WO2010104062A1 - 発電プラントの水質管理方法及びシステム - Google Patents

発電プラントの水質管理方法及びシステム Download PDF

Info

Publication number
WO2010104062A1
WO2010104062A1 PCT/JP2010/053855 JP2010053855W WO2010104062A1 WO 2010104062 A1 WO2010104062 A1 WO 2010104062A1 JP 2010053855 W JP2010053855 W JP 2010053855W WO 2010104062 A1 WO2010104062 A1 WO 2010104062A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
water
boiler
ppb
steam generator
feed water
Prior art date
Application number
PCT/JP2010/053855
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
豊明 宮崎
雅人 岡村
柴崎　理
肇 平沢
Original Assignee
株式会社東芝
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社東芝 filed Critical 株式会社東芝
Priority to US13/255,765 priority Critical patent/US9758880B2/en
Priority to KR1020117021296A priority patent/KR101363381B1/ko
Priority to EP10750815A priority patent/EP2407580A4/en
Priority to JP2011503821A priority patent/JP5651580B2/ja
Priority to AU2010222160A priority patent/AU2010222160B2/en
Priority to CN2010800115043A priority patent/CN102348834A/zh
Publication of WO2010104062A1 publication Critical patent/WO2010104062A1/ja

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F14/00—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes
    • C23F14/02—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes by chemical means
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F14/00—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/72—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation
    • C02F1/727—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation using pure oxygen or oxygen rich gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/72—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation
    • C02F1/78—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation with ozone
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F9/00—Multistage treatment of water, waste water or sewage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D1/00—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters
    • F22D1/003—Feed-water heater systems
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D11/00—Feed-water supply not provided for in other main groups
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B1/00—Condensers in which the steam or vapour is separate from the cooling medium by walls, e.g. surface condenser
    • F28B1/02—Condensers in which the steam or vapour is separate from the cooling medium by walls, e.g. surface condenser using water or other liquid as the cooling medium
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28B—STEAM OR VAPOUR CONDENSERS
    • F28B9/00—Auxiliary systems, arrangements, or devices
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28F—DETAILS OF HEAT-EXCHANGE AND HEAT-TRANSFER APPARATUS, OF GENERAL APPLICATION
    • F28F19/00—Preventing the formation of deposits or corrosion, e.g. by using filters or scrapers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28F—DETAILS OF HEAT-EXCHANGE AND HEAT-TRANSFER APPARATUS, OF GENERAL APPLICATION
    • F28F19/00—Preventing the formation of deposits or corrosion, e.g. by using filters or scrapers
    • F28F19/01—Preventing the formation of deposits or corrosion, e.g. by using filters or scrapers by using means for separating solid materials from heat-exchange fluids, e.g. filters
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D1/00—Details of nuclear power plant
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D1/00—Details of nuclear power plant
    • G21D1/02—Arrangements of auxiliary equipment
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D3/00—Control of nuclear power plant
    • G21D3/08—Regulation of any parameters in the plant
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/02—Treatment of water, waste water, or sewage by heating
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/20—Treatment of water, waste water, or sewage by degassing, i.e. liberation of dissolved gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/66—Treatment of water, waste water, or sewage by neutralisation; pH adjustment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/70—Treatment of water, waste water, or sewage by reduction
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/72—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/72—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation
    • C02F1/722—Oxidation by peroxides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/72—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation
    • C02F1/725—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation by catalytic oxidation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2209/00—Controlling or monitoring parameters in water treatment
    • C02F2209/06—Controlling or monitoring parameters in water treatment pH
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2209/00—Controlling or monitoring parameters in water treatment
    • C02F2209/22—O2
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2303/00—Specific treatment goals
    • C02F2303/08—Corrosion inhibition
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E30/00—Energy generation of nuclear origin
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E30/00—Energy generation of nuclear origin
    • Y02E30/30—Nuclear fission reactors

