Воднохимические режимы мощных ТЭС

ВОДНОХИМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ МОЩНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ДОКРИТИЧЕСКОГО И СВЕРХКРИТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЙ
М. С. ШКРОБ и Ю. В. ЗЕНКЕВИЧ
(ЭНИН и ЦКТИ)

а)     Электростанции СССР

Основные сведения по водообработке и неполадках, возникших по причине дефектного водного режима на ряде отечественных электростанций, приведены в табл. 1. Эти данные показывают частые случаи загрязнения внутренних поверхностей экранных труб железоокисными отложениями, заноса проточной части турбин кремнекислыми отложениями, а также коррозии тракта питательной воды.
На большинстве котлов солевая кратность была уменьшена путем снятия перегородки между первой и второй ступенями испарения, а также за счет организации перетока котловой воды из последней ступени в первую. Уменьшение солевой кратности потребовало существенного снижения кремнесодержания питательной воды.
При двухступенчатой схеме обессоливания добавочной питательной воды и больших невозвратах конденсата не всегда удавалось обеспечить высокое качество питательной воды. Наглядным подтверждением этого является рис. 1, где в координатах кремнесодержание питательной воды — кратность солесодержания котловой воды. Сплошными точками обозначены электростанции с турбинами, загрязненными кремнекислыми отложениями, а незаштрихованными точками отмечены электростанции с турбинами, не имеющими отложений.
На этом же графике показана область кремнесодержаний питательной воды, обеспечивающих получение пара с кремнесодержанием 20 мкг/кг в диапазоне встречающихся в котлах солевых кратностей. Эту часть диаграммы можно назвать областью, отвечающей отсутствию кремнекислых отложений в турбине при значениях коэффициентов уноса KSiO=2-3% и продувке р=0,25-1 %. Как видно из рис. 1, внутри и вблизи области располагаются преимущественно турбины, которые не заносятся, кремнекислотой, а выше этой области — турбины, которые имеют кремнекислые отложения.
Исключением являются три случая, два из которых относятся к турбинам с чистой проточной частью и один — к турбине, в которой имелись кремнекислые отложения. Отсутствие отложений в турбинах в первых двух случаях, несмотря на повышенное кремнесодержание питательной воды, можно объяснить работой турбин с переменной нагрузкой, способствующей систематическому смыву отложений.

Наличие  кремнекислых отложений в турбинах третьей электростанции при допустимом кремнесодержании питательной воды также возможно за счет значительного содержания в паре веществ, способствующих более глубокому выделению кремнекислоты из пара в условиях работы турбины с длительной базовой нагрузкой. Такими веществами могут быть окислы железа.
Из графика на рис. 1 видно, что в том случае, когда кремнесодержание питательной воды составляет 150 мкг/кг , требуемое качество пара может быть обеспечено лишь при кратности солесодержания т>13-14, а при кремнесодержании 100 мкг/кг— соответственно при т >6-7.
Отмеченные в табл. 1 частые случаи образования трещин в очках барабанов котлов нельзя отнести только за счет водного режима. Роль водного режима котлов в трещинообразовании, по-видимому, второстепенная, что подтверждается наличием трещин по всей окружности барабана, включая пароотводящие трубы, т. е. вне контакта с котловой водой. Заслуживает внимания тот факт, что барабаны котлов из стали 22К, у которых питательная вода не обрабатывается гидразином, были значительно меньше подвержены трещинообразованию по сравнению с барабанами котлов из стали ГМН-16, которые питались водой с дозированием гидразина.
Хотя в настоящее время еще не выявлены основные факторы, влияющие на образование специфических трещин в барабанах котлов (из стали ГМН-16), все же рекомендуется в порядке профилактики строго соблюдать режим чистофосфатной щелочности котловой воды (в интервале отношенияот 2,65 до 3,0) при одновременном ограничении концентрации фосфатов в котловой воде солевых отсеков (50 мкг/кг).
В табл. 2 приведены характеристики установок для обессоливания конденсата и реагенты, применяемые для коррекционной обработки питательной воды на ряде действующих отечественных энергетических блоках с прямоточными котлами докритического давления.
Ухудшение качества питательной воды было длительным на всех блоках с прямоточными котлами и сохранялось все первые годы их работы. Кремнесодержание питательной воды прямоточных котлов нередко превышало нормы для барабанных котлов. Значительным по величине было также содержание окислов железа в питательной воде.

Таблица I
Обработка питательной воды и неполадки в работе котлов и турбин на отечественных электростанциях с барабанными котлами р=140 бар

Продолжение табл. 1

Таблица 2
Обработка конденсата и питательной воды на отечественных энергетических блоках с прямоточными котлами докритического давления

Таблица 3
Неполадки в работе турбин на блоках с прямоточными котлами докритического давления

