JP4632901B2 - Boiler scale removal method - Google Patents

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Description

本発明は、ボイラスケール除去方法に関し、特に発電プラントの運転停止時に、復水・蒸気系統内に残留したスケールの除去を迅速に行うことが可能なボイラスケール除去方法に関する。   The present invention relates to a boiler scale removal method, and more particularly to a boiler scale removal method capable of quickly removing scale remaining in a condensate / steam system when the operation of a power plant is stopped.
タービンを用いて発電機を駆動するようにした発電プラントでは、ボイラ内で微粉炭等の燃料を燃焼させることにより蒸気を発生させ、この蒸気によりタービンを回転させ、タービンの回転軸に駆動軸が接続された発電機を駆動して発電を行っている。   In a power plant in which a generator is driven using a turbine, steam is generated by burning fuel such as pulverized coal in a boiler, the turbine is rotated by this steam, and the drive shaft is connected to the rotating shaft of the turbine. The connected generator is driven to generate electricity.
このような発電プラントでは、ボイラ内に配設された過熱器および再熱器で発生した蒸気をタービンに供給して発電を行い、タービンから排出された蒸気を復水器に導き凝縮して水に戻し、再び過熱器および再熱器へ循環させている。また、復水器には、海水循環ポンプで汲み上げられた海水が循環して流されており、排出蒸気を冷却凝縮して水に戻すようになっている。   In such a power plant, steam generated by a superheater and a reheater disposed in a boiler is supplied to a turbine to generate power, and the steam discharged from the turbine is led to a condenser to be condensed and water. And recirculated to the superheater and reheater. In addition, seawater pumped up by a seawater circulation pump is circulated through the condenser, and the discharged steam is cooled and condensed to return to water.
復水・蒸気系統内には上述したように水または蒸気が循環しており、長時間の運転を行うと復水・蒸気系統内にスケールが蓄積する。そこで、定期的に発電プラントを停止させ、復水・蒸気系統内にヒドラジンやアンモニア等の薬液を注入して循環させることによりスケールを除去している。   As described above, water or steam circulates in the condensate / steam system, and scales accumulate in the condensate / steam system when operated for a long time. Therefore, the scale is removed by periodically shutting down the power plant and injecting and circulating a chemical solution such as hydrazine or ammonia in the condensate / steam system.
従来より、発電プラントにおいて安全かつ効率的な運転を行う上で、スケール対策が重要な課題となっており、種々の技術が提案されている。
例えば、ボイラプラント起動時における再熱器の伝熱管の温度上昇を抑え、伝熱管からのスケール剥離を防止して低圧タービンの羽根の損傷を防止するためのボイラプラントにおける再熱器のスケール剥離防止方法及び装置が開示されている(特許文献1参照)。
Conventionally, measures for scaling have been an important issue for safe and efficient operation in power plants, and various techniques have been proposed.
For example, prevention of descaling of reheater in boiler plant to suppress temperature rise of heat transfer tube of reheater at startup of boiler plant, prevent scale peeling from heat transfer tube and prevent blade damage of low pressure turbine A method and apparatus are disclosed (see Patent Document 1).
この、特許文献1に記載されたボイラプラントにおける再熱器のスケール剥離防止方法及び装置は、過熱器からの主蒸気の一部を再熱器の伝熱管内へ導く蒸気導入ラインを設けたものである。そして、ボイラプラント起動時には、過熱器からの主蒸気の一部が再熱器の伝熱管内へ導かれるため、伝熱管はボイラの燃焼ガスにより過熱されるが、内部を流通する主蒸気によって温度の上昇が抑制されて伝熱管とスケールとの熱膨張の差によってスケールが剥がれ落ちることを防止している。   This reheater scale peeling prevention method and apparatus in a boiler plant described in Patent Document 1 is provided with a steam introduction line for guiding a part of main steam from a superheater into a heat transfer tube of the reheater. It is. When the boiler plant is started, a part of the main steam from the superheater is introduced into the heat transfer tube of the reheater, so the heat transfer tube is superheated by the combustion gas of the boiler, but the temperature is increased by the main steam circulating inside. As a result, the scale is prevented from peeling off due to the difference in thermal expansion between the heat transfer tube and the scale.
また、深夜起動停止時の運転コストの削減を図ることを目的とした発電設備の運転方法が開示されている(特許文献2参照)。
この特許文献2に記載された発電設備の運転方法は、深夜起動停止時に、復水器の真空破壊を行うとともに、循環水ポンプ等の補機類の停止およびグランド蒸気の供給停止を行い、真空破壊後の真空上昇時に、復水器と復水処理装置との間で復水を循環させてクリーンアップを行うようになっている。
Moreover, the operation method of the power generation facility aiming at the reduction of the operation cost at the time of starting and stopping at midnight is disclosed (see Patent Document 2).
The operation method of the power generation facility described in Patent Document 2 is to perform vacuum break of the condenser at the time of starting and stopping at midnight, stop auxiliary equipment such as a circulating water pump, and stop supply of ground steam. When the vacuum rises after destruction, cleanup is performed by circulating condensate between the condenser and the condensate treatment device.
また、洗浄廃液から熱を回収して洗浄水の温度を高くし、これにより押出水洗効率を高めて押出水洗工程を短縮するとともに、次工程の過熱に要する熱量を少なくし、かつ洗浄廃液の温度を低くすることにより冷却水の量と廃液貯蔵の容量を減少させ、PDFによる冷却を不要として、洗浄時間を短縮するボイラの化学洗浄方法が開示されている(特許文献3参照)。   In addition, heat is recovered from the washing waste liquid to raise the temperature of the washing water, thereby improving the extrusion washing efficiency and shortening the extrusion washing process, reducing the amount of heat required for overheating in the next process, and the temperature of the washing waste liquid. A boiler chemical cleaning method is disclosed in which the amount of cooling water and the capacity of waste liquid storage are reduced by lowering the amount of water, the cooling by PDF is unnecessary, and the cleaning time is shortened (see Patent Document 3).
