JP2010209858A

JP2010209858A - Steam turbine device

Info

Publication number: JP2010209858A
Application number: JP2009058749A
Authority: JP
Inventors: Sakae Kawasaki; 榮川崎; Hiroshi Kawakami; 宏川上; Yoshiki Niizeki; 良樹新関; Nobuo Okita; 信雄沖田
Original assignee: Toshiba Corp
Current assignee: Toshiba Corp
Priority date: 2009-03-11
Filing date: 2009-03-11
Publication date: 2010-09-24
Anticipated expiration: 2029-03-11
Also published as: JP5148535B2

Abstract

【課題】蒸気タービンの構成部品等の実機条件下における検証を短期間で行うことができる蒸気タービン装置を提供する。
【解決手段】蒸気タービン装置１０は、蒸気発生器２０と、高圧タービン３０と、蒸気発生器２０で発生した蒸気を高圧タービン３０に導く主蒸気管１００に設けられた主蒸気止め弁４０と、高圧タービン３０から排気された蒸気により駆動される低圧タービン５０と、高圧タービン３０のタービン軸に直結された第１の発電機６０と、低圧タービン５０のタービン軸に直結された第２の発電機６１と、復水器７０とを備えている。また、高圧タービン３０の排気を低圧タービン５０に導く配管１０１には、圧力調整弁８０が設けられている。各グランドシール部に蒸気を供給または各グランドシール部の蒸気を回収して復水器７０に導くグランドシール系統配管１０２ａ〜１０２ｋを備える。
【選択図】図１The present invention provides a steam turbine apparatus capable of performing verification under a real machine condition such as components of a steam turbine in a short period of time.
A steam turbine device (10) includes a steam generator (20), a high pressure turbine (30), a main steam stop valve (40) provided in a main steam pipe (100) for guiding steam generated by the steam generator (20) to the high pressure turbine (30), Low-pressure turbine 50 driven by steam exhausted from high-pressure turbine 30, first generator 60 directly connected to the turbine shaft of high-pressure turbine 30, and second generator directly connected to the turbine shaft of low-pressure turbine 50 61 and a condenser 70 are provided. In addition, a pressure adjustment valve 80 is provided in the pipe 101 that guides the exhaust from the high-pressure turbine 30 to the low-pressure turbine 50. Gland seal system pipes 102 a to 102 k are provided that supply steam to each gland seal part or collect steam from each gland seal part and guide it to the condenser 70.
[Selection] Figure 1

Description

本発明は、蒸気タービン装置に係り、特に、環境負荷低減技術、性能向上技術、信頼性検証技術を総合的に検証できる蒸気タービン装置に関する。 The present invention relates to a steam turbine apparatus, and more particularly to a steam turbine apparatus that can comprehensively verify environmental load reduction technology, performance improvement technology, and reliability verification technology.

火力発電プラントに用いられる蒸気発生器（ボイラ）の燃料の代表的なものとして、天然ガス、石油、石炭などが挙げられる。これらの燃料の中で燃料費が比較的安価で、埋蔵量が多い石炭を使用した石炭火力発電が世界的に多く利用されている。しかしながら、昨今、世界的な地球温暖化防止の対策として、発電プラントより発生するＣＯ_２の削減が必須となってきている。ＣＯ_２の排出量を削減する策の一つとして、蒸気タービンをより高性能化し、燃料の消費を削減することが挙げられる。 Typical fuels for steam generators (boilers) used in thermal power plants include natural gas, oil, and coal. Among these fuels, coal-fired power generation using coal with relatively low fuel costs and large reserves is widely used worldwide. However, recently, reduction of CO ₂ generated from power plants has become essential as a global warming prevention measure. One measure for reducing CO ₂ emissions is to improve the performance of steam turbines and reduce fuel consumption.

蒸気タービンの性能を向上させるには、プラントを制御する各種弁の圧力損失を低減させることや通路部の内部効率を向上させることが重要となる。内部効率を向上させる方法として、翼列の損失低減、吸排気部の圧力損失の低減、通路部より蒸気が漏洩し動力を減ずるために発生する漏洩損失の低減などが挙げられる。これらの損失低減技術は、各製造メーカにおける、計画、解析、モデル検証試験、実機での検証試験を経て初めて実用化される。しかしながら、これらの技術開発プロセスの中で、モデル検証試験から実用化までには長い期間を要し、開発成果が実機に適用されるのは３〜４年程度の期間を要する。 In order to improve the performance of the steam turbine, it is important to reduce the pressure loss of various valves that control the plant and to improve the internal efficiency of the passage portion. Examples of methods for improving the internal efficiency include reduction in blade row loss, reduction in pressure loss in the intake / exhaust portion, reduction in leakage loss caused by steam leaking from the passage portion and reducing power. These loss reduction technologies are only put to practical use after planning, analysis, model verification tests, and verification tests with actual machines at each manufacturer. However, in these technological development processes, it takes a long time from the model verification test to the practical use, and it takes about 3 to 4 years for the development results to be applied to the actual machine.

図７は、従来における蒸気タービンの技術開発プロセスの概要を説明するための図である。 FIG. 7 is a diagram for explaining the outline of a conventional steam turbine technology development process.

図７に示すように、計画を立案し、数値解析等によりパラメータを絞り込み、効果のある形状やシステムを選択する。続いて、選択された形状やシステムを用いてモデル検証試験を行う。例えば、蒸気タービンの翼列のモデル検証試験では、風洞試験やスケールモデルタービン試験などが行われる。続いて、モデル検証試験をされた後、実機に搭載され実機での検証が行われる。続いて、実機での検証に基づいて評価を行い、実機に適用可能か、さらに、解析やモデル検証が必要かを判断する。 As shown in FIG. 7, a plan is made, and parameters are narrowed down by numerical analysis or the like, and an effective shape or system is selected. Subsequently, a model verification test is performed using the selected shape and system. For example, in a model verification test for a cascade of steam turbines, a wind tunnel test, a scale model turbine test, and the like are performed. Subsequently, after a model verification test is performed, it is mounted on the actual machine and verified on the actual machine. Subsequently, an evaluation is performed based on the verification with the actual machine, and it is determined whether it is applicable to the actual machine and further analysis or model verification is necessary.

また、従来の大型火力発電用蒸気タービンは、高圧部、中圧部、低圧部のセクションに分かれ、これをタンデム型に直結、または、高圧軸および中圧軸と、低圧軸との２軸に分けたクロスコンパウンド型の２種類に集約されている（例えば、非特許文献１参照。）。 In addition, the conventional steam turbine for large-scale thermal power generation is divided into a high pressure section, an intermediate pressure section, and a low pressure section, which are directly connected to a tandem type, or two shafts, a high pressure shaft, an intermediate pressure shaft, and a low pressure shaft. It is collected into two types of divided cross-compound types (for example, see Non-Patent Document 1).

