WO2022034770A1 - 腐食モニタリング装置 - Google Patents

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WO2022034770A1
WO2022034770A1 PCT/JP2021/026672 JP2021026672W WO2022034770A1 WO 2022034770 A1 WO2022034770 A1 WO 2022034770A1 JP 2021026672 W JP2021026672 W JP 2021026672W WO 2022034770 A1 WO2022034770 A1 WO 2022034770A1
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sensor
condensed water
steam
corrosion
turbine
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PCT/JP2021/026672
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陽介 阿部
栄 和泉
吉弘 酒井
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富士電機株式会社
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    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01DNON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D25/00Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
    • F01D25/32Collecting of condensation water; Drainage ; Removing solid particles
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B08CLEANING
    • B08BCLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
    • B08B3/00Cleaning by methods involving the use or presence of liquid or steam
    • B08B3/04Cleaning involving contact with liquid
    • B08B3/08Cleaning involving contact with liquid the liquid having chemical or dissolving effect
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
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    • F01D21/00Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
    • F01D21/003Arrangements for testing or measuring
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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    • F01D25/24Casings; Casing parts, e.g. diaphragms, casing fastenings
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N17/00Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05DINDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00Application
    • F05D2220/30Application in turbines
    • F05D2220/31Application in turbines in steam turbines
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/10Geothermal energy

Definitions

  • the present invention relates to a corrosion monitoring device.
  • the present invention relates to a corrosion monitoring device for a turbine capable of long-term monitoring of the corrosion state of a turbine material, particularly based on the measurement results of a sample derived from steam containing a corrosive gas.
  • Corrosion damage of metal materials greatly depends on the environment in which the materials come into contact, so in order to protect the turbine materials from corrosion damage, it is necessary to understand the water quality in contact with the turbine materials and manage the water quality based on the grasped information. It is considered effective.
  • turbine water quality management has been performed by sampling condensed water obtained by condensing turbine steam and using those water qualities as representative water qualities.
  • the quality of the condensed water generated after the steam works in the turbine is different from the representative water quality. Therefore, such a method is insufficient for maintenance management against corrosion of the turbine material inside the turbine.
  • Patent Document 1 when the technique disclosed in Patent Document 1 is applied to monitoring steam containing a corrosive component such as a geothermal turbine, accurate measurement is difficult because various sensors are corroded and damaged due to the steam component. .. In addition, the equipment installed inside the casing of the turbine receives electrical noise from the turbine, and there is a problem that accurate measurement results cannot be obtained.
  • the present invention has been made in view of the above-mentioned problems, and provides a corrosion monitoring device that is not easily damaged by steam containing a corrosive component and can accurately measure the corrosive state of a turbine material over a sufficient period of time.
  • the present invention is a corrosive environment monitoring device.
  • a steam extractor that extracts steam from the inside of the casing of the steam turbine to the outside
  • a condensed water storage unit that stores condensed water in which steam is condensed through the extraction unit
  • It is equipped with a corrosion factor sensor unit that detects the properties of the condensed water.
  • the condensed water storage portion has a gap simulating portion having a predetermined gap capable of simulating a gap in a turbine and storing the condensed water, and an annular flow path formed on the outer peripheral side of the gap simulating portion.
  • the corrosion factor sensor unit is configured to be able to switch between one or more sensors capable of measuring the properties of the condensed water and the contact between the sensor and the condensed water stored in the gap simulation unit and the blocking of contact.
  • the switching portion has a sensor head portion for accommodating the sensor and a sensor head receiving portion provided between the sensor head portion and the gap simulating portion.
  • the sensor head receiving portion includes a through hole provided corresponding to the one or more sensors. By rotating the sensor head portion relative to the sensor head receiving portion, the sensor and the condensed water stored in the gap simulating portion can come into contact with each other through the through hole, and the above. It is preferable to switch between a state in which the contact between the sensor and the condensed water stored in the gap simulating portion is blocked by the sensor head receiving portion interposed between the sensor and the gap simulating portion.
  • the sensor is detachably supported by the sensor head portion.
  • the corrosion environment monitoring device further includes a cleaning unit capable of cleaning the sensor.
  • the senor includes any one or more of an electrolytic corrosion potential sensor, a pH sensor, and a chloride ion sensor.
  • the steam is geothermal steam.
  • the present invention relates to a steam turbine device provided with a turbine in a casing and a power generation facility provided with the corrosion environment monitoring device according to any one of the above.
  • the corrosion monitoring device of the present invention has a structure simulating a gap portion where corrosion of a turbine is likely to occur, and is configured to be able to switch between a state in which the sensor used for monitoring is in contact with condensed water of turbine steam and a state in which the sensor is not in contact with the condensed water. Therefore, the sensor is not easily damaged by the corrosive component in the steam, and reliable monitoring results can be provided for a long period of time. Further, by installing the corrosion monitoring device outside the turbine casing, it is less likely to be affected by electrical noise, and accurate monitoring results can be obtained.
  • FIG. 1 is an explanatory diagram conceptually showing a corrosion monitoring device and a steam turbine device according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a partial cross-sectional view showing a low-pressure turbine blade row according to an embodiment of the present invention, illustrating the positional relationship between the steam extraction unit (bleed air port) of the corrosion monitoring device and the steam turbine blade row. It is a figure which shows.
  • FIG. 3 shows the positions of the sensor head portion and the sensor head receiving portion at the time of measurement in which the sensor and the condensed water stored in the gap simulating portion are in contact with each other in the corrosion monitoring device according to the embodiment of the present invention. It is sectional drawing of the sensor block explaining a relationship.
  • FIG. 1 is an explanatory diagram conceptually showing a corrosion monitoring device and a steam turbine device according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a partial cross-sectional view showing a low-pressure turbine blade row according to an embodiment of the present invention, illustrating the positional relationship between the steam extraction unit (
  • FIG. 4 is an enlarged cross-sectional view of a portion A shown by the alternate long and short dash line in FIG.
  • FIG. 5 is a bottom view of the sensor block of FIG. 3, and is a diagram illustrating the relative rotation of the sensor head portion and the sensor head receiving portion.
  • FIG. 6 is a cross-sectional view taken along the line BB of FIG. 3 and is a diagram for explaining the positional relationship between the sensor head receiving portion and the sensor in contact with the gap simulating portion.
  • FIG. 7 shows a sensor head portion during measurement standby and a sensor head receiving portion in which the sensor and the condensed water stored in the gap simulating portion are in a contact cutoff state in the corrosion monitoring device according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 8 is an enlarged view of the portion D shown by the alternate long and short dash line in FIG. 7.
  • FIG. 9 is a cross-sectional view taken along the line CC of FIG. 7 and is a diagram illustrating a positional relationship between the sensor head receiving portion and the sensor head in contact with the gap simulating portion.
  • the present invention relates to a corrosion monitoring device according to one embodiment.
  • the corrosion monitoring device according to the present embodiment is a device that measures and monitors the properties of steam in a power generation facility including a steam turbine device.
  • the steam to be measured is steam supplied from the outside into the steam turbine device and is steam before the turbine is rotated.
  • the steam turbine device may be a gas turbine or a geothermal turbine.
  • FIG. 1 is a diagram schematically showing a schematic configuration of a corrosion monitoring device according to an embodiment of the present invention and a power generation facility including the corrosion monitoring device.
  • the geothermal power generation facility will be described as an example, but the present invention is not limited to the geothermal power generation facility, and can be applied to various power generation facilities including a turbine.
