WO2015098179A1 - 伝熱管寿命推定システム - Google Patents

伝熱管寿命推定システム Download PDF

Info

Publication number
WO2015098179A1
WO2015098179A1 PCT/JP2014/071811 JP2014071811W WO2015098179A1 WO 2015098179 A1 WO2015098179 A1 WO 2015098179A1 JP 2014071811 W JP2014071811 W JP 2014071811W WO 2015098179 A1 WO2015098179 A1 WO 2015098179A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
heat transfer
transfer tube
temperature
estimation system
equivalent
Prior art date
Application number
PCT/JP2014/071811
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
大輔 尾崎
重幸 江間
信一 戸田
今井　達也
透 白土
Original Assignee
川崎重工業株式会社
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 川崎重工業株式会社 filed Critical 川崎重工業株式会社
Priority to JP2015554594A priority Critical patent/JP6537977B2/ja
Priority to KR1020167020447A priority patent/KR101859309B1/ko
Priority to AU2014371824A priority patent/AU2014371824B2/en
Priority to EP14875774.3A priority patent/EP3098508B1/en
Publication of WO2015098179A1 publication Critical patent/WO2015098179A1/ja

Links

Images

Classifications

    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/20—Metals
    • G01N33/204—Structure thereof, e.g. crystal structure
    • G01N33/2045—Defects