この特許文献3に記載されたボイラの化学洗浄方法は、ボイラに化学洗浄液を導入し、過熱した状態で循環して洗浄する洗浄工程と、ボイラに洗浄水を導入し、洗浄廃液を押し出すとともに水洗する押出水洗工程とを含み、押出水洗工程ではボイラから排出する洗浄廃液と、導入する洗浄水とを熱交換器に導入して熱交換し、洗浄廃液を冷却して排出するとともに洗浄水を加熱し、過熱状態の洗浄水で押出水洗を行うようにしたものである。   This boiler chemical cleaning method described in Patent Document 3 introduces a chemical cleaning liquid into the boiler, circulates and cleans it in an overheated state, introduces cleaning water into the boiler, pushes out cleaning waste liquid, and rinses with water. In the extrusion water washing process, the washing waste liquid discharged from the boiler and the washing water to be introduced are introduced into the heat exchanger to exchange heat, the washing waste liquid is cooled and discharged, and the washing water is heated. Then, extrusion water washing is performed with washing water in an overheated state.
特開2000−74308号公報JP 2000-74308 A 特開2004−68646号公報JP 2004-68646 A 特開平11−141804号公報JP-A-11-141804
ところで、上述した形態の発電プラントにおける復水器は、海水を冷却水として使用しているため、復水・蒸気系統内へ海水が侵入しないような構造を備えている。しかしながら、事前の安全対策を万全なものとするため、復水・蒸気系統内に海水が侵入する事態を想定して、予め適切な対処方法を考慮しておく必要がある。
このように、復水・蒸気系統内に海水が侵入した場合には、通常の運転時と比較して著しいスケール剥離が発生することが想定され、発生したスケールを迅速かつ適切に除去する必要がある。
By the way, since the condenser in the power plant of the form mentioned above uses seawater as cooling water, it has a structure that does not allow seawater to enter the condensate / steam system. However, in order to ensure thorough safety measures in advance, it is necessary to consider appropriate countermeasures in advance, assuming that seawater enters the condensate / steam system.
In this way, when seawater enters the condensate / steam system, it is assumed that significant scale peeling will occur compared to normal operation, and it is necessary to remove the generated scale quickly and appropriately. is there.
しかしながら、上述した特許文献1に記載された技術はスケール剥離を防止するためのものであり、特許文献2、および特許文献3に記載された技術は、大量のスケール剥離が発生する事態を想定していない。したがって、これら従来の技術を用いてスケール除去を行ったのでは、スケール除去工程に長時間を要するだけではなく、これにともない大量の純水や薬品等が必要となるため、プラント停止期間が延びて運転再開が遅れるとともに、スケール除去に要する費用が嵩むという問題があった。   However, the technique described in Patent Document 1 described above is for preventing scale peeling, and the techniques described in Patent Document 2 and Patent Document 3 assume a situation in which a large amount of scale peeling occurs. Not. Therefore, the descaling using these conventional techniques not only requires a long time for the descaling process, but also requires a large amount of pure water, chemicals, etc. As a result, the restart of operation is delayed, and the cost required for scale removal increases.
本発明は上述した事情に鑑み提案されたもので、大量のスケール剥離が発生した場合であっても、スケールパージを促進してスケール除去に要する時間を短縮するとともに、費用を低減することが可能なボイラスケール除去方法を提供することを目的とする。   The present invention has been proposed in view of the above-described circumstances, and even when a large amount of scale peeling occurs, it is possible to accelerate the scale purge to shorten the time required for scale removal and reduce the cost. An object of the present invention is to provide a simple boiler scale removal method.
本発明に係るボイラスケール除去方法は、上述した目的を達成するため、以下の特徴点を備えている。
すなわち、本発明に係るボイラスケール除去方法は、ボイラで発生した蒸気によりタービンを駆動して発電を行うとともに、タービンを駆動した後の蒸気を復水器により復水して再度ボイラへ循環させるようにした発電プラントの運転停止時に、復水・蒸気系統内に残留するスケールを除去するためのボイラスケール除去方法であって、前記復水・蒸気系統の途中で、バイパス路を介して前記ボイラと前記復水器とを接続する工程と、該バイパス路を含むように切り換えられた前記復水・蒸気系統内を循環する蒸気圧力を脈動させる工程とを行うことにより、スケールパージを促進させることを特徴とするものである。
The boiler scale removing method according to the present invention has the following features in order to achieve the above-described object.
That is, the boiler scale removal method according to the present invention drives the turbine with steam generated in the boiler to generate power, condenses the steam after driving the turbine with a condenser, and circulates it again to the boiler. A boiler scale removing method for removing scale remaining in the condensate / steam system when the power plant is shut down, and in the middle of the condensate / steam system, Promoting the scale purge by performing a step of connecting the condenser and a step of pulsating the steam pressure circulating in the condensate / steam system switched to include the bypass. It is a feature.
また、前記蒸気圧力の脈動工程は、蒸気圧力差がそれぞれ異なる複数の脈動ステージからなることが好ましく、前記複数の脈動ステージは、前記蒸気圧力の脈動工程の進行に伴い蒸気圧力差が徐々に増加することが好ましい。この場合、前記パイパス路は、前記タービンをバイパスして前記ボイラと前記復水器とを接続するものであることが好ましい。   Further, the steam pressure pulsation step preferably includes a plurality of pulsation stages having different steam pressure differences, and the plurality of pulsation stages gradually increase with the progress of the steam pressure pulsation step. It is preferable to do. In this case, the bypass path preferably bypasses the turbine and connects the boiler and the condenser.
また、前記蒸気圧力の脈動工程は、前記復水・蒸気系統の途中に設けられたバイパス弁の開度を調整して行うことが可能であり、前記蒸気圧力の脈動工程は、例えば出力1000MW、主蒸気圧力25.4MPaの発電プラントの場合に、6.4MPaから8.5MPaの範囲で蒸気圧力を脈動させることが好ましい。   Further, the steam pressure pulsation step can be performed by adjusting the opening of a bypass valve provided in the middle of the condensate / steam system, and the steam pressure pulsation step includes, for example, an output of 1000 MW, In the case of a power plant with a main steam pressure of 25.4 MPa, it is preferable to pulsate the steam pressure in the range of 6.4 MPa to 8.5 MPa.
