JP2004108240A

JP2004108240A - Power generation plant and power generation method

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Publication number: JP2004108240A
Application number: JP2002271523A
Authority: JP
Inventors: Toshio Sao; 佐尾　俊生; Kenji Motai; 馬渡　憲次; Takashi Morimoto; 森本　敬; Masahiko Nagai; 永井　正彦; Kazuhisa Takeuchi; 竹内　和久; Satoru Tanaka; 田中　哲; Shigetsugu Yamazaki; 山崎　重継
Original assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 2002-09-18
Filing date: 2002-09-18
Publication date: 2004-04-08
Anticipated expiration: 2022-09-18
Also published as: JP4043328B2

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a power generation plant of excellent economical and environmental aspects without requiring any large scale waste water treatment facility. <P>SOLUTION: A water treatment system 10 for water supply comprises a membrane treatment device 11 to remove solids from raw water by a reverse osmosis membrane and/or a hollow fiber membrane, and a demineralizer 12 to remove salt from raw water with solids removed therefrom by the reverse osmosis membrane and/or the hollow fiber membrane. A power generation system 20 comprises a boiler 138, a steam turbine 112, a condenser 21, and an oxygen treatment device 35 to maintain condensate in a corrosion-proof zone by adding a trace of oxygen in the condensate from the condenser 21. <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、薬剤を使用せず、そのため大型の排水処理設備を必要としない発電プラントおよび発電方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
図６は従来の発電プラントの一例であって、水蒸気を利用して発電する発電システム１１０と、この発電システム１１０に供給する水を製造する水処理システム１２０とを備えたものである。
この例の水処理システム１２０は、工業用水などの原水から懸濁物質などの固形分を除去する前処理装置１２１と、固形分が除去された原水からナトリウムイオン、カルシウムイオンなどの陽イオンや、塩素イオン、硫酸イオンなどの陰イオンを除去する脱塩装置１２６とを具備している。
【０００３】
前処理装置１２１は、原水貯槽１２２からの原水に凝集剤を加えて懸濁物質を凝集させ、フロックとする凝集沈殿槽１２３と、フロックが形成された原水からフロックを分離する濾過器１２４と、得られた濾水を貯水する濾過貯槽１２５とを有している。この前処理装置１２１においては凝集剤として、硫酸アルミニウム、ポリ塩化アルミニウムなどが使用される他、これを中和するための水酸化ナトリウム、硫酸などのｐＨ調製剤、水酸化カルシウムなどの軟化剤、次亜塩素酸ナトリウム、塩素ガスなどの殺菌剤も使用され、これらの薬剤の使用量は数〜数十トン／日にのぼっている。
【０００４】
脱塩装置１２６は、イオン交換樹脂の作用により陽イオンを除去するカチオン塔１２７や陰イオンを除去するアニオン塔１２８、脱ガス塔１２９、ポリッシャ塔１３０を備えた脱塩塔からなっていて、カチオン塔１２７、アニオン塔１２８には、これらの塔内に充填されたイオン交換樹脂を再生するために、水酸化ナトリウム、硫酸などが再生剤として、１ケ月に数トン程度使用されている。
このように処理された水は、給水貯槽１３１に一旦貯槽され、その一部は、冷却水用貯槽１３２、碍子水洗貯槽１３３、所内ボイラなどの用途向けに送水されるが、その他は復水貯槽１３４に一旦貯水された後、発電システム１１０の復水器１１１に供給される。
【０００５】
復水器１１１においては、蒸気タービン１１２からの水蒸気が供給され、凝縮されるとともに、復水貯槽１３４から精製された水が供給される。そして、復水器１１１からの復水は復水ポンプ１１３により濾過器１１４で濾過された後、再生塔を備えた復水脱塩装置１１５により脱塩、再生される。復水脱塩装置１１５で脱塩処理された復水は、その一部は復水器１１１に必要に応じて戻され循環するが、それ以外は復水冷却器１１６を経て、低圧給水加熱器１１７、脱気器１１８、貯槽１１９へと送られ、その後、ブースタポンプ１３４、給水ポンプ１３５により高圧給水加熱器１３６、節炭器１３７、ボイラ１３８を順次経て、さらに過熱器１３９に送られた後、蒸気タービン１１２に送られ、その駆動に使用される。
ここで、復水脱塩装置１１５においては、上述した脱塩装置１２６と同様にイオン交換樹脂が使用されているため、水酸化ナトリウム、硫酸などが再生剤として使用されている。また、復水脱塩装置１２６よりも後段のラインやボイラ１３８には、図示略の薬注装置が適宜備えられ、脱酸素剤としてのヒドラジン、ｐＨ調製剤としてのアンモニアが添加され、また、ドラム型ボイラでは、清缶剤としてのリン酸ナトリウム、リン酸水素ナトリウムなどが適宜添加され、ライン、ボイラに耐腐食性を付与している。
なお、図６中、符号１４０は再熱器、符号１４１は汽水分離器である。また、この例では、蒸気タービン１１２としては、低圧蒸気タービン１１２ａ、中圧蒸気タービン１１２ｂ、高圧蒸気タービン１１２ｃを備えている。
【０００６】
このように発電プラントで使用される水には、ラインなどの腐食や、ライン内での水の濃縮に起因するスケールの発生を抑制するために、高純度で腐食性のないことが要求されている。そのため水処理システム１２０および発電システム１１０においては、上述したように多種の薬剤が大量に使用され、その結果、再起動時などにおいては、１日あたり約１０００トンの排水を処理する必要があった。
そこで、このように大量の薬剤を使用するかわりに酸素を注入して、ラインなどの内表面にマグネタイト（Ｆｅ_３Ｏ_４）よりも溶解しにくい耐腐食性のヘマタイト（Ｆｅ_２Ｏ_３）を形成し、耐腐食性を向上させる技術が開発され、その検討が進んでいる（例えば、特許文献１参照。）。
また、本出願人は、特願２００１−０９４７６２において、発電システム中の水（ボイラ給水）の酸電気伝導率および溶存酸素濃度を計測し、これらから腐食電流値を算出し、この腐食電流値と循環水温度から水質を評価することにより、薬剤を使用しないで水質を管理する方法を提案している。
【０００７】
【特許文献１】
特開平９−３３００６号公報
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、このように、ボイラ給水の管理のみを薬剤を使用せずに行っても、他の箇所、例えば水処理システムにおいては上述のように多種多量の薬剤が使用されているため、発電プラント全体では、薬剤の使用量は依然として多く、大量の排水を処理可能な大型の排水処理設備がやはり必要であった。
