Необходимым условием надеж­ной и экономичной работы паровых турбин является периодический кон­троль за возможным заносом соля­ми их проточной части. Выпадение из пара твердых осадков может су­щественно исказить рабочий процесс расширения пара в турбине, по­скольку при осаждении солей в ка­налах сопл и лопаток ступеней про­исходит перераспределение тепло­вых перепадов по ступеням турбины и все ступени, как занесенные, так и чистые, начинают работать в нерас­четном режиме. При этом в особо неблагоприятных условиях находит­ся последняя занесенная солями сту­пень.

Занос солями каналов сопл и ло­паток приводит к сужению их сече­ния и как следствие этого к увели­чению перепада давлений «а диски и диафрагмы ступеней. Увеличение теплового перепада на диафрагмы приводит к повышению напряжений в них и увеличению утечек через диафрагменные уплотнения. Увели­чение перепада на рабочих лопат­ках и дисках вызывает перегрузку упорного подшипника паровой тур­бины. Кроме того, повышение реак­ции ступени неизбежно вызывает увеличение утечек через разгрузоч­ные отверстия в дисках и чёрез бан­даж рабочих лопаток. Выпадение твердых осадков в каналах сопл и лопаток увеличивает шероховатость стенок каналов, вследствие чего воз­растают профильные потери облопа — чивапия, особенно в головных сту­пенях. Занос солями лабиринтовых уплотнений приводит к уменьшению размеров камер между гребешками и ухудшению эффективности рабо­ты этих элементов. При этом могут увеличиться утечки как через кон­цевые, так и через диафрагменные уплотнения. Все это приводит к за­метному ухудшению к. п. д. турби­ны даже при незначительной вели­чине солевого заноса.

По данным Донецкого отделения ОРГРЗС, отложение 1 кг солей в проточной части ЦВД турбины К-100-90 приводит к снижению к. п. д. этого отсека на 1 % (абсо­лютный). Это приводит к повыше­нию удельного расхода тепла турбо­установки на 0,5% или к годовому перерасходу 1500 т условного топли­ва. Для турбины К-300-240 1% за­носа проходного сечения лишь ЦВД приводит к перерасходу 2450 т условного топлива в год.

Отложение солей в каналах сопл и рабочих лопаток уменьшает про­ходные сечения для пара, что при неизменном начальном давлении приводит к сокращению расхода па­ра и снижению мощности туроины. Кроме того, при значительном зано­се проточной части приходится огра­ничивать нагрузку из-за опасности повреждения диафрагм и упорного подшипника турбины. Солевой за­нос элементов парораспределения нарушает нормалньую работу орга­нов парораспределения турбины и может Привести к разносу турбины при зависании стопорных и регули­рующих клапанов. Такое явление может иметь место при заносе соля­ми штоков клапанов. Особо благо­приятные условия для зависания имеет стопорный клапан, поскольку он длительное время находится в не­подвижном состоянии. Имеются све­дения о ряде аварий, связанных с разносом турбин вследствие зано­са солями штоков стопорных клапа­нов и отказа их в работе. Хотя та­кие аварии, вызванные грубейшими нарушениями режима эксплуатации, в настоящее время почти не встре­чаются, занос солями проточной ча­сти турбин остается постоянно дей­ствующим фактором.

Соли в турбину попадают из ко­тельного агрегата вместе с паром. Причиной солевого заноса могут быть чрезмерное напряжение зерка­ла испарения барабана котла, не­удовлетворительная работа сепара­торных устройств котла, резкие на — бросы нагрузки, резкий подъем уровня воды, вспенивание воды на поверхности зеркала испарения, ухудшение водного режима.

Ухудшение водного режима уста­новки является наиболее распрост­раненной причиной солевого заноса современных блочных турбин. Оно может явиться следствием недоста­точной производительности и нека­чественной работы конденеатоочи — стки, гидравлической неплотности конденсатора, неудовлетворительно­го качества вторичного пара испа­рителей, коррозии пароводяного тракта, коррозии латунных трубок конденсатора и подогревателей низ­кого давления, первоначальной за­грязненности парового тракта.

