Содержание к диссертации
Введение
1. Влияние водно-химических факторов на показатели работы паровых турбин 10
1.1. Источники попадания химических соединений в пароводяной тракт 10
1.2. Виды примесей пара и их влияние на показатели работы турбин 13
1.3. Коррозионные повреждения элементов проточной части паровых турбин 16
1.4. Поведение гидроокиси и хлорида натрия в паре ЦСД и ЦНД турбин 18
1.5. Поведение нелетучих примесей в области конденсации водяного пара 21
1.6. Возможные механизмы концентрирования примесей в начальной влаге турбин 25
1.7. Показатели и нормирование качества пара 27
2. Экспериментальный стенд ДВЭТ-12 33
2.1. Двухвальная экспериментальная турбина 33
2.2. Контроль режима работы турбины и параметров пара .. 39
2.3. Погрешность определения параметров пара исследуемой ступени 42
2.4. Оценка погрешности результатов химических анализов проб теплоносителя из проточной части турбины 46
3. Исследование распределения примесей пара между фазами при его конденсации в турбине 49
3.1. Методика исследования химического состава и изменения концентраций примесей в паре по проточной части турбины 49
3.2. Результаты экспериментальных исследований 56
3.3. Гетерогенная конденсация насыщенного пара, как возможный механизм образования коррозионно-агрес-сивной влаги в турбине 88
4. Экспериментальная установка для исследования распределения нелетучих примесей между паровой и жидкой фазами при конденсации пара 103
4.1. Физическая модель объекта исследования 103
4.2. Схема экспериментальной установки 105
4.3. Конструктивное оформление узлов установки 110
4.4. Анализ инструментальных погрешностей установки
и погрешности экспериментальных данных 122
5. Исследование распределения гидроокиси натрия мевду паровой и жидкой фазами при конденсации пара 133
5.1. Методика проведения экспериментов 133
5.2. Обработка экспериментальных данных 140
5.3. Кинетика концентрирования гидроокиси натрия во
влаге проточной части ЦНД паровых турбин 156
6. Выводы 160
Литература
- Коррозионные повреждения элементов проточной части паровых турбин
- Контроль режима работы турбины и параметров пара
- Результаты экспериментальных исследований
- Конструктивное оформление узлов установки
Введение к работе
ХХУІ съездом КПСС поставлена задача довести выработку электроэнергии в 1985 году до 1550-1600 млрд.киловатт-часов. Для её решения осуществляется строительство и ввод в действие атомных электростанций с реакторами 1-1,5 млн.кВт и энергоблоков мощностью 500-800 тыс.кВт на тепловых электростанциях / I /.
Ноябрьским 1982 года и июньским 1983 года пленумами ЦК КПСС также подчёркнуто, что будущее нашей энергетики - это прежде всего, широкое и быстрое внедрение достижений науки и техники, использование новейших атомных реакторов, повышение эффективности, а следовательно рост надёжности энергетического оборудования, дальнейшее сокращение внеплановых остановов энергоблоков.
Одним из факторов, определяющих надёжность и экономичность любого энергоблока, является надёжность работы паровой турбины /2 /. Так, по данным американской фирмы Комбашчен Энджиниринг, максимальная средняя длительность простоя вследствие нарушения нормальной эксплуатации элементов конденсатно-питательного тракта имела место за счет эрозии-коррозии и присосов в конденсаторе-191,2 ч., питательных трубопроводов - 131,1 ч., а за счет выхода из строя турбин - 1343,3 ч. /3 /. Стоимость же вынужденного простоя блока мощностью 1000 МВт обходится по оценкам американских специалистов в 0,3 + 1,1 млн.долларов в сутки /4 /, стоимость простоя блока 1300 МВт обходится по опыту работы атомных электростанций ФРГ минимум в 2 млн. марок / ->/.
В связи с этим важно обратить внимание на наиболее ненадёжные узлы и системы паровых турбин и на время, требуемое для их восстановления. Так, по данным Союзтехэнерго, для турбин мощностью 160 МВт и выше наибольшее время восстановления 59,6 - 60,9%
вызвано повреждениями элементов проточной части, главным образом лопаток /О /'. Данные фирмы КВУ (ФРГ) также свидетельствуют о том, что наибольший ущерб наносят аварии элементов проточной части турбин (относительное время простоя 37,4%) /^/.
