Б) Предпусковая химическая очистка парогенераторов и тракта питательной воды

На энергоблоках с парогенераторами 140 и240кгс/см² предпусковой химической очистке подвергаются водя­ная сторона п. в. д., экономайзерная, испарительная и пароперегревательная поверхности парогенератора, а также деаэраторы и трубопроводы питательной воды и перегретого пара. На ТЭС с парогенераторами 100 кгс/см² барабанного типа пароперегреватель не подвергается химической очистке, он лишь интенсивно про­мывается водой и продувается паром во время пробного пуска агрегата.

Предпусковая химическая очистка обычно состоит из ряда операций, в том числе: предварительная ско­ростная промывка водой, предварительное щелочение (обезжиривание), обработка отложений основными моющими реагентами, удаление отработанного промы­вочного раствора, нейтрализация остатков реагента, пассивация поверхности металла для защиты очищен­ной металлической поверхности от коррозии. Общая продолжительность предпусковой очистки парогенера­тора и тракта питательной воды составляет от 10 до 30 дней.

С целью удаления из контура омыляемых жиров и масел, а также для разрыхления отложений перед кис­лотной промывкой парогенератор подвергается предва­рительному щелочению 1%-ным раствором NaOH или Na₃РО₄ с присадкой эмульгаторов (ОП-7, ОП-10) при температуре 80—90С в течение б—8 ч. При наличии в контуре элементов из аустенитных сталей щелочение производится аммиачным раствором, вводимым в коли­честве, обеспечивающем значение рН = 10. В качестве основного моющего раствора при проведении предпу­сковой очистки поверхности паросилового оборудования от окалины и ржавчины применяется главным образом 3—5%-ный раствор соляной кислоты с присадкой смеси ингибиторов (уротропин, хинолин, катапин, ПБ-5 и др.) в количестве 0,1—0,5%-ного веса моющего раствора.

Для ослабления коррозии под действием хлорного железа в промывочный раствор, помимо ингибиторов, добавляется гидразин-гидрат из расчета примерно 100 мг/кг N₂H₄. Интенсивность коррозионных поврежде­ний под действием ингибированной кислоты при темпе­ратуре, равной 60—70 °С, не должна превышать 15— 20г/(м².ч).

Продолжительность воздействия кислоты и весь ход процесса контролируются анализами. Если кислотность рабочего раствора снизилась практически до нуля, то производится добавление новой порции кислоты. Если темп снижения кислотности рабочего раствора замедля­ется и концентрация кислоты имеет тенденцию стабили­зироваться на некотором уровне, то это свидетельствует об окончании процесса кислотной очистки.

После вытеснения кислоты проводится тщательная водная отмывка с целью полного удаления из всех эле­ментов контура отработавшего кислотного раствора вместе с ржавчиной и окалиной, находящихся во взве­шенном состоянии в вытесняемом растворе и выпавших из него. Для нейтрализации возможных остатков кислых реагентов контур в течение 4—6 ч подвергается после­дующему щелочению 0,2%-ным раствором едкого натра или 0,5%-ным раствором аммиака при температуре 80— 90 °С с принудительной или естественной циркуляцией при огневом подогреве. Далее производятся вытеснение и отмывка щелочного раствора.

Промытый парогенератор опоражнивается, далее вскрываются барабаны и коллекторы водяного эконо­майзера и экранов с целью их осмотра и очистки от шлама, а также производятся вырезки образцов труб для оценки результатов очистки.

Для обеспечения безопасной предпусковой кислотной промывки пароводяного тракта энергоблоков, имеющих элементы пароперегре­вателя и паропроводы, изготовленные из аустенитной стали в ка­честве моющих растворов применяются слабый раствор серной кислоты с гидразином, ингибированные органические кислоты (ли­монная, адипиновая), а также композиции на основе комплексонов (моноцитрат аммония, трилон Б и др.) в сочетании с эффективны­ми ингибиторами (катапин, каптакс и др.). Все растворы этих моющих веществ должны обязательно приготовляться на обессолен­ной воде или конденсате. Для предпусковых химических очисток недренируемых змеевиков испарительной части парогенератора» а также пароперегревателей, изготовленных из аустенитных сталей, широко применяются 2—3%-ный раствор лимонной кислоты и 1— 3%-ный раствор моноцитрата аммония, которые образуют при тем­пературе 92—105 °С с двух- и трехвалентным железом растворимые в воде прочные комплексные соединения, не разрушающиеся при повышении значения рН раствора до 8,0—8,5. Благодаря переходу всех окислов железа в раствор можно при скорости потока 0,5— 1,2 м/сек вывести их из промывочного контура и тем самым пред­отвратить опасность образования в нем местных завалов из отмытых окалин и ржавчины.

