WO2013136472A1 - チューブリーク検知装置、及びチューブリーク検知方法 - Google Patents

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WO2013136472A1
WO2013136472A1 PCT/JP2012/056580 JP2012056580W WO2013136472A1 WO 2013136472 A1 WO2013136472 A1 WO 2013136472A1 JP 2012056580 W JP2012056580 W JP 2012056580W WO 2013136472 A1 WO2013136472 A1 WO 2013136472A1
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WO
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tube leak
leak detection
acoustic
heat exchange
detection device
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PCT/JP2012/056580
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English (en)
French (fr)
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泰孝 和田
勝哉 梶山
Original Assignee
中国電力株式会社
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    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M3/00—Investigating fluid-tightness of structures
    • G01M3/02—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum
    • G01M3/04—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point
    • G01M3/24—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using infrasonic, sonic, or ultrasonic vibrations
    • G01M3/243—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using infrasonic, sonic, or ultrasonic vibrations for pipes
    • G01M3/246—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using infrasonic, sonic, or ultrasonic vibrations for pipes using pigs or probes travelling in the pipe
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D5/00—Protection or supervision of installations
    • F17D5/02—Preventing, monitoring, or locating loss
    • F17D5/06—Preventing, monitoring, or locating loss using electric or acoustic means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B37/00—Component parts or details of steam boilers
    • F22B37/02—Component parts or details of steam boilers applicable to more than one kind or type of steam boiler
    • F22B37/38—Determining or indicating operating conditions in steam boilers, e.g. monitoring direction or rate of water flow through water tubes

Definitions

  • the present invention relates to a tube leak detection device and a tube leak detection method.
  • a boiler used in a thermal power plant generates steam for driving a steam turbine by heating feed water flowing in a pipe of a water-cooled wall installed around the furnace.
  • the saturated steam generated in the pipe of the water-cooled wall is sent to a superheater in order to improve the thermal efficiency.
  • This superheater is configured as a substantially rectangular panel formed by a long bent pipe.
  • a reheater for reheating the steam once used in the high pressure steam turbine before being reused in the next medium pressure steam turbine is also configured in the same panel shape and provided in the furnace.
  • the boiler is a structure that is a complex combination of pipes through which water and steam flow.
  • the superheater or reheater provided in the furnace described above is composed of many pipes. Combustion gas flows outside the pipe and is heated to a high temperature by radiation and heat transfer. High-temperature and high-pressure steam flows inside the pipe, and high stress is applied to the pipe material due to the steam pressure. For this reason, pipe deterioration may occur due to creep damage due to high temperature and high pressure, erosion due to coal ash, etc., cracks may occur, and tube leaks may occur, which is a phenomenon in which high temperature and high pressure steam is ejected into the furnace.
  • boiler superheaters and reheaters are located in an intricately packed area at the top of the furnace, and the inside of the furnace has poor visibility due to flames and soot, and the location of tube leaks must be identified.
  • the water cooling wall of the boiler is provided with a monitoring window (peep hole) at a necessary location so that the inside of the furnace can be visually observed from the outside of the water cooling wall.
  • the superheater and reheater configured in a panel shape are provided in a densely packed manner in the furnace, the tube leak occurrence location may not be visible directly from the monitoring window.
  • the visibility is poor due to the combustion flame and soot of pulverized coal in the furnace, which hinders direct observation of the tube leak occurrence location.
  • Patent Document 1 an acoustic data receiving array is formed on the outer wall of a container body portion of a sodium heating steam generator of a nuclear power plant, and the maximum acoustic detection is performed by performing a delay-and-sum beamforming process on the detected acoustic signal. The value is obtained and compared with the background noise obtained in advance for the steam generator operation noise during normal operation in the same manner, and it is determined that a water leak has occurred when a significant difference occurs between the two.
  • a configuration is disclosed.
  • Patent Document 2 a plurality of acoustic sensors are disposed in a ceiling housing in which steam pipes are disposed, and normal operation acoustic data detected during normal operation and arbitrary measurement acoustic data according to the operation output.
  • a configuration of a leakage point detection device that determines whether or not steam is leaking from a steam pipe by comparing the above and a leakage point is specified is disclosed.
  • vibration data from a plurality of vibration sensors installed on the outer wall of a boiler furnace building is converted into digital data, frequency analysis is performed, and steady data and normal data for all vibration sensors during normal operation of the boiler are also included.
  • a tube leak detection method for determining a leak of an installed pipe is disclosed.
  • JP 2010-14568 JP 2010-133585 A Japanese Patent Laid-Open No. 5-187604
  • Patent Documents 1 and 3 have a configuration in which acoustic data collected during normal operation is used as a reference, and acoustic data collected at any time is compared with this to determine that there is a steam leak when an abnormal difference is detected. However, it does not disclose specifying the location where the steam leak occurred. Moreover, in patent document 2, although the several acoustic sensor is regularly arrange
  • the boiler furnace is a space surrounded by metal water-cooled walls, and the sound emitted from tube leaks is reflected without much attenuation.
  • the present invention has been made on the basis of the above-mentioned knowledge in order to solve the above-mentioned and other problems, and one object thereof is to easily detect the occurrence of tube leak in a heat exchange device such as a boiler. It is providing the tube leak detection apparatus and tube leak detection method which enable it to do.
  • one aspect of the present invention is a tube leak detection device for detecting a leakage occurrence point of a fluid pipe installed in a heat exchange device, wherein the heat exchange is a measurement target.
  • a sound collecting unit that collects sound emitted from a portion where the fluid piping in the device is installed with directivity, and an output of the sound collecting unit, receiving the collected sound signal,
  • An acoustic data conversion unit that converts each acoustic signal into acoustic data representing a relationship between a frequency band and a sound pressure level; and each acoustic data that is an output of the acoustic data conversion unit is acquired, and each acoustic data
  • an acoustic data display unit for visually displaying the waveform as an acoustic waveform so that the waveforms can be compared with each other.
  • the acoustic data may include measurement condition data such as measurement time, measurement time, measurement location, sound collection direction, and boiler operation data during measurement.
  • the tube leak detection device and the tube leak detection method it is possible to easily detect the occurrence location of tube leak in a heat exchange device such as a boiler.
  • FIG. 1A is a schematic longitudinal sectional view illustrating the configuration of a boiler of a thermal power plant.
  • FIG. 1B is a schematic view illustrating the configuration of a superheater provided in a boiler of a thermal power plant.
  • FIG. 2 is a schematic perspective view illustrating the configuration of the boiler of the thermal power plant.
  • FIG. 3 is a schematic diagram showing a configuration of a tube leak detection method according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a schematic diagram illustrating the principle of a tube leak detection method according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing a configuration of a tube leak detection method according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 1A is a schematic longitudinal sectional view illustrating the configuration of a boiler of a thermal power plant.
  • FIG. 1B is a schematic view illustrating the configuration of a superheater provided in a boiler of a thermal power plant.
  • FIG. 2 is a schematic perspective view illustrating the configuration of
  • FIG. 6 is a schematic diagram showing a configuration of a tube leak detection apparatus according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating a configuration example of the boiler structure database 224 according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 8 is a diagram illustrating a processing flow example of tube leak detection processing according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 9 is a schematic diagram showing an example of a measurement result display screen of the tube leak detection method according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 10 is a diagram illustrating a display example of acoustic data.
  • FIG. 11A is a diagram illustrating the principle of a tube leak detection method according to a modification of the embodiment of the present invention.
  • FIG. 11B is a schematic diagram illustrating an example of the tube leak detection method of FIG. 11A.
  • FIG. 12 is a diagram illustrating the principle of a tube leak detection method according to another modification of the embodiment of the present invention.
  • FIG. 1A, FIG. 1B, and FIG. 2 the structural example of the boiler 100 (heat exchange apparatus) installed in a thermal power station is shown typically.
  • a typical boiler 100 installed in a thermal power plant includes a furnace 110 that constitutes an inverted U-shaped gas flow path. Air necessary for burning fuel such as coal and heavy oil in the furnace 110 is pumped into the furnace 110 from a blower (not shown).
  • the furnace 110 is provided with a burner 130.
  • pulverized coal and combustion air are sent from the burner 130 into the furnace and burned, and flow into the upper part of the furnace 110 as a flow of combustion gas.
  • a heavy oil spray is injected from the burner 130 into the furnace 110 and burned in the same manner.
  • the high-temperature combustion gas moves along the inverted U-shaped gas flow path of the furnace 110.