Соли, оседающие ‘в проточной ча­сти турбины, можно разделить на водорастворимые соли и соли, не­растворимые или плохо растворимые IB воде. К первой группе относятся соединения натрия (ЫагС03, Na2S04, NaCl, Na3P04, NaHC03), сернокис­лый кальций i(CaS04), фосфаты (Рй05). К нерастворимым и плохо растворимым в воде относятся сое­динения меди (Си^О, СиО), железа (Fe^03), кальция (СаС03, СаО), маг­ния (MgO), алюминия (А1г03), кремния (БіОг).

Для турбин низкого и среднего давления характерным является за­нос водорастворимыми солями. Эти соли попадают в проточную часть машины в основном за счет капель­ного уноса частиц жидкости с по­верхности испарения. На величину уноса, помимо концентрации солей в котловой воде, оказывают влияние работа сепарирующих устройств, на­пряжение зеркала испарения, ско­рость изменения нагрузки и другие режимные факторы. Место выпаде­ния водорастворимых солей в тур­бине зависит от их состава и усло­вий работы турбоагрегата. Чаще всего эти соли выпадают в области ступеней среднего давления. Отме­чались также случаи заноса водо­растворимыми солями ступеней вы­сокого давления, однако в области влажного пара эти соли не отклады­ваются.

С переходом на пар высоких па­раметров в составе солей, оседаю­щих в турбине, увеличивается доля нерастворимых и слаборастворимых в воде соединений. Эти соединения попадают в турбину за счет молеку­лярного уноса, возникающего вслед­ствие растворимости отдельных со­лей и окислов в сухом насыщенном паре высокого давления.

Соли, растворенные в паре, нахо­дятся в нем в состоянии равновесия, причем концентрация этих солей за­висит, помимо их состава, от давле­ния и температуры пара. В процес­се расширения в турбине парамет­ры пара изменяются и растворенные в нем соли оказываются в перена­сыщенном состоянии. В этом случае и происходит выпадение из пара со­лей в виде твердого кристаллическо­го осадка.

Зона осаждения тех или иных со­лей в турбине определяется пара­метрами пара по ступеням машины, однако ввиду того, что пар прохо­дит проточную часть турбины очень быстро (0,05—0,01 с), эти соедине­ния будут выпадать не только по достижении предела растворимости, но и на лопатках последующих сту­пеней.

Анализ твердых отложений в про­точной части турбины позволяет установить связь между составом выпадающего осадка и начальными параметрами пара. Если основным компонентом в отложениях турбин среднего давления были легкораст­воримые соли натрия, то с перехо­дом на давление пара 8,8 МПа (90 кгс/см2) основной составляющей в твердых осадках является окись кремния (Si02). В блоках на давле­ние 13,7 МПа (140 кгс/см2) наряду с кремнекислотой значительное ме­сто в твердых осадках занимает окись железа ((Fe203), а в паре сверхкритических параметров появ­ляются в больших количествах сое­динения меди. Эти соединения яв­ляются продуктом аммиачной корро­зии латунных трубок конденсатора и подогревателей низкого давления. Занос турбины окислами меди осо­бенно неприятен тем, что эти соеди­нения выпадают в головной части турбины, где размеры сопл и лопа­ток малы и влияние отложений осо­бенно велико.

Из числа водонерастворимых от­ложений своеобразной характери­стикой обладают окислы железа. Растворимость их в паре уменьша­ется со снижением давления и уве­личивается при снижении темпера­туры. Так как в турбине процесс снижения давления сопровождается уменьшением температуры, раство­римость окислов железа в процессе расширения пара в турбине изменя­
ется мало. Это приводит к равно­мерному распределнию железоокис — ных отложений по всем ступеням турбины, работающим в области пе­регретого пара. Осаждение этих сое­динений наблюдается в основном на внутренней поверхности бандажа рабочих лопаток. Появление в осад­ках соединений алюминия свиде­тельствует о присосах сырой воды в конденсатор турбины.

На рис. 2-23 приводятся пример­ный состав солей и их распределе­ние по проточной части турбины сверхкритических параметров.

Общим свойством водонераство — римых солей является способность чрезвычайно плотно соединяться с металлом турбины, что вызывает большие затруднения даже при ме­ханической очистке проточной ча­сти машины. Что касается водораст­воримых солей, то они образуют бо­лее рыхлые соединения, которые сравнительно легко удаляются при механической очистке. Кроме того, в процессе частых пусков и остано­вок турбоагрегата происходит «са­мопромывка» проточной части тур­бины, и агрегат частично очищается от водорастворимых солей.