Для снижения скорости коррозии основного металла при исполь­зовании лимонной кислоты или моноцитрата аммония необходимо добавлять к моющему раствору смесь ингибиторов (0,02% каптакса и 0,1% ОП-10). Скорость коррозии котельных сталей при примене­нии указанных ингибиторов составляет 3—6 г/{м²-ч). Следует иметь в виду, что применяемые органические ингибиторы при температуре 110—120 °С резко уменьшают свою эффективность и даже разру­шаются.

В СССР получает положительный опыт предпусковая очистка парогенераторов ингибированной 2—3%-ной адипиновой кислотой, которая в несколько раз дешевле моноцитрата аммония, не менее эффективна. Более низкая стоимость и меньшая дефицитность явля­ются основными преимуществами адипиновой кислоты.

Монорастворы комплексонов (ЭДТА, трилон Б) недостаточно эффективно отмывают железоокисные отложения, так как для ком­плексования трехвалентного железа необходимо поддерживать оптимальную величину рН. Успешные результаты были получены при предпусковых промывках с применением композиций комплексо-образующих реагентов, в состав которых входят трилон Б (от 3 до 5 г/кг), лимонная кислота (от 2 до 5 г/кг), а также восстановители (гидроксиламин, гидразин — от 0,2 до 0,5 г/кг), которые переводят трехвалентное железо в двухвалентное.

в) Эксплуатационная очистка парогенераторов и тракта питательной воды

К эксплуатационной очистке парогенераторов бара­банного типа обычно приходится прибегать в том слу­чае, когда на вырезанных образцах труб толщина слоя водонесмываемых отложений достигает 1,0—1,5 мм в конвективных и 0,2—0,3 мм в радиационных поверх­ностях.

Для поддержания должной чистоты внутренней по­верхности парообразующих труб прямоточных пароге­нераторов требуется периодически проводить эксплуата­ционные химические промывки. Продолжительность межпромывочного периода работы прямоточного паро­генератора зависит от допустимой величины образовав­шихся в нем отложений, которая характеризуется поня­тием «солевая емкость» (солеемкость) агрегата.

Для ориентировочных прикидок допустимой продол­жительности работы прямоточного парогенератора меж­ду очередными кислотными промывками можно при­нять солевую емкость в размере 20—30 кг на 100 т/ч номинальной паропроизводительности для котлов с вы­несенной переходной зоной и соответственно 7—10 кг для парогенераторов без вынесенной зоны.

Количество отложений в парогенераторе можно при­ближенно определять путем систематической регистра­ции его нагрузки, а также химического состава пита­тельной воды и проб выдаваемого перегретого пара. При этом следует учитывать и количество солей, вымы­ваемых с поверхности нагрева при водных отмывках, а также временное ухудшение качества питательной во­ды в первые часы после растопок.

Наиболее надежным способом установления опти­мальной продолжительности межпромывочного периода работы для каждого прямоточного парогенератора яв­ляется систематическое вырезание контрольных отрезков труб при остановках парогенератора из наиболее харак­терных в отношении загрязнений участков поверхности нагрева парогенератора (обычно из экономайзера, пере­ходной зоны, ширм, н. р. ч., промежуточного паропере­гревателя) с последующей количественной оценкой от­ложений на этих контрольных отрезках.

Щелочная «выварка» парогенератора барабанного типа осуществляется горячим раствором едкого натра, соды или тринатрийфосфата:

3CaSO₄ + 2 Na₃РО₄ = Са₃(РО₄) ₂ + 3 Na₂SO₄

CaSiO₃ + Na₂CO₃ = CaCO₃ + Na₂SiO₃.

Эксплуатационная промывка парогенераторов бара­банного и прямоточного типов 4—6%-ным раствором ингибированной соляной кислоты позволяет успешно удалять карбонатные, фосфатные и железоокисные от­ложения:

СаСО₃ + 2НС1 = СаС1₂ + Н₂О + СО₂;

FеО + 2НС1 = FеС1₂ + Н₂О;

2Са₃(РО₄)₂ + 6НС1 = ЗСаС1₂ + 2Н₃РО₄;

2Mg₃(PO₄)₂ + 6HCI = 3MgCl₂ + 2H₃PO₄.