Definitions

  • the present invention relates to a heat transfer tube life estimation system for estimating the life of a heat transfer tube such as a furnace wall water tube of a boiler.
  • the membrane panel (boiler water cooling wall) constituting the boiler furnace wall is heated from the inside of the furnace by a burner flame or combustion gas, and exchanges heat with water or steam flowing in the cooling pipe (water pipe).
  • the metal tube heated by the flame or combustion gas is cooled with water.
  • the cooling pipe of the membrane panel gradually accumulates scale inside the boiler tube according to the operating conditions (temperature, time, etc.) of the boiler. Since the thermal conductivity of the scale is poor, if the scale adheres in the cooling pipe, the heat transfer efficiency of the cooling pipe decreases according to the amount of adhesion.
  • An evaporator tube is shown as an example using FIG.
  • Heat transfer tube surface temperature is Tt 22 [K]
  • fluid temperature is Tw [K]
  • scale surface heat transfer coefficient is h 2 [W / m 2 ⁇ K]
  • scale thickness and heat conductivity are t 2 [m], respectively.
  • ⁇ 2 [W / m ⁇ K] the heat flux q [W / m 2 ] passing through the scale can be expressed by the following equation.
  • Fig. 2 (a) shows the relationship between the scale thickness and the equivalent heat transfer coefficient
  • Fig. 2 (b) shows the relationship between the heat transfer tube temperature and the equivalent heat transfer coefficient
  • the equivalent heat transfer coefficient is a function of the thermal conductivity of the scale in addition to the scale thickness, it varies depending on the material of the scale and the state of adhesion (density, etc.). Furthermore, since the surface heat transfer coefficient h 2 changes depending on the surface state of the scale, the corresponding heat transfer coefficient also changes due to the change.
  • Patent Document 1 proposes a damage rate prediction method for boiler heat transfer tube materials.
  • the present invention has been made in view of the above-described problems of the prior art, and an object of the present invention is to provide a heat transfer tube life estimation system that can estimate the life of a heat transfer tube of a boiler in real time during boiler operation.
  • the present invention provides a heat transfer tube life estimation system for estimating the life of a boiler heat transfer tube,
  • a heat transfer tube temperature change curve calibration means for calibrating a heat transfer tube temperature time change curve indicating a change with time of the heat transfer tube temperature based on the heat transfer tube temperature which is the temperature of the outer wall surface of the heat transfer tube;
  • Heat transfer tube temperature transition prediction means for predicting the transition of the heat transfer tube temperature based on the calibrated heat transfer tube temperature time change curve.
  • the present invention provides a heat transfer tube life estimation system for estimating the life of a heat transfer tube of a boiler, based on a heat transfer tube temperature which is a temperature of an outer wall surface of the heat transfer tube, and equivalent heat transfer inside the heat transfer tube.
  • An equivalent heat transfer coefficient calculating means for calculating a coefficient, and an equivalent heat transfer coefficient time for calibrating an equivalent heat transfer coefficient time-varying curve showing a change with time of the equivalent heat transfer coefficient based on the equivalent heat transfer coefficient It is characterized by comprising a change curve calibration means and a heat transfer tube temperature transition prediction means for predicting a transition of the heat transfer tube temperature based on the calibrated equivalent heat transfer coefficient time change curve.
  • the present invention provides a heat transfer tube life estimation system for estimating the life of a heat transfer tube of a boiler, based on a heat transfer tube temperature that is a temperature of an outer wall surface of the heat transfer tube, and equivalent heat transfer inside the heat transfer tube.
  • An equivalent heat transfer coefficient calculating means for calculating a coefficient
  • a scale thickness calculating means for calculating the thickness of the scale attached to the inner wall surface of the heat transfer tube based on the equivalent heat transfer coefficient
  • the scale Scale thickness time change curve calibration means for calibrating a scale thickness time change curve indicating the change in thickness of the scale over time based on the thickness of the scale, and based on the calibrated scale thickness time change curve
  • a heat transfer tube temperature transition predicting means for predicting the transition of the heat transfer tube temperature.
  • the apparatus further comprises a creep life prediction means for predicting a creep life of the heat transfer tube based on the heat transfer tube temperature transition prediction data obtained by the heat transfer tube temperature transition prediction means.
  • the heat transfer tube is a cooling tube for a membrane panel constituting a furnace wall of the boiler, and a furnace for measuring an out-of-furnace fin temperature which is a temperature of an outer wall surface of the outer fin wall of the membrane panel. Further comprising: an outer fin temperature measuring means; and an in-furnace cooling pipe temperature calculating means for calculating an in-furnace cooling pipe temperature that is a temperature of an inner wall surface of the cooling pipe based on the outer fin temperature.
  • the furnace cooling tube temperature is used as the heat transfer tube temperature.
  • the heat transfer tube temperature is continuously acquired along the axial direction of the heat transfer tube.
  • the heat transfer tube temperature is acquired over the entire furnace wall of the boiler.
  • the heat transfer tube temperature is obtained using an optical fiber or an infrared camera.
  • the life of the heat transfer tube of the boiler can be estimated in real time during boiler operation.
  • the figure which showed the heat transfer of the heat exchanger tube of a boiler (A) is the figure which showed the relationship between the scale thickness of the heat exchanger tube of a boiler, and an equivalent heat transfer coefficient, (b) is the figure which showed the relationship between the heat exchanger tube temperature of the heat exchanger tube of a boiler, and an equivalent heat transfer coefficient.
  • the schematic diagram for demonstrating an example of the heat exchanger tube temperature measurement means in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG. The schematic diagram for demonstrating an example of the outside fin temperature measurement means and the in-furnace cooling pipe temperature calculation means in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG.
  • the graph for demonstrating an example of the cooling pipe temperature calculation means in a furnace in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG. The graph for demonstrating an example of the heat exchanger tube temperature time change curve calibration means in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG.
  • the schematic diagram which showed an example of the display method of the prediction result of the creep life prediction means in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG. The block diagram which showed schematic structure of the heat exchanger tube lifetime estimation system by 2nd embodiment of this invention.
  • the graph for demonstrating an example of the equivalent heat transfer coefficient calculating means in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG. The graph for demonstrating an example of the equivalent heat transfer coefficient time change curve calibration means in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG.
  • the graph for demonstrating an example of the scale thickness calculating means in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG. The graph for demonstrating an example of the scale thickness time change curve calibration means in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG.
  • the graph for demonstrating an example of the scale thickness time change curve calibration means in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG. The graph for demonstrating an example of the scale thickness time change curve calibration means in the heat exchanger tube lifetime estimation system shown in FIG.
  • the heat transfer tube life estimation system according to the first embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings.
  • the heat transfer tube life estimation system according to the present embodiment estimates the life of heat transfer tubes such as water tubes and superheater tubes on the furnace wall (membrane panel) of the boiler.
  • the heat transfer tube life estimation system 1 includes a heat transfer tube temperature measuring means 2 for measuring the heat transfer tube temperature, which is the temperature of the outer wall surface of the heat transfer tube.
  • the type of the heat transfer tube temperature measuring means 2 is not particularly limited, and for example, a thermocouple, an optical fiber, an infrared camera, or the like can be used.
  • FIG. 4 shows a state in which an optical fiber 21 for temperature measurement is laid on the membrane panel 20 of the boiler.
  • the optical fiber 21 is laid on the fins 23 that connect the cooling tubes (heat transfer tubes) 22 of the membrane panel 20. Thereby, the heat transfer tube temperature can be continuously measured along the axial direction of the cooling tube 22.
  • the heat transfer tube temperature can be measured over the entire furnace wall.
  • temperature measurement may be performed over the entire furnace wall of the boiler 24 using the infrared camera 25.
  • the heat transfer tube temperature measuring means 2 in the present embodiment includes an out-of-furnace fin temperature measuring means 3 made of an optical fiber or the like provided on the outside wall surface of the fin 23 of the membrane panel 20. Based on the outside fin temperature measured by the outside fin temperature measuring means 3, the in-furnace cooling pipe temperature (the temperature at the position of 26 in FIG. 7) that is the temperature of the outside wall surface inside the cooling pipe 22 is calculated. And an in-furnace cooling pipe temperature calculation means 4 for the purpose.
  • FIG. 8 shows an example of the relationship between the out-of-furnace fin temperature and the in-furnace cooling pipe temperature. Due to the accumulation of scale in the cooling pipe 22 and the like, the fin temperature outside the furnace and the cooling pipe temperature inside the furnace rise, but it has been found that the relationship between the two becomes linear.
  • the in-furnace cooling tube temperature may not be directly measured,
  • the in-furnace cooling pipe temperature can be obtained from the measured value of the outside fin temperature.
  • thermometer Since temperature can be measured outside the furnace instead of inside the furnace in this way, the level of heat resistance required for the thermometer can be reduced. In addition, the long-term reliability and stability of measurement data is higher than in-furnace measurement.
  • the temperature of the cooling pipe 22 increases as the scale adheres, for example, as the scale thickness increases, and the scale increases as the boiler operating time elapses.
  • the temperature rises in the tube 22 has a corresponding relationship.
  • the time-varying curve of the scale thickness does not change substantially unless the boiler operating conditions are changed. That is, even when the site and operating conditions are different, the horizontal axis (time axis) of the graph only expands and contracts, and the curve shape does not change substantially.
  • the horizontal axis (time axis) of the graph only expands and contracts, the curve shape does not change substantially, and the boiler operating time Change with respect to the accumulated time increases due to the same tendency (FIG. 9).
  • the current temperature of the heat transfer tube 22 is calculated by the calculation using the measured temperature of the out-of-core fins 23 (heat transfer tube temperature measuring means 2 in FIG. 3), and the calculated time change curve of the heat transfer tube 22 at the current time is calculated.