  • a pipe housing 160 is installed in which a header of a superheater 150 and a reheater 120, which will be described later, and a pipe connection from various devices are housed.
  • the burner 130 mounting portion of the furnace 110 and the surrounding wall above the furnace 110 are configured to surround the furnace 110 with a water cooling wall 140.
  • a water cooling wall 140 In FIG. 1A and FIG. 2, the part of the water cooling wall 140 is shown by hatching.
  • the water cooling wall 140 is a structure for generating steam for driving a steam turbine (not shown), and has a configuration in which a number of pipes through which water flows are combined in a panel shape.
  • This panel-shaped water cooling wall 140 is disposed around the furnace 110, and is heated by the combustion gas in the furnace 110, whereby the water flowing through the pipe is heated to become steam.
  • FIG. 1A schematically shows a configuration example of the superheater 150.
  • the superheater 150 is a panel-like structural member formed by, for example, fixing steam pipes 150a (fluid pipes) formed in a substantially U shape in close contact with each other.
  • the steam flowing in the superheater 150 is converted into superheated steam by heat transfer from the combustion gas flowing in the furnace 110 and sent to the steam turbine.
  • a reheater 120 is also provided in the furnace 110 in the same form as the superheater 150 to reheat the steam once subjected to expansion work in the steam turbine and having its temperature lowered. Further, in the furnace 110, the steam that has exited the steam turbine is heated again, and the reheater 120 performs a function of sending the steam to the reheat cycle steam turbine.
  • a device 170 such as a economizer that fulfills the function of increasing the power is also installed.
  • FIG. 2 illustrates a perspective view of a coal fired boiler 100 corresponding to FIG.
  • the portions where the superheater 150 inside the furnace 110 is installed are 16 (L1, R1), (L2, R2),..., (L8, R8).
  • the area is partitioned three-dimensionally and virtually.
  • the inside of the furnace 110 in which the superheater 150 is installed is divided into 16 rectangular parallelepiped virtual space regions in a three-dimensional space defined by a width W, a height H, and a depth D. It is divided.
  • it is assumed that the location where the tube leak occurs is specified in any of these 16 spatial regions by acoustic measurement described later.
  • FIG. 3 schematically shows the virtual space region of FIG. 2 that is an object of acoustic measurement, and the situation in which tube leak occurs in the virtual space region.
  • a damaged portion S such as a crack occurs in the pipe 150 a constituting the superheater 150 having the panel structure, and high-temperature and high-pressure steam circulating in the pipe 150 a is jetted out as a jet J at a high speed.
  • FIG. 4 schematically shows a situation in which sound is generated from the jet J of FIG.
  • FIG. 4 shows a situation where a jet J of high-temperature high-pressure steam is ejected at a transonic or supersonic speed from the damaged portion S generated in the pipe 150a toward the right-hand direction.
  • a potential core which is a region where the jet velocity is uniform, is formed from the jet outlet which is the damaged portion S inside the jet J having a conical shape which expands in diameter.
  • Mach waves having a wide directivity in the downstream direction are generated. It is considered that the intensity of the sound generated from the jet J is maximum near the end of the potential core and decreases as it goes downstream. Therefore, it is considered that the sound generated from the vicinity of the end of the potential core is dominant in the sound pressure level.
  • the sound pressure level of the sound generated from the jet J attenuates according to the distance from the damaged portion S. Therefore, if an abnormal noise in the boiler 100 that is considered to be generated from the jet J is measured, and the part where the highest sound pressure level is measured is specified, the approximate position of the damaged part S can be known. .
  • FIG. 5 shows a configuration example of the acoustic measurement section in the present embodiment.
  • the measurement partition example illustrated in FIG. 5 corresponds to the 16 virtual space regions illustrated in FIGS. 2 and 3.
  • the acoustic measurement is performed for the regions L1 to R8 in FIGS. 2 and 3, the regions L1 to R4 are respectively directed in the depth direction (D direction) of the boiler 100, and the regions L5 to R8 are respectively illustrated.
  • Sound is collected by a directional sound collector toward the width direction (W direction) of the boiler 100.
  • a directional sound collector is provided with a monitoring window in each area or a through hole for acoustic measurement near the center, and the sound collecting device is inserted into the furnace 110 through the monitoring window or the through hole. Do.
  • acoustic measurement may be performed near the center outside the furnace. Based on the acoustic data for each area measured by each sound collector, the position of the damaged portion S is estimated. In FIG. 5, since the sound pressure level in the frequency band that increases due to leakage measured in the regions R2 and R6 is relatively higher than in other regions, the damaged portion S is in the virtual space region (R2, R6). Is presumed to exist.
  • the directional sound collector may be installed in advance outside the furnace for acoustic measurement, or may be installed in advance in the furnace for acoustic measurement.
  • detection device 200 a tube leak detection device 200 (hereinafter abbreviated as “detection device 200”) used to detect the tube leak occurrence location in the boiler 100 described above will be described.
  • the detection device 200 includes a sound collection device 210 and a data processing device 220.
  • the sound collection device 210 includes a sound collection unit 211 and a directional microphone 212.
  • the sound collection unit 211 is a sound collection member formed as a parabolic surface inside, and also has a function of blocking noise from the outside of the furnace 110.
  • the directional microphone 212 is a microphone having a sharp directional characteristic with respect to the front front, and a microphone having a sound collecting function in an audible band and an ultrasonic band is preferably used. From the directional microphone 212, an acoustic signal to the data processing device 220 described below is extracted as an analog input waveform as illustrated in FIG.
  • the sound collecting device 210 may be prepared in the number of each acoustic measurement section (for example, 16 sets) described above, or one or a small number of sound collecting devices 210 may be sequentially used to measure each acoustic measurement section. It may be.
  • the data processing device 220 includes an A / D conversion unit 221, an FFT processing unit 222 (acoustic data conversion unit), a processing result determination unit 223, a boiler structure database 224 (heat exchange device structure storage unit), an output screen generation unit 225, a measurement A result display unit 226, an input unit 227, and a processing control unit 228 are provided.
  • the data processing device 220 may be a dedicated device as illustrated in FIG. 6, or may be configured by mounting software or hardware for realizing each function described later on a commercially available personal computer (hereinafter “PC”). May be.
  • the data processing device 220 has a general computer configuration including a processor such as a CPU and MPU, a memory such as a RAM and a ROM, an auxiliary storage device such as an HDD and an SSD, and a communication interface such as a NIC. It shall have.
  • the output screen generation unit 225 and the measurement result display unit 226 constitute an acoustic data display unit.
  • the A / D conversion unit 221 has a function of switching and receiving analog sound signals received from the plurality of sound collectors 210 and converting them into digital signals, and if necessary, an analog sound signal amplification circuit, A / D conversion processing A high-pass filter or a low-pass filter can be provided as a previous preprocessing unit.
  • the FFT processing unit 222 takes in the digital time-series signal that is the output of the A / D conversion unit 221 and performs fast Fourier transform (Fast Transformation, FFT) processing on the digital time-series signal to obtain a sound pressure level for each frequency band. Perform the conversion process. In addition, you may make it perform an FFT process using an analog FFT circuit, without converting an analog acoustic signal into a digital signal.
  • FFT fast Fourier transform
  • the processing result determination unit 223 is a processing unit provided as an option in the present embodiment, and compares the sound pressure level for each frequency band obtained for each acoustic measurement section in the FFT processing unit 222 with each other, and sets the acoustic measurement section. Processing is performed to determine in which corresponding virtual space region the damaged portion S that is the tube leak occurrence location exists.
  • the boiler structure database 224 is a database that holds structure data such as a structural diagram and a system diagram of a portion of the boiler 100 in which acoustic measurement sections and virtual space regions are set.
  • FIG. 7 shows a configuration example of the boiler structure database 224. In the example of FIG. 7, facility name, equipment name, and corresponding data items are recorded in the boiler structure database 224 in association with each other.
  • the name of the facility to be measured is recorded as, for example, A thermal power plant.
  • the name of the equipment to be measured is recorded as, for example, a boiler.
  • Corresponding data is the 3D CAD data and image data that are considered to contribute to the identification of the site of the damaged part S by referring to the measurement results such as the structural drawing and piping diagram of the measuring object specified by the corresponding facility and equipment name.
  • the file name may include path information and URL for specifying the file storage location.
  • the output screen generation unit 225 has a function of generating output screen data by synthesizing the processing result output in the FFT processing unit 222 or the processing result determination unit 223 and the structure data acquired from the boiler structure database 224 for the measurement target.