Образующиеся в результате воздействия соляной кислоты хлориды кальция, магния и железа хорошо растворимы в воде, вследствие чего они удаляются из очищаемого агрегата вместе с промывочным раствором. При наличии накипи смешанного характера большое значение приобретает растворение кислотой того под­слоя из закиси железа, который является своеобразным цементом, скрепляющим накипь с поверхностью стенки парогенератора. Разрыхление и удаление соляной или серной кислотой этого подслоя приводит к тому, что связь между накипью и металлом или между металлом и слоем окислов ослабляется; накипь взламывается и отваливается. Протекание этого процесса усиливается благодаря выделению пузырьков водорода в результате воздействия кислоты на металл:

Fe + H₂SO₄ = FeSO₄ + H₂;

Fe + 2HCl = FeCl₂ + H₂. виду того, что силикатные накипи не поддаются воздействию одной соляной кислоты, для их удаления применяется смесь соляной и плавиковой кислот либо к промывочному раствору соляной кислоты добавляется 15—20 г/кг фторида натрия или бифторида аммония.

SiO₂ + 6HF = H₂SiF₆ + 2Н₂О

CaSiO₃ + 2HCl + 4HF = CaCl₂ + SiF₄ + 3H₂O;

NaFe(SiO₃)₂ + 4HCl + 8HF = NaCI + FeCl₃ + 2SiF₄ + 6H₂O;

NaAl(SiO₃)₂ + 4HCl + 8HF = NaCI + AlCl₃ + 2SiF₄ + 6H₂O.

Так как фториды ядовиты, то для слива отработан­ных растворов требуются специальные колодцы, в ко­торых осуществляется их обезвреживание.

Перспективными реагентами для проведения эксплуатационных химических очисток парогенераторов являются органические ком­плексующие растворители — комплексоны. Из них в первую очередь находят применение этилендиаминтетрауксусная кислота (ЭДТА) и динатриезая соль ЭДТА (известная под названием трилон Б), кото­рые обладают способностью образовывать высокопрочные, хорошо растворимые и малодиссоциированные комплексонаты. Монорастворы комплексонов особенно эффективно отмывают кальциевые и магни­евые накипи. При наличии в составе отложений кремниевой кислоты и маслянистых загрязнений целесообразно вводить в композиции на основе комплексонов фторид или бифторид аммония и моющие препараты (ОП-7 ОП-10).

Применение в качестве моющих ингибированных растворов ЭДТА и трилона Б не требует проведения специальной дополни­тельной операции по пассивации отмытых поверхностей металла, так как на них остается тонкая защитная пленка магнетита. Воз­можно также использование основного оборудования паросиловой установки без создания специальных промывочных схем. Так, на­пример, для парогенераторов барабанного типа может быть исполь­зована естественная циркуляция при слабом обогреве поверхностей труб, а для прямоточных — рабочая растопочная схема.

Комплексоны применимы при любых конструкционных материа­лах, в том числе и при наличии поверхностей нагрева из аустенитных нержавеющих сталей. Благодаря этому промывка комплексонами или композициями на их основе существенно сокращает дли­тельность химической очистки. В связя с полным разложением комплексонов и комплексонатов при рабочих температурах паро­генераторов не требуется тщательное удаление промывочных раст­воров.

К недостаткам комплексонов (ЭДТА, трилона Б) могут быть отнесены их высокая стоимость и дефицитность, а также значи­тельная зависимость от величины рН их комплексообразующей способности по отношению к отдельным катионам-комплексообразователям. Эксплуатационная очистка парогенератора барабанного типа ТП-170 с применением композиций на основе комплексонов занимает около суток вместо обычных 8—10 суток для очистки минеральными кислотами.

При кислотной очистке парообразующих труб от от­ложений, состоящих в основном из металлической меди, на очищаемой поверхности основного металла остается тонкий слой металлической меди. Для того чтобы избе­жать этого, эксплуатационная химическая очистка па­рогенераторов от отложений меди и магнетита ведется путем заполнения парогенератора и циркуляции в нем 3%-ного раствора лимонной кислоты с добавлением NH₃ до рН=3,5 при 95°С. Затем раствор охлаждается до 60°С, и значение рН повышается до 9—10 дозирова­нием аммиака, а также добавляется окислитель (гипо-хлорит или бромат натрия, персульфат аммония и др.) с последующим растворением полученных окислов меди аммиачным раствором (NH₄OH) и выводом их из котла в форме медноаммиачных комплексов. Далее промы­вочный раствор дренируется, и парогенератор промыва­ется обессоленной водой.

Для удаления водовымывных отложений соединений натрия, кальция и магния прямоточные парогенераторы периодически подвергаются водным промывкам с использованием для этой цели деаэрированного конденсата либо обессоленной воды с температурой 100—250 °С. Скорость движения промывочной воды 0,5-1 м/сек. Сначала водная промывка проводится в течение 2—3 ч по замкнутому контуру: деаэратор — насос — парогене­ратор — растопочный сепаратор — деаэратор, а затем производится вытеснение промывочного раствора из контура, которое продолжается до тех пор, пока жест­кость и щелочность воды на входе в парогенератор и выходе из него будут практически совпадать.

