JP5301000B2 - Leak site determination apparatus and method - Google Patents
Leak site determination apparatus and method Download PDFInfo
- Publication number
- JP5301000B2 JP5301000B2 JP2012049730A JP2012049730A JP5301000B2 JP 5301000 B2 JP5301000 B2 JP 5301000B2 JP 2012049730 A JP2012049730 A JP 2012049730A JP 2012049730 A JP2012049730 A JP 2012049730A JP 5301000 B2 JP5301000 B2 JP 5301000B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- leak
- path
- condenser
- reheater
- boiler
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Description
本発明は、リーク部位判定装置及び方法に関する。 The present invention relates to a leak site determination apparatus and method.
従来より、火力発電所で使用されているボイラは、外側と内側とに無数の配管すなわちチューブが張り巡らされており、きわめて複雑な形状をしている。このようなボイラは、熱疲労や異物による磨耗等の原因により複雑なチューブのいずれかの箇所から漏洩、すなわち、チューブリークが発生することがある。 Conventionally, a boiler used in a thermal power plant has an infinite number of pipes, that is, tubes, stretched outside and inside, and has a very complicated shape. Such a boiler may leak from any part of a complicated tube, that is, a tube leak, due to causes such as thermal fatigue or wear due to foreign matter.
チューブリークの原因としては、熱疲労が最も大きな原因であると考えられるが、石炭系のボイラにおいては、固形物が異物となってチューブリークの原因になることもある。このようなチューブリーク発生時には、大事故になる可能性を回避するために可及的速やかにボイラの運転を停止する必要性があり、従来は、熟達者による判断に基づいて主導操作によりボイラ運転停止操作を行っていた。 As a cause of tube leak, thermal fatigue is considered to be the largest cause, but in a coal-based boiler, solid matter may become a foreign substance and cause tube leak. When such a tube leak occurs, it is necessary to stop the operation of the boiler as soon as possible in order to avoid the possibility of a major accident. A stop operation was performed.
このようなチューブリークについてリーク箇所を表示し、警告する発明を開示する特許文献１が知られている。特許文献１に開示された発明は、ボイラのチューブリーク時に発生する現象を網羅してそれぞれの現象ごとにチューブリークと認められる境界値を設定し、ボイラのチューブリーク発生と認定された箇所を表示及び警告し、ボイラのチューブリークの現象を的確に判定する。さらに、チューブリークの程度を認定することによりボイラの運転継続が可能であるか即時停止すべきかを判定する。
また、チューブリークについて給水系統のリーク箇所を検出する発明を開示する特許文献２が知られている。特許文献２に開示された発明は、給水系統に補給される補給水量を計測する補給水量計測手段と、給水系統の水蒸気又は／及び水のリーク検出箇所に設けた温度センサと、補給水量の増加を検知したときに温度センサで計測したリーク検出箇所の温度変化から水蒸気又は水のリークを検出するリーク箇所検出手段とから構成され、火力発電所等のボイラプラントにおいて、簡単な構成により安全且つ確実に給水系統のリーク箇所を検出する。 Moreover, patent document 2 which discloses the invention which detects the leak location of a water supply system about tube leak is known. The invention disclosed in Patent Document 2 includes a makeup water amount measuring means for measuring the amount of makeup water to be replenished to the water supply system, a temperature sensor provided at a water vapor or / and water leak detection location of the water supply system, and an increase in the makeup water amount. It is composed of a leak point detection means that detects a leak of water vapor or water from the temperature change of the leak detection point measured by the temperature sensor when a stagnation is detected, and in a boiler plant such as a thermal power plant, it is safe and reliable with a simple configuration. Detects leak points in the water supply system.
しかしながら、チューブリーク時の様々な現象から、チューブリークが発生している部位を判定することは容易ではない。さらに、給水系統だけでなく、給水系統以外のリーク箇所を検出することも必要である。 However, it is not easy to determine the site where the tube leak occurs from various phenomena at the time of the tube leak. Furthermore, it is necessary to detect not only the water supply system but also a leak point other than the water supply system.
また、ボイラチューブリーク時において、リークは、プラントリーク量増加やドラフト変化、通風機開度変化等の現象から迅速に判断されていたが、リーク部位は、ボイラ冷却停止後、作業員を炉内へ配置し、ボイラ水圧テストを行って炉内で作業員によって特定されていた。このため、時間と動力コストとを要していた（例えば、ボイラ冷却に約８時間、水圧テスト準備に約３時間程度を要していた）。また、ボイラ水圧テストは冷却可能な一次過熱器Ｐ−ＳＨまでしか実施できない。二次過熱器Ｓ−ＳＨと再熱器ＲＨについては炉内の目視点検で部位の確認をしているため、人員と時間を要し、リーク部位確認に伴う足場等の機材準備も異なるため、部位確認に時間を要する。 In addition, at the time of boiler tube leak, the leak was quickly judged from phenomena such as an increase in the amount of plant leak, change in draft, change in ventilator opening, etc. And was identified by workers in the furnace by performing boiler water pressure tests. This required time and power costs (for example, it took about 8 hours for boiler cooling and about 3 hours for water pressure test preparation). In addition, the boiler water pressure test can be performed only to the primary superheater P-SH that can be cooled. Because secondary superheater S-SH and reheater RH are confirmed by visual inspection in the furnace, it takes time with personnel, and equipment preparations such as scaffolding for confirmation of leaked parts are also different. It takes time to confirm the site.
