JP4717288B2

JP4717288B2 - Charge control device for steam turbine condensate drop

Info

Publication number: JP4717288B2
Application number: JP2001265893A
Authority: JP
Inventors: 俊明西井; 和夫吉田; 渡清水; 弘二林
Original assignee: Electric Power Development Co Ltd
Current assignee: Electric Power Development Co Ltd
Priority date: 2001-09-03
Filing date: 2001-09-03
Publication date: 2011-07-06
Anticipated expiration: 2021-09-03
Also published as: JP2003074311A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、発電機用蒸気タービンの効率向上を図り得る蒸気タービンの凝縮水滴の電荷制御装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
一般に、火力発電所あるいは原子力発電所においては原動機の蒸気タービンの発生動力により発電機を回転駆動して電力を生み出しており、発電効率を向上させるためには発生した蒸気のエネルギーをいかに効率よくタービンの回転エネルギーに変換するかが重要になっている。
このような蒸気タービンの効率向上については、従来、設計段階において、蒸気条件の向上や動翼・静翼の翼形状あるいは排気部形状の改善により実施されてきたが、発電コスト低減等の要請からさらなる発電効率向上が要請されている。
【０００３】
低圧蒸気タービンの効率は、蒸気の湿り度の影響を受け、特に蒸気中で生成する水滴の寸法の影響が大きい。水滴寸法が大きくなると、タービン内の蒸気流れのエネルギー損失が大きくなり、これが蒸気タービンの効率低下の一因と考えられている。水滴の成長は水滴の合体によって生じるが、この合体の支配因子は、水滴自身が流路で静電気を帯びる（特に正電荷を帯びる）ことである。水滴の電荷を除荷することによって蒸気タービンの効率が１〜２％向上することが知られている。
水滴の電荷（１０^-2Ｃ／ｋｇオーダの電気密度）の除荷方法としては、タービン内の蒸気流路にアースなどのネットを設置する方法がある。しかしながら、この方法ではネットによって流路抵抗が大きくなるために、タービン効率を下げる方向に作用することになる。このような流路抵抗を低減するために、流路に設置したネットに負の電圧を付与することが考えられるが、なお、流路抵抗の問題は残り、蒸気タービンの効率向上には不十分と考えられる。
【０００４】
蒸気タービンの研究において、蒸気中の不純物がタービンに及ぼす影響について米国ＥＰＲＩでは、ＡＰ-１０８１８４（１９９７年）：２１基の実機タービンを用いた実験の報告、ＴＲ−１０８１８５（１９９７年）：実験室（モデル）タービンを用いた実験の報告がなされている。これらの実験の結果、タービンブレード面上でのＰＴＺ（Phase Transition Zone：相遷移域）における蒸気の挙動に関する情報を得ることができ、添加物の蒸気の挙動に及ぼす影響についても概ね理解を得ることができ、これらの情報は低圧タービン（火力および原子力）ブレードの腐蝕疲労および応力腐食割れの対策に資するものになった。
【０００５】
これらの成果に基づいて、（ａ）ブレードの表面処理および湿り除去と、（ｂ）蒸気化学および静電気法による凝縮プロセスの変更について研究が開始された。タービン蒸気の電荷に関する実験は、Ｕｋｒａｉｎａ（ウクライナ）の５０ＭＷのタービン（１９３０年製）を一部改造して（センサー取付け）行われた。蒸気は正の電荷を持っており、これを接地等の方法で除去すれば、出力が向上することが認められた。この結果を受けて米国の８００ＭＷタービンの実験では、蒸気電荷を正から負に変化させると、蒸気のｐＨは９から８．２に変化することが報告されている。これらの結果から、最新のタービンで蒸気電荷（静電気）の影響を確認することが必要とされ、電荷が蒸気の湿り度、タービンの効率等に及ぼす影響を確認するプロジェクトが行われた（ＥＰＲＩレポートＴＲ−１１３０９１；１９９９年）。
【０００６】
蒸気の水質に関する実験は、ＥＰＲＩレポートＴＲ−１０８１８５で使用されたモデルタービンに８種類の蒸気水質（リン酸塩処理および酸素処理に様々なレベルの硫酸塩および塩化物を添加）を供給して行った。これらの実験の結果、腐食性の不純物の濃縮に及ぼす蒸気水質の影響、ブレード上の水膜の厚さに及ぼす蒸気水質他を明らかにした（ＥＰＲＩレポートＴＲ−１１３０９０；１９９９年）。この結果に基づき、実機ブレードの水膜の調査が行われ、ＰＴＺから流れ出る２相流が帯電していることが認められ、この詳細検討は、モデルタービンを用いてさらに実験することとなった。同時にＥＰＲＩはこれまで得られた情報に基いて次の開発に着手した。