蒸気タービン、ターボ機器協会、ｐ４７Steam Turbine, Turbo Equipment Association, p47

上記した従来における蒸気タービンの技術開発プロセスにおいて、例えばモデル検証試験では、実蒸気条件での検証ではなく、流体として空気を用いたり、スケールモデルを用いての検証が行われていた。すなわち、実際の条件とは異なる条件で検証されているので、信頼性を有する検証ができないという問題がある。また、モデル検証試験がなされた技術を実機に適用しようと試みる際にも問題が生じる。すなわち通常、実機は顧客の所有する装置であるため、モデル検証試験がなされた技術を実機に搭載するか否かの判断は顧客によることから、モデル検証試験で検証された技術であるということをもって、実機への適用試験が行なえるわけではない。また、顧客の好意により実機への適用試験が許可されたとしても、顧客側の作動条件が優先されるため、実機における検証をするためには検証条件が不十分となったり、各種の計測にも制約がかかったりすることもある。このように、モデル検証試験がなされた技術を比較的短期間のうちに実機において詳細に検討することは現実的に困難であった。 In the conventional steam turbine technology development process described above, for example, in a model verification test, air is used as a fluid or verification using a scale model is performed instead of verification under actual steam conditions. That is, since verification is performed under conditions different from actual conditions, there is a problem that verification with reliability cannot be performed. There is also a problem when attempting to apply the technology that has undergone the model verification test to the actual machine. In other words, since the actual machine is a device owned by the customer, the decision as to whether or not to install the technology that has undergone the model verification test on the actual machine is by the customer, so that the technology has been verified by the model verification test. However, it is not possible to perform application tests on actual machines. In addition, even if the application test to the actual machine is permitted due to the customer's favor, the operating condition on the customer side is given priority, so the verification condition becomes insufficient for verification on the actual machine, There are also restrictions. As described above, it has been practically difficult to examine the technology for which the model verification test has been performed in detail in a relatively short period on an actual machine.

また、従来の大型火力発電用蒸気タービンは、高圧部、中圧部、低圧部のセクションに分かれ、これをタンデム型に直結、または、高圧軸および中圧軸と、低圧軸との２軸に分けたクロスコンパウンド型の２種類に集約されている。そのために、性能検証上、各セクションの出力を個々に確認することができず、個々のセクションの性能検証を正確に行うことは困難であった。 In addition, the conventional steam turbine for large-scale thermal power generation is divided into a high pressure section, an intermediate pressure section, and a low pressure section, which are directly connected to a tandem type, or two shafts, a high pressure shaft, an intermediate pressure shaft, and a low pressure shaft. There are two types of cross-compound types. For this reason, in the performance verification, the output of each section cannot be confirmed individually, and it is difficult to accurately perform the performance verification of each section.

このように、従来における蒸気タービンの技術開発プロセスにおいては、上記したような様々な制約があるために、新しい技術を本格的に実機に採用するまでには、３〜４年の長い期間を要していた。 As described above, the conventional steam turbine technology development process has various limitations as described above, and thus it takes a long period of 3 to 4 years to fully adopt the new technology in actual equipment. Was.

また、従来においては、新しい技術を実機において検証して、例えば、個々のセクション毎に評価することができる試験設備としての蒸気タービン設備もなかった。 Further, conventionally, there has been no steam turbine facility as a test facility that can verify a new technology in an actual machine and evaluate, for example, each section.

そこで、本発明は、上記課題を解決するためになされたものであり、蒸気タービンの構成部品等の実機条件下における検証を短期間で行うことができる蒸気タービン装置を提供することを目的とする。 Accordingly, the present invention has been made to solve the above-described problems, and an object of the present invention is to provide a steam turbine apparatus that can perform verification under actual machine conditions such as components of the steam turbine in a short period of time. .

上記目的を達成するために、本発明の一態様によれば、蒸気発生器と、前記蒸気発生器で発生した蒸気により駆動される高圧タービンと、前記蒸気発生器で発生した蒸気を前記高圧タービンに導く主蒸気管に設けられた主蒸気止め弁と、前記高圧タービンから排気された蒸気により駆動される低圧タービンと、前記高圧タービンの排気を前記低圧タービンに導く、減圧弁を備えた配管と、前記高圧タービンのタービン軸に直結された第１の発電機と、前記低圧タービンのタービン軸に直結された第２の発電機と、少なくとも前記低圧タービンからの排気を凝縮する復水器と、各グランドシール部に蒸気を供給または各グランドシール部の蒸気を回収して前記復水器に導くグランドシール系統配管とを具備することを特徴とする蒸気タービン装置が提供される。 In order to achieve the above object, according to one aspect of the present invention, a steam generator, a high-pressure turbine driven by steam generated by the steam generator, and steam generated by the steam generator are converted into the high-pressure turbine. A main steam stop valve provided in the main steam pipe leading to the low pressure turbine, a low pressure turbine driven by the steam exhausted from the high pressure turbine, and a pipe having a pressure reducing valve for guiding the exhaust of the high pressure turbine to the low pressure turbine; A first generator directly connected to the turbine shaft of the high-pressure turbine, a second generator directly connected to the turbine shaft of the low-pressure turbine, and a condenser that condenses at least the exhaust from the low-pressure turbine; A steam turbine apparatus comprising: a ground seal system pipe for supplying steam to each ground seal part or collecting steam from each ground seal part and guiding the steam to the condenser. There is provided.

本発明の蒸気タービン装置によれば、蒸気タービンの構成部品等の実機条件下における検証を短期間で行うことができる。 According to the steam turbine apparatus of the present invention, verification under actual machine conditions such as components of the steam turbine can be performed in a short period of time.

本発明に係る第１の実施の形態の蒸気タービン装置の系統構成を示した図である。It is the figure which showed the system | strain structure of the steam turbine apparatus of 1st Embodiment which concerns on this invention. 本発明に係る第２の実施の形態の蒸気タービン装置の系統構成を示した図である。It is the figure which showed the system | strain structure of the steam turbine apparatus of 2nd Embodiment which concerns on this invention. 本発明に係る第３の実施の形態の蒸気タービン装置の系統構成を示した図である。It is the figure which showed the system | strain structure of the steam turbine apparatus of 3rd Embodiment concerning this invention. 本発明に係る第４の実施の形態の蒸気タービン装置の系統構成であって、高圧タービンおよび発電機における系統構成を示した図である。It is the system configuration | structure of the steam turbine apparatus of 4th Embodiment which concerns on this invention, Comprising: It is the figure which showed the system configuration | structure in a high pressure turbine and a generator. 本発明に係る第４の実施の形態の蒸気タービン装置の系統構成であって、低圧タービンおよび発電機における系統構成を示した図である。It is the system configuration | structure of the steam turbine apparatus of 4th Embodiment which concerns on this invention, Comprising: It is the figure which showed the system configuration | structure in a low pressure turbine and a generator. 本発明に係る第５の実施の形態の蒸気タービン装置の系統構成を示した図である。It is the figure which showed the system | strain structure of the steam turbine apparatus of 5th Embodiment which concerns on this invention. 従来における蒸気タービンの技術開発プロセスの概要を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the outline | summary of the technical development process of the conventional steam turbine.

以下、本発明の一実施の形態について図面を参照して説明する。 Hereinafter, an embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings.