Definitions

  • the present invention relates to a water quality management method and system for a power plant, and more particularly to a water quality management method and system for a power plant suitable for suppressing corrosion of structural materials other than steam generators, boilers and steam generators.
  • a power plant such as a secondary system of a pressurized water nuclear power plant (PWR), a thermal power plant, or a secondary system of a fast breeder reactor (FBR) plant as a power plant
  • PWR pressurized water nuclear power plant
  • FBR fast breeder reactor
  • ammonia is injected to adjust the secondary system water to be alkaline, and an oxide film of magnetite (Fe 3 O 4 ) is formed on the surface of the carbon steel pipe to form iron. Measures have been taken to suppress elution such as to reduce iron concentration in the system and to prevent iron inflow into the steam generator or boiler. Moreover, corrosion of the heat transfer tube of the steam generator is suppressed by injecting hydrazine and reducing oxygen in the secondary water (see Patent Document 1). The same applies to secondary systems of thermal power plants and FBR plants. In addition, the main steam system piping after the steam generator and boiler, and the steam / water two-phase flow piping such as the drain system will be increased by the transfer of the injected ammonia to the gas phase. Maintains pH and reduces corrosion.
  • the high AVT method significantly increases the amount of chemicals used, which puts a burden on the condensate demineralization tower (CD) and increases the regeneration cost of the ion exchange resin in the condensate demineralization tower.
  • CD condensate demineralization tower
  • ethanolamine has a problem that the cost of disposal is higher than that of ammonia.
  • hydrazine which is necessary for suppressing corrosion of heat exchanger tubes in steam generators or boilers, also increases the processing cost during discharge, and therefore there is a need to reduce the amount used or to develop alternative agents.
  • the object of the present invention has been made in consideration of the above-mentioned circumstances, and the water quality of a power plant that can suppress corrosion of structural materials other than steam generators, boilers, and steam generators while reducing waste liquid treatment costs. It is to provide a management method and system.
  • a low-pressure feed water heater, a deaerator, and a high-pressure feed water heater are sequentially arranged in a pipe from a condenser to a steam generator or a boiler, and the steam generator or
  • a water quality management method for a power plant that manages the quality of water that leads to a boiler, the water flowing in the pipe downstream of the condenser so that the dissolved oxygen concentration is 3 ppb to 100 ppb while maintaining the water quality neutral.
  • An oxidant is injected into the surface, and an oxide film is formed on the surface of a structural material such as the pipe in contact with water, the low-pressure feed water heater, the deaerator, the high-pressure feed water heater, and the steam generator or A deoxygenating substance is injected into the water flowing in the pipe on the downstream side of the deaerator so that the dissolved oxygen concentration of the water flowing into the boiler is 5 ppb or less.
  • the water quality management system for a power plant includes a low-pressure feed water heater, a deaerator, and a high-pressure feed water heater arranged sequentially in a pipe from a condenser to a steam generator or a boiler.
  • the oxidant is injected into the neutrally held water that flows in the pipe on the downstream side of the condenser, and contacts the water Oxidant injection means for forming an oxide film on the surface of a structural material such as a pipe, the low-pressure feed water heater, the deaerator, and the high-pressure feed water heater; and water flowing through the pipe on the downstream side of the deaerator And a deoxidizing substance injection means for injecting the deoxidizing substance.
  • an oxide film is formed on the surface of a structural material such as piping made of carbon steel, a low-pressure feed water heater, a deaerator, and a high-pressure feed water heater in contact with water.
  • a structural material such as piping made of carbon steel, a low-pressure feed water heater, a deaerator, and a high-pressure feed water heater in contact with water.
  • the system schematic which shows the power plant to which 1st Embodiment in the water quality management method of the power plant which concerns on this invention was applied.
  • the longitudinal cross-sectional view which shows the filter provided with the metal filter of FIG. 1, a ceramic filter, a metal sintered filter, or a Teflon system (Teflon is a registered trademark).
  • the fragmentary sectional view which shows the metal filter of FIG. 2, a ceramic filter, a metal sintered filter, or a Teflon filter.
  • the graph which shows the test result of the elution suppression of iron in the case of only the carbon steel in which the oxide film was formed on the surface, and carbon steel. Graph showing the relationship between the corrosion potential and the pH in the Fe-H 2 O system.
  • the graph which shows the relationship between dissolved concentration of hydrazine and pH.
  • the graph which shows the evaluation result of the dissolved oxygen concentration by reaction with hydrazine and oxygen in each position of water supply piping.
  • the graph which shows the relationship between the corrosion amount and corrosion potential in case the 3rd Embodiment in the water quality management method of the power plant which concerns on this invention is applied.
  • FIG. 1 is a system schematic diagram of a secondary system of a pressurized water nuclear power plant, a thermal power plant, and a secondary system of an FBR plant to which the first embodiment of the water quality management method for a power plant according to the present invention is applied. is there.
  • a feed water pipe 16 as a pipe from the condenser 15 to the steam generator or the boiler 11 includes a condensate demineralization tower 17, a low pressure feed water heater 18, a deaerator 19, a high pressure feed water heater 20 and a filter 21. Are sequentially arranged.
  • Condensate from the condenser 15 becomes feed water, which is heated by the low-pressure feed water heater 18 and the high-pressure feed water heater 20 to be in a high temperature state and led to the steam generator or the boiler 11. Further, the vapor-water two-phase drain discharged from the moisture separation reheater 13 is guided to the deaerator 19 through the drain pipe 23 ⁇ / b> A of the drain system 23.
  • the condensate demineralization tower 17 uses an ion exchange resin
  • the filter 21 uses a metal filter, a ceramic filter, a sintered metal filter, or a Teflon filter (hereinafter referred to as a filter) 24 (FIG. 2), Both remove impurities in the water supply (or condensate).
  • the filter 21 includes, for example, two filters 21 and filters (about 150 to 250 in the case of a metal filter, ceramic filter, or sintered metal filter, and in the case of a Teflon filter). (About 250 to 1000) 24 is provided, and the total amount of the stock solution as feed water is filtered by the two filters 21.
  • the filter 21 is provided with a plurality of filters 24 suspended from a tube plate 25, a protective tube 26 fixed to the tube plate 25, and a lower end portion of the protective tube 26.
  • the dimple 27 is covered and protected.
  • the tube plate 25 is supported by a press plate 28.
  • the protective tube 26 has, for example, a diameter of 1 m or more and an axial length of about 3 m.
  • the diameter of the filter 24 is 0.01 in the case of a metal filter, a ceramic filter, a sintered metal filter, or a Teflon filter. In the case of a Teflon filter, the diameter is about 0.0001 to 0.005 m.
  • the metal filter or the sintered metal filter is made of titanium, stainless steel, or Ni-based alloy, and the filter 24 has pores having a diameter of about 1 mm or less as shown in FIG. Many 29 are formed.
  • the stock solution as feed water reaches the inside of the protective tube 26 from the opening 30 of the dimple 27, and as shown by the arrow in FIG. 3, impurities are removed while passing through the pores 29 of the filter 24 to become a filtrate and purified. It becomes water supply.
  • the heat transfer tube of the steam generator or boiler 11 is made of a Ni-based alloy and corrosion-resistant carbon steel
  • the filter 24 of the filter 21 is made of titanium in the case of a metal filter or a sintered metal filter. , Titanium compound, stainless steel or Ni-based alloy.
  • Most other than these, especially the high pressure turbine 12, the low pressure turbine 14, the main steam pipe 22A, the moisture separation reheater 13, the condenser 15, the feed water pipe 16, the low pressure feed water heater 18, the deaerator 19, the high pressure feed water Structural materials such as the heater 20 and the filter 21 (excluding the filter 24) are made of carbon steel.
  • the oxidant is injected into the feed water pipe 16 downstream of the condenser 15, the feed water pipe 16 downstream of the deaerator 19, the main steam pipe 22A upstream of the high-pressure turbine 12, and the drain pipe 23A.
  • oxidant injection lines 31, 32, 33, and 34 are provided, respectively.
  • Oxygen (gas), hydrogen peroxide (liquid), and ozone (gas) as oxidants are injected from these oxidant injection lines 31, 32, 33, and 34 alone or in combination.
  • oxygen is injected as a gas from the oxidant injection lines 31, 32, 33, and 34.
  • ammonia or an amine compound is injected into 10 to adjust the water supply to alkaline, for example, and not to form an oxide film of magnetite (Fe 3 O 4 ) on the surface of the carbon steel structural material.
  • the oxygen as the oxidant is injected from the oxidant injection lines 31, 32, 33, and 34 while keeping the water supply neutral (pH 5.6 to 8.3).
  • the oxidant injection line 31 is provided between the condensate demineralization tower 17 on the downstream side of the condenser 15 and the low-pressure feed water heater 18 in the feed water pipe 16. From this oxidant injection line 31, oxygen is injected into the feed water flowing in the feed water pipe 16 downstream of the condensate demineralizer 17, and the dissolved oxygen concentration of this feed water is adjusted to 3 ppb to 100 ppb.
  • a neutral and low-solubility hematite (Fe 2 O 3 ) oxide film is sufficiently formed on the surface of the structural material such as the feed water pipe 16, the low pressure feed water heater 18, the deaerator 19, and the high pressure feed water heater 20. Is done.
