JP2016090127A - Power generation plant and operation method of power generation plant - Google Patents
Power generation plant and operation method of power generation plant Download PDFInfo
- Publication number
- JP2016090127A JP2016090127A JP2014224525A JP2014224525A JP2016090127A JP 2016090127 A JP2016090127 A JP 2016090127A JP 2014224525 A JP2014224525 A JP 2014224525A JP 2014224525 A JP2014224525 A JP 2014224525A JP 2016090127 A JP2016090127 A JP 2016090127A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- steam
- condensate
- spray water
- water
- supplied
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Images
Landscapes
- Control Of Turbines (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Heat Treatment Of Water, Waste Water Or Sewage (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
Abstract
Description
本発明は、発電プラント及び発電プラントの運転方法に関し、例えば、蒸気タービンにスプレー水を供給する発電プラント及び発電プラントの運転方法に関する。 The present invention relates to a power plant and a method for operating the power plant, for example, a power plant for supplying spray water to a steam turbine and a method for operating the power plant.
従来、陸用火力発電プラントの復水などの水質を管理する発電プラントの運転方法が提案されている(例えば、特許文献1参照)。この発電プラントの運転方法では、復水器などの検水の水質が異常値となった際に、通常の手順とは異なる緊急処置手順により処置を行うので、復水器などにおける海水のリークを従来より確実に検出することが可能となる。 Conventionally, a method of operating a power plant that manages water quality such as condensate of a land-based thermal power plant has been proposed (see, for example, Patent Document 1). In this power plant operation method, when the quality of the sample water such as a condenser becomes an abnormal value, the emergency treatment procedure is different from the normal procedure. It becomes possible to detect more reliably than before.
ところで、陸用火力発電プラントにおいては、蒸気タービンにスプレー水として復水を供給して蒸気タービン内の蒸気の温度を調節する場合がある。この場合、復水器で海水リークが発生して復水に海水が混入すると、スプレー水にも塩分などの海水成分及び海水中の溶存酸素が混入し、海水成分及び溶存酸素が混入したスプレー水が蒸気系統及びタービンに供給されて蒸気系統及びタービンの腐食が促進されるなどの不具合が生じる場合がある。 By the way, in a land thermal power plant, there is a case where condensate is supplied as spray water to the steam turbine to adjust the temperature of the steam in the steam turbine. In this case, when seawater leaks in the condenser and seawater is mixed into the condensate, the spray water is mixed with seawater components such as salinity and dissolved oxygen in the seawater, and the spray water is mixed with seawater components and dissolved oxygen. Is sometimes supplied to the steam system and the turbine to cause the corrosion of the steam system and the turbine to be accelerated.
本発明は、このような実情に鑑みてなされたものであり、復水器で海水リークが生じた場合であっても、スプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減できる発電プラント及び発電プラントの運転方法を提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of such circumstances, and even when seawater leaks occur in a condenser, a power plant that can reduce the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed in spray water, and It aims at providing the operating method of a power plant.
本発明の発電プラントは、蒸気を発生させるボイラと、前記ボイラから供給される蒸気を過熱する過熱器と、前記過熱器から過熱された蒸気が供給される蒸気タービンと、前記蒸気タービンから供給される蒸気を冷却して復水とする復水器と、前記蒸気タービンの蒸気に前記復水を第1スプレー水として供給する第1スプレー水供給ラインと、前記第1スプレー水に純水を供給する純水供給部と、前記第1スプレー水にヒドラジン系薬剤を供給する薬剤供給部とを備えたことを特徴とする。 The power plant according to the present invention includes a boiler that generates steam, a superheater that superheats the steam supplied from the boiler, a steam turbine that is supplied with steam that is superheated from the superheater, and a steam turbine that is supplied from the steam turbine. A condenser for cooling the steam to be condensed, a first spray water supply line for supplying the condensed water as the first spray water to the steam of the steam turbine, and supplying pure water to the first spray water And a drug supply unit that supplies a hydrazine-based drug to the first spray water.
この発電プラントによれば、第1スプレー水として蒸気タービンに供給される復水に純水及びヒドラジン系薬剤を供給できるので、復水器が海水リークして復水に海水成分が混入し得る場合であっても、第1スプレー水として用いられる復水中に純水を供給し、又は復水に代えて純水を第1スプレー水として用いることが可能となる。これにより、発電プラントは、復水器で海水リークが生じた場合であっても、第1スプレー水への海水成分及び溶存酸素などの混入量を低減することが可能となる。したがって、復水器の海水リークに伴う蒸気タービン内への海水成分の侵入による蒸気タービンの腐食を防止することができる。 According to this power plant, pure water and hydrazine chemicals can be supplied to the condensate supplied to the steam turbine as the first spray water, so that the condenser leaks seawater and seawater components can be mixed into the condensate. Even so, it is possible to supply pure water into the condensate used as the first spray water, or to use pure water as the first spray water instead of the condensate. Thereby, even if it is a case where seawater leak arises with a condenser, a power generation plant can reduce the amount of seawater components, dissolved oxygen, etc. in the 1st spray water. Therefore, corrosion of the steam turbine due to intrusion of seawater components into the steam turbine due to seawater leak of the condenser can be prevented.
本発明の発電プラントにおいては、前記過熱器に第2スプレー水として前記復水を供給する第2スプレー水供給ラインを備え、前記純水供給部は、前記第2スプレー水に前記純水を供給し、前記薬剤供給部は、前記第2スプレー水に前記ヒドラジン系薬剤を供給することが好ましい。この構成により、発電プラントは、第2スプレー水として過熱器に供給される復水に純水及びヒドラジン系薬剤を供給できるので、復水器が海水リークして復水に海水成分が混入し得る場合であっても、第2スプレー水として用いられる復水中に純水を供給し、又は復水に代えて純水を第2スプレー水として用いることが可能となる。これにより、発電プラントは、復水器で海水リークが生じた場合であっても、第2スプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減することが可能となり、復水器の海水リークに伴う蒸気タービン内への海水成分の侵入による過熱器の腐食を防止することができる。 In the power plant of the present invention, the superheater includes a second spray water supply line that supplies the condensed water as the second spray water, and the pure water supply unit supplies the pure water to the second spray water. The drug supply unit preferably supplies the hydrazine-based drug to the second spray water. With this configuration, the power plant can supply pure water and hydrazine chemicals to the condensate supplied to the superheater as the second spray water, so that the condenser leaks seawater and seawater components can be mixed into the condensate. Even in this case, it is possible to supply pure water to the condensate used as the second spray water, or to use pure water as the second spray water instead of the condensate. As a result, the power plant can reduce the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed into the second spray water even when seawater leaks in the condenser. Corrosion of the superheater due to the intrusion of seawater components into the steam turbine can be prevented.