本発明に係るボイラスケール除去方法では、発電プラントの運転を停止して行うボイラスケール除去工程において、バイパス路を介してボイラと復水器とを接続し、復水・蒸気系統内を循環する蒸気圧力を脈動させることにより、復水・蒸気系統内の蒸気圧力が変動するので、一定の蒸気圧力によりスケール除去を行う場合と比較して、スケールパージを促進してスケール除去に要する時間を短縮するとともに、費用を低減することが可能となる。   In the boiler scale removal method according to the present invention, steam that circulates in the condensate / steam system by connecting the boiler and the condenser via a bypass path in the boiler scale removal step performed by stopping the operation of the power plant. By pulsing the pressure, the steam pressure in the condensate / steam system fluctuates, so compared to the case where scale removal is performed with a constant steam pressure, the scale purge is promoted and the time required for scale removal is shortened. At the same time, the cost can be reduced.
また、蒸気圧力差がそれぞれ異なる複数の脈動ステージとすることにより、復水・蒸気系統内における蒸気圧力の変動状態が大きくなり、さらに一層、スケールパージを促進してスケール除去に要する時間を短縮するとともに、費用を低減することが可能となる。   In addition, by using multiple pulsation stages with different steam pressure differences, the state of fluctuation of steam pressure in the condensate / steam system becomes larger, and scale purge is further promoted to reduce the time required for scale removal. At the same time, the cost can be reduced.
また、蒸気圧力の脈動工程の進行に伴い蒸気圧力差が徐々に増加する脈動ステージとすることにより、スケールの残留量が多いスケール除去工程の初期段階では低圧力でスケール除去を行って、復水・蒸気系統を構成する機器に対する負荷を小さくすることができる。さらに、スケールの残留量が少なくなったスケール除去工程の最終段階では高圧力でスケール除去を行って、復水・蒸気系統内に残留したスケールをほぼ完全に除去することが可能となる。   In addition, by using a pulsation stage in which the steam pressure difference gradually increases as the steam pressure pulsation process progresses, the scale is removed at a low pressure in the initial stage of the scale removal process, where there is a large amount of residual scale. -The load on the equipment constituting the steam system can be reduced. Further, in the final stage of the scale removal process in which the amount of residual scale is reduced, scale removal is performed at a high pressure, and scale remaining in the condensate / steam system can be removed almost completely.
また、復水・蒸気系統の途中に設けられたバイパス弁の開度を調整して蒸気圧力を脈動させることにより、既存の設備を利用してスケール除去を行うとともに、スケール除去における機器操作を簡便なものとすることが可能となる。   In addition, by adjusting the opening of the bypass valve provided in the middle of the condensate / steam system to pulsate the steam pressure, the existing equipment can be used to remove the scale and the operation of the equipment for removing the scale can be simplified. Can be made.
また、タービンをバイパスしてボイラと復水器とを接続するバイパス路に復水・蒸気を循環させてスケール除去を行うことにより、剥離したスケールがタービン内に侵入することがなく、設備の破損等の不都合を未然に防止することができる。   Also, by removing the scale by bypassing the turbine and circulating the condensate / steam through the bypass path connecting the boiler and the condenser, the scales that have peeled off will not enter the turbine, causing damage to the equipment. Such inconveniences can be prevented in advance.
また、例えば出力1000MW、主蒸気圧力25.4MPaの発電プラントの場合に、6.4MPaから8.5MPaの範囲で蒸気圧力を脈動させることにより、復水・蒸気系統を構成する機器に対して過負荷を与えることなく、復水・蒸気系統内に残留したスケールをほぼ完全に除去することが可能となる。   Also, for example, in the case of a power plant with an output of 1000 MW and a main steam pressure of 25.4 MPa, the steam pressure is pulsated in the range of 6.4 MPa to 8.5 MPa, so that it is not excessive for the equipment constituting the condensate / steam system. The scale remaining in the condensate / steam system can be almost completely removed without applying a load.
以下、図面を参照して、本発明に係るボイラスケール除去方法の実施形態を説明する。
図1は、本発明の実施形態に係るボイラスケール除去方法を適用する発電プラントの概略構成を示す説明図である。
Hereinafter, an embodiment of a boiler scale removing method according to the present invention will be described with reference to the drawings.
FIG. 1 is an explanatory diagram showing a schematic configuration of a power plant to which a boiler scale removing method according to an embodiment of the present invention is applied.
本発明の実施形態に係るボイラスケール除去方法を適用する発電プラント100は、ボイラ11内で燃料を燃焼させて水を加熱することにより蒸気を発生させ、発生した蒸気をタービン関係配管21,22,23,24,25を介してタービンケーシング内に送り、タービン(高圧タービン31、中圧タービン32、および低圧タービン33a,33b)を回転させることにより1次発電機41および2次発電機42を駆動して発電を行うようになっている。   The power plant 100 to which the boiler scale removal method according to the embodiment of the present invention is applied generates steam by burning fuel in the boiler 11 and heating water, and the generated steam is connected to the turbine-related pipes 21, 22. The primary generator 41 and the secondary generator 42 are driven by rotating the turbines (the high-pressure turbine 31, the intermediate-pressure turbine 32, and the low-pressure turbines 33a and 33b) through the turbine casings 23, 24, and 25. Power generation.
この発電プラント100は、ボイラ11内で燃料を燃焼させるための燃焼系統110と、水を加熱することにより蒸気を発生させ、発生した蒸気によりタービン31,32,33a,33bを回転させるための復水・蒸気系統120と、両系統110,120の設備に冷却水を供給する冷却系統(図示せず)とに大別することができる。   The power plant 100 includes a combustion system 110 for burning fuel in the boiler 11, steam generated by heating water, and a recovery system for rotating the turbines 31, 32, 33 a, and 33 b using the generated steam. It can be roughly divided into a water / steam system 120 and a cooling system (not shown) for supplying cooling water to the facilities of both systems 110 and 120.
以下、各系統について詳細に説明する。
燃焼系統110は、図1に示すように、ボイラ11および排ガス処理設備51を備えている。
Hereinafter, each system will be described in detail.
As shown in FIG. 1, the combustion system 110 includes a boiler 11 and an exhaust gas treatment facility 51.