（第１の実施の形態）
図１は、本発明に係る第１の実施の形態の蒸気タービン装置１０の系統構成を示した図である。 (First embodiment)
FIG. 1 is a diagram showing a system configuration of a steam turbine apparatus 10 according to a first embodiment of the present invention.

図１に示すように、蒸気タービン装置１０は、蒸気発生器２０と、この蒸気発生器２０で発生した蒸気により駆動される高圧タービン３０と、蒸気発生器２０で発生した蒸気を高圧タービン３０に導く主蒸気管１００に設けられた主蒸気止め弁４０と、高圧タービン３０から排気された蒸気により駆動される低圧タービン５０と、高圧タービン３０のタービン軸に直結された第１の発電機６０と、低圧タービン５０のタービン軸に直結された第２の発電機６１と、排気管１０３を介して導かれた、少なくとも低圧タービン５０からの排気を凝縮する復水器７０とを備えている。 As shown in FIG. 1, the steam turbine device 10 includes a steam generator 20, a high-pressure turbine 30 driven by the steam generated by the steam generator 20, and steam generated by the steam generator 20 to the high-pressure turbine 30. A main steam stop valve 40 provided in the main steam pipe 100 to be guided, a low-pressure turbine 50 driven by steam exhausted from the high-pressure turbine 30, and a first generator 60 directly connected to the turbine shaft of the high-pressure turbine 30 , A second generator 61 directly connected to the turbine shaft of the low-pressure turbine 50, and a condenser 70 that condenses at least the exhaust from the low-pressure turbine 50 that is guided through the exhaust pipe 103.

また、高圧タービン３０の排気を低圧タービン５０に導く配管１０１には、圧力調整弁８０が設けられている。さらに、各グランドシール部に蒸気を供給または各グランドシール部の蒸気を回収して復水器７０に導くグランドシール系統配管１０２ａ〜１０２ｋを備えている。また、主蒸気の一部を配管１０１に導く配管１０４が設けられている。さらに、主蒸気の一部を、高圧タービン３０のグランドシール部および低圧タービン５０の入口側のグランドシール部から回収された蒸気が流れるグランドシール系統配管１０２ｋに導く配管１０５が設けられている。また、グランドシール系統配管１０２ｋの他端は、復水器７０に連通されている。このグランドシール系統配管１０２ｋの復水器７０の近傍には、低圧タービン５０の入口側のグランドシール部に供給する蒸気の圧力を調整する圧力調整弁８１が設けられている。また、復水器７０には、水を供給する配管１２０が設けられている。 In addition, a pressure adjustment valve 80 is provided in the pipe 101 that guides the exhaust gas from the high-pressure turbine 30 to the low-pressure turbine 50. Furthermore, ground seal system pipes 102 a to 102 k are provided that supply steam to each ground seal part or collect steam from each ground seal part and guide the steam to the condenser 70. A pipe 104 that guides a part of the main steam to the pipe 101 is provided. Furthermore, a pipe 105 is provided for guiding a part of the main steam to a gland seal system pipe 102k through which steam collected from the gland seal part of the high-pressure turbine 30 and the gland seal part on the inlet side of the low-pressure turbine 50 flows. Further, the other end of the gland seal system pipe 102k communicates with the condenser 70. In the vicinity of the condenser 70 of the gland seal system pipe 102k, a pressure adjusting valve 81 for adjusting the pressure of steam supplied to the gland seal portion on the inlet side of the low pressure turbine 50 is provided. The condenser 70 is provided with a pipe 120 for supplying water.

ここで、圧力調整弁８０、８１としては、例えば、油圧式または空気式の圧力調整弁などが使用される。 Here, as the pressure regulating valves 80 and 81, for example, hydraulic or pneumatic pressure regulating valves are used.

蒸気発生器２０で発生した蒸気は、主蒸気管１００、主蒸気止め弁４０を通り、高圧タービン３０に供給される。高圧タービン３０に供給された蒸気による膨張仕事によりタービンは回転され、第１の発電機６０により発電される。高圧タービン３０で膨張仕事をした蒸気は、圧力調整弁８０、配管１０１を通り、低圧タービン５０に供給される。この圧力調整弁８０の開度を調整することで、高圧タービン３０の出力（負荷）と低圧タービン５０の出力（負荷）を任意に設定することができる。また、主蒸気の一部は、配管１０４を介して、また、高圧タービン３０の入口側のグランドシール部のうち最上流部（すなわち、高圧タービン３０に最も近い部分）から回収された蒸気の一部は、グランドシール系統配管１０２ｄを介して配管１０１に導かれ、高圧タービン３０から排気される蒸気中に導入される。これによって、高圧タービン３０から排気された蒸気、すなわち低圧タービン５０に供給される蒸気の条件を調整することができる。 The steam generated by the steam generator 20 passes through the main steam pipe 100 and the main steam stop valve 40 and is supplied to the high pressure turbine 30. The turbine is rotated by the expansion work caused by the steam supplied to the high-pressure turbine 30, and the first generator 60 generates power. The steam that has expanded in the high-pressure turbine 30 passes through the pressure control valve 80 and the pipe 101 and is supplied to the low-pressure turbine 50. By adjusting the opening degree of the pressure regulating valve 80, the output (load) of the high-pressure turbine 30 and the output (load) of the low-pressure turbine 50 can be arbitrarily set. Further, a part of the main steam is a part of the steam recovered from the most upstream part (that is, the part closest to the high pressure turbine 30) of the ground seal part on the inlet side of the high pressure turbine 30 through the pipe 104. The part is led to the pipe 101 via the ground seal system pipe 102 d and introduced into the steam exhausted from the high-pressure turbine 30. As a result, the conditions of the steam exhausted from the high-pressure turbine 30, that is, the steam supplied to the low-pressure turbine 50 can be adjusted.

低圧タービン５０に供給された蒸気による膨張仕事によりタービンは回転され、第２の発電機６１により発電される。低圧タービン５０で膨張仕事をした蒸気は、排気管１０３を通り、復水器７０に供給される。復水器７０に供給された蒸気は、凝縮し復水となる。 The turbine is rotated by the expansion work by the steam supplied to the low-pressure turbine 50, and power is generated by the second generator 61. The steam that has expanded by the low-pressure turbine 50 passes through the exhaust pipe 103 and is supplied to the condenser 70. The steam supplied to the condenser 70 is condensed and becomes condensate.

低圧タービン５０の入口側のグランドシール部のうち、最上流部（すなわち、低圧タービン５０に最も近い部分）には、配管１０１から分岐するグランドシール系統配管１０２ｆを介してグランド蒸気が供給される。 Of the ground seal portion on the inlet side of the low-pressure turbine 50, the ground steam is supplied to the most upstream portion (that is, the portion closest to the low-pressure turbine 50) via the ground seal system piping 102 f branched from the piping 101.

