ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

На газомазутных ТЭС регенеративные воздухоподогреватели (РВП) при работе котлов на мазуте кроме своей основной функции выполняют частично и газоочистку [1 – 2]. В [1 – 5] показано, что при работе котла на мазуте в РВП улавливаются сернистый газ, оксиды ванадия, железа, никеля, меди и других тяжелых металлов, содержащихся в мазуте, а также сажа (недожог). По результатам нескольких обмывок РВП Архангельской ТЭЦ, проведенных в течение 1996 – 2000 гг., нами выполнен расчет количества улавливаемых вредных компонентов на тысячу тонн мазута. В среднем, согласно расчету содержание сернистого газа составило 50 кг, ванадия (в пересчете на чистый металл) – 4 кг, других тяжелых металлов (в соответственном пересчете) – 2,5 кг, сажи – 25 кг.

Так как даже средний по производительности (420 т ч пара) котел сжигает в год до 160 тыс. т мазута, очевидно, что РВП на газомазутных ТЭС защищают атмосферу России от выбросов многих сотен тонн сернистого ангидрида и сажи, а также десятков тонн тяжелых металлов. С этой точки зрения межпромывочные очистки РВП (импульсные, термическая сушка и паровая обдувка [6]) безусловно, экономически и технологически выгодные, весьма неэкологичны и сопряжены с выбросом в атмосферу тысяч тонн сульфатов железа и тяжелых металлов, выпадающих на прилегающую к станциям территорию.

С экологической точки зрения обмывки РВП могут обеспечить удаление отложений из РВП и их надежное хранение в шламонакопителях. Но процессы обмывки, нейтрализации кислого стока, транспорта и складирования нейтрализованного шлама на ТЭС на сегодняшний день не налажены. Это ведет к излишним затратам на очистку РВП, образованию больших количеств вредных жидких стоков, а при наличии реальной гидроизоляции шламонакопителя – к озерам воды с незначительным содержанием твердой фазы (2 – 4%), что вызывает необходимость строительства новых шламонакопителей. С целью оптимизации названных процессов ВТИ дважды выпускал методические указания по проектированию обмывок РВП, нейтрализации стоков и складированию нейтрализованного шлама [7, 8]. Имеется также инструкция

ОРГРЭС [9]. К сожалению, как показывает практика, часть рекомендаций не учтена проектировщиками, строителями или эксплуатационниками, часть рекомендаций неприемлема, а часть вопросов в рекомендациях не отражена. Более того, на разных ТЭС значительная часть вопросов решена по-разному.

В течение нескольких лет нами проводились подробные исследования на Архангельской ТЭЦ, позволившие оптимизировать режим обмывки, уменьшить расход смывной воды, оптимизировать параметры шламонакопителя. На АТЭЦ обмыв роторов производится с помощью системы пожаротушения в РВП, к которой подведена сетевая вода так, что она может быть подана к любому из двух корпусов РВП любого котла. Внутри корпуса РВП имеется труба, доходящая практически до оси ротора и имеющая отверстия в нижней части. Подводка воды к этой трубе и разбивка отверстий на ней рассчитаны таким образом, чтобы давление воды у каждого отверстия было одинаковым, для чего отверстия по краям трубы (у оси и на периферии ротора) делаются меньшего сечения, чем в середине трубы. С точки зрения равномерности обмыва ротора такое распределение отверстий на трубе, по нашему мнению, непригодно.

Считая, что благодаря конфузору и диффузору на газовом тракте РВП загрязнение набивки происходит равномерно по площади в горизонтальном сечении, следует расход воды из каждого отверстия увеличивать пропорционально квадрату расстояния от оси ротора к его периферии. При этом равенство напоров на каждом отверстии вовсе не обязательно, так как благодаря плотности набивки избыточный напор струи теряется на первых сантиметрах движения внутри набивки и действует только гидростатический напор. Это положение было проверено на АТЭЦ. Была изготовлена экспериментальная труба с разбивкой отверстий по приведенному принципу, которая позволила отмыть РВП меньшим расходом воды. Кроме того, при такой разбивке отверстий можно отказаться от дополнительного домывания периферии ротора, которое производилось вручную брандспойтами после основной обмывки РВП при имевшейся ранее разбивке отверстий на трубе.

Существенную роль в качестве обмывки играют температура и качество обмывочной воды. Как известно из литературы и как показали наши опыты, отложения в РВП на 50 – 80% состоят из сульфата железа (FeSO4), максимальная растворимость в воде которого достигается при 65°С. Из этого ясно, что использование сетевой воды, имеющей температуру 70 – 90°С, наиболее рационально. В Норвегии на обмывку РВП подается сток непрерывной продувки котлов, качество и температура которого допускают его разумное использование в данных целях. Однако на АТЭЦ расход непрерывной продувки котлов меньше необходимого (по крайней мере, в начальный период обмывки) расхода обмывочной воды. На АТЭЦ была возможность использовать сток непрерывной продувки котлов для обмывки РВП после его предварительного накопления в нужном объеме и подогрева (за время сбора сток охлаждается). Расчет на уменьшение необходимого объема воды на обмывку в связи с повышенной щелочностью этой воды не оправдался. Вероятно, на ТЭС, где расхода воды непрерывной обмывки котлов хватит для обмывки РВП, этот вариант экономически перспективен, так как вода непрерывной продувки котлов – сброс, а сетевая вода – товар.