ボイラ11は、燃料を燃焼させるための火炉11aと、火炉11a内の下部に設けられた燃焼バーナ12とを備えている。燃焼バーナ12には、微粉炭機13から微粉炭が供給されるとともに、押込送風機14から燃焼空気が供給され、微粉炭と燃焼空気とが混合されて火炉11a内で燃焼するようになっている。   The boiler 11 includes a furnace 11a for burning fuel, and a combustion burner 12 provided at a lower portion in the furnace 11a. The combustion burner 12 is supplied with pulverized coal from a pulverized coal machine 13 and also supplied with combustion air from an indenter blower 14, and the pulverized coal and combustion air are mixed and burned in the furnace 11a. .
火炉11aの内部上方には、復水器61から供給される水を加熱して蒸気を発生させるための過熱器15および再熱器16が配設されている。
また、火炉11aの下流側には、微粉炭の燃焼によって発生した排ガスを処理するための排ガス処理設備51が設けられている。この排ガス処理設備51は、排ガス中の窒素酸化物を除去するための脱硝装置51a、排ガス中のダストを除去するための集塵装置51b、排ガス中の硫黄酸化物を除去するための脱硫装置51c、および煙突51dからなる。脱硝装置51a、集塵装置51b、および脱硫装置51cを通過した排ガスは、煙突51dから大気中に放散される。
A superheater 15 and a reheater 16 for heating the water supplied from the condenser 61 and generating steam are disposed above the furnace 11a.
Further, an exhaust gas treatment facility 51 for treating exhaust gas generated by the combustion of pulverized coal is provided on the downstream side of the furnace 11a. The exhaust gas treatment facility 51 includes a denitration device 51a for removing nitrogen oxides in the exhaust gas, a dust collector 51b for removing dust in the exhaust gas, and a desulfurization device 51c for removing sulfur oxides in the exhaust gas. And a chimney 51d. The exhaust gas that has passed through the denitration device 51a, the dust collection device 51b, and the desulfurization device 51c is diffused into the atmosphere from the chimney 51d.
なお、集塵装置51bと脱硫装置51cとの間には誘引通風機(図示せず)が配設されるとともに、脱硫装置51cと煙突51dとの間には脱硫通風機(図示せず)が配設されており、誘引通風機および脱硫通風機の作用により排ガスが吸引されて煙突51dへ至るようになっている。   An induction fan (not shown) is disposed between the dust collector 51b and the desulfurizer 51c, and a desulfurizer (not shown) is provided between the desulfurizer 51c and the chimney 51d. The exhaust gas is sucked by the action of the induction fan and the desulfurization fan and reaches the chimney 51d.
次に、復水・蒸気系統120について説明する。
復水・蒸気系統120は、タービン31,32,33a,33bと、タービン31,32,33a,33bから排出された蒸気を凝縮して水に戻す復水器61と、復水器61から供給された水を加熱して蒸気とする過熱器15および再熱器16とを備えている。過熱器15および再熱器16で発生した蒸気は、タービン関係配管21,22,23,24,25を介してタービン31,32,33a,33bへ供給される。このように、復水・蒸気系統120は循環系となっている。
Next, the condensate / steam system 120 will be described.
The condensate / steam system 120 is supplied from the turbines 31, 32, 33 a, 33 b, the condenser 61 that condenses the steam discharged from the turbines 31, 32, 33 a, 33 b and returns it to water, and the condenser 61. A superheater 15 and a reheater 16 are provided that heat the produced water into steam. Steam generated in the superheater 15 and the reheater 16 is supplied to the turbines 31, 32, 33a, and 33b via the turbine-related pipes 21, 22, 23, 24, and 25. Thus, the condensate / steam system 120 is a circulation system.
タービン31,32,33a,33bは、過熱器15で発生した蒸気により回転する高圧タービン31と、高圧タービン31から排出された蒸気を再熱器16で加熱して得られた再加熱蒸気により回転する中圧タービン32と、中圧タービン32から排出された蒸気により回転する低圧タービン33a,33bとからなる。上述したように、復水・蒸気系統120は循環系となっており、低圧タービン33a,33bを回転させた排出蒸気は復水器61に戻される。   The turbines 31, 32, 33 a, and 33 b are rotated by the high-pressure turbine 31 that is rotated by the steam generated in the superheater 15 and the reheated steam that is obtained by heating the steam discharged from the high-pressure turbine 31 by the reheater 16. The intermediate pressure turbine 32 and the low pressure turbines 33a and 33b rotated by the steam discharged from the intermediate pressure turbine 32. As described above, the condensate / steam system 120 is a circulation system, and the exhaust steam obtained by rotating the low-pressure turbines 33 a and 33 b is returned to the condenser 61.
低圧タービン33a,33bは一対設けられており、各低圧タービン33a,33bに対して、中圧タービン32から排出された蒸気が供給される。また、過熱器15と高圧タービン31のケーシングとを繋ぐタービン関係配管21、高圧タービン31のケーシングと再熱器16とを繋ぐタービン関係配管22、再熱器16と中圧タービン32のケーシングとを繋ぐタービン関係配管23、中圧タービン32のケーシングと低圧タービン33a,33bのケーシングとを繋ぐタービン関係配管24、および低圧タービン33a,33bのケーシングと復水器61とを繋ぐタービン関係配管25が連通接続されており、上述したように蒸気が循環するようになっている。   A pair of low-pressure turbines 33a and 33b is provided, and steam discharged from the intermediate-pressure turbine 32 is supplied to the low-pressure turbines 33a and 33b. Further, a turbine-related pipe 21 that connects the superheater 15 and the casing of the high-pressure turbine 31, a turbine-related pipe 22 that connects the casing of the high-pressure turbine 31 and the reheater 16, and a casing of the reheater 16 and the intermediate pressure turbine 32. The turbine-related piping 23 that connects the casing of the intermediate-pressure turbine 32 and the casing of the low-pressure turbines 33a and 33b, and the turbine-related piping 25 that connects the casing of the low-pressure turbines 33a and 33b and the condenser 61 communicate with each other. Connected so that steam circulates as described above.