そこで、火力発電設備においてチューブリークが発生している場合において、リークが発生している部位を、ボイラ冷却中に簡易に特定する装置が求められている。 In view of this, there is a need for an apparatus that can easily identify a site where a leak has occurred during boiler cooling when a tube leak occurs in a thermal power generation facility.
本発明は、火力発電設備においてチューブリークが発生している場合において、リークが発生している部位を、ボイラ冷却中に簡易に特定するリーク部位判定装置及び方法を提供することを目的とする。 An object of the present invention is to provide a leak site determination device and method that easily specify a site where a leak has occurred during boiler cooling when a tube leak occurs in a thermal power generation facility.
本発明では、以下のような解決手段を提供する。
（１） ボイラから一次過熱器Ｐ−ＳＨと二次過熱器Ｓ−ＳＨとを経由してタービンに蒸気を供給する蒸気経路と、前記タービンからの蒸気を復水器により水に戻し前記ボイラに供給する給水経路と、前記タービンからの蒸気を再熱器ＲＨを経由して前記タービンに供給する再熱器タービン経路と、前記再熱器ＲＨから前記復水器への経路である再熱器復水器経路と、を備える火力発電設備において、リークが発生している場合にリーク箇所を判定するリーク部位判定装置であって、前記復水器の真空度を計測する復水器真空計から計測データを受信する真空度受信手段と、前記タービンが停止された後に、前記再熱器タービン経路が閉止され、前記再熱器復水器経路が開放された状態で、前記真空度受信手段によって受信された真空度が低下する場合に前記再熱器ＲＨのリークと判定するＲＨリーク判定手段と、前記復水器への補給水量を計測する補給水量計から計測データを受信する補給水量受信手段と、前記ＲＨリーク判定手段によって前記再熱器ＲＨのリークと判定されない場合に、前記蒸気経路において前記ボイラから前記二次過熱器Ｓ−ＳＨを経由しないで前記一次過熱器Ｐ−ＳＨから前記復水器への経路が形成された状態で、前記ボイラの冷却中に、前記補給水量受信手段によって受信された補給水量が所定の範囲外である場合に、前記一次過熱器Ｐ−ＳＨ又はボイラからのリークと判定し、前記補給水量受信手段によって受信された補給水量が所定の範囲内である場合に、前記二次過熱器Ｓ−ＳＨからのリークと判定するＳＨリーク判定手段と、を備えるリーク部位判定装置。
The present invention provides the following solutions.
(1) A steam path for supplying steam from the boiler to the turbine via the primary superheater P-SH and the secondary superheater S-SH, and returning the steam from the turbine to water by a condenser, A water supply path for supplying, a reheater turbine path for supplying steam from the turbine to the turbine via a reheater RH, and a reheater that is a path from the reheater RH to the condenser In a thermal power generation facility comprising a condenser path, a leak site determination device that determines a leak location when a leak has occurred, from a condenser vacuum gauge that measures the vacuum degree of the condenser A vacuum degree receiving means for receiving measurement data; and after the turbine is stopped, the reheater turbine path is closed and the reheater condenser path is opened by the vacuum degree receiving means. Reduced vacuum received An RH leak determining means for determining that the reheater RH is leaked, a make-up water amount receiving means for receiving measurement data from a make-up water meter for measuring the make-up water amount to the condenser, and the RH leak determining means. If it is not determined that the reheater RH has a leak, the path from the primary superheater P-SH to the condenser is formed without passing through the secondary superheater S-SH from the boiler in the steam path. In this state, when the amount of makeup water received by the makeup water amount receiving means is outside a predetermined range during cooling of the boiler, it is determined that there is a leak from the primary superheater P-SH or the boiler, A leak portion comprising SH leak determination means for determining that the leak from the secondary superheater S-SH when the amount of makeup water received by the makeup water amount receiving means is within a predetermined range. Constant apparatus.
（１）の構成によれば、リーク部位判定装置は、再熱器ＲＨからタービンへの経路が閉止され、復水器への経路が開放されている状態で、復水器の真空度が低下する場合に再熱器のリークと判定し、再熱器のリークではないと判定した場合に、ボイラから二次過熱器Ｓ−ＳＨを経由しないで一次過熱器Ｐ−ＳＨから復水器への経路が形成された状態で、復水器への補給水量が所定の範囲外である場合に、一次過熱器又はボイラからのリークと判定し、復水器への補給水量が所定の範囲内である場合に、二次過熱器からのリークと判定する。 According to the configuration of (1), in the leak site determination device, the degree of vacuum of the condenser is lowered while the path from the reheater RH to the turbine is closed and the path to the condenser is open. If it is determined that there is a leak in the reheater and it is not a leak in the reheater, the boiler does not pass through the secondary superheater S-SH and does not pass from the primary superheater P-SH to the condenser. If the amount of water supplied to the condenser is outside the predetermined range with the path formed, it is determined that there is a leak from the primary superheater or the boiler, and the amount of water supplied to the condenser is within the predetermined range. In some cases, it is determined that there is a leak from the secondary superheater.
したがって、本発明に係るリーク部位判定装置は、火力発電設備においてチューブリークが発生している場合において、リークが発生している部位を、ボイラ冷却中に簡易に特定することができる。 Therefore, the leak site | part determination apparatus which concerns on this invention can pinpoint the site | part which has leaked easily during boiler cooling, when the tube leak has generate | occur | produced in the thermal power generation equipment.