В результате на ряде энергетических блоков 150 и 200 МВт с прямоточными котлами докритического давления наблюдались сильные заносы проточной части паровых турбин (табл. 3). В наихудших условиях по водному режиму оказались электростанции № 1, 2, 3, 6 и 10 (см. табл. 2 и 3), где блоки пускались с конденсатоочистками недостаточной производительности (от 20 до 30% максимального расхода конденсата). Кроме того, в схемах этих конденсатоочисток отсутствовало предварительное глубокое обезжелезивание загрязненных потоков, а сами установки для обессоливания конденсата по ряду причин невозможно было использовать при пусках блоков. Тяжелое положение на этих электростанциях усугублялось повышенным содержанием железа в добавочной питательной воде из-за отсутствия обезжелезивания исходной воды (электростанция № 10), использованием загрязненных конденсатов отопительных бойлеров для питания котлов (электростанции № 1, 2, 3 и 10) и большим солесодержанием (800 мг/кг) охлаждающей воды (электростанция № 6).
В промежуточном положении оказались первые блоки электростанций № 4 и 5, где конденсатоочистки также имели недостаточную производительность, но благодаря возможности использования конденсата турбин, питаемых паром от параллельно работающих барабанных котлов, ухудшение водного режима блоков с прямоточными котлами имело место в меньшей степени, чем на перечисленных электростанциях.
В лучших условиях по водному режиму работают прямоточные котлы на ТЭЦ-8 и ГРЭС-9 (см. табл. 2), где имеются параллельно действующие с ними барабанные котлы и отсутствует  опасность попадания загрязненных потоков в цикл блоков. На ряде блоков отсутствие отложений в турбинах может быть объяснено систематическим смывом отложений из-за переменного графика нагрузки, а также частыми остановками агрегатов (некоторые блоки, например, останавливались до 30 раз в год).
В табл. 4 приведены данные о количестве отложений по отдельным ступеням турбины ПВК-200, а также состав этих отложений. Характерным для этих отложений является большое содержание растворимых веществ, которые осаждались преимущественно в роторе ЦВД. На четырех турбинах К-200-130 наряду с загрязнением проточной части наблюдалась эрозия металла лопаток первой ступени. В результате все лопатки регулирующих ступеней этих турбин были заменены. В турбинах, работающих в блоках с наихудшим водным режимом, лопатки пришлось заменить через 10 000 ч работы, а в турбинах блоков с более упорядоченным водным режимом замена лопаток оказалась необходимой через 18 000 и 21 000 ч работы (см. табл. 3). Причины столь значительного и быстрого истирания лопаток регулирующей ступени еще не установлены. По внешнему виду поверхности лопаток эродированы относительно равномерно, что исключает возможность участия в эрозии крупных частиц типа сварочного грата.
К числу вероятных причин, вызывающих эрозию лопаток турбины, можно отнести: а) возможное увлажнение пара при его расширении во время пусков турбины;
б)  присутствие в паре твердых абразивных дисперсных частиц, к которым можно отнести окислы железа. Отсутствие эрозионных повреждений в турбинах К-200-130, получающих пар от барабанных котлов и проработавших более 30 000 ч, является свидетельством специфических свойств пара прямоточных котлов. Такой особенностью пара прямоточных котлов может быть повышенное содержание в нем окислов металлов в периоды пуска котлов.

В целях поддержания рационального водного режима блоков с прямоточными котлами как при пуске, так и в процессе их последующей эксплуатации, могут быть рекомендованы следующие мероприятия: а) котлы следует заполнять обессоленным конденсатом;
б)   наиболее загрязненные сбросные воды от растопочного сепаратора должны направляться в дренаж, а менее загрязненные — в бак запасного конденсата, либо в конденсатор с последующим их обезжелезиванием и обессоливанием;
в)   каждый блок необходимо оснастить конденсатоочисткой достаточной производительности, а также соответствующими емкостями для загрязненного и обессоленного конденсатов; г) требуется обеспечить противокоррозионное покрытие внутренних поверхностей баков, устранить присосы воздуха в систему и строго соблюдать аммиачно-гидразинный режим питательной воды.
В табл. 5 приведены данные по качеству питательной воды на ряде блоков 300 МВт в разные периоды их работы. Так, например, на блоке 5 ГРЭС-11 по мере увеличения длительности его работы наметилось снижение кремнесодержания и содержания железа в питательной воде.

Таблица 5

Качество питательной воды блоков 300 МВт в периоды растопок котла

Таблица 6
Рекомендуемые нормы качества питательной воды барабанных котлов

* Двухступенчатое испарение, впрыск собственного конденсата.
** Двухступенчатое испарение, впрыск питательной ноты.

Таблица 4

Состав отложений (%) в проточной части  турбины ПВК-200 ГРЭС № 7 (см. табл. 3)

Однако в дальнейшем вновь наступило резкое ухудшение качества питательной воды, обусловленное недостаточно полной отмывкой котла после его химической очистки. Столь же медленно улучшается качество питательной воды на блоках 11 и 12 ГРЭС-12 из-за отсутствия обессоливающей установки, а также повышенного кремнесодержания конденсата на остальных блоках меньшей мощности. На блоках ГРЭС-12, 13, 14 и 15, которые были введены в эксплуатацию после пуска первых блоков ГРЭС-11 и 12, имели место те же затруднения, вследствие низкого качества питательной воды. Лишь на первом блоке Конаковской ГРЭС качество питательной воды отвечало норме благодаря тому, что представилось возможным использовать водоподготовительное оборудование, предназначенное для последующих несмонтированных блоков.
Ниже в табл. 6 и 7 приведены рекомендуемые нормы качества питательной воды для барабанных и прямоточных котлов, которые базируются на данных опыта эксплуатации отечественных паротурбинных электростанций.
Качество насыщенного пара (средневзвешенное по всем точкам отбора), а также перегретого пара перед турбиной должно отвечать следующим нормам: содержание натрия (в пересчете на Na2SO₄) не более — 50 мкг/кг (р=100 бар) и 30 мкг/кг (р=140 бар и р=225 бар), кремнесодержание (в пересчете на SiO) не более 20 мкг/кг.