高圧タービン31と中圧タービン32とは互いに同軸となるように連結されている。高圧タービン31および中圧タービン32の回転は、高圧タービン31と中圧タービン32に同軸に連結された1次発電機41に伝達され、1次発電機41が駆動されて発電が行われる。また、2台の低圧タービン33a,33b同士も互いに同軸に連結されており、低圧タービン33a,33bの回転は、低圧タービン33a,33bに同軸に連結された2次発電機42に伝達され、2次発電機42が駆動されて発電が行われる。   The high-pressure turbine 31 and the intermediate-pressure turbine 32 are connected so as to be coaxial with each other. The rotation of the high pressure turbine 31 and the intermediate pressure turbine 32 is transmitted to a primary generator 41 coaxially connected to the high pressure turbine 31 and the intermediate pressure turbine 32, and the primary generator 41 is driven to generate power. The two low-pressure turbines 33a and 33b are also coaxially connected to each other, and the rotation of the low-pressure turbines 33a and 33b is transmitted to the secondary generator 42 coaxially connected to the low-pressure turbines 33a and 33b. The next generator 42 is driven to generate power.
高圧タービン31、中圧タービン32、および低圧タービン33a,33bは、それぞれ、スラスト軸受けやメタル軸受け等の軸受け(図示せず)によって支持されて、各タービンケーシング内に収容されている。そして、タービン関係配管21,22,23,24,25を介して各タービンケーシングに蒸気が供給されることにより、高圧タービン31、中圧タービン32、および低圧タービン33a,33bが回転するようになっている。   The high-pressure turbine 31, the intermediate-pressure turbine 32, and the low-pressure turbines 33a and 33b are respectively supported by bearings (not shown) such as thrust bearings and metal bearings, and are accommodated in the respective turbine casings. The steam is supplied to the turbine casings via the turbine-related pipes 21, 22, 23, 24, and 25, so that the high-pressure turbine 31, the intermediate-pressure turbine 32, and the low-pressure turbines 33a and 33b are rotated. ing.
復水器61は、気密容器となっており、復水器61の上部には、低圧タービン33a,33bから排出された蒸気を取り込むための蒸気取込口62が設けられている。この蒸気取込口62にはタービン関係配管25が連通接続されている。また、復水器61の略中央には、排出された蒸気を冷却凝縮して復水するための管巣63が設けられており、復水器61内の下部には、冷却凝縮された水を貯留するためのホットウエル64が設けられている。   The condenser 61 is an airtight container, and a steam intake port 62 for taking in the steam discharged from the low-pressure turbines 33 a and 33 b is provided in the upper part of the condenser 61. A turbine-related pipe 25 is connected to the steam intake port 62. Further, a tube nest 63 for cooling and condensing the discharged steam is provided in the approximate center of the condenser 61, and in the lower part of the condenser 61, the cooled and condensed water is provided. A hot well 64 is provided for storing the water.
管巣63は、複数の伝熱管から構成され、伝熱管内には海水循環ポンプ65によって汲み上げられた海水が循環して流され、排出された蒸気を冷却凝縮して水に戻すようになっている。また、冷却に供された海水は海中へ放流される。   The tube nest 63 is composed of a plurality of heat transfer tubes, and the seawater pumped up by the seawater circulation pump 65 is circulated through the heat transfer tubes, and the discharged steam is cooled and condensed and returned to the water. Yes. In addition, the seawater used for cooling is discharged into the sea.
ホットウエル64には、管巣63において冷却凝縮された水が貯留される。このホットウエル64の底部は、送水管26を介して過熱器15に連通接続しており、送水管26に設けられた復水ポンプ17を用いて、貯留された水を過熱器15へ供給するようになっている。   The hot well 64 stores water cooled and condensed in the tube nest 63. The bottom of the hot well 64 is connected to the superheater 15 through the water supply pipe 26, and the stored water is supplied to the superheater 15 using the condensate pump 17 provided in the water supply pipe 26. It is like that.
また、復水器61は、その内部を真空脱気するための排気管71および真空ポンプ72を備えており、真空脱気を行うことにより、復水器61内の水の溶存酸素量を減少させるようになっている。すなわち、水中の溶存酸素量が多い場合には、ボイラ11等の腐食を促進するため、発電プラント100が稼働している間は、復水器61内を高度の真空状態に維持している。ただし、発電プラント100を停止している間は、復水器61内の真空状態が解除(真空破壊)される。この真空破壊は、復水器61の内外を連通する空気導入管73に設けられた真空破壊弁74を開くことにより実現される。   Further, the condenser 61 is provided with an exhaust pipe 71 and a vacuum pump 72 for vacuum degassing of the inside thereof, and the amount of dissolved oxygen in the water in the condenser 61 is reduced by performing vacuum degassing. It is supposed to let you. That is, when the amount of dissolved oxygen in the water is large, the condenser 61 is maintained in a high vacuum state while the power plant 100 is operating in order to promote corrosion of the boiler 11 and the like. However, while the power plant 100 is stopped, the vacuum state in the condenser 61 is released (vacuum breakage). This vacuum break is realized by opening a vacuum break valve 74 provided in an air introduction pipe 73 that communicates the inside and outside of the condenser 61.
過熱器15および再熱器16は、復水器61等から供給される水を蒸気にするための装置であり、ボイラ11の火炉11a内の上部に配設されている。過熱器15には復水器61から水が供給され、火炉11aの燃焼熱との間で熱交換が行われて蒸気となる。この蒸気は、タービン関係配管21を介して高圧タービン31に供給される。一方、再熱器16では、高圧タービン31からタービン関係配管22を介して排出された蒸気が再加熱され、発生した再加熱蒸気を、タービン関係配管23を介して中圧タービン32に供給する。   The superheater 15 and the reheater 16 are devices for converting the water supplied from the condenser 61 and the like into steam, and are disposed in the upper part of the furnace 11 a of the boiler 11. Water is supplied to the superheater 15 from the condenser 61, and heat is exchanged with the combustion heat of the furnace 11a to become steam. This steam is supplied to the high-pressure turbine 31 via the turbine-related piping 21. On the other hand, in the reheater 16, the steam discharged from the high-pressure turbine 31 via the turbine-related pipe 22 is reheated, and the generated reheated steam is supplied to the intermediate-pressure turbine 32 via the turbine-related pipe 23.