Для периодического удаления отложений, содержащих в основ­ном легкорастворимые соли, могут быть также применены непро­должительные (1—2 ч) пароводяные промывки парогенераторов. С этой целью парогенератор отключается от паровых магистралей, и настолько снижаются давление и нагрузка, чтобы в растопочный сепаратор попеременно поступали влажный и перегретый пар.

Для эксплуатационной очистки конденсаторов при­меняется ряд методов, в том числе непрерывная меха­ническая очистка конденсаторных труб резиновыми шариками и периодическая механическая очистка (ер­шами и водо-воздушными пистолетами) и кислотные промывки.

На рис. 3-9 изображена схема непрерывно действую­щего устройства, с помощью которого рыхлые отложе­ния удаляются из конденса­торных труб. Пористые ре­зиновые шарики диаметром, близким к диаметру труб, рециркулируют в специаль­но созданном контуре. Эти шарики специальным насо­сом или водоструйным эжек­тором 1 через загрузочную камеру 2 подаются в нагне­тательный трубопровод охлаждающей воды и вместе с ней поступают в конденсатор.

Проходя по трубам конденсатора 3, они отдирают рыхлые отложения со стенок конденсаторных труб, по пути омываются в охла­ждающей воде и затем улавливаются конусной стен­кой 4, установленной на сливе охлаждающей воды за конденсатором. Далее резиновые шарики поступают на всас водоструйного эжектора 1, и процесс повторяется.

107

Рис. 3-9. Схема самоочистки

конденсаторов резиновыми ша­риками.

1— водоструйный эжектор; 2 — за­грузочная камера; 3 — конденсатор; 4— патрубок с конусной сеткой; 5 — сливной бак; 6 — насос охлаж­дающей воды; 7 — оградительная сетка.

Загрузка шариков в систему циркуляции и извлечение их из системы для осмотра и замены производятся во время работы турбоагрегата.

Способ тепловой очистки конденсатора предусматривает про­качку воздуха специальным вентилятором через калорифер, где он подогревается до 60° С и выше и далее поступает в конденсаторные трубы через водяную камеру очищаемого сектора конденсатора. Продувка горячим воздухом производится в течение 6—8 ч до полного высыхания отложений внутри труб, когда происходит рас­трескивание и отслаивание отложений. При включении конденсатора эти диспергированные отложения вымываются потоком воды. Такая очистка может производиться по отдельным секторам конденсатора и не требует остановки турбоагрегата.

Для удаления карбонатной накипи применяется промывка кон­денсаторов 4—5%-ным раствором соляной кислоты с добавкой 0,2% ингибиторов (уротропин, тиомочевина, ПБ-5).

Кислотная промывка загрязненных конденсаторов проводится при температуре 50—60 °С в течение 2—3 ч.

Для удаления медно-железистых отложений может быть при­менена промывка конденсатора раствором композиций на основе комплексонов. Состав такой композиции следует подбирать с учетом характера отложений, требующих для своего перевода в раствор поддержания определенной величины рН.

В теплообменниках, где подогреваются сырые или химически обработанные природные воды с преобла­дающей карбонатной жесткостью, в подавляющем боль­шинстве случаев отлагается преимущественно карбонат­ная накипь, и растворение ее ингибированной соляной кислотой, как правило, удовлетворительно идет при температуре промывочного раствора порядка 30—40 °С, С помощью промывочного насоса создается скорость циркуляции кислотного раствора в промываемом аппа­рате не ниже 0,15—0,2 м/сек. Продолжительность про­мывки теплообменных аппаратов ингибированной соля-, ной кислотой составляет 2—4 ч.

ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ

ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПАРА, ОБРАЗОВАНИЕ

ОТЛОЖЕНИЙ ПО ПАРОВОМУ ТРАКТУ

И СПОСОБЫ ИХ УДАЛЕНИЯ

4-1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Переход в пар содержащихся в испаряемой котловой воде продуктов коррозии конструкционных материалов, солей и кремнекислых соединений с последующим пере­носом их насыщенным паром в перегреватель и далее в турбину и образованием отложений в ее проточной части является результатом сложного комплекса физико-химических, физических и тепломеханических про­цессов, взаимосвязанных между собой.

