Брызгалов В.И. Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской гидроэлектростанций

Подождите немного. Документ загружается.

269

Рис. 4.10 Дегазатор вакуумный

1 – насадка из колец “Рашига”; 2 – корпус

Техническая характеристика разработанного дегазатора: Аппарат

предназначен для удаления свободного кислорода и частично углекислоты, под

действием вакуума, из дистиллированной воды, поступающей в аппарат после

декарбонизатора. Полный объем аппарата 0,3 м

; полезный объем 0,01 м

; высота

насадки из колец “Рашига” 0,62 м; концентрация свободной углекислоты на

выходе из аппарата 0,9 мг/л; концентрация свободного кислорода на выходе из

аппарата 0,3 мг/л.

Система водоподготовки была испытана в цикличном режиме

порционной обработки дистиллята, всего было проведено 79 опытов,

результаты некоторых циклов представлены в таблице 52.

270

Таблица 52. Результаты испытаний опытной системы термовакуумной

дегазации дистиллята, разработанной Красноярской ГЭС

Опытная система водоподготовки была доработана с улуч-

шением её компоновки с целью достижения наибольшей эффек-

тивности дегазаторов. Кроме того, были применены вакуумная

запорная арматура и трубопроводы из нержавеющей стали. Уве-

личение объёма баков улучшило вентиляцию их парового объёма над

уровнем воды. Промышленная мини-система водоподготовки поз-

волила получить качество дистиллята ещё более высокое, хими-

ческий состав и количественные соотношения его приводятся в

таблице 53.

Таблица 53. Химсостав дистиллята в промышленной мини-установке

водоподготовки Красноярской ГЭС, поступающего в системы охлаждения

обмоток генераторов

Сравнение содержания агрессивных газов в дистилляте до

разработки специальной термовакуумной его обработки, приведён-

ного в таблице 50, показывает, что произошло снижение СО

в 26 раз,

– в 18-27 раз.

Однако эту работу нельзя было считать завершенной, посколь-

ку важно было убедиться, что химсостав дистиллята, поступающего

Качество дистиллята

Удельное

№

Вакуум

перед дегазацией после дегазации

сопротивление

опыта

(

цикла)

МПа

СО

мг/л

рН

СО

мг/л

рН

перед

дегаза-

цией,

кОм

после

дегаза-

ции

кОм

10 0,97 1,50 4,00 6,2 0,44 0,33 6,50 - -

12 0,97 2,10 4,00 - 0,79 0,32 6,50 - -

18 0,97 2,20 3,70 6,35 1,27 0,26 6,65 - -

30 0,97 1,32 4,80 6,35 0,88 0,49 6,80 365 570

31 0,97 1,32 4,80 6,55 0,55 0,39 6,80 480 735

33 0,96 1.20 4,75 - 0,70 0,20 6,95 485 795

35 0,96 1,21 4,70 - 0,68 0,75 6,50 675 920

39 0,96 1,45 4,70 6,60 0,68 0,47 6,65 270 255

44 0,96 1,65 6,24 6,85 0,90 0,36 6,90 268 230

Жёсткость,

мг.экв/л

Щелочность,

мг.экв/л

СО

мг/л

Сu,

мг/л

Fe,

мг/л

рН

мг/л

0,02 0,04 0,41 отсутст.

от 0,04

до отсут.

7,1 0,33

271

в систему непосредственного охлаждения обмотки, существенно не

изменится. Наряду с тщательным химическим контролем приго-

товления дистиллированной воды, был организован жёсткий конт-

роль за водно-химическим режимом в системе охлаждения обмоток

статоров. В таблице 54 представлены результаты наблюдений в

период освоения по некоторым гидрогенераторам Красноярской ГЭС.

