Курсовые по энергетике
БН
Экология
Карта

Малая теплоэнергетика

Соотношение концентраций ионов в исходной воде определяет агрессивность котловой воды

На одной из ТЭЦ, работающей в Донбассе, эксплуатировались в течение 12–20 лет восемь котлов ТП-100 при давлении 15,5 МПа. В начале восьмидесятых годов на ТЭЦ участились случаи хрупких повреждений экранных труб. В котлах сжигался антрацит с добавкой мазута. Теплотехнический режим и ВХР всех котлов был примерно одинаковый. Тем более странным явилось то обстоятельство, что хрупкие повреждения экранных труб (5–22 повреждений в каждом котле) имели место только на четырех блоках из восьми (станционные номера блоков 8, 11, 12, 14). Остальные блоки (станционные номера 9, 10, 12, 15) повреждений не имели. Удельное количество отложений перед кислотными очистками на всех котлах лежало в одинаковых пределах 250–300 г/м2. При более детальном изучении данной ситуации было обращено внимание на существенное отличие химического состава отложений в «повреждающихся» и «не повреждающихся» котлах. У «повреждающихся» котлов суммарное содержание оксидов кальция и фосфатов находилось на уровне 30 %, а у «не повреждающихся» обычно не превышало 10 %.

Преимущественное попадание солей кальция в повреждающиеся котлы явилось следствием худшей гидравлической плотности конденсатора турбин на соответствующих блоках (латунные трубки на них не были еще заменены трубками из сплава МНЖ-5). Дальнейшее развитие событий определила важная особенность охлаждающей воды из реки Северный Донец. Вследствие расположения вверх по течению этой реки химических предприятий, сбрасывающих сточные воды, в охлаждающей воде конденсаторов периодически устанавливается соотношение концентраций отдельных ионов, характеризуемое следующим неравенством:

.

При наличии присосов охлаждающей воды в конденсаторах турбин вода подобного состава проникает в котел. Бикарбонатный ион при этом гидролизуется до гидроксидного. В условиях фосфатирования котловой воды тринатрийфосфатом гидроксидные ионы расходуются:

– на осаждение Са2+ в виде 3Са3(РО4)3·Са(ОН)2;

– осаждение Mg2+в виде Mg(OH)2;

– нейтрализацию кислот, образовавшихся от термолиза аммонийных солей.

Недостаток гидроксильных ионов вызывает соответственно возрастание концентрации водородных ионов, и рН котловой воды понижается.

Процессы осаждения и гидролиза происходят наиболее интенсивно непосредственно у горячих стенок металла под слоем уже образовавшихся отложений с пониженной теплопроводимостью. Именно на этих участках происходит образование «кислых зон». Водородные ионы при достаточно длительном действии на напряженный металл вызывают межкристаллитную коррозию и охрупчивание. Водородные ионы деионизируются до атомов, а последние, проникая в образующиеся микротрещины, способствуют дальнейшему разрушению металла.

При наличии достаточно высокой температуры металла под слоем отложений возможен и метанно-водородный механизм его разрушения. Следует отметить, что значение рН у «средней» котловой воды, фиксируемое анализами, не может дать правильную оценку фактической концентрации водородных ионов в пристенных его участках под слоем отложений.

ТЭЦ было рекомендовано осуществление фосфатирования котловой воды смесью тринатрийфосфата и гидроксида натрия с поддержанием значения рН «средней» котловой воды на уровне 9,5.

4.2. Почему «горели» трубы только заднего экрана?

На одной из Литовских ТЭЦ установлены котлы типа ТГМЕ-464 с паропроизводительностью 500 т/ч, работающие при давлении 15,5 МПа. С момента пуска первого котла в 1979 г. и до последнего времени в экранных трубах периодически образуются отдулины и свищи, связанные с возникновением аварийных ситуаций, обстоятельства были не ясны для персонала ТЭЦ до привлечения НПО ЦКТИ для расследования причин указанных повреждений.

– Почему подобные аварии отсутствовали на близких по конструкции и условиям эксплуатации котлах БКЗ-420 и ТГМЕ-206, установленных на двух других ТЭЦ Литовэнерго?

– Почему выходили из строя трубы только заднего экрана?

– Почему в отдельных трубах экранов отложения имели существенно отличающийся состав?

Ответ на первый из поставленных вопросов был получен довольно скоро. Оказалось, что на ТЭЦ с котлами ТГМЕ-464 качество питательной воды по некоторым ингредиентам было существенно хуже, чем на других ТЭЦ Литовэнерго (по соединениям железа, меди и солям жесткости).

Сложнее было объяснить, почему от отложений выходили из строя только трубы заднего экрана. В котле ТГМЕ-464 горелки установлены именно на этом экране, а при такой компоновке наибольшее тепловосприятие обычно имеют экранные трубы фронтового экрана. Ответ на этот вопрос был получен при исследовании теплотехнического режима котла с зачеканкой в отдельных трубах заднего экрана термопар. Оказалось, что в отличие от других ТЭЦ, где установлены котлы данного типа на данной ТЭЦ, не используется рециркуляция дымовых газов в мазутные горелки. Это снижает «дальнобойность» факела, повышает температуру в его ядре и приводит к необычно высоким теплонапряжениям труб, расположенных в отдельных зонах задней части топки.

Наиболее сложно было дать ответ на последний из трех вопросов. В большинстве случаев, состав внутри котловых отложений во всех трубах данного котла имеет примерно одинаковый химический состав. Обычно он является характерным и для всех котлов ТЭЦ, работающих при одинаковом ВХР. На данной ТЭЦ состав отложений существенно различался даже в трубах одного и того же заднего экрана. Это было тем более странным, так как в конструкции котла имелись общие водоспускные трубы для всех экранов правой и левой сторон котла.

