JP3600604B2

JP3600604B2 - Steam generation equipment blowdown recovery system

Info

Publication number: JP3600604B2
Application number: JP2002254733A
Authority: JP
Inventors: 俊樹小嶋
Original assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 2002-08-30
Filing date: 2002-08-30
Publication date: 2004-12-15
Anticipated expiration: 2022-08-30
Also published as: JP2004093343A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、蒸気発生設備ブローダウン熱回収システムに関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
原子力発電プラントにおいては通常、原子炉の熱を利用した高温水を蒸気発生器に送り熱交換させた後に回収するいわゆる一次系と、蒸気発生器内で一次系の高温水を利用して蒸気を発生させ、この蒸気でタービンを回転させて発電し、その後、復水器にて復水させた後、蒸気発生器に回収するいわゆる二次系とを備え、二次系には、蒸気発生器の器内水の一部を取り出して不純物を浄化した後に復水へ回収するＳＧブローダウン系を備えている。ＳＧブローダウン系では、必要に応じてブローダウンした流体の熱回収が行われる。
【０００３】
図４に、ＳＧブローダウン系を有する原子力発電プラントの二次系において、ブローダウンした流体からの熱回収を行う場合の主要な構成要素を示す。
二次系を構成する蒸気発生器１の下流には、高圧タービン３、湿分分離加熱器５、低圧タービン７、復水器９が配置されている。復水器９の下流は、途中に開閉弁１０及び復水脱塩装置（コンデミ）１１を備える主流配管１３と、復水脱塩装置１１の迂回路として機能し、開閉弁１４を備える復水脱塩装置バイパス配管１５とに分岐している。主流配管１３と復水脱塩装置バイパス配管１５との合流点１７の下流には、復水ブースタポンプ２１、低圧ヒータ２３、脱気器２５、給水ブースタポンプ２７、給水ポンプ２９及び高圧ヒータ３１が設けられ、高圧ヒータ３１が蒸気発生器１に接続され、二次系の循環経路が構成されている。復水ブースタポンプ２１の上流には、必要に応じて復水ろ過器１９が設置される。
【０００４】
また、ＳＧブローダウン系は以下のような主要構成を有する。蒸気発生器１はＳＧＢＤ（ｓｔｅａｍｇｅｎｅｒａｔｏｒｂｌｏｗｄｏｗｎ）管３３を備え、ＳＧＢＤ管３３の途中には、ＳＧＢＤ遮断弁３５、ＳＧＢＤ絞り弁３６が設けられている。ＳＧＢＤ絞り弁３６の下流は、フラッシュタンク４１に接続されるブローダウン常用ライン３７と、復水器９に接続されるブローダウンバイパスライン３８とに分岐している。それぞれのラインの配管には、ＳＧブローダウンの回収先を手動で切り替える切替弁３９ａ，３９ｂが設けられている。
フラッシュタンク４１の下流は、ＳＧＢＤ冷却器４３、Ｆ／Ｔ（フラッシュタンク）水位制御弁４５を備え、ブローダウン常用ライン３７の一部を構成する配管４９を介して、開閉弁１０の下流であって復水脱塩装置１１の上流の部分に接続される。また、フラッシュタンク４１で分離された蒸気は、圧力制御弁４８を備えた配管からなる熱回収ライン５０を介して、脱気器２５に接続される。
【０００５】
このようなＳＧブローダウン系を備えた原子力発電プラントにおいては、通常運転時には、オペレータが手動で切替弁３９ａを開き切替弁３９ｂを閉じた状態にし、蒸気発生器１でブローダウンされた流体を、ＳＧブローダウンとしてフラッシュタンク４１に導入し、フラッシュタンク４１でフラッシュさせた、いわゆるフラッシュ蒸気を脱気器２５に回収すると共に、残った液体は、ＳＧブローダウン液体として、ＳＧＢＤ冷却器４３に導入され、復水脱塩装置１１の許容温度以下まで冷却された後、Ｆ／Ｔ水位制御弁４５を介して復水脱塩装置１１に送られる。復水脱塩装置１１の許容温度とは、復水脱塩装置１１のイオン交換樹脂の耐熱温度から定まる値であって、例えば４０℃程度である。
【０００６】
また、図５に示されるように、ＳＧブローダウン系を制御し且つ異常を監視するため、フラッシュタンク４１には、圧力スイッチ５１、レベルスイッチ５３、圧力コントローラ５５、レベルコントローラ５７が設けられている。さらに、ＳＧＢＤ冷却器４３の下流には温度スイッチ５９が設けられている。
ここで、圧力スイッチ５１は、フラッシュタンク４１内の圧力異常を感知して、圧力異常時にはＳＧＢＤ遮断弁３５を強制的に閉じるように構成されている。レベルスイッチ５３は、フラッシュタンク４１内のＳＧブローダウン液体の水位を感知し、異常水位ＨＨＷＬになると、ＳＧＢＤ遮断弁３５を強制的に閉じるように構成されている。圧力コントローラ５５は、フラッシュタンク４１内の圧力を感知して圧力制御弁４８の開度を調節する。レベルコントローラ５７は、フラッシュタンク４１内のＳＧブローダウン液体の水位を感知し、水位が基準水位ＮＷＬとなるようにＦ／Ｔ水位制御弁４５の開度を調節する。すなわち、水位が基準水位ＮＷＬ以上になると、Ｆ／Ｔ水位制御弁４５の開度を増加させ、基準水位ＮＷＬ未満になると、Ｆ／Ｔ水位制御弁４５の開度を減少させるように構成されている。
温度スイッチ５９は、ＳＧＢＤ冷却器４３から流出され、復水脱塩装置１１に導入されるＳＧブローダウン液体の温度を感知して、その温度が復水脱塩装置１１の許容温度に基づく基準温度以上の場合にＳＧＢＤ遮断弁３５を強制的に閉じるように構成されている。
【０００７】
このような各種スイッチ、コントローラにより、ＳＧＢＤ遮断弁３５及びＦ／Ｔ水位制御弁４５に対して以下のような動作が行われる。
フラッシュタンク４１内に圧力異常があると圧力スイッチ５１がＳＧＢＤ遮断弁３５を閉じる。復水脱塩装置１１に導入される液体に温度異常があると、温度スイッチ５９がＳＧＢＤ遮断弁３５を閉じる。