В парогенераторах с многократной циркуляцией раз­деление пароводяной смеси, поступающей в барабан, никогда не бывает полным, поэтому насыщенный пар, выходя из барабана, увлекает с собой некоторое коли­чество капелек котловой воды вместе с содержащимися в ней растворенными солями и щелочами, а также кол­лоидными и грубодисперсными частицами органических и минеральных веществ. При внезапном снижении дав­ления в парогенераторе и значительных колебаниях на­грузки может наблюдаться кратковременное значитель­ное ухудшение качества пара вследствие бросков котловой воды, вызванных набуханием и бурным вски­панием ее. То же имеет место при значительном повы­шении уровня воды в барабане вследствие перепитки парогенератора. Броски котловой воды фиксируются за­метным снижением температуры перегрева пара и по­казаниями солемеров.

С ростом содержания в котловой воде натриевых соединений, органических веществ и взвешенных твер­дых частиц возникает опасность пенообразования. Значительное накопление на поверхности слоя воды пены и вынос ее или продуктов разрушения пены также мо­гут привести к сильному увлажнению и загрязнению пара. Таким образом, одним из факторов загрязнения насыщенного пара является механический унос капелек котловой воды, которые образуются в результате разбрызгивания ее в барабане парогенератора, а также при разрушении паровых пузырьков в процессе набуха­ния и вспенивания котловой воды.

Практически все вещества, содержащиеся в котловой воде, обладают способностью в той или иной мере растворяться в сухом насыщенном и перегретом паре. Характер поведения этих веществ в паровой фазе опре­деляется главным образом их физико-механическими свойствами, а также параметрами пара. С повышением давления и соответственно плотности вырабатываемого в парогенераторе пара заметно возрастает образование истинных паровых растворов различных не­летучих неорганических соединений. При давлении, большем 60 кгс/см², заметно увеличивается растворимость в паре окислов железа и кремниевой кис­лоты. Натриевые соединения (NaOH, NaCl, Na₂SO₄) начинают растворяться в паре при более высоких дав­лениях.

В конечном счете на качество пара, производимого барабанным парогенератором, влияют следующие фак­торы:

а) солевые составы питательной и котловой воды, а также воды, используемой для регулирования темпе­ратуры перегретого пара во впрыскивающих пароохла­дителях;

б) высота и объем парового пространства барабана, способы ввода пароводяной смеси в барабан и способ отвода насыщенного пара из барабана; наличие и эффективность работы внутрикотловых сепарирующих, паропромывочных и других устройств;

в) эксплуатационный режим парогенератора (вели­чина и равномерность нагрузки, положение уровня во­ды в барабане и пр.).

Относительная величина загрязнения пара характе­ризуется коэффициентом уноса Ку, который определяет­ся по формуле Ку = ап / Ак.в

где ап и Ак.в - солесодержание или концентрация како­го-либо вещества в паре и котловой воде, мкг/кг.

В парогенераторах различают унос капельный и избирательный . Унос называют капельным в том случае, когда загрязнение пара происходит вследствие выноса веществ, содержащихся в котловой воде, в пар с капельками последней. Если же загрязнение пара происходит вследствие растворения в сухом насыщенном и перегретом паре некоторых веществ, содержащихся в котловой воде, то такой унос называют избирательным.

Вывод вредных примесей из цикла и поддержание эксплуатационных норм качества котловой воды в паро­генераторах барабанного типа достигаются с помощью непрерывной продувки. На блоках с прямоточ­ными парогенераторами представляется возможным вы­водить из пароводяного цикла только часть примесей, главным образом кальциевых соединений и продуктов коррозии, накапливающихся на поверхностях нагрева парогенераторов, с последующим периодическим удале­нием образовавшихся отложений посредством водной или химической промывок.

Что же касается кремниевой кислоты, натриевых соединений и окислов меди, то их истинная раствори­мость в сухом насыщенном и перегретом паре с. в. д. и с. к. д. значительно выше, чем действительная их кон­центрация в питательной воде прямоточных парогене­раторов. Поэтому практически все количество указан­ных веществ полностью выносится из парогенератора и является источником образования опасных отложений в проточной части турбин. В парогенераторе оседают лишь соединения, характеризующиеся малой раствори­мостью.

Поскольку в перегретом паре, производимом прямо­точными парогенераторами, содержание неорганических соединений примерно такое же, как и в питательной во­де, необходимо обеспечить высокое качество последней, чтобы снабжать турбины паром надлежащей чистоты. С этой целью на ТЭС с прямоточными парогенераторами околокритического и сверхкритического давлений дол­жен, помимо обессоливания добавочной питательной во­ды, проводиться систематический вывод из цикла солей и продуктов коррозии конструкционных материалов, оставшихся в паре по выходе его из турбины, а также попавших в тракт питательной воды с производственны­ми конденсатами и дренажами.

