ПРОЦЕССЫ, ПРОТЕКАЮЩИЕ В ПАРО-КОНДЕНСАТНО-ВОДЯНОМ ТРАКТЕ
-
Общие закономерности
Применительно к условиям работы энергоблока ПГУ наибольшую актуальность приобретают процессы коррозии и образования защитных поверхностных образований – защитного поверхностного слоя отложений, накипей, окисных пленок и т.п. В отсутствие такого защитного слоя процессы коррозии могут ускоряться в десятки и даже сотни раз. Формирование поверхностного слоя происходит практически одновременно с началом коррозионного процесса. В результате этого формирования происходит постепенное замедление коррозии металла до некоторого псевдоравновесного уровня взаимодействия металла с кислородом и другими ингредиентами теплоносителя, отвечающего конкретным температурным и гидродинамическим условиям и составу среды. Одним из решающих факторов, определяющих этот уровень, является фактор стационарности (неизменности или постоянства) указанных условий и состава среды.
Формирование защитного слоя в стационарных условиях осуществляется до достижения характерной для этих условий его предельной толщины, после чего разрушение слоя начинает происходить самопроизвольно. Этот фактор наиболее актуален для испарительных поверхностей. Нестационарные факторы, как уже отмечалось, способствуют ускоренной деформации образовавшегося защитного слоя. В условиях горизонтального расположения испарительных труб частички разрушенного слоя могут перемещаться внутри их водяного объема или водяного объема контура КУ с образованием неравномерных по толщине и неоднородных по структуре отложений. В последствии это приводит к местным перегревам металла и к интенсивным локальным коррозионным процессам испарительных поверхностей.
Процессы, протекающие в паро-конденсатно-водяном тракте, можно разделить на следующие большие группы:
– процессы коррозии металла, протекающие при контакте теплоносителя с металлом;
– процессы образования на поверхности оборудования и в теплоносителе твердой фазы из находящихся в его составе растворенных ингредиентов;
– процессы разрушения образовавшейся на поверхности оборудования твердой фазы (пленок, накипи, отложений);
– процессы, связанные с перераспределением примесей между паром и водой.
Для разных участков оборудования и паро-водо-конденсатного тракта эти процессы имеют разную локализацию, разную интенсивность и разную актуальность.
В нестационарных условиях защитный слой испарительных поверхностей подвергается наибольшей деформации в пусковой период КУ. При своевременном включении насосов принудительной циркуляции, т.е. до начала растопки (поступления греющих дымовых газов) КУ, происходит отрыв относительно мелких частичек защитного слоя, которые могут быть увлечены циркулирующим потоком в боковые (входные и выходные) коллекторы и удалены с периодической продувкой. С началом растопки может происходить отделение более крупных частичек слоя с их перемещением и образованием неравномерных отложений.
Продукты коррозии, прежде всего соединения железа, могут накапливаться в застойных зонах с относительно вялой циркуляцией среды: в баке-аккумуляторе деаэратора и в конденсатосборнике конденсатора паротурбинной установки, что в определенные периоды эксплуатации оборудования может служить причиной повышения содержания этих продуктов в теплоносителе. Поэтому указанные зоны надо периодически очищать, например способом механической очистки, от накопившихся загрязнений.
Существенным поставщиком продуктов коррозии в пароводяной цикл энергоблока может также служить обессоленная вода, в особенности при больших расходах подпиточной воды, так как эта вода содержит большое количество кислорода при относительно низком значении ее рН.
При кристаллизации в пристенном слое котловой воды истинно растворенных примесей, когда достигается предел их растворимости, образуется накипь плотной структуры из соединений железа, кремниевой кислоты, сульфата кальция и др. Рыхлые отложения образуются путем прикипания взвешенных частиц, присутствующих в котловой воде.
При контакте внутренних поверхностей оборудования с перегретым паром происходит образование окисной магнетитовой пленки:
3Fe + 4H2O → Fe3O4 + 4H2
Эта пленка создается при температуре около 570 °С и в отсутствие кислорода. При температуре выше 570 °С (на стали перлитного класса) образуется окалина.
