5.3.2. Водно-химический режим паровых турбин высоких и сверхвысоких давлений

В составе энергоблоков, работают паровые турбины, рассчитанные на давление 9,8 и 13,8 МПа, с барабанными котлами. Переходу к таким параметрам предшествовал период исследований растворимости веществ в насыщенном и перегретом паре и в первую очередь кремниевой кислоты, так как этот процесс проявляется для нее при давлениях, меньших, чем для других примесей. На основании этих работ паровые котлы высоких давлений с самого начала проектировались с использованием промывки пара питательной водой. Такая промывка способствовала высокой чистоте пара. Казалось, что этого достаточно и что обеспечение надежного водно-химического режима паровых турбин ДКП является задачей, решаемой легче, чем для турбин СКП, где меньшие давления снижают возможный унос в турбину всех примесей за счет растворимости их в паре. Поэтому для добавочной воды котлов вначале применялось только умягчение. Но в процессе эксплуатации паровых турбин с начальным давлением 9,8 МПа начал проявляться занос проточной части кремниевой кислотой с локализацией в области перехода от перегретого пара к насыщенному (рис. 5.9).

Рис. 5.9. Параметры пара и распределение отложений М по ступеням турбины с начальным давлением 9,8 МПа:

1 – давление пара; 2 – температура пара; 3 – отложения

Тогда же был принят основной принцип нормирования чистоты пара, наиболее полно относящийся к кремниевой кислоте: ее начальные концентрации при входе в турбину должны быть такими, чтобы обеспечить растворимость в перегретом паре на всем тракте турбины, включая область перехода к насыщенному и затем влажному пару. Исследования показали, что промывка пара может обеспечить это только при дополнении умягчения добавочной воды обескремниванием. Позднее при переходе к энергоблокам с давлением 13,8 МПа требования к чистоте пара ужесточились, и добавочную воду начали подготавливать как полностью обессоленную.

Что касается медистых отложений в турбинах, то в связи со значительным влиянием давления на растворимость меди в паре и тем более из-за промывки пара они отсутствуют. Таким образом, надежный водно-химический режим паровых турбин с давлением 9,8 МПа и 13,8 MПa можно считать обеспеченным.

5.3.3. Водно-химический режим турбин насыщенного пара

Проточная часть турбин обычной теплоэнергетики работает в основном на перегретом паре и только последние ее ступени – на влажном. В противоположность этому турбины АЭС в составе энергоблоков работают в большей своей части на влажном паре. Связанная с этим постоянная «самопромывка» турбины не требует специальных периодических промывок. Практика эксплуатации турбин АЭС это подтверждает. Так, турбины К-220-44 с начальным давлением насыщенного пара 4,4 МПа работают на Нововоронежской АЭС без периодических промывок с 1971 г. (две турбины) и с 1972 г. (две турбины). То же относится и к еще более мощным турбинам К-500-65/3000 с начальным давлением насыщенного пара 6,5 МПа, работающим на Ленинградской АЭС с 1973 г. (две турбины) и с 1974 г. (две турбины).

Работа турбин на насыщенном паре позволяет решить химические проблемы, но выдвигает на первый план проблемы эрозионного износа. Для турбин перегретого пара эти проблемы существуют только для ц.н.д. Для турбин насыщенного пара они возникают, кроме того, для последних ступеней ц.в.д. и паровпускных устройств. Проблемы, связанные с эрозией, требуют не химических, а теплотехнических решений (введения хотя бы незначительного начального перегрева) или применения для последних ступеней ц.в.д. и ц.н.д. эрозионно-стойких материалов (использования титана для изготовления лопаток или стеллита для покрытия лопаток). Однако в составе турбинных установок имеется элемент, надежность работы которого непосредственно связана с водно-химическим режимом. Таким элементом является промежуточный пароперегреватель, устанавливаемый между ц.в.д. и ц.н.д. турбины вслед за межцилиндровым сепаратором. Применение его характерно для всех турбин АЭС, работающих на насыщенном паре.

Как следует, в промежуточный пароперегреватель поступает пар с влажностью около 1 %, который после досушки перегревается до температуры 240 °С (К-220-44) или 265 °С (К-500-65-3000). Так как давления перегреваемого пара являются низкими (0,31 МПа для К-220-44 и 0,33 МПа для К-5000-65/3000), то в зоне досушки будет происходить концентрирование примесей во влаге. При этом здесь могут быть достигнуты концентрации хлоридов, способствующие коррозии под напряжением для аустенитных нержавеющих сталей. Особенно важно учитывать это для одноконтурных АЭС, в паре которых всегда имеется радиолитический кислород, стимулирующий коррозию под напряжением.

Если принять влажность пара перед турбиной 0,2 % и после ц.в.д. – 8%, то концентрации хлоридов в сепарате, т.е. во влаге перед промежуточным перегревом пара:

(5.33)

т.е. в сепараторе происходит самопромывка пара.

Учитывая нормы хлоридов в воде парогенератора (0,5 мг/дм³) и реактора одноконтурной АЭС (0,05 мг/дм³), получим следующее:

для турбины в составе двухконтурной АЭС

(5.34)

и для турбины в составе одноконтурной АЭС

(5.35)

Для влажности пара после сепаратора, равной 1 %, в табл. 5.2 приведено нарастание концентрации хлоридов в зоне доупаривания. Из таблицы следует, что для поверхности стали в области досушки создаются условия для интенсивной коррозии под напряжением аустенитной нержавеющей стали. Поэтому необходимо отказаться от ее применения и перейти к использованию безникелевой стали 08Х14МФ, не склонной к коррозии под напряжением.

В пределах СПП происходит не только концентрирование примесей, но и связанное с ним образование твердых отложений, что относится прежде всего к кремниевой кислоте и к продуктам коррозии. Отмывки этих отложений сложны, учитывая конструктивные особенности СПП. Поэтому правильнее предотвращать эти отложения, что достигается уменьшением концентраций SiO₂ в паре перед турбиной, и потому требует нормирования содержания кремниевой кислоты в воде реактора одноконтурных АЭС и парогенераторов двухконтурных АЭС, а следовательно, и в питательной воде. При этом следует иметь в виду, что для кремниевой кислоты унос с паром связан не только с влагой (ω – 0,2 %), как для хлоридов, но и с непосредственным растворением в паре ( для давлений в реакторе и в парогенераторе), т.е. суммарный унос кремниевой кислоты составит ~ 0,5 % от концентраций в воде реактора или парогенератора.

Таблица 4.2

Концентрирование хлоридов во влаге в зоне досушки пара в СПП, мг/дм³

Влажность в зоне доупаривания, %	Турбина одноконтурной АЭС	Турбина двухконтурной АЭС
1,0	0,00125	0,0125
0,1	0,0125	0,125
0,01	0,125	1,25
0,001	1,25	12,5
0,0001	12,5	125,0

Неизбежность отложений в СПП особенно нежелательна на одноконтурных АЭС, для которых накопление отложений в нем вызывает повышение радиоактивности оборудования и затрудняет его доступность для ремонта.