  • the geothermal power generation facility includes a geothermal steam turbine device 20 and a corrosion monitoring device 10
  • the geothermal steam turbine device 20 includes a turbine 22 provided in a casing 21.
  • the corrosion monitoring device 10 includes a steam extraction unit 11, a condensed water storage unit 12, a corrosion factor sensor unit 13, a steam cooling unit 14, and a control unit 15.
  • the corrosion factor sensor unit 13 integrally constitutes the sensor block 30. Further, the corrosion factor sensor unit 13 includes a pH sensor 13a, a chloride ion sensor 13c, an electrolytic corrosion potential sensor (also referred to as a blade material potential sensor) 13b, and a reference electrode (not shown).
  • Geothermal steam is supplied from the production well of the geothermal power generation facility, and is separated into steam and hot water by a high-pressure separator.
  • the separated steam is supplied to the geothermal steam turbine device 20 via a scrubber that is washed and removes mist, and the steam rotates the turbine 22.
  • Turbine blades are configured by alternately providing moving blades attached to a turbine rotor and stationary blades attached to a casing 21.
  • the material of the turbine rotor, the rotor blade, and the stationary blade is not particularly limited, but the turbine rotor may be made of, for example, 1% CrMoV steel, and the rotor blade and the rotor blade material (blade material) are, for example, 13. It may be made of% Cr steel.
  • FIG. 2 is a partial cross-sectional view showing a low pressure blade row of the turbine 22.
  • the low-pressure blade row is configured by alternately providing the moving blades 24m attached to the turbine rotor 24r and the stationary blades 24s attached to the casing 21.
  • the radial lengths of the moving blades 24m and the stationary blades 24s are configured to gradually increase from the center side of the turbine rotor 24r toward the outside.
  • the bleeding pipe 11 which is an example of the steam extraction unit is installed so that the bleeding port 11a is located inside the casing 21 which is close to the tip of the moving blade 24m at the central portion in the axial direction of the low pressure blade row.
  • the bleeding pipe 11 extends from the inside of the casing 21 to the outside and is connected to the condensed water storage portion 12 of the corrosion monitoring device, which is outside the casing 21.
  • the bleeding pipe 11 is cooled by the steam cooling unit 14 in the pre-stage connected to the condensed water storage unit 12 of the corrosion monitoring device outside the casing 21.
  • the steam cooling unit 14 may be any device that is installed outside the casing 21 and can aggregate the high-temperature steam in the bleeding pipe 11 and cool it to liquid condensed water.
  • a cooling water circulation device can be used.
  • the cooling water circulation device may include a chiller as a cooling water source, a cooling water supply path, and a cooling water discharge path, and the cooling water circulation device described in Patent Document 1 by the present applicant can be used, but is specified.
  • the device is not limited to.
  • the steam cooling unit 14 may cool not only the bleeding pipe 11 but also the condensed water storage unit 12 and the entire corrosion factor sensor unit 13.
  • the condensed water storage unit 12 and the corrosion factor sensor unit 13 are arranged outside the casing 21.
  • the condensed water storage unit 12 and the corrosion factor sensor unit 13 integrally form a sensor block 30.
  • the condensed water storage unit 12 includes an annular flow path and a gap simulation unit, which will be described in detail later, and the corrosion factor sensor unit 13 includes a plurality of sensors for detecting the properties of the condensed water stored in the gap simulation unit.
  • the corrosion factor sensor unit 13 also includes a switching unit that switches between a state in which each sensor can contact the condensed water and a state in which the contact between each sensor and the condensed water is cut off.
  • FIG. 3 is a cross-sectional view of a sensor block 30 configured in a substantially cylindrical shape, which is cut through the diameter of the circle and parallel to the axial direction of the cylinder
  • FIG. 4 is an enlarged cross-sectional view of a portion A of FIG. Yes
  • FIG. 5 is a bottom view of the sensor block 30 of FIG.
  • FIG. 6 is a cross-sectional view taken along the line BB in FIG. 7 is a cross-sectional view of the sensor block 30 sensor head portion shown in FIG. 3 in a rotated state
  • FIG. 8 is an enlarged cross-sectional view of a portion D of FIG. 7.
  • FIG. 9 is a cross-sectional view taken along the line CC in FIG. 7.
  • the sensor block 30 includes a lid 31, a sensor head receiving portion 32, and a sensor head portion 33 integrally.
  • the material of each member constituting the sensor block 30 is preferably a material exhibiting corrosiveness equivalent to that of the blade material of the turbine in order to eliminate changes in the corrosive environment due to the presence of dissimilar metals.
  • the lid 31 and the sensor head receiving portion 32 form a condensed water storage portion 12.
  • the sensor head receiving unit 32 and the sensor head unit 33 together function as a switching unit of the corrosion factor sensor unit 13.
  • the lid 31 is a substantially columnar member, and is provided with a condensed water supply unit 311 and a condensed water discharge unit 312. Referring to FIGS. 3 and 4, one end surface 31A of the lid 31 is stepped so that the central portion protrudes from the outer edge portion.
  • the condensed water supply unit 311 and the condensed water discharge unit 312 have an opening in the outer edge portion of the end face which has been stepped.
  • the condensed water supply unit 311 is connected to the bleeding pipe 11.
  • the condensed water discharge unit 312 is connected to the drain path of the condensate of the geothermal steam turbine device 20 or is connected to either in the atmosphere so that the condensed water can be discharged.
  • the sensor head receiving portion 32 is a bottomed cylindrical member, and a plurality of through holes 321a and d are provided in the bottom portion. Referring to FIGS. 3 and 4, the outer bottom surface 32B of the sensor head receiving portion 32 is stepped so that the central portion is recessed with respect to the outer edge portion.
  • the lid 31 and the sensor head receiving portion are fixed by the screw 41 in a state where the protruding portion of the lid 31 and the recessed portion of the sensor head receiving portion 32 are fitted.
  • a spacer (not shown) is provided between the protruding end surface 31A of the lid 31 and the recessed bottom surface 32B of the sensor head receiving portion 32, whereby the end surface 31A of the lid 31 and the sensor head receiving portion 32 are provided.
  • a gap simulating portion 34 which is a columnar space surrounded by the bottom surface 32B of the portion and the inner wall surface 32C of the bottom surface outer edge portion of the sensor head receiving portion 32, is formed.
  • a wall surface 31B of the protruding portion of the lid body 31, an inner wall surface 32C of the bottom outer edge portion of the sensor head receiving portion 32, and an annular flow path 35 surrounded by the outer edge portion of the lid body 31 are formed.
  • the annular flow path 35 is formed so as to surround the outer periphery of the gap simulation portion 34, and communicates with the annular flow path 35 on the entire circumference of the gap simulation portion 34.
  • the gap simulating portion 34 and the annular flow path 35 simulate the gap length at the blade blade leg portion of the turbine, and the height and width of the annular flow path 35 are the gap length at the blade blade leg portion of the turbine. Is selected to a length that can be simulated. In particular, the height of the gap simulating portion 34, that is, the distance between the end surface 31A of the lid 31 and the bottom surface 32B of the sensor head receiving portion can be adjusted by the thickness of the spacer, and is about 0.05 to 0.3 mm. Can be. Condensed water is supplied to the gap simulation unit 34 from the condensed water supply unit 311 provided on the lid 31, and flows to the condensed water discharge unit 312 through the outer periphery of the gap simulation unit 34. Referring to FIG.
  • the condensed water supplied from the condensed water supply unit 311 is divided into front and rear parts of the paper, and both can flow through the annular flow path 35 toward the condensed water discharge unit 312.
