressure measuring unit,
The additional flow rate control step is a flow rate control method for a steam turbine system in which the estimated flow rate is derived by estimating the flow rate flowing into the low pressure turbine based on the information transmitted from the pressure measuring unit. 제13 항에 있어서,
상기 추기 유량 제어 단계는 상기 추정 유량과 상기 측정 단계에서 측정된 유량 중 더 작은 유량을 기 설정된 최소 유량과 비교하여 상기 추기 조절 밸브를 제어하는 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법.According to claim 13,
The flow rate control method of a steam turbine system in which the extraction flow rate control step controls the extraction control valve by comparing a smaller flow rate of the estimated flow rate and the flow rate measured in the measurement step with a preset minimum flow rate. 제12 항에 있어서,
상기 제1 추기 라인에 연결된 제2 추기 라인을 이용하여 수요지에 증기를 공급하는 증기 공급 단계를 더 포함하는 증기터빈 시스템의 유량 제어 방법.
According to claim 12,
A flow rate control method for a steam turbine system further comprising a steam supply step of supplying steam to a demand location using a second extraction line connected to the first extraction line.
KR1020220086075A 2022-07-13 2022-07-13 Steam turbine system and flow control method of the same KR20240009051A (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020220086075A KR20240009051A (en) 2022-07-13 2022-07-13 Steam turbine system and flow control method of the same

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020220086075A KR20240009051A (en) 2022-07-13 2022-07-13 Steam turbine system and flow control method of the same

Publications (1)

Publication Number Publication Date
KR20240009051A true KR20240009051A (en) 2024-01-22

Family

ID=89716469

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020220086075A KR20240009051A (en) 2022-07-13 2022-07-13 Steam turbine system and flow control method of the same

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR20240009051A (en)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP3715593B1 (en) Power plant and power output increase controlling method for power plant
US20110023491A1 (en) System and method for supplying fuel to a gas turbine
JP5727951B2 (en) Steam supply system and method for controlling steam supply system
RU2485323C2 (en) Steam turbine and method for determining leakage in steam turbine
KR20210009279A (en) Steam power generation plant, method for modifying steam power generation plant and method for operating steam power generation
WO2015123820A1 (en) Fuel supply line system used for gas turbine
KR20190042246A (en) Combined power generation system using pressure difference power generation
US8689557B2 (en) Steam seal dump re-entry system
JP4794254B2 (en) Steam turbine plant and operation method thereof
CN206320728U (en) Attemperation water system of boiler superheater
JP2001349207A (en) Combined cycle power generation plant
JP4158120B2 (en) Steam turbine plant
US20070177969A1 (en) Method of power generation from pressure control stations of a natural gas distribution system
JP5783458B2 (en) Increased output operation method in steam power plant
CN109209531A (en) A kind of steamer machine-cut cylinder heating system
KR20240009051A (en) Steam turbine system and flow control method of the same
CN102007274A (en) Steam turbine system for a power plant
CN104074561B (en) Throttling adjusting system of cogeneration turbine unit and method of ordering power by heat
JP2013245684A (en) Steam rankine plant
JPH09317405A (en) Cooling system for high-pressure, front stage rotor blade embedded part of steam turbine
JPH09250306A (en) Cooling device of steam turbine
CN213510767U (en) Multi-dragging-one combined cycle unit reheat steam system
CN206724137U (en) A kind of system for preventing economizer exit working medium from vaporizing
JP2006063886A (en) Thermal power plant
KR20170134127A (en) Combined heat and power system with multiple expanders