（２） 前記再熱器タービン経路を閉止し、前記再熱器復水器経路を開放するように、経路に設けられた弁を制御するＲＨ経路制御手段と、前記ボイラから前記二次過熱器Ｓ−ＳＨを経由しないで前記一次過熱器Ｐ−ＳＨから前記復水器への経路を形成するように、経路に設けられた弁を制御するＳＨ経路制御手段と、をさらに備え、前記ＲＨリーク判定手段は、前記ＲＨ経路制御手段によって弁が制御された状態で判定し、前記ＳＨリーク判定手段は、前記ＳＨ経路制御手段によって弁が制御された状態で判定する、（１）に記載のリーク部位判定装置。 (2) RH path control means for controlling a valve provided in the path so as to close the reheater turbine path and open the reheater condenser path, and from the boiler to the secondary superheater SH path control means for controlling a valve provided in the path so as to form a path from the primary superheater P-SH to the condenser without going through S-SH, and further comprising the RH leak The determination unit determines in a state where the valve is controlled by the RH path control unit, and the SH leak determination unit determines in a state where the valve is controlled by the SH path control unit. Site determination device.
したがって、（２）に係るリーク部位判定装置は、火力発電設備においてチューブリークが発生している場合において、リークが発生している部位を、経路に設けられた弁を自動的に制御して、ボイラ冷却中に簡易に特定することができる。 Therefore, the leak site determination device according to (2) automatically controls a valve provided in the path of the site where the leak occurs when a tube leak occurs in the thermal power generation facility, It can be easily specified during boiler cooling.
（３） （１）に記載のリーク部位判定装置が実行するリーク判定方法であって、前記真空度受信手段が、復水器の真空度を計測する復水器真空計から計測データを受信する真空度受信ステップと、前記ＲＨリーク判定手段が、前記タービンが停止された後に、前記再熱器タービン経路が閉止され、前記再熱器復水器経路が開放された状態で、前記真空度受信ステップによって受信された真空度が低下する場合に前記再熱器ＲＨのリークと判定するＲＨリーク判定ステップと、前記補給水量受信手段が、前記復水器への補給水量を計測する補給水量計から計測データを受信する補給水量受信ステップと、前記ＳＨリーク判定手段が、前記ＲＨリーク判定ステップによって前記再熱器ＲＨのリークと判定されない場合に、前記蒸気経路において前記ボイラから前記二次過熱器Ｓ−ＳＨを経由しないで前記一次過熱器Ｐ−ＳＨから前記復水器への経路が形成された状態で、前記ボイラの冷却中に、前記補給水量受信ステップによって受信された補給水量が所定の範囲外である場合に、前記一次過熱器Ｐ−ＳＨ又はボイラからのリークと判定し、前記補給水量受信ステップによって受信された補給水量が所定の範囲内である場合に、前記二次過熱器Ｓ−ＳＨからのリークと判定するＳＨリーク判定ステップと、を備えるリーク判定方法。 (3) A leak determination method executed by the leak site determination apparatus according to (1), wherein the vacuum degree receiving means receives measurement data from a condenser vacuum gauge that measures the vacuum degree of the condenser. The vacuum degree receiving step and the RH leak determination means are configured to receive the vacuum degree in a state where the reheater turbine path is closed and the reheater condenser path is opened after the turbine is stopped. An RH leak determination step for determining a leak in the reheater RH when the degree of vacuum received by the step decreases, and a makeup water amount receiving means from a makeup water meter for measuring the makeup water amount to the condenser In the steam path, when the replenishing water amount receiving step for receiving the measurement data and the SH leak determining means are not determined as the leak of the reheater RH by the RH leak determining step, In the state where the path from the primary superheater P-SH to the condenser is formed without passing through the secondary superheater S-SH from the boiler, during the cooling of the boiler, the replenishing water amount receiving step When the received makeup water amount is out of a predetermined range, it is determined that the leak is from the primary superheater P-SH or the boiler, and the makeup water amount received by the makeup water amount receiving step is within a predetermined range. And a SH leak determination step for determining a leak from the secondary superheater S-SH.
したがって、（３）に係るリーク判定方法は、（１）と同様の効果を奏することができる。 Therefore, the leak determination method according to (3) can achieve the same effects as (1).
本発明によれば、火力発電設備においてチューブリークが発生している場合において、リークが発生している部位を、ボイラ冷却中に簡易に特定することができる。
さらに、本発明によれば、以下の効果が期待できる。
１．リーク部位を断定することで炉内での確認に人員と時間が削減できる。
２．二次過熱器Ｓ−ＳＨや再熱器ＲＨからのリークがあった場合でも不必要なボイラ水圧テストを実施しなくてよい。
３．リーク部位特定で炉内への足場等の機材準備が迅速に行える。
４．リーク部位特定で修理工期が短縮できる。
５．ボイラ水圧テストに伴う要員及び動力費の削減が図れる。
ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, when the tube leak has generate | occur | produced in the thermal power generation equipment, the site | part which has generate | occur | produced the leak can be specified easily during boiler cooling.
Furthermore, according to the present invention, the following effects can be expected.
1. By determining the leak location, personnel and time can be saved for confirmation in the furnace.
2. Even if there is a leak from the secondary superheater S-SH or the reheater RH, an unnecessary boiler water pressure test need not be performed.
3. It is possible to quickly prepare equipment such as scaffolding in the furnace by specifying the leak site.
4). The repair period can be shortened by specifying the leak site.