  • a part of the condensed water flows into the gap simulating portion 34 while flowing through the annular flow path 35, and corrosive components such as chloride ions are concentrated.
  • This concentration of chloride ions is caused by corrosion caused by the action of the oxygen concentration cell in the gap simulation unit 34 in which the supply of oxygen is relatively poor, and the resulting cations such as iron attract anions.
  • the lid 31 is also provided with a thermocouple 313.
  • the thermocouple 313 functions as a temperature sensor and monitors the temperature of the condensed water in a manner of direct contact or indirect contact with the condensed water.
  • another sensor for measuring the temperature of the condensed water may be provided on the lid 31.
  • a sensor for measuring the temperature of the condensed water may be provided at a place other than the lid 31.
  • the sensor head portion 33 is rotatably fitted inside the cylinder of the bottomed cylindrical sensor head receiving portion 32. Referring to FIGS. 3 and 4, the outer surface 33A and one end surface 33B of the sensor head 33 are in contact with the inner side surface 32D and the inner bottom surface 32E of the cylinder constituting the sensor head receiving portion 32.
  • the sensor head 33 is a columnar member, and holds a plurality of sensors 13a, b, c, d inside the sensor head 33.
  • the sensors 13a, b, c, and d are detachably inserted into a tubular portion provided through the cylinder in parallel with the axial direction of the cylinder.
  • the tubular portion is configured in two stages in diameter.
  • One end of the tubular portion in contact with the sensor head receiving portion 32 is formed to have a small pipe diameter, and forms the condensed water inflow portions 331a and d.
  • the condensed water inflow portions 331a and d are configured as spaces in which the condensed water of the gap simulating portion 34 can flow in at the time of measurement.
  • the diameter of the pipe forming the condensed water inflow portions 331a and d may be, for example, about 1.5 to 3 mm.
  • the portion having a large pipe diameter functions as the sensor support portions 333a and d.
  • the tube diameter of the sensor support portions 333a, d may be a size suitable for the diameter of the sensor 13a, d or the resin sensor holder 131a holding the sensor.
  • the pH sensor 13a and the reference electrode 13d are inserted in parallel with each other in the axial direction of the sensor head 33.
  • the electrode at the tip of the pH sensor 13a is located in the vicinity of the sensor head receiving portion 32, and the state shown in the figure is a state in which the condensed water flowing into the condensed water inflow portion 331a can be contacted.
  • the base of the pH sensor 13a projects from the sensor head 33 and is electrically connected to a control device (not shown).
  • the electrode at the tip is located near the sensor head receiving portion 32 and is in a state where it can come into contact with the condensed water flowing into the condensed water inflow portion 331d, and the base is the sensor head. It protrudes from 33 and is electrically connected to a control device (not shown).
  • FIG. 5 is a bottom view of the sensor block 30 of FIG. Referring to FIG. 5, the sensor head 33 holds an electrolytic corrosion potential sensor 13b and a chloride ion sensor 13c in addition to the pH sensor 13a and the reference electrode 13d shown in FIGS. 3 and 4.
  • FIG. 6 is a cross-sectional view taken along the line BB of FIG.
  • the bottom of the sensor head receiving portion 32 facing the gap simulating portion 34 is provided with through holes 321a, b, c, and d.
  • the through holes 321a, b, c, and d are provided at positions and numbers corresponding to the sensors 13a, b, c, and d inserted into the sensor head 33.
  • the through holes 321a, b, c, d of the sensor head receiving portion 32 and the condensed water inflow portions 331a, b, c, d of the sensor head 33 communicate with each other. ing.
  • the condensed water of the gap simulating portion 34 flows into the condensed water inflow portions 331a, b, c, d through the through holes 321a, b, c, d, and can come into contact with the sensors 13a, b, c, d. It has become.
  • the diameters of the through holes 321a, b, c, and d may be the same as the diameters of the condensed water inflow portions 331a, b, c, and d, and may be, for example, about 1.5 to 3 mm.
  • the number and arrangement of through holes provided in the sensor head receiving portion 32 may vary depending on the number and arrangement of sensors inserted in the sensor head 33, and are not limited to the illustrated embodiment. However, when the sensor head 33 is rotated, the through holes 321a, b, c, and d are provided at positions so as to be shielded by the sensor head 33 main body.
  • the pH sensor 13a, the electrolytic corrosion potential sensor 13b, the chloride ion sensor 13c, and the reference electrode 13d are electrically connected to a control unit (not shown in FIGS. 2 to 9).
  • the control unit may be a computer or the like capable of performing a predetermined calculation on the measured value read by each sensor 13 and creating a monitoring result.
  • the sensor shown in the present embodiment is an example, and the present invention is not limited to the embodiment including a specific sensor. For example, only the electrolytic corrosion potential sensor may be provided. Alternatively, in addition to a part or all of the illustrated sensor, a conductivity sensor for detecting the conductivity of the condensed water may be added to measure the conductivity of the condensed water.
  • a carbon dioxide gas sensor and / or a hydrogen sulfide sensor may be added to measure the carbon dioxide gas concentration and the hydrogen sulfide concentration in the condensed water.
  • the selection of the sensor enables the desired corrosion factor analysis, and it is also possible to further improve the accuracy of the corrosion factor analysis.
  • the sensor head 33 is provided with a lever 332, and the lever makes the sensor head 33 rotatable relative to the sensor head receiving portion 32.
  • the position of the lever 332 after rotation is shown by a virtual line.
  • the rotation of the sensor head 33 may be manually performed by a lever, or may be automatically performed by a motor or the like.
  • the motor can be controlled by, for example, the control unit 15 shown in FIG.
  • FIG. 7 is a cross-sectional view of the sensor block 30 in the measurement standby state in which the sensor head 33 is rotated with respect to the sensor head receiving portion 32 from the state of FIG.
  • a cross section different from that shown in FIG. 3 is shown. Since the lid 31 and the sensor head receiving portion 32 are fixed, the relative positional relationship between the lid 31 and the sensor head receiving portion 32 does not change even if the sensor head 33 is rotated. The arrangement of each member constituting the lid 31 and the sensor head receiving portion 32 is as described with reference to FIG.
  • FIG. 7 is a cross-sectional view of the sensor block 30 in the measurement standby state, passing through the central axes of the electrolytic corrosion potential sensor 13b and the chloride ion sensor 13c.
  • the electrolytic corrosion potential sensor 13b and the chloride ion sensor 13c can be visually recognized on the cross-sectional view.
  • the opening on the sensor head receiving portion side is closed by the sensor head receiving portion 32 and communicates with the through hole. Not done.
  • the opening on the sensor head receiving portion side is closed by the sensor head receiving portion 32 and does not communicate with the through hole.
  • the opening on the sensor head side is closed by the sensor head 33 main body, and the condensed water inflow portion (in FIG. 9). Not shown) and do not communicate.
  • the condensed water flowing from the gap simulating portion 34 into the through holes 321a, b, c, d of the sensor head receiving portion 32 is the condensed water inflow portion from the through holes 321a, b, c, d (shown in FIG. 9). It cannot flow into the sensor and cannot come into contact with the electrode that is the sensor sensitive part.
  • the chloride ion sensor 13c can be attached to and detached from the sensor head 33 together with the sensor holder 131c.
  • the direction of movement of the sensor 13c at the time of attachment / detachment is indicated by an arrow.
  • the desorbed chloride ion sensor 13c can clean the electrode in contact with the condensed water by a cleaning unit (not shown).
  • the cleaning unit may be a device capable of supplying clean water to the electrode at the tip of the sensor and flushing the condensed water.