Пароперегревательные поверхности КУ парогазового энергоблока ТЭС при его стационарной нагрузке работают в относительно благоприятных температурных условиях. Неприятности могут ожидаться при существенном солевом заносе этих поверхностей, в особенности в периоды простоев. Такой занос возможен при нарушениях воднопродувочного режима (закрытии непрерывной продувки или возврате продувочных котловых вод в пароводяной цикл) с превышением критического солесодержания котловой воды, при неисправности внутрикотловых устройств очистки пара, а также в пусковой период и в периоды сброса давления в котле вследствие "набухания" котловой воды и заброса ее в пароперегреватель.
Солевые отложения удаляются из пароперегревателя промывкой его конденсатом или питательной водой, путем подачи воды сразу во все змеевики (общая промывка) или поочередно в каждый змеевик (индивидуальная промывка).
На остановленном оборудовании может развиваться так называемая стояночная коррозия. Интенсивность стояночной коррозии при отсутствии специальных мер по её предупреждению увеличивается с повышением относительной и абсолютной влажности атмосферы и с увеличением удельной электропроводимости электролита, покрывающего поверхность металла во время простоев оборудования.
Переход примесей из котловых вод в пар происходит по двум основным механизмам:
– капельный вынос котловой воды в пар;
– переход примесей из котловой воды в пар по избирательному, молекулярному механизму.
-
Величина капельного выноса зависит от исправности и совершенства внутрикотловых устройств очистки пара. Молекулярный (избирательный) вынос зависит от давления насыщенного пара и природы переходящего в пар вещества.
Содержание солей натрия в парах КУ для корпусов ВД и НД определяется практически только механизмом капельного выноса. Кремнесодержание паров НД зависит преимущественно от капельного выноса, а для паров НД – преимущественно от избирательного выноса при нормальной работе внутрикотловых устройств очистки пара.
Для соединений железа и меди наиболее характерен избирательный вынос, который обычно в несколько раз превышает вывод этих соединений из корпуса котла при рабочем размере его непрерывной продувки. Кроме того, большая часть соединений железа, а также и меди переходит из котловых вод в отложения. В связи с этими факторами, содержание продуктов коррозии в котловых водах мало зависит от размера непрерывной продувки, поэтому для снижения скорости образования отложений продуктов коррозии на испарительных поверхностях необходимы прежде всего меры по снижению содержания этих продуктов в питательной воде.
Для газовых компонентов (кислород, аммиак, углекислота) характерны очень высокие коэффициенты избирательного выноса. По этой причине в котловых водах КУ не обнаруживается кислород, а аммиак обнаруживается только в следовых количествах в корпусе ВД, влияние которых на водно-химический режим (ВХР) котла в условиях наличия других примесей котловых вод (прежде всего фосфатов) обычно незначительно. По этой же причине в котловых водах не обнаруживаются соединения углекислоты. Карбонаты и бикарбонаты натрия разлагаются с образованием в котловой воде NaOH, повышающем её гидратную щелочность и рН, и с переходом в пар CO2, понижающим рН паров.
Кроме карбонатов и бикарбонатов, с питательной водой в котел поступают также органические соединения, содержащиеся в обессоленной воде. При их разложении может происходить подкисление и понижение рН котловых вод, в том числе до опасных пределов. Для предотвращения такой опасности и поддержания рН котловых вод в определенных пределах служат фосфаты, вводимые в барабаны КУ. Другое назначение фосфатов: перевод исходных солей жесткости в их соединения с фосфатами с отрицательным температурным коэффициентом осаждения, вследствие чего образуются так называемые шламовые формы. Этот шлам преимущественно находится в толще котловой воды, однако со временем он может прикипать к поверхностям теплообмена, поэтому требуется его периодическое удаление из КУ. Шлам, циркулируя в испарительной части котла, проходит входные и выходные коллекторы, соединяющие испарительные трубы, и постепенно накапливается в нижних точках КУ, откуда и выполняется периодическая продувка.
Образование шламо- или накипеобразующих соединений фосфатов с катионами жесткости зависит от рН среды. При понижении рН происходит образование нешламовых форм. Такие условия могут создаваться в питательной воде, рН которой ниже против рН котловых вод. По этой причине нежелательно возвращать фосфаты продувочных вод в цикл ТЭС, например через их сброс в бак запаса конденсата. Кроме того, возврат котловых вод в цикл блока любым из возможных способов равносилен, с точки зрения баланса вывода примесей, закрытию непрерывной продувки.