また、図６に示されるように、フラッシュタンク４１の水位が基準水位ＮＷＬ以上になると、レベルコントローラ５７はＦ／Ｔ水位制御弁４５の開度を増加させ、フラッシュタンク４１の水位を下げるように作用する。それにもかかわらず、フラッシュタンク４１の水位が上昇して、異常水位ＨＨＷＬまで達すると、レベルスイッチ５３がＳＧＢＤ遮断弁３５を閉じる。
【０００８】
上述したような異常によりＳＧＢＤ遮断弁３５が強制的に閉じた場合、オペレータは、まず手動で切替弁３９ａ、３９ｂを操作して、切替弁３９ａを閉じ切替弁３９ｂを開いた状態にし、その後、ＳＧＢＤ遮断弁３５を強制的に開いて、ＳＧブローダウンの流れをブローダウン常用ライン３７からブローダウンバイパスライン３８に切り替え、ＳＧブローダウンをバイパスライン３８に導き復水器９に送る。
【０００９】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、上述したＳＧブローダウン系の異常のうち、フラッシュタンク４１内の水位や復水脱塩装置１１に導入されるＳＧブローダウン液体の温度の異常については、フラッシュタンク４１でのフラッシュ蒸気による熱回収に不都合を生じるものではない。それにもかかわらず、ＳＧＢＤ遮断弁３５が強制的に閉じ、フラッシュタンク４１にＳＧブローダウンが導入されないため、フラッシュ蒸気による熱回収を継続することができないという問題点がある。
また、フラッシュタンク４１内の水位や復水脱塩装置１１導入前のＳＧブローダウン液体に温度異常が発生した場合、ＳＧＢＤ遮断弁３５が強制的に閉じ、手動で切替弁３９ａ、３９ｂを操作してＳＧブローダウンをバイパスライン３８に導く必要があった。
【００１０】
この発明は、このような課題を解消するためになされたものであり、ＳＧブローダウン系に異常が発生した場合であっても、フラッシュタンクでのフラッシュ蒸気による熱回収を効率的に行い、且つＳＧブローダウン液体の回収先を自動切替してフラッシュタンク水位の制御及び復水脱塩装置へ流入する流体の温度管理を適切に行うことができる蒸気発生設備ブローダウン回収システムを提供することを目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
上述の目的を達成するため、この発明の蒸気発生設備ブローダウン回収システムは、蒸気発生器、蒸気発生器からの蒸気を復水する復水器、復水器の下流に設けられた復水脱塩装置及び復水脱塩装置の下流に設けられた脱気器を備えた二次系において、蒸気発生器の流体の一部をブローダウンして導入するフラッシュタンクと、フラッシュタンクで分離された蒸気を脱気器に回収して熱回収を行う熱回収ラインと、フラッシュタンクの下流に設けられ、フラッシュタンクで蒸気と分離されたブローダウン液体を復水脱塩装置に送る流路を形成するブローダウン常用ラインと、フラッシュタンクの下流に設けられ、フラッシュタンクで蒸気と分離されたブローダウン液体を復水器へ送る流路を形成するブローダウンバイパスラインと、フラッシュタンクの下流に設けられ、ブローダウン常用ライン及びブローダウンバイパスラインの流量をそれぞれ決定する流路決定手段とを備えたことを特徴とするものである。
【００１２】
フラッシュタンクのブローダウン液体の水位を検知する水位検知手段を備え、流路決定手段は、水位検知手段により検知された水位が、基準水位以上の場合にブローダウン常用ラインの流量を増加させ、基準高水位以上の場合にブローダウンバイパスラインの流量を増加させるができる。
ブローダウン常用ラインは、ブローダウン液体を冷却するＳＧＢＤ冷却器を備え、さらに、ＳＧＢＤ冷却器の下流にブローダウン液体の温度を検知する温度検知手段を備え、流路決定手段は、温度検知手段により検知された温度が、復水脱塩装置の許容温度に基づいた基準温度以上の場合に、ブローダウン常用ラインの流路を閉じることができる。
流路決定手段は、ブローダウン常用ライン及びブローダウンバイパスラインにそれぞれ設けられた流量調節弁を含むことが好適である。
【００１３】
【発明の実施の形態】
以下、この発明の実施の形態を表１及び添付図面に基づいて説明するが、図中、同一符号は同一又は対応部分を示すものとする。
【００１４】
図１に、この発明の実施の形態に係る蒸気発生設備ブローダウン回収システムを備えた原子力発電プラントの二次系の主要な構成要素を示す。二次系を構成する蒸気発生器１の下流には、高圧タービン３、湿分分離加熱器５が設けられている。湿分分離加熱器５の下流に低圧タービン７が設けられている。低圧タービン７の下流には、復水器９が配置されている。復水器９の下流は、途中に開閉弁１０及び復水脱塩装置１１を備える主流配管１３と、復水脱塩装置１１の迂回路として機能し、開閉弁１４を備える復水脱塩装置バイパス配管１５とに分岐している。主流配管１３と復水脱塩装置バイパス配管１５との合流点１７の下流には、復水ブースタポンプ２１、低圧ヒータ２３、脱気器２５、給水ブースタポンプ２７、給水ポンプ２９、高圧ヒータ３１が設けられ、高圧ヒータ３１の下流は蒸気発生器１に接続され、二次系の循環経路が構成されている。復水ブースタポンプ２１の上流には、必要に応じて復水ろ過器１９が設置される。
【００１５】
また、二次系に含まれるＳＧブローダウン系は以下のような主要構成を有する。蒸気発生器１は、ＳＧＢＤ管３３を備え、ＳＧＢＤ管３３の途中には、ＳＧＢＤ遮断弁３５、ＳＧＢＤ絞り弁３６が設けられている。ＳＧＢＤ絞り弁３６の下流で、ＳＧＢＤ管３３はフラッシュタンク４１に接続される。
フラッシュタンク４１の下流には、一端がフラッシュタンク４１に接続され、途中にＳＧＢＤ冷却器４３、第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１が設けられ、他端が開閉弁１０の下流であって復水脱塩装置１１の上流の部分に接続されたブローダウン常用ライン６０が配置されている。また、フラッシュタンク４１の下流であってＳＧＢＤ冷却器４３の上流で、ブローダウン常用ライン６０から分岐し、途中に第２Ｆ／Ｔ水位制御弁７１が設けられたブローダウンバイパスライン７０が配置されている。このブローダウンバイパスライン７０は、一端がフラッシュタンク４１に接続され、他端が復水器９に接続される。ここで、第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１及び第２Ｆ／Ｔ水位制御弁７１は、流量調節が可能な流量調節弁であり、流路決定手段を構成する。