На АТЭЦ была опробована и обмывка подогретой сырой водой (она дешевле сетевой), но эффект оказался отрицательным – расход воды на обмывку увеличился за счет малой эффективности обмывки холодной водой до достижения ею требуемой температуры. Более того, на станциях, где сырая вода жесткая, необходимо опасаться гипсовых отложений в набивке РВП, так как концентрация сульфат-ионов в начальный период обмывки достигает 5 г-экв л (250 г л), что получается при экстраполяции значений, указанных на ðèñ. 1, и достаточно незначительного увеличения кальциевой жесткости смывной воды, чтобы достичь предела растворимости сульфата кальция. В связи с этим весьма странной выглядит рекомендация [8] направлять на обмывку оборотную воду после ее нейтрализации. Далее будет показано, что оборотная вода является фактически насыщенным (при температуре шламонакопителя) раствором сульфата кальция, ее жесткость (кальциевая) достигает 50 мг-экв л, при этом возникновение гипсовых отложений на набивке неизбежно. Более того, так как растворимость сульфата кальция при температуре выше 40°С резко падает, эти отложения вероятны уже в подогревателе.

Весьма любопытной оказалась кинетика обмывки при постоянном расходе обмывочной воды. Из-за отсутствия таких данных в литературе мы многократно изучали ее на разных котлах разных станций Архэнерго. На ðèñ. 1 показан один из графиков изменения химического состава стока при обмывке. Из полученных данных следует, что при различных начальных концентрациях, которые зависят от загрязненности конкретного корпуса РВП

pH, lg C

3

1

2

2

3

4

1

5

0

! "## $% &

' ' ( ' )' * +

1 – pH; 2 – 4 – логарифмы концентраций соответственно сульфатов, кислотности, железа; 5 – логарифмы концентраций взвешенных

(разные корпуса одного котла могут оказаться существенно разной загрязненности), видах, расходах и температурах обмывочной воды форма кривых остается практически неизменной. Более того, во всех опытах кривые отмыва по всем химиче- ским компонентам, которые мы контролировали (кислотность, взвешенные, железо и сульфаты), оказались практически параллельными, и больше половины отложений было смыто первыми кубометрами обмывочной воды. Эти опыты указывают на необходимость оптимизации процесса обмывки с целью сокращения объемов используемой воды путем регулирования ее расходов по данным химического контроля.

Исходя из наших опытов, можно считать, что РВП отмыт достаточно хорошо, если сток из него имеет концентрации взвешенных 0,3 – 0,6 г л, железа 0,4 – 0,8 г л. Ведение химического контроля за ходом промывки по взвешенным является трудоемкой и весьма длительной процедурой, в то время как концентрация суммарного железа (Fe2 + Fe3) легко определяется в течение 10 мин. Поэтому, учитывая параллельный характер изменения обоих параметров, целесообразно отслеживать кинетику промывки по концентрации ионов железа.

Здесь необходимо согласовать несколько условий. Во-первых, начало обмывки нужно вести достаточно большим расходом, чтобы максимально быстро достичь в стоке рН > 3 (при этом значении рН коррозия резко замедляется). Затем надо снижать расход обмывочной воды, но так, чтобы рН в ней не опускался ниже 3, контролируя концентрацию железа (суммарного) объемным методом [10]. В выборе режима обмывки заложено противоре- чие: с одной стороны, станция заинтересована как можно быстрее обмыть РВП, чтобы котел был готов к пуску, т.е. мыть максимально быстро, боль-

60

50

40

30

20

10

0

, - .* / !$

0 0 ' 1 2'3 0 ' )' 4 $ +

1 – слой между 5 и 15 см; 2 – âåñü ñëîé 15 ñì; 3 – ñëîé 5 ñì

шими расходами обмывочной воды, с другой, – израсходовать как можно меньше воды, со сбросом которой потом будут проблемы, т.е. мыть медленно, минимальными расходами. Выбор оптимальной скорости обмывки может быть произведен только опытным путем.

Минеральная часть стока, полученного при обмывке постоянным расходом сетевой воды, на

10 – 15% из сульфатов других металлов, в основном, ванадила (VO2–) и на 12 – 20% – из нерастворимого в кислоте остатка, состоящего из сажи и, вероятно, песка. Этот сток требует нейтрализации не только из-за высокой кислотности (рН = 2,5 3,2), но и из-за высокой концентрации тяжелых металлов (òàáë. 1, 2). Хранение этого стока, даже в идеально гидроизолированном шламонакопителе, представляет большую опасность ввиду его очень высокой вредности. Кроме того, этот сток весьма плохо осветляется и содержит плавающие частицы.