本発明の発電プラントにおいては、前記過熱器は、前記ボイラから供給される蒸気を過熱する第1過熱器と、前記第1過熱器で過熱された蒸気を更に過熱する第2過熱器と、を含み、前記第2スプレー水は、前記第1過熱器で過熱された蒸気に供給されることが好ましい。この構成により、発電プラントは、復水器で海水リークが生じた場合であっても、第2スプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減することが可能となり、復水器の海水リークに伴う蒸気タービン内への海水成分の侵入による第2過熱器の腐食を防止することができる。 In the power plant of the present invention, the superheater comprises: a first superheater that superheats the steam supplied from the boiler; and a second superheater that further superheats the steam superheated by the first superheater. Preferably, the second spray water is supplied to the steam heated by the first superheater. With this configuration, the power plant can reduce the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed in the second spray water even when seawater leaks in the condenser. Corrosion of the second superheater due to intrusion of seawater components into the steam turbine due to leakage can be prevented.
本発明の発電プラントにおいては、前記過熱器は、前記蒸気タービンから供給される蒸気を再加熱する再過熱器を含み、前記第2スプレー水は、前記蒸気タービンから前記再過熱器に供給される蒸気に供給されることが好ましい。この構成により、発電プラントは、復水器で海水リークが生じた場合であっても、第2スプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減することが可能となり、復水器の海水リークに伴う蒸気タービン内への海水成分の侵入による再過熱器の腐食を防止することができる。 In the power plant of the present invention, the superheater includes a resuperheater that reheats the steam supplied from the steam turbine, and the second spray water is supplied from the steam turbine to the resuperheater. It is preferably supplied to the steam. With this configuration, the power plant can reduce the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed in the second spray water even when seawater leaks in the condenser. Corrosion of the reheater due to intrusion of seawater components into the steam turbine due to leakage can be prevented.
本発明の発電プラントにおいては、前記復水中の塩化物イオン濃度を測定する塩化物イオン測定装置と、前記塩化物イオン測定装置で測定した塩化物イオン濃度に基づいて前記第1スプレー水への前記純水及び前記ヒドラジン系薬剤の供給量を制御する制御部と、を備えたことが好ましい。この構成により、発電プラントは、復水中の塩化物イオン濃度に応じて純水及びヒドラジン系薬剤の供給量を制御できるので、効率良く第1スプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減することが可能となる。 In the power plant of the present invention, a chloride ion measuring device for measuring the chloride ion concentration in the condensate, and the first spray water based on the chloride ion concentration measured by the chloride ion measuring device. And a control unit that controls the supply amount of pure water and the hydrazine-based drug. With this configuration, the power plant can control the supply amount of pure water and hydrazine chemicals according to the chloride ion concentration in the condensate, thus efficiently reducing the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed in the first spray water. It becomes possible to do.
本発明の発電プラントにおいては、前記復水中の塩化物イオン濃度を測定する塩化物イオン測定装置と、前記塩化物イオン測定装置で測定した塩化物イオン濃度に基づいて前記第2スプレー水への前記純水及び前記ヒドラジン系薬剤の供給量を制御する制御部と、を備えたことが好ましい。この構成により、発電プラントは、復水中の塩化物イオン濃度に応じて純水及びヒドラジン系薬剤の供給量を制御できるので、効率良く第2スプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減することが可能となる。 In the power plant of the present invention, a chloride ion measuring device for measuring the chloride ion concentration in the condensate, and the second spray water based on the chloride ion concentration measured by the chloride ion measuring device. And a control unit that controls the supply amount of pure water and the hydrazine-based drug. With this configuration, the power plant can control the supply amount of pure water and hydrazine chemicals according to the chloride ion concentration in the condensate, thus effectively reducing the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed in the second spray water It becomes possible to do.
本発明の発電プラントにおいては、前記ボイラからのブロー水を前記第1スプレー水に供給するブロー水供給ラインを備えたことが好ましい。この構成により、発電プラントは、第1スプレー水として蒸気タービンに供給される復水にブロー水を供給できるので、復水器が海水リークして復水に海水成分が混入し得る場合であっても、第1スプレー水として用いられる復水中にブロー水を供給し、又はブロー水に代えて純水を第1スプレー水として用いることが可能となる。これにより、発電プラントは、復水器で海水リークが生じた場合であっても、第1スプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減することが可能となる。 In the power plant of this invention, it is preferable to provide the blow water supply line which supplies the blow water from the said boiler to the said 1st spray water. With this configuration, the power plant can supply blow water to the condensate supplied to the steam turbine as the first spray water, so that the condenser leaks seawater and seawater components can be mixed into the condensate. However, it is possible to supply blow water to the condensate used as the first spray water, or to use pure water as the first spray water instead of the blow water. Thereby, even if it is a case where seawater leak arises with a condenser, the power generation plant can reduce the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed in the first spray water.
本発明の発電プラントにおいては、前記ボイラからのブロー水を前記第2スプレー水に供給するブロー水供給ラインを備えたことが好ましい。この構成により、発電プラントは、第2スプレー水として過熱器に供給される復水にブロー水を供給できるので、復水器が海水リークして復水に海水成分が混入し得る場合であっても、第2スプレー水として用いられる復水中にブロー水を供給し、又はブロー水に代えて純水を第2スプレー水として用いることが可能となる。これにより、発電プラントは、復水器で海水リークが生じた場合であっても、第2スプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減することが可能となる。 In the power plant of this invention, it is preferable to provide the blow water supply line which supplies the blow water from the said boiler to the said 2nd spray water. With this configuration, the power plant can supply blow water to the condensate supplied to the superheater as the second spray water, so that the condenser leaks seawater and seawater components can be mixed into the condensate. However, it is possible to supply blow water into the condensate used as the second spray water, or to use pure water as the second spray water instead of the blow water. Thereby, even if it is a case where seawater leak arises with a condenser, the power plant can reduce the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed in the second spray water.
本発明の発電プラントの運転方法は、第1過熱器及び第2過熱器によって順次過熱された蒸気がボイラから供給された蒸気タービンの蒸気の復水の塩化物イオン濃度を測定するステップと、測定した前記復水の塩化物イオン濃度に基づいて蒸気タービンの蒸気にスプレー水として供給される前記復水に純水及びヒドラジン系薬剤を供給するステップとを含むことを特徴とする。 The method for operating a power plant according to the present invention includes a step of measuring a chloride ion concentration of steam condensate of steam of a steam turbine in which steam superheated sequentially by a first superheater and a second superheater is supplied from a boiler; Supplying pure water and a hydrazine chemical to the condensate supplied as spray water to steam of a steam turbine based on the chloride ion concentration of the condensate.
この発電プラントの運転方法によれば、復水中の塩化物イオン濃度に応じて純水及びヒドラジン系薬剤の供給量を制御できるので、効率良くスプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減することが可能となる。これにより、発電プラントの運転方法は、復水器で海水リークが生じた場合であっても、スプレー水の海水成分及び溶存酸素の混入量を低減できる。 According to the operation method of this power plant, the supply amount of pure water and hydrazine chemicals can be controlled according to the chloride ion concentration in the condensate, so the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed into the spray water can be reduced efficiently. It becomes possible to do. Thereby, the operation method of a power plant can reduce the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed in the spray water even when seawater leaks in the condenser.