高圧タービン３０の入口側のグランドシール部のうち、グランドシール系統配管１０２ｄが設けられた位置よりも下流側（中間部）に配置されたグランドシール系統配管１０２ｃから回収された蒸気、高圧タービン３０の出口側のグランドシール部の上流部に配置されたグランドシール配管系統１０２ｅから回収された蒸気、および低圧タービン５０の入口側のグランドシール部のうちグランドシール系統配管１０２ｆよりも下流側（中間部）に設けられたグランドシール系統配管１０２ｉから回収された蒸気は、圧力調整弁８１により圧力が調整され、配管１０５を介して供給された主蒸気の一部とともに、グランドシール系統配管１０２ｋを介して低圧タービン５０の出口側のグランドシール部のうち最上流部に供給される。また、このグランドシール系統配管１０２ｋを流れる蒸気の一部は、復水器７０に導かれる。このように、グランドシール部からの蒸気に主蒸気の一部を供給することで、低圧タービン５０の出口側のグランドシール部に供給される蒸気の条件を調整することができる。また、グランドシール系統配管１０２ｋを介して復水器７０に供給された蒸気は、凝縮し復水となる。 Of the ground seal portion on the inlet side of the high-pressure turbine 30, steam recovered from the ground seal system pipe 102 c disposed downstream (intermediate portion) from the position where the ground seal system pipe 102 d is provided, Out of the steam recovered from the ground seal piping system 102e disposed at the upstream side of the ground seal portion on the outlet side and the ground seal portion on the inlet side of the low-pressure turbine 50, the downstream side (intermediate portion) of the ground seal system piping 102f. The pressure of the steam recovered from the gland seal system pipe 102i provided at the pressure is adjusted by the pressure control valve 81, and together with a part of the main steam supplied through the pipe 105, the pressure is reduced through the gland seal system pipe 102k. It is supplied to the most upstream portion of the ground seal portion on the outlet side of the turbine 50. A part of the steam flowing through the gland seal system pipe 102k is guided to the condenser 70. Thus, by supplying a part of the main steam to the steam from the gland seal part, the conditions of the steam supplied to the gland seal part on the outlet side of the low-pressure turbine 50 can be adjusted. Further, the steam supplied to the condenser 70 via the gland seal system pipe 102k is condensed and becomes condensate.

また、高圧タービン３０のグランドシール部のうち最下流部（すなわち、高圧タービン３０から最も離れた部分）からグランドシール系統配管１０２ａおよびグランドシール系統配管１０２ｂを介して回収された蒸気と、低圧タービン５０のグランドシール部のうち最下流部からグランドシール系統配管１０２ｇおよびグランドシール系統配管１０２ｈを介して回収された蒸気は、グランドシール系統配管１０２ｊに合流して復水器７０に供給される。復水器７０に供給された蒸気は、凝縮し復水となる。 Further, the steam recovered from the most downstream portion (that is, the portion farthest from the high-pressure turbine 30) of the high-pressure turbine 30 through the ground seal system pipe 102a and the ground seal system pipe 102b, and the low-pressure turbine 50 The steam recovered from the most downstream part of the ground seal part via the ground seal system pipe 102g and the ground seal system pipe 102h joins the ground seal system pipe 102j and is supplied to the condenser 70. The steam supplied to the condenser 70 is condensed and becomes condensate.

上記した復水器７０の復水は、配管１０６を介して、給水ポンプ（図示しない）により、再び蒸気発生器２０に導かれる。 The condensate in the condenser 70 described above is guided again to the steam generator 20 by a water supply pump (not shown) through the pipe 106.

第１の実施の形態の蒸気タービン装置１０によれば、高圧タービン３０のタービン軸に第１の発電機６０を直結し、低圧タービン５０のタービン軸に第２の発電機６１を直結することで、高圧タービン３０および低圧タービン５０それぞれの出力を直接測定することができる。これによって、従来、大型火力発電用蒸気タービン等で測定することができなかった、高圧タービン３０、低圧タービン５０などの各セクションにおける個々の出力を評価することができる。 According to the steam turbine apparatus 10 of the first embodiment, the first generator 60 is directly connected to the turbine shaft of the high-pressure turbine 30, and the second generator 61 is directly connected to the turbine shaft of the low-pressure turbine 50. The output of each of the high pressure turbine 30 and the low pressure turbine 50 can be directly measured. Thereby, it is possible to evaluate individual outputs in each section such as the high-pressure turbine 30 and the low-pressure turbine 50 that could not be conventionally measured by a steam turbine for large-scale thermal power generation.

また、高圧タービン３０の排気を低圧タービン５０に導く配管１０１に圧力調整弁８０を設け、この圧力調整弁８０の開度を調整することで、高圧タービン３０の出力（負荷）と低圧タービン５０の出力（負荷）を任意に設定することができる。そのため、高圧タービン３０、低圧タービン５０それぞれの負荷を変化させた部分負荷性能の検証を行うことができる。さらに、高圧タービン３０の出力（負荷）と低圧タービン５０の出力（負荷）を任意に設定することで、低圧タービン５０の湿り度を変化させて性能を検証することができる。 In addition, a pressure adjustment valve 80 is provided in the pipe 101 that guides the exhaust of the high pressure turbine 30 to the low pressure turbine 50, and the output (load) of the high pressure turbine 30 and the low pressure turbine 50 are adjusted by adjusting the opening degree of the pressure adjustment valve 80. Output (load) can be set arbitrarily. Therefore, it is possible to verify partial load performance in which the loads of the high-pressure turbine 30 and the low-pressure turbine 50 are changed. Furthermore, by arbitrarily setting the output (load) of the high-pressure turbine 30 and the output (load) of the low-pressure turbine 50, the wetness of the low-pressure turbine 50 can be changed to verify the performance.

また、蒸気タービン装置で検証した技術は、直接、実機に反映できるため、検証や開発に費やす期間を大幅に短縮することができる。 Moreover, since the technology verified by the steam turbine device can be directly reflected in the actual machine, the time spent for verification and development can be greatly shortened.

（第２の実施の形態）
図２は、本発明に係る第２の実施の形態の蒸気タービン装置１１の系統構成を示した図である。この第２の実施の形態の蒸気タービン装置１１は、第１の実施の形態の蒸気タービン装置１０における復水器７０に大気と連通する配管１２５を設け、この配管１２５に真空調節弁８２を設けたものである。なお、以下の実施の形態においては、前述した蒸気タービン装置の構成と同一の構成の部分には同一の符号を付して重複する説明を省略または簡略する。 (Second Embodiment)
FIG. 2 is a diagram showing a system configuration of the steam turbine apparatus 11 according to the second embodiment of the present invention. In the steam turbine device 11 of the second embodiment, a pipe 125 communicating with the atmosphere is provided in the condenser 70 in the steam turbine apparatus 10 of the first embodiment, and a vacuum control valve 82 is provided in the pipe 125. It is a thing. In the following embodiments, the same reference numerals are given to the same components as those of the above-described steam turbine apparatus, and redundant descriptions are omitted or simplified.