排水処理設備を設置すると、設備コストがかかるだけでなく排水処理コストもかかり、経済性の点で問題があった。また、大量の薬剤を含んだ水を処理するためには新たに、凝集剤、ｐＨ調製剤、軟化剤、殺菌剤が必要となるという悪循環があった。さらに排水は最終的には浄化された後に放流されるが、浄化された後においても微量の薬剤を含んでいる可能性があった。
【０００９】
本発明は上記事情に鑑みてなされたもので、高純度で腐食性の低い水を薬剤を使用することなく供給する水処理システムと、薬剤を使用することなく、水の純度とラインの耐腐食性を高く維持する発電システムとを提供し、結果的に、大規模な排水処理設備を必要とせず、経済性、環境面から優れた発電プラントを提供することを課題とする。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
本発明の発電プラントは、薬剤の非存在下で原水を精製する水処理システムと、前記精製された水を水蒸気とし、該水蒸気を利用して発電する発電システムとを備えた発電プラントにおいて、前記水処理システムは、精密ろ過膜および／または限外ろ過膜により原水から固形分を除去する膜処理装置と、逆浸透膜および／または蒸留により固形分が除去された原水から塩を除去する脱塩装置とを具備し、前記発電システムは、ボイラと、該ボイラからの水蒸気を利用する蒸気タービンと、該蒸気タービンからの水蒸気を冷却、凝縮するとともに、前記水処理システムからの水の少なくとも一部が供給される復水器と、該復水器からの復水に微量の酸素を添加して該復水を防食域に維持する酸素処理装置とを具備していることを特徴とする。
前記復水器は、該蒸気タービンからの水蒸気を冷却水で冷却、凝縮する水冷式復水器であって、前記冷却水を空気で冷却する空冷装置と、前記冷却、凝縮により得られた水を前記冷却水として使用する復水循環ラインとを具備していることが好ましい。
前記復水器からの復水の一部を、前記脱塩装置に返送する復水返送ラインを具備していることが好ましい。
前記復水器および該復水器の後段側のラインの少なくとも一部は、前記復水との接触面が耐食材料から構成されていることが好ましい。
当該発電プラントの休止時に、前記水処理システム内および前記発電システム内を真空雰囲気、不活性ガス雰囲気、水蒸気雰囲気のいずれかに維持する防錆処理装置を備えていることが好ましい。
前記水処理システムからの水の一部を、当該発電プラント内に設けられた冷却装置に供給する少なくとも一つの冷却水供給ラインを備え、該冷却水供給ラインは、脱気装置を備えた密閉循環方式であることが好ましい。
【００１１】
本発明の発電方法は、薬剤の非存在下で原水を精製する水処理工程と、前記精製された水をボイラで水蒸気とし、該水蒸気で蒸気タービンを駆動して発電する発電工程とを備えた発電方法において、前記水処理工程は、精密ろ過膜および／または限外ろ過膜により原水から固形分を除去する膜処理工程と、逆浸透膜および／または蒸留により固形分が除去された原水から塩を除去する脱塩工程とを有し、前記発電工程は、前記蒸気タービンからの水蒸気と前記精製された水とからなる復水を前記ボイラに供給する前に、該復水に微量の酸素を中性下で添加して復水を防食域に維持する酸素処理工程を有していることを特徴とする。
【００１２】
【発明の実施の形態】
以下、本発明を詳細に説明する。
［第１実施形態例］
図１は、本発明の一実施形態例である貫流型のボイラ１３８を備えた発電プラントの構成を示すものであって、水蒸気を利用して発電する発電システム２０と、この発電システム２０に供給する水（給水）を製造する水処理システム１０とを備えたものである。
この例の水処理システム１０は、精密ろ過膜または限外ろ過膜の少なくとも一方を使用して河川水、工業用水などの原水から、懸濁物質などの固形分を除去する膜処理装置１１と、逆浸透膜または蒸留の少なくとも一方により、固形分が除去された原水から、ナトリウムイオン、カルシウムイオンなどの陽イオンや、塩素イオン、硫酸イオンなどの陰イオンを除去する脱塩装置１２とから主に構成されている。
【００１３】
膜処理装置１１に使用される精密ろ過膜としては、ポリエチレン、ポリプロピレン、セルロース系、ポリエーテルスルフォン、ポリスルフォン、ポリフッ化ビニリデンなどの有機系材料、アルミナなどの無機系セラミクス材料が素材として例示できる。また、その形態は、有機系材料では中空糸式が代表的であるが、チューブ式、プリーツ式、平膜式なども利用できる。無機系セラミクス材料ではチューブ式、モノリス式が利用できる。
限外ろ過膜としては、ポリエチレン、ポリプロピレン、セルロース系、ポリエーテルスルフォン、ポリスルフォン、ポリフッ化ビニリデン、ポリアクリロニトリル、ポリイミドなどの有機系材料、アルミナなどの無機系セラミクス材料が素材として例示できる。また、その形態は、有機系材料では中空糸式が代表的であるが、チューブ式、プリーツ式、平膜式なども利用できる。無機系セラミクス材料ではチューブ式、モノリス式が利用できる。
これらの膜は原水の汚染の程度、処理水量などに応じて、適宜選択し、これに原水加圧用の加圧ポンプを備えた形態などで使用できる。
【００１４】
このように精密ろ過膜および／または限外ろ過膜を使用することにより、微細な固形分であっても高レベルで除去できるので、微細な懸濁物質を凝集するための凝集剤、さらには凝集剤を中性にするためのｐＨ調製剤などの薬剤を添加する必要がない。膜処置装置１１においては、精密ろ過膜、限外ろ過膜のいずれか少なくとも一方を使用でき、併用する場合の順序には制限はないが、精密ろ過膜、限外ろ過膜の順に設置して、精密ろ過膜で比較的大きな固形分を除去した後、限外ろ過膜を使用することが、膜効率や膜の耐久性の点から好ましい。
【００１５】
膜処理装置１１により固形分が除去された水は、一旦濾過貯槽１２５に貯水され、その後、脱塩装置１２に送られる。
脱塩装置１２に使用される逆浸透膜としては、三酢酸セルロース系、ポリアミド系の膜が用いられる。
また、蒸留としては、流下膜式蒸留、遠心式蒸留などが適用でき、真空蒸留で低温沸騰させることにより、塩が除去された水を得ることができる。
【００１６】
このように逆浸透膜および／または蒸留の適用により、再生剤の添加が必要となるイオン交換樹脂などを使用しなくても脱塩できる。脱塩装置１２においては、逆浸透膜、蒸留のいずれか少なくとも一方を適用でき、併用する場合の順序には制限はない。
【００１７】
水処理システム１０で精製された水は、給水貯槽１３１に一旦貯槽され、その一部は、冷却水用貯槽１３２、碍子水洗貯槽１３３、所内ボイラなど向けに送水されるが、その他は復水貯槽１３４に一旦貯水された後、高圧蒸気タービン１１２ａ、中圧蒸気タービン１１２ｂ、低圧蒸気タービン１１２ｃを備えた蒸気タービン１１２を有する発電システムの復水器２１に供給される。
復水器２１においては、このように水処理システム１０から精製された水が供給されるとともに蒸気タービン１１２からの水蒸気が供給され、冷却、凝縮され、合流して復水となる。また、復水器２１内は真空ポンプなどの図示略の減圧手段により減圧され、非凝縮性ガスである酸素、二酸化炭素などが脱気されるようになっている。
【００１８】
この例で使用されている復水器２１は、図２に示すように、蒸気タービン１１２から戻ってきた水蒸気を冷却水で冷却、凝縮する水冷式復水器であって、冷却水を空気で冷却する空冷装置２２と、冷却、凝縮された水を冷却水として供給するための復水循環ラインと２３を具備している。
すなわち、この例の水冷式復水器は、復水を冷却、凝縮する冷却水として、すでに冷却、凝縮された復水を利用する、いわゆる自己冷却式のものであって、冷却水が通る冷却管２３ａが配置された容器２４内に、蒸気タービン１１２からの水蒸気を供給することにより、冷却管２３ａの管壁を通じて熱交換が行われるようになっている。冷却され、凝縮した復水の一部は容器２４内に溜まり、復水循環ライン２３により容器２４の底部から冷却管２３ａへと送られる。そして、この際、復水は復水循環ライン２３中で空冷装置２２により冷却される。
冷却、凝縮した復水の残りの一部は、ボイラ１３８で使用されるために復水ポンプ１１３側へと送られる。
【００１９】
このように冷却水として、不純物を含まない復水自身を使用すると、冷却管２３ａにピンホールが生じて、冷却水が復水に混入してしまった場合であっても、海水を冷却水として使用する場合と異なり海水リークによる不純物の混入が起こらず、復水を高純度に維持することができる。また、海水を使用しないので、海水リークによる塩素の混入がなく、これを中和する設備も必要ない。