（ａ）ブレードおよびディスクの腐蝕疲労および応力腐食割れを評価するソフトウェアーの開発
（ｂ）高圧電場または表面張力を利用した帯電した蒸気の電気的性質の変更
タービンブレード上の水膜形成に及ぼす蒸気の湿り度の影響については、添加物のない純水蒸気のデータがベースラインとして必要であるため、モデルタービンを改造し、純水蒸気による実験が行われた。この実験で得られた純水蒸気のデータ、アンモニアを含む蒸気のデータおよびこれまでの実験データ（水処理蒸気のデータ）を比較した結果、すべてのデータは同じ傾向を示すことが分った。すなわち、水滴は蒸気中で均一生成し、添加物があったとしても不均一生成は生じない。ブレード周囲の圧力プロフィールの測定結果から大型タービンでさえも、水滴生成のプロセスは変わらないことが示唆された。他方、添加物が不均一水滴生成の要因となる可能性があるならば、他の無機あるいは有機不純物の影響を比較検討すべきと考えられる。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、蒸気タービンの効率向上については、蒸気条件の向上や動翼・静翼の翼系あるいは排気部形状の改善では限界があるので、蒸気の湿度ひいては凝縮水滴径を小さくしてタービンの制動損失を低減し、同時にタービン背圧を減少できる技術の実現が必要であるが、未だ、その実用化技術が開発されていないという問題点を有していた。
【０００８】
本発明は、上記従来技術の問題点に着目してなされたもので、蒸気の湿度ひいては凝縮水滴径を小さくしてタービンの制動損失を低減し、同時にタービン背圧を減少できる蒸気タービンの凝縮水滴電荷制御装置を提供することを目的とする。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
本発明は、前記課題を解決するため、次の構成を有する。
本発明は、蒸気タービン内タービンブレードまたは蒸気流路壁面の少なくとも一部に光電子発生材を設置しまたは被覆し、この光電子発生材の光電子を発生させる手段を設けたことを特徴とする蒸気タービンの凝縮水滴の電荷制御装置である。
本発明においては、光電子発生材が光触媒であり、紫外光をこの光触媒に向けて照射する手段を設けて、当該光触媒に反応を起こさせて光電子を発生させるようにしたことが好適である。
また、本発明においては、蒸気タービンの排気出口通路内面に光触媒を塗布したことが好適である。
本発明は、蒸気タービンのブレードに向けてβ壊変電子線を放射する手段を設けたことを特徴とする蒸気タービンの凝縮水滴の電荷制御装置である。
【００１０】
本発明を、具体例を挙げながら詳細に説明する。
本発明は、以下の手法で蒸気タービンにおける凝縮水滴径を小さくすることによって、タービンの制動損失を減少させると同時にタービン背圧を減少させる効果を得るものである。
【００１１】
▲１▼凝縮水滴が正電荷を有する場合。
ａ）アミン類の添加
ホイラ給水または蒸気にアミン類（例えば脂肪族アミン）を添加すると、アミン類は熱分解して中間生成物としてカルボキシル基を生じる。カルボキシル基の熱分解反応は、蒸気中のラジカル（例えばＯＨラジカル）の存在で容易に生じる。この熱分解の中間生成物であるカルボキシル基（あるいはカルボン酸）は、熱分解の過程でＲＣＯＯ^-の遊離基となるのが一般的である。正の電荷を帯びた水滴とマイナスイオンであるＲＣＯＯ^-の遊離基が出会うと、水滴の正電荷を取り去る（除荷する）と同時に、疎水性を有するアミン類の熱分解生成物が水滴分離の核になり、水滴を小分割し、および正電荷と出会ったときに小放電が生じて水滴の小分割を促進する。したがって、タービンブレードで生じた大きな水滴はアミン類の熱分解生成物によってすぐに分解され、後段のタービンブレードの制動損失を減少させる効果がある。
また、水滴を小分割することによって復水器の初期凝縮過程において、滴状凝縮（膜状凝縮の場合より熱伝達率は約６倍大きい）の時間を長くすることができるため、タービンの背圧を減少させることができる。
【００１２】
ｂ）β壊変で生じる電子線の利用
タービンブレードから正電荷を持つ水滴が生じるが、この電荷はβ壊変時に放出される電子線で除去することが可能である。β壊変で生じる電子線のエネルギーは、蒸気中で蒸気を電離するのに十分な大きさである。この電子線によって電離した蒸気は、タービンブレード上に生成した水膜に付着し、水膜の正電荷を除荷すると同時にタービンブレード面の負電荷も除荷する傾向がある。この結果、タービンブレードから発生する水滴は、中和され正にも負にも帯電されないこととなる。さらに、電子線はこの水滴をも電離させ、水滴同士の複雑な衝突を発生させることとなる。これによって、水滴が粉砕し後段のタービンブレードの制動損失を減少させる効果がある。また、水滴を小分割することによって復水器の初期凝縮過程において、滴状凝縮（膜状凝縮の場合より熱伝達率は約６倍大きい）の時間を長くすることができるため、タービンの背圧を減少させることができる。β壊変による電子線の線源として使用可能な核種としては、β壊変時にγ線を発生せず、β壊変後に生成する同位元素が放射性同位元素でない、特に自然物ではＲｂ−８７、人工物ではＢｅ−１０，Ｃ−１４、Ｃａ−１４５が挙げられる。