図２に示すように、復水器７０には、大気と連通する配管１２５が設けられている。また、この配管１２５には、真空調節弁８２が設けられている。この真空調節弁８２としては、例えば、油圧式または空気式の圧力調整弁などが使用される。 As shown in FIG. 2, the condenser 70 is provided with a pipe 125 communicating with the atmosphere. The pipe 125 is provided with a vacuum control valve 82. As the vacuum control valve 82, for example, a hydraulic or pneumatic pressure control valve is used.

この蒸気タービン装置１１では、真空調節弁８２を開き、大気と連通させ、復水器７０内の真空度を調整する。この復水器７０内の真空度を調整すると、低圧タービン５０の最終段における軸流速度が変化する。 In the steam turbine device 11, the vacuum control valve 82 is opened to communicate with the atmosphere, and the degree of vacuum in the condenser 70 is adjusted. When the degree of vacuum in the condenser 70 is adjusted, the axial flow speed in the final stage of the low-pressure turbine 50 changes.

上記したように第２の実施の形態の蒸気タービン装置１１によれば、復水器７０に大気と連通する配管１２５を設け、この配管１２５に真空調節弁８２を設けることで、復水器７０内の真空度を調整し、低圧タービン５０の最終段における軸流速度を変化させることができる。これによって、低圧タービン５０において、部分負荷時の最終段性能や排気室性能を測定することができる。また、蒸気タービン装置で検証した技術は、直接、実機に反映できるため、検証や開発に費やす期間を大幅に短縮することができる。 As described above, according to the steam turbine apparatus 11 of the second embodiment, the condenser 70 is provided with the pipe 125 communicating with the atmosphere, and the pipe 125 is provided with the vacuum control valve 82, whereby the condenser 70 is provided. The degree of vacuum inside can be adjusted, and the axial flow speed in the final stage of the low-pressure turbine 50 can be changed. Thereby, in the low-pressure turbine 50, the final stage performance and the exhaust chamber performance at the time of partial load can be measured. Moreover, since the technology verified by the steam turbine device can be directly reflected in the actual machine, the time spent for verification and development can be greatly shortened.

（第３の実施の形態）
図３は、本発明に係る第３の実施の形態の蒸気タービン装置１２の系統構成を示した図である。この第３の実施の形態の蒸気タービン装置１２は、第１の実施の形態の蒸気タービン装置１０に、所定のグランドシール系統配管および所定の配管に蒸気流量を測定する流量計１１０ａ〜１１０ｉ、復水器７０への給水量を測定する水量流量計１１１およびグランドコンデンサ９０を備えたものである。 (Third embodiment)
FIG. 3 is a diagram showing a system configuration of the steam turbine apparatus 12 according to the third embodiment of the present invention. The steam turbine device 12 according to the third embodiment is similar to the steam turbine device 10 according to the first embodiment except that flow meters 110a to 110i that measure a steam flow rate in a predetermined ground seal system pipe and a predetermined pipe, A water flow meter 111 for measuring the amount of water supplied to the water device 70 and a ground capacitor 90 are provided.

図３に示すように、配管１０５、１０４、グランドシール系統配管１０２ｃ、１０２ｄ、１０２ｅ、１０２ｆ、１０２ｉ、１０２ｋには、それぞれ蒸気流量を測定する流量計１１０ａ〜１１０ｉが設けられている。また、グランドシール系統配管１０２ｋには、低圧タービン５０の出口側のグランドシール部に供給される蒸気の流量を測定する流量計１１０ｈと、復水器に供給される蒸気の流量を測定する流量計１１０ｉが設けられている。 As shown in FIG. 3, pipes 105 and 104 and ground seal system pipes 102 c, 102 d, 102 e, 102 f, 102 i, and 102 k are provided with flow meters 110 a to 110 i that measure the steam flow rate, respectively. The gland seal system pipe 102k includes a flow meter 110h that measures the flow rate of steam supplied to the gland seal portion on the outlet side of the low-pressure turbine 50, and a flow meter that measures the flow rate of steam supplied to the condenser. 110i is provided.

これらの流量計１１０ａ〜１１０ｉは、蒸気の流量に基づく情報を検出するものであり、例えば、差圧式流量計などで構成される。具体的には、流量計１１０ａ〜１１０ｉとして、Ｖコンフローメータ（東京計装社製）などが使用される。なお、流量計１１０ａ〜１１０ｉは、これに限定されるものではなく、蒸気の流量に基づく情報を検出することができ、その検出情報に基づいて蒸気の流量が得られるものであればよい。例えば、流量計１１０ａ〜１１０ｉとして、用途に応じて、しぼり流量計、フロート流量計、タービン流量計などを使用してもよい。 These flow meters 110a to 110i detect information based on the flow rate of steam, and are constituted by, for example, a differential pressure type flow meter. Specifically, V flow meters (manufactured by Tokyo Keiso Co., Ltd.) are used as the flow meters 110a to 110i. Note that the flow meters 110a to 110i are not limited to this, and may be any device that can detect information based on the flow rate of steam and obtain the flow rate of steam based on the detection information. For example, as the flow meters 110a to 110i, a restriction flow meter, a float flow meter, a turbine flow meter, or the like may be used depending on the application.

また、復水器７０へ水を供給する配管１２０には、給水量を測定する水量流量計１１１が設けられている。この水量流量計１１１は、給水される水の流量に基づく情報を検出するものであり、例えば、差圧式流量計などで構成される。具体的には、水量流量計１１１として、Ｖコンフローメータ（東京計装社製）などが使用される。 Further, the pipe 120 for supplying water to the condenser 70 is provided with a water flow meter 111 for measuring the amount of water supply. The water flow meter 111 detects information based on the flow rate of the supplied water, and is constituted by, for example, a differential pressure type flow meter. Specifically, a V conflow meter (manufactured by Tokyo Keiso Co., Ltd.) or the like is used as the water flow meter 111.

また、復水器７０から蒸気発生器２０に復水を導く配管１０６には、復水の流量を測定する復水流量計１１２が設けられている。復水流量計１１２は、復水の流量に基づく情報を検出するものであり、例えば、オリフィス流量計などの差圧式流量計などで構成される。 In addition, a condensate flow meter 112 that measures the flow rate of the condensate is provided in the pipe 106 that guides the condensate from the condenser 70 to the steam generator 20. The condensate flow meter 112 detects information based on the condensate flow rate, and includes, for example, a differential pressure type flow meter such as an orifice flow meter.

なお、水量流量計１１１や復水流量計１１２は、上記したものに限定されるものではなく、それぞれの流量に基づく情報を検出することができ、その検出情報に基づいてそれぞれの流量が得られるものであればよい。 The water flow meter 111 and the condensate flow meter 112 are not limited to those described above, and can detect information based on each flow rate, and each flow rate can be obtained based on the detected information. Anything is acceptable.

また、グランドシール系統配管１０２ｊには、高圧タービン３０のグランドシール部および低圧タービン５０のグランドシール部から回収された蒸気を凝縮して復水とするグランドコンデンサ９０が設けられている。また、グランドコンデンサ９０には、復水量を測定するためのレベルメータ９０ａが設けられている。 The ground seal system pipe 102j is provided with a ground condenser 90 that condenses the steam collected from the ground seal part of the high-pressure turbine 30 and the ground seal part of the low-pressure turbine 50 to condense. The ground capacitor 90 is provided with a level meter 90a for measuring the condensate amount.