Опыт эксплуатации ТЭС показывает, что при недо­статочной чистоте пара проточные части турбин и паро­перегреватели заносятся натриевыми соединениями, кремниевой кислотой, а также продуктами коррозии 'железа, меди, латуни и никеля. Рентгеноструктурный и термографический фазовый анализы отложений в про­точной части турбин обнаруживают присутствие в них FeO, Fe₂O_3, FegOi, CuO, Cu₂O, Na₂Si0₃, Na₂SO₄, SiO₂ и других примесей. Источниками появления в цикле ТЭС этих веществ являются примеси, проникающие в конденсат с охлаждающей водой через неплотности конденсаторов; проскок тонкодисперсной кремниевой кислоты в обессоленную природную воду, а также не­достаточная коррозионная стойкость труб конденсато­ров и регенеративных подогревателей, изготовленных из латуни, медноникелевых сплавов и монель-металла. По мере усовершенствования методов подготовки пита­тельной воды увеличивается доля загрязнений, прихо­дящихся на продукты коррозии таких конструкционных материалов, как медь, железо, никель, цинк, кобальт и др., что подтверждается составом отложений, обра­зующихся в проточной части турбин современных ТЭС. Так, например, на лопатках и диафрагмах ц. в. д. турбин энергоблоков с. к. д. обнаруживаются отло­жения, состоящие на 85—95% из смеси окиси и закиси меди.

Состав примесей и их концентрация в перегретом паре оказывают влияние как на степень отложения их в проточной части турбины, так и на распределение отложений по ее ступеням. Последнее имеет немаловаж­ное значение, так как в отношении снижения пропуск­ной способности лопаточного аппарата отложение солей в ступенях высокого давления, имеющих небольшие про­ходные сечения, намного опаснее, чем такое же коли­чество отложений, возникшее в ступенях среднего и низ­кого давлений.

Характерным для отложений является неравномер­ность распределения их по отдельным ступеням турби­ны. Загрязнению больше всего подвержены малообте­каемые поверхности либо поверхности, омываемые па­ром с малой скоростью. К первому случаю относятся поверхности, от которых отрывается поток пара: спинки лопаток диафрагм и дисков, кромки лопаток, внутрен­няя поверхность бандажей и т. д. Ко второму случаю относятся поверхности вне потока струи пара: отверстия дисков, неплотности в стыках протечки пара.

Можно утверждать, что лопаточный аппарат турбин энергетических блоков с. к. д. значительно более чувст­вителен к отложениям солей и продуктов коррозии, чем парообразующие и пароперегревательные трубы паро­генераторов. Если парогенератор с. к. д. может, как пра­вило, работать без существенного снижения надежности и экономичности при наличии на его поверхности нагрева 100 кг и более твердых отложений, то даже самые незначительные отложения (несколько килограммов) в проточной части соответствующей турбины (300— 500 Мвт) увеличивают перепад давлений в промежуточ­ных ступенях, и как следствие этого процесса происхо­дит существенное ограничение номинальной мощности турбины. Неравномерное распределение отложений меж­ду рабочими лопатками и соплами приводит к измене­нию степени реакции по ступеням выше расчетных, что обусловливает возрастание осевых усилий, действующих на упорный подшипник. Увеличение шероховатости ло­паток, искажение профилей каналов и перераспределе­ние тепловых перепадов в ступенях из-за отложений приводят к заметному снижению экономичности тур­бины.

Количество веществ, отлагающихся в проточной части турбины за межпромывочный период, которое не сказывается заметно на уменьшении внутреннего к. п. д. турбины и ограничении ее мощности, называют солеемкостью. При наличии водорастворимых отложений и частых остановок турбины, во время которых отложе­ния вымываются, солеемкость турбины можно рассмат­ривать как количество отложений, накапливающихся в ней за период между остановками. Например, соле­емкость турбины 200 мвт оценивается приблизительно в 5 кг.

Основными нормируемыми показателями качества пара на входе в турбину являются допустимые значения его солесодержания и кремнесодержания, при поддер­жании которых обеспечивается достаточно длительная работа турбины без заметного ухудшения ее экономич­ности и снижения мощности. Нормируется также допу­стимая концентрация в паре свободной углекислоты с целью предотвращения коррозии обратных конденсатопроводов, а также оборудования, имеющего детали, изготовленные из латуни или других медных сплавов, подверженных углекислотной коррозии.