次に、図2を参照して、復水・蒸気系統120の配管を詳細に説明する。図2は、復水・蒸気系統120における配管の概略構成を示す説明図である。   Next, the piping of the condensate / steam system 120 will be described in detail with reference to FIG. FIG. 2 is an explanatory diagram showing a schematic configuration of piping in the condensate / steam system 120.
復水・蒸気系統120では、図2に示すように、復水器61から下流側に向かって、復水ポンプ17、復水脱塩装置81、復水ブースターポンプ82、低圧ヒータ83、脱気器84、ボイラ給水ポンプ85、高圧ヒータ86、節炭器87、火炉11a、過熱器15、高圧タービン31、再熱器16、中圧タービン32、低圧タービン33a,33bが、この順に配設されており、低圧タービン33a,33bから排出された蒸気が復水器61へ戻る循環系を形成している。また、火炉11aの汽水分離器と節炭器87とは汽水分離ポンプ88を介して連通接続されている。   In the condensate / steam system 120, as shown in FIG. 2, the condensate pump 17, the condensate demineralizer 81, the condensate booster pump 82, the low-pressure heater 83, the deaeration are performed downstream from the condenser 61. 84, boiler feed pump 85, high pressure heater 86, economizer 87, furnace 11a, superheater 15, high pressure turbine 31, reheater 16, medium pressure turbine 32, low pressure turbines 33a and 33b are arranged in this order. The steam discharged from the low-pressure turbines 33 a and 33 b forms a circulation system in which the steam returns to the condenser 61. Further, the brackish water separator and the economizer 87 of the furnace 11 a are connected to each other via a brackish water separation pump 88.
さらに、過熱器15と復水器61との間には、高圧タービン31、再熱器16、中圧タービン32、低圧タービン33a,33bをバイパスするバイパス路91が設けられており、バイパス路91の途中には、復水・蒸気系統120を、バイパス路91を通過する系統に切り換えるためのバイパス弁92が設けられている。本実施形態では、TB弁をバイパス弁92として機能させている。   Further, a bypass passage 91 is provided between the superheater 15 and the condenser 61 to bypass the high pressure turbine 31, the reheater 16, the intermediate pressure turbine 32, and the low pressure turbines 33a and 33b. In the middle of this, a bypass valve 92 for switching the condensate / steam system 120 to a system that passes the bypass path 91 is provided. In the present embodiment, the TB valve functions as the bypass valve 92.
次に、本実施形態の復水・蒸気系統120においてボイラスケール除去を行う手順を説明する。図3は、本発明の実施形態に係るボイラスケール除去方法の手順を示すフローチャートである。   Next, the procedure for boiler scale removal in the condensate / steam system 120 of this embodiment will be described. FIG. 3 is a flowchart showing the procedure of the boiler scale removing method according to the embodiment of the present invention.
本発明のボイラスケール除去方法は、復水・蒸気系統120内に海水が侵入する事態等を想定し、このような場合にボイラで発生したスケールを除去するために提案されたものである。このような状態では、海水が侵入した部位を補修するために発電プラントは停止した状態となっている。そして、海水が侵入した部位を補修した後に、まず復水系統から起動するが、この起動はいわゆるコールド起動、すなわちタービン冷機およびボイラ冷缶状態からの起動となっている。   The boiler scale removal method of the present invention is proposed for removing the scale generated in the boiler in such a case, assuming that seawater enters the condensate / steam system 120. In such a state, the power plant is in a stopped state in order to repair the site where the seawater has entered. And after repairing the site | part which the seawater penetrate | invaded, it starts from a condensate system first, but this starting is a so-called cold starting, ie, starting from a turbine cold machine and a boiler cold can state.
コールド起動は、まず復水器ボトムブロー、復水クリーンアップブロー、低圧クリーンアップブロー、低圧クリーンアップ循環、高圧クリーンアップブロー、高圧クリーンアップ循環、ボイラーコールドクリーンアップブロー、ボイラーコールドクリーンアップ循環と、Fe濃度、導電率等の各基準をクリアーしながら進み、ボイラ点火・昇温操作に続く。そして、ボイラ点火により過熱器へ通水される。この状態では、ボイラ(火炉11a)で加熱された蒸気は、復水・蒸気系統120の途中に設けられたバイパス弁92から高圧タービン31をバイパスし、バイパス路91を介して復水器61へ導かれている。   Cold start-up consists of condenser bottom blow, condensate cleanup blow, low pressure cleanup blow, low pressure cleanup circulation, high pressure cleanup blow, high pressure cleanup circulation, boiler cold cleanup blow, boiler cold cleanup circulation, Proceed while clearing each standard such as Fe concentration, conductivity, etc., followed by boiler ignition / heating operation. Then, water is passed to the superheater by boiler ignition. In this state, the steam heated in the boiler (furnace 11 a) bypasses the high-pressure turbine 31 from the bypass valve 92 provided in the middle of the condensate / steam system 120, and passes to the condenser 61 via the bypass path 91. Led.
本実施形態のボイラスケール除去方法では、図3に示すように、加熱蒸気がバイパス路91を介して復水器61へ導かれている状態(S1)で、第1ステージ、第2ステージ、第3ステージ、第4ステージの順に蒸気圧力を脈動(スイング)させて復水・蒸気系統120内に残留したスケールを除去するようになっている(S2〜S5)。   In the boiler scale removing method of the present embodiment, as shown in FIG. 3, the first stage, the second stage, and the second stage in a state where the heated steam is guided to the condenser 61 via the bypass 91 (S1). The scale remaining in the condensate / steam system 120 is removed by pulsating (swinging) the steam pressure in the order of the third stage and the fourth stage (S2 to S5).
そして、各ステージを実行した後に、復水ポンプ17の出口におけるFe濃度が0.5mg/L未満であるとともに、火炉11aの下流側に設けた汽水分離器のドレン出口におけるFe濃度が0.1mg/L未満であるか否かを確認する(S6)。
ここで、復水ポンプ17の出口におけるFe濃度が0.5mg/L以上であるか、あるいは汽水分離器のドレン出口におけるFe濃度が0.1mg/L以上である場合には、第4ステージ(S5)を繰り返して行う。
And after performing each stage, while the Fe density | concentration in the exit of the condensate pump 17 is less than 0.5 mg / L, Fe density | concentration in the drain outlet of the brackish water separator provided in the downstream of the furnace 11a is 0.1 mg. It is confirmed whether it is less than / L (S6).