  • the pH sensor 13a, the electrolytic corrosion potential sensor 13b, and the reference electrode 13d can also be removed and cleaned in the same manner.
  • the sensor block 30 in the present embodiment can switch between a state in which the sensors 13a, b, c, and d are in contact with the condensed water and a state in which the sensor is shut off from the condensed water. This makes it possible to intermittently monitor the properties of condensed water. Further, even when monitoring steam containing a large amount of corrosive components such as sulfur in the condensed water, damage to the sensor is unlikely to occur, and highly reliable monitoring can be performed for a long period of time.
  • a member having a shutter mechanism may be used at the position of the through hole of the sensor head receiving portion.
  • the shutter mechanism makes it possible to switch between the contact and contact cutoff states between the aggregated water in the gap simulating unit 34 and the sensor, and the operation can be performed in the same manner as in the illustrated embodiment.
  • the condensed water is supplied to the annular flow path 35 and the gap simulating unit 34 via the condensed water supply unit 311.
  • the supply of condensed water to the annular flow path 35 and the gap simulation unit 34 can be started and stopped, and the supply amount can be appropriately adjusted by a pump or the like (not shown) upstream of the condensed water supply unit 311.
  • the condensed water supplied to the gap simulating portion 34 passes through the through holes 321a, b, c, d of the sensor head receiving portion 32 and flows into the condensed water inflow portions 331a, b, c, d. It becomes possible to contact each of the sensing portions of the sensors 13a, b, c, and d.
  • the blade material potential can be measured from the potential difference between the reference electrode 13d and the sensor electrode of the electrolytic corrosion potential sensor 13b.
  • the pH can be measured from the potential difference between the reference electrode 13d and the sensor electrode of the pH sensor 13a.
  • the chloride ion concentration can be measured from the potential difference between the reference electrode 13d and the sensor electrode of the chloride ion sensor 13c.
  • the control device 15 can also optionally analyze the corrosion state based on the blade material potential, pH and chloride ion concentration.
  • the sensors 13a, b, c, and d can be operated normally for a long period of time even in an environment where steam containing a large amount of corrosion components such as geothermal steam is measured, and accurate corrosion monitoring is performed. Can be carried out. Further, at the time of non-measurement, the supply of condensed water from the condensed water supply unit 311 can be stopped.
  • Switching between measurement and non-measurement can be done manually or by a drive mechanism such as a motor. Corrosion factors can be measured intermittently. For example, when the rotation of the sensor head 33 is driven by a motor, the measurement time can be 10 seconds and the non-measurement time can be 50 seconds. Alternatively, the measurement can be carried out about once to 24 times a day for about 10 to 20 seconds per time.
  • Chloride ion concentration is a major corrosion factor in steam turbines.
  • An increase in chloride ion concentration results in the formation of chloride, the generation of hydrogen ions due to its hydrolysis, and the increase in hydrogen ion concentration. That is, when a pitting corrosion pit is generated by chloride ions, the chloride ion concentration tends to increase in the pitting pit.
  • pH represents the concentration of hydrogen ions in the solution.
  • An increase in hydrogen ion concentration (decrease in pH) accelerates ionization (oxidation reaction) of the turbine member.