Облегчение требований, предъявляемых к качеству пара, вырабатываемого в парогенераторах промышлен­ных ТЭЦ в условиях повышенного солесодержания и кремнесодержания питательной воды, обусловлено:

а) наличием отборного пара, уносящего с собой из цик­ла значительную долю (иногда больше половины) солей, вносимых паром из барабанов парогенераторов;

б) зна­чительными периодическими колебаниями паровой на­грузки турбин, способствующими самоочищению про­точной части и, в частности, выносу с паром смытых загрязнений в отборы.

Для обеспечения повышенных требований к качеству пара на ТЭС с энергоблоками с. к. д. должен осущест­вляться следующий комплекс основных мероприятий:

а) глубокая очистка добавочной питательной воды и конденсатов;

б) обескислороживание и коррекционная обработка питательной воды (дозирование гидразина, аммиака);

в) обеспечение высокой плотности конденса­торов;

г) предотвращение забросов в тракт питательной воды концентрата испарителей;

д) предпусковая и ре­гулярные эксплуатационные химические очистки паро­генераторов и тракта питательной воды;

е) правильный выбор коррозионностойких конструкционных материалов при изготовлении труб для регенеративных подогревате­лей и конденсаторов;

ж) обеспечение эффективной кон­сервации паросилового оборудования во время его простоев;

з) оснащение парогенераторов барабанного типа эффективными сепарирующими и паропромывочными усгройствами;

и) систематическое поддержание нормируемых показателей качества питательной и кот­ловой воды (см. гл. 5).

Применение всего указанного выше комплекса меро­приятий все же не дает гарантии в том, что в условиях длительной эксплуатации проточная часть турбин будет полностью лишена солевых отложений. Поэтому неред­ко возникает необходимость проводить периодические очистки проточной части турбин.

4-2. ПРИЧИНЫ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПАРА

а) Капельный унос

Увлажнение пара в парогенераторе барабанного типа происходит главным образом в результате механи­ческого дробления струй котловой воды, срыва жидкост­ной пленки с поверхности устройств первичной сепара­ции и распыления котловой воды при разрушении оболочек паровых пузырей. Унос капель влаги насыщен­ным паром называют обычно механическим уно­сом.

Распределение капель в паровом пространстве и унос их с паром из барабана зависят от скорости движения пара через зеркало испарения и паровой объем бараба­на, работа которых характеризуется следующими пока­зателями:

а) удельная паровая нагрузка зеркала испарения, выраженная в кубических метрах пара в час на 1 мг зеркала испарения:

б) удельная паровая нагрузка парового объема ба­рабана, выраженная в кубических метрах пара в час на 1м³ парового пространства .

Степень выноса капелек котловой воды с паром за­висит также от скорости выхода пароводяной смеси из парогенераторных труб в барабан, степени погашения живой силы струй смеси внутрибарабанными устройст­вами и от эффективности помещенных в барабане сепарационных устройств.

Существенное влияние на сепарацию из пара капелек котловой воды, выбрасываемых с зеркала испарения и поднимающихся по инерции на определенную высоту, оказывает высота парового пространства в барабане. При малой высоте парового пространства значительное количество таких капелек может достигнуть верха па­рового пространства и попасть в пароотводящие трубы даже при весьма малой скорости подъема пара в паро­вое пространство. С увеличением высоты парового про­странства все большая часть подпрыгивающих капель, не достигнув уровня пароотводящей трубы, выпадает обратно на зеркало испарения. При подаче пароводяной смеси под зеркало испарения возникает явление набу­хания котловой воды в барабане, которое происходит по следующей причине. Пузырьки пара движутся через слой котловой воды толщиной h к.в с некоторой ско­ростью Wп. Это значит, что они находятся в толще воды какое-то время, равное:

t = h к.в / Wп

Чем меньше скорость Wп, тем дольше пузырьки пара находятся в котловой воде. Это ведет к насыщению во­ды паром, т. е. к образованию пароводяной смеси, плот­ность которой заметно меньше плотности воды. В ре­зультате уровень котловой воды в барабане оказывается выше уровня, отмечаемого по стеклу. Набухание котло­вой воды приводит к уменьшению фактической высоты и соответственно рабочего объема парового пространст­ва барабана и тем самым способствует повышению влажности выдаваемого пара. Паровые пузыри, обра­зовавшиеся на поверхности нагрева, всплывают через толщу котловой воды до границы раздела фаз, транс­портируют коллоидные и взвешенные частицы, а затем разрушают поверхностный слой котловой воды и вместе с тонкодисперсными каплями выбрасываются в паровое пространство барабана.

При выбрасывании пароводяной смеси на уровень воды, под уровень ее или на различные отбойные сепарирующие устройства образуется устойчивая пена, которая представляет собой скопле­ние на поверхности раздела фаз всплывших из толщи котловой

воды паровых пузырей, разделенных тонкими жидкостными пленка­ми сложного строения. При разрушении паровых пузырей в верхнем слое пены происходят дробление их пленочных оболочек и не­прерывный унос тонкодисперсной влаги в паровое пространство барабана.