【００１６】
さらに、フラッシュタンク４１には、並列に配置された圧力制御弁４８及びバイパス弁８１を備え、低圧ヒータ２３の下流であって脱気器２５に接続される熱回収ライン８０が設けられている。フラッシュタンク４１で分離された蒸気は、この熱回収ライン８０を介して脱気器２５に送られる。ここで、バイパス弁８１は、圧力制御弁４８の迂回路手段として手動で流量調節が可能な弁である。
【００１７】
また、図２に示されるように、ＳＧブローダウン系を制御し且つ異常を監視するため、フラッシュタンク４１には、圧力スイッチ５１、レベルスイッチ５３、圧力コントローラ５５、レベルコントローラ６３が設けられている。さらに、ＳＧＢＤ冷却器４３の下流には温度スイッチ６５が設けられている。
ここで、圧力スイッチ５１は、フラッシュタンク４１内の圧力異常を感知して、圧力異常時にはＳＧＢＤ遮断弁３５を強制的に閉じるように構成されている。
圧力コントローラ５５は、フラッシュタンク４１内の圧力を感知して圧力制御弁４８の開度を調節する。
【００１８】
レベルコントローラ６３は、図３に示されるように、フラッシュタンク４１内のＳＧブローダウン液体の水位を検知して、その水位に基づいて、第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１及び第２Ｆ／Ｔ水位制御弁７１の開度を調節する。すなわち、レベルコントローラ６３は、水位検知手段及び流路決定手段を構成する。
具体的には、レベルコントローラ６３は、フラッシュタンク４１内のＳＧブローダウン液体の水位が基準水位ＮＷＬとなるように第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１の開度を調節し、水位が基準水位ＮＷＬ以上になると第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１の開度を増加させ、流量を増加させるように構成されている。一方、基準水位ＮＷＬ未満になると、第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１の開度を減少させ、流量を減少させるように構成されている。第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１の開度を増加しても、さらに、フラッシュタンク４１の水位が上昇して基準高水位ＨＷＬ以上になると、レベルコントローラ６３は、第２Ｆ／Ｔ水位制御弁７１の開度を増加し、流量を増加させるように構成されている。
【００１９】
一方、レベルスイッチ５３は、図３に示されるように、第１Ｆ／Ｔ水位制御弁及び第２Ｆ／Ｔ水位制御弁７１の開度を増加しても、フラッシュタンク４１内のＳＧブローダウン液体の水位がさらに上昇して異常水位ＨＨＷＬになると、ＳＧＢＤ遮断弁３５を強制的に閉じるように構成されている。
温度スイッチ６５は、温度検知手段を機能し、ＳＧＢＤ冷却器４３から流出され復水脱塩装置１１に導入されるＳＧブローダウン液体の温度を検知して、その温度が復水脱塩装置１１の許容温度を上回るような場合に、復水脱塩装置１１へＳＧブローダウン液体がさらに流入するのを防止すべく、第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１を強制的に全閉するように構成されている。
【００２０】
次に、このような構成を有する蒸気発生設備ブローダウン回収システムの動作について説明する。
蒸気発生設備ブローダウン回収システムの通常運転時には、ＳＧＢＤ遮断弁３５は開いており、蒸気発生器１でブローダウンされた流体は、ＳＧブローダウンとしてフラッシュタンク４１に導入される。フラッシュタンク４１では、ＳＧブローダウンをフラッシュさせ、いわゆるフラッシュ蒸気として脱気器２５に回収する。一方、フラッシュタンク４１内に残った液体は、ＳＧブローダウン液体として、ＳＧＢＤ冷却器４３に導入され、復水脱塩装置１１の許容温度以下まで冷却される。
ここで、フラッシュタンク４１内のＳＧブローダウン液体の水位は、レベルコントローラ６３による第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１の開度調節により、基準水位ＮＷＬ近傍以下に制御されている。このとき、第２Ｆ／Ｔ水位制御弁の開度は減少し、通常は全閉となっている。
【００２１】
しかしながら、例えば、ＳＧＢＤ冷却器や第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１の異常のように、ブローダウン常用ライン６０になんらかの異常が生じ、第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１の開度が増加してもさらに水位が上昇し、基準高水位ＨＷＬを越える場合、第２Ｆ／Ｔ水位制御弁７１が開き、ブローダウンバイパスライン７０を介してＳＧブローダウン液体が復水器９に自動的に導入される。
さらに、ブローダウンバイパスライン７０が連通しているにもかかわらず、フラッシュタンク４１内の水位がさらに上昇して異常水位ＨＨＷＬになると、レベルスイッチ５３によりＳＧＢＤ遮断弁３５が強制的に閉じられる。
【００２２】
また、ＳＧＢＤ冷却器４３から流出されたＳＧブローダウン液体の温度が復水脱塩装置１１の許容温度に基づいた基準温度以上の場合に、温度スイッチ６５が作動して、第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１を強制的に全閉する。この結果、復水脱塩装置１１にとって不適切なＳＧブローダウン液体は、復水脱塩装置１１に導入されない。そのため、フラッシュタンク４１内の水位はさらに上昇し、基準高水位ＨＷＬを越えると、レベルコントローラ６３の動作によりＳＧブローダウン液体はブローダウンバイパスライン７０に流出する。さらに、フラッシュタンク４１内の水位が異常水位ＨＨＷＬを越えると、レベルスイッチ５３によりＳＧＢＤ遮断弁３５が強制的に閉じられる。
【００２３】
以上に説明したこの発明の実施の形態の構成及び動作について、従来例と比較したものを表１に示す。
【００２４】
【表１】