* Числитель – мг-экв л; знаменатель – мг л.

Тем не менее, по нашим данным, на некоторых ТЭС нейтрализация не производится и сток с консистенцией твердой фазы примерно 0,1% направляется прямо в шламонакопитель. Поэтому нами исследовалась скорость осаждения взвеси ненейтрализованного стока в лабораторном эксперименте по стандартной методике [11]. Плохое осаждение плавающих частиц хорошо видно на ðèñ. 2, где осветление верхнего 5-сантиметрового слоя хуже 15-сантиметрового. Лучшее осветление достигается в слое 15 см без верхних 5 см. На графике приведены данные трехчасового отстоя, но и через несколько суток раствор остается мутным.

В соответствии с рекомендациями ВТИ [8] нейтрализация стока обмывки РВП должна осуществляться двухстадийно: сначала гидроксидом натрия до рН = 4,5 5,0, затем известковым молоком до рН = 9,5 10. Такая методика нейтрализации была разработана для выделения на первой стадии ванадиевого шлама и передачи его в металлургическую промышленность [12] и осаждения всех прочих токсичных примесей во второй. Однако, несмотря на доказанность необходимости использования этого шлама [13], реального использования его нет. На это есть две причины: во-пер- вых, непостоянство состава шлама, во-вторых, наличие в нем углеродсодержащих частиц (недожога). Принципиально возможно во время нейтрализации устранить эти недостатки шлама, но это потребует от ТЭС дополнительных расходов, а реального спроса, несмотря на рекомендации [12 – 13], нет. Поэтому нейтрализация на большинстве ТЭС осуществляется одностадийно, только известковым молоком (либо в нарушение всех норм нейтрализация отсутствует вообще).

Осаждение после нейтрализации радикально отличается от осаждения взвеси в ненейтрализованном стоке. Нами исследовалось осаждение взвеси при различных исходных концентрациях компонентов в обмывочном стоке с учетом того, что при переходе на маловодную обмывку сток будет значительно более концентрированным, чем при обмывке постоянным расходом. Образующийся осадок при коагуляции захватывает практиче- ски всю плавающую и мелкодисперсную взвесь. При невысокой (приблизительно 10 г л) концентрации взвешенных после нейтрализации раствор достаточно быстро осветляется (ðèñ. 3, à ). Совершенно по-иному выглядят кривые осаждения нейтрализованного шлама с высокими концентрациями основных компонентов в натуральном стоке, а затем соответственно взвеси в нейтрализованном (приблизительно 40 г л) (ðèñ. 3, á ). Хотя слой в 5 см также осветляется полностью, но за значительно большее время. Проследить осветление слоя в 15 см при таких исходных концентрациях шлама не удается из-за большого объема, занимаемого осажденным шламом (высота надшламового слоя воды после осаждения шлама менее 15 см).

В дальнейшем при изучении плотности скелета ñê мы выяснили, что полоса в 15 см могла бы осветлиться только после многосуточного отстоя. Естественно, по этим кривым рассчитать гидравлическую крупность шлама невозможно, однако они дают реальное представление о шламе, который должен образовываться в результате маловодной обмывки. Здесь необходимо отметить, что шлам с высокой концентрацией (ðèñ. 3, á ), с точки зрения гидротранспорта, имеет весьма невысокую консистенцию (всего 4,25%), т.е. сложности с его транспортом в шламонакопитель не будет.

Кроме кривых осаждения для нейтрализованных стоков, нами были сняты и кривые осветления (ðèñ. 4) – начальные (в течение первых 3,5 ч) и при месячном уплотнении. Исследования проводились в серии стандартных цилиндров путем замера высоты полностью осветленного слоя. Слой осветления зависит, естественно, от исходной высоты нейтрализованного стока в цилиндре и начальной концентрации шлама, т.е. является сугубо ориентировочной величиной. На ðèñ. 4 высота нейтрализованного стока в цилиндре для каждого опыта показана прямой, параллельной оси абсцисс. По разнице между соответствующими кривыми и прямыми можно рассчитать толщину слоя уплотненного шлама, занимаемый им объем и соответственно плотность скелета в любой временной интервал (все данные для этого есть на ðèñ. 4). Мы рассчитали физические параметры шлама месяч- ного (тридцатитрехдневного) уплотнения. Полу- чили ñê = 63,5 êã ì3 при слое шлама 5,8 см и слое жидкости над ним 30 см (плотность надшламовой воды составила 1002 кг м3). Мы увеличили слой шлама и при естественном уплотнении шлама в течение 15 сут. (кривая осветления на ðèñ. 4 показывает, что шлам уплотняется практически полностью уже за 13 сут.), толщине его слоя 20 см и слоя воды над ним 10 см получили ñê = 93,5 êã ì3.

