5.2. Водно-химические режимы блоков скд

Процесс в котлах СКД характерен значительными изменениями теплофизических свойств рабочего тела – плотности и температуры. Эти параметры пара определяют растворимость в нем различных соединений, поэтому и надежность работы блоков в большей степени зависит от внутрикотловых процессов, в том числе от водных режимов.

С ростом параметров и единичной мощности энергоблоков усиливается влияние водного режима на надежность и экономичность работы электростанций. Увеличение единичной мощности котлов ведет к росту тепловых напряжений поверхностей нагрева. В этих условиях даже незначительные отложения на внутренней поверхности труб вызывают перегрев и разрушение металла.

Повышение параметров пара увеличивает его растворяющую способность в отношении примесей, содержащихся в питательной воде. В результате возрастает интенсивность заноса проточной части турбин, последнее приводит к снижению экономичности энергоблоков и ограничению их мощности.

Существующие методы водоподготовки обеспечивают достаточно полную очистку добавочной воды как барабанных, так и прямоточных котлов от солевых загрязнений. Вывод загрязнений из пароводяного цикла прямоточных котлов осуществляется конденсатоочисткой. В этих условиях основными примесями питательной воды становятся не соли, а продукты коррозии конструкционных материалов, в основном оксиды железа и меди. Даже при сравнительно малых содержаниях оксидов железа в питательной воде прямоточных котлов СКД (10–12 мкг/дм³) происходит постепенное накопление их на поверхностях нагрева, особенно в нижней радиационной части (НРЧ) котла, которая несет наибольшие тепловые нагрузки.

Опыт промышленной эксплуатации показал, что одной из основных причин аварийных остановов блоков 300 МВт, работающих на газомазутном топливе, является повреждаемость НРЧ, обусловленная главным образом образованием железооксидных отложений на внутренних поверхностях нагрева.

Осмотр контрольных образцов труб выходных и предвыходных экранов НРЧ котлов ТГМП-114 свидетельствует о наличии отложений на внутренней поверхности нагрева труб. Отложения имели вид черного сажистого порошка, по химическому составу состояли на 90–95 % из оксидов железа и в незначительном количестве содержали медь, цинк, марганец и никель. Плотность и количество отложений на огневой стороне были в 3–4 раза больше, чем на тыловой.

5.3. Водно-химический режим паровых турбин

5.3.1. Поведение примесей в проточной части турбин

Отложения примесей в проточной части турбин уменьшают проходные сечения и увеличивают сопротивление по ее тракту за счет роста скоростей пара и шероховатости поверхностей элементов турбины. Это приводит к снижению относительного КПД турбины и уменьшению вырабатываемой ею мощности. В эксплуатации наличие отложений обычно приводит к росту давления пара за регулирующей степенью. Для турбин СКП блоков мощностью 300 МВт накопление отложений в ц. в. д., соответствующее росту давления в регулирующей ступени на 5 %, приводит при постоянном расходе пара к снижению мощности до 290–295 МВт. При вдвое большем росте давления в регулирующей ступени (т. е. до 10 %) мощность турбины снижается до 270 МВт. Для восстановления мощности турбины приходится повышать расход пара на нее и соответственно паропро-изводительность котла и количество сжигаемого топлива. Таким образом, отложения в турбине снижают экономичность блока.

Рост давления за регулирующей ступенью может быть вызван и другими причинами, например механическими повреждениями. Турбинные заводы указывают в паспорте турбины нормальное и предельно допустимое давление за регулирующей ступенью. Так для турбин К-300-240 ЛМЗ эти значения составляют соответственно 16,75 и 18,60 МПа. При достижении последнего значения турбину нужно остановить и очистить проточную часть. В связи с этим, по ПТЭ, обязателен ежемесячный контроль давления за регулирующей ступенью.

Отложения примесей в проточной части имеют наибольшее значение для турбин СКП, так как проходные сечения в головной части таких машин – наименьшие, а возможности уноса примесей из котла – наибольшие. Растворимость примесей в паре определяется его плотностью. По мере движения пара через турбину его плотность непрерывно уменьшается и соответственно снижается растворимость большинства примесей в перегретом паре. В связи с этим примесь, находившаяся в головной части турбины в истинно растворенном состоянии и определенном месте проточной части, начнет выпадать из раствора в паре.

Растворимость примесей при любом давлении в воде более значительна, чем в паре. Поэтому выпадение любой примеси в виде твердых отложений в турбине не происходит, если концентрация этой примеси на входе в турбину будет меньше ее растворимости при тех параметрах пара, при которых начинается его увлажнение и переход примеси из перегретого пара во влагу в виде истинного раствора. При более высоких концентрациях на входе в турбину отложения в ее проточной части возможны. Определенные экспериментально растворимости примесей, соответствующие этим условиям, весьма малы и практически недостижимы. Однако это и не требуется. Следует иметь в виду, что опытные данные получены при поддержании постоянными параметров среды, когда достигается равновесное состояние. В реальных условиях динамики проточной части пар проходит всю турбину за доли секунды. При этом примеси, не успевая выпасть в твердую фазу в расчетной ступени, растворяются во влаге в после­дующих ступенях.

Непосредственно влиять на водно-химический режим паровых турбин в процессе их эксплуатации невозможно. Влияние на водный режим турбин можно оказывать только изменяя водный режим предшествующих элементов.

Надежность водно-химического режима паровых турбин обеспечивается проведением химических очисток проточной части паровыx турбин, но не чаще, чем в периоды капитальных ремонтов.

В принципе в проточной части возможны отложения легкорастворимых примесей, например натриевых соединений. Поэтому чистота пара нормируется. Однако после вскрытия турбины легкорастворимые соединения в отложениях не обнаруживаются, так как каждый останов турбины, а в значительной мере и снижение ее мощности представляют собой самопромывку турбины влажным паром.

Неизбежной составляющей отложений в проточной части являются железооксидные соединения, полностью избежать которых невозможно. Стали являются основным, а в ряде случаев единственным конструкционным материалом современных энергоблоков. Кроме того, в отличие от других примесей пара, железооксидные соединения имеют отрицательный коэффициент растворимости. По ступеням турбины происходит снижение давления (плотности) пара, что уменьшает растворимость в нем железооксидных соединений. Однако одновременно снижается и температура пара, что, наоборот, повышает растворимость в нем железооксидных соединений. Поэтому железооксидные отложения образуются довольно равномерно практически по всем ступеням проточной части турбин любых параметров.

Оценка водных режимов парообразующих агрегатов энергоблоков не ограничивается рассмотрением условий работы только этих элементов. Гораздо важнее влияние водного режима парообразующих агрегатов на надежность работы турбин. Если тот или иной водный режим, вызывая улучшение работы парообразующего агрегата, одновременно ухудшает работу паровой турбины, то такой водно-химический режим энергоблока должен быть отвергнут.

Для выявления влияния одного режима на работу турбин проводят обычно следующие исследования: 1) после останова и вскрытия турбины снимают отложения со всех ступеней проточной части, накопившиеся за время после последней очистки, и определяют по каждой ступени их массу и химический состав; 2) расчетным путем для каждой ступени турбины определяют снижение относительного КПД и недогрузку по сравнению с номинальной; а затем эти данные рассчитывают по каждому из цилиндров в условиях постоянного расхода пара; 3) в процессе эксплуатации за исследуемый период снимают опытные данные по мощности блока с обработкой по месяцам и один раз в месяц – давление за регулирующей ступенью. Анализ этих данных позволяет оценить тот или иной водный режим с точки зрения его влияния на экономичность и надежность работы турбины.

Рассмотрим вопросы консервации паровых котлов для защиты от стояночной коррозии. Важность этой проблемы подчеркивается большим водосодержанием этих агрегатов. Паровые турбины имеют объемы, многократно меньшие. В процессе останова остаточная влага испаряется, и после вскрытия турбины ее проточная часть оказывается практически сухой. В связи с этим специальных мер по консервации паровых турбин обычно не принимают, хотя выдвинут ряд предложений – например, установить у турбины специальный калорифер для подогрева воздуха, пропускаемого через остановленную турбину для полной ее осушки перед вскрытием. Полезность такого мероприятия бесспорна, но не настолько, чтобы оправдать задержку со вскрытием турбины для ремонта, сроки которого обычно ограничены.