また、この復水器２１においては、上述したように凝縮された復水から図示略の減圧手段によって酸素、二酸化炭素などのガスを脱気するようになっているが、この例の発電プラントにおいては薬剤が添加される必要がないため、復水は中性に維持されている。中性水中においては二酸化炭素はその大部分がＨＣＯ_３ ⁻あるいはＨ_２ＣＯ_３として存在するため、このような減圧手段により容易に除去できる。さらに、復水の冷却は空冷ではなく水冷であるため、フラッシュ効果が得られ、脱気効率も優れるうえ、空冷式の通常の復水器よりも装置構成がコンパクトとなる。
【００２０】
また、この例の発電システム２０においては、復水器２１からの復水の一部を脱塩装置１２に返送する復水返送ライン１２ａを備えている。このように復水の一部を脱塩装置１２で処理可能とすることによって、復水器２１の後段側に別途脱塩装置を設けることなく、発電システム２０中を循環して不純物が濃縮された復水から、効果的に脱塩することができるともに、水を排出することなく循環使用し続けられるので、無排水化が可能となる。
【００２１】
さらに、この例の復水器２１は、少なくとも復水と接触する接触面が、ＳＵＳ、チタンなどの耐食材料から構成されている。よって、腐食されにくく、腐食による復水中への不純物の溶解を抑制でき、スケール発生の原因となる不純物がボイラ１３８へ持ち込まれることを防止できる。
【００２２】
復水器２１で得られた復水をボイラ１３８側に送るためのライン２５には、復水を送液する復水ポンプ１１３、濾過器１１４、復水昇圧ポンプ２６が順次配され、その後、復水器２１へと復水が返送されるライン２７と、ボイラ１３８側に向けて復水が送られるライン２８とに分岐する。ボイラ１３８側に向かうライン２８には、復水冷却器１１６の後、低圧給水加熱器１１７が設けられている。低圧給水加熱器１１７で１５０℃程度まで加熱された復水は、ついで、脱気器１１８を経て一旦貯槽１１９に溜められ、その後、復水器２１へと復水が返送されるライン２９と、ボイラ１３８側に向けて送られるライン３０とに分かれる。ボイラ１３８側へと向かうライン３０には、ブースタポンプ１３４と給水ポンプ１３５が配され、給水ポンプ１３５の後でさらに分岐して、中圧蒸気タービン１１２ｂへ向かうライン３１と、高圧給水加熱器１３６へと向かうライン３２に分かれる。高圧給水加熱器１３６では復水は３００℃程度まで過熱され、その後ライン３３を通って節炭器１３７を経てボイラ１３８に送られ、汽水分離器１３９により水蒸気から液相である水分が除去された後、ライン３４を通って過熱器１３９を経て、蒸気タービン１１２に送られる。そして、蒸気タービン１１２のうち高圧蒸気タービン１１２ａの駆動用に使用された後、復水器２１に戻される。
【００２３】
そして、この例の発電システム２０においては、復水器２１の後段側であるライン２５における濾過器１１４と復水昇圧ポンプ２６との間と、貯槽１１９とブースタポンプ１３４との間の２箇所に、微量の酸素を添加して復水を防食域に維持する酸素処理装置３５がそれぞれ設けられている。
ここで酸素は、復水（給水）中の溶存酸素濃度が２０〜２００ｐｐｂの範囲となるように添加される。このように微量の酸素を添加することによって、発電システム中の復水が酸化性状態、すなわち防食域に維持され、炭素鋼などからなる配管の内表面に、マグネタイト（Ｆｅ_３Ｏ_４）よりも溶解しにくい耐腐食性のヘマタイト（Ｆｅ_２Ｏ_３）が形成され、より腐食されにくくなり、その結果、スケールの原因となる物質がボイラ１３８に持ち込まれなくなり、過熱障害などのトラブルを減少させることができる。また、酸素処理装置３５は、このように微量に酸素を添加するとともに、復水中の不純物濃度と相関のある酸電気伝導率を計測するシステムを具備していることが好ましく、溶存酸素濃度と酸電気伝導率とから腐食電流値を算出し、さらにこの腐食電流値と水温との関係を制御することにより、復水の水質を図３に示すような防食域に確実に維持できる。図３のグラフにおいて、縦軸は腐食電流値、横軸は水温である。また、水質のサンプリングおよびチェックは、例えば脱気器１１８の入口近傍などで行われる。
なお、この例の発電プラントにおいては、水処理システム１０は薬剤の非存在下で行われ、また、発電システム２０においても薬剤が添加される必要がないため、復水はほぼ中性（ｐＨ５〜７）となっている。すなわち、酸素の添加は中性下で行われる。
【００２４】
さらにこの例では、復水器２１の後段側からボイラ１３８の前段側の各ライン２５、２８、３０、３２、３３における復水との接触面は、復水器２１と同様にＳＵＳ、チタンなどの耐食材料から構成されている。このように水蒸気化がなされるよりも前段側のライン２５、２８、３０、３２、３３における、復水との接触面を耐食材料から構成して腐食を防止することにより、腐食に起因する不純物の溶解を抑制でき、スケールの原因物質がより一層ボイラ１３８に持ち込まれなくなる。
また、この例の発電システム２０は、復水冷却器１１６の前段から復水器２１に戻るライン２７、貯槽１１９の後段から復水器２１に戻るライン２９、給水ポンプ１３５の後段から中圧タービン１１２ｂ側へと向かうライン３１、汽水分離器１４１から復水器２１に戻るライン３６を備えているので、これらのライン２７、２９、３１、３６における復水との接触面も耐食材料で構成することがスケール抑制の点から好ましい。
さらに好ましくは、復水器２１の後段側であってボイラ１３８に至るまでの各種装置、すなわち、この例の復水ポンプ１１３、濾過器１１４、復水昇圧ポンプ２６、復水冷却器１１６、低圧給水加熱器１１７、脱気器１１８、貯槽１１９、ブースタポンプ１３４、給水ポンプ１３５、高圧給水加熱器１３６、節炭器１３７も、復水との接触面が耐食材料から構成されていることが好ましい。
【００２５】
また、この例の発電システム２０は、この発電プラントの休止時に、水処理システム１０内および発電システム２０内を真空雰囲気、不活性ガス雰囲気、水蒸気雰囲気のいずれかに維持するための図示略の防錆処理装置を備えている。
このようにライン内を真空状態とするか、あるいは、不活性ガスまたは水蒸気でシールすることによって、防錆剤、ｐＨ調製剤、脱酸素剤などの各種薬剤を使用することなく錆の発生を抑制できる。
【００２６】
さらに、この例の発電システム２０においては、図示は略しているが、水処理システム１０からの水の一部をこの発電プラント内に設けられた各種の冷却装置に供給する少なくとも一つの冷却水供給ラインが備えられ、この冷却水供給ラインは、図示略の脱気装置を備えた密閉循環方式とされている。このようにして外気からの酸素の混入を抑制するとともに、酸素を除去する手段を設けることにより、薬剤を使用することなく、冷却水中の溶存酸素の濃度を保ち、腐食による不純物の冷却水への混入を防ぐことができる。なお、各種冷却装置としては、蒸気タービン１１２の軸受けに供給される潤滑油を冷却するための装置や、蒸気をサンプリングする際にこの蒸気を冷却するための装置などが例示できる。
【００２７】
以上説明したようにこの例の発電プラントによれば、薬剤を使用することなく原水から固形分および塩を除去可能な水処理システム１０と、薬剤を添加せず微量の酸素のみを添加して、中性下において水質を防食域に維持する酸素処理装置３５を具備した発電システム２０を有しているので、発電プラントからの排水中に薬剤が含まれない。よって、従来必要であった大規模な排水処理設備を設置する必要がなく、経済性、環境面から優れている。
また、ここで、復水器２１を図２に示したような自己冷却式の水冷式復水器とすることによって、冷却水が復水に混入してしまった場合であっても復水の純度を高く維持でき、しかも、復水器２１をコンパクトに維持でき、また、脱気においては水冷式の利点であるフラッシュ効果も期待できる。
【００２８】
また、復水器２１からの復水の一部を脱塩装置１２に返送する復水返送ライン１２ａを備えることによって、復水器２１の後段側に脱塩装置１２を別途設けなくても、発電システム２０内を循環して濃縮された塩を除去することができるとともに、水の循環使用が可能となり、無排水化が可能となる。
また、復水器２１と、復水器２１の後段側であってボイラ１３８の前段側のライン２５、２８、３０、３２、３３の少なくとも一部とにおける復水との接触面を耐食材料から構成することによって、ボイラ１３８に持ち込まれる不純物を抑制できる。
