Определение наличия солевого заноса проточной части паровой турбины типа Т-100-130ТМЗ

Министерство образования и науки РФ

Федеральное агентство по образованию

ГОУВПО «Удмуртский государственный университет»

Кафедра теплоэнергетики

Лабораторная работа №2

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЛИЧИЯ СОЛЕВОГО ЗАНОСА

ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ ТИПА Т-100-130ТМЗ

Выполнил

студент группы 34-41                                             

Проверил

доцент кафедры ТЭС                                              

Ижевск, 2006

1.  Цель работы

Познакомить студентов с методикой определения солевого заноса проточной части паровой турбины.

2.  Введение

Опыт эксплуатации показывает, что на многих электростанциях наблюдается занос проточной части турбин солями и окислами из-за неудовлетворительного качества пара.

В котлах среднего давления загрязнение пара происходят главным образом вследствие капельного уноса котловой воды. В котлах высокого и закритического давления преобладает избирательный унос из котла растворимых взвешенных частиц кремнекислоты и окислов металла. Таким образом, состав загрязнений пара высокого и закритического давлений получается качественно иным, чем пара среднего давления.

Попадание в питательную воду и в пар отдельных компонентов загрязнений может происходить из-за:

а) протечек циркуляционной и сетевой воды через неплотности трубных систем конденсаторов и бойлеров;

б) неудовлетворительного качества внутристанционных потоков — конденсата турбин и испарителей, поступающего на подпитку котлов, дренажей конденсата теплообменников питательной воды, поступающих на впрыск при регулировке температуры свежего пара и пара промежуточного перегрева,

в) выноса перегретым паром солей, осевших ранее в пароводяном тракте;

г) первоначальной загрязненности пароводяного тракта песком, пылью, цементной крошкой и пр.,

д) уноса конденсатом и питательной водой окислов меди и железа, образующихся в результате коррозии лат трубок конденсатора и п. н. д., а также коррозии стальных труб пароводяного тракта,

е) выноса щелочи из аi-1вонитовых фильтров после их регенерации.

Образующиеся отложения на лопатках турбин низкого, среднего и высокого давления до 90 ат состоят преимущественно из водорастворимых соединений карбоната натрия, сульфата натрия, хлористого натрия, бикарбонатов натрия  и едкого натрия.

На блоках 160, 200 и 300 МВт одним из основных компонентов отложений на лопатках турбины является кремнекислота. Этот компонент обладает свойством в присутствии NаОН в паре переходить полностью или частично натриевые соли кремнекислоты, которые легко растворяются в воде. Если содержание NаОН достаточно, чтобы связать всю кремнекислоту, она полностью переходит в соли натрия. При отсутствии в паре NаОН в турбине осаждается в аморфном или кристаллическом виде кремнекислота, не растворимая в воде.

Таким образом, отложения на лопатках турбин блочных установок состоят в основном из натриевых кремнекислоты и двуокиси кремния, а также из окислов железа, меди (СuО) и алюминия. Соотношение отдельных компонентов отложений определяется главным образом качеством основного конденсата и подпиточной воды, а также осуществляемыми мероприятиями по предотвращению коррозии латунных трубок конденсатора и п. н. д. и стальных труб пароводяного тракта.

Образование отложений на лопатках зависит от параметров пара в проточной части и физико-химических свойств отдельных компонентов загрязнений. Расположение отложений по длине проточной части примерно следующее: на первых ступенях турбины оседают главным образом слабо растворимые в паре натриевые соли, в том числе и кремнекислоты, а также окислы меди, железа и алюминия; растворимая в паре и питательной воде кремнекислота в аморфном или кристаллическом виде оседает на последующих ступенях; наибольшая часть ее осаждается на лопатках, работающих в паре с температурой 250-300° С.

Окислы железа выпадают на лопатках как ц.в.д., так и ц.с.д. В ц.в.д. слой отложений обычно незначителен (0,1-0,5 мм) и располагается на поверхности лопаток. В ц.с.д. окислы железа в виде мелкой пыли прилегают непосредственно к поверхности лопаток, а концентрированные их отложения сосредоточиваются под внутренней частью ленточных бандажей, причем толщина слоя этих отложений достигает 10 мм.

Так как натриевые соли и окислы металлов выпадают на ступенях высокого давления, имеющих малые проходные сечения, то даже небольшое количество отложений на лопатках может вызвать уменьшение пропускной способности значительное снижение мощности турбины.

Наряду с этим при заносе турбины понижается надежность ее работы, увеличивается осевое усилие и может возникнуть опасность расплавления баббита сегментов упорного подшипника. Кроме того, может возникнуть опасность перегрузки диафрагмы и рабочих лопаток последней, сильно занесенной ступени реактивной турбины. Особенно опасной для диафрагмы и лопаток является работа турбины с занесенной проточной частью при номинальной нагрузке.

В эксплуатации зарегистрировано большое число аварий с упорными подшипниками турбин, произошедших чрезмерного заноса их проточных частей.