5. The personnel and power costs associated with boiler water pressure testing can be reduced.
［実施例１］
以下、本発明の実施形態について図を参照しながら説明する。図１は、本発明の第１の実施形態に係るリーク部位判定装置１０の機能構成を示す図である。図２は、本発明の一実施形態に係るリーク部位判定装置１０が対象とする火力発電設備１の主管系統の例を示す図である。
[Example 1]
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a diagram showing a functional configuration of a leak
火力発電設備１は、図２に示す様に、ボイラ１３０から一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１と二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２とを経由してタービン１３５ａ，１３５ｂ（以下、区別しない場合にはタービン１３５と言う。）に蒸気を供給する蒸気経路３０１と、タービン１３５ｂからの蒸気を復水器１３４により水に戻しボイラ１３０に供給する給水経路３０２と、タービン１３５ａからの蒸気を再熱器ＲＨ１３３を経由して再びタービン１３５ａに供給する再熱器タービン経路３０３と、再熱器ＲＨ１３３から復水器１３４への経路である再熱器復水器経路３０４と、を備えている。すなわち、図２において、火力発電設備１は、復水器１３４への経路において、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１を経由する太線で示した経路と、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２を経由する破線で示した経路と、再熱器ＲＨ１３３を経由する一点鎖線で示した経路との３つの経路を備えている。このような火力発電設備１において、リークが発生している場合に、リーク部位判定装置１０は、リーク箇所を判定する。
As shown in FIG. 2, the thermal
リーク部位判定装置１０は、真空度受信手段として真空度受信部１１と、ＲＨリーク判定手段としてＲＨリーク判定部１２と、補給水量受信手段として補給水量受信部１３と、ＳＨリーク判定手段としてＳＨリーク判定部１４とを備える。以下、各部について詳述する。
The leak
図３は、本発明の一実施形態に係るリーク部位判定装置１０が対象とする火力発電設備１の通常運転における状態の例を示す図である。図３が示すように、通常運転では、弁１０１、弁１１３、弁１１４、弁１２２、弁１２４は、閉じられている。ボイラチューブリークが検出されると、火力発電設備１は停止され、発電機（図示せず）は系統から解列される。
FIG. 3 is a diagram illustrating an example of a state in normal operation of the thermal
図４は、本発明の一実施形態に係るリーク部位判定装置１０が対象とする火力発電設備１の停止における解列までの状態の例を示す図である。通常運転から起動バイパス系統に切替わり、弁１０１が開き制御を開始する。この状態で発電機は系統から解列されて発電が停止する。図５は、本発明の一実施形態に係るリーク部位判定装置１０が対象とする火力発電設備１の停止におけるタービン１３５停止での状態の例を示す図である。図５において、タービン１３５停止後、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２への経路に設けられた弁１１１、１１２が閉じられ、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１からフラッシュタンク１３６への経路に設けられた弁１１３が開かれ、フラッシュタンク１３６から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２への経路に設けられた通気弁１１４が開かれ、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２からタービン１３５ａへの経路に設けられた弁１２１が閉じられ、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２から復水器１３４への経路に設けられた弁１２２が開かれる。そして、再熱器ＲＨ１３３からタービン１３５ａへの経路に設けられた弁１２３が閉じられ、再熱器ＲＨ１３３から復水器１３４への経路に設けられた弁１２４が開かれる。このような状態にして、ボイラ１３０から一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１と、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２と、復水器１３４とを経由してボイラ１３０に戻る経路が形成され、ボイラ１３０が冷却される。
FIG. 4 is a diagram illustrating an example of a state up to disengagement when the thermal
真空度受信部１１は、復水器１３４の真空度を計測する復水器真空計２０１から計測データを受信する。具体的には、真空度受信部１１は、復水器真空計２０１が計測した復水器１３４の真空度データを、一定時間（例えば、１秒）ごとに通信を介して受信する。
The
ＲＨリーク判定部１２は、タービン１３５が停止された後に、再熱器タービン経路３０３が閉止され、再熱器復水器経路３０４が開放された状態で、真空度受信部１１によって受信された真空度が低下する場合に再熱器ＲＨ１３３のリークと判定する。図５において、通常運転時の経路とは異なり、再熱器ＲＨ１３３から復水器１３４への経路が形成されるので、復水器１３４の真空度は、再熱器ＲＨ１３３の状態に最も影響される。よって、ＲＨリーク判定部１２は、一定時間ごとに受信した真空度データが、時間の経過と共に所定の範囲を超えて低下する傾向にある場合、再熱器ＲＨ１３３でリークが発生していると判定する。ＲＨリーク判定部１２は、判定した結果を報知（例えば、判定した内容を示すランプの点灯や、メッセージの出力等）するとしてもよい。
The RH
図６は、本発明の一実施形態に係るリーク部位判定装置１０が対象とする火力発電設備１の停止におけるボイラ１３０冷却中の通気弁１１４閉止の例を示す図である。図６に示すように、フラッシュタンク１３６から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２への経路に設けられた通気弁１１４が閉じられ、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２を経由しないで、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から復水器１３４への経路が形成される。
FIG. 6 is a diagram illustrating an example of closing the
補給水量受信部１３は、復水器１３４への補給水量を計測する補給水量計２０２から計測データを受信する。具体的には、補給水量受信部１３は、補給水量計２０２が計測した復水器１３４への補給水量データを、一定時間（例えば、１秒）ごとに通信を介して受信する。
The make-up water