Для выяснения процесса уплотнения шлама в толстом слое нами был поставлен прямой опыт. В градуированную стеклянную трубку диаметром 18,5 мм и длиной почти 2 м, закрытую с одного конца, порционно (как в реальном шламонакопителе) заливался нейтрализованный шлам. Однако в отличие от реальных условий шлам заливался только после окончания уплотнения предыдущей порции. Кроме того, для этого опыта брался сгущенный (сгущение осуществлялось за счет отстоя шлама в цилиндре, из которого затем максимально

удалялась надшламовая вода) шлам, так как в те- чение максимум нескольких месяцев требовалось получить слой шлама, накапливающийся в шламонакопителе в течение 5 лет и более. Результаты опыта показаны на ðèñ. 5. По измеренной исходной высоте залитого шлама (høë) и высоте уплотненного шлама (hóïë) легко рассчитать плотность шлама естественного уплотнения, так называемую, плотность скелета

ãäå Cñð – средняя концентрация взвеси в шламе (в нашем случае, 69,9 г л).

Существенным фактором, дающим дополнительную информацию об уплотнении этого шлама, является окисление железа в поверхностном слое при его контакте с воздухом с переходом темно-зе- леного гидроксида железа (II) в бурый гидроксид железа (III). В результате на поверхности каждого залитого слоя образуется бурое кольцо толщиной 2 – 3 мм, не разрушающееся при аккуратном заливании следующей порции шлама. Это позволяет наблюдать уплотнение нижних слоев шлама. На ðèñ. 5 показано уплотнение пяти слоев шлама и поставлены точки, фиксирующие общую высоту каждого слоя, для которого рассчитывалась средняя плотность скелета. Из ðèñ. 5 видно, что реального уплотнения нижележащих слоев не происходит, а средняя плотность с увеличением общей толщины слоя только немного снижается.

Проведение опыта в трубке диаметром всего 18,5 мм вносит погрешность за счет пристеночного эффекта. С другой стороны, многомесячные исследования могли проводиться только в лаборатории, куда при большом диаметре трубки той же длины потребовалось бы доставить десятки литров шлама. Влияние пристеночного эффекта мы оценили с помощью дополнительного опыта уплотнения в небольшом слое в четырех сосудах разного диаметра: 18,5; 51; 81 и 171,5 мм. Опыт показал, что пристеночный эффект в трубке не мо-

жет снизить плотность скелета более чем на 20%, и расчетная плотность скелета в шламонакопителе не может быть выше 120 кг м3.

Мы определили истинную плотность твердого вещества шлама – она оказалась равной 3644 кг м3. Такая большая разница с определяемой нами плотностью скелета показывает, что твердое вещество в шламе сильно оводнено, и эта вода прочно включена в скелетный каркас. Поэтому в нижних слоях плотность скелета почти не повышается под давлением вышележащих слоев. Именно это и определяет быстрое заполнение шламонакопителей. Поэтому резко увеличить плотность скелета можно за счет разрушения гидратной оболочки твердого вещества, например, с помощью водоотнимающих реагентов, но это чрезвычайно дорого. Нами разработан способ дешевого безреагентного повышения плотности скелета, как минимум, вдвое, который находится в настоящее время в стадии патентования.

Наиболее сложный вопрос возникает с надшламовой осветленной водой. Ее состав показывает, что эта вода, насыщенная сульфатом кальция, не только не может быть пущена на обмывку РВП, как предлагают в [8], но ее нельзя просто сбросить в канализацию, как предлагается в [9]. В принципе, вредность надшламовой воды невелика, так как основные вредные компоненты осели при нейтрализации, однако этот сброс должен быть организован, доведен до санитарных норм (например, разбавлением с потоком других условно-чистых вод, сбрасываемых ТЭС) и согласован с природоохранными органами. При значительном сокращении расхода воды на обмывку на станциях, находящихся в зоне недостаточного увлажнения, вопрос сброса может не возникнуть благодаря испарению. Но даже в зоне избыточного увлажнения максимальное сокращение обмывочных вод РВП позволяет упростить проблему сброса, так как уменьшение количества надшламовой воды практически не ухудшает ее качества за счет уже достигнутой насыщенности по сульфату кальция и

практического отсутствия в ней других загрязнителей.

Оптимальным решением проблемы надшламовых вод является их испарение. Принципиально – это возможный вариант благодаря небольшим расходам (в пересчете на кубический метр в час равномерно по году). Предлагаемый в [8] расход 5 м3 íà 1 ì2 сечения ротора приблизительно вдвое ниже, чем заложено при проектировании, но вполне выполним и даже может быть заметно снижен при налаживании четкого контроля за обмывкой (расход, концентрации). Этим расходом предлагается [8] обмывать ротор 1 ч в месяц. С учетом нормативных 5000 ч в году работы котлов для средней мазутной ТЭС, не использующей газ, средний по году выход надшламовой воды около 1 м3 ч, т.е. вполне реален для испарения.