【００２５】
表１に示されるように、この実施の形態では、ブローダウンバイパスライン７０の取り出し位置をフラッシュタンク（Ｆ／Ｔ）４１の下流に設け、フラッシュタンク４１内の水位異常（表１における＊１）や復水脱塩装置１１に導入されるＳＧブローダウン液体の温度異常（＊２）については、ブローダウンバイパスライン７０への切り替えを、オペレータの手動操作に頼ることなく自動的に行っている。したがって、これらの異常については、最初からＳＧＢＤ遮断弁３５を閉じことがないので、フラッシュタンク４１にＳＧブローダウンが継続して導入され、フラッシュ蒸気による熱回収を継続することができる（＊３）。
さらに、熱回収ライン８０の圧力制御弁４８に並列に、手動で流量を調節できるバイパス弁８１を設けたので、圧力制御弁４８に異常が発生しても、オペレータがバイパス弁８１を操作することによってフラッシュ蒸気による熱回収を継続することができる。
【００２６】
以上説明してきたこの発明は、上記に限定されるものではなく、適宜改変して実施することができる。
例えば、第１Ｆ／Ｔ水位制御弁６１及び第２Ｆ／Ｔ水位制御弁７１の代わりにそれぞれ開閉弁を設けてもよい。この場合、ブローダウン常用ライン６０の開閉弁は、基準水位ＮＷＬ以上で開き、基準水位ＮＷＬ未満で閉じる。ブローダウンバイパスライン７０の開閉弁は、基準高水位ＨＷＬ以上で開き、基準高水位ＨＷＬ未満で閉じる。さらに、ＳＧブローダウン液体の温度異常の場合は、ブローダウン常用ライン６０の開閉弁を強制的に閉じる。
また、上記のブローダウンバイパスライン７０の開閉弁の代わりに、フラッシュタンク４１の下流の、ブローダウン常用ライン６０とブローダウンバイパスライン７０との分岐部に、三方弁を設けてもよい。この三方弁により、フラッシュタンク４１の水位が基準高水位ＨＷＬを下回る場合は、フラッシュタンク４１とブローダウン常用ライン６０とを連通させ、基準高水位ＨＷＬ以上の場合は、フラッシュタンク４１とブローダウンバイパスライン７０とを連通させる。
【００２７】
【発明の効果】
以上説明したように、この発明の蒸気発生設備ブローダウン回収システムによれば、フラッシュタンクの下流に設けられ、フラッシュタンクで蒸気と分離されたブローダウン液体を復水脱塩装置に接続されるブローダウン常用ラインと共に、復水器に接続されるブローダウンバイパスラインを設け、流路決定手段によりブローダウン常用ライン及びブローダウンバイパスラインのそれぞれの流量を決定するので、ＳＧブローダウン系に異常が発生した場合であっても、フラッシュタンクでの熱回収を効率的に行い、且つＳＧブローダウン液体の回収先を自動切替してフラッシュタンク水位の制御及び復水脱塩装置へ流入する流体の温度管理を適切に行うことができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の実施の形態に係る蒸気発生設備ブローダウン回収システムを適用する原子力発電プラントの二次系の主要な構成要素を示す図である。
【図２】実施の形態に係る蒸気発生設備ブローダウン回収システムの要部の構成を示す図である。
【図３】実施の形態に係る蒸気発生設備ブローダウン回収システムに用いられるＦ／Ｔの水位と弁制御の関係を示す図である。
【図４】従来の蒸気発生設備ブローダウン回収システムを適用する原子力発電プラントの二次系の主要な構成要素を示す図である。
【図５】従来の蒸気発生設備ブローダウン回収システムの要部の構成を示す図である。
【図６】従来の蒸気発生設備ブローダウン回収システムに用いられるＦ／Ｔの水位と弁制御の関係を示す図である。
【符号の説明】
１…蒸気発生器、９…復水器、１１…復水脱塩装置、２５…脱気器、４１…フラッシュタンク、６０…ブローダウン常用ライン、６１…第１Ｆ／Ｔ水位制御弁、６３…レベルコントローラ、６５…温度スイッチ、７０…ブローダウンバイパスライン、７１…第２Ｆ／Ｔ水位制御弁、ＮＷＬ…基準水位、ＨＷＬ…基準高水位。[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
TECHNICAL FIELD The present invention relates to a blowdown heat recovery system for steam generation equipment.
[0002]
[Prior art]
In a nuclear power plant, usually, a so-called primary system, in which high-temperature water using the heat of a nuclear reactor is sent to a steam generator for heat exchange and then recovered, and steam is generated in the steam generator using the primary high-temperature water. A steam generator is used to generate electricity, and the steam is used to rotate the turbine to generate electricity.Then, the steam is condensed by a condenser and then collected by a steam generator. An SG blowdown system is provided to remove a part of the water inside the vessel, purify impurities, and then recover the contaminated water. In the SG blowdown system, heat recovery of the blown-down fluid is performed as necessary.
[0003]
FIG. 4 shows main components of a secondary system of a nuclear power plant having an SG blowdown system when heat is recovered from the blown-down fluid.
Downstream of the steam generator 1 constituting the secondary system, a high-pressure turbine 3, a moisture separation heater 5, a low-pressure turbine 7, and a condenser 9 are arranged. Downstream of the condenser 9, a main flow pipe 13 provided with an on-off valve 10 and a condensate desalination device (condemi) 11 on the way, and a condensate functioning as a bypass of the condensate desalination device 11 and having an on-off valve 14 It is branched to a desalination device bypass pipe 15. Downstream of the junction 17 between the main flow pipe 13 and the condensing water desalination device bypass pipe 15, a condensing booster pump 21, a low pressure heater 23, a deaerator 25, a water supply booster pump 27, a water supply pump 29, and a high pressure heater 31 are provided. The high-pressure heater 31 is provided and connected to the steam generator 1 to form a secondary circulation path. A condensate filter 19 is installed upstream of the condensate booster pump 21 as needed.
[0004]
The SG blowdown system has the following main configuration. The steam generator 1 includes an SGBD (steam generator blow down) pipe 33, and an SGBD shutoff valve 35 and an SGBD throttle valve 36 are provided in the middle of the SGBD pipe 33. The downstream of the SGBD throttle valve 36 branches into a blowdown regular line 37 connected to the flash tank 41 and a blowdown bypass line 38 connected to the condenser 9. The piping of each line is provided with