Таблица 54. Средние значения показателей работы гидрогенераторов и

водно-химического режима в системах охлаждения их обмоток статоров

за несколько лет после внедрения усовершенствованной установки

водоподготовки Красноярской ГЭС

Чтобы оценить влияние подготовленной с достаточно хоро-

шими показателями по газосодержанию воды на качество водно-

химического режима непосредственно в системе охлаждения

обмоток, ограничиться лишь контролем химсостава воды в системе

было нельзя. Механизм отложений окислов даже при малом

содержании агрессивных газов продолжал действовать. Для коли-

чественной оценки процесса отложений необходимо было при

ремонтах извлекать стержни из обмотки и “препарировать” их, на-

капливая статистику. Экспресс-методов таких исследований, не-

разрушающими способами, не существует. При каждом ремонте

агрегата было принято за правило разбирать обмотку и извлекать

стержни, вызывающие предположение о закупорках в них полых

проводников. Это определение “подозреваемых” стержней осу-

ществлялось по специально разработанному методу, о котором будет

сказано ниже. Однако межремонтный цикл сравнительно большой,

и накопление статистики о закупорках проводников было достаточно

медленным. Поэтому параллельно с этим было проведено ещё и

сопоставление качества водно-химического режима в системах

охлаждения красноярских гидрогенераторов 500 МВт с турбо-

генератором 500 МВт Назаровской ГРЭС, который многие спе-

циалисты представляли как эталонный, поскольку там в цехе ХВО

Номер

гидро-

генератора

СО

мг/л

Сu

мг/л

рН

мг/л

Мощность

гидро-

генератора,

МВт

Удельное

сопротив-

ление дис-

тиллирован-

ной воды,

кОм

см

2 0,44 0,100 7,25 3,52 420 320

3 0,88 0,070 6,75 2,72 430 400

4 1,10 0,140 6,85 2,72 400 300

7 0,66 0,090 6,95 4,40 390 400

8 0,66 0,160 6,80 3,60 460 400

272

после глубокого обессоливания приготовлялась “идеальная” вода по

сравнению с приготовляемой на разработанной Красноярской ГЭС

установке (табл. 55). Большинство специалистов, работающих в

области проблем подавления коррозии в трубах котлоагрегатов, бра-

лись решать проблему подавления коррозии и в водяном тракте

электрической обмотки, охлаждаемой непосредственно водой. Пред-

полагалось, что применение и на ГЭС систем водоподготовки, подобно

созданным для котлоагрегатов крупных ТЭС, где одним из главных

показателей является глубокое обессоливание воды, решит проблему.

Таблица 55. Усредненные показатели водно-химического режима систем

охлаждения обмоток гидрогенераторов 500 МВт Красноярской ГЭС

и турбогенератора 500 МВт Назаровской ГРЭС

Из сопоставления данных видно, что характеристика водно-

химического режима охлаждения обмоток гидрогенераторов Красно-

ярской ГЭС по газосодержанию была не хуже, чем на турбо-

генераторе Назаровской ГРЭС. В то же время солесодержание в

дистилляте было в 2,7 раза хуже, а удельное сопротивление почти

в 3 раза ниже. Однако стремление к глубокому обессоливанию воды

для целей охлаждения обмоток специалистами Красноярской ГЭС

не признавалось необходимым, поскольку предполагалось, что это

приводит к ускорению коррозионных процессов. Такие же сооб-

ражения позже стали появляться и в зарубежных литературных

источниках. Удельное сопротивление на уровне 100 кОм

см обес-

печивает необходимую электрическую прочность, и многолетняя

последующая практика это подтвердила. Что же касается сравнения

цеха ХВО на ТЭС и несложной малозатратной мини-установки во-

доподготовки Красноярской ГЭС, созданной на основе принципа

термо-вакуумной дегазации дистиллята, с предварительной его

декарбонизацией, то здесь, при одинаковой их эффективности,

установка ГЭС несопоставимо проще и по экологическим условиям

целесообразнее.