  • the measurement result display unit 226 has a function of displaying the screen data input generated by the output screen generation unit 225 on the screen as a measurement result, and an appropriate display device such as a liquid crystal display is used for the screen display.
  • the input unit 227 performs an operation instruction such as designation of a target facility and equipment, use of the processing result determination unit 223, and the like when performing inspection of equipment using the detection apparatus 200 of the present embodiment.
  • a keyboard, a mouse, a touch pad, a voice input device, or the like can be provided as appropriate input devices.
  • other output devices such as a printer may be provided.
  • the processing control unit 228 includes the A / D conversion unit 221, the FFT processing unit 222, the processing result determination unit 223, the boiler structure database 224, the output screen generation unit 225, the measurement result display unit 226, and the input unit 227 described above. And an operating system (OS) that serves as an execution base of the management software.
  • the processing control unit 228 can be provided with a communication interface for performing data exchange by communication with an external device such as a mobile terminal.
  • the operation data of the boiler for example, boiler feed water recording data, etc. is transmitted from the external device 300 such as the boiler control device to the processing control unit 228. be able to.
  • FIG. 8 shows an example of the tube leak detection processing flow.
  • the tube leak detection process is mainly executed by the process control unit 228 of the data processing device 220.
  • the processing control unit 228 displays information on the measurement target and information on the measurement mode input through the input unit 227.
  • Receive (S802).
  • the information related to the measurement target is, for example, a facility name stored in the boiler structure database 224 in FIG.
  • the measurement mode is an instruction regarding whether or not to perform processing for automatically estimating the position of the tube leak occurrence location (damage location S) from the acoustic measurement result using the function of the processing result determination unit 223.
  • the processing control unit 228 causes the FFT processing unit 222 to receive the digital acoustic signal output from the A / D conversion unit 221 (S803), and causes the FFT processing to be performed on the digital acoustic signal (S804). It is assumed that the digital output signal from the A / D conversion unit 221 is given an identification code (ID) for each measurement channel corresponding to the acoustic measurement section.
  • ID identification code
  • the processing control unit 228 determines whether or not to execute the determination process by the measurement result determination processing unit 223 according to the measurement mode specified through the input unit 227 (S805). When it determines with not performing a measurement result determination process (S805, No), the process control part 228 makes a process transfer to S807.
  • the process control unit 228 causes the measurement result determination processing unit 223 to execute the determination process on the processed digital data from the FFT processing unit 222 (S806).
  • the measurement result determination process for the data indicating the relationship between the frequency band corresponding to each acoustic measurement section and the sound pressure level, for example, the level value near 10 kHz is compared with each other, and the acoustic value showing the highest value is shown.
  • the process control unit 228 can make a determination by using boiler operation data obtained from the external device 300.
  • the process control unit 228 reads structural data corresponding to the facility and equipment to be measured with reference to the boiler structure database 224 based on the information regarding the measurement target acquired through the input unit 227 in S802 (S807).
  • the processing control unit 228 performs digital acoustic data after FFT processing obtained for each acoustic measurement section in S804, or determination result data obtained in the measurement result processing determination unit 223, and a structure related to the measurement target read in S807.
  • more detailed measurement result display data such as the determination of the position of the damaged portion S and the estimated value of the leakage amount are generated and displayed by the measurement result display unit 226.
  • the output is made (S808).
  • the process control unit 228 ends the tube leak detection process (S809).
  • the position and amount of the tube leak occurrence in the furnace 110 can be estimated by acoustically measuring the furnace 110, and whether or not the boiler 100 can continue to be operated. It is possible to easily obtain operational judgment materials such as the above. Moreover, if the determination process by the measurement result process determination part 223 is performed, the location of the tube leak occurrence and the estimation of the leak amount can be automated.
  • FIG. 9 shows a display example of the measurement result display screen 300 obtained when the tube leak detection process is executed by the detection apparatus 200 of the present embodiment.
  • the display example of FIG. 9 illustrates a case where determination processing by the measurement result determination processing unit 223 is not performed.
  • the measurement result display screen 300 includes an acoustic measurement result display unit 310 and a measurement target display 320.
  • the acoustic measurement result display unit 310 is a digital acoustic data obtained by the FFT processing unit 222 for each acoustic measurement section (16 sections of L1 to R8 in this embodiment), and data indicating the relationship between the frequency band and the sound pressure level. Is shown as a graph.
  • the measurement target display 320 displays image data read from the boiler structure database 224 as a measurement target together with the target facility and equipment name.
  • FIG. 10 shows an example of an acoustic data waveform displayed on the acoustic measurement result display unit 310 of the measurement result display screen 300.
  • the sound pressure level in the region L1 is higher than the acoustic data in other regions.
  • an increase in sound pressure level due to tube leak is observed remarkably in the vicinity of a frequency of 10 kHz to 50 kHz, for example.
  • the region L1 corresponds to the upper left portion when viewed from the front side of the boiler.
  • the measurement result determination processing unit 223 performs automatic comparison determination processing of digital acoustic data, an area identified as having a high possibility of occurrence of a tube leak from the determination processing result is superimposed on the measurement target display 320.
  • the location can be displayed on the screen by a technique such as display.
  • FIG. 11A and FIG. 11B show a conceptual diagram and an acoustic measurement example of this modification, respectively.
  • acoustic measurement is performed in a lattice form from two directions orthogonal to the furnace 110 of the boiler 100.
  • the acoustic measurement is performed on the furnace 110 through different monitoring windows on one surface. The point to do is different.
  • FIGS. 11A and 11B correspond to FIG. 3 relating to the above-described embodiment, and perform acoustic measurement from a plurality of locations (indicated by reference numerals L1, L2, R1, and R2) on the front side surface of the furnace 110.
  • FIGS. Yes In FIG. 11A, for example, it is assumed that the sound pressure level is measured by a sound collector having directivity from a monitoring window indicated by symbols L1 and R1.
  • the sound pressure level is measured with a sound collector having directivity from the monitoring windows indicated by reference characters L1 and R1 in FIG. 11A.
  • the sound pressure level is measured by the sound collector 211 in the range of 90 ° to ⁇ 90 ° in the horizontal plane, the vertical plane, or the oblique 45 ° plane from the front front. .
  • It is possible to estimate the position of the damaged portion S by specifying the direction in which the maximum sound pressure level is measured in each of these planes for each of L1 and R1 and estimating the intersection location.
  • the measured value of the sound pressure level is expressed by the thickness of the arrow, and the thicker the arrow, the larger the measured sound pressure level.
  • the thickest arrow among the results measured from L1 indicates the direction of the ejection port, and by adding the direction of the thickest arrow among the results measured from R1, The approximate position of the damaged portion S can be estimated.
  • the sound pressure level is measured in the range of 90 ° to ⁇ 90 ° in the horizontal plane from the front front by the sound collector 211. It is considered that the intersection in the direction where the sound pressure level measurement value is the largest in each of L1 and R1 is the approximate position of the jet outlet on the horizontal plane of the furnace 110.
  • the sound pressure level is measured in a range of 90 ° to ⁇ 90 ° in the vertical plane with the front front as the center at any position of L1 and R1. It is presumed that there is a jet J spout from the damaged part S of the pipe near the intersection of the direction (angle with respect to the horizontal plane) where the maximum sound pressure level is measured in this vertical plane and the position on the horizontal plane. .
  • boiler operation data such as the amount of water supplied from the external device 300 to the boiler 100 is input to the data processing device 220 over time.
  • the sound pressure level measurement values collected by the sound collecting device 210 are stored in an appropriate storage device of the data processing device 220.
  • the process control unit 228 holds the sound pressure level measurement value when it is determined that the tube leak has occurred, the water supply amount to the boiler 100 and the operation load in association with the measurement time point. Also.
  • the process control unit 228 is stored by the process control unit 228 in an appropriate storage device provided in the data processing apparatus 220.
  • the past sound pressure level measurement value, water supply amount, operation load, sound pressure level measurement value during normal operation, water supply amount, and operation load From this relationship, it is possible to estimate the necessary amount of makeup water, in other words, the amount of leaked water accompanying tube leak.
  • the water supply amount and the operation load data when it is newly determined that the tube leak has occurred may be used in addition.
  • the distance and sound from the sound measurement location to the outlet may be held in the processing control unit 228, and the leakage water amount may be estimated from this relationship.