К числу факторов, определяющих надёжную работу элементов проточной части турбоагрегатов, относятся и водно-химические,так как образование отложений в проточной части снижает экономичность, а коррозионно-эрозионное разрушение конструкционных материалов снижает надёжность турбины и вызывает вынужденный простой блока.
В истории теплоэнергетики накопилось немало данных, свидетельствующих об этом. Так уже в конце 40-х годов, в связи с началом эксплуатации турбин на высокие и сверхвысокие параметры пара, возникла проблема кремниевых отложений на лопатках турбин.
Исследования Стыриковича М.А. и Маргуловой Т.Х. ПО выявлению причин попадания в генерируемый пар двуокиси кремния и разработке методов по ограничению её содержания в паре показали необходимость ввода на химводоочистках электростанций стадии обескремнивания добавочной воды.
Результаты фундаментальных работ по теории паровых растворов Стыриковича М.А. и Мартыновой О.И. нашли воплощение в лучевой диаграмме коэффициентов распределения веществ между водой и её насыщенным паром НО/, которая является в настоящее время общепризнанным инструментом прогнозирования экономичности, т.е. заноса проточной части турбин в зависимости от параметров пара, состава и количества примесей в котловой воде.
В начале 60-х годов в связи с освоением турбин на сверхкритические параметры возникла проблема борьбы с заносом медистыми отложениями цилиндров высокого давления турбин. Это потребовало дальнейшего развития теории растворимости веществ в перегретом паре, выполненной Мартыновой О.И. /ll,ic/% и привело не только
к использованию 100% конденсатоочистки на блоках СКД, но и к необходимости исключения медесодержащих сплавов из их конденсат-но-питательного тракта.
С вводом в эксплуатацию энергоблоков большой единичной мощности (500-1000 МВт и более) в середине 70-х годов участились зарубежные публикации о поломках и авариях в цилиндрах низкого давления паровых турбин. Подавляющее большинство повреждений ЦНД происходит на ступенях, работающих в зоне перехода от перегретого пара к влажному, где отмечено действие специфических форм коррозии, например, вибрационное коррозионное растрескивание материала под напряжением. Какие новые факторы, по мнению американских специалистов, оказались причиной появления таких, по существу, совершенно новых явлений коррозионного разрушения? Ответ на это, например, дается в /1(с/у где указываемся на повышение параметров и расхода пара современных турбоагрегатов, а также на перевод блоков, первоначально предназначенных для несения базовой нагрузки, на работу в полупиковом режиме, когда при снижении нагрузки происходит уменьшение влажности пара в последних ступенях ЦНД и, следовательно, повышение концентрации коррозионно-агрес-сивных примесей во влаге. Последнее относится и к ТЭЦ при уменьшении их нагрузки.
Ведущие зарубежные энергомашиностроительные фирмы Вестин-гауз Электрик, Дженерал Электрик и другие, а также научно-технические объединения и институты типа (Техническое объединение крупных электростанций, ФРГ), "л/(Исследовательский энергетический институтт, США), Эдисон Электрик институт (США) и т.д., занимаясь сбором статистики повреждений элементов турбин, анализом причин этих повреждений и выдачей рекомендаций по их предотвращению, наряду с изучением большого числа факторов, способных вызвать повреждения, развернули широкие исследования с
целью нахождения функциональной зависимости между коррозионно-агрессивными примесями в питательной воде энергоблоков и возможными механизмами их концентрирования в турбине, ведут разработки не только термодинамических, но и кинетических характеристик поведения примесей в турбинах. Трудность подобных исследований заключается в множестве водно-химических факторов, большей частью малоизученных, способных оказывать эрозионно-коррозионное воздействие на отдельные элементы паровых турбин. Актуальность и острота затронутьтх проблем будут расти, вследствие непрекращающегося осложнения водно-химической обстановки на электростанциях мира в результате постоянного роста дефицита пресной, не содержащей значительных концентраций минеральных и, особенно, органических соединений, воды, используемой как для подготовки добавочной воды ТЭС и АЭС, так и для охлаждения конденсаторов
Влиянию водно-химических факторов на условия работы паровых турбин уделялось и уделяется большое внимание в нашей стране. Этой же проблеме посвящена данная работа. Её целью является рассмотрение данных отечественных и, главным образом, зарубежных исследований и их экспериментальное развитие, направленное на объяснение возможных механизмов образования коррозионно-агрес-сивной влаги в проточной части паровых турбин.