【００１３】
ｃ）アミン類と光触媒反応によるラジカルの併用
このケースでは、タービンブレード面に光触媒をコーティングする。このコーティングは全面を覆うものでも、部分的にコーティングするものでも良い。光触媒のコーティングのない場合にタービンブレード表面から発生するプロトン（Ｈ⁺）は、光触媒反応の先行によって制限され、光触媒の表面には荷電子帯に生成した正孔が生じ、この強い酸化力にためＯＨ^-からＯＨラジカルが生成する。このＯＨラジカルは水滴と共に復水器に運ばれるが、随伴するアミン類(例えば脂肪族アミン)の熱分解を促進する。
この場合のアミン類の熱分解温度は、蒸気温度とほぼ同等またはそれ以下で、ボイラ、主蒸気管あるいは再熱蒸気管での熱分解が遅れることが望ましい。
タービンブレードから発生する水滴には、ＯＨラジカルが含まれていて、湿り蒸気には熱分解途中のカルボキシル基またはＲＣＯＯ^-の遊離基を含む。ＯＨラジカルはこれらと急速に反応し、水滴の電荷を除去すると同時に水滴を粉砕する効果がある。これによって、水滴が粉砕し後段のタービンブレードの制動損失を減少させる効果がある。また、滴状凝縮（膜状凝縮の場合より熱伝達率は約６倍大きい）の時間を長くすることができるため、タービンの背圧を減少させる効果が期待できる。
【００１４】
ここで、上記ａ）およびｂ）の熱分解反応は、蒸気中のラジカル（例えばＯＨラジカル）の存在で容易に生じるものである。熱分解の中間生成物であるカルボキシル基（あるいはカルボン酸）は分解の過程で、例えばＲＣＯＯ^-の遊離基の形態を示すことが一般的である。このマイナスイオンが水滴の正の電荷を除去する。カルボキシル基は、更に、熱分解による脱炭酸反応を起こす。カルボン酸がＲＣＯＯＨの場合には、熱分解最終生成物は不安定かつ危険物（可燃性ガス等）となる恐れがある。したがって、熱分解最終生成物は安定な有機物であるべきである。更に、５３０℃以上で運転される事業用蒸気タービンと２９０℃前後で運転される自家用蒸気タービンでは、熱分解温度が異なる有機物を使用することが望ましい。すなわち、事業用蒸気タービンの蒸気流路に熱分解温度が低い有機物だけを注入して、水滴の正の電荷を除荷しても、その直後に帯電する可能性がある。
このため、上記ａ）およびｂ）においては、最終熱分解生成物が安定な有機物として、アミノ基（ＮＨ₂）やイミノ基（ＮＨ）を有するアミン類（例えばアルキルアミン）を挙げた。高級アミン（Ｃ₁₀以上）は熱分解温度が低く（例えば、Ｃ₁₈では、熱分解温度は約２５０℃）、低級アミンの熱分解温度は高く（例えば、Ｃ₆）では熱分解温度は約５６０℃）、事業用蒸気タービンにおける蒸気温度でも熱分解しないものがある。
【００１５】
上記ａ）およびｂ）においては、これらのアミン類を単独または組み合わせで、水滴電荷除荷用の注入剤として用いている。注入量は、蒸気流量中の予測水滴量の電気量に相当する量を相殺する量以上とする。電子の電荷は、約１．６０２２×１０^-19Ｃであるから、水滴の電荷（１０^-2Ｃ／ｋｇオーダの電荷密度）を除荷するためには、約０．６２４×１０¹⁷個のアミン分子が最低必要となる。アミン注入量は、蒸気流量中の予測水滴量と注入アミン種を考慮して計算で求めることとなる。
【００１６】
▲２▼水滴が負電荷を有する場合
ａ）光触媒反応で生じるラジカルの利用
低圧蒸気タービンの出口のフード近傍を流れる蒸気水滴が、負電荷を帯びている場合、この蒸気水滴の存在下で光触媒（例；酸化チタン）反応を生じさせると、価電子帯に生成した正孔は、強い酸化力を持つためＯＨ^-からＯＨラジカルを生成する。このＯＨラジカルは、負の電荷を持つ蒸気水滴と反応して水滴の電荷を除電する。ラジカルと負電荷を持つ水滴との反応はラジカルと水滴が接触した途端に爆発的に生じるため、この時に水滴の小分割が生じる。この場合には、滴状凝縮（膜状凝縮の場合より熱伝達率は約６倍大きい）の時間を長くすることができるため、タービン背圧を減少させることができる効果のみが期待できる。
光触媒は低圧蒸気タービンの排気口の内面側の塗布しておき、光は波長４１０ｎｍ以下の紫外光（例えば、キセノンランプ光）を光ファイバーで排気口内面に導けば良い。なお、光は光触媒前面に照射する必要がある。
【００１７】
なお、前記した米国ＥＰＲＩの研究発表によれば、次のようなものが研究されているが、何れも実用には至っていない。
▲１▼界面活性剤としてオクタデシルアミン（ＯＤＡ）を入り口蒸気温度２００℃以下の蒸気タービン内の蒸気流路に注入する。
