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.

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.