В первой главе диссертации на основе анализа, в основном, американской научно-технической литературы по данной теме конкретизируются цели и задачи исследований. Использование, именно, американской литературы объясняется довольно широким освещением в ней вопросов затрагиваемой проблемы, что объясняется большим накопленным опытом эксплуатации как блоков СКД, так и блоков повышенной единичной мощности, введенных в эксплуатацию раньше чем в нашей стране (примерно на 8 лет), а также "взрывом" поло-
мок лопаток на ТЭС и АЭС США за последние годы.
Во второй главе описывается экспериментальный стенд -двух-вальная экспериментальная турбина кафедры ПГТ МЭЙ и методика исследований распределения примесей пара как по проточной части, так и в образующейся на её элементах влаге.
В третьей главе рассматриваются результаты исследований на экспериментальной турбине кафедры ПГТ МЭИ с точки зрения условий концентрирования примесей в начальной влаге и ранней гетерогенной конденсации как слабо пересыщенного, так и насыщенного пара.
В четвертой главе описывается конструкция экспериментальной установки по исследованию кинетических особенностей распределения примесей между паром и его конденсатом, которые лежат в основе одного из возможных механизмов концентрирования примесей во влаге турбин.
В пятой главе приводятся результаты исследований неравновесных процессов в парорастворах гидроокиси натрия, которая является одной из коррозионно-агрессивных примесей контура электростанций, её расчетные концентрации в пленках влаги на конструкционных элементах проточной части серийных турбин и время образования этих растворов.
Данная работа является первой попыткой не только обобщить большой объём опубликованного материала, но и положить начало экспериментальному исследованию возможного влияния водно-химических факторов на коррозионные разрушения, наблюдаемые за последние годы в последних ступенях турбин.
Коррозионные повреждения элементов проточной части паровых турбин
Исследования, проведенные ведущими энергомашиностроительными фирмами и энергетическими институтами /61,65,95/ , свидетельствуют о том, что турбина является уязвимым элементом паросиловой установки к действию коррозионно-агрессивных веществ. К веществам, заметно ускоряющим коррозионный процесс, относятся такие примеси как гидроокись, хлорид, сульфат натрия, а также минеральные и органические кислоты. Так, в паре одной из электростанций США из обнаруженных примесей около 97% щелочей, 2,2% пропионовой и 0,3% масляной кислот / Р2 /. При этом, даже очень малые доли примесей, попадающих в турбину, могут концентрироваться до вредных значений /Н7 /. Результаты исследований коррозионных процессов турбинных сталей под напряжением свидетельствуют, что повреждения в растворах гидроокиси натрия зависят от температуры и концентрации /F3-S2 /. Так минимальная концентрация гидроокиси натрия для получения обнаруживаемого повреждения снижается от 28 % при 6бС до I -г 3% при 157С. Добавление малого ко личества хлорида натрия снижает концентрацию гидроокиси натрия, необходимую для вызывания повреждений / S5 /. Кроме того, исследованиями EPRI показано, что коррозионные поврекщения турбины могут происходить даже при более низкой концентрации примесей /5$, S4/. Для турбин характерны такие формы коррозии как общая коррозия, питтинг, коррозия под напряжением, коррозионная усталость. Самая критическая область в турбине находится в части низкого давления перед областью влажного состояния пара. Концентрированные примеси образуются перед линией Вильсона из-за их термодинамической стабильности в этой области. За линией Вильсона растворы разбавляются, а отложения смываются