Результаты вскрытия полых проводников стержней после на-

работки гидрогенераторами около 40 тыс. часов в условиях охлаж-

дения их дистиллятом, приготовленным на усовершенствованной

Показатели

Единица

измерения

Красноярская ГЭС Назаровская ГРЭС

рН 6,94 6,37

СО

мг/л 0,88 0,86

мг/л 3,40 4,26

Солесодержание мг/л 1,25 0,47

Удельное сопротивление кОм

см 370 1000

273

общестанционной установке водоподготовки, и систематического

включения ИОФ в непосредственной системе охлаждения гене-

ратора, показали, что новые закупорки не образуются, а на внутренней

поверхности каналов проводников имеется налёт отложений, тол-

щина которых не превышает сотых долей миллиметра.

Натурные испытания и исследования эксплуатационников

позволили предложить норму показателей водно-химического ре-

жима для гидрогенераторов 500 МВт Красноярской ГЭС и реко-

мендовать их для распространения. Нормы были включены в

эксплуатационную документацию Красноярской ГЭС (табл. 56).

Таблица 56. Нормы параметров водно-химического режима систем

охлаждения генераторов Красноярской ГЭС

Эти нормы действовали на Красноярской ГЭС до 1981 г.

Впоследствии в системах непосредственного охлаждения обмоток

этой ГЭС был введён водно-химический режим на основе аммиачно-

гидразинного способа его регулирования, поэтому нормы были там

уточнены.

На Саяно-Шушенской ГЭС была принята схема водоподго-

товки для гидрогенераторов с учетом результатов успешной эксп-

луатации красноярских гидрогенераторов на завершающей стадии

их освоения (до внедрения аммиачно-гидразинного способа). Спе-

циалисты, переносившие опыт на Саяно-Шушенскую гидроэлект-

ростанцию, не согласились с предлагаемым методом аммиачно-

гидразинного регулирования водно-химического режима в системах

охлаждения обмоток, из-за сложности метода и, в определенной мере,

небезопасности его для персонала и оборудования.

Наряду с этим, в литературе появились расчётные данные,

показавшие, что при указанных в таблице 56 параметрах водно-

химического режима скорости коррозии в системах охлаждения

обмоток статора ещё достаточно высокие 0,002÷0,05 г/(м

ч). Это

подтверждалось необходимостью достаточно часто включать ИОФ.

Поскольку соотношение площади внутренней поверхности медных

проводников к объёмам циркулирующей в них воды значительно, то

насыщение её ионами меди происходит достаточно быстро. Кроме

того, необходимо было выяснить количественные зависимости

скорости коррозии от температурного режима, кислотности дистил-

лята, содержания ионов меди и кислорода. Поэтому исследования,

Жёсткость,

мг.экв/л

Сu,

мг/л

Fe,

мг/л

СО

мг/л

рН

Rуд.,

кОм

см

0,015 0,15 0,05 0,88 2,5 7,0 300-800

274

направленные на улучшение качества дистиллированной воды в

системах охлаждения на Саяно-Шушенской ГЭС, были продолжены.

В связи с этим стали исследоваться, разрабатываться и внед-

ряться системы, обеспечивающие водно-химический режим на раз-

личных принципах.

Например, предложения о регулярных очистках внутренней

поверхности водяного тракта с помощью химических растворов не

получили распространения из-за разъедания мест пайки соединений

стержней с наконечниками, а также из-за сложности и опасности

работы с химическими веществами при промывке.

Предлагался также химический способ, аналогичный при-

меняемому при обработке воды для котлоагрегатов с помощью

ионитовых фильтров смешанного типа, с дополнением схемы

аммиачными фильтрами и с систематическим вводом в систему

агентов, например, гидразина и аммиака. Этот способ достаточно

сложный, так как требует наличия на ГЭС реагентного хозяйства,

частой манипуляции ионитными фильтрами, особого контроля при

вводе реагента, во избежание его передозировки – иначе это приведёт

к аварийному снижению диэлектрической прочности дистиллята.

Кроме того, было признано, что качество обслуживания таких систем

во многом зависит от профессионального отбора специалистов с

обязательным учётом их психофизиологических характеристик,

поскольку при данном способе человек становится неотъемлемым

звеном трудоёмкой системы управления водно-химическим режи-

мом, а санитарно-гигиенические условия труда при этом способе

оставляют желать лучшего.