Особые трудности в борьбе с со­левым заносом возникают в уста­новках сверхкритического давления. Это связано как с ростом давления, увеличивающим растворяющую спо­собность пара, так и с применением прямоточной схемы котлоагрегата. Несмотря на весьма жесткие нормы солесодержания питательной воды и пара для котлов этого типа, зано­са солями проточной части турбины избежать не удается, поскольку че­рез турбины мощностью 300 МВт и выше проходит чрезвычайно боль­шое количество пара. Отметим так­же, что, несмотря на рост мощно­стей, размеры сопл и лопаток в го­ловной части турбины остаются все же достаточно малыми, и осаждение твердых частиц на этих элементах оказывает существенное влияние на экономичность и надежность рабо­ты агрегата.

Для контроля за солевым зано­сом проточной части турбины не ре­же 1 раза в месяц должна произво­диться проверка величины давления в контрольных ступенях при нагруз­ке более 50% по расходу пара. От­носительное повышение давления в контрольных ступенях в процен­тах определяется по формуле

АРконтр = Ашн~/?чвст • 100, (З-17)

/чист

ГДЄ /?зан И /?чист — ДаВЛСНИЯ В ОДНИХ

И тех же контрольных ступенях при занесенной и чистой проточной ча­сти.

Согласно ПТЭ Д/?Ковтр не должно превышать следующих величин:

При этом абсолютное давление в контрольных ступенях турбины не должно превышать предельных ве­личин, установленных заводом-изго­товителем.

В качестве контрольной ступени чаще всего выбирают первую нере­гулируемую ступень и замеряют дав­ление в камере регулирующей ступе­ни. Это дает возможность контроли­ровать все ступени после регулирую­щей, поскольку занос солями любой промежуточной ступени неизбежно вызовет повышение давления в каме­ре регулирующего колеса. Однако по мере удаления занесенной ступени от места контрольного замера давле­ния влияние заноса на показания контрольного манометра будет уменьшаться. Поэтому целесообраз­но иметь ряд контрольных точек для замера давления в различных сту­пенях ЦВД и ЦСД. Это позволяет более точно определять величину и место заноса. Определение места за­носа в свою очередь дает возмож­ность приблизительно оценить со­став отложений и выбрать на осно­вании этого способ очистки проточ­ной части.

Все замеры давления в кон­трольных ступенях должны произво­диться при постоянных расходах па­ра через контролируемый отсек при номинальных начальных параметрах пара и включенных отборах. При проведении испытаний необходимо, чтобы расход воды через регенера­тивные подогреватели также был постоянным, поскольку это обеспе­чивает постоянный расход пара в ре­генеративные отборы. Это положе­ние особенно касается турбин с ре­гулируемыми отборами пара, по­скольку у конденсационных турбин расход воды через систему регенера­ции определяется только электриче­ской нагрузкой агрегата. При посто­янстве расхода воды через систему регенерации сравнительные измере­ния давления в контрольных ступе­нях можно производить при одина­ковых углах поворота кулачкового вала системы парораспределения или одинаковых подъемах клапанов с индивидуальными сервомоторами,

В последнее время были рекомендованы более точные способы определения солевого заноса, разработанные Донецким отделени­ем ОРГРЭС ([39]. По этому методу занос проточной части, работающей в области пе­регретого пара, может выявляться путем пе­риодического определения внутреннего от­носительного к. п. д. различных отсеков. Для этого при постоянных расходах пара или постоянном положении регулирующих клапанов производится замер давлений и температур до и после контролируемого от­сека. Внутренний относительный к. п. д. от­сека определяется путем нанесения процес­са на »=5 диаграмму.

На рис. 3-24 представлены графики вну­тренних относительных к. п. д. ЦВД турби­ны К-100-90 при чистой и занесенной про­точной части. По оси абсцисс отложен угол поворота кулачкового вала системы паро­распределения.

Предложенный метод позволяет выяв­лять весьма умеренные заносы, которые не­доступны определению методом замеров давления в контрольных ступенях турбины.

Одним из признаков заноса про­точной части турбины солями и дру­гими отложениями является увели­чение температуры колодок упорно­го подшипника. При значительных заносах повышается также темпера­тура сливного масла с упорного под­шипника.

Для поддержания на высоком уровне экономичности турбоагрега­та необходима систематическая очи­стка проточной части турбин от от­ложений.