本発明の発電プラントの運転方法は、第1過熱器及び第2過熱器によって順次過熱された蒸気がボイラから供給された蒸気タービンの蒸気の復水の塩化物イオン濃度を測定するステップと、測定した前記復水の塩化物イオン濃度に基づいて過熱器で加熱された蒸気にスプレー水として供給される前記復水に純水及びヒドラジン系薬剤を供給するステップとを含むことを特徴とする。 The method for operating a power plant according to the present invention includes a step of measuring a chloride ion concentration of steam condensate of steam of a steam turbine in which steam superheated sequentially by a first superheater and a second superheater is supplied from a boiler; Supplying pure water and a hydrazine chemical to the condensate supplied as spray water to steam heated by a superheater based on the chloride ion concentration of the condensate.
この発電プラントの運転方法によれば、復水中の塩化物イオン濃度に応じて純水及びヒドラジン系薬剤の供給量を制御できるので、効率良くスプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減することが可能となる。これにより、発電プラントの運転方法は、復水器で海水リークが生じた場合であっても、スプレー水の海水成分及び溶存酸素の混入量を低減できる。 According to the operation method of this power plant, the supply amount of pure water and hydrazine chemicals can be controlled according to the chloride ion concentration in the condensate, so the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed into the spray water can be reduced efficiently. It becomes possible to do. Thereby, the operation method of a power plant can reduce the amount of seawater components and dissolved oxygen mixed in the spray water even when seawater leaks in the condenser.
本発明によれば、復水器で海水リークが生じた場合であっても、スプレー水への海水成分及び溶存酸素の混入量を低減できる発電プラント及び発電プラントの運転方法を実現できる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, even if it is a case where seawater leak arises with a condenser, the operating method of a power plant and a power plant which can reduce the mixing amount of the seawater component and dissolved oxygen to spray water is realizable.
以下、本発明の実施の形態について、添付図面を参照して詳細に説明する。なお、以下の各実施の形態に限定されるものではなく、適宜変更して実施可能である。また、以下の各実施の形態は適宜組み合わせて実施可能である。また、各実施の形態において共通する構成要素には同一の符号を付し、説明の重複を避ける。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. In addition, it is not limited to each following embodiment, It can implement by changing suitably. Also, the following embodiments can be implemented in combination as appropriate. Moreover, the same code | symbol is attached | subjected to the component which is common in each embodiment, and duplication of description is avoided.
(第1の実施の形態)
図1は、本発明の第1の実施の形態に係る発電プラント1の概略図である。図1に示すように、本実施の形態に係る発電プラント1は、例えば、自然循環式のボイラ11から発生した蒸気Sを高圧タービン12、中圧タービン13及び低圧タービン(蒸気タービン)14に順次供給して発電機(不図示)を駆動して発電するものである。ボイラ11は、水ドラム(不図示)から供給された水を加熱して蒸気を発生させる火炉(不図示)と、発生した蒸気を貯留するスチームドラム111と、スチームドラム111に接続され、スチームドラム111に貯留された水を水ドラムに供給するウォーターウォール112と、ウォーターウォール112内のボイラ水の塩化物イオン濃度を検出する検塩計113などを備える。
(First embodiment)
FIG. 1 is a schematic diagram of a
発電プラント1は、スチームドラム111からの蒸気Sの流れ方向の上流側から下流側に向けて設けられた一次過熱器15、二次過熱器16、高圧タービン12、再過熱器17、中圧タービン13、低圧タービン14及び復水器18を備える。また、発電プラント1は、スチームドラム111からの蒸気Sを凝縮して復水W1とする復水器18からの復水W1の流れ方向における上流側から下流側に向けて設けられたグランドスチームコンデンサ19、低圧ヒータ20、脱気器21、高圧ヒータ22、及び節炭器23を備える。
The
スチームドラム111は、火炉からの加熱によって発生した蒸気Sを一次過熱器15に供給する。一次過熱器15は、スチームドラム111から供給された蒸気Sを過熱して二次過熱器16に供給する。二次過熱器16は、一次過熱器15で加熱された蒸気Sを更に過熱(例えば、500℃以上650℃以下)して高圧タービン12に供給する。高圧タービン12は、二次過熱器16から供給された高温高圧の蒸気Sによって駆動されて発電機(不図示)を駆動する。また、高圧タービン12は、発電機の駆動によって温度が低下した蒸気Sを再過熱器17に供給する。
The steam drum 111 supplies the steam S generated by heating from the furnace to the primary superheater 15. The primary superheater 15 superheats the steam S supplied from the steam drum 111 and supplies it to the secondary superheater 16. The secondary superheater 16 further superheats the steam S heated by the primary superheater 15 (for example, 500 ° C. or more and 650 ° C. or less) and supplies it to the high-
再過熱器17は、高圧タービン12から供給された蒸気Sを再び過熱し、過熱した蒸気を中圧タービン13に供給する。中圧タービン13は、再過熱器17から供給された蒸気Sによって駆動されて発電機(不図示)を駆動する。また、中圧タービン13は、発電機の駆動によって温度が低下した蒸気Sを低圧タービン14に供給する。低圧タービン14は、供給された蒸気Sによって駆動されて発電機(不図示)を駆動する。また、低圧タービン14は、発電機の駆動によって温度が低下した蒸気Sを復水器18に供給する。
The
復水器18は、低圧タービン14から供給された蒸気Sと海水とを熱交換させる熱交換器(不図示)を備える。復水器18は、熱交換器によって蒸気Sから生成した復水W1を復水ポンプP1を介してグランドスチームコンデンサ19に供給する。グランドスチームコンデンサ19は、グランドの漏れ蒸気Sを復水W1と熱交換させて凝縮させる。また、グランドスチームコンデンサ19は、漏れ蒸気Sを凝縮させた復水W1を低圧ヒータ20に供給する。
The
復水ラインL1の復水器18とグランドスチームコンデンサ19との間の復水ポンプP1の出口部分には、検塩計(塩化物イオン濃度測定装置)24が設けられている。この検塩計24は、復水ラインL1の復水器18とグランドスチームコンデンサ19との間の復水W1中の塩化物イオン濃度を検出する。これにより、発電プラント1は、復水W1中の塩化物イオン濃度の上昇を検塩計24で検出することにより復水器18で発生する海水リークを検出することが可能となる。検塩計24は、測定した塩化物イオン濃度を制御部25に伝達する。
A salinometer (chloride ion concentration measuring device) 24 is provided at the outlet of the condensate pump P 1 between the