  • the sound power level estimated from the sound pressure level measurement value measured sufficiently away from the water cooling wall without using the sound collector 210, the reverberation time in the boiler, and the volume of the boiler, and the amount of water supplied to the boiler 100 May be stored in the processing control unit 228 or the like in association with each other, and the amount of water leakage may be estimated from this relationship.
  • the structure power of the measurement object can be called to estimate the sound power level of the measurement object.
  • a large number of parabolic sound collectors are installed so that multi-directional sound can be individually collected as shown in FIG. 12, and the sound pressure level can be individually measured for the sound in each direction. You may make it measure by. If the configuration illustrated in FIG. 12 is used, it is possible to save the trouble of accurately setting the angle of the sound collector 211 every time measurement is performed.
  • acoustic measurement is performed with directivity during boiler operation, and the results are displayed in a list, so that acoustic measurement of each part of the furnace is performed. By comparing the results with each other, it is possible to easily estimate the tube leak occurrence location.

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Abstract

【課題】ボイラ等の熱交換機器におけるチューブリークの発生箇所を簡便に検出することを可能とするチューブリーク検知装置、及びチューブリーク検知方法を提供する。 【解決手段】熱交換機器内に設置されている流体配管の漏出発生箇所を検出するためのチューブリーク検知装置であって、測定対象である前記熱交換機器内の前記流体配管が設置されている部分から発せられる音響を、指向性をもって集音する集音部と、前記集音部の出力である、前記集音された音響信号を受信して、前記各音響信号を、周波数帯域と音圧レベルとの関係を表す音響データに変換する音響データ変換部と、前記音響データ変換部の出力である前記各音響データを取得して、前記各音響データを相互に比較することができるように表示する音響データ表示部とを備えている。

Description

チューブリーク検知装置、及びチューブリーク検知方法
　この発明は、チューブリーク検知装置、及びチューブリーク検知方法に関する。
　火力発電所で使用されているボイラは、火炉の周囲に設置した水冷壁の管内に流れる給水を加熱することで、蒸気タービンを駆動するための蒸気を生成している。また、水冷壁の管内で生成された飽和蒸気は、熱効率を向上させるために、過熱器に送られるが、この過熱器は、屈曲する長い配管で形成された略矩形のパネルとして構成されており、火炉内に設けられる。さらに、いったん高圧蒸気タービンで使用された蒸気を次の中圧蒸気タービンで再利用する前に再度加熱するための再熱器も、同様のパネル状に構成されて、火炉内に設けられる。ボイラは、このように水、及び蒸気が流れる配管を複雑に組み合わせてなる構造物である。
　前記した火炉内に設けられる過熱器、あるいは再熱器等は多数の配管で構成されている。配管外部には燃焼ガスが流れ、輻射及び伝熱により高温に熱せられており、配管内部には高温高圧の蒸気が流れ配管材料には蒸気の圧力により高い応力がかかっている。そのため、高温高圧によるクリープ損傷・石炭灰等によるエロージョン等により配管の劣化が進行してき裂が発生し、高温高圧の蒸気が火炉内に噴出する現象であるチューブリークが発生することがある。チューブリークが発生した後もボイラの運転を継続した場合、蒸気の噴出に伴う配管の揺動、劣化の進行等により、き裂が拡大するおそれがある他、配管内の蒸気が炉内へ噴出する事で灰が周辺の配管に吹き付けられてエロージョンが進行したり、配管内を流れる蒸気量が減少して配管材が過熱しクリープ損傷が進行したりして、過熱器、再熱器の他の部分のチューブリークを引き起こすおそれもあるため、一般にチューブリークの発生が確認されれば、できるだけ速やかにボイラの運転を停止させる必要がある。
　ボイラの運転停止後、チューブリーク発生場所を確認してその部分を修理し、その周辺部分あるいは他のチューブリーク発生につながる損傷が疑われる箇所を検査して問題が有ればそのような箇所の配管も修理し、修理完了後、ボイラの運転を再開する。電力需要及び系統運用上の制約から、又は燃料費が低廉な高効率発電設備の利用及び発電設備の効率的な運用が望まれるため、利用率の高い設備ほど早期の運転再開が望まれる。
　しかし、前記のように、ボイラの過熱器、再熱器は、火炉内上部に複雑に密集して配置され、また、炉内は火炎やばい煙により見通しが悪く、チューブリーク発生箇所を特定することは困難であった。例えば、ボイラの水冷壁には、監視窓（ピープホール）が必要箇所に設けられて、水冷壁の外部から火炉内を目視することができるが、小径で視界が限定される上、前記のように、火炉内にはパネル状に構成された過熱器、再熱器が複雑に密集して設けられているため、チューブリーク発生箇所を直接監視窓から視認することができない場合がある。また、特に石炭燃焼ボイラの場合には、火炉内の微粉炭の燃焼炎及びばい煙等により視界が悪く、チューブリーク発生箇所を直接目視する妨げとなる。
　以上のような問題点を踏まえ、音響を利用してチューブリークを検出しようとする試みが、従来提案されている。例えば、特許文献１には、原子力発電所のナトリウム加熱蒸気発生器の容器胴部の外壁に、音響データ受信アレイを形成し、検出した音響信号を遅延和法ビームフォーミング処理することにより最大音響検出値を求め、予め同様の手法で正常運転時における蒸気発生器運転ノイズについて求めたバックグラウンドノイズと比較し、両者間に有意な違いが生じたときに水リークが発生しているものと判定する構成が開示されている。また、特許文献２には、蒸気管が配設された天井ハウジング内に音響センサを複数配設し、正常運転時に検出された正常運転時音響データと任意計測時音響データとを運転出力に応じて比較することによって蒸気管から蒸気が漏洩しているか否かを判定すると共に漏洩箇所を特定する漏洩箇所検出装置の構成が開示されている。また、特許文献３には、ボイラ炉棟の外壁に設置された複数の振動センサからの振動データをデジタルデータに変換し、周波数分析して全振動センサについてのボイラ正常運転時の定常データと任意の計測時の計測データとを計測し、これら定常データ及び計測データとの高域の特定周波数と低域の特定周波数との変化分を計測し、これら変化分データに基づいてボイラ炉棟内に配設された配管のリークを判定するチューブリークの検知方法が開示されている。
特開２０１０－１４５０６８号公報 特開２０１０－１３３５８５号公報 特開平５－１８７６０４号公報
　特許文献１、３は、正常運転時に採取された音響データをリファランスとして、任意時に採取した音響データをこれと比較して、異常な差があることを検出したときに蒸気漏れありと判定する構成であるが、蒸気漏れが発生した箇所を特定することについては開示していない。また、特許文献２では、複数の音響センサを蒸気管周辺に規則的に配置することで、蒸気漏れの発生箇所を特定する構成に言及しているが、例えば図１に示されているように、音響センサの配置は平面的であり、蒸気漏れの発生箇所を立体的に特定することは開示されていない。すなわち、これらの先行技術においては、ボイラの炉内が金属製の水冷壁に囲まれた空間であり、チューブリークの噴出音があまり減衰することなく反響するため、拡散音場（ある区域内で、エネルギ密度が一様で、かつすべての方向に対するエネルギの流れが等しい確率であるとみなせる分布をしている音場）で音圧レベルを測定するに等しく、チューブリークによる噴出音発生源の位置を特定することが困難であった。音響センサが指向性を備えていればチューブリークによる噴出音を水冷壁からの反射音を含まず音源から直線的に来る音響の音圧レベルを直接測定する条件に近づくことになり、自由音場（音の直進を妨げる物体が存在せず、かつ屈折なども生じず、音の強さが音源からの距離の２乗に比例して減衰しながら音が伝播していく音場）での音圧レベル測定と同様と見なせば位置特定が容易になる。