switching valves

39a and 39b for manually switching the collection destination of the SG blowdown.
Downstream of the flash tank 41 is provided with an SGBD cooler 43 and an F / T (flash tank) water level control valve 45, and is downstream of the on-off valve 10 via a pipe 49 constituting a part of the blowdown regular line 37. Connected to the upstream part of the condensate desalination device 11. The steam separated in the flash tank 41 is connected to the deaerator 25 via a heat recovery line 50 including a pipe provided with a pressure control valve 48.
[0005]
In a nuclear power plant equipped with such an SG blowdown system, during normal operation, the operator manually opens the switching valve 39a and closes the switching valve 39b to remove the fluid blown down by the steam generator 1. Introduced into the flash tank 41 as SG blowdown, the so-called flash vapor flashed in the flash tank 41 is collected in the deaerator 25, and the remaining liquid is introduced into the SGBD cooler 43 as SG blowdown liquid. After being cooled to a temperature equal to or lower than the allowable temperature of the condensate and desalination unit 11, it is sent to the condensate and desalination unit 11 via the F / T water level control valve 45. The allowable temperature of the condensate desalination apparatus 11 is a value determined from the heat-resistant temperature of the ion exchange resin of the condensate desalination apparatus 11, and is, for example, about 40 ° C.
[0006]
As shown in FIG. 5, the flash tank 41 is provided with a pressure switch 51, a level switch 53, a pressure controller 55, and a level controller 57 in order to control the SG blowdown system and monitor an abnormality. . Further, a temperature switch 59 is provided downstream of the SGBD cooler 43.
Here, the pressure switch 51 is configured to detect a pressure abnormality in the flash tank 41 and to forcibly close the SGBD shutoff valve 35 when the pressure is abnormal. The level switch 53 detects the level of the SG blowdown liquid in the flash tank 41, and forcibly closes the SGBD shutoff valve 35 when the level of the SG blowdown liquid reaches the abnormal level HHWL. The pressure controller 55 senses the pressure in the flash tank 41 and adjusts the opening of the pressure control valve 48. The level controller 57 detects the water level of the SG blowdown liquid in the flash tank 41 and adjusts the opening of the F / T water level control valve 45 so that the water level becomes the reference water level NWL. That is, when the water level is equal to or higher than the reference water level NWL, the opening of the F / T water level control valve 45 is increased, and when the water level is lower than the reference water level NWL, the opening of the F / T water level control valve 45 is reduced. I have.
The temperature switch 59 senses the temperature of the SG blowdown liquid flowing out of the SGBD cooler 43 and introduced into the condensate desalination apparatus 11, and the temperature is set to a reference temperature based on the allowable temperature of the condensate desalination apparatus 11. In this case, the SGBD shutoff valve 35 is forcibly closed.
[0007]
The following operations are performed on the SGBD cutoff valve 35 and the F / T water level control valve 45 by such various switches and controllers.
When there is a pressure abnormality in the flash tank 41, the pressure switch 51 closes the SGBD shutoff valve 35. When the liquid introduced into the condensate desalination apparatus 11 has a temperature abnormality, the temperature switch 59 closes the SGBD shutoff valve 35.
As shown in FIG. 6, when the water level of the flash tank 41 becomes equal to or higher than the reference water level NWL, the level controller 57 increases the opening of the F / T water level control valve 45 to lower the water level of the flash tank 41. Works. Nevertheless, when the water level of the flash tank 41 rises and reaches the abnormal water level HHWL, the level switch 53 closes the SGBD shutoff valve 35.
[0008]
When the SGBD shutoff valve 35 is forcibly closed due to the above-described abnormality, the operator first manually operates the