さらに、発電プラントの休止時に、水処理システム１０内および発電システム２０内を真空雰囲気、不活性ガス雰囲気、水蒸気雰囲気のいずれかに維持する防錆処置装置を設けることによって、防錆剤などを使用せずに、休止時にシールすることができる。
また、水処理システム１０からの水の一部を各種冷却装置に供給する冷却水供給ラインを、脱気装置を備えた密閉循環式とすることにより、ここでも薬剤を使用することなく、軸受冷却水などの冷却水を高純度で、耐腐食性の有する状態に維持できる。
【００２９】
［第２、３実施形態例］
図４は、ドラム型排熱回収ボイラとしてコンバインド用三圧再熱自然循環排熱回収ボイラ（以下、排熱回収ボイラという。）３７を備えたコンバインドサイクル発電システムと、この発電システムに供給する水を製造する水処理システム１０とを備えた発電プラントの構成を概略的に示すものである。
図４の発電プラントでは水処理システム１０として第１実施形態例の図１と同一のものを備えているため、その詳細は略している。すなわち、ここで水処理システム１０は、精密ろ過膜および／または限外ろ過膜を使用して原水から固形分を除去する膜処理装置と、逆浸透膜および／または蒸留により固形分が除去された原水から塩を除去する脱塩装置とを具備していて、精製された水が復水器２１に供給されるようになっている。
【００３０】
そして、復水器２１からの復水は一部が復水返送ライン１２ａにより水処理システム１０の脱塩装置に返送されるが、残りはライン３８を通り、低圧給水ポンプ３９、グランド蒸気復水器４０を経て排熱回収ボイラ３７側へ送られる。
そして、この際、低圧給水ポンプ３９とグランド蒸気復水器４０の間には、酸素処理装置３５が設けられ、復水（給水）中に２０〜２００ｐｐｂとなる程度の微量の酸素を添加して、これを防食域に維持できるようになっている。
【００３１】
こうして微量の酸素が添加され、防食域とされた復水は、ケーシング３７ａの下方から上方に向かって図示略のガスタービンからの排気が送り込まれるようになっている排熱回収ボイラ３７へと送られる。
復水は、まず低圧節炭器４１で加熱された後、一部は低圧ドラム４２で低圧蒸気を生成し、ついで低圧過熱器４３で過熱された後、ライン４４、ライン４５を通って低圧蒸気タービン１１２ｃへと送られる。また、他の一部は、中圧給水ポンプ４６により中圧節炭器４７へ送られ過熱された後、中圧ドラム４８へと送られて中圧蒸気を生成する。ついで、中圧蒸気は中圧過熱器４９で過熱された後、ライン５０を通って一次再熱器５１、二次再熱器５２を経て、ライン５３を通って中圧蒸気タービン１１２ｂへと送られる。また、他の一部は、高圧給水ポンプ５４により高圧一次節炭器５５へ送られ過熱された後、高圧二次節炭器５６でさらに過熱され、高圧ドラム５７で高圧蒸気を生成する。ついで、高圧蒸気は高圧一次過熱器５８、高圧二次加熱器５９で順次過熱された後、ライン６０を通って高圧蒸気タービン１１２ａで使用される。
蒸気タービン１１２で使用された蒸気は、復水器２１へと戻され、冷却、凝縮される。
【００３２】
そして、この例においても、復水器２１と、復水器２１よりも後段であって、水蒸気化がなされる低圧ドラム４２の前段までのライン３８とにおいて、復水との接触面は耐食材料とされている。このように耐食材料を使用することによって、復水が水蒸気化されるよりも前段側のラインの腐食を抑え、これに起因する不純物が低圧ドラム４２以降に持ち込まれることを防止できる。
【００３３】
図５は、蒸気ドラム６１を備えたドラム型のボイラ１３８を有するコンベンショナル発電システムと、この発電システムに供給する水を製造する水処理システム１０とを備えた発電プラントの構成を概略的に示すものである。
図５の発電プラントでは水処理システム１０として図１と同一のものを備えているため、その詳細は略している。すなわち、ここで水処理システム１０は、精密ろ過膜および／または限外ろ過膜を使用して原水から固形分を除去する膜処理装置と、逆浸透膜および／または蒸留により固形分が除去された原水から塩を除去する脱塩装置とを具備していて、精製された水が復水器２１に供給されるようになっている。
【００３４】
復水器２１からの復水は、一部が復水返送ライン１２ａにより水処理システム１０の脱塩装置に返送されるが、その他は、グランド蒸気復水器４０、低圧給水加熱器１１７、脱気器１１８を経て、一旦貯槽１１９に貯水される。その後、ブースタポンプ１３４により、高圧給水加熱器１３６、節炭器１３７を経て蒸気ドラム６１へと送られ水蒸気化された後、さらに過熱器１３９を経て、高圧蒸気タービンへ１１２ａ、さらに再熱器１４０を経て中圧蒸気タービン１１２ｂへ、さらに低圧蒸気タービン１１２ｃを経て復水器２１に戻るようになっている。
そして、この例においては、復水器２１とグランド蒸気復水器４０との間と、貯槽１１９とブースタポンプ１３４との間に酸素処理装置３５が備えられ、復水（給水）中に２０〜２００ｐｐｂとなる程度の微量の酸素が添加され、復水が防食域に維持されるようになっている。
【００３５】
さらにこの例においても、復水器２１と、復水器２１よりも後段の脱気器１１８の直前までのライン６２における復水との接触面は耐食材料とされていて、復水が水蒸気化されるよりも前段側のラインの腐食に起因する不純物が蒸気ドラム６１に持ち込まれないようになっている。
【００３６】
以上のように、第２、３実施形態例においても、薬剤を使用することなく原水から固形分および塩を除去可能な水処理システム１０と、薬剤を添加せず微量の酸素のみを添加して、中性下において水質を防食域に維持する酸素処理装置３５を備えた発電システムを有しているので、発電プラントからの排水中に薬剤が含まれず、従来必要であった大規模な排水処理設備を設置する必要がなく、経済性、環境面に優れた発電プラントを実現できる。
また、これらの例においても、復水器２１を図２に示したような自己冷却式の水冷式復水器とすることによって、冷却水が復水に混入してしまった場合であっても復水の純度を高く維持でき、しかも、復水器２１をコンパクトに維持でき、また、脱気においては水冷式の利点であるフラッシュ効果も期待できる。
【００３７】
また、復水器２１からの復水の一部を脱塩装置に返送する復水返送ライン１２ａを備えることによって、復水器２１の後段側に脱塩装置を設ける必要がないとともに、水を排出することなく循環使用し続けることができるので、無排水化が可能となる。
さらに、発電プラントの休止時に、水処理システム１０内および発電システム内を真空雰囲気、不活性ガス雰囲気、水蒸気雰囲気のいずれかに維持する防錆処理装置を設けることによって、防錆剤などを使用せずに、休止時にシールすることができる。
さらに、水処理システム１０からの水の一部を各種冷却装置に供給する冷却水供給ラインを、脱気装置を備えた密閉循環式とすることにより、ここでも薬剤を使用することなく、冷却水を高純度で、耐腐食性の有する状態に維持できる。
【００３８】
【発明の効果】
以上説明したように本発明の発電プラントによれば、高純度で腐食性の低い水を薬剤を使用することなく供給する水処理システムと、薬剤を使用することなく、水の純度とラインの耐腐食性を高く維持する発電システムとを備えているので、結果的に、大規模な排水処理設備を必要とせず、経済性、環境面から優れる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の発電プラントの第１実施形態例を示す概略構成図である。
【図２】図１の発電プラントで使用されている復水を示す概略構成図である。
【図３】腐食電流値と水温の関係を示すグラフである。
【図４】本発明の発電プラントの第２実施形態例を示す概略構成図である。
【図５】本発明の発電プラントの第３実施形態例を示す概略構成図である。
【図６】従来の発電プラントの一例を示す概略構成図である。
【符号の説明】
１０，１２０　水処理システム
２０，１１０　発電システム
１１　膜処理装置
１２　脱塩装置
１２ａ　復水返送ライン
２１　復水器
２２　空冷装置
２３　復水循環ライン
３５　酸素処理装置
１１２　蒸気タービン
１３８　ボイラ[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a power generation plant and a power generation method that do not use a chemical and therefore do not require a large wastewater treatment facility.