Статистика свидетельствует, что около 64$ всех повреждений лопаток в паровых турбинах происходит на переходной ступени от перегретого пара к влажному /69 /. Из 125 турбин, обследованных Эдисоновским институтом США ( EBI ), 73 имели коррозионные повреждения, а на 500 турбинах за последние 15 лет произошло более 160 аварий, связанных с коррозией на ступенях, работающих в переходной области /26 /. Техническим объединением крупных электростанций ФРГ (VG-Ь) с 1973 по 1977 годы зафиксировано 50 повреждений на 28 турбинах, причем,70$ повреждений - в частях низкого давления. 80 % повреждений приходится на рабочие лопат ки вследствие большей напряженности металла по сравнению с сопловым аппаратом / 91 /. Комиссией по ядерному планированию США обнаружены коррозионные трещины в лопатках турбин фирмы Вестингауз Электрик десяти атомных реакторов / 92 /, В результате исследований фирмы Бабкок и Вилькокс (США) на 28 тепловых и атомных станциях было обнаружено 13 случаев крупных поломок турбин вследствие коррозии под напряжением / 93 /..На народном турбостроительном предприятии ГДР (WE& &&/М& ) за последние 20 лет описано более 10000 повреждений турбинного оборудования, зафикси ровано 300 аварий. На поломки от коррозионных разрушений приходится 14%, от общего числа причин, для турбин мощностью более 8 МВт /96 /. Наибольшее число аварий на японских атомных электростанциях с 1966 по сентябрь 1979 года вызвано коррозией / 97 f,
Контроль режима работы турбины и параметров пара
Режим работы турбины контролируется посредством системы измерений, включающей в себя:
а) измерение частоты вращения роторов с помощью электронных цифровых частотомеров 43-33. В качестве датчиков оборотов приме нены фотодиоды ФД-6, реагирующие на световые импульсы, создавае мые перфорированным диском. Сигнал от датчиков усиливается и по дается на частотомеры и электронные автоматы безопасности.
Погрешность измерения частоты вращения роторов составляет І 10 об/мин. при времени измерения б с.
б) измерение крутящего момента при помощи циферблатной ве совой головки ВЦЛ-ЮА, цена деления которой равна 10 г. Нечувст вительность весовой головки при присоединенном рычаге гидротор моза составляет в статических условиях 1-2 деления. При работе турбины нечувствительность практически равна нулю.
в) измерение температуры пара и питательной воды производит ся платиновыми тремометрами сопротивления. В качестве вторичных приборов используются электронные автоматические мосты ЭВМ-2-212 с пределами измерения 150С и 300С.
г) измерение давлений полного торможения потока и статических производится при помощи специально изготовленных и протарирован ных зондов и коллекторов. Соединительные коммуникации выведены из турбины строго горизонтально. Вертикальные участки имеют сепа-рационные бачки. Приемники давления и коммуникации продуваются воздухом непосредственно перед каждым замером.
В качестве приборов для измерения давления использованы электрические преобразователи МАС-Э1 и цифровые интегрирующие вольтметры В2-23.
Преобразователи МАС-Э1 были тщательно откалиброваны, что дало возможность значительно повысить точность измерений, ускорить и облегчить проведение эксперимента. Применение электронных цифровых вольтметров В2-3 совместно с преобразователями МАС-Э1 позволило снимать показания абсолютного давления с точностью I мм водяного столба.
В процессе эксперимента периодически проверялась калибровка цифровых вольтметров. Преобразователи МАС-Э1 комплектуются электронными усилителями, имеющими токовый выход. В качестве нагрузочных сопротивлений были использованы проволочные, изготовленные из манганина диаметром 0,1 мм, для снижения влияния температуры окружающей среды на показания прибора.
д) расход пара через турбину измеряется путем перекачки кон денсата в мерный бак, тщательно протарированный с учетом темпе ратуры конденсата. Из бака конденсат возвращается в схему ТЭЦ.
Для измерения параметров двухфазного потока до и после исследуемой ступени на среднем диаметре установлены зонды полного давления, коллекторы статического торможения и термозонды. Насадки для измерения давления торможения выполнены с протоком, что обеспечивает нечувствительность к углу натекания потока і 35.
Значительные размеры насадков приводят, во-первых, к некоторому загромождению потока и, во-вторых, к определению его параметров на довольно большом расстоянии, это вызывает появление некоторой дополнительной погрешности. Тем не менее, такая конструкция насадков обладает по данным /п%/ меньшими погрешностями при измерениях во влажном паре.
Температура торможения до и после исследуемой решетки измерялась с помощью специально изготовленных термозондов, чувствительными элементами которых являлись хромель-копелевые термопары.
Тарировка всех термопар совпадала со стандартной. Для уточнения тарировки в области рабочих температур, реализуемых в данных исследованиях (до 150С), была проведена проверка каждой термопары. При тарировке термо-э.д.с. измерялась переносным потенциометром постоянного тока типа ПП-63 класса 0,05 (ГОСТ 9245-39), погрешность которого при температуре окружающей среды 15-30С не превышает 2 10 В. В процессе тарировки горячие спаи термопар помещались в термостат типа ТС-24, Температура в котором контролировалась с помощью ртутного термометра типа ТЛН с ценой деления 0,1С. Холодные спаи помещались в сосуд Дьгоара с тающим льдом, приготовленным из дистиллированной воды.
Полученные значения термо-э.д.с. не отличались от стандартных более чем на - 0,1/77В.
При обработке результатов измерений термозондами во влажном паре принято допущение, что зонды фиксируют параметры паровой фазы, т.к. весь комплекс исследований проводился в зоне малых начальных влажностей с мелкодисперсной системой влаги (ч І 10-м) Мелкодисперсная влага при своем движении следует линиям тока потока, обтекающего зонды. Поэтому лишь пренебрежимо малая часть влаги попадает в приемные отверстия термозондов.
Результаты экспериментальных исследований
Для создания различных условий работы по параметрам пара исследуемой турбинной ступени, осуществлены одиннадцать режимов расширения пара в турбине, которые в порядке возрастания параметров условно обозначены буквами русского алфавита (табл.3.5).
Режимы А,В,Г,Ж,К,Л,Н пройдены при работе турбины в одноваль-ном исполнении, т.е. при наличии за двухвенечной ступенью скорости только сопловой решетки С-90І2А//ДЗ/.
Осуществленные режимы работы экспериментальной турбины по параметрам пара охватывают значительную часть их изменения. При этом исследуемая ступень работала как во влажном паре с максимальной влажностью около 2%, так и в области перегретого пара с максимальным перегревом 15С. Такой интервал параметров не случаен, так как исследованиями, проведенными фирмой Вестингауз Электрик, установлено наличие капель влаги в потоке перегретого пара проточной части турбин (температура перегрева до I0C) //3//. Исследованиями, проведенными в проблемной лаборатории турбомашин МЭИ Поваровым О.А. с сотрудниками на турбине ДВЭТ-12 //32/, показано наличие плёнки влаги по обводу профиля сопловой решётки С-90І2А при расширении пара от состояния с начальным перегревом перед решёткой 2С. Полученный результат позволяет сделать вывод о том, что первоначальное образование влаги в зоне пограничной кривой происходит в вихрях кромочного следа предвключенной решетки. При параметрах пара, соответствующих начальной влажности на входе в решётку 0,2 0,9% происходит увеличение толщины пленки влаги по обводу профиля. Толщина плёнки влаги составляет в сред-нем (80 4- 100)-10 м. Установлено также, что толщина плёнки по обводу профиля неодинакова. Наибольшее её значение зафиксировано на поверхности вблизи входной кромки особенно со стороны вогнутой части лопатки и в диффузорной части канала. Кроме того, было отмечено колебание толщины плёнки, что свидетельствует о её росте и срыве некоторой части с поверхности лопатки в паровой поток
Таким образом, отбираемые пробы пара в области перегретого пара, смеси конденсата и пара непосредственно в зоне пограничной кривой и проб влаги с поверхностей лопаток в области ниже пограничной кривой, но выше зоны Вильсона, позволяют рассмотреть поведение основных примесей пара в начальной стадии процесса образования влаги в турбине. На рис. 3.4 показан фрагмент/--диаграммы водяного пара, с нанесенными линиями расширения пара в исследуемой ступени. Каждый режим расширения дублировался трижды, что позволило получить усредненные значения величин концентраций примесей и показателей для каждой точки отбора проб при соответствующих параметрах пара.
На рис. 3.5 - ЗЛО представлены кривые изменения концентрации примесей, показателя рН и удельной электропроводимости в пробах из потока пара по проточной части турбины на примере наиболее характерных режимов Д,Е, М.
По изображенным кривым можно проследить изменение концентрации рассматриваемой примеси или показателя в каждой точке отбора пробы в зависимости от изменений параметров пара в режимах, а также отметить характер их изменения при падении параметров пара по проточной части турбины в каждом из режимов. Для натрия (рис. 3.5) характерно увеличение его концентрации как в пробах перед исследуемой ступенью, так и перед исследуемой рабочей решеткой и на выходе из турбины, от режима М к режиму Д, т.е. при приближении параметров пара к линии насыщения ( Х=/ ). Этот же характер изменения концентрации, может быть отмечен и для кальция (рис.3.6).