В практике эксплуатации нашли применение четыре способа очистки проточной части турбин:

А) механический способ при оста­новленной и вскрытой турбине;

Б) промывка горячей водой при вращении ротора турбины на вало — повороте;

В) промывка влажным паром на оборотах при отключенной от сети турбине;

Г) промывка влажным паром под нагрузкой.

Все перечисленные способы мо­гут сочетаться с химическими мето­дами удаления отложений.

Способ механической очистки может быть применен на остановленной и вскры­той турбине. Очистка сопл и лопаток произ­водится скребками, металлическими щетка­ми, наждачным полотном. Кроме этих руч­ных операций, может быть применена про­дувка каналов сопл и лопаток воздухом с тонким сухим песком или золой, промыв­ка горячим конденсатом из брандспойта. Для удаления водонерастворимых соедине­ний, особенно плотно соединяющихся с ме­таллом, практикуется помещение диафрагм в ванны со слабым раствором кислот и ще­лочей (с последующей пассивацией и про­мывкой) Аналогично может быть обработан и лопаточный аппарат. Для очистки проточ­ной части от окислов меди производится об­работка поверхностей смесью раствора, ам­миака и карбоната аммония при температу­ре 75—80°С. Однако все эти мероприятия связаны с остановом турбины и вскрытием цилиндров. Поэтому такой метод может быть применим только во время капиталь­ных ремонтов, когда производится вскрытие цилиндров для ремонтных работ.

При текущих ремонтах, не связанных с вскрытием цилиндров, можно производить промывку проточной части путем подачи в корпус турбины горячего конденсата. Ро­тор турбины при этом должен вращаться от валоповорота. Горячий конденсат заливает­ся до расточек уплотнений. При наличии от­ложений, состоящих из кремнекислоты, да­ется присадка едкого натра. Если лопатки выполнены из аустенитной стали, то в каче­стве присадки применяется тринатрийфос — фат.

При наличии железистых и медистых от­ложений промывку производят раствором гидразина и трилона Б (двунатриевая соль). Такой способ промывки требует не­значительного расхода химикатов, однако у него имеется и большое количество отри­цательных моментов. Прежде всего такую промывку нельзя применять часто, посколь­ку это связано с длительным выводом аг­регата из работы, поэтому этот метод мо­жет быть рекомендован только при остано­ве турбины на длительный срок (ремонт, проведение наладочных работ, вывод в хо­лодный резерв и т. д.). При недостаточном контроле за режимом промывки вода из корпуса турбины по валу может попасть в подшипники и обводнить масло. Это осо­бенно опасно при химической промывке. Од­нако важнейшим недостатком такого спосо­ба очистки проточной части является то, что в этом случае верхние половины диафрагм не промываются.

В настоящее время разработаны более совершенные и современные способы очистки проточной части турбины — промывки влажным па­ром на оборотах. При таком способе эффективность промывки значитель­но возрастает за счет наличия та­кого важного фактора, как механи­ческое воздействие струи влажного пара на элементы проточной части турбины. При промывке турбины на оборотах сопла и лопатки омывают­ся потоком влажного пара, имеюще­го высокую скорость. Процесс раст­ворения солей при этом идет весь­ма интенсивно. Высокая скорость пара также интенсифицирует хими­ческую промывку проточной части при добавке в пар химических раст­ворителей.

Промывка турбины на понижен­ных оборотах с отключением генера­тора от сети проводится, как прави­ло, при химической очистке проточ­ной части, так как малый расход пара позволяет создать подходящую концентрацию реагентов в паре при достаточно умеренном их расходе.

В качестве реагентов обычно приме­няются щелочи и гидразингидрат. Частота вращения, при которой ра­ботает турбина, составляет от 1800 до 2500 об/мин. Пар, поступающий 6 турбину, должен иметь температу­ру насыщения или слабую степень перегрева.

В установках неблочного типа понижение температуры пара и его увлажнение производится путем впрыска питательной воды в глав­ный паропровод с помощью специ­ального увлажнительного устройст­ва. В блочных установках необходи­мое состояние пара достигается за счет снижения тепловыделения в топ­ке и использования всех имеющихся эксплуатационных и аварийных впрысков. Давление пара перед сто­порным клапаном определяется из условий полного открытия всех ре­гулирующих клапанов турбины.

Метод промывки на пониженных оборотах может также применяться при промывке турбоагрегата от по­стороннего источника пара.