  • the horizontal axis of the graph can be corrected (calibrated).
  • the heat transfer tube temperature / time change curve calibration means 7-1 shown in FIG. 3 is the heat transfer tube temperature / time change curve data (baseline curve) acquired from the heat transfer tube temperature / time change curve reference database 8-1 by the method described above. Is calibrated. That is, as shown in FIG. 9, since the reference time in the parameter based on the operation time can be calculated from the heat transfer tube temperature, the graph horizontal line in the heat transfer tube temperature time change curve as shown in FIG. 10 is calculated based on this reference time. Correct the axis. Since the time change curve of the heat transfer tube is corrected, the future heat transfer tube temperature can be accurately predicted.
  • the heat transfer tube temperature transition prediction means 9 shown in FIG. 3 predicts the transition of the heat transfer tube temperature based on the equivalent heat transfer coefficient time variation curve after calibration shown in FIG.
  • the creep life prediction means 10 shown in FIG. 3 calculates the amount of creep damage due to the temperature history based on the heat transfer tube temperature transition prediction data obtained by the heat transfer tube temperature transition prediction means 9. And predict the creep life of heat transfer tubes.
  • the prediction result of the creep life of each part of the boiler obtained by the creep life prediction means 10 can be displayed with high visibility such as a contour as shown in FIG.
  • the transition of the future heat transfer tube temperature is predicted using the temperature of the heat transfer tube measured in real time, and creep is performed based on the temperature transition. Lifetime can be accurately predicted in real time.
  • the metal surface temperature of the heat transfer tube can be measured in real time, and the time variation curve of the equivalent heat transfer coefficient can be corrected sequentially based on the measured temperature. improves.
  • the heat transfer tube life estimation system 1 includes a heat transfer tube temperature measuring means 2 for measuring the heat transfer tube temperature, which is the temperature of the outer wall surface of the heat transfer tube.
  • thermocouple for example, a thermocouple, an optical fiber, an infrared camera or the like can be used as in the first embodiment.
  • the heat transfer tube temperature measuring means 2 in the present embodiment is also made of an optical fiber or the like provided on the outer wall surface outside the furnace of the fins 23 of the membrane panel 20, as shown in FIGS. Based on the outside fin temperature measuring means 3 and the outside fin temperature measured by the outside fin temperature measuring means 3, the inside cooling tube temperature (in FIG. And a furnace cooling pipe temperature calculating means 4 for calculating the temperature at the position of the reference numeral 26.
  • the temperature can be measured outside the furnace instead of inside the furnace, the level of heat resistance required for the thermometer can be reduced.
  • the long-term reliability and stability of measurement data is higher than in-furnace measurement.
  • the heat transfer performance of the heat transfer tubes such as the cooling tube 22 and the superheater tube of the membrane panel 20 is equivalent to the apparent heat transfer (including heat conduction of the scale) between the water flowing in the tube and the tube surface. It can be expressed as a coefficient he.
  • the relationship between the metal surface temperature of the heat transfer pipe and the equivalent heat transfer coefficient he can be calculated by finite element analysis or the like. Can be grasped in advance.
  • the equivalent heat transfer coefficient he can be estimated from the relationship between the metal surface temperature of the heat transfer tube and the equivalent heat transfer coefficient he ascertained in advance.
  • the equivalent heat transfer coefficient calculation means 5 shown in FIG. 13 calculates the equivalent heat transfer coefficient he by the method described above. That is, as shown in FIG. 14, the equivalent heat transfer coefficient calculating means 5 calculates the equivalent heat transfer coefficient he inside the heat transfer tube based on the heat transfer tube temperature which is the temperature of the outer wall surface of the heat transfer tube.
  • the equivalent heat transfer coefficient he which is apparent heat transfer can be determined mainly by the thermal conductivity and thickness of the scale.
  • the thermal conductivity of the scale is affected by the boiler type, water quality, generation temperature, etc., and therefore varies from site to site. However, based on experience, an average (reasonable) value is assumed as the thermal conductivity of the scale. If determined, the scale thickness and the equivalent heat transfer coefficient he have a one-to-one correspondence.
  • the scale thickness changes with time depending on the site, operating conditions, water quality, etc., but if the boiler operating conditions do not change, the curve shape does not change substantially. That is, even when the site and operating conditions are different, only the horizontal axis of the graph expands and contracts, and the curve shape does not substantially change.
  • the value of the equivalent heat transfer coefficient at the present time is calculated based on FIG. 14 using the measured heat transfer tube temperature, and the horizontal axis of the calculated time change curve of the equivalent heat transfer coefficient is corrected (calibrated). be able to.
  • the equivalent heat transfer coefficient time change curve calibration means 7-2 shown in FIG. 13 uses the above-described method to calculate the data (base) of the equivalent heat transfer coefficient time change curve acquired from the equivalent heat transfer coefficient time change curve reference database 8-2. Line curve). That is, as shown in FIG. 15, since the reference time in the parameter based on the operation time can be calculated from the equivalent heat transfer coefficient, on the basis of this reference time, in the equivalent heat transfer coefficient change curve as shown in FIG. Correct the horizontal axis of the graph. Since the time variation curve of the equivalent heat transfer coefficient is corrected, the future equivalent heat transfer coefficient can be predicted with high accuracy.
  • the heat transfer tube temperature transition prediction means 9 shown in FIG. 13 predicts the transition of the heat transfer tube temperature based on the equivalent heat transfer coefficient time variation curve after calibration shown in FIG.
  • the creep life prediction means 10 shown in FIG. 13 calculates the creep damage amount due to the temperature history based on the heat transfer tube temperature transition prediction data obtained by the heat transfer tube temperature transition prediction means 9 as shown in FIG. And predict the creep life of heat transfer tubes.
  • the prediction result of the creep life of each part of the boiler obtained by the creep life prediction means 10 can be displayed with high visibility such as a contour as shown in FIG.
  • the transition of the equivalent heat transfer coefficient he in the future is predicted using the temperature of the heat transfer tube measured in real time, and the finite element analysis or the like. Based on the relationship between the metal surface temperature of the heat transfer tube obtained from the above and the equivalent heat transfer coefficient he, the future metal surface temperature of the heat transfer tube will change, and the creep life will be accurately predicted in real time based on the temperature change. Can do.
  • the metal surface temperature of the heat transfer tube can be measured in real time, and the time variation curve of the equivalent heat transfer coefficient can be corrected sequentially based on the measured temperature. improves.
  • the scale thickness and the equivalent heat transfer coefficient he have a one-to-one relationship, and the scale thickness calculation means shown in FIG. 17 is utilized by utilizing the fact that the scale thickness is uniquely determined by the equivalent heat transfer coefficient.
  • 6 calculates the thickness of the scale using the equivalent heat transfer coefficient calculated by the same method as in the second embodiment. That is, as shown in FIG. 18, the thickness of the scale in the heat transfer tube is calculated based on the equivalent heat transfer coefficient he obtained by the equivalent heat transfer coefficient calculating means 5.
  • the time variation curve of the scale thickness changes continuously if there is no change in the boiler operating conditions.
  • the scale thickness time change curve changes the scale growth rate depending on the site, operating conditions, water quality, etc., but the curve shape does not change substantially. That is, the horizontal axis of the graph only expands and contracts.
  • the scale thickness time change curve calibration means 7-3 shown in FIG. 17 is the scale thickness time change curve data (baseline curve) acquired from the scale thickness time change curve reference database 8-3 by the method described above. Is calibrated. That is, as shown in FIG. 19, since the reference time in the parameter based on the operation time can be calculated from the scale thickness, the graph in the scale thickness time change curve as shown in FIG. 20 based on this reference time. Correct the horizontal axis. Since the time variation curve of the scale thickness is corrected, the future scale thickness can be accurately predicted.
  • the heat transfer tube temperature transition predicting means 9 shown in FIG. 17 predicts the transition of the heat transfer tube temperature based on the scale thickness time change curve after calibration shown in FIG.
  • the creep life prediction means 10 shown in FIG. 17 calculates the creep damage amount due to the temperature history based on the heat transfer tube temperature transition prediction data obtained by the heat transfer tube temperature transition prediction means 9 as shown in FIG. And predict the creep life of heat transfer tubes.
  • the prediction result of the creep life of each part of the boiler obtained by the creep life prediction means 10 can be displayed with high visibility such as a contour as shown in FIG.
  • the transition of the equivalent heat transfer coefficient he in the future is predicted from the relationship between the scale thickness and the equivalent heat transfer coefficient he, and the finite element Based on the relationship between the metal surface temperature of the heat transfer tube obtained from analysis and the equivalent heat transfer coefficient he, the future metal surface temperature of the heat transfer tube will change, and the creep life will be accurately predicted in real time based on the temperature change. can do.
  • the time variation curve of the scale thickness can be corrected sequentially, so that the prediction performance of the future metal surface temperature of the heat transfer tube is improved.
  • the thermal conductivity of the scale has been tentatively determined by determining an average (reasonable) value.
  • the scale thickness may be measured.
  • the scale heat transfer coefficient is determined by the scale heat transfer coefficient calculating means 11 shown in FIG. 17 according to the following procedure.
  • Equivalent heat transfer coefficient he in the tube is calculated from the metal temperature of the heat transfer tube measured during operation immediately before the periodic inspection.
  • the prediction accuracy of the future metal surface temperature of the heat transfer tube is further improved.
  • the heat transfer tube life estimation system according to the present embodiment, it is possible to accurately estimate the life of the heat transfer tube of the boiler in real time while continuing the operation.
  • Boilers equipped with this system can know the timing of reaching the end of the life of the heat transfer tubes in advance, so that maintenance and repairs can be carried out systematically.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Food Science & Technology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
  • Control Of Steam Boilers And Waste-Gas Boilers (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)