Мы изучали испарение надшламовой воды как “естественное” (только с помощью “ветра” со скоростью примерно 1,5 м с), так и “усиленное” (дополнительно с подогревом с помощью стальной трубы, по которой циркулирует вода с температурой на 10°С выше окружающей в лаборатории). Полученное значение испарения (0,5 мм ч) вполне соответствует расчетному и показывает, что с площади 2000 м2 вполне можно испарить 1 м3 ч, а в зоне недостаточного увлажнения и больше. В зоне избыточного увлажнения увеличить испарение можно за счет прокладки труб с циркуляцией в них возвратной теплой воды. Однако в этом случае необходимо учесть процессы коррозии и обрастания, изученные нами в лаборатории. Во-первых, трубы нельзя опускать в шлам, так как при переходе гидроксида железа (II) в гидроксид железа (III) последний прочно прикрепляется к наружной поверхности трубы, ухудшая теплопередачу. Во-вто- рых, в надшламовой воде трубы будут подвержены коррозии и адгезии в зависимости от рН поступающей воды.

Исследования показали, что адгезии сульфата кальция (гипса) не наблюдается, так как температура его максимальной растворимости примерно 45°С, т.е. в районе греющей трубы растворимость будет максимальной. Иное дело, карбонат кальция, который образуется в надшламовой воде при ее исходном рН > 10 и контакте с воздухом. В этом случае труба обрастает карбонатом кальция, растворимость которого понижается с ростом температуры. Одновременно с обрастанием наблюдается и коррозия трубы на уровне 150 г м2 в год. При рН < 9,5 наблюдается только коррозия трубы на уровне 450 г м2 â ãîä.

Выводы

1. РВП мазутных ТЭС снижают выброс в атмосферу вредных веществ, которые после обмывки РВП можно складировать без нанесения вреда окружающей среде.

9 ; ' )$'1 +

рядом с точками указаны численные значения ñê (êã ì3) отложений в интегральном слое, находящемся ниже указанной точки; прямые указывают исходную высоту шлама (høë) для данной кривой уплотнения

2.При разработке регламента обмывки РВП для конкретной ТЭС общим требованием должна быть минимизация объема стока за счет корректировки расхода обмывочной воды по результатам химического контроля состава стока.

3.Для резкого снижения коррозии во время обмывки необходимо начинать обмывку большим расходом воды и уменьшать его по ходу обмывки так, чтобы значение рН в стоке всегда оставалась выше 3.

4.Окончание обмывки определяется концентрацией суммарного железа (Fe2 + Fe3) в стоке на

уровне 0,5 г л при пониженном расходе обмывоч- ной воды.

5.Нейтрализация стока необходима для решения природоохранных задач, но ее двухступенча- тый вариант целесообразен только при реальном востребовании ванадиевого шлама металлургиче- скими предприятиями.

6.Экспериментальные данные по осаждению и уплотнению шлама нейтрализации обмывочного стока известковым молоком позволяют оптимизировать параметры шламонакопителя при его проектировании.

7.Химический состав надшламовой воды исключает возможность ее повторного использования для обмывки РВП, но допускает возможность ее организованного контролируемого сброса.

8.Испарение надшламовой воды может быть интенсифицировано за счет сбросного тепла с принятием ряда защитных мер от обрастания и коррозии при трубопроводной его подаче.

На тепловых электростанциях России находятся в работе более 50 действующих турбин типа К-300-240 ЛМЗ. В силу различных обстоятельств схемы концевых уплотнений этих турбин характеризуются большим разнообразием.

На энергоблоках Конаковской ГРЭС, где установлено восемь турбин К-300-240 ЛМЗ, ВТИ проведено обследование состояния схем концевых уплотнений всех паровых турбин, которые отлича- лись друг от друга и от штатной схемы уплотнений ЛМЗ. После проведенных в течение нескольких лет реконструктивных мероприятий на паровых турбинах Конаковской ГРЭС к настоящему времени эксплуатируются главным образом два типа схем подвода – отвода пара к концевым уплотнениям (СКУ).

Первая схема подвода – отвода пара характеризуется постоянной подачей уплотняющего пара с абсолютным давлением 0,115 – 0,120 МПа и температурой 160 – 180°С на концевые уплотнения всех цилиндров турбины (турбины ст. ¹ 1, 2). Отвод пара из первых камер переднего и заднего уплотнений цилиндра высокого давления (ЦВД) выполнен в четвертый регенеративный отбор, а из первой камеры переднего уплотнения цилиндра

среднего давления (ЦСД) – в пятый отбор (ðèñ. 1, à ).

Вторая схема (ðèñ. 1, á ) отличается установкой на общей линии подачи пара электрифицированной секционирующей задвижки, разделяющей линию подачи пара на уплотнения на два коллектора – “горячий” и “холодный” (турбины ст. ¹ 3 – 8).

“Горячий” коллектор объединяет третьи камеры переднего и заднего уплотнений ЦВД и переднего уплотнения ЦСД. Пар из “горячего” коллектора отводится в подогреватель низкого давления ПНД-2 (седьмой отбор) через регулирующий клапан, поддерживающий избыточное давление 0,005 – 0,01 МПа.