ＳＨリーク判定部１４は、ＲＨリーク判定部１２によって再熱器ＲＨ１３３のリークと判定されない場合に、蒸気経路３０１においてボイラ１３０から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２を経由しないで一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から復水器１３４への経路が形成された状態で、ボイラ１３０の冷却中に、補給水量受信部１３によって受信された補給水量が所定の範囲外である場合に、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１又はボイラ１３０からのリークと判定し、補給水量受信部１３によって受信された補給水量が所定の範囲内である場合に、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２からのリークと判定する。所定の範囲とは、例えば、０から６５００リットル／ｈの範囲をいい、所定の範囲外とは、例えば、６５００リットル／ｈ以上をいう。また、ＳＨリーク判定部１４は、補給水量受信部１３によって受信された補給水量を記憶し、記憶した補給水量の平均を求めて、所定の範囲と比較してもよい。さらに、ＳＨリーク判定部１４は、記憶した補給水量の変化を求めて判定するとしてもよい。記憶した補給水量の変化によって判定する場合、ＳＨリーク判定部１４は、変化が所定の変化範囲内（例えば、略ゼロ）であれば、リークし続けていると判断して、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１又はボイラ１３０からのリークと判定し、変化が所定の変化範囲外（例えば、補給水量が減少している）であれば、リークが無くなったと判断して、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２からのリークと判定する。
ＳＨリーク判定部１４は、判定した結果を報知（例えば、判定した内容を示すランプの点灯や、メッセージの出力等）するとしてもよい。
The SH
The SH
図７は、本発明の第１の実施形態に係るリーク部位判定装置１０の処理内容を示すフローチャートである。リーク部位判定装置１０は、コンピュータ及びその周辺装置が備えるハードウェア並びに該ハードウェアを制御するソフトウェアによって構成され、以下の処理は、リーク部位判定装置１０の制御部（例えば、ＣＰＵ）が所定のソフトウェアに従い実行する処理である。
FIG. 7 is a flowchart showing the processing contents of the leak
ステップＳ１１において、リーク部位判定装置１０（真空度受信部１１）は、真空度を受信する。より具体的には、リーク部位判定装置１０は、再熱器タービン経路３０３が閉止され、再熱器復水器経路３０４が開放された状態で、復水器真空計２０１が計測した復水器１３４の真空度データを、１秒ごとに通信を介して受信する。その後、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１２に移す。
In step S11, the leak site determination device 10 (vacuum degree receiving unit 11) receives the degree of vacuum. More specifically, the leak
ステップＳ１２において、リーク部位判定装置１０（ＲＨリーク判定部１２）は、真空度が低下するか否かを判断する。より具体的には、リーク部位判定装置１０は、定期的に受信した真空度データを記憶し、前回に受信し記憶した真空度データの値と、今回受信した真空度データの値とを比較し、差が所定の範囲外か否かを判断する。差は、データを受信したごと（例えば、１秒ごと）ではなく、適切な時間（例えば、１分ごと）であってもよい。この判断がＹＥＳの場合、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１９に移し、ＮＯの場合、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１３に移す。
In step S12, the leak region determination device 10 (RH leak determination unit 12) determines whether or not the degree of vacuum decreases. More specifically, the leak
ステップＳ１３において、リーク部位判定装置１０（ＲＨリーク判定部１２）は、一定時間経過か否かを判断する。より具体的には、リーク部位判定装置１０は、真空度が低下するか否かの判断を、一定時間（例えば、１０分）の間、行ったか否かを判断する。この判断がＹＥＳの場合、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１４に移し、ＮＯの場合、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１１に移す。
In step S13, the leak region determination device 10 (RH leak determination unit 12) determines whether or not a predetermined time has elapsed. More specifically, the leak
ステップＳ１４において、リーク部位判定装置１０（補給水量受信部１３）は、補給水量を受信する。より具体的には、リーク部位判定装置１０は、蒸気経路３０１においてボイラ１３０から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２を経由しないで一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から復水器１３４への経路が形成された状態で、補給水量計２０２が計測した復水器１３４への補給水量データを、一定時間（例えば、１秒）ごとに通信を介して受信する。その後、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１５に移す。
In step S <b> 14, the leak site determination device 10 (makeup water amount receiving unit 13) receives the makeup water amount. More specifically, the leak
ステップＳ１５において、リーク部位判定装置１０（ＳＨリーク判定部１４）は、補給水量が所定の範囲外か否かを判断する。より具体的には、リーク部位判定装置１０は、定期的に受信した補給水量データが所定の範囲外か否かを判断する。この判断がＹＥＳの場合、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１８に移し、ＮＯの場合、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１６に移す。
In step S15, the leak site determination device 10 (SH leak determination unit 14) determines whether or not the amount of makeup water is outside a predetermined range. More specifically, the leak
ステップＳ１６において、リーク部位判定装置１０（ＳＨリーク判定部１４）は、一定時間経過か否かを判断する。より具体的には、リーク部位判定装置１０は、一定時間（例えば、１０分）の間、補給水量が所定の範囲外か否かの判断を行ったか否かを判断する。この判断がＹＥＳの場合、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１７に移し、ＮＯの場合、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１４に移す。
In step S <b> 16, the leak site determination device 10 (SH leak determination unit 14) determines whether or not a certain time has elapsed. More specifically, the leak
ステップＳ１７において、リーク部位判定装置１０（ＳＨリーク判定部１４）は、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２のリークと判定する。その後、リーク部位判定装置１０は、処理を終了する。