Промывка влажным паром блоч­ных турбин с промперегревом имеет важный недостаток: соли, вымытые из ЦВД, частично оседают в проме­жуточном перегревателе. При даль­нейших пусках они выносятся в ЦСД, засоряя проточную часть, а частично остаются в промперегрева — теле, увеличивая опасность пережо­га труб. По этой причине после про­мывки турбины возникает необходи­мость в промывке промежуточного пароперегревателя. Это создает до­полнительные трудности и увеличи­вает время вывода блока из нор­мальной эксплуатации. В особо не­благоприятных условиях в этом от­ношении находится блок с однокор- пусным котлом. Для промывки па­роперегревателя в этом случае необ­ходима остановка турбины.

Известен метод промывки турбины влажным паром с отсеченным вторичным пароперегревателем [21]. Для этого между холодной н горячей ниткой промперегрева врезается линия, по которой загрязненный пар во время промывки поступает в ЦС, И, минуя вторичный пароперегреватель. Работа котла в этом случае уже невозможна, и пар на промывку поступает от постороннего источника. Таким источником может быть деаэратор блока, питаемый от станционной паровой магистрали через РОУ.

На рис. 3-25 представлена схема про­мывки турбогенератора мощностью 150 МВт от деаэратора давлением 0,588 МПа (6 кгс/см2). УслоЬия такой промывки весь­ма стабильны, поскольку давление перед турбиной поддерживается автоматически регулятором давления, а температура пара равна температуре насыщения при данном давлении. Этим же способом можно прово­дить и химическую промывку турбины.

При таком начальном давлении турби­на не может нести электрическую. нагрузку и работает на пониженном числе. оборотов. По этому же принципу проводится про­мывка турбин от потушенных котлов.

Самым распространенным в на­стоящее время методом промывки является промывка влажным паром под нагрузкой. В этом случае турби­на не только не отключается от па­раллельной работы, но и несет часть нагрузки (до 25—30%), что увели­чивает ее степень готовности и об­легчает покрытие дефицита мощно­сти в энергосистеме. Кроме того, большое количество влажного пара, проходящего через турбину, увели­чивает интенсивность промывки про­точной части.

Промывка турбин влажным па­ром под нагрузкой применяется в настоящее время повсеместно, не­зависимо от типа турбины и пара­метров пара. При таком способе про­мывки наиболее эффективно вымы­ваются водорастворимые соли. Од­нако, как показывает практика, по­путно удаляется и часть водонераст — воримых соединений, таких, как кремнекислота и даже окислы желе­за. Это объясняется тем, что после того, как водорастворимые соли, сцементировавшие все отложения в монолитную массу, вымываются, оставшиеся осадки становятся пори­стыми, хрупкими и могут механиче­ски удаляться струей пара. Кроме того, при расхолаживании турбины происходит растрескивание отложе­ний за счет разности коэффициентов линейного расширения твердого осадка и металла. Это также облегча­ет механический унос нерастворимых
соединений. При большом количест­ве в отложениях солей натрия высо­кая щелочность пара связывает кремнекислоту, образуя водораство­римые соединения вида силиката на­трия, которые могут быть вымыты наряду с остальными водораствори­мыми солями.

Промывка проточной части мо­жет производиться при пуске турби­ны, при останове и при нормальной работе агрегата, когда на время про­мывки мощность снижается, а затем после промывки восстанавливается до прежнего уровня. При остановке в капитальный ремонт также следу­ет промыть турбину, поскольку это облегчит последующую очистку про­точной части механическим спосо­бом.

Перевод турбин из нормального термического состояния на режим промывки является весьма ответст­венной операцией, поскольку при этом требуется тонко регулировать температуру пара, чтобы исключить тепловые удары и забросы влаги в паропровод. Избежать тепловых ударов при работе на насыщенном и влажном паре особенно сложно, поскольку пар в таком состоянии имеет очень высокий коэффициент теплоотдачи. Неправильный режим расхолаживания, резкие колебания температуры могут привести к чрез­мерному укорочению ротора, короб­лению корпуса, нарушению плотно­сти фланцевых соединений и другим явлениям, характерным для форси­рованного охлаждения турбины.