switching valves

39a and 39b to close the switching valve 39a to open the switching valve 39b, and thereafter, The SGBD shutoff valve 35 is forcibly opened, the flow of the SG blowdown is switched from the blowdown regular line 37 to the blowdown bypass line 38, and the SG blowdown is guided to the bypass line 38 and sent to the condenser 9.
[0009]
[Problems to be solved by the invention]
However, among the abnormalities of the SG blowdown system described above, the abnormalities of the water level in the flash tank 41 and the temperature of the SG blowdown liquid introduced into the condensate desalination apparatus 11 are caused by the heat generated by the flash steam in the flash tank 41. It does not cause inconvenience in recovery. Nevertheless, there is a problem that the heat recovery by the flash steam cannot be continued because the SGBD shutoff valve 35 is forcibly closed and the SG blowdown is not introduced into the flash tank 41.
In addition, when a temperature abnormality occurs in the water level in the flash tank 41 or the SG blowdown liquid before the introduction of the condensate desalination device 11, the SGBD shutoff valve 35 is forcibly closed, and the

switching valves

39a and 39b are manually operated. Therefore, it was necessary to guide the SG blowdown to the bypass line 38.
[0010]
The present invention has been made to solve such a problem, and even when an abnormality occurs in the SG blowdown system, heat is efficiently recovered by flash steam in a flash tank, and An object of the present invention is to provide a blowdown recovery system for a steam generation facility that can automatically switch the recovery destination of SG blowdown liquid to control the flush tank water level and appropriately control the temperature of the fluid flowing into the condensate desalination device. And
[0011]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, a blowdown recovery system for steam generation equipment according to the present invention includes a steam generator, a condenser for condensing steam from the steam generator, and a condensate drain provided downstream of the condenser. In a secondary system equipped with a deaerator provided downstream of a salt unit and a condensate desalination unit, a flash tank that blows down and introduces a part of the fluid of the steam generator was separated by a flash tank. A heat recovery line that collects steam in a deaerator for heat recovery, and a flow path that is provided downstream of the flash tank and that sends blowdown liquid separated from steam in the flash tank to a condensate desalination device. A blowdown service line, a blowdown bypass line provided downstream of the flash tank and forming a flow path for sending blowdown liquid separated from steam in the flash tank to the condenser, Provided downstream of the tank, it is characterized in that a flow path determining means for determining the flow rate of the blowdown conventional line and blowdown bypass line, respectively.
[0012]
The flush tank includes a water level detecting means for detecting the water level of the blowdown liquid, and the flow path determining means increases the flow rate of the blowdown regular line when the water level detected by the water level detecting means is equal to or higher than the reference water level, and When the water level is higher than the high water level, the flow rate of the blowdown bypass line can be increased.
The blowdown service line includes an SGBD cooler that cools the blowdown liquid, and further includes a temperature detection unit that detects the temperature of the blowdown liquid downstream of the SGBD cooler. The flow path determination unit includes a temperature detection unit. When the detected temperature is equal to or higher than the reference temperature based on the allowable temperature of the condensate desalination device, the flow path of the blowdown regular line can be closed.
Preferably, the flow path determining means includes a flow control valve provided in each of the blowdown regular line and the blowdown bypass line.
[0013]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to Table 1 and the accompanying drawings, in which the same reference numerals indicate the same or corresponding parts.
[0014]
FIG. 1 shows main components of a secondary system of a nuclear power plant including a blowdown recovery system for a steam generating facility according to an embodiment of the present invention. A high-pressure turbine 3 and a moisture separator / heater 5 are provided downstream of the steam generator 1 constituting the secondary system. A low-pressure turbine 7 is provided downstream of the moisture separation heater 5. A condenser 9 is arranged downstream of the low-pressure turbine 7. Downstream of the condenser 9, a main flow pipe 13 provided with an on-off valve 10 and a condensate desalination device 11 on the way, and a condensate desalination device functioning as a bypass of the condensate desalination device 11 and having an on-off valve 14. It branches to a bypass pipe 15. Downstream of the junction 17 between the main flow pipe 13 and the condensing water desalination device bypass pipe 15, a condensing booster pump 21, a low pressure heater 23, a deaerator 25, a water supply booster pump 27, a water supply pump 29, and a high pressure heater 31 are provided. The downstream side of the high-pressure heater 31 is connected to the steam generator 1 to form a secondary circulation path. A condensate filter 19 is installed upstream of the condensate booster pump 21 as needed.
[0015]
The SG blowdown system included in the secondary system has the following main configuration. The steam generator 1 includes an SGBD pipe 33, and an SGBD shutoff valve 35 and an SGBD throttle valve 36 are provided in the middle of the SGBD pipe 33. Downstream of the SGBD throttle valve 36, the SGBD pipe 33 is connected to a flash tank 41.
Downstream of the flash tank 41, one end is connected to the flash tank 41, an SGBD cooler 43 and a first F / T water level control valve 61 are provided in the middle, and the other end is downstream of the on-off valve 10 and A blowdown service line 60 connected to an upstream portion of the salt device 11 is provided. Further, downstream of the flash tank 41 and upstream of the SGBD cooler 43, the blow-down bypass line 70 having a second F / T water level control valve 71 is provided in the middle of the blow-down bypass line 70. I have. The blowdown bypass line 70 has one end connected to the flash tank 41 and the other end connected to the condenser 9. Here, the first F / T water level control valve 61 and the second F / T water level control valve 71 are flow rate control valves capable of adjusting the flow rate, and constitute flow path determining means.