  • the blade material potential indicates corrosiveness to the solution in contact with each member, and the larger the potential, the easier it is to corrode. As the hydrogen ion concentration increases, the blade material potential increases.
  • Geothermal steam turbine steam contains carbon dioxide gas and hydrogen sulfide.
  • Carbon dioxide gas becomes carbonic acid in condensed water and produces hydrogen ions.
  • Hydrogen sulfide forms iron sulfide and may also play a protective role on the surface of the turbine member, but it is considered to be decomposed by chloride ions and causes pitting corrosion.
  • the blade material potential is affected by the chloride ion concentration and pH and becomes a parameter of the corrosive state of the member, but the important point for preventive maintenance is to know the cause of the blade material potential fluctuation.
  • the important point for preventive maintenance is to know the cause of the blade material potential fluctuation.
  • by measuring basic factors such as pH and chloride ion concentration more accurate understanding and prediction of corrosion status and more accurate precautions for the steam environment will be improved, and accurate maintenance measures will be determined. It will be possible.
  • maintenance measures setting of the blade replacement cycle, injection control of corrosion preventive chemicals, and the like can be mentioned.
  • the corrosion environment monitoring device can be preferably used in, for example, geothermal power generation equipment, thermal power generation equipment, and the like.

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Abstract

タービン蒸気によるセンサの腐食損傷がなく、タービンの状態を長期的にモニタリング可能な腐食環境モニタリング装置。 蒸気タービン22のケーシング21内部から外部へ蒸気を抽出する蒸気抽出部11と、前記抽出部を経て蒸気が凝縮された凝縮水を貯留する凝縮水貯留部12と、前記凝縮水の性状を検出する腐食因子センサ部13とを備え、前記凝縮水貯留部12が、タービン内隙間を模擬し、前記凝縮水を貯留可能な所定隙間を有する隙間模擬部と、当該隙間模擬部の外周側に形成した環状流路とを有し、前記腐食因子センサ部13が、前記凝縮水の性状を測定可能な1以上のセンサと、当該センサと前記隙間模擬部に貯留された凝縮水との接触及び接触の遮断を切り替え可能に構成された切替部とを有する、腐食環境モニタリング装置10。

Description

腐食モニタリング装置
 本発明は、腐食モニタリング装置に関する。本発明は、特には腐食性ガスを含有する蒸気由来の試料の測定結果に基づき、タービン材の腐食状態を長期的にモニタリング可能な、タービン用腐食モニタリング装置に関する。
 地熱発電や火力発電など、蒸気タービンを用いた発電設備が広く使用されている。この中で、特に地熱タービンにおいては硫化水素や炭酸ガス等の腐食性ガスがタービン中に導入され、腐食性ガスを含んだ蒸気が仕事をした後に凝縮水が生成する。このため、凝縮水と接した金属を侵すことでタービン材の腐食損傷が生じ、結果的に応力腐食割れ等の割れが発生し、事故につながるリスクが懸念される。金属材料の腐食損傷は材料が接する環境に大きく依存するため、タービン材を腐食損傷から守るためにはタービン材が接している水質を把握し、把握した情報をもとに水質を管理することが効果的と考えられる。
 従来、タービンの水質管理は、タービン蒸気を凝縮させた凝縮水をサンプリングし、それらの水質を代表水質として行ってきた。しかし、タービン内にて蒸気が仕事をした後に生成する凝縮水の水質は代表水質とは異なる。そのため、このような方法では、タービン内部におけるタービン材の腐食に対する保全管理としては不十分であった。
 タービンは高速回転体であるため、運転中のタービン部材の状態を直接測定し、把握することは極めて困難である。一方、タービンの運転停止は、通常、数年に1度程度であるため、運転中の損傷を発見する技術が必要である。この問題の解決方法として、タービンの構造を模擬した構造体を作製し、タービンのケーシング内部に設置した構造体に実機タービンの蒸気を抽気して導入し、その時の材料の電位、塩化物濃度、pHなどを継続的に測定することにより、タービン材料の腐食状態を監視する技術が本出願人により提案されている(例えば、特許文献1を参照)。
特開2012-168118号公報
 しかしながら、特許文献1に開示された技術を、地熱タービンなどの腐食成分を含む蒸気のモニタリングに適用すると、蒸気の成分に起因して各種センサが腐食損傷することで正確な測定が困難であった。また、タービンのケーシング内部に設置した機器は、タービンにより電気的なノイズを受け、正確な測定結果が得られないという問題もあった。
 本発明は上述した問題点に鑑みてなされたもので、腐食成分を含む蒸気による損傷を受けにくく、タービン材の腐食状態を正確に、かつ十分な期間にわたって測定可能な腐食モニタリング装置を提供する。
 本発明者らは鋭意検討の結果、センサによる測定を間欠的に行うことを可能とする構造により課題を解決し得ることに想到し、本発明を完成するに至った。すなわち、本発明は一実施形態によれば、腐食環境モニタリング装置であって、
 蒸気タービンのケーシング内部から外部へ蒸気を抽出する蒸気抽出部と、
 前記抽出部を経て蒸気が凝縮された凝縮水を貯留する凝縮水貯留部と、
 前記凝縮水の性状を検出する腐食因子センサ部と
を備え、
 前記凝縮水貯留部が、タービン内隙間を模擬し、前記凝縮水を貯留可能な所定隙間を有する隙間模擬部と、当該隙間模擬部の外周側に形成した環状流路とを有し、
 前記腐食因子センサ部が、前記凝縮水の性状を測定可能な1以上のセンサと、当該センサと前記隙間模擬部に貯留された凝縮水との接触及び接触の遮断を切り替え可能に構成された切替部とを有する、
腐食環境モニタリング装置に関する。
 前記腐食環境モニタリング装置において、
 前記切替部が、前記センサを収容するセンサヘッド部と、当該センサヘッド部と前記隙間模擬部との間に設けられるセンサヘッド受け部とを有し、
 前記センサヘッド受け部が、前記1以上のセンサに対応して設けられる貫通孔を備え、
 前記センサヘッド部を、前記センサヘッド受け部に対して相対的に回転させることにより、前記センサと前記隙間模擬部に貯留された凝縮水とが前記貫通孔を介して接触可能な状態と、前記センサと前記隙間模擬部に貯留された凝縮水との接触が、前記センサと前記隙間模擬部との間に介在するセンサヘッド受け部に遮断される状態とを切り替えることが好ましい。
 前記腐食環境モニタリング装置において、前記センサが、前記センサヘッド部に着脱可能に支持されていることが好ましい。
 前記腐食環境モニタリング装置において、前記センサを洗浄可能な洗浄部をさらに備えることが好ましい。
 前記腐食環境モニタリング装置において、前記センサが、電解腐食電位センサ、pHセンサ、または塩化物イオンセンサのいずれか1以上を含むことが好ましい。