Here, when the Fe concentration at the outlet of the condensate pump 17 is 0.5 mg / L or more, or when the Fe concentration at the drain outlet of the brackish water separator is 0.1 mg / L or more, the fourth stage ( Repeat step S5).
一方、復水ポンプ17の出口におけるFe濃度が0.5mg/L未満であるとともに、汽水分離器のドレン出口におけるFe濃度が0.1mg/L未満となったことを確認すると、スケール除去作業を終了する。
なお、復水ポンプ17の出口におけるFe濃度の測定は、30分毎に行うものとする。
On the other hand, when it is confirmed that the Fe concentration at the outlet of the condensate pump 17 is less than 0.5 mg / L and the Fe concentration at the drain outlet of the brackish water separator is less than 0.1 mg / L, the scale removal work is performed. finish.
Note that the measurement of the Fe concentration at the outlet of the condensate pump 17 is performed every 30 minutes.
次に、図4を参照して、各ステージの具体的な態様について説明する。図4は、スケール除去工程の各ステージにおける蒸気圧力変動を示す説明図である。なお、図4では、バイパス弁92をTB弁と記している。また、図4に示す例は、出力1000MW、主蒸気圧力25.4MPaの発電プラントを想定したものである。   Next, specific modes of each stage will be described with reference to FIG. FIG. 4 is an explanatory diagram showing fluctuations in vapor pressure at each stage of the scale removal process. In FIG. 4, the bypass valve 92 is described as a TB valve. The example shown in FIG. 4 assumes a power plant with an output of 1000 MW and a main steam pressure of 25.4 MPa.
ステージ1では、開度変化率1分でバイパス弁92の開度を35%から50%に変化させて、主蒸気圧力を約8.0MPaに下降させる。続いて、開度変化率1分でバイパス弁92の開度を50%から35%に変化させて、主蒸気圧力を約8.3MPaに上昇させる。   In stage 1, the opening degree of the bypass valve 92 is changed from 35% to 50% with an opening degree change rate of 1 minute, and the main steam pressure is lowered to about 8.0 MPa. Subsequently, the opening degree of the bypass valve 92 is changed from 50% to 35% at an opening change rate of 1 minute, and the main steam pressure is increased to about 8.3 MPa.
ステージ2では、開度変化率2分でバイパス弁92の開度を35%から60%に変化させて、主蒸気圧力を約7.5MPaに下降させる。続いて、開度変化率5分でバイパス弁92の開度を60%から30%に変化させ、主蒸気圧力を約8.3MPaに上昇させる。   In stage 2, the opening degree of the bypass valve 92 is changed from 35% to 60% at an opening change rate of 2 minutes, and the main steam pressure is lowered to about 7.5 MPa. Subsequently, the opening degree of the bypass valve 92 is changed from 60% to 30% at an opening degree change rate of 5 minutes, and the main steam pressure is increased to about 8.3 MPa.
ステージ3では、開度変化率2分でバイパス弁92の開度を30%から70%に変化させて、主蒸気圧力を約7.0MPaに下降させる。続いて、開度変化率5分でバイパス弁92の開度を70%から30%に変化させ、主蒸気圧力を約8.3MPaに上昇させる。   In stage 3, the opening degree of the bypass valve 92 is changed from 30% to 70% at an opening degree change rate of 2 minutes, and the main steam pressure is lowered to about 7.0 MPa. Subsequently, the opening degree of the bypass valve 92 is changed from 70% to 30% at an opening degree change rate of 5 minutes, and the main steam pressure is increased to about 8.3 MPa.
ステージ4では、開度変化率2分でバイパス弁92の開度を30%から80%に変化させて、主蒸気圧力を約6.7MPaに下降させる。続いて、開度変化率10分でバイパス弁92の開度を80%から30%に変化させ、主蒸気圧力を約8.4MPaに上昇させる。   In stage 4, the opening degree of the bypass valve 92 is changed from 30% to 80% at an opening degree change rate of 2 minutes, and the main steam pressure is lowered to about 6.7 MPa. Subsequently, the opening degree of the bypass valve 92 is changed from 80% to 30% at an opening degree change rate of 10 minutes, and the main steam pressure is increased to about 8.4 MPa.
このように、スケール除去工程の進行に伴い蒸気圧力差が徐々に増加するように蒸気圧力を脈動(スイング)させることにより、スケールの残留量が多いスケール除去工程の初期段階では低圧力でスケール除去を行って、復水・蒸気系統120を構成する機器に対する負荷を小さくし、スケールの残留量が少なくなったスケール除去工程の最終段階では高圧力でスケール除去を行って、復水・蒸気系統120内に残留したスケールをほぼ完全に除去することが可能となる。   In this way, by pulsing (swinging) the steam pressure so that the steam pressure difference gradually increases with the progress of the scale removal process, the scale removal process is performed at a low pressure at the initial stage of the scale removal process with a large amount of residual scale. To reduce the load on the equipment constituting the condensate / steam system 120, and at the final stage of the scale removal process where the residual amount of scale is reduced, the scale is removed at a high pressure, and the condensate / steam system 120 The scale remaining inside can be almost completely removed.
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定されるものではなく、発電プラント100を構成する機器を適宜変更する等、本発明の要旨を逸脱しない範囲で種々変更できることは勿論である。   As mentioned above, although embodiment of this invention was described, this invention is not limited to embodiment mentioned above, In the range which does not deviate from the summary of this invention, such as changing the apparatus which comprises the power plant 100 suitably. Of course, it can be changed.
本発明は、例えば、微粉炭を燃料として水を過熱することにより蒸気を発生させ、この蒸気によりタービン31,32,33a,33bを回転させて1次発電機41および2次発電機42を駆動するような発電プラント100におけるボイラスケール除去方法として利用することができるが、ボイラで発生した蒸気によりタービンを駆動するとともに、タービンを駆動した後の蒸気を復水器により復水して再度ボイラへ循環させるようにした設備であれば、どのような設備においても利用することができる。   In the present invention, for example, steam is generated by heating water using pulverized coal as fuel, and the turbines 31, 32, 33a, and 33b are rotated by the steam to drive the primary generator 41 and the secondary generator 42. Although it can be used as a boiler scale removal method in such a power plant 100, the turbine is driven by steam generated in the boiler, and the steam after driving the turbine is condensed by a condenser and returned to the boiler again. Any facility that can be circulated can be used.
