Занос солями и контроль состояния проточной части турбины

В процессе эксплуатации состояние и экономичность проточной части паровых турбин могут существенно изменяться за счет разработки уплотнений, эрозии лопаточного аппарата и т. п. Значительное снижение экономичности и надежности вызывается отложениями в турбине солей. При отложении солей в каналах сопловых и рабочих решеток происходят перераспределение тепловых перепадов по ступеням и снижение их к. п. д. за счет отклонения режима работы от расчетного. Одновременно отложение солей увеличивает шероховатость поверхности и вызывает заметное увеличение профильных потерь, особенно в ступенях высокого давления. Выпадение солей в каналах сопловых решеток увеличивает перепад давления на диафрагмах, приводит к повышению напряжений в них и увеличению утечек через диафрагменные уплотнения. Солевой занос каналов рабочих лопаток вызывает рост степени реактивности ступени, увеличивает утечки через разгрузочные отверстия дисков и радиальные уплотнения, а также может привести к значительному увеличению осевого усилия и перегрузке подшипника турбины.

Занос солями лабиринтовых уплотнений снижает эффективность их работы и приводит к увеличению протечек пара, как через концевые, так и через диафрагменные уплотнения турбины. Выпадение солей в элементах парораспределения нарушает их нормальную работу и снижает надежность турбин. Например, при заносе штоков клапанов может произойти их зависание и как следствие разнос турбины при сбросах нагрузки.

В целом даже небольшая величина солевого заноса может привести к значительному снижению экономичности и надежности турбины. Кроме того, отложения солей увеличивают сопротивление проточной части и приводят к уменьшению пропускной способности и мощности турбины.

Соли, выпадающие в турбинах, разделяются на водорастворимые (соединения натрия и частично кальция) и нерастворимые или плохо растворимые в воде (соединения кремния, железа, меди, магния, алюминия и частично кальция). Водорастворимые соединения попадают в проточную часть в основном за счет капельного уноса жидкости и более характерны для турбин среднего давления.

Водонерастворимые соединения выносятся в турбину за счет молекулярного уноса, возникающего вследствие растворимости солей и окислов в паре высокого давления, поэтому - их доля увеличивается с ростом давления пара перед турбиной. Если отложения в турбинах среднего давления в основном состоят из водорастворимых солей натрия, то в установках на 8,8 и 12,75 МПа существенная доля в твердых осадках принадлежит соединениям кремния и железа, а в турбинах сверхкритических параметров в значительных количествах откладываются соединения меди. Соединения меди появляются в царе в результате коррозии латунных трубок конденсаторов и подогревателей низкого давления. Они выпадают в цилиндр высокого давления (ЦВД) турбин и оказывают существенное влияние на экономичность вследствие малых сечений сопел и рабочих лопаток.

В целом переход к блокам сверхкритического давления усложнил проблему солевых отложений в связи с увеличением растворимости различных соединений в паре и применением исключительно прямоточных котлоагрегатов, из тракта которых эффективный вывод солей невозможен. Несмотря на жесткие требования к качеству питательной воды и пару, избежать солевого заноса турбин сверхкритического давления не удается.

Водонерастворимые соли отличаются способностью плотно соединяться с металлом турбины, что затрудняет их удаление. Водорастворимые соли образуют более рыхлые соединения, кроме того, турбины частично очищаются от водорастворимых солей при частых пусках и остановах их в результате «самопромывания».

Наиболее распространенными методами удаления солей из проточной части турбин являются:

1) механическое удаление солевых отложений путем обдувки межлопаточных каналов воздухом с тонким сухим песком или золой, а также с помощью металлических щеток, наждачного полотна и др. Практикуется также помещение деталей турбин с плотными отложениями в ванны со слабым раствором кислот и щелочей. Такой способ чистки эффективен, однако требует вскрытия турбин, поэтому его периодичность согласуется со сроками проведения капитальных ремонтов;

2) промывка турбин влажным паром под нагрузкой, когда турбина не отключается от сети, а только производится снижение ее мощности до 25 – 30% номинальной. Это позволяет сохранить высокую готовность турбины и надежность электроснабжения. Увлажнение пара осуществляется путем впрыска питательной воды в главный паропровод с помощью специального увлажнительного устройства, а в случае блочных установок – за счет снижения тепловыделения в топке и использования эксплуатационных и аварийных впрысков. Промывка турбин влажным паром позволяет достаточно полно удалить только водорастворимые соли. Нерастворимые соединения удаляются лишь частично, главным образом за счет разрушения твердых отложений под воздействием термических напряжений, возникающих при расхолаживании турбины, и механического воздействия струи пара;

3) промывка турбины влажным паром с добавкой к нему химических реагентов. Такая промывка производится с отключением генератора при малых расходах пара, т. е. при пониженной скорости вращения турбины. Это позволяет уменьшить расход реагентов с сохранением их достаточной концентрации в паре. Под воздействием химических реагентов плотные соединения металлов становятся рыхлыми и удаляются потоком влажного пара. В последнее время химическая промывка турбин находит все большее распространение и позволяет в значительной мере решить проблему удаления водонерастворимых солей из проточной части турбин без их вскрытия.