　本発明は上記の、及び他の課題を解決するために、上記の知見に基づいてなされたものであり、その一つの目的は、ボイラ等の熱交換機器におけるチューブリークの発生箇所を簡便に検出することを可能とするチューブリーク検知装置、及びチューブリーク検知方法を提供することである。
　上記の目的を達成するために本発明の一態様は、熱交換機器内に設置されている流体配管の漏出発生箇所を検出するためのチューブリーク検知装置であって、測定対象である前記熱交換機器内の前記流体配管が設置されている部分から発せられる音響を、指向性をもって集音する集音部と、前記集音部の出力である、前記集音された音響信号を受信して、前記各音響信号を、周波数帯域と音圧レベルとの関係を表す音響データに変換する音響データ変換部と、前記音響データ変換部の出力である前記各音響データを取得して、前記各音響データの波形を相互に比較することができるように音響波形として視覚的に表示する音響データ表示部とを備えていることを特徴とする。なお前記音響データは、測定時刻、測定時間、測定場所の位置、集音方向、測定時のボイラの運転データ等の測定条件データを含むことができる。
　本発明の一態様に係るチューブリーク検知装置、及びチューブリーク検知方法によれば、ボイラ等の熱交換機器におけるチューブリークの発生箇所を簡便に検出することが可能となる。
図１Ａは、火力発電所のボイラの構成を例示する模式縦断面図である。 図１Ｂは、火力発電所のボイラに設けられる過熱器の構成を例示する模式図である。 図２は、火力発電所のボイラの構成を例示する模式斜視図である。 図３は、本発明の一実施形態によるチューブリーク検知方法の構成を示す模式図である。 図４は、本発明の一実施形態によるチューブリーク検知方法の原理を示す模式図である。 図５は、本発明の一実施形態によるチューブリーク検知方法の構成を示す模式図である。 図６は、本発明の一実施形態によるチューブリーク検知装置の構成を示す模式図である。 図７は、本発明の一実施形態によるボイラ構造データベース２２４の構成例を示す図である。 図８は、本発明の一実施形態によるチューブリーク検知処理の処理フロー例を示す図である。 図９は、本発明の一実施形態によるチューブリーク検知方法の測定結果表示画面例を示す模式図である。 図１０は、音響データの表示例を示す図である。 図１１Ａは、本発明の一実施形態の変形例によるチューブリーク検知方法の原理を示す図である。 図１１Ｂは、図１１Ａのチューブリーク検知方法の一例を示す模式図である。 図１２は、本発明の一実施形態の他の変形例によるチューブリーク検知方法の原理を示す図である。
　以下、本発明をその一実施形態に即して添付図面を参照しつつ説明する。
＝＝火力発電所のボイラの概要＝＝
　図１Ａ、図１Ｂ、図２に、火力発電所に設置されるボイラ１００（熱交換機器）の構成例を、模式的に示している。火力発電所に設置される典型的なボイラ１００は、逆Ｕ字型のガス流路を構成している火炉１１０を備えている。図示を略す送風機等から火炉１１０内で石炭、重油等の燃料を燃焼させるために必要な空気を火炉１１０内に圧送している。火炉１１０には、バーナー１３０が設けられている。石炭焚きボイラの場合、バーナー１３０から微粉炭と燃焼空気が炉内へ送られ燃焼し、燃焼ガスの流れとなって火炉１１０の上部へ流動していく。重油焚きボイラの場合には、バーナー１３０から重油スプレイを火炉１１０内に噴射して同様に燃焼させる。いずれの場合でも、高温の燃焼ガスが火炉１１０の逆Ｕ字型ガス流路に沿って移動していく。火炉１１０の上部には、後述する過熱器１５０や再熱器１２０のヘッダと各種機器からの配管の接続部が収納される配管収装部１６０が設置されている。
　火炉１１０のバーナー１３０取付部及びその上方の周囲壁は、水冷壁１４０で火炉１１０を取り囲むように構成されている。図１Ａ、図２では、水冷壁１４０の部分をハッチングにより図示している。水冷壁１４０は、図外の蒸気タービンを駆動させる蒸気を生成するための構造物であり、内部を水が流通する多数の配管をパネル状に組み合わせた構成を有する。このパネル状の水冷壁１４０が火炉１１０の周囲に配設されており、火炉１１０内の燃焼ガスで加熱されることにより、配管の内部を流通する水が加熱されて蒸気となる。
　水冷壁１４０内で生成された蒸気は、さらに熱効率を向上させるために過熱器１５０に導入される。図１Ａに例示するように、過熱器１５０は、火炉１１０の天井部から吊り下げられるようにして火炉１１０内に設けられる。図１Ｂに、過熱器１５０の構成例を模式的に示している。過熱器１５０は、例えば略Ｕ字状に形成された蒸気管路１５０ａ（流体配管）を互いに密接させて固定してなるパネル状の構成部材である。過熱器１５０内を流通する蒸気は、火炉１１０内を流動する燃焼ガスからの伝熱により過熱蒸気とされ、蒸気タービンへ送られる。なお、過熱器１５０と同様の形態で、いったん蒸気タービンで膨張仕事をして温度低下した蒸気を再度加熱するための再熱器１２０も、火炉１１０内に設けられる。さらに、火炉１１０内には、蒸気タービンを出た蒸気を再度加熱して再熱サイクル蒸気タービンへ送る機能を果たす再熱器１２０、水冷壁１４０に供給される前に給水を加熱することで熱効率を高める機能を果たす節炭器等の機器１７０も設置される。このように、火炉１１０内には多数の管路が設置されるほか、石炭焚きボイラの場合には、火炉１１０内に粉塵が浮遊するため、視認性が悪くなっている。
　図２には、図１に対応する石炭焚きボイラ１００の斜視図を例示している。図２に示すように、本実施形態では、火炉１１０の内部の過熱器１５０が設置されている部分を、（Ｌ１，Ｒ１）、（Ｌ２，Ｒ２）、…、（Ｌ８，Ｒ８）の１６の領域に、立体的に、かつ仮想的に区画している。言い換えると、図２においては、上記の過熱器１５０が設置されている火炉１１０内が、幅Ｗ、高さＨ、奥行きＤで規定される三次元空間について、１６個の直方体状仮想空間領域に分割されている。本実施形態では、後述する音響測定によって、この１６個の空間領域のいずれにチューブリークの発生箇所が存在するかを特定することとしている。
　図３に、音響測定の対象となる図２の仮想空間領域と、その仮想空間領域内でチューブリークが発生している状況を、模式的に示している。図３の例では、パネル構造の過熱器１５０を構成している配管１５０ａにき裂等の損傷箇所Ｓが生じ、配管１５０ａ内を流通している高温高圧の蒸気が噴流Ｊとして高速で噴き出している状況が示されている。図４には、図３の噴流Ｊから音響が発生している状況を、模式的に示している。図４は、配管１５０ａに生じた損傷箇所Ｓから、右手方向に向かって高温高圧蒸気の噴流Ｊが遷音速あるいは超音速で噴出する状況を示している。この噴流Ｊによる音響の発生理論に関しては、例えば、後藤、野々村、藤井、「ポテンシャルコア内で斜め平板に衝突する超音速噴流の音響発生メカニズム」、第２２回数値流体力学シンポジウム、Ｂ１０－４等に論述されている。拡径する円錐形状を有する噴流Ｊの内部には、損傷箇所Ｓである噴出口から、噴流速度が一様な領域であるポテンシャルコアが形成されている。一方、噴流Ｊの剪断層では、波同士の間隔が広く、下流方向への強い指向性を有するマッハ波が発生していると考えられる。噴流Ｊから発生する音響の強度は、ポテンシャルコアの終端近傍が極大であり、下流側に行くに従って減少すると考えられる。従って、ポテンシャルコアの終端近傍から発生する音響が音圧レベルにおいて支配的であると考えられる。
　すなわち、図４の上部にグラフ化して示すように、噴流Ｊから発生する音響の音圧レベルは、損傷箇所Ｓからの距離に従って減衰していく。したがって、噴流Ｊから発生していると考えられるボイラ１００内の異音を測定し、もっとも高い音圧レベルが測定される部位が特定されれば、損傷箇所Ｓの概略の位置を知ることができる。
　また、堤、高木、中西、岡本、寺本、「斜め平板と超音速ジェット干渉に起因した空力騒音の解析」、第２４回数値流体力学シンポジウム、Ｃ７－２、及び、西村、「噴流発生音の相似則に関する基礎研究」等にて論述されているように、損傷箇所Ｓである噴出口からの噴出直後において周波数の高い音波が発生する。したがって、噴流Ｊから発生していると考えられるボイラ１００内の異音を測定し、高い周波数の音響が測定される部位が特定されれば、損傷箇所Ｓの概略の位置を知ることができる。