  • this oxide film By forming this oxide film, elution of iron and chromium from the carbon steel material constituting the structural material such as the water supply pipe 16 is suppressed, and the iron concentration of the feed water flowing into the steam generator or the boiler 11 is reduced to 1 ppb or less.
  • an oxide film of hematite (Fe 2 O 3 ) will be described with reference to FIG.
  • an oxide film of magnetite (Fe 3 O 4 ) is formed on the surface of the carbon steel, and the corrosion of the carbon steel is suppressed (alkalized anticorrosion).
  • an oxidant for example, oxygen
  • the corrosion potential of the carbon steel rises from 0 V
  • hematite Fe 2 O 3
  • the feed water temperature is about 40 ° C. to 180 ° C. from the condenser 15 to the low pressure feed water heater 18, whereas it is about 180 ° C. to 230 ° C. from the deaerator 19 to the high pressure feed water heater 20. is there.
  • the oxygen injected from the oxidant injection line 32 causes about 80% or more of metal ions (particularly iron ions) dissolved in the high-temperature water supply to be clad and deposited.
  • the clad floating in the feed water is removed by the metal filter, ceramic filter, sintered metal filter, or Teflon filter 24 of the filter 21 arranged on the upstream side of the steam generator or boiler 11, and the steam generator or The amount of iron brought into the boiler 11 is reduced.
  • the oxidant injection line 33 is provided upstream of the high-pressure turbine 12 in the main steam line 22A of the main steam system 22, and the oxidant injection line 34 is provided in the drain line 23A of the drain system 23. Either one of these oxidant injection lines 33 and 34 may be provided. From these oxidant injection lines 33 and 34, oxygen as an oxidant is injected at an injection rate of 0.01 kg / hr to 100 kg / hr. This injection speed is a speed necessary for securing a predetermined dissolved concentration (3 ppb to 100 ppb) with respect to the steam speed flowing through the main steam pipe 22A and the gas-liquid two-phase drain speed flowing through the drain pipe 23A. .
  • deoxygenation as deoxygenation substance injecting means for injecting deoxidation substance into the feed water flowing through the water supply pipe 16 downstream of the deaerator 19 and upstream of the high-pressure feed water heater 20.
  • a substance injection line 35 is provided.
  • this deoxygenating substance hydrazine or hydrogen is preferable.
  • Deoxygenated substances (hydrazine and hydrogen) injected into the feed water react with oxygen on the surface of the heat transfer tube of the high-pressure feed water heater 20, the surface of the feed water pipe 16 (inner surface), and the surface of the filter 24 of the filter 21.
  • the dissolved oxygen concentration of the feed water flowing into the steam generator or boiler 11 is reduced to 5 ppb or less. Thereby, the corrosion potential of the heat transfer tube of the steam generator or the boiler 11 is lowered. Since the heat transfer tube of the steam generator or boiler 11 is made of a Ni-based alloy and corrosion-resistant carbon steel, corrosion is accelerated by an increase in corrosion potential, and corrosion is suppressed by a decrease in corrosion potential. Therefore, as described above, the corrosion of the heat transfer tube is suppressed by lowering the corrosion potential of the heat transfer tube of the steam generator or the boiler 11.
  • the injection amount of hydrazine is adjusted so that the dissolved concentration of hydrazine in the water supply is 3 ppb to 100 ppb. This is because hydrazine reacts with oxygen in an equal amount, so that the water supply is kept in a neutral region (pH 7.0 to 8.3) while suppressing the injected oxygen to a minimum amount. Hydrazine is converted to ammonia by thermal decomposition, and there is a tendency to make the feed water alkaline, as shown in FIG. 6. The condensate demineralization tower 17 is not burdened.
  • FIG. 7 shows the evaluation results of the dissolved oxygen concentration when hydrazine and oxygen react in the carbon steel water supply pipe 16.
  • the pipe length from the connection point with the oxidant injection line 31 to the connection point of the high-pressure feed water heater 20 is 100m, and the flow rate of the feed water flowing through the feed water pipe 16 is 2.24m / s.
  • the symbol A in FIG. 7 indicates the dissolved oxygen concentration at the position a (FIG. 1) immediately after oxygen is injected from the oxidant injection line 31 in the water supply pipe 16.
  • Symbol B indicates the dissolved oxygen concentration at the connection point position b with the upstream side of the high-pressure feed water heater 20 in the feed water pipe 16. Further, the symbols C and D indicate the dissolved oxygen concentrations in the feed water pipe 16 at the position c immediately after passing through the high-pressure feed water heater 20 and at the position d immediately after passing through the filter 21.
  • the injection amount of hydrogen as the deoxygenated material injected from the deoxygenated material injection line 35 is adjusted so that the dissolved concentration of hydrogen in the feed water is 100 ppb to 40000 ppb.
  • the amount of hydrogen injected is an amount necessary for consuming the injected oxygen, and further, the amount of hydrogen does not transfer to the main steam system 22 or is a minute amount even if transferred.
  • This injected hydrogen also reacts with oxygen on the surface of the heat transfer tube of the high-pressure feed water heater 20, the surface of the feed water pipe 16 (inner surface), and the surface of the filter 24 of the filter 21, and flows into the steam generator or boiler 11.
  • the concentration of dissolved oxygen is reduced, and the corrosion potential of the heat transfer tube of the steam generator or boiler 11 is lowered to suppress the corrosion.
  • the feed water pipe 16 comprised from carbon steel, the low pressure feed water heater 18, the deaerator 19, the high pressure feed water heater 20, the high pressure turbine 12, the low pressure turbine 14, the moisture separation reheater 13, the main steam
  • An oxide film can be formed on the surface of the structural material such as the pipe 22A, the condenser 15 and the drain pipe 23A. By the formation of this oxide film, the above-mentioned corrosion of the structural material can be suppressed.
  • the iron concentration of the feed water flowing from the feed water pipe 16 to the steam generator or the boiler 11 can be reduced to 1 ppb or less.
  • the iron ions in the feed water are clad by the oxidant injected into the feed water from the oxidant injection line 32, and this clad is removed by the filter 21 so that the amount of iron flowing into the steam generator or boiler 11 is increased. Decrease. Therefore, it is possible to suppress clad deposition in the steam generator or boiler 15 and occurrence of intergranular corrosion damage (IGA) in the heat transfer tube of the steam generator or boiler 11. As a result, it is possible to reduce the number of times the cleaning in the steam generator or the boiler 11 performed for these events and the number of times of repair work for damages can be performed, so that the operation cost and the maintenance cost can be suppressed.
  • IGA intergranular corrosion damage
  • the condensate demineralization tower 17 Since ammonia and amine compounds for making the feed water alkaline are not injected into the feed water, the condensate demineralization tower 17 is not burdened. Furthermore, since water supply can be suppressed to a neutral region even by injection of hydrazine, the burden on the condensate demineralization tower 17 can be reduced in this case as well. From these things, the waste liquid processing cost can be reduced.
  • This second embodiment is different from the first embodiment in that the surface of the heat transfer tube of the high-pressure feed water heater 20 and the surface of the filter 24 of the filter 21 are coated with a noble metal containing platinum.
  • this noble metal promotes the reaction between the deoxidized substance (hydrazine or hydrogen) and oxygen.
  • FIG. 3 shows a state in which platinum powder 36 is adhered and coated on the surface of the filter 24 of the filter 21.
  • FIG. 8 shows a third embodiment of a method for operating a power plant such as a secondary system of a pressurized water nuclear power plant (PWR), a thermal power plant, or a secondary system of a fast breeder reactor (FBR) plant according to the present invention. It is a graph which shows the relationship between the corrosion amount and the corrosion potential in case where is applied.
  • PWR pressurized water nuclear power plant
  • FBR fast breeder reactor
  • the difference between the present embodiment and the first embodiment is that the surface of the structural material, for example, the surface of the water supply pipe 16 that contacts the water supply, the surface of the main steam pipe 22A that contacts the main steam, and the surface of the drain pipe 23A that contacts the drain.
  • the corrosion potential By monitoring the corrosion potential, the amount of oxidant such as oxygen injected from the oxidant injection line 31 into the feed water, from the oxidant injection line 33 into the main steam, and from the oxidant injection line 34 into the drain, respectively. It is a point to control.
  • the corrosion potential of the surface of the water supply pipe 16 in contact with the water supply is monitored and injected from the oxidant injection line 31 into the water supply will be described.
  • FIG. 8 shows a relationship between the corrosion amount (iron elution amount) and the corrosion potential of the test piece surface by immersing a carbon steel test piece in an aqueous solution having a dissolved oxygen concentration of 50 ppb and 150 ° C. Is.
  • the corrosion potential is initially low and then increases due to the formation of an oxide film.
  • the amount of corrosion is initially large, it can be seen that the corrosion potential increases due to the formation of the oxide film, and therefore gradually decreases in response to the increase in the corrosion potential.
  • an oxide film is formed on the surface of the structural material in contact with the water supply.
  • the change in the corrosion potential of the surface in 16) is measured and monitored using a corrosion potential meter 37.
  • the corrosion potential is sufficiently increased, a necessary amount of an oxide film is formed on the surface of the structural material, and even if the dissolved oxygen concentration of the feed water is reduced (for example, from 50 ppb to 10 ppb in FIG. 8), the structural material is corroded. No change in quantity.
  • the corrosion potential of the surface of the structural material for example, the water supply pipe 16
  • the injection amount of the oxidant for example, oxygen