[0002]
[Prior art]
FIG. 6 shows an example of a conventional power generation plant, which includes a power generation system 110 for generating power using steam and a water treatment system 120 for producing water to be supplied to the power generation system 110.
The water treatment system 120 of this example includes a pretreatment device 121 for removing solids such as suspended substances from raw water such as industrial water, and cations such as sodium ions and calcium ions from raw water from which solids have been removed, A desalination device 126 for removing anions such as chloride ions and sulfate ions.
[0003]
The pretreatment device 121 includes an aggregating agent added to the raw water from the raw water storage tank 122 to coagulate the suspended substance to form floc, a flocculation settling tank 123 as a floc, and a filter 124 for separating the floc from the raw water in which the floc is formed, And a filtration storage tank 125 for storing the obtained filtrate. In this pretreatment device 121, as an aggregating agent, aluminum sulfate, polyaluminum chloride and the like are used, and sodium hydroxide for neutralizing the same, a pH adjusting agent such as sulfuric acid, a softening agent such as calcium hydroxide, Disinfectants such as sodium hypochlorite and chlorine gas are also used, and the use amount of these agents is several to several tens tons / day.
[0004]
The desalination apparatus 126 is composed of a cation tower 127 for removing cations by the action of an ion exchange resin, an anion tower 128 for removing anions, a degassing tower 129, and a desalination tower provided with a polisher tower 130. In the tower 127 and the anion tower 128, sodium hydroxide, sulfuric acid and the like are used as a regenerant in the order of several tons per month in order to regenerate the ion exchange resin filled in these towers.
The water treated in this way is temporarily stored in a water supply storage tank 131, and a part of the water is sent to a cooling water storage tank 132, an insulator flush storage tank 133, an in-house boiler or the like, and the other is a condensate storage tank. After being temporarily stored in 134, the water is supplied to the condenser 111 of the power generation system 110.
[0005]
In the condenser 111, steam from the steam turbine 112 is supplied and condensed, and purified water is supplied from a condenser storage tank 134. The condensate from the condenser 111 is filtered by a filter 114 by a condensate pump 113, and then is desalted and regenerated by a condensate desalination device 115 having a regeneration tower. Part of the condensate that has been desalinated by the condensate desalination unit 115 is returned to the condenser 111 as necessary, and circulates. 117, the deaerator 118, and the storage tank 119, and thereafter, the booster pump 134 and the water supply pump 135 sequentially pass through the high-pressure water heater 136, the economizer 137, and the boiler 138, and then to the superheater 139. Is sent to the steam turbine 112 and used for driving the steam turbine 112.
Here, in the condensate desalination apparatus 115, an ion exchange resin is used similarly to the above-described desalination apparatus 126, so that sodium hydroxide, sulfuric acid, or the like is used as a regenerant. A line downstream of the condensate desalination device 126 and the boiler 138 are appropriately provided with a chemical injection device (not shown), and hydrazine as an oxygen absorber and ammonia as a pH adjuster are added. In the type boiler, sodium phosphate, sodium hydrogen phosphate, and the like as cleaning agents are appropriately added to impart corrosion resistance to the line and the boiler.
In FIG. 6, reference numeral 140 denotes a reheater, and reference numeral 141 denotes a brackish water separator. In this example, the steam turbine 112 includes a low-pressure steam turbine 112a, a medium-pressure steam turbine 112b, and a high-pressure steam turbine 112c.
[0006]
As described above, water used in power plants is required to be high-purity and non-corrosive in order to suppress the corrosion of lines and the like and the generation of scale due to the concentration of water in the lines. I have. Therefore, in the water treatment system 120 and the power generation system 110, various kinds of chemicals are used in large amounts as described above, and as a result, it is necessary to treat about 1,000 tons of wastewater per day at the time of restart or the like. .
Therefore, instead of using such a large amount of drug, oxygen is injected, and magnetite (Fe₃O₄Hematite (Fe₂O₃) Has been developed to improve the corrosion resistance, and studies thereof are ongoing (for example, see Patent Document 1).
In addition, in the Japanese Patent Application No. 2001-094762, the present applicant measures the acid electric conductivity and dissolved oxygen concentration of water (boiler feed water) in the power generation system, calculates a corrosion current value from these, and calculates the corrosion current value and By evaluating the water quality from the circulating water temperature, a method for managing the water quality without using chemicals is proposed.
[0007]
[Patent Document 1]
JP-A-9-33006
[0008]
[Problems to be solved by the invention]
However, even if only the boiler feedwater management is performed without using a chemical as described above, a large amount of various chemicals are used in other places, for example, in a water treatment system as described above, so that the entire power generation plant is not used. Thus, the amount of chemicals used was still large, and large-scale wastewater treatment equipment capable of treating a large amount of wastewater was still required.
When the wastewater treatment equipment is installed, not only the equipment cost but also the wastewater treatment cost is increased, and there is a problem in terms of economy. In addition, there was a vicious cycle that a flocculant, a pH adjuster, a softener, and a bactericide were newly required to treat water containing a large amount of a drug. Furthermore, although the wastewater is finally discharged after being purified, it may still contain trace amounts of chemicals even after being purified.
[0009]
The present invention has been made in view of the above circumstances, and a water treatment system that supplies high-purity, low-corrosive water without using chemicals, and water purity and line corrosion resistance without using chemicals. It is an object of the present invention to provide a power generation system that maintains high efficiency, and as a result, does not require a large-scale wastewater treatment facility, and provides a power generation plant that is excellent in terms of economy and environment.
[0010]
[Means for Solving the Problems]
The power plant of the present invention is a power plant comprising: a water treatment system that purifies raw water in the absence of a chemical; and a power generation system that uses the purified water as steam and generates power using the steam. The water treatment system includes a membrane treatment device for removing solids from raw water using a microfiltration membrane and / or an ultrafiltration membrane, and a desalination for removing salts from raw water from which solids have been removed by a reverse osmosis membrane and / or distillation. Apparatus, wherein the power generation system includes a boiler, a steam turbine using steam from the boiler, and cooling and condensing steam from the steam turbine, and at least a portion of water from the water treatment system. , And an oxygen treatment device for adding a small amount of oxygen to the condensate from the condenser to maintain the condensate in the anticorrosion zone.
The condenser is a water-cooled condenser for cooling and condensing steam from the steam turbine with cooling water, and an air cooling device for cooling the cooling water with air, and water obtained by the cooling and condensation. And a condensate circulation line that uses the water as the cooling water.
It is preferable that a condensate return line for returning a part of the condensate from the condenser to the desalination unit is provided.
It is preferable that at least part of the condenser and at least a part of the line on the downstream side of the condenser have a contact surface with the condenser made of a corrosion-resistant material.
It is preferable to provide a rust prevention treatment device that maintains the inside of the water treatment system and the inside of the power generation system at any of a vacuum atmosphere, an inert gas atmosphere, and a steam atmosphere when the power plant is stopped.
At least one cooling water supply line for supplying a part of water from the water treatment system to a cooling device provided in the power plant, wherein the cooling water supply line has a closed circulation provided with a deaerator. It is preferable to use a system.
[0011]
The power generation method of the present invention includes a water treatment step of purifying raw water in the absence of a chemical, and a power generation step of generating power by driving the purified water into steam in a boiler and driving a steam turbine with the steam. In the power generation method, the water treatment step includes a membrane treatment step of removing solids from raw water by a microfiltration membrane and / or an ultrafiltration membrane, and a salt treatment from raw water from which solids are removed by a reverse osmosis membrane and / or distillation. A desalination step of removing condensate from the steam turbine and supplying a small amount of oxygen to the condensed water before supplying the condensed water composed of the purified water to the boiler. It is characterized by having an oxygen treatment step for adding condensed water to maintain condensed water in the anticorrosion zone.
[0012]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, the present invention will be described in detail.