　図５に、本実施形態における音響測定区画の構成例を示している。図５に例示している測定区画例は、図２、図３に示した１６個の仮想空間領域に対応している。音響測定は、図２、図３の領域Ｌ１～領域Ｒ８について実施するものとし、領域Ｌ１～領域Ｒ４についてはそれぞれボイラ１００の奥行き方向（Ｄ方向）に向けて、領域Ｌ５～領域Ｒ８についてはそれぞれボイラ１００の幅方向（Ｗ方向）に向けて、指向性集音装置で集音する。指向性集音装置を、例えば各領域の監視窓や、または、中央付近に音響測定用貫通穴を設け、この監視窓や貫通穴を通じて火炉１１０内に集音装置を差し入れることにより音響測定を行う。または火炉外部の中央付近で音響測定しても良い。各集音装置によって測定された領域ごとの音響データに基づいて、損傷箇所Ｓの位置を推定する。図５では、領域Ｒ２及びＲ６で測定された漏洩によって増大する周波数帯の音圧レベルが他の領域よりも相対的に大であることから、損傷箇所Ｓは仮想空間領域（Ｒ２，Ｒ６）内に存在することが推定される。なお指向性集音装置は、予め火炉外部へ設置して音響測定しても良いし、予め火炉内部へ設置して音響測定しても良い。
＝＝チューブリーク検知装置の説明＝＝
　次に、以上説明したボイラ１００におけるチューブリーク発生箇所検出を行うために用いられるチューブリーク検知装置２００（以下「検知装置２００」と略称）について説明する。
　図６に例示するように、検知装置２００は、集音装置２１０と、データ処理装置２２０とを備えている。集音装置２１０は、集音部２１１及び指向性マイクロフォン２１２を備えている。集音部２１１は内部がパラボラ面として形成されている集音部材であり、火炉１１０の外部からの騒音を遮断する機能も有する。指向性マイクロフォン２１２は、前方正面に対して先鋭な指向特性を有するマイクロフォンであり、可聴帯域及び超音波帯域での集音機能を有するものが好適に用いられる。指向性マイクロフォン２１２からは、次に述べるデータ処理装置２２０への音響信号が、図６に例示するようなアナログ入力波形として取り出される。なお、集音装置２１０は、前記した各音響測定区画の数（例えば１６セット）用意してもよいし、１または少数の集音装置２１０を順次使用して各音響測定区画の測定を行うようにしてもよい。
　データ処理装置２２０は、Ａ／Ｄ変換部２２１、ＦＦＴ処理部２２２（音響データ変換部）、処理結果判定部２２３、ボイラ構造データベース２２４（熱交換機器構造格納部）、出力画面生成部２２５、測定結果表示部２２６、入力部２２７、及び処理制御部２２８を備えている。データ処理装置２２０は、図６に例示するような専用装置としてもよいし、市販のパーソナルコンピュータ（以下「ＰＣ」）に後述する各機能を実現するためのソフトウェアあるいはハードウェアを実装することにより構成してもよい。また、本実施形態では、データ処理装置２２０は、ＣＰＵ、ＭＰＵ等のプロセッサ、ＲＡＭ、ＲＯＭ等のメモリ、ＨＤＤ、ＳＳＤ等の補助記憶デバイス、ＮＩＣ等の通信インタフェースを備える一般的なコンピュータの構成を有しているものとする。なお、出力画面生成部２２５及び測定結果表示部２２６が、音響データ表示部を構成する。
　Ａ／Ｄ変換部２２１は、複数の集音装置２１０から受信するアナログ音響信号を切り替えて受信しデジタル信号に変換する機能を備え、必要に応じてアナログ音響信号の増幅回路、Ａ／Ｄ変換処理前の前処理部としてのハイパスフィルタあるいはローパスフィルタを設けることができる。ＦＦＴ処理部２２２は、Ａ／Ｄ変換部２２１の出力であるデジタル時系列信号を取り込んでこれに対して高速フーリエ変換（Fast Fourier Transformation、ＦＦＴ）処理を実行し、周波数帯域ごとの音圧レベルに変換する処理を行う。なお、アナログ音響信号をデジタル信号に変換することなくアナログＦＦＴ回路を用いてＦＦＴ処理するようにしてもよい。
　処理結果判定部２２３は本実施形態におけるオプションとして設けられる処理部であり、ＦＦＴ処理部２２２において音響測定区画ごとに得られた周波数帯域別音圧レベルを相互に比較対照して、音響測定区画に対応するいずれの仮想空間領域にチューブリーク発生箇所である損傷箇所Ｓが存在するか判定する処理を行う。ボイラ構造データベース２２４は、音響測定区画及び仮想空間領域が設定されているボイラ１００の部位についての構造図、系統図等の構造データを保持しているデータベースである。図７にボイラ構造データベース２２４の構成例を示している。図７の例では、ボイラ構造データベース２２４には、施設名称、設備名称、及び対応データの項目が対応付けて記録されている。施設名称は測定対象である施設の名称を、例えばＡ火力発電所と記録する。設備名称は、測定対象である設備の名称を、例えばボイラと記録する。対応データは、対応する施設、設備名称で特定される測定対象についての構造図、配管図等、測定結果と共に参照することにより損傷箇所Ｓの部位特定に資すると考えられる３次元CADデータや画像データ等のファイル名を記録する。なお、このファイル名にはファイル格納場所を特定するためのパス情報、ＵＲＬを含めてもよい。
　出力画面生成部２２５は、ＦＦＴ処理部２２２あるいは処理結果判定部２２３における処理結果出力と、測定対象についてボイラ構造データベース２２４から取得した構造データとを合成することにより出力画面データを生成する機能を有する。測定結果表示部２２６は、出力画面生成部２２５で生成された画面データの入力を、測定結果として画面表示する機能を有し、画面表示には液晶ディスプレイ等適宜の表示デバイスが用いられる。入力部２２７は、本実施形態の検知装置２００を用いて設備の検査を行うに当たり、対象となる施設、設備の指定、処理結果判定部２２３の使用有無等の操作上の指示をデータ処理装置２２０に入力するための種々の入力デバイスを含み、例えばキーボード、マウス、タッチパッド、音声入力デバイス等の適宜の入力デバイスを設けることができる。また、表示デバイスだけでなく、プリンタ等の他の出力デバイスを設けてもよい。
　処理制御部２２８は、上記に説明したＡ／Ｄ変換部２２１、ＦＦＴ処理部２２２、処理結果判定部２２３、ボイラ構造データベース２２４、出力画面生成部２２５、測定結果表示部２２６、及び入力部２２７についての動作を管理する機能を有し、その管理ソフトウェアの実行基盤となるオペレーティングシステム（ＯＳ）を含む。また、処理制御部２２８には、モバイル端末等の外部装置と通信によりデータ授受を実行するための通信インタフェースを設けることができる。なお、後述するチューブリーク検出時の漏洩量推定処理のために、ボイラ制御装置等の外部装置３００から処理制御部２２８に、ボイラの運転データ、例えばボイラ給水記録データ等を送信するように構成することができる。
＝＝チューブリーク検知処理の説明＝＝
　次に、本実施形態における検知装置２００によって実行されるチューブリーク検知処理について説明する。図８に、チューブリーク検知処理フローの一例を示している。チューブリーク検知処理は、データ処理装置２２０の処理制御部２２８によって主として実行される。入力部２２７からの検知シーケンス開始の指示を受けて検知処理フローが開始されると（Ｓ８０１）、まず、処理制御部２２８は、入力部２２７を通じて入力された測定対象に関する情報及び測定モードに関する情報を受信する（Ｓ８０２）。測定対象に関する情報とは、例えば図７のボイラ構造データベース２２４に格納されている施設名、及び設備名の指定である。測定モードとは、処理結果判定部２２３の機能を使用して音響測定結果からチューブリーク発生箇所（損傷箇所Ｓ）の位置を自動的に推定する処理を行うかどうかに関する指示である。
　次いで、処理制御部２２８は、ＦＦＴ処理部２２２に、Ａ／Ｄ変換部２２１が出力するデジタル音響信号を受信させ（Ｓ８０３）、そのデジタル音響信号についてＦＦＴ処理を実行させる（Ｓ８０４）。なお、Ａ／Ｄ変換部２２１からのデジタル出力信号には、音響測定区画に対応する測定チャネルごとに識別符号（ＩＤ）が付されているものとする。次いで、処理制御部２２８は、入力部２２７を通じて指定された測定モードに従って、測定結果判定処理部２２３による判定処理を実行するか判定する（Ｓ８０５）。測定結果判定処理を実行しないと判定した場合（Ｓ８０５、Ｎｏ）、処理制御部２２８は、処理をＳ８０７に移行させる。測定結果判定処理を実行すると判定した場合（Ｓ８０５、Ｙｅｓ）、処理制御部２２８は、測定結果判定処理部２２３にＦＦＴ処理部２２２からの処理済みデジタルデータについて、判定処理を実行させる（Ｓ８０６）。測定結果判定処理の内容としては、各音響測定区画に対応する周波数帯域と音圧レベルとの関係を示すデータについて、例えば１０ｋHz付近でのレベル値を相互に比較し、もっとも高い値を示した音響測定区画を損傷箇所Ｓが存在する可能性の高い区画として特定する手法が考えられるが、過去の正常運転時の各音響測定区画に対応する周波数帯域と音圧レベルとの関係を示すデータと比較する等、他のパターン比較等の判定手法を適宜採用することができる。また処理制御部２２８が外部装置３００から得たボイラ運転データを利用し判定することもできる。
　Ｓ８０７では、処理制御部２２８は、Ｓ８０２で入力部２２７を通じて取得した測定対象に関する情報に基づき、ボイラ構造データベース２２４を参照して測定対象の施設、設備に対応する構造データを読み出す（Ｓ８０７）。次いで、処理制御部２２８は、Ｓ８０４で音響測定区画ごとに得られたＦＦＴ処理後のデジタル音響データ、あるいは測定結果処理判定部２２３において得られた判定結果データと、Ｓ８０７で読み出した測定対象に関する構造データと、外部装置３００から得たボイラ運転データとから、更に詳細な損傷箇所Ｓの位置の判定や漏洩量の推定値等の測定結果表示データを生成してこれを測定結果表示部２２６によって表示出力させる（Ｓ８０８）。以上で、処理制御部２２８は、チューブリーク検知処理を終了する（Ｓ８０９）。
