Средства обеспечения ВХР 2 контура

Система очистки турбинного конденсата

Поскольку водопаровой цикл стадии, т.е. второй контур, замкнут, то основными составляющими питательной воды парогенератора являются турбинный конденсат и конденсаты греющих паров регенеративных подогревателей.

В период работы блока происходит попадание растворимых и нерастворимых, коллоидно-дисперсных и механических веществ (примесей) во второй контур с присосами охлаждающей воды и с продуктами коррозии оборудования. Большое количество примесей осаждается на поверхностях теплообмена и вследствие этого происходит снижение мощности и экономичности работы энергоблока.

Для уменьшения присосов охлаждающей воды в конденсаторах предусмат­ривают определенные конструктивные решения, а для удаления из воды загряз­нений, которые все же попали в нее в связи с присосом охлаждающей воды, наиболее эффективным средством является применение 100%-ной конденсато­очистки.

Конденсаторы турбин по принципу действия являются теплообменниками поверхностного типа, в которых по трубкам движется охлаждающая вода, а в межтрубном пространстве проходит конденсирующийся пар и образующийся конденсат.

Абсолютное давление в межтрубном паровом пространстве конденсаторов составляет от 0,03 кгс/см² до 0,04 кгс/см², в трубах и водяных камерах избыточное давление воды составляет от 0,6 кгс/см² до 1,2 кгс/см² (1 кгс – 1 атм – 9,81 · 10⁴ Па).

Разность давлений между водяным и паровым объемами конденсатора при работе турбины почти не меняется во времени и, практически не зависит от нагрузки турбины, а, следовательно, и от количества пара, проходящего через конденсатор.

Присос охлаждающей воды в конденсаторах обусловлен более высоким давлением с водяной стороны по сравнению с паровой, работающей под давлением ниже атмосферного.

Необходимо иметь ввиду, что присосы воды наблюдаются практически во всех установках, работающих с разностью давлений, и составляют:

− в нормальных условиях от 0,001 % до 0,003 % расхода конденсирующегося пара;

− при наличии микротрещин в конденсаторных трубках – от 0,01 % до 0,02 %;

− до 0,2 % при разрыве одной трубки.

Предельно допустимым можно считать присос 0,02 %. С увеличением присоса сверх этого значения одна из половинок конденсатора, в которой обнаружен повышенный присос, должна быть выведена в ремонт для заглушки дефектных трубок.

Просачивание охлаждающей воды в паровое пространство и смешивание с конденсатом может быть вызвано гидравлической неплотностью, обусловленной:

− дефектами структуры металла;

− дефектами монтажа элементов конденсатора (зазоры в соединениях труб с трубными досками, трещины в трубах из-за вибраций и термических напряжений и др.);

− коррозионными разрушениями стенок труб (сквозные свищи, трещины).

Состав и количество примесей, поступающих с присосами охлаждающей воды

Состав и количество примесей, поступающих с охлаждающей водой, определяются соответственно составом этой воды на входе в конденсатор и количеством ее, поступающим в конденсатор.

Проникающая в конденсат охлаждающая вода вносит с собой все примеси, которые в ней содержатся. Исключение составляют весьма крупные по размеру грубодисперсные частицы, которые не могут проникать через зазоры, трещины, свищи и другие неплотности.

Во всех случаях с присосом в конденсаторе в конденсатно-питательный тракт поступают нелетучие примеси и растворенные в воде газы.

К нелетучим примесям относятся:

− катионы Na⁺, Ca²⁺, Mg²⁺, K⁺, Cu²⁺, Fe²⁺, Fe³⁺, Al³⁺ и другие;

− анионы Clˉ, SO₄^2-, HCO₃ˉ, CO₃^2-, SiO₃^2- и другие;

− растворенные в охлаждающей воде газы: О₂, N₂, СО₂, иногда СН₄, Н₂S.

На тракте от конденсатора до входа в парообразующую систему концентрации Na⁺, Ca²⁺, Mg²⁺, K⁺, не изменяются, но концентрации Cu²⁺ и Fe²⁺ неизбежно возрастают за счет процессов коррозии сталей и латуней. Причем это увеличение, особенно при наличии БОУ, по своему абсолютному значению больше, чем их концентрации, связанные с присосом охлаждающей воды в конденсаторе. Содержание калия в природной пресной воде весьма мало. Поэтому когда рассматриваются природные примеси воды, то из катионов имеют ввиду только Na⁺, Ca²⁺ и Mg²⁺.

Из числа естественных примесей, поступающих с присосом охлаждающей воды, особенно вредны соединения, определяющие жесткость воды (Ca²⁺ и Mg²⁺), которые являются накипеобразующими, а также хлориды, так как в контуре используются аустенитные стали. Жесткость конденсата после конденсатора нормируется на уровне не более 0,2 мкг-экв/кг.