制御部25は、例えば、コンピュータであり、CPU、CPUが実行するプログラム等を記憶するためのROM(Read Only Memory)、各プログラム実行時のワーク領域として機能するRAM(Random Access Memory)、大容量記憶装置としてのハードディスクドライブ(HDD)、通信ネットワークに接続するための通信インターフェース、及び外部記憶装置が装着されるアクセス部などを備えている。これら各部は、バスを介して接続されている。更に、制御部25は、キーボードやマウス等からなる入力部及びデータを表示する液晶表示装置等からなる表示部などと接続されていてもよい。
The
低圧ヒータ20は、グランドスチームコンデンサ19から供給された復水W1を加温し、加温した復水W1を脱気器21に供給する。脱気器21は、加温された復水W1をスプレー散布して高純度窒素ガスと接触させることにより、加温された復水W1に含まれる溶存酸素ガスを脱気して溶存酸素濃度を所定の基準値以下(例えば、0.5ppb以下)に低減する。これにより、発電プラント1の蒸気系統の腐食を防ぐことが可能となる。また、脱気器21は、送液ポンプP2を介して脱気された復水W1を高圧ヒータ22に送液する。
The low-
高圧ヒータ22は、脱気された復水W1を加温し、加温した復水W1を節炭器23に供給する。節炭器23は、ボイラ11の燃焼ガスの余熱を利用して復水W1を更に加温してスチームドラム111に供給する。
復水ラインL1の復水器18及びグランドスチームコンデンサ19間と低圧タービン14との間には、復水W1をスプレー水W2(第1スプレー水)として低圧タービン14に供給するスプレー水供給ライン(第1スプレー水供給ライン)L2が設けられている。このスプレー水供給ラインL2には、スプレー水供給ラインL2を流れるスプレー水W2の流量を制御する制御弁V1が設けられている。このようにスプレー水供給ラインL2を設けてスプレー水W2を低圧タービン14に供給することにより、低圧タービン14の蒸気Sの温度を調節することが可能となる。
Between the condensate line L 1 of the
また、復水ラインL1の脱気器21及び高圧ヒータ22間と蒸気系統の高圧タービン12及び再過熱器17間との間には、復水W1をスプレー水W3(第2スプレー水)として再過熱器17に供給される蒸気Sに供給するスプレー水供給ライン(第2スプレー水供給ライン)L3が設けられている。このスプレー水供給ラインL3には、スプレー水供給ラインL3を流れるスプレー水W3の流量を制御する制御弁V2が設けられている。このようにスプレー水供給ラインL3を設けてスプレー水W3を再過熱器17に供給される蒸気Sに供給することにより、再過熱器17に供給される蒸気Sの温度を調節することができる。
Further, between the deaerator 21 and the high-
さらに、復水ラインL1の高圧ヒータ22及び節炭器23間と一次過熱器15及び二次過熱器16間との間には、復水W1をスプレー水W4(第2スプレー水)として一次過熱器15で加熱された蒸気Sに供給するスプレー水供給ライン(第2スプレー水供給ライン)L4が設けられている。このスプレー水供給ラインL4には、スプレー水供給ラインL4を流れるスプレー水W4の流量を制御する制御弁V3が設けられている。このようにスプレー水供給ラインL4を設けてスプレー水W4を一次過熱器15で過熱された蒸気Sに供給することにより、二次過熱器16に供給される蒸気Sの温度を調節することができる。
Further, between the high-
また、本実施の形態に係る発電プラント1は、スプレー水供給ラインL2〜L4に供給する純水W5を製造する純水製造部(純水供給部)26と、純水製造部26で製造された純水W5を貯留する純水タンク27と、スプレー水供給ラインL2〜L4に供給する純水W5にヒドラジン系薬剤28aを供給する薬剤供給部28と、スプレー水供給ラインL2〜L4にそれぞれ接続された純水供給ラインL5とを備える。この純水供給ラインL5とスプレー水供給ラインL2との間には、スプレー水供給ラインL2への純水W5の供給量を制御する制御弁V4が設けられている。また、純水供給ラインL5とスプレー水供給ラインL3との間には、スプレー水供給ラインL3への純水W5の供給量を制御する制御弁V5が設けられている。さらに、純水供給ラインL5とスプレー水供給ラインL4との間には、スプレー水供給ラインL4への純水W5の供給量を制御する制御弁V6が設けられている。
Further,
純水製造部26は、例えば、海水を逆浸透膜濾過装置によって濾過した脱塩水及び被処理水を蒸留した蒸留水などを純水W5として製造する。また、純水製造部26は、製造した純水W5を純水タンク27に送液して貯留する。純水タンク27は、送液ポンプP3を介して又は送液ポンプP3を介さずに純水W5を純水供給ラインL5に供給する。薬剤供給部28は、送液ポンプP4を介して純水W5中の溶存酸素を除去するヒドラジン系薬剤28aを添加する。このように純水W5中にヒドラジン系薬剤28aを添加することにより、純水W5中の溶存酸素、復水器18中の溶存酸素及び低圧タービン14の軸シール部からの大気混入による溶存酸素を除去して、スプレー水W2〜W4中の溶存酸素を除去することができるので、低圧タービン14、再過熱器17及び二次過熱器16などの腐食を防ぐことができる。
Pure
ヒドラジン系薬剤28aとしては、純水W5中の溶存酸素を除去できるものであれば特に制限はなく、例えば、ヒドラジン(N2H2)、水加ヒドラジン、炭酸ヒドラジン((N2H2)2/H2CO3)及び各種アミン類などが挙げられる。また、ヒドラジン系薬剤28aの添加量としては、純水W5中の溶存酸素を効率良く除去する観点から、純水W5中のヒドラジン系薬剤28aの濃度で5ppm以上が好ましく、10ppm以上がより好ましく、20ppm以上が更に好ましく、また350ppm以下が好ましく、300ppm以下がより好ましく、150ppm以下が更に好ましい。以上を考慮すると、ヒドラジン系薬剤28aの添加量としては、純水W5中のヒドラジン系薬剤28aの濃度で5ppm以上350ppm以下が好ましく、10ppm以上300ppm以下がより好ましく、20ppm以上150ppm以下が更に好ましい。
The
制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V1を閉じてスプレー水供給ラインL2に供給する復水W1の供給量を低減する。また制御部25は、制御弁V4を開けて送液ポンプP3,P4を介して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5をスプレー水供給ラインL2に供給する。これにより、発電プラント1は、復水器18に海水リークなどが生じて復水W1中の塩化物イオン濃度が上昇した場合であっても、低圧タービン14への海水成分及び溶存酸素が増大したスプレー水W2としての復水W1の供給を防ぐことができる。制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値以下となった場合には、制御弁V1を開けてスプレー水供給ラインL2に供給する復水W1の供給量を増大する。また、制御部25は、制御弁V4を閉じて所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5のスプレー水供給ラインL2への供給を停止する。
When the concentration of chloride ions in the condensate W 1 at the outlet of the condensate pump P 1 measured by the
制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度及び検塩計113によって測定されたウォーターウォール112内の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V2を閉じてスプレー水供給ラインL3に供給する復水W1の供給量を低減する。また制御部25は、制御弁V5を開けて送液ポンプP3,P4を介して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5をスプレー水供給ラインL3に供給する。これにより、発電プラント1は、復水器18に海水リークなどが生じて復水W1中の塩化物イオン濃度が上昇した場合であっても、再過熱器17への海水成分及び溶存酸素が増大したスプレー水W3としての復水W1の供給を防ぐことができる。制御部25は、検塩計24及び検塩計113によって測定された復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値以下となった場合には、制御弁V2を開けてスプレー水供給ラインL3に供給する復水W1の供給量を増大する。また、制御部25は、制御弁V5を閉じて所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5のスプレー水供給ラインL3への供給を停止する。
制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度及び検塩計113によって測定されたウォーターウォール112内の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V3を閉じてスプレー水供給ラインL4に供給する復水W1の供給量を低減する。また制御部25は、制御弁V6を開けて送液ポンプP3,P4を介して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5をスプレー水供給ラインL4に供給する。これにより、発電プラント1は、復水器18に海水リークなどが生じて復水W1中の塩化物イオン濃度が上昇した場合であっても、二次過熱器16への海水成分及び溶存酸素が増大したスプレー水W4としての復水W1の供給を防ぐことができる。制御部25は、検塩計24及び検塩計113によって測定された復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値以下となった場合には、制御弁V3を開けてスプレー水供給ラインL4に供給する復水W1の供給量を増大する。また、制御部25は、制御弁V6を閉じて所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5のスプレー水供給ラインL4への供給を停止する。