上記した構成を備える第３の実施の形態の蒸気タービン装置１２において、グランドシール系統配管１０２ｋに導入される、高圧タービン３０のグランドシール部および低圧タービン５０の入口側のグランドシール部から回収された蒸気の流量は、それぞれ流量計１１０ｃ、１１０ｅ、１１０ｇで測定される。また、グランドシール系統配管１０２ｋに導入される主蒸気の流量は、流量計１１０ａで測定される。また、グランドシール系統配管１０２ｋを介して、低圧タービン５０の出口側のグランドシール部に供給される蒸気の流量は、流量計１１０ｈで測定され、復水器に供給される蒸気の流量は、流量計１１０ｉで測定される。 In the steam turbine apparatus 12 of the third embodiment having the above-described configuration, the steam turbine apparatus 12 is recovered from the ground seal portion of the high-pressure turbine 30 and the ground seal portion on the inlet side of the low-pressure turbine 50 that are introduced into the ground seal system pipe 102k. The flow rate of the steam is measured by flow meters 110c, 110e, and 110g, respectively. Further, the flow rate of the main steam introduced into the gland seal system pipe 102k is measured by the flow meter 110a. Further, the flow rate of steam supplied to the ground seal portion on the outlet side of the low-pressure turbine 50 via the ground seal system pipe 102k is measured by the flow meter 110h, and the flow rate of steam supplied to the condenser is It is measured in total 110i.

また、高圧タービン３０のグランドシール部から回収され、配管１０１に導入される蒸気の流量は、流量計１１０ｄで測定される。配管１０１に導入される主蒸気の流量は、流量計１１０ｂで測定される。また、この配管１０１から導出され、低圧タービン５０の入口側のグランドシール部に供給される蒸気の流量は、流量計１１０ｆで測定される。 Further, the flow rate of the steam collected from the ground seal portion of the high-pressure turbine 30 and introduced into the pipe 101 is measured by the flow meter 110d. The flow rate of the main steam introduced into the pipe 101 is measured by the flow meter 110b. Further, the flow rate of the steam led out from the pipe 101 and supplied to the gland seal portion on the inlet side of the low-pressure turbine 50 is measured by the flow meter 110f.

また、高圧タービン３０のグランドシール部および低圧タービン５０のグランドシール部から回収された蒸気は、グランドシール系統配管１０２ｊを介してグランドコンデンサ９０に導入される。グランドコンデンサ９０に供給された蒸気は、凝縮し復水となる。この際、空気は外部に排出される。凝縮した復水は、グランドコンデンサ９０内で一旦保留され、保留時間とレベルメータ９０ａの変化により復水量の変化を測定し、それに基づいて蒸気の流量を得る。保留された復水は、所定量になると、グランドシール系統配管１０２ｊを介して復水器７０へ導出される。 Further, the steam recovered from the ground seal portion of the high-pressure turbine 30 and the ground seal portion of the low-pressure turbine 50 is introduced into the ground condenser 90 through the ground seal system pipe 102j. The steam supplied to the ground condenser 90 is condensed and becomes condensed water. At this time, the air is discharged to the outside. The condensed condensate is temporarily held in the ground condenser 90, and the change in the condensate amount is measured based on the holding time and the change in the level meter 90a, and the flow rate of steam is obtained based on the change. When the reserved condensate reaches a predetermined amount, it is led out to the condenser 70 via the gland seal system pipe 102j.

また、復水器７０から蒸気発生器２０に供給される復水の流量は、復水流量計１１２で測定される。 Further, the flow rate of the condensate supplied from the condenser 70 to the steam generator 20 is measured by the condensate flow meter 112.

このようにして、高圧タービン３０のグランドシール部および低圧タービン５０のグランドシール部における蒸気の入出流量を測定することができる。 In this manner, the flow rate of the steam at the ground seal portion of the high pressure turbine 30 and the ground seal portion of the low pressure turbine 50 can be measured.

上記したように第３の実施の形態の蒸気タービン装置１２によれば、所定のグランドシール系統配管および所定の配管に蒸気流量を測定する流量計を設けることで、従来の大型火力発電用蒸気タービンでは測定することができなかった、例えば、高圧タービン３０のグランドシール部および低圧タービン５０のグランドシール部における蒸気の入出流量を正確に把握することができる。これにより、タービン性能の測定精度を向上させることができる。また、蒸気タービン装置で検証した技術は、直接、実機に反映できるため、検証や開発に費やす期間を大幅に短縮することができる。 As described above, according to the steam turbine apparatus 12 of the third embodiment, a conventional large-scale steam turbine for thermal power generation is provided by providing a predetermined ground seal system pipe and a flow meter for measuring the steam flow rate in the predetermined pipe. Thus, for example, it is possible to accurately grasp the steam flow in and out of the gland seal portion of the high-pressure turbine 30 and the gland seal portion of the low-pressure turbine 50 that could not be measured. Thereby, the measurement accuracy of turbine performance can be improved. Moreover, since the technology verified by the steam turbine device can be directly reflected in the actual machine, the time spent for verification and development can be greatly shortened.

なお、第３の実施の形態の蒸気タービン装置１２に、第２の実施の形態の蒸気タービン装置１１と同様に、復水器７０に大気と連通する配管１２５を設け、この配管１２５に真空調節弁８２を設けてもよい。これによって、上記効果に加え、第２の実施の形態の蒸気タービン装置１１と同様の効果を得ることができる。 The steam turbine device 12 of the third embodiment is provided with a pipe 125 communicating with the atmosphere in the condenser 70 as in the steam turbine apparatus 11 of the second embodiment. A valve 82 may be provided. Thereby, in addition to the above-described effects, the same effects as those of the steam turbine apparatus 11 of the second embodiment can be obtained.

（第４の実施の形態）
図４は、本発明に係る第４の実施の形態の蒸気タービン装置１３の系統構成であって、高圧タービン３０および発電機６０における系統構成を示した図である。図５は、本発明に係る第４の実施の形態の蒸気タービン装置１３の系統構成であって、低圧タービン５０および発電機６１における系統構成を示した図である。なお、本系統構成の構成は、前述した第１の実施から第３の実施の形態の蒸気タービン装置、および後述する第５の実施の形態の蒸気タービン装置のいずれの系統構成にも備えることができる。 (Fourth embodiment)
FIG. 4 is a system configuration of the steam turbine apparatus 13 according to the fourth embodiment of the present invention, and shows the system configuration of the high-pressure turbine 30 and the generator 60. FIG. 5 is a system configuration of the steam turbine apparatus 13 according to the fourth embodiment of the present invention and is a system configuration of the low-pressure turbine 50 and the generator 61. In addition, the structure of this system | strain structure is equipped with any system | strain structure of the steam turbine apparatus of 1st Embodiment mentioned above to 3rd Embodiment, and the steam turbine apparatus of 5th Embodiment mentioned later. it can.