На Саяно-Шушенской ГЭС была высказана идея, заключаю-

щаяся в том, чтобы не стремиться к созданию сложных систем для

получения особо высокой очистки воды и тракта, для чего необ-

ходимо осуществлять сложные и высокоответственные химические

операции, а с помощью нетоксичных химических веществ (комп-

лексообразователей), загружаемых в объёмы тракта обмотки по

определённому графику, и соответствующей дозировки их достигать

такого равновесного состояния водно-химической среды, которая бы

обеспечивала, с одной стороны, резкое замедление коррозийных

процессов и не способствовала отложениям в тракте, а с другой – не

влияла на уменьшение удельного сопротивления воды ниже предель-

но допустимого.

Решение такой задачи было осуществлено совместно Ленин-

градским политехническим институтом (А. М. Сухотин), ЛПЭО

“Электросила”, химслужбой и турбинным цехом Саяно-Шушенской ГЭС.

На основании термодинамически рассчитанных кривых

(рис. 4.11) растворимости СuО и опытных данных для определения

275

влияния химического состава водяного раствора на образование

медно-окисных отложений (рис. 4.12) на поверхностях теплообмена

было установлено, что для предотвращения образования отложений

необходимо снизить концентрацию Сu

в охлаждающей воде при рН

7 и температуре 100

С до значений 63,5 10

-9

г/л.

Рис. 4.11 Зависимость растворимости CuO от pH воды

и температуры

276

Рис. 4.12 Критические концентрации осадкообразования CuO

1 – растворимость CuO в воде при 100

С; 2 – экспериментально определенные

критические концентрации осадкообразования; 3 – растворы МЭА;

4 – растворы МЭА+ БТА+ФАД; 5 – реально наблюдаемые концентрации Cu

в системах

охлаждения обмоток статора

Характер температурной зависимости растворимости имеет

большое практическое значение для дальнейших решений, посколь-

ку ею, как уже было отмечено выше, определяется зона преи-

мущественного образования отложений. В кислых и близких к

нейтральным растворах такой опасной зоной является горячая часть

тракта, в особенности лобовых частей стержней обмотки, что и

показала практика эксплуатации гидрогенераторов.

Решением поставленной задачи стало связывание ионов меди

в растворе в прочные комплексные соединения. Концентрация

свободных, не связанных ионов Сu

была снижена на несколько

порядков, а растворимость СuО в воде, содержащей комплексо-

образователь, во столько же раз увеличена. При этом комплек-

сообразователи должны были обеспечивать и необходимый ин-

гибиторный эффект.

В результате лабораторных исследований был разработан

комплексный ингибитор коррозии и отложений (ИКО-I), вклю-

чающий моноэтаноламин (МЭА), бензотриазол (БТА) и формальде-

гид (ФАД).

277

В процессе натурных исследований в системе охлаждения об-

моток проводился контроль скорости коррозии меди (как одного из

важнейших показателей процесса коррозии), удельного сопротивления

дистиллята, его химического состава и содержания О

, СО

и рН.

Установившиеся значения параметров водно-химического

режима, после ввода ИКО-I, достигались через 1-12 месяцев. Этот

разброс определялся индивидуальными свойствами гидрогенераторов

по “загрязнённости” их водяных трактов.

Среднее значение скорости коррозии с ИКО-I по 9 гидро-

генераторам установилось 0,000057 г/(м

ч). Максимальное зна-

чение составляло 0,000085, минимальное 0,000019 г/(м

ч). Скорость

коррозии определялась специально разработанными и размещён-

ными в водяном тракте систем охлаждения резистометрическими

датчиками, чувствительный элемент которых представлял собой слой

меди, нанесённый на ситалловую пластину.

На Саяно-Шушенской ГЭС один агрегат (№1) для сравнения

работал несколько лет без ИКО-I. В его системе охлаждения скорость

коррозии составила 0,004÷0,006 г/(м

ч). По литературным данным,

на гидрогенераторах других ГЭС, в аналогичных условиях в системах

охлаждения, скорость коррозии составляет 0,002÷0,05 г/(м

ч).