次に、本実施の形態に係る発電プラント1の全体動作について説明する。ボイラ11のスチームドラム111で発生した蒸気Sは、一次過熱器15及び二次過熱器16で順次過熱されて温度が調整(例えば、500℃以上650℃以下)される。ここで、本実施の形態では、スプレー水供給ラインL4を介して復水W1がスプレー水W4として蒸気Sに供給されるので、蒸気Sの温度を容易に調製することが可能となる。また、制御部25は、検塩計113及び検塩計24で検出された復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V3,V6及び送液ポンプP3,P4を介して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5をスプレー水W4として供給する。これにより、発電プラント1は、復水器18の海水リークなどによって復水W1中に海水成分及び溶存酸素などが混入した場合であっても、蒸気系統への海水成分及び溶存酸素の混入を防ぐことが可能となるので、蒸気系統の腐食などを防ぐことができる。
Next, the overall operation of the
二次過熱器16で過熱された蒸気Sは、高圧タービン12を経て再過熱器17にて再度加熱(例えば、500℃以上650℃以下)される。ここで、本実施の形態では、スプレー水供給ラインL3を介して復水W1がスプレー水W3として蒸気Sに供給されるので、再過熱器17に供給される蒸気Sの温度を容易に調製することが可能となる。また、制御部25は、検塩計113及び検塩計24で検出された復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V2,V5及び送液ポンプP3,P4を介して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5をスプレー水W3として供給する。これにより、発電プラント1は、復水器18の海水リークなどによって復水W1中に海水成分及び溶存酸素などが混入した場合であっても、蒸気系統への海水成分及び溶存酸素の混入を防ぐことが可能となるので、蒸気系統の腐食などを防ぐことができる。
The steam S heated by the secondary superheater 16 is heated again by the
再過熱器17で過熱された蒸気Sは、中圧タービン13を経て低圧タービン14に供給される。ここで、本実施の形態では、スプレー水供給ラインL2を介して復水W1がスプレー水W2として低圧タービン14内の蒸気Sに供給されるので、低圧タービン14内の蒸気Sの温度を容易に調製することが可能となる。また、制御部25は、検塩計24で検出された復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御部25が制御弁V1,V4及び送液ポンプP3,P4を介して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5をスプレー水W2として供給する。これにより、発電プラント1は、復水器18の海水リークなどによって復水W1中に海水成分及び溶存酸素などが混入した場合であっても、低圧タービン14内への海水成分及び溶存酸素の混入を防ぐことが可能となるので、低圧タービン14の腐食などを防ぐことができる。
The steam S superheated by the
低圧タービン14から排出された蒸気Sは、復水器18で熱交換器を介して復水W1となる。この復水W1は、検塩計24によって塩化物イオン濃度が検出される。これにより、復水器18での海水リークなどによる海水成分の混入を速やかに検出することが可能となる。ここでは、塩化物イオン濃度の他に復水W1の電気伝導度などを測定して海水リークなどによる海水成分などを検出してもよい。復水器18から排出された復水W1は、グランドスチームコンデンサ19、低圧ヒータ20、脱気器21、高圧ヒータ22及び節炭器23を介してボイラ11のスチームドラム111に供給される。
The steam S discharged from the low-
以上説明したように、本実施の形態に係る発電プラント1によれば、スプレー水W2〜W4として一次過熱器15で過熱された蒸気S、再過熱器17に供給される蒸気S及び低圧タービン14に供給される復水W1に所定量のヒドラジン系薬剤28aを含有する純水W5を供給できるので、復水器18が海水リークして復水W1に海水成分が混入し得る場合であっても、スプレー水W2〜W4として用いられる復水W1中に純水W5を供給し、又は復水W1に代えて純水W5をスプレー水W2〜W4として用いることが可能となる。これにより、発電プラント1は、復水器18で海水リークが生じた場合であっても、スプレー水W2〜W4の海水成分及び溶存酸素などの混入量を低減して海水成分及び溶存酸素の管理値(例えば、2ppb〜20ppb)を維持することが可能となる。したがって、復水器18の海水リークに伴う低圧タービン14内などへの海水成分の侵入による低圧タービン14の腐食を防止することができる。
As described above, according to the
(第2の実施の形態)
次に、本発明の第2の実施の形態について説明する。なお、以下においては、上述した第1の実施の形態との相違点を中心に説明し、説明の重複を避ける。
(Second Embodiment)
Next, a second embodiment of the present invention will be described. In the following, differences from the first embodiment described above will be mainly described to avoid duplication of description.
図2は、本発明の第2の実施の形態に係る発電プラント2の概略図である。図2に示すように本実施の形態に係る発電プラント2は、図1に示した純水製造部26及び純水タンク27に代えて、ウォーターウォール112から純水供給ラインL5に向けてブロー水W6を供給するブロー水供給ラインL6のブロー水W6の流れ方向の上流側から下流側に向けて設けられたフラッシュタンク29、冷却器30、フィルタ31、及び貯留タンク32を備える。ブロー水供給ラインL6には、ブロー水供給ラインL6から純水供給ラインL6に供給するブロー水W6の供給量を制御する制御弁V7及び送液ポンプP5が設けられている。
FIG. 2 is a schematic diagram of the power plant 2 according to the second embodiment of the present invention. Power plant 2 according to the present embodiment, as shown in FIG. 2, instead of the pure
フラッシュタンク29は、ウォーターウォール112から排出された高温高圧のブロー水W6を一時的に貯留して気液分離する。また、フラッシュタンク29は、気液分離した蒸気を冷却器30に供給する。冷却器30は、フラッシュタンク29から供給された蒸気を冷却して冷却されたブロー水W6としてフィルタ31を介して貯留タンク32に供給する。フィルタ31は、例えば、銀フィルタによって構成され、ブロー水W6に含まれるHClなどに基づく海水成分を除去する。貯留タンク32は、純水供給ラインL5に供給するブロー水W6を一時的に貯留する。
The flash tank 29 temporarily stores the high-temperature and high-pressure blow water W 6 discharged from the
制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V1を閉じてスプレー水供給ラインL2に供給する復水W1の供給量を低減する。また制御部25は、制御弁V4,V7を開けて、純水供給ラインL5を介して送液ポンプP4,P5により所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給されたブロー水W6をスプレー水供給ラインL2に供給する。これにより、発電プラント2は、復水器18に海水リークなどが生じて復水W1中の塩化物イオン濃度が上昇した場合であっても、低圧タービン14への海水成分及び溶存酸素が増大したスプレー水W2としての復水W1の供給を防ぐことができる。制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値以下となった場合には、制御弁V1を開けてスプレー水供給ラインL2に供給する復水W1の供給量を増大する。また、制御部25は、制御弁V4,V7を閉じると共に送液ポンプP4,P5を停止してブロー水6のスプレー水供給ラインL2への供給を停止する。
When the concentration of chloride ions in the condensate W 1 at the outlet of the condensate pump P 1 measured by the
また、制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度及び検塩計113によって測定されたウォーターウォール112内の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V2を閉じてスプレー水供給ラインL3に供給する復水W1の供給量を低減する。また制御部25は、制御弁V5,V7を開けて送液ポンプP4を介して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給されたブロー水W6をスプレー水供給ラインL3に供給する。これにより、発電プラント2は、復水器18に海水リークなどが生じて復水W1中の塩化物イオン濃度が上昇した場合であっても、再過熱器17への海水成分及び溶存酸素が増大したスプレー水W3としての復水W1の供給を防ぐことができる。制御部25は、検塩計24及び検塩計113によって測定された復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値以下となった場合には、制御弁V2を開けてスプレー水供給ラインL3に供給する復水W1の供給量を増大する。また、制御部25は、制御弁V5,V7を閉じると共に送液ポンプP4,P5を停止して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給されたブロー水W6のスプレー水供給ラインL3への供給を停止する。