“Холодный” коллектор уплотнений объединяет заднее уплотнение ЦСД и переднее и заднее уплотнения цилиндра низкого давления (ЦНД). Отсос пара из первых камер передних уплотнений ЦВД и ЦСД осуществляется в четвертый регенеративный отбор.

Основным достоинством этой схемы подвода пара к концевым уплотнениям является использование эффекта “самоуплотнения”, т.е. возможность работы турбины с нагрузкой более 120 – 140 МВт без подвода пара от постороннего

источника к уплотнениям ЦВД и переднему концевому уплотнению ЦСД.

При этом упрощается тепловая схема турбоустановки, повышается ее экономичность за счет сокращения на 5 – 6 т/ч расхода уплотняющего пара (по данным ЛМЗ), улучшается плотность вакуумной системы, уменьшается число трубопроводов.

Однако применение такой схемы подачи уплотняющего пара приводит к повышению температуры переднего концевого уплотнения ЦСД. В результате, отмечались случаи деформации кожуха каминов, которые могут вызвать задевание в уплотнениях и, как следствие, снижение надежности и экономичности турбины. Значительные перепады температур (свыше 150°C) на элементах и обоймах каминной камеры, возникающие при переходе на “самоуплотнение”, могут вызвать их деформацию, что также способствует повышенному и неравномерному износу уплотнений и каминной камеры.

Âпроцессе эксплуатации турбин К-300-240 на Конаковской ГРЭС с такими схемами подачи пара на уплотнения наблюдались случаи пропаривания, причем неравномерного по поперечному сечению, через переднее концевое уплотнение ЦСД, приводившие к обводнению масла смазки.

На турбинах Конаковской ГРЭС установлены два типа каминных камер передних концевых уплотнений ЦСД. В первом случае кожух камина, образующий третью и четвертую камеры переднего уплотнения ЦСД, выполнен в виде единой детали с утолщенными стенками камер. Утолщение стенок камер было сделано с целью обеспечения большей жесткости конструкции. При этом предотвращается деформация кожуха, которая может возникнуть под воздействием высоких температур пара в переднем уплотнении ЦСД, в особенности при использовании схем “самоуплотнения”. Во втором случае камин выполнен из двух деталей: перед наружным кожухом, образующим четвертую камеру и заднюю стенку третьей камеры переднего концевого уплотнения ЦСД, устанавливается кольцевидная вставка, образующая переднюю стенку третьей камеры уплотнения (ðèñ. 2, à). При вскрытиях во время ремонтов на турбинах с такой конструкцией камина отмечались деформации этих кольцевидных вставок.

“Комтек – Энергосервис” предложил изменить конструкцию каминов переднего концевого уплотнения ЦСД (ðèñ. 2, á). При этом в новой конструкции отсутствует эластичное кольцо, каминные камеры и обоймы уплотнений имеют отдельные корпуса, изготовленные из поковок легированной стали, увеличена прочность крепежа горизонтального

èвертикального разъемов.

Âсвою очередь, ВТИ предложил схему с подводом охлаждающего пара с давлением 1,1 МПа, температурой 263°С и расходом 3,5 – 4,0 т/ч во вторую камеру переднего концевого уплотнения (ПКУ) РСД для снижения температуры этой зоны

 ÐÄÒ

á)

< 0 2 ) -&544&,84 =>? % 9 % -)

@ <+

РУ – редукционная установка; ПС – подогреватель сальниковый; РДТ – расширитель дренажей турбины; цифры 3, 4, 5, 6, 7 – номера отборов

уплотнений до 370°С (ðèñ. 3). Изменение конструкции каминов переднего концевого уплотнения ЦСД в сочетании с подводом относительно более холодного пара в камеру второго отсоса переднего уплотнения ЦСД позволило достичь необходимой надежности уплотнений, исключить протечки пара из уплотнений и тем самым решить проблему обводнения масла.

На основе методов математического моделирования в ВТИ были проведены исследования термонапряженного состояния зоны концевых уплотнений и циклической прочности ротора среднего давления. Они подтвердили надежность усовершенствованной схемы подачи пара на уплотнения.

Расчет проводился методом конечных элементов. При этом использовался программный комплекс, разработанный в Институте проблем машиностроения (ИПМаш) АН Украины и ориентированный на решение осесимметричных задач теплопроводности и механики сплошной среды. Зада- ча решалась в цилиндрической двумерной системе координат R-O-Z [1].

При разработке расчетной модели ротор среднего давления был разбит на макроэлементы, меридиональное сечение которых представляет собой произвольный выпуклый четырехугольник, сторонами которого являются прямые линии или дуги окружности. Эти макроэлементы, в свою оче- редь, разбивались на конечные элементы. Разбивка осуществлялась по закону геометрической прогрессии, обеспечивая тем самым наиболее мелкую дискретизацию в зонах, где ожидалось появление максимальных градиентов температур и соответственно наиболее высоких напряжений.