Во всех трубах были обнаружены значительные количества соединений железа (до 50 %) и в то же самое время в отдельных из них имелось до 30 % меди и цинка, на других – до 30 % кремнекислоты и меди, а в третьих – до 20 % солей кальция и магния при небольшом содержании фосфатов. Ключ к разгадке данного явления был найден в обнаружении периода работы котлов ТЭЦ с грубейшими нарушениями щелочно-фосфатного и гидразинно-аммиачного режимов. К тому же в чистом отсеке барабана котла имелся химический перекос. Раствор фосфата натрия вводился в котел периодически и распределялся по длине барабана неравномерно. В конденсаторах турбин периодически возникали и своевременно не устранялись присосы охлаждающей воды. Если в один из таких периодов в котел попадали соли жесткости, то в половине котла, где в данный момент был недостаточный избыток фосфатов, возникали отложения с высоким содержанием солей жесткости и кремнекислоты.

Если на блоке нарушался гидразинно-аммиачный режим и этот момент совпадал с вводом его после ремонта крупного теплообменного аппарата с латунными трубками, то в котел поступало большое количество оксидов меди. В экранных трубах длиной половины котла с пониженным значением рН при этом выпадала металлическая медь.

Описанные и другие ситуации, связанные с нарушениями при эксплуатации данной конструкции котла для его заднего экрана, возникали вследствие наличия в нем промежуточного коллектора. Наличие промежуточного коллектора приводит к несколько отличным скоростям циркуляции, в отдельных трубах экрана может происходить даже и опрокидывание циркуляции. Интенсивность образования отложений в существенной мере зависит от скорости движения воды или пароводяной смеси по трубе.

 Для предупреждения образования отдулин в трубах заднего экрана ТЭЦ было рекомендовано ввести предусмотренную проектом котла рециркуляцию топочных газов в горелки и привести ВХР в соответствие с требованиями ПТЭ Минэнерго. Сказанное в первую очередь относится к режиму фосфатирования котловой воды. Для ликвидации химического перекоса в котловой воде чистого отсека рекомендовано было организовать непрерывный ввод раствора фосфатов натрия в барабан котла, а для улучшения его распределения по длине барабана – дополнительное разбавление раствора фосфата натрия, подаваемого в барабан, питательной водой.

4.3. Как удалять из экранных труб

органо-железистые отложения?

Лучшим растворителем внутрикотловых отложений в котлах высокого давления, обычно состоящих в основном из оксидов железа, является соляная кислота. Практикой последних десятилетий установлено, что при наличии в отложениях значительного количества меди (выше 10 %) для получения необходимой эффективности процесса реагентной очистки, ее целесообразно проводить двухстадийно, используя в первой фазе какой-либо окислитель (например, персульфат аммония) для перевода металлической меди в хорошо растворимый в кислоте оксид меди-2.

В случае наличия в отложениях более 10 % кремнекислоты к соляной кислоте следует прибавлять фтористые соли (например, бифторид аммония). На одной из ТЭЦ г. Ленинграда в парогенераторах с принудительной циркуляцией (ВПГ-120) для борьбы с образующимися отложениями использовалась композиция на базе органической кислоты (малеиновой) и комплексона (трилона Б) с добавкой ингибитора (каптакса) и смачивателя (ОП-10).

Процесс промывки осуществлялся с помощью штатного циркуляционного насоса при температуре 140 °С, которая достигалась в котле за счет работы одной из горелок. Подобный режим реагентной промывки удалял отложения только примерно на 50 %, а после некоторого периода времени полностью перестал быть эффективным. Был сделан анализ внутренних котловых отложений, специфической особенностью их состава оказалось весьма высокое содержание органических веществ.

В лабораторных условиях был испробован весь арсенал известных методов промывки, однако ни один из них не дал необходимого эффекта. Органические вещества, точнее продукты их термолиза блокировали доступ растворителей к неорганическим составляющим отложений. В лабораторных условиях был опробован термический метод предварительного выжигания органических составляющих. Оказалось, что этот процесс проходит эффективно, но требует подогрева отложений до температуры около 400 °С. Возник вопрос, можно ли подвергнуть металлическую часть котла и особенно его барабан воздействию такой температуры. Металл барабана котла, согласно его проекту, допускает работу при температуре около 350 °С. Дополнительные расчеты показали, что подъем температуры металла барабана до 400 °С во время процесса выжигания органической части отложений всей металлической части котла возможен. Необходимо только не допускать местные температурные перепады более 50 °С.

В высоконапорном парогенераторе топка работает под давлением около 0,6 МПа. Такое же давление имеют и топочные газы. Это облегчает решение проблемы. Был осуществлен подвод топочных газов в парогенераторе (через коллектор на напоре циркуляционных насосов). Из парогенератора была удалена вода. Отходящие газы от соседнего парогенератора с температурой 400 – 450 °С в течение шести часов пропускались через его трубную систему. После этой операции отложения превратились в пылеобразное состояние. В них почти полностью исчезли органические вещества.

Последующая реагентная промывка упомянутой ранее композицией приводила к полному удалению отложений. Указанный комбинированный метод используется на ТЭЦ и в настоящее время. Два обстоятельства оказались решающими в объяснении причин, почему на ТЭЦ образуются отложения со столь высоким содержанием органических веществ. ТЭЦ работает при полном отсутствии возврата конденсата (на 100 % используется обессоленная вода), и ВПУ работает по схеме двухступенчатого обессоливания без предварительной коагуляции воды.


На главную