In step S <b> 17, the leak site determination device 10 (SH leak determination unit 14) determines that the secondary superheater S-SH132 is leaked. Thereafter, the leak
ステップＳ１８において、リーク部位判定装置１０（ＳＨリーク判定部１４）は、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１又はボイラ１３０のリークと判定する。その後、リーク部位判定装置１０は、処理を終了する。
In step S <b> 18, the leak site determination device 10 (SH leak determination unit 14) determines that the primary superheater P-
ステップＳ１９において、リーク部位判定装置１０（ＲＨリーク判定部１２）は、再熱器ＲＨ１３３のリークと判定する。その後、リーク部位判定装置１０は、処理を終了する。
In step S19, the leak region determination device 10 (RH leak determination unit 12) determines that the reheater RH133 has a leak. Thereafter, the leak
［実施例２］
図８は、本発明の第２の実施形態に係るリーク部位判定装置１０の機能構成を示す図である。リーク部位判定装置１０は、ＲＨ経路制御手段としてＲＨ経路制御部１５と、ＳＨ経路制御手段としてＳＨ経路制御部１６とをさらに備える。以下、各部について詳述する。
[Example 2]
FIG. 8 is a diagram showing a functional configuration of the leak
ＲＨ経路制御部１５は、再熱器タービン経路３０３を閉止し、再熱器復水器経路３０４を開放するように、経路に設けられた弁を制御する。具体的には、タービン１３５停止後、図５に示すように、ＲＨ経路制御部１５は、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２への経路に設けられた弁１１１、１１２を閉じ、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から復水器１３４への経路に設けられた弁１１３を開き、フラッシュタンク１３６から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２への経路に設けられた通気弁１１４を開き、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２からタービン１３５ａへの経路に設けられた弁１２１を閉じ、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２から復水器１３４への経路に設けられた弁１２２を開く。次に、ＲＨ経路制御部１５は、再熱器ＲＨ１３３からタービン１３５ａへの経路に設けられた弁１２３を閉じ、再熱器ＲＨ１３３から復水器１３４への経路に設けられた弁１２４を開く。
The RH path control
ＳＨ経路制御部１６は、ＲＨリーク判定部１２によって再熱器ＲＨ１３３のリークと判定されない場合に、ボイラ１３０から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２を経由しないで一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から復水器１３４への経路を形成するように、経路に設けられた弁を制御する。具体的には、図６に示すように、ＳＨ経路制御部１６は、フラッシュタンク１３６から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２への経路に設けられた通気弁１１４を閉じて、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２を経由しないで、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から復水器１３４への経路を形成する。
When the RH
リーク部位判定装置１０は、リークが発生している場合にリーク部位を判定するために、ＲＨ経路制御部１５によって経路に設けられた弁の閉止及び開放を自動的に制御し、ＲＨリーク判定部１２によって、再熱器ＲＨ１３３のリークか否かを判定し、ＲＨリーク判定部１２によって再熱器ＲＨ１３３のリークと判定されない場合に、ＳＨ経路制御部１６によって、経路に設けられた弁の閉止及び開放を自動的に制御し、ＳＨリーク判定部１４によって、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１又はボイラ１３０からのリークか、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２からのリークかを判定する。
The leak
図９は、本発明の第２の実施形態に係るリーク部位判定装置１０の処理内容を示すフローチャートである。
FIG. 9 is a flowchart showing the processing contents of the leak
ステップＳ１１１において、リーク部位判定装置１０（ＲＨ経路制御部１５）は、再熱器ＲＨ１３３から復水器１３４への経路を形成するように、経路に設けられた弁を制御する。より具体的には、リーク部位判定装置１０は、弁１１１、１１２を閉じ、弁１１３を開き、通気弁１１４を開き、弁１２１を閉じ、弁１２２を開き、次に、再熱器ＲＨ１３３からタービン１３５ａへの経路に設けられた弁１２３を閉じ、再熱器ＲＨ１３３から復水器１３４への経路に設けられた弁１２４を開く。その後、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１１２に移す。
In step S111, the leak site determination device 10 (RH path control unit 15) controls a valve provided in the path so as to form a path from the reheater RH133 to the
ステップＳ１１２から１１４は、実施例１のステップＳ１１からステップＳ１３と同様である。 Steps S112 to 114 are the same as steps S11 to S13 of the first embodiment.
ステップＳ１１５において、リーク部位判定装置１０（ＳＨ経路制御部１６）は、ボイラ１３０から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２を経由しないで一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から復水器１３４への経路を形成するように、経路に設けられた弁を制御する。より具体的には、リーク部位判定装置１０は、フラッシュタンク１３６から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２への経路に設けられた通気弁１１４を閉じる。その後、リーク部位判定装置１０は、処理をステップＳ１１６に移す。
In step S115, the leak site determination device 10 (SH path control unit 16) forms a path from the primary superheater P-SH131 to the
ステップＳ１１６からステップＳ１２１は、実施例１のステップＳ１４からステップＳ１９と同様である。 Steps S116 to S121 are the same as steps S14 to S19 of the first embodiment.