▲２▼正電荷を持つ凝縮水滴には、プロトン（Ｈ⁺）が随伴しているため、これに高電圧（強い高電圧と接地極との間の電場）を付与する。この場合、電場中でのプロトンの急激な運動によって蒸気水滴が粉砕され、粉砕された蒸気核の凝縮熱伝達率が改善され、タービンの背圧が減少する。同時に電場が蒸気核の流動を整流する効果があるため、更にタービン背圧が減少する。
【００１８】
本発明は、タービン蒸気中にアミン類(例えば脂肪族アミン)を添加するものであるが、上記▲１▼とは、効率向上に至る過程が異なるものになる。すなわち、脂肪族アミンの一種であるＯＤＡの分解温度は２５０℃であるため、入り口蒸気温度が２００数℃以下の蒸気タービン内では熱分解が生じない。このため、上記▲１▼の場合、ＯＤＡの疎水性を利用して、タービンブレードからの水膜の剥離を促進することによってタービン効率を向上させると言う点で、本発明とは全く異なるものである。
また、本発明は上記▲２▼とは水滴径を減少させるための手法が異なっている。上記▲２▼の場合、上記流路の抵抗が大きくなりタービン効率の向上は期待できない。
そして、▲１▼▲２▼のいずれも、実用化には至っていない。
本発明は、このような▲１▼▲２▼の問題点を解消したものであり、実用化が容易であり、また、蒸気タービンの効率向上を設計段階における各部形状の改善からさらなる効率向上を達成し得るものである。
【００１９】
【発明の実施の形態】
以下、図に基づき本発明の実施の形態を詳細に説明する。
図１は本発明の実施形態に適用する蒸気タービン発電設備の蒸気サイクルにおいての電荷制御装置の設置状態の説明図、図２は他の電荷制御装置の設置状態の説明図である。
【００２０】
図１の蒸気タービン発電設備においては、ボイラ１０内で加熱される蒸発管１０ａで給水を蒸気にし、この蒸気を過熱器１０ｂにより過熱蒸気にして高圧タービン１２に供給する。そして、高圧タービン１２を出た蒸気を再熱器１０ｃで温度を高めて中圧タービン１４に送り、中圧タービン１４を出た蒸気を低圧タービン１６に送る。それぞれのタービン１２，１４，１６で蒸気のエネルギーを回転動力に変換し、この回転動力で発電機１８を駆動して発電する。
低圧タービン１６から排出された蒸気は、復水器２０で復水し復水ポンプ２２で給水として低圧給水加熱器２４に送られる。この加熱器２４では、低圧タービン１６の途中の抽気で給水を加熱し脱気器２６に送る。脱気器２６では、中圧タービン１４の途中の抽気で給水を直接加熱し酸素や炭酸ガスを抜く（脱気）。
脱気された給水を給水ポンプ２８で高圧給水加熱器３０に送り、この加熱器３０では中圧タービン１４の抽気と高圧タービン１２の排気により給水を加熱してボイラ１０に送る。
【００２１】
上記のような蒸気サイクルの蒸気タービン発電設備において、実施形態１の電荷制御装置はアミン類を低圧タービン１６への入り側蒸気管路１６ａの蒸気中にアミン類を注入・添加し、あるいは、復水ポンプ２２出側の給水にアミン類を注入・添加する。
【００２２】
アミン類の例を次表に挙げる。
【表１】

【００２３】
低圧蒸気タービン１６は、詳細には、図２に示すように、概略鼓形状のケーシング３２内壁に複数の静翼３４が固定され、複数の動翼３６がロータ軸３８を中心に回転可能に設置され、静翼３４と動翼３６がロータ軸３８方向に一つおきに配列される。
実施形態２では、ケーシング内壁にβ壊変電子線源４０が蒸気の流れ方向途中に設置され、蒸気に向けてβ壊変電子線を照射するようになっている。
また、実施形態３では、タービンの静翼３４および／または動翼３６のブレードには、光電子を発生する光触媒の代表的な酸化チタンＴｉＯ₂を塗布あるいは被覆する。そして、酸化チタンＴｉＯ₂を塗布、または、被覆部分４２に紫外光（例えばキセノン球の発生光）を照射する光源４４を設置する。この光は光源より直接照射しあるいは光ファイバで導光しても良い。
【００２４】
【発明の効果】
以上説明したとおり、この発明によれば蒸気の湿度ひいては凝縮水滴径を小さくしてタービンの制動損失を低減し同時にタービンの背圧を減少することにより、タービンの効率を向上できる技術としての蒸気タービンの凝縮水滴電荷制御技術あるいは方法を提供できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施形態に適用する蒸気タービン発電設備の蒸気サイクルにおいての電荷制御装置の設置状態の説明図である。
【図２】他の電荷制御装置の設置状態の説明図である。
【符号の説明】
１０ボイラ
１６低圧タービン
２０復水器
２２復水ポンプ
２８給水ポンプ
３２ケーシング
３４静翼
３６動翼
４０ β壊変電子線源
４２光触媒
４４光源[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a charge control device for condensed water droplets of a steam turbine capable of improving the efficiency of a steam turbine for a generator.
[0002]
[Prior art]
Generally, in a thermal power plant or a nuclear power plant, electric power is generated by rotating the generator by the power generated by the steam turbine of the prime mover, and in order to improve the power generation efficiency, how efficiently the generated steam energy is used as a turbine. It is important to convert it into rotational energy.
Conventionally, improvement of the efficiency of such steam turbines has been carried out in the design stage by improving the steam conditions and the shape of the rotor blades / stator blades or the shape of the exhaust part. There is a demand for further improvement in power generation efficiency.
[0003]
The efficiency of the low-pressure steam turbine is affected by the wetness of the steam, and is particularly affected by the size of water droplets generated in the steam. As the water droplet size increases, the energy loss of the steam flow in the turbine increases, which is considered to be a cause of the reduced efficiency of the steam turbine. The growth of water droplets is caused by the coalescence of water droplets, and the governing factor of this coalescence is that the water droplets themselves are charged with static electricity (particularly positively charged) in the flow path. It is known that the efficiency of a steam turbine is improved by 1 to 2% by unloading water droplets.
As a method for unloading water droplets (electric density on the order of 10 ⁻² C / kg), there is a method of installing a net such as a ground in the steam flow path in the turbine. However, in this method, since the flow path resistance is increased by the net, the turbine efficiency is lowered. In order to reduce such channel resistance, it is conceivable to apply a negative voltage to the net installed in the channel, but the problem of channel resistance remains and is insufficient to improve the efficiency of the steam turbine. it is conceivable that.
[0004]
In the study of steam turbines, the effect of impurities in steam on the turbines is reported in US EPRI, AP-108184 (1997): Report of experiments using 21 actual turbines, TR-108185 (1997): Laboratory (Model) Experiments using turbines have been reported. As a result of these experiments, it is possible to obtain information on steam behavior in the PTZ (Phase Transition Zone) on the turbine blade surface, and generally understand the effect of additives on steam behavior. This information has contributed to countermeasures against corrosion fatigue and stress corrosion cracking of low-pressure turbine (thermal and nuclear) blades.
[0005]
Based on these results, research has begun on (a) blade surface treatment and wetting removal, and (b) changes in condensation processes by steam chemistry and electrostatic methods. Experiments on the turbine steam charge were carried out with a partial modification (sensor mounted) of a 50 MW turbine (1930) from Ukraina (Ukraine). Vapor has a positive charge, and it has been found that the output can be improved if it is removed by grounding or other methods. In response to this result, an 800 MW turbine experiment in the United States reports that when the steam charge is changed from positive to negative, the pH of the steam changes from 9 to 8.2. From these results, it was necessary to confirm the effect of steam charge (static electricity) on the latest turbine, and a project was conducted to confirm the effect of charge on steam wetness, turbine efficiency, etc. (EPRI report) TR-113091; 1999).
[0006]
Experiments on steam water quality were conducted by supplying the model turbine used in EPRI report TR-108185 with 8 kinds of steam water quality (adding various levels of sulfate and chloride for phosphate treatment and oxygen treatment). It was. As a result of these experiments, the effects of steam water quality on the concentration of corrosive impurities, steam water quality on the thickness of the water film on the blade, etc. were elucidated (EPRI Report TR-1113090; 1999). Based on this result, the water film of the actual blade was investigated, and it was found that the two-phase flow flowing out from the PTZ was charged, and this detailed study was further experimented with a model turbine. At the same time, EPRI started the next development based on the information obtained so far.
(A) Development of software to evaluate corrosion fatigue and stress corrosion cracking of blades and disks (b) Change of electrical properties of charged steam using high piezoelectric field or surface tension Steam on water film formation on turbine blades As for the influence of the wetness, the data of pure water vapor without additives is necessary as a baseline, so the model turbine was modified and an experiment with pure water vapor was conducted. As a result of comparing the data of pure water vapor obtained in this experiment, the data of steam containing ammonia and the previous experimental data (data of water treatment steam), it was found that all the data showed the same tendency. That is, water droplets are uniformly generated in steam, and even if there are additives, non-uniform generation does not occur. Measurements of the pressure profile around the blades suggested that the process of water droplet formation was unchanged even with large turbines. On the other hand, if there is a possibility that the additive may cause uneven water droplet formation, the influence of other inorganic or organic impurities should be compared.
[0007]
[Problems to be solved by the invention]
However, there is a limit to improving steam turbine efficiency and improving steam conditions and blade / stator blade system or exhaust shape. Therefore, the steam loss and the condensate droplet diameter are reduced to reduce the braking loss of the turbine. Although it is necessary to realize a technology that can reduce the turbine back pressure at the same time, there has been a problem that a practical technology has not yet been developed.
[0008]
The present invention has been made paying attention to the above-mentioned problems of the prior art, and reduces steam braking loss by reducing the steam humidity and therefore the condensed water droplet diameter, and at the same time reducing the turbine back pressure, and the condensed water droplets of the steam turbine. An object is to provide a charge control device.
[0009]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the above problems, the present invention has the following configuration.
The present invention provides a steam turbine characterized in that a photoelectron generating material is installed or coated on at least a part of a turbine blade in a steam turbine or a wall surface of a steam flow path, and means for generating photoelectrons of the photoelectron generating material is provided. It is a charge control device for condensed water droplets.
In the present invention, it is preferable that the photoelectron generating material is a photocatalyst, and a means for irradiating ultraviolet light toward the photocatalyst is provided so that the photocatalyst is caused to react to generate photoelectrons.
In the present invention, it is preferable that a photocatalyst is applied to the inner surface of the exhaust outlet passage of the steam turbine.
The present invention is a charge control device for condensed water droplets in a steam turbine, characterized in that means for emitting a β decay electron beam toward a blade of the steam turbine is provided.
[0010]
The present invention will be described in detail with specific examples.
The present invention obtains the effect of reducing the turbine back pressure as well as reducing the braking loss of the turbine by reducing the condensed water droplet diameter in the steam turbine by the following method.
[0011]
(1) When condensed water droplets have a positive charge.
a) Addition of amines When amines (for example, aliphatic amines) are added to the boiler feed water or steam, the amines are thermally decomposed to generate carboxyl groups as intermediate products. The thermal decomposition reaction of the carboxyl group easily occurs in the presence of radicals (for example, OH radicals) in the vapor. The carboxyl group (or carboxylic acid), which is an intermediate product of the thermal decomposition, generally becomes a free radical of RCOO ⁻ during the thermal decomposition process. When a positively charged water droplet and a negative ion RCOO ⁻ free radical meet, the positive charge of the water droplet is removed (unloaded), and at the same time, the thermal decomposition products of hydrophobic amines are separated from the water droplet. It becomes the nucleus, subdivides the water droplets, and when a positive charge is encountered, a small discharge occurs to promote the subdivision of the water droplets. Therefore, the large water droplets generated in the turbine blade are immediately decomposed by the thermal decomposition products of amines, and the braking loss of the subsequent turbine blade is reduced.
In addition, by subdividing the water droplets, it is possible to lengthen the time for the droplet condensation (the heat transfer coefficient is about 6 times larger than in the case of the film condensation) in the initial condensation process of the condenser. The pressure can be reduced.
[0012]
b) Utilization of electron beam generated by β decay Although a water droplet having a positive charge is generated from the turbine blade, this charge can be removed by an electron beam emitted at the time of β decay. The energy of the electron beam generated by β decay is large enough to ionize the vapor in the vapor. The vapor ionized by the electron beam adheres to the water film generated on the turbine blade and tends to unload the positive charge on the water film and simultaneously unload the negative charge on the turbine blade surface. As a result, water droplets generated from the turbine blade are neutralized and are not charged positively or negatively. Furthermore, the electron beam also ionizes the water droplets, causing a complicated collision between the water droplets. As a result, the water droplets are crushed and the braking loss of the subsequent turbine blade is reduced. In addition, by subdividing the water droplets, it is possible to lengthen the time for the droplet condensation (the heat transfer coefficient is about 6 times larger than in the case of the film condensation) in the initial condensation process of the condenser. The pressure can be reduced. Examples of nuclides that can be used as an electron beam source due to β decay include no γ rays generated during β decay, and the isotopes generated after β decay are not radioactive isotopes, particularly Rb-87 for natural products and Be for artificial products. -10, C-14, and Ca-145.
[0013]
c) Combined use of amines and radical by photocatalytic reaction In this case, the photocatalyst is coated on the turbine blade surface. This coating may cover the entire surface or may be a partial coating. Proton (H ⁺ ) generated from the turbine blade surface in the absence of a photocatalyst coating is limited by the preceding photocatalytic reaction, and holes generated in the valence band are generated on the surface of the photocatalyst. OH radicals are generated from OH ⁻ . The OH radicals are carried along with the water droplets to the condenser, but promote the thermal decomposition of the accompanying amines (eg, aliphatic amines).