この第４の実施の形態の蒸気タービン装置１３は、図４に示すように、高圧タービン３０および発電機６０におけるスラスト軸受１３０、ラジアル軸受１３１ａ〜１３１ｄに導入される潤滑油の流量を測定する流量計１４０ａ〜１４０ｅを備えている。また、蒸気タービン装置１３は、図５に示すように、低圧タービン５０および発電機６１におけるスラスト軸受１５０、ラジアル軸受１５１ａ〜１５１ｄに導入される潤滑油の流量を測定する流量計１６０ａ〜１６０ｅを備えている。なお、ここでは、軸受に導入される潤滑油の流量を測定するように流量計を備えているが、軸受から排出される潤滑油の流量を測定するように流量計を備えてもよい。 As shown in FIG. 4, the steam turbine apparatus 13 of the fourth embodiment is a flow rate for measuring the flow rate of lubricating oil introduced into the thrust bearing 130 and the radial bearings 131 a to 131 d in the high-pressure turbine 30 and the generator 60. A total of 140a to 140e is provided. Further, as shown in FIG. 5, the steam turbine device 13 includes flow meters 160 a to 160 e that measure the flow rate of the lubricating oil introduced into the thrust bearing 150 and the radial bearings 151 a to 151 d in the low-pressure turbine 50 and the generator 61. ing. Here, the flow meter is provided so as to measure the flow rate of the lubricating oil introduced into the bearing, but the flow meter may be provided so as to measure the flow rate of the lubricating oil discharged from the bearing.

また、第４の実施の形態の蒸気タービン装置１３は、図示していないが、これらの軸受に導入される潤滑油の温度、およびこれらの軸受から排出される潤滑油の温度を測定する温度センサを備えている。 Further, although not shown, the steam turbine apparatus 13 of the fourth embodiment is a temperature sensor that measures the temperature of the lubricating oil introduced into these bearings and the temperature of the lubricating oil discharged from these bearings. It has.

潤滑油の流量を測定する流量計１４０ａ〜１４０ｅ、１６０ａ〜１６０ｅは、潤滑油の流量に基づく情報を検出するものであり、例えば、差圧式流量計などで構成される。具体的には、流量計１４０ａ〜１４０ｅ、１６０ａ〜１６０ｅとして、Ｖコンフローメータ（東京計装社製）などが使用される。なお、流量計１４０ａ〜１４０ｅ、１６０ａ〜１６０ｅは、これに限定されるものではなく、潤滑油の流量に基づく情報を検出することができ、その検出情報に基づいて潤滑油の流量が得られるものであればよい。 The flow meters 140a to 140e and 160a to 160e that measure the flow rate of the lubricating oil are for detecting information based on the flow rate of the lubricating oil, and include, for example, a differential pressure type flow meter. Specifically, V flow meters (manufactured by Tokyo Keiso Co., Ltd.) are used as the flow meters 140a to 140e and 160a to 160e. The flow meters 140a to 140e and 160a to 160e are not limited to this, and can detect information based on the flow rate of the lubricating oil and obtain the flow rate of the lubricating oil based on the detected information. If it is.

潤滑油の温度を測定する温度センサは、潤滑油の温度に基づく情報を検出するものであり、例えば、熱電対で構成される。なお、潤滑油に接触させて温度を検知する温度センサを使用する場合には、潤滑油の影響を受けない耐油性のものを使用することが好ましい。 The temperature sensor that measures the temperature of the lubricating oil detects information based on the temperature of the lubricating oil, and is composed of, for example, a thermocouple. In the case of using a temperature sensor that detects the temperature in contact with the lubricating oil, it is preferable to use an oil-resistant one that is not affected by the lubricating oil.

上記したように、潤滑油の流量および温度を測定し、その結果に基づいて、軸受における回転による摩擦損失、すなわち軸受における機械損失を算出することができる。具体的には、潤滑油が軸受を通過することで与えられた熱量に基づいて、軸受における摩擦損失、すなわち軸受における機械損失を算出する。 As described above, the flow rate and temperature of the lubricating oil are measured, and the friction loss due to the rotation in the bearing, that is, the mechanical loss in the bearing can be calculated based on the result. Specifically, the friction loss in the bearing, that is, the mechanical loss in the bearing is calculated based on the amount of heat given by the lubricating oil passing through the bearing.

上記したように第４の実施の形態の蒸気タービン装置１３によれば、軸受に導入される潤滑油の流量を測定する流量計、および潤滑油の温度を測定する温度センサを設けることで、各軸受における摩擦損失、すなわち各軸受における機械損失を算出することができる。これによって、タービン性能を正確に検証することができとともに、軸受の性能検証を容易にかつ正確に行うことができる。また、蒸気タービン装置で検証した技術は、直接、実機に反映できるため、検証や開発に費やす期間を大幅に短縮することができる。 As described above, according to the steam turbine device 13 of the fourth embodiment, by providing a flow meter that measures the flow rate of the lubricating oil introduced into the bearing and a temperature sensor that measures the temperature of the lubricating oil, The friction loss in the bearing, that is, the mechanical loss in each bearing can be calculated. As a result, the turbine performance can be verified accurately, and the performance verification of the bearing can be performed easily and accurately. Moreover, since the technology verified by the steam turbine device can be directly reflected in the actual machine, the time spent for verification and development can be greatly shortened.

（第５の実施の形態）
図６は、本発明に係る第５の実施の形態の蒸気タービン装置１４の系統構成を示した図である。この第５の実施の形態の蒸気タービン装置１４は、第１の実施の形態の蒸気タービン装置１０に、減圧弁１７０と減温器１８０を備えたものである。 (Fifth embodiment)
FIG. 6 is a diagram showing a system configuration of the steam turbine apparatus 14 according to the fifth embodiment of the present invention. The steam turbine device 14 according to the fifth embodiment includes the pressure reducing valve 170 and the temperature reducer 180 in the steam turbine device 10 according to the first embodiment.

図６に示すように、減圧弁１７０と減温器１８０は、主蒸気止め弁４０よりも上流側の主蒸気管に介在するように設けられている。 As shown in FIG. 6, the pressure reducing valve 170 and the temperature reducer 180 are provided so as to be interposed in the main steam pipe on the upstream side of the main steam stop valve 40.

蒸気発生器２０で発生した蒸気は、減圧弁１７０により適正な圧力まで減圧され、減温器１８０により適正な温度まで下げられ、主蒸気止め弁４０を通り、高圧タービン３０に供給される。また、高圧タービン３０に供給される蒸気の圧力および温度を調整することで、低圧タービン５０における湿り度を任意に設定することができる。 The steam generated by the steam generator 20 is reduced to an appropriate pressure by the pressure reducing valve 170, lowered to an appropriate temperature by the temperature reducer 180, passes through the main steam stop valve 40, and is supplied to the high pressure turbine 30. Moreover, the wetness degree in the low pressure turbine 50 can be arbitrarily set by adjusting the pressure and temperature of the steam supplied to the high pressure turbine 30.