[First Embodiment]
FIG. 1 shows a configuration of a power generation plant including a once-through boiler 138 according to an embodiment of the present invention. The power generation system 20 uses steam to generate power, and the power supply system 20 supplies the power to the power generation system 20. And a water treatment system 10 for producing water (supply water).
The water treatment system 10 of this example includes a membrane treatment device 11 that removes solids such as suspended substances from raw water such as river water and industrial water using at least one of a microfiltration membrane and an ultrafiltration membrane; A desalination device 12 for removing cations such as sodium ions and calcium ions and anions such as chloride ions and sulfate ions from raw water from which solids have been removed by at least one of a reverse osmosis membrane and distillation. It is configured.
[0013]
Examples of the microfiltration membrane used in the membrane treatment apparatus 11 include organic materials such as polyethylene, polypropylene, cellulose, polyethersulfone, polysulfone, and polyvinylidene fluoride, and inorganic ceramics materials such as alumina. The form is typically a hollow fiber type organic material, but a tube type, a pleated type, a flat membrane type, or the like can also be used. As the inorganic ceramic material, a tube type and a monolith type can be used.
Examples of the ultrafiltration membrane include organic materials such as polyethylene, polypropylene, cellulose, polyethersulfone, polysulfone, polyvinylidene fluoride, polyacrylonitrile, and polyimide, and inorganic ceramic materials such as alumina. The form is typically a hollow fiber type organic material, but a tube type, a pleated type, a flat membrane type, or the like can also be used. As the inorganic ceramic material, a tube type and a monolith type can be used.
These membranes can be appropriately selected according to the degree of contamination of raw water, the amount of treated water, and the like, and can be used in a form including a pressurizing pump for pressurizing raw water.
[0014]
By using a microfiltration membrane and / or an ultrafiltration membrane as described above, even a fine solid content can be removed at a high level, so that a coagulant for coagulating a fine suspended substance, There is no need to add an agent such as a pH adjuster to make the agent neutral. In the membrane treatment device 11, at least one of a microfiltration membrane and an ultrafiltration membrane can be used, and there is no restriction on the order when used together, but the microfiltration membrane and the ultrafiltration membrane are installed in this order. It is preferable to use an ultrafiltration membrane after removing a relatively large solid content with a microfiltration membrane from the viewpoint of membrane efficiency and membrane durability.
[0015]
The water from which the solid content has been removed by the membrane treatment device 11 is temporarily stored in the filtration storage tank 125, and then sent to the desalination device 12.
As the reverse osmosis membrane used in the desalination device 12, a cellulose triacetate-based or polyamide-based membrane is used.
Further, as the distillation, falling film distillation, centrifugal distillation and the like can be applied, and water from which salts have been removed can be obtained by boiling at a low temperature by vacuum distillation.
[0016]
As described above, by applying a reverse osmosis membrane and / or distillation, desalting can be performed without using an ion exchange resin or the like that requires the addition of a regenerant. In the desalination apparatus 12, at least one of reverse osmosis membrane and distillation can be applied, and there is no restriction on the order of simultaneous use.
[0017]
The water purified by the water treatment system 10 is temporarily stored in a water supply storage tank 131, and a part of the water is sent to a cooling water storage tank 132, an insulator washing storage tank 133, an in-house boiler, etc. After being temporarily stored in the storage tank 134, the water is supplied to the condenser 21 of the power generation system including the steam turbine 112 including the high-pressure steam turbine 112a, the medium-pressure steam turbine 112b, and the low-pressure steam turbine 112c.
In the condenser 21, the purified water is supplied from the water treatment system 10, and the steam from the steam turbine 112 is supplied, cooled, condensed, and combined to form condensate. The interior of the condenser 21 is depressurized by a depressurizing means (not shown) such as a vacuum pump, so that oxygen, carbon dioxide, and the like, which are non-condensable gases, are degassed.
[0018]
As shown in FIG. 2, the condenser 21 used in this example is a water-cooled condenser that cools and condenses steam returned from the steam turbine 112 with cooling water, and converts the cooling water with air. An air cooling device 22 for cooling, and a condensate circulation line 23 for supplying cooled and condensed water as cooling water are provided.
That is, the water-cooled condenser of this example is a so-called self-cooling type that utilizes already-cooled and condensed condensed water as cooling water for cooling and condensing the condensate. By supplying the steam from the steam turbine 112 into the vessel 24 in which the pipe 23a is arranged, heat exchange is performed through the pipe wall of the cooling pipe 23a. A part of the condensed water that has been cooled and condensed accumulates in the container 24 and is sent from the bottom of the container 24 to the cooling pipe 23 a by the condensate circulation line 23. At this time, the condensate is cooled by the air cooling device 22 in the condensate circulation line 23.
The remaining part of the condensed water that has been cooled and condensed is sent to the condensate pump 113 for use in the boiler 138.
[0019]
When the condensate itself containing no impurities is used as the cooling water, a pinhole is generated in the cooling pipe 23a, and even if the cooling water is mixed with the condensed water, the seawater is used as the cooling water. Unlike the case of using the water, impurities are not mixed due to the seawater leak, and the condensate can be maintained at a high purity. In addition, since seawater is not used, there is no chlorine contamination due to seawater leak, and no equipment for neutralizing the chlorine is required.
Further, in the condenser 21, gases such as oxygen and carbon dioxide are degassed from the condensed water condensed as described above by depressurizing means (not shown). The condensate is kept neutral since no drug needs to be added. In neutral water, carbon dioxide is mostly HCO₃ ⁻Or H₂CO₃And can be easily removed by such a decompression means. Further, since the condensate is cooled not by air but by water, a flash effect is obtained, the degassing efficiency is excellent, and the apparatus configuration is more compact than an ordinary air-cooled condenser.
[0020]
Further, the power generation system 20 of this example includes a condensate return line 12 a for returning a part of the condensate from the condenser 21 to the desalination device 12. By allowing a part of the condensate to be treated by the desalination device 12 in this way, the impurities are circulated in the power generation system 20 without being provided with a separate desalination device on the downstream side of the condenser 21 and the impurities are concentrated. It is possible to desalinate effectively from the condensed water, and the water can be continuously recycled without discharging water, so that no drainage is possible.
[0021]
Furthermore, in the condenser 21 of this example, at least the contact surface that contacts the condensate is made of a corrosion-resistant material such as SUS or titanium. Therefore, it is hardly corroded, and the dissolution of impurities into the condensed water due to the corrosion can be suppressed, and the impurities causing scale generation can be prevented from being brought into the boiler 138.
[0022]
In a line 25 for sending the condensate obtained in the condenser 21 to the boiler 138 side, a condensate pump 113 for sending condensate, a filter 114, and a condensate booster pump 26 are sequentially arranged. It branches into a line 27 where the condensate is returned to the condenser 21 and a line 28 where the condensate is sent toward the boiler 138 side. A low-pressure feedwater heater 117 is provided in the line 28 toward the boiler 138 after the condensing cooler 116. The condensed water heated to about 150 ° C. by the low-pressure feed water heater 117 is then temporarily stored in a storage tank 119 via a deaerator 118, and thereafter, a line 29 where the condensed water is returned to the condenser 21. It is divided into a line 30 sent to the boiler 138 side. A booster pump 134 and a feedwater pump 135 are provided on the line 30 toward the boiler 138 side, and further branched after the feedwater pump 135 to the line 31 toward the medium-pressure steam turbine 112 b and to the high-pressure feedwater heater 136. Into the line 32 heading. In the high pressure feed water heater 136, the condensed water was heated to about 300 ° C., and then sent to the boiler 138 through the line 33 through the economizer 137, and the water in the liquid phase was removed from the steam by the steam separator 139. Thereafter, it is sent to the steam turbine 112 via the superheater 139 through the line 34. After being used for driving the high-pressure steam turbine 112a of the steam turbine 112, the steam is returned to the condenser 21.