 前記腐食環境モニタリング装置において、前記蒸気が、地熱蒸気であることが好ましい。
 本発明は別の実施形態によれば、ケーシング内にタービンを備えた蒸気タービン装置と、上記のいずれか1項に記載の腐食環境モニタリング装置を備えた発電設備に関する。
 本発明の腐食モニタリング装置は、タービンの腐食が生じやすい隙間部分を模擬した構造を備え、かつ、モニタリングに用いるセンサがタービン蒸気の凝縮水と接触する状態と、接触しない状態とを切り替え可能に構成されているため、センサが蒸気中の腐食成分による損傷を受けにくく、長期間にわたって信頼性の高いモニタリング結果を提供することができる。また、腐食モニタリング装置を、タービンケーシングの外部に設置することにより、電気ノイズの影響を受けにくく、正確なモニタリング結果を得ることができる。
図1は、本発明の一実施形態に係る腐食モニタリング装置及び蒸気タービン装置を概念的に示す説明図である。 図2は、本発明の一実施形態に係るタービンの低圧翼列を示す部分断面図であり、腐食モニタリング装置の蒸気抽出部(抽気口)と、蒸気タービン翼列との位置関係を例示的に示す図である。 図3は、本発明の一実施形態に係る腐食モニタリング装置において、センサと隙間模擬部に貯留された凝縮水とが接触状態にある、測定時のセンサヘッド部と、センサヘッド受け部との位置関係を説明するセンサブロックの断面図である。 図4は、図3の一点鎖線で示す部分Aの拡大断面図である。 図5は、図3のセンサブロックの底面図であって、センサヘッド部と、センサヘッド受け部の相対的な回転を説明する図である。 図6は、図3のB-B線による断面図であって、隙間模擬部に接するセンサヘッド受け部とセンサとの位置関係を説明する図である。 図7は、本発明の一実施形態に係る腐食モニタリング装置において、センサと隙間模擬部に貯留された凝縮水とが接触遮断状態にある、測定待機時のセンサヘッド部と、センサヘッド受け部との位置関係を説明するセンサブロックの断面図である。 図8は、図7の一点鎖線で示す部分Dの拡大図である。 図9は、図7のC-C線による断面図であって、隙間模擬部に接するセンサヘッド受け部とセンサヘッドとの位置関係を説明する図である。
 以下に、本発明の実施の形態を説明する。ただし、本発明は、以下に説明する実施の形態によって限定されるものではない。
 本発明は、一実施形態によれば、腐食モニタリング装置に関する。本実施形態による腐食モニタリング装置は、蒸気タービン装置を備える発電設備において、蒸気の性状を測定し、監視する装置である。測定対象となる蒸気は、外部から蒸気タービン装置内に供給された蒸気であって、タービンを回転させる前の蒸気である。蒸気タービン装置は、ガスタービンであってもよく、地熱タービンであってもよい。
 図1は、本発明の一実施形態に係る腐食モニタリング装置及びこれを備える発電設備の概略構成を模式的に示す図である。本実施形態においては、地熱発電設備を例示して説明するが、本発明は、地熱発電設備には限定されず、タービンを備える各種の発電設備に適用することができる。図1において、地熱発電設備は、地熱蒸気タービン装置20と腐食モニタリング装置10とを備え、地熱蒸気タービン装置20は、ケーシング21内に設けられたタービン22を備えている。一方、腐食モニタリング装置10は、蒸気抽出部11と、凝縮水貯留部12と、腐食因子センサ部13と、蒸気冷却部14と、制御部15とを備えており、凝縮水貯留部12と、腐食因子センサ部13とは、一体となってセンサブロック30を構成している。また、腐食因子センサ部13は、pHセンサ13aと、塩化物イオンセンサ13cと、電解腐食電位センサ(ブレード材電位センサともいう)13bと、図示しない参照電極とを備えている。
 地熱蒸気タービン装置20を含む地熱発電設備の構成について説明する。地熱蒸気は、地熱発電設備の生産井から供給され、高圧セパレータで蒸気と熱水とに分離される。分離された蒸気は、洗浄され、ミストを除去するスクラバーを介して地熱蒸気タービン装置20に供給され、この蒸気によってタービン22が回転する。タービン翼は、タービンロータに取付けられた動翼とケーシング21に取付けられた静翼とが交互に設けられて構成されている。タービンロータ、動翼、及び静翼の材料は特には限定されないが、タービンロータは、例えば1%CrMoV鋼で形成されるものであってよく、動翼及び静翼材(ブレード材)は例えば13%Cr鋼で形成されるものであってよい。
 本実施形態に係る腐食モニタリング装置10は、凝縮水貯留部12と腐食因子センサ部13が、ケーシング21の外部に設けられる。また、蒸気抽出部11は、ケーシング21の内部から外部へ延びて、タービン22の低圧翼列近傍の蒸気をケーシング21の外部へ抽出する。図2は、タービン22の低圧翼列を示す部分断面図である。低圧翼列は、タービンロータ24rに取り付けられた動翼24mと、ケーシング21に取り付けられた静翼24sが交互に設けられて構成されている。そして、動翼24m及び静翼24sの半径方向の長さは、タービンロータ24rの中心側から外側へ向かうにしたがって順次長くなるように構成されている。本実施形態において、蒸気抽出部の一例である抽気管11は、低圧翼列の軸方向の中央部における動翼24mの先端と近接対向するケーシング21の内部に抽気口11aが位置するように設置されている。これにより、タービン翼の腐食状態を反映する、タービンを回転させる前段階にある蒸気を抽出し、当該蒸気を測定対象とすることができる。そして、抽気管11はケーシング21の内部から外部に延びて、ケーシング21の外部にある、腐食モニタリング装置の凝縮水貯留部12と連結している。
 抽気管11は、ケーシング21外の腐食モニタリング装置の凝縮水貯留部12に接続される前段において、蒸気冷却部14により冷却される。蒸気冷却部14は、ケーシング21の外部に設置され、抽気管11中の高温水蒸気を凝集し、液体状の凝縮水にまで冷却することができる装置であればよい。蒸気冷却部14の一例としては、冷却水循環装置を用いることができる。冷却水循環装置は、冷却水源となるチラー、冷却水供給路、及び冷却水排出路を備えるものであってよく、本出願人による特許文献1に記載の冷却水循環装置を用いることができるが、特定の装置には限定されない。蒸気冷却部14は、抽気管11だけでなく、凝縮水貯留部12と、腐食因子センサ部13の全体を冷却するものであってもよい。
 凝縮水貯留部12と、腐食因子センサ部13とは、ケーシング21外部に配置されている。そして、凝縮水貯留部12と、腐食因子センサ部13とは、一体となってセンサブロック30を構成している。凝縮水貯留部12は、後に詳述する環状流路と隙間模擬部を備え、腐食因子センサ部13は、隙間模擬部に貯留した凝縮水の性状を検知する複数のセンサを備えている。腐食因子センサ部13はまた、各センサが凝縮水に接触可能な状態と、各センサと凝縮水との接触が遮断される状態とを切り替える切替部を備える。
 以下、センサブロック30の一例について、詳細な構成を、図3~9を参照して説明する。図3は、略円柱状に構成されたセンサブロック30において、円の直径を通り、円柱の軸方向に平行に切断した断面図であり、図4は、図3の部分Aの拡大断面図であり、図5は、図3のセンサブロック30の底面図である。また、図6は、図3中の矢印B-Bによる断面図である。図7は、図3に示すセンサブロック30センサヘッド部を回転させた状態における断面図であり、図8は、図7の部分Dの拡大断面図である。図9は、図7中の矢印C-Cによる断面図である。
 図3に示すように、センサブロック30は、蓋体31と、センサヘッド受け部32と、センサヘッド部33とが一体となって構成されている。センサブロック30を構成する各部材の材質は、異種金属の存在による腐食環境の変化を排除するため、タービンのブレード材と同等の腐食性を示す材料とすることが好ましい。蓋体31と、センサヘッド受け部32とは、凝縮水貯留部12を構成する。センサヘッド受け部32と、センサヘッド部33とはこれらが一緒になって腐食因子センサ部13の切替部として機能する。
 センサブロック30を構成する各部材とその機能について説明する。蓋体31は、略円柱状の部材であり、凝縮水供給部311と、凝縮水排出部312が設けられる。図3及び4を参照すると、蓋体31の一方の端面31Aは、外縁部に対して、中央部が突出するように段加工されている。凝縮水供給部311と、凝縮水排出部312は、当該段加工された端面外縁部に開口部を有している。凝縮水供給部311は抽気管11に接続されている。凝縮水排出部312は地熱蒸気タービン装置20の復水のドレイン経路に接続、もしくは大気中のいずれかに接続され凝縮水が排出可能に構成される。
 センサヘッド受け部32は、有底円筒状の部材であり、底部には複数の貫通孔321a、dが設けられる。図3及び4を参照すると、センサヘッド受け部32の外側底面32Bは、外縁部に対して、中央部が凹むように段加工されている。