In this case, it is desirable that the thermal decomposition temperature of the amines is substantially equal to or lower than the steam temperature, and the thermal decomposition in the boiler, the main steam pipe or the reheat steam pipe is delayed.
The water droplets generated from the turbine blade contain OH radicals, and the wet steam contains carboxyl groups or RCOO ⁻ free radicals during thermal decomposition. The OH radical reacts rapidly with them, and has the effect of removing the charge of the water droplets and simultaneously pulverizing the water droplets. As a result, the water droplets are crushed and the braking loss of the subsequent turbine blade is reduced. Further, since the time for drop condensation (heat transfer coefficient is about 6 times larger than in the case of film condensation) can be increased, the effect of reducing the back pressure of the turbine can be expected.
[0014]
Here, the thermal decomposition reactions a) and b) are easily caused by the presence of radicals (for example, OH radicals) in the vapor. In general, a carboxyl group (or carboxylic acid), which is an intermediate product of thermal decomposition, exhibits a free radical form of, for example, RCOO ⁻ during the decomposition process. This negative ion removes the positive charge of the water droplet. The carboxyl group further causes a decarboxylation reaction by thermal decomposition. If the carboxylic acid is RCOOH, the pyrolysis end product may be unstable and dangerous (such as a flammable gas). Therefore, the pyrolysis end product should be a stable organic material. Furthermore, it is desirable to use organic substances having different pyrolysis temperatures for commercial steam turbines operating at 530 ° C. or higher and private steam turbines operating at around 290 ° C. That is, even if only the organic substance having a low thermal decomposition temperature is injected into the steam flow path of the commercial steam turbine and the positive charge of the water droplet is unloaded, there is a possibility that it is charged immediately after that.
For this reason, in the above a) and b), amines having an amino group (NH ₂ ) or an imino group (NH) (for example, alkylamine) are listed as organic substances in which the final pyrolysis product is stable. Higher amines (C _{10 and} higher) have a low thermal decomposition temperature (for example, C ₁₈ has a thermal decomposition temperature of about 250 ° C.), while lower amines have a high thermal decomposition temperature (for example, C ₆ ), the thermal decomposition temperature is about 560. ℃), and some steam temperatures in commercial steam turbines do not thermally decompose.
[0015]
In the above a) and b), these amines are used alone or in combination as an injecting agent for removing water droplet charges. The injection amount is equal to or more than the amount that cancels out the amount corresponding to the electric amount of the predicted water droplet amount in the steam flow rate. Since the charge of an electron is about 1.6022 × 10 ⁻¹⁹ C, in order to unload the water droplet charge (charge density on the order of 10 ⁻² C / kg), about 0.624 × 10 ¹⁷ A minimum of amine molecules is required. The amine injection amount is obtained by calculation in consideration of the predicted water droplet amount in the steam flow rate and the injected amine species.
[0016]
(2) When water droplets have a negative charge a) Utilization of radicals generated by photocatalytic reaction When the water droplets flowing near the hood at the outlet of the low-pressure steam turbine are negatively charged, the photocatalyst ( example: When producing titanium oxide) reaction, generated holes in the valence band, OH to have a strong oxidizing power ^- generating from OH radicals. The OH radical reacts with a steam water droplet having a negative charge to eliminate the charge of the water droplet. Since the reaction between the radical and the water droplet having a negative charge occurs explosively as soon as the radical and the water droplet contact each other, a small division of the water droplet occurs at this time. In this case, since the time for droplet condensation (heat transfer coefficient is about 6 times larger than in the case of film condensation) can be increased, only the effect of reducing the turbine back pressure can be expected.
The photocatalyst may be applied on the inner surface side of the exhaust port of the low-pressure steam turbine, and the light may be guided to the inner surface of the exhaust port by an optical fiber with ultraviolet light having a wavelength of 410 nm or less (for example, xenon lamp light). In addition, it is necessary to irradiate the photocatalyst front surface with light.
[0017]
According to the aforementioned US EPRI research announcements, the following have been studied, but none have been put into practical use.
(1) Octadecylamine (ODA) as a surfactant is injected into a steam passage in a steam turbine having an inlet steam temperature of 200 ° C. or lower.
{Circle around (2)} Condensed water droplets having a positive charge are accompanied by protons (H ⁺ ), so that a high voltage (an electric field between a strong high voltage and a ground electrode) is applied thereto. In this case, the steam water droplets are crushed by the rapid movement of protons in the electric field, the condensation heat transfer coefficient of the crushed steam nuclei is improved, and the turbine back pressure is reduced. At the same time, the electric field has the effect of rectifying the flow of the steam nuclei, further reducing the turbine back pressure.
[0018]
In the present invention, amines (for example, aliphatic amines) are added to the turbine steam. However, the process for improving efficiency is different from the above (1). That is, since the decomposition temperature of ODA which is a kind of aliphatic amine is 250 ° C., thermal decomposition does not occur in a steam turbine having an inlet steam temperature of 200 ° C. or less. Therefore, in the case of (1) above, it is completely different from the present invention in that the turbine efficiency is improved by utilizing the hydrophobicity of ODA and promoting the peeling of the water film from the turbine blade. is there.
Further, the present invention is different from the method (2) in the method for reducing the water droplet diameter. In the case of (2) above, the resistance of the flow path is increased, and improvement in turbine efficiency cannot be expected.
None of (1) and (2) has been put into practical use.
The present invention eliminates the problems of (1) and (2), is easy to put into practical use, and improves the efficiency of the steam turbine by improving the shape of each part at the design stage. It can be achieved.
[0019]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings.
FIG. 1 is an explanatory diagram of an installation state of a charge control device in a steam cycle of a steam turbine power generation facility applied to an embodiment of the present invention, and FIG. 2 is an explanatory diagram of an installation state of another charge control device.
[0020]
In the steam turbine power generation facility of FIG. 1, the feed water is converted into steam by an evaporation pipe 10 a heated in the boiler 10, and this steam is converted into superheated steam by a superheater 10 b and supplied to the high pressure turbine 12. The steam that has exited the high-pressure turbine 12 is heated by the reheater 10 c and sent to the intermediate-pressure turbine 14, and the steam that exits the intermediate-pressure turbine 14 is sent to the low-pressure turbine 16. Steam energy is converted into rotational power by the

turbines

12, 14, and 16, and the generator 18 is driven by the rotational power to generate power.
The steam discharged from the low-pressure turbine 16 is condensed by the condenser 20 and sent to the low-pressure feed water heater 24 as feed water by the condensate pump 22. In the heater 24, the feed water is heated by the extraction air in the middle of the low-pressure turbine 16 and sent to the deaerator 26. In the deaerator 26, the feed water is directly heated by extraction in the middle of the intermediate pressure turbine 14 to remove oxygen and carbon dioxide (deaeration).
The deaerated feed water is sent to the high-pressure feed water heater 30 by the feed water pump 28, and the heater 30 heats the feed water by the extraction of the intermediate pressure turbine 14 and the exhaust of the high-pressure turbine 12 and sends it to the boiler 10.
[0021]
In the steam turbine power generation facility of the steam cycle as described above, the charge control device according to the first embodiment injects and adds amines into the steam of the inlet steam line 16a to the low-pressure turbine 16, or restores the amines. Inject and add amines to the water supply on the outlet side of the water pump 22.
[0022]
Examples of amines are listed in the following table.
[Table 1]

[0023]
Specifically, as shown in FIG. 2, the low-pressure steam turbine 16 has a plurality of stationary blades 34 fixed to an inner wall of a substantially drum-shaped casing 32, and a plurality of blades 36 are installed to be rotatable around a rotor shaft 38. The stationary blades 34 and the moving blades 36 are alternately arranged in the direction of the rotor shaft 38.
In the second embodiment, the β decay electron beam source 40 is installed on the inner wall of the casing in the middle of the flow direction of the steam, and the beta decay electron beam is irradiated toward the steam.
Further, in the third embodiment, a typical titanium oxide TiO ₂ that is a photocatalyst that generates photoelectrons is coated or coated on the blades of the turbine stationary blade 34 and / or the moving blade 36. Then, a light source 44 for applying titanium oxide TiO ₂ or irradiating the coating portion 42 with ultraviolet light (eg, xenon sphere generation light) is installed. This light may be irradiated directly from the light source or guided by an optical fiber.
[0024]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, the steam turbine as a technique capable of improving the efficiency of the turbine by reducing the steam humidity and hence the condensed water droplet diameter to reduce the turbine braking loss and at the same time reducing the turbine back pressure. The condensed water droplet charge control technology or method can be provided.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is an explanatory diagram of an installation state of a charge control device in a steam cycle of a steam turbine power generation facility applied to an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is an explanatory diagram of an installed state of another charge control device.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 10 Boiler 16 Low pressure turbine 20 Condenser 22 Condensate pump 28 Water supply pump 32 Casing 34 Static blade 36 Moving blade 40 Beta decay electron beam source 42 Photocatalyst 44 Light source

Claims

Charge of condensed water droplets of a steam turbine, characterized in that a photoelectron generating material is installed or coated on at least a part of a turbine blade in a steam turbine or a wall surface of a steam channel, and means for generating photoelectrons of the photoelectron generating material is provided. Control device.

A photocatalyst photogenerating material, and a means for irradiating ultraviolet light to the photocatalyst, the vapor of claim 1, by causing the reaction to the photocatalyst is characterized in that so as to generate photoelectrons Charge control device for turbine water droplets.

The charge control device for condensed water droplets of a steam turbine according to claim 1 or 2 , wherein a photocatalyst is applied to an inner surface of an exhaust outlet passage of the steam turbine.

A charge control apparatus for condensed water droplets of a steam turbine, characterized in that means for emitting a beta decay electron beam toward a blade of the steam turbine is provided.