-
Процессы коррозии и образования отложений
Коррозионные повреждений котлов-утилизаторов встречаются чаще, чем на обычных котлах. Установлено, что:
– коррозия не проявляется в опасных размерах ни при одном из методов водообработки (аминировании, фосфатировании, использовании нелетучей щелочи), если испытываемая поверхность была чиста;
– коррозия начинается непосредственно после накопления отложений, и скорость ее прямо пропорциональна росту температуры металла, вызываемому этими отложениями;
– отложения концентрируются преимущественно на обогреваемых участках парогенерирующей поверхности;
– наличие на парогенерирующей поверхности пористых отложений снижает уровень "критических параметров" (теплового потока, массовой скорости, паросодержания, давления), при котором совершается переход от устойчивого пузырькового кипения к нестабильному режиму пленочного кипение на поверхности нагрева.
-
Влияние тепловой нагрузки на интенсивность отложений проявляется в том, что с повышением тепловой нагрузки возрастает температура стенки парогенерирующей трубы, а повышение температуры стенки трубы интенсифицирует прикипаемость частиц к поверхности нагрева.
В свою очередь образование отложений способствуют повышению температуры стенки трубы. Таким образом, получается самоускоряющийся процесс.
Количество накипи на определенном участке поверхности нагрева увеличивается с течением времени неравномерно. Постепенно достигается состояние, когда рост накипи компенсируется ее отслаиванием, о чем свидетельствуют многочисленные участки, свободные от накипи, обнаруживаемые среди значительных отложений на внутренних поверхностях труб ряда парогенераторов как среднего, так и высокого давления.
Единственным практическим методом поддержания чистоты внутрикотловой поверхности является проведение периодических химических промывок.
Коррозия при простоях, или стояночная коррозия, продолжает оставаться одним из самых разрушительных видов поражения металла. Во многих случаях при простоях котлы подвергаются существенно более интенсивной коррозии, чем в рабочем состоянии. При этом опасна не только интенсификация стояночной коррозии, но и последующее усиление коррозии под нагрузкой за счет развития в процессе работы очагов стояночной коррозии. Из этих очагов могут, в частности, активно развиваться подшламовая и пароводяная коррозия металла экранных труб, коррозионно-усталостные и коррозионно-термические разрушения.
Стояночная коррозия вызывается одновременным воздействием воды (влаги) и кислорода. Для ее предупреждения требуется надежное исключение по крайней мере одного из этих факторов.
Развитию этой коррозии способствует скапливающийся на внутрикотловой поверхности шлам, удерживающий влагу. Повышенное солесодержание воды также ускоряет стояночную коррозию. С повышением рН воды стояночная коррозия протекает менее интенсивно. Чем выше солесодержание воды, тем выше должно быть значение рН для ослабления стояночной коррозии.
Особенно сильно подвержены коррозии участки внутренней поверхности парогенераторов, которые покрыты водорастворимыми солевыми отложениями, например змеевики пароперегревателей. Во время простоев парогенераторов эти отложения поглощают атмосферную влагу с образованием на поверхности металла высококонцентрированного раствора натриевых солей. При свободном доступе воздуха процесс коррозии под солевыми отложениями протекает интенсивно.
Стояночная коррозия усиливает процесс разъедания котельного металла во время работы парогенератора. Образующаяся ржавчина, состоящая из окислов железа высокой валентности Fe(OH)3, во время работы парогенератора играет роль деполяризатора, что ведет к интенсификации коррозии металла в процессе эксплуатации агрегата. При последующем простое агрегата восстановленная ржавчина опять приобретает способность вызывать коррозию вследствие поглощения ею кислорода воздуха.
-
Факторы, воздействующие на водно-химический режим
Предпосылкой процесса наиболее распространенной подшламовой коррозии является поступление в котлы из питательного тракта окислов железа и меди. Другая возможность этого процесса связана с накоплением в котлах собственных окислов железа в результате стояночной коррозии. Одним из эффективных методов предупреждения подшламовой, особенно "ракушечной" коррозии является уменьшение содержания в питательной воде продуктов коррозии.
Предупреждение коррозии элементов конденсатно-питательного тракта и выноса из него окислов железа и меди можно достигнуть максимальным выводом из пароводяного цикла неконденсирующихся газов – кислорода и угольной кислоты.
Прежде всего, нужно обратить внимание на содержание в конденсате кислорода, который может появиться за счет подсоса воздуха в хвостовой части турбин, а также через арматуру и сальники конденсатных насосов. Для обеспечения высокого качества конденсата, в частности при низких паровых нагрузках, главным требованием является высокая воздушная плотность вакуумной системы турбоустановки.
Увеличению содержания в питательной воде продуктов коррозии способствует также проведение предпусковых операций на недеаэрированной воде, а также резкие колебания рН питательной воды и доз гидразина и аммиака, в особенности при ручной регулировке коррекционной обработки воды. К загрязняющим составляющим питательной воды могут относиться: конденсат бойлеров, воды дренажных баков, баков низких точек, бака слива из котла и даже баков запаса конденсата, если эти потоки возвращаются в цикл без их предварительной очистки. В частности, нужно обратить внимание на недопустимость возврата в цикл вод непрерывной продувки без их предварительной очистки, включая обессоливание этих вод.
НОРМИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВОДНОГО РЕЖИМА
Существуют разные подходы к нормированию показателей водно-химического режима. Чаще всего они устанавливаются на основе нормативных документов, требований Заказчика, поставщиков или производителей оборудования. В ряде случаев, нормы устанавливаются исходя из тех или иных технологических соображений, например нормы для котловой воды могут устанавливаться по результатам теплохимических испытаний.
Нормы качества воды и пара представляют собой перечень регламентированных значений водно-химических характеристик пара и воды. То есть, тех значений водно-химических показателей теплоносителя, которые должны быть выдержаны в процессе ведения ВХР оборудования ТЭС.
Существуют отдельные нормы для питательной воды, для котловых вод, для пара, для турбинного конденсата и также для подпиточной (добавочной) воды.
Необходимость подразделения норм на несколько групп связана с особенностями процессов, протекающих в разных точках пароводяного тракта. Часть норм для питательной воды – общее солесодержание или электропроводность воды и содержание кремниевой кислоты – устанавливается для обеспечения необходимого качества котловой воды и получаемого из нее пара. Содержание натрия и кремнекислоты в парах нормируется для обеспечения минимального заноса отложениями проточной части турбины. В свою очередь, для снижения в питательной воде продуктов коррозии и солей жесткости, нормируется содержание этих примесей в турбинном конденсате. Одновременно нормируется содержание коррозионно активных агентов: кислорода и, косвенно (через показатели электропроводности и рН), соединений углекислоты.
Показатель электропроводности имеет три разных представления:
U – электропроводность прямой (не обработанной) пробы;
Uh – электропроводность Н-катионированной пробы;
Uhd – электропроводность Н-катионированной дегазированной пробы.
Эти представления включают в себя разный и не всегда правильно интерпретируемый смысл. Их различие можно проиллюстрировать на примере:
Таблица 5.1 – Электропроводности воды с различными примесями
-
-
Примеси воды
|
CO2, мг/кг
|
0,2
|
0,4
|
0,6
|
0,8
|
1
|
NH3, мг/кг
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
Na, мкг/кг
|
20
|
20
|
20
|
20
|
20
|
Измеренные значения электропроводности
|
U, мкСм/см
|
5,71
|
5,49
|
5,37
|
5,29
|
5,23
|
Uh, мкСм/см
|
0,80
|
1,04
|
1,23
|
1,38
|
1,51
|
Uhd, мкСм/см
|
0,37
|
0,37
|
0,37
|
0,37
|
0,37
|
В условиях автоматизированной коррекционной обработки теплоносителя нормы качества питательной воды и составляющих ее потоков должны быть такими, чтобы при их выполнении обеспечивались условия правильного проведения этой обработки. В приведенном выше примере вклад натрия (вернее NaCl) при прямом измерении составляет 0,11 мкСм/см, что находится на уровне 2% от электропроводности прямого замера, используемого при автоматизированным ведением аминирования питательной воды. Кроме натрия, в питательной воде находятся соли жесткости и другие сторонние (не относящиеся к NH3 и CO2) компоненты, воздействующие на электропроводность воды. Допустимый уровень этого воздействия обусловливается нормой на электропроводность Н-катионированной дегазированной пробы питательной воды.
При контроле выполнения норм по результатам химических замеров надо иметь ввиду:
– характеристики проб (такие, как рН, электропроводность, гидратная щелочность) могут существенно меняться в результате поглощения CO2 из окружающей воздушной среды;
– пробы могут загрязняться при попадании в них пыли из окружающей воздушной среды;
– в пробоотборниках происходят процессы перераспределения продуктов коррозии и, в меньшей мере, других примесей между отложениями в пробопроводных линиях и отбираемой средой, поэтому анализы на продукты коррозии в переходных режимах (в особенности при пусках) могут быть непредставительными, а в стационарных режимах следует отбирать пробу не ранее, чем через два часа после продувки пробоотборной точки.
Помимо указанных соображений нормы должны соответствовать требованиям Правил технической эксплуатации РФ и стандарта EN 12952-12.
С учетом вышесказанного, качество перегретого и насыщенного паров ВД должно отвечать следующим нормам:
Соединения натрия, мкг/кг, не более 10
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более 15
Значение рН не менее 7,5
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной дегазированной
пробы при 25°С, мкСм/см, не более 0,2
Для перегретого и насыщенного паров НД устанавливаются следующие нормы:
Соединения натрия, мкг/кг, не более 15
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более 25
Значение рН не менее 7,5
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной дегазированной
пробы при 25°С, мкСм/см, не более 0,3
Качество питательной воды устанавливается по условию обеспечения необходимого качества насыщенного и перегретого паров испарителя ВД, а также условию минимального загрязнения воды посторонними примесями, при котором не нарушается процесс автоматизированного аминирования питательно воды, и должно соответствовать следующим нормам:
Общая жесткость, мкг-экв/кг, не более 1
Соединения железа, мкг/кг, не более 20
Соединения меди перед деаэратором, мкг/кг, не более 3
Растворенный кислород после деаэратора мкг/кг, не более 10
Избыток гидразина, мкг/кг 20-60
Значение рН 9,1 ± 0,1
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной дегазированной
пробы при 25°С, мкСм/см, не более 0,3
нефтепродукты, мг/дм3 0,1
Общий органический углерод, мкг/кг, не более 200
кроме того, до уточнения по результатам теплохимических испытаний и размере непрерывной продувки до 1%:
Соединения натрия, мкг/кг, не более 15
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более 40
Качество котловой воды корпуса ВД (до уточнения по данным теплохимических испытаний):
Значение рН 9,3 – 10,5
удельная электропроводимость (прямое измерение), мкСм/см, не более 100
Избыток фосфатов, мг/кг 4 – 6
Соединения натрия, мг/кг, не более 20
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более 4000
Расход воды на непрерывную продувку корпуса ВД предлагается поддерживать на уровне 0,5-1% от паропроизводительности корпуса при стационарном режиме работы КУ и не более 3% в периоды пусков и временного ухудшения качества питательной воды (при пусках после капитального ремонта, длительного простоя и первом пуске – до 5%).
Качество котловой воды корпуса НД (до уточнения по данным теплохимических испытаний):
Значение рН 9,3 – 10,5
Удельная электропроводимость (прямое измерение), мкСм/см, не более 150
Избыток фосфатов, мг/кг 4 – 6
Соединения натрия, мг/кг, не более 30
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более 6000
Расход воды на непрерывную продувку корпуса НД поддерживается на уровне 0,3-0,5% от паропроизводительности корпуса при стационарном режиме работы КУ и не более 3% в периоды пусков и временного ухудшения качества питательной воды (при пусках после капитального ремонта, длительного простоя и первом пуске – до 5%).
Качество конденсата турбин должно отвечать следующим нормам, не более:
– общая жесткость, мкг-экв/дм3 1
– растворенный кислород, мкг/дм3 20
– удельная электрическая проводимость Н-катионированной
дегазированной пробы при 25°С, мкСм/см 0,25
Качество добавочной обессоленной воды, как и других составляющих питательной воды, должно быть таким, чтобы не нарушались нормы для питательной воды, и должно быть следующим:
– удельная электропроводимость (прямое измерение) при при 25°С, мкСм/см,
не более 0,2
– значение pH при 25°С, не менее 6,5
– силикаты в пересчёте на диоксид кремния (SiO2), мкг/дм3, не более 30
– натрий, мкг/дм3, не более 15
|