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • Plasma & Fusion (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Physical Water Treatments (AREA)

Abstract

　復水器１５から蒸気発生器又はボイラ１１へ至る給水配管１６に低圧給水加熱器１８、脱気器１９、高圧給水加熱器２０が順次配設されて、蒸気発生器又はボイラへ導く給水の水質を管理する発電プラントの水質管理方法において、給水を中性に保持しつつ、この給水の溶存酸素濃度が３ｐｐｂ～１００ｐｐｂになるように、復水器下流側の給水配管内を流れる給水に酸化体注入ライン３１から酸化体を注入して、給水に接する給水配管、低圧給水加熱器、脱気器、高圧給水加熱器等の構造材の表面に酸化皮膜を形成し、更に、蒸気発生器又はボイラへ流入する給水の溶存酸素濃度が５ｐｐｂ以下になるように、脱気器下流側の給水配管内を流れる給水に脱酸素物質注入ライン３５から脱酸素物質を注入するものである。

Description

発電プラントの水質管理方法及びシステム
　本発明は発電プラントの水質管理方法及びシステムに係り、特に蒸気発生器、ボイラ及び蒸気発生器以外の構造材の腐食抑制に関し好適な発電プラントの水質管理方法及びシステムに関する。
　発電プラントとして例えば加圧水型原子力発電プラント（ＰＷＲ）の二次系、火力発電プラント、高速増殖炉（ＦＢＲ）プラントの二次系等の発電プラント（以下発電プラントと称する。）の水質管理の目的は、配管や機器の腐食抑制、特に蒸気発生器（ＳＧ）又はボイラの伝熱管などの腐食抑制と、蒸気発生器又はボイラの伝熱管のアルカリ腐食などにつながる蒸気発生器又はボイラへの不純物持込回避である。これらの対策として、構造材である金属（鉄など）からのイオン溶出や腐食による析出物の発生を回避するために、薬品を系統内に注入して水質を管理することで、上述の現象を抑制している。
　例えば、この加圧水型原子力発電プラントの二次系では、アンモニアを注入して二次系水をアルカリ性に調整し、炭素鋼配管の表面にマグネタイト（Ｆｅ３Ｏ４）の酸化皮膜を形成して鉄などの溶出を抑制し、系統内での鉄濃度を低減し、蒸気発生器又はボイラへの鉄流入を防止する対策が講じられている。また、ヒドラジンを注入し、二次系水の酸素を低減することで、蒸気発生器の伝熱管の腐食を抑制している（特許文献１参照）。これは火力発電プラントおよびＦＢＲプラントの二次系も同じである。更に、蒸気発生器、ボイラ以降の主蒸気系の配管や、ドレン系などの蒸気／水の二相流系の配管においては、注入されたアンモニアの気相への移行により、それらの配管を高ｐＨに保ち、腐食を低減している。
　更に、これらの発電プラントでは、更なる炭素鋼腐食低減の対策として、アンモニアの注入によりｐＨを現行よりも更に高い９．５以上に維持する高ＡＶＴ法（All　Volatile　Treatment、全揮発性処理）や、エタノールアミンやモルフォリンなどの代替アミンなどをアンモニアの代わりに注入する方法が実施され始めており、不純物濃度抑制の効果が確認されている。
特開平１１－３０４９９２号公報
　しかしながら、高ＡＶＴ法では使用する薬品の量が大幅に増加するため、復水脱塩塔（ＣＤ）に負担をかけてしまい、この復水脱塩塔のイオン交換樹脂の再生費用等が上昇してしまう課題がある。また、エタノールアミンは廃棄処理コストがアンモニアよりも高いという課題もある。更に、蒸気発生器又はボイラの伝熱管腐食抑制に必要なヒドラジンについても、排出に際する処理コストが高くなるため、使用量の低減または代替剤の開発が求められている。
　本発明の目的は、上述の事情を考慮してなされたものであり、廃液処理コストを低減しつつ、蒸気発生器、ボイラ及び蒸気発生器以外の構造材の腐食を共に抑制できる発電プラントの水質管理方法及びシステムを提供することにある。
　本発明に係る発電プラントの水質管理方法は、復水器から蒸気発生器又はボイラへ至る配管に低圧給水加熱器、脱気器、高圧給水加熱器が順次配設されて、前記蒸気発生器又はボイラへ導く水質を管理する発電プラントの水質管理方法において、水質を中性に保持しつつ、この溶存酸素濃度が３ｐｐｂ～１００ｐｐｂになるように、前記復水器下流側の前記配管内を流れる水に酸化体を注入して、水に接する前記配管、前記低圧給水加熱器、前記脱気器、前記高圧給水加熱器等の構造材の表面に酸化皮膜を形成し、更に、前記蒸気発生器又はボイラへ流入する水の溶存酸素濃度が５ｐｐｂ以下になるように、前記脱気器下流側の前記配管内を流れる水に脱酸素物質を注入することを特徴とするものである。
　また、本発明に係る発電プラントの水質管理システムは、復水器から蒸気発生器又はボイラへ至る配管に低圧給水加熱器、脱気器、高圧給水加熱器が順次配設されて、前記蒸気発生器又はボイラへ導く水の水質を管理する発電プラントの水質管理システムにおいて、前記復水器下流側の前記配管内を流れる中性に保持された水に酸化体を注入して、水に接する前記配管、前記低圧給水加熱器、前記脱気器、前記高圧給水加熱器等の構造材の表面に酸化皮膜を形成する酸化体注入手段と、前記脱気器下流側の前記配管内を流れる水に脱酸素物質を注入する脱酸素物質注入手段と、を有することを特徴とするものである。
　本発明に係る発電プラントの水質管理方法及びシステムによれば、炭素鋼で構成される配管、低圧給水加熱器、脱気器及び高圧給水加熱器等の構造材の、水に接する表面に酸化皮膜を形成することで、これらの構造材の腐食を防止し、蒸気発生器又はボイラへ流入する水の鉄濃度を低減できる。また、蒸気発生器又はボイラへ流入する水の溶存酸素濃度を５ｐｐｂ以下にすることで、蒸気発生器又はボイラの伝熱管の腐食を防止できる。更に、水をアルカリ性にするためのアンモニア及びアミン系化合物等を水中に注入しないので、廃液処理コストを低減できる。
本発明に係る発電プラントの水質管理方法における第１の実施の形態が適用された発電プラントを示す系統概略図。 図１の金属フィルタ又はセラミックフィルタ又は金属焼結フィルタ又はテフロン系（テフロンは登録商標）フィルタを備えたろ過器を示す縦断面図。 図２の金属フィルタ又はセラミックフィルタ又は金属焼結フィルタ又はテフロン系フィルタを示す部分断面図。 酸化皮膜が表面に形成された炭素鋼と炭素鋼のみの場合における鉄の溶出抑制の試験結果を示すグラフ。 Ｆｅ－Ｈ２Ｏ系における腐食電位とｐＨとの関係を示すグラフ。 ヒドラジンの溶存濃度とｐＨとの関係を示すグラフ。 給水配管の各位置での、ヒドラジンと酸素との反応による溶存酸素濃度の評価結果を示すグラフ。 本発明に係る発電プラントの水質管理方法における第３の実施の形態が適用された場合における腐食量と腐食電位との関係を示すグラフ。
　以下、本発明を実施するための最良の形態を、図面に基づき説明する。但し、本発明は、これらの実施の形態に限定されるものではない。
　［第１の実施の形態（図１～図７）]
　図１は、本発明に係る発電プラントの水質管理方法における第１の実施の形態が適用された加圧水型原子力発電プラントの二次系、火力発電プラント、ＦＢＲプラントの二次系の系統概略図である。
　この図１に示すように、発電プラント１０では、蒸気発生器又はボイラ１１で発生した蒸気は主蒸気系２２の主蒸気配管２２Ａを通り、まず高圧タービン１２へ導入されて仕事をし、その後、湿分分離再熱器１３により湿分が除去され再熱された後、低圧タービン１４へ導入されて仕事する。この低圧タービン１４で仕事した蒸気は、復水器１５にて凝縮されて復水となる。この復水器１５から蒸気発生器又はボイラ１１へ至る配管としての給水配管１６には、復水脱塩塔１７、低圧給水加熱器１８、脱気器１９、高圧給水加熱器２０及びろ過器２１が順次配設される。復水器１５からの復水は給水となり、低圧給水加熱器１８及び高圧給水加熱器２０により加熱され高温状態となって蒸気発生器又はボイラ１１へ導かれる。また、湿分分離再熱器１３から排出された、蒸気と水の気液二相のドレンは、ドレン系２３のドレン配管２３Ａを経て脱気器１９へ導かれる。