Abstract

　この伝熱管寿命推定システム(1)は、伝熱管の外壁面の温度である伝熱管温度に基づいて、伝熱管温度の経時変化を示す伝熱管温度時間変化曲線を較正するための伝熱管温度変化曲線較正手段(7-1)と、較正された伝熱管温度時間変化曲線に基づいて、伝熱管温度の推移を予測するための伝熱管温度推移予測手段(9)と、を備える。本システムによれば、ボイラの伝熱管の寿命をボイラ運転中にリアルタイムで推定できる。

Description

伝熱管寿命推定システム
　本発明は、ボイラの火炉壁水管などの伝熱管の寿命を推定するための伝熱管寿命推定システムに関する。
　ボイラの火炉壁水管などの伝熱管は、運転時に高温状態となるので、伝熱管材料の熱によるクリープ損傷状態を監視する必要がある。そのため、従来は、定期検査時に伝熱管材料の一部を切り取って顕微鏡で観察するなど、ボイラの運転停止中にクリープ損傷状態を検査していた。
　ボイラ炉壁を構成するメンブレンパネル（ボイラ水冷壁）は、火炉内側からバーナー火炎や燃焼ガスにより加熱され、その冷却管（水管）の中を流れる水や蒸気と熱交換するものである。言い換えれば、火炎や燃焼ガスにより加熱された金属管を水で冷やしている状態である。
　また、メンブレンパネルの冷却管は、ボイラの運転状況（温度や時間など）に応じて、その内部に徐々にスケールが堆積する。スケールの熱伝導率は悪いので、冷却管内にスケールが付着すると、その付着量に応じて冷却管の伝熱効率が低下する。
　蒸発器管を例に図１を用いて示す。例えば、スケールの熱伝導率が一定とすれば、スケールの付着厚さの増大に伴い、スケール内の温度差が増大し、伝熱管表面の温度が上昇する。伝熱管表面温度をTt22［K］、流体温度をTw［K］、スケール表面熱伝達率をｈ2［W/ｍ2・K］、スケールの厚さと熱伝導率をそれぞれｔ2［ｍ］、λ2［W/ｍ・K］とすると、スケールを通過する熱流束ｑ［W/ｍ2］は、下記式で表せる。
　ｑ＝he△T
　ここで、he＝1/(ｔ2/λ2＋1/ｈ2）：相当熱伝達係数［W/ｍ2・K］、△T＝Tt22－Tw［K］である。
　また、図２（ａ）にスケール厚さと相当熱伝達係数の関係を、図２（ｂ）に伝熱管温度と相当熱伝達係数の関係を示す。これらの図より、スケール厚さが増加するに従い、相当熱伝達係数が増加し、その結果、伝熱管温度が上昇する。
　なお、相当熱伝達係数は、スケール厚さの他、スケールの熱伝導率の関数でもあるので、スケールの材質や付着状況（密度等）によっても変化する。さらには、スケールの表面状態によって表面熱伝達率ｈ2が変化するので、その変化によっても相当熱伝達係数が変化する。
　これにより、例えば、火炉内における異常燃焼等による加熱・スケール成長と伝熱劣化によるメタル温度上昇の悪循環が加速されると、想定される期間よりも早く冷却管のメタル温度が上昇し、管が高温クリープにより噴破してボイラ停止に至る可能性がある。そのため、メンブレンパネルの冷却管のクリープ損傷の蓄積を的確に把握することが重要である。
　例えば、特許文献１には、ボイラ伝熱管材料の損傷率予測方法が提案されている。
特開２００５－１４７７９７号公報
　しかしながら、従来の技術では、ボイラの伝熱管のクリープ寿命を、ボイラ運転中にリアルタイムで監視することができなかった。そのため、メンテナンスや修理を適時に行うことができないという問題があった。
　本発明は、上述した従来技術の問題点に鑑みてなされたものであって、ボイラの伝熱管の寿命をボイラ運転中にリアルタイムで推定できる伝熱管寿命推定システムを提供することを目的とする。
　上記課題を解決するために、本発明は、ボイラの伝熱管の寿命を推定するための伝熱管寿命推定システムにおいて、
　前記伝熱管の外壁面の温度である伝熱管温度に基づいて、前記伝熱管温度の経時変化を示す伝熱管温度時間変化曲線を較正するための伝熱管温度変化曲線較正手段と、
　較正された前記伝熱管温度時間変化曲線に基づいて、前記伝熱管温度の推移を予測するための伝熱管温度推移予測手段と、を備えたことを特徴とする。
　また、本発明は、ボイラの伝熱管の寿命を推定するための伝熱管寿命推定システムにおいて、前記伝熱管の外壁面の温度である伝熱管温度に基づいて、前記伝熱管の内部の相当熱伝達係数を演算するための相当熱伝達係数演算手段と、前記相当熱伝達係数に基づいて、前記相当熱伝達係数の経時変化を示す相当熱伝達係数時間変化曲線を較正するための相当熱伝達係数時間変化曲線較正手段と、較正された前記相当熱伝達係数時間変化曲線に基づいて、前記伝熱管温度の推移を予測するための伝熱管温度推移予測手段と、を備えたことを特徴とする。
　さらに、本発明は、ボイラの伝熱管の寿命を推定するための伝熱管寿命推定システムにおいて、前記伝熱管の外壁面の温度である伝熱管温度に基づいて、前記伝熱管の内部の相当熱伝達係数を演算するための相当熱伝達係数演算手段と、前記相当熱伝達係数に基づいて、前記伝熱管の内壁面に付着したスケールの厚さを演算するためのスケール厚さ演算手段と、前記スケールの厚さに基づいて、前記スケールの厚さの経時変化を示すスケール厚さ時間変化曲線を較正するためのスケール厚さ時間変化曲線較正手段と、較正された前記スケール厚さ時間変化曲線に基づいて、前記伝熱管温度の推移を予測するための伝熱管温度推移予測手段と、を備えたことを特徴とする。
　また、好ましくは、前記伝熱管温度推移予測手段により得られた前記伝熱管温度の推移予測データに基づいて、前記伝熱管のクリープ寿命を予測するためのクリープ寿命予測手段をさらに備える。
　また、好ましくは、前記伝熱管は、前記ボイラの炉壁を構成するメンブレンパネルの冷却管であり、前記メンブレンパネルのフィンの炉外側外壁面の温度である炉外フィン温度を計測するための炉外フィン温度計測手段と、前記炉外フィン温度に基づいて前記冷却管の炉内側外壁面の温度である炉内冷却管温度を演算するための炉内冷却管温度演算手段と、をさらに備え、前記炉内冷却管温度を前記伝熱管温度として使用する。
　また、好ましくは、前記伝熱管温度は、前記伝熱管の軸線方向に沿って連続的に取得される。
　また、好ましくは、前記伝熱管温度は、前記ボイラの火炉壁の全面にわたって取得される。
　また、好ましくは、前記伝熱管温度は、光ファイバまたは赤外線カメラを用いて取得される。
　本発明によれば、ボイラの伝熱管の寿命をボイラ運転中にリアルタイムで推定できる
ボイラの伝熱管の伝熱を示した図。 （ａ）は、ボイラの伝熱管のスケール厚さと相当熱伝達係数の関係を示した図、（ｂ）は、ボイラの伝熱管の伝熱管温度と相当熱伝達係数の関係を示した図。 本発明の第一の実施形態による伝熱管寿命推定システムの概略構成を示したブロック図。 図３に示した伝熱管寿命推定システムにおける伝熱管温度計測手段の一例を説明するための模式図。 図３に示した伝熱管寿命推定システムにおける伝熱管温度計測手段の一例を説明するための模式図。 図３に示した伝熱管寿命推定システムにおける伝熱管温度計測手段の一例を説明するための模式図。 図３に示した伝熱管寿命推定システムにおける炉外フィン温度計測手段および炉内冷却管温度演算手段の一例を説明するための模式図。 図３に示した伝熱管寿命推定システムにおける炉内冷却管温度演算手段の一例を説明するためのグラフ。 図３に示した伝熱管寿命推定システムにおける伝熱管温度時間変化曲線較正手段の一例を説明するためのグラフ。 図３に示した伝熱管寿命推定システムにおける伝熱管温度時間変化曲線較正手段の一例を説明するためのグラフ。 図３に示した伝熱管寿命推定システムにおけるクリープ寿命予測手段の一例を説明するためのグラフ。 図３に示した伝熱管寿命推定システムにおけるクリープ寿命予測手段の予測結果の表示方法の一例を示した模式図。 本発明の第二の実施形態による伝熱管寿命推定システムの概略構成を示したブロック図。 図１３に示した伝熱管寿命推定システムにおける相当熱伝達係数演算手段の一例を説明するためのグラフ。 図１３に示した伝熱管寿命推定システムにおける相当熱伝達係数時間変化曲線較正手段の一例を説明するためのグラフ。 図１３に示した伝熱管寿命推定システムにおける相当熱伝達係数時間変化曲線較正手段の一例を説明するためのグラフ。 本発明の第三の実施形態による伝熱管寿命推定システムの概略構成を示したブロック図 図１７に示した伝熱管寿命推定システムにおけるスケール厚さ演算手段の一例を説明するためのグラフ。 図１７に示した伝熱管寿命推定システムにおけるスケール厚さ時間変化曲線較正手段の一例を説明するためのグラフ。 図１７に示した伝熱管寿命推定システムにおけるスケール厚さ時間変化曲線較正手段の一例を説明するためのグラフ。