Особенно осторожно следует ве­сти режим расхолаживания с пони­жением температуры пара для тур­бин сверхкритических параметров пара. Здесь необходимо еще учиты­вать изменение температуры за счет эффекта дросселирования пара в дроссельном органе. При переходе на режим с пониженным давлением пара перед турбиной температура пара за ГПЗ снижается значительно интенсивней, чем за котлом. С уче­том этого обстоятельства ОРГРЭС рекомендует принимать для турбин сверхкритического давления ско­рость снижения температуры пара
до ГПЗ в пределах 0,2—0,25°С/мин и 0,5°С/мин для пара промежуточно­го перегрева.

В установках на докритические параметры эти скорости могут быть повышены, однако и здесь следует соблюдать большую осторожность. Ни в коем случае нельзя допускать в процессе промывки пропаривання фланцев. Поскольку в это время пар сильно загрязнен, на поверхности фланцев могут остаться твердые от­ложения, и это не позволит восста­новить герметичность фланцевого соединения после окончания про­мывки.

Режим расхолаживания необхо­димо вести также по показаниям приборов, контролирующих темпера­турное состояние и термические рас­ширения узлов турбоагрегата. При этом не следует ориентироваться на предельно допустимые значения кон­тролируемых величин, поскольку в режиме расхолаживания могут иметь место значительные колеба­ния температуры. Опыт проведения промывок турбин доказывает воз­можность расхолаживания агрегата с весьма умеренными разностями температур по толщине стенки кор­пуса, ширине фланцев, верхней и нижней образующих цилиндра и т. п. При этом температура колодок упорного подшипника также соот­ветствует норме. В большинстве слу­чаев единственной величиной, огра­ничивающей скорость снижения тем­пературы, является относительное укорочение ротора ЦВД.

При достижении перед турбиной требуемых температуры и давления пара устанавливается необходимый расход пара, при котором все регу­лирующие клапаны открываются. Это является необходимым услови­ем качественной промывки проточ­ной части. Таким образом, расход пара и электрическая нагрузка тур­бины будут определяться начальным давлением пара перед турбиной. При увеличении начального давле­ния (при соответствующей темпера­туре пара) увеличится нагрузка тур — оины, а также эффективность ее промывки. С точки зрения безопас­ной работы турбоагрегата промыв­ку следует проводить при нагруз­ках, не превышающих 30 %’ номи­нальной, чтобы в случае отключения генератора защитой не произошел гидравлический удар из-за увеличе­ния содержания воды в паре.

Длительность промывки опреде­ляется результатами химического анализа проб пара и воды, взятых в различных точках теплосилового цикла.

Выиос солей из проточной части турбины определяется для ЦВД — как разность между солесодержани — ем пара в холодной нитке промпере­грева и острого пара; для ЦСД и ЦНД — как разность между солесо — держанием конденсата и пара в го­рячей линии промперегрева.

Разница между солесодержанием пара в горячей и холодной нитке промежуточного перегрева позволя­ет судить о заносе или выносе солей из вторичного пароперегревателя. Значительный занос ЦВД турбины водорастворимыми солями приводит к интенсивному выносу солей в про­межуточный пароперегреватель, где они оседают, о чем свидетельствует уменьшение солесодержания пара в горячей нитке промперегрева.

При резком загрязнении конден­сата в начальной стадии отмывки весь конденсат сбрасывается в цир­куляционный водовод. При пониже­нии солесодержания конденсата его направляют на очистку.

Режим промывки ведется до тех пор, пока солесодержание пара или конденсата после отмываемого участка не приблизится к солесо — держанию пара на входе в этот от­сек. Общее время промывки турбо­агрегата в зависимости от конструк­ции турбины, характера заноса про­точной части и режима промывки может составлять от 4 до 12 ч.

В начальной стадии эксплуата­ции энергоблоков на закритические параметры вследствие неудовлетво­рительного водного режима основ­ную массу осадков в проточной ча­сти турбин составляли водораство­римые соли. Эти соединения легко вымывались при промывках турбин влажным паром, а также путем «са­мопромывки» при пусках и остано­вах блоков. ‘В настоящее время, ког­да водный режим на установках сверхкритических параметров

В основном стабилизировался и стал отвечать нормам ПТЭ, основ­ными компонентами твердых отло­жений, выпадающих в проточной ча­сти турбины (особенно в ЦВД), ста­ли водонерастворимые соединения, такие, как окислы меди и железа.