Унос котловой воды из барабана при вспенивания ее зависит главным образом от величины занятого пеной парового объема и набухания водяного объема, сопутствующего вспениванию котло­вой води. Высота слоя пены тем больше, чем больше ее стой­кость, определяемая длительностью существования отдельных па­ровых пузырей.

На интенсивность пенообразованяя и стабильность пены ока­зывает влияние поверхностное натяжение испаряемой воды. Так как пенообразование связано со значительным увеличением по­верхности и требует затраты работы, то этот процесс осущест­вляется тем легче, чем меньше поверхностное натяжение раство­ра. Поэтому присутствие в последнем поверхностно-активных веществ (понижающих поверхностное натяжение) способствует пенообразрванию котливой воды.

Плохо или частично смачиваемые (гидрофобные) частицы шла­ма и продукты коррозии способствуют стабилизации пены, так как они прочно прилипают к поверхности пузырьков пара и вместе с ними переходят в пену, образуя своего рода жесткий каркас, повышающий структурно-механические свойства пены. Твердые частицы, кроме того, препятствуют сращиванию пузырьков в более крупные и тем самым также повышают стойкость пены. Смачиваемые частицы шлама тонут и лишаются пеностабилизирующих свойств. При наличии же в котловой воде масла взвешенные час­тицы адсорбируют его на своей поверхности, теряют способность к смачиванию, всплывают и устойчиво держатся в слое пены, по­вышая прочность ее оболочек. При движении сквозь толщу котловой воды паровых пузырей, оболочки которых имеют армированную структуру, слияние их затруднительно и процесс барботажа идет в виде массы мелких паровых пузырей, всплывающих с пониженной скоростью, что приводит к большему набуханию уровня в барабане. Существенную роль в пенообразовании котловой воды играют общее содержание веществ в котловой воде (солесодержание) и процент содержащихся в ней щелочных соединений. Едкий натр переводит грубодисперсные вещества в коллоидное состояние, наи­более благоприятствующее вспениванию котловой воды, поэтому котловая вода с повышенным содержанием NaOH склонна к интен­сивному и устойчивому пенообразованию.

«Критическим» солесодержанием называ­ют солесодержание котловой воды, начиная с которого происходит резкое ухудшение качества пара, обусловленное вспениванием котловой воды. «Критической» нагрузкой называют то удельное напряжение паро­вого объема, при котором резко возрастает вынос солей с капельками котловой воды.

Величина критической нагрузки парогенератора за­висит от многих факторов: давления, состава растворен­ных и взвешенных веществ в котловой воде и степени дисперсности последних, высоты парового пространства в барабане, эффективности сепарационных и паропромывочных устройств. Критическая нагрузка устанавли­вается на основании специальных теплохимических испытаний (см. гл. 5). В качестве эксплуатационной принимают допустимую нагрузку Dд= (0,7—0,8)DKp,

а в качестве эксплуатационной нормы солесодержания котловой воды принимают допустимую величину

А^д к.в = (0,7-0,8)А^крк.в

С ростом давления пара величины критического соле­содержания и критической нагрузки заметно умень­шаются.

Влияние нагрузки барабана или, точнее, скорости прохода пара через водяной объем барабана на интенсивность вспенивания характеризуется сложной зависимостью: при малых нагрузках уве­личение скорости пара приводит к росту толщины слоя пены {пу­зырьковый режим); при некоторых средних значениях слой пены достигает максимума и мало зависит от нагрузки (пенный режим); при дальнейшем увеличении скорости пара высота слоя пены умень­шается (область интенсивного разрушения пены и перехода к струй­ному режиму). По мере увеличения скорости пара за счет динами­ческого воздействия потока пара на пузырьки пены разрушение пузырьков постепенно распространяется от верхних слоев в нижние, и пена совсем перестает существовать, наступает чисто струйный режим.

При капельном уносе загрязнения поступают в пар с капельками котловой воды, уносимыми им из бара­бана парогенератора, причем количество содержащихся в паре различных веществ пропорционально их концен­трации в котловой воде.

Осушение влажного пара осуществляют специаль­ные сепарирующие внутрикотловые устройства, в том числе отбойные и дроссельные щиты, скрубберы, внутри-барабанные циклоны, пленочные сепараторы, раздели­тельные барабаны и т. д. Эти устройства в условиях нормальной эксплуатации парогенератора обеспечивают влажность насыщенного пара на выходе его из бараба­на порядка 0,01—0,03%.