なお、第５の実施の形態の蒸気タービン装置１４は、高圧タービン３０に供給される蒸気の圧力および温度を調整することができるので、原子力用の蒸気タービンへの適用試験に用いる蒸気タービン装置として好適である。 Note that the steam turbine device 14 of the fifth embodiment can adjust the pressure and temperature of the steam supplied to the high-pressure turbine 30, so that it is used as a steam turbine device used for an application test to a nuclear steam turbine. Is preferred.

この第５の実施の形態の蒸気タービン装置１４によれば、主蒸気止め弁４０の上流側に減圧弁１７０と減温器１８０を設けることで、高圧タービン３０に供給される蒸気の圧力および温度を適正に調整することができる。また、低圧タービン５０における湿り度を任意に設定することができるので、低圧タービン５０の湿り度を変化させて性能を検証することができる。また、蒸気タービン装置で検証した技術は、直接、実機に反映できるため、検証や開発に費やす期間を大幅に短縮することができる。 According to the steam turbine device 14 of the fifth embodiment, the pressure and temperature of the steam supplied to the high-pressure turbine 30 are provided by providing the pressure reducing valve 170 and the temperature reducer 180 upstream of the main steam stop valve 40. Can be adjusted appropriately. Moreover, since the wetness degree in the low pressure turbine 50 can be set arbitrarily, performance can be verified by changing the wetness degree of the low pressure turbine 50. Moreover, since the technology verified by the steam turbine device can be directly reflected in the actual machine, the time spent for verification and development can be greatly shortened.

なお、第５の実施の形態の蒸気タービン装置１４に、第２の実施の形態の蒸気タービン装置１１と同様に、復水器７０に大気と連通する配管１２５を設け、この配管１２５に真空調節弁８２を設けてもよい。これによって、上記効果に加え、第２の実施の形態の蒸気タービン装置１１と同様の効果を得ることができる。 The steam turbine device 14 of the fifth embodiment is provided with a pipe 125 communicating with the atmosphere in the condenser 70 as in the steam turbine apparatus 11 of the second embodiment, and the pipe 125 is subjected to vacuum control. A valve 82 may be provided. Thereby, in addition to the above-described effects, the same effects as those of the steam turbine apparatus 11 of the second embodiment can be obtained.

また、第５の実施の形態の蒸気タービン装置１４に、第３の実施の形態の蒸気タービン装置１２と同様に、所定のグランドシール系統配管および所定の配管に蒸気流量を測定する流量計を設けてもよい。これによって、上記効果に加え、第３の実施の形態の蒸気タービン装置１２と同様の効果を得ることができる。 Further, the steam turbine device 14 of the fifth embodiment is provided with a flow meter for measuring the steam flow rate in a predetermined ground seal system piping and a predetermined piping, similarly to the steam turbine device 12 of the third embodiment. May be. Thereby, in addition to the above-described effects, the same effects as those of the steam turbine apparatus 12 of the third embodiment can be obtained.

以上、本発明を一実施の形態により具体的に説明したが、本発明はこれらの実施の形態にのみ限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々変更可能である。例えば、上記した蒸気タービン装置には、各種測定装置を取り付けるための座を適宜設けることができる。例えば、この座に装置内部の流れなどを測定する装置を取り付けることなどができる。 Although the present invention has been specifically described above with reference to the embodiments, the present invention is not limited to these embodiments, and various modifications can be made without departing from the scope of the invention. For example, the above-described steam turbine apparatus can be appropriately provided with a seat for attaching various measuring apparatuses. For example, a device for measuring the flow inside the device can be attached to the seat.

１０、１１、１２、１３、１４…蒸気タービン装置、２０…蒸気発生器、３０…高圧タービン、４０…主蒸気止め弁、５０…低圧タービン、６０…第１の発電機、６１…第２の発電機、７０…復水器、８０、８１…圧力調整弁、８２…真空調節弁、９０…グランドコンデンサ、１００…主蒸気管、１０１、１０４、１０５、１０６、１２０…配管、１０２ａ〜１０２ｋ…グランドシール系統配管、１０３…排気管、１１０ａ〜１１０ｉ、１４０ａ〜１４０ｅ、１６０ａ〜１６０ｅ…流量計、１１１…水量流量計、１１２…復水流量計、１３０、１５０…スラスト軸受、１３１ａ〜１３１ｄ、１５１ａ〜１５１ｄ…ラジアル軸受、１７０…減圧弁、１８０…減温器。 DESCRIPTION OF SYMBOLS 10, 11, 12, 13, 14 ... Steam turbine apparatus, 20 ... Steam generator, 30 ... High pressure turbine, 40 ... Main steam stop valve, 50 ... Low pressure turbine, 60 ... 1st generator, 61 ... 2nd Generator: 70 ... Condenser, 80, 81 ... Pressure regulating valve, 82 ... Vacuum regulating valve, 90 ... Ground condenser, 100 ... Main steam pipe, 101, 104, 105, 106, 120 ... Piping, 102a-102k ... Gland seal system pipe, 103 ... exhaust pipe, 110a to 110i, 140a to 140e, 160a to 160e ... flow meter, 111 ... water flow meter, 112 ... condensate flow meter, 130, 150 ... thrust bearing, 131a-131d, 151a ˜151d Radial bearing, 170 Pressure reducing valve, 180 Temperature reducer.

Claims

A steam generator;
A high-pressure turbine driven by steam generated by the steam generator;
A main steam stop valve provided in a main steam pipe for guiding the steam generated by the steam generator to the high-pressure turbine;
A low pressure turbine driven by steam exhausted from the high pressure turbine;
A pipe with a pressure reducing valve for guiding the exhaust of the high pressure turbine to the low pressure turbine;
A first generator directly connected to the turbine shaft of the high-pressure turbine;
A second generator directly connected to the turbine shaft of the low-pressure turbine;
A condenser for condensing at least the exhaust from the low-pressure turbine;
A steam turbine apparatus comprising: a ground seal system pipe that supplies steam to each ground seal part or collects steam from each ground seal part and guides the steam to the condenser.

The steam turbine apparatus according to claim 1, wherein a pipe communicating with the atmosphere is provided in the condenser, and a vacuum control valve is provided in the pipe.

The gland seal system pipe is provided with a steam flow meter for detecting information based on the flow rate of steam supplied to each gland seal part and information based on the flow rate of steam collected from each gland seal part. The steam turbine apparatus according to claim 1 or 2.

An oil flow meter for detecting information based on a supply amount of lubricating oil introduced into a bearing portion in the high-pressure turbine and the low-pressure turbine, or information based on a discharge amount of lubricating oil discharged from the bearing portion;
And an oil thermometer for detecting information based on the temperature of the lubricating oil introduced into the bearing portion in the high-pressure turbine and the low-pressure turbine, and information based on the temperature of the lubricating oil discharged from the bearing portion. The steam turbine apparatus according to claim 1, wherein the steam turbine apparatus is characterized.

The steam turbine apparatus according to any one of claims 1 to 4, wherein a pressure reducing valve and a temperature reducer are provided in the main steam pipe upstream of the main gas stop valve.