В этих условиях промывки тур­бин влажным паром становятся ма­лоэффективными, и на повестку дня встает вопрос о применении хими­ческих промывок. Химический реа­гент, вводимый в проточную часть турбины вместе с влажным паром, должен отвечать целому ряду требо­ваний. Он должен быть достаточно активным в малой концентрации, безопасным в обращении, дешевым и не обладать агрессивными свой­ствами по отношению к материалам турбины и конденсатора. В наиболь­шей степени этим требованиям удов­летворяют гидразин (N2H4) и пипери­дин (C5H11N).

Гидразин, являясь хорошим вос­становителем, переводит окислы же­леза и меди в формы низшей ва­лентности, легко удаляемые потоком влажного пара. Особенно эффектив­но действие этого соединения при высокой щелочности пара. Рекомен­дуемая концентрация гидразина в паре около 10 мг/кг.

•Хорошие результаты дает про­мывка проточной части пипериди­ном (C5HhN). Первые же опыты по использованию этого моющего сред­ства показали его высокую эффек­тивность. Пиперидин позволяет пе­реводить окислы меди и железа в рыхлые соединения, легко удаляе­мые воздействием потока влажного пара. Свойствами этого вещества обусловливается перевод отложений кремниевой кислоты в водораство­римые соединения. Кроме того, име­ются основания считать, что при промывке пиперидином на поверхно­сти сопл и лопаток образуется за­щитная пленка, уменьшающая при­липание отложений, вследствие чего дальнейший занос проточной части замедляется. Проверка на коррози­онную стойкость конструкционных сталей и латуни показала, что пипе­ридин не агрессивен к этим материа­лам. Рекомендуемая концентрация пиперидина в паре около 20 мг/кг.

На рис. 3-26 представлена схема химической промывки под нагрузкой турбины К-300-240 с обозначением элементов тепловой схемы, основ­ной водопарозапорной арматуры и мест отбора проб.

Турбина работает при давлении 4,9—5,88 МПа (50—60 кгс/см2) с температурой пара перед ЦВД по­рядка 270—275°С, что обеспечивает влажность пара на входе около 2%. Пар после промперегревателя имеет 10—20°С перегрева. При полностью открытых регулирующих клапанах турбина несет нагрузку 50—55 МВт. Котел работает по прямоточному принципу с закрытой разделитель­ной задвижкой на одном корпусе, ПВД по пару отключены, а ‘ПНД включены. Основной конденсат по­сле турбины отводится на блочную обессоливающую установку, где он очищается и возвращается обратно в схему. При высокой концентрации в конденсате железа, меди и кремне­кислоти конденсат сбрасывается в циркводовод, а подпитка блока осуществляется из бака запасного конденсата.

Промывка турбины сначала ве­дется на влажном паре до полной стабилизации режима, после чего включается дозаторная установка для подачи пиперидина в линии пу­сковых впрысков.

На рис. 3-27 представлена дина­мика процесса вымывания отложе­ний из проточной части ЦВД турби­ны К-300-240. Как видно из графи­ка, промывка влажным паром, про­водимая в течение 3—3,5 ч, оказа-

I — мерный бак; 2 — насосы-дозаторы; 3 — измерительные шайбы; 4 — штатный впрыск; 5- ры пробы.

Лась неэффективной и вынос отло­жений из турбины начался только после ввода реагента. Это объясня­ется тем, что в данном случае в со­став отложений входили в основном водонерастворимые соединения, ко-

Рст,"гс/см 180

Й 18 Ч

S; W

/2

10

8

Б Л U

Па

Торые в отсутствие солей натрия практически не вымываются влаж­ным паром.

После химической промывки ре­комендуется промыть турбину в те­чение 1—1,5 ч влажным паром для отмывки всего пароводяного тракта от пиперидина, после чего нормаль­ный режим работы турбоагрегата может быть восстановлен.

Некоторые результаты промывки одной из турбин К-300-240 пред­ставлены на рис. 3-28 и в табл. 3-8. На рис. 3-28 приведены графики из­менения давления в контрольных ступенях до и после химической про­мывки проточной части турбоагрега­та. В табл. 3-8 приводятся данные по результатам, промывки, получен­ные после вскрытия цилиндров тур­бины.

Таблица 3-8

Разработка методов химической промывки и внедрение новых мою­щих средств позволяют вполне удов­летворительно решить проблему уда­ления водонерастворимых солей из проточной части турбин. Широкое внедрение этих методов в практику позволит улучшить экономические показатели современных мощных энергоблоков и увеличить надеж­ность их работы.