Концентрация растворимого кремния (в пересчете на SiO ) перед исследуемой ступенью увеличивается аналогично натрию и кальцию, после сопловой решетки - имеет максимум в режиме Е, а в паре после рабочей решетки падает с уменьшением температуры перегрева и возрастанием влажности пара (рис. 3.7). Концентрация железа в точке отбора (2) уменьшается в режиме Е, но увеличивается в режиме Д при минимальном перегреве пара. В точке отбора (5) и (7) изменение его концентрации соответствует кремнию, но с более ярко выраженными максимумами (рис. 3.8). Плавное возрастание значений удельной электропроводимости проб конденсата пара из проточной части турбины (рис.3.9) в режимах Д,Е,М соответствует характеру такого изменения для натрия и кальция. Изменение показателя рК по режимам зависит от изменений концентраций натрия, кальция, хлоридов и кремния (рис.3.10).
Конструктивное оформление узлов установки
Кондуктометрическая измерительная ячейка. Совокупность всех конструкционных элементов, размещенных с внутренней стороны крышки, составляет измерительную ячейку. Основными же элементами кондуктометрической ячейки являются платиновые электроды (I, рис.4.6 а,б) и дифференциальная платинородий-платиновая термопара (2). Электроды и один из спаев термопары расположены между охлаждаемым конусом (3) и подвижным титановым столиком (4) с гладкой рабочей поверхностью, выполненной из фторопласта.
Конец цилиндрической штанги столика жетско закреплен в подвижной опоре (5), которая может перемещаться по направляющей (6) и фиксироваться на ней в нужном положении. Направляющая, выполненная из титана, оканчивается плунжером, представляющим собой титановый полный цилиндр большего диаметра, чем направляющий стержень, внутрь которого помещен сердечник из магнитомягкого материала. Как уже было сказано в п.4.3.1., плунжер перемещается внутри кармана с наружной стороны крышки автоклава.
Штанга столика опирается дополнительно на неподвижную опору (7), которая также может перемещаться в вертикальном направлении по своей направляющей (8), жестко закрепляемой в крышке.
На острие конуса при охлаждении образуется капля конденсата. При этом, чтобы уменьшить возможность конденсации ещё и по всей длине трубки (9) подвода охлаждающего агента и не допустить разбавление пробы на электродах, на трубку надеты керамические кольца, а в нижней части - зонтик, изготовленный из титановой фольги.
Чтобы размер образующейся капли и доля смачиваемости электродов не влияли на результаты, электроды помещены в керамические втулки с отшлифованными торцами. Втулки и электроды винтами закреплены в держателях С/Л ). Последние наворачиваются на шпильки (10), могут перемещаться по ним и фиксироваться гайками. Шпильки своими верхними резьбовыми участками вкручиваются в посадочные места внутренних частей электровводов (II) и также затягиваются гайками.
Перемещение держателей электродов и столика в вертикальной плоскости можно менять объём анализируемой пробы конденсата, а передвижением керамических втулок и вместе с ними платиновых электродов в держателях, можно изменять значение постоянной кон-дуктометрической ячейки.
Выводы дифференциальной термопары зажимаются винтами также в нижних частях предназначенных для них электровводов. Холодный спай термопары помещен в зону исследуемой пробы конденсата пара, а горячий спай расположен непосредственно у стенки термокармана (12), в котором находится платиновый термометр сопротивления, измеряющий температуру парораствора. Таким образом, зная последнюю и разность температур парораствора и исследуемой пробы, определяемую посредством дифференциальной термопары, можно рассчитать температуру пробы.
В ходе выполнения работы были выполнены и испытаны несколько конструкций электродной системы кондуктометрической ячейки (рис.4.7). Постоянная ячейка изменяется в интервале значений 7 16 см . Наиболее надежные, воспроизводимые результаты даёт конструкция, изображенная на рис. 4.7(B), где по аналогии с ячейкой Джонса //63/ сделано максимально возможное для предотвращения влияния краевых эффектов, действие которых наиболее ощутимо при конечных температурах опытов.