[0023]
Then, in the power generation system 20 of this example, there are two locations between the filter 114 and the condensate booster pump 26 and between the storage tank 119 and the booster pump 134 in the line 25 on the downstream side of the condenser 21. An oxygen treatment device 35 for adding a trace amount of oxygen to maintain condensed water in the anticorrosion zone is provided.
Here, oxygen is added so that the concentration of dissolved oxygen in the condensed water (water supply) is in the range of 20 to 200 ppb. By adding a trace amount of oxygen in this way, the condensate in the power generation system is maintained in an oxidizing state, that is, in a corrosion prevention region, and magnetite (Fe) is formed on the inner surface of a pipe made of carbon steel or the like.₃O₄Hematite (Fe₂O₃) Is formed and is less likely to be corroded. As a result, substances that cause scale are not carried into the boiler 138, and troubles such as overheating failure can be reduced. Further, the oxygen treatment device 35 preferably includes a system for adding oxygen in such a small amount and measuring an acid electrical conductivity correlated with the impurity concentration in the condensate water. By calculating the corrosion current value from the electric conductivity and controlling the relationship between the corrosion current value and the water temperature, the water quality of the condensed water can be reliably maintained in the anticorrosion area as shown in FIG. In the graph of FIG. 3, the vertical axis represents the corrosion current value, and the horizontal axis represents the water temperature. The sampling and checking of the water quality are performed, for example, near the inlet of the deaerator 118.
In the power generation plant of this example, the water treatment system 10 is performed in the absence of a chemical, and since there is no need to add a chemical to the power generation system 20, the condensate is almost neutral (pH 5 to 5). 7). That is, the addition of oxygen is performed under neutral conditions.
[0024]
Further, in this example, the contact surfaces with the condensate in the respective lines 25, 28, 30, 32, 33 from the rear side of the condenser 21 to the front side of the boiler 138 are made of SUS, titanium or the like, like the condenser 21. It is made of corrosion resistant material. Impurities caused by corrosion are prevented by forming the contact surfaces with the condensate in the lines 25, 28, 30, 32, and 33 on the upstream side of the steam generation from a corrosion-resistant material to prevent corrosion. Can be suppressed, and the causative substances of the scale can be further prevented from being brought into the boiler 138.
The power generation system 20 of this example includes a line 27 returning to the condenser 21 from a stage preceding the condenser 116, a line 29 returning to the condenser 21 from a stage following the storage tank 119, and a medium pressure turbine extending from the stage following the feed pump 135. Since the line 31 toward the 112b side and the line 36 returning from the steam separator 141 to the condenser 21 are provided, the contact surfaces of these lines 27, 29, 31, and 36 with the condensate are also made of a corrosion resistant material. Is preferred from the viewpoint of scale suppression.
More preferably, various devices from the downstream side of the condenser 21 to the boiler 138, that is, the condensate pump 113, the filter 114, the condensate booster pump 26, the condensate cooler 116, the low pressure The feed water heater 117, the deaerator 118, the storage tank 119, the booster pump 134, the feed water pump 135, the high-pressure feed water heater 136, and the economizer 137 are also preferably made of a corrosion-resistant material in contact with the condensate. .
[0025]
Further, the power generation system 20 of this example has an unillustrated protection for maintaining the inside of the water treatment system 10 and the power generation system 20 in any of a vacuum atmosphere, an inert gas atmosphere, and a steam atmosphere when the power plant is stopped. Equipped with rust treatment device.
By keeping the inside of the line in a vacuum state or sealing it with an inert gas or water vapor, the generation of rust can be suppressed without using various chemicals such as rust preventives, pH adjusters, and oxygen scavengers. it can.
[0026]
Further, in the power generation system 20 of this example, although not shown, at least one cooling water supply for supplying a part of the water from the water treatment system 10 to various cooling devices provided in the power generation plant. A line is provided, and the cooling water supply line is of a closed circulation type equipped with a deaerator (not shown). In this way, while suppressing the mixing of oxygen from the outside air and providing a means for removing oxygen, the concentration of dissolved oxygen in the cooling water can be maintained without using chemicals, and impurities due to corrosion can be added to the cooling water. Mixing can be prevented. Examples of the various cooling devices include a device for cooling lubricating oil supplied to the bearing of the steam turbine 112 and a device for cooling steam when sampling the steam.
[0027]
As described above, according to the power plant of this example, a water treatment system 10 capable of removing solids and salts from raw water without using a chemical, and adding only a trace amount of oxygen without adding a chemical, Since it has the power generation system 20 provided with the oxygen treatment device 35 that maintains the water quality in the anticorrosive area under neutral conditions, the wastewater from the power generation plant does not contain chemicals. Therefore, there is no need to install a large-scale wastewater treatment facility, which has been conventionally required, and it is excellent in terms of economy and environment.
Further, here, the condenser 21 is a self-cooling type water-cooled condenser as shown in FIG. 2, so that even if the cooling water is mixed in the condenser, Purity can be maintained high, the condenser 21 can be kept compact, and a flash effect, which is an advantage of a water-cooled type, can be expected in degassing.
[0028]
In addition, by providing the condensate return line 12a for returning a part of the condensate from the condenser 21 to the desalination device 12, even if the desalination device 12 is not separately provided on the downstream side of the condenser 21, It is possible to remove concentrated salts by circulating in the power generation system 20 and to use water in a circulating manner, thereby making it possible to eliminate drainage.
The contact surface between the condenser 21 and at least a part of the lines 25, 28, 30, 32, 33 on the downstream side of the condenser 21 and on the upstream side of the boiler 138 is made of a corrosion-resistant material. With this configuration, impurities brought into the boiler 138 can be suppressed.
Further, when the power plant is stopped, a rust preventive device or the like is used by providing a rust preventive treatment device for maintaining the inside of the water treatment system 10 and the inside of the power generation system 20 in a vacuum atmosphere, an inert gas atmosphere, or a steam atmosphere. Without having to seal at rest.
In addition, the cooling water supply line that supplies a part of the water from the water treatment system 10 to various cooling devices is a closed circulation type equipped with a degassing device, so that the bearing cooling can be performed without using any chemicals. Cooling water such as water can be maintained in a state of high purity and corrosion resistance.
[0029]
[Second and Third Embodiments]
FIG. 4 shows a combined cycle power generation system including a combined three-pressure reheat natural circulation waste heat recovery boiler (hereinafter, referred to as an exhaust heat recovery boiler) 37 as a drum type waste heat recovery boiler, and water supplied to the power generation system. 1 schematically shows a configuration of a power plant including a water treatment system 10 for producing the same.
The power plant shown in FIG. 4 has the same water treatment system 10 as that of FIG. 1 of the first embodiment, so that the details thereof are omitted. That is, here, the water treatment system 10 uses a microfiltration membrane and / or an ultrafiltration membrane to remove a solid content from raw water, and a solid content removed by a reverse osmosis membrane and / or distillation. A desalination device for removing salt from raw water is provided, and purified water is supplied to the condenser 21.
[0030]
A part of the condensate from the condenser 21 is returned to the desalination unit of the water treatment system 10 through the condensate return line 12a, but the rest passes through the line 38, and the low-pressure water supply pump 39 and the ground steam condensate. It is sent to the waste heat recovery boiler 37 through the heater 40.
At this time, an oxygen treatment device 35 is provided between the low-pressure water supply pump 39 and the ground steam condenser 40, and a small amount of oxygen of about 20 to 200 ppb is added during the condensate (water supply). , Which can be maintained in the anticorrosion zone.
[0031]
The condensed water in which the trace amount of oxygen is added and the anticorrosion zone is formed is sent to the exhaust heat recovery boiler 37 in which exhaust gas from a gas turbine (not shown) is sent upward from below the casing 37a. Can be
The condensate is first heated in a low-pressure economizer 41, then partially generates low-pressure steam in a low-pressure drum 42, then superheated in a low-pressure superheater 43, and then passed through a line 44 and a line 45. It is sent to the turbine 112c. The other part is sent to the medium pressure economizer 47 by the medium pressure water pump 46 and is superheated, and then sent to the medium pressure drum 48 to generate medium pressure steam. Next, after the intermediate-pressure steam is superheated by the intermediate-pressure superheater 49, the intermediate-pressure steam passes through the line 50, passes through the primary reheater 51 and the secondary reheater 52, passes through the line 53 to the intermediate-pressure steam turbine 112 b. Can be The other part is sent to the high-pressure primary economizer 55 by the high-pressure water pump 54 and is superheated, and is further superheated by the high-pressure secondary economizer 56 to generate high-pressure steam by the high-pressure drum 57. Next, the high-pressure steam is superheated by the high-pressure primary superheater 58 and the high-pressure secondary heater 59 in order, and then is used in the high-pressure steam turbine 112a through the line 60.