本発明の実施形態に係るボイラスケール除去方法を適用する発電プラントの概略構成を示す説明図である。It is explanatory drawing which shows schematic structure of the power plant to which the boiler scale removal method which concerns on embodiment of this invention is applied. 本発明の実施形態に係るボイラスケール除去方法を適用する発電プラントの復水・蒸気循環系における配管の概略構成を示す説明図である。It is explanatory drawing which shows schematic structure of the piping in the condensate and steam circulation system of the power plant which applies the boiler scale removal method which concerns on embodiment of this invention. 本発明の実施形態に係るボイラスケール除去方法の手順を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the procedure of the boiler scale removal method which concerns on embodiment of this invention. 本発明の実施形態に係るボイラスケール除去工程の各ステージにおける蒸気圧力変動を示す説明図である。It is explanatory drawing which shows the steam pressure fluctuation | variation in each stage of the boiler scale removal process which concerns on embodiment of this invention.
符号の説明Explanation of symbols
100 発電プラント
110 燃焼系統
120 復水・蒸気系統
11 ボイラ
11a 火炉
12 燃焼バーナ
13 微粉炭機
14 押込送風機
15 過熱器
16 再熱器
17 復水ポンプ
21〜25 タービン関係配管
26 送水管
31 高圧タービン
32 中圧タービン
33a,33b 低圧タービン
41 1次発電機
42 2次発電機
51 排ガス処理設備
51a 脱硝装置
51b 集塵装置
51c 脱硫装置
51d 煙突
61 復水器
62 蒸気取込口
63 管巣
64 ホットウエル
65 海水循環ポンプ
71 排気管
72 真空ポンプ
73 空気導入管
74 真空破壊弁
81 復水脱塩装置
82 復水ブースターポンプ
83 低圧ヒータ
84 脱気器
85 ボイラ給水ポンプ
86 高圧ヒータ
87 節炭器
88 汽水分離ポンプ
91 バイパス路
92 バイパス弁
DESCRIPTION OF SYMBOLS 100 Power plant 110 Combustion system 120 Condensate / steam system 11 Boiler 11a Furnace 12 Combustion burner 13 Pulverized coal machine 14 Pushing fan 15 Superheater 16 Reheater 17 Condensate pump 21-25 Turbine related piping 26 Water supply pipe 31 High pressure turbine 32 Intermediate pressure turbines 33a, 33b Low pressure turbine 41 Primary generator 42 Secondary generator 51 Exhaust gas treatment equipment 51a Denitration device 51b Dust collector 51c Desulfurization device 51d Chimney 61 Condenser 62 Steam intake 63 Nest 64 Hot well 65 Seawater circulation pump 71 Exhaust pipe 72 Vacuum pump 73 Air introduction pipe 74 Vacuum breaker valve 81 Condensate demineralizer 82 Condensate booster pump 83 Low pressure heater 84 Deaerator 85 Boiler feed pump 86 High pressure heater 87 Carbon economizer 88 Brackish water separation pump 91 Bypass path 92 Bypass valve

Claims (6)

  1. ボイラで発生した蒸気によりタービンを駆動して発電を行うとともに、タービンを駆動した後の蒸気を復水器により復水して再度ボイラへ循環させるようにした発電プラントの運転停止時に、復水・蒸気系統内に残留するスケールを除去するためのボイラスケール除去方法であって、
    前記復水・蒸気系統の途中で、バイパス路を介して前記ボイラと前記復水器とを接続する工程と、
    該バイパス路を含むように切り換えられた前記復水・蒸気系統内を循環する蒸気圧力を脈動させる工程とを行うことにより、スケールパージを促進させることを特徴とするボイラスケール除去方法。
    When the turbine is driven by steam generated in the boiler to generate electricity, the steam after driving the turbine is condensed by a condenser and circulated to the boiler again. A boiler scale removal method for removing scale remaining in a steam system,
    Connecting the boiler and the condenser through a bypass in the middle of the condensate / steam system;
    A boiler scale removal method characterized by promoting scale purge by performing a step of pulsating steam pressure circulating in the condensate / steam system switched to include the bypass path.
  2. 前記蒸気圧力の脈動工程は、蒸気圧力差がそれぞれ異なる複数の脈動ステージからなることを特徴とする請求項1に記載のボイラスケール除去方法。   The boiler scale removal method according to claim 1, wherein the steam pressure pulsation step includes a plurality of pulsation stages having different steam pressure differences.
  3. 前記複数の脈動ステージは、前記蒸気圧力の脈動工程の進行に伴い蒸気圧力差が徐々に増加することを特徴とする請求項1または2に記載のボイラスケール除去方法。   3. The boiler scale removing method according to claim 1, wherein a steam pressure difference gradually increases as the steam pressure pulsation process proceeds in the plurality of pulsation stages.
  4. 前記蒸気圧力の脈動工程は、前記復水・蒸気系統の途中に設けられたバイパス弁の開度を調整して行うことを特徴とする請求項1〜3のうちいずれか1項に記載のボイラスケール除去方法。   The boiler according to any one of claims 1 to 3, wherein the steam pressure pulsation step is performed by adjusting an opening degree of a bypass valve provided in the middle of the condensate / steam system. Scale removal method.
  5. 前記パイパス路は、前記タービンをバイパスして前記ボイラと前記復水器とを接続するものであることを特徴とする請求項1〜4のうちいずれか1項に記載のボイラスケール除去方法。   The boiler scale removal method according to any one of claims 1 to 4, wherein the bypass path connects the boiler and the condenser by bypassing the turbine.
  6. 前記蒸気圧力の脈動工程は、6.4MPaから8.5MPaの範囲で蒸気圧力を脈動させることを特徴とする請求項1〜5のうちいずれか1項に記載のボイラスケール除去方法。
    The boiler scale removing method according to any one of claims 1 to 5, wherein the steam pressure pulsation step pulsates the steam pressure in a range of 6.4 MPa to 8.5 MPa.
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