Further, the
さらに、制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度及び検塩計113によって測定されたウォーターウォール112内の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V3を閉じてスプレー水供給ラインL4に供給する復水W1の供給量を低減する。また制御部25は、制御弁V6,V7を開けて送液ポンプP4を介して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給されたブロー水W6をスプレー水供給ラインL4に供給する。これにより、発電プラント2は、復水器18に海水リークなどが生じて復水W1中の塩化物イオン濃度が上昇した場合であっても、二次過熱器16への海水成分及び溶存酸素が増大したスプレー水W4としての復水W1の供給を防ぐことができる。制御部25は、検塩計24及び検塩計113によって測定された復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値以下となった場合には、制御弁V3を開けてスプレー水供給ラインL4に供給する復水W1の供給量を増大する。また、制御部25は、制御弁V6,V7を閉じると共に送液ポンプP4,P5を停止して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給されたブロー水W6のスプレー水供給ラインL4への供給を停止する。その他の構成については上述した第1の実施の形態に係る発電プラント1と同様のため説明を省略する。
Further, the
以上説明したように、本実施の形態に係る発電プラント2によれば、スプレー水W2〜W4として一次過熱器15で過熱された蒸気S、再過熱器17に供給される蒸気S及び低圧タービン14に供給される復水W1に所定量のヒドラジン系薬剤28aを含有するブロー水W6を供給できるので、復水器18が海水リークして復水W1に海水成分が混入し得る場合であっても、スプレー水W2〜W4として用いられる復水W1中にブロー水W6を供給し、又は復水W1に代えてブロー水W6をスプレー水W2〜W4として用いることが可能となる。これにより、発電プラント2は、復水器18で海水リークが生じた場合であっても、スプレー水W2〜W4の海水成分及び溶存酸素などの混入量を低減して海水成分及び溶存酸素の管理値(例えば、2ppb〜20ppb)を維持することが可能となる。したがって、復水器18の海水リークに伴う低圧タービン14内などへの海水成分の侵入による低圧タービン14の腐食を防止することができる。
As described above, according to the power plant 2 according to the present embodiment, the steam S heated by the primary superheater 15 as the spray water W 2 to W 4 , the steam S supplied to the
(第3の実施の形態)
次に、本発明の第3の実施の形態について説明する。なお、以下においては、上述した第1の実施の形態との相違点を中心に説明し、説明の重複を避ける。
(Third embodiment)
Next, a third embodiment of the present invention will be described. In the following, differences from the first embodiment described above will be mainly described to avoid duplication of description.
図3は、本発明の第3の実施の形態に係る発電プラント3の概略図である。図3に示すように本実施の形態に係る発電プラント3は、上述した第1の実施の形態に係る発電プラント1の構成に第2の実施の形態に係る発電プラント2の構成を加えたものである。すなわち、発電プラント3は、復水器18の海水リークなどが生じて復水W1に海水成分及び溶存酸素が混入した際に、スプレー水W2〜W4として純水W5及びブロー水W6の少なくとも一方を用いるものである。
FIG. 3 is a schematic diagram of a power plant 3 according to the third embodiment of the present invention. As shown in FIG. 3, the power plant 3 according to the present embodiment is obtained by adding the configuration of the power plant 2 according to the second embodiment to the configuration of the
制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V1を閉じてスプレー水供給ラインL2に供給する復水W1の供給量を低減する。また制御部25は、制御弁V4,V7を開けて、純水供給ラインL5を介して送液ポンプP4,P5により所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5及びブロー水W6の少なくとも一方をスプレー水供給ラインL2に供給する。これにより、発電プラント3は、復水器18に海水リークなどが生じて復水W1中の塩化物イオン濃度が上昇した場合であっても、低圧タービン14への海水成分及び溶存酸素が増大したスプレー水W2としての復水W1の供給を防ぐことができる。制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値以下となった場合には、制御弁V1を開けてスプレー水供給ラインL2に供給する復水W1の供給量を増大する。また、制御部25は、制御弁V4,V7を閉じると共に送液ポンプP3,P4,P5を停止して純水W5及びブロー水W6の少なくとも一方のスプレー水供給ラインL2への供給を停止する。
When the concentration of chloride ions in the condensate W 1 at the outlet of the condensate pump P 1 measured by the
また、制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度及び検塩計113によって測定されたウォーターウォール112内の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V2を閉じてスプレー水供給ラインL3に供給する復水W1の供給量を低減する。また制御部25は、制御弁V5,V7を開けて送液ポンプP4を介して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5及びブロー水W6の少なくとも一方をスプレー水供給ラインL3に供給する。これにより、発電プラント3は、復水器18に海水リークなどが生じて復水W1中の塩化物イオン濃度が上昇した場合であっても、再過熱器17への海水成分及び溶存酸素が増大したスプレー水W3としての復水W1の供給を防ぐことができる。制御部25は、検塩計24及び検塩計113によって測定された復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値以下となった場合には、制御弁V2を開けてスプレー水供給ラインL3に供給する復水W1の供給量を増大する。また、制御部25は、制御弁V5,V7を閉じると共に送液ポンプP3,P4,P5を停止して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5及びブロー水W6の少なくとも一方のスプレー水供給ラインL3への供給を停止する。
Further, the
さらに、制御部25は、検塩計24によって測定された復水ポンプP1の出口部分の復水W1中の塩化物イオン濃度及び検塩計113によって測定されたウォーターウォール112内の復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値を超えた場合には、制御弁V3を閉じてスプレー水供給ラインL4に供給する復水W1の供給量を低減する。また制御部25は、制御弁V6,V7を開けて送液ポンプP4を介して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5及びブロー水W6の少なくとも一方をスプレー水供給ラインL4に供給する。これにより、発電プラント3は、復水器18に海水リークなどが生じて復水W1中の塩化物イオン濃度が上昇した場合であっても、二次過熱器16への海水成分及び溶存酸素が増大したスプレー水W4としての復水W1の供給を防ぐことができる。制御部25は、検塩計24及び検塩計113によって測定された復水W1中の塩化物イオン濃度が所定の閾値以下となった場合には、制御弁V3を開けてスプレー水供給ラインL4に供給する復水W1の供給量を増大する。また、制御部25は、制御弁V6,V7を閉じると共に送液ポンプP3,P4,P5を停止して所定量のヒドラジン系薬剤28aが供給された純水W5及びブロー水W6の少なくとも一方のスプレー水供給ラインL4への供給を停止する。その他の構成については上述した第1の実施の形態に係る発電プラント1と同様のため説明を省略する。
Further, the