Таблица 57. Результаты натурных исследований скорости отложения

окислов в проводниках стержней обмотки статоров гидрогенераторов

Саяно-Шушенской ГЭС, работавших без ввода ИКО и с вводом ИКО

Количество отложений

Общая

Место образца,

вырезанного из стержня

для отбора отложений

на химический анализ

Длина

образца

стерж-

ня,

Приве-

денное

расчётом

к Сu,

мг

На 1 м

длины

стержня,

мг/м

С поправ-

кой на

коррозию

при

отмывке,

мг/м

Кол-во

СuО

на 1 м

длины,

мг/м

толщина

слоя

медно-

окисных

отложений

мкм

Г-1, работавший

без ИКО-1

Пазовая часть

Нижняя лобовая часть

0,48

0,46

395

218

823

474

778

429

972

536

12,66

6,98

Г-2, работавший

с ИКО-1

Нижняя лобовая часть

Пазовая часть

Верхняя лобовая часть

0,47

0,45

0,48

0,52

0,87

0,27

Г-5, работавший

с ИКО-I и с ИКО-4

в сумме 12 лет

Пазовая часть

Нижняя лобовая часть

Верхняя лобовая часть

0,61

0,604

0,530

0,510

0,534

0,530

131

166

0,8

1,75

0,44

0,4

0,24

0,25

278

Для оценки скорости коррозии было проведено сравнитель-

ное исследование количества медноокисных отложений внутри

полых проводников обмотки двух гидрогенераторов, прорабо-

тавших около 5 лет (№ 1 без ИКО-I; № 2 с ИКО-I) путём извлече-

ния стержней, разрушения их, осмотра внутренней поверхности

проводников и отбора с неё отложений на анализ, результаты ко-

торого показаны в таблице 57. В этой таблице помещены также

результаты по гидрогенератору № 5, проработавшему 6 лет с ИКО-I

и 6 лет с ИКО-4.

Из приведённых данных видно, что благодаря регулированию

водно-химического режима в системах охлаждения обмоток гене-

раторов с помощью ИКО-I и ИКО-4 скорость коррозии сократилась

в 70÷100 раз, а медно-окисные отложения в каналах проводников

стержней уменьшились в 13÷15 раз.

Регулирование водно-химического режима с помощью ИКО-I

в течение 5 лет показало, что параметры устойчивы и составляют:

Сu

– 30-388 мкг/л; О

– 1-5 мг/л; СО

– 1,6-3,9 мг/л;

уд

– 150-300 кОм

см; рН – 7-7,8

Результаты работы были использованы при составлении

эксплуатационного циркуляра “Об организации водно-химического

режима систем охлаждения обмоток статора турбо- и гидроге-

нераторов” № Ц-10/85 (Э) от 28.05.85 г.

Наряду с тем, что внедрение защиты системы охлаждения от

коррозии с применением ИКО-I было успешным, имели место и

определённые трудности. Главная из них – в дозировке комплек-

сообразователя МЭА, который вводился путём присадки на смолу

ионно-обменного фильтра, и требовалась постоянная отмывка смолы

от МЭА. Контролировать процесс отмывки трудно; чистая смола

других ИОФ, включаемых для поддержания R

уд

, вскоре “загряз-

нялась” МЭА; комплексообразователь из смолы плохо выходил в

систему; механическая прочность смолы от воздействия МЭА сни-

жалась; имели место другие малотехнологичные операции при ра-

ыботе с ИКО-I.

В этой связи продолжался поиск комплексообразователей,

лишенных указанных недостатков, с простой технологией их

использования. В результате поиско-исследовательских работ был

найден комплекс из двух составляющих: БТА и оксид кадмия (ОКД),

который получил название ИКО-4.

Регулирование параметров водно-химического режима в сис-

темах охлаждения обмоток гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС

с ИКО-4 выполняется в порядке опытно-промышленной эксплуа-

тации уже более 8 лет. За первые 4 года скорость коррозии составила