　前記復水脱塩塔１７はイオン交換樹脂を用い、また、前記ろ過器２１は金属フィルタ又はセラミックフィルタ又は金属焼結フィルタ又はテフロン系フィルタ（以下フィルタと称する）２４（図２）を用いて、共に給水（または復水）中の不純物を除去する。このうち、ろ過器２１は、図２に示すように、例えば２基のろ過器２１にフィルタ（金属フィルタ又はセラミックフィルタ又は金属焼結フィルタの場合は１５０～２５０本程度、テフロン系フィルタの場合は２５０～１０００本程度）２４が設けられたものであり、この２基のろ過器２１によって給水である原液の全量がろ過処理される。
　具体的には、ろ過器２１は、管板２５に多数本のフィルタ２４が垂設され、これらのフィルタ２４が管板２５に固着された保護管２６と、この保護管２６の下端部に固着されたディンプル２７とにより覆われて保護される。管板２５は、押え板２８により支持される。保護管２６は、例えば直径が１ｍ以上で、軸方向長さが３ｍ程度であり、フィルタ２４の直径は、金属フィルタ又はセラミックフィルタ又は金属焼結フィルタ又はテフロン系フィルタの場合は直径が０．０１～０．１ｍ程度、テフロン系フィルタの場合は直径が０．０００１～０．００５ｍ程度である。
　また、このフィルタ２４の材質において金属フィルタ又は金属焼結フィルタは、チタン、ステンレス鋼またはＮｉ基合金製であり、このフィルタ２４には、図３に示すように、直径が約１ｍｍ以下の細孔２９が多数形成されている。給水である原液は、ディンプル２７の開口３０から保護管２６内に至り、図３の矢印に示すように、フィルタ２４の細孔２９を通過する間に不純物が除去されてろ液となり、浄化された給水となる。
　発電プラントでは、図１に示すように、蒸気発生器又はボイラ１１の伝熱管はＮｉ基合金、耐食性炭素鋼で、ろ過器２１のフィルタ２４の材質において金属フィルタ又は金属焼結フィルタの場合はチタン、チタン化合物、ステンレス鋼またはＮｉ基合金でそれぞれ構成されている。これら以外の大部分、特に高圧タービン１２、低圧タービン１４、主蒸気配管２２Ａ、湿分分離再熱器１３、復水器１５、給水配管１６、低圧給水加熱器１８、脱気器１９、高圧給水加熱器２０及びろ過器２１（フィルタ２４を除く）等の構造材は、炭素鋼にて構成されている。
　また、発電プラント１０には、復水器１５下流側の給水配管１６、脱気器１９下流側の給水配管１６、高圧タービン１２上流側の主蒸気配管２２Ａ、及びドレン配管２３Ａに、酸化体注入手段としての酸化体注入ライン３１、３２、３３、３４がそれぞれ設けられている。これらの酸化体注入ライン３１、３２、３３、３４から酸化体としての酸素（気体）、過酸化水素（液体）、オゾン（気体）が単独で、または混合して注入される。本実施の形態では、酸化体注入ライン３１、３２、３３、３４から酸素が気体で注入される。
　本実施の形態では、１０にアンモニアやアミン系化合物を注入して、例えば給水をアルカリ性に調整し、炭素鋼製構造材の表面にマグネタイト（Ｆｅ３Ｏ４）の酸化皮膜を形成するのではなく、給水を中性（ｐＨ５．６～８．３）に保持しつつ、酸化体注入ライン３１、３２、３３、３４から酸化体としての酸素を注入する。
　つまり、酸化体注入ライン３１は、給水配管１６において、復水器１５下流側の復水脱塩塔１７と低圧給水加熱器１８との間に設けられる。この酸化体注入ライン３１から、復水脱塩塔１７下流側の給水配管１６内を流れる給水中に酸素が注入されて、この給水の溶存酸素濃度が３ｐｐｂ～１００ｐｐｂに調整され、これにより、給水に接する給水配管１６、低圧給水加熱器１８、脱気器１９、高圧給水加熱器２０等の構造材の表面に、中性で溶解度が低いヘマタイト（Ｆｅ２Ｏ３）の酸化皮膜が十分に形成される。この酸化皮膜の形成により、給水配管１６等の構造材を構成する炭素鋼材料からの鉄やクロムの溶出が抑制され、蒸気発生器又はボイラ１１へ流入する給水の鉄濃度が１ｐｐｂ以下に低減される。
　上述のヘマタイト（Ｆｅ２Ｏ３）の酸化皮膜による炭素鋼構成要素（例えば鉄）の溶出抑制効果について、その試験結果を図４を用いて説明する。
　本試験では、炭素鋼の表面にヘマタイトの酸化皮膜（Ｆｅ２Ｏ３）を生成させるために、炭素鋼を、溶存酸素濃度が２００ｐｐｂの高温（例えば４０～１８０℃）水中に５００時間暴露させて試験片を作製した。この試験片と炭素鋼のみの試験片とを用いて鉄の溶出試験を実施した。試験条件は、溶存酸素濃度が５ｐｐｂ未満で、ｐＨが５．６～８．３の中性水溶液に両試験片を浸漬して試験を実施した。酸化皮膜がない炭素鋼のみの試験片では鉄の溶出がおこり、溶液の色が変化した。一方、炭素鋼に酸化皮膜が付いた試験片においては色の変化がほとんどなく、表面状態も変化が見られなかった。このように、ヘマタイト（Ｆｅ２Ｏ３）の安定した酸化皮膜が存在することで鉄の溶出が抑制され、蒸気発生器又はボイラ１１への鉄の持込量が低減される。
　ここで、ヘマタイト（Ｆｅ２Ｏ３）の酸化皮膜について、図５を用いて説明する。給水がアルカリ性である場合には、前述の如く、炭素鋼の表面にマグネタイト（Ｆｅ３Ｏ４）の酸化皮膜が形成されて炭素鋼の腐食が抑制される（アルカリ化防食）。これに対し、給水を中性に保持する場合には、酸化体（例えば酸素）を注入することで、炭素鋼の腐食電位が０Ｖよりも上昇し、炭素鋼表面にヘマタイト（Ｆｅ２Ｏ３）の酸化皮膜が形成されて、炭素鋼の腐食が抑制される（アノード防食）。
　図１に示す前記酸化体注入ライン３２は、給水配管１６において、脱気器１９の下流側で且つ高圧給水加熱器２０の上流側に設けられる。この酸化体注入ライン３２からも、給水配管１６を流れる給水中に酸素が注入されて、この給水の溶存酸素濃度が３ｐｐｂ～１００ｐｐｂに調整される。ここで、給水温度は、復水器１５から低圧給水加熱器１８までは約４０℃～１８０℃であるのに対し、脱気器１９から高圧給水加熱器２０までは約１８０℃～２３０℃である。従って、酸化体注入ライン３２から注入された酸素は、高温下の給水中に溶存する金属イオン（特に鉄イオン）の約８０％以上をクラッド化させて析出させる。給水中に浮遊する上記クラッドは、蒸気発生器又はボイラ１１の上流側に配置されたろ過器２１の金属フィルタ又はセラミックフィルタ又は金属焼結フィルタ又はテフロン系フィルタ２４により除去されて、蒸気発生器又はボイラ１１への鉄の持ち込み量が低減される。
　前記酸化体注入ライン３３は、主蒸気系２２の主蒸気配管２２Ａにおける高圧タービン１２の上流側に設けられ、前記酸化体注入ライン３４は、ドレン系２３のドレン配管２３Ａに設けられる。これらの酸化体注入ライン３３、３４は、いずれか一方が設けられてもよい。これらの酸化体注入ライン３３、３４から、酸化体としての酸素が０．０１ｋｇ／ｈｒ～１００ｋｇ／ｈｒの注入速度で注入される。この注入速度は、主蒸気配管２２Ａを流れる蒸気速度、ドレン配管２３Ａを流れる気液二相のドレンの速度に対して、所定の溶存濃度（３ｐｐｂ～１００ｐｐｂ）を確保するために必要な速度である。
　このように主蒸気系２２、ドレン系２３に酸素を注入することで、主蒸気配管２２Ａ、高圧タービン１２、湿分分離再熱器１３及び低圧タービン１４等の表面、並びにドレン配管２３Ａの表面にヘマタイト（Ｆｅ２Ｏ３）の酸化皮膜が形成されて、これらの配管、機器の腐食が抑制される。
　更に、この発電プラント１０では、脱気器１９の下流側で且つ高圧給水加熱器２０の上流側の給水配管１６を流れる給水中に、脱酸素物質を注入する脱酸素物質注入手段としての脱酸素物質注入ライン３５が設けられる。この脱酸素物質としてはヒドラジンまたは水素が好ましい。
　給水中に注入された脱酸素物質（ヒドラジン、水素）は、高圧給水加熱器２０の伝熱管表面、給水配管１６の表面（内面）、及びろ過器２１のフィルタ２４の表面にて酸素と反応し、蒸気発生器又はボイラ１１へ流入する給水の溶存酸素濃度を５ｐｐｂ以下に低減する。これにより、蒸気発生器又はボイラ１１の伝熱管の腐食電位が低下する。この蒸気発生器又はボイラ１１の伝熱管は、Ｎｉ基合金、耐食性炭素鋼で構成されているため、腐食電位の上昇により腐食が促進され、腐食電位の低下により腐食が抑制される。そこで、上述のように、蒸気発生器又はボイラ１１の伝熱管の腐食電位を低下させることによって、この伝熱管の腐食が抑制される。