以上説明したように、本実施の形態に係る発電プラント3によれば、スプレー水W2〜W4として一次過熱器15で過熱された蒸気S、再過熱器17に供給される蒸気S及び低圧タービン14に供給される復水W1に所定量のヒドラジン系薬剤28aを含有する純水W5及びブロー水W6の少なくとも一方を供給できるので、復水器18が海水リークして復水W1に海水成分が混入し得る場合であっても、スプレー水W2〜W4として用いられる復水W1中に純水W5及びブロー水W6の少なくとも一方を供給し、又は復水W1に代えて純水W5及びブロー水W6の少なくとも一方をスプレー水W2〜W4として用いることが可能となる。これにより、発電プラント3は、復水器18で海水リークが生じた場合であっても、スプレー水W2〜W4の海水成分及び溶存酸素などの混入量を低減して海水成分及び溶存酸素の管理値(例えば、2ppb〜20ppb)を維持することが可能となる。したがって、復水器18の海水リークに伴う低圧タービン14内などへの海水成分の侵入による低圧タービン14の腐食を防止することができる。
As described above, according to the power plant 3 according to the present embodiment, the steam S heated by the primary superheater 15 as the spray water W 2 to W 4 , the steam S supplied to the
1,2,3 発電プラント
11 ボイラ
111 スチームドラム
112 ウォーターウォール
113 検塩計
12 高圧タービン
13 中圧タービン
14 低圧タービン(蒸気タービン)
15 一次過熱器
16 二次過熱器
17 再過熱器
18 復水器
19 グランドスチームコンデンサ
20 低圧ヒータ
21 脱気器
22 高圧ヒータ
23 節炭器
24 検塩計(塩化物イオン濃度測定装置)
25 制御部
26 純水製造部(純水供給部)
27 純水タンク
28 薬剤供給部
28a ヒドラジン系薬剤
29 フラッシュタンク
30 冷却器
31 フィルタ
32 貯留タンク
L1 復水ライン
L2 スプレー水供給ライン(第1スプレー水供給ライン)
L3,L4 スプレー水供給ライン(第2スプレー水供給ライン)
L5 純水供給ライン
L6 ブロー水供給ライン
S 上記
P1 復水ポンプ
P2−P5 送液ポンプ
V1−V7 制御弁
W1 復水
W2 スプレー水(第1スプレー水)
W3,W4 スプレー水(第2スプレー水)
W5 純水
W6 ブロー水
1, 2, 3
DESCRIPTION OF SYMBOLS 15 Primary superheater 16
25
27 Pure water tank 28
L 3 , L 4 spray water supply line (second spray water supply line)
L 5 Pure water supply line L 6 Blow water supply line S Above P 1 condensate pump P 2 -P 5 liquid feed pump V 1 -V 7 control valve W 1 condensate W 2 spray water (first spray water)
W 3 , W 4 spray water (second spray water)
W 5 pure water W 6 blow water
Claims (10)
前記ボイラから供給される蒸気を過熱する過熱器と、
前記過熱器から過熱された蒸気が供給される蒸気タービンと、
前記蒸気タービンから供給される蒸気を冷却して復水とする復水器と、
前記蒸気タービンの蒸気に前記復水を第1スプレー水として供給する第1スプレー水供給ラインと、
前記第1スプレー水に純水を供給する純水供給部と、
前記第1スプレー水にヒドラジン系薬剤を供給する薬剤供給部とを備えたことを特徴とする、発電プラント。 A boiler that generates steam;
A superheater that superheats steam supplied from the boiler;
A steam turbine to which superheated steam is supplied from the superheater;
A condenser for cooling the steam supplied from the steam turbine to condensate;
A first spray water supply line for supplying the condensate to the steam of the steam turbine as a first spray water;
A pure water supply unit for supplying pure water to the first spray water;
A power plant comprising: a medicine supply unit that supplies a hydrazine-based medicine to the first spray water.
前記純水供給部は、前記第2スプレー水に前記純水を供給し、
前記薬剤供給部は、前記第2スプレー水に前記ヒドラジン系薬剤を供給する、請求項1に記載の発電プラント。 A second spray water supply line for supplying the condensed water as the second spray water to the superheater;
The pure water supply unit supplies the pure water to the second spray water,
The power plant according to claim 1, wherein the medicine supply unit supplies the hydrazine-based medicine to the second spray water.
前記第1過熱器で過熱された蒸気を更に過熱する第2過熱器と、を含み、
前記第2スプレー水は、前記第1過熱器で過熱された蒸気に供給される、請求項2に記載の発電プラント。 The superheater is a first superheater that superheats steam supplied from the boiler;
A second superheater that further superheats the steam superheated by the first superheater,
The power plant according to claim 2, wherein the second spray water is supplied to steam superheated by the first superheater.
前記塩化物イオン測定装置で測定した塩化物イオン濃度に基づいて前記第1スプレー水への前記純水及び前記ヒドラジン系薬剤の供給量を制御する制御部と、を備えた、請求項2から請求項4のいずれか1項に記載の発電プラント。 A chloride ion measuring device for measuring a chloride ion concentration in the condensate;
The control part which controls supply_amount | feed_rate of the said pure water and the said hydrazine type | system | group chemical | medical agent to the said 1st spray water based on the chloride ion density | concentration measured with the said chloride ion measuring apparatus was provided. Item 5. The power plant according to any one of Items 4.
前記塩化物イオン測定装置で測定した塩化物イオン濃度に基づいて前記第2スプレー水への前記純水及び前記ヒドラジン系薬剤の供給量を制御する制御部と、を備えた、請求項2から請求項4のいずれか1項に記載の発電プラント。 A chloride ion measuring device for measuring a chloride ion concentration in the condensate;
The control part which controls supply_amount | feed_rate of the said pure water and the said hydrazine type | system | group chemical | medical agent to the said 2nd spray water based on the chloride ion concentration measured with the said chloride ion measuring apparatus was provided. Item 5. The power plant according to any one of Items 4.
測定した前記復水の塩化物イオン濃度に基づいて蒸気タービンの蒸気にスプレー水として供給される前記復水に純水及びヒドラジン系薬剤を供給するステップとを含むことを特徴とする、発電プラントの運転方法。 Measuring the chloride ion concentration of steam condensate of steam of a steam turbine in which steam sequentially heated by the first superheater and the second superheater is supplied from a boiler;
Supplying pure water and hydrazine chemicals to the condensate supplied as spray water to steam of a steam turbine based on the measured chloride ion concentration of the condensate. how to drive.