　本発明の第一の実施形態による伝熱管寿命推定システムについて、図面を参照して説明する。本実施形態による伝熱管寿命推定システムは、ボイラの火炉壁（メンブレンパネル）の水管や過熱器管などの伝熱管の寿命を推定するものである。
　図３に示したように、本実施形態による伝熱管寿命推定システム１は、伝熱管の外壁面の温度である伝熱管温度を測定するための伝熱管温度計測手段２を備えている。
　伝熱管温度計測手段２は、特にその種類を問わないが、例えば熱電対、光ファイバ、赤外線カメラなどを使用することができる。図４は、ボイラのメンブレンパネル２０に温度計測用の光ファイバ２１を敷設した様子を示している。光ファイバ２１は、メンブレンパネル２０の冷却管（伝熱管）２２同士を連結するフィン２３に敷設されている。これにより、冷却管２２の軸線方向に沿って連続的に伝熱管温度を計測することができる。
　また、図５に示したように、温度計測用の光ファイバ２１をボイラ２４の火炉壁の全面にわたって敷設することにより、伝熱管温度を火炉壁の全面にわたって計測することができる。或いは、図６に示したように、赤外線カメラ２５を用いてボイラ２４の火炉壁の全面にわたって温度計測を行うようにしても良い。
　本実施形態における伝熱管温度計測手段２は、図３および図７に示したように、メンブレンパネル２０のフィン２３の炉外側外壁面に設けた光ファイバなどから成る炉外フィン温度計測手段３と、炉外フィン温度計測手段３で計測された炉外フィン温度に基づいて、冷却管２２の炉内側外壁面の温度である炉内冷却管温度（図７における符号２６の位置の温度）を演算するための炉内冷却管温度演算手段４とを含んでいる。
　本発明者は、ＦＥＭ解析を行い、ボイラ２４のメンブレンパネル２０の炉外フィン温度と炉内冷却管温度とは線形関係にあることを見出した。図８は、炉外フィン温度と炉内冷却管温度との関係の一例を示している。冷却管２２内へのスケールの堆積などに起因して、炉外フィン温度および炉内冷却管温度が上昇するが、両者の関係は線形となることがわかった。
　したがって、図８に示したような炉内冷却管温度と炉外フィン温度との関係を、型式に応じて予め取得しておけば、炉内冷却管温度を直接的に計測しなくても、炉外フィン温度の計測値から炉内冷却管温度を求めることができる。
　このように炉内ではなく炉外で温度計測を行うことができるので、温度計に要求される耐熱性のレベルを軽減することができる。また、炉内計測に比べ、計測データの長期信頼性、安定性も高い。
　冷却管２２の温度は、前記のとおり、スケールが付着し、例えばそのスケール厚さが増加するにつれて上昇し、またスケールはボイラの運転時間の経過とともに増加するため、ボイラの運転時間の経過と冷却管２２の上昇温度とは対応関係にある。
　一方、スケールにおける伝熱性能は、スケールの厚さ・付着速度、密度、熱伝導率によって異なるため、冷却管２２の温度上昇は、見かけ上の運転時間により一義的に求めることはできない。
　しかし、スケール厚さの時間変化曲線は、ボイラの運転条件に変化がなければ、曲線形状は実質的に変化しない。すなわち、サイトや運転条件が異なる場合でも、グラフの横軸（時間軸）が伸縮するのみであり、曲線形状は実質的に変化しない。
　この結果、冷却管２２の温度上昇も、ボイラの運転条件に変化がなければ、グラフの横軸（時間軸）が伸縮するのみであり、曲線形状は実質的に変化せず、ボイラの運転時間の累積時間に対する変化は、同一傾向により増加する（図９）。
　現時点における伝熱管２２の温度は、測定された炉外フィン２３の温度を用いて演算により（図３の伝熱管温度計測手段２）により算出され、算出された現時点における伝熱管２２の時間変化曲線におけるグラフ横軸を補正（キャリブレーション）することができる。
　図３に示した伝熱管温度時間変化曲線較正手段７－１は、上述の方法により、伝熱管温度時間変化曲線基準データベース８－１から取得した伝熱管温度時間変化曲線のデータ（ベースラインカーブ）を較正するものである。すなわち、図９に示すように、伝熱管温度から、運転時間に基づくパラメータにおける参照時間が演算できるので、この参照時間に基づいて、図１０に示したように伝熱管温度時間変化曲線におけるグラフ横軸を補正する。伝熱管の時間変化曲線が補正されたので、将来の伝熱管温度を精度良く予測することができる。
　図３に示した伝熱管温度推移予測手段９は、図１０に示した較正後の相当熱伝達係数時間変化曲線に基づいて伝熱管温度の推移を予測するものである。
　図３に示したクリープ寿命予測手段１０は、図１１に示したように、伝熱管温度推移予測手段９により得られた伝熱管温度の推移予測データに基づいて、温度履歴によるクリープ損傷量を算出し、伝熱管のクリープ寿命を予測する。
　クリープ寿命予測手段１０により得られたボイラ各箇所のクリープ寿命の予測結果は、図１２に示したようにコンターなど視認性の高い表示とすることもできる。
　以上述べたように、本実施形態による伝熱管寿命推定システム１によれば、リアルタイムに測定された伝熱管の温度を用いて、将来の伝熱管温度の推移を予測し、温度推移に基づいてクリープ寿命をリアルタイムで精度良く予測することができる。
　また、伝熱管のメタル表面温度の計測をリアルタイムに行い、その測定温度に基づき、相当熱伝達係数の時間変化曲線を逐次補正することができるので、伝熱管の将来のメタル表面温度の予測性能が向上する。
　次に、本発明の第二の実施形態による伝熱管寿命推定システムについて、図面を参照して説明する。第二の実施形態の説明においては、第一の実施形態と異なる又は追加の部分を中心に説明し、重複している部分は省略ないし簡略化して説明することがある。
　図１３に示したように、本実施形態による伝熱管寿命推定システム１は、伝熱管の外壁面の温度である伝熱管温度を測定するための伝熱管温度計測手段２を備えている。
　伝熱管温度計測手段２として、例えば熱電対、光ファイバ、赤外線カメラなどを使用することができることは第一の実施形態と同様である。
　本実施形態における伝熱管温度計測手段２も、第一の実施形態と同様に、図１３および図７に示したように、メンブレンパネル２０のフィン２３の炉外側外壁面に設けた光ファイバなどから成る炉外フィン温度計測手段３と、炉外フィン温度計測手段３で計測された炉外フィン温度に基づいて、冷却管２２の炉内側外壁面の温度である炉内冷却管温度（図７における符号２６の位置の温度）を演算するための炉内冷却管温度演算手段４とを含んでいる。
　このように、第二の実施形態においても、炉内ではなく炉外で温度計測を行うことができるので、温度計に要求される耐熱性のレベルを軽減することができる。また、炉内計測に比べ、計測データの長期信頼性、安定性も高い。
　また、メンブレンパネル２０の冷却管２２や過熱器管などの伝熱管の伝熱性能は、管内を流れる水と管表面との間における見かけの熱伝達（スケールの熱伝導を含む）に関する相当熱伝達係数heとして表現できる。
　ここで、メンブレンパネル２０の冷却管２２内の水温を、飽和温度と仮定すれば、伝熱管のメタル表面温度と相当熱伝達係数heとの関係を有限要素解析などにより算出することができ、両者の関係を予め把握しておくことができる。
　したがって、伝熱管のメタル表面温度を計測すれば、予め把握しておいた伝熱管のメタル表面温度と相当熱伝達係数heとの関係から、相当熱伝達係数heを推定することができる。
　図１３に示した相当熱伝達係数演算手段５は、上述の方法により相当熱伝達係数heを演算するものである。すなわち、図１４に示したように、相当熱伝達係数演算手段５は、伝熱管の外壁面の温度である伝熱管温度に基づいて、伝熱管の内部の相当熱伝達係数heを演算する。
　ところで、見かけの熱伝達である相当熱伝達係数heは、主としてスケールの熱伝導率と厚さによって決定できる。スケールの熱伝導率は、ボイラの種類や水質、生成温度などの影響を受けるため、サイトごとに異なるが、ここでは、経験に基づき、スケールの熱伝導率として平均的（妥当）な値を仮決めすれば、スケール厚さと相当熱伝達係数heとは一対一に対応する。