　ヒドラジンの注入量は、給水中におけるヒドラジンの溶存濃度が３ｐｐｂ～１００ｐｐｂとなるように調整する。これは、ヒドラジンが酸素と等量反応することから、注入した酸素を消費し得る最小限の量に抑えて、給水を中性領域（ｐＨ７．０～８．３）に保持するためである。ヒドラジンは、熱分解によってアンモニアになり、図６に示すように、給水をアルカリ性にする傾向があるが、溶存濃度が１００ｐｐｂ程度までであれば、給水のｐＨを８．３以下としてほぼ中性に保持でき、復水脱塩塔１７に負担をかけることがない。
　また、ヒドラジンと酸素とが炭素鋼製の給水配管１６内で反応したときの溶存酸素濃度の評価結果を図７に示す。この評価では、給水配管１６において、酸化体注入ライン３１との接続点から高圧給水加熱器２０接続点までの配管長が１００ｍであり、給水配管１６内を流れる給水の流速が２．２４ｍ／ｓであり、高圧給水加熱器２０が２基の場合について考察した。図７中の記号Ａは、給水配管１６において、酸化体注入ライン３１から酸素が注入された直後の位置ａ（図１）での溶存酸素濃度を示す。また、記号Ｂは、給水配管１６において、高圧給水加熱器２０上流側との接続点位置ｂでの溶存酸素濃度を示す。更に、記号Ｃ、Ｄは、給水配管１６において、高圧給水加熱器２０通過直後の位置ｃ、ろ過器２１通過直後の位置ｄでのそれぞれの溶存酸素濃度を示す。
　つまり、酸化体注入ライン３１からの酸素注入時に溶存酸素濃度の最大値が例えば５０ｐｐｂの場合、給水中でのヒドラジンの溶存酸素が５０ｐｐｂ程度となるように、脱酸素物質注入ライン３５からヒドラジンを注入することで、各位置ｂ、ｃ、ｄにおける溶存酸素濃度は５ｐｐｂ程度まで低減される。また、同様の場合に、給水中でのヒドラジンの溶存濃度が１００ｐｐｂ程度になるように、脱酸素物質注入ライン３５からヒドラジンを注入したときには、各位置ｂ、ｃ、ｄでの溶存酸素濃度は０．５ｐｐｂ以下まで低減される。このように、ヒドラジンの注入によって、蒸気発生器又はボイラ１１へ流入する給水の溶存酸素濃度が５ｐｐｂ以下に低減されることが評価できる。
　また、脱酸素物質注入ライン３５から注入される脱酸素物質としての水素の注入量は、給水での水素の溶存濃度が１００ｐｐｂ～４００００ｐｐｂとなるように調整される。この水素の注入量は、注入された酸素を消費するために必要な量であり、更に主蒸気系２２へ水素が移行しない、もしくは移行しても微量となる量である。この注入された水素も、高圧給水加熱器２０の伝熱管表面、給水配管１６の表面（内面）、及びろ過器２１のフィルタ２４表面にて酸素と反応して、蒸気発生器又はボイラ１１へ流入する溶存酸素濃度を低減させ、蒸気発生器又はボイラ１１の伝熱管の腐食電位を低下させてその腐食を抑制する。
　従って、本実施の形態によれば、次の効果（１）～（３）を奏する。
　（１）給水配管１６を流れる給水を中性に保持しつつ、この給水の溶存酸素濃度が３ｐｐｂ～１００ｐｐｂになるように、酸化体注入ライン３１から給水配管１６を流れる給水中に酸化体を注入し、酸化体注入ライン３３から主蒸気配管２２Ａ内の主蒸気中に酸化体を注入し、酸化体注入ライン３４からドレン配管２３Ａ内のドレンへ酸化体を注入する。これらのことから、炭素鋼から構成される給水配管１６、低圧給水加熱器１８、脱気器１９、高圧給水加熱器２０、高圧タービン１２、低圧タービン１４、湿分分離再熱器１３、主蒸気配管２２Ａ、復水器１５及びドレン配管２３Ａなどの構造材の表面に酸化皮膜を形成できる。この酸化皮膜の形成によって、上述の構造材の腐食を抑制できる。
　このため、特に給水配管１６から蒸気発生器又はボイラ１１へ流入する給水の鉄濃度を１ｐｐｂ以下に低減できる。更に、酸化体注入ライン３２から給水中に注入される酸化体によって給水中の鉄イオンがクラッド化され、このクラッドがろ過器２１により除去されて蒸気発生器又はボイラ１１への鉄の流入量が減少する。これらのことから、蒸気発生器又はボイラ１５でのクラッドの堆積や、蒸気発生器又はボイラ１１の伝熱管における粒界腐食損傷（ＩＧＡ）の発生を抑制できる。この結果、これらの事象に対して実施される蒸気発生器又はボイラ１１内のクリーニングや、損傷修復工事の必要回数を低減できるので、運転コスト及び維持コストを抑制できる。
　（２）脱酸素物質注入ライン３５から注入される脱酸素物質によって蒸気発生器又はボイラ１１へ流入する給水の溶存酸素濃度が５ｐｐｂ以下に低減されるので、Ｎｉ基合金から構成される蒸気発生器又はボイラ１１の伝熱管の腐食電位が低下し、この伝熱管の腐食を抑制できる。
　（３）給水をアルカリ性にするためのアンモニア及びアミン系化合物等を給水中に注入しないので、復水脱塩塔１７に負担をかけることがない。更に、ヒドラジンの注入によっても給水が中性の領域に抑えられるので、この場合も復水脱塩塔１７への負担を軽減できる。これらのことから廃液処理コストを低減できる。
　［第２の実施の形態（図１、図３）]
　この第２の実施の形態において、前記第１の実施の形態と同様な部分については、同一の符号を付すことにより説明を簡略化し、または省略する。
　この第２の実施の形態が前記第１の実施の形態と異なる点は、高圧給水加熱器２０の伝熱管の表面とろ過器２１のフィルタ２４の表面に、白金を含む貴金属がコーティングして施され、この貴金属によって脱酸素物質（ヒドラジンまたは水素）と酸素との反応を促進させる点である。図３には、ろ過器２１のフィルタ２４表面に白金粉末３６が付着してコーティングされた状態を示す。
　従って、本実施の形態においても、前記第１の実施の形態の効果（１）～（３）と同様な効果を奏するほか、次の効果（４）を奏する。
　（４）白金などの貴金属が、脱酸素物質と酸素との反応を促進させる触媒機能を有するので、上記反応を迅速に行うことができ、蒸気発生器又はボイラ１１へ流入する給水の溶存酸素濃度を確実に５ｐｐｂ以下に低減できる。
　［第３の実施の形態（図１、図８）]
　図８は、本発明に係る加圧水型原子力発電プラント（ＰＷＲ）の二次系、火力発電プラント、高速増殖炉（ＦＢＲ）プラントの二次系等の発電プラントの運転方法における第３の実施の形態が適用された場合における腐食量と腐食電位との関係を示すグラフである。この第３の実施の形態において、前記第１の実施の形態と同様な部分については、同一の符号を付すことにより説明を簡略化し、または省略する。
　本実施の形態が前記第１の実施の形態と異なる点は、構造材、例えば給水配管１６の給水に接する表面、主蒸気配管２２Ａの主蒸気に接する表面、ドレン配管２３Ａのドレンに接する表面の腐食電位を監視することで、それぞれ酸化体注入ライン３１から給水中へ、酸化体注入ライン３３から主蒸気中へ、酸化体注入ライン３４からドレン中へそれぞれ注入する酸素等の酸化体の注入量を制御する点である。以下に代表例にとして、給水配管１６の給水に接する表面の腐食電位を監視して、酸化体注入ライン３１から給水中に注入するものについて説明する。
　図８は、溶存酸素濃度が５０ｐｐｂ、１５０℃の水溶液に炭素鋼試験片を浸漬して溶出試験を実施し、腐食量（鉄の溶出量）と試験片表面の腐食電位との関係を示したものである。腐食電位は、当初低く推移し、その後、酸化皮膜の生成により上昇する。一方、腐食量は、初めは多いが、酸化皮膜の形成により腐食電位が上昇するので、この腐食電位の上昇に対応して徐々に減少することが分かる。
　図１に示す発電プラント１０において酸化体注入ライン３１から酸素等の酸化体を注入することにより、給水に接する構造材の表面に酸化皮膜が形成されるが、このときの構造材（例えば給水配管１６）の上記表面の腐食電位の変化を、腐食電位計３７を用いて測定し監視する。腐食電位が十分に上昇したときには、構造材表面に必要量の酸化皮膜が形成されており、給水の溶存酸素濃度を低下（例えば図８において５０ｐｐｂから１０ｐｐｂに低下）しても、構造材の腐食量に変化が生じない。このため、腐食電位計３７が測定する構造材（例えば給水配管１６）の表面の腐食電位が十分に上昇した時点で、酸化体注入ライン３１から注入する酸化体（例えば酸素）の注入量を減少させ、または停止する。
　従って、本実施の形態によれば、前記第１の実施の形態の効果（１）～（３）と同様な効果を奏する他、次の効果（５）を奏する。
　（５）給水配管１６、主蒸気配管２２Ａ、ドレン配管２３Ａ等の構造材表面の腐食電位を監視して、給水中、主蒸気中、ドレン中にそれぞれ注入する酸化体の注入量を制御することで、酸化体の使用量を減少でき、運用コストを低減できる。