測定した前記復水の塩化物イオン濃度に基づいて過熱器で加熱された蒸気にスプレー水として供給される前記復水に純水及びヒドラジン系薬剤を供給するステップとを含むことを特徴とする、発電プラントの運転方法。 Measuring the chloride ion concentration of steam condensate of steam of a steam turbine in which steam sequentially heated by the first superheater and the second superheater is supplied from a boiler;
Supplying pure water and a hydrazine chemical to the condensate supplied as spray water to steam heated by a superheater based on the measured chloride ion concentration of the condensate, How to operate the power plant.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2014224525A JP6355529B2 (en) | 2014-11-04 | 2014-11-04 | Power plant and power plant operating method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2014224525A JP6355529B2 (en) | 2014-11-04 | 2014-11-04 | Power plant and power plant operating method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2016090127A true JP2016090127A (en) | 2016-05-23 |
JP6355529B2 JP6355529B2 (en) | 2018-07-11 |
Family
ID=56017462
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2014224525A Expired - Fee Related JP6355529B2 (en) | 2014-11-04 | 2014-11-04 | Power plant and power plant operating method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6355529B2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2019100617A (en) * | 2017-12-01 | 2019-06-24 | 三菱重工業株式会社 | Circulation type boiler system, fire power generation plant, and exhaust heat recovery method |
JP2019209249A (en) * | 2018-06-04 | 2019-12-12 | オルガノ株式会社 | Apparatus and method of evaporative concentration apparatus for power generation facility and power generation facility |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5784903A (en) * | 1980-11-14 | 1982-05-27 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Exhaust gas heat recovery steam generator |
JPH02227503A (en) * | 1989-02-28 | 1990-09-10 | Toshiba Corp | Spray device for steam turbine and its operating method |
JPH03121202A (en) * | 1989-10-05 | 1991-05-23 | Toshiba Corp | Corrosion preventing device for steam turbine blade |
JPH05264538A (en) * | 1991-10-09 | 1993-10-12 | Nikkiso Co Ltd | Water quality diagnostic apparatus for plant |
JPH07248101A (en) * | 1994-03-14 | 1995-09-26 | Babcock Hitachi Kk | Boiler system |
JP2002115807A (en) * | 2000-10-12 | 2002-04-19 | Toshiba Corp | Driving turbine operation method for boiler feedwater pump, and its operation apparatus |
JP2002180804A (en) * | 2000-12-08 | 2002-06-26 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Turbine equipment and exhaust heat recovering boiler device and water treatment method |
JP2005349308A (en) * | 2004-06-10 | 2005-12-22 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Method and apparatus for recovering chemical in condensate circulating system |
JP2008185016A (en) * | 2007-01-31 | 2008-08-14 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Turbine facilities and initial switching method of oxygen treatment of turbine facilities |
JP2013170992A (en) * | 2012-02-22 | 2013-09-02 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Water quality management method and water quality management system |
JP2013245656A (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-09 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Steam turbine plant and operation method thereof |
-
2014
- 2014-11-04 JP JP2014224525A patent/JP6355529B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5784903A (en) * | 1980-11-14 | 1982-05-27 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Exhaust gas heat recovery steam generator |
JPH02227503A (en) * | 1989-02-28 | 1990-09-10 | Toshiba Corp | Spray device for steam turbine and its operating method |
JPH03121202A (en) * | 1989-10-05 | 1991-05-23 | Toshiba Corp | Corrosion preventing device for steam turbine blade |
JPH05264538A (en) * | 1991-10-09 | 1993-10-12 | Nikkiso Co Ltd | Water quality diagnostic apparatus for plant |
JPH07248101A (en) * | 1994-03-14 | 1995-09-26 | Babcock Hitachi Kk | Boiler system |
JP2002115807A (en) * | 2000-10-12 | 2002-04-19 | Toshiba Corp | Driving turbine operation method for boiler feedwater pump, and its operation apparatus |
JP2002180804A (en) * | 2000-12-08 | 2002-06-26 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Turbine equipment and exhaust heat recovering boiler device and water treatment method |
JP2005349308A (en) * | 2004-06-10 | 2005-12-22 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Method and apparatus for recovering chemical in condensate circulating system |
JP2008185016A (en) * | 2007-01-31 | 2008-08-14 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Turbine facilities and initial switching method of oxygen treatment of turbine facilities |
JP2013170992A (en) * | 2012-02-22 | 2013-09-02 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Water quality management method and water quality management system |
JP2013245656A (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-09 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Steam turbine plant and operation method thereof |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2019100617A (en) * | 2017-12-01 | 2019-06-24 | 三菱重工業株式会社 | Circulation type boiler system, fire power generation plant, and exhaust heat recovery method |
JP2019209249A (en) * | 2018-06-04 | 2019-12-12 | オルガノ株式会社 | Apparatus and method of evaporative concentration apparatus for power generation facility and power generation facility |
JP7079151B2 (en) | 2018-06-04 | 2022-06-01 | オルガノ株式会社 | Evaporation and concentration equipment and methods for power generation equipment and power generation equipment |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP6355529B2 (en) | 2018-07-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4918517B2 (en) | Turbine equipment water quality monitoring method | |
JP6420729B2 (en) | Thermal power generation facility for recovering moisture from exhaust gas and method for treating recovered water of the thermal power generation facility | |
JP6368617B2 (en) | Power plant | |
JP6488171B2 (en) | Exhaust heat recovery system and method of operating the exhaust heat recovery system | |
JP6355529B2 (en) | Power plant and power plant operating method | |
CN106297915A (en) | A kind of passive safety injection system for nuclear power station | |
CN102519030A (en) | Shutdown maintenance method of thermal equipment | |
JP5563854B2 (en) | Scale suppression method and power generation system | |
JP2013148438A (en) | Emergency cooling system, and nuclear reactor facility | |
JP4814077B2 (en) | Turbine equipment, exhaust heat recovery boiler device, and operation method of turbine equipment | |
JP6213216B2 (en) | Boiler system | |
JP2002180804A (en) | Turbine equipment and exhaust heat recovering boiler device and water treatment method | |
JP2018054259A (en) | Power plant operation method, power plant control device and power plant mounted with the same | |
JP2007224820A (en) | Turbine facilities, heat recovery steam generator and water treatment method | |
JP2019209249A (en) | Apparatus and method of evaporative concentration apparatus for power generation facility and power generation facility | |
JP2015059903A (en) | Sampling device and sampling method | |
JP2014190276A (en) | Power generation system | |
JPWO2020031667A1 (en) | Acid electrical conductivity measuring device and method and steam turbine plant | |
RU2650504C2 (en) | Emergency nuclear reactor cooling system | |
JP4622714B2 (en) | Energy efficient use system | |
KR101588223B1 (en) | Heating exchange system of Low pressure feed water heater | |
US20230027437A1 (en) | Combined cycle power plant utilizing organic water additives | |
JP2007064501A (en) | Steaming method for boiler plant, boiler plant, and steaming device for boiler plant | |
WO2020230432A1 (en) | Pressurized water-type nuclear power plant and method for operating pressurized water-type nuclear power plant | |
JP2007292414A (en) | Combined cycle power generation facility and water quality management method for combined cycle power generation facility |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A625 | Written request for application examination (by other person) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A625 Effective date: 20170120 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20171013 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20171107 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20171214 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20171227 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20180515 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20180612 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6355529 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |