И СПОСОБЫ УСТРАНЕНИЯ

4.1. Отложения в парогенераторах и теплообменниках

Различные примеси, содержащиеся в нагреваемой и испаряемой воде, могут выделяться в твердую фазу на внутренних поверхностях парогенераторов, испарителей, паропреобразователей, подогревателей и конденсаторов паровых турбин в виде накипи, а внутри водяной массы – в виде взвешенного шлама. Нельзя, однако, провести четкую границу между накипью и шламом, так как вещества, отлагающиеся на поверхности нагрева в форме накипи, могут с течением времени превращаться в шлам и, наоборот, шлам при некоторых условиях может прикипать к поверхностям нагрева, образуя накипь.

Из элементов парогенератора загрязнению внутренних поверхностей больше всего подвержены обогреваемые экранные трубы. Образование отложений на внутренних поверхностях парообразующих труб влечет за собой ухудшение теплопередачи и, как следствие, опасный перегрев металла труб. Как известно, температура стенки со стороны газов при загрязненной накипью поверхности определяется из уравнения:

(4.1)

где t_ст – температура стенки, °С; t_н – температура насыщения (кипящей воды), °С;
q – плотность теплового потока, вт/м²; δ_ст и δ_нак – толщина стенки и слоя накипи, м; λ_ст и λ_нак – коэффициенты теплопроводности стенки и слоя накипи, Вт/(м·°С);
α₂ – коэффициент теплоотдачи от накипи к воде, Вт/(м²·°С).

Как видно из приведенного уравнения, температура стенки пропорциональна плотности теплового потока и толщине накипи и обратно пропорциональна коэффициенту теплопроводности ее.

Радиационные поверхности нагрева современных парогенераторов интенсивно обогреваются топочным факелом. Плотность теплового потока в них достигает 600–700 кВт/м², а значения плотностей местных тепловых потоков могут быть еще выше. Поэтому даже кратковременное ухудшение коэффициента теплоотдачи от стенки к кипящей воде приводит к столь значительному росту температуры стенки трубы (500–600 °С и выше), что прочность металла может оказаться недостаточной, чтобы выдержать возникшие в нем напряжения. Следствием этого являются повреждения металла, характеризующиеся появлением отдулин, свищей, а нередко и разрывом труб.

При резких температурных колебаниях в стенках парообразующих труб, которые могут иметь место в процессе эксплуатации парогенератора, накипь отслаивается от стенок в виде хрупких и плотных чешуек, которые заносятся потоком циркулирующей воды в места с замедленной циркуляцией. Там происходит осаждение их в виде беспорядочного скопления кусочков различных величин и формы, сцементированных шламом в более или менее плотные образования. Если в парогенераторе барабанного типа имеются горизонтальные или слабо-наклонные участки парообразующих труб с вялой циркуляцией, то в них обычно происходит скопление отложений рыхлого шлама. Сужение сечения для прохода воды или полная закупорка парообразующих труб приводят к нарушению циркуляции. В так называемой переходной зоне прямоточного парогенератора докритического давления, где испаряются последние остатки влаги и осуществляется небольшой перегрев пара, образуются отложения соединений кальция, магния и продуктов коррозии. При этом на полупериметре парообразующей трубы, обращенном в топку («огневая» сторона), отложений в 2–3 раза больше, чем на стороне, прилегающей к стенке топочной камеры («тыльная» сторона).

Поскольку прямоточный парогенератор является эффективной ловушкой трудно растворимых соединений кальция, магния, железа и меди, то при повышенном содержании их в питательной воде они быстро накапливаются в трубной части, что значительно сокращает продолжительность рабочей кампании парогенератора.

Для того чтобы обеспечить минимальные отложения как в зонах максимальных тепловых нагрузок парообразующих труб, так и в проточной части турбин необходимо строго поддерживать эксплуатационные нормы допустимого содержания в питательной воде тех или иных примесей. С этой целью добавочная питательная вода подвергается глубокой химической очистке либо дистилляции на водоподготовительных установках. Однако этого недостаточно, так как опасным источником загрязнения конденсата турбин накипеобразователями и натриевыми соединениями являются присосы охлаждающей воды в паровое пространство конденсатора через неплотности (места вальцовки или приварки труб) или через сквозные коррозионные свищи и трещины на стенках трубных пучков. Поэтому в процессе эксплуатации ТЭС требуется уделять большое внимание постоянному поддержанию высокой герметичности конденсатора.

Для борьбы с последствиями загрязнения конденсата турбин солями жесткости вследствие присосов в конденсаторе на ТЭС с парогенераторами барабанного типа питательная и котловая вода подвергается систематической коррекционной обработке разнообразными реагентами (фосфатами, комплексонами и др.), обеспечивающими выпадение накипеобразователей в форме легкоподвижного неприкипающего шлама, выводимого из парогенератора с помощью его периодической продувки. Выявилось, что в условиях конденсатного питания парогенераторов с малой добавкой химически обессоленной природной воды либо дистиллята испарителей, основной составляющей отложений на всем протяжении водопарового тракта являются продукты коррозии конструкционных материалов.

НаТЭС с парогенераторами барабанного типа для предотвращения железоокисных и медноокисных накипей может быть успешно применена коррекционная обработка котловой воды гексаметафосфатом натрия или комплексонами.

На энергоблоках с прямоточными парогенераторами в связи с исключительно высокими требованиями, предъявляемыми ими к качеству питательной воды, должен быть обеспечен возможно более полный вывод окислов железа, меди и других сопутствующих примесей из водопарового цикла энергоблоков. Это достигается путем глубокой очистки всего конденсата пара, прошедшего через турбину, а также конденсатов греющего пара регенеративного и теплофикационного подогревателей.

В целях предотвращения образования накипных отложений в теплофикационных системах подпиточная вода подвергается умягчению либо омагничиванию с последующей термической ее дегазацией.

На многих электростанциях для конденсации отработавшего в турбине пара используются оборотные системы технического водоснабжения с градирнями и брызгальными бассейнами. Основным отличием оборотной системы от прямоточной является упаривание в ней циркулирующей воды, вызывающее возрастание концентрации растворенных в ней накипеобразующих веществ, что приводит к образованию плотной накипи на охлаждаемых поверхностях. Присутствие в циркуляционной воде микроорганизмов способствует образованию на охлаждаемых поверхностях специфических отложений биологического характера.

Наличие отложений на внутренних поверхностях конденсаторных труб, омываемых охлаждающей водой, ухудшает теплоотдачу в конденсаторе и уменьшает проходное сечение труб. Из-за этого повышается температура пара внутри конденсатора, а вследствие роста гидравлического сопротивления системы уменьшается расход охлаждающей воды и соответственно повышается ее нагрев. Оба эти процесса, взаимно усиливая друг друга, ухудшают вакуум и увеличивают удельный расход пара на выработанный киловатт-час, что снижает экономичность турбоагрегатов.

В целях постоянного поддержания нормального вакуума в конденсаторах и предотвращения тем самым снижения КПД турбинной установки на ТЭС проводится эффективная борьба с неорганическими и биологическими загрязнениями конденсаторных труб с применением химических (фосфатирование, подкисление, хлорирование), безреагентных (омагничивание) и термических методов обработки охлаждающей воды.

Как правило, внутренние поверхности вновь смонтированных парогенераторов, оборудования и трубопроводов тракта питательной воды бывают загрязнены ржавчиной, окалиной, сварочным гратом, маслами и т. п. Количество этих загрязнений составляет в среднем 200 - 250 г/м², но иногда оно достигает 350 г/м²и более. Указанные загрязнения возникают в процессе технологической эксплуатации состояния и монтажа парогенератора и вспомогательного оборудования (прокат труб, ковка барабанов, отжиг, гибы, сварка, вальцовка и т. д.), а также в результате атмосферной коррозии во время транспортирования и хранения на монтажных площадках недостаточно герметизированных и пассивированных элементов агрегатов и трубопроводов.

Пуск и наладка загрязненных парогенераторов и тракта питательной воды неизбежно приводят к опасному повышению температуры стенок парообразующих и перегревательных труб и к заносу проточной части турбины кремнекислыми соединениями и окислами металлов. Поэтому вновь смонтированные парогенераторы и тракт питательной воды подвергаются предпусковой химической очистке до начала их наладки и пробной эксплуатации. Предпусковую очистку только в том случае можно признать удовлетворительной, если оставшиеся неотмытые отложения равномерно распределены на поверхности металла и не превышают 50 г/м²для парогенераторов высокого давления (в. д.) и не более 20–25 г/м²для парогенераторов сверхкритического давления.

Выявлено, что даже при нормальном водном режиме ТЭС и соблюдении установленных норм качества питательной и котловой воды отложения, преимущественно состоящие из продуктов коррозии, все же постепенно накапливаются в парогенераторах и регенеративных подогревателях. Эти отложения зачастую отличаются пористостью, иногда они имеют рыхлую структуру: в их состав входят главным образом гидратированные окислы железа (двух- и трехвалентного), а иногда и окислы меди. Улучшение качества конденсатов и питательной воды заметно ослабляет процесс образования эксплуатационных отложений на поверхности паросилового оборудования, но полностью его не устраняет. Следовательно, в целях обеспечения должной чистоты поверхности нагрева необходимо наряду с одноразовой предпусковой очисткой проводить также периодические эксплуатационные очистки основного и вспомогательного оборудования и притом не только при наличии систематических грубых нарушений установленного водного режима и при недостаточной эффективности проводимых на ТЭС противокоррозионных мероприятий, но и в условиях нормальной эксплуатации ТЭС. Проведение эксплуатационных очисток особенно необходимо на энергоблоках с прямоточными парогенераторами.

На основании многолетнего опыта применения химической очистки парогенераторов и пароводяного тракта на отечественных и зарубежных электростанциях установлено, что тщательно проведенные повторные кислотные очистки практически безопасны.

4.2. Состав, структура и физические свойства отложений

Отложения на поверхностях нагрева бывают весьма разнообразными по химическому составу, структуре, плотности и коэффициенту теплопроводности. Наряду с рыхлыми пористыми отложениями, подобными пемзе или туфу, встречаются отложения, которые по твердости и прочности связи с металлом напоминают эмали. Разнообразны также состав и физические свойства котельного шлама.

Образующиеся в парогенераторах отложения могут быть по своему химическому составу подразделены на три основные группы: 1) щелочно-земельные;
2) железные; 3) медные.

В первую группу входят кальциевые и магниевые накипи (карбонатные, сульфатные, силикатные, фосфатные), в составе которых преобладают (до 90 %)
СаСО₃, CaSO₄, CaSiO₃, 5CaO · 5SiO₂ · Н₂О, Ca₃(PО₄)₂, Mg(OH)₂.

Во вторую группу входят железоокисные Fe₂О₃, Fe₃O₄, железофоcфатные Fe₃(PО₄)₂, NaFePO₄ и железосиликатные накипи.

В третью группу входят отложения металлической меди и окислы меди СuО, Сu₂О.

Карбонатная накипь откладывается обычно в форме плотных кристаллических отложений на тех поверхностях нагрева или охлаждения, где отсутствует кипение воды, а среда – нещелочная. Этими поверхностями являются водяные экономайзеры, конденсаторы турбин, водоподогреватели, питательные трубопроводы, тепловые сети и др. В условиях же кипения щелочной воды (в парогенераторах, испарителях) СаСО₃ обычно выпадает в форме неприкипающего шлама.

Сульфатная накипь обладает большой твердостью и большой плотностью.

Силикат кальция образует твердую накипь, крепко пристающую к стенкам поверхности нагрева.

Сложные силикатные накипи имеют разнообразный минеральный состав, так как кремниевая кислота образует накипи не только с катионами кальция и магния, но и с катионами натрия, железа и алюминия (натроферросиликаты и натроалюмосиликаты). В составе сложных силикатных накипей содержится до 40–50 % кремниевой кислоты, 25–30 % окислов железа, меди и алюминия и 5–10 % окиси натрия. Количество же соединений щелочноземельных металлов в этих отложениях обычно не превышает нескольких процентов. Эти сложные бескальциевые силикатные накипи характеризуются разнообразием структур – от пористых и комковых отложений до твердых и плотных образований, ровным слоем покрывающих металлическую поверхность.

При повышенном содержании фосфатов и железа в котловой воде и низкой щелочности последней на внутренних поверхностях парообразующих труб откладываются рыхлые железофосфатные накипи Fe₃(PO₄)₂, NaFePO₄, которые при обстукивании труб сравнительно легко отваливаются от стенок. Характерным для железофосфатных накипей является равномерное распределение их по всей длине трубы.

На внутренней поверхности экранных труб в зонах наибольших температур факела, характеризующихся высокими местными тепловыми нагрузками, откладываются железоокисные накипи главным образом в форме магнетита Fе₃О₄. Анализ отложений, отобранных с внутренних поверхностей нагрева, парогенераторов с. к. д., показывает, что они на 95–98 % состоят из соединений железа. В железоокисных накипях нередко присутствует равномерно распределенная в толще слоя отложений металлическая медь.

При повышенном содержании соединений меди в питательной воде на участках парообразующих труб сплотностью теплового потока, равной или большей 230 кВт/м², или в местах глубокого упаривания котловой воды откладывается и прочно пристает к металлу слоистая накипь, одним из основных компонентов которой является металлическая медь. В отличие от железоокисных накипей распределение меди в толще медной накипи обычно таково, что верхний слой, омываемый котловой водой, содержит наибольшее количество металлической меди (70–90 % веса пробы), а последующие слои накипи по мере приближения к внутренней поверхности трубы содержат все меньший процент меди (10–25 %) при одновременном возрастании количества окислов железа, кремниевой кислоты, фосфатов кальция и других компонентов.

