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 спаром 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

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.

5.4. Водный режим конденсаторов турбин

Отложения на трубах конденсаторов возможны только по стороне охлаждающей воды. В этом отношении условия полного режима конденсаторов турбин существенно отличаются от условий, характерных для подогревателей сетевой воды.

1. Расход охлаждающей воды конденсаторов существенно больше, чем расход воды в тепловой сети.

2. Температуры охлаждающей воды конденсаторов существенно ниже, чем для подогревателей сетевой воды. Поэтому кальциевые отложения менее вероятны и можно отказаться от умягчения подпитки, особенно учитывая указанные в пункте 1 различия в расходах воды. Однако невозможен и полный отказ от какой-либо обработки. В противном случае могут происходить отложения внутри трубок, снижение интенсивности теплообмена, ухудшение вакуума и падение экономичности блока.

3. Переход от латунных трубок к нержавеющим аустенитным для конденсаторов блоков СКП не требуется, так как продукты коррозии конденсаторных трубок задерживаются на БОУ блока. Это – важное обстоятельство, так как различия в размерах поверхностей нагрева сетевых подогревателей и конденсаторов весьма значительны и превышают различия в расходах воды.

Обработка охлаждающей воды конденсаторов различается для прямоточной и оборотной систем технического водоснабжения. Для прямоточных систем она не должна нарушать условия жизнедеятельности рыб и других организмов в водоеме, куда сбрасывается теплая вода. Для улучшения теплообмена в конденсаторе необходимо обеспечить условия, при которых не происходит биологическое обрастание трубок с внутренней стороны, которому способствует повышение температуры воды по сравнению с температурой воды в водоеме.

Для борьбы с биологическим обрастанием конденсаторных трубок применяют хлорирование воды с концентрацией газообразного хлора после конденсатора в пределах 0,3–0,5 мг/дм³. Подбор дозы производят таким образом, чтобы в сбрасываемой воде в конце водовода хлор полностью отсутствовал. В противном случае отрицательное воздействие хлора проявится на биологических особях не только в охлаждающей системе, но и в естественном водоеме. Ввод хлора производят на всос циркуляционного насоса. Хлорирование производят периодически, так как бактерии способны приспосабливаться к хлорированной среде. Периодичность и длительность подачи хлора зависят от характеристик обитателей водоема и устанавливаются опытным путем.

Для оборотных систем охлаждения задачей обработки охлаждающей воды является предотвращение кальциевых отложений, в основном карбоната кальция. В охладителе в связи с испарением части воды из нее удаляется некоторое количество свободной углекислоты. При этом вода обогащается ионами и создается опасность выпадания карбоната кальция СаСО₃. Для борьбы с этим явлением по ПТЭ может применяться один из следующих методов: 1) поддержание в воде концентрации медного купороса, равной 0,2–0,3 мг/дм³, причем при «цветении» воды концентрацию CuSO₄ увеличивают до 0,3–0,6 мг/дм³; 2) фосфатирование воды с обеспечением в ней содержания фосфатов в пересчете на в количестве 2–2,7 мг/дм³; 3) снижение жесткости охлаждающей воды до 2,0–2,5 ммоль/дм³ за счет дозирования в воду серной кислоты.

В последние годы для предотвращения кальциевого накипеобразования в трубках конденсаторов применяется дозирование оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ), которая в зависимости от качества охлаждающей воды дозируется в количестве 0,25–4 мг/дм³ г. Успешное применение этого комплексона побудило внести обработку охлаждающей воды с использованием ОЭДФ в нормы водного режима по ПТЭ наряду с применявшимися ранее по прежним нормам ПТЭ, упомянутым выше. Более того, комплексонная обработка охлаждающей воды конденсаторов становится предпочтительней. Это объясняется существенно большей прочностью комплекса кальция с ОЭДФ по сравнению с фосфатами кальция.

Структурная форма ОЭДФ может быть представлена в виде:

Очень важна также высокая растворимость не только солей ОЭДФ, но и самой кислоты (рис. 4.10). Это позволяет получать высококонцентрированные растворы, что облегчает дозирование комплексона.

Для предотвращения выпадения кальция из охлаждающей воды в отложения для подавляющего числа речных охлаждающих вод достаточны концентрации ОЭДФ, равные 0,5–1,0 мг/дм³ (рис. 5.11), что значительно меньше допустимых значений для сброса в водоемы (до 2,5 мг/дм³). Для рекомендуемых значений концентраций ОЭДФ в охлаждающей воде скорость коррозии медьсодержащих сплавов в ней практически такая же, как в отсутствие дозировки. Это следует из
табл. 5.3 для концентраций 1 мг/дм³.

Полагают, что при использовании ОЭДФ в условиях чистой или очищенной поверхности медьсодержащих сплавов на них образуется пленка мелких кристаллов комплексоната кальция, а в растворе – крупных размеров до 1 мм кристаллов СаСО₃, не сорбируемых этой пленкой и выносимых потоком воды.

г/м 3

Рис. 5.10. Зависимости ОЭДФ в воде от температуры

	ммоль/дм 3

Рис. 5.11. Влияние концентраций ОЭДФ в охлаждающей воде
на стабилизацию карбонатной жесткости:

1 – без обработки; 2, 3, 4 – при добавке ОЭДФ в концентрациях
0,2; 0,5; 1,0 мг/дм³ соответственно

Таблица 5.3

Скорость коррозии медьсодержащих сплавов в зависимости от дозирования ОЭДФ при температуре 40 °С, г/(м²·ч)

5.5. Водно-химический режим тепловых сетей