Расчетная схема ротора среднего давления показана на ðèñ. 4. Сплошными линиями обозначены границы макроэлементов, вторичная дискретизация на конечные элементы показана пунктирными линиями. При работе турбины в режиме “самоуплотнения” наиболее высокие значения напряжений имеют место в зоне камина, прилегающего к нему переднего концевого уплотнения и думмиса, поэтому в этой области была предусмотрена наиболее мелкая дискретизация в осевом направлении. Границы элементов выбирались таким образом, чтобы они совпадали с сечениями подвода или отвода пара, что позволяет учесть изменение

температуры греющего пара (или воздуха) при изменении схемы движения.

Âрасчетной схеме учтены паросборные камеры в районе перехода от камина к следующему отсеку концевого уплотнения, оказывающие существенное влияние на распределение напряжений в прилегающей области. В математической модели паросборные камеры имеют вид прямоугольников. Такое упрощенное представление камер не искажает их влияние на распределение напряжений в прилегающей области на расстоянии половины высоты камеры. Расчет концентрации напряжений

âних выполняется отдельно с учетом радиусов кривизны.

Âрадиальном направлении сгущение линий разбивки происходит к зоне осевого канала и к наружной поверхности ротора, где ожидаются максимальные значения осевых напряжений. Напряжения в местах расположения осевых канавок на расстоянии от поверхности вала, равном 2/3 высоты канавки, будучи умножены на коэффициент концентрации при растяжении, дают значения осевых температурных напряжений в канавках.

Так как диски второй и других, более удаленных от переднего концевого уплотнения ступеней,

не оказывают влияния на температуру и напряжения в рассматриваемых зонах ротора, термонапряженное состояние которых существенно меняется при переходе на самоуплотнение, то в расчетной модели была оставлена только первая ступень.

Проведенные на данной математической модели расчеты показали, что в такой сложной области, как зона концевого уплотнения ЦСД, далекой по своей форме от гладкого вала, со сложной формой разгрузочного поршня, с большими радиальными перепадами и осевыми градиентами температур требуется применение двумерных моделей. Одномерная схема расчета, которая рассматривает ротор как гладкий вал бесконечной длины с неизменными в осевом направлении краевыми условиями, оказывается пригодной лишь для проведения предварительных расчетов. Это подтверждается тестовым расчетом квазистационарного прогрева ротора в зоне второй ступени со скоростью dt d = 1°C мин при коэффициенте теплоотдачи= 10 000 Вт (м2 °Ñ).

Íà ðèñ. 5 показано сравнение значений температур, полученных при расчете по двумерной модели, с результатами расчетов методом конечных разностей нестационарных температурных полей в цилиндрической стенке с одномерным температурным полем. Из ðèñ. 5 следует, что оба расчета дают хорошее совпадение на наружной поверхности. Расхождение на поверхности осевого канала обусловлено наличием в этой области ротора высокого осевого градиента температур.

Задача теплопроводности решалась в гранич- ных условиях третьего рода: задавались температуры омывающего пара и коэффициенты теплоотдачи на всех граничных поверхностях ротора. При этом учитывались переменные по длине ротора краевые условия: температуры, расходы пара в проточной части и в отсеках уплотнений, а также коэффициенты теплоотдачи к поверхности ротора, изменяющиеся во времени в процессе пуска или

R

O Z

Трубопровод подачи охлаждающего пара

ÐÓ1

На уплотнение ПТН

ÂÐÄÒ

5 > * / 2 0 2 &

)' '-&544&,84'=>?

останова турбины. Учитывалось изменение температуры пара в уплотнении из-за теплообмена с прогреваемым (или охлаждаемым) ротором [2], изменение направления потока пара в различные периоды пуска и др. На поверхности осевого канала было принято условие отсутствия теплообмена. При задании краевых условий для расчета нестационарных полей температур использовались экспериментальные данные, полученные при натурных экспериментах на реальных турбинах [2]. Коэффициенты теплоотдачи к поверхности ротора рассчитывались по критериальным зависимостям, рекомендованным в [3].

В ходе расчетов рассматривалось термонапряженное состояние ротора среднего давления при штатной схеме подачи пара на уплотнение и при работе с самоуплотнением. Также исследовались варианты подмешивания пара различных параметров во вторую со стороны проточной части камеру

9 < ! 3 $

/ *$ * / -&544&,84 =>? ' * )' &&&&%' '* )'E %' * /

переднего концевого уплотнения ротора среднего давления (ПКУ РСД). Проведенные расчеты показали, что максимальные напряжения возникают в зоне ПКУ РСД, где при относительно коротком ПКУ располагается массивный думмис, что приводит к большим осевым перепадам температур. Поэтому основное внимание уделялось термонапряженному состоянию именно этой зоны.

Переход на “самоуплотнение” приводит к повышению температуры в зоне третьего-четвертого со стороны проточной части турбины отсеков уплотнений. Наибольшее увеличение температуры, составляющее примерно 80°С, возникает на выходе из третьего отсека ПКУ через 7 ч после на- чала пуска при выходе на стационарный режим. При этом до 2 ч 50 мин, т.е. до конца разворота и выхода на номинальную частоту вращения ротора, практически нет никакой разницы температурных полей в зоне третьего, четвертого и пятого отсеков ПКУ РСД для этих двух режимов. Для первого и второго отсеков ПКУ переход на “самоуплотнение” не вызывает никакого изменения температурного поля.