Накипи в большинстве случаев имеют смешанный характер, иногда со значительным преобладанием окислов железа, меди, фосфатов кальция, железо- и алюмосиликатов и других компонентов. В процессе эксплуатации парогенератора при изменениях его гидродинамического и теплового режимов, связанных с ростом нагрузки, возможно образование на стенках парообразующих труб временных натриевых отложений Na₂SO₄, Na₂SiO₃, NaCl, которые, будучи хорошо растворимыми в воде, полностью вымываются со стенок труб парогенератора при его останове либо резком снижении нагрузки.

Находящиеся в котловой воде взвешенные частицы увеличиваются в размере за счет кристаллизации на их поверхности веществ из котловой воды, а также взаимного сцепления, образуя на внутренних поверхностях парогенератора илистые шламовые отложения. В состав котельного шлама входят углекислый кальций СаСО₃, гидрокарбонат магния Mg(OH)₂ · MgCO₃, фосфат магния Mg₃(PО₄)₂, гидроксилапатит Са₁₀(РО₄)₆(ОН)₂, окислы железа Fe₂O₃, Fe₃O₄, окислы меди СuО, Сu₂О, органические вещества и т. д. При наличии в котловой воде кремниевой кислоты гидроокись магния вступает с нею в соединение, образуя при этом серпентин, который обычно выпадает вформе высокодисперсного шлама:

Следует различать:

а) шламы, не прикипающие к поверхностям нагрева и поэтому сравнительно легко выводимые наружу во время работы парогенератора путем периодической продувки последнего; к числу их относятся гидроксилапатит и серпентин, а также карбонат кальция в щелочной среде;

б) шламы, способные при известных условиях прикипать к поверхностям нагрева и являющиеся материалом для образования так называемых вторичных накипей; к числу прикипающих шламов могут быть отнесены гидроокись магния и фосфато-магнезиальные соединения. Отсюда следует, что одной из важных задач организации рационального водного режима парогенераторов с многократной циркуляцией является создание в котловой воде таких условий, при которых накипеобразователи, проникающие в парогенератор с питательной водой, выделялись бы только в форме шлама, неспособного прикипать к стенкам труб и удаляемого из парогенератора с продувочной водой.

Таблица 4.1

Средние значения коэффициентов теплопроводности
для различных видов накипи

Примечание. ^* 1 Вт/(м·°С) = 0,86 ккал/(м·ч·°С).

Теплоизолирующие свойства отложений характеризуются следующими физико-механическими показателями: структурой (пористостью), теплопроводностью, толщиной и силой сцепления их с поверхностью металла.

Структура накипи, характеризующаяся ее пористостью и твердостью, зависит от условий и кинетики образования отложений. Твердость и пористость отложений являются показателями, по которым можно судить о трудности удаления их с помощью скребков, шарошек и других механических способов. Теплопроводность отложений является важной характеристикой, определяющей надежность и экономичность работы парогенераторов и теплообменных аппаратов. Величины коэффициентов теплопроводности отложений зависят от их структуры и химического состава (табл. 4.1). Плотно приставшие к поверхности отложения менее опасны, чем слабосидящие, так как зазор, образующийся между металлической стенкой и отложениями, сильно увеличивает температурный напор и приводит к опасному местному перегреву металла.

Из приведенных данных видно, что наибольшую опасность представляют силикатная накипь и накипь, пропитанная маслом.

Рис. 4.1. Зависимость температуры стенки кипятильной трубы от толщины слоя накипи для различных значений коэффициента ее теплопроводности

На рис. 4.1 изображены кривые, характеризующие влияние толщины и теплопроводности накипи на температуру стенки парообразующей трубы парогенератора. Приведенные значения температур вычислены при следующих условиях: температура топочного пространства 1100 °С; температура котловой воды 200 °С; толщина стенки трубы 5 мм; коэффициент теплопроводности металла трубы 58 Вт/(м·°С); плотность теплового потока 174 кВт/м². Кривые показывают, что достаточно незначительного по толщине слоя (0,1–0,2 мм) малотеплопроводной накипи на поверхности наиболее теплонапряженных экранных труб, чтобы температура металла на внутренней поверхности стенки достигла 500 °С и больше. Температура наружной поверхности стенки трубы при этом еще на 30–40 °С выше, что за сравнительно короткий период работы парогенератора приводит к отдулинам и разрывам парообразующих труб.

4.3. Образование отложений на внутренних поверхностях

нагрева парогенераторов с многократной циркуляцией

и теплообменников