本実施形態によれば、リーク部位判定装置１０は、再熱器ＲＨ１３３からタービン１３５ａへの経路が閉止され、復水器１３４への経路が開放されている状態で、復水器１３４の真空度が低下する場合に再熱器のリークと判定し、再熱器ＲＨ１３３のリークではないと判定した場合に、ボイラ１３０から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２を経由しないで一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から復水器１３４への経路が形成された状態で、復水器１３４への補給水量が所定の範囲外である場合に、一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１又はボイラ１３０からのリークと判定し、復水器１３４への補給水量が所定の範囲内である場合に、二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２からのリークと判定する。さらに、リーク部位判定装置１０は、再熱器タービン経路３０３を閉止し、再熱器復水器経路３０４を開放するように、経路に設けられた弁を自動的に制御し、ボイラ１３０から二次過熱器Ｓ−ＳＨ１３２を経由しないで一次過熱器Ｐ−ＳＨ１３１から復水器１３４への経路を形成するように、経路に設けられた弁を自動的に制御し、リークが発生している部位を簡易に特定することができる。
According to the present embodiment, the leak
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上述した実施形態に限るものではない。また、本発明の実施形態に記載された効果は、本発明から生じる最も好適な効果を列挙したに過ぎず、本発明による効果は、本発明の実施形態に記載されたものに限定されるものではない。 As mentioned above, although embodiment of this invention was described, this invention is not restricted to embodiment mentioned above. The effects described in the embodiments of the present invention are only the most preferable effects resulting from the present invention, and the effects of the present invention are limited to those described in the embodiments of the present invention. is not.
１ 火力発電設備
１０ リーク部位判定装置
１１ 真空度受信部
１２ ＲＨリーク判定部
１３ 補給水量受信部
１４ ＳＨリーク判定部
１５ ＲＨ経路制御部
１６ ＳＨ経路制御部
２０１ 復水器真空計
２０２ 補給水量計
３０１ 蒸気経路
３０２ 給水経路
３０３ 再熱器タービン経路
３０４ 再熱器復水器経路
１３０ ボイラ
１３１ 一次過熱器Ｐ−ＳＨ
１３２ 二次過熱器Ｓ−ＳＨ
１３３ 再熱器ＲＨ
１３４ 復水器
１３５ａ、１３５ｂ タービン
１３６ フラッシュタンク
DESCRIPTION OF
132 Secondary Superheater S-SH
133 Reheater RH
134
Claims (3)
前記復水器の真空度を計測する復水器真空計から計測データを受信する真空度受信手段と、
前記タービンが停止された後に、前記再熱器タービン経路が閉止され、前記再熱器復水器経路が開放された状態で、前記真空度受信手段によって受信された真空度が低下する場合に前記再熱器ＲＨのリークと判定するＲＨリーク判定手段と、
前記復水器への補給水量を計測する補給水量計から計測データを受信する補給水量受信手段と、
前記ＲＨリーク判定手段によって前記再熱器ＲＨのリークと判定されない場合に、前記蒸気経路において前記ボイラから前記二次過熱器Ｓ−ＳＨを経由しないで前記一次過熱器Ｐ−ＳＨから前記復水器への経路が形成された状態で、前記ボイラの冷却中に、前記補給水量受信手段によって受信された補給水量が所定の範囲外である場合に、前記一次過熱器Ｐ−ＳＨ又はボイラからのリークと判定し、前記補給水量受信手段によって受信された補給水量が所定の範囲内である場合に、前記二次過熱器Ｓ−ＳＨからのリークと判定するＳＨリーク判定手段と、
を備えるリーク部位判定装置。 A steam path for supplying steam from the boiler to the turbine via the primary superheater P-SH and the secondary superheater S-SH, and water supply for supplying steam to the boiler by returning the steam from the turbine to water by a condenser A reheater turbine path that supplies steam from the turbine to the turbine via a reheater RH, and a reheater condenser that is a path from the reheater RH to the condenser In a thermal power generation facility comprising a path, a leak site determination device that determines a leak location when a leak has occurred,
A degree of vacuum receiving means for receiving measurement data from a condenser vacuum gauge for measuring the degree of vacuum of the condenser;
After the turbine is stopped, the reheater turbine path is closed and the reheater condenser path is opened, and the vacuum level received by the vacuum level receiving means decreases. RH leak determination means for determining a leak in the reheater RH;
A replenishing water amount receiving means for receiving measurement data from a replenishing water meter for measuring the replenishing water amount to the condenser;
If the RH leak determining means does not determine that the reheater RH is leaking, the steam from the primary superheater P-SH to the condenser does not pass through the secondary superheater S-SH from the boiler in the steam path. When the supply water amount received by the supply water amount receiving means is out of a predetermined range during cooling of the boiler in the state where the path to the engine is formed, the leak from the primary superheater P-SH or the boiler And when the amount of makeup water received by the makeup water amount receiving means is within a predetermined range, SH leakage determination means for determining a leak from the secondary superheater S-SH;
A leak site determination device comprising:
前記ボイラから前記二次過熱器Ｓ−ＳＨを経由しないで前記一次過熱器Ｐ−ＳＨから前記復水器への経路を形成するように、経路に設けられた弁を制御するＳＨ経路制御手段と、をさらに備え、
前記ＲＨリーク判定手段は、前記ＲＨ経路制御手段によって弁が制御された状態で判定し、前記ＳＨリーク判定手段は、前記ＳＨ経路制御手段によって弁が制御された状態で判定する、請求項１に記載のリーク部位判定装置。 RH path control means for controlling a valve provided in the path so as to close the reheater turbine path and open the reheater condenser path;
SH path control means for controlling a valve provided in the path so as to form a path from the primary superheater P-SH to the condenser without passing through the secondary superheater S-SH from the boiler; Further comprising
The said RH leak determination means determines in the state in which the valve was controlled by the said RH path control means, and the said SH leak determination means determines in the state in which the valve was controlled by the said SH path control means. The leak site determination apparatus described.