 図3及び4を参照すると、蓋体31の突出した部分と、センサヘッド受け部32の凹んだ部分が嵌合した状態で、蓋体31とセンサヘッド受け部が螺子41により固定されている。蓋体31の突出した端面31Aと、センサヘッド受け部32の凹んだ底面32Bとの間には、スペーサ(図示せず)が設けられ、これにより、蓋体31の端面31Aと、センサヘッド受け部の底面32Bと、センサヘッド受け部32の底面外縁部の内側壁面32Cとに囲まれた、円柱状の空間である隙間模擬部34が形成される。また、蓋体31の突出した部分の壁面31Bと、センサヘッド受け部32の底面外縁部の内側壁面32Cと、蓋体31の外縁部に囲まれた環状流路35が形成される。環状流路35は、隙間模擬部34の外周を取り囲むように形成され、隙間模擬部34の全周において環状流路35と連通している。
 隙間模擬部34と環状流路35は、タービンのブレード翼脚の部分での隙間長を模擬するものであり、環状流路35の高さ及び幅はタービンのブレード翼脚の部分での隙間長を模擬可能な長さに選定される。特には、隙間模擬部34の高さ、すなわち蓋体31の端面31Aと、センサヘッド受け部の底面32Bとの距離は、スペーサの厚さにより調節可能であり、0.05~0.3mm程度とすることができる。隙間模擬部34には、蓋体31に設けられた凝縮水供給部311から凝縮水が供給され、隙間模擬部34の外周を通って凝縮水排出部312へ流れる。図4を参照すると、凝縮水供給部311から供給された凝縮水は、紙面手前及び後方に分かれて、いずれも環状流路35を、凝縮水排出部312へ向かって流れることが可能に構成される。凝縮水はまた、環状流路35を流れながら、その一部が隙間模擬部34に流入し、塩化物イオンなど腐食性成分が濃縮される。この塩化物イオンの濃縮は、酸素の供給が比較的乏しい隙間模擬部34で、酸素濃淡電池の作用により腐食が生じ、これによって生じた鉄などの陽イオンが陰イオンを引き寄せることにより生じる。
 蓋体31にはまた、熱電対313が設けられている。熱電対313は、温度センサとして機能し、凝縮水に直接接触、あるいは間接的に接触した態様で凝縮水の温度をモニタリングする。なお、熱電対に代えて、凝縮水の温度を測定するほかのセンサが、蓋体31に設けられていてもよい。あるいは、蓋体31ではない箇所に凝縮水の温度を測定するセンサが設けられてもよい。
 有底円筒形状のセンサヘッド受け部32の円筒内側には、センサヘッド部33が回転可能に嵌め込まれている。図3及び4を参照すると、センサヘッド受け部32を構成する円筒の内側側面32D及び内側底面32Eに、センサヘッド33の外側面33A及び一方の端面33Bが接触している。
 センサヘッド33は、円柱状の部材であって、その内部に複数のセンサ13a、b、c、dを保持する。センサ13a、b、c、dは、円柱の軸方向に平行に、円柱を貫通して設けられた管状部に着脱可能に挿入されている。管状部は、径が二段階に構成されている。管状部のセンサヘッド受け部32に接する一端は、管径が小さく形成され、凝縮水流入部331a、dを形成する。凝縮水流入部331a、dは、測定時、隙間模擬部34の凝縮水が流入可能な空間として構成されている。そして、流入した凝縮水が、センサの先端にある電極と接触してセンシングが行われる。凝縮水流入部331a、dを形成する管の径は、例えば、1.5~3mm程度であってよい。管径が大きい部分はセンサ支持部333a、dとして機能する。センサ支持部333a、dの管径は、センサ13a、dまたはセンサを保持する樹脂製のセンサホルダ131aの径に適合する大きさであってよい。
 図3を参照すると、pHセンサ13a及び参照電極13dが、それぞれセンサヘッド33の軸方向に平行に、挿入されている。pHセンサ13aの先端部にある電極は、センサヘッド受け部32の近傍に位置し、図示する状態は、凝縮水流入部331aに流入する凝縮水に接触可能な状態である。pHセンサ13aの基部はセンサヘッド33から突出しており、図示しない制御装置に電気的に接続されている。参照電極13dについても同様に、先端部にある電極がセンサヘッド受け部32の近傍に位置して、凝縮水流入部331dに流入する凝縮水に接触可能な状態となっており、基部はセンサヘッド33から突出して、図示しない制御装置に電気的に接続されている。
 図5は、図3のセンサブロック30の底面図である。図5を参照すると、センサヘッド33には、図3、4に示すpHセンサ13aと参照電極13dに加え、電解腐食電位センサ13bと、塩化物イオンセンサ13cが保持されている。
 次に、図6は、図3のB-B線上の断面図である。隙間模擬部34に面するセンサヘッド受け部32の底部は貫通孔321a、b、c、dを備えている。貫通孔321a、b、c、dは、センサヘッド33に挿入されるセンサ13a、b、c、dに対応する位置および数にて設けられる。図3、4に示すセンサヘッド33の回転位置においては、センサヘッド受け部32の貫通孔321a、b、c、dと、センサヘッド33の凝縮水流入部331a、b、c、dが連通している。そのため、隙間模擬部34の凝縮水が、貫通孔321a、b、c、dを通って凝縮水流入部331a、b、c、dに流入し、センサ13a、b、c、dに接触可能となっている。貫通孔321a、b、c、dの径は、凝縮水流入部331a、b、c、dの径と同様であってよく、例えば、1.5~3mm程度であってよい。センサヘッド受け部32に設けられる貫通孔の数及び配置は、センサヘッド33に挿入されるセンサの数及び配置により異なってよく、図示する実施形態には限定されない。しかしながら、センサヘッド33を回転させたときに、貫通孔321a、b、c、dがセンサヘッド33本体により遮蔽されるような位置に設けられる。
 pHセンサ13a、電解腐食電位センサ13b、塩化物イオンセンサ13c、参照電極13dは、制御部(図2~9には示さず)に電気的に接続されている。制御部は、各センサ13で読み出した測定値に対し、所定の演算を行い、モニタリングの結果を作成することができるコンピュータ等であってよい。なお、本実施形態において図示するセンサは一例であって、本発明は特定のセンサを備える態様には限定されない。例えば、電解腐食電位センサのみを設けるようにしてもよい。あるいは、図示するセンサの一部または全部に加えて、凝縮水の導電率を検出する導電率センサを付加して、凝縮水の導電率を測定してもよい。さらには、炭酸ガスセンサ、及び/または硫化水素センサを付加して、凝縮水中の炭酸ガス濃度や硫化水素濃度を測定してもよい。センサの選択により、所望の腐食因子分析が可能になり、腐食因子分析の精度をより向上させることも可能である。
 再び図5を参照すると、センサヘッド33には、レバー332が設けられており、レバーにより、センサヘッド33を、センサヘッド受け部32に対して相対的に回転可能に構成される。図5中、実線で示す図3,4の状態から、回転後のレバー332の位置を仮想線で示す。なお、センサヘッド33の回転は、レバーにより手動で行うものであってもよく、モータ等により自動で行うように構成されていてもよい。自動で回転する駆動機構を設ける場合、モータの制御は、例えば図1に示す制御部15により行うことができる。
 次に、図7は、図3の状態から、センサヘッド33を、センサヘッド受け部32に対して回転させた測定待機状態のセンサブロック30の断面図である。説明のために、図3とは異なる断面を示している。蓋体31及びセンサヘッド受け部32は固定されているため、センサヘッド33を回転させても、蓋体31とセンサヘッド受け部32との相対的な位置関係は変わらない。蓋体31、センサヘッド受け部32を構成する各部材の配置は、図3を参照して説明したとおりである。
 図7は測定待機状態におけるセンサブロック30の、電解腐食電位センサ13bと塩化物イオンセンサ13cの中心軸を通る断面図である。図7を参照すると、電解腐食電位センサ13bと、塩化物イオンセンサ13cが断面図上に視認できる。また、図7及び図8を参照すると、電解腐食電位センサ13bの先端にある凝縮水流入部331bは、センサヘッド受け部側にある開口部がセンサヘッド受け部32により閉塞され、貫通孔と連通していない。これは、図3の状態からセンサヘッドを回転したために、センサヘッド33の貫通孔の位置が、凝縮水流入部331bの位置と合わなくなったためである。同様に、塩化物イオンセンサ13cの先端にある凝縮水流入部331cは、センサヘッド受け部側にある開口部がセンサヘッド受け部32より閉塞され、貫通孔と連通していない。図9を参照すると、センサヘッド受け部32の貫通孔321a、b、c、dはいずれも、センサヘッド側の開口部が、センサヘッド33本体により閉塞され、凝縮水流入部(図9には示さず)と連通していない。そのため、隙間模擬部34から、センサヘッド受け部32の貫通孔321a、b、c、dに流入する凝縮水は、貫通孔321a、b、c、dから凝縮水流入部(図9には示さず)に流入することができず、センサ感応部である電極に接触することができない。