　スケール厚さの時間変化は、サイトや運転条件、水質などによりスケール成長速度が変化するが、ボイラの運転条件に変化がなければ、曲線形状は実質的に変化しない。すなわち、サイトや運転条件が異なる場合でも、グラフの横軸が伸縮するのみであり、曲線形状は実質的に変化しない。
　したがって、相当熱伝達係数heも、スケール厚さの時間変化（スケール成長速度）と同様に、ボイラの運転条件に変化がなければ、ボイラの運転の累積時間に対する変化は、同一傾向により増加する（図１５）。
　現時点における相当熱伝達係数の値は、測定された伝熱管温度を用いて図１４に基づき算出され、算出された現時点における相当熱伝達係数の時間変化曲線におけるグラフ横軸を補正（キャリブレーション）することができる。
　図１３に示した相当熱伝達係数時間変化曲線較正手段７－２は、上述の方法により、相当熱伝達係数時間変化曲線基準データベース８－２から取得した相当熱伝達係数時間変化曲線のデータ（ベースラインカーブ）を較正するものである。すなわち、図１５に示したように、相当熱伝達係数から、運転時間に基づくパラメータにおける参照時間が演算できるので、この参照時間に基づいて、図１６に示したように相当熱伝達係数変化曲線におけるグラフ横軸を補正する。相当熱伝達係数の時間変化曲線が補正されたので、将来の相当熱伝達係数を精度良く予測することができる。
　図１３に示した伝熱管温度推移予測手段９は、図１６に示した較正後の相当熱伝達係数時間変化曲線に基づいて伝熱管温度の推移を予測するものである。
　図１３に示したクリープ寿命予測手段１０は、図１６に示したように、伝熱管温度推移予測手段９により得られた伝熱管温度の推移予測データに基づいて、温度履歴によるクリープ損傷量を算出し、伝熱管のクリープ寿命を予測する。
　クリープ寿命予測手段１０により得られたボイラ各箇所のクリープ寿命の予測結果は、図１２に示したようにコンターなど視認性の高い表示とすることもできる。
　以上述べたように、本実施形態による伝熱管寿命推定システム１によれば、リアルタイムに測定された伝熱管の温度を用いて、将来の相当熱伝達係数heの推移を予測し、有限要素解析などから求めた伝熱管のメタル表面温度と相当熱伝達係数heとの関係より、伝熱管の将来のメタル表面温度がどのように推移し、温度推移に基づいてクリープ寿命をリアルタイムで精度良く予測することができる。
　また、伝熱管のメタル表面温度の計測をリアルタイムに行い、その測定温度に基づき、相当熱伝達係数の時間変化曲線を逐次補正することができるので、伝熱管の将来のメタル表面温度の予測性能が向上する。
　次に、本発明の第三の実施形態による伝熱管寿命推定システムについて、図面を参照して説明する。第三の実施形態の説明では、第一又は第二の実施形態と異なる又は追加の部分を中心に説明し、第一又は第二の実施形態と共通する内容について、省略又は簡略化して説明することがある。
　前記のとおり、スケール厚さと相当熱伝達係数heとは一対一の関係にあり、相当熱伝達係数によりスケール厚さは一義的に定まることを利用して、図１７に示したスケール厚さ演算手段６は、第二の実施形態と同様な方法により算出した相当熱伝達係数を用いてスケールの厚さを演算するものである。すなわち、図１８に示したように、相当熱伝達係数演算手段５で得られた相当熱伝達係数heに基づいて、伝熱管内のスケールの厚さを演算する。
　スケール厚さの時間変化曲線は、ボイラの運転条件に変化がなければ連続的に変化する。スケール厚さの時間変化曲線は、サイトや運転条件、水質などによりスケール成長速度が変化するが、曲線形状は実質的に変化しない。すなわち、グラフの横軸が伸縮するのみである。
　この時点では、現在時刻におけるスケール厚さが推定されているので、スケール厚さの時間変化曲線におけるグラフ横軸を補正（キャリブレーション）することができる。
　図１７に示したスケール厚さ時間変化曲線較正手段７－３は、上述の方法により、スケール厚さ時間変化曲線基準データベース８－３から取得したスケール厚さ時間変化曲線のデータ（ベースラインカーブ）を較正するものである。すなわち、図１９に示したように、スケール厚さから、運転時間に基づくパラメータにおける参照時間が演算できるので、この参照時間に基づいて、図２０に示したようにスケール厚さ時間変化曲線におけるグラフ横軸を補正する。スケール厚さの時間変化曲線が補正されたので、将来のスケール厚さを精度良く予測することができる。
　図１７に示した伝熱管温度推移予測手段９は、図２０に示した較正後のスケール厚さ時間変化曲線に基づいて伝熱管温度の推移を予測するものである。
　図１７に示したクリープ寿命予測手段１０は、図１１に示したように、伝熱管温度推移予測手段９により得られた伝熱管温度の推移予測データに基づいて、温度履歴によるクリープ損傷量を算出し、伝熱管のクリープ寿命を予測する。
　クリープ寿命予測手段１０により得られたボイラ各箇所のクリープ寿命の予測結果は、図１２に示したようにコンターなど視認性の高い表示とすることもできる。
　以上述べたように、第三の実施形態による伝熱管寿命推定システム１によれば、スケール厚さと相当熱伝達係数heとの関係から、将来の相当熱伝達係数heの推移を予測し、有限要素解析などから求めた伝熱管のメタル表面温度と相当熱伝達係数heとの関係より、伝熱管の将来のメタル表面温度がどのように推移し、温度推移に基づいてクリープ寿命をリアルタイムで精度良く予測することができる。
　また、伝熱管のメタル表面温度の計測を繰り返すことにより、スケール厚さの時間変化曲線を逐次補正することができるので、伝熱管の将来のメタル表面温度の予測性能が向上する。
　ところで、スケールの熱伝導率は前述の通り平均的（妥当）な値を仮決めして検討を進めていたが、ボイラの定期検査では、スケール厚さを計測することがある。
　そこで、定期検査によりスケール厚さの実測値が得られたならば、図１７に示したスケール熱伝達率演算手段１１により、以下の手順によりスケールの熱伝達係数を決定する。
　・定期検査直前の運転時に計測された伝熱管のメタル温度から管内の相当熱伝達係数heを算出する。
　・実測されたスケール厚さと、算出された相当熱伝達係数heとを、両者の関係図にプロットする。
　・スケール厚さと相当熱伝達係数heとの関係を示す線が、当該プロットを通過するように熱伝達係数を決める。
　以上により、対象サイトにおけるスケールの熱伝達係数が計測されるため、伝熱管の将来のメタル表面温度の予測精度がさらに向上する。
　以上述べたように本実施形態による伝熱管寿命推定システムによれば、ボイラの伝熱管の寿命を、運転を継続しながらリアルタイムで精度良く推定することができる。
　本システムを搭載したボイラは、伝熱管の寿命到達タイミングを事前に把握できるため、メンテナンスや修理を計画的に行えるようになる。
　また、伝熱管のクリープ寿命の推定結果をコンターに表示することにより、危険状態の分布を視覚的に早急に知らせることができる。
　また、伝熱管温度の計測を広範囲にわたって行うことにより、従来の予測範囲内における寿命推定に加えて、事前に予測困難な異常発生部位にも柔軟に対応することが可能となる。
　このため、海上等の遠隔地に設置され、緊急な補修が困難な場合でも、操業停止期間を極小化していくことが可能となる。
　１　伝熱管寿命推定システム
　２　伝熱管温度計測手段
　３　炉外フィン温度計測手段
　４　炉内冷却管温度演算手段
　５　相当熱伝達係数演算手段
　６　スケール厚さ演算手段
　７－１　伝熱管温度時間変化曲線較正手段
　７－２　相当熱伝達係数時間変化曲線較正手段
　７－３　スケール厚さ時間変化曲線較正手段
　８－１　伝熱管温度時間変化曲線基準データベース
　８－２　相当熱伝達係数時間変化曲線基準データベース
　８－３　スケール厚さ時間変化曲線基準データベース
　９　伝熱管温度推移予測手段
　１０　クリープ寿命予測手段
　１１　スケール熱伝達率演算手段
　２０　メンブレンパネル
　２１　光ファイバ
　２２　冷却管
　２３　フィン
　２４　ボイラ
　２５　赤外線カメラ
　２６　炉内冷却管温度の計測位置
 