Наибольшее изменение радиального перепада температур при переходе на “самоуплотнение” (tðàä = 55°С) наблюдается в четвертом отсеке ПКУ РСД при выходе на номинальную мощность N = 300 МВт. Температурные поля, возникающие в те моменты времени, когда наблюдаются наибольшие радиальные перепады температур, были использованы при расчете напряженного состояния ротора.

Проведенные расчеты показали, что снижение температуры пара во второй камере ПКУ РСД с

@ B 3

1 /' ' 2 * ' * 1$' +

1 – при подмешивании пара с температурой 347°С; 2 – при подмешивании пара с температурой 263°С и дросселировании пара; 3 – при подмешивании пара с температурой 263°С; заштрихованная вертикальная область – область рекомендуемого расхода подмешиваемого пара; горизонтальная область – допустимый интервал температур

412 до 370°С приводит к оптимальному распределению температур в корпусе РСД и, по-видимому, в обоймах в области камина. Для достижения указанной температуры 370°С необходимо подмешивание пара с параметрами: давлением 1,1 МПа и температурой 263°С и расходом 3,5 – 4,0 т ч (ðèñ. 6). Это количество пара может быть взято из различных точек тепловой схемы турбоустановки, например:

из коллектора собственных нужд с давлением 1,3 МПа и температурой 250°С. Расположение коллектора собственных нужд относительно паровой турбины таково, что для подвода охлаждающего пара в переднее концевое уплотнение ЦСД потребуется установка длинного трубопровода. Например, в условиях Конаковской ГРЭС длина трубопровода может составить более 30 м. Этот трубопровод по условиям работы должен быть снабжен арматурой, дренажными трубопроводами с арматурой, средствами контроля температурного состояния и надежно изолирован для исключения потерь тепла в окружающую среду;

из переднего и заднего концевых уплотнений цилиндра высокого давления турбины. Схема подвода охлаждающего пара из второго отсека заднего концевого уплотнения ЦВД, реализованная на турбинах ст. ¹ 1, 8 Конаковской ГРЭС (ðèñ. 3), повидимому, может быть признана оптимальной. Она является оптимальной с точки зрения протя-

женности трубопроводов подвода пара к переднему уплотнению ЦСД, а также параметров и требуемого расхода пара на охлаждение для получения после смешения указанной ранее температуры;

из других источников охлаждающего пара, например, пар из выхлопа ЦВД, пар отбора на деаэратор, пар регенеративного отбора на подогреватель низкого давления ПНД-3. Однако применение указанных источников требует проведения дополнительных расчетных и экспериментальных исследований. При определении конкретного источ- ника пара для подвода его в переднее концевое уплотнение ЦСД следует также учитывать удаленность места отбора от турбины и необходимость дополнительных мероприятий для обеспечения работоспособности и эффективности охлаждения.

При работе в режиме “самоуплотнения” в зону камина поступает более горячий пар, чем при работе по штатной схеме, и, как следствие этого, возникают более высокие радиальные градиенты температуры. Поэтому переход на “самоуплотнение” сопровождается увеличением напряжений в зоне третьего-пятого отсеков ПКУ особенно при выходе на номинальную мощность турбины. Однако максимальные значения номинальных напряжений наблюдаются не в этой части ПКУ, а в зоне второго отсека. Причем, при переходе на “самоуплотнение” уровень напряжений в этой зоне несколько снижается.

Выводы

1.Предложена и реализована на Конаковской ГРЭС модернизированная схема питания паром систем концевых уплотнений (СКУ) в сочетании с реконструкцией каминов турбин К-300-240 ЛМЗ с целью повышения надежности переднего концевого уплотнения (ПКУ) цилиндра среднего давления

èпредотвращения деформации обойм уплотнений. В модернизированной схеме для создания эффекта теплового экрана используется подвод охлаждающего пара в третий отсек переднего концевого уплотнения цилиндра среднего давления (ðèñ. 5).

2.Анализ термонапряженного состояния ротора в зоне концевых уплотнений в силу сложного характера температурного поля с большими радиальными перепадами и осевыми градиентами температур можно проводить только по двумерным математическим моделям.

3.Переход на режим “самоуплотнения” приводит к снижению как осевых, так и окружных напряжений в зоне второго отсека ПКУ РСД, определяющего термопрочность этой зоны ротора. При этом происходит возрастание осевых и окружных напряжений в третьем отсеке ПКУ РСД, особенно к моменту выхода турбины на номинальную нагрузку. В то же время общий уровень напряжений в третьем отсеке ПКУ РСД остается ниже, чем во втором отсеке.

4.Применение для охлаждения переднего концевого уплотнения ЦСД охлаждающего пара с