[0016]
Further, the flash tank 41 includes a pressure control valve 48 and a bypass valve 81 arranged in parallel, and a heat recovery line 80 downstream of the low-pressure heater 23 and connected to the deaerator 25 is provided. The steam separated in the flash tank 41 is sent to the deaerator 25 through the heat recovery line 80. Here, the bypass valve 81 is a valve that can manually adjust the flow rate as a detour means of the pressure control valve 48.
[0017]
As shown in FIG. 2, the flash tank 41 is provided with a pressure switch 51, a level switch 53, a pressure controller 55, and a level controller 63 in order to control the SG blowdown system and monitor an abnormality. . Further, a temperature switch 65 is provided downstream of the SGBD cooler 43.
Here, the pressure switch 51 is configured to detect a pressure abnormality in the flash tank 41 and to forcibly close the SGBD shutoff valve 35 when the pressure is abnormal.
The pressure controller 55 senses the pressure in the flash tank 41 and adjusts the opening of the pressure control valve 48.
[0018]
As shown in FIG. 3, the level controller 63 detects the water level of the SG blowdown liquid in the flash tank 41, and based on the detected water level, controls the first F / T water level control valve 61 and the second F / T water level control. The opening of the valve 71 is adjusted. That is, the level controller 63 constitutes a water level detection unit and a flow path determination unit.
Specifically, the level controller 63 adjusts the opening of the first F / T water level control valve 61 so that the water level of the SG blowdown liquid in the flash tank 41 becomes the reference water level NWL, and the water level is equal to or higher than the reference water level NWL. , The opening of the first F / T water level control valve 61 is increased to increase the flow rate. On the other hand, when the water level becomes lower than the reference water level NWL, the opening degree of the first F / T water level control valve 61 is reduced, and the flow rate is reduced. Even if the opening of the first F / T water level control valve 61 is increased, when the water level of the flash tank 41 further rises and becomes equal to or higher than the reference high water level HWL, the level controller 63 controls the second F / T water level control valve 71. It is configured to increase the opening and increase the flow rate.
[0019]
On the other hand, as shown in FIG. 3, even if the opening degree of the first F / T water level control valve and the second F / T water level control valve 71 is increased, the level of the SG blowdown liquid in the flash tank 41 is increased. When the water level further rises to the abnormal water level HHWL, the SGBD shutoff valve 35 is forcibly closed.
The temperature switch 65 functions as a temperature detecting means, detects the temperature of the SG blowdown liquid flowing out of the SGBD cooler 43 and introduced into the condensate desalination apparatus 11, and the temperature is detected by the condensate desalination apparatus 11. When the temperature exceeds the allowable temperature, the first F / T water level control valve 61 is forcibly fully closed so as to prevent the SG blowdown liquid from further flowing into the condensate desalination apparatus 11. I have.
[0020]
Next, the operation of the steam generation equipment blowdown recovery system having such a configuration will be described.
During normal operation of the steam generation equipment blowdown recovery system, the SGBD shutoff valve 35 is open, and the fluid blown down by the steam generator 1 is introduced into the flash tank 41 as SG blowdown. In the flash tank 41, the SG blowdown is flashed and collected in the deaerator 25 as so-called flash steam. On the other hand, the liquid remaining in the flash tank 41 is introduced into the SGBD cooler 43 as an SG blowdown liquid, and is cooled to a temperature equal to or lower than the allowable temperature of the condensate desalination apparatus 11.
Here, the water level of the SG blowdown liquid in the flash tank 41 is controlled to be lower than the vicinity of the reference water level NWL by adjusting the opening of the first F / T water level control valve 61 by the level controller 63. At this time, the opening of the second F / T water level control valve decreases, and is normally fully closed.
[0021]
However, for example, even if an abnormality occurs in the blowdown service line 60 such as an abnormality of the SGBD cooler or the first F / T water level control valve 61 and the opening of the first F / T water level control valve 61 increases, furthermore, When the water level rises and exceeds the reference high water level HWL, the second F / T water level control valve 71 opens and the SG blowdown liquid is automatically introduced into the condenser 9 via the blowdown bypass line 70.
Further, when the water level in the flash tank 41 further rises to the abnormal water level HHWL even though the blowdown bypass line 70 is in communication, the level switch 53 forcibly closes the SGBD shutoff valve 35.
[0022]
Further, when the temperature of the SG blowdown liquid flowing out of the SGBD cooler 43 is equal to or higher than a reference temperature based on the allowable temperature of the condensate desalination device 11, the temperature switch 65 is operated to control the first F / T water level control. The valve 61 is forcibly fully closed. As a result, an SG blowdown liquid that is inappropriate for the condensate desalination apparatus 11 is not introduced into the condensate desalination apparatus 11. Therefore, when the water level in the flash tank 41 further rises and exceeds the reference high water level HWL, the SG blowdown liquid flows out to the blowdown bypass line 70 by the operation of the level controller 63. Further, when the water level in the flash tank 41 exceeds the abnormal water level HHWL, the level switch 53 forcibly closes the SGBD shutoff valve 35.
[0023]
Table 1 shows the configuration and operation of the embodiment of the present invention described above in comparison with a conventional example.
[0024]
[Table 1]

[0025]
As shown in Table 1, in this embodiment, the take-out position of the blowdown bypass line 70 is provided downstream of the flash tank (F / T) 41, and the water level in the flash tank 41 is abnormal (* 1 in Table 1). For the abnormal temperature (* 2) of the SG blowdown liquid introduced into the condensate and desalination apparatus 11, the switching to the blowdown bypass line 70 is automatically performed without depending on the manual operation of the operator. Therefore, for these abnormalities, the SGBD shutoff valve 35 is not closed from the beginning, so that the SG blowdown is continuously introduced into the flash tank 41, and the heat recovery by the flash steam can be continued (* 3). .
Furthermore, since the bypass valve 81 capable of manually adjusting the flow rate is provided in parallel with the pressure control valve 48 of the heat recovery line 80, even if an abnormality occurs in the pressure control valve 48, the operator can operate the bypass valve 81. Thus, heat recovery by flash steam can be continued.
[0026]
The present invention described above is not limited to the above, and can be implemented with appropriate modifications.
For example, an opening / closing valve may be provided instead of the first F / T water level control valve 61 and the second F / T water level control valve 71. In this case, the open / close valve of the blowdown regular line 60 opens at the reference water level NWL or higher and closes at the reference water level NWL or lower. The on-off valve of the blow-down bypass line 70 opens at the reference high water level HWL or higher and closes below the reference high water level HWL. Further, when the temperature of the SG blowdown liquid is abnormal, the on-off valve of the blowdown service line 60 is forcibly closed.
Further, instead of the on-off valve of the blowdown bypass line 70, a three-way valve may be provided at a branch portion of the blowdown regular line 60 and the blowdown bypass line 70 downstream of the flash tank 41. When the water level of the flash tank 41 is lower than the reference high water level HWL, the three-way valve connects the flash tank 41 to the blowdown service line 60. When the water level is higher than the reference high water level HWL, the flash tank 41 and the blowdown bypass are connected. The communication with the line 70 is established.
[0027]
【The invention's effect】
As described above, according to the blowdown recovery system of the steam generation equipment of the present invention, the blowdown liquid provided downstream of the flash tank and separated from the steam in the flash tank is connected to the condensate desalination apparatus. A blowdown bypass line connected to the condenser is provided along with the down service line, and the flow rate determining means determines the flow rate of each of the blow down service line and the blow down bypass line. Even if it does, the heat recovery in the flash tank is performed efficiently and the recovery destination of the SG blowdown liquid is automatically switched to control the flush tank water level and control the temperature of the fluid flowing into the condensate desalination device. Can be appropriately performed.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram showing main components of a secondary system of a nuclear power plant to which a blowdown recovery system for steam generation equipment according to an embodiment of the present invention is applied.
FIG. 2 is a diagram showing a configuration of a main part of a steam generation equipment blowdown recovery system according to the embodiment.
FIG. 3 is a diagram illustrating a relationship between a water level of F / T and a valve control used in the blowdown recovery system for the steam generating equipment according to the embodiment.
FIG. 4 is a diagram showing main components of a secondary system of a nuclear power plant to which a conventional steam generation equipment blowdown recovery system is applied.
FIG. 5 is a diagram showing a configuration of a main part of a conventional steam generation equipment blowdown recovery system.
FIG. 6 is a diagram showing the relationship between the water level of F / T used in a conventional steam generation equipment blowdown recovery system and valve control.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Steam generator, 9 ... Condenser, 11 ... Condensate desalination apparatus, 25 ... Deaerator, 41 ... Flash tank, 60 ... Blowdown regular line, 61 ... 1st F / T water level control valve, 63 ... Level controller, 65 temperature switch, 70 blowdown bypass line, 71 second F / T water level control valve, NWL reference water level, HWL reference high water level.

Claims

A steam generator, a condenser for condensing steam from the steam generator, a condensate desalination device provided downstream of the condenser, and a deaerator provided downstream of the condensate desalination device. In the secondary system,
A flash tank that blows down and introduces a part of the fluid of the steam generator,
A heat recovery line for recovering heat by collecting the steam separated in the flash tank in a deaerator,
A blowdown regular line that is provided downstream of the flash tank and forms a flow path that sends the blowdown liquid separated from the vapor in the flash tank to the condensate desalination device,
A blow-down bypass line provided downstream of the flash tank and forming a flow path for sending blow-down liquid separated from steam in the flash tank to the condenser;
A blowdown recovery system for steam generation equipment, comprising: flow path determination means provided downstream of the flash tank and configured to determine a flow rate of each of a blowdown service line and a blowdown bypass line.

Equipped with water level detection means for detecting the water level of the blowdown liquid of the flash tank,
The flow path determination means, the water level detected by the water level detection means,
If the water level is higher than the reference water level, increase the flow rate of the blowdown service line,
The steam generation equipment blowdown recovery system according to claim 1, wherein the flow rate of the blowdown bypass line is increased when the reference water level is equal to or higher than the reference high water level.

The blowdown service line includes an SGBD cooler that cools the blowdown liquid, and further includes a temperature detection unit that detects the temperature of the blowdown liquid downstream of the SGBD cooler,
The flow path determination unit is configured to determine whether the temperature detected by the temperature detection unit is
The blowdown recovery system according to claim 1 or 2, wherein the flow path of the blowdown service line is closed when the temperature is equal to or higher than a reference temperature based on an allowable temperature of the condensate desalination apparatus.

The steam generation equipment blowdown recovery system according to any one of claims 1 to 3, wherein the flow path determination means includes a flow control valve provided in each of the blowdown regular line and the blowdown bypass line.