The steam used in the steam turbine 112 is returned to the condenser 21 to be cooled and condensed.
[0032]
Also in this example, in the condenser 21 and the line 38 downstream of the condenser 21 and before the low-pressure drum 42 where steam is formed, the contact surface with the condensate is made of a corrosion-resistant material. It has been. By using the corrosion-resistant material in this way, it is possible to suppress the corrosion of the line at the stage before the condensed water is turned into steam, and to prevent impurities resulting therefrom from being carried into the low-pressure drum 42 and thereafter.
[0033]
FIG. 5 schematically shows a configuration of a power generation plant including a conventional power generation system having a drum type boiler 138 having a steam drum 61 and a water treatment system 10 for producing water to be supplied to the power generation system. It is.
The power plant of FIG. 5 includes the same water treatment system 10 as that of FIG. 1, and thus details are omitted. That is, here, the water treatment system 10 uses a microfiltration membrane and / or an ultrafiltration membrane to remove a solid content from raw water, and a solid content removed by a reverse osmosis membrane and / or distillation. A desalination device for removing salt from raw water is provided, and purified water is supplied to the condenser 21.
[0034]
A part of the condensate from the condenser 21 is returned to the desalination unit of the water treatment system 10 through the condensate return line 12a, but the others are the ground steam condenser 40, the low-pressure feed water heater 117, The water is temporarily stored in the storage tank 119 via the gasifier 118. Then, after being sent to the steam drum 61 through the high pressure feed water heater 136 and the economizer 137 by the booster pump 134 to be vaporized, the steam is further passed through the superheater 139 to the high pressure steam turbine 112a, and further to the reheater 140. And returns to the condenser 21 via the low-pressure steam turbine 112c.
Further, in this example, an oxygen treatment device 35 is provided between the condenser 21 and the ground steam condenser 40 and between the storage tank 119 and the booster pump 134, and the oxygen treatment device 35 is provided during condensing (water supply). A small amount of oxygen of about 200 ppb is added so that the condensate is maintained in the anticorrosion area.
[0035]
Further, also in this example, the contact surface between the condenser 21 and the condensate in the line 62 immediately before the condenser 21 and immediately before the deaerator 118 is made of a corrosion-resistant material, and the condensate is vaporized. Impurities resulting from the corrosion of the line on the preceding stage than are performed are not brought into the steam drum 61.
[0036]
As described above, also in the second and third embodiments, the water treatment system 10 capable of removing solids and salts from raw water without using a chemical, and adding only a trace amount of oxygen without adding a chemical. Since it has a power generation system provided with an oxygen treatment device 35 that maintains water quality in a corrosion-protected area under neutral conditions, the wastewater from the power plant does not contain chemicals, and large-scale wastewater treatment conventionally required There is no need to install equipment, and it is possible to realize a power plant that is excellent in economy and environment.
Also in these examples, the condenser 21 is a self-cooling type water-cooled condenser as shown in FIG. 2 so that even when cooling water is mixed in the condenser. It is possible to maintain high purity of the condensate water, to keep the condenser 21 compact, and to expect a flush effect which is an advantage of a water-cooling type in deaeration.
[0037]
In addition, by providing the condensate return line 12a for returning a part of the condensate from the condenser 21 to the desalination device, it is not necessary to provide a desalination device on the downstream side of the condenser 21 and water can be removed. Since it can be continuously used for circulation without discharging, no drainage is possible.
Further, when the power plant is stopped, a rust-prevention treatment device that maintains the inside of the water treatment system 10 and the inside of the power generation system in any of a vacuum atmosphere, an inert gas atmosphere, and a steam atmosphere is provided, so that a rust preventive agent or the like can be used. And can be sealed at rest.
Furthermore, the cooling water supply line for supplying a part of the water from the water treatment system 10 to various cooling devices is a closed circulation type equipped with a degassing device, so that the cooling water can be used without using any chemical here. Can be maintained in a state of high purity and corrosion resistance.
[0038]
【The invention's effect】
As described above, according to the power plant of the present invention, a water treatment system that supplies high-purity, low-corrosion water without using chemicals, and water purity and line resistance without using chemicals. Since a power generation system that maintains high corrosivity is provided, as a result, large-scale wastewater treatment equipment is not required, and the economy and the environment are excellent.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing a first embodiment of a power plant according to the present invention.
FIG. 2 is a schematic configuration diagram showing condensate used in the power plant of FIG.
FIG. 3 is a graph showing a relationship between a corrosion current value and a water temperature.
FIG. 4 is a schematic configuration diagram showing a second embodiment of the power plant according to the present invention.
FIG. 5 is a schematic configuration diagram showing a third embodiment of the power plant according to the present invention.
FIG. 6 is a schematic configuration diagram showing an example of a conventional power plant.
[Explanation of symbols]
10,120 water treatment system
20,110 power generation system
11 film processing equipment
12 desalination equipment
12a @ Condensate return line
21 condenser
22 air cooling device
23 Condensate circulation line
35 ° oxygen treatment device
112 steam turbine
138 boiler

Claims

In a power plant comprising a water treatment system for purifying raw water in the absence of a drug, and the purified water as steam, and a power generation system for generating power using the steam,
The water treatment system includes a membrane treatment device that removes solids from raw water using a microfiltration membrane and / or an ultrafiltration membrane, and a dewatering device that removes salts from raw water from which solids have been removed by a reverse osmosis membrane and / or distillation. And a salt device,
The power generation system includes a boiler, a steam turbine that uses steam from the boiler, and condensate that cools and condenses steam from the steam turbine and that is supplied with at least a portion of water from the water treatment system. A power plant, comprising: a reactor; and an oxygen treatment device for adding a small amount of oxygen to the condensate from the condenser to maintain the condensate in a corrosion prevention zone.

The condenser is a water-cooled condenser that cools and condenses steam from the steam turbine with cooling water,
The power plant according to claim 1, further comprising: an air cooling device that cools the cooling water with air; and a condensate circulation line that supplies water obtained by the cooling and condensation as the cooling water. .

The power plant according to claim 1 or 2, further comprising a condensate return line for returning a part of the condensate from the condenser to the desalination device.

4. The condenser according to claim 1, wherein at least a part of the condenser and a line on a downstream side of the condenser have a contact surface with the condenser formed of a corrosion-resistant material. 5. Power plant.

2. A rust prevention device for maintaining the inside of the water treatment system and the inside of the power generation system in any of a vacuum atmosphere, an inert gas atmosphere, and a steam atmosphere when the power plant is stopped. A power plant according to any one of claims 1 to 4.

At least one cooling water supply line for supplying a part of water from the water treatment system to a cooling device provided in the power plant, the cooling water supply line having a closed circulation provided with a deaerator The power plant according to any one of claims 1 to 5, wherein the power plant is a system.

A water treatment step of purifying raw water in the absence of a chemical, and a power generation step of generating steam by using the purified water as steam in a boiler and driving a steam turbine with the steam to generate power,
The water treatment step includes a membrane treatment step of removing solids from raw water by a microfiltration membrane and / or an ultrafiltration membrane, and a dewatering step of removing salts from raw water from which solids have been removed by a reverse osmosis membrane and / or distillation. Having a salt step,
Before the condensate comprising the steam from the steam turbine and the purified water is supplied to the boiler, the power generation step adds a small amount of oxygen to the condensate under neutral conditions to prevent the condensate from being condensed. A power generation method comprising an oxygen treatment step of maintaining a region.