Если знать концентрации отдельных примесей в охлаждающей воде и размер присоса, то количество каждой примеси, поступающей в конденсатор за час, легко подсчитать по уравнению:

где G_прис – абсолютное количество примеси, поступающей с присосом охлаждающей воды в час, мг или мг-экв; С_охл – концентрация примеси в охлаждающей воде, мг/дм³ или мг-экв/дм³; D_прис – количество охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, л/час.

Из этого уравнения видно, что при высоких концентрациях и даже при удовлетворительной гидравлической плотности конденсатора в него будет поступать значительное количество примесей. С точки зрения водного режима важно установить, какое количество примесей поступает в цикл с присосами.

С точки зрения оценки состояния гидравлической плотности конденсатора нужно знать процент присоса и следить за его изменением во времени. Примерное постоянство процента присоса свидетельствует о неизменной гидравлической плотности конденсатора. Увеличение процента присоса указывает на ухудшение состояния этой плотности.

Присос охлаждающей воды в конденсаторе принято выражать в процентах по отношению к расходу пара через конденсатор при номинальной нагрузке турбины.

где К_прис – величина присоса охлаждающей воды, %; D_прис – количество охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, т/час; D_ном – расход пара через конденсатор турбины при номинальной нагрузке, т/час.

Из-за невозможности непосредственно измерить количество охлаждающей воды, поступающей в конденсатор при работе турбины, процент присоса вычисляют, опираясь на результаты химического анализа турбинного конденсата и охлаждающей воды, пользуясь уравнениями:

где: С_конд – концентрация какой-либо нелетучей примеси в турбинном конденсате, мг/дм³ или мг-экв/дм³; С_охл, С_доб – концентрации той же примеси в охлаждающей и добавочной воде, мг/дм³ или мг-экв/дм³; D_факт – расход пара через конденсатор во время взятия проб турбинного конденсата и охлаждающей воды, т/час; D_доб – расход добавочной воды, т/час.

рассчитывается в случае ввода добавочной воды в деаэратор.

рассчитывается в случае ввода добавочной воды в конденсатор турбины.

Принципиально возможно пользоваться для вычисления коэффициента присоса любой из нелетучих примесей охлаждающей воды. Однако неудобно пользоваться показателями, которые требуют для определения значительного времени, например, сульфатами или кремнесодержанием. Нежелательно пользоваться и показателями, которые определяются с большими погрешностями или вызывают необходимость проведения дополнительных определений. Таким образом, после отказа от ряда показателей, приходится делать окончательный выбор из следующих: натрий, общая жесткость и хлориды.

Предельно допустимые присосы могут быть рассчитаны для каждого источника водоснабжения.

Пример. Так, если вода для охлаждения берется из Днепра, где жесткость 4 мг-экв/дм³ (4000 мкг-экв/дм³), предельно допустимые присосы в конденсаторе, для обеспечения норм жесткости конденсата, будут составлять:

где Ж_Н – нормируемое значение жесткости после конденсатного насоса 1 ступени (0,2 мкг-экв/дм³); Ж_ох.в. – содержание жесткости в охлаждающей воде (4 мг-экв/дм³); 60 – коэффициент, учитывающий 60 % пара, поступающего после турбины в конденсатор, остальные 40 % – конденсат греющего пара ПНД и ПВД, возвращаются в основной конденсатопровод. Подставив значения в формулу, получим:

Таким образом, зная общую жесткость охлаждающей воды и общую жесткость конденсата, можно приблизительно оценить величину присосов. Обратными вычислениями можно определить, какой жесткости конденсата соответствует то или иное значение присосов:

то есть, уже начиная с общей жесткости, равной 0,7 мкг-экв/дм³, можно говорить о том, что в конденсаторе существуют микротрещины, а при общей жесткости, равной 7 мкг-экв/дм³ и выше, может быть разрыв трубки конденсатора.

Для оценки необходимости 100%-ной конденсатоочистки необходимо так­же провести расчеты в отношении хлоридов.

Конденсатоочистка достаточно эффективно ликвидирует последствия присосов охлаждающей воды в конденсаторах турбин. Однако чем больше присос, тем меньше период между регенерациями ее фильтров, поэтому необходимо принимать действенные меры по сокращению присосов.