Claims (8)

  1. 　ボイラの伝熱管の寿命を推定するための伝熱管寿命推定システムにおいて、
    　前記伝熱管の外壁面の温度である伝熱管温度に基づいて、前記伝熱管温度の経時変化を示す伝熱管温度時間変化曲線を較正するための伝熱管温度変化曲線較正手段と、
    　較正された前記伝熱管温度時間変化曲線に基づいて、前記伝熱管温度の推移を予測するための伝熱管温度推移予測手段と、を備えた伝熱管寿命推定システム。
  2. 　ボイラの伝熱管の寿命を推定するための伝熱管寿命推定システムにおいて、
    　前記伝熱管の外壁面の温度である伝熱管温度に基づいて、前記伝熱管の内部の相当熱伝達係数を演算するための相当熱伝達係数演算手段と、
    　前記相当熱伝達係数に基づいて、前記相当熱伝達係数の経時変化を示す相当熱伝達係数時間変化曲線を較正するための相当熱伝達係数時間変化曲線較正手段と、
    　較正された前記相当熱伝達係数時間変化曲線に基づいて、前記伝熱管温度の推移を予測するための伝熱管温度推移予測手段と、を備えた伝熱管寿命推定システム。
  3. 　ボイラの伝熱管の寿命を推定するための伝熱管寿命推定システムにおいて、
    　前記伝熱管の外壁面の温度である伝熱管温度に基づいて、前記伝熱管の内部の相当熱伝達係数を演算するための相当熱伝達係数演算手段と、
    　前記相当熱伝達係数に基づいて、前記伝熱管の内壁面に付着したスケールの厚さを演算するためのスケール厚さ演算手段と、
    　前記スケールの厚さに基づいて、前記スケールの厚さの経時変化を示すスケール厚さ時間変化曲線を較正するためのスケール厚さ時間変化曲線較正手段と、
    　較正された前記スケール厚さ時間変化曲線に基づいて、前記伝熱管温度の推移を予測するための伝熱管温度推移予測手段と、を備えた伝熱管寿命推定システム。
  4. 　前記伝熱管温度推移予測手段により得られた前記伝熱管温度の推移予測データに基づいて、前記伝熱管のクリープ寿命を予測するためのクリープ寿命予測手段をさらに備えた請求項１乃至３のいずれか一項に記載の伝熱管寿命推定システム。
  5. 　前記伝熱管は、前記ボイラの炉壁を構成するメンブレンパネルの冷却管であり、
    　前記メンブレンパネルのフィンの炉外側外壁面の温度である炉外フィン温度を計測するための炉外フィン温度計測手段と、
    　前記炉外フィン温度に基づいて前記冷却管の炉内側外壁面の温度である炉内冷却管温度を演算するための炉内冷却管温度演算手段と、をさらに備え、
    　前記炉内冷却管温度を前記伝熱管温度として使用する、請求項１乃至４のいずれか一項に記載の伝熱管寿命推定システム。
  6. 　前記伝熱管温度は、前記伝熱管の軸線方向に沿って連続的に取得される、請求項１乃至５のいずれか一項に記載の伝熱管寿命推定システム。
  7. 　前記伝熱管温度は、前記ボイラの火炉壁の全面にわたって取得される、請求項１乃至６のいずれか一項に記載の伝熱管寿命推定システム。
  8. 　前記伝熱管温度は、光ファイバまたは赤外線カメラを用いて取得される、請求項６または７に記載の伝熱管寿命推定システム。
     
PCT/JP2014/071811 2013-12-27 2014-08-20 伝熱管寿命推定システム WO2015098179A1 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015554594A JP6537977B2 (ja) 2013-12-27 2014-08-20 伝熱管寿命推定システム
KR1020167020447A KR101859309B1 (ko) 2013-12-27 2014-08-20 전열관 수명 추정 시스템
AU2014371824A AU2014371824B2 (en) 2013-12-27 2014-08-20 Heat transfer tube life estimating system
EP14875774.3A EP3098508B1 (en) 2013-12-27 2014-08-20 Heat transfer tube life estimating system

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2013270942 2013-12-27
JP2013-270942 2013-12-27

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015098179A1 true WO2015098179A1 (ja) 2015-07-02

Family

ID=53362129

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2014/071811 WO2015098179A1 (ja) 2013-12-27 2014-08-20 伝熱管寿命推定システム

Country Status (6)

Country Link
EP (1) EP3098508B1 (ja)
JP (1) JP6537977B2 (ja)
KR (1) KR101859309B1 (ja)
CN (2) CN204389421U (ja)
AU (1) AU2014371824B2 (ja)
WO (1) WO2015098179A1 (ja)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2018132240A (ja) * 2017-02-15 2018-08-23 三菱日立パワーシステムズ株式会社 高リスク部位予測方法及び高リスク部位予測装置
JP2020034429A (ja) * 2018-08-30 2020-03-05 日本アビオニクス株式会社 配管検査装置及び配管検査方法
WO2020246065A1 (ja) * 2019-06-07 2020-12-10 三菱重工業株式会社 スラッジの堆積箇所を検知する方法及び装置並びにスラッジの堆積箇所検知プログラム
JP7572616B2 (ja) 2020-12-08 2024-10-24 日本製鉄株式会社 コークス炉クロスタイロッドの監視方法及び監視装置

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6537977B2 (ja) * 2013-12-27 2019-07-03 川崎重工業株式会社 伝熱管寿命推定システム
US11215574B2 (en) 2016-05-09 2022-01-04 Haldor Topsøe A/S Monitoring of heated tubes
CN110296773B (zh) * 2018-03-22 2020-11-03 北京康斯特仪表科技股份有限公司 利用干体温度校验仪校准短支温度测量设备的方法
CN109253870B (zh) * 2018-08-21 2019-09-06 嘉兴新嘉爱斯热电有限公司 生物质燃料锅炉热交换管寿命的评估装置及方法
CN109882831B (zh) * 2019-03-21 2020-05-19 上海电力学院 基于六温法防控燃煤电站锅炉受热面结焦的方法
CN110333265B (zh) * 2019-07-11 2020-11-06 中国中车股份有限公司 一种预测机车发动机排气波纹管剩余寿命的方法及系统
CN110672232A (zh) * 2019-09-20 2020-01-10 润电能源科学技术有限公司 锅炉受热面管壁温修正方法、装置和存储介质
CN111120988A (zh) * 2019-12-11 2020-05-08 中国大唐集团科学技术研究院有限公司火力发电技术研究院 基于炉膛温度场分布的锅炉受热面管壁超温预警方法
CN111307480B (zh) * 2020-02-20 2022-03-04 吉林建筑大学 一种基于嵌入式热管传热管理系统、方法及存储介质
CN112283731B (zh) * 2020-10-27 2021-08-24 南方电网电力科技股份有限公司 一种燃煤电站锅炉受热面吹灰方法和系统

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06331622A (ja) * 1993-05-18 1994-12-02 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 伝熱管のクリープ損傷評価法
JPH08285211A (ja) * 1995-04-12 1996-11-01 Babcock Hitachi Kk スケール生成量監視装置
JPH09119603A (ja) * 1995-10-27 1997-05-06 Babcock Hitachi Kk ボイラ水壁管の腐食疲労損傷診断予測方法
JP2000292419A (ja) * 1999-04-06 2000-10-20 Babcock Hitachi Kk 伝熱管のクリープ余寿命評価方法およびその装置
JP2005147797A (ja) 2003-11-13 2005-06-09 Tohoku Electric Power Co Inc ボイラ伝熱管材料の損傷率予測方法と化学洗浄時期判定方法
JP2011064381A (ja) * 2009-09-16 2011-03-31 Babcock Hitachi Kk ボイラ伝熱管のメタル温度推定方法ならびに寿命推定方法
JP2013185764A (ja) * 2012-03-08 2013-09-19 Babcock Hitachi Kk ボイラ水壁管の過熱損傷診断方法およびその装置