Claims (10)

  1. 復水器から蒸気発生器又はボイラへ至る配管に低圧給水加熱器、脱気器、高圧給水加熱器が順次配設されて、前記蒸気発生器又はボイラへ導く水の水質を管理する発電プラントの水質管理方法において、
    　水を中性に保持しつつ、この水の溶存酸素濃度が３ｐｐｂ～１００ｐｐｂになるように、前記復水器下流側の前記配管内を流れる水に酸化体を注入して、水に接する前記配管、前記低圧給水加熱器、前記脱気器、前記高圧給水加熱器等の構造材の表面に酸化皮膜を形成し、
    　更に、前記蒸気発生器又はボイラへ流入する水の溶存酸素濃度が５ｐｐｂ以下になるように、前記脱気器下流側の前記配管内を流れる水に脱酸素物質を注入することを特徴とする発電プラントの水質管理方法。
  2. 前記酸化体が、酸素、過酸化水素またはオゾンであることを特徴とする請求項１に記載の発電プラントの水質管理方法。
  3. 前記脱酸素物質が、水での溶存濃度が３ｐｐｂ～１００ｐｐｂのヒドラジン、または水での溶存濃度が１０ｐｐｂ～４００００ｐｐｂの水素であることを特徴とする請求項１に記載の発電プラントの水質管理方法。
  4. 前記復水器下流側の配管内を流れる水に酸化体を注入し、この水に接する構造材の腐食電位を監視することで、この水に注入する前記酸化体の注入量を制御することを特徴とする請求項１に記載の発電プラントの水質管理方法。
  5. 前記脱気器下流側の配管内を流れる水に酸化体を注入し、この水中での溶存酸素濃度を３ｐｐｂ～１００ｐｐｂとしてこの水中の鉄イオンをクラッド化させ、このクラッドを、蒸気発生器又はボイラの上流側に設置されたフィルタにて除去することを特徴とする請求項１に記載の発電プラントの水質管理方法。
  6. 前記水中に注入された脱酸素物質を、高圧給水加熱器の伝熱管表面、配管の表面、及び前記高圧給水加熱器の下流側で且つ蒸気発生器又はボイラの上流側に設置されたフィルタの表面にて酸素と反応させ、前記蒸気発生器又はボイラへ流入する水の溶存酸素濃度を５ｐｐｂ以下にすることを特徴とする請求項１に記載の発電プラントの水質管理方法。
  7. 前記高圧給水加熱器の伝熱管表面またはフィルタの表面に施された、白金を含む貴金属により脱酸素物質と酸素との反応を促進することを特徴とする請求項１に記載の発電プラントの水質管理方法。
  8. 前記蒸気発生器又はボイラからタービンへ蒸気を供給する主蒸気系と、蒸気中の湿分を分離して再熱する湿分分離再熱器から排出されるドレンを脱気器へ導くドレン系との少なくとも一方に、酸化体を０．０１ｋｇ／ｈｒ～１００ｋｇ／ｈｒの注入速度で注入することを特徴とする請求項１に記載の発電プラントの水質管理方法。
  9. 復水器から蒸気発生器又はボイラへ至る配管に低圧給水加熱器、脱気器、高圧給水加熱器が順次配設されて、前記蒸気発生器又はボイラへ導く水の水質を管理する発電プラントの水質管理システムにおいて、
    　前記復水器下流側の前記配管内を流れる中性に保持された水に酸化体を注入して、水に接する前記配管、前記低圧給水加熱器、前記脱気器、前記高圧給水加熱器等の構造材の表面に酸化皮膜を形成する酸化体注入手段と、
    前記脱気器下流側の前記配管内を流れる水に脱酸素物質を注入する脱酸素物質注入手段と、を有することを特徴とする発電プラントの水質管理システム。
  10. 前記高圧給水加熱器の伝熱管表面、または前記高圧給水加熱器の下流側で且つ蒸気発生器又はボイラの上流側に設置されたフィルタの表面に、脱酸素物質と酸素との反応を促進する、白金を含む貴金属がコーティングされて構成されたことを特徴とする請求項９に記載の発電プラントの水質管理システム。
PCT/JP2010/053855 2009-03-10 2010-03-09 発電プラントの水質管理方法及びシステム WO2010104062A1 (ja)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/255,765 US9758880B2 (en) 2009-03-10 2010-03-09 Method and system for controlling water chemistry in power generation plant
KR1020117021296A KR101363381B1 (ko) 2009-03-10 2010-03-09 발전 플랜트의 수질 관리 방법 및 시스템
EP10750815A EP2407580A4 (en) 2009-03-10 2010-03-09 METHOD AND SYSTEM FOR MONITORING THE WATER QUALITY OF A GENERATION PLANT
JP2011503821A JP5651580B2 (ja) 2009-03-10 2010-03-09 発電プラントの水質管理方法及びシステム
AU2010222160A AU2010222160B2 (en) 2009-03-10 2010-03-09 Method and system for controlling water quality in power generation plant
CN2010800115043A CN102348834A (zh) 2009-03-10 2010-03-09 控制发电设备中水化学的方法和系统

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2009-056566 2009-03-10
JP2009056566 2009-03-10

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2010104062A1 true WO2010104062A1 (ja) 2010-09-16

Family

ID=42728351

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2010/053855 WO2010104062A1 (ja) 2009-03-10 2010-03-09 発電プラントの水質管理方法及びシステム

Country Status (7)

Country Link
US (1) US9758880B2 (ja)
EP (1) EP2407580A4 (ja)
JP (1) JP5651580B2 (ja)
KR (1) KR101363381B1 (ja)
CN (1) CN102348834A (ja)
AU (1) AU2010222160B2 (ja)
WO (1) WO2010104062A1 (ja)

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2011242186A (ja) * 2010-05-17 2011-12-01 Hitachi-Ge Nuclear Energy Ltd プラント構成部材へのフェライト皮膜形成方法
WO2012071923A1 (zh) * 2010-11-29 2012-06-07 西安热工研究院有限公司 一种火力发电厂水汽系统加氧处理方法
JP2013002983A (ja) * 2011-06-17 2013-01-07 Hitachi-Ge Nuclear Energy Ltd 原子力プラント構成部材の線量低減方法
US20140042104A1 (en) * 2012-03-20 2014-02-13 Z (P) Epc Electric Power Research Institute Process for feed-water oxygenating treatment in boiler in power station
WO2016170705A1 (ja) * 2015-04-21 2016-10-27 佐藤　誠 ナトリウム漏れのない原子力発電システム
JP2016223842A (ja) * 2015-05-28 2016-12-28 三菱重工業株式会社 水処理装置及び原子力設備
JP2016224019A (ja) * 2015-05-27 2016-12-28 佐藤　誠 ナトリウム漏れのない原子力発電システム
JP2019152618A (ja) * 2018-03-06 2019-09-12 日立Ｇｅニュークリア・エナジー株式会社 被ばく低減方法
CN110668627A (zh) * 2019-09-20 2020-01-10 天津科技大学 高效超声旋膜除氧头
JP2020186952A (ja) * 2019-05-10 2020-11-19 三菱重工業株式会社 加圧水型原子力プラントおよび加圧水型原子力プラントの運転方法

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103880230B (zh) * 2014-03-26 2015-04-08 西安热工研究院有限公司 一种火电厂热力系统分段氧化处理系统及处理方法
JP6579894B2 (ja) * 2015-10-01 2019-09-25 三菱日立パワーシステムズ株式会社 一酸化窒素分解装置、発電システム
JP6597296B2 (ja) 2015-12-25 2019-10-30 東京エレクトロン株式会社 基板処理方法
JP6591324B2 (ja) 2016-03-18 2019-10-16 株式会社東芝 コンバインドサイクル発電プラントの給水系統
CN107179007B (zh) * 2017-06-19 2023-06-02 大唐东北电力试验研究所有限公司 一种火电厂抽真空氨液回收系统及方法
CN109545413A (zh) * 2018-10-25 2019-03-29 台山核电合营有限公司 压水反应堆机组一回路冷却剂pHT的控制方法
CN110398160B (zh) * 2019-07-30 2020-12-01 西安利能科技有限责任公司 一种处理scal间接空冷循环水的方法
CN110726132B (zh) * 2019-09-05 2021-01-01 岭澳核电有限公司 一种低功率工况下核电站蒸汽发生器供水的方法及系统
JP7443008B2 (ja) * 2019-09-25 2024-03-05 三菱重工業株式会社 蒸気タービンプラント及び制御装置並びに蒸気タービンプラントの水質管理方法
CN112853339A (zh) * 2020-12-10 2021-05-28 中国辐射防护研究院 一种ap1000水化学工况下产生的腐蚀氧化物的制备方法
KR102592765B1 (ko) * 2021-07-22 2023-10-24 한국수력원자력 주식회사 원자력발전소 계통 유체기기의 기포저감장치
CN114084927A (zh) * 2021-10-18 2022-02-25 江苏核电有限公司 一种用于核电厂设备冷却水除氧的设备及方法
CN114659380B (zh) * 2022-03-22 2024-03-12 西安热工研究院有限公司 一种基于氧化剂抑制直接空冷机组空冷岛运行腐蚀的方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5770499A (en) * 1980-10-22 1982-04-30 Tokyo Shibaura Electric Co Nuclear reactor feedwater processing device
JPH11304992A (ja) 1998-04-17 1999-11-05 Toshiba Corp 発電用タービン設備
JP2004108240A (ja) * 2002-09-18 2004-04-08 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 発電プラントおよび発電方法
JP2005283530A (ja) * 2004-03-31 2005-10-13 Hitachi Ltd 応力腐食割れ抑制方法
JP2005291815A (ja) * 2004-03-31 2005-10-20 Hitachi Ltd 炭素鋼の腐食減肉防止方法