В основном подсос происходит через неплотности соединений. Устранение присосов в этих местах не может полностью исключить присосы охлаждающей воды в конденсаторе, которые могут происходить через неплотности, возникающие при коррозии конденсаторных трубок. Для уменьшения их коррозии можно рекомендовать применение латунных трубок с увеличенной толщиной стенок. Для очень агрессивных охлаждающих вод возможно применение вместо латуни мельхиора как более коррозионно-стойкого материала или даже титана или аустенитных нержавеющих сталей. Однако такие решения надо принимать с соответствующим обоснованием, так как эти материалы не только существенно дороже латуней, но и обладают малой теплопроводностью, что снижает коэффициент теплопередачи, увеличивая необходимую теплообменную поверхность трубок. Это еще более удорожает конденсатор и увеличивает его габаритные размеры.

Для уменьшения коррозионных повреждений трубок важное значение имеет обработка охлаждающей воды, которую следует предусматривать во всех случаях при наличии технических и экономических возможностей.

Блочная обессоливающая установка – БОУ – предназначена для удаления из конденсата турбины продуктов коррозии конструкционных материалов пароводяного тракта второго контура и загрязнений, обусловленных присосами охлаждающей воды через неплотности конденсатора турбины.

Система очистки турбинного конденсата состоит из трех узлов:

– блочной обессоливающей установки;

– регенерационной установки;

– узла сбора регенерационных вод и отмывки.

Блочная обессоливающая установка включает в себя

– электромагнитный фильтр (ЭМФ), где происходит удаление из конденсата турбин частиц, обладающих ферромагнитными свойствами;

– 5 фильтров смешанного действия (ФСД) (с выносной регенерацией), где происходит скоростное и глубокое обессоливание конденсата, которое осуществляется в смешанном слое катионита и анионита, загруженных в ФСД в соотношении 2:1. Содержащиеся в конденсате катионы (Ca²⁺, Mg²⁺, Na⁺, NH₄⁺ и др.) поглощаются катионитом, а анионы (Сl^–, SO₄^2–, SiO₄^2–, HCO₃^–) поглощаются анионитом. Кроме того, на ФСД в некоторой степени задерживаются взвешенные вещества (соединения железа, меди и др.) проскочившие через ЭМФ;

– 5 фильтров-ловушек (ФЛ) зернистых материалов, которые улавливают иониты и продукты деструкции, предотвращают их вынос в конденсатно-питательный тракт в случае повреждения среднего распределительного устройства ФСД.

Итак, благодаря конденсатоочистке:

− уменьшается загрязненность питательной воды ПГ продуктами коррозии конструкционных материалов, а также растворенными солями;

− снижается загрязненность внутренней поверхности парообразующих труб и проточной части турбины, что удлиняет рабочую кампанию энергоблока между эксплуатационными промывками ПГ;

− ускоряется пуск и выход на расчетные параметры энергоблока после капитальных и текущих ремонтов.

Система продувки и система очистки продувочной воды парогенераторов

В целях выведения из рабочей среды второго контура растворимых и нерастворимых примесей должна производиться продувка парогенераторов.

Система продувки ПГ предназначена для выполнения следующих функций:

– поддержания норм качества котловой воды в ПГ в соответствии с нормами ВХР;

– дренирования ПГ;

– гидроиспытания ПГ по 2-му контуру на прочность и плотность;

– проведение операций по продувке ПГ сжатым воздухом;

– контроль за качеством котловой воды в ПГ и влажностью острого пара;

– барботажная отмывка ПГ для очистки трубчатки ПГ от скопившегося шлама.

Система продувки ПГ включает в себя:

– два сепаратора непрерывной продувки;

– регенеративный теплообменник продувки;

– доохладитель продувки;

– охладитель дренажа ПГ;

– бак слива воды из ПГ;

– насос бака слива воды из ПГ;

– насос гидроиспытаний ПГ и др.

Система очистки продувочной воды ПГ (СВО-5) предназначена для приема и очистки продувочной воды ПГ с целью повторного использования в технологическом цикле АЭС. В процессе очистки продувочной воды удаляются взвешенные примеси, представляющие собой в основном продукты коррозии конденсато-питательного тракта второго контура, а также концентрирующиеся катионы (кальция, магния, натрия, аммиака) и анионы (хлора, сульфатов, кремниевых кислот, карбонатов йода). Принцип работы системы основан на использовании процессов фильтрации и ионного обмена продувочной воды ПГ на фильтрах «цепочек».

Система СВО-5 состоит из двух основных и одной резервной ниток для двух блоков АЭС (но могут быть и другие варианты). Производительность одной нитки составляет примерно 50 м³/ч.

В состав каждой нитки входят:

– механический фильтр (МФ);

– катионитовый фильтр (КФ);

– анионитовый фильтр (АФ);

– ловушка зернистых материалов (ЛЗМ);

– бака очищенной воды.

Дата добавления: 2014-01-07