 図7に示す状態において、塩化物イオンセンサ13cは、センサホルダ131cとともにセンサヘッド33から脱着することができる。脱着時のセンサ13cの移動の向きを矢印で示す。脱着した塩化物イオンセンサ13cは、凝縮水に接触した電極を洗浄部(図示せず)により洗浄することができる。洗浄部は、清浄な水をセンサの先端部の電極に供給し、凝縮水を洗い流することができる装置であってよい。図示はしないが、pHセンサ13a、電解腐食電位センサ13b、参照電極13dも同様に、取り外して洗浄することができる。
 本実施形態におけるセンサブロック30は、上記の構成により、凝縮水にセンサ13a、b、c、dが接触する状態と、凝縮水からセンサが遮断される状態とを切替可能とすることができる。これにより、凝縮水の性状のモニタリングを間欠的に行うことが可能となる。そして、凝縮水に硫黄などの腐食成分を多く含む蒸気をモニタリングする場合であっても、センサの損傷が生じにくく、長期間にわたって、信頼性の高いモニタリングを行うことができる。
 本実施形態の別の態様として、相対的に回転可能なセンサヘッド部とセンサヘッド受け部との組み合わせに代えて、センサヘッド受け部の貫通孔の位置に、シャッター機構を有する部材を用いることもできる。シャッター機構により、隙間模擬部34にある凝集水と、センサとの接触及び接触遮断状態を切り替えることが可能となり、図示する実施形態と同様に作用させることができる。
 次に、本実施形態に係る腐食モニタリング装置の動作を説明する。図2に示す低圧翼列において、蒸気タービンの停止状態から、運転を開始して、タービン内圧が上がると、タービンケーシング21内の蒸気が抽気管11から抽出され、ケーシング21の外部に運ばれる。蒸気冷却部14を構成するチラーからは、冷却水が冷却水配管を介して冷却水供給路に供給され、冷却水排出路から冷却水配管を通じてチラーに戻る冷却水循環路が形成される。これにより、抽気管11を流れる高温の蒸気は冷却され、センサブロック30に移送される間に凝縮水が生成する。そして、凝縮水は、凝縮水供給部311を介して、環状流路35及び隙間模擬部34に供給される。環状流路35及び隙間模擬部34への凝縮水の供給の開始及び停止、並びに供給量の調節は、凝縮水供給部311の上流において、図示しないポンプ等により適宜実施することができる。
 測定にあたって、センサブロック30においては、図3、4及び6に示すようにセンサヘッド受け部32の貫通孔321a、b、c、dと、センサヘッド33の凝縮水流入部331a、b、c、dを位置合わせしておく。これにより、隙間模擬部34に供給される凝縮水が、センサヘッド受け部32の貫通孔321a、b、c、dを通過して、凝縮水流入部331a、b、c、dに流入し、センサ13a、b、c、dのそれぞれのセンシング部に接触可能となる。そして、各センサの電極で凝縮水の電位を測定し、測定結果を制御装置15に送る。参照電極13dと、電解腐食電位センサ13bのセンサ電極との電位差からブレード材電位を計測することができる。また、参照電極13dと、pHセンサ13aのセンサ電極との電位差からpHを計測することができる。また、参照電極13dと、塩化物イオンセンサ13cのセンサ電極との電位差から塩化物イオン濃度を計測することができる。制御装置15ではまた、任意選択的に、ブレード材電位、pH及び塩化物イオン濃度に基づいて腐食状態の解析を行うことができる。
 非測定時(待機時)には、センサヘッド33を回転することにより、図7、8、及び9に示すようにセンサヘッド33の凝縮水流入部331a、b、c、dの開口部が、センサヘッド受け部32の底部にて遮蔽される。これにより、隙間模擬部34にある凝縮水が凝縮水流入部331a、b、c、dに流入することができなくなる。非測定時には、各センサ13a、b、c、dをセンサヘッド33から取り外し、各センサ13a、b、c、dの先端部にある電極を清浄な水で洗浄することが好ましい。これらの動作を繰り返すことで、地熱蒸気のような、腐食成分を多く含む蒸気を測定する環境中であっても、センサ13a、b、c、dを長期間正常に動作させ、正確な腐食モニタリングを実施することが可能となる。また、非測定時には、凝縮水供給部311からの凝縮水の供給を停止することもできる。
 測定時と非測定時の切り替えは、手動で行うこともでき、モータ等の駆動機構により行うこともできる。腐食因子の測定は、間欠的に行うことができる。例えば、センサヘッド33の回転をモータにて駆動する場合、測定時間を10秒、非測定時間を50秒とすることができる。あるいは、1日に1回~24回程度、1回あたり、10~20秒間程度にわたって測定を実施することができる。
 次に、制御装置15で行う腐食状態の解析における複数の腐食因子(ブレード材電位、pH、塩化物イオン濃度)について説明する。塩化物イオン濃度は、蒸気タービンにおける主要な腐食因子である。塩化物イオン濃度の上昇は、塩化物の形成、その加水分解による水素イオン発生、水素イオン濃度の上昇をもたらす。つまり、塩化物イオンにより孔食ピットを生じた場合、孔食ピット内で塩化物イオン濃度が増加しやすくなる。pHは、溶液中の水素イオン濃度を現すものである。水素イオン濃度の増加(pHの低下)は、タービン部材のイオン化(酸化反応)を加速することになる。ブレード材電位は、各部材の接している溶液に対する腐食性を示すものであり、電位が大きいほど腐食し易くなる。水素イオン濃度が増加するとブレード材電位は高くなる。
 地熱蒸気タービンにおける特有の腐食因子について説明する。地熱蒸気タービン蒸気は、炭酸ガス、硫化水素を含む。炭酸ガスは、凝縮水では炭酸となり水素イオンを生じる。硫化水素は、硫化鉄を形成しタービン部材表面の保護的役割も生じ得るが、塩化物イオンにより分解することが考えられ、孔食の原因となる。
 以上のように、ブレード材電位は、塩化物イオン濃度、pHの影響を受け、部材の腐食性状況のパラメータとなるが、予防保全上重要な点は、ブレード材電位変動の要因を知ることであり、pHや塩化物イオン濃度などの基本因子についても計測することによって、腐食状況のより正確な把握及び予測と、蒸気環境に対する注意点もより精度が向上し、的確な維持管理対応策が判断可能となる。ここで、維持管理の対応策としては、動翼の交換周期の設定や、腐食防止薬品の注入制御等が挙げられる。
 本発明による腐食環境モニタリング装置は、例えば地熱発電設備、火力発電設備などにおいて好ましく用いることができる。
 10 腐食モニタリング装置、11 蒸気抽出部(抽気管)、12 凝縮水貯留部、
 13 腐食因子センサ部、13a pHセンサ、13b 電解腐食電位センサ
 13c 塩化物イオンセンサ、13d 参照電極
 14 蒸気冷却部、15 制御部
 20 地熱蒸気タービン装置、21 ケーシング、22 蒸気タービン
 30 センサブロック、31 蓋体、32 センサヘッド受け部
 33 センサヘッド部、34 隙間模擬部、35 環状流路
 311 凝縮水供給部、312 凝縮水排出部、313 熱電対
 321a、b、c、d 貫通孔、331a、b、c、d 凝縮水流入部

Claims (7)

  1.  蒸気タービンのケーシング内部から外部へ蒸気を抽出する蒸気抽出部と、
     前記抽出部を経て蒸気が凝縮された凝縮水を貯留する凝縮水貯留部と、
     前記凝縮水の性状を検出する腐食因子センサ部と
    を備え、
     前記凝縮水貯留部が、タービン内隙間を模擬し、前記凝縮水を貯留可能な所定隙間を有する隙間模擬部と、当該隙間模擬部の外周側に形成した環状流路とを有し、
     前記腐食因子センサ部が、前記凝縮水の性状を測定可能な1以上のセンサと、当該センサと前記隙間模擬部に貯留された凝縮水との接触及び接触の遮断を切り替え可能に構成された切替部とを有する、
    腐食環境モニタリング装置。
  2.  前記切替部が、前記センサを収容するセンサヘッド部と、当該センサヘッド部と前記隙間模擬部との間に設けられるセンサヘッド受け部とを有し、
     前記センサヘッド受け部が、前記1以上のセンサに対応して設けられる貫通孔を備え、
     前記センサヘッド部を、前記センサヘッド受け部に対して相対的に回転させることにより、前記センサと前記隙間模擬部に貯留された凝縮水とが前記貫通孔を介して接触可能な状態と、前記センサと前記隙間模擬部に貯留された凝縮水との接触が、前記センサと前記隙間模擬部との間に介在するセンサヘッド受け部に遮断される状態とを切り替える、請求項1に記載の腐食環境モニタリング装置。
  3.  前記センサが、前記センサヘッド部に着脱可能に支持されている、請求項2に記載の腐食環境モニタリング装置。
  4.  前記センサを洗浄可能な洗浄部をさらに備える、請求項3に記載の腐食環境モニタリング装置。
  5.  前記センサが、電解腐食電位センサ、pHセンサ、または塩化物イオンセンサのいずれか1以上を含む、請求項1~4のいずれか1項に記載の腐食環境モニタリング装置。
  6.  前記蒸気が、地熱蒸気である、請求項1~5のいずれか1項に記載の腐食環境モニタリング装置。
  7.  ケーシング内にタービンを備えた蒸気タービン装置と、請求項1~6のいずれか1項に記載の腐食環境モニタリング装置を備えた発電設備。
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