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU516832A1 (ru) * 1975-01-07 1976-06-05 Саратовский политехнический институт Способ получени пиковой мощности
JPS57137935A (en) * 1981-02-20 1982-08-25 Nec Corp Comparing device
US4419327A (en) * 1981-12-22 1983-12-06 Nalco Chemical Company Method of scavenging dissolved oxygen in steam generating equipment using ammonia or amine neutralized erythorbic acid
JPS6046100B2 (ja) 1982-03-12 1985-10-14 日立造船株式会社 メタノ−ル製造方法
JPS58207378A (ja) * 1982-05-28 1983-12-02 Hitachi Ltd 発電プラントの水処理方法
US4574071A (en) * 1983-09-30 1986-03-04 Westinghouse Electric Corp. Process for removing dissolved oxygen from water using hydrazine
JPH0694209A (ja) * 1992-09-14 1994-04-05 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ボイラ給水処理方法
JPH06123798A (ja) * 1992-10-09 1994-05-06 Toshiba Corp 沸騰水型原子炉プラントの酸素注入方法
JP3149738B2 (ja) * 1995-07-26 2001-03-26 株式会社日立製作所 沸騰水型原子力発電プラント及びその運転方法
JPH10339793A (ja) * 1997-06-06 1998-12-22 Toshiba Corp 水質制御システムおよび水質制御方法
US6391256B1 (en) * 1997-10-15 2002-05-21 Korea Electric Power Corporation Dissolved oxygen removal method using activated carbon fiber and apparatus thereof
JPH11304993A (ja) * 1998-04-21 1999-11-05 Toshiba Corp 発電用タービン設備
US6793883B2 (en) * 2001-07-05 2004-09-21 General Electric Company Application of catalytic nanoparticles to high temperature water systems to reduce stress corrosion cracking
JP2003315487A (ja) * 2002-04-17 2003-11-06 Japan Organo Co Ltd 発電プラントにおける蒸気発生器給水、原子炉給水、ボイラー給水又はヒータードレン水中の鉄成分を除去する水処理方法
JP2004020411A (ja) * 2002-06-18 2004-01-22 Toshiba Corp 原子力発電プラントおよびその運転方法
KR20110104098A (ko) 2009-02-09 2011-09-21 가부시끼가이샤 도시바 플랜트 운전 방법 및 플랜트 운전 시스템

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5770499A (en) * 1980-10-22 1982-04-30 Tokyo Shibaura Electric Co Nuclear reactor feedwater processing device
JPH11304992A (ja) 1998-04-17 1999-11-05 Toshiba Corp 発電用タービン設備
JP2004108240A (ja) * 2002-09-18 2004-04-08 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 発電プラントおよび発電方法
JP2005283530A (ja) * 2004-03-31 2005-10-13 Hitachi Ltd 応力腐食割れ抑制方法
JP2005291815A (ja) * 2004-03-31 2005-10-20 Hitachi Ltd 炭素鋼の腐食減肉防止方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP2407580A4

Cited By (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2011242186A (ja) * 2010-05-17 2011-12-01 Hitachi-Ge Nuclear Energy Ltd プラント構成部材へのフェライト皮膜形成方法
WO2012071923A1 (zh) * 2010-11-29 2012-06-07 西安热工研究院有限公司 一种火力发电厂水汽系统加氧处理方法
JP2013002983A (ja) * 2011-06-17 2013-01-07 Hitachi-Ge Nuclear Energy Ltd 原子力プラント構成部材の線量低減方法
US20140042104A1 (en) * 2012-03-20 2014-02-13 Z (P) Epc Electric Power Research Institute Process for feed-water oxygenating treatment in boiler in power station
WO2016170705A1 (ja) * 2015-04-21 2016-10-27 佐藤　誠 ナトリウム漏れのない原子力発電システム
JP2016224019A (ja) * 2015-05-27 2016-12-28 佐藤　誠 ナトリウム漏れのない原子力発電システム
JP2016223842A (ja) * 2015-05-28 2016-12-28 三菱重工業株式会社 水処理装置及び原子力設備
JP2019152618A (ja) * 2018-03-06 2019-09-12 日立Ｇｅニュークリア・エナジー株式会社 被ばく低減方法
JP2020186952A (ja) * 2019-05-10 2020-11-19 三菱重工業株式会社 加圧水型原子力プラントおよび加圧水型原子力プラントの運転方法
WO2020230432A1 (ja) * 2019-05-10 2020-11-19 三菱重工業株式会社 加圧水型原子力プラントおよび加圧水型原子力プラントの運転方法
JP7232702B2 (ja) 2019-05-10 2023-03-03 三菱重工業株式会社 加圧水型原子力プラントおよび加圧水型原子力プラントの運転方法
CN110668627A (zh) * 2019-09-20 2020-01-10 天津科技大学 高效超声旋膜除氧头

Also Published As

Publication number Publication date
US20110318223A1 (en) 2011-12-29
AU2010222160A1 (en) 2011-09-22
KR101363381B1 (ko) 2014-02-14
JPWO2010104062A1 (ja) 2012-09-13
CN102348834A (zh) 2012-02-08
AU2010222160B2 (en) 2013-01-31
JP5651580B2 (ja) 2015-01-14
EP2407580A4 (en) 2013-03-27
KR20110115614A (ko) 2011-10-21
EP2407580A1 (en) 2012-01-18
US9758880B2 (en) 2017-09-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5651580B2 (ja) 発電プラントの水質管理方法及びシステム
JP5637867B2 (ja) プラントの運転方法及びシステム
WO2012014894A1 (ja) プラントの腐食抑制方法及びプラント
JPH10339793A (ja) 水質制御システムおよび水質制御方法
CN108352201B (zh) 核电设备以及核电设备的操作方法
Rodríguez Corrosion control of nuclear steam generators under normal operation and plant-outage conditions: a review
JP3667525B2 (ja) 蒸気発生器附帯型原子力発電用タービン設備
JP2012241259A (ja) ボイラ装置内の化学洗浄システム
WO2016139837A1 (ja) 貫流ボイラの火炉壁管の洗浄方法
JP4745990B2 (ja) タービン設備及びタービン設備の酸素処理の初期切替え方法
Drexler et al. Water chemistry operation experience and steam generator maintenance measures in PWRs
JP5017484B2 (ja) プラントの腐食抑制方法及びプラント
JP2010266131A (ja) 蒸気発生器スケール付着抑制方法
Tsubakizaki et al. Achievement on OT (Oxygenated Feed-Water Treatment) application and introduction of countermeasures for powdered scale deposit
JP2016109367A (ja) 蒸気タービン設備の水質管理装置及び方法
Richardson Air-Cooled Condensers–Chemistry Implications at Kogan Creek Power Station
Pocock Corrosion and contaminant control concerns in central station steam supply systems
Ohira et al. The comprehensive discussion of the pipe wall thinning of secondary system in BWR and PWR nuclear power plants
Pocock System Chemistry Considerations for Nuclear Steam Generators
Buecker Water/Steam Treatment Programs and Chemistry Control for Heat Recovery Steam Generators
JP2009047704A (ja) 原子力発電プラント

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201080011504.3

Country of ref document: CN

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 10750815

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2010222160

Country of ref document: AU

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2011503821

Country of ref document: JP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 6462/CHENP/2011

Country of ref document: IN

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20117021296

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 13255765

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2010222160

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20100309

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2010750815

Country of ref document: EP