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5949064A (ja) * 1982-09-13 1984-03-21 Fuji Xerox Co Ltd 画像形成装置の蛍光灯管壁温度制御装置
JPS5963425A (ja) * 1982-10-01 1984-04-11 Matsushita Electric Ind Co Ltd 加熱調理器
JPS5983020A (ja) * 1982-11-04 1984-05-14 Chino Works Ltd 温度測定装置
JPS59128429A (ja) * 1983-01-14 1984-07-24 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 耐圧部品の寿命監視法
JPS60131460A (ja) * 1983-12-20 1985-07-13 Babcock Hitachi Kk 金属材料の余寿命測定方法
US4722610A (en) * 1986-03-07 1988-02-02 Technology For Energy Corporation Monitor for deposition on heat transfer surfaces
JP2002022686A (ja) * 2000-07-07 2002-01-23 Central Res Inst Of Electric Power Ind 高温伝熱部損傷・汚れ評価方法
JP2002221303A (ja) * 2001-01-24 2002-08-09 Babcock Hitachi Kk メンブレンパネルの炉内側温度の測定方法
DE10231122A1 (de) * 2002-07-05 2004-01-22 E.G.O. Elektro-Gerätebau GmbH Verfahren zum Messen der Temperatur eines metallischen Kochgefäßes
DE10311223A1 (de) * 2003-03-14 2004-09-23 Abb Research Ltd. Verfahren und Vorrichtung zur Prozessregelung oder -steuerung von thermischen Lastwechseln von einem von einem Medium durchströmten krümmungsbehinderten und/oder dickwandigen Bauteil in einem thermischen System
CN1699191A (zh) * 2005-05-25 2005-11-23 天津化工研究设计院 一种锅炉水处理药剂及设备的阻垢缓蚀性能测试方法
CN1877193A (zh) * 2005-06-09 2006-12-13 王孟浩 锅炉过热器再热器炉内壁温在线监测方法及装置
JP2007064675A (ja) * 2005-08-29 2007-03-15 Babcock Hitachi Kk 積層酸化減肉によるギガ領域の損傷診断法
CN101013067A (zh) * 2007-02-06 2007-08-08 济南丰采电子科技有限公司 高温炉管剩余寿命评估方法及装置
US9939395B2 (en) * 2007-05-18 2018-04-10 Environmental Energy Services, Inc. Method for measuring ash/slag deposition in a utility boiler
CN101576419A (zh) * 2009-01-16 2009-11-11 清华大学 由圆管外壁温度计算内壁温度的方法
KR101135168B1 (ko) * 2009-08-07 2012-04-16 한국전력공사 열교환 증기 튜브의 크리프 및 감육 손상을 감시하기 위한 방법 및 시스템
CN101825273B (zh) * 2010-01-28 2012-05-30 上海发电设备成套设计研究院 炉外高温承压部件剩余日历寿命在线监控装置及方法
CN101813532B (zh) * 2010-03-30 2012-01-04 中国计量学院 分布式光纤温度传感器系统温度现场校准装置与方法
CN102494325B (zh) * 2011-12-19 2014-07-09 上海望特能源科技有限公司 电站锅炉高温管系炉内动态壁温监测的方法
CN102444885B (zh) * 2011-12-19 2014-03-19 上海望特能源科技有限公司 避免电站锅炉管系炉内超温爆管的方法
JP6537977B2 (ja) * 2013-12-27 2019-07-03 川崎重工業株式会社 伝熱管寿命推定システム

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06331622A (ja) * 1993-05-18 1994-12-02 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 伝熱管のクリープ損傷評価法
JPH08285211A (ja) * 1995-04-12 1996-11-01 Babcock Hitachi Kk スケール生成量監視装置
JPH09119603A (ja) * 1995-10-27 1997-05-06 Babcock Hitachi Kk ボイラ水壁管の腐食疲労損傷診断予測方法
JP2000292419A (ja) * 1999-04-06 2000-10-20 Babcock Hitachi Kk 伝熱管のクリープ余寿命評価方法およびその装置
JP2005147797A (ja) 2003-11-13 2005-06-09 Tohoku Electric Power Co Inc ボイラ伝熱管材料の損傷率予測方法と化学洗浄時期判定方法
JP2011064381A (ja) * 2009-09-16 2011-03-31 Babcock Hitachi Kk ボイラ伝熱管のメタル温度推定方法ならびに寿命推定方法
JP2013185764A (ja) * 2012-03-08 2013-09-19 Babcock Hitachi Kk ボイラ水壁管の過熱損傷診断方法およびその装置

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3098508A4

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2018132240A (ja) * 2017-02-15 2018-08-23 三菱日立パワーシステムズ株式会社 高リスク部位予測方法及び高リスク部位予測装置
JP2020034429A (ja) * 2018-08-30 2020-03-05 日本アビオニクス株式会社 配管検査装置及び配管検査方法
JP7126406B2 (ja) 2018-08-30 2022-08-26 日本アビオニクス株式会社 配管検査装置及び配管検査方法
WO2020246065A1 (ja) * 2019-06-07 2020-12-10 三菱重工業株式会社 スラッジの堆積箇所を検知する方法及び装置並びにスラッジの堆積箇所検知プログラム
JP2020201076A (ja) * 2019-06-07 2020-12-17 三菱重工業株式会社 スラッジの堆積箇所を検知する方法及び装置並びにスラッジの堆積箇所検知プログラム
JP7349269B2 (ja) 2019-06-07 2023-09-22 三菱重工業株式会社 スラッジの堆積箇所を検知する方法及び装置並びにスラッジの堆積箇所検知プログラム
JP7572616B2 (ja) 2020-12-08 2024-10-24 日本製鉄株式会社 コークス炉クロスタイロッドの監視方法及び監視装置

Also Published As

Publication number Publication date
EP3098508B1 (en) 2022-03-30
AU2014371824B2 (en) 2018-02-15
AU2014371824A1 (en) 2016-08-11
KR101859309B1 (ko) 2018-05-17
CN204389421U (zh) 2015-06-10
JP6537977B2 (ja) 2019-07-03
EP3098508A4 (en) 2017-12-06
KR20160120280A (ko) 2016-10-17
JPWO2015098179A1 (ja) 2017-03-23
CN104749211A (zh) 2015-07-01
CN104749211B (zh) 2018-01-16
EP3098508A1 (en) 2016-11-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2015098179A1 (ja) 伝熱管寿命推定システム
JP6510755B2 (ja) スケール付着量推定システム
KR101135168B1 (ko) 열교환 증기 튜브의 크리프 및 감육 손상을 감시하기 위한 방법 및 시스템
US6678628B2 (en) Apparatus and methods for monitoring and testing coolant recirculation systems
CN102095516B (zh) 一种废杂铜冶炼炉温测量方法
JP6229521B2 (ja) 流速計測方法および流速計測システム
US20140241393A1 (en) Device for calibrating temperature, and methods for calibrating the temperature of and positioning a fiber-optic temperature sensor
JP5798746B2 (ja) 冶金炉の冷却要素の個々の冷却要素流路を流動する冷却液の、温度、流量、または圧力などの物理量の少なくとも１つを計測する方法および装置
US20200215634A1 (en) Method for producing a plate heat exchanger and plate heat exchanger with thermocouples or measuring resistors
JP5215750B2 (ja) センサ、液膜測定装置
JP2011158362A (ja) 熱疲労評価方法
CN107110696B (zh) 具有诊断功能的热式流量测量装置
KR20160039099A (ko) 크리프와 감육을 고려한 보일러 튜브의 위험도 평가 방법
JP2022512033A (ja) 溶鉱炉の耐火ライニングの損耗を監視するための方法
Schmitz et al. Radiant tube life improvement for vertical galvanizing lines
JP2016221537A (ja) 溶融金属保持容器の温度管理方法、溶融金属保持容器の耐火物層厚さ管理方法、溶融金属保持容器内の溶融金属温度管理方法、溶融金属保持容器の温度管理装置及び溶融金属保持容器の温度管理プログラム
JP2012154855A (ja) 物理量測定装置及び物理量測定方法
JP2002022686A (ja) 高温伝熱部損傷・汚れ評価方法
KR101519837B1 (ko) 펄스히팅 방식 질량유량계 및 그 측정방법
JP2002221303A (ja) メンブレンパネルの炉内側温度の測定方法
JP2011220933A (ja) 管路内耐火物の残厚推定方法
JP2011117823A (ja) 配管肉厚測定装置
WO2015125277A1 (ja) 気体流量測定システム、気体流量測定方法、及び気体流量測定プログラム
KR101520759B1 (ko) 보일러 튜브의 온도분포를 측정하기 위한 시스템 및 방법
JP2022175908A (ja) 伝熱管監視システム

Legal Events

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

Ref document number: 14875774

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2015554594

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20167020447

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2014875774

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2014875774

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2014371824

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20140820

Kind code of ref document: A