Контроль солевых отложений в турбинах обычно осуществляется путем измерения давления в контрольных ступенях. Повышение давления пара в данной контрольной точке турбины при неизменном расходе пара (неизменном положении регулирующих клапанов) свидетельствует о повышении сопротивления доследующих ступеней, а значит, о возможном заносе их солями. В качестве контрольных используют давления в камере регулирующей ступени и в некоторых регенеративных отборах. Относительное повышение давления в контрольной точке

согласно ПТЭ [3], не должно превышать 10 – 15% ( - давление в одних и тех же контрольных ступенях при занесенной и чистой проточной части). Такой метод контроля не отличается высокой точностью и чувствительностью вследствие зависимости давления в контрольных ступенях от начальных параметров пара, расхода воды через систему регенерации и не позволяет непосредственно оценить изменение к. п. д. проточной части как основного показателя ее состояния. Поэтому в последнее время для контроля состояния проточной части с точки зрения заноса ее солями и других возможных изменений все более широкое применение находит метод упрощенных тепловых испытаний (так называемых экспресс-испытаний) турбин, позволяющий с достаточной точностью оценить относительное изменение к. п. д. турбин в процессе эксплуатации [7].

Сущность этого метода состоит в получении зависимости приведенного давления пара в контрольных ступенях от приведенной мощности турбины . Приведенные величины давления и мощности получают путем приведения опытных величин к сопоставимым (номинальным) условиям. Для облегчения приведения измеренных величин к номинальным условиям и повышения точности конечного результата опыты по оценке изменения состояния проточной части выполняются при отключенной системе регенерации и неизменном положении органов парораспределения с достаточно узким допустимым диапазоном изменения параметров пара (температура должна изменяться в пределах не более ± 8°С, а давление ±5%).

Приведение электрической мощности производится по формуле

(1.1)

где - коэффициент, учитывающий изменение расхода пара на турбину из-за отклонения начальных параметров пара при неизменном положении регулирующих клапанов:

;

- начальные параметры пара и конечное давление; на выходе из турбины (степень «н» означает номинальные параметры пара, «оп» - опытные).

Если пренебречь влиянием конечного давления, что допустимо для конденсационных турбин, то

.

Коэффициент дает поправку к мощности на изменение теплоперепада на турбину в связи с отклонением начальных параметров пара от номинальных и определяется как

,

где - относительное (в процентах номинального) изменение теплоперепада на турбину.

Абсолютная величина изменения располагаемого теплоперепада при этом может определяться с помощью - диаграммы как изменение перепада тепла при отклонении начальной температуры от номинальной до некоторой условной , представляющей начальную температуру «фиктивного» процесса с номинальным начальным давлением и той же начальной энтальпией, что и в условиях опыта, т. е.

,

где - начальная энтальпия пара при номинальных параметрах и в условиях опыта; - теплоемкость пара.

Поправка к мощности турбины на отклонение конечного давления определяется, исходя из величины приведенного давления:

и может быть найдена с помощью «универсальной» кривой поправок на вакуум или по относительному изменению срабатываемого в турбине перепада тепла.

Формула (1.1) записана применительно к турбоустановкам без промежуточного перегрева пара при отключенной системе регенерации. При наличии промперегрева к электрической мощности турбоагрегата необходимо ввести поправки и на отклонение от номинальных значений температуры промперегрева и падения давления в тракте промперегрева, которые также определяются по относительным изменениям перепада тепла на турбину, т. е. так же, как и . Кроме того, экспресс-испытания обычно не удается провести при полностью отключенной регенерации, и в работе остаются один - два ПНД.

Для оценки изменения экономичности турбины в качестве контрольной ступени выбирается ступень низкого давления или одна из последних ступеней части среднего давления турбины, которые менее подвержены заносу солями и на давление перед которыми реальное изменение зазоров практически не влияет. При этом контрольная ступень вместе с последующими ступенями играет роль расходомерного устройства, а давление перед нею однозначно определяет расход пара через турбину.

Получаемая в результате экспресс-испытаний зависимость является основной характеристикой состояния проточной части. Эта зависимость для всех случаев линейная, но угол наклона ее зависит от к.п.д. турбины. Увеличение угла наклона зависимости свидетельствует о соответствующем снижении экономичности проточной части, причем изменение КПД, за период времени между испытаниями

(индекс нуль относится к исходному (в начальный период) состоянию турбины).

При экспресс-испытаниях строятся зависимости для нескольких ступеней. Сравнивая их, можно оценить характер изменения проточной части различных цилиндров.

В целом экспресс-испытания дают возможность оперативно и с малыми затратами сил и времени оценить изменения состояния и экономичности проточной части турбины в процессе эксплуатации. Они позволяют также более объективно оценить качество ремонтов турбоагрегатов и обоснованно установить необходимую периодичность их проведения.