　以上説明した本実施形態のチューブリーク検知処理によれば、火炉１１０内のチューブリーク発生箇所の位置や漏洩量を、火炉１１０を音響測定することにより推定することができ、ボイラ１００の運転継続可否等の運用上の判断材料を簡便に得ることができる。また、測定結果処理判定部２２３による判定処理を実行させれば、チューブリーク発生箇所の特定や漏洩量の推定を自動化することができる。
　図９に、本実施形態の検知装置２００によりチューブリーク検知処理を実行した場合に得られる測定結果表示画面３００の表示例を示している。図９の表示例は、測定結果判定処理部２２３による判定処理を行わない場合を示している。測定結果表示画面３００には、音響測定結果表示部３１０と、測定対象表示３２０とが含まれる。音響測定結果表示部３１０は、音響測定区画（本実施形態ではＬ１～Ｒ８の１６区画）ごとにＦＦＴ処理部２２２で得られたデジタル音響データを、周波数帯域と音圧レベルとの関係を示すデータを表示するグラフとして示している。また、測定対象表示３２０には、測定対象としてボイラ構造物データベース２２４から読み出された画像データが、対象施設、設備名と共に表示される。
　図１０に、測定結果表示画面３００の音響測定結果表示部３１０に表示される音響データ波形の一例を示している。図１０の例では、領域Ｌ１～領域Ｒ４についての音響データから、領域Ｌ１における音圧レベルが他の領域の音響データと比較して高いことを、視覚的に確認することができる。従来、チューブリークに伴う音圧レベルの増大は、例えば周波数１０kHz～５０kHz付近で顕著に観測されることがわかっている。一方、測定対象表示３２０と比較対照すると、Ａ火力発電所のボイラ１号において、領域Ｌ１は、ボイラ前面側から見て左上部に対応することがわかる。したがって、図９の測定結果表示画面３００からは、Ａ火力発電所ボイラ１号の火炉左上部においてチューブリークが発生していると判定することができる。また、測定結果判定処理部２２３によりデジタル音響データの自動比較判定処理を行う場合には、判定処理結果によりチューブリーク発生箇所がある可能性が高いと特定された領域について、測定対象表示３２０に重畳させて表示を行う等の手法で当該箇所を画面上に表示することができる。
　次に、以上説明した本発明の実施形態の変形例について説明する。図１１Ａ、図１１Ｂに、本変形例の概念図及び音響測定例を、それぞれ示している。前記の実施形態では、ボイラ１００の火炉１１０に対して直交する二方向から格子状に音響測定を行ったが、本変形例では、火炉１１０に対して一つの面の異なる監視窓を通じて音響測定を行う点が異なる。図１１Ａ、図１１Ｂは、前記実施形態に関する図３に対応しており、火炉１１０の手前側の面の複数箇所（符号Ｌ１、Ｌ２、Ｒ１、Ｒ２で示している。）から音響測定を行なっている。図１１Ａにおいて、例えば符号Ｌ１、Ｒ１で示す監視窓から指向性を有する集音器で音圧レベルを測定するものとする。
　例えば、図１１Ａにおいて符号Ｌ１、Ｒ１で示す監視窓から指向性を有する集音器で音圧レベルを測定するものとする。この際、Ｌ１、Ｒ１の位置において、集音器２１１により、それぞれ前方正面から水平平面内や鉛直平面内や斜め４５°の面内で９０°～－９０°の範囲で音圧レベルを測定する。これら各平面面内で最大音圧レベルが測定された方向をＬ１、Ｒ１のそれぞれについて特定し、その交差場所を推定する事で損傷箇所Ｓの位置を推定することが可能となる。図１１Ｂで、矢印の太さで音圧レベルの測定値を表現しており、矢印が太いほど音圧レベル測定値が大であることを示している。図１１Ｂの例では、Ｌ１から測定された結果のうち最も太い矢印が噴出口の方向を示し、これにＲ１から測定された結果のうち最も太い矢印の方向を加味することで、火炉１１０内における損傷箇所Ｓの概略位置を推定することができる。
　簡略的な方法として、Ｌ１、Ｒ１の位置において、集音器２１１により、それぞれ前方正面から水平平面内で９０°～－９０°の範囲で音圧レベルを測定する。Ｌ１、Ｒ１それぞれで最も音圧レベル測定値が大であった方向の交点が、火炉１１０の水平面上における噴出口の概略位置であると考えられる。次いで、Ｌ１、Ｒ１のいずれかの位置で、前方正面を中心として鉛直面内で９０°～－９０°の範囲で音圧レベルを測定する。この鉛直面内で最大音圧レベルが測定された方向（水平面に対する角度）と前記水平面上での位置との交点付近に、配管の損傷箇所Ｓからの噴流Ｊの噴出口があると推定される。
　また、本発明の実施形態において、チューブリークによるボイラ水の漏出量を推定する構成を得ることも可能である。この場合、図６において、データ処理装置２２０に外部装置３００からボイラ１００への給水量などのボイラ運転データを経時的に入力しておくようにする。データ処理装置２２０では、例えば処理制御部２２８において、集音装置２１０によって収集された音圧レベル測定値が、データ処理装置２２０の適宜の記憶デバイスに格納されている。ここでは、処理制御部２２８が、チューブリーク発生と判定された場合の音圧レベル測定値と、その測定時点に対応してボイラ１００への給水量と運転負荷とを対応付けて保持しているもとする。具体的には、処理制御部２２８はデータ処理装置２２０に設けられる適宜の記憶デバイス内に処理制御部２２８によって格納される。この場合、新たにチューブリーク発生と判定された場合の音圧レベル測定値に関して、過去の音圧レベル測定値と給水量と運転負荷と正常運転時の音圧レベル測定値と給水量と運転負荷との関係から、必要な補給水量、言い換えればチューブリークに伴う漏洩水量を推定することができる。推定には、新たにチューブリーク発生と判定された場合の給水量と運転負荷のデータを加えて用いても良い。
　なお、上記過去の音圧レベル測定値と給水量と運転負荷と正常運転時の音圧レベル測定値と給水量と運転負荷との関係に代えて、音響測定場所から噴出口までの距離と音圧レベル測定値によって推定される音響パワーレベルと過去の音響パワーレベルと給水量と運転負荷との関係を例えば処理制御部２２８に保持しておき、この関係から漏洩水量を推定してもよい。
　この場合の音圧レベルと音響パワーレベルとの関係式について下記に示す。　
Ｌｐ：音圧レベル〔ｄＢ〕
Ｌｗ：音響パワーレベル〔ｄＢ〕
ｒ：噴出口（音源）からの距離〔ｍ〕
ｋ１，ｋ２：補正係数
　　Ｌｗ=Ｌｐ＋ｋ１＊２０＊ｌｏｇ10ｒ＋ｋ２
　また集音装置２１０を使用しないで水冷壁から十分に離して測定した音圧レベル測定値とボイラ内の残響時間とボイラの容積とから推定される音響パワーレベルとボイラ１００に補給された給水量との関係を対応付けて処理制御部２２８等に保持しておき、この関係から漏水量を推定してもよい。
　この場合の音圧レベルと音響パワーレベルとの関係式について下記に示す。　
Ｌｐ：音圧レベル〔ｄＢ〕
Ｌｗ：音響パワーレベル〔ｄＢ〕
Ｔ：ボイラ内残響時間〔ｓ〕
Ｖ：ボイラ内容積〔ｍ３〕
Ｔ０：１ｓ
Ｖ０：１ｍ３
ｋ３，ｋ４，ｋ５：補正係数
　　Ｌｗ＝Ｌｐ－ｋ３＊１０＊ｌｏｇ10（Ｔ／Ｔ０）
　　　　　　　　　　＋ｋ４＊１０＊ｌｏｇ10（Ｖ／Ｖ０）－ｋ５
　前記のボイラ内残響時間Ｔ及びボイラ内容積Ｖをボイラ構造データベース２２４に登録しておくようにすれば、測定対象の構造データを呼び出してその測定対象についての音響パワーレベルを推定することができる。
　なお、集音装置２１０に変えて、図１２のように多方向の音響を個別に集音できるよう多数のパラボラ集音器を設置し、各方向の音響について個別に音圧レベル測定が行える装置で測定を行うようにしてもよい。図１２に例示する構成を用いれば、測定を行うごとに集音器２１１の角度を正確に設定しなおす手間を省くことができる。
　以上説明したように、本実施形態に係るチューブリーク検知装置、又はチューブリーク検知方法によれば、ボイラ運転中に指向性をもって音響測定を行い、その結果を一覧表示させるので、火炉各部の音響測定結果を互いに対照させて、チューブリーク発生箇所を簡易に推定することができる。
　なお、本発明は上記の実施形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々変更可能である。

Claims (19)

  1. 　熱交換機器内に設置されている流体配管の漏出発生箇所を検出するためのチューブリーク検知装置であって、
    　測定対象である前記熱交換機器内の前記流体配管が設置されている部分から発せられる音響を、指向性をもって集音する集音部と、
    　前記集音部の出力である、前記集音された音響信号を受信して、前記各音響信号を、周波数帯域と音圧レベルとの関係を表す音響データへ変換する音響データ変換部と、
    　前記音響データ変換部の出力である前記各音響データを取得して、相互に比較することができるように表示する音響データ表示部と、
    を備えていることを特徴とするチューブリーク検知装置。