前記真空度受信手段が、復水器の真空度を計測する復水器真空計から計測データを受信する真空度受信ステップと、
前記ＲＨリーク判定手段が、前記タービンが停止された後に、前記再熱器タービン経路が閉止され、前記再熱器復水器経路が開放された状態で、前記真空度受信ステップによって受信された真空度が低下する場合に前記再熱器ＲＨのリークと判定するＲＨリーク判定ステップと、
前記補給水量受信手段が、前記復水器への補給水量を計測する補給水量計から計測データを受信する補給水量受信ステップと、
前記ＳＨリーク判定手段が、前記ＲＨリーク判定ステップによって前記再熱器ＲＨのリークと判定されない場合に、前記蒸気経路において前記ボイラから前記二次過熱器Ｓ−ＳＨを経由しないで前記一次過熱器Ｐ−ＳＨから前記復水器への経路が形成された状態で、前記ボイラの冷却中に、前記補給水量受信ステップによって受信された補給水量が所定の範囲外である場合に、前記一次過熱器Ｐ−ＳＨ又はボイラからのリークと判定し、前記補給水量受信ステップによって受信された補給水量が所定の範囲内である場合に、前記二次過熱器Ｓ−ＳＨからのリークと判定するＳＨリーク判定ステップと、
を備えるリーク判定方法。 A leak determination method executed by the leak site determination apparatus according to claim 1,
The vacuum degree receiving means, the vacuum degree receiving step for receiving measurement data from a condenser vacuum gauge for measuring the vacuum degree of the condenser,
The RH leak determination means is configured to receive the vacuum received by the vacuum degree receiving step in a state where the reheater turbine path is closed and the reheater condenser path is opened after the turbine is stopped. An RH leak determination step for determining a leak of the reheater RH when the degree decreases;
A replenishment water amount receiving means for receiving measurement data from a replenishment water meter for measuring the replenishment water amount to the condenser;
When the SH leak determining means does not determine that the reheater RH is leaked in the RH leak determining step, the primary superheater P is not passed from the boiler through the secondary superheater S-SH in the steam path. -When the path from the SH to the condenser is formed and the amount of make-up water received by the make-up water amount receiving step is outside a predetermined range during cooling of the boiler, the primary superheater P -SH leak determination step for determining a leak from SH or boiler and determining a leak from the secondary superheater S-SH when the makeup water amount received by the makeup water amount receiving step is within a predetermined range When,
A leak determination method comprising:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2012049730A JP5301000B2 (en) | 2012-03-06 | 2012-03-06 | Leak site determination apparatus and method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2012049730A JP5301000B2 (en) | 2012-03-06 | 2012-03-06 | Leak site determination apparatus and method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2013185726A JP2013185726A (en) | 2013-09-19 |
| JP5301000B2 true JP5301000B2 (en) | 2013-09-25 |
Family
ID=49387316
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2012049730A Expired - Fee Related JP5301000B2 (en) | 2012-03-06 | 2012-03-06 | Leak site determination apparatus and method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP5301000B2 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR101960754B1 (en) * | 2017-05-31 | 2019-03-25 | 주식회사 지오네트 | Method and system for managing thermal power plant |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4963907B2 (en) * | 2006-09-11 | 2012-06-27 | 中国電力株式会社 | Boiler tube leak diagnosis method |
| JP5019861B2 (en) * | 2006-12-07 | 2012-09-05 | 中国電力株式会社 | Plant leak detection system |
-
2012
- 2012-03-06 JP JP2012049730A patent/JP5301000B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2013185726A (en) | 2013-09-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5926889B2 (en) | Thermal measurement system and leak detection method | |
| JP5019861B2 (en) | Plant leak detection system | |
| EP2613038B1 (en) | Systems and methods for monitoring fluid separation | |
| US20090238679A1 (en) | Steam turbine and a method of determining leakage within a steam turbine | |
| CN108088692B (en) | A kind of cooling thermal impact test method of radiator, apparatus and system | |
| JP5301000B2 (en) | Leak site determination apparatus and method | |
| KR101393138B1 (en) | A analytical method for industrial boiler condition using operating signal pattern | |
| JP2020027098A (en) | Safety management method with registration of gas use apparatus to gas meter | |
| JP4672019B2 (en) | Fuel gas supply facility and fuel gas moisture monitoring method | |
| JP2010191494A (en) | System and method for diagnosing remaining life of high temperature plant equipment | |
| JP7142545B2 (en) | Boiler tube leak diagnostic system and boiler tube leak diagnostic method | |
| JP2021011992A5 (en) | ||
| KR20180023251A (en) | Failure Diagnosis Apparatus and Method for Waterwall tube of Boiler | |
| KR20160039099A (en) | Evaluating method for degree of risk using creep and wall thinning of heat exchanger steam tube | |
| JP5164928B2 (en) | Gas turbine abnormality diagnosis device | |
| KR20160015694A (en) | Pipe life management system related with three dimension displacement measurement system | |
| KR102390419B1 (en) | Leakage and freezing detection system of pressure pipe/tube having dead-end type field transmitter | |
| CN104154522B (en) | Boiler heat pipe is quick-fried leaks through journey running status appraisal procedure | |
| US3416500A (en) | Method and system for detecting leaks in a forced through flow steam generator plant | |
| JP6754721B2 (en) | Steam system water level detector | |
| JP4727087B2 (en) | Duct heat insulation deterioration monitoring device | |
| JP4963907B2 (en) | Boiler tube leak diagnosis method | |
| KR20160016730A (en) | Total Monitoring Method Of Turbine for the Power Plant | |
| JP5042008B2 (en) | Leakage inspection method for cooling water cooler in auxiliary equipment cooling device | |
| JP2014118887A (en) | Piping leakage detection system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 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: 20130611 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20130618 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5301000 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |