Файл: Фаддеев И.П. Эрозия влажнопаровых турбин.pdf

ные по своему химическому составу растворимые и нерастворимые примеси. Продукты коррозии конструкционных материалов не­ прерывно поступают в пар при работе парогенератора. Их коли­ чество и состав зависят от величин поверхностей, омываемых водой и паром, материалов и температуры поверхностей, хими­ ческого состава примесей пара и котловой воды, режима работы установки, особенно во время пусков и на частичных нагруз­ ках [58].

Коррозия материалов пароводяного тракта приводит к нако­ плению на поверхностях, омываемых водой и паром, различных по составу продуктов кор­

тит Fe20 3.

Особое значение для турбины имеет коррозия внутренних поверхностей пароперегревателей, так как из перегревателей продукты коррозии поступают в турбину. Fla трубах выходных

Частые пуски и остановы блоков и связанные с этим резкие изменения температур стенок труб приводят не только к усиле­ нию процесса окалинообразования, но и к отслаиванию образо­ вавшихся окалинных слоев. Унесенная паром окалина вызвала значительную абразивную эрозию лопаток проточной части регу­ лировочных ступеней ЧВД и первых ступеней ЧСД, питаемых паром, поступающим из перегревателей и промперегревателей парогенератора [38, 58].

Из сказанного выше следует, что весь пароводяной тракт блока FITy является источником примесей, поступающих в парогенера­ тор и турбину.

53

13. НОРМИРОВАНИЕ ПАРА ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

В настоящее время разработаны и освоены различные типы атомных реакторов с водяным теплоносителем, применяемые в энергетических установках. Генерирование водяного пара мо­ жет осуществляться в одно-, двухконтурной, неполностью двух- и трехконтурной установках. Наиболее распространенными на действующих и строящихся АЭС являются водоводяные двух­ контурные реакторы, генерирующие насыщенный или слабовлаж­ ный пар под давлением 3—7 МПа [33].

Нормирование пара и водный режим реактора в основном обычно определяются с точки зрения обеспечения минимальных радиоактивных отложений в пароводяном тракте парогенери­ рующего контура одноконтурной или неполностью двухконтурной установки. Радиоактивные отложения продуктов коррозии и при­ месей препятствуют немедленной доступности турбины и трубо­ проводов после остановок для осмотра или ремонта. Очистка активных отложений требует специальных средств предосторож­ ности и связана с усложнением условий работы. Активация тепло­ носителя приводит к активации всей теплосиловой части электро­ станции.

Нормирование активности перегретого и насыщенного пара, получаемого с помощью реакторов различных типов, перенесено на турбинный конденсат. При организации водного режима АЭС, нормировании пара и конденсата исходят только из условий обес­ печения нормальной работы установки с точки зрения ее функцио­ нирования и обслуживания. Разрушение внутренних поверхно­ стей турбины за счет эрозии частицами примесей не принимается во внимание.

Косвенно результаты эрозионного износа могут быть учтены только контролем нормирования конденсата.

14. ОТЛОЖЕНИЯ В ПАРОВЫХ ТУРБИНАХ

Примеси и отложения из парогенератора по паровому тракту вместе с паром вносятся в турбину. Как показала многолетняя практика эксплуатации паротурбинных установок, турбина го­ раздо более чувствительна к отложениям, чем парогенератор. С увеличением отложений уменьшается мощность установки. Снижается надежность работы турбины из-за увеличения осе­ вых усилий в роторе турбины. Вынос примесей из парогенератора в турбину приводит к гидро- и пароабразивному эрозионному износу поверхностей проточной части и различных деталей, омываемых паром, содержащим нерастворимые примеси.

Состав и количество примесей, отлагающихся в турбине, зави­ сит от многих факторов: количества и состава продуктов корро­ зии пароводяного тракта, выносимых в турбину, водного режима, его нарушений, режима работы парогенератора и турбины, коли­

54

чества пусков и длительности остановок блока, режимов нагру­ жения, промывки и т. д.