  2. 　請求項１に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記測定対象である前記熱交換機器内の前記流体配管が設置されている部分に対して、所定の位置において二以上の互いに異なる方向から前記集音部によって前記音響信号を収集する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  3. 　請求項１に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記測定対象である前記熱交換機器内の前記流体配管が設置されている部分に対して、二以上の所定の位置において二以上の互いに異なる方向から前記集音部によって前記音響信号を収集する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  4. 　請求項１に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記測定対象である前記熱交換機器内の前記流体配管が設置されている部分に対して、少なくとも互いに直交する複数の方向から前記集音部によって前記音響信号を収集する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  5. 　請求項１に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記音響データ表示部が、前記音響信号から前記音響データ変換部により変換された前記各音響データの波形を相互に比較することができるように音響波形として視覚的に表示する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  6. 　請求項３に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　二以上の所定の位置において二以上の互いに異なる方向について得られた前記音響データのうち、前記二以上の互いに異なる方向について相対的に音圧レベルが大であると判定される前記音響データを二以上の所定の位置において抽出し、それらの音響データについての集音方向が交差する領域付近に前記流体配管からの漏出箇所が存在すると判定する処理結果判定部をさらに備えている、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  7. 　請求項４に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記直交する複数の方向について得られた前記音響データのうち、前記直交する各方向について相対的に音圧レベルが大であると判定される前記音響データを抽出し、それらの音響データについての集音方向が交差する領域付近に前記流体配管からの漏出箇所が存在すると判定する処理結果判定部をさらに備えている、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  8. 　請求項６に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記熱交換機器の構造を示すデータである構造データを格納する熱交換機器構造格納部をさらに備え、前記音響データ表示部は、前記音響波形とともに、測定対象である前記熱交換機器に対応して前記熱交換機器構造格納部から読み出された前記構造データを表示する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  9. 請求項７に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記熱交換機器の構造を示すデータである構造データを格納する熱交換機器構造格納部をさらに備え、前記音響データ表示部は、前記音響波形とともに、測定対象である前記熱交換機器に対応して前記熱交換機器構造格納部から読み出された前記構造データを表示する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  10. 　請求項８に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記音響データ表示部は、前記流体配管の漏出箇所と判定された部位を、前記構造データと重畳させて表示する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  11. 　請求項９に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記音響データ表示部は、前記流体配管の漏出箇所と判定された部位を、前記構造データと重畳させて表示する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  12. 　請求項１から１１までのいずれかに記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記熱交換機器は火力発電所に設置されるボイラであり、前記流体配管は前記ボイラの火炉内に設置される配管である、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  13. 　請求項１から１１までのいずれかに記載のチューブリーク検知装置であって、
    　過去にチューブリークが発生したと判定された場合に記録された前記音響データと、前記チューブリーク発生時の前記熱交換機器の漏洩量とを対応付けて保持しており、新たにチューブリークが発生したと判定した場合、その際に測定された前記音響データと、前記過去のチューブリークにおいて記録された前記音響データと漏洩量との関係に基づいて、前記新たに発生したチューブリークにおける漏洩量を推定する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  14. 　請求項１３に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記熱交換機器は火力発電所に設置されるボイラであり、前記流体配管は前記ボイラの火炉内に設置される配管である、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  15. 　請求項１から１１までのいずれかに記載のチューブリーク検知装置であって、
    　過去にチューブリークが発生したと判定された場合に記録された前記音響データと、漏出箇所の位置から算出される音響パワーレベルと、前記チューブリーク発生時の前記熱交換機器の漏洩量とを対応付けて保持しており、新たにチューブリークが発生したと判定した場合、その際に測定された前記音響データと、推定される漏出箇所の位置から算出される音響パワーレベルと、前記過去のチューブリークにおいて記録された前記音響データと漏出箇所の位置から算出される音響パワーレベルと、前記チューブリーク発生時の前記熱交換機器の漏洩量との関係に基づいて、前記新たに発生したチューブリークにおける漏洩量を推定する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  16. 　請求項１５に記載のチューブリーク検知装置であって、
    　前記熱交換機器は火力発電所に設置されるボイラであり、前記流体配管は前記ボイラの火炉内に設置される配管である、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  17. 　請求項８から１１までのいずれかに記載のチューブリーク検知装置であって、
    　過去にチューブリークが発生したと判定された場合に記録された前記音響データと、漏出箇所の位置と、前記熱交換機器の構造を示すデータである構造データから算出される音響パワーレベルと、前記チューブリーク発生時の前記熱交換機器の漏洩量とを対応付けて保持しており、新たにチューブリークが発生したと判定した場合、その際に測定された前記音響データと、推定される漏出箇所の位置と、前記熱交換機器の構造を示すデータである構造データから算出される音響パワーレベルと、前記過去のチューブリークにおいて記録された前記音響データと漏出箇所の位置と、前記熱交換機器の構造を示すデータである構造データから算出される音響パワーレベルと、前記チューブリーク発生時の前記熱交換機器の漏洩量との関係に基づいて、前記新たに発生したチューブリークにおける漏洩量を推定する、ことを特徴とするチューブリーク検知装置。
  18. 　熱交換機器内に設置されている流体配管の漏出発生箇所を検出するためのチューブリーク検知方法であって、
    　指向性を有する集音器によって、測定対象である前記熱交換機器内の前記流体配管が設置されている部分から発せられる音響を集音し、
    　音響データ変換器によって、前記集音部の出力である、前記集音された音響信号を受信して、前記各音響信号を、周波数帯域と音圧レベルとの関係を表す音響データに変換し、
    　音響データ表示機によって、前記各音響データを取得して、前記各音響データを相互に比較することができるように表示する、
    ことを特徴とするチューブリーク検知方法。
  19. 　請求項１８に記載のチューブリーク検知方法であって、
    　前記熱交換機器は火力発電所に設置されるボイラであり、前記流体配管は前記ボイラの火炉内に設置される配管である、ことを特徴とするチューブリーク検知方法。
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