Как показал опыт эксплуатации паротурбинных установок [4], в турбинах низкого и среднего давления (1,5—8,0 МПа) отложе­ ния состоят в основном из натриевых солей и продуктов корро­

на лопатках турбин прочным слоем, с трудом удаляемым механи­ ческой очисткой или промывкой. В турбинах сверхкритического давления основной состав отложений мало отличается от состава отложения турбин высокого давления. Кроме перечисленных отложений, в ЦВД турбины сверхвысокого давления наблю­ дается выпадание чистой меди, растворенной в паре.

Исследования по определению состава нерастворимых отло­ жений в проточной части турбин ЦВД и ЦСД К-300-240 ХТГЗ, работавших в течение 5 000 ч/с прямоточными котлами П-50, приведены в [46]. Полученные данные достаточно хорошо согла­ суются с изменением растворимости выпадающих соединений вдоль проточной части турбины. Однако в силу индивидуальности режима работы исследованного блока они имеют качественный характер. В зависимости от интенсивности коррозии материалов пароводяного тракта, режима работы блока и других причин состав отложений в течение многолетней эксплуатации из-за различных мероприятий по уменьшению отложений может сильно меняться. Пример состава отложений на лопатках турбины блока № 8 станции Авон (США) после года эксплуатации (1961 г.) и трех-четырех лет последующей эксплуатации приведен в табл. 11.1. После первого года эксплуатации основные отложения в части закритического давления (ЧСВД) и ЧВД приходились на окись меди й окислы железа. В ЧСД и ЧНД — на окись натрия и крем­ ния. Обследования 1964— 1965 гг. показали, что процент содер­ жания окиси меди в отложениях ЧСД и ЧВД увеличился, а в ЧСД и ЧНД значительно возрос процент содержания окислов железа. Процент содержания кремния в отложениях ЧСД и ЧВД снизился.

Распределение отложений на лопатках в турбине К-Ю0-90-2 ЛМЗ, поданным [4], показано на рис. II.2. Значительный рост количества отложений наблюдался в конце зоны перегретого

уменьшилось, так как происходило смыкание отложений влаж­ ным паром. Состав отложений в турбине К-Ю0-90-2 на ступе­ нях 1—7 ЧВД S i0 2 — 40—45%; Fe2Os — 40—25%; CaO— 5%; S 03 — 7%; N aCl— 3—8%; N aSi03 — 8—23%. На ступенях от

8-й и выше увеличилось процентное содержание кремния, дошед­ шее на 15-й ступени до 75%.

55

Был измерен состав отложений на лопатках проточной ча­ сти 12— 14 ступеней (всего в турбине 18 ступеней) турбины К-50-90-1.

На ступенях перегретого пара в зоне низкого перегрева основ­ ные отложения (около 80%) приходятся на кремниевую кислоту и окись железа.

Ступени турбины

Рис. II.2. Распределение нерастворимых отложений по ступеням турбины К-Ю0-90-2 ЛМЗ:

/— по [4]; 2 — по данным А. А. Кота

Висследованиях, проведенных на турбине СВК-150 Ю. В. Зен­ кевичем и др., обнаружен повышенный вынос с паром солевых и кремниевых отложений при резких снижениях нагрузки тур­ бины. Вынос солей объяснен авторами растрескиванием и отста-

56

ванием отложений с поверхности лопаток из-за различия коэф­ фициентов расширения металла и отложений, а также вымыванием отложений влагой в ВП ступенях.

На рис. II.3 приведены места отложений на рабочих лопат­ ках ЧНД турбин К-50-90-2 и К-300-240-1 ЛМЗ. Рабочая ло­ патка 17-й ступени турбины К-50-90-2, проработавшая около 80 000 ч, с выпуклой стороны покрыта тонким темно-бурым на­ летом.

Толщина отложений на выпуклой стороне 0,02—0,03 мм. Вогнутая сторона лопатки покрыта неравномерно (/). При отслое­

Ш

Рис. II.3. Места отложений на рабочих лопатках тур­ бины К-50-90-2:

I — !7-я ступень; 11 — 18-я ступень; I I I — последняя ступень ЧСД турбины к-300-240-1 ЛМЗ

нии отложений у поверхности металла лопатки виден тонкий слой красной меди. На входной части вогнутой поверхности у пе­ риферии лопатки между верхней и средней бандажной проволо­ ками имеются островковые наносовые отложения толщиной 0,2— 0,3 мм (рис. II.3, I I , б). Наибольшая интенсивность отложений на вогнутой части наблюдалась на входной кромке в нижней части лопатки. Слой отложений был пронизан четкими следами линей­ чатых отложений шириной 0,2—0,3 мм, высотой 0,2—0,3 мм, начинавшихся у корня и заканчивавшихся на выходной кромке. За бандажными отверстиями на вогнутой стороне видны следы отложений. Занос рабочей лопатки следующей 18-й ступени той же турбины показан на позиции II, а, в — выпуклая, б — вогнутая поверхность. Выпуклая поверхность, кроме полосы у входной кромки шириной у корня около 25 мм с увеличением к вершине до 35 мм и полосы у выходной кромки шириной 15—17 мм, была покрыта плотной темно-бурой пленкой. У бандажных отверстий со стороны спинки видны поверхности, отмытые от налета.

57

На некоторых лопатках ступени со стороны спинки видны места отслоений наносов во время эксплуатации. Места отслое­ ний показаны на виде в (рис. П.З, II). В процессе последующей работы турбины очистившаяся поверхность начала снова покры­ ваться тонким налетом. Толщина слоя отложений в местах отслое­

нях, имеют неодинаковый налет. На вогнутой стороне верхний конец от середины лопатки в зонах, примыкающих к входной и выходной кромкам, имеет менее интенсивный налет. У выходной кромки {III, б) отложения почти отсутствуют. На выпуклой стороне вдоль входной и выходной кромок отложений нет по всей высоте лопатки на ширине 20—25 мм.

Толщина слоя наноса в различных турбинах может быть раз­ личной и определяется многими причинами, в основном теми же, которые определяют сами отложения. Толщина отложений в за­ висимости от режима работы турбины может меняться. По данным, полученным на одной мощной турбине, толщина слоя отложений на лопатках ЧСВД за четыре года работы изменилась от 0,08— 0,2 до 0,8— 1,3 мм; в ЧВД за три года от 0,1—0,5 мм до 0,15— 1,0 мм; в ЧСД за четыре года — от 0,2—0,3 мм до 0,08—0,13 мм; в ЧНД за четыре года — от тонкого до 0,08—0,13 мм.

На парогенератор большой паропроизводительности наличие на поверхности отложений 100 кг и более не оказывает существен­ ного влияния на надежность работы и его экономичность [4]. Для турбины большой мощности (300 МВт и более) отложения в несколько десятков килограмм существенно отражаются на ее экономичности. Особенно чувствительны к отложениям лопаточ­ ные каналы ЧСВД и ЧВД, где проходные сечения малы по сравнению с остальной проточной частью турбины. Нормы ка­ чества воды и пара, по данным К- М. Тореева, для блоков 300 МВт предусматривают содержание в паре при пуске соединений же­ леза и кремниевой кислоты 200 мкг/кг. При нормальной работе содержание железа и кремнекислоты по нормам ограничивается

пропуск пара через турбину за два-три года работы составляет (10н-20)106 т. Следовательно, с паром через турбину должно пройти при нормальной работе до 170—330 кг примесей в год. Часть примесей осаждается на лопатках и внутренней поверх­ ности турбины. Большая часть проносится через лопаточный аппарат.

Как показала практика эксплуатации блоков с крупными тур­ бинами, нормы водного режима и чистоты пара нередко нару­ шаются. Особенно часто нарушение норм ПТЭ происходит в пе­

58